Schlumberger meldet Ergebnisse für drittes Quartal 2007

HOUSTON--(BUSINESS WIRE)--Schlumberger Limited (NYSE:SLB) meldete heute für das dritte Quartal 2007 Umsatzerlöse von 5,93 Mrd. USD im Vergleich zu 5,64 Mrd. USD im zweiten Quartal 2007 und 4,95 Mrd. USD im dritten Quartal 2006.

Der Gewinn im operativen Geschäft vor Anrechnungen und Belastungen betrug 1,35 Mrd. USD, was einer sequenziellen Steigerung von 8 % und einer Steigerung von 35 % im Jahresvergleich entspricht. Der verwässerte Gewinn pro Aktie betrug 1,09 USD gegenüber 1,02 USD im vorhergehenden Quartal und 0,81 USD im dritten Quartal des Jahres 2006.

Die Umsatzerlöse des Geschäftsbereichs Oilfield Services in Höhe von 5,13 Mrd. USD stiegen sequenziell um 3 % und um 19 % auf Jahresbasis. Der operative Gewinn vor Steuern in Höhe von 1,51 Mrd. USD stieg sequenziell schwach, jedoch um 23 % im Jahresvergleich.

Die Umsatzerlöse von WesternGeco in Höhe von 794 Mio. USD erhöhten sich sequenziell um 19 % und um 20 % im Vergleich zum Vorjahr. Der operative Gewinn des Geschäftsbereichs vor Steuern von 306 Mio. USD stieg sequenziell um 42 % und um 32 % im Jahresvergleich.

Andrew Gould, Vorsitzender und CEO bei Schlumberger kommentierte: „Das Wachstum im dritten Quartal wurde durch die Nachfrage auf den internationalen Märkten angetrieben, hierbei fallen besonders Lateinamerika, Russland, China und Indonesien ins Gewicht. In Nordamerika wurde der erhöhte Betrieb in Kanada jedoch durch die schwächere Preisgestaltung bei Druckpumpen-Leistungen in bestimmten Regionen auf dem Festland und durch starke Umsatzeinbußen im Golf von Mexiko ausgeglichen. Grund hierfür war die Verlegung zahlreicher Bohrstellen an Übersee-Standorte und der Verlust von rund 15 Betriebstagen durch wetterbedingte, vorsorgliche Betriebspausen.

WesternGeco konnte den stärksten Technologiezuwachs verzeichnen, da sich dieser Geschäftsbereich von den Trockendock- und Schiffsumstellungen im zweiten Quartal erholte. Aufgrund des fortgesetzten Einsatzes von Akquisitionstechniken der fortschrittlichen Q-Technologie konnten wir in diesem Quartal bei Akquisitionen im Seebereich Rekordumsätze verbuchen. Das Wachstum in anderen Technologiebereichen spiegelt die soliden Aktivitäten im Bereich Integrated Project Management (IPM) und die rege Nachfrage nach Wireline, Drilling-&-Measurement-Leistungen wider, denen vor allem auf den Überseemärkten ein starkes Interesse entgegengebracht wurde.

Für die unmittelbare Zukunft wird eine leichte Erholung von den geringen Bohraktivitäten im Golf von Mexiko und eine Stabilisierung der Erdgasaktivitäten in Kanada und den USA erwartet. Begründet liegt dies sowohl in weiterhin relativ hohen Produktionsniveaus als auch in den günstigen Gasspeicherniveaus vor Winterbeginn. In Folge wird der Preisverfall bei Druckpumpen-Leistungen weiter anhalten. Trotz der gegenwärtigen Lage sind wir weiterhin der Auffassung, dass das nordamerikanische Erdgasangebot zur Bekämpfung des Produktionsrückganges anhaltende Aktivitäten fordert und Technologien vonnöten sind, um die Produktionsrate bei Vorkommen geringerer Qualität zu steigern. In Übersee wird sich das Wachstum kontinuierlich fortsetzen. Die Auswirkungen des Winterwetters und Projektverzögerungen in bestimmten Ländern können jedoch zu unterschiedlichen Wachstumsraten in den Regionen führen.

Die weltweite Nachfrage nach Öl bleibt hoch, während das Angebot aus Nicht-OPEC-Ländern weiterhin enttäuschend ist. Rückgangsraten in entwickelten Gebieten und anhaltende Projektverzögerungen stehen einer Steigerung des Angebotes aus Nicht-OPEC-Ländern im Weg, während die Branche aufgrund von Personal- und Ausrüstungsengpässen nur unzureichend reagieren kann.“

Sonstige Ereignisse

• Im Rahmen des angekündigten 40 Mio. USD-Aktienrückkaufprogramms, das im zweiten Quartal 2006 vom Aufsichtsrat genehmigt wurde, kaufte Schlumberger im dritten Quartal 2007 3,1 Millionen Aktien zu einem Durchschnittskurs von 93,62 USD je Aktie im Gesamtwert von 293 Mio. USD zurück. Bis zum 30. September 2007 wurden in diesem Rückkaufprogramm 24,1 Millionen Aktien zurückgekauft.

Konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung
		(In Tausend, außer Angaben je Aktie)
		Drittes Quartal							Neun Monate
Für Zeiträume bis zum 30. September			2007			2006				2007			2006
Umsatzerlöse		$	5 925 662		$	4 954 818			$	17 028 829		$	13 880 610
Zinsen und andere Erträge(1)(3)			107 578			70 699				288 685			199 781
Aufwendungen
Verkaufte Güter und Dienstleistungen(3)			3 905 095			3 361 555				11 264 310			9 605 372
Forschung & Technik(3)			190 194			149 538				531 971			449 834
Marketing			21 904			17 632				58 585			49 474
Allgemeine & administrative Aufwendungen			137 260			117 176				375 576			323 615
Zinsaufwand			68 622			62 351				203 039			171 616
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Steuern und Minderheits-beteiligungen			1 710 165			1 317 265				4 884 033			3 480 480
Ertragssteuern(3)			356 168			317 434				1 090 730			852 504
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheits-beteiligungen			1 353 997			999 831				3 793 303			2 627 976
Minderheits-beteiligungen(3)			-			(7	)			-			(48 741	)
Nettogewinn(3)		$	1 353 997		$	999 824			$	3 793 303		$	2 579 235
Verwässerter Gewinn je Aktie(3)		$	1,09		$	0,81			$	3,08		$	2,09
Durchschnittlich im Umlauf befindliche Aktien			1 194 175			1 183 683				1 185 624			1 182 795
Durchschnittlich im Umlauf befindliche Aktien mit angenommener Verwässerung			1 243 808			1 243 966				1 238 675			1 243 579
Im Aufwand enthaltene Abschreibungen(2)		$	497 661		$	392 765			$	1 399 570		$	1 122 410

1)		Enthält Zinserträge von:
			Drittem Quartal 2007 - 44 Mio. USD (2006 - 25 Mio. USD)
			Neun Monaten 2007 – 114 Mio. USD (2006 - 90 Mio. USD)
2)		Einschließlich Kosten für seismische Multiclient-Daten.
3)		Für Belastungen und Anrechnungen, siehe Seite 6.

Kurzbilanz
		(In Tausend)
Aktiva		30. September 2007			31. Dezember, 2006
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Anlagen		$	3 238 119		$	2 998 873
Sonstiges Umlaufvermögen			7 697 610			6 186 789
			10 935 729			9 185 662
Festverzinsliche Anlagen, die bis Fälligkeit gehalten werden			382 582			153 000
Anlagevermögen			6 686 750			5 576 041
Seismische Multiclient-Daten			223 100			226 681
Goodwill			5 079 953			4 988 558
Sonstige Vermögenswerte			2 998 400			2 702 196
		$	26 306 514		$	22 832 138
Passiva und Eigenkapital
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Verbindlichkeiten a. L.u.L. und Rechnungsabgrenzungsposten		$	4 158 374		$	3 848 017
Geschätzte Steuerverbindlichkeit			1 026 290			1 136 529
Bankdarlehen und kurzfristiger Anteil langfristiger Verbindlichkeiten			770 776			1 321 529
Wandelanleihen			491 609			-
Dividendenverbindlichkeiten			210 660			148 720
			6 657 709			6 454 795
Wandelanleihen			443 015			1 424 990
Sonstige langfristige Verbindlichkeiten			3 598 761			3 238 952
Altersruhegeldleistungen			951 394			1 036 169
Sonstige Verbindlichkeiten			637 915			257 349
			12 288 794			12 412 255
Eigenkapital			14 017 720			10 419 883
		$	26 306 514		$	22 832 138

Nettoverbindlichkeiten

„Nettoverbindlichkeiten" sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich liquider Mittel, kurzfristiger Anlagen und festverzinslicher Anlagen, die bis zur Fälligkeit gehalten werden. Nach Auffassung der Geschäftsleitung bieten „Nettoverbindlichkeiten“ sinnvolle Informationen über den Verschuldungsgrad von Schlumberger. Nachstehend sind die Nettoverbindlichkeiten im Einzelnen angegeben:

		(In Millionen)
Neun Monate			2007
Nettoverbindlichkeiten am 1. Januar 2007		$	(2 834	)
Nettogewinn			3 793
Abschreibungen			1 400
Überschuss der Kapitalerträge über die Dividendenerträge			(128	)
Zunahme des Betriebskapitalbedarfs			(856	)
US-Rentenbeiträge			(150	)
Investitionsausgaben(1)			(2 207	)
Dividendenzahlungen			(562	)
Erlöse aus Aktienplänen für Mitarbeiter			521
Aktienrückkaufprogramm			(798	)
Geschäftsübernahmen			(196	)
Umwandlung von Anleihen			490
Sonstiges			(64	)
Umrechnungseffekt bei Nettoverbindlichkeiten			(92	)
Nettoverbindlichkeiten am 30.September 2007		$	(1 683	)
Bestandteile der Nettoverbindlichkeiten		30. Sept., 2007					31. Dez., 2006
Barmittel und kurzfristige Anlagen		$	3 238				$	2 999
Festverzinsliche Anlagen, die bis Fälligkeit gehalten werden			383					153
Bankdarlehen und kurzfristiger Anteil langfristiger Verbindlichkeiten			(771	)				(1 322	)
Wandelanleihen			(934	)				(1 425	)
Sonstige langfristige Verbindlichkeiten			(3 599	)				(3 239	)
		$	(1 683	)			$	(2 834	)
(1) Einschließlich Ausgaben für seismische Multiclient-Daten.

Belastungen & Anrechnungen

Der Nettogewinn der neun Monate 2006 enthielt die Auswirkung folgender Belastungen & Anrechnungen:

																		(In Millionen, außer Angaben je Aktie)
	Neun Monate 2006
	Vorsteuern			Steuern				Mindest-anteil				Netto			Verwäs-serter GjA			Klassifizie-rung in der GuV-Rechung
Reingewinn gemäß konsolidierter GuV-Rechnung	$	3480,5		$	852,5			$	(48,8	)		$	2579,2		$	2,09
Rückaddition von Belastungen & Anrechnungen
- Noch nicht abgeschl. Kosten für Forschungs- und Entwicklungs-projekte WesternGeco		21,0			-				-				21,0			0,02		Forschung & Technik
- Verlust aus Verkauf von Anlagen zur Finanzierung der WesternGeco-Transaktion		9,4			-				-				9,4			0,01		Zins- und sonstige Erträge
- WesternGeco Visa-Abrechnung		9,7			(0,3	)			(3,2	)			6,8			0,01		Kosten verkaufter Güter und Dienstleis-tungen
- Sonstige Kosten für laufende Forschungs- und Entwickl.-Projekte		5,6			-				-				5,6			-		Forschung & Technik
Reingewinn vor Belastungen & Anrechnungen	$	3526,2		$	852,2			$	(52.0	)		$	2622,0		$	2,13
Effektiver Steuersatz:
- GAAP		24,5 %
- vor Belastungen & Anrechnungen		24,2 %

Geschäftsüberblick
Geschäftsbereiche
(In Millionen USD)
		Drittes Quartal									Neun Monate
			2007			2006		% chg				2007			2006		% chg
Oilfield Services
Umsatzerlöse		$	5128		$	4297		19	%		$	14 862		$	12 134		22	%
Betriebsergebnis vor Steuern		$	1505		$	1223		23	%		$	4424		$	3316		33	%
WesternGeco
Umsatzerlöse		$	794		$	661		20	%		$	2165		$	1754		23	%
Betriebsergebnis vor Steuern		$	306		$	232		32	%		$	789		$	550		43	%

Das Betriebsergebnis vor Steuern stellt den Gewinn des Geschäftsbereichs vor Steuern und Minderheitsbeteiligungen dar. Im Betriebsergebnis vor Steuern sind Konzernaufwendungen, Zinserträge, Zinsaufwand, Abschreibungen bestimmter immaterieller Aktiva, Zinsen auf medizinische Altersruhegeldleistungen und Kosten für aktienbezogene Vergütungen sowie die auf Seite 6 angegebenen Belastungen & Anrechnungen nicht enthalten, da diese Posten nicht den Geschäftsbereichen zugewiesen werden.

Oilfield Services

Die Umsatzerlöse des dritten Quartals in Höhe von 5,13 Mrd. USD stiegen sequenziell um 3 % und auf Jahresbasis um 19 %.

Die sequenziellen Steigerungen der Umsatzerlöse waren am höchsten in Lateinamerika, angeführt von Mexiko/Zentralamerika und den Geomarkets Peru/Kolumbien/Ecuador. Gefolgt wurden diese von Europa/GUS/Afrika, wobei insbesondere in den Geomarkets Ostrussland und Nordafrika Zuwächse zu verzeichnen waren. Auch im Nahen Osten und Asien, allen voran in den Geomarkets China/Japan/Korea und Indonesien, war eine Steigerung der Umsatzerlöse festzustellen. Das starke Umsatzwachstum in Nordamerika, nach dem Aufbruch im Frühjahr in Kanada, konnte die niedrigeren Umsatzerlöse in den US-GeoMarkets nicht ausgleichen. Dies wurde bedingt durch signifikante Umsatzeinbußen im US-Bereich des Golfs von Mexiko, die durch den Transfer mehrerer Bohrstellen an Übersee-Standorte und den Verlust von ca. 15 Betriebstagen aufgrund wetterbedingter, vorsorglicher Betriebspausen verursacht wurden. Der Preisverfall im nordamerikanischen Dienstleistungsmarkt für Druckpumpen-Stimulationsleistungen hielt aufgrund der Ausrüstungskapazitäten weiterhin an.

Das Betriebsergebnis vor Steuern in Höhe von 1,51 Mrd. USD stieg sequentiell nur schwach, erfuhr jedoch auf Jahresbasis eine Steigerung von 23 %. Das sequenzielle Wachstum wurde bedingt durch eine gesteigerte Nachfrage in Kanada nach den Technologien Well Services und Wireline, einem günstigeren Aktivitätenmix im GeoMarket Mexiko/Zentralamerika; verstärkte Aktivitäten und einen positiven Technologiemix in Peru/Kolumbien/Ecuador und einem Anstieg der Drilling-&-Measurements-Leistungen in China/Japan/Korea und Ostrussland. Diese Zuwächse wurden jedoch durch die wetterbedingten Auswirkungen im US-Golf von Mexiko und den Preisverfall im Druckpumpen-Bereich auf dem US-Festland mehr als ausgeglichen. Insgesamt wies der Geschäftsbereich Oilfield Services eine operative Marge von 29,4 % auf.

Da die Nachfrage nach neuen Wireline-Technologien auf das Interesse für präzisere Formationsbewertungen zurückzuführen ist, wurde die Aufnahme fortschrittlicher Technologien auch in diesem Quartal fortgeführt. Neue Wireline-Scanner*-Leistungen umfassten Hochdruck- und Hochtemperaturanwendungen im US-Teil des Golfs von Mexiko, die in den USA und in Westafrika zur Analyse von Dünnbettformationen und mehrschichtigem Feinsand und in Mexiko zur Bewertung zusätzlicher Erdgas-Produktionsstätten verwendet werden. Die Auftragszahl im Bereich der Scanner-Technologie beläuft sich weltweit auf über 1500, daneben wurden über 300 Instrumente in diesem Bereich eingeführt. Mit Periscope* Imagine-while-Drilling-Aufträgen in China und TeleScope* Hochgeschwindigkeits-Telemetrie in Kombination mit StethoScope* Pressure-while-Drilling-Diensten, die bei Aktivitäten in Katar, Brunei und im US-Golf von Mexiko zum Einsatz kamen, setzten die Drilling & Measurements Scope*-Dienste ihren globalen Expansionszug fort.

Nordamerika

Die Umsatzerlöse in Höhe von 1,3 Mrd. USD fielen sequenziell um 3 % und gingen auf Jahresbasis ebenfalls um 3 % zurück. Das Betriebsergebnis vor Steuern in Höhe von 350 Mio. USD sank sequenziell um 16 % und um 15 % im Jahresvergleich.

Die Umsätze im GeoMarket Kanada konnten sich dank verstärkter Bohraktivitäten erholen, die nach dem Aufbruch im Frühjahr von der Nachfrage nach Well Services und Wireline-Technologien angeführt wurden. Mehr als ausgeglichen wurde dieses Wachstum jedoch durch einen Rückgang an der US-Golfküste, der auf die Vorsicht der Betreiber während der Hurrikan-Saison zurückzuführen war, sowie auf eingeschränkte Explorationsaktivitäten, die sowohl saisonbedingt waren als auch im Zusammenhang mit Wartungsarbeiten an Bohrstellen in Alaska standen. Ebenso zeigte der Preisverfall bei Druckpumpen-Stimulationsleistungen auf allen drei GeoMarkets auf dem US-Festland seine Wirkung.

Die Gewinnspanne vor Steuern sank sequenziell auf 26,9 %, was in erster Linie auf das Wetter zurückzuführen war, das die Aktivitäten in den USA, insbesondere im US-Bereich des Golfs von Mexiko, beeinflusste. Weitere Gründe waren der Rückgang Rendite bringender Explorationsaktivitäten in Alaska und der Preisverfall bei Druckpumpen-Stimulationsleistungen auf dem US-Festland und seinen GeoMarkets. In Kanada wuchsen bei verstärkten Aktivitäten die Gewinnspannen als Folge einer verbesserten Nutzung von Arbeitskräften und Ausrüstungen.

Rt Scanner* und Sonic Scanner* – Produkte der Schlumberger Servicefamilie Wireline Scanner* zur Fels- und Flüssigkeitscharakterisierung – wurden im US-Golf von Mexiko zum ersten Mal für BP in einer Hochdruckumgebung eingesetzt. Die Technik wurde erfolgreich in einer Tiefe von bis zu 8930 Meter eingesetzt, wo der BHP 158,58 MPa überschritt. Die Zusammenarbeit zwischen dem Feld und den Data & Consulting Services (DCS) von Schlumberger sorgte für hochwertige Messergebnisse des Rt-Scanners und ermöglichte dem Kunden die Bestimmung nachfolgender Bohrpläne.

BP wandte im Golf von Mexiko ebenfalls fortschrittliche Drilling-&-Measurements-Technologien von Schlumberger an, um in einer ungünstigen Tiefseeumgebung ein Bottom-Hole-Assembly (BHA) einzusetzen. Die einzigartige Toolstring-Kombination umfasste selbsttätig steuernde Rotationssysteme von PowerDrive*, Imaging-while-Drilling-Messungen (IWD) mit VISION*, Hochgeschwindigkeits-Telemetrie mit TeleScope* und StethoScope* Pressure-while-Drilling-Technik.

Ebenfalls im US-Teil des Golfs von Mexiko setzte BHP Billiton Petroleum neue Maßstäbe im Tiefseebohren unter Salzschichten: Unter Verwendung selbsttätig steuernder PowerDrive*-Technik von Schlumberger Drilling & Measurements, TeleScope*-Hochgeschwindigkeits-Telemetrie und VISION-Widerstandsmessungen in allen sechs Bohrlochabschnitten konnte eine Rekordzeit von anderthalb Tagen pro 304 Meter erreicht werden.

In Oklahoma arbeiteten Devon Energy und Schlumberger DCS weiterhin an der Entwicklung einer umfassenden Formationsbewertungsmethode für das horizontale Barnett Shale Play des Kunden. Diese Methode integriert modernste Seismik-, Logging-, Mikro-Seismik- und Kernanalysetechnologien von Schlumberger zur Entwicklung und Optimierung des Komplettierungsprozesses. Diese Arbeiten verschaffen tiefere Einblicke in das Barnett Shale Play im Bereich Belastungsanalyse, Eindämmung der Aufbruchhöhe und Felsmechanik – was eine verbesserte Stimulation dieser Bohrlöcher ermöglicht.

Im Süden von Texas implementierte Brigham Oil and Gas das dreiachsige Induktionsinstrument Rt Scanner zur Identifizierung von zwei mehrschichtigen Sandkörpern, die bei einer konventionellen petrophysischen Analyse nicht entdeckt worden wären. Die Bewertung ergab in diesen Gebieten eine Netto-Pay-Zone von rund 19 Metern, die daraufhin perforiert und stimuliert wurde und heute ca. 3 MMscfd produziert.

Lateinamerika

Die Umsatzerlöse in Höhe von 863 Mio. USD stiegen sequenziell um 13 % und im Jahresvergleich um 37 %. Das Betriebsergebnis vor Steuern in Höhe von 204 Mio. USD verbesserte sich sequenziell um 14 % und um 58 % im Jahresvergleich.

Das sequenzielle Umsatzwachstum wurde in erster Linie durch ein kontinuierliches Auffahren der Integrated Project Management-Aktivitäten hervorgerufen. Verstärkte Bohrlochaktivitäten und eine rege Nachfrage nach Drilling & Measurements, Artificial Lift Systems und Information-Solutions-Technologien von Schlumberger im GeoMarket Peru/Kolumbien/Ecuador trugen ebenfalls zum Wachstum bei.

Die Gewinnspanne vor Steuern stieg sequenziell auf 23,7 %. Begründet lag dies in einem Anstieg explorationsbedingter und rentabler Drilling-&-Measurements-Dienste in Peru/Kolumbien/Ecuador und einem verbesserten Aktivitätenmix bei IPM-Projekten.

In Kolumbien beauftragte die National Hydrocarbon Agency Schlumberger mit der Implementierung hochmoderner Lösungen für die stereoskopische Visualisierung und die kollaborative Immersion, unter Verwendung der Petrel* Seismic-to-Simulation-Software.

Im GeoMarket Mexiko/Zentralamerika führte Schlumberger die erste Multistage-Fracturing- und Komplettierungsoperation auf dem lateinamerikanischen Kontinent durch. Die Multistage-Fracturingtechnologie StageFRAC*, die zur Contact*-Familie der Fracturing- und Komplettierungsleistungen gehört, ermöglicht eine effektive Stimulation mehrschichtiger Reservoirs. Dabei wird jede Zone optimal behandelt und die Behandlungszeit verringert. Zum ersten Mal wurde hier außerhalb von Nordamerika ein Bohrloch anhand des StageFRAC-Systems fertig gestellt.

Pemex betrieb in einem mexikanischen Tiefsee-Bohrloch das fortschrittliche, akustische Scanning-Instrument Sonic Scanner in Verbindung mit dem dreiachsigen Induktionsinstrument Rt Scanner und konnte dadurch ein weitaus größeres Gasgebiet als ursprünglich erwartet ausmachen. Das vom Sonic Scanner erfasste radiale Profil konnte ein zusätzliches Produktionsgebiet identifizieren, das der Kunde zuvor als unwirtschaftlich eingestuft hatte.

Europa/GUS/Afrika

Die Umsatzerlöse in Höhe von 1,69 Mrd. USD stiegen sequenziell um 5 % und im Jahresvergleich um 28 % an. Das Betriebsergebnis vor Steuern in Höhe von 495 Mio. USD verbesserte sich sequenziell um 7 % und um 38 % im Jahresvergleich.

Das sequenzielle Umsatzwachstum wurde bedingt durch saisonbedingt verstärkte Aktivitäten auf dem Festland und Offshore-Tätigkeiten im ostrussischen GeoMarket; eine vermehrte Nachfrage nach IPM-Diensten und Produkten der Artifical Lift Systems in Südrussland, einer ebenfalls verstärkten Nachfrage nach Drilling-&-Measurement-Technologien in Nordrussland und durch den Einfluss der Tyumenpromgeofizika-Konsolidierung. Auch ein höherer Bedarf an Well Services und an Drilling-&-Measurements-Technologien in Nordafrika, Artificial-Lift-Systems-Produkten in Kontinentaleuropa und Wireline- und Well-Testing-Technologien in West- und Südafrika trugen zum Wachstum bei. Dieses Wachstum wurde jedoch teilweise durch eine verlangsamte Ausführung von Projekten in Nigeria und im Kaspischen Meer sowie durch gedrosselte Aktivitäten in Libyen wieder ausgeglichen.

Die Gewinnspannen vor Steuern für dieses Gebiet erhöhten sich um 50 Basispunkte (bps) auf 29,2 %, was in erster Linie auf eine erhöhte Nachfrage nach hochwertigen Well Services und Drilling-&-Measurements-Technologien in Nordafrika und einen günstigeren Aktivitätenmix in den russischen GeoMarkets zurückzuführen war. Diese Leistung wurde zum Teil durch eine verlangsamte Projektausführung in Nigeria und im Kaspischen Meer sowie durch einen Rückgang der Nachfrage nach hochwertigen Wireline- und Drilling-&-Measurements-Technologien in Libyen wieder kompensiert.

Im Offshore-Fördergebiet Onyx South West vor der Küste Norwegens führte Schlumberger für Norske Shell unter Verwendung des neuen Dienstes Wireline InSitu Density* zur Messung von Flüssigkeitseigenschaften ein komplexes Formationsbewertungsprogramm durch. Diese fortschrittliche Technologie, die zur InSitu Family* quantitativer Messungen von Flüssigkeitseigenschaften gehört, wurde unter Verwendung einer Hochspannungswinde bei hochmodernen Wireline-Kabeln (geschätzt auf 260 °C) eingesetzt.

In Russland unterzeichnete Schlumberger mit der Sakhalin Energy Investment Company (SEIC) einen Vertrag für intelligente Fertigstellung für mehrere Bohrlöcher, der die Lieferung von Untertage-Durchflussregelventilen, festen Messgeräten und ortsverteilten Temperatursystemen an die Plattform SEIC Piltun Astokhskoye B vorsieht. In den Arbeitsbereich fallen die Bohrungen und die Fertigstellung der Wassereinspritzungs-Bohrlöcher im Offshore-Fördergebiet der Sakhalin-Insel innerhalb der nächsten drei Jahre. Die Pläne für die jeweiligen Bohrlöcher sehen eine intelligente Komplettierung mit drei bis vier Zonen vor.

In Nordrussland wurde bei Gazprom Neft (Sibneft-Noyabrskneftegaz) die faserbasierte frakturierende Flüssigkeits-Technologie FiberFRAC* eingeführt. Die Anwendung führte zu einem Anstieg der Produktionsleistung von über 20 % verglichen mit der Leistung, die mit den üblichen hydraulischen Aufbruchtechniken erreicht werden kann. Die FiberFRAC-Technologie ermöglicht die Anpassung aufbrechender Flüssigkeitseigenschaften an unterschiedliche Reservoirbedingungen und eine Optimierung der Stimulationsgestaltung und -Behandlung, was zu einer verbesserten Produktion führt.

Ebenfalls in Russland schloss Schlumberger einen Vertrag über die Bereitstellung von über 400 elektrischen Tauchpumpensystemen ab. Diese Systeme werden in der russischen Produktionsanlage von Schlumberger, in der westsibirischen Stadt Tyumen, gefertigt.

Im britischen Teil der Nordsee installierte Venture Production plc das erste schlittenmontierte Stimulationspaket von FlexSTIM*, das groß angelegte Aufbruchoperationen durchführen kann. Installiert auf einem Versorgungsschiff platzierte das System mehrfach gestützte Aufbruchbehandlungen in einem horizontalen Gas-Bohrloch. Nach der Stimulation wurde das Bohrloch mit Raten von annähernd 50 MMscfd getestet – dies bringt dem Kunden eine zusätzliche Produktion von über 9000 BOEPD (Barrels/Tag) einschließlich damit verbundener Gaskondensate. Die FlexSTIM-Technik bietet eine Alternative zur Pachtung eines speziellen Stimulationsschiffes.

In Westafrika integrierten die Betreiber Total, Eni und Sonangol bei der Exploration von Dünnbettvorkommen und bei Reservoirstudien, bei denen sich die Analyse der Flüssigkeitseigenschaften und -Verteilung als komplex erweist, die Wireline Scanner Family und Quicksilver Probe* Technologien von Schlumberger – auf diese Weise konnten Risiken minimiert und Reserven maximiert werden.

Naher Osten & Asien

Die Umsatzerlöse in Höhe von 1,23 Mrd. USD stiegen sequenziell um 1 % und im Jahresvergleich um 28 %. Das Betriebsergebnis vor Steuern in Höhe von 438 Mio. USD verbesserte sich sequenziell um 2 % und um 42 % auf Jahresbasis.

Das sequenzielle Wachstum wurde durch verstärkte Aktivitäten in den GeoMarkets China/Japan/Korea, Indonesien, Australien/Papua-Neuguinea, Indien, Brunei/Malaysia/Philippinen und im Persischen Golf bedingt. Dieses Wachstum wurde jedoch teilweise wieder aufgehoben durch einen Rückgang der Aktivitäten in Katar und Thailand/Vietnam.

Die Gewinnspanne vor Steuern stieg sequenziell auf 35,7 %, was sowohl auf den Aktivitätenmix in China/Japan/Korea, eine verstärkte Nachfrage nach Drilling & Measurements und Well-Testing-Technologien in Australien/Papua-Neuguinea als auch auf einen höheren Bedarf an den Technologien Wireline und Well Testing in Brunei/Malaysia/Philippinen zurückzuführen war. Diese Performance wurde jedoch durch einen Rückgang auf dem GeoMarket Thailand/Vietnam teilweise wieder kompensiert.

Im Nahen Osten führte Schlumberger im größten Ölfeld der Welt, im Ghawar-Feld, im Rahmen eines Tiefenanalysetechnologie-Projektes und in Zusammenarbeit mit Saudi Aramco die weltweit tiefste elektromagnetische Bohrlochvermessung durch. Die Vermessung nutzt die elektromagnetische Imaging-Technik, die Vermessungen des Vorkommens zur kartographischen Darstellung der Flüssigkeitsverteilung ermöglicht. Die wichtigste Errungenschaft dieser bis dato weltweit tiefsten Vermessung war jedoch die Bohrlochtrennung in einer Tiefe von 860 Metern.

In Saudi Arabien nutzte Saudi Aramco die Multistage-Fracturing- und Komplettierungstechnologie StageFRAC für eine gestaffelte Säureaufbruch-Behandlung in einem 1524 Meter tiefen offenen Bohrlochabschnitt im Ölbohrloch eines Karbonatreservoirs. Dabei wurden sieben Intervalle in einem Schritt stimuliert und getestet. Die Bewertung nach der Behandlung ergab, dass sich die Produktion verdoppelt hatte.

In den Vereinigten Arabischen Emiraten führten verstärkte Aktivitäten und hervorragende Support-Leistungen zu einem Anstieg der Lizenzen für die Reservoir-Simulationssoftware ECLIPSE*, die von der Abu Dhabi National Oil Company erworben wurden. Die fortschrittliche ECLIPSE-Technologie ermöglicht Öl- und Gaskunden eine verbesserte Simulation des Reservoirverhaltens während der Laufzeit des Ölfeldes.

In China wurde bei der PetroChina Xinjiang Oil Company die Technologie Drilling & Measurements PeriScope 15* von Schlumberger eingesetzt, um die Platzierung von sechs horizontalen Bohrlöchern im „Sweet Spot“ (Optimalbereich) eines Schweröl-Vorkommens zu ermöglichen, ohne sich mehr als zwei Meter vom wellenförmigen Bodenkontakt zu entfernen. Der Einsatz dieser Technologie führte zu einer durchschnittlichen Ölentnahme von 98 %.

WesternGeco

Die Umsatzerlöse im dritten Quartal in Höhe von 794 Mio. USD Mio. stiegen sequenziell um 19 % an und lagen um 20 % höher als im Vorjahresquartal. Das Betriebsergebnis vor Steuern in Höhe von 306 Mio. USD verbesserte sich sequenziell um 42 % und um 32 % auf Jahresbasis.

Sequenziell stieg der Umsatz im Meeresbereich aufgrund einer höheren Schiffsauslastung, nach saisonbedingten Umstellungen und geplanten Trockendock-Inspektionen im vorigen Quartal. Auch die Nutzung des siebten Q*-Schiffs während des gesamten Quartals und eine verbesserte Preisgestaltung für konventionelle und Q-Marine*-Vermessungen konnten zum Umsatz beitragen. Die Umsatzerlöse im Bereich der Datenverarbeitung konnten, insbesondere durch Verkäufe in Europa, Nordamerika und Asien, ebenfalls Zuwächse verzeichnen. Dieses Wachstum wurde zum Teil jedoch durch sinkende Multiclient-Absätze und gleich bleibende Festland-Aktivitäten wieder aufgehoben.

Die Gewinnspannen vor Steuern für dieses Gebiet erhöhten sich um stabile 611 bps auf 38,6 %. Bedingt wurde dieser Anstieg durch vermehrte Betriebsaktivitäten im marinen Bereich sowie Rendite bringende Datenverarbeitungsaktivitäten.

Die Shanghai Petroleum Co., Ltd. vergab an WesternGeco die erste Akquisitions- und Verarbeitungsvermessung durch Q-Marine in China, die im August mit dem Schiff Geco Searcher fertig gestellt wurde, wodurch ein Gebiet von über 380 km² abgedeckt werden konnte.

In Mexiko beauftragte Pemex WesternGeco mit einer integrierten Akquisitions- und Verarbeitungsvermessung durch Q-Marine, die 7050 km² des Temoa-Ölfeldes abdeckte. Die Akquisition begann im Juli 2007 und wird voraussichtlich im Dezember 2007 fertig gestellt.

Petrobras beauftragte WesternGeco in Afrika mit einer integrierten Akquisitions- und Verarbeitungsvermessung durch Q-Marine, die sich über 1200 km² über Angola Block 6 erstreckt. Die Vermessung konnte vor dem planmäßigen Fertigstellungsdatum abgeschlossen werden.

Vor Kurzem konnte WesternGeco ein seismisches 3D-Akquisitionsprojekt auf dem Festland für die Abu Dhabi National Oil Company im Südosten Abu Dhabis abschließen. Das Vermessungsgebiet umfasste 180 Meter hohe Sanddünen. Das Projekt konnte drei Monate vor dem planmäßigen Projektschluss fertig gestellt werden.

Schlumberger erwarb in diesem Quartal eine Minderheitsbeteiligung an PetroMarker, einem norwegischen Entwickler elektromagnetischer Messtechnik und Interpretationstechnologie im See-Bereich. Diese Akquisition ergänzt die Integration seismischer und elektromagnetischer Dienstleistungen im Geschäftsbereich WesternGeco, wodurch eine spürbare Aufwärtsentwicklung in der Reservoirbestimmung eingeleitet werden soll.

WesternGeco gab die durch E-Octopus betriebene Ausweitung der Wide-Azimuth-Vermessung im US-Teil des Golfs von Mexiko unter Verwendung eines geschleppten Streamers bekannt. Laut Plan sollen die vierte und die fünfte Phase im Januar 2008 beginnen. Diese Vermessungen bringen den einzigartigen Vorteil einer präziseren Definition von basischem Salz und Salzrändern mit sich. Bewerkstelligt wird dies durch die Technologie MMCI* (Multimeasurement-Constrained Imaging) – die magnetotellurische Daten, Q-Marine- und Gravitationsdaten integriert. Im Rahmen der E-Octopus-Vermessung entwickelte WesternGeco die weltweit erste Prestack-Wellen-Extrapolation(WEM)-Tiefenmigration von Bord eines Schiffes, unter Verwendung geschützter Q-Xpress*-Techniken, die schnell migrierte Datenvolumen zur Interpretation, Qualitätskontrolle, Beleuchtung als auch zur lückenlosen Erfüllung von Aquisitionsbedingungen bereitstellt. Die Lieferung von E-Octopus wird letztendlich hochmoderne Technologien umfassen, so z. B. die anisotrope Multi-Azimuth-Tomografie, demultiple Wellenfeld-Extrapolation und Shot-Domain-WEM mit Winkelspuren.

Über Schlumberger

Schlumberger ist weltweit die führende Gesellschaft für Ölfelddienstleistungen und bietet Technologie, integriertes Projektmanagement und Informationslösungen, womit ihre in der Öl- und Gasindustrie tätigen Kunden ihre Leistungen optimieren können. Das Unternehmen beschäftigt mehr als 76 000 Mitarbeiter mit mehr als 140 Nationalitäten in rund 80 Ländern. Schlumberger liefert ein breites Sortiment an Produkten und Dienstleistungen, angefangen mit seismischer Erfassung und Verarbeitung über Formationsbewertung, Bohrlochtests, Richtbohrungen zur Bohrlochzementierung und -stimulation, Bohrlochkomplettierung und Förderung bis hin zu Beratungs-, Software- und Informationsmanagement. Im Jahre 2006 wies Schlumberger Umsatzerlöse in Höhe von 19,23 Mrd. USD aus. Weitere Informationen erhalten Sie unter www.SLB.com.

* Marke Schlumberger

Hinweise

Schlumberger wird am Freitag, dem 19. Oktober 2007, um 9.00 Uhr New Yorker Zeit (14.00 Uhr Londoner Zeit und 15.00 Uhr Pariser Zeit) eine Telefonkonferenz veranstalten, um die vorstehende Mitteilung zu erörtern. Um die Telefonkonferenz, die für die Öffentlichkeit zugänglich ist, verfolgen zu können, rufen Sie bitte +1-800-230-1059 (gebührenfrei) für Nordamerika oder +1-612-288-0329 außerhalb Nordamerikas ca. 10 Minuten vor der vorgesehenen Anfangszeit an. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call“. Eine Wiederholung wird bis zum 18. November 2007 unter der Telefonnummer +1-800-475-6701 in Nordamerika oder +1-320-365-3844 außerhalb Nordamerikas unter Angabe des Zugangscodes 886387 zur Verfügung stehen.

Die Konferenzschaltung wird gleichzeitig unter www.SLB.com/irwebcast als reines Audio-Webcast bereitgestellt. Bitte melden Sie sich 15 Minuten vor Beginn an, um Ihren Browser zu testen und sich für die Schaltung zu registrieren. Eine Wiederholung des Webcast wird ebenfalls auf der vorgenannten Website zur Verfügung stehen.

Ergänzende Informationen in Form eines Frage- und Antwortdokuments zu dieser Pressemitteilung und den Finanzanlagen sind unter www.SLB.com/irabrufbar.