Baku, Azerbaijan
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The State Oil Company of Azerbaijan Republic is a wholly state-owned national oil company headquartered in Baku, Azerbaijan. It is one of the largest O&G corporations in the world. The company is involved in production of oil and natural gas from both onshore and offshore fields in the Azerbaijani section of the Caspian Sea. In addition, it operates the country's two oil refineries, one gas processing plant and runs several oil and gas export pipelines throughout the country. It has a number of fuel filling stations under the SOCAR brand in Azerbaijan, Georgia, Ukraine, Romania and Switzerland. The company has about 61,000 employees. Wikipedia.


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News Article | April 28, 2017
Site: www.businesswire.com

„Auf den internationalen Märkten gingen die Umsätze im Vergleich zum Vorquartal um 7 % zurück. Dies lag daran, dass der saisonal bedingte Rückgang von Aktivitäten und Umsätzen vor allem in China, auf dem russischen Festland und in der Nordsee größer war als erwartet. Außerdem beobachteten wir in zentralen Teilen des Nahen und Mittleren Ostens geringere Aktivitäten als im Vorquartal, während Einschränkungen der Produktion, die dem Projekt Shushufindi von Schlumberger Production Management (SPM) in Ecuador auferlegt wurden, ebenfalls negative Auswirkungen auf unsere Ergebnisse im ersten Quartal hatten. Die grundlegenden Aktivitäten und Stimmungen unserer weltweiten Kundenbasis entsprachen jedoch den Erwartungen, wie man zum Beispiel an den unveränderten Umsatztrends im Vergleich zum Vorquartal im restlichen Lateinamerika sowie in Afrika beobachten konnte. Dies bestätigte, dass diese Regionen tatsächlich den tiefsten Punkt des Zyklus erreicht haben. Angesichts der beginnenden Erholung von einem der größten Abwärtstrends unserer Firmengeschichte betrachten wir vier Bereiche als entscheidend für die Wiederherstellung der Stärke der Branche und der Steigerung ihrer Kapazitäten. Dies sind: die Notwendigkeit höherer Ausgaben im Bereich Exploration und Förderung zur Deckung des wachsenden Bedarfs an Kohlenwasserstoff in den nächsten Jahren; die Notwendigkeit, Investitionen in R&E innerhalb der gesamten Lieferkette für Öl und Gas zu schützen und anzuregen; die Notwendigkeit neuer Geschäftsmodelle zur Förderung engerer technischer Zusammenarbeit und kommerzieller Angleichung von Betreibern und Zulieferern; sowie die Notwendigkeit umfassenderer und besser integrierter Technologieplattformen, die Hardware, Software, Daten und Know-how miteinander verbinden. Während unsere Perspektive für die Grundlagen von Angebot und Nachfrage auf den Ölmärkten konstruktiv bleibt, steigt die Wahrscheinlichkeit eines mittelfristigen Lieferdefizits durch die anhaltenden Unterinvestitionen in neue Lieferungen, da zwar Reservoirs erschlossen, die Reserven jedoch nicht in ausreichendem Maß ersetzt werden. Der Markt ist insbesondere weiterhin auf Kerninflationsraten konzentriert, was suggeriert, dass die Produktion tragfähig ist. Bei genauerer Betrachtung der zugrunde liegenden Daten zeigt sich jedoch deutlich, dass sich die erwiesenermaßen erschlossenen Reserven in mehreren wichtigen Ländern außerhalb der OPEC in beschleunigtem Maße erschöpfen. Bei Schlumberger sind wir daher aktiv bestrebt, das Unternehmen an der Spitze einer Branche zu positionieren, die sich weiterentwickeln muss. Wir tun dies, indem wir unsere Geschäftsbasis in proaktiver Weise verwalten und auf den ständigen Druck der Kommodifizierung reagieren und unser Angebot und unsere Leistungen dabei genau auf die vorherrschenden Marktbedingungen abstimmen. Parallel versuchen wir ständig, unsere Möglichkeiten zu erweitern, indem wir ein umfassendes und aktives M&A-Programm verfolgen. Dabei beziehen wir bestehende und neue Kunden ein, um eine engere Kooperation und besser aufeinander abgestimmte Geschäftsmodelle zu etablieren, und wir erweitern unser Angebot vom technischen Support bis hin zu gemeinsamen Investitionen mit unseren Kunden in deren Projekte – dabei immer mit dem Ziel, für mehr Aktivitäten unserer 19 Produkt- und Servicelinien zu sorgen. Angesichts der sorgfältigen Anpassung an die gegenwärtige Situation der Branche bleiben wir zuversichtlich und optimistisch hinsichtlich der Zukunft von Schlumberger, da wir sehr gut wissen, dass es jenseits des aktuellen Marktes vielfache Möglichkeiten für diejenigen Akteure der Branche gibt, die sich neue Wege vorstellen und diese auch einschlagen können.“ Schlumberger und Weatherford haben am 24. März 2017 eine Vereinbarung zur Gründung von OneStimSM bekannt gegeben. Mit diesem Joint Venture sollen Produkte und Services für Fertigstellungen zur Erschließung unkonventioneller Ressourcengebiete in den Bodenmärkten der Vereinigten Staaten und Kanadas bereitgestellt werden. Das Joint Venture wird eines der breitgefächertsten Portfolios für mehrstufige Fertigstellungen auf dem Markt zusammen mit einer der größten Hydraulic-Fracturing-Flotten in der Branche anbieten. Schlumberger und Weatherford halten einen Eigentumsanteil von 70 bzw. 30 % an dem Joint Venture. Die Transaktion soll in der zweiten Jahreshälfte 2017 abgeschlossen werden und unterliegt behördlichen Zulassungen sowie weiteren üblichen Abschlussbedingungen. Am 12. April 2017 gaben Schlumberger und YPF die Unterzeichnung einer vorläufigen Vereinbarung für ein Joint Venture in einem Ölschiefer-Pilotprojekt im Block Bandurria Sur in Vaca Muerta in der Provinz Neuquén bekannt. Schlumberger wird Reservoirkenntnisse, integrierte Feldstudien, Services im Bereich Bohrungen und Fertigstellungen sowie die dazugehörige Infrastruktur anbieten. Teil der Vereinbarung ist eine stufenweise Investition von 390 Mio. USD durch Schlumberger. Dazu gehört ein signifikanter praktischer Beitrag der Services des Unternehmens zu Marktpreisen. Nach Erfüllung bestimmter Abschlussbedingungen wird Schlumberger einen Anteil von 49 % an dem Joint Venture übernehmen, wobei YPF die verbleibenden 51 % innehaben und den Block betreiben wird. Am 20. April 2017 stimmte der Verwaltungsrat (Board of Directors) des Unternehmens einer vierteljährlichen Dividende von 0,50 USD je in Umlauf befindlicher Stammaktie zu, zahlbar am 14. Juli 2017 an zum 1. Juni 2017 eingetragene Aktieninhaber. Die Umsätze in der Region Lateinamerika waren im Vergleich zum Vorquartal unverändert, da das Umsatzwachstum in Brasilien durch einen Umsatzrückgang auf dem GeoMarket Peru, Kolumbien und Ecuador aufgewogen wurde, wo sich Einschränkungen der Produktion, die dem Projekt Shushufindi von SPM in Ecuador auferlegt wurden, auf die Ergebnisse auswirkten. Die Umsätze auf dem GeoMarket Argentinien, Bolivien und Chile waren ebenfalls niedriger, getrieben durch einen Rückgang der Bohr- und Fracturing-Aktivitäten aufgrund der frühen Fertigstellung einer Reihe von Projekten. Das Umsatzwachstum in Brasilien wurde durch stärkere Aktivitäten des Bereichs OneSubsea und vermehrte Multiclient-Lizenzverkäufe von WesternGeco in Erwartung der baldigen 14. Angebotsrunde getrieben. Die Umsätze in der Region Europa/GUS/Afrika nahmen im Vergleich zum Vorquartal um 10 % ab, vor allem aufgrund saisonal bedingter Rückgänge in Russland und Kasachstan, die stärker waren als sonst und sich auf sämtliche Produktlinien auswirkten, während der GeoMarket Großbritannien und Kontinentaleuropa ebenfalls geringere Aktivitäten und reduzierte Software-Lizenzverkäufe von SIS verzeichnete. Reduzierte Aktivitäten von OneSubsea aufgrund der Fertigstellung eines Projekts im Golf von Guinea und geringere Produktverkäufe von Surface Systems in der Region trugen ebenfalls zu dem Rückgang bei. Die Umsätze aus dem GeoMarket Subsahara-Afrika blieben im Wesentlichen unverändert, da der starke Anstieg der Festlandaktivitäten im Kongo, im Tschad und in Äthiopien durch den Abbruch eines Bohrprojekts vor der Küste Angolas und durch Projektverzögerungen vor der Küste des Kongo aufgewogen wurde. Die Umsätze in der Region Naher und Mittlerer Osten sowie Asien nahmen im Vergleich zum Vorquartal um 7 % ab, in erster Linie aufgrund von Preisdruck und geringeren Bohr- und Hydraulic-Fracturing-Aktivitäten auf dem Festland im Nahen und Mittleren Osten. Die Umsätze in Australien nahmen aufgrund reduzierter Offshore-Aktivitäten ebenfalls ab, während Unwetter auf dem Festland sämtliche Produkt- und Servicelinien beeinträchtigten. Die Umsätze auf dem chinesischen Festland waren aufgrund der saisonal bedingten Verlangsamung im Winter geringer, die sich hauptsächlich auf die Aktivitäten der Bereiche Production, Drilling sowie der Cameron Group auswirkten. Die Umsätze der Reservoir Characterization Group in Höhe von 1,6 Mrd. USD, von denen 78 % aus den internationalen Märkten stammten, nahmen im Vergleich zum Vorquartal um 3 % ab. Dies lag an Projektabschlüssen aus einem abnehmenden Auftragsbestand des Bereichs Testing & Process Systems und wurde teilweise durch weitere Fortschritte bei Anlageprojekten für frühzeitige Förderung in Kuwait und Ägypten aufgewogen. Die Umsätze des Bereichs Wireline stiegen aufgrund von Explorationsaktivitäten mit vermehrtem Infrastruktureinsatz in Nordamerika, teilweise aufgewogen durch saisonal bedingte Umsatzrückgänge in Russland. Nach den üblichen, jedoch verhaltenen Umsätzen zum Jahresende im vorherigen Quartal wirkten sich niedrigere Software-Lizenzverkäufe von SIS ebenfalls auf die Ergebnisse der Gruppe aus. Im bulgarischen Teil des Schwarzen Meeres nahm Total E&P Bulgaria die erste Explorationsbohrung in der Tiefsee vor. Schlumberger ISM führte auf der Bohranlage acht getrennte Produktlinien und koordinierte über 100 Mitarbeiter, die an dem Projekt beteiligt waren. Durch enge Kooperation mit Total E&P Bulgaria konnte das ISM-Team Gelegenheiten zur Bohroptimierung ermitteln, durch die während der Bohrtätigkeiten an der Bohrlochsohle signifikante Ergebnisse erzielt werden konnten. Total E&P Bulgaria drückte Wertschätzung für das kooperative Arbeitsumfeld aus, das Schlumberger in das Projekt eingebracht hatte. In den VAE beauftragte die Sharjah National Oil Corporation WesternGeco mit der Durchführung einer seismischen 3D-Erhebung über 483 Quadratkilometer für den Teil ihrer Onshore-Konzession in Schardscha. Für das Projekt soll die Plattformtechnologie UniQ* für seismische Erhebungen auf dem Festland genutzt werden, um die langen Offsets handhaben zu können, die erforderlich sind, um Abbildungen der komplexen geologischen Überschiebungen in der Region zu erstellen. Die Erhebung stellt eine Erweiterung der 2011 durchgeführten früheren Erhebung dar, in deren Rahmen die Effektivität der UniQ-Plattformtechnologie demonstriert wurde. Die Datenverarbeitung soll im Bearbeitungszentrum in Abu Dhabi mittels rückwärtiger Zeitmigration erfolgen, um Abbildungen dieser komplexen Geologie zu erstellen. In Kasachstan nutzt Wireline den fotorealistischen Reservoirgeologie-Service Quanta Geo* zur Auswertung einer dichten Karbonatformation für Karachaganak Petroleum Operating BV, ein Konsortium aus Eni, Shell, Chevron, Lukoil und KazMunaiGas. Die Servicetechnologie Quanta Geo nutzt eine innovative Sonde mit erhöhter Sensibilität, um vertikale und laterale Eigenschaften der Bohrung zu erkennen. Der Kunde erhielt Bilder mit höherer Qualität, was mit ölhaltigem Schlamm nicht möglich ist. So waren strukturelle und stratigrafische Interpretationen mit höherer Zuversicht möglich. Die Umsätze der Drilling Group in Höhe von 2,0 Mrd. USD, von denen 74 % aus den internationalen Märkten stammten, nahmen gegenüber dem Vorquartal um 1 % ab, da die starken Aktivitäten beim Richtbohren auf dem nordamerikanischen Festland durch geringere Bohraktivitäten und Preisdruck in den internationalen Gebieten aufgewogen wurden. Die Verbesserung der Umsätze in Nordamerika rührte von verstärkter Absorption der Produkte und Services von Drilling & Measurements, Bits & Drilling Tools und M-I SWACO her. Die Abnahme der Erträge in den internationalen Gebieten lag an den geringeren Umsätzen aus Produkten von M-I SWACO in der Region Naher und Mittlerer Osten sowie Asien, an Preisdruck und einer ungünstigen Mischung von Aktivitäten für Drilling & Measurements im Nahen und Mittleren Osten sowie an geringeren Aktivitäten von Integrated Drilling Services (IDS) auf dem GeoMarket Großbritannien und Kontinentaleuropa. Im britischen Teil der Nordsee entwickelte IDS eine individuelle Lösung für Statoil, um spezielle Schwierigkeiten in einem Schwerölfeld zu meistern. Das Mariner-Feld zeichnet sich durch Reservoirs in geringer Tiefe aus, und deren Erschließung durch 60 lange, nahe beieinander liegende horizontale Bohrungen geplant ist. Ein integriertes Team mit Bohrexperten aus mehreren Technologiezentren trug zur Planung einer individuellen Montage an der Bohrlochsohle bei, mit der eine aggressive Neigung von bis zu 40° im 24-Zoll-Abschnitt verwirklicht werden konnte. Das steuerbare Rotary-System PowerDrive Archer* für hohe Neigungen sowie phasenweise einsetzbare Aufweitköpfe waren zwei der Technologien, die bei dieser kundenspezifischen Lösung genutzt wurden. Im ersten Quartal 2017 realisierte der Kunde die 24-Zoll-Abschnitte von vier Bohrungen und konnte sämtliche Projektziele in Bezug auf Bohrungen, Zeit und Kosten erreichen. In Norwegen vergab Statoil Petroleum AS einen IDS-Vertrag für die Bohrkampagne im Sleipner-Gebiet im norwegischen Teil der Nordsee an Schlumberger. Zu dem Vertrag gehört eine innovative Struktur für Leistungsanreize, mit der die Interessen von Betreiber und Serviceanbieter besser aufeinander abgestimmt werden. Dazu gehören die Bereitstellung von Services von Drilling & Measurements, Well Services und M-I SWACO für zwei Bohrungen und eine optionale Bohrung. Die Tätigkeiten werden voraussichtlich im Mai 2017 aufgenommen. In Katar vergab die RasGas Company Limited einen Fünfjahresvertrag mit fünf optionalen Einjahresverlängerungen an Schlumberger, in dessen Rahmen eine umfangreiche Kombination von Bohrtechnologien für bis zu 70 Bohrungen im North-Feld bereitgestellt wird. Teil des Vertrags sind zum Beispiel ein MicroScope*-Service von Drilling & Measurements für Resistivität und Bildgebung während des Bohrens, die abnutzungsresistente und höchst belastungsfähige PDC-Cutter-Technologie FireStorm* von Bits & Drilling Tools, der instrumentierte Wireline-Interventionsservice ReSOLVE* von Wireline, der Schiefer-Inhibitor HydraHib von M-I SWACO sowie die moderne Glasfasertechnologie für Verlustkontrolle CemNET und die Stimulationsservices OpenPath von Well Services. Das North-Feld ist das größte reine Erdgasfeld der Welt und enthält rund 10 % der weltweit bekannten Reserven. Vor der Küste Aserbaidschans nutzte Drilling & Measurements eine Kombination von Technologien für die State Oil Company of Azerbaijan (SOCAR) bei der Durchführung einer anspruchsvollen J-förmigen Bohrung im Bulla-Deniz-Feld. Teil des komplexen Plans war es nicht nur, die anspruchsvolle Lithologie zu meistern, durch die der Bohrfortschritt (Rate of Penetration, ROP) auf bis zu 3,1 Fuß pro Stunde verlangsamt wird, sondern auch, gleichzeitig einen 7218 Fuß langen Abschnitt des Bohrlochs zu bohren und zu vergrößern. Zu der Kombination von Technologien gehörten die steuerbare Rotary-Technologie PowerDrive X6* mit dem für Array-Resistivität kompensierten Service arcVISION*, der Service TeleScope* für Hochgeschwindigkeitstelemetrie während des Bohrvorgangs sowie ein hydraulisch expandierbarer Bohrlochräumer Rhino* XS. Der Kunde konnte durch Erreichen der Bohrziele in 39 statt der ursprünglich eingeplanten 79 Tage ohne jegliche unproduktive Zeit 14,4 Mio. USD einsparen. Im Süden von Texas stellte IPS eine Kombination aus Technologien und Services für Lonestar Resources bereit, um die Ölförderung und Feldökonomie bei 18 Bohrungen im Schiefergebiet Eagle Ford Shale zu verbessern. IPS konnte Pläne für Bohrungen, Stimulation und Fertigstellungen in langen Seitenbohrungen optimieren, um die Stützmitteleinbettung in weicherem Gestein zu überwinden, die den Reservoirkontakt mit dem Bohrloch abklemmte, und um die Ausdehnung der Höhe von Frakturen hin zu einer nahen Verwerfung zu begrenzen. Zu diesen Technologien gehörten ThruBit*-Services für Aufzeichnungen durch die Bohrspitze, die Software Kinetix Shale* für reservoirzentrierte Stimulation bis hin zur Förderung sowie der Fracturing-Service Broadband Sequence*. Infolgedessen konnten in diesen Bohrungen im Vergleich zu Ausgleichsbohrungen in zwei anderen Feldern bis zu 86 % mehr Kohlenwasserstoff pro 1000 Fuß der Seitenbohrung gefördert werden. Die Whiting Petroleum Corporation schloss kürzlich mit dem auflösbaren Plug-and-Perf-System Infinity* eine Kampagne aus 13 Bohrungen in North Dakota ab. Whiting plante die Aussetzung der Förderung aus zahlreichen Bohrungen in der Region, während Fracturing-Tätigkeiten und Reinigungsarbeiten nach dem Fracturing durchgeführt wurden. Mit dem Infinity-System konnten die Reinigungszeiten im Vergleich zu herkömmlichen Pfropftechnologien reduziert werden. Dies führte bei 13 Bohrungen zu merklichen Zeiteinsparungen und zur Wiederherstellung der vollen Fördertätigkeit in dem Feld. Im Irak nutzte Well Services eine Kombination von Technologien für BP Iraq N.V., um Herausforderungen bei einer Wasserinjektionsbohrung in einem Karbonatreservoir im Rumaila-Feld zu überwinden. Die Kombination aus einem aufpumpbaren CoilFLATE*-Packer für aufgerollte flexible Stahlrohre mit dem Instrument ACTive PTC* für Druck-, Temperatur- und Gehäusekragenerkennung in Echtzeit wurde bereitgestellt, um selektiv Zonen mit geringer Permeabilität zu stimulieren. Infolgedessen stieg die Wasserinjektivität auf 4600 bbl/d und ermöglichte dem Kunden eine zusätzliche Ölförderung von 3000 bbl/d. Die Umsätze der Cameron Group in Höhe von 1,2 Mrd. USD, wovon 62 % von den internationalen Märkten stammten, sanken aufgrund des Rückgangs beim Volumen der Projekte von OneSubsea und geringerer Produktverkäufe bei Surface Systems im Vergleich zum Vorquartal um 9 %, teilweise aufgewogen durch ein leichtes Wachstum bei Valves & Measurement. Der Umsatzrückgang für OneSubsea lag am sinkenden Volumen der Projekte in Brasilien und an reduzierten Aktivitäten im US-amerikanischen Golf von Mexiko. Die Umsätze von Surface Systems waren in den Regionen Europa/GUS/Afrika und Lateinamerika niedriger, wodurch das zweistellige Umsatzwachstum auf dem nordamerikanischen Festland aufgrund zunehmender Mietaktivitäten für Fracturing und Flowback mehr als aufgewogen wurde. Valves & Measurement verbuchte auf dem US-amerikanischen Festland ein zweistelliges Wachstum sowie eine drastische Veränderung der Buchungen, teilweise aufgewogen durch eine Verlangsamung der Umsätze aus technisierten Ventilen in Europa/GUS/Afrika. Noble Energy Mediterranean Ltd. vergab einen Vertrag für die Lieferung von horizontalen Förderbäumen mit 10.000 psi, an die Förderbäume montierten Steuerelementen, Steuerelementen unabhängig von den Förderbäumen und Topside-Steuerelementen für das Leviathan Field Development Project in der Tiefsee des östlichen Mittelmeers an OneSubsea. Für das untermeerische Steuersystem werden herkömmliche elektrohydraulische Steuerelemente und eine Glasfaserkommunikationsverbindung mit den Topside-Steuerelementen genutzt. Die Auswahl dieses Förderbaum stimmt mit früheren Auftragsvergaben überein. So erhält der Kunde größere operative Flexibilität und eine standardisierte Wartung. 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 Pressemitteilung zum ersten Quartal 2017 auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Der Nettogewinn ohne Belastungen und Gutschriften sowie davon abgeleitete Messwerte (einschließlich verwässerter Gewinn je Aktie ohne Belastungen und Gutschriften, Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen ohne Belastungen und Gutschriften sowie effektiver Steuersatz ohne Belastungen und Gutschriften) sind nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Die Geschäftsführung ist Ansicht, dass der Ausschluss von Belastungen und Gutschriften von den Finanzkennzahlen sie dazu befähigen, 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 werden 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 die Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen. Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Technologien zur Charakterisierung von Lagerstätten sowie für Bohr-, Förderungs- und Verarbeitungsvorgänge in der Erdöl- und Erdgasindustrie. Schlumberger ist in über 85 Ländern tätig, beschäftigt rund 100.000 Mitarbeiter aus über 140 Staaten und liefert das in der Branche umfassendste Sortiment an Produkten und Dienstleistungen von der Exploration bis zur Förderung sowie Lösungen von der Pore bis zur Pipeline, mit denen die Kohlenwasserstoffgewinnung optimiert und die Leistungsfähigkeit von Lagerstätten gewährleistet werden kann. Schlumberger veranstaltet am Freitag, 21. April 2017, eine Telefonkonferenz zur Besprechung der Medienmitteilung zum Quartalsbericht und der Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:30 Uhr Eastern Time bzw. 14.30 Uhr MEZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1 (800) 288-8967 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1 (612) 333-4911 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call“. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 21. Mai 2017 eine Wiederholung zur Verfügung. Wählen Sie dazu bitte +1 (800) 475-6701 für Anrufe aus Nordamerika oder +1 (320) 365-3844 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas, und geben Sie den Zugangscode 417634 ein. Dieser Ergebnisbericht für das erste Quartal 2017 sowie unsere anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen“ im Sinne des US-amerikanischen Wertpapierrechts, die jegliche Aussagen umfassen, die keine historischen Tatsachen sind, wie zum Beispiel unsere Prognosen oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten, zur Steigerung der Aktivitäten von Schlumberger insgesamt und jedes einzelnen Segments (sowie für bestimmte Produkte oder in bestimmten geografischen Regionen innerhalb der einzelnen Segmente), zur Erdöl- und Erdgasnachfrage und einem entsprechenden Anstieg der Förderung, zu den Preisen von Erdöl und Erdgas, zu Verbesserungen von Betriebsverfahren und Technologien, inklusive unseres Transformationsprogramms, zu Kapitalaufwendungen durch Schlumberger und in der Erdöl- und Erdgasindustrie, zu den Geschäftsstrategien der Kunden von Schlumberger, zu den erwarteten Vorteilen der Cameron-Transaktion, zum Erfolg der Joint Ventures und Zusammenschlüsse von Schlumberger sowie zu der zukünftigen globalen Wirtschaftslage und zukünftigen Geschäftsergebnissen. Diese Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten. Dazu gehören u. a. die Weltwirtschaftslage, Veränderungen bei Ausgaben für Exploration und Förderung aufseiten der Kunden von Schlumberger sowie Veränderungen der Intensität der Exploration und Erschließung von Erdöl und Erdgas, allgemeine wirtschaftliche, politische und geschäftliche Situationen in Schlüsselregionen der Welt, Währungsrisiken, Preisdruck, Wetter und sonstige jahreszeitlich bedingte Faktoren, betriebliche Änderungen, Verzögerungen oder Stornierungen, Rückgänge bei Förderungen, Änderungen von behördlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften, einschließlich der Vorschriften zur Erdöl- und Erdgasexploration in Offshore-Gebieten, zu radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln, Chemikalien, Hydraulic-Fracturing-Dienstleistungen und Initiativen zum Klimaschutz, aber auch die Möglichkeit, dass Technologien neuen Herausforderungen bei der Exploration nicht gerecht werden, dass Cameron nicht erfolgreich integriert und die erwarteten Synergien nicht realisiert werden oder dass wichtige Mitarbeiter nicht beim Unternehmen bleiben, sowie sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht für das erste Quartal 2017 und auf unseren aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K aufgeführt sind, die bei der US-amerikanischen Börsenaufsichtsbehörde SEC eingereicht wurden. Falls eines oder mehrere dieser und anderer Risiken und Unwägbarkeiten (oder die Folgen solcher Veränderungen von Geschehnissen) eintreten oder sich unsere grundlegenden Annahmen als unzutreffend erweisen sollten, können die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von unseren Darstellungen in zukunftsgerichteten Aussagen abweichen. Schlumberger verneint jegliche Absicht zur Überarbeitung oder öffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger Gegebenheiten und lehnt jegliche derartige Verpflichtung ab.


News Article | May 1, 2017
Site: www.businesswire.com

Costa afuera en Azerbaiyán, Perforación y Mediciones utilizó una combinación de tecnología para que State Oil Company of Azerbaijan (SOCAR) perforara un pozo complicado en forma de J en el yacimiento de Bulla Deniz. Además de superar la litología desafiante que históricamente reduce la tasa de penetración (rate of penetration, ROP) hasta 3,1 pies/hora, el complejo plan del pozo incluyó la perforación y ampliación simultáneas de una sección de 2200 m (7218 pies) del pozo. La combinación de tecnologías incluyó tecnología de dirección rotativa de PowerDrive X6* con servicio de resistividad compensada de gama arcVISION*, servicio de telemetría de alta velocidad durante la perforación TeleScope* y el rectificador hidráulicamente expandible Rhino* XS. El cliente ahorró 14,4 millones de USD al cumplir los objetivos de perforación sin tiempo no productivo en 39 días en lugar de los 79 días planificados originalmente. Además de los resultados financieros determinados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados (generally accepted accounting principles, PCGA) en los EE. UU., este Comunicado de Prensa de Ganancias del Primer Trimestre de 2017 incluye también medidas financieras que no son PCGA (según la definición del reglamento G de la SEC). Los ingresos netos, sin incluir cargos y créditos, así como las medidas derivadas de ellos (lo que incluye EPS diluidas; ingresos netos antes de participaciones no controladoras, sin incluir cargos y créditos; e impuestos efectivos, sin incluir cargos y créditos) constituyen medidas financieras que no son PCGA. La gerencia considera que la exclusión de cargos y créditos de estas medidas financieras le permiten evaluar más efectivamente las operaciones de Schlumberger de un período a otro, e identificar las tendencias operativas que de otra forma podrían quedar ocultas por los elementos excluidos. La gerencia también usa estas medidas como medidas de rendimiento para determinar ciertas compensaciones de incentivos. Las medidas financieras que no son PCGA previas deben considerarse además de, no como un sustituto para o superiores a otras medidas de rendimiento financiero preparadas de acuerdo con los PCGA. A continuación se muestra una conciliación de estas medidas que no son PCGA con las medidas PCGA comparables.


News Article | January 12, 2016
Site: www.reuters.com

A fire still burns from the worst ever accident in Azerbaijan's oil industry. An enquiry continues on the Dec. 4 disaster which took around 30 lives when a 27-hour storm raged across the Caspian Sea. "When the fire started, we sat in two lifeboats, but did not put them down on the sea surface as we were afraid that a storm could break them into pieces," Allakhverdi Mamedov, who was in charge of the stricken platform above the Guneshli oil field, told Reuters. "We were sitting and waiting for rescuers, when the hawsers of the other boat ripped, it dropped into the water and collapsed. Hawsers, which were holding other boats, broke as they did not withstand the pressure from the storm." That lifeboat was sent plunging into the sea where the impact broke it up, spilling those on board. Only two workers from that boat survived. Those in Mamedov's lifeboat spent the night dangling from the platform. They were only rescued the following day when, after the storm had subsided somewhat, a rescue helicopter was able to land on the platform. Thirty workers were lost after Guneshli, operated by Azeri state energy company SOCAR caught fire after the storm caused some of the its production equipment to collapse, damaging a natural gas pipeline. "I thought it was the last day of my life. We were afraid that the platform would blow up. The picture was horrible – heavy wind, high waves ... My very close friends died. It’s very painful to recollect that events," another worker, who declined to give his name, said. Rescuers have discovered nine bodies and search for 21 more as well as three workers who were swept into the sea from another platform some 11.5 miles (18.5 kilometers) away. The rig accident was the worst since the U.S. drilling ship Seacrest capsized during a typhoon in the Gulf of Thailand in 1989, killing more than 90 people. The previous biggest accident on an offshore oil platform in Azerbaijan killed 22 men in 1957. "This is the biggest tragedy in SOCAR's history. The fire on Guneshli platform was the biggest in Azerbaijan's oil industry since 1949, when the country started offshore oil production," SOCAR's vice president, Khalik Mamedov, told Reuters. "We lost 33 men in one day and that's horrible." "The chances of finding anyone alive equal zero," said SOCAR's first vice president, Khoshbakht Usifzade. "We lost our friends ... But we do our best to find bodies and hand them over to relatives." . Azeri and American specialists worked together to put out fires from oil and gas wells. "Thank to these efforts, the fire was extinguished on several wells, including one, where there was the risk of an oil spill, but some gas wells are still on fire," said Balamirza Agaragimov, chief engineer at Azneft, SOCAR's production union. "There were abnormal weather conditions that day and we could not expect that. The wind, which lasted for 27 hours, lifted waves to 8-10 meters height," SOCAR's Khalik Mamedov said. Critics questioned safety measures on the platform, which was built in 1984 with a 50-year operation term. "There were some shortcomings in the gas pipeline on the platform, which were difficult to identify, when the weather was normal," said Mirvari Gakhramanly, head of Azerbaijan's Oil Workers' Rights Protection Committee. Gakhramanly, who was the first to report fatalities, said that mistakes had been made during the evacuation. Usifzade said the company would review safety measures on its platforms, many of which were built in Soviet times. "We are not going to sit on our hands, of course ... Our engineers will think about new safety measures on platforms in case of very high waves," he said. He added the company also planned to buy new lifeboats. "Those lifeboats were modern and had been purchased in South Korea. But it seems we need to buy other lifeboats with a different modification, which are more suitable for our weather conditions," Usifzade said. The platform had daily production of 920 tonnes of oil and 1.08 million cubic meters of gas. It is one of 14 platforms on the Guneshli oilfield. SOCAR produces about 60 percent of its oil from Guneshli. Unlike for other major oil producers, foreign companies do not provide servicing for SOCAR-led platforms, a total number of 193 and most of them build in 1980s. British oil major BP, which accounts for around 75 percent of Azeri oil production, runs a total of eight platforms. BP said that its operations were not affected by the outage. Valery Nesterov, a veteran analyst with Moscow-based Sberbank CIB, said that offshore oil and gas production is always associated with big risk, even if safety is on the highest level. "Such accidents are again raising a big question over the need to explore Arctic offshore," Nesterov said.


PARIS--(BUSINESS WIRE)--Regulatory News: Technip (Paris:TEC) (ISIN:FR0000131708) (ADR:TKPPY) has been awarded by SOCAR a contract for Engineering Procurement and Construction (EPC) services for the SOCAR Azerikimya plant, located in the city of Sumgait, Azerbaijan. The scope of work includes: the modernization of the EP-300 steam cracker with construction of new cracker furnaces licensed by Technip, the installation of a new refinery dry gas treatment unit, new ethylene and propylene storage an


News Article | November 21, 2016
Site: www.businesswire.com

PARIS--(BUSINESS WIRE)--Regulatory News: Total (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT) a signé avec SOCAR, la compagnie nationale azerbaïdjanaise, un accord précisant les conditions commerciales et contractuelles de lancement d’une première phase de production sur Absheron, un champ de gaz à condensats situé en mer Caspienne et découvert par Total en 2011. « Je me réjouis de cet accord, que nous signons à l’occasion de l’anniversaire des 20 ans de la présence de Total en Azerbaïdjan, et qui va permettr


News Article | December 23, 2016
Site: www.ogj.com

State Oil Co. of the Republic of Azerbaijan (SOCAR) and BP PLC-operated Azerbaijan International Operating Co. (AIOC) have signed a letter of intent for future development of Azeri-Chirag-Gunashli (ACG) field off Azerbaijan in the Caspian Sea.


News Article | November 7, 2016
Site: www.marketwired.com

HOUSTON, TX--(Marketwired - November 07, 2016) - KBR, Inc. ( : KBR) announced today that its joint venture with SOCAR was awarded a second program management consultancy contract for the Azerikimya Production Union of the State Oil Company of Azerbaijan. This award marks the second award to the joint venture, SOCAR-KBR Limited Liability Company (SOCAR-KBR LLC), since its inception in mid-2015. SOCAR-KBR LLC was formed to help further Azerbaijan's ambition for creating a world-class Azerbaijan based engineering company. SOCAR-KBR LLC will build upon KBR's more than 20 years of project experience in Azerbaijan to perform program management services from its established offices in Baku for the Azerikimya modernization project. Addressing the audience at the contract signing ceremony, Rovnag Abdullayev, SOCAR's President, said, "The modernization project will make it possible to increase the production facilities at Azerikimya, ensure the supply of raw materials to polyethylene and polypropylene production installations and to meet the demand in the country. It will also increase the country's export potential, enhance the security of the technological process and the quality of raw materials and finished products." "SOCAR-KBR LLC, combines KBR's extensive experience in the oil and gas sector with SOCAR's strong vision and leadership in the region to perform the program management role for this key project for Azerikimya," said Jan Egil Braendeland, SOCAR KBR LLC Board Member and KBR Executive Vice President of Global Sales. "We have passionate and talented Azerbaijani and international team members who are dedicated to Azerbaijan and our partner SOCAR and I am confident SOCAR KBR LLC will deliver successfully on this project and others in region," Braendeland continued. The value of the contract is undisclosed and will be booked into the backlog of unfilled orders for KBR's Engineering & Construction business segment in Q4 of 2016. KBR is a global provider of differentiated professional services and technologies across the asset and program life cycle within the Hydrocarbons and Government Services Sectors. KBR employs over 31,000 people worldwide, with customers in more than 80 countries, and operations in 40 countries, across three synergistic global businesses: KBR is proud to work with its customers across the globe to provide technology, value-added services, integrated EPC delivery and long term operations and maintenance services to ensure consistent delivery with predictable results. At KBR, We Deliver. The statements in this press release that are not historical statements, including statements regarding future financial performance, are forward-looking statements within the meaning of the federal securities laws. These statements are subject to numerous risks and uncertainties, many of which are beyond the company's control that could cause actual results to differ materially from the results expressed or implied by the statements. These risks and uncertainties include, but are not limited to: the outcome of and the publicity surrounding audits and investigations by domestic and foreign government agencies and legislative bodies; potential adverse proceedings by such agencies and potential adverse results and consequences from such proceedings; the scope and enforceability of the company's indemnities from its former parent; changes in capital spending by the company's customers; the company's ability to obtain contracts from existing and new customers and perform under those contracts; structural changes in the industries in which the company operates; escalating costs associated with and the performance of fixed-fee projects and the company's ability to control its cost under its contracts; claims negotiations and contract disputes with the company's customers; changes in the demand for or price of oil and/or natural gas; protection of intellectual property rights; compliance with environmental laws; changes in government regulations and regulatory requirements; compliance with laws related to income taxes; unsettled political conditions, war and the effects of terrorism; foreign operations and foreign exchange rates and controls; the development and installation of financial systems; increased competition for employees; the ability to successfully complete and integrate acquisitions; and operations of joint ventures, including joint ventures that are not controlled by the company. KBR's most recently filed Annual Report on Form 10-K, any subsequent Form 10-Qs and 8-Ks, and other Securities and Exchange Commission filings discuss some of the important risk factors that KBR has identified that may affect the business, results of operations and financial condition. Except as required by law, KBR undertakes no obligation to revise or update publicly any forward-looking statements for any reason.


PARIS--(BUSINESS WIRE)--Regulatory News : Technip (Paris:TEC) (ISIN:FR0000131708) (ADR:TKPPY) a remporté auprès de SOCAR un contrat portant sur des services d’ingénierie, de fourniture des équipements et de construction (EPC) pour l’usine Azerikimya de SOCAR, située dans la ville de Sumgait en Azerbaïdjan. Le contrat couvre: la modernisation du vapocraqueur EP-300 à travers la construction de nouveaux fours de craquage sous licence Technip ; l’installation d’une nouvelle unité de traitement de


News Article | November 21, 2016
Site: www.businesswire.com

PARIS--(BUSINESS WIRE)--Regulatory News: Total (Paris:FP) (LSE:TTA) (NYSE:TOT) and SOCAR, the national oil company of Azerbaijan, have signed an agreement establishing the contractual and commercial terms for a first phase of production of the Absheron gas and condensate field, located in the Caspian Sea and discovered by Total in 2011. “I’m delighted with this agreement, which we sign on the occasion of the 20th anniversary of Total’s presence in Azerbaijan, and which represents an important s


News Article | March 1, 2017
Site: www.theenergycollective.com

In its dogged pursuit of the Southern Gas Corridor, the European Commission is shutting its eyes to the human rights record of the Azerbaijani regime, writes Anna Roggenbuck, policy officer at CEE Bankwatch Network. According to Roggenbuck, there is no justification for this massive gas pipeline project, since it is also bad for the climate and, as recent events show, will not even help reduce Europe’s dependency on Russian gas.   Ministers, ambassadors and envoys from at least 15 countries, including Maroš Šefčovič, the European Commission’s Vice President for the Energy Union, gathered in the Azerbaijani capital last week to discuss the progress on the Southern Gas Corridor (SGC), the largest energy project the EU is currently pursuing. But over the past couple of months, it seems the European Commission’s justifications for this controversial undertaking have been crumbling by the day. A growing number of civil society organisations, including Human Rights Watch, have been warning about the EU locking arms with the Azerbaijan’s authoritarian ruler Ilham Aliyev, despite Europe’s commitment to human rights. In a recent response to a question from MEP Xabier Benito (Podemos) regarding the SGC project, the EU’s energy and climate action commissioner Miguel Arias Cañete stated that the EU’s High Commissioner for Foreign Affairs and Security Policy Federica Mogherini had brought up the issue in a recent meeting with the Azerbaijani president and foreign minister. “Cooperation with Azerbaijan on energy issues including the SGC is a further means for engagement and in full respect of fundamental values and principles.” For now, it seems EU leaders are mostly willing to turn a blind eye to the Azerbaijani government’s ongoing crackdown on civil society and journalists in the country. In fact, it looks like Brussels is even willing to embrace Azerbaijan’s lack of transparency. The Commission made sure to stifle any advance information about the date of the Azerbaijani president’s visit to Brussels earlier this month. Yet, in an open letter published last month, jailed Azerbaijani dissident Ilgar Mammadov delivered the latest warning to European leaders about engaging with the Azerbaijani regime. “Recently, Aliyev has been trying to present the SGC as his generous gift to the west so that governments will not talk about human rights and democracy in Azerbaijan,” he wrote from his prison cell. In two weeks Azerbaijan will need to show what it has done over the past four months to improve its so far horrid human rights record. The board of the Extractive Industries Transparency Initiative (EITI) has already decided to suspend Azerbaijan’s membership over its failure to comply with the international body’s standards. At its meeting on March 8-9, the board, which has already given Baku a second chance, will decide whether it can now restore its status. So far, there is little to indicate that the Azerbaijani leadership has any understanding of what human rights even means. The European Bank for Reconstruction and Development (EBRD) has already said that the funding it is considering for the Trans Anatolian Pipeline, the SGC’s Turkish section, is dependent on Azerbaijan’s EITI status. In the meantime, EU leaders’ feeble response to concerns around Europe’s commitment to human rights when dealing with Azerbaijan leaves no doubt about their shared commitment to dirty fossil fuels. In his answer to MEP Benito’s question, Commissioner Cañete also confirmed that no climate assessment has been done for the EU’s largest fossil fuels project. Rather, he tried to rationalize this by claiming that “gaining access to gas from new sources under competitive market conditions should enable countries in South East Europe to replace some of the most polluting lignite power stations with efficient gas turbines.” But the environment commissioner did not bother explaining how this could be in line with the EU’s renewables goals and the Commission’s ‘energy efficiency first’ principle. Not least worrying is that even the Commission’s narrative on the SGC as a way to diversify the EU’s energy suppliers is becoming increasingly questionable. The massive pipeline, carrying Azerbaijani gas, EU policymakers have repeatedly said, would help the EU lessen its dependence on Russian gas imports. But now it seems that the Trans Adriatic Pipeline (TAP), the western leg of the SGC, could in fact be used to deliver Russian gas into Europe. In late January, Gazprom’s deputy head told attendees to the European Gas Conference that his company is interested in using TAP, likely by connecting the Turkish Stream pipeline to it, for shipping Russian gas to Europe. And it turns out that a number of the members of the TAP consortium, including Azerbaijan’s energy firm SOCAR, would actually be in favour of this scenario. In fact, even Šefčovič said, after presenting the annual “State of the Energy Union report” earlier this month, that the EU “should be less worried [about Gazprom] than in the past.” But the news about Moscow’s interest in the Southern Gas Corridor really should not come as a surprise. TAP’s country manager for Italy already told Italian investigative journalists that the pipeline could carry Russian gas. What’s more, another Russian energy giant, Lukoil, is already one of the companies developing Shah Deniz II, the Azerbaijani gas field intended as the source for the SGC. The EBRD has even arranged a half billion dollar loan for Lukoil’s share in the Shah Deniz II project, which was then matched by another loan from the Asian Development Bank. What, then, could be the EU’s motivations to advance a project as massive as the Southern Gas Corridor? Hopefully the European Commission and governments can offer more convincing answers, because it surely isn’t about promoting human rights, tackling climate change, or even mitigating the EU’s dependence on Russia. Anna Roggenbuck is CEE Bankwatch Network’s EIB Policy Officer. This article was first published on the CEE Bankwatch Network blog.  Bankwatch describes itself as the largest network of grassroots, environmental groups in central and eastern Europe.

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