SLB Schlumberger Ltd

• Der Umsatz im vierten Quartal lag bei 7,1 Milliarden US-Dollar und somit im Quartalsvergleich um 1 Prozent h�her.
• Der Verlust je Aktie für das vierte Quartal, einschließlich Belastungen und Gutschriften von 0,42 je Aktie, betrug 0,15 US-Dollar.
• Die Gewinne je Aktie im vierten Quartal ausschließlich Belastungen betrugen 0,27 US-Dollar.
• Der Cashflow aus betrieblichen Aktivitäten im vierten Quartal betrug 2,0 Milliarden US-Dollar. Der freie Cashflow im vierten Quartal betrug 1,1 Milliarden US-Dollar.
• Der Cashflow aus betrieblichen Aktivitäten im Gesamtjahr betrug 6,3 Milliarden US-Dollar. Der Cashflow im Gesamtjahr betrug 2,5 Milliarden US-Dollar.
• Vierteljährliche Dividende von 0,50 US-Dollar je Aktie genehmigt

Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute die Ergebnisse für das Gesamtjahr 2016 und das vierte Quartal 2016 ausgewiesen.

Gesamtjahresergebnisse

  (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie) Zw�lfmonatszeitraum bis   Veränderung 31. Dez. 2016   31. Dez. 2015 gegenüber Vorjahr Umsatz $ 27.810 $ 35.475 -22 % Betriebsergebnis vor Steuern $ 3.273 $ 6.510 -50 % Operative Marge vor Steuern 11,8 % 18,4 % -658 bps Nettogewinn/(-verlust) (GAAP-Grundlage) $ (1.687 ) $ 2.072 n. a. Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften* $ 1.550 $ 4.290 -64 % Verwässerter Gewinn (Verlust je Aktie) (GAAP-Grundlage) $ (1,24 ) $ 1,63 n. a. Verwässerter Gewinn je Aktie, ohne Belastungen und Gutschriften* $ 1,14 $ 3,37 -66 %   *Es handelt sich hier um nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Weitere Einzelheiten finden Sie im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”. n. a. = nicht aussagekräftig

Die Umsätze für das Gesamtjahr 2016 in H�he von 27,8 US-Dollar gingen gegenüber dem Vorjahr um 22 % zurück, trotz drei Quartalen Aktivitäten der Cameron Group, die Umsätze in H�he von 4,2 Milliarden US-Dollar beitrugen. Ohne Berücksichtigung von Cameron gingen die konsolidierten Umsätze um 34 % zurück.

Das Betriebsergebnis vor Steuern für das Gesamtjahr 2016 von 3,3 Milliarden US-Dollar einschließlich des Beitrags der Cameron Group in H�he von 653 Millionen US-Dollar nahm gegenüber dem Vorjahr um 50 % ab. Die konsolidierte Marge sank um 658 Basispunkte (bps) auf 11,8 %. Ohne Berücksichtigung von Cameron sank die konsolidierte Marge um 727 bps auf 11,1 %.

Ergebnisse des vierten Quartals

  (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie) Dreimonatszeitraum bis   Veränderung 31. Dez. 2016   30. Sept. 2016   31. Dez. 2015 gegenüber Vorquartal   gegenüber Vorjahr Umsatz $ 7.107 $ 7.019 $ 7.744 1 % -8 % Betriebsergebnis vor Steuern $ 810 $ 815 $ 1.288 -1 % –37 % Operative Marge vor Steuern 11,4 % 11,6 % 16,6 % -21 bps -523 bps Nettogewinn/(-verlust) (GAAP-Grundlage) $ (204 ) $ 176 $ (1.016 ) n. a. -80 % Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften* $ 379 $ 353 $ 819 7 % -54 % Verwässerter Gewinn (Verlust je Aktie) (GAAP-Grundlage) $ (0,15 ) $ 0,13 $ (0,81 ) n. a. n. a. Verwässerter Gewinn je Aktie, ohne Belastungen und Gutschriften* $ 0,27 $ 0,25 $ 0,65 8 % -58 %   *Es handelt sich hier um nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Weitere Einzelheiten finden Sie im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”. n. a. = nicht aussagekräftig

Paal Kibsgaard, Chairman und CEO von Schlumberger, sagte dazu: „Das Umsatzwachstum von 1 % im vierten Quartal gegenüber dem Vorquartal war zurückzuführen auf starke Aktivität im Nahen und Mittleren Osten und in Nordamerika, was großteils durch anhaltende Schwäche in Lateinamerika und Rückgänge der saisonalen Aktivitäten in Europa, GUS und Afrika aufgewogen wurde.

Bei den Geschäftssegmenten stand die Production Group bei den Umsatzsteigerungen im vierten Quartal an der Spitze. Sie konnte aufgrund vermehrter Hydraulic-Fracturing-Aktivitäten im Nahen und Mittleren Osten und auf dem nordamerikanischen Festland eine Steigerung um 5 % verzeichnen. Die Umsätze der Reservoir Characterization Group stiegen gegenüber dem Vorquartal aufgrund starker Aktivitäten bei Tests und Verfahren in Kuwait, die den saisonal bedingten Rückgang der Wireline-Aktivitäten in Norwegen und Russland übertrafen, um 1 %. Die Umsätze der Drilling Group blieben gegenüber dem Vorquartal unverändert, da die anhaltend starken Aktivitäten beim direktionalen Bohren auf dem nordamerikanischen Festland durch Rückgänge der Aktivitäten in Europa/GUS/Afrika und dem Nahen und Mittleren Osten und Asien aufgewogen wurden. Die Umsätze der Cameron Group blieben gegenüber dem Vorquartal ebenfalls unverändert, wobei das Wachstum bei OneSubsea und Surface Systems durch geringere Produktverkäufe bei Valves & Measurement und einen zurückgehenden Auftragsbestand bei Drilling Systems aufgewogen wurde.

Die operative Marge vor Steuern blieb mit 11,4 % gegenüber dem Vorquartal im Wesentlichen unverändert, da Erh�hungen der Margen bei den Gruppen Production und Drilling durch Verkürzungen bei den Gruppen Cameron und Reservoir Characterization ausgeglichen wurden. In den letzten Quartalen haben wir es geschafft, unser Geschäft hinsichtlich Aktivitäten und Kapazitäten zu stabilisieren, und so konnten wir unsere Supportstruktur so verfeinern und reduzieren, dass sie den aktuellen Niveaus der Aktivitäten und Servicepreise entspricht. So konnten wir im vierten Quartal Restrukturierungsaufwendungen in H�he von 536 Millionen US-Dollar verzeichnen. Wir konnten außerdem Gebühren in H�he von 139 Millionen US-Dollar im Zusammenhang mit der Cameron-Integration und einen Verlust durch Währungsabwertung in Ägypten verzeichnen.

Wir behalten unsere konstruktive Perspektive auf die Ölmärkte bei, da die Straffung des Gleichgewichts von Angebot und Nachfrage im vierten Quartal anhielt, wie an einem stetigen Rückgang der OECD-Bestände zu sehen ist. Dieser Trend verstärkte sich weiter durch die Vereinbarungen von OPEC- und Nicht-OPEC-Ländern im Dezember, die Produktion einzuschränken. Dadurch sollten mit gewisser Verz�gerung die Bestandsrückgänge beschleunigt, eine weitere Steigerung der Ölpreise sowie verstärkte Investitionen bei E&P erm�glicht werden.

Wir gehen davon aus, dass beim Wachstum der Investitionen zunächst Betreiber auf dem nordamerikanischen Festland führend sein werden, wo anhaltende negative freie Cashflows eine geringere Einschränkung darzustellen scheinen, da externe Finanzierungen jederzeit m�glich sind und die Realisierung kurzfristigerer Eigenkapitalwerte Vorrang gegenüber Full-Cycle-Rendite hat. Erhebungen der Ausgaben für E&P legen momentan nahe, dass die Investitionen in NAM-E&P 2017 um etwa 30 % steigen werden, vor allem im Permian-Becken. Dies sollte sowohl zu stärkeren Aktivitäten als auch zu einer seit Langem fälligen Erholung der Preise im Dienstleistungsbereich führen

Auf den internationalen Märkten konzentrieren sich die Betreiber mehr auf Full-Cycle-Renditen, und E&P-Investitionen werden im Allgemeinen von der Erzeugung des freien Cashflows durch die Betreiber bestimmt. Auf dieser Grundlage gehen wir davon aus, dass die Erholung der internationalen Märkte 2017 aufgrund der wirtschaftlichen Situation für die E&P-Branche langsamer beginnen wird. Dies wird wahrscheinlich zum dritten Jahr von Unterinvestitionen in Folge führen, mit einer anhaltend geringen Zahl neuer Projektgenehmigungen und einer Beschleunigung des Produktionsrückgangs an der älter werdenden Produktionsbasis. Durch die Gesamtheit dieser Faktoren erh�ht sich die Wahrscheinlichkeit eines mittelfristig deutlichen Angebotsdefizits, was nur durch eine globale Steigerung der E&P-Ausgaben auf breiter Basis vermieden werden kann. Diese wird sich wahrscheinlich ab Ende 2017 und Anfang 2018 entwickeln.

Vor diesem Hintergrund und nach unablässigen Reduzierungen der Belegschaft, Kostenkürzungen und Restrukturierungsbemühungen während neun Quartalen in Folge freuen uns, dass wir den Fokus auf die Realisierung von Wachstum und der Verbesserung der Renditen wiederherstellen k�nnen. Beim Umgang mit diesem Geschäftsrückgang haben wir unsere Kosten- und Supportstruktur rationalisiert, die zugrundeliegende Effizienz und Qualität unserer Business-Workflows weiterhin gesteigert, unser Angebot durch die Aufrechterhaltung der Investitionen in R&E erweitert und eine Reihe strategischer Übernahmen vorgenommen. Dank der Kombination dieser Aktionen konnten wir unsere globale Marktposition während des Geschäftsrückgangs weiter stärken, so dass wir unserer gut etablierte Führungsposition bei Margen und Gewinnen sowohl in Nordamerika als auch in sämtlichen Teilen der internationalen Märkte ab jetzt aufrechterhalten und ausdehnen k�nnen.

Während die Steigerung der Gewinne weiterhin ein sehr wichtiger Finanzfaktor für uns ist, ist die Erzeugung von Full-Cycle-Bargeld von noch entscheidenderer Bedeutung, und hier bleiben wir in der Branche einzigartig. Während der letzten beiden Jahre dieses Geschäftsrückgangs haben wir einen freien Cashflow von 7,5 Milliarden US-Dollar erzeugt. Das ist mehr als bei allen unseren Hauptkonkurrenten zusammen. Außerdem konnten wir unseren Aktionären über Dividenden und Aktienrückkäufe 8,0 Milliarden US-Dollar zurückzahlen. Dies beweist deutlich die Full-Cycle-Stabilität von Schlumberger, die umsichtige Leitung unseres Unternehmens und die Stärke unserer Führungskapazitäten.”

Sonstige Ereignisse

In diesem Quartal kaufte Schlumberger 1,5 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von je 78,21 US-Dollar für insgesamt 116 Millionen US-Dollar zurück.

Am 5. Januar 2017 gab Schlumberger die Übernahme von Peak Well Systems, einem führenden Spezialisten für die Planung und Entwicklung moderner Downhole-Werkzeuge für Flusskontrolle, Bohrinterventionen und Integrität der Bohrl�cher, bekannt.

Am 19. Januar 2017 stimmte der Vorstand (das Board of Directors) des Unternehmens einer vierteljährlichen Dividende von 0,50 US-Dollar je in Umlauf befindlicher Stammaktie zu, zahlbar am 17. April 2017 an zum 15. Februar 2017 eingetragene Aktieninhaber.

Konsolidierter Gewinn nach geographischem Gebiet

  (Angaben in Millionen US-Dollar)     Dreimonatszeitraum bis   Veränderung 31. Dez. 2016   30. Sept. 2016 gegenüber Vorquartal Nordamerika $ 1.765 $ 1.699 4 % Lateinamerika 952 992 –4 % Europa/GUS/Afrika 1.834 1.872 -2 % Naher und Mittlerer Osten und Asien 2.494 2.385 5 % Ausbuchungen und Sonstiges   62   71 -13 % $ 7.107 $ 7.019 1 %   Umsätze in Nordamerika $ 1.765 $ 1.699 4 % Internationale Umsätze $ 5.280 $ 5.249 1 %

Die Umsätze im vierten Quartal in H�he von 7,1 Milliarden US-Dollar stiegen gegenüber dem Vorquartal um 1 %, wobei der Umsatz in Nordamerika um 4 % und der internationale Umsatz um 1 % stieg.

Nordamerika

In Nordamerika stiegen die Umsätze gegenüber dem Vorquartal aufgrund verstärkter Aktivitäten auf dem Festland um 4 %, während die Offshore-Aktivitäten zurückgingen. Ohne Berücksichtigung der Ergebnisse der Cameron Group erlebten die Umsätze auf dem Festland ein Wachstum im zweistelligen Bereich. Dies war zurückzuführen auf starke Hydraulic-Fracturing-Aktivitäten angesichts der Steigerung der Anzahl der Phasen und der h�heren Aufnahme der Produkte und Services von Drilling & Measurements, Bit & Drilling Tools und M-I SWACO angesichts der Erh�hung der Anzahl der Bohranlagen. Bei den Umsätzen auf dem US-amerikanischen Festland konnte aufgrund h�herer Aktivitäten und einer mäßigen Preiserholung ebenfalls ein Wachstum im zweistelligen Bereich verzeichnet werden, während die Umsätze im Westen Kanadas aufgrund einer winterlichen Steigerung der Aktivitäten zusätzlich zu mehr Verkäufen künstlicher Liftprodukte stark zunahmen. Die Umsätze stiegen außerdem aufgrund der Verkäufe von seismischen Multiclient-Lizenzen bei WesternGeco zum Jahresende, die im Vergleich zu früheren Jahren jedoch verhalten waren. Die Umsätze bei Valves & Measurement und Drilling Systems gingen zurück.

Internationale Gebiete

Die internationalen Umsätze stiegen im Vergleich zum Vorquartal um 1 %, vor allem aufgrund starken Wachstums im Gebiet Naher und Mittlerer Osten und Asien, das teilweise durch anhaltende Schwäche im Gebiet Lateinamerika und saisonal bedingte Rückgänge der Aktivitäten im Gebiet Europa/GUS/Afrika aufgewogen wurde.

Die Umsätze im Gebiet Naher und Mittlerer Osten und Asien stiegen gegenüber dem Vorquartal um 5 %. Dies lag vor allem an starken Aktivitäten bei Fracturing und Integrated Production Services (IPS) bei unkonventionellen Landressourcenentwicklungen und vermehrter Produktivität von Seismik-Crews auf dem saudi-arabischen Festland. Die Umsätze in Ägypten stiegen aufgrund vermehrter Perforierung, während sie in Katar durch verstärkte horizontale Logging-Arbeiten zunahmen. Diese Zunahmen wurden jedoch teilweise durch Rückgänge bei den Aktivitäten von Drilling & Measurements und Integrated Drilling Services (IDS) und geringere Verkäufe von Maschinen auf dem GeoMarket Indien aufgewogen, da Projekte abgeschlossen wurden und Bohrkampagnen sich verz�gerten.

Die Umsätze im Bereich Lateinamerika gingen im Vergleich zum Vorquartal um 4 % zurück, vor allem auf dem GeoMarket Mexiko und Mittelamerika, wo Einschränkungen der Kundenbudgets zu einem starken Rückgang der Gesamtzahl der Bohranlagen führten. Dieser wirkte sich auf den Betrieb auf dem Land und vor der Küste aus und beeinträchtigte Projekte sowohl in der Tiefsee als auch in seichten Gebieten. Die Umsätze in Mexiko gingen nach den starken Meeres-Erhebungen und seismischen Multiclient-Lizenzverkäufen im letzten Quartal ebenfalls zurück. Die Umsätze in Argentinien nahmen ab, da die Arbeiten an der Entwicklung unkonventioneller Ressourcen durch ungünstige Wetterverhältnisse und andere Verz�gerungen beeinträchtigt wurden. Diese Rückgänge wurden jedoch teilweise durch starke Bohr- und Projektaktivitäten auf dem GeoMarket Peru, Kolumbien und Ecuador gemindert, da die Anzahl der Bohranlagen nach einem Anstieg der Ölpreise um 46 % zunahm.

Die Umsätze im Gebiet Europa/GUS/Afrika nahmen im Vergleich zum Vorquartal um 2 % ab, vor allem aufgrund des saisonal bedingten Abschlusses der Bohraktivitäten im Hochsommer in Russland und der Kampagnen von Explorationsservices in Norwegen, die sich auf alle Technologien auswirkten, insbesondere Wireline, Drilling & Measurements und M-I SWACO. Der GeoMarket Subsahara-Afrika trug zu dem Umsatzrückgang in dem Gebiet bei, da vor allem in Angola und im Kongo Bohranlagen abgebaut und Projekte abgeschlossen wurden. Diese Rückgänge wurden teilweise durch starke Projektaktivität und -ausführung bei OneSubsea aufgewogen.

Reservoir Characterization Group

  (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben) Dreimonatszeitraum bis   Veränderung 31. Dez. 2016   30. Sept. 2016   31. Dez. 2015 gegenüber Vorquartal   gegenüber Vorjahr Umsatz $ 1.699 $ 1.689 $ 2.193 1 % -23 % Betriebsergebnis vor Steuern $ 316 $ 322 $ 521 -2 % -39 % Operative Marge vor Steuern 18,6 % 19,1 % 23,8 % -49 bps -519 bps

Der Umsatz der Reservoir Characterization Group betrug 1,7 Milliarden US-Dollar. Dabei stammen 76 Prozent aus internationaler Geschäftstätigkeit. Die Umsätze waren aufgrund der Steigerung der Aktivitäten bei den Anlagen für frühe Produktion in Kuwait, vermehrter Wireline-Perforierungsaktivitäten in Ägypten, verstärkter horizontaler Logging-Arbeiten in Katar und erh�hter Umsätze aus Softwarelizenzen und Wartung um 1 % h�her als im Vorquartal. Diese Auswirkungen wurden teilweise durch die saisonal bedingte Abnahme der Wireline-Aktivitäten in der n�rdlichen Hemisphäre aufgewogen.

Die operative Marge vor Steuern von 19 % nahm im Vergleich zum Vorquartal um 49 bps (Basispunkte) ab, da der erh�hte Beitrag von Software- und Wartungsumsätzen durch einen Rückgang der Wireline-Explorationsaktivitäten mit hoher Marge mehr als aufgewogen wurde.

Die Ergebnisse der Reservoir Characterization Group wurden im Laufe des Quartals durch eine Reihe von Projekten von Integrated Services Management (ISM), neuen Auftragsvergaben, Technologiebereitstellungen und Transformationseffizienzen verbessert.

In Ecuador stellte Schlumberger ISM für Petroamazonas EP und Sinopec bereit, um die Bohrungen für das Tiputini-Projekt zu optimieren. Die Technologie der mit polykristallinen Diamanten (Polycrystalline Diamond Compact, PDC) bestückten Bohrkronen des Typs ONYX* und die konische Diamantelementtechnologie des Typs Stinger* von Bits & Drilling Tools haben eine bessere Steuerbarkeit und Stabilität sowie längere und schnellere Durchgänge erm�glicht. Außerdem konnten mit dem Multifrequenz-Service Wireline Dielectric Scanner* für dielektrische Dispersion Wassermengen und Informationen zur Gesteinsstruktur gemessen werden, während mit dem Dual-Packer-Modul der Zeitabschnitt für das Tester-Tool für die Dynamik modularer Formationen MDT* isoliert werden konnte. Außerdem lieferten Hohlladungen für extra tiefe Penetration des Typs PowerJet Nova* erh�hte Effizienz. Der Kunde konnte die Gesamtbohrzeit von den erwarteten elf Tagen auf siebeneinhalb verkürzen, was geschätzten Kosteneinsparungen von 250.000 US-Dollar entsprach.

In Ägypten vergab die Belayim Petroleum Company (Petrobel), ein Joint Venture zwischen der Egyptian General Petroleum Corporation und IEOC Production B.V. einen Vertrag im Wert von 70 Millionen US-Dollar für technische Planung, Beschaffung, Bau, Auftragsvergabe und Betrieb einer Anlage für das Zohr-Gasfeld an Schlumberger Testing & Process. Die Anlage, deren Fertigstellung elf Monate nach dem Tag der Vergabe erwartet wird, wird während der ersten Projektphase eine beschleunigte F�rderung von Gas erm�glichen. Außerdem nutzte Testing & Process eine Kombination von Technologien für Petrobel, um einen F�rdertest der ersten Offshore-Einschätzungsbohrung der Zohr-Erschließung im Shorouk-Block abzuschließen. Gearbeitet wurde bei einer Wassertiefe von 1.450 m, und zur F�rdertestkette zählte ein SenTREE-3*-Untersee-Testbaum in Verbindung mit der Muzic*-Technologie für drahtlose Telemetrie, durch die die Systeme SCAR* für die Entnahme von unabhängigem Inline-Reservoirfluid und Quartet* für Downhole-Reservoirtests aktiviert wurden. Durch den Einsatz der Bohrtest-Datenüberwachung in Echtzeit und Kooperations-Software Testing Manager* war eine Transientenanalyse und Optimierung des Bohrtestprogramms in Echtzeit m�glich.

In Mexiko vergab Pemex ein Full-Azimuth-Meeresbodenkabel-Projekt über 2.400 Quadratmeter über das Canin-Suuk-Feld im seichten Campeche-Becken an WesternGeco. Das Feld befindet sich in einem Gebiet mit hoher Prospektivität innerhalb des Explorationsportfolios und erfordert aufgrund seiner komplexen Salztektonik neue seismische Technologie für bessere Bildgebung. Das Schiff WG Tasman von WesternGeco, das gerade für den Betrieb auf dem Meeresboden umgerüstet wurde, wird die seismische Multikomponenten-Meeresgrundtechnologie Q-Seabed* nutzen, deren System für eine einheitliche Koppelung in alle Richtungen konzipiert wurde. Die Erfassung begann im Jahr 2016 und wird etwa ein Jahr lang weiter laufen.

Vor der Küste Norwegens stellte Wireline eine Kombination von Technologien für Lundin Norway vor, um die schwierige Formationsgeologie zu bewältigen und die Betriebszeit einer Bohrung in der Barentssee zu verkürzen. Das m�gliche Vorhandensein großer Hohlräume, die über seismische Bildgebung an der Oberfläche nicht sichtbar waren, erforderte den Einsatz von Bildgebung mit hoher Aufl�sung im Bohrloch, darum herum und darüber hinaus. Zu den Technologien geh�rte das verteilte akustische Sensorsystem (Distributed Acoustic Sensing, DAS) hDVS mit einem Wireline-Kabel mit integrierten optischen Glasfasern, ein Downhole-Vibrator des Typs Z-Trac* und ein vielseitiger seismischer Imager des Typs VSI*, alles innerhalb eines einzigen Toolstrings. Dank der Daten, die durch die Downhole-Aktivierung des Vibrators und des Imagers gewonnen wurden, konnte der Kunde potenzielle Gefahren vor der Bohrspitze sehen und die Bohrrisiken mindern. Durch die DAS-Technologie konnte die Betriebszeit im Vergleich zu einer konventionellen VSP-Erfassung, die bis zu acht Stunden dauern kann, auf 30 Minuten gesenkt werden.

Vor der Küste der VAE setzte Testing & Process in den Feldern Hail und Gasha eine Kombination von Technologien für Al Hosn Gas ein. Zu der Kombination geh�rte ein elektronischer Bohraufsatz für rohrgef�rderte Perforierung des Typs eFire-TCP* und eine neue Perforierungskorrelations-Technologie, beide erm�glicht durch die Muzic*-Technologie für drahtlose Telemetrie. Die drahtlos erm�glichte Tiefenkorrelation war konsistent mit der herk�mmlichen Wireline-Gammastrahlen- und Gehäuserand-Lokatormethode. Außerdem konnten über Echtzeit-Downhole-Daten Reservoireigenschaften besser bestimmt werden, die Bohrleistung während und nach dem Stimulieren beurteilt werden sowie Entscheidungen zu Downhole-Proben unterstützt und so das ursprüngliche Bohrtestprogramm um 18 Stunden verkürzt werden.

Dank des Transformationsprogramms waren Senkungen der Anzahl von Maschinen und der Kosten für die Zuverlässigkeit von Werkzeugen für Schlumberger m�glich, indem Technology Lifecycle Management (TLM) genutzt wurde. In Saudi-Arabien implementierte Schlumberger zum Beispiel in seinem Middle East Center for Reliability and Efficiency (CRE, Zentrum für Zuverlässigkeit und Effizienz im Nahen und Mittleren Osten) in Dhahran ein neues Wartungssystem für Testing & Process Services, mit dem in den ersten drei Betriebsmonaten die Gesamtkosten von Maschinenreparaturen um 48 % gesenkt und die Turnaround-Zeit um 21 % verbessert werden konnte. In Australien setzte WesternGeco seine neu entwickelte Seeseismik-Energiequelle eSource auf der Amazon Conqueror für eine Multiclient-Erhebung ein. Die TLM-Methode bietet Verbesserungen der Zuverlässigkeit seismischer Quellen für alle WesternGeco-Quellen, darunter das eSource-Projekt. Es nutzt eine Erfassungstechnik, die auf der Grundlage hoher Zuverlässigkeit der Quellen eine maximale Betriebseffizienz gewährleistet. Von 2014 bis 2016 stieg die Zuverlässigkeit der WesternGeco-Quellen um 47 %.

Drilling Group

(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)   Dreimonatszeitraum bis   Veränderung 31. Dez. 2016   30. Sept. 2016   31. Dez. 2015 gegenüber Vorquartal   gegenüber Vorjahr Umsatz $ 2.013 $ 2.021 $ 2.953 - –32 % Betriebsergebnis vor Steuern $ 234 $ 218 $ 494 7 % -53 % Operative Marge vor Steuern 11,6 % 10,8 % 16,7 % 81 bps -511 bps

Die Umsätze der Drilling Group in H�he von 2,0 Milliarden, von denen 76 % aus den internationalen Märkten stammten, blieben gegenüber dem Vorquartal unverändert, da die anhaltend starken Aktivitäten beim direktionalen Bohren auf dem nordamerikanischen Festland durch geringere Bohraktivitäten in den internationalen Gebieten aufgewogen wurden. Die Verbesserung der Umsätze in Nordamerika rührten von verstärkter Aufnahme der Produkte und Services von Drilling & Measurements, Bits & Drilling Tools und M-I SWACO her. Die Abnahme der Umsätze in den internationalen Gebieten war auf den Abschluss von Projekten von Drilling & Measurement und IDS in Indien und im Irak zurückzuführen, während die Verlangsamung im Winter in Russland und Norwegen die Aktivitäten von Drilling & Measurements und M-I SWACO beeinträchtigte.

Die operative Marge vor Steuern von 12 % vergr�ßerte sich trotz der gleichbleibenden Umsätze im Vergleich zum Vorquartal um 81 bps. Dies lag an Preisverbesserungen aufgrund der stärkeren Aufnahme von Bohrtechnologien bei zunehmenden Aktivitäten auf dem US-amerikanischen Festland, die vor allem Drilling & Measurements und Bits & Drilling Tools betrafen. Die Marge bei IDS, M-I SWACO und Bits & Drilling Tools wurde außerdem als Folge der operativen Umsetzung sowie durch anhaltende transformationsbezogene Vorteile erweitert, während die Ressourcen an die Form der Gewinnung angepasst wurden.

Eine Kombination aus Projekten von IDS, Auftragsvergaben, dem Einsatz neuer Technologien und Transformationseffizienzen hat zur Leistung der Drilling Group im vierten Quartal beigetragen.

In der Region des Golfkooperationsrats (Gulf Cooperation Council, GCC) gelang IDS in den ersten drei Quartalen 2016 eine Verbesserung der Bohrleistung um 40 % im Vergleich zu nicht integrierten Bohrdiensten in ähnlichen Feldern. Die Verbesserung basiert auf den pro Stunde unterhalb des Bohrtisches gebohrten Fuß. Diese Leistung wurde durch eine Kombination aus Bohrtechnologien wie PowerDrive Archer* mit hoher Build-Rate und den steuerbaren Rotary-Systemen PowerDrive Xceed* für h�here Belastung zur Optimierung der Bohrzeiten bei horizontalen Bohrungen und während des Bohrens mit gr�ßerer Reichweite erm�glicht. Dazu geh�rte die Verwendung von Analysen der betrieblichen Effizienz bei der Durchführung mehrerer Bohrungen mit RigHour* und die Software ROPO* zur Optimierung der Penetrationsrate, mit der die Bohrparameter zur Maximierung der Bohrleistung am Boden eingestellt werden k�nnen. Schlumberger kombinierte diese Technologien mit integrierten Workflows, die von in mehreren Bereichen arbeitenden Experten in den Drilling Technology Integration Centers in Saudi-Arabien und Abu Dhabi gemanagt wurden, um die Kosten sowohl für das Bohren als auch für die Gesamtentwicklung zu senken.

In Norwegen vergab Statoil einen Achtjahres-Vertrag mit optionalen Zeiträumen an Schlumberger, um integrierte Services für die Realisierung von Bohrungen für eine seiner Hubinseln des Typs Cat-J zu liefern, die für den Betrieb unter den harten Bedingungen und seichten Bohrungen des Norwegischen Kontinentalsockels gebaut wurden. Schlumberger wird die Planung und Durchführung für direktionales Bohren, Messungen und Logging beim Bohren, Mud Logging, Bohr- und Fertigstellungsfluide, Zementierung, Pumpen, Slot-Gewinnung und -Fischen, elektrisches Wireline-Logging, Abfallentsorgung, Fertigstellung, mechanische Downhole-Isolierung, mechanische Bohrlochspülung und rohrgef�rderte Perforierung für das Satellitenfeld Gullfaks übernehmen. Die Aufnahme des Betriebs ist für dieses Jahr geplant.

Im norwegischen Teil der Nordsee nutzte Drilling & Measurements den Service GeoSphere* für Reservoirkartierung beim Bohren für ExxonMobil, um ein komplexes injektives Reservoir zu kartieren und effektiv in angepeilte Sande im Balder-Feld zu geosteuern. Angesichts zweier Ziele – der Vermeidung kostenaufwendiger Pilotbohrungen bei Erschließungsbohrungen, die oft nicht genügend Informationen geliefert haben, um die Bohrungen der F�rderunternehmen zu erm�glichen, sowie der Vermeidung der Platzierung des Gehäuses in dünnen injektiven Sanden – konnte der obere Teile der massiven Sande mit der GeoSphere-Technologie ab einer vertikalen Gesamttiefe von mehr als 20 Metern oben kartiert werden und der Öl-/Wasser-Kontakt bei der Platzierung des 12 ¼-Zoll-Abschnitts vor der Penetration des Reservoirs ermittelt werden. Für den 8 ½-Zoll-Abschnitt des Reservoirs konnte der Kunde eine Geosteering-Strategie vor der Bohrspitze planen, indem er die Ergebnisse der seismischen Interpretation und der GeoSphere-Kartierung kombinierte, und erh�hte damit die Produktivität der Bohrungen.

Im Westen von Texas nutzte Drilling & Measurements eine Kombination von Technologien, um einen neuen Rekord bei der Bohrleistung für einen Betreiber im Permian-Becken aufzustellen. Beim Zusammenbauen an der Bohrlochsohle wurden die steuerbaren Rotary-Systeme des Typs PowerDrive Orbit* genutzt, um das direktionale Bohren zu optimieren, sowie ein Hochleistungs-Bohrmotor des Typs DynaForce*, der an der Bohrspitze das gr�ßte Drehmoment bietet und konventionelle Motoren beim Bohren großer Volumen übertrifft. Außerdem erm�glichte der wiedergewinnbare MWD-Service SlimPulse* Richtungs-, Neigungs-, Toolface- und Gammastrahlungsmessungen in Echtzeit für Schlamm-Puls-Telemetrie. Der Kunde führte eine Lateralbohrung von 7.814 Fuß in weniger als 22 Stunden durch. Damit wurde der bisherige Rekord bei der Gesamtlänge im Permian-Becken um 47 % übertroffen. Infolgedessen konnte der Kunde die Bohrzeit im Vergleich zu einer früheren Lateralbohrung um 18 Stunden verkürzen.

In Ecuador wurde ein steuerbares Rotary-System des Typs PowerDrive X6* von Drilling & Measurements mit individuell angepassten Smith-PDC-Bohrspitzentechnologien für Orion Energy eingesetzt, um die Bohrleistung für eine Bohrung im Ocano-Feld zu erh�hen. Mit Fern-Support von Experten im Drilling Technology Integration Center bohrte das Einsatzteam 6.400 Fuß des 16-Zoll-Bohrabschnitts in 30 Stunden und erh�hte damit die Penetrationsrate (Rate of Penetration, ROP) auf 201 Fuß/Stunde – im Vergleich zu 136 Fuß/Stunde eine Steigerung um 48 %. Infolgedessen konnte der Kunde durch den Abschluss des Bohrabschnitts zwei Tage früher als ursprünglich geplant Bohrkosten von rund 100.000 US-Dollar einsparen.

In Ägypten nutzte Drilling & Measurements den Service GeoSphere* für Reservoirkartierung beim Bohren für die Belayim Petroleum Company (Petrobel), ein Joint Venture zwischen der Egyptian General Petroleum Corporation und der IEOC Production B.V., um eine Pilotbohrung im Abu-Rudeis-Feld unn�tig zu machen. Aufgrund einer Diskordanz im obersten Bereich des erd�lführenden Sandsteins war zunächst eine Probebohrung erforderlich, um die zwischenzeitliche Gehäusetiefe zu bestimmen, während unter Druck stehende Schieferschichten oberhalb der Zielzone ein hohes Schlammgewicht erforderten, durch das die Penetration des Zielsandes aufgrund potentieller Verluste durch Schlammzirkulierung schwierig wurde. Die GeoSphere-Technologie nutzte tiefe direktionale elektromagnetische Messungen, um Details zur Bettung unter der Oberfläche und zum Fluidkontakt mehr als 100 Fuß von der Bohrung entfernt zu zeigen. So konnte mit der geologischen Unsicherheit und mit den Bohrrisiken umgegangen werden. Da die Probebohrung unn�tig wurde, konnte der Kunde rund 1,8 Millionen US-Dollar sparen.

In Russland nutzte Bits & Drilling Tools eine Kombination von Bohrspitzentechnologien für LLC LUKOIL-Komi, eine Tochterproduktionsfirma von PAO LUKOIL, um vier Bohrspitzen unn�tig zu machen und den ROP bei einer Ausgleichsbohrung im Kyrtaelskoye-Feld in der Region Timano-Pechora zu erh�hen. Mit der rollenden PDC-Cutter-Technologie ONYX 360* konnte die Haltbarkeit der Bohrspitzen aufgrund der 360°-Rotation erh�ht werden, während die konischen Diamantelemente des Typs Stinger* herausragende Schlagfestigkeit und Abnutzungsbeständigkeit in dieser harten und äußerst rauen Sandformation erm�glichten. Außerdem wurde der steuerbare Motor PowerPak* von Drilling & Measurements aufgrund seines modularen Konstruktionsdesigns an die Bohrumgebung angepasst. Infolgedessen erzielte der Kunde einen durchschnittlichen ROP von 9,3 m/h, eine Steigerung um 40 % im Vergleich zum bei Ausgleichsbohrungen erzielten maximalen ROP. Außerdem konnte der Kunde fünf Betriebstage einsparen, da der 8 5/8-Zoll-Abschnitt in 15 statt den erwarteten 20 Tagen gebohrt wurde.

Im Neuquén-Becken in Argentinien verwendete M-I SWACO das Bohrfluid KLA-SHIELD* mit verbessertem Polymer auf Wasserbasis für Wintershall Argentina, um eine 3.281 Fuß tiefe Lateralbohrung in einer anspruchsvollen Formation vorzunehmen, die durch abnorm hohen Porendruck, natürliche Frakturen, Belastungen und insgesamt geomechanische Komplexität geprägt war. Das mit dem den ROP verbessernden Schmiermittel STARGLIDE und dem ebenfalls den Bohrfortschritt verbessernden Anti-Anlagerungs-Zusatz DRILZONE optimierte System KLA-SHIELD bot eine Alternative zu nicht wässrigen Bohrfluiden. Außerdem konnten mit der Bohrfluid-Simulations-Software VIRTUAL HYDRAULICS* der Bohrverlauf verfolgt, Drehmoment- und Zugsimulationen durchgeführt, die Rheologie hinsichtlich einer äquivalenten Zirkulationsdichte überprüft und die Bohrlochreinigung optimiert werden. Der Kunde profitierte davon, dass Bohrung und Lateralbohrung in 70 Tagen ohne Probleme durch Einsinken, Schwellungen oder ein enges Bohrloch durchgeführt werden konnten.

Das Transformationsprogramm erm�glichte eine Erh�hung der Zuverlässigkeit und Effizienz sowie der Produkt- und Servicebereitstellung. Konstrutionsdesign-, Engineering- und Wartungsteams von Drilling & Measurements im Middle East CRE in Dhahran, Saudi-Arabien, arbeiteten bei der Schaffung modularer Gehäuse für h�here Belastung für Tools für das Messen beim Bohren zusammen und konnten ihre Anfälligkeit für Bewegungen und Abnutzung in einem Umfeld mit starken Erschütterungen senken. Infolgedessen stieg in den ersten sechs Monaten des Betriebs des CRE die Zuverlässigkeit der integrierten MWD-Plattform-Tools des Typs ImPulse* um 240 % und die Zuverlässigkeit der Azimuth-Dichte-Neutronen-Service-Tools des Typs adnVISION* um 47 %.

Production Group

(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)   Dreimonatszeitraum bis   Veränderung 31. Dez. 2016   30. Sept. 2016   31. Dez. 2015 gegenüber Vorquartal   gegenüber Vorjahr Umsatz $ 2.179 $ 2.083 $ 2.632 5 % -17 % Betriebsergebnis vor Steuern $ 132 $ 98 $ 302 34 % -56 % Operative Marge vor Steuern 6,0 % 4,7 % 11,5 % 134 bps -542 bps

Die Umsätze der Production Group von 2,2 Milliarden US-Dollar, von denen 72 % aus den internationalen Märkten stammten, waren um 5 % h�her als im Vorquartal. Dies lag an starken Fracturing-Aktivitäten bei unkonventionellen Ressourcenerschließungen auf dem Festland im Nahen und Mittleren Osten, vor allem in Saudi-Arabien, und in Nordamerika, wo die Anzahl der Bohranlagen und Fracturing-Phasen stieg. Die Umsätze auf dem US-amerikanischen Festland stiegen sowohl aufgrund des Volumens als auch aufgrund einer mäßigen Preiserholung. Die Umsätze im Westen Kanadas stiegen durch eine saisonal bedingte Steigerung der Aktivitäten im Winter, zusätzlich zu h�heren Verkäufen künstlicher Liftprodukte. Die Umsätze aus Zementierungen waren vor allem in Nordamerika um 30 % h�her, und die IPS stiegen insbesondere in den internationalen Gebieten um das Dreifache.

Die operative Marge vor Steuern von 6 % stieg aufgrund verstärkter Aktivitäten im Vergleich zum Vorquartal um 134 bps. Dadurch wurde die Effizienz und eine bessere operative Umsetzung im Nahen und Mittleren Osten gef�rdert. Die mäßige Preiserholung auf dem US-amerikanischen Festland trug ebenfalls zu der Margenausweitung bei.

Die Ergebnisse der Production Group profitierten von Auftragsvergaben, dem Einsatz neuer Technologien sowie von Transformationsinitiativen zur Verbesserung der betrieblichen Effizienz während des Quartals.

Die Kuwait Oil Company vergab einen Vertrag für die Lieferung und Installation von Zufluss-Kontrollgeräten des Typs ResFlow*, die in Sandsteinreservoirs und in einem Karbonat-Erschließungsprojekt mit 140 Bohrungen verwendet werden sollen, an Schlumberger. Mit der ResFlow-Technologie k�nnen im gesamten Abschnitt bei Openhole-Fertigstellungen einheitliche Zustromraten beibehalten werden, sogar beim Vorhandensein von Variationen der Permeabilität und Thief-Zonen. Diese beiden technisch anspruchsvollen Entwicklungen erfordern zuverlässige Geräte, die bei komplexen Bohrungen funktionieren, um das Reservoirverhalten zu kontrollieren und zu verstehen.

In China nutzte Well Services eine Kombination aus Technologien für das Joint Venture Schlumberger-CoPower, um ein enges Gasreservoir mit Unterdruck im Ordos-Becken zu bewältigen. Mit der glasfaserbasierten Fracturing-Fluid-Technologie FiberFRAC* wurde innerhalb des Fracturing-Fluids ein Glasfasernetzwerk geschaffen. So entstand eine mechanische Methode für Transport und Platzierung des Stützmittels. Außerdem konnten mit dem zusammengesetzten Fluid aus den unkonventionellen Reservoir-Abschlussservices der Marke BroadBand* die potentiellen Screenouts minimiert und die Stützmittelverteilung optimiert werden. Der Kunde erzielte eine durchschnittliche F�rderung von fast 2.280 Mscf/d bei elf Bohrungen, im Vergleich zu sechs Ausgleichsbohrungen, bei denen konventionelle Fracturing-Fluide eingesetzt wurden, und konnte eine durchschnittliche F�rderung von 812 Mscf/d verzeichnen.

In den VAE wurde das Flow-Kanal-Fracturing-Verfahren HiWAY* und die meerwasserbasierte Fracturing-Fluid-Technologie UltraMARINE* von Well Services zur Stimulation stark belasteten Muttergesteins mit geringer Permeabilität für Dubai Petroleum eingesetzt. Acht Aufträge für Fracturing mit Stützmitteln wurden erfolgreich platziert, wobei über eine halbe Million Pfund gef�rdert wurden. Diese Aufträge stellen weltweit die ersten mehrphasigen Muttergestein-Fracturing-Verfahren mit Stützmitteln vor der Küste dar und wurden innerhalb von 40 Stunden abgeschlossen.

In Ecuador nutzte Well Services den Invizion Evaluation*-Service für die Bohrlochintegrität für Consortium Shushufindi, um Schwierigkeiten mit der Bohrlochintegrität im Shushufindi-Feld zu bewältigen. Die Integration von Daten aus mehreren Bohrungen über die Techlog*-Bohrloch-Softwareplattform erm�glichte es, dass mit der Technologie Invizion Evaluation die Kanalerstellung nach der Platzierung und differentieller Crossflow zwischen angepeilten Sanden bestimmt wurde. Nach der Optimierung des ursprünglichen Bohrprogramms mit verbesserter Zementformel und -zusätzen waren bei der Bohrung keinerlei Anzeichen einer Kanalisierung nach der Platzierung zu bemerken. Infolgedessen konnte der Kunde potentielle Betriebskosten für eine Behebung in H�he von 450.000 US-Dollar vermeiden.

Vor der Küste Indonesiens nutzte Schlumberger das MZ-Xpress*-System für die Durchführung von Multizonen-Fracturing und Kiesschüttungen für ENI beim Jangkrik-Projekt. Zwei MZ-Xpress-Systeme wurden jeweils in einem einzigen Durchgang installiert, um Sandkontrolle in mehreren Zonen bei einer Bohrung mit fünf F�rderungsschichten mit zwei verschiedenen Gehäusegr�ßen zu erm�glichen. Der Kunde konnte in vier Fertigstellungszonen etwa 6,5 Tage Bohrzeit einsparen, was Kosteneinsparungen von 5,1 Millionen US-Dollar entsprach.

In Nordamerika erm�glichte die Transformation Senkungen der Kosten für den Besitz von Aktiva und verbesserte betriebliche Effizienzen für Well Services. Um den Bestand von Materialien und Betriebsmitteln zu optimieren, wurden die Daten zu den Ausgaben von einem neuen Anbieter von Bereitstellungsplanung analysiert, damit Bestände gew�hnlich genutzter Posten vorhanden sind und die Sharing-M�glichkeiten maximiert werden k�nnen. Im Juni 2016, nur vier Monate nach seiner Gründung, reduzierte das Unternehmen die vorhandenen Bestände um 20 %. Außerdem konnten durch die Nutzung von Türmen für die Logistikkontrolle, mit denen die Organisation und Lieferung für die Feldversorgung etwa mit Stützmitteln für den Hydraulic-Fracturing-Betrieb zentralisiert werden kann, die Kosten für die Betriebsorte minimiert werden, indem die komplette Planung, taktische Beschaffung und Auftragserstellung durchgeführt wurde, damit eine kosteneffektive Servicebereitstellung von Stützmitteln für das Feld gewährleistet werden konnte. Seit ihrer Er�ffnung Ende 2014 konnte das Unternehmen mit diesen Kontrolltürmen Bef�rderungskosten in H�he von 250 Millionen US-Dollar einsparen.

Im Norden von Texas erm�glichte es die Transformation Well Services, die Zuverlässigkeit von Werkzeugen zu verbessern und die Wartungskosten zu senken. Das CRE in Denton implementierte ein prognostisches Gesundheitsmanagement (Prognostic Health Management, PHM) und nutzte dazu die Echtzeit-Pumpendaten, die an Standorten vor Ort erfasst wurden. Während der sechs Monate nach der Implementierung erzielte PHM Einsparungen von Betriebskosten in H�he von geschätzten 6 Millionen US-Dollar.

Cameron Group

(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)   Dreimonatszeitraum bis   Veränderung 31. Dez. 2016   30. Sept. 2016   31. Dez. 2015* gegenüber Vorquartal   gegenüber Vorjahr Umsatz $ 1.346 $ 1.341 $ 2.088 - -36 % Betriebsergebnis vor Steuern $ 188 $ 215 $ 354 -13 % -47 % Operative Marge vor Steuern 14,0 % 16,0 % 17,0 % -207 bps -298 bps   *Das vierte Quartal 2015 wird zu Vergleichszwecken auf Pro-Forma-Basis dargestellt.

Der Umsatz der Drilling Group in H�he von 1,3 Milliarden US-Dollar, wovon 71 % von den internationalen Märkten stammten, war gegenüber dem Vorquartal unverändert. Von den Unternehmen der Gruppe konnte OneSubsea eine Steigerung um 11 % im Vergleich zum Vorquartal aufgrund starker Projektaktivität und -ausführung in den Gebieten Europa/GUS/Afrika und Lateinamerika ausweisen, während Surface Systems starke Umsätze im Nahen und Mittleren Osten verzeichnete. Diese Steigerungen wurden jedoch durch einen Rückgang der Umsätze bei Drilling Systems aufgewogen, verursacht durch sinkende Auftragsbestände und weniger Bestellungen. Valves & Measurement hatte nach den starken internationalen Lieferungen des vorigen Quartals ebenfalls geringere Ergebnisse.

Die operative Marge vor Steuern in H�he von 14 % ging aufgrund des Rückgangs beim Volumen der Projekte von Drilling Systems mit hoher Marge im Vergleich zum Vorquartal um 207 bps zurück.

Die Cameron Group konnte sich mehrere strategische Auftragsvergaben sichern, darunter den längsten Tieback der Branche für Unterwasser-Mehrphasen-Boosting in der Tiefsee und Verträge zur Senkung der Gesamtbetriebskosten für Offshore-Maschinen.

Die Murphy Exploration & Production Company – USA, eine Tochtergesellschaft der Murphy Oil Corporation, vergab den ersten Vertrag der Branche für integriertes Mehrphasen-Boosting in der Tiefsee für technische Planung, Beschaffung, Bau, Installation und Auftragsvergabe (Engineering, Procurement, Construction, Installation, Commissioning, EPCIC) für das Dalmatian-Feld im US-amerikanischen Golf von Mexiko an die Subsea Integration Alliance. Dies wird der längste Tieback der Branche für Unterwasser-Mehrphasen-Boosting in der Tiefsee und die erste Vergabe eines EPCIC-Projekts für die Subsea Integration Alliance sein, die im Juli 2015 von OneSubsea, Schlumberger und Subsea 7 gegründet wurde. Im Rahmen des Vertrags sind die Lieferung und Installation von Unterwasser-Mehrphasen-Boosting, Topside- und Tiefseekontrollen und ein 35 km langer integrierter Versorgungsschlauch für Energie und Steuerung enthalten. Die Installationsaktivitäten sollen im Jahr 2018 beginnen.

Statoil vergab einen Vertrag für technische Planung, Beschaffung und Bau an OneSubsea, um das Unterwasser-F�rdersystem für das Gas- und Kondensatfeld Utgard in der Nordsee bereitzustellen. Im Rahmen des Vertrags sind ein Unterwasser-Vorlagen-Sammelleitungssystem, zwei Unterwasser-Bohrlochk�pfe und vertikale Monobore-Unterwasserbäume, ein F�rderkontrollsystem und die damit verbundenen Werkzeuge für Interventionen und Aufwältigen enthalten. In enger Zusammenarbeit mit Statoil wird OneSubsea ein neues Unterwasser-Bohrlochkopfsystem entwickeln, das sich für das recht seichte Wasser des Utgard-Felds eignet. OneSubsea und Statoil haben bereits zusammengearbeitet, um einen vertikalen Monobore-Unterwasserbaum als Standardl�sung für die Unterwassererschließungen von Statoil zu qualifizieren. Die vertikalen Bäume, die Teil der Deliverables des Vertrags sind, sollen in der OneSubsea-Anlage in Horsøy, Norwegen zusammengebaut und getestet werden.

Transocean hat zwei Zehnjahresverträge für Services für das Management von Geräten für die Druckkontrolle im Wert von mehr als 350 Millionen US-Dollar an Schlumberger vergeben. Der erste Vertrag umfasst das Management von Transoceans Cameron-Steigleitungen im US-amerikanischen Golf von Mexiko durch Schlumberger sowie Speicherung, Wartung, Inspektionen, Reparaturen, Rezertifizierung und datengestütztes Steigleitungsmanagement der Bohranlagen. Beim zweiten Vertrag geht es um die Bereitstellung einer umfassenden Suite von Schlumberger-L�sungen für Wartung und Bedienung von Systemen zur Verhinderung von Blow-outs sowie von weiteren Geräten für die Druckkontrolle für neun Bohranlagen für Ultratiefsee und harte Bedingungen von Transocean. Mithilfe dieser Verträge k�nnen die Gesamtbetriebskosten für Offshore-Maschinen gesenkt und die Betriebszeit gesteigert werden, die mit Geräten für die Drucksteuerung über integrierte technische, betriebliche und kommerzielle L�sungen im Zusammenhang stehen.

In Saudi-Arabien wurde Valves & Measurement von mehreren Unternehmen für technische Planung, Beschaffung und Bau unter der Leitung von Saudi KAD ausgewählt, um Kugelventile des Typs GROVE im Wert von über 40 Millionen US-Dollar und LEDEEN*-Aktuatoren zur Unterstützung zentraler Pipeline-Projekte im Zusammenhang mit den Programmen Master Gas Phase II und Fadhili Gas zu installieren. Durch In-Kingdom-Anlagen von Schlumberger und Support für Auftragsvergabe und Durchführung konnte sich Cameron als idealer Partner für dieses Projekt positionieren.

       

Finanzübersicht

  Zusammengefasste konsolidierte Gewinnrechnung (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie) Viertes Quartal Zw�lfmonatszeitraum Zeiträume bis 31. Dezember   2016   2015   2016   2015   Umsatz $ 7.107 $ 7.744 $ 27.810 $ 35.475 Zinsen und sonstige Erträge 47 81 200 236 Ausgaben Umsatzkosten 6.193 6.292 24.110 28.321 Forschung und technische Entwicklung 261 276 1.012 1.094 Vertriebs- und Verwaltungsgemeinkosten 99 132 403 494 Wertminderungen und Sonstiges (1) 599 2.136 3.172 2.575 Fusion und Integration (1) 76 - 648 - Zinsen     139       91       570       346 Gewinn (Verlust) vor Steuern $ (213 ) ($1.102 ) $ (1.905 ) $ 2.881 Ertragssteuern (Verluste) (1)     (19 )     (113 )     (278 )     746 Nettogewinn/(-verlust) $ (194 ) ($989 ) $ (1.627 ) $ 2.135 Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen     10       27       60       63 Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn (-verlust) (1)   $ (204 )     ($1.016 )   $ (1.687 )   $ 2.072   Verwässerter Gewinn (Verlust) je Aktie von Schlumberger (1)   $ (0,15 )     ($0,81 )   $ (1,24 )   $ 1,63   Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien 1.391 1.259 1.357 1.267 Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung     1.391       1.259       1.357       1.275   In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen (2)   $ 1.016     $ 963     $ 4.094     $ 4.078

(1)

  Weitere Einzelheiten finden sich im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”.

(2)

Enthält Wertminderung des Anlageverm�gens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Verm�genswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.   Zusammengefasste konsolidierte Bilanz     (Angaben in Millionen US-Dollar) 31. Dezember 31. Dezember Aktiva   2016   2015 Umlaufverm�gen Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 9.257 $ 13.034 Forderungen 9.387 8.780 Sonstiges aktuelles Umlaufverm�gen     5.283     5.098 23.927 26.912 Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 238 418 Anlageverm�gen 12.821 13.415 Seismische Multiclient-Daten 1.073 1.026 Firmenwert (Goodwill) 24.990 15.605 Immaterielle Werte 9.855 4.569 Sonstige Verm�genswerte     5.052     6.060     $ 77.956   $ 68.005   Passiva         Kurzfristige Verbindlichkeiten Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen $ 10.016 $ 7.727 Geschätzte Verbindlichkeiten aus Ertragssteuer 1.188 1.203

Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten

3.153 4.557 Auszuschüttende Dividenden     702     634 15.059 14.121 Langfristige Verbindlichkeiten 16.463 14.442 Latente Steuern 1.880 1.075 Pensionsnebenleistungen 1.495 1.434 Sonstige Verbindlichkeiten     1.530     1.028 36.427 32.100 Eigenkapital     41.529     35.905     $ 77.956   $ 68.005

Liquidität

  (Angaben in Millionen US-Dollar) Komponenten der Liquidität  

31. Dez.2016

 

30. Sept.2016

 

31. Dez.2015

Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen   $9.257 $10.756 $13.034 Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 238 354 418 Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten (3.153) (3.739) (4.557) Langfristige Verbindlichkeiten (16.463) (17.538) (14.442) Nettoverbindlichkeiten (1) $(10.121) $(10.167) $(5.547)   Details von Änderungen der Liquidität folgen:   Zeiträume bis 31. Dezember  

Zw�lfmonatszeitraum2016

ViertesQuartal2016

Zw�lfmonatszeitraum2015

Nettogewinn (-verlust) vor Minderheitsanteilen $(1.627) $(194) $2.135 Wertminderung und andere Belastungen abzüglich Steuern 3.236 583 2.218 $1.609 $389 $4.353 Wertminderungen und Abschreibungen (2) 4.094 1.016 4.078 Aufwendungen für Renten und andere Pensionsnebenleistungen 187 48 438 Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen 267 57 326 Finanzierung von Renten und anderen Pensionsnebenleistungen (174) (47) (346) Änderung beim Betriebskapital 416 639 (478) Sonstiges (138) (89) 434 Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit (3) $6.261 $2.013 $8.805 Kapitalaufwendungen (2.055) (654) (2.410) SPM-Investitionen (1.031) (162) (953) Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten (630) (133) (486) Freier Cashflow (4) 2.545 1.064 4.956 Aktienrückkaufprogramm (778) (116) (2.182) Ausgeschüttete Dividenden (2.647) (696) (2.419) Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen 415 71 448 (465) 323 803 Firmenakquisitionen und Investitionen, abzüglich erworbener Barmittel und übernommener Verbindlichkeiten (4.022) (156) (478) Ausgelaufene Geschäftstätigkeit – Vereinbarung mit dem US-Justizministerium - - (233) Sonstiges (87) (121) (252) (Erh�hung) Rückgang der Nettoverbindlichkeiten (4.574) 46 (160) Nettoverbindlichkeiten zu Beginn des Zeitraums (5.547) (10.167) (5.387) Nettoverbindlichkeiten zum Ende des Zeitraums $(10.121) $(10.121) $(5.547) (1)     „Nettoverbindlichkeiten” sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmitteln, kurzfristiger Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit gehaltener festverzinslicher Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten eine nützliche Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind, weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden k�nnten. Nettoverbindlichkeiten bilden eine nicht GAAP-konforme Finanzkennzahl, die zusätzlich, nicht jedoch als Alternative für die Summe der Verbindlichkeiten oder diesen gegenüber als überlegen angesehen werden sollten. (2) Enthält Wertminderung des Anlageverm�gens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Verm�genswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen. (3) Enthält Abfindungszahlungen in H�he von rund 850 Millionen US-Dollar bzw. 810 Millionen US-Dollar in den jeweils zum 31. Dezember 2016 und 2015 zu Ende gegangenen Zw�lfmonatszeiträumen und 150 Millionen US-Dollar im vierten Quartal 2016. Enthält weiterhin ungefähr 100 Millionen US-Dollar an Zahlungen in Verbindung mit Transaktionen, die mit der Übernahme von Cameron im zum 31. Dezember zu Ende gegangenen Zw�lfmonatszeitraum im Zusammenhang stehen. (4) Der „freie Cashflow” bezieht sich auf den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit abzüglich Kapitalaufwendungen, SPM-Investitionen und Kosten kapitalisierter seismischer Multiclient-Daten. Die Geschäftsführung ist der Meinung, dass der freie Cashflow eine wichtige Kennzahl zur Bemessung der Liquidität des Unternehmens für Anleger und die Geschäftsführung darstellt und ein nützlicher Messwert für das Verm�gen unseres Geschäfts, Liquidität zu generieren, ist. Sobald die geschäftlichen Notwendigkeiten und Verpflichtungen erfüllt wurden, k�nnen diese Barmittel zur Reinvestition in das Unternehmen für zukünftiges Wachstum oder zur Auszahlung an unsere Aktionäre durch Dividendenzahlungen oder Aktienrückkäufe verwendet werden. Der freie Cashflow stellt nicht den residualen Cashflow (residualer Mittelfluss) dar, der für beliebige Ausgaben verfügbar ist. Der freie Cashflow bildet eine nicht GAAP-konforme Finanzkennzahl, die zusätzlich, nicht jedoch als Alternative für den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit oder diesen gegenüber als überlegen angesehen werden sollten.

Belastungen und Gutschriften

Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum Gesamtjahr und zum vierten Quartal 2016 auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-B�rsenaufsichtsbeh�rde SEC). Nettogewinn, ausschließlich Belastungen und Gutschriften, sowie davon abgeleitete Messwerte (einschließlich verwässerter Gewinn je Aktie, ausschließlich Belastungen und Gutschriften, Nettogewinn ausschließlich Minderheitsbeteiligungen, Belastungen und Gutschriften, sowie effektiver Steuer, ausschließlich Belastungen und Gutschriften) sind nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Die Geschäftsführung ist Ansicht, dass der Ausschluss von Belastungen und Gutschriften von die Finanzkennzahlen, sie befähigen, die Geschäftstätigkeit von Schlumberger im Vergleich zwischen den 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 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.

  (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie) Viertes Quartal 2016 Vor Steuern   Steuer  

Minderheitsbeteiligungen

  Netto  

VerwässertesErgebnis je Aktie

Schlumberger-Nettoverlust (GAAP-Grundlage) $ (213 )   $ (19 )   $ 10   $ (204 )   $ (0,15 ) Belegschaftsverkleinerung 234 6 - 228 Kosten der Schließung von Anlagen 165 40 - 125 Kosten im Zusammenhang mit der Beendigung bestimmter Aktivitäten 98 23 - 75 Fusion und Integration 76 14 - 62 Verluste durch Währungsabwertung in Ägypten 63 - - 63 Kosten für die Beendigung von Verträgen   39       9       -     30     Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften $ 462     $ 73     $ 10   $ 379   $ 0,27     Drittes Quartal 2016 Vor Steuern   Steuer  

Minderheitsbeteiligungen

  Netto  

VerwässertesErgebnis je Aktie

Schlumberger-Nettogewinn (GAAP-Grundlage) $ 200 $ 10 $ 14 $ 176 $ 0,13   Abschreibungen von Marktwertanpassungen übernommener Lagerbestände (Purchase Accounting Inventory) 149 45 - 104 Geldleistungen an Mitarbeiter und Honorare im Zusammenhang mit Fusionen 46 10 - 36 Weitere im Zusammenhang mit Fusionen und Integration   42       5       -     37   Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften $ 437     $ 70     $ 14   $ 353   $ 0,25     Viertes Quartal 2015 Vor Steuern   Steuer  

Minderheitsbeteiligungen

  Netto  

VerwässertesErgebnis je Aktie

Schlumberger-Nettoverlust (GAAP-Grundlage) $ (1.102 ) $ (113 ) $ 27 $ (1.016 ) $ (0,81 ) Wertminderungen auf Verm�genswerte 776 141 - 635 Belegschaftsverkleinerung 530 51 - 479 Wertberichtigungen von Beständen 269 27 - 242 Wertminderungen bei SPM-Projekt in Kolumbien 182 36 - 146 Schließung von Anlagen 177 37 - 140 Geopolitische Ereignisse 77 - - 77 Kosten für die Beendigung von Verträgen 41 2 - 39 Sonstiges   84       7       -     77   Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften $ 1.034     $ 188     $ 27   $ 819   $ 0,65     (Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie) Zw�lfmonatszeitraum 2016 Vor Steuern   Steuer  

Minderheitsbeteiligungen

  Netto  

VerwässertesErgebnis je Aktie

Schlumberger-Nettoverlust (GAAP-Grundlage) $ (1.905 )   $ (278 )   $ 60   $ (1.687 )   $ (1,24 ) Wertminderungen auf Verm�genswerte 1.058 177 - 881 Belegschaftsverkleinerung 880 69 - 811 Wertberichtigungen von Beständen 616 49 - 567 Abschreibungen von Marktwertanpassungen übernommener Lagerbestände (Purchase Accounting Inventory) 299 90 - 209 Weitere im Zusammenhang mit Fusionen und Integration 211 37 - 174 Wertminderung seismischer Multiclient-Daten 198 62 - 136 Kosten für die Schließung von Anlagen 165 40 - 125 Geldleistungen an Mitarbeiter und Honorare im Zusammenhang mit Fusionen 138 27 111 Kosten im Zusammenhang mit der Beendigung bestimmter Aktivitäten 98 23 - 75 Verluste durch Währungsabwertung in Ägypten 63 - - 63 Weitere Umstrukturierungsausgaben 55 - - 55 Kosten für die Beendigung von Verträgen   39       9       -     30   Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften $ 1.915     $ 305     $ 60   $ 1.550   $ 1,14       Zw�lfmonatszeitraum 2015 Vor Steuern   Steuer  

Minderheitsbeteiligungen

  Netto  

VerwässertesErgebnis je Aktie

Schlumberger-Nettogewinn (GAAP-Grundlage) $ 2.881 $ 746 $ 63 $ 2.072 $ 1,63   Belegschaftsverkleinerung 920 107 - 813 Wertminderungen auf Verm�genswerte 776 141 - 635 Wertberichtigungen von Beständen 269 27 - 242 Wertminderungen bei SPM-Projekt in Kolumbien 182 36 - 146 Schließung von Anlagen 177 37 - 140 Geopolitische Ereignisse 77 - - 77 Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela 49 - - 49 Kosten für die Beendigung von Verträgen 41 2 - 39 Sonstiges   84       7       -     77   Schlumberger-Nettogewinn, ohne Belastungen und Gutschriften $ 5.456     $ 1.103     $ 63   $ 4.290   $ 3,37  

Produktgruppen

  (Angaben in Millionen US-Dollar)   Dreimonatszeitraum bis 31. Dez. 2016   30. Sept. 2016   31. Dez. 2015 Umsatz  

GewinnvorSteuern

Umsatz  

GewinnvorSteuern

Umsatz  

GewinnvorSteuern

Reservoir Characterization $ 1.699 $ 316 $ 1.689 $ 322 $ 2.193 $ 521 Drilling 2.013 234 2.021 218 2.953 494 Production 2.179 132 2.083 98 2.632 302 Cameron 1.346 188 1.341 215 - - Ausbuchungen und Sonstiges (130 )   (60 ) (115 )   (38 ) (34 )   (29 ) Betriebsergebnis vor Steuern 810 815 1.288 Konzern und Sonstiges (245 ) (267 ) (179 ) Zinserträge(1) 23 24 8 Zinsaufwendungen(1) (126 ) (135 ) (83 ) Belastungen und Gutschriften     (675 )     (237 )     (2.136 ) $ 7.107   $ (213 ) $ 7.019   $ 200   $ 7.744   $ (1.102 )   (Angaben in Millionen US-Dollar) Zw�lfmonatszeitraum bis 31. Dez. 2016   31. Dez. 2015 Umsatz  

GewinnvorSteuern

Umsatz  

GewinnvorSteuern

Reservoir Characterization $ 6.743 $ 1.228 $ 9.738 $ 2.465 Drilling 8.561 994 13.563 2.538 Production 8.709 528 12.311 1.570 Cameron 4.211 653 - - Ausbuchungen und Sonstiges (414 )   (130 ) (137 )   (63 ) Betriebsergebnis vor Steuern 3.273 6.510 Konzern und Sonstiges (925 ) (768 ) Zinserträge(1) 84 30 Zinsaufwendungen(1) (517 )

(316

)

Belastungen und Gutschriften     (3.820 )     (2.575 ) $ 27.810   $ (1.905 ) $ 35.475   $ 2.881    

 

(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen enthalten sind.

 

Ergänzende Informationen

1)

 

Was sind die Erwartungen für Investitionsausgaben für das Geschäftsjahr 2017?

 

 

Schlumberger erwartet für 2017 Investitionsausgaben (ohne Multiclient- und SPM-Investitionen) in H�he von 2,2 Milliarden US-Dollar. Die Investitionsausgaben für das Gesamtjahr 2016 betrugen 2,1 Milliarden US-Dollar.

 

2)

Wie hoch war der freie Cashflow als Prozentsatz des Nettogewinns vor Minderheitsbeteiligungen und Belastungen und Gutschriften im vierten Quartal 2016?

Der freie Cashflow in H�he von 1,1 Milliarden US-Dollar, inklusive Abfindungszahlungen in H�he von etwa 150 Millionen US-Dollar, betrug als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften 274 % im vierten Quartal 2016.  

3)

Wie hoch war der freie Cashflow als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften im Gesamtjahr 2016?

Der freie Cashflow von 2,5 Milliarden US-Dollar, inklusive Zahlungen im Zusammenhang mit Reduzierungen der Belegschaft in H�he von etwa 850 Millionen US-Dollar und Zahlungen in Verbindung mit einmaligen Transaktionen im Zusammenhang mit der Cameron-Übernahme in H�he von 100 Millionen US-Dollar, betrug als Prozentsatz des Nettoumsatzes vor Minderheitsbeteiligungen und Belastungen und Gutschriften im Gesamtjahr 2016 158 %.  

4)

Was war in „Zinsen und sonstige Erträge” für das vierte Quartal 2016 enthalten?

Die „Zinsen und sonstigen Erträge” für das vierte Quartal 2016 beliefen sich auf 47 Millionen US-Dollar. Dieser Betrag setzte sich aus Erträgen von Eigenkapitalbeteiligungen in H�he von 18 Millionen US-Dollar und Zinserträgen in H�he von 29 Millionen US-Dollar zusammen.  

5)

Welche Änderungen der Zinserträge und Zinsaufwendungen sind für das vierte Quartal 2016 auszuweisen?

Die Zinserträge in H�he von 29 Millionen US-Dollar sanken gegenüber dem Vorquartal um eine Million US-Dollar. Die Zinsaufwendungen in H�he von 139 Millionen US-Dollar sanken um 10 Millionen gegenüber dem Vorquartal.  

6)

Was ist der Unterschied zwischen dem Betriebsergebnis vor Steuern und den konsolidierten Erträgen von Schlumberger vor Steuern?

Der Unterschied besteht grundsätzlich in Posten, die sich auf den Konzern beziehen (einschließlich Belastungen und Gutschriften), Posten wie Zinserträge und -aufwendungen, die nicht bestimmten Segmenten zugeordnet sind, Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen und Abschreibungen im Zusammenhang mit bestimmten immateriellen Verm�genswerten (einschließlich von Abschreibungen zu immateriellen Verm�genswerten als Folge der Übernahme vom Cameron), sowie bestimmten zentral verwalteten Initiativen und sonstigen betriebsfremden Posten.  

7)

Was war der effektive Steuersatz (Effective Tax Rate, ETR) für das vierte Quartal 2016?

Der ETR für das vierte Quartal 2016 betrug bei einer Kalkulation in Übereinstimmung mit GAAP 8,8 %, verglichen mit 5,1 % für das dritte Quartal 2016. Der ETR für das vierte Quartal 2016 ohne Belastungen und Gutschriften betrug 15,8 %, verglichen mit 16,0 % für das dritte Quartal 2016.  

8)

Wie viele Stammaktien waren zum 31. Dezember 2016 im Umlauf, und wie veränderte sich dies gegenüber dem Ende des letzten Quartals?

Mit Stand vom 31. Dezember 2016 gab es 1,391 Milliarden im Umlauf befindliche Stammaktien. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien vom 30. September 2016 bis zum 31. Dezember 2016.         (Angaben in Millionen US-Dollar) Zum 30. September 2016 ausgegebene Aktien   1.391 An Begünstigte verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien 1 Übertragung von Belegschaftsaktien - Gemäß Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene Aktien - Aktienrückkaufprogramm (1 ) Zum 31. Dezember 2016 im Umlauf befindliche Aktien 1.391    

9)

Wie hoch war das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien im vierten Quartal 2016 und im dritten Quartal 2016, und wie wird dies mit der durchschnittlichen Anzahl ausstehender Aktien abgeglichen, wobei die Verwässerung berücksichtigt wird, die bei der Berechnung der verwässerten Erträge je Aktie unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften verwendet wird?

Das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien während des vierten Quartals 2016 und des dritten Quartals 2016 betrug 1,391 Milliarden beziehungsweise 1,392 Milliarden. Es folgt ein Abgleich des gewichteten Mittels ausstehender Aktien mit der durchschnittlichen Anzahl von Aktien bei voller Verwässerung, der zur Berechnung der verwässerten Gewinne je Aktie ausschließlich von Belastungen und Gutschriften verwendet wird.           (Angaben in Millionen US-Dollar)

Viertes Quartal2016

 

Drittes Quartal2016

Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien

1.391

  1.392 Angenommene Ausübung von Aktienoptionen

5

4 Gesperrte Belegschaftsaktien

5

  5 Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung

1.401

  1.401  

10)

Wie hoch war der Betrag der Multiclient-Umsätze von WesternGeco im vierten Quartal 2016?

Die Multiclient-Umsätze einschließlich Übertragungsgebühren beliefen sich im vierten Quartal 2016 auf 143 Millionen US-Dollar und im dritten Quartal 2016 auf 144 Millionen US-Dollar.  

11)

Wie hoch war der Auftragsbestand von WesternGeco am Ende des vierten Quartals 2016?

Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund gültiger Verträge mit Kunden am Ende des vierten Quartals 2016 betrug 759 Millionen US-Dollar. Zum Ende des dritten Quartals 2016 betrug er 845 Millionen US-Dollar.  

12)

Wie hoch war der Bestell- und Auftragsbestand für die Segmente OneSubsea und Drilling Systems von Cameron?

Der Bestell- und Auftragsbestand für OneSubsea und Drilling Systems war wie folgt: (Angaben in Millionen US-Dollar) Bestellungen  

Viertes Quartal2016

 

Drittes Quartal2016

OneSubsea $ 523   $ 434 Drilling Systems $ 132

 

$ 179   Auftragsbestand (zum Ende des Zeitraumes) OneSubsea $ 2.526 $ 2.527 Drilling Systems $ 607

 

$ 865

13)

 

Worauf beziehen sich die verschiedenen Belastungen, die Schlumberger im vierten Quartal 2016 verzeichnet hat?

Wir nehmen weitere Anpassungen unserer globalen Supportstruktur und unserer Niederlassungen vor, um unsere Ressourcen an die Form der Gewinnung anzupassen. Dadurch konnten wir Restrukturierungskosten in H�he von 536 Millionen US-Dollar verzeichnen. Wir haben außerdem Belastungen vor Steuern in H�he von 139 Millionen US-Dollar in Verbindung mit der Cameron-Übernahme und Verlusten durch eine Währungsabwertung in Ägypten verzeichnet. Diese Belastungen vor Steuern in H�he von 675 Millionen US-Dollar bestehen aus Folgendem:

-- Kosten von 234 Millionen US-Dollar bei der Reduzierung der Belegschaft -- Kosten von 165 Millionen US-Dollar bei der Schließung von Anlagen -- Kosten von 98 Millionen US-Dollar im Zusammenhang mit der Beendigung bestimmter Aktivitäten -- Fusions- und Integrationskosten von 76 Millionen US-Dollar im Zusammenhang mit der Cameron-Übernahme -- Verluste von 63 Millionen US-Dollar durch eine Währungsabwertung in Ägypten -- 39 Millionen US-Dollar im Zusammenhang mit Terminierungskosten.

Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Technologien zur Charakterisierung von Lagerstätten sowie für Bohr-, F�rderungs- und Verarbeitungsvorgänge in der Erd�l- und Erdgasindustrie. Schlumberger ist in mehr als 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 F�rderung sowie L�sungen von der Pore bis zur Pipeline, mit denen die Kohlenwasserstoffgewinnung optimiert und die Leistungsfähigkeit von Lagerstätten gewährleistet werden kann.

Schlumberger Limited hat seine Hauptgeschäftsstellen in Paris, Houston, London und Den Haag und wies 2016 einen Umsatz in H�he von 27,81 Milliarden US-Dollar aus. Weitere Informationen finden Sie unter www.slb.com.

*Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.

Fußnoten

Schlumberger veranstaltet am Freitag, dem 29. Januar 2017 eine Telefonkonferenz zur Besprechung des Ergebnisberichts und der Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz beginnt um 7:30 Uhr (US Central Time, CT), das heißt um 8:30 Uhr (Eastern Time) und 14.30 Uhr MEZ. Um an dieser �ffentlich 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 20. Februar 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 405410. ein.

Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mith�ren angeboten. Bitte loggen Sie sich 15 Minuten vor Beginn ein, um Ihren Browser zu testen und sich für die Konferenz anzumelden. Ebenfalls steht Ihnen auf derselben Website bis zum 31. März 2017 eine Wiederholung des Webcasts zur Verfügung.

Dieser Ergebnisbericht für das Gesamtjahr und das vierte Quartal 2016 sowie unsere anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen” im Sinne des US-Bundeswertpapiergesetzes, die jegliche Aussagen umfassen, die keine historischen Tatsachen sind, zum Beispiel: unsere Prognosen oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten; erh�hte Aktivitäten von Schlumberger insgesamt und jedem seiner Segmente (und für bestimmte Produkte oder in bestimmten geographischen Regionen in den einzelnen Segmenten); Öl- und Erdgasnachfrage und Steigerung der F�rderung; Preise von Öl und Erdgas; Verbesserungen von Betriebsverfahren und Technologien, inklusive unseres Transformationsprogramms; Kapitalaufwendungen durch Schlumberger und in der Öl- und Gasindustrie; die Geschäftsstrategien der Kunden von Schlumberger; die erwarteten Vorteile der Cameron-Transaktion; der Erfolg der Joint Ventures und Zusammenschlüsse von Schlumberger; die zukünftige globale Wirtschaftslage sowie zukünftige Ergebnisse des operativen Geschäfts. Diese Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten, unter anderem: die Weltwirtschaftslage; Veränderungen der Ausgaben für Exploration und F�rderung bei den Kunden von Schlumberger sowie Veränderungen der Intensität der Exploration und Erschließung von Erd�l und Erdgas; allgemeine wirtschaftliche, politische und geschäftliche Situationen in entscheidenden Regionen der Welt; Risiken im Zusammenhang mit ausländischen Währungen; Preiserosionen; Wetter und sonstige jahreszeitlich bedingten Faktoren; betriebliche Änderungen, Verz�gerungen oder Streichungen; F�rderungsrückgänge; Änderungen von beh�rdlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften, einschließlich der Vorschriften zur Offshore-Öl- und -Gas-Exploration, radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln, Chemikalien, Hydraulic-Fracturing-Dienstleistungen und Initiativen zum Klimaschutz; die M�glichkeit, dass Technologien neuen Herausforderungen bei der Exploration nicht gerecht werden; die M�glichkeit, dass Cameron nicht erfolgreich integriert und die erwarteten Synergien nicht realisiert werden; die M�glichkeit, dass entscheidende Mitarbeiter nicht beim Unternehmen bleiben; sowie sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht für das Gesamtjahr und das vierte Quartal 2016 und den Ergänzenden Informationen (Supplemental Information) sowie unseren aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K, die bei der Wertpapierbeh�rde der USA (Securities und Exchange Commission, SEC) eingereicht oder zur Verfügung gestellt wurden, aufgeführt sind. Falls eines oder mehrere dieser Risiken und Unwägbarkeiten (oder die Folgen solcher Veränderungen von Geschehnissen) eintreten oder sich unsere grundlegenden Annahmen als unzutreffend erweisen sollten, k�nnen die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von unseren Darstellungen in zukunftsgerichteten Aussagen abweichen. Schlumberger verneint jegliche Absicht und lehnt jegliche Verpflichtung zur Revision oder �ffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger Gegebenheiten ab.

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Schlumberger LimitedSimon Farrant – Schlumberger Limited, Vice President AnlegerpflegeJoy V. Domingo – Schlumberger Limited, Leiter AnlegerpflegeBüro +1 (713) 375-3535investor-relations@slb.com