Schlumberger Anuncia los Resultados del Primer Trimestre de 2016

Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy los resultados del primer trimestre del año 2016.

			(indicado en millones de USD, excepto los montos por acción)
			Tres meses finalizados al																		Cambio
			31 de marzo de 2016						31 de diciembre de 2015						31 de marzo de 2015						Secuencial					Interanual
Ingresos			$	6520					$	7744					$	10 248					-16	%				-36	%
Ingresos operativos antes de impuestos				901						1288						1993					-30	%				-55	%
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos*				501						819						1358					-39	%				-63	%
EPS diluida, sin incluir cargos y créditos*			$	0,40					$	0,65					$	1,06					-38	%				-62	%
Margen operativo antes de impuestos				13,8	%					16,6	%					19,4	%				-281 puntos básicos					-563 puntos básicos
Ingresos de América del Norte			$	1464					$	1955					$	3222					-25	%				-55	%
Ingresos operativos (pérdidas) antes de impuestos América del Norte				(10	)					139						416					-107	%				-102	%
Margen operativo antes de impuestos de América del Norte				-0,7	%					7,1	%					12,9	%				-777 puntos básicos					-1357 puntos básicos
Ingresos internacionales			$	4979					$	5714					$	6889					-13	%				-28	%
Ingresos operativos antes de impuestos internacional				1062						1259						1661					-16	%				-36	%
Margen operativo antes de impuestos internacional				21,3	%					22,0	%					24,1	%				-70 puntos básicos					-277 puntos básicos

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Los ingresos netos de Schlumberger, incluidos los cargos y créditos, fue de 975 millones de USD en el primer trimestre de 2015. La pérdida neta de Schlumberger, incluidos los cargos y créditos, fue de 1016 millones de USD en el cuarto trimestre de 2015. La EPS diluida del primer trimestre de 2015, incluidos cargos y créditos, fue del 0,76 USD. La pérdida por acción del cuarto trimestre de 2015, incluidos cargos y créditos, fue del 0,81 USD. No hubo cargos ni créditos en el primer trimestre de 2016. Véase sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles.

El Presidente y CEO de Schlumberger Paal Kibsgaard comentó: "Durante el primer trimestre de 2016, la disminución de la actividad global y la proporción de la interrupción de las actividades alcanzó niveles sin precedentes a medida que la industria mostraba signos claros de operar en una crisis de dinero a escala completa. El gasto presupuestado de E&P cayó, nuevamente, y afectó, significativamente, nuestros resultados operativos. Se espera que este entorno continúe deteriorándose durante el próximo trimestre, dada la magnitud y naturaleza errática de las interrupciones en la actividad.

"Secuencialmente, la disminución en los ingresos del primer trimestre del 16 % fue uno de los descensos trimestrales más pronunciados que hemos publicado desde el inicio de esta recesión. Esto se impulsó con una caída continuada en la actividad y la presión constante sobre los precios en todas nuestras operaciones globales, así como las demoras en los proyectos, las cancelaciones de trabajos y las interrupciones de las actividades. Los ingresos de América del Norte disminuyeron un 25 % de manera secuencial, debido a que la cantidad de los equipos de perforación de tierra de los EE. UU. disminuyeron un 31 % luego de recortes en el presupuesto de los clientes. Hacia fines del trimestre, los equipos de perforación de los EE.UU. habían descendido a, aproximadamente, 400, lo que representó una caída del 80 % desde el pico de octubre de 2014. Los ingresos internacionales disminuyeron un 13 %, debido a una combinación de cortes en el presupuesto de los clientes, interrupciones en las actividades, desaceleraciones de la temporada de invierno y una presión sostenida sobre los precios. La disminución en el ingreso internacional fue más pronunciada en el área de Europa/CEI/África, en donde el rendimiento menor por la temporada se exacerbó, debido a la mayor fragilidad del rublo ruso. Los ingresos en las áreas de América Latina, Medio Oriente y Asia también disminuyeron significativamente.

"Entre los segmentos empresariales, los ingresos del primer trimestre de los Grupos de Caracterización de Perforaciones y Reservorios disminuyeron, secuencialmente, en un 16 % y 20 %, respectivamente, sobre una demanda menor de productos relacionados con la exploración y el desarrollo, y servicios como presupuestos de clientes en donde se redujo más aún. Los ingresos del Grupo de Producción se redujeron en un 11 %, generalmente, debido a una presión menor de los servicios de bombeo en América del Norte.

"Tal como se anunció previamente, la fusión con Cameron se cerró el 1 de abril de 2016. Actualmente, Cameron es el cuarto grupo de productos de Schlumberger junto con los Grupos de Caracterización de Depósitos, Perforaciones y Producción. Los ingresos del primer cuatrimestre de Cameron fueron del 1600 millones de USD.

"Mientras tanto, continúan los recortes en los gastos de E&P. Las encuestas de gastos recientes para 2016 indican, actualmente, disminuciones más marcadas que lo anticipado previamente. Las reducciones en el gasto global en 2016 se están acercando al 25 %, lo que corresponde a reducciones entre el 40 % y el 50 % en América del Norte y alrededor del 20 % internacionalmente.

"En este entorno, nuestro panorama general para los mercados petroleros sigue intacto con el ajuste del balance oferta-demanda que se espera que continúe durante el resto del año. Aunque las nuevas exportaciones desde Irán y los inventarios petroleros globales en aumento disminuyeron los precios del petróleo a comienzos del trimestre, los precios se han recuperado alrededor del nivel de interrupciones en el suministro de 40 USD y conversaciones acerca de un congelamiento de la producción, todo debido a las tendencias subyacentes del mercado. Los pronósticos del crecimiento de la demanda permanecen constantes, mientras que los niveles de producción OPEC han sido permanecido en la mayor parte inmóviles desde mediados de 2015. La producción en América del Norte continúa disminuyendo a medida que los efectos del declive se hacen más pronunciados, mientras que la producción lista que no sea de OPEC también se encuentra en disminución en varias regiones.

"Al navegar por este panorama, seguimos enfocados en equilibrar el nicho del mercado contra la rentabilidad, a la vez que también trabajamos para preservar del mejor modo las características centrales de la empresa a largo plazo. Continuaremos adecuando los costos y recursos a la actividad, mientras que seguiremos siendo cautelosos de volver a agregar capacidad dada la naturaleza impredecible del mercado actual.

"En medio de una recesión profunda que ya está ingresando en su séptimo trimestre, aún somos optimistas y tenemos confianza respecto del panorama a mediano plazo para Schlumberger. Nuestra capacidad inigualable de generar dinero en la industria de servicios de campos petroleros nos permite capitalizar una cantidad de oportunidades empresariales importante, mientras continuamos devolviendo el dinero a los accionistas mediante dividendos y recompras accionarias. Esto, combinado con los movimientos estratégicos que hemos realizado, que incluyen la fusión de Cameron, nos deja muy bien posicionados una vez que los mercados comiencen a recuperarse."

Otros eventos

Durante el trimestre, Schlumberger recompró 7,1 millones de acciones de su paquete de acciones ordinarias a un precio promedio de 67,34 USD por acción para un precio de compra total de 475 millones de USD.

El 24 de marzo de 2016, Schlumberger anunció la adquisición de Meta Downhole Limited, una empresa de ingeniería y servicios del Reino Unido que ofrece tecnología y conocimientos para proporcionar soluciones de aislamiento entre metales de fondo de pozo en aplicaciones de integridad de pozos.

El 31 de marzo de 2016, Schlumberger adquirió Asset Development & Improvement Ltd., una consultora del Reino Unido para la industria de gas y petróleo.

El 1 de abril de 2016, Schlumberger finalizó su fusión con Cameron International Corporation (Cameron). La transacción combina dos carteras de tecnología complementarias en una oferta de productos y servicios "pore-to-pipeline" (poro a tubería). La fusión genera un crecimiento impulsado por la tecnología mediante la integración de los conocimientos sobre reservorios y pozos de Schlumberger con los equipos de boca de pozo y superficie, el control de flujos, y la tecnología de procesamiento de Cameron. Esta combinación dará como resultado al primer sistema completo de perforación y producción de la industria, liderado por la experiencia en instrumentación, procesamiento de datos, software de control e integración de sistemas de Schlumberger.

El 5 de abril de 2016, Schlumberger anunció la finalización de su oferta por 1240 millones de USD para los títulos existentes de antigüedad de Cameron.

El 12 de abril de 2016, Schlumberger anunció que disminuirá su actividad en Venezuela, a fin de alinear las operaciones con los cobros en efectivo. Esta medida es el resultado de los pagos insuficientes recibidos en los últimos trimestres y de la falta de avances a la hora de establecer mecanismos nuevos para tratar el tema de las cuentas por cobrar pasadas y futuras. Ha comenzado la disminución en los niveles de actividad, y se realizará en coordinación estrecha con todos los clientes de Venezuela, a fin de continuar sirviendo a aquellos clientes que tengan flujo de dinero disponible mientras permitimos un cierre seguro y ordenado de las operaciones de otros.

El 20 de abril de 2016, la Junta Directiva de la Empresa aprobó un dividendo en efectivo trimestral de 0,50 centavos de USD por acción ordinaria en circulación, pagaderas el 8 de julio de 2016 a los accionistas registrados al 1 de junio de 2016.

América del Norte

Los ingresos del primer trimestre en América del Norte de 1500 millones de USD disminuyeron un 25 % secuencialmente, a medida que el número de equipos de perforación de tierra en los EE.UU. disminuyó un 31 % y los presupuestos del cliente de E&P se redujeron aún más. Los ingresos en tierra cayeron un 29 % a partir de una actividad más baja, continuando con la presión sobre los precios, y el inicio temprano de las vacaciones de la primavera canadiense. Los ingresos provenientes de operaciones mar adentro disminuyeron un 18 % sobre una actividad reducida, demoras de proyectos y ventas de licencias sísmicas mutlicliente más bajas.

El margen operativo anterior al impuesto en América del Norte disminuyó 777 puntos básicos (basis points, bps) secuencialmente a -1 % a medida que la recesión se agudizaba ocasionando mayores cortes en los gastos de E&P, y a medida que las interrupciones operativas extendidas evitaban ajustes rápidos en los costos. Mientras se mantuvo el enfoque en equilibrar la posición de la cuota del mercado y las ganancias, la economía de cancelar, temporariamente, las operaciones se ponderó contra el costo del mantenimiento de los recursos. Como resultado, el margen operativo decreciente aumentó del 20 % al 30 % secuencialmente. Continuaremos adaptando la capacidad del servicio a la actividad mientras se preservan características operativas y técnicas a largo plazo, y también permaneceremos cautelosos acerca de agregar capacidad una vez que la actividad muestre signos de mejoría.

En el primer trimestre, los servicios integrados y las nuevas tecnologías de Schlumberger contribuyeron a aumentar la producción y la eficiencia operativa en América del Norte.

En tierra de los EE.UU., el Laboratorio de Tecnología de Energía Nacional del Departamento de Energía y sus socios, la West Virginia University, el operador Northeast Natural Energy LLC, y la Ohio State University formaron el consorcio Marcellus Shale Energy and Environment Laboratory (MSEEL) para controlar la producción de gas no convencional en los pozos en los yacimientos de lutita de Marcellus. Schlumberger fue seleccionado como el único proveedor de tecnología y servicios con el objetivo de entender mejor el rendimiento de la producción a largo plazo de los pozos, el impacto ambiental y social, para optimizar la gestión protectora y las estrategias para el tratamiento de pozos para futuros desarrollos no convencionales en la región. Los Servicios de Producción Integrados de Schlumberger diseñaron un programa de estimulación único que maximizó la cobertura de la boca de los pozos. Las tecnologías de Wireline incluyeron un servicio de geología de reservorio fotorealista Quanta Geo* y un servicio de corte de núcleos de pared lateral rotativo y de gran volumen XL-Rock* para identificar un objetivo de asentamiento lateral preferido. Una combinación de tecnologías de Drilling & Measurements, principalmente, el sistema dirigible rotativo de alta velocidad de construcción PowerDrive Archer*, el servicio de evaluación acústica de lutita SonicPacer*, y el servicio de colocación de pozos PayZone Steering* confinado en las bocas de pozos horizontales en el intervalo del objetivo, mientras que los servicios de integridad de pozos Invizion* aseguraron el aislamiento zonal efectivo. Asimismo, el sistema de aseguramiento de colocación de los apuntalantes WellWatcher Contact* MSS midió la temperatura distribuida de la boca de los pozos y los datos acústicos en tiempo real durante el fracturado para verificar la uniformidad de la colocación de los apuntalantes. Los pozos del proyecto se completaron correctamente y ahora se encuentran en producción con resultados iniciales favorecedores.

En la tierra de EE.UU., Well Services utilizó el servicio de fracturación BroadBand Sequence* para volver a fracturar múltiples pozos para Enerplus Resources en la cuenca Williston en el este de Montana y el occidente de Dakota del Norte. Los peritos de varias líneas de productos que trabajan en un Centro de Integración de Tecnología en Producción ayudaron al cliente a seleccionar y a categorizar los pozos de los candidatos. La tecnología BroadBand* superó los desafíos que presentó la boca de pozo expuesta y la necesidad de un desvío efectivo aislando, secuencialmente, las fracturas en la boca del pozo para garantizar que cada agrupamiento en cada zona estuviere fracturado y que contribuyera a la producción del pozo. Un fluido de un compuesto de baja viscosidad de la familia de servicios de finalización del reservorio no convencional BroadBand aseguró la suspensión adecuada de los apuntalantes y evitó las salidas de pantalla o la sedimentación de arena no deseada en toda la sección lateral. El análisis de los gradientes de la fractura luego del trabajo en los pozos indicó que se encontró roca nueva, lo cual resultó en un aumento de la producción triple a séxtuple entre cuatro pozos que se volvieron a fracturar.

En la tierra de los EE.UU., Bits & Drilling Tools de Schlumberger lograron un metraje récord de perforación para los 48 estados de los EE.UU. y Canadá de BP en el yacimiento de gas no convencional de Woodford. La plataforma de diseño de la broca de perforación integrada IDEAS* se utilizó para personalizar la broca de perforación MDSi813 con cortadores compactos de diamante policristalino (polycrystalline diamond compact, PDC) de alto impacto y resistente al uso RockStorm*. El diseño realizado para un solo propósito mejoró la velocidad de penetración (rate of penetration, ROP) y redujo el número de brocas necesario para perforar la boca del pozo lateral, lo que resultó en una mejora del 71 % en metraje perforado en comparación con el promedio de los principales 10 pozos de límite comparables. Este logro resultó en un ahorro de AFE de 24 días y 1 millón de USD.

En Dakota del Norte, la finalización utilizó la tecnología de tapar y perforar que puede disolverse de Infinity* para Zavanna en la Formación Bakken. El sistema Infinity utiliza bolas y asientos de fracturación degradable en lugar de tapones para aislar zonas durante la estimulación, y es adecuado para una cantidad de aplicaciones y litologías de la formación. Un control de verificación de la profundidad total sobre un pozo no convencional de alta temperatura que utilizó tecnología Infinity confirmó que no quedaron restos del sistema que se podía disolver. Como resultado, el cliente ahorró 50 horas de tiempo operativo en un segundo pozo al eliminar la necesidad de quitar elementos del pozo con un tapón posterior a la estimulación.

En California, Bits & Drilling Tools (Brocas y Herramientas de Perforación) presentaron la broca con elemento de diamante cónico StingBlade* para perforar tres pozos geotérmicos en los condados de Sonoma y Lake. Anteriormente, la roca superdura serpentinita, argilita y grauvaca de estas formaciones ocasionó daños graves a las brocas, así como corridas lentas con vibraciones dañinas. La tecnología StingBlade aumentó la velocidad de perforación (rate of penetration, ROP) en un 97 % en comparación con las corridas de los rodillos cónicos, y promedió un aumento del 5 % en el metraje.

En el Golfo de México en los EE.UU., Wireline completó un programa de adquisición de datos de perfil sísmico vertical en 3D para BP Exploration and Production Inc. Con un conjunto de receptor de nivel 100, transmitido en un cable de acero, Schlumberger estableció un nuevo récord con un total de 47 874 disparos sobre una red de levantamiento en espiral con una distancia acumulativa de 1380 km.

En Canadá, WesternGeco recibió una colocación para un levantamiento multicliente en 3D en aguas profundas que cubrió más de 9000 km2 en el paso Flemish mar adentro en Newfoundland. La adquisición sísmica comenzará, en el segundo trimestre de 2016, utilizando la tecnología sísmica isométrica marina IsoMetrix*. El Amazon Conqueror de WesternGeco construido para un propósito remolcará a 14 buques de vapor durante el verano y entregará sus primeras imágenes más adelante en el año. Para 2017 se planea la medición de 9000 km2 adicionales para proporcionar datos sísmicos continuos de alta resolución, de límite extenso, y de banda ancha para la ubicación.

Áreas internacionales

Los Ingresos para las Áreas Internacionales de 5000 millones de USD disminuyeron en un 13 % secuencialmente, debido a la combinación de recortes en el presupuesto del cliente, las interrupciones de la actividad, las desaceleraciones de la estación de invierno, las presiones constantes sobre los precios, y el debilitamiento de la moneda.

Los ingresos de 2000 mil millones de USD de Medio Oriente y de la región de Asia disminuyeron un 11 % secuencialmente, en mayor medida, debido al desacelere de la temporada de invierno en China, y a la menor actividad en Australia y en la región de Pacífico Asiático como resultado de los recortes presupuestarios. Estos factores llevaron a un menor número de equipos de perforación, dilación de los trabajos, y cancelaciones de proyectos. Los ingresos en los Geomercados de Medio Oriente también fueron menores, ya que la actividad firme en Kuwait, Egipto, y en los Emiratos Árabes Unidos fue más que una compensación por un ingreso más débil en el resto de la región debido a los efectos de las concesiones de precios del servicio y las finalizaciones de los proyectos.

Los ingresos del área de Europa/CEI/África de 1700 millones de USD disminuyeron un 18 % de manera secuencial, principalmente, en Rusia y Asia Central por la debilitación del rublo ruso y la desaceleración estacional de invierno. Las inclemencias del tiempo, la baja exploración, y las finalizaciones de proyectos en el Mar del Norte, así como las demoras en proyectos extendidos y las cancelaciones de trabajos en África subsahariana también contribuyeron a la caída de los ingresos.

Los ingresos en el área de América Latina de 1300 millones de USD disminuyeron un 9 % de manera secuencial, principalmente por una actividad significativamente menor en México y América Central, y debido a los recortes presupuestarios del cliente en Colombia y Perú, Brasil, y Argentina, Bolivia y Chile. Estos efectos se compensaron parcialmente al inicio del nuevo proyecto de Schlumberger Production Management (SPM) en Ecuador.

El margen operativo previo al impuesto en el Área Internacional del 21 % disminuyó en 70 puntos básicos secuencialmente, debido a cancelaciones de proyectos, demoras en los trabajos, e interrupciones en la actividad, especialmente, en el área de Europa/CEI/África. Secuencialmente, el margen operativo previo al impuesto en Europa/CEI/África disminuyó en 194 puntos básicos al 19 %, mientras que las áreas de América Latina, y Medio Oriente y Asia mantuvieron sus márgenes de 23 % y 22 %, respectivamente.

El margen operativo decreciente mejoró un 27 % a medida que los decrecientes más altos en Europa/CEI/África se compensaron con un mejor rendimiento en las áreas de América Latina, y Medio Oriente y Asia, debido a los rápidos ajustes en los recursos.

El primer trimestre fue testigo de una cantidad de eventos principales y otorgamientos de contratos en las áreas internacionales que resaltaron las áreas claves del rendimiento de Schlumberger en tecnología, integración, confiabilidad y eficacia.

En marzo, Schlumberger y el Presidente y Director Ejecutivo saudí de Aramco, Amin H. Nasser, inauguraron el Centro de Medio Oriente para la Confiabilidad y Eficiencia (Middle East Center for Reliability and Efficiency, CRE) de última tecnología en Dammam, Arabia Saudita. El CRE de Medio Oriente es el agregado más nuevo y grande a la red de Schlumberger de todos los centros de alta eficacia dedicados a los servicios de mantenimiento avanzados para tecnologías en los campos petroleros y marca otro hito importante en la búsqueda de la empresa de la excelencia operativa mediante nuestro programa de transformación. Además del CRE de Medio Oriente en el Reino de Arabia Saudita, la red incluye centros regionales en Malasia, México y EE.UU. Testing Services (Servicios de Evaluación), que centralizaron sus activos en el CRE de Medio Oriente en 2015, ya han alcanzado un aumento del 21 % en las plazos de entrega de bienes.

En Kuwait, la Kuwait Oil Company le adjudicó a Schlumberger un contrato a cinco años valuado en más de 450 millones de USD para la ingeniería, el abastecimiento, la construcción, la puesta en marcha y el funcionamiento de dos instalaciones; una para la producción de gas jurásico en el campo de Sabriya y otra para la producción de petróleo denso en el campo Umm Niqa.

En China, CNOOC le otorgó a Software Integrated Solutions (SIS) un contrato por tres años para software y servicios relacionados de E&P, lo cual marca su cuarta adjudicación consecutiva. El contrato incluye el software de E&P Petrel* y las plataformas de software de boca de pozo Techlog*, y el simulador de reservorio de alta resolución INTERSECT*. La plataforma Petrel les permite a las empresas estandarizar los volúmenes de trabajo desde la exploración hasta la producción, y tomar decisiones mejor informadas. La adjudicación del contrato se basó en la probada trayectoria de SIS en el suministro de software y servicios de soporte técnico superior líderes de la industria.

También en China, PetroChina le adjudicó un contrato a Drilling & Measurements para 10 pozos ultraprofundos y de alta temperatura en formaciones carbonatadas ordovícicas. El servicio sísmico durante la perforación seismicVISION* lo ayudó a sobreponer incertidumbres relacionadas con la heterogeneidad y las variaciones en velocidad y grosor en ambas formaciones poco profundas y roca volcánica pérmica. Los caminos de los pozos se rediseñaron para cumplir con los objetivos de perforación primarios y para evitar peligros de perforación. A la fecha, siete pozos se encuentran ya en producción y están cumpliendo con las expectativas del cliente.

En Egipto, BP Egypt Company le adjudicó a Testing Services un contrato por 60 millones de USD por tres años para servicios de instalación de la terminación y puesta en marcha en el campo Delta Taurus Libra mar adentro en el Nilo Occidental. Con la producción que se espera que comience en 2017, Schlumberger proveerá un paquete de evaluación de pozos junto con servicios de cadena de asentamiento submarino para control de actuación rápida. La perforación de desarrollo ha comenzado en este programa que incluye 21 pozos y se espera que produzca 1,2 Bcf/d, o, aproximadamente, el 25 % de la producción de gas actual de Egipto.

Mar adentro en Libia, Mellitah Oil and Gas B.V. le adjudicó a Testing Services y a OneSubsea un contrato por servicios del sistema de cadenas de asentamiento submarino durante el desarrollo de la fase dos del campo Bahr Essalam. El contrato de dos años y medio incluye el despliegue de la tecnología de árbol de prueba submarino para finalización SenTREE 7* para completar en 13 pozos de gas. La tecnología SenTREE 7, la cual puede personalizarse para cada trabajo, está evaluada para una presión de trabajo de 10 000 psi, y es un método rápido y confiable para desconectar la cadena de asentamiento de finalización durante una emergencia.

Mar adentro de Mozambique, WesternGeco ha comenzado un levantamiento de 14 500 km2 prefinanciado con Western Trident y WG Amundsen utilizando la tecnología sísmica isométrica marina IsoMetrix. Esta es la primera vez que se utilizará la tecnología IsoMetrix, simultáneamente, en dos embarcaciones que funcionan en el mismo proyecto. El levantamiento sigue el éxito de un proyecto en 2D de WesternGeco en Mozambique, y refleja la tecnología, el conocimiento local y la experiencia que WesternGeco ha desarrollado en el área. El levantamiento está planificado para el cuarto trimestre de 2016.

En México, WesternGeco recibió precompromisos adicionales de varias empresas petroleras principales para el proyecto multicliente con técnica Wide Azimut (WAZ) de aguas profundas en Campeche por varios años; el primero en su clase en las aguas mexicanas del Golfo de México. Las acciones del proyecto en Campeche proporcionarán información a las empresas petroleras para las rondas de licencia en 2016 y más allá, así como para exploraciones futuras y actividades de evaluación en el área.

En el Mar del Norte, Apache le adjudicó a WesternGeco un contrato para un levantamiento de monitoreo de reservorio en 4D a lo largo de 208 km2 en el campo Forties y el área aledaña con una extensión opcional. El levantamiento utilizará la tecnología sísmica marina de receptor de puntos Q-Marine*, la cual es significativamente más repetible que los sistemas de adquisición convencionales. WesternGeco tiene una sociedad con Apache desde hace mucho tiempo en el campo Forties, el cual ha adquirido datos sísmicos desde 2010, lo que incluye dos levantamientos en 4D.

Schlumberger y BP ganaron el Premio a la Mejor Innovación/Tecnología en Gas y Petróleo en la categoría subsuperficie en la Conferencia ADIPEC 2015 en Abu Dhabi. La colaboración técnica incluyó la clasificación de rocas petrofísicas junto con modelos mecánicos que reflejaron la litología local y los sistemas de tensiones regionales, los cuales contribuyeron a optimizar el valor de la estimulación de la fractura hidráulica en el campo Khazzan en Omán. El volumen de trabajo innovador se benefició mediante un profundo entendimiento de los controles subsuperficiales del campo en la capacidad del almacenamiento de hidrocarburos, la capacidad de flujo, la estratigrafía mecánica y las influencias tectónicas regionales. El nuevo método para incorporar estos efectos se ha desarrollado mediante una prueba de concepto para establecer la eficacia de la finalización mejorada, producción superior, y ahorros significativos en los costos en comparación con los pozos anteriores en el campo Khazzan.

Grupo de Caracterización de Yacimientos
			(indicado en millones de USD, a excepción de los porcentajes de márgenes)
			Tres meses finalizados al									Cambio
			31 de marzo de 2016			31 de diciembre de 2015			31 de marzo de 2015			Secuencial			Interanual
Ingresos			USD 1747			USD 2193			USD 2655			-20 %			-34 %
Ingresos operativos antes de impuestos			331			521			672			-36 %			-51 %
Margen operativo antes de impuestos			19,0 %			23,8 %			25,3 %			-480 puntos básicos			-635 puntos básicos
Margen operativo decreciente												43 %			38 %

Los ingresos del Grupo de Caracterización del Reservorio de 1700 millones de USD disminuyeron en un 20 % secuencialmente, principalmente, debido a la desaceleración invernal de la temporada y las cancelaciones de proyectos que impactaron sobre las actividades de Wireline. Los ingresos de Testing Services disminuyeron significativamente, en particular, en Brasil, en donde las menores ventas a multiclientes y de software de SIS también contribuyeron al declive de los ingresos del Grupo.

El margen operativo anterior al impuesto del 19 % disminuyó 480 puntos básicos, debido a los servicios de Wireline de alto margen reducido. Una disminución en los ingresos de las ventas multicliente y de software de SIS también contribuyeron a un margen decreciente secuencial alto.

Una combinación de ganancias de programas de transformación, beneficios de servicios integrados y nuevos despliegues de tecnología contribuyeron al rendimiento de la línea de productos de la Caracterización del Reservorio en ciertos lugares durante el primer trimestre.

En Malasia, el CRE de Asia en Port Klang utiliza procesos avanzados, los que incluyen un mantenimiento centrado en la confiabilidad para mejorar la confiabilidad de los equipos en el campo, junto con las mejores prácticas para optimizar la utilización de bienes. En 2015, Testing Services centralizó su flota de equipos de fondo de pozo regionales en el CRE de Asia. La aplicación de la rastreabilidad global y el proceso de mantenimiento LEAN mejoró la confiabilidad del equipo y optimizó los costos de mantenimiento, lo cual condujo a una reducción de los gastos materiales y de suministro. Además, los plazos más rápidos de entrega de equipos aumentaron la disponibilidad de los activos en un 50 %.

En América del Norte, el programa de transformaciones permitió un aumento en la productividad de la fuerza de trabajo a través de la combinación de polifuncionalidad y operaciones remotas. Cuando un cliente en Canadá necesita medidas de resistividad en un pozo inestable que se encamisó luego de un primer intento fallido de sondeo, la herramienta de resistividad de formación del orificio de encamisado CHFR* fue una solución ideal. Luego de una breve notificación, un ingeniero en el campo de CHFR en el Centro de Operaciones Remoto de Houston proporcionó asistencia a los ingenieros del campo canadiense en el sitio del pozo para completar 11 horas de sondeo y análisis final. De modo similar, el Centro cumplió con una solicitud de un cliente en Colorado utilizando la tecnología de herramientas de saturación de reservorio RSTPro* para la evaluación del reservorio. El cliente necesitó operaciones de 24 horas para sondear 20 pozos en cuatro días. El Centro avanzó para cubrir las operaciones nocturnas y completó el trabajo a tiempo sin incidentes en cuanto a la calidad del servicio. El cliente ahorró en costos operativos, debido a las operaciones remotas y a la disminución en la exposición a riesgos HSE (Health, Safety and Environmental - Salud, Seguridad y Medio Ambiente).

El contrato multianual de Schlumberger Integrated Services Management (ISM) para Shell en el proyecto Sail and Drill finalizó en febrero de 2016 luego de perforar un total de cinco pozos en tres países: Benín, Turquía y Gabón. Se perforaron un total de 16 120 m, se gestionaron exitosamente logísticas complicadas y el proyecto se consideró un éxito operativo. El modelo ISM, incluida la colocación, integración y objetivos alineados de los equipos de Shell y Schlumberger, condujo a un rendimiento de clase mundial con una mejora continua a lo largo del proyecto. El cliente reconoció el rol clave desempeñado por ISM en el proyecto Sail and Drill al proporcionar una asistencia sin igual durante los eventos no planeados.

Mar adentro en Rumania, ISM completó un proyecto de exploración en aguas profundas en el Mar Negro. El proyecto consistió en siete pozos con más de 22 000 m perforados durante casi dos años de operaciones, con una combinación de perforación, evaluación de la formación, y tecnologías de evaluación que desplegaron 10 líneas distintas de productos. Las tecnologías de perforación, las que incluyeron el sistema dirigible rotativo PowerDrive Xceed* y los escariadores activados hidráulicamente a solicitud Rhino XC* e hidráulicamente expandible Rhino XS* establecieron una récord en el Mar Negro por la sección perforada más grande de 17 y ½ pulgadas de 1551 m. Las tecnologías de caracterización del reservorio incluyeron el servicio de geología del reservorio fotorealista Quanta Geo, la sonda radial en 3D Saturn*, y la telemetría inalámbrica Muzic*. Como resultado, los pozos se entregaron dentro del presupuesto planeado y cumplieron con los objetivos del programa del cliente.

En Abu Dhabi, SIS completó exitosamente la utilización del proyecto de Soluciones de Información de Exploración y Producción (Exploration & Production Information Solutions, 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, y les brinda un acceso eficaz e intuitivo a una variedad de datos geofísicos, geológicos, de perforación, finalización de pozos, análisis de muestras de fluidos, pruebas de pozos y de producción. EXPRIS se crea en base a los sistemas de gestión y entrega de datos de E&P ProSource* y les permite a los usuarios aplicar los datos en otras aplicaciones técnicas, mejorando así la productividad del usuario y también la integración de los equipos.

En Brasil, Wireline utilizó un cable de acero compuesto balanceado con torque TuffLINE* para Petrobras y estableció un nuevo récord para la perforación del intervalo más largo en el tiempo operativo más corto en el campo presalina Lula. El cable compuesto TuffLINE* se sobrepuso a las condiciones desafiantes de pozos de aguas ultraprofundas, perforando un total de 134 m en 34 horas en 5 corridas en los pozos. Esto le ahorró al cliente 29 horas de tiempo de perforación.

En el Mar del Norte noruego, Wireline llevó a cabo las pruebas de la formación del reservorio y las operaciones de muestreo de fluidos, lo que incluye las pruebas de fatiga en reservorios conglomeráticos, creta y pizarras de sobrecarga, en el pozo de evaluación para Lundin Norway AS en el campo Edvard Grieg. La tecnología de evaluación de la formación durante el disparo evaluó, eficazmente, la permeabilidad, la anisotropía y la producibilidad de la formación, capturó las muestras de fluidos en formación en las zonas de transporte de petróleo, y permitieron la evaluación de la permeabilidad en la zona del agua. Todos los servicios se realizaron a una eficacia operativa del 100 % y proporcionaron un ingreso esencial en el modelo de tierra mecánico del cliente y el plan de desarrollo del campo.

En mar adentro en China, Wireline utilizó una combinación de tecnologías de caracterización de reservorio para CNOOC en un pozo de aguas ultraprofundas en el Mar del Sur de China. Junto con el servicio de corte de núcleo lateral rotativo de gran volumen para rocas extragrandes (XL-Rock), y la tecnología del tester de las dinámicas de formación modular MDT*, la herramienta de corte de núcleo lateral mecánica MSCT* reemplazó los métodos de perforación de núcleo convencionales. Esta combinación de las tecnologías Wireline le ahorró al cliente 1,2 millones de USD y el trabajo se implementó sin errores y sin tiempo de improductividad.

Grupo de Perforación
			(indicado en millones de USD, a excepción de los porcentajes de márgenes)
			Tres meses finalizados al									Cambio
			31 de marzo de 2016			31 de diciembre de 2015			31 de marzo de 2015			Secuencial			Interanual
Ingresos			USD 2493			USD 2953			USD 3922			-16 %			-36 %
Ingresos operativos antes de impuestos			371			494			778			-25 %			-52 %
Margen operativo antes de impuestos			14,9 %			16,7 %			19,8 %			-183 puntos básicos			-496 puntos básicos
Margen operativo decreciente												27%			29 %

Los ingresos del Grupo de Perforación por 2500 millones de USD disminuyeron un 16 % secuencialmente desde una abrupta caída en la actividad de perforación combinado con una presión constante sobre los precios, desaceleraciones de la temporada de invierno, y una debilitación monetaria que principalmente impactó en los resultados de Drilling & Measurements y M-I SWACO.

El margen operativo anterior a los impuestos del 15 % se contrajo 183 puntos básicos, secuencialmente, a medida que los ingresos declinaron, abruptamente, sobre la baja actividad y la debilitación de los precios. El margen decreciente, sin embargo, se mantuvo, secuencialmente, en 27 % sobre el rápido ajuste de los recursos.

En el primer trimestre, una combinación de hitos operativos, ganancias del programa de transformación y despliegues de nuevas tecnologías contribuyeron al rendimiento de la línea de productos del Grupo de Perforación en todo el mundo.

Mar adentro en Brasil, el Grupo de Perforación perforó cuatro pozos desafiantes presalinas, y una desviación de la trayectoria del pozo para Repsol Sinopec durante una campaña de 30 meses en la cuenca de aguas ultraprofundas Campos. Un total de 75 corridas en el conjunto del agujero del fondo perforaron más de 15 km. Un modelo empresarial colaborativo con integración de tecnología permitió un cambio en el paso en cuanto a la confiabilidad y la eficacia que llevaron a la finalización del último de cuatro pozos 26 días adelantados en el cronograma. Los equipos de ingeniería de Repsol y Schlumberger colaboraron para crear el mejor diseño de construcción de pozos. La alineación comercial mejorada se estableció utilizando un modelo basado en el rendimiento. Una combinación de tecnologías "durante la perforación" mejoraron la caracterización del reservorio del complejo. La confiabilidad de las herramientas de perforación en el agujero del fondo, el uso de Instrucciones Estándar de Trabajo, la asistencia del planeamiento y la coordinación de ISM mantuvo el tiempo improductivo de Drilling & Measurements en menos de 8 horas de un total de tiempo operativo de 7300 horas. Las perforadoras dirigibles polifuncionales de Drilling & Measurements también utilizaron la tecnología de las herramientas de circulación WELL COMMANDER* y el sistema integrado de agrandamiento de pozos de perforación Rhino* para aumentar la productividad de la fuerza de trabajo.

En Australia, el programa de transformación permitió que Drilling & Measurements disminuyera los costos operativos utilizando operaciones remotas para Chevron en Barrow Island. El proyecto de inyección de CO2 en Barrow Island, que incluye 17 pozos, se espera que sea el proyecto de almacenamiento de CO2 a largo plazo más grande del mundo con una inyección planeada de 3,3 a 4 millones de toneladas de CO2 por año. Al implementar las operaciones remotas, Drilling & Measurements disminuyó sus costos operativos, redujo los riesgos HSE, y redujo el impacto ambiental. Además, la entrega del servicio contribuyó al 99,7 % de la eficacia en el tiempo operativo total.

El programa de transformación también permitió aumentos en la productividad del la fuerza de trabajo mediante operaciones remotas en tierras de EE.UU. Al establecer un centro de comando en la cuenca pérmica, Drilling & Measurements aumentó la actividad de las operaciones remotas en un 27 % y redujo la exposición a los riesgos HSE. Como resultado, la ROP aumentó el 82 %, lo cual redujo los costos de los pozos y los plazos de entrega para los clientes. Además, la confiabilidad operativa en 2015 se benefició a partir de una mejora del 31 % en comparación con el año anterior. En combinación con estos resultados, el centro de comando de las operaciones remotas también ayudó a equilibrar la carga de la tripulación en el campo.

El Grupo de Perforación alcanzó un hito en el programa de transformación al aumentar la productividad de la fuerza de trabajo mediante la polifuncionalidad en las operaciones para clientes en Italia y Egipto. En Italia, los ingenieros de fluidos de perforación recibieron una capacitación polivalente para operar equipos de control de sólidos, con perforadoras dirigibles para operar herramientas especializadas. Este impacto reducido en el sitio de la perforación disminuyó los riesgos HSE y condujo a un aumento en la capacidad equivalente a 33 años-hombre en 2015. En Egipto, el Grupo de Perforación también pudo aumentar la productividad de la fuerza de trabajo mediante la polifuncionalidad y las operaciones remotas con un total de 27 ingenieros en el campo y perforadoras dirigibles de Drilling & Measurements, M-I SWACO y Bits & Drilling Tools, habiendo recibido una capacitación polivalente para operar las brocas. En combinación con las operaciones remotas, esto resultó en la disminución del costo operativo y una capacidad aumentada equivalente al trabajo de 162 personas.

Mar adentro en Canadá, Schlumberger completó un total de 500 días y 10 000 horas operativas acumulativas en un contrato de servicios integrados por varios años para Statoil en aguas profundas en el paso Flemish, sin incidentes HSE. Una combinación de tecnologías de Drilling & Measurements, Smith Bits, M-I SWACO, Geoservices y Bits & Drilling Tools le permitió a Statoil lograr un nuevo récord neto de ROP de 190,1 m/h mediante formaciones de hiladas duras múltiples sobrepasando todo récord previo establecido durante la misma campaña en 2015.

Mar adentro en Australia, Drilling & Measurements utilizó el servicio de mapeo durante la perforación del reservorio GeoSphere* para Quadrant Energy Ltd. para perforar 6 pozos multilaterales con 15 laterales en el campo Coniston. La naturaleza con muchas fallas del reservorio significó que solo entre el 15 y 20 % del petróleo en el lugar se pudo recuperar, y la colocación del pozo fue de suma importancia para maximizar la recuperación. La tecnología GeoSphere reveló detalles de un estrato subsuperficial y contacto de fluidos a más de 100 pies del pozo de perforación, lo cual permitió una colocación óptima del pozo y también reveló reservas de petróleo previamente no detectadas. Como resultado, la profundidad total de los laterales se extendió en 11 155 pies y el cliente se benefició con el aumento esperado de la recuperación del petróleo.

Mar adentro en México, M-I SWACO presentó tecnologías para la gestión de la presión dinámica para que PEMEX perforara pozos de exploración de alta presión y a altas temperaturas en aguas superficiales. El uso de la perforación de presión gestionada en un entorno mar adentro perforado mediante una ventana operativa estrecha eliminó pérdidas de fluidos y aumentó el rendimiento de la perforación. El cliente pudo confirmar los reservorios y conseguir reservas de petróleo adicionales en un tercio del tiempo de perforación convencional.

Mar adentro en Noruega, Bits & Drilling Tools utilizó la tecnología de elementos de diamante cónico Stinger* en una broca de perforación personalizada de dos conos TCT para Statoil para perforar una sección vertical en el pozo Gymir en el Bloque 6706. La sección vertical se perforó en una sola corrida y, como resultado, Statoil logró uno de sus pozos más rápidos perforados desde el inicio de la perforación hasta la profundidad total en menos de dos semanas desde el armado de los equipos del pozo de perforación hasta su traslado. Además, el cliente estableció un récord neto de ROP de 92 m/h.

En tierra de EE.UU., la tecnología de brocas de perforación con corte de rodillo ONYX 360* de Bits & Drilling Tools mejoró la eficacia de perforación para QEP Energy Company en el anticlinal Pinedale de Wyoming. La tecnología de broca de perforación ONYX 360 permite la disipación del calor durante la rotación de la perforación, lo cual ayuda a la durabilidad de la broca de perforación en formaciones altamente abrasivas. La aplicación de la tecnología de ONYX 360 le permite al cliente mejorar la ROP y reducir el número de disparos de los equipos de perforación para el uso de brocas en comparación con los pozos de límite, lo que ahorra 11 horas de tiempo de perforación por pozo.

Grupo de Producción
			(indicado en millones de USD, a excepción de los porcentajes de márgenes)
			Tres meses finalizados al									Cambio
			31 de marzo de 2016			31 de diciembre de 2015			31 de marzo de 2015			Secuencial			Interanual
Ingresos			USD 2348			USD 2632			USD 3705			-11 %			-37 %
Ingresos operativos antes de impuestos			208			302			544			-31 %			-62 %
Margen operativo antes de impuestos			8,9 %			11,5 %			14,7 %			-258 puntos básicos			-580 puntos básicos
Margen operativo decreciente												33 %			25 %

Los ingresos del Grupo de Producción de 2300 millones de USD disminuyeron un 11 % de manera secuencial con un 74 % de la disminución atribuible a una mayor disminución en la actividad del terreno de América del Norte, ya que el gasto de E&P de los clientes sufrió otra ronda de recortes, lo cual llevó a una mayor disminución de las plataformas de perforación y a una mayor presión de precios. Antes de la nueva ronda de cortes, el precio de mercado para los servicios de bombeo a presión ya se encontraba a niveles insostenibles con varias empresas de servicios en una condición financiera crítica.

El margen operativo antes del impuesto de 9 % se redujo 258 puntos básicos secuencialmente, principalmente a partir del debilitamiento en los precios en los servicios de bombeo a presión. El margen operativo en disminución secuencial aumentó a 33 %, debido a valores decrecientes más altos en América del Norte.

Una cantidad de nuevas tecnologías de la línea de productos del Grupo de Producción ayudó a los clientes a superar sus complejidades técnicas durante el trimestre al acelerar la eficacia operativa, acelerar la producción y mejorar la recuperación.

Schlumberger utilizó una combinación de tecnologías en México para lograr un aislamiento zonal completo en dos pozos de exploración de aguas profundas. Los servicios de integridad de pozos Well Services Invizion permitieron la integración de datos de perforación, petrofísicos y geomecánicos en tiempo real para proporcionar diseños de cementación sólidos que ayudaron a mejorar el aislamiento zonal y aumentaron el éxito de los tratamientos de estimulación. Además, el servicio multipolar de sonda durante la perforación SonicScope* de Drilling & Measurements proporcionó mediciones compresionales y de corte para estimar la presión de los poros, así como los gradientes de las fracturas. Estas dos tecnologías proporcionaron un análisis integral de los trabajos de cementación, y el aislamiento zonal de alta calidad le permitió al cliente evitar las operaciones costosas de reacondicionamiento que pueden sumarle aproximadamente 1,2 millones de USD por día en costos operativos.

Mar adentro, en Ghana, Well Services utilizó el servicio de evaluación de integridad de pozos Invizion Evaluation* para Tullow Oil en el campo Jubilee. La tecnología de Invizion Evaluation garantizó un aislamiento zonal efectivo para un pozo, de modo que las lecciones aprendidas podrían aplicarse para otros pozos en desarrollo. La evaluación ayudó a optimizar la producción y evitó operaciones de reparación costosas que le ahorraron al cliente 245 000 de USD por pozo y tiempo de perforación valuado en 1,5 millones de USD.

En Ecuador, Artificial Lift instaló, exitosamente, un sistema de reemplazo ESP sin plataformas ZEiTECS Shuttle* en un pozo para ANDES Petroleum. El diseño de conectar y usar significa que cualquier conjunto estándar ESP puede recuperarse y volver a desplegarse sin utilizar un cable de acero de los equipos de perforación, tubería flexible o aspirantes de varilla. El sistema ZEiTECS Shuttle mejoró la eficacia, redujo el costo operativo, minimizó el aplazamiento de la producción, eliminó las interrupciones en las operaciones, y redujo el riesgo HSE.

En Omán, Schlumberger Well Services presentó el sistema de cemento autorreparable FUTUR* para Petroleum Development Oman para proporcionar un aislamiento zonal a largo plazo en los pozos del campo de Saih Nihayda. La tecnología FUTUR se repara sola cuando entra en contacto con hidrocarburos, sellando, correctamente, los pasos y restaurando la integridad del pozo sin necesidad de intervención en el pozo. El aislamiento zonal de alta calidad le permitió al cliente disminuir la exposición a los riesgos HSE, así como ahorrar potencialmente el costo de perforar pozos de reemplazo.

En el sector del Reino Unido del Mar del Norte, Artificial Lift desplegó la tecnología de bombeo sumergible eléctrico de alta confiabilidad MaxFORTE* para Apache North Sea Ltd. en los pozos del campo Forties. La durabilidad de la corrida de la tecnología MaxFORTE, comparada con los sistemas de bombeo convencionales, le permite al cliente beneficiarse del tiempo de acondicionamiento reducido en la plataforma, aumento del tiempo de actividad en el pozo, y menor aplazamiento de la producción.

Cuadros financieros

Estado resumido de ingresos consolidados
				(indicado en millones de USD, excepto los montos por acción)
				Tres Meses
Períodos cerrados al 31 de marzo de				2016				2015
Ingresos				$	6520			$	10 248
Intereses y otros ingresos					45				49
Gastos
Costo de los ingresos					5460				8096
Investigación e ingeniería					240				267
Generales y administrativos					110				119
Reestructuración y otros (1)					-				439
Interés					133				82
Resultado antes de impuestos				$	622			$	1294
Impuesto a las ganancias (1)					99				306
Ingresos netos					523				988
Resultado neto atribuible a participaciones no controladas					22				13
Ingreso neto atribuible a Schlumberger (1)				$	501			$	975
Ganancias diluidas por acción de Schlumberger (1)				$	0,40			$	0,76
Promedio de acciones en circulación					1254				1276
Promedio de acciones en circulación suponiendo la dilución					1259				1285
Depreciaciones y amortizaciones incluidas en los gastos (2)				$	967			$	1042

(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 de USD)
				31 de marzo			31 de diciembre de
Activos				2016			2015
Activos corrientes
Efectivo e inversiones a corto plazo				$	14 432		$	13 034
Cuentas por cobrar					8382			8780
Otros activos corrientes					4886			5098
					27 700			26 912
Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento					401			418
Activos fijos					13 259			13 415
Datos sísmicos multicliente					1108			1026
Fondo de comercio					15 649			15 605
Activos intangibles					4551			4569
Otros activos					6473			6060
				$	69 141		$	68 005
Pasivos y capital
Pasivos corrientes
Cuentas por pagar y pasivos acumulados				$	6725		$	7727
Pasivo estimado del impuesto a las ganancias					1269			1203
Préstamos a corto plazo y porción corriente
de la deuda a largo plazo					4254			4557
Dividendos a pagar					632			634
					12 880			14 121
Deuda a largo plazo					17 233			14 442
Beneficios posteriores a la jubilación					1392			1434
Impuestos diferidos					923			1075
Otros pasivos					1051			1028
					33 479			32 100
Capital					35 662			35 905
				$	69 141		$	68 005

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)
Períodos cerrados al 31 de marzo de							Tres meses 2016					Tres meses 2015
Ingreso neto antes de participaciones no controladoras							$	523				$	988
Reestructuración y otros cargos, neto de impuesto								-					383
Ingreso neto antes de interés no controlado
sin incluir cargos y créditos								523					1371
Depreciaciones y amortizaciones(1)								967					1042
Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación								60					114
Gastos de compensación basados en acciones								61					80
Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación								(45	)				(120	)
Aumento del capital de trabajo (2)								(463	)				(770	)
Otros								107					53
Flujo de caja de las operaciones								1210					1770
Gastos de capital								(549	)				(606	)
Inversiones de SPM								(597	)				(109	)
Datos sísmicos multicliente capitalizados								(167	)				(101	)
Flujo de caja libre(3)								(103	)				954
Programa de recompra de acciones								(475	)				(719	)
Dividendos pagados								(629	)				(512	)
Beneficios de los planes de acciones de empleados								163					182
								(1044	)				(95	)
Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo adquirido más deuda asumida								(81	)				(79	)
Otros								18					74
Aumento de deuda neta								(1107	)				(100	)
Deuda neta, comienzo del período								(5547	)				(5387	)
Deuda neta							$	(6654	)			$	(5487	)
Componentes de la Deuda neta		31 de marzo de 2016					31 de diciembre de 2015					31 de marzo de 2015
Efectivo e inversiones a corto plazo		$	14 432				$	13 034				$	6803
Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento			401					418					436
Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo			(4254	)				(4557	)				(3828	)
Deuda a largo plazo			(17 233	)				(14 442	)				(8898	)
		$	(6654	)			$	(5547	)			$	(5487	)

(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 por cesantía de, aproximadamente, 260 millones de USD y 245 millones de USD durante los tres meses finalizados al 31 de marzo de 2016 y al 31 de marzo de 2015, respectivamente.
(3)		"Flujo de caja libre" representa el flujo de caja de las operaciones menos gastos de capital, inversiones de SPM y datos sísmicos multicliente capitalizados. La gerencia cree que esta es una medición importante porque representa fondos disponibles para reducir la deuda y buscar oportunidades que mejoren el valor del accionista, como la realización de adquisiciones, y devolución de efectivo a accionistas a través de recompra de acciones y dividendos.

Cargos y créditos

Además de los resultados financieros determinados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en EE. UU. (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP), este comunicado de prensa del primer trimestre e información complementaria 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 impuestos			Impuesto			Participaciones no dominantes		Ganancia neta				Diluida Ganancias por acción (EPS)
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir 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	)
Pérdida neta de Schlumberger, tal como se informó		$	(1102	)	$	(113	)	$	27	$	(1016	)		$	(0,81	)
		Primer trimestre de 2015
		Antes de impuestos			Impuesto			Participaciones no dominantes		Ganancia neta				Diluida Ganancias por acción (EPS)
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos		$	1733		$	362		$	13	$	1358			$	1,06
Reducción de la fuerza laboral			(390	)		(56	)		-		(334	)
Pérdidas por devaluación de la moneda en Venezuela			(49	)		-			-		(49	)
Ingresos netos de Schlumberger, tal como se informaron		$	1294		$	306		$	13	$	975			$	0,76
No hubo cargos ni créditos en el primer trimestre de 2016.

Grupos de Producto
(indicado en millones de USD)
			Tres meses finalizados al
			31 de marzo de 2016											31 de diciembre de 2015											31 de marzo de 2015
			Ingresos					Ingresos antes de impuestos						Ingresos					Ingresos antes de impuestos						Ingresos					Ingresos antes de impuestos
Caracterización de yacimientos			$	1747				$	331					$	2193				$	521					$	2655				$	672
Perforación				2493					371						2953					494						3922					778
Producción				2348					208						2632					302						3705					544
Eliminaciones y otros				(68	)				(9	)					(34	)				(29	)					(34	)				(1	)
Ingresos operativos antes de impuestos									901											1288											1993
Corporativos y otros				-					(172	)					-					(179	)					-					(192	)
Intereses ganados(1)				-					13						-					8						-					8
Intereses perdidos(1)				-					(120	)					-					(83	)					-					(76	)
Cargos y créditos				-					-						-					(2136	)					-					(439	)
			$	6520				$	622					$	7744				$	(1102	)				$	10 248				$	1294
Áreas geográficas
(indicado en millones de USD)
			Tres meses finalizados al
			31 de marzo de 2016											31 de diciembre de 2015											31 de marzo de 2015
			Ingresos					Ingresos antes de impuestos						Ingresos					Ingresos antes de impuestos						Ingresos					Ingresos antes de impuestos
América del Norte			$	1464					(USD 10	)				$	1955				$	139					$	3222				$	416
América Latina				1280					296						1407					324						1648					354
Europa/CEI/África				1698					320						2059					428						2538					532
Medio Oriente y Asia				2002					446						2248					507						2703					774
Eliminaciones y otros				76					(151	)					75					(110	)					137					(83	)
Ingresos operativos antes de impuestos									901											1288											1993
Corporativos y otros				-					(172	)					-					(179	)					-					(192	)
Intereses ganados(1)				-					13						-					8						-					8
Intereses perdidos(1)				-					(120	)					-					(83	)					-					(76	)
Cargos y créditos				-					-						-					(2136	)					-					(439	)
			$	6520				$	622					$	7744				$	(1102	)				$	10 248				$	1294
(1) No incluye intereses considerados en los resultados de los Grupos de Producto y 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 para el primer trimestre de 2016?
		Para el primer trimestre de 2016, el margen de ingresos operativos antes de impuestos fue de 13,8 %. El margen operativo decreciente con respecto al año anterior fue de 29 %, y el margen operativo decreciente secuencial fue de 32 %.
3)		¿Cuál fue la reserva de fondos disponibles para el primer trimestre de 2016?
		La reserva de fondos disponibles fue de -103 millones de USD para el primer trimestre de 2016 e incluyó aproximadamente 260 millones de USD de pagos en indemnizaciones por despido, 597 millones de USD en inversiones SPM, 549 millones de USD en gastos de capital, y 167 millones de USD en datos sísmicos multicliente.
4)		¿Cuál es la orientación del gasto de capital para todo el año de 2016?
		Se espera que el gasto de capital (sin incluir múltiples clientes, inversiones de SPM y a Cameron) sea de 2000 millones de USD para 2016. Los gastos de capital de Cameron, en el primer trimestre de 2016, fueron de 37 millones de USD, y se espera que sea de 200 millones para 2016.
5)		¿Qué se incluyó en "Intereses y otros ingresos" para el primer trimestre de 2016?
		"Intereses y otros ingresos" para el primer trimestre de 2016 fue de 45 millones de USD. Este monto estaba compuesto por 25 millones de USD de ganancias por inversiones bajo el método patrimonial y 20 millones de USD de ingresos por intereses.
6)		¿Cómo se modificaron los ingresos por concepto de intereses y los gastos de intereses durante el primer trimestre de 2016?
		Los ingresos por intereses de 20 millones de USD aumentaron 6 millones de USD en forma secuencial. Los gastos por intereses de 133 millones de USD aumentaron 42 millones de USD en forma secuencial.
7)		¿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.
8)		¿Cuál fue la tasa efectiva de impuestos (effective tax rate, ETR), sin incluir cargos y créditos, del primer trimestre de 2016? La ETR del primer trimestre de 2016, sin incluir cargos y créditos, fue del 15,9 % en comparación con la tasa del 18,2 % del cuarto trimestre de 2015.
		La ETR del cuarto trimestre de 2015, incluidos cargos y créditos, fue del 10,2 %.
9)		¿Cuántas acciones del paquete común fueron circulantes desde el 31 de marzo de 2016, y cómo cambió esto desde el final del trimestre anterior?
		Había 1252 millones de acciones del paquete común circulantes al 31 de marzo de 2016. En la siguiente tabla, se muestra el cambio en el número de acciones circulantes desde el 31 de diciembre de 2015 hasta el 31 de marzo de 2016.

			(indicado en millones de USD)
Acciones circulantes al 31 de diciembre de 2015				1256
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				2
Programa de recompra de acciones				(7	)
Acciones circulantes al 31 de marzo de 2016				1252

10)		¿Cuál fue el número de acciones circulantes, el promedio ponderado, durante el primer trimestre de 2016 y el cuarto 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, sin incluir cargos y créditos?
		El promedio ponderado de la cantidad de acciones circulantes, durante el primer trimestre de 2016 y el cuarto trimestre de 2015, fue de 1254 millones y 1259 millones de USD, 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)
				Primer trimestre de 2016				Cuarto trimestre 2015
Promedio ponderado de acciones en circulación				1254				1259
Ejercicio asumido de opciones de acciones				1				2
Acciones restringidas no otorgadas				4				3
Promedio de acciones en circulación suponiendo la dilución				1259				1264

11)		¿Cuáles fueron las ventas multicliente en el primer trimestre de 2016?
		Las ventas multicliente, incluidas las tasas de transferencia, fueron de 77 millones de USD en el primer trimestre de 2016 y de 117 millones de USD en el cuarto trimestre de 2015.
12)		¿Cuáles fueron las órdenes atrasadas de WesternGeco al final del primer trimestre de 2016?
		Las órdenes atrasadas de WesternGeco, basadas en contratos firmados con clientes, fueron de 966 millones de USD al finalizar el primer trimestre de 2016. Y fueron de 1130 millones de USD al final del cuarto trimestre de 2015.
13)		¿Cuáles fueron las órdenes y las órdenes atrasadas para los segmentos de Pozos Submarinos y Perforación de Cameron?
		Las órdenes y órdenes atrasadas para Pozos Submarinos y Perforación fueron las siguientes:

				(indicado en millones de USD)
Órdenes				Primer trimestre de 2016					Cuarto trimestre de 2015
Pozos submarinos				$	305					$	481
Perforación				$	150					$	169
Órdenes atrasadas (al final del período)
Pozos submarinos				$	2870					$	3011
Perforación				$	1308					$	1611

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 aproximadamente 93 000 empleados provenientes de más de 140 nacionalidades y con operaciones en más de 85 países, Schlumberger ofrece la mayor gama de productos y servicios del sector, desde la exploración hasta la producción.

Schlumberger Limited tiene sus oficinas principales en París, Houston, Londres y La Haya, e informó ingresos de 35.470 millones de USD en 2015. Para más información, visite www.slb.com.

*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.

Notas

Schlumberger ofrecerá una llamada en conferencia para analizar los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes, 22 de abril de 2016. La llamada está programada para comenzar a las 08:00 h (hora central de EE. UU.), 09:00 h (hora del Este) - 3:00 p.m (hora de París). Para acceder a la llamada, que está abierta al público, comuníquese con el operador de la llamada en conferencia al +1 (800) 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 la llamada en conferencia concluya, una reproducción de audio estará disponible hasta el 22 de mayo 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 385312.

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 30 de junio de 2016.

Este documento de ganancias del tercer trimestre de 2016 y demás información complementaria, 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 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; el riesgo de las divisas; la erosión de 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 fractura hidráulica 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 primer trimestre de 2016 e 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.

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