Los ingresos del cuarto trimestre de 7700 millones de USD cayeron un 9
% de manera secuencial
Las ganancias por acción (EPS) del cuarto trimestre de 0,65 USD, sin
incluir cargos ni créditos, disminuyeron un 17 % de manera secuencial
Los cargos por deterioro de reestructuración y activos del cuarto
trimestre sumaron un total de 1,46 USD por acción
El flujo de caja disponible de todo el año de 5000 millones de USD
representó el 114 % de las ganancias
Aprobado nuevo programa de recompra de acciones de 10 000 millones de
USD
Aprobado dividendo en efectivo trimestral de 0,50 USD por acción.
Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy de los resultados del cuarto trimestre y de todo el año 2015. Los resultados de todo el año se muestran en el cuadro que figura a continuación.
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Resultados de todo el año |
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(indicado en millones de USD, excepto los montos por acción) | ||||||||||||||
| Doce meses terminados a | Cambio | ||||||||||||||
| 31 de diciembre de 2015 | 31 de diciembre de 2014 | Interanual | |||||||||||||
| Ingresos | $ | 35 475 | $ | 48 580 | -27 | % | |||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 6510 | 10 576 | -38 | % | |||||||||||
| Ingresos por operaciones en curso, excluyendo cargos y créditos* | 4290 | 7282 | -41 | % | |||||||||||
| Ganancias por acción diluidas de operaciones en curso, excluidos cargos y créditos* | $ | 3,37 | $ | 5,57 | -39 | % | |||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 18,4 | % | 21,8 | % | -342 puntos básicos | ||||||||||
| Ingresos de América del Norte | $ | 9811 | $ | 16 151 | -39 | % | |||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos América del Norte | 999 | 3057 | -67 | % | |||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos de América del Norte | 10,2 | % | 18,9 | % | -874 puntos básicos | ||||||||||
| Ingresos internacionales | $ | 25 196 | $ | 32 089 | -21 | % | |||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos internacional | 5955 | 7677 | -22 | % | |||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos internacional | 23,6 | % | 23,9 | % | -29 puntos básicos | ||||||||||
*Los ingresos de operaciones en curso, incluidos cargos y créditos, fueron de 2072 millones de USD en 2015 y de 5643 millones de USD en 2014. Las ganancias por acción diluidas de operaciones en curso, incluidos cargos y créditos, fueron de 1,63 USD en 2015 y de 4,31 USD en 2014. Veáse sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles.
El presidente y director general de Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentó: "Los ingresos de todo el 2015 de 35 500 millones de USD disminuyeron un 27 % con respecto al año anterior coincidiendo con una reducción de gastos de capital ascendente que generó niveles de inversiones de E&P significativamente inferiores. Los ingresos de América del Norte disminuyeron un 39 %, con una disminución en el continente del 45 % y en el agua del 17 %. La disminución de la actividad en el continente fue la más brusca desde 1986, ya que el gasto de capital por parte de los clientes de América del Norte disminuyó por más del 40 %. Con un 68 % menos de torres de perforación en el continente de EE. UU. que en el pico del 2014, con menos de 700 torres de perforación, el exceso masivo de capacidad en el mercado de servicios en el continente no ofrece ningún signo de recuperación de precios en el corto a mediano plazo.
"Los ingresos para todo el año para las Áreas Internacionales disminuyeron un 21 % debido a los recortes de presupuestos de los clientes de más del 20 %, ya que las empresas petroleras nacionales e internacionales reaccionaron ante los precios más bajos de los productos. Este efecto fue exacerbado por las concesiones de precios de la empresa de servicios. Más de un tercio de la disminución de los ingresos fue resultado de la caída de ciertas monedas frente al dólar estadounidense. El rendimiento entre las Áreas fue impulsado por una disminución del 26 % en Europa/CEI y África, principalmente debido a la debilidad del rublo ruso. Las actividades de exploración en el Reino Unido y Noruega disminuyeron a medida que el gasto de los clientes fue disminuyendo. En África subsahariana, se desmovilizaron las torres de perforación en el mar a medida que el trabajo de exploración fue disminuyendo y en el norte de África el trabajo progresó lentamente, en parte porque la actividad en Libia permaneció taciturna ya que las operaciones en la costa se veían limitadas por los problemas de seguridad. Los ingresos de todo el año en el área de América Latina disminuyeron un 22 % debido a una actividad significativamente menor en México, Brasil y Colombia como resultado de recortes de presupuestos sostenidos que generaron reducciones de las torres de perforación. La devaluación del bolívar de Venezuela afectó en los ingresos del GeoMercado de Venezuela y Trinidad y Tobago. Los ingresos de todo el año de Oriente Medio y de Asia disminuyeron un 17 % debido a un importante descenso de la actividad en la región de Asia-Pacífico, particularmente en Australia. Esta disminución pudo compensarse parcialmente, sin embargo, por una sólida actividad en los países del Consejo de Cooperación del Golfo en Oriente Medio, particularmente Arabia Saudita, Kuwait y Omán, aunque el efecto de esto se vio compensado por las concesiones de precios. La actividad en Iraq siguió disminuyendo.
"Los ingresos operativos antes de impuestos de Schlumberger de todo el año disminuyeron un 38 %, con un margen operativo antes de impuestos que se contrajó 342 puntos básicos hasta 18,4 %. El margen de América del Norte disminuyó 874 puntos básicos (bps) hasta 10,2 % con una menor actividad de bombeo a presión y debilidad de precios en el continente. El margen internacional se mantuvo esencialmente sin cambios en el 2014 en un 23,6 %, a pesar de la disminución de ingresos a partir de las bonificaciones de precios y de una modificación cada vez más desfavorable en la mezcla de ingresos desde la exploración en el mar hasta el desarrollo. Mientras los ingresos en América del Norte y en las Áreas Internacionales disminuyeron un 39 % y 21 % respectivamente, los márgenes operativos decrecientes se limitaron a un 32 % en América del Norte y un 25 %, a nivel internacional. Estas cifras son sustancialmente mejores que las que presentamos durante la recesión de 2009.
"La solidez de estos resultados demuestra que la capacidad de recuperación de nuestra carpeta comercial frente a la actividad, el precio y la moneda extranjera desafía el 2015. Nuestro rendimiento se vio impulsado por una excelencia en la ejecución, costos rápidos y proactivos, gestión de recursos y el impacto cada vez mayor de nuestro programa de transformación.
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Resultados del cuarto trimestre |
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| (indicado en millones de USD, excepto los montos por acción) | |||||||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | Cambio | ||||||||||||||||||
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31 de diciembre |
30 de septiembre |
31 de diciembre |
Secuencial | Interanual | |||||||||||||||
| Ingresos | $ | 7744 | $ | 8472 | $ | 12 641 | -9 | % | -39 | % | |||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 1288 | 1521 | 2781 | -15 | % | -54 | % | ||||||||||||
| Ingresos por operaciones en curso, excluyendo cargos y créditos* | 819 | 989 | 1941 | -17 | % | -58 | % | ||||||||||||
| Ganancias por acción diluidas de operaciones en curso, excluidos cargos y créditos* | $ | 0,65 | $ | 0,78 | $ | 1,50 | -17 | % | -57 | % | |||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 16,6 | % | 18,0 | % | 22,0 | % | -132 puntos básicos | -537 puntos básicos | |||||||||||
| Ingresos de América del Norte | $ | 1955 | $ | 2273 | $ | 4324 | -14 | % | -55 | % | |||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos América del Norte | 139 | 202 | 849 | -31 | % | -84 | % | ||||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos de América del Norte | 7,1 | % | 8,9 | % | 19,6 | % | -175 puntos básicos | -1250 puntos básicos | |||||||||||
| Ingresos internacionales | $ | 5714 | $ | 6068 | $ | 8210 | -6 | % | -30 | % | |||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos internacional | 1259 | 1440 | 1990 | -13 | % | -37 | % | ||||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos internacional | 22,0 | % | 23,7 | % | 24,2 | % | -170 puntos básicos | -220 puntos básicos | |||||||||||
*La pérdida de operaciones en curso, incluidos los cargos y créditos, fue de 1016 millones de USD en el cuarto trimestre de 2015 Los ingresos por operaciones en curso, incluidos los cargos y créditos, fue de 302 millones de USD en el cuarto trimestre de 2014. La pérdida por acción de operaciones en curso, incluidos los cargos y créditos, fue de 0,81 USD en el cuarto trimestre de 2015. Las ganancias por acción diluidas de operaciones en curso, incluidos los cargos y créditos, fueron de 0,23 USD en el cuarto trimestre de 2014. No hubo cargos ni créditos registrados durante el tercer trimestre de 2015. Veáse sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles.
"Los ingresos del cuarto trimestre disminuyeron un 9 % de manera secuencial impulsados por una disminución continua de la actividad de las torres de perforación y una constante presión de precios durante todas nuestras operaciones mundiales que también sufrieron alteraciones de actividades, retrasos y cancelaciones de proyectos. Los ingresos de América del Norte disminuyeron un 14 % de manera secuencial debido a que las torres de perforación de los EE. UU. disminuyeron un 15 % y se gastó el presupuesto de E&P de los clientes. Los ingresos internacionales disminuyeron un 6 % debido a la combinación de recortes de presupuestos de los clientes, el inicio de la desaceleración estacional de invierno, la constante presión de precios y las en gran parte apagadas ventas a fin de año de productos, software y licencias sísmicas para múltiples clientes.
"Entre los segmentos comerciales, los ingresos del Grupo de Producción disminuyeron un 10 % en los servicios de bombeo a presión en América del Norte. Los ingresos de Caracterización de Yacimientos y del Grupo de Perforación disminuyeron de manera secuencial un 7 % y un 8 %, respectivamente, con una menor demanda para los productos y servicios relacionados con la exploración en las Áreas Internacionales ya que se gastaron todos los presupuestos de los clientes. Estos efectos se amplificaron por la ausencia casi completa de productos, software y ventas de licencias sísmicas para múltiples clientes a fin de año que habitualmente habían compensado las desaceleraciones estacionales de invierno en años anteriores.
"Los sentimientos negativos sobre el mercado se intensificaron en el cuarto trimestre, con la continua sobreproducción de petróleo y la extensión de la tendencia bajista en los inventarios mundiales. Esto produjo un mayor descenso de los precios del petróleo, que alcanzó su punto más bajo en los últimos 12 años en enero de 2016. El deterioro de las condiciones de mercado agregó presión extra a una creciente crisis financiera en la industria de E&P y llevó a los clientes a realizar más cortes a los niveles de inversiones de E&P que ya eran significativamente bajos. Los presupuestos de los clientes también se agotaron a principios del trimestre, generando abruptas y no programadas cancelaciones de actividades.
"Anticipando una debilidad extendida de las actividades en la primera mitad del 2016, hemos implementado otro ajuste significativo a nuestra base de recursos y costos durante el cuarto trimestre. Esto incluyó otra reducción de la fuerza laboral de 10 000 empleados, así como también una mayor racionalización de nuestros gastos generales, infraestructura y base de activos. Esto nos llevó a reconocer en el cuarto trimestre 530 millones de dólares en cargos de reestructuración antes de impuestos para expandir el programa incentivado de licencia sin goce de sueldo y reducir nuestra fuerza laboral, así como también un cargo por deterioro antes de impuestos de 1600 millones de USD en gran parte no en efectivo para los cargos fijos, registros de inventario, cierres de instalaciones, rescisiones de contratos y otros deterioros de activos.
"A pesar del desafiante panorama comercial, en 2015 hemos generado aproximadamente 5000 millones de USD en flujo de efectivo libre, después de tener en cuenta los gastos de capital de 2400 millones de USD y los 1400 millones de USD de inversiones en flujos de ingresos futuros. Hemos devuelto 4600 millones de USD en efectivo a nuestros accionistas: 2400 millones de USD en pagos de dividendos y 2200 millones de USD en recompra de acciones. También hemos gastado aproximadamente 500 millones de USD en adquisiciones tecnológicas, al mismo tiempo que aumentamos nuestra deuda neta solamente 160 millones de USD. Nuestra capacidad para generar efectivo en este entorno ha sido inigualable en la industria de servicios del campo del petróleo y nos ha dado una capacidad sin igual para invertir en una variedad de importantes oportunidades comerciales.
"A medida que las transacciones pendientes de Cameron progresan, los planes de integración se completan sustancialmente y nosotros estaremos listos para cerrar una vez que se reciban todas las aprobaciones regulatorias. Esperamos que esto ocurra en el primer trimestre de 2016 y ya hemos recibido aprobaciones de reguladores en EE. UU., Canadá, Brasil y Rusia. Además, los accionistas de Cameron votaron para adoptar el acuerdo de fusión y hemos asegurado el financiamiento necesario para nuestras filiales de EE. UU. que realizarán la adquisición. El gran componente de acciones del trato, con un 78 % en acciones y un 22 % en efectivo, nos ha aislado en gran medida de la volatilidad del mercado.
“En este entorno incierto seguimos concentrados en lo que podemos controlar. Durante todo el año hemos realizado varias acciones para modernizar y cambiar el tamaño de nuestra organización a medida que seguimos navegando en la desaceleración. Continuando con la aceleración de beneficios del programa de transformación tanto en nuestras Tecnologías como en Geomercados en 2016, creemos que surgiremos como una empresa más fuerte en relación con nuestros compañeros y competidores de la industria una vez que cambien el precio del petróleo y las condiciones del mercado en nuestra industria.
"Seguimos siendo constructivos en nuestra perspectiva del mercado a medio plazo y seguimos creyendo que se intensificará el equilibrio subyacente de oferta y demanda, impulsado por un crecimiento de la demanda, un debilitamiento de la oferta a medida que el recorte de inversión de E&P tenga efecto y por el tamaño del desafío de reemplazo de la oferta anual".
Otros eventos
Durante el trimestre, Schlumberger recompró 5,4 millones de acciones de su paquete de acciones ordinarias a un precio promedio de 73,86 USD por acción para un precio de compra total de 398 millones de USD.
El 19 de octubre de 2015, Schlumberger y Energy Recovery, Inc. firmaron un contrato de tecnología para 15 años para brindarle a Schlumberger derechos exclusivos sobre el sistema de bombeo hidráulico VorTeq™ de Energy Recovery.
El 9 de noviembre de 2015, Schlumberger e Ikon Science anunciaron un acuerdo para desarrollar aún más la capacidad de interpretación sísmica cuantitativa en la plataforma de software de E&P Petrel*.
El 16 de noviembre de 2015, Schlumberger anunció la adquisición de Fluid Inclusion Technologies, Inc., una empresa de servicios de petróleo y gas con base en EE. UU. que se especializa en análisis de laboratorio de fluidos atrapados en material de rocas y análisis avanzados de los gases de perforación.
El 17 de noviembre de 2015, Schlumberger recibió la aprobación incondicional del Departamento de Justicia de EE. UU. en relación con la fusión propuesta entre una subsidiaria en propiedad absoluta de Schlumberger Limited y Cameron International Corporation (Cameron). En diciembre de 2015 también se recibieron autorizaciones incondicionales de las autoridades antimonopolios de Brasil, Canadá y Rusia. Los accionistas de Cameron aprobaron casi unánimemente el acuerdo de fusión en una asamblea especial el 17 de diciembre de 2015 y el cierre de la fusión propuesta sigue estando sujeta a la autorización de la Comisión Europea y algunas otras jurisdicciones y a la satisfacción o la exención de otras condiciones de cierre habituales.
El 10 de diciembre de 2015, Schlumberger Holdings Corporation, una subsidiaria indirecta de EE. UU. en propiedad absoluta de Schlumberger Limited, emitió cinco tramos de pagarés principales que agregan 6000 millones de USD. Estos pagarés tienen una tasa de interés de promedio ponderado de aproximadamente 3,15 % y los vencimientos oscilan entre el año 2017 y el 2025. Los importes netos se utilizarán para propósitos corporativos en general, incluida la parte financiera de la adquisición pendiente de Cameron.
El 21 de enero de 2016, la Junta Directiva de la Empresa (la Junta) aprobó un dividendo en efectivo trimestral de 0,50 centavos de USD por acción ordinaria, comenzando con el dividendo pagadero el 8 de abril de 2016 a los accionistas registrados a 17 de febrero de 2016. Además, considerando el hecho de que el programa de recompra de acciones actual de 10 000 millones de USD de la empresa que comenzó en el tercer trimestre de 2013 está a punto de completarse, la Junta también aprobó un nuevo programa de recompra de acciones de 10 000 millones de USD.
América del Norte
Los ingresos del cuarto trimestre de América del Norte de 2000 millones de USD disminuyeron un 14 % de forma secuencial, reflejando en gran medida la disminución en un 15 % de las torres de perforación terrestres de EE. UU. a medida que los flujos de efectivo de los clientes disminuyeron y los presupuestos de E&P se agotaron. Los ingresos dentro de la costa cayeron un 18 % debido a una menor actividad y a una constante presión de precios, mientras que los ingresos fuera de la costa disminuyeron un 4 %. La explosión usual de las ventas de licencias sísmicas para múltiples clientes se mantuvo en gran medida apagada en comparación con años anteriores.
El margen operativo antes de impuestos de América del Norte disminuyó 175 puntos básicos (bps) de manera secuencial hasta un 7 % como resultado de una presión de los precios que afectó a todos los productos y servicios. En el mercado de bombeo a presión en particular, unos insostenibles niveles de los precios de la industria llevaron a que se acumulen más equipos de bombeo y que se libere más equipos. Sin embargo, en ciertas cuencas se mantuvo la implementación de la flota de fracturación hidráulica en busca de cuota de mercado y nuevas oportunidades tecnológicas.
A pesar de la disminución secuencial de los ingresos de un 14 %, el margen operativo decreciente fue solo del 20 %. La solidez de este rendimiento se vio sustentada por la diligente gestión de costos y recursos, la eficiente gestión de la cadena de abastecimiento y una fuerte gestión de operaciones.
En el cuarto trimestre, los servicios integrados y las nuevas tecnologías de Schlumberger contribuyeron a aumentar la producción y la eficiencia operativa en América del Norte.
En EE. UU. continental, se han despleglado los servicios de finalización de yacimientos no convencionales de BroadBand* de Servicios de Pozos en un 14 % más de pozos y en 52 % más etapas en comparación con el 2014. La tecnología BroadBand maximiza la cobertura de los pozos y el contacto con el yacimiento para aumentar la producción y la recuperación estimulando y apoyando una fractura abierta desde la punta hasta el pozo. Eagle Ford and Permian Basins reflejó la mayor actividad en 2015 mientras que la actividad total cubrió seis cuencas y 32 operadores.
En el sur de Texas, una combinación de las tecnologías de Schlumberger le permitió a Lonestar Resources Ltd. optimizar la producción en un grupo de pozos horizontales en el campo de Eagle Ford. El software de diseño de estimulación céntrica del yacimiento Mangrove* de los Servicios de Pozos ayudó a mejorar el diseño de fracturación hidráulica utilizando las medidas geológicas de la propiedad adquiridas por los servicios de registro inalámbrico ThruBit*. Como resultado, las tasas de producción de 30 días en los pozos finalizados con un diseño optimizado de fracturación aumentó un 78 % en comparación con los pozos en el mismo campo.
También en EE. UU. continental, el sistema orientable rotativo motorizado PowerDrive Orbit vorteX* de Perforación y Medidas alcanzó un éxito repetido en las cuencas de Midland y Anadarko. En la formación Wolfcamp de la cuenca de Midland, esta tecnología estableció una tasa récord de penetración (ROP) perforando un promedio de 245 pies por hora hasta una profundidad total de más de 7100 pies en 29 horas. En la misma formación, el sistema PowerDrive Orbit vorteX perforó a una ROP promedio de 203 pies por hora hasta una profundidad total de 12 600 pies en un tiempo de ruptura récord de cuatro días. Perforación y Medidas también utilizó la tecnología PowerDrive vorteX por primera vez en Woodford Shale de la cuenca de Anadarko para aumentar la ROP en un 120 % en comparación con el promedio de pozo anterior del área, con una profundidad vertical total de 14 960 pies lateral, y la ejecución más larga de cualquier tamaño de pozo es la de Woodford Shale, provincia del petróleo, del sur y centro de Oklahoma.
En otras zonas de territorio de EE. UU., M-I SWACO desplegó la tecnología de separador de recortes y fluido SCREEN PULSE* para mejorar el rendimiento del proceso de control de sólidos, maximizar la recuperación de fluido de perforación reutilizable de alta calidad y reducir los desechos generados por los cortes de perforación. Mantener el fluido de la perforación en óptimas condiciones aumenta la eficiencia de la perforación y reduce el costo de eliminación y manipulación de desechos, mientras al mismo tiempo se mejora el rendimiento de seguridad en el sitio del pozo. Desde su lanzamiento en mayo de 2015, la tecnología SCREEN PULSE ha demostrado su rendimiento con una reducción de las tasas de desecho de fluidos de hasta un 50 % y una reducción de los niveles de recortes de petróleo de aproximadamente un 35 % en operaciones en las cuencas de Woodford, Eagle Ford, Haynesville y Permian.
En Canadá Atlántica, Schlumberger completó el primer año de un contrato de servicios integrados para Statoil, Inc. en la costa de Terranova. La exploración y tasación de la cuenca Flemish Pass utilizó una combinación de las tecnologías de Schlumberger que mejoró la eficiencia de perforación, aseguró la integridad de los pozos y optimizó la colocación de un pozo en agua a una profundidad de 2829 m. El sistema direccionable rotativo PowerDrive Xceed*, el escariador expandible hidráulicamente Rhino XS* y el elemento de diamantes cónicos Stinger* logró una perforación estable y precisa hasta la profundidad objetivo. El servicio de geología del yacimiento fotorealístico Quanta Geo*, el servicio de espectroscopia de alta definición LithoScanner* y la plataforma de escaneo acústico Sonic Scanner* caracterizaron las formaciones complejas y redujeron el riesgo de la subsuperficie. Utilizada durante un único descenso, esta combinación de tecnologías ahorró tiempo de perforación al cliente y Statoil enumeró varias secciones de pozos entre sus mejores rendimientos de perforación a nivel mundial.
En otro proyecto en el mar en Canadá Atlántica, Wireline utilizó una combinación de tecnologías para Statoil Inc. en la evaluación de formación y la caracterización de yacimientos del pozo de aguas profundas Bay du Nord. La tecnología Wireline incluyó un servicio de inducción de tres ejes Rt Scanner*, un servicio de geología del yacimiento fotorealístico Quanta Geo y una plataforma de escaneo acústico Sonic Scanner para reducir el riesgo de subsuperficie y caracterizar las formaciones complejas. Como resultado de la ejecución inalámbrica eficiente, el cliente ahorró tiempo de perforación.
Áreas internacionales
Los ingresos de las Áreas Internacionales de 5700 millones de USD disminuyeron un 6 % de forma secuencial debido a la combinación de recortes de los presupuestos de los clientes, el inicio de la desaceleración estacional de invierno, una constante presión de los precios, la debilidad de la moneda y las en gran parte apagadas ventas de producto final, software y licencias sísmicas para múltiples clientes.
Los ingresos de Medio Oriente y la región de Asiade 2200 millones de USD disminuyeron un 5 % de manera secuencial, en mayor medida debido a la menor actividad en Australia y en la región de Asia Pacífico como resultado de los recortes presupuestarios y de ejecuciones de proyectos. Los ingresos de los Geomercados de Medio Oriente también fueron inferiores porque la actividad sólida en Kuwait e Iraq se vio más que compensada por las reducciones en el resto de la región debido a los efectos de las concesiones de precios de servicios, cancelaciones de proyectos, inicios demorados de proyectos nuevos e interrupciones de actividades abruptas ya que los presupuestos se agotaron.
Los ingresos de Europa/CEI/África de2100 millones de USD disminuyeron un 9 % de manera secuencial principalmente en Rusia y Asia Central por la debilidad del rublo ruso, el inicio de la desaceleración estacional de invierno en Rusia a medida que los proyectos de verano disminuyeron y la reducción de las actividades en la región del Mar Caspio. La sólida actividad en los Geomercados de Nigeria y el Golfo de Guinea y el norte de África se vio en gran parte compensada por una menor actividad de los GeoMercados en el Reino Unido, África Central y Occidental y Angola a medida que las perforaciones disminuían y los proyectos terminaban.
Los ingresos en el área de América Latina de 1400 millones de USD disminuyeron un 1 % de manera secuencial, principalmente por una actividad significativamente menor en los Geomercados de Colombia y Perú, Brasil y Argentina, Bolivia y Chile debido a los recortes presupuestarios del cliente y a la debilidad de la moneda. Estos efectos se vieron compensados ampliamente por estudios de adquisición sísmica marina y ventas de licencias sísmicas para múltiples clientes en México.
El margen operativo antes de impuestos del Área Internacional del 22 % disminuyó 170 bps de manera secuencial a medida que la presión de los precios en todas las Áreas se vio compensada parcialmente por la modernización de costos y bases de recursos y por la aceleración del programa de transformación. Además, las cancelaciones de proyectos, los inicios demorados de nuevos proyectos y las interrupciones abruptas de la actividad contribuyeron conjuntamente a la reducción secuencial del margen operativo antes de impuestos, particularmente en Oriente Medio y Asia. El margen operativo antes de impuestos de Oriente Medio y Asia disminuyó 448 bps hasta un 22,5 %, Europa/CEI/África cayó 138 bps hasta un 20,8 %, mientras en América Latina aumentó 229 bps hasta un 23 %, principalmente por los fuertes márgenes de las ventas de licencias sísmicas para múltiples clientes en México y América Central.
El margen operativo decreciente secuencial alcanzó un 51 % a medida que las interrupciones operativas abruptas impidieron el ajuste rápido de costos y la presión de precios justificaron más de un tercio de la reducción de ingresos.
En el cuarto trimestre, el programa de transformación aumentó la productividad de la fuerza laboral a través de la combinación de un soporte optimizado y de múltiples tareas y la utilización de activos. Por ejemplo, en el Mar del Norte:
La creación de un Equipo de Soporte Optimizado en enero de 2014 significó que los expertos de campo de Wireline necesitaran en el 2015 unos 2000 días menos en la base en comparación con el año anterior. Los miembros del equipo de campo entonces fueron capaces de concentrarse más en sus actividades principales en el sitio del pozo y reducir la cantidad de tiempo que pasaban en tareas que no eran esenciales en la base. Esto arrojó un ahorro anual de 1 millón de USD mientras contribuía al equilibrio entre la vida laboral y personal de los empleados. Además, Wireline aumentó la utilización de activos un 54 % en comparación con el 2014 consolidando y compartiendo los activos dentro de una región geográfica más amplia. A su vez, la mejora de la utilización de activos llevó a una reducción en los materiales y suministros que superó 800 000 USD.
Se capacitó a un total de 19 ingenieros de las Soluciones de Perforación de M-I-SWACO sobre cómo realizar operaciones clave de campo, lo que incluyó la utilización de sistemas de recogida y contención de recortes CLEANCUT* y unidades de LIMPIEZA DE TANQUE AUTOMÁTICA* que pueden ser operadas por una cantidad menor de personal. Durante los primeros cuatro meses después de la capacitación, los ingenieros con capacidades múltiples tuvieron un desempeño laboral de una alta calidad y seguridad, mientras que se redujo la cantidad de personas a bordo en más de 350 hombres/día.
El personal de Wireline y Slickline se entrenó para operaciones a bordo de Buques de Intervención de Peso Liviano para tres empresas petroleras internacionales. A través de iniciativas de múltiples capacidades se redujeron los riesgos de seguridad debido a que hay menos gente a bordo y los tres clientes se ahorraron un total de 328 días laborales combinados.
El cuarto trimestre también vio una expansión de los servicios integrados en las Áreas Internacionales así como también una cantidad de asignaciones de nuevos contratos.
En Corea del Sur, Gestión de Servicios Integrados (ISM) completó un proyecto de exploración aguas adentro en un solo pozo para Woodside. Se necesitó movilización durante un período de tiempo muy corto e incluyó una logística compleja relacionada con la licencia y la importación de herramientas de registro y suministros para una posible recuperación de tuberías. Coubicado en la base de suministro de Woodside en Busan, el gerente del proyecto de ISM trabajó junto con el equipo de logística de Woodside para importar los materiales y suministros necesarios de 14 países diferentes. Como resultado de la estrecha colaboración entre Schlumberger y Woodside, todo el material, personal y servicios fueron entregados con éxito a tiempo y el proyecto fue ejecutado exitosamente de acuerdo al plan de perforación.
Lejos de la costa en Noruega, los Servicios de Perforación Integrados (IDS) brindaron un rendimiento superior de perforación y finalización para Det Norske Oljeselskap ASA en el Proyecto Ivar Aasen. La tecnología de elementos de diamantes cónicos StingBlade* de Schlumberger contribuyó a una mejor tasa de penetración mientras que el servicio de mapeo mientras se perfora del yacimiento GeoSphere* de Perforación y Mediciones se utilizó para direccionar de forma geológica tres secciones de pozos horizontales de hasta 2000 m de largo. La tecnología GeoSphere permitió la delineación en tiempo real de capas en el yacimiento a distancias en exceso de 30 m y, a la vez, orientar los laterales para alcanzar el máximo contacto. Como resultado de la colaboración estrecha entre los equipos de Det Norske y Schlumberger, la perforación y finalización de los tres pozos se clasifica entre los 10 mejores rendimientos en los últimos ocho años en Noruega continental.
En 2015, los Servicios de Producción Integrados (IPS) respaldaron tres programas de abandono de múltiples pozos para una empresa internacional de petróleo y gas brindando un rango de gestión de proyectos, ingeniería de enchufes y abandono y servicios de pozos. Los proyectos estuvieron tanto en tierra como en el mar en Europa y en Asia. Los servicios de Taladros y Herramientas de Perforación, Wireline, Servicios de Pozos, M-I SWACO e Intervención de Pozos se integraron utilizando una ingeniería de IPS y procesos de gestión de proyectos para ayudar a reducir los costos del proyecto, aumentar la eficiencia y asegurar el cumplimiento con los requisitos regulatorios y del cliente.
En Noruega, OMV (Norge) AS otorgó a Schlumberger un contrato de servicios integrados para tres años con dos extensiones de un año para el suministro de servicios de exploración y perforación en la plataforma continental noruega. Esto incluyó fluidos de perforación y servicios de manejo de desechos, cementado, perforación direccional, medición cuando se perfora, registro mientras se perfora, registro de lodo, registro inalámbrico, prueba de pozos y gestión de proyectos. El contrato suministrará prueba de concepto para la perforación y el direccionamiento geológico en un yacimiento muy poco profundo para alcanzar una alta productividad de pozos horizontales.
La Autoridad de Petróleo y Gas del Reino Unido le ha otorgado a Schlumberger dos proyectos en la plataforma continental del Reino Unido en el Mar del Norte (UKCS) y le ofrecerá los productos finales del proyecto sin cargo a las empresas petroleras con un interés en UKCS. Esto forma parte del objetivo del gobierno del Reino Unido para revitalizar el interés en la exploración en UKCS, particularmente en áreas como pobre exploración. WesternGeco realizará dos estudios sísmicos marinos 2D en Rockall del Reino Unido y en Mid North Sea High y brindará servicios de procesamiento de datos, modelado de sistemas de petróleo y datos de múltiples clientes. Las Soluciones Integradas del Software (SIS) suministrará las licencias para plataformas de software clave, incluido el software de E&P Petrel*, el entorno de conocimiento de E&P Studio*, el riesgo de exploración GeoX* y el software de evaluación de recursos y el software de modelado de los sistemas de petróleo PetroMod*.
En México, Statoil Gulf de Mexico LLC Exploration firmó un contrato para conceder licencia de una gran parte del proyecto de azimut amplio (WAZ) de múltiples clientes WesternGeco Campeche. Este proyecto de tres años es el primer estudio de banda ancha de múltiples clientes WAZ en aguas mejicanas del Golfo de México y sigue la apertura gubernamental de rondas de licencias a empresas estatales por primera vez. La licencia Statoil también incluye la colaboración con WesternGeco en la fase del procesamiento sísmico.
En Kuwait, la Empresa Petrolera de Kuwait le otorgó a Schlumberger un contrato por 22 millones de USD para suministrar e instalar soportes para tuberías colgantes de alta presión y alta temperatura para pozos profundos de gas en el proyecto de desarrollo de Jurassic Gas. Este desarrollo técnicamente desafiante requiere de equipos altamente confiables y especializados para operar en pozos complejos de hasta 20 000 pies de profundidad.
Statoil, Inc. le otorgó a Schlumberger un contrato de cuatro años con dos extensiones de un año para la limpieza de tanques y servicios de manejo de desechos para todos sus buques de suministro. El contrato estimado en 100 millones de USD incluye el suministro del sistema de LIMPIEZA DE TANQUES AUTOMÁTICA (ATC) LITE*. Este sistema montado en un remolque recicla el agua de lavado y los fluidos de desechos y brinda una alternativa fácilmente operativa para la limpieza convencional. Totalmente automatizado, el sistema ATC LITE reduce la exposición del personal a riesgos medioambientales, de salud y seguridad.
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Grupo de Caracterización de Yacimientos |
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| (indicado en millones de USD, a excepción de los porcentajes de márgenes) | ||||||||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | Cambio | |||||||||||||||||||
| 31 de diciembre | 30 de septiembre | 31 de diciembre | Secuencial | Interanual | ||||||||||||||||
| de 2015 | de 2015 | de 2014 | ||||||||||||||||||
| Ingresos | $ | 2154 | $ | 2321 | $ | 3265 | -7 | % | -34 | % | ||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 520 | 614 | 984 | -15 | % | -47 | % | |||||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 24,2 | % | 26,4 | % | 30,1 | % | -230 puntos básicos | -600 puntos básicos | ||||||||||||
| Margen operativo decreciente | 56 | % | 42 | % | ||||||||||||||||
Los ingresos del Grupo de Caracterización de Yacimientos de 2200 millones de USD disminuyeron un 7 % de manera secuencial, principalmente debido a los recortes sostenidos en el gasto de exploración, el inicio de la desaceleración estacional de invierno, la debilidad de la moneda y las interrupciones operativas a partir de presupuestos de clientes agotados que impactaron sobre las actividades Wireline, particularmente en Europa/CEI y África y Medio Oriente y Asia. Esta disminución fue compensada parcialmente por estudios sísmicas marinas y por las ventas de licencias sísmicas para múltiples clientes en México. Las ventas de software y producto de fin de año estuvieron generalmente apagadas en comparación con años anteriores.
El margen operativo antes de impuestos de 24,2 % disminuyó 230 puntos básicos de forma secuencial ya que la contribución de las ventas sísmicas para múltiples clientes de alto margen se vio contrarrestrada por una disminución en los servicios Wireline de alto margen. El margen operativo decreciente fue mayor que en el trimestre anterior en 56 % ya que las actividades se vieron afectadas por interrupciones operativas abruptas que ofrecieron perspectivas limitadas para ajustes de costos inmediatos.
Durante el trimestre, diversas tecnologías de Caracterización de Yacimientos ayudaron a caracterizar complejos yacimientos, optimizar la producción de pozos y la recuperación del yacimiento y mejorar la eficiencia operativa.
En Iraq, Wireline introdujo servicios de registro de producción de recuperación digital LIVE PL* para la Organización Operativa de Rumaila en el campo de Rumaila. La tecnología LIVE PL ofreció registros de producción en tiempo real sobre los pozos donde el registro de memoria era antes la única opción. El tiempo de cierre planificado para la operación fue de 400 horas, pero solo se necesitaron 100 horas. Como resultado, el cliente reanudó la producción 12 días antes de lo planificado evitando así 18 000 bbl en producción diferida.
En la costa de India, Wireline introdujo una tecnología postperforación P3* para limpiar las perforaciones en un pozo para ONGC Ltd. India en el campo B-193. En condiciones de gas muy ácido, P3 creó un desequilibrio altamente dinámico después de dos ejecuciones en un yacimiento de baja presión con fluidos de pozos equiulibrados. La tecnología P3 utilizó el sistema de perforación limpio PURE* para eliminar los restos de la perforación y el daño a la zona machacada. Como resultado, el cliente alcanzó un aumento de 330 % en la producción de petróleo y un aumento de 250 % en la presión del cabezal de la tubería.
En el sector del Reino Unido del Mar del Norte, Wireline usó una combinación de tecnologías para TAQA para perforar un pozo extremadamente largo en el campo Pelican. El monocable inalámbrico encapsulado en polímero StreamLINE*, que tiene un coeficiente de fricción que es una mitad de la línea trenzada del estándar equivalente para reducir la tensión del cable, facilitó la utilización de la cuerda de perforación de 293 pies y 3912 lbm y gracias a su recubrimiento de polímeros, redujo el riesgo de dañar el revestimiento anticorrosivo. Además, las cargas huecas penetrantes extraprofundas PowerJet Nova* aumentó la penetración en la formación de rocas sometidas bajo presión para una máxima inyección de agua. Como resultado, el cliente alcanzó ahorros relacionados con el tiempo de las perforaciones completando el pozo en dos ejecuciones en lugar de siete.
En el Mar del Norte de Noruega, Wireline utilizó una tecnología de sensores de vibración distribuidos (hDVS) para Statoil en varios pozos en el campo Kvitebjørn. La tecnología hDVS permitió que se registraran estudios de perfiles sísmicos verticales utilizando fibras ópticas ya instaladas en el pozo, ahorrando así tiempo en la perforación. Estos estudios se adquirieron mientras se utilizaba una tecnología de imágenes sísmicas versátiles VSI* que suministró información precisa de calibración e imágenes del costado del pozo para mejorar la comprensión sísmica de la exploración actual del campo. Las operaciones combinadas de VSI y hDVS se completaron en 20 horas en comparación con cuatro días cuando se realizan mediante los métodos convencionales de imagen sísmica vertical. Como resultado, el cliente obtuvo información adicional sobre calibración sísmica y se pudo ahorrar 1,5 millones de USD, equivalente a tres días de tiempo de perforación.
En Venezuela, el área de Finalizaciones y Prueba introdujo implosiones controladas postperforación P3 PURE para limpiar las perforaciones para PDVSA en un pozo en El Furrial, campo al este de Venezuela. Los intentos previos por parte de la compañía de establecer una mejor comunicación con el yacimiento no fueron exitosos. La tecnología P3, utilizando una tubería enrollada, permitió una estimulación química profunda y eficiencia de los intervalos seleccionados del yacimiento. Luego del tratamiento, el cliente se benefició de los aumentos de presión del cabezal de los pozos de hasta 1500 psi.
En Argelia, Wireline introdujo una tecnología de sonda radial 3D Saturn* para que Sonatrach tomara una muestra de los yacimientos de baja permeabilidad con una sobrepresión alta. La tecnología Saturn extiende la prueba de formación hasta los fluidos y los entornos del yacimiento que antes eran inaccesibles con evaluadores de formación convencional. Por primera vez, el cliente pudo superar las limitaciones de presión diferencial imponiendo un diferencial de 7500 psi en la herramienta y un fluido de muestra en movilidades tan bajas como 0,02 mD/Cp. Como resultado, se identificaron las secciones utilizadas del yacimiento, y se mejoró la comprensión de la subsuperficie de Sonatrach.
Fuera de la costa de Brasil, el Grupo de Caracterización de Yacimientos ayudó a Petrobras a completar el primer trabajo de registro inalámbrico de evaluación mundial de formación en aguas profundas pre-sal con servicios de perforación con presión manejada (MPD). El equipo de control de presión de cabezales de pozos de Schlumberger integró por primera vez el sistema de MPD, permitiendo de forma exitosa dos ejecuciones de registro a pozo abierto con 150 psi de presión controlada en el cabezal del pozo. Esta tecnología fue importante para reducir los riesgos de seguridad durante la evaluación de formación. Como resultado, el cliente ahora cuenta con información vital para caracterizar el yacimiento y reducir el riesgo de desarrollo del campo.
En Abu Dhabi, SIS completó exitosamente la utilización del proyecto de Soluciones de Información de Exploración y Producción (EXPRIS) para la empresa nacional de petróleo de Abu Dhabi y sus empresas operativas. Otorgado a SIS en el 2012, el contrato incluye la utilización de más de 1000 usuarios, brindándoles un acceso efectivo e intuitivo a una variedad de datos geofísicos, geológicos, de perforación, finalización de pozos, análisis de muestras de fluidos, prueba de pozos y del campo de producción. EXPRIS se crea en base a los sistemas de gestión y entrega de datos de E&P ProSource* y le permite a los usuarios aplicar los datos en otras aplicaciones técnicas, mejorando así la productividad del usuario así como también la integración de los equipos.
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Grupo de Perforación |
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| (indicado en millones de USD, a excepción de los porcentajes de márgenes) | ||||||||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | Cambio | |||||||||||||||||||
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31 de diciembre |
30 de septiembre |
31 de diciembre |
Secuencial | Interanual | ||||||||||||||||
| Ingresos | $ | 2953 | $ | 3219 | $ | 4576 | -8 | % | -35 | % | ||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 494 | 594 | 947 | -17 | % | -48 | % | |||||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 16,7 | % | 18,4 | % | 20,7 | % | -173 puntos básicos | -398 puntos básicos | ||||||||||||
| Margen operativo decreciente | 38 | % | 28 | % | ||||||||||||||||
Los ingresos del Grupo de Perforación de 3000 millones de USD disminuyó un 8 % de manera secuencial, principalmente a partir de un descenso en la actividad de perforación, con la constante presión de precios, el inicio de la desaceleración estacional de invierno, la debilidad de la moneda y las interrupciones operativas por agotamiento de los presupuestos de clientes que produjeron un impacto sobre la Perforación y las Medidas y los ingresos de M-I SWACO, principalmente en Europa/CEI y África y las áreas del Medio Oriente y Asia.
El margen operativo antes de impuestos del 16,7 % se contrajo 173 puntos básicos de manera secuencial a medida que los ingresos disminuían por la debilidad de los precios e interrupciones operativas abruptas que generaron un margen operativo decreciente del 38 %.
Las nuevas tecnologías del Grupo de Perforación ofrecieron un mejor desempeño al mejorar la eficiencia, optimizar la colocación de pozos y garantizar la integridad del pozo en una gran cantidad de regiones durante el trimestre.
En México, el área de Perforación y Medidas introdujo un servicio de mapeo del yacimiento mientras se perfora, GeoSphere, para PEMEX en un pozo horizontal en un yacimiento petrolero en el mar, Tabasco, que es conocido por su complejidad geológica y peligro de perforación. Las campañas anteriores, que utilizaban métodos de perforación convencionales solían encontrarse con peligros debajo de la superficie como la caída de esquistos, lo cual hacía muy difícil la colocación exacta de los pozos. Utilizado por primera vez en este campo y para PEMEX en México, la tecnología GeoSphere redujo la incertidumbre geológica haciendo un mapa de las capas de arena objetivo junto con todo el área de yacimientos, lo que permitió una dirección óptima del pozo dentro del yacimiento. La información que suministró la tecnología GeoSphere también permitió una evaluación precisa de la estructura y espesor de la litología, que ayudó a actualizar el modelo geológico y optimizar el diseño y la planificación de pozos posteriores en el área.
En el área marítima de Noruega, el área de Perforaciones y Mediciones utilizó el sistema orientable rotativo PowerDrive X6* para Statoil, Inc. para perforar un pozo en el campo de Valemon. La tecnología de PowerDrive X6 reduce la torsión de perforación para mejorar el rendimiento y la confiabilidad. Además, la plataforma de diseño integrada de pozos IDEAS* suministró una simulación de cuatro dimensiones de la interfaz de corte, que permitió que la tecnología de pedazos de elementos de diamantes cónicos StingBlade se combine con el sistema PowerDrive X6 para mejorar el metraje perforado y la tasa de penetración (ROP). El ROP no solo excedió las expectativas del cliente, sino que también estableció un registro de perforación de 24 horas de 52,69 m/h.
En el sector noruego del Mar del Norte, el área de Taladros y Herramientas de Perforación utilizó un taladro turbo con tubería Neyrfor TTT* para BP para reestablecer la producción de petróleo en un pozo en el campo Ula. La tecnología Neyrfor TTT eliminó la entrada de más de 60 m3 de fluido de perforación basado en petróleo del pozo y estableció las condiciones en desequilibrio con una alta proporción de nitrógeno. Además, la inserción de CIRP* y la eliminación del equipo bajo presión perforó una sección de 900 m del pozo de manera tal que las pistolas de perforación fueron eliminadas sin matar al pozo. El cliente alcanzó un aumento en la producción de petróleo, que fue tres veces mayor de lo que se esperaba originalmente.
En Rumania, Lukoil Overseas utilizó un sistema de Perforación Sísmica Guiado* (SGD) de Schlumberger con una integración de la perforación de la superficie sísmica y mediciones del pozo, en combinación con servicios de monitoreo de ventana de la altura del barro en tiempo real de Geoservices, en la perforación exitosa de dos pozos en el Mar Negro. En el primer pozo, el servicio SGD predijo una rampa de presión de poros y posteriores presiones benignas, al mismo tiempo que corrigió la posición objetivo del yacimiento por más de 40 m, permitiéndole al cliente taladrar hasta la profundidad total (TD) según el plan de perforación. En el segundo pozo, los cálculos de la presión de SGD ayudaron a determinar la altura de barro óptima, mejorando las posiciones objetivo hasta los 60 m y permitiéndole al cliente alcanzar la profundidad total en el yacimiento considerablemente antes de lo previsto.
En Rusia, M-I SWACO utilizó fluidos SCREEN PULSE y una tecnología de separación de cortes para Investgeoservis CJSC. La tecnología SCREEN PULSE es una instalación modernizada que recoge el fluido residual de la perforación de los cortes en los separadores de lodo y devuelve el fluido al sistema de circulación. Esta tecnología se utilizó en dos proyectos independientes y le permitió al cliente reducir los volúmenes de desechos de perforación en un 26 %, lo que ayudó a reducir los costos para la dilución, tratamiento, transporte y eliminación.
En Kazajistán, el área de Perforaciones y Mediciones introdujo el servicio de perforación al mismo tiempo que formación de presión StethoScope* en dos pozos horizontales perforados para Karachaganak Petroleum Operating B.V. Esta tecnología aseguró las mediciones de presión en tiempo real para generar perfiles que se combinaron con otros registros para modelar la presión dinámica del yacimiento, que es vital para optimizar la recuperación. El cliente se benefició de unos ahorros estimados de 700 000 USD debido a una reducción en el tiempo de la torre de perforación y, al mismo tiempo, de una mitigación del riesgo operativo.
En Iraq, Schlumberger utilizó una tecnología de elementos de diamantes cónicos StingBlade para BP para superar la necesidad de múltiples ejecuciones de perforaciones en los pozos del campo de Rumaila. La tecnología StingBlade ayudó a mejorar el metro cuadrado perforado y el ROP debido a una resistencia superior de desgaste. Como resultado, el cliente perforó una sección de pozo entero de una sola ejecución con una mejora del 63,5 % en ROP en comparación con el ROP promedio de los pozos en el agua, haciéndole ahorrar al cliente más de tres días del tiempo de la torre.
En China, Perforaciones y Mediciones utilizó una combinación de evaluación de formación, la colocación del pozo y las tecnologías de optimización de perforación para Newfield Exploration Limited para perforar nueve pozos en la campaña de desarrollo del campo LF7-2. Las tecnologías de registro al mismo tiempo de perforación multifunción EcoScope†*, el mapeo de límites de camas PeriScope* y el sistema orientable rotativo PowerDrive Orbit* se utilizaron para dirigir de manera óptima las perforaciones horizontales al costado de la parte superior del yacimiento en únicas ejecuciones, eliminando la necesidad de desvíos. El rendimiento de perforación de la campaña también mejoró el ROP general, lo que le permitió al cliente ahorrar 11 días del tiempo de perforación, lo que representa un ahorro de tiempo del 10 % en comparación con el plan de perforación inicial.
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Grupo de Producción |
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| (indicado en millones de USD, a excepción de los porcentajes de márgenes) | |||||||||||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | Cambio | ||||||||||||||||||||||
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31 de diciembre |
30 de septiembre |
31 de diciembre |
Secuencial | Interanual | |||||||||||||||||||
| Ingresos | $ | 2671 | $ | 2974 | $ | 4863 | -10 | % | -45 | % | |||||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 303 | 330 | 898 | -8 | % | -66 | % | ||||||||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 11,3 | % | 11,1 | % | 18,5 | % | 24 puntos básicos | -713 puntos básicos | |||||||||||||||
| Margen operativo decreciente | 9 | % | 27 | % | |||||||||||||||||||
Los ingresos del Grupo de Producción de 2700 millones de USD disminuyeron un 10 % de manera secuencial con un 80 % de la disminución atribuible a otra disminución en la actividad del terreno de América del Norte ya que el agotamiento de los presupuestos de clientes llevaron a una mayor disminución de las plataformas de perforación y a una mayor presión de precios. El precio de mercado para los servicios de bombeo a presión cayó a niveles aún más insostenibles.
El margen operativo antes de impuestos del 11,3 % aumentó 24 puntos básicos de manera secuencial a pesar de una menor actividad y de una mayor debilidad de precios en los servicios de bombeo a presión. El margen operativo decreciente secuencial aumentó un 9 % ya que la disminución en el margen de bombeo a presión fue largamente compensado por la combinación de contribuciones de márgenes de crecimiento de los proyectos de Gestión de Producción de Schlumberger en América Latina y ganancias netas más altas de la empresa conjunta OneSubsea.
Las nuevas tecnologías del Grupo de Producción ayudaron a los clientes a cumplir sus complejidades técnicas durante el trimestre al acelerar la producción, mejorar la recuperación y aumentar la eficiencia operativa.
En el sureste de Kuwait, los Servicios de Pozos realizaron un tratamiento de división a gran escala utilizando la tecnología de canal de flujo HiWAY* para la Empresa Petrolera de Kuwait en un pozo en una reserva arenisca en el campo del Gran Burgán. La tecnología HiWAY ayudó a superar los desafíos de ubicación y de recuperación de agentes de sostén que se encuentran comúnmente con métodos convencionales de división hidráulica. Luego del tratamiento de división, la producción de petróleo del pozo alcanzó un flujo continuo natural de 3000 bbl/d.
En Túnez, Intervención de Pozos realizó tratamientos de estimulación en dos pozos para Serept en el Campo de Ashtart. El yacimiento de alta temperatura requirió la selección precisa de fluidos mientras que el flujo de líquidos centralizados de alta energía del servicio a chorro de alta presión con una Pistola a Chorro* permitió la colocación adecuada del fluido de estimulación adentro del matriz de la reserva. Como resultado, la producción posterior al tratamiento excedió las expectativas del cliente con un aumento cuatro veces mayor en un pozo y una doble producción en el segundo.
En Ecuador, Servicios de Pozos implementó el servicio de división DualSTIM* como parte de una estrategia de finalización para Petroamazonas para tratar la producción en declive en el campo Parahuacu. La tecnología DualSTIM utilizó fluidos basados en agua para estimular este yacimiento altamente agotado que tiene una permeabilidad moderada y un contenido de barro sensible a las altas concentraciones de agua. Desde el inicio de la campaña de múltiples pozos en 2014, la tecnología DualSTIM combinada con una fracturación hidráulica generó petróleo acumulativo gradual de más de 400 000 bbl.
También en Ecuador, Servicios de Pozos utilizó servicios integrados de aislamiento zonal Invizion* para el Consorcio de Shushufindi en un pozo en el campo Aguarico. La tecnología Invizion monitoreó y evaluó las operaciones de cimentación en tiempo real, que facilitó la interpretación de resultados. Además, la tecnología permitió la integración de los datos de pozos para identificar los problemas de aislamiento zonal así como también una evaluación del posible impacto a corto y largo plazo.
En otro lugar de Ecuador, Intervención de Pozos utilizó una tecnología simplificada de estimulación de areniscas OneSTEP* para Orion Energy para eliminar el daño y vencer el problema del traspaso de fluidos en un pozo sin comprometer la integridad de la bomba eléctrica sumergible, que hicieron que los tratamientos de estimulación convencionales sean inviables. La tecnología OneSTEP utiliza solamente una solución de fluidos para eliminar el daño de los pozos para lograr una estimulación más uniforme de yacimientos de areniscas con un menor riesgo de desintegrar la roca. El cliente duplicó la producción al mismo tiempo que mantenía el sedimento básico y el agua a 0,1 %.
En la costa de Gabón, Finalizaciones de Schlumberger utilizó una solución integrada para VAALCO Energy para completar tres pozos horizontales en el desarrollo del campo Etame. La solución incluyó fluidos de perforación del yacimiento, tecnologías de finalización y de levantamiento artificial para la finalización de compactación de grava de una perforación abierta. En particular, el sistema integrado de relleno de agua AquaPac* utilizó salmuera para llevar y colocar la grava alrededor de pantallas instaladas previamente y evitar la producción de arena. La tecnología FloPro NT* se utilizó para transportar altos volúmenes de recortes del área del yacimiento. A nivel operativo, los pozos estaban rellenos con grava y la productividad del pozo cumplía con las expectativas del cliente.
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Cuadros financieros |
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| Estado resumido de ingresos consolidados | ||||||||||||||||
| (indicado en millones de USD, excepto los montos por acción) | ||||||||||||||||
| Cuarto trimestre | Doce meses | |||||||||||||||
| Períodos finalizados el 31 de diciembre | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 | ||||||||||||
| Ingresos | $ | 7744 | $ | 12 641 | $ | 35 475 | $ | 48 580 | ||||||||
| Intereses y otros ingresos | 81 | 71 | 236 | 291 | ||||||||||||
| Gastos | ||||||||||||||||
| Costo de los ingresos | 6292 | 9691 | 28 321 | 37 398 | ||||||||||||
| Investigación e ingeniería | 276 | 324 | 1094 | 1217 | ||||||||||||
| Generales y administrativos | 132 | 122 | 494 | 475 | ||||||||||||
| Ajustes de valor y otros(1) | 2136 | 1773 | 2575 | 1773 | ||||||||||||
| Interés | 91 | 87 | 346 | 369 | ||||||||||||
| Ingresos (pérdidas) antes de impuestos | $ | (1102 | ) | $ | 715 | $ | 2881 | $ | 7639 | |||||||
| Impuesto sobre la renta (pérdidas)(1) | (113 | ) | 398 | 746 | 1928 | |||||||||||
| Ingresos (pérdida) de operaciones en curso | (989 | ) | 317 | 2135 | 5711 | |||||||||||
| Pérdida de operaciones discontinuadas | - | - | - | (205 | ) | |||||||||||
| Ingresos netos (pérdidas) | (989 | ) | 317 | 2135 | 5506 | |||||||||||
| Resultado neto atribuible a participaciones no controladas | 27 | 15 | 63 | 68 | ||||||||||||
| Ingreso neto (pérdidas) atribuible a Schlumberger | $ | (1016 | ) | $ | 302 | $ | 2072 | $ | 5438 | |||||||
| Montos de Schlumberger atribuibles a: | ||||||||||||||||
| Ingresos (pérdidas) de operaciones en curso(1) | $ | (1016 | ) | $ | 302 | $ | 2072 | $ | 5643 | |||||||
| Pérdida de operaciones discontinuadas | - | - | - | (205 | ) | |||||||||||
| Ingresos netos (pérdidas) | $ | (1016 | ) | $ | 302 | $ | 2072 | $ | 5438 | |||||||
| Ganancias diluidas por acción de Schlumberger | ||||||||||||||||
| Ingresos (pérdidas) de operaciones en curso(1) | $ | (0,81 | ) | $ | 0,23 | $ | 1,63 | $ | 4,31 | |||||||
| Pérdida de operaciones discontinuadas | - | - | - | (0,16 | ) | |||||||||||
| Ingresos netos (pérdidas) | $ | (0,81 | ) | $ | 0,23 | $ | 1,63 | $ | 4,16 | |||||||
| Depreciaciones y amortizaciones incluidas en los gastos(2) | $ | 963 | $ | 1065 | $ | 4078 | $ | 4094 | ||||||||
| (1) | Ver sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles. | |
| (2) | Incluye depreciación de propiedad, planta y equipos y amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos multicliente e inversiones de Schlumberger Production Management (SPM). | |
| Consulte la "Información Complementaria" para obtener detalles sobre las acciones en circulación. |
| Balance consolidado resumido | |||||||||
| (indicado en millones de USD) | |||||||||
| 31 de diciembre de | 31 de diciembre de | ||||||||
| Activos | 2015 | 2014 | |||||||
| Activos corrientes | |||||||||
| Efectivo e inversiones a corto plazo | $ | 13 034 | $ | 7501 | |||||
| Cuentas por cobrar | 8780 | 11 171 | |||||||
| Otros activos corrientes | 5098 | 6022 | |||||||
| 26 912 | 24 694 | ||||||||
| Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento | 418 | 442 | |||||||
| Activos fijos | 13 415 | 15 396 | |||||||
| Datos sísmicos multicliente | 1026 | 793 | |||||||
| Fondo de comercio | 15 605 | 15 487 | |||||||
| Activos intangibles | 4569 | 4654 | |||||||
| Otros activos | 6060 | 5438 | |||||||
| $ | 68 005 | $ | 66 904 | ||||||
| Pasivos y capital | |||||||||
| Pasivos corrientes | |||||||||
| Cuentas por pagar y pasivos acumulados | $ | 7727 | $ | 9246 | |||||
| Pasivo estimado del impuesto a las ganancias | 1203 | 1647 | |||||||
| Préstamos a corto plazo y porción corriente | |||||||||
| de la deuda a largo plazo | 4557 | 2765 | |||||||
| Dividendos a pagar | 634 | 518 | |||||||
| 14 121 | 14 176 | ||||||||
| Deuda a largo plazo | 14 442 | 10 565 | |||||||
| Beneficios posteriores a la jubilación | 1434 | 1501 | |||||||
| Impuestos diferidos | 1075 | 1296 | |||||||
| Otros pasivos | 1028 | 1317 | |||||||
| 32 100 | 28 855 | ||||||||
| Capital | 35 905 | 38 049 | |||||||
| $ | 68 005 | $ | 66 904 | ||||||
Deuda neta
"Deuda neta" representa la deuda bruta menos el efectivo, las inversiones a corto plazo y las inversiones de renta fija 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 cancelar la deuda.
Los detalles de los cambios en la Deuda neta figuran a continuación:
| (indicado en millones de USD) | |||||||||||||||
| Doce | Cuarto | Doce | |||||||||||||
| Meses | Trimestre | Meses | |||||||||||||
| Períodos finalizados el 31 de diciembre | 2015 | 2015 | 2014 | ||||||||||||
| Ingresos (pérdidas) de operaciones en curso antes de participaciones no dominantes | $ | 2135 | $ | (989 | ) | $ | 5711 | ||||||||
| Ajustes de valor y otros cargos, descontando impuestos | 2218 | 1835 | 1639 | ||||||||||||
| Ingresos de operaciones en curso antes de participaciones | |||||||||||||||
| no dominantes, sin incluir cargos y créditos | 4353 | 846 | 7350 | ||||||||||||
| Depreciaciones y amortizaciones(1) | 4078 | 963 | 4094 | ||||||||||||
| Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | 438 | 112 | 355 | ||||||||||||
| Gastos de compensación basados en acciones | 326 | 76 | 329 | ||||||||||||
| Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | (346 | ) | (54 | ) | (390 | ) | |||||||||
| (Aumento) disminución del capital de trabajo (2) | (478 | ) | 31 | (36 | ) | ||||||||||
| Otros | 434 | 204 | (507 | ) | |||||||||||
| Flujo de caja de las operaciones | 8805 | 2178 | 11 195 | ||||||||||||
| Gastos de capital | (2410 | ) | (627 | ) | (3976 | ) | |||||||||
| Inversiones de SPM | (953 | ) | (603 | ) | (740 | ) | |||||||||
| Costos de datos sísmicos multicliente capitalizados | (486 | ) | (150 | ) | (321 | ) | |||||||||
| Flujo de caja libre(3) | 4956 | 798 | 6158 | ||||||||||||
| Programa de recompra de acciones | (2182 | ) | (398 | ) | (4678 | ) | |||||||||
| Dividendos pagados | (2419 | ) | (633 | ) | (1968 | ) | |||||||||
| Beneficios de los planes de acciones de empleados | 448 | 25 | 825 | ||||||||||||
| 803 | (208 | ) | 337 | ||||||||||||
| Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo adquirido más deuda asumida | (478 | ) | (154 | ) | (1501 | ) | |||||||||
| Operaciones discontinuadas: acuerdo con el Departamento de Justicia de EE. UU. | (233 | ) | - | - | |||||||||||
| Otros | (252 | ) | 19 | 220 | |||||||||||
| Aumento de deuda neta | (160 | ) | (343 | ) | (944 | ) | |||||||||
| Deuda neta, comienzo del período | (5387 | ) | (5204 | ) | (4443 | ) | |||||||||
| Deuda neta | $ | (5547 | ) | $ | (5547 | ) | $ | (5387 | ) | ||||||
| Componentes de la Deuda neta |
31 de diciembre |
30 de septiembre |
31 de diciembre |
||||||||||||
| Efectivo e inversiones a corto plazo | $ | 13 034 | $ | 6605 | $ | 7501 | |||||||||
| Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento | 418 | 439 | 442 | ||||||||||||
| Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo | (4557 | ) | (4761 | ) | (2765 | ) | |||||||||
| Deuda a largo plazo | (14 442 | ) | (7487 | ) | (10 565 | ) | |||||||||
| $ | (5547 | ) | $ | (5204 | ) | $ | (5387 | ) | |||||||
| (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) | Incluye pagos indemnizatorios de aproximadamente 810 millones de USD durante los doce meses finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 205 millones de USD durante el cuarto trimestre de 2015. | ||
| (3) | "Flujo de caja libre" representa el flujo de caja de las operaciones menos gastos de capital, inversiones de SPM y costos de datos sísmicos capitalizados para múltiples clientes. La gerencia cree que esta es una medida importante porque representa fondos disponibles para reducir la deuda y buscar oportunidades que mejoren el valor del accionista, como la realización de adquisiciones, y la 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 del 2015 y del año completo también incluye medidas financieras que no son GAAP (según la definición del reglamento G de la SEC). A continuación se muestra una conciliación de estas medidas que no son GAAP con las medidas GAAP comparables:
| (indicado en millones de USD, excepto los montos por acción) | ||||||||||||||||||||||||
| Cuarto trimestre de 2015 | ||||||||||||||||||||||||
|
Antes de |
Impuesto |
Participaciones |
Ganancia |
Diluida |
||||||||||||||||||||
| Ingreso de Schlumberger de las operaciones en curso, excluidos cargos y créditos | $ | 1034 | $ | 188 | $ | 27 | $ | 819 | $ | 0,65 | ||||||||||||||
| Reducción de activos fijos | (776 | ) | (141 | ) | - | (635 | ) | |||||||||||||||||
| Reducción de la fuerza laboral | (530 | ) | (51 | ) | - | (479 | ) | |||||||||||||||||
| Ajustes de inventario | (269 | ) | (27 | ) | - | (242 | ) | |||||||||||||||||
| Deterioro del proyecto SPM en Colombia | (182 | ) | (36 | ) | - | (146 | ) | |||||||||||||||||
| Cierres de instalaciones | (177 | ) | (37 | ) | - | (140 | ) | |||||||||||||||||
| Eventos geopolíticos | (77 | ) | - | - | (77 | ) | ||||||||||||||||||
| Rescisiones de contratos | (41 | ) | (2 | ) | - | (39 | ) | |||||||||||||||||
| Otros | (84 | ) | (7 | ) | - | (77 | ) | |||||||||||||||||
|
Pérdidas de Schlumberger de operaciones en curso, según se informó |
$ | (1102 | ) | $ | (113 | ) | $ | 27 | $ | (1016 | ) | $ | (0,81 | ) | ||||||||||
| Doce meses de 2015 | ||||||||||||||||||||||||
|
Antes de |
Impuesto |
Participaciones |
Ganancia |
Diluida |
||||||||||||||||||||
| Ingreso de Schlumberger de las operaciones en curso, excluidos cargos y créditos | $ | 5456 | $ | 1103 | $ | 63 | $ | 4290 | $ | 3,37 | ||||||||||||||
| Reducción de la fuerza laboral | (920 | ) | (107 | ) | - | (813 | ) | |||||||||||||||||
| Reducción de activos fijos | (776 | ) | (141 | ) | - | (635 | ) | |||||||||||||||||
| Ajustes de inventario | (269 | ) | (27 | ) | - | (242 | ) | |||||||||||||||||
| Deterioro del proyecto SPM en Colombia | (182 | ) | (36 | ) | - | (146 | ) | |||||||||||||||||
| Cierres de instalaciones | (177 | ) | (37 | ) | - | (140 | ) | |||||||||||||||||
| Eventos geopolíticos | (77 | ) | - | - | (77 | ) | ||||||||||||||||||
| Pérdidas por devaluación de la moneda en Venezuela | (49 | ) | - | - | (49 | ) | ||||||||||||||||||
| Rescisiones de contratos | (41 | ) | (2 | ) | - | (39 | ) | |||||||||||||||||
| Otros | (84 | ) | (7 | ) | - | (77 | ) | |||||||||||||||||
| Ingresos de Schlumberger de operaciones en curso, según se informó | $ | 2881 | $ | 746 | $ | 63 | $ | 2072 | $ | 1,63 | ||||||||||||||
| (indicado en millones de USD, excepto los montos por acción) | |||||||||||||||||||||||
| Cuarto trimestre de 2014 | |||||||||||||||||||||||
|
Antes de |
Impuesto |
Participaciones |
Ganancia |
Diluida |
|||||||||||||||||||
| Ingreso de Schlumberger de las operaciones en curso, excluidos cargos y créditos | $ | 2488 | $ | 532 | $ | 15 | $ | 1941 | $ | 1,50 | |||||||||||||
| Reestructuración de WesternGeco | (806 | ) | (25 | ) | - | (781 | ) | ||||||||||||||||
| Pérdidas por devaluación de la moneda en Venezuela | (472 | ) | - | - | (472 | ) | |||||||||||||||||
| Reducción de la fuerza laboral | (296 | ) | (37 | ) | - | (259 | ) | ||||||||||||||||
| Deterioro del proyecto SPM | (199 | ) | (72 | ) | - | (127 | ) | ||||||||||||||||
| Ingresos de Schlumberger de operaciones en curso, según se informó | $ | 715 | $ | 398 | $ | 15 | $ | 302 | $ | 0,23 | |||||||||||||
| Doce meses de 2014 | |||||||||||||||||||||||
|
Antes de |
Impuesto |
Participaciones |
Ganancia |
Diluida |
|||||||||||||||||||
| Ingreso de Schlumberger de las operaciones en curso, excluidos cargos y créditos | $ | 9412 | $ | 2062 | $ | 68 | $ | 7282 | $ | 5,57 | |||||||||||||
| Reestructuración de WesternGeco | (806 | ) | (25 | ) | - | (781 | ) | ||||||||||||||||
| Pérdidas por devaluación de la moneda en Venezuela | (472 | ) | - | - | (472 | ) | |||||||||||||||||
| Reducción de la fuerza laboral | (296 | ) | (37 | ) | - | (259 | ) | ||||||||||||||||
| Deterioro del proyecto SPM | (199 | ) | (72 | ) | - | (127 | ) | ||||||||||||||||
| Ingresos de Schlumberger de operaciones en curso, según se informó | $ | 7639 | $ | 1928 | $ | 68 | $ | 5643 | $ | 4,31 | |||||||||||||
| Grupos de Producto | ||||||||||||||||||||||||||
| (indicado en millones de USD) | ||||||||||||||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | ||||||||||||||||||||||||||
| 31 de diciembre de 2015 | 30 de septiembre de 2015 | 31 de diciembre de 2014 | ||||||||||||||||||||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|||||||||||||||||||||
| Caracterización de yacimientos | $ | 2154 | $ | 520 | $ | 2321 | $ | 614 | $ | 3265 | $ | 984 | ||||||||||||||
| Perforación | 2953 | 494 | 3219 | 594 | 4576 | 947 | ||||||||||||||||||||
| Producción | 2671 | 303 | 2974 | 330 | 4863 | 898 | ||||||||||||||||||||
| Eliminaciones y otros | (34 | ) | (29 | ) | (42 | ) | (17 | ) | (63 | ) | (48 | ) | ||||||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 1288 | 1521 | 2781 | |||||||||||||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (179 | ) | - | (198 | ) | - | (221 | ) | |||||||||||||||||
| Intereses ganados(1) | - | 8 | - | 8 | - | 8 | ||||||||||||||||||||
| Intereses perdidos(1) | - | (83 | ) | - | (78 | ) | - | (80 | ) | |||||||||||||||||
| Cargos y créditos | - | (2136 | ) | - | - | - | (1773 | ) | ||||||||||||||||||
| $ | 7744 | $ | (1102 | ) | $ | 8472 | $ | 1253 | $ | 12 641 | $ | 715 | ||||||||||||||
| Áreas geográficas | |||||||||||||||||||||||
| (indicado en millones de USD) | |||||||||||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | |||||||||||||||||||||||
| 31 de diciembre de 2015 | 30 de septiembre de 2015 | 31 de diciembre de 2014 | |||||||||||||||||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
||||||||||||||||||
| América del Norte | $ | 1955 | $ | 139 | $ | 2273 | $ | 202 | $ | 4324 | $ | 849 | |||||||||||
| América Latina | 1407 | 324 | 1422 | 295 | 2053 | 429 | |||||||||||||||||
| Europa/CEI/África | 2059 | 428 | 2274 | 505 | 3063 | 683 | |||||||||||||||||
| Medio Oriente y Asia | 2248 | 507 | 2372 | 641 | 3094 | 877 | |||||||||||||||||
| Eliminaciones y otros | 75 | (110 | ) | 131 | (122 | ) | 107 | (57 | ) | ||||||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 1288 | 1521 | 2781 | ||||||||||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (179 | ) | - | (198 | ) | - | (221 | ) | ||||||||||||||
| Intereses ganados(1) | - | 8 | - | 8 | - | 8 | |||||||||||||||||
| Intereses perdidos(1) | - | (83 | ) | - | (78 | ) | - | (80 | ) | ||||||||||||||
| Cargos y créditos | - | (2136 | ) | - | - | - | (1773 | ) | |||||||||||||||
| $ | 7744 | $ | (1102 | ) | $ | 8472 | $ | 1253 | $ | 12 641 | $ | 715 | |||||||||||
|
(1) No incluye intereses considerados en los resultados de los Grupos de Producto y las Áreas geográficas. |
|||||||||||||||||||||||
| Grupos de Producto | ||||||||||||||||||
| (indicado en millones de USD) | ||||||||||||||||||
| Doce meses terminados a | ||||||||||||||||||
| 31 de diciembre de 2015 | 31 de diciembre de 2014 | |||||||||||||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|||||||||||||||
| Caracterización de yacimientos | $ | 9501 | $ | 2450 | $ | 12 905 | $ | 3708 | ||||||||||
| Perforación | 13 563 | 2538 | 18 128 | 3805 | ||||||||||||||
| Producción | 12 548 | 1585 | 17 763 | 3193 | ||||||||||||||
| Eliminaciones y otros | (137 | ) | (63 | ) | (216 | ) | (130 | ) | ||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 6510 | 10 576 | ||||||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (768 | ) | - | (848 | ) | ||||||||||||
| Intereses ganados(1) | - | 30 | - | 31 | ||||||||||||||
| Intereses perdidos(1) | - | (316 | ) | - | (347 | ) | ||||||||||||
| Cargos y créditos | - | (2575 | ) | - | (1773 | ) | ||||||||||||
| $ | 35 475 | $ | 2881 | $ | 48 580 | $ | 7639 | |||||||||||
| Áreas geográficas | ||||||||||||||||||
| (indicado en millones de USD) | ||||||||||||||||||
| Doce meses terminados a | ||||||||||||||||||
| 31 de diciembre de 2015 | 31 de diciembre de 2014 | |||||||||||||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|||||||||||||||
| América del Norte | $ | 9811 | $ | 999 | $ | 16 151 | $ | 3057 | ||||||||||
| América Latina | 6014 | 1315 | 7699 | 1639 | ||||||||||||||
| Europa/CEI/África | 9284 | 1979 | 12 515 | 2765 | ||||||||||||||
| Medio Oriente y Asia | 9898 | 2661 | 11 875 | 3273 | ||||||||||||||
| Eliminaciones y otros | 468 | (444 | ) | 340 | (158 | ) | ||||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 6510 | 10 576 | ||||||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (768 | ) | - | (848 | ) | ||||||||||||
| Intereses ganados(1) | - | 30 | - | 31 | ||||||||||||||
| Intereses perdidos(1) | - | (316 | ) | - | (347 | ) | ||||||||||||
| Cargos y créditos | - | (2575 | ) | - | (1773 | ) | ||||||||||||
| $ | 35 475 | $ | 2881 | $ | 48 580 | $ | 7639 | |||||||||||
|
(1) No incluye intereses considerados en los resultados de los Grupos de Producto y las Áreas geográficas. |
||||||||||||||||||
|
Información complementaria |
||
|
1) |
¿Cuál es la definición de margen operativo decreciente? |
|
| El margen operativo decreciente es igual al índice de cambio en el resultado operativo antes de impuestos sobre el cambio de ingresos. | ||
|
2) |
¿Cuál fue el margen de ingresos operativos antes de impuestos y el margen operativo decreciente del cuarto trimestre de 2015? |
|
| Para el cuarto trimestre de 2015, el margen de ingresos operativos antes de impuestos fue de 16,6 %. El margen operativo decreciente con respecto al año anterior fue de 31 %, y el margen operativo decreciente secuencial fue de 32 %. | ||
|
3) |
¿Cuál fue el margen de ingresos operativos antes de impuestos y el margen operativo decreciente para todo el año de 2015? |
|
|
Para todo el año de 2015, el margen de ingresos operativos antes de impuestos fue del 18,4 %. El margen operativo decreciente con respecto al año anterior fue de 31 %. |
||
|
4) |
¿Cuál fue el flujo de caja libre como porcentaje de los ingresos provenientes de operaciones en curso antes de intereses no controlantes y los cargos y créditos en el cuarto trimestre de 2015? |
|
| El flujo de caja libre, que fue de 798 millones de USD e incluyó aproximadamente 205 millones de USD en concepto de pagos indemnizatorios, como porcentaje del ingreso proveniente las operaciones en curso antes de intereses no controlantes y los cargos y créditos fue del 94 % para el cuarto trimestre de 2015. | ||
|
5) |
¿Cuál fue el flujo de caja libre como porcentaje de los ingresos provenientes de operaciones en curso antes de intereses no controlantes y los cargos y créditos para todo el año de 2015? |
|
| El flujo de caja libre, que fue de 4960 millones de USD e incluyó aproximadamente 810 millones de USD en concepto de pagos indemnizatorios, como porcentaje del ingreso proveniente las operaciones en curso antes de intereses no controlantes y los cargos y créditos fue del 114 % para todo el año de 2015. | ||
|
6) |
¿Cuál es la orientación del gasto de capital para todo el año de 2016? |
|
| Se espera que el gasto de capital (sin incluir inversiones de SPM y múltiples clientes) sea de 2400 millones de USD para 2016. El gasto de capital para todo el año 2015 fue de 2400 millones de USD. | ||
|
7) |
¿Qué se incluyó en "Intereses y otros ingresos" para el cuarto trimestre de 2015? |
|
| "Intereses y otros ingresos" para el cuarto trimestre de 2015 fue de 81 millones de USD. Este monto estaba compuesto por 67 millones de USD de ganancias por inversiones bajo el método patrimonial y 14 millones de USD de intereses ganados. | ||
|
8) |
¿Cómo se modificaron los ingresos por intereses y los gastos por intereses durante el cuarto trimestre de 2015? |
|
| Los ingresos por intereses de 14 millones de USD aumentaron 1 millón de USD en forma secuencial. Los gastos por intereses de 91 millones de USD aumentaron 5 millones de USD en forma secuencial. | ||
|
9) |
¿Cuál es la diferencia entre el ingreso operativo antes de impuestos y el resultado consolidado de Schlumberger antes de impuestos? |
|
| Principalmente, la diferencia se compone de elementos tales como gastos corporativos (incluidos cargos y créditos) e intereses ganados y perdidos no asignados a los segmentos, gastos de compensación basados en acciones, gastos de amortización asociados con determinados activos intangibles, determinadas iniciativas gestionadas centralmente y otros artículos no operativos. | ||
|
10) |
¿Cuál fue la tasa efectiva de impuestos (effective tax rate, ETR), excluyendo cargos y créditos, del cuarto trimestre de 2015? |
|
|
La ETR del cuarto trimestre de 2015, excluyendo cargos y créditos, fue del 18,2 % en comparación con el 20,0 % del tercer trimestre de 2015. |
||
|
|
La ETR del cuarto trimestre de 2015, incluidos cargos y créditos, fue del 10,2 %. |
|
|
11) |
¿Cuántas acciones del paquete común fueron circulantes desde el 31 de diciembre de 2015, y cómo cambió esto desde el final del trimestre anterior? |
|
| Había 1256 millones de acciones del paquete común circulantes al 31 de diciembre de 2015. La siguiente tabla muestra el cambio en el número de acciones circulantes desde el 30 de septiembre de 2015 al 31 de diciembre de 2015. | ||
| (indicado en millones de USD) | ||||||||||
| Acciones en circulación al 30 de septiembre de 2015 | 1261 | |||||||||
| 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 | (5) | ) | ||||||||
| Acciones circulantes al 31 de diciembre de 2015 | 1256 | |||||||||
|
12) |
¿Cuál fue el número de acciones circulantes, el promedio ponderado, durante el cuarto trimestre de 2015 y el tercer trimestre de 2015, y cómo se concilia esto con el número promedio de acciones circulantes, suponiendo la dilución usada en el cálculo de ganancias por acción diluidas de las operaciones en curso, sin incluir cargos y créditos? |
|
| El promedio ponderado de acciones en circulación durante el cuarto trimestre de 2015 y el tercer trimestre de 2015 fue de 1259 millones y 1265 millones, respectivamente. A continuación se presenta una reconciliación del promedio ponderado de acciones en circulación y el promedio de acciones en circulación suponiendo la dilución. |
| (indicado en millones de USD) | ||||||||||||
|
Cuarto trimestre |
Tercer trimestre |
|||||||||||
| Promedio ponderado de acciones en circulación | 1259 | 1265 | ||||||||||
| Ejercicio asumido de opciones de acciones | 2 | 3 | ||||||||||
| Acciones restringidas no otorgadas | 3 | 4 | ||||||||||
| Promedio de acciones en circulación suponiendo la dilución | 1264 | 1272 | ||||||||||
|
13) |
¿Cuáles fueron las ventas multiclientes en el cuarto trimestre de 2015? |
|
| Las ventas multicliente, incluidas las tasas de transferencia, fueron de 117 millones de USD en el cuarto trimestre de 2015 y de 60 millones de USD en el tercer trimestre de 2015. | ||
|
14) |
¿Cuál fue el monto de las órdenes pendientes de entrega a WesternGeco al final del cuarto trimestre de 2015? |
|
| Las órdenes pendientes de entrega a WesternGeco, basadas en contratos firmados con clientes, fueron de 1130 millones de USD al finalizar el cuarto trimestre de 2015. Fue de 910 millones de USD al final del tercer trimestre de 2015. | ||
|
15) |
¿Cuáles son las tasas de interés y los vencimientos de los Bonos Preferentes emitidos en diciembre de 2015 en relación con la parte financiera de la adquisición pendiente de Schlumberger de Cameron International Corporation? |
|
| Schlumberger Holdings Corporation (SHC), una filial de EE. UU. indirecta y con propiedad absoluta de Schlumberger Limited, emitió cinco tramos de pagarés principales en diciembre de 2015 que suma un total 6000 millones de USD con las siguientes tasas de interés y vencimientos: 500 millones de USD de pagarés principales de 1,900 % a vencer en 2017, 1300 millones de USD de pagarés principales de 2,350 % a vencer en 2018, 1600 millones de USD de pagarés principales de 3,000 % a vencer en 2020, 850 millones de USD de pagarés principales de 3,625 % a vencer en 2022 y 1750 millones de USD de pagarés principales a vencer en 2025. | ||
|
16) |
¿A qué corresponden los diversos cargos registrados por Schlumberger durante el cuarto trimestre de 2015? |
|
|
Reducción de la fuerza laboral y programa incentivado de licencia sin goce de sueldo: |
||
| En base a la perspectiva de la actividad para el 2016, así como también para modernizar aún más su estructura de soporte, Schlumberger decidió reducir más su plantilla y expandir su programa incentivado de licencia sin goce de sueldo (ILOA) durante el cuarto trimestre de 2015. Como resultado, Schlumberger registró un cargo de 530 millones de USD durante el cuarto trimestre asociado con estas reducciones de plantilla de personal y con el programa ILOA. | ||
|
Deterioros de activos y cargos de reestructuración: |
||
|
Como resultado de las condiciones del mercado de la industria del gas y el petróleo que continuaron deteriorándose y su impacto sobre la perspectiva de la actividad, Schlumberger determinó que los valores líquidos de ciertos activos no eran más recuperables y también tomó ciertas decisiones que generaron el siguiente deterioro y cargos de reestructuración durante el cuarto trimestre de 2015: |
||
| -- | 776 millones de USD de deterioros de activos fijos principalmente relacionados con el bombeo a presión infrautilizado y otro equipo en América del Norte, así como también ciertas torres de perforación de un nivel inferior. | ||||
| -- | 269 millones de USD para amortizar el valor líquido de ciertos inventarios, principalmente en América del Norte. | ||||
| -- | 182 millones de USD para reducir el valor líquido de la inversión restante en un proyecto de SPM en Colombia, como resultado de la disminución reciente en los precios de los productos. Considerando también que el proyecto se está acercando al final de su período contractual y su flujo de ingresos está directamente relacionado con los precios del petróleo. | ||||
| -- | 177 millones de USD asociados con las instalaciones, incluida la venta esperada de ciertas propiedades y la terminación de ciertos alquileres. | ||||
| -- | 77 millones de USD relacionados con los activos que ya no son más recuperables como resultado de problemas geopolíticos en ciertos países de Medio Oriente. | ||||
| -- | 41 millones de USD relacionados con los costos de terminación del contrato. | ||||
| -- | 84 millones de USD de otros cargos asociados con las condiciones de mercado actuales, incluyendo 40 millones de USD relacionados con un deterioro que no sea temporal de los valores negociables y 15 millones de USD relacionados con el deterioro de inversiones bajo el método patrimonial. | ||||
| Schlumberger no espera incurrir en ningún gasto en efectivo significativo como resultado de este deterioro de activos y gastos de reestructuración. | |||||
Acerca de Schlumberger
Schlumberger es el proveedor mundial líder de soluciones de tecnología, administración de proyectos integrados e información para clientes que trabajan en los sectores del petróleo y del gas del mundo. Con más de 95 000 empleados de más de 140 nacionalidades y operaciones en más de 85 países, Schlumberger ofrece la mayor gama de productos y servicios de la industria, desde la exploración hasta la producción.
Schlumberger Limited cuenta con oficinas principales en París, Houston, Londres y La Haya, e informó ingresos por 35 470 millones de USD en 2015. Para obtener más información, visite www.slb.com.
*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.
†Corporación Nacional de Petróleo, Gas y Metales de Japón (Japan Oil, Gas and Metals National Corporation, JOGMEC), anteriormente Corporación Nacional de Petróleo de Japón (Japan National Oil Corporation, JNOC) y Schlumberger colaboraron en un proyecto de investigación para desarrollar la tecnología LWD. Los servicios EcoScope and NeoScope usan tecnología resultante de esta cooperación.
Notas
Schlumberger realizará una llamada en conferencia para analizar los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes 22 de enero de 2016. La llamada está programada para comenzar a las 08:00 h (hora central de EE. UU.), 09:00 h (hora del Este) - 15:00 h (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) 230-1059 dentro de América del Norte, o al +1 (612) 234-9959 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 21 de febrero de 2016 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 373076.
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 también estará disponible en el mismo sitio web hasta el 31 de marzo de 2016.
Este documento de ganancias del cuarto trimestre de 2015 y de todo el año y demás 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 toda declaración que no sean hechos históricos, como nuestros pronósticos o expectativas sobre los pronósticos comerciales; el crecimiento de Schlumberger en general y para 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 del gas y del 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; la integración de Cameron en nuestro negocio; los beneficios esperados de la transacción Cameron; el éxito de las alianzas y empresas conjuntas de Schlumberger; las condiciones económicas globales futuras y los resultados futuros de las operaciones. Estas declaraciones están sujetas a riesgos e incertidumbres que incluyen, entre otras, 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; la erosión de los precios; factores climáticos y estacionales; demoras operativas; disminuciones de producción; cambios en las normativas gubernamentales y en los requisitos normativos, incluidos los 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; la satisfacción de las condiciones de cierre de la fusión con Cameron; el riesgo que la fusión contemplada con Cameron no ocurra; los efectos negativos derivados de la falta de sustentación de la fusión prevista con Cameron; la imposibilidad de realizar una integración exitosa luego del cierre de la fusión con Cameron y alcanzar las sinergias esperadas; la imposibilidad de retener a empleados clave; los gastos de la fusión y otros riesgos e incertidumbres detallados en nuestro comunicado de ganancias del tercer trimestre de 2015 e información complementaria, nuestros Formularios 10-K, 10-Q y 8-K más recientes 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.
Vea la versión original en businesswire.com: http://www.businesswire.com/news/home/20160202006290/es/
Contacts :
Schlumberger Limited
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
Source(s) : Schlumberger Limited
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Domingo 24 de noviembre - 22:13
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