Schlumberger anuncia los resultados del cuarto trimestre y de todo el año 2016

Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy los resultados del cuarto trimestre y de todo el año 2016.

Resultados de todo el año

		(indicado en millones, excepto los montos por acción)
		Doce meses terminados a								Cambio
		31 de diciembre de 2016				31 de diciembre de 2015				Interanual
Ingresos		$	27 810			$	35 475			-22 %
Ingresos operativos antes de impuestos		$	3273			$	6510			-50 %
Margen operativo antes de impuestos			11,8	%			18,4	%		-658 bps
Ingresos netos (pérdidas) (con base en PCGA)		$	(1687	)		$	2072			n/s
Ingresos netos, sin incluir cargos y créditos*		$	1550			$	4290			-64 %
EPS diluida (pérdidas por acción) (con base en PCGA)		$	(1,24	)		$	1,63			n/s
EPS diluida, sin incluir cargos y créditos*		$	1,14			$	3,37			-66 %
*Estas son medidas financieras no establecidas en los PCGA. Ver la sección a continuación titulada “Cargos y créditos” para obtener más detalles.
n/s = no es significativo

Los ingresos de todo el año 2016 de 278 000 millones de USD disminuyeron un 22 % con respecto al año anterior, a pesar de tres trimestres de actividad del Grupo Cameron que contribuyeron 4200 millones de USD en ingresos. Sin tener en cuenta a Cameron, los ingresos consolidados disminuyeron un 34 %.

Los ingresos operativos antes de impuestos de todo el año 2016 de 3300 millones de USD, incluida la contribución de 653 millones de USD del Grupo Cameron, disminuyeron un 50 % con respecto al año anterior. El margen consolidado decayó 658 puntos base (bps) a un 11,8 %. Sin tener en cuenta a Cameron, el margen consolidado decayó 727 bps a un 11,1 %.

Resultados del cuarto trimestre

		(indicado en millones, excepto los montos por acción)
		Tres meses finalizados al												Cambio
		31 de diciembre de 2016				30 de septiembre de 2016				31 de diciembre de 2015				Secuencial		Interanual
Ingresos		$	7107			$	7019			$	7744			1 %		-8 %
Ingresos operativos antes de impuestos		$	810			$	815			$	1288			-1 %		-37 %
Margen operativo antes de impuestos			11,4	%			11,6	%			16,6	%		-21 bps		-523 bps
Ingresos netos (pérdidas) (con base en PCGA)		$	(204	)		$	176			$	(1016	)		n/s		-80 %
Ingresos netos, sin incluir cargos y créditos*		$	379			$	353			$	819			7 %		-54 %
EPS diluida (pérdidas por acción) (con base en PCGA)		$	(0,15	)		$	0,13			$	(0,81	)		n/s		n/s
EPS diluida, sin incluir cargos y créditos*		$	0,27			$	0,25			$	0,65			8 %		-58 %
*Estas son medidas financieras no establecidas en los PCGA. Ver la sección a continuación titulada “Cargos y créditos” para obtener más detalles.
n/s = no es significativo

Paal Kibsgaard, Presidente y Director Ejecutivo de Schlumberger, comentó: “el crecimiento secuencial de los ingresos del 1 % en el cuarto trimestre se produjo por una fuerte actividad en Medio Oriente y América del Norte, ampliamente compensado por una debilidad continua en América Latina y disminuciones de la actividad estacional en Europa, CEI y África”.

“Entre los segmentos comerciales, el aumento en los ingresos del cuarto trimestre fue liderado por el Grupo de Producción, el cual creció un 5 % debido a un aumento en la actividad de fracturamiento hidráulico en Medio Oriente y América del Norte continental. Los ingresos del Grupo de Caracterización de Yacimientos aumentaron un 1 % de manera secuencial debido a una fuerte actividad de Prueba y Proceso en Kuwait que superó la disminución estacional en la actividad de Wireline en Noruega y Rusia. Los ingresos del Grupo de Perforación fueron planos de manera secuencial debido a que la fuerte actividad de perforación direccional continua en América del Norte fue compensada por las disminuciones de actividad en Europa/CEI/África y Medio Oriente y Asia. Los ingresos del Grupo Cameron también fueron planos de manera secuencial, con crecimientos en OneSubsea y Surface Systems compensados por una reducción en las ventas de productos de Válvulas y Mediciones y a una cartera de pedidos en declive en Sistemas de Perforación.

“El margen operativo antes de impuestos fue esencialmente plano de manera secuencial en un 11,4 % dado que las mejoras de los márgenes en los Grupos de Producción y Perforación se equipararon mediante contrataciones en los Grupos Cameron y de Caracterización de Yacimientos. En trimestres recientes, pudimos estabilizar nuestros negocios desde un punto de vista de actividad y capacidad, y esto nos permitió refinar y reducir nuestra estructura de soporte para reflejar la actividad reciente y los niveles de precios de servicios. Esto nos llevó a registrar un cargo por reestructuración de 536 millones de USD en el cuarto trimestre. También registramos 139 millones de USD por cargos relacionados con la integración de Cameron y una pérdida por devaluación de la moneda en Egipto”.

“Mantenemos nuestra vista constructiva sobre los mercados petroleros, ya que el ajuste del balance de suministro y demanda continuó en el cuarto trimestre, según lo demuestran los retiros estables en las acciones de la OCDE. Esta tendencia se consolidó aún más a través de los acuerdos de diciembre con la OPEP y con otros países no integrantes de la OPEP para recortar la producción, lo que debería, con cierto tiempo de retraso, acelerar los retiros del inventario, promover un aumento adicional en los precios del petróleo y generar un aumento en las inversiones de exploración y producción”.

“Esperamos que el crecimiento en las inversiones sea liderado inicialmente por los operadores continentales en América del Norte, donde el flujo de caja libre negativo continuo no parece ser una restricción, dado que la financiación externa se encuentra fácilmente disponible y la búsqueda de un valor patrimonial a menor plazo tiene precedencia sobre el rendimiento de ciclo completo en la inversión. Las encuestas sobre el gasto en exploración y producción actualmente indican que las inversiones en exploración y producción de NAM en 2017 aumentarán aproximadamente un 30 %, lideradas por la cuenca del Pérmico, lo cual debería generar una mayor actividad y una recuperación muy atrasada en el precio de la industria del servicio”.

“En los mercados internacionales, los operadores se encuentran más enfocados en los rendimientos de ciclo completo y las inversiones de exploración y producción que generalmente se rigen por la generación del flujo de caja libre de los operadores. Con base en esto, esperamos que la recuperación de 2017 en los mercados internacionales parta más lentamente, impulsada por la realidad económica a la que se enfrenta la industria de exploración y producción. Esto probablemente resulte en un tercer año consecutivo de infrainversión, con una baja tasa continua de aprobaciones de nuevos proyectos y un descenso acelerado de la producción en la base de producción de antigüedad. Estos factores, en conjunto, aumentan la probabilidad de un importante déficit de suministro en el mediano plazo, lo cual puede evitarse únicamente a través de un aumento global general en el gasto en exploración y producción, el cual se espera que comience a desarrollarse más adelante en 2017 y hacia el 2018”.

“En este contexto y después de nueve trimestres consecutivos de incesantes recortes de mano de obra, reducción de costos y esfuerzos de reestructuración, nos complace restaurar el enfoque en la búsqueda del crecimiento y la mejora de los rendimientos. A medida que transitamos esta recesión, optimizamos nuestra estructura de costos y soporte, continuamos impulsando la eficiencia subyacente y la calidad de nuestros flujos de trabajo, expandimos nuestra oferta manteniendo las inversiones en investigación y educación, y realizamos una serie de adquisiciones estratégicas. La combinación de estas acciones nos permitió fortalecer aún más nuestra posición en el mercado global durante la recesión, lo cual nos permitirá mantener y extender nuestro liderazgo en márgenes y ganancias tanto en América del Norte como en todas las partes de los mercados internacionales a futuro”.

“Mientras que el crecimiento de las ganancias sigue siendo un impulsor financiero importante para nosotros, la generación de efectivo de ciclo completo es incluso más fundamental, y es allí donde seguimos siendo únicos en la industria. En los últimos dos años de esta recesión, generamos 7500 millones de USD en flujo de caja libre, lo cual representa más que el resto de nuestros principales competidores combinados. Además, devolvimos 8000 mil millones de USD a nuestros accionistas en dividendos y recompra de acciones. Esto claramente demuestra la solidez del ciclo completo de Schlumberger, la cuidadosa gestión de nuestros negocios y la fortaleza de nuestras capacidades de ejecución”.

Otros eventos

Durante el trimestre, Schlumberger recompró 1,5 millones de acciones de su paquete de acciones ordinarias a un precio promedio de 78,21 USD por acción, por un total de precio de compra de 116 millones de USD.

El 5 de enero de 2017, Schlumberger anunció la adquisición de Peak Well Systems, una empresa especialista líder en el diseño y desarrollo de herramientas de fondo de pozo avanzadas para el control del flujo, la intervención y la integridad de pozos.

El 19 de enero de 2017, la Junta Directiva de la Empresa aprobó un dividendo en efectivo trimestral de 0,50 centavos de USD por acción ordinaria circulante, pagadero el 17 de abril de 2017 a los accionistas registrados al 15 de febrero de 2017.

Ingresos consolidados por geografía

		(Indicado en millones)
		Tres meses finalizados al							Cambio
		31 de diciembre de 2016			30 de septiembre de 2016				Secuencial
América del Norte		$	1765		$	1699			4 %
América Latina			952			992			-4 %
Europa/CEI/África			1834			1872			-2 %
Medio Oriente y Asia			2.494			2385			5 %
Eliminaciones y otros			62			71			-13 %
		$	7107		$	7019			1 %
Ingresos de América del Norte		$	1765		$	1699			4 %
Ingresos internacionales		$	5280		$	5249			1 %

Los ingresos de 7100 mil millones de USD del cuarto trimestre aumentaron 1 % de manera secuencial, con un aumento del 4 % en el área de América del Norte y un aumento del 1 % en el área internacional.

América del Norte

En América del Norte, los ingresos aumentaron un 4 % de manera secuencial por el incremento de la actividad continental mientras que la actividad marítima disminuyó. Sin tener en cuenta los resultados del Grupo Cameron, los ingresos continentales experimentaron un crecimiento de dígitos dobles impulsado por una fuerte actividad de fracturamiento hidráulico a medida que aumentó el recuento de etapas, y una mayor captación de Perforación y Mediciones, Brocas y Herramientas de Perforación y productos y servicios de M-I SWACO a medida que aumentó el recuento de equipos de perforación. Los ingresos continentales en EE. UU. también tuvieron un crecimiento de dígitos dobles por una mayor actividad y una modesta recuperación de los precios, mientras que los ingresos en el oeste de Canadá crecieron fuertemente a partir de un incremento invernal en la actividad además de mayores ventas de productos de elevación artificial. Los ingresos también aumentaron con respecto a las ventas de licencias sísmicas para múltiples clientes de WesternGeco a fin de año que, sin embargo, se mantuvieron apagadas en comparación con años anteriores. Las ventas de Válvulas y Mediciones y Sistemas de Perforación disminuyeron.

Áreas internacionales

Los ingresos internacionales aumentaron un 1 % de manera secuencial, impulsados por un fuerte crecimiento en las áreas de Medio Oriente y Asia, los cuales se compensaron en parte a través de una debilidad continua en el área de América Latina y disminuciones de actividad estacional en el área de Europa/CEI/África.

Los ingresos del área de Medio Oriente y Asia aumentaron un 5 % de manera secuencial. Esto se debió principalmente a la fuerte actividad de fracturamiento y de Servicios Integrados de Producción (Integrated Production Services, IPS) sobre desarrollos de recursos continentales no convencionales y un aumento en la productividad de las cuadrillas sísmicas continentales en Arabia Saudita. Los ingresos en Egipto aumentaron a través de una mayor perforación, mientras que Qatar creció a través de un aumento en el trabajo de registro horizontal. Sin embargo, estos aumentos se vieron parcialmente compensados por las disminuciones en la actividad de Perforación y Mediciones y Servicios Integrados de Perforación (Integrated Drilling Services, IDS) y una menor cantidad de ventas de equipos en el geomercado de India ya que los proyectos se finalizaron y las campañas de pozos se demoraron.

Los ingresos en el área de América Latina disminuyeron un 4 % de manera secuencial, principalmente en el geomercado de México y América Central donde las restricciones presupuestarias de los clientes provocaron una fuerte caída en el recuento de equipos de perforación general que tuvo un impacto en las operaciones continentales y marítimas, lo cual afectó a los proyectos tanto en aguas profundas como en aguas superficiales. Los ingresos en México también disminuyeron después de los fuertes estudios marinos y las ventas sísmicas de licencias a múltiples clientes el último cuatrimestre. Los ingresos en Argentina disminuyeron debido a que un trabajo de desarrollo de recursos no convencionales se vio afectado por condiciones climáticas poco favorables y otros retrasos. Sin embargo, estas disminuciones se vieron parcialmente mitigadas por una fuerte actividad de perforación y proyectos en el geomercado de Perú, Colombia y Ecuador, ya que el recuento de equipos de perforación aumentó un 46 % después del aumento de los precios del petróleo.

Los ingresos del área de Europa/CEI/África disminuyeron un 2 % de manera secuencial principalmente debido a la finalización estacional del pico de actividad de perforación durante el verano en Rusia y las campañas de servicios de exploración en Noruega que tuvieron un impacto en todas las Tecnologías, lideradas por Wireline, Perforación y Mediciones y M-I SWACO. El geomercado del África subsahariana contribuyó a la disminución de los ingresos del área ya que los equipos de perforación se replegaron y los proyectos se completaron, principalmente en Angola y el Congo. Estas disminuciones se vieron parcialmente compensadas por una fuerte actividad y ejecución de proyectos de OneSubsea.

Grupo de Caracterización de Yacimientos

		(indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes)
		Tres meses finalizados al												Cambio
		31 de diciembre de 2016				30 de septiembre de 2016				31 de diciembre de 2015				Secuencial		Interanual
Ingresos		$	1699			$	1689			$	2193			1 %		-23 %
Ingresos operativos antes de impuestos		$	316			$	322			$	521			-2 %		-39 %
Margen operativo antes de impuestos			18,6	%			19,1	%			23,8	%		-49 bps		-519 bps

Los ingresos del Grupo de Caracterización de Yacimientos fueron 1700 millones de USD, y el 76 % provino de operaciones internacionales. Los ingresos fueron 1 % más altos de manera secuencial debido a un incremento en la actividad en los proyectos de instalaciones de producción temprana en Kuwait, mayores actividades de perforación de Wireline en Egipto, un aumento en el trabajo de registros horizontales en Qatar y un aumento en las ventas de licencias de software y mantenimiento. Estos efectos se vieron parcialmente compensados por la disminución estacional en la actividad de Wireline en el hemisferio norte.

El margen operativo antes de impuestos del 19 % disminuyó 49 bps de manera secuencial dado que una mayor contribución de las ventas de software y mantenimiento se vio más que compensada por la disminución en las actividades de exploración de Wireline de alto margen.

El desempeño del Grupo de Caracterización de Yacimientos se vio reforzado por una serie de proyectos de Gestión Integrada de Servicios (Integrated Services Management, ISM), nuevas adjudicaciones de contratos, implementaciones tecnológicas y eficiencias de transformación durante el trimestre.

En Ecuador, Schlumberger proporcionó una ISM para Petroamazonas EP y Sinopec a fin de optimizar la perforación en el proyecto Tiputini. La tecnología de corte de compacto de diamantes policristalinos (PDC) ONYX* y la tecnología de elemento de diamante cónico Stinger* de Brocas y Herramientas de Perforación permitieron un mejor direccionamiento y estabilidad como también ejecuciones más rápidas y duraderas. Además, el servicio de dispersión dieléctrica de multifrecuencia Wireline Dielectric Scanner* midió directamente el volumen del agua y la información textural de la roca mientras que Dual-Packer Module aisló el intervalo para la herramienta de prueba de dinámica de formación modular MDT*. Además, las cargas huecas penetrantes extraprofundas PowerJet Nova* proporcionaron una eficiencia mejorada. El cliente redujo el tiempo de perforación total a 7 días y medio, de los 11 días previstos, lo cual equivale a un ahorro de costos estimado de 250 000 USD.

En Egipto, Belayim Petroleum Company (Petrobel), una empresa conjunta entre Egyptian General Petroleum Corporation e IEOC Production B.V., otorgó un contrato al segmento Prueba y Proceso de Schlumberger valuado en 70 millones de USD para la ingeniería, adquisición, construcción, puesta en servicio y operación de una instalación para el yacimiento de gas Zohr. La instalación, la cual se espera que esté completa 11 meses a partir de la fecha del otorgamiento, permitirá la producción acelerada de gas durante la primera fase del proyecto. Además, Prueba y Proceso utilizó una combinación de tecnologías para que Petrobel complete una prueba de producción del primer pozo de evaluación marino del descubrimiento del yacimiento Zohr en el bloque Shorouk. A una profundidad de agua de 1450 m, la cadena de pruebas de producción incluyó tecnología de árbol de pruebas submarinas SenTREE 3* combinada con tecnología de telemetría inalámbrica Muzic*, las cuales activaron el muestreo de fluidos de yacimiento en línea independiente SCAR* y los sistemas de prueba de yacimiento de fondo de pozo Quartet*. El uso del software de colaboración y monitoreo de datos de pruebas de pozo en tiempo real Testing Manager* permitió un análisis transitorio en tiempo real y la optimización del programa de pruebas de pozos.

En México, Pemex otorgó a WesternGeco un proyecto de 2400 km2 con azimut completo y cable del fondo marino en el área de Canin Suuk en la bahía de Campeche de aguas poco profundas. El yacimiento se encuentra en un área con alta prospección dentro de la cartera de exploración y requiere nueva tecnología sísmica para proveer mejores imágenes debido a la complejidad de las estructuras tectónicas salinas. El buque de WesternGeco WG Tasman, recientemente convertido para operaciones en el fondo marino, utilizará la tecnología sísmica de lecho marino de múltiples componentes Q-Seabed* que cuenta con un sistema diseñado para asegurar un acoplamiento uniforme en todas las direcciones. La adquisición comenzó en 2016 y continuará durante aproximadamente un año.

Mar adentro en Noruega, Wireline introdujo una combinación de tecnologías para que Lundin Norway pueda superar la desafiante geología de formación y reducir el tiempo operativo en un pozo en el mar de Barents. La posible presencia de grandes cuevas que no se visualizaron a través de las imágenes sísmicas de superficie requirió el uso de imágenes de alta resolución en el pozo, en sus alrededores y más allá. Las tecnologías incluyeron el sistema de detección acústica distribuida (distributed acoustic sensing, DAS) hDVS que utiliza un cable de acero con fibras ópticas integradas, un vibrador de fondo de pozo Z-Trac* y un generador de imágenes sísmicas versátiles VSI*, todo dentro de una sola cadena de herramientas. Los datos adquiridos por contar con el vibrador y el generador de imágenes en el fondo del pozo le permitieron al cliente visualizar los posibles peligros tras la barrena de perforación y mitigar el riesgo de perforación. La tecnología de DAS redujo el tiempo operativo a 30 minutos en comparación con la adquisición de VSP convencional que puede requerir hasta ocho horas.

Mar adentro en los Emiratos Árabes Unidos, Prueba y Proceso implementó una combinación de tecnologías para Al Hosn Gas en los campos de Hail y Gasha. La combinación incluyó una cabeza de disparo electrónico de perforación con herramientas transportadas con la tubería de producción eFire-TCP* y nueva tecnología de correlación de perforación, ambas permitidas por la telemetría inalámbrica Muzic*. La correlación de profundidad habilitada de forma inalámbrica fue coherente con los rayos gamma alámbricos tradicionales y el método de localizador de collares de revestidor. Además, los datos de fondo de pozo en tiempo real ayudaron a determinar las propiedades del yacimiento, evaluaron el rendimiento del pozo durante y después de la estimulación y respaldaron las decisiones con respecto al muestreo de fondo de pozo para reducir el programa de pruebas de pozo original a 18 horas.

El programa de transformación permitió reducciones en la cantidad de equipos y en los costos de reparación de confiabilidad de las herramientas para Schlumberger a través de Technology Lifecycle Management (TLM). En Arabia Saudita, por ejemplo, Schlumberger en el Centro de Medio Oriente para la Confiabilidad y Eficiencia (Middle East Center for Reliability and Efficiency, CRE) de Dhahran implementó un nuevo sistema de mantenimiento para Servicios de Prueba y Proceso que disminuyó el costo general de la reparación de equipos en un 48 % y mejoró el tiempo total en un 21 % durante los primeros tres meses de operaciones. En Australia, WesternGeco implementó su fuente de energía sísmica marina eSource recientemente desarrollada en el Amazon Conqueror para un estudio de múltiples clientes. La metodología de TLM produce mejoras en la confiabilidad de la fuente sísmica para todas las fuentes de WesternGeco que incluyen el proyecto eSource, el cual utiliza una técnica de adquisición que depende de la alta confiabilidad de la fuente para asegurar una eficiencia operativa máxima. De 2014 a 2016, la confiabilidad de las fuentes de WesternGeco mejoró un 47 %.

Grupo de perforación

(indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes)
		Tres meses finalizados al												Cambio
		31 de diciembre de 2016				30 de septiembre de 2016				31 de diciembre de 2015				Secuencial		Interanual
Ingresos		$	2013			$	2021			$	2953			-		-32 %
Ingresos operativos antes de impuestos		$	234			$	218			$	494			7 %		-53 %
Margen operativo antes de impuestos			11,6	%			10,8	%			16,7	%		81 bps		-511 bps

Los ingresos del Grupo de Perforación de 2000 millones de USD, de los cuales el 76 % provino de mercados internacionales, fue plano de manera secuencial debido a que la fuerte actividad de perforación direccional continua en América del Norte se vio compensada por una menor actividad de perforación en las áreas internacionales. La mejora en los ingresos de América del Norte provino de un aumento en los productos y servicios de Perforación y Mediciones, Brocas y Herramientas de Perforación y M-I SWACO. La disminución de los ingresos en las áreas internacionales se debió a la finalización de proyectos de Perforación y Mediciones e IDS en India e Irak, mientras que la ralentización invernal en Rusia y Noruega afectó la actividad de Perforación y Mediciones y M-I SWACO.

El margen operativo antes de impuestos del 12 % se expandió 81 bps de manera secuencial, a pesar de que los ingresos fueron planos. Esto se debió a una mejora en los precios por una mayor captación de tecnologías de perforación en la actividad creciente continental en Estados Unidos, la cual afectó principalmente a Perforación y Mediciones y Brocas y Herramientas de Perforación. El margen también se expandió como resultado de la ejecución operativa en IDS, M-I SWACO y Brocas y Herramientas de Perforación y a través de beneficios continuos relacionados con la transformación ya que los recursos se alinearon para coincidir con la forma de la recuperación.

Una combinación de proyectos de IDS, otorgamientos de contratos, nuevas implementaciones de tecnología y eficiencias de transformación contribuyeron al desempeño del Grupo de Perforación en el cuarto trimestre.

En la región del Consejo de Cooperación del Golfo (Gulf Cooperation Council, GCC), IDS produjo una mejora en el rendimiento de perforación del 40 % en los primeros tres trimestres de 2016 en comparación con los servicios de perforación no integrados en campos similares. La mejora se basa en los metros perforados por hora por debajo de la tabla rotativa. Este logro fue posible a través de una combinación de tecnologías de perforación, como las altas tasas de construcción de PowerDrive Archer* y los sistemas rotativos direccionales robustos para optimizar los tiempos de perforación en pozos horizontales y durante la perforación de largo alcance. Esto incluyó el uso del análisis de eficiencia operativa de perforación de múltiples pozos RigHour* y el software de optimización de la tasa de penetración ROPO*, el cual ajusta los parámetros de perforación para maximizar el rendimiento de la perforación en la parte inferior. Schlumberger combinó estas tecnologías con flujos de trabajo integrados supervisados por expertos en distintas disciplinas en los Centros de Integración de Tecnología de Perforación (Drilling Technology Integration Centers) de Arabia Saudita y Abu Dhabi, para reducir los costos de perforación y de desarrollo general.

En Noruega, Statoil otorgó a Schlumberger un contrato de ocho años con periodos opcionales para prestar servicios de construcción integrada de pozos para una de sus plataformas de perforación autoelevadizas Cat-J, en construcción para operaciones en entornos hostiles y pozos poco profundos en la plataforma continental noruega. Schlumberger proveerá la planificación y ejecución para la perforación direccional, la medición y el registro durante la perforación, el registro de lodos, fluidos de perforación y terminación, cementado, bombeo, rehabilitación de pozos y pesca, registro inalámbrico eléctrico, gestión de residuos, finalizaciones, aislamiento mecánico de fondo del pozo, lavado mecánico de pozos y perforación con herramientas transportadas con la tubería de producción para el yacimiento satélite Gullfaks con operaciones planificadas para el inicio este mismo año.

En el sector noruego del Mar del Norte, Perforación y Mediciones utilizó el servicio de mapeo de yacimientos durante la perforación GeoSphere* para que ExxonMobil pudiera mapear un yacimiento complejo de inyectitas y realizar un direccionamiento geológico efectivo en las arenas objetivo del yacimiento Balder. Con estos dos objetivos (evitar costosos pozos piloto en los pozos de desarrollo que generalmente no proveyeron información suficiente para ayudar a establecer los pozos productores y evitar colocar el entubado en arenas de inyectita delgadas), la tecnología GeoSphere mapeó la parte superior de las arenas desde una profundidad vertical total de más de 20 m y detectó el contacto agua-petróleo mientras se establecía la sección de 12 ¼ pulgadas antes de penetrar el yacimiento. Para la sección del yacimiento de 8 ½ pulgadas, el cliente pudo planificar una estrategia de direccionamiento geológico anticipado a la broca mediante la combinación de la interpretación sísmica y los resultados del mapeo de GeoSphere, lo cual aumentó la productividad de los pozos.

Al oeste de Texas, Perforación y Mediciones utilizó una combinación de tecnologías para establecer un nuevo récord en el rendimiento de la perforación para un operador en la cuenca del Pérmico. El arreglo de fondo de pozo incluyó sistemas rotativos direccionales PowerDrive Orbit* para optimizar la perforación direccional y un motor de perforación de alto rendimiento DynaForce*, el cual provee el máximo par de torsión en la broca y supera a los motores convencionales en la perforación de alto volumen. Además, el servicio de medición durante la perforación (measurement-while-drilling, MWD) recuperable de SlimPulse* proporcionó dirección, inclinación, orientación de la herramienta y mediciones de rayos gamma en tiempo real para la transmisión de pulsos a través del lodo. El cliente perforó un tramo lateral de 7814 pies en menos de 22 horas, lo cual superó el registro anterior de longitud en metros del cliente en la cuenca del Pérmico en un 47 %. Como resultado, el cliente redujo el tiempo de perforación en 18 horas en comparación con un tramo lateral anterior.

En Ecuador, se implementó un sistema rotativo direccional PowerDrive*X6 de Perforación y Mediciones con tecnología de brocas Smith PDC personalizadas para que Orion Energy mejore el rendimiento de la perforación en un pozo en el yacimiento Ocano. Con el soporte remoto de los expertos en el Centro de Integración de Tecnología de Perforación, el equipo de operaciones perforó 6400 pies en la sección del pozo de 16 pulgadas en 30 horas, lo cual aumentó la tasa de penetración (ROP) a 201 pies/hora en comparación con 136 pies/hora en pozos similares, un aumento neto del 48 %. Como resultado, el cliente ahorró aproximadamente 100 000 USD en costos de perforación ya que completó la sección del pozo dos días antes de lo planeado originalmente.

En Egipto, Perforación y Mediciones utilizó el servicio de mapeo de yacimientos durante la perforación GeoSphere* para Belayim Petroleum Company (Petrobel), una empresa conjunta entre IEOC Production B.V. y Egyptian General Petroleum Corporation, para eliminar un pozo piloto en el yacimiento Abu Rudeis. Una discordancia en la parte superior de la arenisca que contiene petróleo requirió inicialmente un pozo piloto para determinar la profundidad intermedia del entubado, mientras que los esquistos presionados por encima de la zona objetivo requirieron un alto peso del lodo, el cual dificultó la penetración de la arena objetivo debido a la posible pérdida de circulación de lodo. La tecnología de GeoSphere utilizó mediciones electromagnéticas direccionales profundas para revelar detalles del lecho del subsuelo y el contacto de fluidos a más de 100 pies del pozo, lo cual ayudó a gestionar la incertidumbre geológica y el riesgo de perforación. Al eliminar el pozo piloto, el cliente ahorró aproximadamente 1,8 millones de USD.

En Rusia, Brocas y Herramientas de Perforación utilizó una combinación de tecnologías de brocas para LLC LUKOIL-Komi, una empresa de producción subsidiaria de PAO LUKOIL, para eliminar cuatro recorridos de la broca y aumentar la ROP en un pozo compensador del yacimiento Kyrtaelskoye, en la región Timano-Pechora. La tecnología de cortador de PDC rotativo ONYX 360* aumentó la durabilidad de la broca con sus 360° de rotación, mientras que los elementos de diamante cónico Stinger* brindaron una fuerza de impacto y una resistencia al desgaste superiores en esta formación de arena dura y altamente abrasiva. Además, debido al diseño modular, el motor direccional PowerPak* de Perforación y Mediciones se personalizó para el entorno de perforación. Como resultado, el cliente logró una ROP promedio de 9,3 m/h, un aumento del 40 % en comparación con la ROP máxima lograda en los pozos compensadores. Además, el cliente ahorró cinco días de operaciones al perforar la sección de 8 5/8 pulgadas en 15 días, en lugar de los 20 días previstos.

En la cuenca de Neuquén en Argentina, M-I SWACO utilizó el fluido de perforación a base de agua con polímero mejorado KLA-SHIELD* para Wintershall Argentina, para perforar un tramo lateral de 3281 pies en una formación compleja definida por una presión intersticial anormalmente elevada, fracturamientos naturales, esfuerzos y una complejidad geomecánica general. El sistema KLA-SHIELD optimizado con el lubricante STARGLIDE que mejora la ROP y el aditivo antiacresión DRILZONE que también mejora la tasa de penetración, ofreció una alternativa a los fluidos de perforación no acuosos. Además, el software de simulación de fluidos de perforación VIRTUAL HYDRAULICS* trazó la trayectoria del pozo, realizó simulaciones del par de torsión y de arrastre, evaluó la reología en términos de densidad de circulación equivalente y optimizó la limpieza del pozo. El cliente se benefició mediante la perforación del pozo y el tramo lateral en 70 días sin problemas de derrumbe, hinchamiento o estrechamiento del pozo.

El programa de transformación permitió un aumento en la confiabilidad y la eficiencia, así como en la prestación de productos y servicios. Los equipos de diseño, ingeniería y mantenimiento en Perforación y Mediciones del CRE Medio Oriente en Dhahran, Arabia Saudita, colaboraron para crear recintos modulares reforzados para herramientas de medición durante la perforación, y para disminuir la susceptibilidad al movimiento y el desgaste en un entorno de alto impacto. Como resultado, la confiabilidad de las herramientas de la plataforma MWD integrada ImPulse* aumentó un 240 % y la confiabilidad de las herramientas de servicio de neutrones con densidad de azimut adnVISION* aumentó un 47 % en los primeros seis meses de la operación del CRE.

Grupo de producción

(indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes)
		Tres meses finalizados al												Cambio
		31 de diciembre de 2016				30 de septiembre de 2016				31 de diciembre de 2015				Secuencial		Interanual
Ingresos		$	2179			$	2083			$	2632			5 %		-17 %
Ingresos operativos antes de impuestos		$	132			$	98			$	302			34%		-56 %
Margen operativo antes de impuestos			6,0	%			4,7	%			11,5	%		134 bps		-542 bps

Los ingresos del Grupo de Producción de 2200 millones, 72 % de los cuales provinieron de mercados internacionales, aumentaron un 5 % de manera secuencial a partir de una fuerte actividad de fracturamiento en desarrollos de recursos no convencionales continentales en Medio Oriente, principalmente en Arabia Saudita, y en América del Norte donde aumentó el recuento de equipos de perforación continentales y el recuento de etapas de fracturamiento. Los ingresos continentales en EE. UU. aumentaron en volumen y en la recuperación discreta de precios. Los ingresos en el oeste de Canadá crecieron a partir de un incremento en la actividad estacional de invierno, además de mayores ventas de productos de elevación artificial. Los ingresos de cementado crecieron un 30 % principalmente en América del Norte, y los IPS aumentaron tres veces más principalmente en las áreas internacionales.

El margen operativo antes de impuestos del 6 % aumentó 134 bps de manera secuencial sobre el incremento de la actividad, lo cual impulsó la eficiencia y una mejor ejecución operativa en Medio Oriente. La modesta recuperación de los precios continentales en EE. UU. también contribuyó a la expansión del margen.

Los resultados del Grupo de Producción obtuvieron beneficios a partir del otorgamientos de contratos, la implementación de nuevas tecnologías e iniciativas de transformación para mejorar la eficiencia operativa durante el trimestre.

Kuwait Oil Company otorgó a Schlumberger un contrato para el suministro y la instalación de dispositivos de control de influjo ResFlow* para utilizar en los yacimientos de arenisca y en un proyecto de desarrollo de carbonato en 140 pozos. La tecnología de ResFlow ayuda a mantener tasas de afluencia uniformes en todo el intervalo en las terminaciones en agujeros descubiertos, incluso con la presencia de variaciones de permeabilidad y zonas de pérdida de circulación. Estos dos desarrollos con desafíos técnicos requieren equipos confiables que puedan funcionar en pozos complejos para poder controlar y comprender el comportamiento del yacimiento.

En China, Well Services utilizó una combinación de tecnologías para que la empresa conjunta Schlumberger-CoPower pudiera superar un depósito de gas estrecho y bajo presión en la cuenca del Ordos. La tecnología de fluidos de fracturamiento a base de fibras FiberFRAC* creó una red de fibras dentro del fluido de fracturamiento, lo cual proporcionó los medios mecánicos para transportar y colocar el apuntalante. Además, el fluido compuesto de los servicios de finalización de yacimientos no convencionales BroadBand* minimizó los posibles arenamientos y optimizó la distribución de apuntalantes. El cliente logró una producción promedio de aproximadamente 2280 Mscf/d para 11 pozos, en comparación con seis pozos compensadores que utilizaron fluidos de fracturamiento convencionales y tuvieron una producción promedio de 812 Mscf/d.

En los EAU, se implementaron las técnicas de fracturamiento de canal de flujo HiWAY* y de fluido de fracturamiento de agua marina UltraMARINE* en un ambiente marino para estimular la roca madre de mucha tensión y baja permeabilidad para Dubai Petroleum. Ocho puestos de trabajo de fracturamiento de agente de sostén se colocaron con éxito con más de medio millón de libras bombeadas. Estos son los primeros tratamientos de fracturamiento hidráulico de rocas madre marinas multietapas que se realizan en el mundo, y los ocho trabajos se completaron en 40 horas.

En Ecuador, Well Services utilizó el servicio de integridad de pozos Invizion Evaluation* para que el consorcio Shushufindi pudiera superar los desafíos de integridad del pozo en el yacimiento Shushufindi. La integración de datos de múltiples pozos con el uso de la plataforma de software para pozos Techlog* permitió que la tecnología Invizion Evaluation identifique la formación de canales posterior a la colocación y un flujo cruzado diferencial entre las arenas objetivo. Después de la optimización del programa de perforación original con una formula de cemento y aditivos mejorada, el pozo no mostró signos de formación de canales posterior a la colocación. Como resultado, el cliente evitó posibles costos operativos de corrección equivalentes a 450 000 USD.

Mar adentro en Indonesia, Schlumberger utilizó el sistema MZ-Xpress* para realizar el fracturamiento de múltiples zonas y el empaque de grava para ENI en el proyecto Jangkrik. Se instalaron dos sistemas MZ-Xpress en un solo viaje para proveer un control de arena en múltiples zonas en un pozo con cinco capas de producción en dos tipos de entubados diferentes. El cliente ahorró aproximadamente 6,5 días de tiempo de perforación en cuatro zonas de finalización, lo cual equivale a 5,1 millones de USD en ahorro de costos.

En América del Norte, la transformación permitió la disminución en el costo de la propiedad de activos y mejoró las eficiencias operativas para Well Services. Para optimizar el inventario de materiales y suministros, una nueva organización de Planificación de Suministro analizó los datos de gastos para asegurar que hubiera stock en existencia para elementos de uso corriente y maximizó las oportunidades de intercambio. En junio de 2016, tan solo cuatro meses después de su creación, la organización redujo el stock en existencia en un 20 %. Más aún, el uso de torres de Control de Logística que centralizan la gestión y la entrega de suministros al yacimiento, como el apuntalante para operaciones de fracturamiento hidráulico, minimizó los costos para las instalaciones operativas al realizar toda la planificación, aprovisionamiento táctico y generación de órdenes de compra para asegurar la prestación de servicios rentable de apuntalantes para el yacimiento. Desde su apertura a fines de 2014, estas torres de control ahorraron a la compañía 250 millones de USD en costos de transporte.

En el norte de Texas, la transformación permitió a Well Services mejorar la confiabilidad de las herramientas y reducir los costos de mantenimiento. El CRE en Denton implementó la gestión sanitaria de pronóstico (prognostic health management, PHM) con datos de la bomba en tiempo real recopilados en las instalaciones de yacimiento. Durante los seis meses después de la implementación, la PHM logró un ahorro en costos operativos estimado en 6 millones de USD.

Grupo Cameron

(indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes)
		Tres meses finalizados al												Cambio
		31 de diciembre de 2016				30 de septiembre de 2016				31 de diciembre de 2015*				Secuencial		Interanual
Ingresos		$	1346			$	1341			$	2088			-		-36 %
Ingresos operativos antes de impuestos		$	188			$	215			$	354			-13 %		-47 %
Margen operativo antes de impuestos			14,0	%			16,0	%			17,0	%		-207 bps		-298 bps
*El cuarto trimestre del 2015 se presenta sobre una base proforma para fines comparativos.

Los ingresos de 1300 millones de USD del Grupo Cameron, 71 % de los cuales provinieron de mercados internacionales, fueron planos de manera secuencial. Entre los negocios del grupo, OneSubsea informó un aumento del 11 % en forma secuencial a partir de fuertes actividades de proyectos y la ejecución en las áreas de Europa/CEI/África y América Latina, mientras que Surface Systems tuvo sólidas ventas en Medio Oriente. Sin embargo, estos aumentos se vieron compensados por una disminución en los ingresos de Sistemas de Perforación impulsada por la caída en las órdenes atrasadas y menos reservas. Válvulas y Mediciones también fue menor después de los fuertes envíos internacionales del trimestre anterior.

El margen operativo antes de impuestos del 14 % disminuyó 207 bps de manera secuencial debido a la caída del volumen de alto margen de los proyectos de Perforación.

El Grupo Cameron se aseguró múltiples adjudicaciones de contratos estratégicos, incluida la interconexión submarina de bombeo multifásico en aguas profundas más grande de la industria y contratos para reducir el costo total de la propiedad de equipos en alta mar.

Murphy Exploration & Production Company– USA, una subsidiaria de Murphy Oil Corporation, otorgó a la Subsea Integration Alliance el primer contrato de sistemas de bombeo multifásico de Ingeniería, Contratación, Construcción, Instalación y Puesta en marcha (Engineering, Procurement, Construction, Installation and Commissioning, EPCIC) integrado de aguas profundas de la industria para el yacimiento Dalmatian en la zona estadounidense del Golfo de México. Será la interconexión submarina de bombeo multifásico en aguas profundas más grande de la industria y la primera adjudicación de un proyecto de EPCIC para la Subsea Integration Alliance, formada en julio de 2015 entre OneSubsea, Schlumberger y Subsea 7. El alcance del contrato incluye el suministro y la instalación de bombeo multifásico submarino, controles de superficie y marinos y un cordón umbilical de energía integrada y control de 35 km. Las actividades de instalación mar adentro están programadas para comenzar en 2018.

Statoil otorgó a OneSubsea un contrato de ingeniería, contratación y construcción para suministrar el sistema de producción submarino para los campos condensados y de gas Utgard en el Mar del Norte. El alcance del contrato incluye un sistema de colector de plantilla submarina, dos cabezas de pozo submarinas y árboles submarinos de agujeros verticales, sistemas de control de producción e intervención asociada y herramientas de reacondicionamiento. A través de una colaboración estrecha con Statoil, OneSubsea desarrollará un nuevo sistema de cabezas de pozo submarinas que es adecuado para las aguas relativamente superficiales del yacimiento Utgard. OneSubsea y Statoil ya han trabajado juntos en otra oportunidad para calificar un árbol submarino de agujero vertical como solución estandarizada para los desarrollos submarinos de Statoil. Los árboles verticales, que son parte de los requisitos del contrato, se ensamblarán y probarán en las instalaciones de OneSubsea en Horsøy, Noruega.

Transocean otorgó a Schlumberger dos contratos de servicio de gestión de equipos de control de presión de 10 años valuados en más de 350 millones de USD. El primer contrato incluye la administración por parte de Schlumberger de las bandas de Cameron para Transocean en la zona estadounidense del Golfo de México, así como el almacenamiento, mantenimiento, inspección, reparación, recertificación y gestión de bandas impulsada por datos en los equipos de perforación. El segundo contrato implica la provisión de una gama integral de soluciones de Schlumberger para mantener y brindar servicios a los sistemas de control para evitar explosiones y otros equipos de control de presión para nueve equipos de perforación de Transocean para aguas muy profundas y ambientes hostiles. Estos contratos ayudarán a reducir el costo total de propiedad de los equipos de alta mar y aumentar el tiempo de actividad asociado con el equipo de control de la presión a través de soluciones integrales técnicas, operativas y comerciales.

En Arabia Saudita, Válvulas y Mediciones fue seleccionado por múltiples compañías de ingeniería, contratación y construcción lideradas por Saudi KAD para proveer e instalar más de 40 millones de USD de válvulas de bola GROVE* y actuadores LEDEEN* para respaldar proyectos de tuberías claves relacionados con los programas Master Gas Phase II y Fadhili Gas. Las instalaciones de Schlumberger en el Reino y el soporte para las actividades de puesta en servicio y ejecución hicieron de Cameron el socio ideal para este proyecto.

Cuadros financieros
Estado resumido de ingresos consolidados
(indicado en millones, excepto los montos por acción)
		Cuarto trimestre								Doce meses
Períodos finalizados el 31 de diciembre		2016				2015				2016				2015
Ingresos		$	7107			$	7744			$	27 810			$	35 475
Intereses y otros ingresos			47				81				200				236
Gastos
Costo de los ingresos			6193				6292				24 110				28 321
Investigación e ingeniería			261				276				1012				1094
Generales y administrativos			99				132				403				494
Ajustes de valor y otros(1)			599				2136				3172				2575
Fusiones e integraciones (1)			76				-				648				-
Interés			139				91				570				346
Ingresos (pérdidas) antes de impuestos		$	(213	)			(1102 USD	)		$	(1905	)		$	2881
Impuesto sobre la renta (pérdidas)(1)			(19	)			(113	)			(278	)			746
Ingresos netos (pérdidas)		$	(194	)			(989 USD	)		$	(1627	)		$	2135
Resultado neto atribuible a participaciones no controladas			10				27				60				63
Ingreso neto (pérdidas) atribuible a Schlumberger (1)		$	(204	)			(1016 USD	)		$	(1687	)		$	2072
Ganancias diluidas (pérdidas) por acción de Schlumberger (1)		$	(0,15	)			(0,81 USD	)		$	(1,24	)		$	1,63
Promedio de acciones circulantes			1391				1259				1.357				1267
Promedio de acciones circulantes suponiendo la dilución			1391				1259				1.357				1275
Depreciaciones y amortizaciones incluidas en los gastos(2)		$	1016			$	963			$	4094			$	4078

(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).

Balance consolidado resumido
		(Indicado en millones)
		31 de diciembre,			31 de diciembre,
Activos		2016			2015
Activos corrientes
Efectivo e inversiones a corto plazo		$	9257		$	13 034
Cuentas por cobrar			9387			8780
Otros activos corrientes			5283			5098
			23 927			26 912
Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento			238			418
Activos fijos			12 821			13 415
Datos sísmicos multicliente			1073			1026
Fondo de comercio			24 990			15 605
Activos intangibles			9855			4569
Otros activos			5052			6060
		$	77 956		$	68 005
Pasivos y capital
Pasivos corrientes
Cuentas por pagar y pasivos acumulados		$	10 016		$	7727
Pasivo estimado del impuesto a las ganancias			1188			1203
Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo			3153			4557
Dividendos a pagar			702			634
			15 059			14 121
Deuda a largo plazo			16 463			14 442
Impuestos diferidos			1880			1075
Beneficios posteriores a la jubilación			1495			1434
Otros pasivos			1530			1028
			36 427			32 100
Capital			41 529			35 905
		$	77 956		$	68 005

Liquidez
(Indicado en millones)
Componentes de liquidez		31 de diciembre de 2016			30 de septiembre de 2016		31 de diciembre de 2015
Efectivo e inversiones a corto plazo		9257 USD			10 756 USD		13 034 USD
Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento		238			354		418
Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo		(3153)			(3739)		(4557)
Deuda a largo plazo		(16 463)			(17 538)		(14 442)
Deuda neta (1)		(10 121 USD)			(10 167 USD)		(5547 USD)
El detalle de los cambios en la liquidez son los siguientes:
Períodos finalizados el 31 de diciembre		Doce meses de 2016			Cuarto trimestre de 2016		Doce meses de 2015
Ingreso neto (pérdida) antes de participaciones no controladoras		(1627 USD)			(194 USD)		2135 USD
Ajustes de valor y otros cargos, descontando impuestos		3236			583		2218
		1609 USD			389 USD		4353 USD
Depreciaciones y amortizaciones (2)		4094			1016		4078
Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación		187			48		438
Gastos de compensación basados en acciones		267			57		326
Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación		(174)			(47)		(346)
Cambio en el capital de trabajo		416			639		(478)
Otros		(138)			(89)		434
Flujo de caja de las operaciones (3)		6261 USD			2013 USD		8805 USD
Gastos de capital		(2055)			(654)		(2410)
Inversiones de SPM		(1031)			(162)		(953)
Datos sísmicos multicliente capitalizados		(630)			(133)		(486)
Flujo de caja libre(4)		2545			1064		4956
Programa de recompra de acciones		(778)			(116)		(2182)
Dividendos pagados		(2647)			(696)		(2419)
Beneficios de los planes de acciones de empleados		415			71		448
		(465)			323		803
Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo adquirido más deuda asumida		(4022)			(156)		(478)
Operaciones discontinuadas – arreglo con el Departamento de Justicia de los EE. UU.		-			-		(233)
Otros		(87)			(121)		(252)
(Aumento) disminución de deuda neta		(4574)			46		(160)
Deuda neta, comienzo del período		(5547)			(10 167)		(5387)
Deuda neta, final del período		(10 121 USD)			(10 121 USD)		(5547 USD)

(1)			"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. La deuda neta es una medida financiera no establecidas en los PCGA que debe considerarse además de, no como sustituto o superior a la deuda total.
(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).
(3)			Incluye pagos indemnizatorios de aproximadamente 850 millones de USD y 810 millones de USD durante los doce meses finalizados el 31 de diciembre de 2016 y 2015, respectivamente, y 150 millones de USD durante el cuarto trimestre de 2016. También incluye aproximadamente 100 millones de USD de pagos relacionados con la transacción asociados con la adquisición de Cameron durante los doce meses finalizados el 31 de diciembre de 2016.
(4)			"Flujo de caja libre" representa el flujo de caja de las operaciones menos gastos de capital, inversiones de SPM y costos de datos sísmicos multicliente capitalizados. La dirección cree que el flujo de caja libre es una medida de liquidez importante para la Compañía y que es de utilidad para los inversores y la gerencia como medida de la capacidad de nuestro negocio para generar efectivo. Una vez cubiertas las necesidades y las obligaciones empresariales, este efectivo puede usarse para reinvertir en la compañía para el crecimiento futuro o para devolvérselo a los accionistas por medio de pagos de dividendos o de recompras de acciones. El flujo de caja libre no representa el flujo de caja residual, disponible para gastos discrecionales. El flujo de caja libre es una medida financiera no establecida en los PCGA que debe considerarse además de, no como sustituto para o superior al flujo de caja proveniente de las operaciones.

Cargos y créditos

Además de los resultados financieros determinados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en EE. UU. (PCGA), este comunicado de prensa del cuarto trimestre del 2016 y de todo el año también incluye medidas financieras que no son PCGA (según la definición del reglamento G de la SEC). Los ingresos netos, sin incluir cargos y créditos, así como las medidas derivadas de ellos (lo que incluye EPS diluidas, sin incluir cargos y créditos; ingresos netos antes de participaciones no controladas y cargos y créditos; y tasas impositivas efectivas, sin incluir cargos y créditos) constituyen medidas financieras que no son PCGA. La gerencia considera que la exclusión de cargos y créditos de estas medidas financieras le permiten evaluar más efectivamente las operaciones de Schlumberger de un período a otro, e identificar las tendencias operativas que de otra forma podrían quedar ocultas por los elementos excluidos. La gerencia también usa estas medidas como medidas de rendimiento para determinar ciertas compensaciones de incentivos. Las medidas financieras que no son PCGA previas deben considerarse además de, no como un sustituto para o superiores a otras medidas de rendimiento financiero preparadas de acuerdo con los PCGA. A continuación se muestra una conciliación de estas medidas que no son PCGA con las medidas PCGA comparables.

		(indicado en millones, excepto los montos por acción)
		Cuarto trimestre de 2016
		Antes de impuestos				Impuesto				Participaciones no dominantes			Ganancia neta				Ingresos por acción diluidos
Pérdida neta de Schlumberger (con base en PCGA)		$	(213	)		$	(19	)		$	10		$	(204	)		$	(0,15	)
Reducción de la fuerza laboral			234				6				-			228
Costos de cierre de instalaciones			165				40				-			125
Costos asociados con la salida de ciertas actividades			98				23				-			75
Fusiones e integración			76				14				-			62
Pérdida por devaluación de la moneda en Egipto			63				-				-			63
Costos de terminación de contratos			39				9				-			30
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos		$	462			$	73			$	10		$	379			$	0,27
		Tercer trimestre de 2016
		Antes de impuestos				Impuesto				Participaciones no dominantes			Ganancia neta				Ingresos por acción diluidos
Ingreso neto de Schlumberger (con base en PCGA)		$	200			$	10			$	14		$	176			$	0,13
Amortización de inventario de contabilidad de compras ajuste de valor justo			149				45				-			104
Beneficios de empleados relacionados con la fusión y honorarios profesionales			46				10				-			36
Otros relacionados con la fusión e integración			42				5				-			37
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos		$	437			$	70			$	14		$	353			$	0,25
		Cuarto trimestre de 2015
		Antes de impuestos				Impuesto				Participaciones no dominantes			Ganancia neta				Ingresos por acción diluidos
Pérdida neta de Schlumberger (con base en PCGA)		$	(1102	)		$	(113	)		$	27		$	(1016	)		$	(0,81	)
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
Costos de terminación de contratos			41				2				-			39
Otros			84				7				-			77
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos		$	1034			$	188			$	27		$	819			$	0,65

		(indicado en millones, excepto los montos por acción)
		Doce meses de 2016
		Antes de impuestos				Impuesto				Participaciones no dominantes			Ganancia neta				Ingresos por acción diluidos
Pérdida neta de Schlumberger (con base en PCGA)		$	(1905	)		$	(278	)		$	60		$	(1687	)		$	(1,24	)
Reducción de activos fijos			1058				177				-			881
Reducción de la fuerza laboral			880				69				-			811
Ajustes de inventario			616				49				-			567
Amortización de inventario de contabilidad de compras ajuste de valor justo			299				90				-			209
Otros relacionados con la fusión e integración			211				37				-			174
Ajuste de valor de datos sísmicos multicliente			198				62				-			136
Costos de cierre de instalaciones			165				40				-			125
Beneficios de empleados relacionados con la fusión y honorarios profesionales			138				27							111
Costos asociados con la salida de ciertas actividades			98				23				-			75
Pérdida por devaluación de la moneda en Egipto			63				-				-			63
Otros cargos por reestructuración			55				-				-			55
Costos de terminación de contratos			39				9				-			30
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos		$	1915			$	305			$	60		$	1550			$	1,14
		Doce meses de 2015
		Antes de impuestos				Impuesto				Participaciones no dominantes			Ganancia neta				Ingresos por acción diluidos
Ingreso neto de Schlumberger (con base en PCGA)		$	2881			$	746			$	63		$	2072			$	1,63
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
Costos de terminación de contratos			41				2				-			39
Otros			84				7				-			77
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos		$	5456			$	1103			$	63		$	4290			$	3,37

Grupos de Producto
(Indicado en millones)
		Tres meses finalizados al
		31 de diciembre de 2016								30 de septiembre de 2016								31 de diciembre de 2015
		Ingresos				Ingresos antes de impuestos				Ingresos				Ingresos antes de impuestos				Ingresos				Ingresos antes de impuestos
Caracterización de yacimientos		$	1699			$	316			$	1689			$	322			$	2193			$	521
Perforación			2013				234				2021				218				2953				494
Producción			2179				132				2083				98				2632				302
Cameron			1346				188				1341				215				-				-
Eliminaciones y otros			(130	)			(60	)			(115	)			(38	)			(34	)			(29	)
Ingresos operativos antes de impuestos							810								815								1288
Corporativos y otros							(245	)							(267	)							(179	)
Intereses ganados(1)							23								24								8
Intereses perdidos(1)							(126	)							(135	)							(83	)
Cargos y créditos							(675	)							(237	)							(2136	)
		$	7107			$	(213	)		$	7019			$	200			$	7744			$	(1102	)

(Indicado en millones)
		Doce meses terminados a
		31 de diciembre de 2016								31 de diciembre de 2015
		Ingresos				Ingresos antes de impuestos				Ingresos				Ingresos antes de impuestos
Caracterización de yacimientos		$	6743			$	1228			$	9738			$	2465
Perforación			8561				994				13 563				2538
Producción			8709				528				12 311				1570
Cameron			4211				653				-				-
Eliminaciones y otros			(414	)			(130	)			(137	)			(63	)
Ingresos operativos antes de impuestos							3273								6510
Corporativos y otros							(925	)							(768	)
Intereses ganados(1)							84								30
Intereses perdidos(1)							(517	)							(316	)
Cargos y créditos							(3820	)							(2575	)
		$	27 810			$	(1905	)		$	35 475			$	2881
(1) No incluye intereses considerados en los resultados de los Grupos de Producto.

Información complementaria

1)		¿Cuál es la orientación del gasto de capital para todo el año 2017?
		Se espera que el gasto de capital (sin incluir inversiones de SPM y múltiples clientes) sea de 2200 millones de USD para 2017. El gasto de capital para todo el año 2016 fue de 2100 millones de USD.
2)		¿Cuál fue el flujo de caja libre como porcentaje de ingresos netos antes de intereses no controladores y cargos y créditos para el cuarto trimestre de 2016?
		El flujo de caja libre, que fue de 1100 millones de USD e incluyó aproximadamente 150 millones de USD en concepto de pagos indemnizatorios, como porcentaje del ingreso proveniente de las operaciones en curso antes de intereses no controladores y los cargos y créditos fue del 274 % para el cuarto trimestre de 2016.
3)		¿Cuál fue el flujo de caja libre como porcentaje de los ingresos netos provenientes de las operaciones en curso antes de intereses no controladores y los cargos y créditos para todo el año de 2016?
		El flujo de caja libre, que fue de 2500 millones de USD e incluyó aproximadamente 850 millones de USD en concepto de pagos asociados con reducciones de la fuerza laboral y 100 millones de USD de pagos relacionados con transacciones asociados con la adquisición de Cameron, como porcentaje de ingresos netos antes de intereses no controladores y cargos y créditos, fue 158 % para todo el año 2016.
4)		¿Qué se incluyó en “Intereses y otros ingresos” para el cuarto trimestre de 2016?
		Los “Intereses y otros ingresos” para el cuarto trimestre de 2016 fueron de 47 millones de USD. Este monto estaba compuesto por 18 millones de USD de ganancias por inversiones bajo el método patrimonial y 29 millones de USD de ingresos por intereses.
5)		¿Cómo se modificaron los ingresos por intereses y los gastos por intereses durante el cuarto trimestre de 2016?
		Los ingresos por intereses de 29 millones de USD disminuyeron 1 millón de USD de manera secuencial. Los gastos de intereses de 139 millones de USD disminuyeron 10 millones de USD de manera secuencial.
6)		¿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 corporativos (incluidos cargos y créditos) e ingresos por intereses y gastos de intereses no asignados a los segmentos, como también gastos de compensación basados en acciones, gastos de amortización asociados con determinados activos intangibles (incluidos gastos de amortización de activos intangibles generados por la adquisición de Cameron), determinadas iniciativas gestionadas centralmente y otros artículos no operativos.
7)		¿Cuál fue la tasa impositiva efectiva (effective tax rate, ETR) para el cuarto trimestre de 2016?
		La ETR para el cuarto trimestre de 2016, calculada de acuerdo con los PCGA, fue de 8,8 % en comparación con el 5,1 % para el tercer trimestre de 2016. La ETR del cuarto trimestre de 2016, sin incluir cargos y créditos, fue del 15,8 % en comparación con el 16,0 % para el tercer trimestre de 2016.
8)		¿Cuántas acciones del paquete común fueron circulantes desde el 31 de diciembre de 2016, y cómo cambió esto desde el final del trimestre anterior?
		Había 1 391 000 millones de acciones del paquete común circulantes al 31 de diciembre de 2016. La siguiente tabla muestra el cambio en el número de acciones circulantes desde el 30 de septiembre de 2016 al 31 de diciembre de 2016.

					(Indicado en millones)
				Acciones circulantes al 30 de septiembre de 2016		1391
				Acciones vendidas a titulares de opciones, menos acciones intercambiadas		1
				Otorgamiento de acciones restringidas		-
				Acciones compartidas en el plan de adquisición de acciones de los empleados		-
				Programa de recompra de acciones		(1	)
				Acciones circulantes al 31 de diciembre de 2016		1391

9)		¿Cuál fue el promedio ponderado del número de acciones circulantes durante el cuarto trimestre de 2016 y el tercer trimestre de 2016 y cómo se concilia esto con el número promedio de acciones circulantes, suponiendo la dilución usada en el cálculo de ganancias por acción diluidas, sin incluir cargos y créditos?
		El promedio ponderado del número de acciones circulantes durante el cuarto trimestre de 2016 fue de 1 390 100 millones y 1 392 000 millones durante el tercer trimestre.
		La siguiente es una conciliación de las acciones circulantes promedio con el número promedio de acciones circulantes, suponiendo la dilución usada en el cálculo de ganancias por acción diluidas, sin incluir cargos y créditos.

						(Indicado en millones)
						Cuarto trimestre de 2016		Tercer trimestre de 2016
				Promedio ponderado de acciones en circulación		1391		1392
				Ejercicio asumido de opciones de acciones		5		4
				Acciones restringidas no otorgadas		5		5
				Promedio de acciones en circulación suponiendo la dilución		1401		1401

10)		¿Cuál fue el monto de ventas a múltiples clientes de WesternGeco en el cuarto trimestre de 2016?
		Las ventas a múltiples clientes, incluidas las tasas de transferencia, fueron de 143 millones de USD en el cuarto trimestre de 2016 y de 144 millones de USD en el tercer trimestre de 2016.
11)		¿Cuál fue el monto de las órdenes atrasadas a WesternGeco al final del cuarto trimestre de 2016?
		Las órdenes atrasadas a WesternGeco, basadas en contratos firmados con clientes, fueron de 759 millones de USD al finalizar el cuarto trimestre de 2016. Estas fueron de 845 millones de USD al final del tercer trimestre de 2016.
12)		¿Cuáles fueron las órdenes y las órdenes atrasadas para los segmentos de OneSubsea y Sistemas de Perforación del Grupo Cameron?
		Las órdenes y órdenes atrasadas de OneSubsea y Sistemas de Perforación fueron las siguientes:

(Indicado en millones)
Órdenes		Cuarto trimestre de 2016			Tercer trimestre de 2016
OneSubsea		$	523		$	434
Sistemas de Perforación		$	132		$	179
Órdenes atrasadas (al final del período)
OneSubsea		$	2.526		$	2527
Sistemas de Perforación		$	607		$	865

13)		¿A qué corresponden los diversos cargos registrados por Schlumberger durante el cuarto trimestre de 2016?
		Estamos realizando ajustes adicionales a nuestra estructura de soporte global y a la huella de las instalaciones para amoldar nuestros recursos a la recuperación. Esto nos llevó a registrar un cargo por reestructuración de 536 millones de USD. También registramos 139 millones de USD de cargos antes de impuestos relacionados con la adquisición de Cameron y una pérdida por devaluación de la moneda en Egipto. Estos 675 millones de USD de cargos antes de impuestos consisten en los siguientes elementos:
		-- 234 millones de USD en costos de reducción de la fuerza laboral
		-- 165 millones de USD en costos de cierre de instalaciones
		-- 98 millones de USD de costos asociados con la salida de ciertas actividades
		-- 76 millones de USD de cargos de fusión e integración relacionados con la adquisición de Cameron
		-- 63 millones de USD de pérdida por devaluación de la moneda en Egipto
		-- 39 millones de USD de costos de terminación de contratos

Acerca de Schlumberger

Schlumberger es el proveedor mundial líder de tecnología para la caracterización de yacimientos, perforaciones, producción y procesamiento para la industria del petróleo y el gas. Con operaciones en más de 85 países y con aproximadamente 100 000 empleados que representan a más de 140 nacionalidades, Schlumberger ofrece la mayor gama de productos y servicios del sector, desde la exploración hasta la producción, y soluciones integradas "pore-to-pipeline" (poro a tubería) que optimizan la recuperación de hidrocarburo para ofrecer el desempeño de los yacimientos.

Schlumberger Limited tiene sus oficinas principales en París, Houston, Londres y La Haya, e informó ingresos de 27 810 millones de USD en 2016. Para más información, visite www.slb.com.

*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger

Notas

Schlumberger realizará una llamada en conferencia para analizar el comunicado de prensa sobre ganancias y el panorama comercial el viernes 20 de enero de 2017. La llamada está programada para comenzar a las 7.30 a. m. (hora central de EE. UU.), 8.30 a. m. (hora del Este), 2.30 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) 288-8967 dentro de América del Norte, o al +1 (612) 333-4911 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 concluya la llamada en conferencia, una reproducción de audio estará disponible hasta el 20 de febrero de 2017 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 405410.

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 2017.

El presente comunicado de prensa de ganancias del cuarto trimestre de 2016 y del año completo, como 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 sea un hecho histórico, 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 específicos dentro de cada segmento); el crecimiento de la producción y demanda de gas natural y petróleo; los precios del gas natural y petróleo; las mejoras en los procedimientos operativos y tecnología, incluido nuestro programa de transformación; los gastos de capital de Schlumberger y la industria del petróleo y el gas; las estrategias comerciales de los clientes de Schlumberger; los beneficios esperados de la transacción de 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; el riesgo de las divisas extranjeras; la presión sobre los precios; factores climáticos y estacionales; modificaciones, demoras o cancelaciones 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 fracturamiento hidráulico e iniciativas relacionadas con el clima; la imposibilidad de la tecnología de satisfacer nuevos desafíos en exploración; la imposibilidad de integrar exitosamente a Cameron y realizar las sinergias esperadas; la imposibilidad de retener empleados claves; y otros riesgos e incertidumbres detallados en nuestro comunicado de ganancias del cuarto trimestre de 2016 y del año completo y la información complementaria, nuestros Formularios 10-K, 10-Q y 8-K más recientes presentados o proporcionados 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/20170129005030/es/