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News Article | April 28, 2017
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„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 4, 2017
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AUSTIN, Texas--(BUSINESS WIRE)--Whiting USA Trust II (OTC: WHZT) announced today that the Trust will make a distribution to unitholders in the second quarter of 2017, which relates to net profits generated during the first quarterly payment period of 2017. Unitholders of record on May 20, 2017 (which results in an effective record date of May 19, 2017 due to the 20th of May falling on a non-trading day) will receive a distribution of $0.145591 per unit, which is payable on or before May 30, 2017 (the “May 2017 distribution”). As of the date of this press release, 99.9% of the Trust’s total 18,400,000 units outstanding were held by Cede & Co. (The Depository Trust Corporation’s nominee) as the official unitholder of record. The effective record date of May 19, 2017 for this distribution is only applicable to unitholders of record such as Cede & Co., and the ex-date, as set by The Financial Industry Regulatory Authority, Inc., or FINRA, actually determines which street name holders will be eligible to receive the May 2017 distribution. Sales volumes, net profits and selected performance metrics for the quarterly payment period were: The Trust’s net profits interest (“NPI”), which is the only asset of the Trust other than cash reserves held for future Trust expenses, represents the right to receive 90% of the net proceeds from Whiting Petroleum Corporation’s interests in certain existing oil and natural gas properties located primarily in the Rocky Mountains, Permian Basin, Gulf Coast and Mid-Continent regions of the United States. The Trust will wind up its affairs and terminate shortly after the earlier of (a) the NPI termination date or (b) the sale of the net profits interest. The NPI termination date is the later to occur of (1) December 31, 2021, or (2) the time when 11.79 MMBOE (10.61 MMBOE to the 90% net profits interest) have been produced from the underlying properties and sold, which is estimated to be July 31, 2023 based on the Trust’s year-end 2016 reserve report. After the termination of the Trust, it will pay no further distributions. The Trust is required to sell the NPI and terminate if cash proceeds to the Trust from the net profits interest are less than $2.0 million for each of any two consecutive years (the “Annual Cash Proceeds Termination Clause”). During the year ended December 31, 2016, the Trust received cash proceeds of $1.9 million from the net profits interest. However, during the first two calendar quarters of 2017, the Trust will receive $4.4 million in cash proceeds from the NPI and therefore, the Trust will not be required to sell the NPI and terminate pursuant to the Annual Cash Proceeds Termination Clause as of December 31, 2017. The market price of the Trust units will decline to zero at the termination of the Trust, which will occur around or shortly after the termination or sale of the net profits interest. As described in the Trust’s public filings, since the assets of the Trust are depleting assets, a portion of each cash distribution paid on the Trust units, if any, should be considered by investors as a return of capital, with the remainder being considered as a return on investment. As of March 31, 2017, on a cumulative accrual basis, 7.15 MMBOE (67%) of the Trust’s total 10.61 MMBOE have been produced and sold or divested. Based on the Trust’s reserve report for the underlying properties as of December 31, 2016, the Trust’s 10.61 MMBOE are projected to be produced by July 31, 2023, shortly after which the Trust would terminate. Additionally, the 2016 year-end reserve report reflects expected annualized production decline rates of approximately 12.1% for oil and 15.4% for gas between 2017 and 2023, which estimates are derived from NYMEX oil and gas prices of $42.75 per Bbl and $2.49 per MMbtu as calculated pursuant to current SEC and FASB guidelines. As of April 28, 2017, the NYMEX oil and gas prices were $49.33 per Bbl and $3.28 per MMBtu, respectively. Although oil and gas prices have stabilized since the lows experienced during the 2016 distribution periods, oil and gas prices historically have been volatile and may fluctuate widely in the future. The Trust is unable to predict future commodity prices, and it appears likely that future distributions to Trust unitholders, if any, will continue to be impacted by lower oil and natural gas prices. Lower commodity prices are likely to cause a reduction in the amount of oil, natural gas and natural gas liquids that is economic to produce from the underlying properties, which may in turn extend the length of time required to produce the Trust’s 10.61 MMBOE. Alternatively, higher commodity prices may potentially result in an increase in the amount of oil, natural gas and natural gas liquids that is economic to produce from the underlying properties, however, higher prices could result in increases in costs of materials, services and personnel. Furthermore, cash distributions to unitholders may decline at a faster rate than the rate of production due to industry-specific risks and uncertainties such as (i) oil and gas price declines, (ii) fixed and semi-variable costs not decreasing as fast as production volumes or (iii) expected future development being delayed, reduced or cancelled. This press release contains forward-looking statements, including all statements made in this press release other than statements of historical fact. No assurances can be given that such statements will prove to be correct. The estimated time when the Trust will terminate is based on the Trust’s reserve report of the underlying properties as of December 31, 2016 and is subject to the assumptions contained therein. Additionally, the estimated time when the market price of the Trust units should decline to zero is based on the economic rights of the Trust units. The trading price of the Trust units is affected by factors outside of the control of the Trust or Whiting, including actions of market participants, among others. Other important factors that could cause actual results to differ materially include expenses of the Trust, fluctuations in oil and natural gas prices, uncertainty of estimates of oil and natural gas reserves and production, uncertainty as to the timing of any such production, risks inherent in the operation, production and development of oil and gas properties, and future production and development costs. Statements made in this press release are qualified by the cautionary statements made in this press release. The Trustee does not intend, and assumes no obligation, to update any of the statements included in this press release.


News Article | February 21, 2017
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DENVER--(BUSINESS WIRE)--Whiting’s (NYSE: WLL) production in the fourth quarter 2016 totaled 10.9 million barrels of oil equivalent (MMBOE), comprised of 84% crude oil/natural gas liquids (NGLs). Fourth quarter 2016 production averaged 118,890 barrels of oil equivalent per day (BOE/d), above the high end of guidance (117,390 BOE/d) and an increase from the third quarter when adjusted for asset sales.(1) Enhanced completions contributed to production exceeding guidance and to lease operating expense (LOE) per BOE coming in at the low end of guidance. LOE also benefited from the sale of higher cost properties and continued efficiency gains in the field. James J. Volker, Whiting’s Chairman, President and CEO, commented, “Whiting delivered another strong quarter. Production grew sequentially when adjusted for asset sales and exceeded the high end of our forecast. Operating expense was at the low end of guidance. We achieved this while generating operating cash flow that exceeded our capital expenditures. Also, our efforts to reshape our balance sheet came to fruition this quarter. We announced the $375 million sale of our North Dakota midstream assets. We received the proceeds on January 3, 2017 and used $275 million to redeem all of our outstanding 2018 notes on February 2, 2017. Since the beginning of 2016, we have sold $725 million of non-core properties and used the proceeds to improve our balance sheet. Asset sales combined with innovative debt exchange transactions and free cash flow reduced debt by $2.4 billion or 42% since March 2016.” Mr. Volker continued, “In 2016, we worked to position the company for strong growth through balance sheet improvement and a focus on operational improvements that resulted in a 42% increase in per well productivity over 2015. In 2017, we are focused on increasing production, reserves and net asset value through a capital efficient plan that further enhances our balance sheet metrics through growth. We project a total capital budget of $1.1 billion in 2017. Based on this capital plan, we forecast that production grows 23% from first quarter to fourth quarter 2017.” The following table summarizes the operating and financial results for the fourth quarter of 2016 and 2015, including non-cash charges recorded during those periods: The following table summarizes the operating and financial results for the full year 2016 and 2015, including non-cash charges recorded during those periods: As previously announced, Whiting closed the sale of its North Dakota midstream assets in January 2017 and received approximately $375 million of proceeds. It subsequently used $275 million of these proceeds to redeem all of its outstanding 2018 Senior Subordinated Notes on February 2, 2017. The remainder was applied to reduce the outstanding balance on the Company’s credit facility. Whiting projects a 2017 capital budget of $1.1 billion. The Company plans to invest $1,060 million of the 2017 capital budget on development activity in its core Williston Basin and DJ Basin areas, which represents 96% of the total budget. It plans to run five rigs and spend $580 million on development activities in the Williston Basin where it targets the Bakken/Three Forks formations and run one rig and spend $420 million on development activities in the DJ Basin where it targets the Niobrara “A”, “B” and “C” zones and the Codell/Fort Hays formations. The DJ Basin activities include the planned completion of 105 drilled uncompleted (DUC) wells. In addition, $60 million has been budgeted for non-operated drilling located primarily in the Williston Basin. Based on the 2017 capital budget, the Company forecasts 2017 production of 45.0 to 46.0 MMBOE (123,000 to 126,000 BOE/d). Production is forecast to increase to a fourth quarter average rate of 140,000 BOE/d. This equates to a 23% projected increase from first quarter to fourth quarter 2017. At December 31, 2016, Whiting’s proved reserves totaled 615.5 MMBOE. 47% of year-end 2016 proved reserves were proved developed reserves and 81% of year-end 2016 proved reserves were crude oil and NGLs. Adding back asset sales that totaled 114.4 MMBOE and applying a price neutral (equivalent to the SEC 2015 price deck case) scenario, proved reserves would have totaled 851.5 MMBOE. (1) This represents an increase of 4% relative to year-end 2015 despite a 76% decrease in capital spending from $2.3 billion in 2015 to $554 million in 2016. Whiting controls 735,968 gross (443,839 net) acres in the Williston Basin and 157,178 gross (132,184 net) acres at its Redtail play in the DJ Basin. In the fourth quarter 2016, total net production for the Company averaged 118,890 BOE/d. The Bakken/Three Forks play in the Williston Basin averaged 108,850 BOE/d, an increase of 3% over the third quarter. The Redtail Niobrara/Codell play in the DJ Basin averaged 9,210 BOE/d. Increase in 90-Day Average Production Rate per Well Reflects Quality of Whiting Acreage and Technology. In 2016, Whiting’s 90-day production rate per well in the Williston Basin averaged 1,057 BOE/d. This was a 42% increase over 2015 and an 84% increase over 2014. The Company attributes this primarily to an improvement in completion technology in combination with high-graded drilling activity. Since 2014, Whiting has more than doubled the sand volume per well from 3.6 million pounds to over 8 million pounds. It has also increased the number of effective entry points through the addition of perforation clusters and the application of diverter technology. These technology improvements create a more extensive fracture network near the wellbore that enhances well productivity and ultimate recovery from the reservoir. Williston Basin Large Volume Completions Continue to Exceed Expectations. During the fourth quarter, Whiting completed 25 new wells that produced for 30 or more days. The average 30-day production rate for these wells was 1,754 BOE/d. The average well was completed with 8.5 million pounds of sand. Four of the wells completed during the quarter incorporated over 10 million pounds of sand. On average, these wells are tracking a 1.5 MMBOE type curve. Testing Enhanced Completions and Longer Laterals at Redtail. In January 2017, Whiting put a completion crew to work at its Redtail play in Weld County, Colorado that targets the Niobrara “A”, “B” and “C” zones and the Codell/Fort Hays formations. The Company plans to test enhanced completion designs that incorporate additional frac stages (50 versus a standard of 40) and higher sand volumes (8 million pounds versus a standard of 4.5 million pounds) in a 7,500’ lateral. It also plans to complete approximately 34 longer lateral (10,000’ versus a standard of 7,500’) wells in 2017. Other Financial and Operating Results The following table summarizes the Company’s net production and commodity price realizations for the quarters ended December 31, 2016 and 2015: A summary of production, cash revenues and cash costs on a per BOE basis is as follows: The table below summarizes Whiting’s operated and non-operated drilling activity and capital expenditures for the three months and full-year ended December 31, 2016. Outlook for First Quarter and Full-Year 2017 The following table provides guidance for the first quarter and full-year 2017 based on current forecasts, including Whiting’s full-year 2017 capital budget of $1.1 billion: Whiting is 53% hedged for 2017 as a percentage of December 2016 production. The following summarizes Whiting’s crude oil hedges as of January 3, 2017: For further information and discussion on the selected financial data below, please refer to Whiting Petroleum Corporation’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2016, to be filed with the Securities and Exchange Commission. The Company’s management will host a conference call with investors, analysts and other interested parties on Wednesday, February 22, 2017 at 11:00 a.m. EST (10:00 a.m. CST, 9:00 a.m. MST) to discuss Whiting’s fourth quarter and full year 2016 financial and operating results. Participants are encouraged to pre-register for the conference call by clicking on the following link: http://dpregister.com/10097021. Callers who pre-register will be given a unique telephone number and PIN to gain immediate access on the day of the call. Those without internet access or unable to pre-register may join the live call by dialing: (877) 328-5506 (U.S.); (866) 450-4696 (Canada) or (412) 317-5422 (International) to be connected to the call. Presentation slides will be available at http://www.whiting.com by clicking on the “Investor Relations” box on the menu and then on the link titled "Presentations & Events." A telephonic replay will be available beginning one to two hours after the call on Wednesday, February 22, 2017 and continuing through Wednesday, March 1, 2017. You may access this replay at (877) 344-7529 (U.S.); 855-669-9658 (Canada) or (412) 317-0088 (International) and enter the pass code 10097021. You may also access a web archive at http://www.whiting.com beginning one to two hours after the conference call. Whiting Petroleum Corporation, a Delaware corporation, is an independent oil and gas company that explores for, develops, acquires and produces crude oil, natural gas and natural gas liquids primarily in the Rocky Mountains region of the United States. The Company’s largest projects are in the Bakken and Three Forks plays in North Dakota and Montana and Niobrara play in northeast Colorado. The Company trades publicly under the symbol WLL on the New York Stock Exchange. For further information, please visit http://www.whiting.com. This news release contains statements that we believe to be “forward-looking statements” within the meaning of Section 27A of the Securities Act of 1933 and Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934. All statements other than historical facts, including, without limitation, statements regarding our future financial position, business strategy, projected revenues, earnings, costs, capital expenditures and debt levels, and plans and objectives of management for future operations, are forward-looking statements. When used in this news release, words such as we “expect,” “intend,” “plan,” “estimate,” “anticipate,” “believe” or “should” or the negative thereof or variations thereon or similar terminology are generally intended to identify forward-looking statements. Such forward-looking statements are subject to risks and uncertainties that could cause actual results to differ materially from those expressed in, or implied by, such statements. These risks and uncertainties include, but are not limited to: declines in or extended periods of low oil, NGL or natural gas prices; our level of success in exploration, development and production activities; risks related to our level of indebtedness, ability to comply with debt covenants and periodic redeterminations of the borrowing base under our credit agreement; impacts to financial statements as a result of impairment write-downs; our ability to successfully complete asset dispositions and the risks related thereto; revisions to reserve estimates as a result of changes in commodity prices, regulation and other factors; adverse weather conditions that may negatively impact development or production activities; the timing of our exploration and development expenditures; inaccuracies of our reserve estimates or our assumptions underlying them; risks relating to any unforeseen liabilities of ours; our ability to generate sufficient cash flows from operations to meet the internally funded portion of our capital expenditures budget; our ability to obtain external capital to finance exploration and development operations; federal and state initiatives relating to the regulation of hydraulic fracturing and air emissions; unforeseen underperformance of or liabilities associated with acquired properties; the impacts of hedging on our results of operations; failure of our properties to yield oil or gas in commercially viable quantities; availability of, and risks associated with, transport of oil and gas; our ability to drill producing wells on undeveloped acreage prior to its lease expiration; shortages of or delays in obtaining qualified personnel or equipment, including drilling rigs and completion services; uninsured or underinsured losses resulting from our oil and gas operations; our inability to access oil and gas markets due to market conditions or operational impediments; the impact and costs of compliance with laws and regulations governing our oil and gas operations; our ability to replace our oil and natural gas reserves; any loss of our senior management or technical personnel; competition in the oil and gas industry; the potential impact of changes in laws, including tax reform, that could have a negative effect on the oil and gas industry; cyber security attacks or failures of our telecommunication systems; and other risks described under the caption “Risk Factors” in our Quarterly Report on Form 10-Q for the period ended September 30, 2016 and Annual Report on Form 10-K for the period ended December 31, 2015. We assume no obligation, and disclaim any duty, to update the forward-looking statements in this news release.


Rodrigues P.E.,Whiting Petroleum Corporation | Batzle M.L.,Colorado School of Mines
Geophysics | Year: 2015

Although heavy oils are an enormous resource and a common seismic monitoring target, their geophysical properties remain poorly understood. The shear modulus is of particular interest, because under the right conditions, these oils can transmit S-waves. However, there is a large uncertainty on how to measure the shear modulus of heavy oils. The use of the rheometer, common in chemical engineering applications, has been proposed as a good alternative to tension/compression techniques. Rheometers are an attractive alternative for measuring the shear modulus because of their widespread use and availability. In order to test the validity of the rheometer as a method to measure the shear modulus of heavy oils for geophysical applications, we tested two samples using techniques familiar to geophysics (tension/ compression and ultrasonic) and compared the results with the rheometer measurements. We noticed a difference in the measured shear modulus between the two techniques. The samples showed a solid-like behavior when tested in the tension/ compression equipment while behaving liquid-like in the rheometer. Both measurements were done in the linear regime (in which there is no change in modulus with amplitude), indicative of the potential presence of two linear viscoelastic regimes (LVRs) at different amplitudes. We developed a model that explains the presence of the two LVRs for heavy oils with a large content of resins and asphaltenes and at temperatures that allows the formation of large aggregates. We analyzed the presence of the two LVRs in terms of the weak interaction that appeared between aggregates when subjected to small-amplitude strains, resulting in a solid-like behavior; those weak interactions were not present when the sample was subjected to larger strains resulting in a liquid-like behavior. © 2015 Society of Exploration Geophysicists.


Rodrigues P.E.,Whiting Petroleum Corporation | Rodrigues P.E.,Colorado School of Mines
Fuel | Year: 2015

Viscosity of heavy oil constitutes an important property that governs the productivity of these reservoirs. The viscosity of these crude oils is highly dependent on many variables like temperature, frequency, and strain amplitude. In this paper we show that viscosity measurements of heavy oils can also depend on a measurement variable like the gap thickness in a parallel plate rheometer. In this paper we measured how the confinement of heavy oils between parallel plates induces an increase in shear modulus. We propose that the increase in shear modulus can be linked to the surface-active nature of heavy oils that can cause re-orientation of the molecules at the surface of the plates and producing a measurable increase in the shear modulus. The findings were observed in three different samples of heavy oils. The results of this work have major implications in the measurement of viscosity of heavy oils but more importantly in the flow of heavy oils in porous media. © 2015 Elsevier Ltd All rights reserved.


DENVER--(BUSINESS WIRE)--Whiting Petroleum Corporation Senior Vice President and CFO Michael Stevens to Present at Bank of America Merrill Lynch Global Energy Conference


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

DENVER--(BUSINESS WIRE)--Whiting Petroleum Corporation Enters into Sales Agreements for North Dakota Midstream Assets


News Article | October 27, 2016
Site: www.businesswire.com

DENVER--(BUSINESS WIRE)--Whiting Petroleum Corporation Announces Third Quarter 2016 Financial and Operating Results


DENVER--(BUSINESS WIRE)--Whiting Petroleum Corporation (NYSE: WLL) today announced that it gave notice to mandatorily convert $716.8 million of outstanding mandatory convertible notes into shares of Whiting common stock on December 19, 2016. Prior to such notice, holders of $4.2 million of outstanding mandatory convertible notes had voluntarily converted such notes into shares of Whiting common stock. As a result of the mandatory conversion and the voluntary conversions, the Company will have issued approximately 77.6 million shares of its common stock to retire all of the $721.0 million of mandatory convertible senior notes and mandatory convertible senior subordinated notes identified in the chart below. James J. Volker, Whiting’s Chairman, President and CEO, commented, “Upon the completion of this conversion, we will reduce our debt by $721 million. After the conversion and the sale of our North Dakota midstream assets for $375 million that we anticipate to close in early 2017, we will have reduced our debt by $2.3 billion or 41% since March 31, 2016, approximately equal to all the debt assumed in the Kodiak acquisition. We expect these accomplishments to provide Whiting with greater financial flexibility to maximize the value of its premier assets in the North Dakota Bakken / Three Forks and DJ Basin Niobrara / Codell plays where we have 11,676 potential gross drilling locations. As can be seen in our corporate presentation, based on the latest 12 months of data, we rank as the top Bakken operator in terms of initial 90-day average production rates for all operators with more than 10 wells. Such results do not fully reflect the impact of our recent super, 10+ million pound sand volume completions where our initial Bakken / Three Forks wells are tracking at or above a 1.5 million BOE (barrel oil equivalent) type curve for a completed well cost of only $7.5 million. Having achieved this debt reduction target, our enhanced balance sheet and strong hedge position for 2017 should allow us to rapidly develop our top-tier properties and accelerate our growth.” The following table sets forth the aggregate principal amount of each series of mandatory convertible notes that have been or will be converted into shares of Whiting common stock. Pursuant to the terms of the convertible notes, holders of the mandatory convertible notes will also receive accrued and unpaid interest to the conversion date. Whiting Petroleum Corporation, a Delaware corporation, is an independent oil and gas company that explores for, develops, acquires and produces crude oil, natural gas and natural gas liquids primarily in the Rocky Mountain region of the United States. The Company’s largest projects are in the Bakken and Three Forks plays in North Dakota and Niobrara play in northeast Colorado. The Company trades publicly under the symbol WLL on the New York Stock Exchange. For further information, please visit http://www.whiting.com. This news release contains statements that we believe to be “forward-looking statements” within the meaning of Section 27A of the Securities Act of 1933 and Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934. All statements other than historical facts, including, without limitation, statements regarding our future financial position, business strategy, projected revenues, earnings, costs, capital expenditures and debt levels, and plans and objectives of management for future operations, are forward-looking statements. When used in this news release, words such as we “expect,” “intend,” “plan,” “estimate,” “anticipate,” “believe” or “should” or the negative thereof or variations thereon or similar terminology are generally intended to identify forward-looking statements. Such forward-looking statements are subject to risks and uncertainties that could cause actual results to differ materially from those expressed in, or implied by, such statements. These risks and uncertainties include, but are not limited to: declines in or extended periods of low oil, NGL or natural gas prices; the ability to successfully complete the sale of Whiting’s North Dakota midstream assets on anticipated terms and timetable; our level of success in exploration, development and production activities; risks related to our level of indebtedness, ability to comply with debt covenants and periodic redeterminations of the borrowing base under our credit agreement; impacts to financial statements as a result of impairment write-downs; our ability to successfully complete asset dispositions and the risks related thereto; revisions to reserve estimates as a result of changes in commodity prices, regulation and other factors; adverse weather conditions that may negatively impact development or production activities; the timing of our exploration and development expenditures; inaccuracies of our reserve estimates or our assumptions underlying them; risks relating to any unforeseen liabilities of ours; our ability to generate sufficient cash flows from operations to meet the internally funded portion of our capital expenditures budget; our ability to obtain external capital to finance exploration and development operations; federal and state initiatives relating to the regulation of hydraulic fracturing and air emissions; the potential impact of federal debt reduction initiatives and tax reform legislation being considered by the U.S. Federal Government that could have a negative effect on the oil and gas industry; unforeseen underperformance of or liabilities associated with acquired properties; the impacts of hedging on our results of operations; failure of our properties to yield oil or gas in commercially viable quantities; availability of, and risks associated with, transport of oil and gas; our ability to drill producing wells on undeveloped acreage prior to its lease expiration; shortages of or delays in obtaining qualified personnel or equipment, including drilling rigs and completion services; uninsured or underinsured losses resulting from our oil and gas operations; our inability to access oil and gas markets due to market conditions or operational impediments; the impact and costs of compliance with laws and regulations governing our oil and gas operations; our ability to replace our oil and natural gas reserves; any loss of our senior management or technical personnel; competition in the oil and gas industry; cyber security attacks or failures of our telecommunication systems; and other described under the caption “Risk Factors” in our Quarterly Report on Form 10-Q for the period ended September 30, 2016 and Annual Report on Form 10-K for the period ended December 31, 2015. We assume no obligation, and disclaim any duty, to update the forward-looking statements in this news release.

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