Schlumberger Anuncia los Resultados del Cuarto Trimestre y de Todo el Año 2014

Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy los resultados del cuarto trimestre y de todo el año 2014. Los resultados de todo el año se muestran en el cuadro que figura a continuación.

Resultados de todo el año

			(Indicado en millones, excepto los importes de acciones)
			Doce meses finalizados el										Crecimiento
			31 de diciembre de 2014					31 de diciembre de 2013					Con respecto al año anterior
Ingresos			$	48 580				$	45 266				7	%
Resultado operativo antes de impuestos				10 576					9344				13	%
Resultado de operaciones en curso, excluyendo cargos y créditos*				7282					6332				15	%
Ganancia por acción diluida de operaciones en curso, excluyendo cargos y créditos*			$	5,57				$	4,75				17	%
Margen operativo antes de impuestos				21,8	%				20,6	%			113 puntos básicos
Ingresos de América del Norte			$	16 151				$	13 897				16	%
Resultado operativo antes de impuestos de América del Norte				3057					2735				12	%
margen operativo antes de impuestos de América del Norte				18,9	%				19,7	%			-75 puntos básicos
Ingresos internacionales			$	32 089				$	30 932				4	%
Resultado operativo antes de impuesto de Internacional				7677					6879				12	%
margen operativo antes de impuestos de Internacional				23,9	%				22,2	%			168 puntos básicos
*El resultado de operaciones en curso, incluidos cargos y créditos, fue de 5643 millones de USD en 2014 y de 6801 millones de USD en 2013. La ganancia por acción diluida de operaciones en curso, incluidos cargos y créditos, fue de 4,31 USD en 2014 y de 5,10 USD en 2013. Ver sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles.

El Director Ejecutivo de Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentó lo siguiente: “Los ingresos de todo el año 2014 de 48 600 millones de USD aumentaron un 7 % respecto del año anterior y crecieron por quinto año consecutivo. El desempeño fue impulsado por América del Norte, donde los ingresos crecieron un 16 %, mientras el crecimiento del área internacional del 4 % fue liderado por el aumento del 10 % de los ingresos en el área de Medio Oriente y Asia. El resultado operativo antes de impuestos de todo el año aumentó un 13 %, y el margen operativo antes de impuestos creció 113 puntos básicos hasta alcanzar un 21,8 %. El margen internacional se expandió en 168 puntos básicos hasta alcanzar un 23,9 %, lo que refleja un margen operativo incremental del 69 %.

“La solidez de estos resultados demostraron la resiliencia de nuestra cartera de negocios frente a los desafíos de la actividad de 2014 en Brasil, México y China; un menor gasto en la actividad sísmica, de exploración y de aguas profundas; conflictos en Libia e Irak; sanciones internacionales en Rusia y la acelerada caída del precio del petróleo hacia el final del año. La combinación de estos vientos en contra redujeron el crecimiento de los ingresos en más de 1000 millones de USD, o 2 %; aún así los ingresos aumentaron un 7 % como resultado de fuertes vientos de cola en Argentina, Ecuador, el África Subsahariana, Arabia Saudita, los Emiratos Árabes unidos y América del Norte que, combinados con aumentos de participación de mercado, impulsaron el desempeño general.

Resultados del cuarto trimestre

		(Indicado en millones, excepto los importes de acciones)
		Período de tres meses finalizado el															Crecimiento
		31 de diciembre de 2014					30 de septiembre de 2014					31 de diciembre de 2013					Secuencial				Con respecto al año anterior
Ingresos		$	12 641				$	12 646				$	11 906				-				6	%
Resultado operativo antes de impuestos			2781					2806					2604				-1	%			7	%
Resultado de operaciones en curso, excluyendo cargos y créditos*			1941					1949					1786				-				9	%
Ganancia por acción diluida de operaciones en curso, excluyendo cargos y créditos*		$	1,50				$	1,49				$	1,35				1	%			11	%
Margen operativo antes de impuestos			22,0	%				22,2	%				21,9	%			-19 puntos básicos				13 puntos básicos
Ingresos de América del Norte		$	4324				$	4255				$	3649				2	%			19	%
Resultado operativo antes de impuestos de América del Norte			849					825					716				3	%			19	%
margen operativo antes de impuestos de América del Norte			19,6	%				19,4	%				19,6	%			24 puntos básicos				1 punto básico
Ingresos internacionales		$	8210				$	8309				$	8151				-1	%			1	%
Resultado operativo antes de impuesto de Internacional			1990					2041					1917				-2	%			4	%
margen operativo antes de impuestos de Internacional			24,2	%				24,6	%				23,5	%			-33 puntos básicos				71 puntos básicos
*El resultado de operaciones en curso, incluidos cargos y créditos, fue de 302 millones de USD en el cuarto trimestre de 2014, de 1949 millones de USD en el tercer trimestre de 2014 y de 1664 millones de USD en el cuarto trimestre de 2013. La ganancia por acción diluida de operaciones en curso, incluidos cargos y créditos, fue de 0,23 USD en el cuarto trimestre de 2014, de 1,49 USD en el tercer trimestre de 2014 y de 1,26 USD en el cuarto trimestre de 2013. Ver sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles.

“Los resultados del cuarto trimestre fueron impulsados por ingresos récord en América del Norte debido a las continuas mejoras de eficiencia y la incorporación de nueva tecnologías de bombeo de presión, y debido al recupero de la actividad en el Golfo de México de EE. UU. En los mercados internacionales, el crecimiento fue más sólido en el área de Medio Oriente y Asia, impulsado por ingresos récord en Arabia Saudita y Baréin, una robusta actividad en Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos y los aumentos de las ventas de fin de año de productos y software en toda el área. Los ingresos de América Latina fueron apenas superiores debido a una mayor actividad en Venezuela y Colombia, pero el efecto de esto fue revertido por un menor alcance de trabajo en México debido a restricciones presupuestarias y condiciones climáticas. Los ingresos de Europa/CEI/África se redujeron significativamente, principalmente por una depreciación del rublo y caídas estacionales de la actividad en Rusia, aunque la actividad también fue menor en los geomercados de Angola, Noruega y el Reino Unido, ya que la cantidad de pozos se redujo en respuesta a la dramática caída de los precios del petróleo.

“Entre las Tecnologías, el Grupo de Producción creció un 5,5 % en servicios de bombeo a presión en América del Norte, mientras los Grupos de Perforación y Caracterización de Reservorios cayeron secuencialmente un 2,8 % y un 3,4 % respectivamente. La menor actividad del Grupo de Caracterización de Reservorios correspondió a una reducción estacional de los trabajos sísmicos marítimos, mientras que el Grupo de Perforación sufrió los efectos del tipo de cambio y una menor actividad estacional en Rusia. Como se esperaba, las ventas de software, productos y licencias multicliente de fin de año de aproximadamente 260 millones de USD benefició a los Grupos de Producción y Caracterización de Reservorios, pero fueron más débiles que lo usual debido a que los clientes redujeron el gasto discrecional.

“Durante el trimestre, los pronósticos de PIB global fueron un poco más débiles mientras todavía se espera un crecimiento del 3 % en 2015, lo que confirma que la recuperación económica global está intacta. Como resultado de ello, la demanda de petróleo continúa aumentando, pero una oferta comercializada significativamente superior generó una caída dramática en el precio del petróleo. Como la inversión en E&P cae como respuesta, las tasas de reducción impactarán en la capacidad de producción de petróleo mientras una actividad de E&P marcadamente menor demorará las incorporaciones de oferta. Al mismo tiempo, los mercados de gas natural permanecen cómodamente abastecidos en América del Norte, mientras las nuevas incorporaciones de capacidad de GNL en Asia y una menor demanda en Europa están poniendo presión sobre los precios en estas regiones.

“En este entorno incierto, continuamos concentrados en lo que podemos controlar. Ya hemos tomado una cantidad de acciones para reestructurar y reconfigurar el tamaño de nuestra organización, lo que nos llevó a registrar varios cargos en el cuarto trimestre. Estamos convencidos que el desempeño ahora debe ser impulsado por un cambio acelerado en la manera en la que trabajamos a través de nuestro programa de transformación. La entrega de nueva tecnología que mejora el desempeño de los reservorios de nuestros clientes; los aumentos en términos de eficiencia y confiabilidad que reducen los costos totales de búsqueda, desarrollo y producción y las oportunidad de crecimiento a partir de una mayor integración son todas cuestiones significativas de nuestro desempeño y el de nuestros clientes. Se registraron resultados tangibles y, a medida que aceleremos los beneficios del programa de transformación en Tecnologías y Geomercados en 2015, creemos que estamos bien posicionados para superarnos.

“Nuestra considerable solidez financiera, como lo demuestra nuestra sólida tasa de conversión de ganancias en dinero en efectivo que generó más de 6000 millones de USD en flujo de caja libre en 2014, hizo que la Junta Directiva aprobara un aumento de nuestro dividendo por quinto año consecutivo, lo que generó que nuestro dividendo se haya duplicado durante un período de cinco años. En conjunto con nuestro programa de recompra de acciones en curso, esto claramente subraya la confianza en nuestra capacidad para generar flujos de caja superiores a pesar de un entorno más desafiante”.

Otros eventos

El 15 de enero de 2015, la Junta Directiva aprobó un aumento del 25 % en el dividendo trimestral de 40 centavos de USD por acción ordinaria a 50 centavos de USD por acción, comenzando con el dividendo pagadero el 10 de abril de 2015 a los accionistas registrados al 11 de febrero de 2015.

Durante el trimestre, Schlumberger recompró 12,1 millones de acciones ordinarias a un precio promedio de 90,22 USD por acción, sumando una compra total de 1100 millones de USD.

El 6 de enero de 2015, Schlumberger, OneSubsea^®, una empresa conjunta de Cameron y Schlumberger, y Helix Energy Solutions Group, Inc. anunciaron la firma de los contratos definitivos para la alianza no incorporada de las compañías, formada para desarrollar tecnologías y entregar equipos y servicios para optimizar la cadena de valor de los sistemas de intervención de pozos submarinos. La alianza combina la experiencia y las habilidades de las tres compañías para brindar una oferta única, integrando equipos de acceso a pozos y tecnologías de control con apoyo marítimo.

América del Norte

Los ingresos de América del Norte del cuarto trimestre fueron de 4300 millones de USD, lo que representa un aumento secuencial del 2 % y un aumento de los ingresos continentales del 5 %. El ingreso terrestre se incrementó tanto en EE. UU. como en la región oeste de Canadá por una mayor actividad de bombeo de presión, mejoras continuas en la eficiencia y mayor incorporación de nueva tecnología, específicamente en la familia de servicios BroadBand*. La actividad del cuarto trimestre en el Golfo de México de EE. UU. aumentó un 12 % impulsado por las ventas de licencias multicliente de fin de año y la reanudación de las operaciones luego de las interrupciones de la corriente loop del tercer trimestre. Los ingresos de la región este de Canadá cayeron en forma secuencial luego de completarse el programa de exploración estacional y la actividad sísmica marítima.

El margen operativo antes de impuestos de América del Norte aumentó 24 puntos básicos (bps) secuencialmente hasta alcanzar un 19,6 % por la mayor actividad en la región oeste de Canadá, continuas ganancias por eficiencia, mayor penetración de nuevas tecnologías y una mejor recuperación de los costos de logística en territorio estadounidense. El margen operativo off-shore de América del Norte mejoró por una mejor mezcla de ingresos derivada de las ventas de licencias multicliente de alto margen.

Durante el cuarto trimestre, las nuevas tecnologías ayudaron a solucionar los desafíos de los clientes respecto al desarrollo de recursos no convencionales en América del Norte. Estas tecnologías, que apuntan a obtener mayor producción y operaciones más eficientes, permite que los clientes reduzcan sus costos totales en un mercado de precios de commodities en caída.

En Dakota del Norte, el servicio de fracturing Well Services BroadBand Sequence* fue implementado para Whiting Petroleum para estimular un intervalo desafiante de 2000 pies de un pozo horizontal ubicado al pie de un lateral cementado de 10 000 pies. Luego del tratamiento de estimulación, un perfil de producción generado por la tecnología de explotación de pozos productivos Wireline Flow Scanner* confirmó que el intervalo estimulado con la tecnología BroadBand Sequence contribuyó con un 42 % del total de producción de petróleo, mientras los restantes 8000 pies del pozo contribuyeron con un 58 %.

En Oklahoma, el servicio de fracturing Well Services BroadBand Sequence fue utilizado por Apache Corporation en la estimulación de un pozo horizontal en la formación de Cottage Grove. Apache eligió la tecnología BroadBand para asegurar una adecuada cobertura de la boca del pozo. Como resultado de ello, la producción inicial del pozo después del tratamiento excedió la producción inicial de dos pozos comparables que utilizaron métodos de estimulación convencionales en un 74 % y 134 % respectivamente.

Las tecnologías del Grupo de Perforación de Schlumberger fueron utilizadas por Talisman Energy para mejorar la eficiencia de perforación en pozos horizontales en Marcellus Shale. El sistema de dirección rotativa PowerDrive Orbit* de Perforación y Mediciones con mordeduras de diamante policristalino compacto (polycrystalline diamond compact, PDC) de alta resistencia a la abrasión Smith SHARC* generó mayores tasas totales de penetración (rates of penetration, ROP) que los sistemas de dirección rotativa, y resultó en un ahorro promedio de 1,3 días o 70 000 por pozo.

En el territorio estadounidense, las tecnologías del Grupo de Perforación también fueron implementadas en Noble Energy Inc. para mejorar los tiempos de perforación en pozos horizontales de larga extensión en los sitios no convencionales de Niobrara en la cuenca DJ. La combinación de la tecnología de dirección rotativa PowerDrive vorteX* con un mejor control de inclinación y azimut y las mordeduras PDC a medida perforaron de manera consistente las secciones laterales del pozo de más de 9500 pies de una sola vez. Como resultado de ello, el cliente ahorró más de 2 días por pozo eliminando la necesidad de pasar una fresadora dedicada. Además, la mejor suavidad del orificio perforado redujo completamente los tiempos del montaje.

Áreas internacionales

Los ingresos de 8200 millones de USD de las áreas internacionales disminuyeron un 1 % en forma secuencial.

Los ingresos de 3100 millones de USD del área de Medio Oriente y Asia crecieron 4 % en forma secuencial a partir de los ingresos récord registrados en Arabia Saudita y Baréin, una mayor actividad en Kuwait y en los Emiratos Árabes Unidos y las ventas de software y producto de fin de año en toda el área.

Los ingresos de 2100 millones de USD en el área de América Latina crecieron un 1 % por una mayor actividad en Venezuela y Colombia, compensada con un menor alcance de trabajo en México debido a restricciones presupuestarias.

Los ingresos de 3100 millones de USD en el área de Europa/CEI/África cayeron un 7 %, principalmente debido a una depreciación del rublo y una disminución estacional de la actividad en Rusia. Luego de los picos de campañas de exploración y perforación del verano del trimestre anterior, el gasto de los clientes se desaceleró junto con reducción de los precios del petróleo. Como resultado de ello, las reducciones en el conteo de torres de perforación generó menor actividad en los Geomercados de Angola, Noruega y el Reino Unido.

El margen operativo antes de impuestos del área internacional de 24,2 % se redujo 33 puntos básicos en forma secuencial. El margen operativo antes de impuestos de Medio Oriente y Asia aumentó 71 puntos básicos hasta alcanzar un 28,3 %, mientras en América Latina disminuyó 102 puntos básicos hasta el 20,9 % y en Europa/CEI/África disminuyó 112 puntos básicos hasta el 22,3 %. La disminución del margen operativo antes de impuestos del área internacional fue impulsado principalmente por una mezcla de ingresos no favorable en el cuarto trimestre luego de los picos de campañas de exploración y perforación del verano del tercer trimestre. Los efectos desfavorables de la moneda y la disminución de la actividad en Rusia también contribuyeron a la contracción del margen.

Durante el trimestre, las áreas internacionales tuvieron una serie de aspectos destacados relacionados con la integración.

Statoil adjudicó un acuerdo a Schlumberger para el suministro de servicios integrados de perforación y servicio de pozos en el yacimiento Mariner de la plataforma continental del Mar del Norte del Reino Unido (UK continental shelf, UKCS). El acuerdo de cuatro años, con opciones a varias extensiones de cuatro años, incluye opciones para Bressay, otro yacimiento operado por Statoil en la UKCS, y también funcionará como un acuerdo marco para perforación de exploración en la UKCS. El acuerdo presenta un enfoque innovador en materia de abastecimiento por el cual Schlumberger trabaja como una parte integral del equipo de Statoil ocupándose de todos los servicios principales de perforación y servicio de pozos, incluidos perforación, fluidos, cementación, terminaciones y bombas eléctricas sumergibles. El alcance del trabajo incluye un total de 22 servicios de perforación y pozos, y la responsabilidad por el soporte logístico. Se planea iniciar la perforación en 2016.

En Alemania, Intervención de Pozos generó mayor eficiencia y confiabilidad con la primera operación de perforación del mundo de tubos enrollados ACTive* en un desafiante pozo de gas de Wintershall. La integración de la medición del pozo en tiempo real de ACTive, Turbodrill* de Herramientas y Soluciones de Perforación y las tecnologías de mordedura de PDC impregnadas Smith Kinetic* permitió la profundización del pozo con una mejora del 300 % del ROP en comparación con los métodos de perforación de tubo enrollado convencional. Asimismo, el desempeño de ACTive* en el pozo se utilizó con sensores de temperatura distribuidos para validar los resultados de la estimulación y monitorear la producción de gas. Adicionalmente, la tecnología de inspección de tuberías CoilScan* CT ofreció una mejor confiabilidad operativa a través del monitoreo de integridad de tuberías en tiempo real.

Fuera de la costa de Brasil, las tecnologías del Grupo de Perforación se implementaron para aumentar la eficiencia de perforación y confiabilidad de Shell en una campaña de perforación en batch de desarrollo de pozos de aguas profundas. El diseño del sistema de dirección rotativa PowerDrive Xceed* de Perforación y Mediciones fue sometido a una adecuación de ingeniería para perforar pozos direccionales con mayor confiabilidad en entornos de alto ROP altamente desafiantes. Como resultado de ello, la tecnología Xceed rediseñada en las desafiantes secciones de 17 1/2 pulgadas sin plataforma combinada con el sistema de perforación XR+ perforaron una cantidad sin precedentes de cuatro pozos seguidos a lo largo de una distancia total de 2600 metros y más de una semana por debajo de la tabla rotativa. La mayor confiabilidad de la tecnología Xceed ayudó a eliminar dos viajes de perforación planificados de vuelta a la superficie, y permitió que Shell ahorre dos días de tiempo de torres de perforación. En las secciones de 8 1/2 pulgadas del reservorio, la combinación del servicio de mapeo de reservorios durante la perforación GeoSphere* de Perforación y Mediciones y los servicios de colocación de pozos de Petrotechnical Services utilizando la plataforma de software Petrel* E&P permitieron un mapeo exitoso de los reservorios y la entrega de contacto de reservorios de neto a bruto.

En Malasia, PETRONAS Carigali Sdn Bhd adjudicó un acuerdo de gestión de proyecto integrado a Schlumberger para la construcción de 10 pozos de desarrollo en el yacimiento de Bokor. Se espera que el acuerdo de 18 meses tenga un valor de 130 millones de USD a lo largo del período del acuerdo, incluidos el suministro de productos y servicios de perforación y finalización, gestión de proyecto, ingeniería de pozo y supervisión de pozos. Este nuevo acuerdo se beneficia con las lecciones aprendidas durante la construcción de 17 pozos durante la etapa anterior del proyecto Bokor, junto con la aplicación de la tecnología integrada de perforación y finalización de Schlumberger para mejorar la eficiencia operativa y reducir el costo total del pozo.

Grupo de Caracterización de Yacimientos

		(Indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes)
		Período de tres meses finalizado el															Crecimiento
		31 de diciembre de 2014					30 de septiembre de 2014					31 de diciembre de 2013					Secuencial			Con respecto al año anterior
Ingresos		$	3093				$	3184				$	3306				-3	%		-6	%
Resultado operativo antes de impuestos			956					954					1031				-			-7	%
Margen operativo antes de impuestos			30,9	%				30,0	%				31,2	%			95 puntos básicos			-27 puntos básicos

Los ingresos de 3100 millones de USD del Grupo de Caracterización de Reservorios disminuyó un 3 % en forma secuencial, principalmente debido a la reducción estacional de la actividad sísmica marítima en el Mar del Norte y en la región este de Canadá. Los ingresos de Wireline también disminuyeron debido a una menor actividad de exploración en Angola y la actividad estacional y la depreciación de la moneda en Rusia. Estas disminuciones secuenciales fueron parcialmente compensadas por las ventas de software y licencias multicliente de fin de año.

El margen operativo antes de impuestos de 30,9 % fue 95 puntos básicos más alto en forma secuencial debido a una mezcla de ingresos favorable por las ventas de software y licencia multicliente de alto margen.

Además de los contratos adjudicados durante el cuarto trimestre, las nuevas tecnologías del Grupo de Caracterización de Reservorios ayudaron a cumplir con los desafíos de los clientes mediante la reducción del riesgo debajo de la superficie, la caracterización de reservorios complejos y la mejora de la producción de pozos y la recuperación de reservorios.

En Angola, las tecnologías de Wireline se implementaron en dos pruebas transitorias de presión por intervalos de ENI Angola, S.p.A. para evaluar las reservas comerciales en un pozo de aguas profundas. La combinación del comprobador de dinámica de formación modular MDT* configurado con tecnología de sonda radial 3D Saturn* y el sistema InSitu Fluid Analyzer* ayudaron a evitar las permeabilidades zonales con un tiempo de ejecución veloz utilizando las mediciones de fluidos de reservorios InSitu Viscosity*. Además, la mayor zona de flujo que ofrece el diseño elíptico de la entrada de Saturn permitió una eficiente captura y recuperación de muestras de fluidos del reservorio, ahorrándole 23 días de tiempo de torre de perforación al cliente y eliminando la necesidad de una prueba de vástago de perforación completa.

La tecnología Saturn 3D también fue implementada en PEMEX para obtener muestras de fluidos de reservorios de alta calidad en una pozo de exploración de aguas profundas en múltiples secuencias de turbiedad laminada fuera de las costas de México. La mayor zona de flujo de la tecnología Saturn y una mejor capacidad de sellado generó mejoras en la eficiencia operativa con la adquisición de muestras de fluidos en tres intervalos diferentes a movilidades tan bajas como 0,03 mD/cP, y permitió que el cliente ahorrara hasta un 40 % en tiempo de muestreo de fluidos comparado con los métodos convencionales.

En Abu Dhabi, ZADCO implementó las tecnologías de registro de pozos productivos Wireline Flow Scanner y de tracción de servicios de pozo encubierto TuffTRAC* en un pozo multilateral para medir la contribución productiva de cada sección lateral. El diseño modular del tractor TuffTRAC permitió el acceso al pozo principal a través de complejos intervalos de finalización, permitiendo un registro de alta velocidad a lo largo del lateral. Esto redujo el tiempo general de transferencia en un 36 % en comparación con los métodos convencionales.

En África Occidental, Hess Corporation adjudicó a WesternGeco un segundo estudio de monitoreo 4D utilizando la tecnología sísmica de recepción de puntos Q-Marine* en los yacimientos de Ceiba, Okume y Oveng fuera de la costa de Guinea Ecuatorial. Este es el tercer estudio Q-Marine adjudicado sobre estos yacimientos, luego del estudio basal original de 2003 y el primer estudio de monitoreo 4D de 2010.

En el Golfo de México de EE. UU., un equipo de cuatro embarcaciones comenzó el estudio financiado por el cliente Revolution X en la zona de Garden Banks. El estudio se llevará a cabo utilizando la adquisición de azimut multiembarcación WesternGeco Dual Coil Shooting*, la fuente sísmica marítima calibrada de banda ancha Delta* y las tecnologías de adquisición e imágenes de muesca deslizante ObliQ* tanto para el desarrollo de yacimientos como para la exploración convencional. Se anticipa que la adquisición del estudio Revolution X se completará durante el segundo trimestre de 2015.

Grupo de Perforación

		(Indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes)
		Período de tres meses finalizado el															Crecimiento
		31 de diciembre de 2014					30 de septiembre de 2014					31 de diciembre de 2013					Secuencial			Con respecto al año anterior
Ingresos		$	4658				$	4821				$	4440				-3	%		5	%
Resultado operativo antes de impuestos			966					1045					880				-8	%		10	%
Margen operativo antes de impuestos			20,7	%				21,7	%				19,8	%			-94 puntos básicos			91 puntos básicos

Los ingresos de 4700 millones de USD del Grupo de Perforación disminuyeron un 3 % en forma secuencial, principalmente debido a los efectos desfavorables del tipo de cambio y la reducción de la actividad de Perforación y Mediciones y M-I SWACO Technologies en Rusia. En México, la menor actividad de Gestión Integrada de Proyectos (Integrated Project Management, IPM) debido a restricciones presupuestarias también contribuyó a la disminución.

El margen operativo antes de impuestos disminuyó 94 puntos básicos en forma secuencial hasta 20,7 % principalmente debido al tipo de cambio y la reducción de la actividad en Rusia.

Durante el cuarto trimestre, las nuevas tecnologías del Grupo de Perforación impulsaron el desempeño al mejorar la eficiencia de perforación, garantizar la integridad del pozo y optimizar la colocación del pozo.

En Australia, el servicio GeoSphere* de mapeo de reservorios durante la perforación de Perforación y Mediciones fue instalado en una campaña de perforación de desarrollo de rellenos que consiste en cinco pozos de desarrollo horizontal y un inyector de agua. A pesar del contraste de baja resistencia del reservorio, la tecnología GeoSphere detectó con éxito múltiples capas de resistencia correspondientes a diferentes interfases geológicas y contactos de fluidos a distancias superiores a los 30 metros. Además, se detectó claramente la parte superior del reservorio, lo que permitió rápidos ajustes de trayectoria en el pozo para evitar fallas y obtener la máxima exposición del reservorio.

Además de optimizar la colocación de pozos fuera de la costa occidental de Australia, el servicio GeoSphere de mapeo de reservorios durante la perforación de Perforación y Mediciones también fue utilizado para perforar pozos horizontales con columnas de petróleo de espesor menor a 65 pies y trayectorias horizontales mayores a 8000 pies. Anteriormente, la capacidad para orientar la perforación utilizando métodos de dirección convencional resultaba un desafío, particularmente en el reservorio interestratificado. La tecnología GeoSphere permitió la delineación en tiempo real de capas en el reservorio y, a la vez, orientar los laterales para alcanzar el máximo contacto. Como resultado de ello, la tecnología GeoSphere suministró información oportuna a escala del reservorio que complementó la información sísmica y ayudó a generar un preciso cruce de secciones geológicas utilizadas para actualizar los modelos geológicos de reservorio.

En la zona central de China, las tecnologías del Grupo de Perforación en colaboración con CCDC-DPRI de CNPC fueron implementadas por PetroChina para mejorar el desempeño de perforación y fijar un nuevo récord en un pozo de gas pizarra en el bloque ChangNing de la provincia de Sichuan. La combinación de la alta tasa de construcción de PowerDrive Archer* de Perforación y Mediciones y las tecnologías de dirección rotativa de potencia PowerDrive vorteX* con una mordedora de PDC Smith, personalizada por la plataforma integrada IDEAS*, perforó el pozo en 34 días, 31 % más rápido que el récord de perforación anterior.

En el sector noruego del Mar del Norte, Shell utilizó la tecnología de dirección rotativa PowerDrive Orbit* de Perforación y Mediciones para ayudar a mejorar el control de dirección en la sección de 8 1/2 pulgadas de un desafiante pozo HPHT en el campo Onyx de aguas profundas. El nuevo diseño de disco desarrollado y la automatización autodireccionable que ofrece la tecnología PowerDrive Orbit controló la orientación, lo que resultó en una verticalidad de pozo inferior a 0,5 º, un orden de magnitud mejor que el de los métodos de perforación convencionales. La tecnología PowerDrive Orbit alcanzó este desempeño en una única corrida que duró 283 horas, lo que representa la corrida de perforación más larga en el yacimiento hasta la fecha.

En Venezuela, la tecnología de dirección rotativa PowerDrive Orbit de Perforación y Mediciones fue implementada por PDVSA para mejorar la eficiencia de perforación en secciones de pozos de 8 1/2 pulgadas de gran ángulo en reservorios de arenisca caracterizados por capas interestratificadas cruzadas de formaciones de roca blanda y dura. En el pasado, los métodos de perforación convencionales fueron desafiados por las altas temperaturas dentro del pozo y graves condiciones de deslizamiento. En general, el sistema PowerDrive Orbit aportó el control de dirección requerido y alcanzó un incremento del 100 % en ROP comparado con los métodos de perforación convencionales, ahorrándole al cliente casi 9 días de tiempo de torre de perforación.

En Colombia, Equión Energia implementó las tecnologías del Grupo de Perforación para ofrecer un control de dirección total durante la perforación de un pozo complicado en la formación Mirador, caracterizado por formaciones de arenisca duras y altamente abrasivas. La combinación de la tecnología de dirección rotativa PowerDrive Xceed de Perforación y Mediciones y una mordedora Smith con tecnología de cortador de PDC rotativo ONYX 360* permitió una orientación precisa para atravesar la formación abrasiva y altamente deslizante. Como resultado de la aplicación de estas tecnologías del Grupo de Perforación, se perforaron 927 pies de la sección de 14 3/4 pulgadas del pozo de 927 pies con un total control de dirección, ROP constante y vibración estable y libre de perforación, lo cual no había sido posible con los métodos de perforación convencionales.

En el oeste de Kazajistán, Zhaikmunai LLP, un miembro de Nostrum Oil & Gas Group, implementó las tecnologías del Grupo de Perforación para perforar una complicada sección de 8 1/2 pulgadas de un pozo en el yacimiento de Chinarevskoye. La combinación del elemento cónico de diamante StingBlade* y las tecnologías de dirección rotativa PowerV 675* de Perforación y Mediciones ayudaron a perforar una sección de carbonato abrasivo con hasta un 40 % de chert, y alcanzó un ROP 166 % más alto que los pozos que utilizaron métodos convencionales de perforación. Como resultado de ello, la sección del pozo fue perforada con eficiencia y colocada de manera óptima, permitiendo que el cliente ahorrara seis días de tiempo de perforación, o aproximadamente 180 000 USD.

Grupo de Producción

		(Indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes)
		Período de tres meses finalizado el															Crecimiento
		31 de diciembre de 2014					30 de septiembre de 2014					31 de diciembre de 2013					Secuencial			Con respecto al año anterior
Ingresos		$	4954				$	4697				$	4219				5	%		17	%
Resultado operativo antes de impuestos			908					857					730				6	%		24	%
Margen operativo antes de impuestos			18,3	%				18,3	%				17,3	%			-3 puntos básicos			101 puntos básicos

Los ingresos del Grupo de Producción aumentaron un 5 % en forma secuencial hasta alcanzar los 5000 millones de USD. La mejora de la actividad en la región oeste de Canadá, la mayor incorporación de tecnología específicamente para servicios BroadBand, las continuas mejoras de eficiencia y las mejoras logísticas en bombeo de presión en el territorio de América del Norte son los factores responsables del fuerte crecimiento secuencial de los ingresos. Las ventas de fin de año de productos de Elevación Artificial y Terminaciones también contribuyeron al aumento secuencial.

El margen operativo antes de impuestos del 18,3 % no mostró cambios secuenciales ya que la presión de precios, particularmente en el mercado del territorio estadounidense, fue compensado por un mayor volumen de la actividad en la región oeste de Canadá y por mejores eficiencias, mejor uso de flota y un recupero de costos logísticos en los mercados territoriales de América del Norte.

Las nuevas tecnologías del Grupo de Producción ayudaron a cumplir una serie de desafíos de los clientes durante el cuarto trimestre relacionados con impulsar la eficiencia operativa y acelerar la producción.

En Kuwait, las tecnologías de Intervención de Pozos fueron utilizadas por Kuwait Oil Company en un amplio tratamiento de estimulación matricial en un pozo horizontal del yacimiento petrolífero de Managish. La tecnología de remoción a chorro de escamas Jet Blaster* instalada en las tuberías enrolladas permitió la remoción de la torta de filtración y logró una colocación controlada de fluido de tratamiento en la sección de alcance extendido del pozo. La eficiente remoción a chorro de alto grado proporcionada por la tecnología Jet Blaster también permitió la remoción de la torta de filtración en la desafiante sección inferior del pozo, lo que generó un aumento de tres veces en la inyección de fluido de tratamiento y un ahorro de tiempo de torre de perforación en comparación con el plan. Como resultado de la intervención, la producción de petróleo del pozo aumentó significativamente en comparación con los demás pozos del mismo yacimiento.

Fuera de las costas de Congo, SOCO utilizó fluido de fractura de agua de mar de alta temperatura UltraMARINE* de Servicios de Pozos para la estimulación de un pozo del yacimiento de Lidongo. La prueba del pozo posterior al tratamiento confirmó un aumento de 14 veces en el índice de productividad del pozo en comparación con la prueba del pozo anterior a la fractura, un resultado que superó las expectativas del cliente.

En la región atlántica de Canadá, IPM realizó su primera operación de intervención ligera de pozos con tecnologías de control y acceso a los pozos para Suncor Energy en un pozo fuera de las costas de Terranova, utilizando las capacidades de apoyo marítimo de Helix Well Ops (UK). Esta operación, la primera de su clase en Canadá, contó con experimentados recursos locales y globales de varias compañías, y cumplió los objetivos operativos a través de la integración de GeoMarkets, apalancando las tecnologías de cable de alambre y cable de acero de Schlumberger.

En Noruega, BP Norge AS adjudicó un acuerdo de largo plazo a Schlumberger para el suministro de servicios de tubería enrollada para varios activos fuera de costa. El acuerdo de ocho años, con dos extensiones de plazo opcionales de un año cada una, incluye el suministro de tubería enrollada fuera de costa y equipos de bombeo de presión y servicios asociados.

En México, PEMEX adjudicó a Schlumberger un acuerdo de tres años de servicios de nitrógeno y tubería enrollada con un valor aproximado de 160 millones de USD durante el período del acuerdo, lo que representa la adjudicación más importante en la licitación multipaquete de la región marítima. La adjudicación se basó en condiciones comerciales, desempeño en materia de calidad, higiene, seguridad y medio ambiente y la trayectoria tecnológica demostrada de Schlumberger fuera de costa.

También en México, Schlumberger fue la adjudicataria de un acuerdo de varios años por un valor de 100 millones de USD para realizar operaciones de conformación de gas en la región marítima con la tecnología patentada FoamSEAL*, colocada desde una embarcación de estimulación dedicada.

Cuadros financieros
Estado de resultados consolidado resumido
(Indicado en millones, excepto los montos por acción)
				Cuarto trimestre						Doce meses
Períodos finalizados el 31 de diciembre de					2014			2013			2014				2013
Ingresos				$	12 641		$	11 906		$	48 580			$	45 266
Intereses y otros ingresos					71			59			291				165
Ganancia por formación de OneSubsea(1)					-			-			-				1028
Gastos
	Costo de los ingresos(1)				9691			9283			37 398				35 331
	Investigación e ingeniería				324			304			1217				1174
	Generales y administrativos				122			111			475				416
	Ajustes de valor y otros(1)				1773			-			1773				456
	Interés				87			97			369				391
Resultado antes de impuestos					715			2170			7639				8691
Impuesto a las ganancias(1)					398			487			1928				1848
Resultado de las operaciones en curso					317			1683			5711				6843
Pérdidas de operaciones discontinuadas					-			-			(205	)			(69	)
Resultado neto					317			1683			5506				6774
Resultado neto atribuible a participaciones no controladas					15			19			68				42
Resultado neto atribuible a Schlumberger				$	302		$	1664		$	5438			$	6732
Montos de Schlumberger atribuibles a:
	Resultado de las operaciones en curso(1)			$	302		$	1664		$	5643			$	6801
	Pérdidas de operaciones discontinuadas				-			-			(205	)			(69	)
	Resultado neto			$	302		$	1664		$	5438			$	6732
Ganancias diluidas por acción de Schlumberger (2)
	Resultado de las operaciones en curso(1)			$	0,23		$	1,26		$	4,31			$	5,10
	Pérdidas de operaciones discontinuadas				-			-			(0,16	)			(0,05	)
	Resultado neto			$	0,23		$	1,26		$	4,16			$	5,05
Promedio de acciones circulantes					1282			1312			1295				1323
Promedio de acciones circulantes asumiendo la dilución					1293			1326			1308				1333
Depreciación y amortización incluidas en los gastos(3)				$	1065		$	988		$	4094			$	3879

⁽¹⁾ Ver sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles.

⁽²⁾ Los importes pueden no sumar debido al redondeo.

⁽³⁾ Incluye depreciación de propiedad, planta y equipos y amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos multicliente e inversiones de Schlumberger Production Management (SPM).

Balance consolidado resumido
(Indicado en millones)
				31 de diciembre de			31 de diciembre
Activos					2014			2013
Activos corrientes
	Efectivo e inversiones a corto plazo			$	7501		$	8370
	Cuentas por cobrar				11 171			11 497
	Otros activos corrientes				6022			6358
					24 694			26 225
Inversiones de ingresos fijos, mantenidas hasta el vencimiento					442			363
Activos fijos					15 396			15 096
Datos sísmicos multicliente					793			667
Bienes intangibles					15 487			14 706
Otros activos intangibles					4654			4709
Otros activos					5438			5334
				$	66 904		$	67 100
Pasivos y capital
Pasivos corrientes
	Cuentas por pagar y pasivos acumulados			$	9246		$	8837
	Pasivo estimado del impuesto a las ganancias				1647			1490
	Préstamos a corto plazo y porción corriente
	de la deuda a largo plazo				2765			2783
	Dividendos a pagar				518			415
					14 176			13 525
Deuda a largo plazo					10 565			10 393
Beneficios posteriores a la jubilación					1501			670
Impuestos diferidos					1296			1708
Otros pasivos					1317			1169
					28 855			27 465
Capital					38 049			39 635
				$	66 904		$	67 100

Deuda neta

"Deuda neta" representa la deuda bruta menos el efectivo, las inversiones a corto plazo y las inversiones con ingreso fijo mantenidas hasta el vencimiento. La dirección considera que la deuda neta brinda información útil sobre el nivel de endeudamiento de Schlumberger al reflejar efectivo e inversiones que se podrían usar para repagar la deuda.

Los detalles de los cambios en la deuda neta figuran a continuación:

(Indicado en millones)
Períodos finalizados el 31 de diciembre						Doce Meses 2014				Cuarto trimestre 2014				Doce Meses 2013
Resultado de operaciones en curso antes de participaciones no controladas						$	5711			$	317			$	6843
Ajustes de valor y otros cargos, neto de impuestos							1167				1167				467
Pérdida por devaluación de la moneda en Venezuela							472				472				92
Ganancia por formación de OneSubsea							-				-				(1028	)
			Resultado de operaciones en curso antes de participaciones no controladas, excluyendo cargos y créditos				7350				1956				6374
Depreciación y amortización(1)							4094				1065				3879
Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación							355				89				518
Gastos de compensación basados en acciones							329				83				315
Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación							(390	)			(72	)			(538	)
(Aumento) disminución del capital de trabajo							(36	)			955				120
Otros							(507	)			(163	)			22
			Flujo de caja de las operaciones				11 195				3913				10 690
Gastos de capital							(3976	)			(1210	)			(3943	)
Inversiones de SPM							(740	)			(171	)			(902	)
Datos sísmicos multicliente capitalizados							(321	)			(109	)			(394	)
			Flujo de caja libre(2)				6158				2423				5451
Programa de recompra de acciones							(4678	)			(1096	)			(2596	)
Dividendos pagados							(1968	)			(517	)			(1608	)
Beneficios de los planes de acciones de empleados							825				30				537
							337				840				1784
Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo adquirido más deuda asumida							(1501	)			(452	)			(610	)
Pago de OneSubsea							-				-				(600	)
Otros							220				70				94
			(Aumento) disminución de la Deuda Neta				(944	)			458				668
			Deuda neta, comienzo del período				(4443	)			(5845	)			(5111	)
			Deuda neta al 31 de diciembre			$	(5387	)		$	(5387	)		$	(4443	)
Componentes de la deuda neta						31 de diciembre de 2014				30 de septiembre de 2014				31 de diciembre de 2013
Efectivo e inversiones a corto plazo						$	7501			$	6759			$	8370
Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento							442				473				363
Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo							(2765	)			(1451	)			(2783	)
Deuda a largo plazo							(10 565	)			(11 626	)			(10 393	)
						$	(5387	)		$	(5845	)		$	(4443	)
(1)		Incluye depreciación de propiedad, planta y equipos y amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos multicliente e inversiones de Schlumberger Production Management (SPM).
(2)		"Flujo de caja libre" representa el flujo de caja de las operaciones menos gastos de capital, inversiones de SPM y datos sísmicos multicliente capitalizados. La gerencia cree que esta es una medición importante porque representa fondos disponibles para reducir la deuda y buscar oportunidades que mejoren el valor del accionista, como la realización de adquisiciones, y devolución de efectivo a accionistas a través de recompra de acciones y dividendos.

Cargos y Créditos

Además de los resultados financieros determinados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en EE. UU. (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP), este comunicado de prensa del cuarto trimestre de 2014 y el año completo también incluye medidas financieras que no son GAAP (según la definición del reglamento G de la SEC). A continuación se muestra una reconciliación de estas medidas que no son GAAP con las medidas GAAP comparables:

				(Indicado en millones, excepto los importes de acciones)
				Cuarto trimestre de 2014
				Antes de impuestos			Impuesto			Intereses No cont.		Neto			Diluidas Ganancia por acción (1)				Estado de resultados Clasificación
Los resultados de Schlumberger corresponden a las operaciones en curso, sin incluir cargos y créditos				$	2488		$	532		$	15	$	1941		$	1,50
	Restructuración de WesternGeco (2)				(806	)		(25	)		-		(781	)		(0,60	)		Ajustes de valor y otros
	Pérdida por devaluación de la moneda en Venezuela (2)				(472	)		-			-		(472	)		(0,36	)		Ajustes de valor y otros
	Reducción de la fuerza laboral (2)				(296	)		(37	)		-		(259	)		(0,20	)		Ajustes de valor y otros
	Ajustes del proyecto SPM (2)				(199	)		(72	)		-		(127	)		(0,10	)		Ajustes de valor y otros
Los resultados de Schlumberger corresponden a operaciones en curso, según se informó				$	715		$	398		$	15	$	302		$	0,23
				Doce meses de 2014
				Antes de impuestos			Impuesto			Intereses No cont.		Neto			Diluidas Ganancia por acción				Estado de resultados Clasificación
Resultado de Schlumberger de las operaciones en curso, excluyendo cargos y créditos				$	9412		$	2062		$	68	$	7282		$	5,57
	Restructuración de WesternGeco (2)				(806	)		(25	)		-		(781	)		(0,60	)		Ajustes de valor y otros
	Pérdida por devaluación de la moneda en Venezuela (2)				(472	)		-			-		(472	)		(0,36	)		Ajustes de valor y otros
	Reducción de la fuerza laboral (2)				(296	)		(37	)		-		(259	)		(0,20	)		Ajustes de valor y otros
	Ajustes del proyecto SPM (2)				(199	)		(72	)		-		(127	)		(0,10	)		Ajustes de valor y otros
Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, según se informó				$	7639		$	1928		$	68	$	5643		$	4,31
				Cuarto trimestre de 2013
				Antes de impuestos			Impuesto			Intereses No cont.		Neto			Diluidas Ganancia por acción				Estado de resultados Clasificación
Resultado de Schlumberger de las operaciones en curso, excluyendo cargos y créditos				$	2322		$	517		$	19	$	1786		$	1,35
	Provisión de cuentas por cobrar				(152	)		(30	)		-		(122	)		(0,09	)		Costo de los ingresos
Los resultados de Schlumberger corresponden a operaciones en curso, según se informó				$	2170		$	487		$	19	$	1664		$	1,26
				Doce meses de 2013
				Antes de impuestos			Impuesto			Intereses No cont.		Neto			Diluidas Ganancia por acción				Estado de resultados Clasificación
Resultado de Schlumberger de las operaciones en curso, excluyendo cargos y créditos				$	8271		$	1897		$	42	$	6332		$	4,75
	Ganancia por la formación de la empresa conjunta OneSubsea				1028			-			-		1028			0,77			Ganancia por formación de OneSubsea
	Ajuste de valor de las inversiones bajo el método de participación patrimonial				(364	)		(19	)		-		(345	)		(0,26	)		Ajustes de valor y otros
	Provisión de cuentas por cobrar				(152	)		(30	)		-		(122	)		(0,09	)		Costo de los ingresos
	Pérdida por devaluación de la moneda en Venezuela				(92	)		-			-		(92	)		(0,07	)		Ajustes de valor y otros
Los resultados de Schlumberger corresponden a operaciones en curso, según se informó				$	8691		$	1848		$	42	$	6801		$	5,10
(1) Los importes no suman debido al redondeo.
(2) Consulte la sección titulada "Información complementaria" para más detalles sobre estos cargos.

Grupos de Producto
(Indicado en millones)
	Período de tres meses finalizado el
	31 de diciembre de 2014								30 de septiembre de 2014								31 de diciembre de 2013
	Ingresos				Resultado antes de impuestos				Ingresos				Resultado antes de impuestos				Ingresos				Resultado antes de impuestos
Caracterización de reservorios	$	3093			$	956			$	3184			$	954			$	3306			$	1031
Perforación		4658				966				4821				1045				4440				880
Producción		4954				908				4697				857				4219				730
Eliminaciones y otros		(64	)			(49	)			(56	)			(50	)			(59	)			(37	)
Resultado operativo antes de impuestos						2781								2806								2604
Corporativos y otros		-				(221	)			-				(210	)			-				(197	)
Intereses ganados(1)		-				8				-				8				-				7
Intereses perdidos(1)		-				(80	)			-				(84	)			-				(92	)
Cargos y créditos		-				(1773	)			-				-				-				(152	)
	$	12 641			$	715			$	12 646			$	2520			$	11 906			$	2170
Áreas geográficas
(Indicado en millones)
	Período de tres meses finalizado el
	31 de diciembre de 2014								30 de septiembre de 2014								31 de diciembre de 2013
	Ingresos				Resultado antes de impuestos				Ingresos				Resultado antes de impuestos				Ingresos				Resultado antes de impuestos
América del Norte	$	4324			$	849			$	4255			$	825			$	3649			$	716
América Latina		2053				429				2036				446				2003				425
Europa/CEI/África		3063				683				3303				774				3225				726
Medio Oriente y Asia		3094				877				2970				820				2923				766
Eliminaciones y otros		107				(57	)			82				(59	)			106				(29	)
Resultado operativo antes de impuestos						2781								2806								2604
Corporativos y otros		-				(221	)			-				(210	)			-				(197	)
Intereses ganados(1)		-				8				-				8				-				7
Intereses perdidos(1)		-				(80	)			-				(84	)			-				(92	)
Cargos y créditos		-				(1773	)			-				-				-				(152	)
	$	12 641			$	715			$	12 646			$	2520			$	11 906			$	2170

⁽¹⁾ No incluye intereses considerados en los resultados de los Grupos de Producto y Áreas Geográficas.

Grupos de Producto
(Indicado en millones)
	Doce meses finalizados el
	31 de diciembre de 2014								31 de diciembre de 2013
	Ingresos				Resultado antes de impuestos				Ingresos				Resultado antes de impuestos
Caracterización de reservorios	$	12 224			$	3607			$	12 463			$	3660
Perforación		18 462				3872				17 099				3293
Producción		18 111				3227				15 927				2619
Eliminaciones y otros		(217	)			(130	)			(223	)			(228	)
Resultado operativo antes de impuestos						10 576								9344
Corporativos y otros		-				(848	)			-				(726	)
Intereses ganados(1)		-				31				-				22
Intereses perdidos(1)		-				(347	)			-				(369	)
Cargos y créditos		-				(1773	)			-				420
	$	48 580			$	7639			$	45 266			$	8691
Áreas Geográficas
(Indicado en millones)
	Doce meses finalizados el
	31 de diciembre de 2014								31 de diciembre de 2013
	Ingresos				Resultado antes de impuestos				Ingresos				Resultado antes de impuestos
América del Norte	$	16 151			$	3057			$	13 897			$	2735
América Latina		7699				1639				7754				1589
Europa/CEI/África		12 515				2765				12 411				2593
Medio Oriente y Asia		11 875				3273				10 767				2697
Eliminaciones y otros		340				(158	)			437				(270	)
Resultado operativo antes de impuestos						10 576								9344
Corporativos y otros		-				(848	)			-				(726	)
Intereses ganados(1)		-				31				-				22
Intereses perdidos(1)		-				(347	)			-				(369	)
Cargos y créditos		-				(1773	)			-				420
	$	48 580			$	7639			$	45 266			$	8691

⁽¹⁾ No incluye intereses considerados en los resultados de los Grupos de Producto y Áreas Geográficas.

Información complementaria

1)		¿Cuál fue el margen del resultado operativo antes de impuestos y el margen operativo incremental del año completo 2014?
		El margen del resultado operativo antes de impuestos fue de 21,8 % y el margen operativo incremental del año completo 2014 fue de 37,2 %.
2)		¿Cuál fue el flujo de caja libre como porcentaje del resultado de las operaciones en curso antes de participaciones no controladas para el año completo 2014?
		El flujo de caja libre como porcentaje del resultado de las operaciones en curso antes de participaciones no controladas, excluyendo los cargos y créditos, fue del 84 % para el año completo 2014.
3)		¿Cuál es la orientación de gasto de capital para todo el año 2015?
		Se espera que el gasto de capital de Schlumberger (sin incluir inversiones de SPM y multicliente) sea de 3000 millones de USD para 2015. El gasto de capital para todo el año 2014 fue de 4000 millones de USD.
4)		¿Qué se incluyó en "Intereses y otros ingresos" para el cuarto trimestre de 2014?
		"Intereses y otros ingresos" para el cuarto trimestre de 2014 fue de 71 millones de USD. Este monto se compuso de ganancias por inversiones bajo el método patrimonial de 58 millones de USD y los intereses ganados fueron de 13 millones de USD.
5)		¿Cómo se modificaron los intereses ganados y los intereses perdidos durante el cuarto trimestre de 2014?
		Los intereses ganados de 13 millones de USD fueron secuencialmente iguales. Los intereses perdidos de 87 millones de USD disminuyeron 3 millones de USD en forma secuencial.
6)		¿Cuál es la diferencia entre el "resultado operativo antes de impuestos" y el resultado consolidado de Schlumberger antes de impuestos?
		La diferencia se compuso de elementos tales como gastos corporativos (incluidos cargos y créditos) e intereses ganados y perdidos no asignados a los segmentos, así como intereses sobre beneficios médicos posteriores a la jubilación, gastos de compensación basados en acciones y gastos de amortización asociados con ciertos activos intangibles.
7)		¿Cuál fue la tasa efectiva de impuestos (effective tax rate, ETR), excluyendo cargos y créditos, del cuarto trimestre de 2014?
		La ETR del cuarto trimestre de 2014, excluyendo cargos y créditos, fue del 21,4 % en comparación con la tasa del 22,1 % del tercer trimestre de 2014.
		La ETR del cuarto trimestre de 2014, incluidos cargos y créditos, fue del 55,6 %. No hubo cargos ni créditos en el primer trimestre de 2014.
8)		¿Cuántas acciones del paquete común fueron circulantes desde el 31 de diciembre de 2014, y cómo cambió esto desde el final del trimestre anterior?
		Había 1275 millones de acciones del paquete común circulantes al 31 de diciembre de 2014. En la siguiente tabla se muestra el cambio en el número de acciones circulantes desde el 30 de septiembre de 2014 al 31 de diciembre de 2014.

	(Indicado en millones)
Acciones circulantes al 30 de septiembre de 2014		1287
Acciones vendidas a titulares de opciones, menos acciones intercambiadas		-
Otorgamiento de acciones restringidas		-
Acciones compartidas en el plan de adquisición de acciones de los empleados		-
Programa de recompra de acciones		(12)
Acciones circulantes al 31 de diciembre de 2014		1275

9)		¿Cuál era el promedio ponderado de acciones circulantes durante el cuarto y el tercer trimestre de 2014, y cómo se reconcilia con el promedio ponderado de acciones circulantes asumiendo la dilución?
		El promedio ponderado de acciones circulantes durante el cuarto trimestre y el tercer trimestre de 2014 era de 1282 millones y 1293 millones, respectivamente. A continuación se presenta una reconciliación del promedio ponderado de acciones circulantes y el promedio ponderado de acciones circulantes asumiendo la dilución.

		(Indicado en millones)
		Cuarto trimestre de 2014		Tercer trimestre de 2014
Promedio ponderado de acciones circulantes		1282		1294
Ejercicio asumido de opciones de acciones		7		12
Acciones restringidas no otorgadas		4		4
Promedio de acciones circulantes asumiendo la dilución		1293		1310

10)		¿Cuáles fueron las ventas multicliente en el cuarto trimestre de 2014?
		Las ventas multicliente, incluidas las tasas de transferencia, fueron de 194 millones de USD en el cuarto trimestre de 2014 y de 93 millones de USD en el tercer trimestre de 2014.
11)		¿A qué corresponden los diversos cargos registrados por Schlumberger durante el cuarto trimestre de 2014?
		Restructuración de WesternGeco:
		Debido a la expectativa de menor gasto de exploración como resultado de los menores precios de los commodities, Schlumberger decidió reestructurar su flota sísmica marítima WesternGeco para reducir sus costos operativos. Tres embarcaciones adquiridas anteriormente con menor capacidad de remolque y mayores costos operativos serán convertidas en embarcaciones fuente, permitiendo la finalización de los contratos de alquiler de dos embarcaciones fuente de terceros y el retiro de dos embarcaciones fuente propias.
		Como resultado de esta restructuración, Schlumberger llevó a cabo una prueba de deterioro y determinó que los valores contables de algunas de sus embarcaciones superaban su valor justo en 590 millones de USD. Este cargo por deterioro corresponde a las seis embarcaciones clase Explorer que fueron adquiridas con una prima en la compra de Eastern Echo Holdings Plc en 2007. Además del cargo por deterioro de 590 millones de USD correspondiente a estas seis embarcaciones, Schlumberger también registró un cargo por deterioro de 85 millones de USD correspondiente a un activo intangible sísmico y 131 millones de USD por otros cargos principalmente relacionados con los costos de finalización del acuerdo de alquiler y otros activos sísmicos como resultado de la restructuración. Schlumberger no incurrió en ningún gasto en efectivo significativo como resultado de estos cargos.
		Pérdida por devaluación de la moneda en Venezuela:
		Aún cuando la moneda funcional de las operaciones de Schlumberger en Venezuela es el dólar estadounidense, una porción de sus transacciones están nominadas en la moneda local. Históricamente, Schlumberger aplicó el tipo de cambio oficial de 6,30 bolívares fuertes venezolanos por dólar estadounidense para convertir las transacciones y saldos en moneda local a dólares estadounidenses. A partir del 31 de diciembre de 2014, Schlumberger concluyó que resultaba adecuado aplicar el tipo de cambio SICAD II de 50 Bolívares fuertes venezolanos por dólar estadounidense, ya que cree que este tipo de cambio representa mejor la economía de la actividad comercial de Schlumberger en Venezuela. Como resultado de ello, Schlumberger registró un cargo por devaluación de 472 millones de USD.
		Reducción de la fuerza laboral:
		En respuesta a los menores precios de los commodities y la anticipación de menores gastos de exploración y producción en 2015, Schlumberger decidió reducir su plantilla total para alinearse mejor a los niveles de actividad anticipados para 2015. Schlumberger registró un cargo de 296 millones de USD asociado con una reducción de plantilla de aproximadamente 9000 puestos de trabajo.
		Ajuste del proyecto de desarrollo SPM:
		Schlumberger determinó que, principalmente como resultado de la reciente disminución de los precios de los commodities, el valor contable de su inversión en un proyecto de desarrollo SPM en Eagle Ford Shale superaba su valor justo. En consecuencia, Schlumberger registró un cargo por ajuste de 199 millones de USD.

Acerca de Schlumberger

Schlumberger es el proveedor mundial líder de soluciones de tecnología, gestión de proyectos integrados e información para clientes del sector de petróleo y gas a nivel mundial. Con aproximadamente 120 000 empleados de más de 140 nacionalidades y operaciones en más de 85 países, Schlumberger ofrece la mayor gama de productos y servicios del sector, desde la exploración hasta la producción.

Schlumberger Limited tiene sus sedes en París, Houston, Londres y La Haya, e informó ingresos por 48 580 millones de USD en 2014. Para obtener más información, visite www.slb.com.

*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.

Notas

Schlumberger realizará una llamada en conferencia para analizar los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes 16 de enero de 2015. La llamada está programada para comenzar a las 7.00 a. m. (hora central de EE. UU.), 8.00 a. m. (hora del Este) - 2.00 p. m. (hora de París). Para acceder a la llamada, que está abierta al público, comuníquese con el operador de la llamada en conferencia al +1 (800) 230-1085 dentro de América del Norte, o al +1 (612) 332-0107 fuera de América del Norte, aproximadamente 10 minutos antes de la hora de inicio programada para la llamada. Pregunte por la “Llamada en Conferencia de Resultados de Schlumberger”. Cuando la llamada en conferencia concluya, una reproducción de audio estará disponible hasta el 16 de febrero de 2015 llamando al +1 (800) 475-6701 dentro de América del Norte, o al +1-320-365-3844 fuera de América del Norte, e indicando el código de acceso 339697.

La llamada en conferencia se transmitirá simultáneamente por Internet en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio solamente. Conéctese 15 minutos antes del horario indicado para probar su navegador y registrarse para la llamada. La reproducción de la transmisión por Internet estará disponible en el mismo sitio web.

Para mayor información, contáctese con

Simon Farrant, vicepresidente de Relaciones con los inversores de Schlumberger Limited
Joy V. Domingo, gerente de Relaciones con los inversores de Schlumberger Limited

Oficina +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

Este comunicado de resultados del cuarto trimestre y del año completo 2014 y la Información complementaria, así como también otras declaraciones que hacemos, contienen “declaraciones a futuro” en el sentido expreso de las leyes federales de títulos valores, que incluyen todas las declaraciones que no sean hechos históricos, como nuestros pronósticos o expectativas sobre el panorama comercial; el crecimiento de Schlumberger en general y en cada uno de sus segmentos (y para productos o áreas geográficas específicas dentro de cada segmento); el crecimiento de producción y demanda de gas natural y petróleo; los precios de gas natural y petróleo; las mejoras en procedimientos operativos y tecnología; los gastos de capital de Schlumberger y la industria del petróleo y el gas; las estrategias comerciales de los clientes de Schlumberger; el éxito de las empresas conjuntas y las alianzas de Schlumberger; las condiciones económicas globales futuras y los resultados futuros de las operaciones. Estas declaraciones están sujetas a riesgos e incertidumbres, que incluyen de manera no taxativa a las condiciones económicas mundiales; los cambios en los gastos en exploración y producción de los clientes de Schlumberger y los cambios en el nivel de exploración y desarrollo de petróleo y gas natural; las condiciones económicas, políticas y comerciales generales en regiones clave del mundo, incluidos a Rusia y Ucrania; la erosión de los precios; los factores climáticos y estacionales; las demoras operativas; las disminuciones de producción; los cambios en las reglamentaciones gubernamentales y los requisitos reguladores, incluidos aquellos relacionados con la exploración de petróleo y gas en alta mar, fuentes radioactivas, explosivos, químicos, servicios de fractura hidráulica e iniciativas relacionadas con el clima; la imposibilidad de la tecnología de satisfacer nuevos desafíos en exploración; y otros riesgos e incertidumbres detallados en nuestro comunicado de resultados del cuarto trimestre de 2014, nuestro Formulario 10-K más reciente y otras presentaciones realizadas ante la Comisión de Bolsa y Valores. Si uno o más de estos u otros riesgos o incertidumbres se materializan (o cambian las consecuencias de dicho desarrollo) o si nuestros supuestos subyacentes resultan ser incorrectos, los resultados reales pueden variar de manera material a los reflejados en nuestras declaraciones a futuro. Schlumberger no asume obligación o intención alguna de actualizar o revisar las declaraciones a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos futuros o en cualquier otro respecto.

El texto original en el idioma fuente de este comunicado es la versión oficial autorizada. Las traducciones solo se suministran como adaptación y deben cotejarse con el texto en el idioma fuente, que es la única versión del texto que tendrá un efecto legal.