ThruBit LLC

United States

ThruBit LLC

United States
SEARCH FILTERS
Time filter
Source Type

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.


Aivalis J.,ThruBit LLC | Meszaros T.,ThruBit LLC | Porter R.,ThruBit LLC | Reischman R.,ThruBit LLC | And 5 more authors.
Oilfield Review | Year: 2012

Increasing use of horizontal drilling has spurred EandP companies to look for more cost-effective ways to log their wells. To meet this need, an innovative logging service has been developed. Operators are now capitalizing on a unique conveyance method that uses small-diameter tools to obtain formation evaluation data in highly deviated or extended-reach wells.


Reischman R.L.,ThruBit LLC
Society of Petroleum Engineers - SPE Americas Unconventional Gas Conference 2011, UGC 2011 | Year: 2011

Open hole logging of highly deviated and horizontal wells is now becoming more accepted due to a recently developed conveyance and acquisition system that can greatly reduce the cost and risk associated with running logs in these types of wells. Conventional log measurements including resistivity and porosity, which in many cases may not have been previously economical to obtain in lateral wells, can now be used to delineate the needed basic reservoir properties for planning completions and future drilling designs. The method employs a newly engineered ultra slim toolstring that is designed to pass through the drill pipe and a specially designed hollow PDC bit into open hole. Data can then be obtained beyond the bit in memory while tripping out with the tools on pipe. Lost in hole risk and the higher cost of using other more expensive methods, such as LWD, can be minimized by using the drill pipe and bit to safely acquire the data and retrieve the tools if necessary. Circulation of the well fluids and pressure control can still be maintained throughout this process. A brief overview of the conveyance method and acquisition tools will be presented along with log examples from some of the common unconventional plays that outline the applications of this data. Copyright 2011, Society of Petroleum Engineers.

Loading ThruBit LLC collaborators
Loading ThruBit LLC collaborators