Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute die Ergebnisse für das zweite Quartal 2021 ausgewiesen.

Der CEO von Schlumberger, Olivier Le Peuch, kommentierte: „Unsere Ergebnisse für das zweite Quartal demonstrieren die breite Stärke unseres Portfolios, das Ausmaß unserer Marktbeteiligung – sowohl in Nordamerika als auch international – und unsere verbesserte Fähigkeit, das Aktivitätswachstum zu erfassen und in eine nachhaltige Steigerung der Marge und einen starken freien Cashflow umzusetzen. Das Quartal stellt einen Sprung nach vorn bei der Erreichung unserer Finanzziele für das Gesamtjahr dar, mit dem Potenzial für weitere Fortschritte, wenn die richtigen Bedingungen gegeben sind. Wenn ich mir die Fortschritte vor Augen halte, die wir seit dem letzten Jahr gemacht haben, möchte ich dem gesamten Schlumberger-Team meine Anerkennung aussprechen, dessen vorbildliches Engagement für Sicherheit und Leistung trotz der Herausforderungen nicht nachgelassen hat. Ich bin einmal mehr sehr stolz auf unsere Mitarbeiter aufgrund ihres Engagements und ihrer Widerstandsfähigkeit und weil sie ein starkes Quartal abgeliefert haben, das eindeutig den Beginn des Aufschwungs genutzt hat.

„Im zweiten Quartal stieg der weltweite Umsatz im Vergleich zum Vorquartal um 8 % und konnte damit den Zuwachs bei den Bohranlagen sowohl in Nordamerika als auch auf den internationalen Märkten übertreffen. Alle vier Geschäftsbereiche verzeichneten ein Wachstum, was zur höchsten Quartalswachstumsrate gegenüber dem Vorquartal seit dem zweiten Quartal 2017 führte.

„In Nordamerika stieg der Umsatz im Vergleich zum Vorquartal um 11 % an, was seit dem dritten Quartal 2017 die höchste Quartalswachstumsrate verglichen mit dem Vorquartal in diesem Bereich darstellt. Diese Leistung wurde von den US-Landesumsätzen angetrieben, die infolge höherer Bohraktivitäten und verstärkter Verkäufe von Bohrloch- und Oberflächenproduktionssystemen um 19 % stiegen. Die Umsatzerlöse aus dem Bohrlochbau in den USA wuchsen gegenüber dem Vorquartal um über 30 % und übertrafen damit deutlich die Zunahme an Bohranlagen von 16 %. Zudem stieg der Umsatz in Kanada an Land trotz des Zusammenbruchs im Frühjahr aufgrund höherer Projektumsätze im Bereich Asset Performance Solutions (APS), während der Umsatz in Nordamerika im Offshore-Bereich aufgrund von Verkäufen von Unterwasser-Produktionssystemen leicht zunahm.

„Der internationale Umsatz stieg im Vergleich zum Vorjahr um 7 %, wobei alle vier Geschäftsbereiche ein Wachstum verzeichneten. Das Umsatzwachstum übertraf die Zunahme bei den internationalen Bohranlagen, was die Tiefe und Vielfalt unseres Portfolios widerspiegelt, da die Aktivitäten die Auswirkungen der saisonalen Erholung in der nördlichen Hemisphäre übertrafen. Viele Länder verzeichneten ein zweistelliges Umsatzwachstum gegenüber dem Vorquartal.

„Das Umsatzwachstum im zweiten Quartal wurde weltweit von Reservoir Performance und Well Construction angeführt, wo sich die Aktivitäten über die saisonale Erholung hinaus verstärkten. Der Umsatz im Bereich Reservoir Performance stieg im Vergleich zum Vorquartal um 12 %, was auf die saisonale Erholung der Aktivitäten in der nördlichen Hemisphäre zurückgeführt werden kann, zusätzlich zu den höheren Explorations- und Bewertungsaktivitäten. Der Umsatz im Bereich Well Construction stieg im Vergleich zum Vorquartal um 9 %, da die Bohraktivitäten im US-amerikanischen Festland und auf den internationalen Märkten, insbesondere im Offshore-Bereich, zunahmen. Der Umsatz im Bereich Digital & Integration stieg im Vergleich zum Vorquartal um 6 % aufgrund höherer Umsätze mit digitalen Lösungen und höherer Erlöse aus APS-Projekten. Der Umsatz von Production Systems stieg um 6 % an, vor allem aufgrund größerer Verkäufe von Bohrloch-, Oberflächen- und Unterwasser-Produktionssystemen.

„Gegenüber dem Vorquartal stieg das Betriebsergebnis vor Steuern im zweiten Quartal um 22 % an. Die operative Marge des Segments vor Steuern stieg um 162 Basispunkte (basis points, bps) auf 14 % an, während die bereinigte EBITDA-Marge um 118 Basispunkte auf 21 % stieg. Die bereinigte EBITDA-Marge erreichte den höchsten Wert seit 2018 und die operative Marge des Segments vor Steuern stieg auf den höchsten Wert seit 2015. Diese Leistung verdeutlicht die Auswirkungen unserer Maßnahmen zur Kapitalsteuerung und Kostenreduzierung, die uns einen erheblichen operativen Hebeleffekt verschaffen.

„Der Cashflow aus dem operativen Geschäft im zweiten Quartal lag bei 1,2 Milliarden USD, und der freie Cashflow belief sich auf 869 Millionen USD. In diesen Beträgen ist eine Erstattung von US-Bundessteuern in Höhe von 477 Millionen USD enthalten. Wir sind sehr erfreut über unsere Cashflow-Performance, die im Einklang mit unserem Ziel für das Gesamtjahr steht und es uns ermöglichte, im Laufe des Quartals mit dem Abbau der Bilanz zu beginnen.

„Während das vermehrte Aufkommen der COVID-19-Delta-Variante und das Wiederauftreten damit verbundener Störungen einen Einfluss auf das Tempo der wirtschaftlichen Erholung haben könnten, spiegeln die Branchenprognosen für die Ölnachfrage die Erwartung eines breiteren, durch Impfungen ermöglichten Aufschwungs, die Verbesserung der Mobilität auf den Straßen und die Auswirkungen verschiedener Konjunkturprogramme wider. Wir glauben unter diesem Szenario, dass die Dynamik des internationalen Aktivitätenwachstums, die wir im zweiten Quartal erlebt haben, im Zuge des zyklischen Aufschwungs anhalten wird. Diese Ansicht wird gestützt durch Trends bei der Anzahl der Bohrinseln, Signale bei den Investitionsausgaben und das Feedback unserer Kunden. In Nordamerika erwarten wir eine Verlangsamung der Wachstumsrate; jedoch könnte die Bohraktivität aufgrund der Ausgaben privater E&P-Unternehmen immer noch überraschend ansteigen.

„Infolgedessen sehen wir, sofern es keinen weiteren Einbruch im Aufschwung gibt, weiterhin ein zweistelliges Wachstum unseres internationalen Umsatzes in der zweiten Jahreshälfte 2021 verglichen mit der zweiten Jahreshälfte des letzten Jahres. Dies entspricht einem internationalen Umsatzwachstum für das Gesamtjahr 2021 und bildet die Grundlage für eine starke Ausgangsbasis für das Jahr 2022 und darüber hinaus.

„Während des Quartals haben wir auch unsere langfristige Strategie mit Fortschritten in den Bereichen Digital und New Energy durch unsere Technologie und einzigartige Partnerschaften weiter umgesetzt. Zudem haben wir unseren Einsatz für Nachhaltigkeit und die Dekarbonisierung unserer Branche beschleunigt. Vor allem haben wir im Laufe des Quartals definitive Klimaschutzmaßnahmen ergriffen und unser „Transition Technologies“-Portfolio auf den Markt gebracht, das unsere Kunden dabei unterstützen wird, ihre Ziele im Hinblick auf den Klimawandel zu erreichen. Zu guter Letzt bin ich sehr stolz darauf, dass wir unsere Verpflichtung verkündet haben, bis 2050 Netto-Null-Emissionen zu erreichen. Unser Netto-Null-Emissionsziel basiert auf einem Ansatz, der nachprüfbar und wissenschaftlich fundiert ist, mit dem 1,5-Grad-Celsius-Ziel des Übereinkommens von Paris in Einklang steht und unsere Scope-3-Emissionen einschließt.

„Alles in allem stimmen die Ergebnisse des zweiten Quartals und die Fortschritte bei unseren strategischen Zielen sehr gut mit unseren langfristigen finanziellen Ambitionen überein. Den Aufschwung in der Branche werden wir mit Stärke in unserem Kerngeschäft nutzen, die positiven Auswirkungen der Digitalisierung werden wir ausschöpfen und unser Portfolio an kohlenstoffarmen Energieprojekten werden wir weiter ausbauen.

„Ich bin sehr erfreut über Schlumberger in der neuen Industrielandschaft und unser Engagement für mehr Wert und weniger Kohlenstoff für unsere Mitarbeiter, unsere Kunden, unsere Aktionäre und die globale Gemeinschaft.“

Sonstige Ereignisse

Am 28. Juni 2021 kaufte Schlumberger 665 Millionen USD seiner ausstehenden 3,300 %-Senior-Notes, fällig im September 2021, zurück.

Am 22. Juli 2021 genehmigte der Schlumberger-Vorstand eine vierteljährliche Bardividende in Höhe von 0,125 USD pro Aktie ausstehender Stammaktien, die am 7. Oktober 2021 an die am 1. September 2021 registrierten Aktionäre ausgezahlt wird.

Umsatz nach Region

Nordamerika

Der Umsatz in Nordamerika in Höhe von 1,1 Mrd. USD stieg im Vergleich zum Vorquartal um 11 %, wobei der Umsatz auf dem US-amerikanischen Land aufgrund höherer Bohraktivitäten und gestiegener Verkäufe von Bohrloch- und Oberflächenproduktionssystemen um 19 % wuchs. Der Umsatzanstieg in Nordamerika stellte seit dem dritten Quartal 2017 die höchste Wachstumsrate in einem Quartal gegenüber dem Vorquartal dar. Die Umsätze aus dem Bohrlochbau in den USA wuchsen gegenüber dem Vorquartal um mehr als 30 % und übertrafen damit die Zunahme der Bohranlagen um 16 %. Zudem stiegen die Umsätze an Land in Kanada trotz der Frühjahrspause aufgrund höherer APS-Projektumsätze, während die Offshore-Umsätze aufgrund von Verkäufen von Unterwasser-Produktionssystemen leicht höher ausfielen.

International

Der internationale Umsatz in Höhe von 4,5 Milliarden USD wuchs gegenüber dem Vorquartal um 7 % und übertraf damit die Zunahme der Bohranlagen. Die Umsatzsteigerungen, die alle vier Geschäftsbereiche verzeichneten, waren auf Aktivitäten zurückzuführen, die sich über die Auswirkungen des saisonalen Aufschwungs in der nördlichen Hemisphäre hinaus verstärkten und zu einem zweistelligen Umsatzwachstum gegenüber dem Vorquartal in mehreren Ländern führten.

Der Umsatz in Lateinamerika in Höhe von 1,1 Milliarden USD stieg gegenüber dem Vorquartal um 2 %, was auf ein zweistelliges sequenzielles Umsatzwachstum in Argentinien und Guyana zurückzuführen ist, das durch höhere Interventionsaktivitäten im Bereich Reservoir Performance erzielt wurde. Zudem stieg der Umsatz in Ecuador aufgrund höherer Aktivitäten im Bohrlochbau, was zum Teil durch geringere Bohrungen in Mexiko und geringere Umsätze im Bereich Production Systems in Brasilien nach starken Verkäufen im Vorquartal ausgeglichen wurde.

Der Umsatz in Europa/GUS/Afrika in Höhe von 1,5 Milliarden USD stieg gegenüber dem Vorquartal um 16 % an. Dieses deutliche Wachstum wurde durch Aktivitäten angetrieben, die sich über die Auswirkungen der saisonalen Erholung in der nördlichen Hemisphäre hinaus verstärkten und zu einem zweistelligen Wachstum gegenüber dem Vorquartal in den meisten Ländern dieser Region führten. In allen vier Geschäftsbereichen konnte ein zweistelliges Umsatzwachstum gegenüber dem Vorquartal verzeichnet werden, was in erster Linie auf höhere Aktivitäten in den Bereichen digitale Lösungen, Stimulation, Wireline, Bohrungen einschließlich Messungen sowie Flüssigkeiten zurückzuführen ist.

Der Umsatz der Region Naher Osten und Asien in Höhe von 2,0 Milliarden USD stieg gegenüber dem Vorquartal um 4 %. Das Wachstum wurde in allen Ländern der Region ausgewiesen, außer in Indien, das durch COVID-bedingte Unterbrechungen beeinträchtigt wurde. In Katar, den Vereinigten Arabischen Emiraten (VAE) und Ostasien wurde ein zweistelliges Umsatzwachstum im Vergleich zum Vorquartal aufgrund höherer Aktivitäten in den Bereichen Reservoir Performance und Bohrlochbau verzeichnet. Das Umsatzwachstum wurde durch höhere Aktivitäten in den Bereichen Wireline, Intervention, Stimulation, Bohrlochbohrung einschließlich Messungen und Flüssigkeiten angetrieben.

Ergebnisse nach Geschäftsbereich

Digital & Integration

Die Umsätze im Bereich Digital & Integration in Höhe von 817 Millionen USD stiegen im Vergleich zum Vorquartal um 6 % an, was man auf einen starken Umsatz mit digitalen Lösungen und höhere APS-Projekterlöse zurückführen kann, die zum Teil durch geringere Umsätze mit Lizenzen für seismische Multiclient-Daten ausgeglichen wurden. Das Wachstum wurde durch höhere APS-Umsätze in Kanada sowie durch höhere Umsätze mit digitalen Lösungen in Europa/GUS/Afrika angeführt.

Die operative Marge vor Steuern von Digital & Integration in Höhe von 33 % stieg im Vergleich zum Vorquartal um 147 Basispunkte an, was auf höhere margenstarke Umsätze mit digitalen Lösungen und eine verbesserte Profitabilität bei APS-Projekten zurückgeführt werden kann.

Lagerstättenleistung

Im Bereich Reservoir Performance stiegen die Umsätze in Höhe von 1,1 Milliarden US-Dollar im Vergleich zum Vorquartal um 12 %, was auf höhere Aktivitäten zurückzuführen ist, die die Auswirkungen der saisonalen Erholung in der nördlichen Hemisphäre übertrafen, was international zu einem zweistelligen Umsatzwachstum führte. Das Wachstum wurde durch den saisonalen Aufschwung der Aktivitäten in Russland, China und Europa sowie durch höhere Aktivitäten in der Offshore-Exploration in Guyana und Angola vorangetrieben, wovon die Wireline- und Testaktivitäten profitierten. Gestiegene Aktivitäten wurden auch in Argentinien, Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten ausgewiesen.

Im Vergleich zum Vorquartal stieg die operative Marge vor Steuern von Reservoir Performance um 373 Basispunkte auf 14 %. Die Profitabilität wurde durch den saisonalen Aufschwung in der nördlichen Hemisphäre, höhere Offshore- und Explorationsaktivitäten sowie einen vorteilhaften Technologiemix bei den Wireline-Aktivitäten in Afrika und im Nahen Osten begünstigt.

Bohrlochkonstruktion

Der Umsatz im Bohrlochbau in Höhe von 2,1 Mrd. USD stieg gegenüber dem Vorquartal um 9 %. Die stärkere Aktivität in Nordamerika und im Ausland, die über den saisonalen Aufschwung in der nördlichen Hemisphäre hinausgeht, wurde durch den Anstieg der Anzahl der Bohranlagen begünstigt. Das Umsatzwachstum in Nordamerika wurde durch ein Wachstum der Landumsätze in den USA von über 30 % angetrieben, das den Anstieg der Anzahl der Landbohrungen in den USA von 16 % übertraf, jedoch zum Teil durch den Rückgang der Landumsätze in Kanada aufgrund der Frühjahrspause ausgeglichen wurde. Das internationale Wachstum wurde durch zweistelliges Wachstum in Ecuador, Großbritannien, Algerien, Angola, Gabun, Nigeria, Russland, Katar, Irak, Ostasien und Australien vorangetrieben.

Die operative Marge vor Steuern des Geschäftsbereichs Well Construction von 13 % verbesserte sich um 209 Basispunkte gegenüber dem Vorquartal, was auf eine höhere Bohraktivität infolge des saisonalen Aufschwungs in der nördlichen Hemisphäre, höhere Bohrungen an Land in den USA, ein höheres Aktivitätsvolumen in Europa und Afrika sowie im Nahen Osten und eine verstärkte margenstärkere Offshore-Explorationstätigkeit in Afrika zurückzuführen ist.

Produktionssysteme

Der Umsatz von Production Systems in Höhe von 1,7 Milliarden USD stieg im Vergleich zum Vorquartal um 6 % an. Der Umsatzanstieg wurde durch zweistelliges Umsatzwachstum in Russland, Großbritannien, Norwegen, Kasachstan, der Türkei, Algerien, China, Kuwait, Katar, den Vereinigten Arabischen Emiraten und Mexiko vorangetrieben. Auch auf dem US-amerikanischen Festland wurde ein zweistelliges Umsatzwachstum erzielt, das auf den starken Absatz von Oberflächen- und Bohrlochproduktionssystemen zurückzuführen ist und den Anstieg der Anzahl der Bohrungen und fertiggestellten Bohrungen übertrifft. Das gesamte Umsatzwachstum wurde durch höhere Verkäufe von Übertage-, Unterwasser- und Bohrlochproduktionssystemen vorangetrieben.

Bei Production Systems erhöhte sich die operative Marge vor Steuern um 146 Basispunkte auf 10 %, was auf eine verbesserte Profitabilität durch höhere Umsätze mit Übertage-, Bohrloch- und Unterwasser-Produktionssystemen zurückzuführen ist.

Eckpunkte des Quartals

Schlumbergers Technologie-Integration mit umfassendem Fachwissen und Leistungsdifferenzierung erwirbt weiterhin das Vertrauen unserer Kunden weltweit. Dies äußert sich in einer beachtlichen Pipeline von neuen Vertragsabschlüssen in verschiedenen Regionen, die das zukünftige Wachstum in den Bereichen Bohrlochbau und Reservoir Performance vorantreiben werden. Einige bemerkenswerte Vertragsabschlüsse während des Quartals sind:

• In Norwegen vergab Equinor ASA an Schlumberger einen integrierten Vertrag für bis zu 23 Bohrungen in der Breidablikk-Erschließung in der Nordsee. Schlumberger wird Bohrleistungen, Flüssigkeiten für den Bohrlochbau, Zementierung, elektrische Wireline-Logging und Fertigstellung bereitstellen. Wegen der Komplexität des Reservoirs und Equinors Fokus auf die Maximierung des Potenzials von Mitarbeitern und Anlagen wird das Projekt digitale Bohrlochplanung, Automatisierung und fortschrittliche Remote-Operationen einführen. Zusätzlich wird ein Cloud-fähiger 3D-Workflow, der zusammen mit Equinor unter Verwendung von Daten aus dem GeoSphere-„HD* Reservoir Mapping-while-Drilling“-Service entwickelt wurde, zur Optimierung der Bohrlochplatzierung in Echtzeit eingesetzt. Der Vertrag schließt auch 18 PhaseWatcher*-Unterwasser-Mehrphasen-Durchflussmessgeräte von OneSubsea^® ein, mit Option auf acht weitere Geräte. Die Arbeiten werden im Frühling 2022 beginnen.

• Im Irak schloss Schlumberger einen Vertrag im Wert von 480 Mio. USD über 96 Bohrungen im Südirak für ExxonMobil ab, die das riesige „West Qurna 1“-Feld der Basra Oil Company betreibt. Basierend auf einer Erfolgsbilanz im integrierten Bohrlochbau im Irak wird Schlumberger diese Bohrungen über eine Zeitspanne von 4,5 Jahren abteufen, wobei die Designs der Bohrungen von lateralen Bohrungen mit über 2.000 m Länge über Big-Bore-Bohrungen bis hin zu Barefoot-Bohrungen reichen. Neben der umfassenden Erfahrung im Projektmanagement und den modernsten Technologien werden die digitalen Fähigkeiten von Schlumberger die gesamte Projektdurchführung weiter verbessern und die Betriebssicherheit und optimierte Bohreffizienz unterstützen.

• Im Königreich Bahrain hat Schlumberger einen dreijährigen Vertrag zur Produktionssteigerung im Bahrain-Feld mit einem Wert von 150 Millionen USD gewonnen. Dieses Projekt, welches auf eine erfolgreiche Pilotphase folgt, wird in Zusammenarbeit mit Tatweer Petroleum durchgeführt und wird zweckmäßige Technologien integrieren, einschließlich fortschrittlicher Protokollierung und Kernanalyse, extrem weitreichender Bohrungen und Frakturstimulationstechniken, um das Potenzial eines Schlüsselreservoirs in dem Feld zu erschließen.

• ADNOC Offshore erteilte Schlumberger einen umfangreichen fünfjährigen Vertrag im Wert von 381 Mio. USD für integrierte „rigless“-Services (Services, für die kein Bohrturm benötigt wird) für die künstlichen Inseln vor der Küste der VAE. Dies ist der erste von ADNOC vergebene Vertrag, der alle rigless Services integriert, inklusive Hochgeschwindigkeitsstimulation, Produktionsprotokollierung, Oberflächenprüfung und Coiled Tubing (gewickelte Rohre). Schlumberger wird die neuesten Technologien und hochspezialisierte Ausstattung einführen, um die speziellen Herausforderungen bei der Steigerung der Produktion aus weitreichenden Lateralsystemen zu bewältigen.

• Shell hat Schlumberger einen Vertrag über die Bereitstellung von Bohrloch-Services einschließlich Bohrlochbau, Auswertung und Pumpen für mehrere ihrer Aktivitäten im Golf von Mexiko, Trinidad und Westafrika erteilt. Im Zuge des mehrjährigen Vertrags wird ein gemeinsames Team von Schlumberger, das die Bereiche Bohren, Evaluierung und Fertigstellung umfasst, die Integration, Zuverlässigkeit und Effizienzverbesserung bei Shells Tiefseeaktivitäten durch eine Kombination aus einzigartigen, für das jeweilige Gebiet geeigneten Technologien, Standard-Arbeitsplattformen und fortschrittlichen Remote-Tätigkeiten gewährleisten.

Schlumberger Production Systems ist in den Offshore-Märkten so aufgestellt, dass wir vom Aufschwung erheblich profitieren können, indem wir unsere Unterwassertechnologien, die Wertschöpfung vor Ort, den Domain-Support und die Integrationsfähigkeiten nutzen. Dieser differenzierte Ansatz wird mit immer mehr Auszeichnungen anerkannt, was zu einem deutlichen Anstieg des Book-to-Bill-Verhältnisses in diesem Quartal führte. Die Auszeichnungen umfassen:

• Petrobras beauftragte OneSubsea mit einem Engineering-, Beschaffungs-, Bau- und Installationsauftrag (Engineering, Procurement, Construction, Installation, EPCI) im Wert von über 180 Mio. USD für die Lieferung von Unterwasser-Produktionssystemen und damit verbundenen Dienstleistungen für vier Entwicklungsphasen des Tiefseefeldes Buzios vor der brasilianischen Küste. Das Projekt umfasst 21 einsatzbereite vertikale Unterwasserbäume, Steuersysteme sowie sieben Unterwasser-Stromverteilungseinheiten und beinhaltet die Errichtung, Inbetriebnahme und Dienstleistungen für die gesamte Lebensdauer des Feldes. Das Projekt wird durch das OneSubsea Brazil Center of Excellence für Unterwasser-Produktionssysteme (Subsea Production Systems, SPS) gefördert, das den Mehrwert im Land sowohl hinsichtlich des Umfangs der Ausrüstung als auch der Dienstleistungen steigern wird. Buzios liegt im Pre-Salt-Gebiet des Santos-Beckens und ist eines der größten Tiefsee-Ölfelder weltweit.

• Equinor hat der Subsea Integration Alliance – einer nicht eingetragenen strategischen globalen Allianz zwischen Subsea 7 und OneSubsea, dem Geschäftsbereich für Unterwassertechnologien, Produktions- und Verarbeitungssysteme von Schlumberger – einen Großauftrag für sein Projekt im Bacalhau-Feld verliehen, das 185 km vor der brasilianischen Küste in einer Wassertiefe von 2.050 m liegt. Die SPS-Entwicklung umfasst 19 Bohrtürme sowie die dazugehörige Unterwasserausrüstung, einschließlich Unterwasser-Bohrköpfe, Unterwasser-Steuerungs- und Anschlusssysteme sowie ein komplettes Workover-Steigrohr.

• OKEA beauftragte Subsea Integration Alliance mit einem bedeutenden Auftrag zur Erschließung des Hasselmus-Feldes in der südlichen Norwegischen See. Der Auftrag beinhaltet die EPCI der SPS, einschließlich der Montage eines Unterwasserbohrlochkopfes, der Unterwassersteuerung, des Fertigstellungs-Installationssystems und des Fertigstellungs-Installationswerkzeugs. Die Erschließung – mit einer voraussichtlichen Spitzenproduktion von über 4.400 Barrel Öläquivalent am Tag – wird von der konfigurierbaren vertikalen Baumplattform von OneSubsea und der Miet-Tooling-Suite profitieren, die das Tooling-Design von den Bohrturm-spezifischen Schnittstellen entkoppelt, was eine schnellere erste Ölförderung möglich macht, die im vierten Quartal 2023 erwartet wird.

• OneSubsea hat den zweiten Vertrag unter dem zuvor angekündigten 20-jährigen Rahmenvertrag für Unterwasserausrüstungen und -dienstleistungen für den Golf von Mexiko mit Chevron U.S.A. Inc. (Chevron) erhalten. Der Leistungsumfang des Vertrags umfasst die Lieferung von vier Produktionsbäumen, einer Produktionssammelleitung, eines Flowline-Verbindungssystems sowie von Unterwassersteuerungen und -verteilungen. Chevron und OneSubsea verfolgen einen kooperativen Ansatz, indem sie einen vorab genehmigten Katalog von Standard-Unterwasserausrüstungen mit dem Ziel einsetzen, die Effizienz bei der Auftragsvergabe zu verbessern, die Kosten zu senken und gleichzeitig die Unterwasserleistung zu steigern.

Schlumbergers technologische Innovationen ermöglichen es unseren Kunden auf der ganzen Welt, ihr Potenzial zu nutzen, da sie sich zunehmend darauf konzentrieren, einen größeren Wert aus ihren Anlagen zu schöpfen. Im zweiten Quartal wurden die neuen Technologien von Schlumberger in steigendem Tempo eingeführt. Beispielsweise gehören zu den bemerkenswerten erstmaligen Implementierungen:

• In China führte Schlumberger den CMR-MagniPHI*-High-Definition-NMR-Service zum ersten Mal in dem Land ein und schloss im Daqing-Ölfeld eine Bohrkampagne für das größte Projekt des Landes zur Exploration von Schieferöl für PetroChina Company Limited ab. Die Daten des CMR-MagniPHI-Service zur Kartierung von Porosität und Flüssigkeiten in Verbindung mit den hochauflösenden Daten des FMI-HD*-„Formation Microimager“ und des Litho-Scanners*-Spektroskopiedienstes ermöglichten es PetroChina, das Vorkommen von beweglichem Öl zu bestimmen, was für die Bewertung von Schieferöl von entscheidender Bedeutung ist. PetroChina konnte dadurch Reserven verbuchen und wird die Produktion mit einem für die Formation optimierten Stimulationsplan maximieren können.

• In Indonesien verwendete Schlumberger zum ersten Mal in diesem Land die faseroptische „Distributed Acoustic Sensing“-Technologie (DAS), um hochwertige seismische Daten zu erheben und dabei 20 Stunden Zeit auf der Tiefseebohrinsel für Eni einzusparen. Durch die Nutzung der einzigartigen, hochfesten Glasfaserkabelübertragung konnte Eni die Notwendigkeit eines eigenständigen seismischen Abstiegs durch die Erfassung von vertikalen seismischen Profildaten während des petrophysikalischen Logging-Laufs beseitigen. Zusätzlich wurden mit der Glasfasertechnologie Hochfrequenzdaten über den gesamten Reservoirbereich erfasst, die ein stärker aufgelöstes Bild liefern und zugleich die Effizienz im Vergleich zu einer herkömmlichen seismischen Lösung verbessern. Diese Ergebnisse liefern ein höheres Maß an Reservoirdefinition und verbessern die Pläne zur Feldbeurteilung und -entwicklung.

• Vor der Küste Malaysias errichtete Schlumberger ein „ZEiTECS Shuttle*“-Ersatzsystem für elektrische Tauchpumpen (Electrical Submersible Pump, ESP) in der weltweit ersten Dump-Flood-Wasserinjektionsanwendung zur Verbesserung der Produktionseffizienz für Repsol. Diese Technologie, konzipiert für das In-situ-Pumpen von Wasser aus den oberen Aquifersanden nach unten zur Stützung des Lagerstättendrucks, steigert die Effizienz, senkt die Betriebskosten und minimiert den Produktionsrückstand von Monaten auf Tage. Repsol ist in der Lage, die Produktionseffizienz zu steigern und gleichzeitig die Interventionskosten und den Produktionsausfall im Vergleich zu früheren Installationen, bei denen entweder eine hydraulische Workover-Einheit oder ein Coiled-Tubing-Schiff eingesetzt wurde, erheblich zu reduzieren, indem eine Standard-ESP-Baugruppe mithilfe des „ZEiTECS Shuttle“-Systems über eine Drahtleitung zurückgeholt und wieder eingesetzt wird.

In Nordamerika unterstützen die „Well Construction“-Technologie, der Marktzugang und die digitale Unterstützung unseren umfassenden Kundenstamm weiterhin dabei, neue Leistungsmaßstäbe in verschiedenen Becken zu erreichen. Zu diesen Benchmark-Leistungen zählen neue Bohrrekorde, ein besserer Kontakt zur Lagerstätte und eine erhöhte Effizienz. Beispiele während des Quartals sind:

• Im Midland Basin arbeiteten die Teams von Oxy und Schlumberger zusammen, um mit dem digital vernetzten Service Performance Live* und dem lenkbaren Drehbohrsystem PowerDrive Orbit* einen neuen Bohrmeilenstein zu erlangen und innerhalb von 24 Stunden 9.506 Fuß zu bohren. Die Bohrung dieses lateralen Abschnitts stellte einen neuen unternehmensweiten 24-Stunden-Längenrekord für einen beliebigen Abschnitt auf und spiegelt einen Leistungssprung wider, der den vorherigen Rekord um über 20 % übertraf, während der gesamte laterale Abschnitt in der Zielzone blieb. Dieser Erfolg wurde durch die Zusammenarbeit zwischen den Entwicklungs-, Anlagen- und Betriebsteams des Kunden und den Bohr- und Fernbedienungsexperten von Schlumberger sicher erzielt.

• Im Osten von Texas lieferte Schlumberger die schnellste Ein-Meilen-Kurve und die schnellste seitliche Produktionsbohrung in der Geschichte von KJ Energy in der schwierigen Cotton Valley Formation. Ein BHA mit sämtlichen Schlumberger-Technologien – einschließlich des drehbaren Steuerungssystems PowerDrive Orbit G2*, des beschleunigten Bohrservices xBolt G2* als Fit-for-Basin-Lösung und des gezahnten AxeBlade*-Diamantbohrer als Lösung für den Einsatz im Becken – bohrte die 6,75-Zoll-Kurven- und die Lateralbohrung in 10,6 Tagen mit dem digital vernetzten Service Performance Live*. Diese Leistung half dem Kunden, seine durchschnittliche Leistung um 28 % und den bisherigen Bohrlochrekord um 24 Stunden zu übertreffen.

Schlumberger fährt damit fort, seine digitale Plattformstrategie mit erstklassigen Partnern zu skalieren, Hindernisse für die Einführung zu beseitigen und jedem Kunden in jedem Becken einen Zugang zu bieten. Beispiele aus dem Quartal:

• Die Qatar Petroleum Development Company Limited (Japan), auch bekannt als QPD, erteilte Schlumberger einen Auftrag für die Bereitstellung von On-Demand-Reservoirsimulations-Kapazitäten für die Ölfelder Al-Karkara, A-North und A-South vor der Küste Katars. QPD wird durch den Einsatz der kognitiven E&P-Umgebung DELFI* Zugang zu skalierbaren, Cloud-basierten Lagerstättensimulations-Ressourcen erhalten, die die Prozesslaufzeiten und Kapitalkosten reduzieren, da keine zusätzliche Infrastruktur und Software-Lizenzen erforderlich sind, um den Spitzenbedarf an Simulationen zu decken.

• Schlumberger kündigte heute in Malaysia eine Vereinbarung über die unternehmensweite Bereitstellung fortschrittlicher digitaler Lösungen für PETRONAS an, die durch die kognitive E&P-Umgebung DELFI* ermöglicht und in die OSDU™-Datenplattform integriert werden. Diese Vereinbarung folgt auf den erfolgreichen Einsatz des LiveFDP-Programms von PETRONAS in Malaysia, bei dem die DELFI Petrotechnical Suite – die Sammlung digitaler Lösungen von Schlumberger für petrotechnische Arbeitsabläufe – und die agile Feldentwicklungsplanungslösung FDPlan* zum Einsatz kamen. Diese Bereitstellung erlaubte es den Teams von PETRONAS, schnell wettbewerbsfähige Entwicklungsszenarien über mehrere Daten- und Funktionsbereiche hinweg zu erzeugen, ihre Feldentwicklungsplanung zu beschleunigen und die Produktionsleistung ihrer Anlagen zu optimieren.

• Qatar Petroleum (QP) erteilte Schlumberger einen dreijährigen Vertrag über die Bereitstellung von Diensten zur digitalen Echtzeit-Bohroptimierung. Im Zuge des Vertrags werden Echtzeit-Bohrdaten von der Bohranlage an die hochmoderne Echtzeit-Betriebszentrale von QP gesendet, wo Bohroptimierungs-Spezialisten die Bohrdaten in Echtzeit visualisieren und die Bohrungen und Fertigstellungen von QP unter Verwendung der neuesten Schlumberger-Technologie, einschließlich der Techlog*-Bohrloch-Softwareplattform, automatisieren werden. Dieses Projekt ist ein entscheidender Meilenstein im „Intelligent Oil Field“-Programm von QP, das auf die Steigerung der Produktion bei gleichzeitiger Kostensenkung abzielt.

Das Lösungsportfolio Transition Technology von Schlumberger kann Kunden bei der Dekarbonisierung ihres Betriebs helfen, indem es das Abfackeln verhindert, flüchtige Emissionen verringert, den CO₂-Fußabdruck minimiert und die Elektrifizierung erweitert. Des Weiteren wird die Technologie von Schlumberger in steigendem Maße für benachbarte, kohlenstoffarme und kohlenstofffreie Energiequellen verwendet.

• In West Texas hat eine CO₂-Abscheidungstechnologie von Schlumberger – das CYNARA*-Membransystem zur Entfernung von saurem Gas – die Abtrennung von über 200 Megatonnen CO₂ aus Erdgas für Kinder Morgan ermöglicht, einen der größten Midstream-Betreiber in Nordamerika. Die SACROC-Anlage von Kinder Morgan ist weltweit die erste kommerzielle CO₂-Anlage für Enhanced-Oil-Recovery-Anwendungen, in der CO₂ zur Wiedereinführung in produzierende Lagerstätten abgeschieden wird, wodurch das Abfackeln von Gas und die Ableitung von Emissionen vermieden werden. Das CYNARA-System bietet ein proprietäres Membran-Design mit der effizientesten Oberfläche auf dem Markt, was für die skalierende CO₂-Abtrennung und -Abscheidung von entscheidender Bedeutung ist. Dies ermöglicht eine effizientere CO₂-Abtrennung ohne Chemikalien, wodurch die Kosten und die Umweltbelastung verringert werden, wobei eine Betriebszeit von 99,5 % in über 35 Jahren Anlagenbetrieb nachgewiesen werden kann.

• In Russland unterstützte Schlumberger Rosneft dabei, die Zeit bis zur ersten Produktion zu verringern, indem eine weltweit einmalige Kombination von Ora*, einer intelligenten drahtgebundenen Plattform für Formationstests, mit Probenahme- und Tiefen-Transiententests an der Drahtleitung und Oberflächentests eingesetzt wurde. Dieser „Fit-for-Basin“-Ansatz erlaubte es dem Rosneft-Team, Multizonen-Reservoirs in abgelegenen Feldern effektiv und effizient zu testen, wodurch über 7.104 Tonnen CO₂-Äquivalent-Emissionen vermieden und die Betriebszeit verkürzt wurden, während gleichzeitig Daten für eine schnellere Feldentwicklung gesammelt wurden. Dieser neue Ansatz zur Erprobung von Reservoiren, bei dem die Ora-Plattform eingesetzt wird, erlaubt eine frühere Gasförderung, indem die Bauzeit für Explorationsbohrungen reduziert und der Lebenszyklus der Feldbeurteilung optimiert wird.

• Vor der Küste Angolas konnte Eni bei seiner ersten Bohrung im Jahr 2021 in nur sechs Wochen ohne Abfackeln die Mindestmenge an Kohlenwasserstoffen und die Förderbarkeit der Lagerstätte bestätigen, indem es den fotorealistischen Reservoir-Geologieservice Quanta Geo* von Schlumberger mit der Fähigkeit der Ora-Plattform zum Testen in der Tiefe kombinierte. Gegenüber herkömmlichen Methoden konnten so die mit dem Abfackeln verbundenen Treibhausgasemissionen vollständig eingespart werden.

• In Großbritannien wurde eine geothermische Hochtemperatur-Erdwärmesonde von Schlumberger mit REDA*-Pumpentechnologie für den Proof-of-Concept-Kraftwerkstest des United Downs Deep Geothermal Power Project – dem ersten geothermischen Kraftwerk Großbritanniens – in Cornwall eingerichtet. Diese geothermische ESP-Technologie produziert erwärmtes Wasser, das anschließend vom Kraftwerk in Strom für das Netz umgewandelt wird, während die direkte Wärme an ein neues Immobilienprojekt für 10.000 Menschen weitergeleitet wird. Die Anwendung der REDA-Pumpentechnologie bei diesem Projekt wird dazu beitragen, das Potenzial der tiefen geothermischen Ressourcen in Großbritannien zur Erzeugung von Kohlenstoff-freiem Strom und Wärme zu demonstrieren. Die energieeffizienten geothermischen Pumpen von REDA Thermal* sind so entwickelt worden, dass sie unter erschwerten Bohrloch-Bedingungen in geothermischen Energiesystemen mit minimaler parasitärer Strombelastung produzieren und so die weltweit zunehmenden geothermischen ESP-Anwendungen ansprechen, die sowohl Kohlenstoff-freien Strom als auch Wärme erzeugen.

Finanzübersicht

Zusammengefasste konsolidierte Bilanz

Liquidität

Belastungen und Gutschriften

Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Gewinnmitteilung zum zweiten Quartal 2021 auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Zusätzlich zu den im Abschnitt „Liquidität“ erwähnten nicht GAAP-konformen Finanzmaßnahmen sind der Nettogewinn (-verlust) ohne Belastungen und Gutschriften sowie davon abgeleitete Messwerte (einschließlich verwässerter Gewinn je Aktie ohne Belastungen und Gutschriften, Nettogewinn (-verlust) von Schlumberger ohne Belastungen und Gutschriften und bereinigtes EBITDA) nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Die Geschäftsführung ist Ansicht, dass der Ausschluss von Belastungen und Gutschriften von diesen Finanzkennzahlen die Möglichkeit bietet, die Geschäftstätigkeit von Schlumberger im Vergleich zwischen den einzelnen Perioden effektiver zu bewerten und geschäftliche Trends zu identifizieren, die andernfalls durch die ausgeschlossenen Posten überdeckt würden. Diese Kennzahlen werden von der Unternehmensleitung auch als Leistungsindikatoren zur Festlegung bestimmter Leistungsvergütungen genutzt. Die vorstehenden nicht GAAP-konformen Kennzahlen sollten als Ergänzung zu anderen Finanzkennzahlen oder Leistungsindikatoren angesehen werden, die in Übereinstimmung mit GAAP erstellt werden, und dürfen keinesfalls als Ersatz dafür oder als jenen überlegen erachtet werden. Nachfolgend dargestellt ist eine Abstimmung bestimmter dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen. Eine Abstimmung des bereinigten EBITDA mit der vergleichbaren GAAP-Kennzahl finden Sie im Abschnitt „Ergänzende Informationen“ (Punkt 9).

*Rundungsfehler möglich.

Alle in den ersten sechs Monaten von 2020 erfassten Aufwendungen und Erträge wurden in der beigefügten zusammengefassten konsolidierten Gewinn-und-Verlust-Rechnung unter Wertminderungen und Sonstiges ausgewiesen.

In den ersten sechs Monaten des Jahres 2021 wurden keine Belastungen oder Gutschriften erfasst.

Geschäftsbereiche

Ergänzende Informationen

Über Schlumberger

Schlumberger (SLB: NYSE) ist ein Technologieunternehmen, das in Partnerschaft mit seinen Kunden Energien erschließt. Unsere Mitarbeiter, die über 160 Nationalitäten repräsentieren, bieten führende digitale Lösungen und setzen innovative Technologien ein, um Leistung und Nachhaltigkeit für die globale Energiebranche zu ermöglichen. Mit Fachkompetenz in mehr als 120 Ländern, kooperieren wir, um Technologien zu entwickeln, die den Zugang zu Energie zum Nutzen aller ermöglichen.

Erfahren Sie mehr unter www.slb.com

^{*Marke von Schlumberger oder einem Unternehmen von Schlumberger.
Andere Unternehmens-, Produkt- und Dienstleistungsnamen sind Eigentum der jeweiligen Inhaber.}

Anmerkungen

Schlumberger veranstaltet am Freitag, 23. Juli 2021, eine Telefonkonferenz zur Besprechung der Pressemitteilung über die Ergebnisse und die Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz beginnt um 9:30 Uhr Eastern Time bzw. 15.30 Uhr MEZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1 (844) 721-7241 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1 (409) 207-6955 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas und geben Sie den Zugangscode 8858313 ein. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 23. August 2021 eine Aufzeichnung zur Verfügung. Wählen Sie dazu bitte +1 (866) 207-1041 für Anrufe aus Nordamerika oder +1 (402) 970-0847 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas, und geben Sie den Zugangscode 6752598 ein. Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mithören angeboten. Darüber hinaus steht Ihnen auf derselben Website bis zum 23. August 2021 eine Wiederholung des Webcast zur Verfügung.

Diese Gewinnmitteilung zu den Ergebnissen des zweiten Quartals 2021 sowie andere Aussagen, die wir machen, enthalten „zukunftsgerichtete Aussagen“ im Sinne der Bundeswertpapiergesetze, die alle Aussagen einschließen, die keine historischen Fakten sind. Solche Aussagen enthalten häufig Wörter wie „erwarten“, „vielleicht“, „können“, „glauben“, „vorhersagen“, „planen“, „potenziell“, „prognostiziert“, „Vorhersagen“, „Prognose“, „Schätzung“, „beabsichtigen“, „antizipieren“, „anstreben“, „Ziel“, „anpeilen“, „denken“, „sollten“, „könnten“, „würden“, „werden“, „sehen“, „wahrscheinlich“ und andere ähnliche Wörter. Zukunftsgerichtete Aussagen beziehen sich auf Sachverhalte, die in unterschiedlichem Maße unsicher sind, wie beispielsweise Aussagen über unsere Finanz- und Leistungsziele und andere Prognosen oder Erwartungen hinsichtlich unserer Geschäftsaussichten oder in Abhängigkeit davon; das Wachstum von Schlumberger insgesamt und der einzelnen Geschäftsbereiche (und bestimmter Geschäftsbereiche, geografischer Gebiete oder Technologien innerhalb der einzelnen Geschäftsbereiche); die Nachfrage und das Produktionswachstum bei Erdöl und Erdgas; die Erdöl- und Erdgaspreise; Prognosen oder Erwartungen in Bezug auf die Energiewende und den weltweiten Klimawandel; Verbesserungen bei den Betriebsverfahren und der Technologie; Investitionsausgaben von Schlumberger und der Öl- und Gasindustrie; unsere Geschäftsstrategien, einschließlich digitaler und „fit for basin“-Strategien, sowie die Strategien unserer Kunden; unser effektiver Steuersatz; unsere APS-Projekte, Joint Ventures und andere Allianzen; unsere Reaktion auf und unsere Vorbereitung auf die COVID-19-Pandemie und andere weit verbreitete Gesundheitsnotfälle; der Zugang zu Rohstoffen; künftige globale wirtschaftliche und geopolitische Bedingungen; künftige Liquidität; und künftige Betriebsergebnisse wie beispielsweise die Höhe der Margen. Diese Aussagen unterliegen Risiken und Unwägbarkeiten, einschließlich, aber nicht beschränkt auf, sich ändernde globale Wirtschaftsbedingungen; Änderungen der Ausgaben von Schlumbergers Kunden für Exploration und Produktion sowie Änderungen des Niveaus der Öl- und Erdgasexploration und -erschließung; das Betriebsergebnis und die Finanzlage von Schlumbergers Kunden und Lieferanten, insbesondere während längerer Niedrigpreisperioden für Rohöl und Erdgas; Schlumbergers Unfähigkeit, seine Finanz- und Leistungsziele und andere Prognosen und Erwartungen zu erreichen; Schlumbergers Unfähigkeit, Vermögenswerte ausreichend zu monetarisieren; das Ausmaß zukünftiger Belastungen; allgemeine wirtschaftliche, geopolitische und geschäftliche Bedingungen in Schlüsselregionen der Welt; Fremdwährungsrisiko; Preisdruck; wetter- und saisonbedingte Faktoren; ungünstige Auswirkungen von Gesundheitspandemien; Verfügbarkeit und Kosten von Rohstoffen; betriebliche Änderungen, Verzögerungen oder Stornierungen; Herausforderungen in Schlumbergers Versorgungskette; Produktionsrückgänge; Schlumbergers Unfähigkeit, die beabsichtigten Vorteile seiner Geschäftsstrategien und -initiativen, wie z. B. digitale Initiativen oder Schlumberger New Energy, sowie seiner Restrukturierungs- und Strukturkostensenkungspläne zu erkennen; Änderungen der staatlichen Vorschriften und behördlichen Auflagen, einschließlich solcher, die mit der Offshore-Öl- und Gasförderung, radioaktiven Quellen, Sprengstoffen, Chemikalien und klimabezogenen Initiativen in Zusammenhang stehen; die Unfähigkeit der Technologie, den neuen Herausforderungen bei der Exploration gerecht zu werden; die Wettbewerbsfähigkeit alternativer Energiequellen oder Produktsubstitute; und andere Risiken und Unwägbarkeiten, die in dieser Gewinnmitteilung für das zweite Quartal 2021 und in unseren jüngsten Formularen 10-K, 10-Q und 8-K, die bei der Securities and Exchange Commission eingereicht wurden, beschrieben sind. Falls eines oder mehrere dieser und anderer Risiken und Unwägbarkeiten (oder die Folgen solcher Entwicklungen) eintreten oder sich unsere grundlegenden Annahmen als unzutreffend erweisen sollten, können die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von unseren Darstellungen in zukunftsgerichteten Aussagen abweichen. Die Aussagen in dieser Gewinnmitteilung für das zweite Quartal beziehen sich auf das Datum dieser Mitteilung, und Schlumberger lehnt jede Absicht oder Verpflichtung ab, diese Aussagen öffentlich zu aktualisieren oder zu revidieren, sei es aufgrund neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder aus anderen Gründen.

Die Ausgangssprache, in der der Originaltext veröffentlicht wird, ist die offizielle und autorisierte Version. Übersetzungen werden zur besseren Verständigung mitgeliefert. Nur die Sprachversion, die im Original veröffentlicht wurde, ist rechtsgültig. Gleichen Sie deshalb Übersetzungen mit der originalen Sprachversion der Veröffentlichung ab.

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