Schlumberger Anuncia los Resultados del Segundo Trimestre de 2013

Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy ingresos por 11.180 millones de USD para el segundo trimestre de 2013 en comparación con 10.570 millones de USD en el primer trimestre de 2013, y 10.340 millones de USD en el segundo trimestre de 2012.

Los ingresos de las operaciones continuas atribuibles a Schlumberger, excluyendo los cargos y créditos, fueron de 1.540 millones de USD, lo que representa un aumento del 19 % secuencialmente, y un aumento del 14 % con respecto al año anterior. Las ganancias diluidas por acción de las operaciones continuas, excluyendo los cargos y créditos, fueron de 1,15 USD en comparación con 0,97 USD en el trimestre anterior, y 1,01 USD en el segundo trimestre de 2012.

Schlumberger completó la liquidación de las operaciones de servicios en Irán durante el segundo trimestre de 2013. En consecuencia, los resultados históricos de este negocio han sido reclasificados a actividades discontinuadas y todos los periodos anteriores han sido modificados.

Schlumberger registró cargos de 0,51 USD por acción de créditos netos en el segundo trimestre del 2013, en comparación con 0,07 USD por acción en el trimestre anterior, y cargos de 0,02 USD por acción en el segundo trimestre de 2012.

Los ingresos por Servicios en Yacimientos Petroleros (Oilfield Services) de 11.180 millones de USD aumentaron un 6 % en forma secuencial y se incrementaron un 8 % con respecto al año anterior. Los ingresos operativos antes de impuestos por Servicios en Yacimientos Petroleros de 2.280 millones de USD aumentaron un 16 % en forma secuencial y se incrementaron un 12 % con respecto al año anterior.

El Director Ejecutivo de Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentó: “Los buenos resultados del segundo trimestre de Schlumberger fueron marcados por una actividad internacional significativamente mayor, tanto en alta mar como en los principales mercados terrestres. En América del Norte, nos beneficiamos de una sólida ejecución en tierra y la fuerza adicional de la actividad en alta mar para lograr un progreso general sólido a pesar de los precios competitivos de la tierra y de los efectos del receso de primavera en Canadá Occidental. El crecimiento secuencial de dos dígitos en los ingresos fue registrado por el Grupo de Caracterización de Reservorio (Reservoir Characterization Group) y por las áreas de Medio Oriente y Asia, y de Europa/CEI/África. Todas las áreas mostraron una sólida ejecución y desempeño en la integración que, sumado a las nuevas ventas de tecnología, contribuyeron a que los ingresos operativos alcancen o superen el 20 % en todas las geografías.

Los resultados internacionales fueron liderados por el área de Medio Oriente y Asia, ya que hubo una recuperación de la actividad de exploración y perforación en China y en Australia, un crecimiento continuo en los mercados clave de Arabia Saudita e Irak, y un mayor progreso de la actividad sísmica en tierra y alta mar. En Europa/CEI/África, hubo una recuperación en los niveles de actividad en Rusia y en el Mar del Norte, mientras que el aumento en la exploración en algunas partes del África subsahariana impulsó aún más el crecimiento. América Latina registró un aumento de la actividad de Gestión de Proyectos Integrados (Integrated Project Management, IPM), aunque el efecto de esto fue compensado por el tránsito estacional de buques sísmicos.

El despliegue de nuevas tecnologías fue sólido en el trimestre, con un creciente interés de los clientes en la evaluación de nuevas formaciones, broca (drillbit) y productos y servicios de intervención de pozos. La empresa conjunta OneSubsea™ se completó con Cameron, y esperamos, con interés, las oportunidades para las nuevas y mejores tecnologías y soluciones submarinas que esperamos serán proporcionadas por esta nueva organización. Por otra parte, nuestra capacidad creciente de integración ha provocado cambios en la organización que combinan nuestro proyecto principal y los negocios de gestión de producción para impulsar el crecimiento a través de la experiencia conjunta y de la alineación de la cartera.

El débil panorama económico mundial ha cambiado poco desde el primer trimestre. EE. UU. ha mostrado un impacto prácticamente nulo desde el recorte financiero, la Eurozona se mantiene en recesión, y los datos procedentes de China siguen siendo mixtos. Dada la falta de cambios, la oferta y la demanda de petróleo y de gas natural se mantienen estables, y esto también se refleja en los precios del petróleo y el gas. El gasto de E&P, sin embargo, ha sido revisado en alza, lo que hace que éste sea el cuarto año consecutivo de aumento de dos dígitos del gasto y apunta a la naturaleza a largo plazo de los desarrollos de petróleo y gas.

En consecuencia, seguimos observando un crecimiento constante, ya que los planes de gastos han sido confirmados por las perspectivas de recuento de plataformas petrolíferas y la actividad de los clientes. Seguimos confiando en las perspectivas de la industria, nuestro posicionamiento estratégico en los mercados en los que operamos, la fortaleza de nuestra cartera de tecnología y en nuestra capacidad para seguir mejorando nuestro desempeño general”.

Otros Eventos

• Durante el trimestre, Schlumberger recompró 6,8 millones de acciones ordinarias a un precio promedio de 73,07 USD por un precio de compra total de 500 millones de USD. Esta recompra completó, sustancialmente, el programa de recompra de acciones de 8.000 millones de USD aprobado por la Junta Directiva en abril de 2008. Al 30 de junio de 2013, Schlumberger había recomprado más de 105 millones de acciones ordinarias bajo este programa por un precio de compra total de 7.800 millones de USD. El saldo restante de 187 millones de USD se agotará en el tercer trimestre de 2013. El 18 de julio de 2013, la Junta Directiva aprobó un nuevo programa de recompra de acciones de 10.000 millones de USD que se completará antes del 30 de junio de 2018.
• El 24 de junio de 2013, Cameron y Schlumberger anunciaron que OneSubsea™, una empresa conjunta para fabricar y desarrollar productos, sistemas y servicios para el mercado de gas y petróleo submarino, había recibido todas las aprobaciones reglamentarias requeridas. Las partes cerraron la transacción el 30 de junio de 2013. Schlumberger reconoció una ganancia de 1.030 millones de USD, como resultado de esta transacción.

Servicios en Yacimientos Petroleros

Los ingresos del segundo trimestre de 11.180 millones de USD aumentaron un 6 % en forma secuencial y se incrementaron un 8 % con respecto al año anterior, y los ingresos del Área Internacional de 7.700 millones de USD aumentaron 543 millones de USD, o un 8 % en forma secuencial, mientras los ingresos del Área de América del Norte de 3.360 millones de USD aumentaron 67 millones de USD, o un 2 % en forma secuencial.

Por segmento, los ingresos del Grupo de Caracterización de Reservorio de 3.010 millones de USD crecieron un 10 %, secuencialmente, mientras que los ingresos de Grupo de Perforación (Drilling Group) de 4.290 millones de USD aumentaron un 4 %. Estos aumentos se debieron a las recuperaciones estacionales, a las ganancias en la cuota de mercado y a una mayor actividad de exploración en los mercados internacionales clave en tierra y alta mar, en particular para las tecnologías Wireline. Otras Tecnologías que tuvieron ganancias significativas durante el trimestre fueron lideradas por WesternGeco, Soluciones de Información de Schlumberger (Schlumberger Information Solutions, SIS), Perforación y Mediciones (Drilling & Measurements) y M-I SWACO. A pesar de la disminución estacional en Canadá Occidental como resultado del receso de primavera, el Grupo de Producción (Production Group) anunció un aumento secuencial del 4 %. La mejora en la utilización industrial de la capacidad de bombeo a presión en tierra en los EE. UU., el aumento de la actividad de tubería flexible de Intervención de Pozos (Well Intervention) en todo el mundo y las sólidas ventas internacionales de productos de Terminaciones (Completions) contribuyeron al crecimiento.

Geográficamente, el Área de Medio Oriente y Asia lideró el incremento secuencial con un ingreso de 2.700 millones de USD que representó un aumento del 11 %, principalmente, debido a la recuperación estacional de la actividad de exploración y perforación en China y en el Japón, al aumento de la productividad sísmica en tierra de WesternGeco UniQ* en toda la región, y al crecimiento continuo a través de una cartera diversificada de proyectos y actividades en Arabia Saudita e Irak. La mejor utilización de los buques marítimos de WesternGeco y la actividad de perforación robusta en el geomercado de Australasia también contribuyeron al crecimiento. Los ingresos de Europa/CEI/África de 3.100 millones de USD se incrementaron un 10 % por el aumento de las ventas a múltiples clientes de WesternGeco antes del otorgamiento de licencias en Noruega, y el aumento estacional de la actividad de perforación y exploración en Rusia y el Mar del Norte. Los ingresos de África subsahariana también crecieron, secuencialmente, debido a una mayor actividad de exploración en el Golfo de Guinea, mientras que la actividad en Angola se atenuó, debido a los retrasos en los proyectos. Los ingresos de América Latina de 1.900 millones de USD crecieron, ligeramente, ya que el efecto de la fuerte actividad de Gestión de Proyectos Integrados (IPM) en la Argentina fue compensado, en gran parte, por una disminución de la utilización marina de WesternGeco teniendo en cuenta el tránsito previsto de los buques fuera del Brasil. Los ingresos de América del Norte de 3.360 millones de USD aumentaron un 2 %, y se registró un incremento de los ingresos en alta mar en América del Norte, debido a una fuerte actividad en aguas profundas de Wireline y WesternGeco. La tierra en los EE. UU. registró un crecimiento de dos dígitos, pero esto fue compensado por la disminución estacional en Canadá Occidental, tras el receso de primavera. Mientras el recuento de equipos de perforación en tierra en los EE. UU. creció solo marginalmente, el recuento de pozos y etapas aumentó a través de la eficacia de las perforaciones, lo que dio como resultado una mejor utilización industrial de la capacidad de bombeo a presión.

Los ingresos operativos antes de impuestos en el segundo trimestre de 2.280 millones de USD aumentaron un 16 % secuencialmente y aumentaron un 12 % con respecto al año anterior. En todo el mundo, los ingresos operativos antes de impuestos de 1.690 millones de USD aumentaron un 18 % secuencialmente, mientras que los ingresos operativos antes de impuestos para América del Norte de 662 millones de USD aumentaron un 6 % secuencialmente.

Secuencialmente, el margen operativo antes de impuestos de 20,4 % aumentó 178 puntos básicos (basic points, bps) mientras que el margen operativo antes de impuestos Internacional se expandió 202 bps hasta alcanzar un 22,0 %. Medio Oriente y Asia tuvieron una mejora en el margen secuencial de 178 bps hasta alcanzar un 24,6 %, Europa/CEI/África aumentaron 275 bps hasta alcanzar un 20,6 %, y América Latina mejoró 107 bps hasta alcanzar un 20,6 %. La expansión en los márgenes Internacionales se debió a las recuperaciones de la actividad estacional combinadas con los sólidos resultados en el África subsahariana y en el Área de Medio Oriente y Asia. El aumento de las actividades de exploración de alto margen, sísmicas y de aguas profundas también contribuyó a impulsar los márgenes internacionales. A pesar del efecto del receso estacional de primavera en Canadá Occidental, el margen operativo antes de impuestos para América del Norte aumentó 65 bps secuencialmente a 19,7 %. El margen en tierra de los EE. UU. se expandió por la mejora de la eficiencia, la mejor utilización y la reducción de los costos de las materias primas en el bombeo a presión, mientras que el margen en alta mar en América del Norte aumentó, debido a la robusta actividad en aguas profundas de Wireline y WesternGeco.

Secuencialmente por segmento, el margen operativo antes de impuestos del Grupo de Caracterización de Reservorio se expandió 380 bps hasta alcanzar un 30,1 % debido a los sólidos resultados de WesternGeco y Wireline. El margen operativo antes de impuestos del Grupo de Perforación aumentó 97 bps hasta alcanzar un 18,7 % a través del mejor rendimiento de Perforación y Mediciones y del aumento de la rentabilidad de los proyectos de IPM en Medio Oriente y América Latina. El margen operativo antes de impuestos del Grupo de Producción aumentó 116 bps hasta alcanzar un 15,9 % por la mejor rentabilidad de los Servicios de Pozos (Well Services), debido a la mejor utilización y eficacia de la presión a bombeo en tierra en los EE. UU..

Varios puntos destacados de innovación e integración de tecnologías contribuyeron a los resultados del segundo trimestre.

Shell le ha adjudicado a Schlumberger un contrato multinacional de cinco años de servicios integrados para la perforación de pozos de exploración de petróleo y gas en una plataforma de aguas profundas recientemente habilitada y que está operando en el este, oeste y norte de África. El concepto de la utilización de un equipo de perforación de gran movilidad para la exploración de entornos remotos de aguas profundas es mejorado por la integración de servicios en una superficie reducida, lo que resulta en ganancias en la eficacia general. Además, la continuidad de las personas y los procesos, junto con la aplicación de las lecciones aprendidas, son factores clave para reducir el riesgo operativo y el tiempo no productivo.

En el sector noruego del Mar del Norte, se han ampliado un total de 11 contratos de servicios en yacimientos petroleros de Schlumberger a los próximos cinco años con BG Norge para cubrir el desarrollo del yacimiento Knarr, así como otras actividades en la plataforma continental. Los contratos incluyen la perforación direccional, las mediciones y registros durante la perforación, el registro de hidrocarburos en lodo, el registro de pozos, la gestión de fluidos de perforación, los tubos en espiral, las pruebas de pozos, la perforación, las terminaciones y los servicios de cementado.

En los Emiratos Árabes Unidos, la tecnología de evaluación de Recuperación Mejorada (Enhanced Oil Recovery, EOR) de único pozo en el lugar de Wireline MicroPilot* fue introducida para Abu Dhabi Company for Onshore Operations (ADCO) en un pozo para extraer agua del fondo del pozo y para la inyección de petróleo crudo en la formación. La tecnología MicroPilot proporcionó una valiosa información sobre las propiedades de las rocas que controlan el movimiento del petróleo y el agua en el reservorio. Esta información también ayudó a reducir la brecha entre las escalas de núcleo y reservorio, lo que permitió un mejor modelado del reservorio.

Fuera de la costa de Congo, se desplegaron las tecnologías de Schlumberger para ENI en la perforación y terminación de un pozo de gran complejidad en el yacimiento Mwafi. Se utilizó la tecnología del sistema de dirección rotativa de alta velocidad de acumulación PowerDrive Archer* de Perforación y Mediciones con brocas (drill bits) Smith a medida para perforar un perfil desafiante de pozo 3D a través de la sobrecarga. La colocación del pozo en el reservorio se realizó en tiempo real utilizando el mapeador de límites de lecho PeriScope* de Perforación y Mediciones, el neutrón de densidad azimutal adnVISION* y la tecnología sónica multipolar SonicScope* durante la perforación. El pozo fue perforado hasta la profundidad total más de 20 días antes de lo previsto y se completó con un trabajo de fractura de tres etapas utilizando la tecnología de control de retorno de agentes de sostén basado en fibra PropGUARD* y el buque de estimulación de Servicios de Pozo Bourbon Herald.

En Colombia, se implementó la tecnología de línea de acero digital LIVE* de Intervención de Pozos para Chevron en una campaña de abandono de pozos en tierra. El servicio de LIVE proporcionó servicios de pozo entubado mecánico y en tiempo real en una sola unidad para recuperar un tapón de aislación, tubos de múltiples perforaciones con cargas de penetración profunda Wireline PowerJet Omega* y para activar un cortador de tubos químicos limpios utilizando la tecnología electrónica de ignitor Testing Services eFire* correlacionada en tiempo real. La eficacia operativa proporcionada por esta combinación de tecnologías de Schlumberger permitió ahorrar costos logísticos significativos para Chevron y disminuyó el tiempo previsto de operación total de 27 días a 21 días.

A mediados de 2012, Liquid Robotics y Schlumberger crearon Liquid Robotics Oil & Gas, una empresa conjunta para desarrollar servicios innovadores para la industria del petróleo y el gas con Wave Glider®, el primer vehículo marino autónomo del mundo de propulsión por ola. Recientemente, cerca del área de Wheatstone, en el noroeste de Australia, se desplegaron sensores Wave Gliders equipados con metrología, que incluye turbidez para llevar a cabo sondeos de referencia confiables antes del inicio de sus operaciones de dragado aguas arriba y aguas abajo. Se cubrió un total de 1.424 millas náuticas durante un período de 60 días. Se tomarán mediciones adicionales a intervalos durante y después de las operaciones para validar el cumplimiento ambiental. Como los despliegues de la tecnología de Wave Glider siguen expandiéndose, los operadores en alta mar de petróleo y gas siguen desarrollando la confianza en su capacidad para resolver algunos de los retos de exploración y monitoreo ambiental de la industria.

En América del Norte, Schlumberger fue pionera en el despliegue de la tecnología de bicombustible o combustible dual para los motores diesel utilizados en las operaciones de fracturamiento hidráulico, después de haber implementado la tecnología en Canadá hace más de dos años. Las operaciones de bicombustible permiten que un motor diesel pueda funcionar con una mezcla de diesel y gas natural, como gas natural comprimido, gas natural licuado o gas de yacimiento. En tierra, en los EE. UU., Schlumberger tiene múltiples equipos habilitados de bicombustible desplegados en todo el país mientras que los proveedores de plantas generadoras continúan desarrollando la tecnología a través de la implementación de soluciones optimizadas para el mercado de América del Norte. Schlumberger completó su trabajo N.º 600 en junio de 2013 y utilizó la tecnología de bicombustible; sus operaciones de bicombustible han contribuido a reducir los costos generales de combustible en un 25 % a 40 %, lo que redujo el impacto medioambiental sin comprometer la seguridad ni el rendimiento del motor.

Grupo de Caracterización de Reservorio

Los ingresos del segundo trimestre de 3.010 millones de USD aumentaron un 10 % secuencialmente, y crecieron un 11 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 908 millones de USD fue un 25 % mayor de manera secuencial, y aumentó un 21 % con respecto al año anterior. Secuencialmente, el aumento de los ingresos se debió, principalmente, al incremento en el uso de los servicios de Wireline, como consecuencia de la fuerte actividad de exploración en el Golfo de México de los EE. UU., Brasil, África subsahariana y Medio Oriente. Los ingresos en Rusia y China también crecieron, secuencialmente, tras la recuperación de la actividad estacional. Los ingresos de WesternGeco aumentaron, secuencialmente, debido al aumento de las ventas a múltiples clientes de WesternGeco antes del otorgamiento de licencias en Noruega, el retorno estacional de la actividad de los buques marítimos en el Mar del Norte, y la mayor productividad sísmica en tierra de UniQ* en Arabia Saudita y Kuwait. Los ingresos de SIS también aumentaron, debido a las mayores ventas de productos y mantenimiento de software en América Latina y Europa/CEI/África.

El margen operativo antes de impuestos del 30,1 % aumentó 380 bps por las sólidas ventas a múltiples clientes de alto margen de WesternGeco y la actividad robusta de Wireline en aguas profundas.

Varios puntos destacados de la tecnología en el Grupo de Caracterización de Reservorios contribuyeron a los resultados del segundo trimestre.

En el Mar del Norte, WesternGeco ha iniciado la adquisición de dos sondeos 4D complejos para BP utilizando la tecnología de cables sísmicos interpolados profundos de banda ancha DISCover*, la primera vez que se utiliza esta tecnología en el Mar del Norte. Los sondeos, que cubren, aproximadamente, 740 km2 en los yacimientos Magnus, Foinaven, Schiehallion y Loyal, involucran obstrucciones por debajo de las zonas de acceso difícil y considerables operaciones simultáneas.

WesternGeco ha iniciado la adquisición en el nuevo sondeo 3D de múltiples clientes de banda ancha de Four Point en las áreas del Cañón de DeSoto, el Cañón del Mississippi y las áreas Lloyd Ridge del este del Golfo de México de los EE. UU. El sondeo de azimut estrecho cubre, aproximadamente, 400 bloques de Plataformas Continentales Exteriores (Outer Continental Shelf, OCS) en más de 9.600 km2, y utiliza tecnología de banda ancha con muesca deslizante ObliQ* para optimizar el ancho de banda registrado de la señal sísmica. El procesamiento de datos incluirá la inversión completa de la forma de onda y las imágenes isotrópicas transversales e inclinadas.

WesternGeco ha recibido la adjudicación de un contrato por parte de RWE Dea Norge AS para la adquisición de, aproximadamente, 1.250 km2 de datos sísmicos de banda ancha sobre su nueva licencia APA 2012 en el Mar de Noruega. Este será su primer sondeo patentado de terceros fuera de la costa de Noruega con la adquisición de banda ancha con muesca deslizante de ObliQ y la técnica de imágenes. También se utilizarán los cables sísmicos marinos Q-Marine Solid* y las fuentes de banda ancha marina calibradas de Delta* con el objetivo de mejorar la resolución y la definición de las fallas en las secciones del Terciario, Cretácico y Jurásico donde la calidad de los datos existente es mala.

WesternGeco ha recibido la adjudicación de un contrato por varios años por parte de Shell Canada Limited para la adquisición y el procesamiento de un sondeo 3D de azimut ancho de 12.000 km2 fuera de la costa de Nueva Escocia, el primer sondeo de azimut ancho adquirido fuera de las costas del Canadá y el mayor programa sísmico en la historia de Nueva Escocia. El sondeo es sobre las nuevas licencias de exploración de Shell en la cuenca Shelburne, aproximadamente, 275 km al sur de Halifax, y será realizado por el WG Magellan y WG Cook utilizando la tecnología de cables sísmicos marinos Q-Marine Solid y es apoyado por dos buques fuente dedicados, Geco Tau y Ocean Odyssey. El sondeo se inició en junio de 2013 y, en el 2014, se adquirirán datos adicionales.

En el sector británico del Mar del Norte, se desplegó la tecnología de sonda radial 3D Wireline Saturn* para EnQuest con el objetivo de obtener muestras de aceite viscoso de alta calidad en las formaciones no consolidadas superficiales. El área de flujo mayor ofrecida por el diseño de sonda elíptica Saturn también dio lugar a mejoras en la eficacia operativa, lo que permite que el operador ahorre hasta un 75 % en el tiempo de muestreo de fluidos en comparación con los métodos convencionales de muestreo.

En el Golfo de México de los EE. UU., Wireline desplegó la última generación de la tecnología de muestreo de fluidos en el reservorio para Shell con el objetivo de reducir la incertidumbre en la evaluación de un reciente éxito de exploración en aguas profundas. Se utilizó el tester dinámico de formación modular MDT*, configurado con las mediciones de los sensores de la densidad de los fluidos en el reservorio de InSitu Density*, de la viscosidad de los fluidos en el reservorio de Insitu Viscosity* y del color de los fluidos en el reservorio de InSitu Color*, para recoger más de 17 galones de fluido de reservorio no contaminado. La muestra relativamente grande de fluidos de alta calidad proporciona al cliente una de las múltiples garantías necesarias para avanzar de la exploración al desarrollo del proyecto. Además, la variedad de las mediciones realizadas sobre los fluidos durante el proceso de muestreo logró reducir el tiempo de análisis del laboratorio para el proyecto en, aproximadamente, dos semanas.

En Australia, se utilizó por primera vez la tecnología de dispersión dieléctrica de múltiple frecuencia Wireline Dielectric Scanner* para ConocoPhillips con el objetivo de proporcionar mediciones confiables de la saturación de agua en un reservorio con mineralogía compleja. El cálculo de la saturación de agua en este reservorio ha sido desafiante, debido a los efectos de la mineralogía en las mediciones convencionales de resistividad. La tecnología Dielectric Scanner pudo proporcionar la saturación de agua irreducible en un entorno de lodo a base de aceite, independientemente de los registros de resistividad, los datos del análisis de núcleo y del análisis de la salinidad del agua y, además, ayudó a los clientes a reducir la incertidumbre sobre los parámetros críticos del reservorio.

En Qatar, se implementó la tecnología de la plataforma de escaneo acústico de Wireline Sonic Scanner* que utiliza el Estudio de Reflexión Acústica de Pozo (Borehole Acoustic Reflection Survey, BARS) para Total E&P Qatar con el objetivo de evaluar las formaciones desde el pozo a través de la cubierta. Los datos adquiridos con esta tecnología proporcionaron imágenes confiables de hasta 30 m (100 pies) de distancia del pozo, lo que permite la integración de las imágenes con la tecnología sísmica de superficie 3D. La capacidad de la técnica BARS para evaluar las características de la formación y los reflectores detrás de la cubierta permite una mejor colocación del pozo y una terminación optimizada del pozo en los yacimientos maduros a través del seguimiento o rediseño de los pozos existentes.

En el sur de Texas, se desplegaron los servicios de registro de Wireline ThruBit* para reparar un pozo horizontal después de que la producción de agua se tornó excesiva. Se bombeó una herramienta de memoria de ThruBit, que incluyó densidad, porosidad, y sensores sónicos y de resistividad, a través del tubo de reparación de pozos en la terminación de pozos abiertos. Los datos resultantes indicaron que la producción de agua se originó a partir de un conjunto único de fracturas que, posteriormente, fueron tapadas.

En Dakota del Norte, se desplegó la tecnología de evaluación de cemento de Wireline Isolation Scanner* para Zenergy en la extensión productiva de esquistos Bakken. Debido a sus mediciones únicas de atenuación de flexión, el servicio de Isolation Scanner pudo obtener imágenes claras del cemento ligero detrás de la cubierta del pozo, lo que superó los desafíos que enfrentan las tecnologías convencionales. Además, la herramienta de Isolation Scanner midió 72 espesores ultrasónicos radiales para cuantificar el desgaste de la perforación, lo que representó un ahorro significativo para el usuario en términos de cadenas de fracturamiento costosas y cementaciones remediales (squeeze).

En Rusia, Surgutneftegas ha comprado licencias para E&P SIS Petrel*, la caracterización de reservorio GeoFrame*, la simulación de reservorio ECLIPSE* y las plataformas de software del pozo de Techlog*, junto con un acuerdo de mantenimiento de tres años. Surgutneftegas ha utilizado el software SIS desde 1995 y, además, decidió adoptar las plataformas de software SIS en sus nuevas divisiones de Geología y Geofísica e Ingeniería de Reservorio, con el fin de aumentar la eficacia en la toma de decisiones de E&P, mejorar la gestión de recuperación de las reservas y optimizar la intervención de pozos.

Grupo de Perforación

Los ingresos del segundo trimestre de 4.290 millones de USD aumentaron un 4 % de manera secuencial y crecieron un 8 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 804 millones de USD fue un 10 % mayor de forma secuencial y se incrementó un 11 % con respecto al año anterior.

Secuencialmente, los ingresos aumentaron, principalmente, por la fuerte actividad internacional y en alta mar de Perforación y Mediciones y M-I SWACO Technologies, principalmente, en Rusia y en el Área de Medio Oriente y Asia. Además, Perforación y Mediciones y M-I SWACO anunciaron fuertes resultados en tierra en los EE. UU. por una mayor actividad, que fue ampliamente compensada por el efecto del receso estacional de primavera en Canadá Occidental.

Secuencialmente, el margen operativo antes de impuestos creció 97 bps hasta alcanzar un 18,7 % por el aumento de la actividad en tierra para Perforación y Mediciones en los EE. UU., Rusia y Medio Oriente, y la mejor rentabilidad de los proyectos IPM en Medio Oriente y en América Latina.

Varias tecnologías del Grupo de Perforación contribuyeron a los resultados del segundo trimestre.

En China, se desplegaron las tecnologías de Perforación y Mediciones para PetroChina Tarim Oilfield Company con el objetivo de perforar 20 pozos en los reservorios que no habían sido previamente explotados en el Yacimiento Hade en la región occidental del país por su geología compleja y su entorno de perforación desafiante. La combinación del sistema de dirección rotativa de alta velocidad de acumulación de PowerDrive Archer, la evaluación de la formación sin fuente NeoScope*^†durante la perforación, el mapeador de límites y lecho de PeriScope, y las tecnologías de imágenes mientras se perfora de geoVISION* permitieron la colocación precisa de un pozo a lo largo de las capas delgadas objetivo y evitaron la perforación en las zonas de agua cercanas. A pesar de la dura formación, las tecnologías de perforación lograron la velocidad de acumulación necesaria y aumentaron las secuencias por ejecución y la velocidad de penetración. Como resultado, el tiempo total de perforación desde la puesta en marcha hasta la profundidad total se redujo de 67 a 42 días. Además, las pruebas de producción promedio para los primeros cinco pozos perforados mostraron una producción incremental que fue un 50 % superior al objetivo del operador.

En China Central, en asociación con CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited, una subsidiaria de China National Petroleum Corporation (CNPC), se desplegaron las tecnologías del Grupo de Perforación de Schlumberger en el Proyecto Shell China Sichuan para perforar pozos pilotos y pozos horizontales en el bloque Fushun de gas de esquisto. Se utilizaron las tecnologías de dirección rotativa PowerDrive X6*, PowerDrive vorteX* y PowerDrive Archer de Perforación y Mediciones, combinadas con las tecnologías de resistividad y obtención de imágenes durante la perforación MicroScope* y del mapeador de límite y lecho PeriScope en la perforación de las secciones curvas y horizontales. Estos servicios de perforación integrados fueron posibles gracias a la velocidad de optimización de penetración de ROPO* e incluyeron las tecnologías de las brocas de compacto de diamantes policristalinos (polycrystalline diamond compact, PDC) de cuerpo de acero y optimizado por esquistos de Smith Spear* y de circulación derivada de M-I SWACO WELL COMMANDER*. Se ha perforado y completado un total de tres pozos de gas de esquisto horizontales, y todos ellos lograron un desempeño de perforación como "Mejores en su Clase" (Best-In-Class) y en el "Cuartil Superior" (Top Quartile) de Shell. Las secciones laterales del pozo se colocaron en su totalidad en los puntos óptimos (sweet spots) del reservorio y sin desvíos geológicos para permitir que el operador ahorre más de 54 días.

En Rusia, las brocas Smith establecen nuevos registros durante la perforación de los intervalos verticales de los pozos de exploración para Wolgademinoil en el yacimiento Avilovskoe. En la sección de 11 5/8 pulgadas de un pozo, las brocas PDC de cuerpo de acero Smith con cortadores premium aumentaron la velocidad de penetración (rate of penetration, ROP) en cinco veces, y las imágenes en un 350 %, en comparación con los mejores pozos compensados. En el mismo pozo, pero en la sección de 15 1/2 pulgadas, se duplicó la ROP y se completó la sección en una ejecución, mientras que el material perforado se incrementó en un 130 %.

En el Mar Caspio, Perforación y Mediciones de Schlumberger introdujo el sistema de dirección rotativa PowerDrive Xceed* para LUKOIL-Nizhnevolzhskneft en un proyecto de perforación en alta mar de alcance extendido en el yacimiento petrolero Korchagina. La tecnología PowerDrive Xceed permitió la perforación eficaz de la sección más larga del mundo de 9 1/2 pulgadas y un ahorro correspondiente de dos días en comparación con el plan de construcción del pozo.

En Angola, se desplegaron las tecnologías de Perforación y Mediciones para Cabinda Gulf Oil Company, con el objetivo de evaluar un pozo en desarrollo en un sistema de reservorio canalizado de aguas profundas. Se utilizaron las tecnologías de presión en la formación durante la perforación de StethoScope* y los registros durante la perforación de múltiple función de EcoScope*^† para evaluar los datos petrofísicos y la conectividad y la magnitud de agotamiento del reservorio. La combinación de los datos petrofísicos, las imágenes de densidad azimutal y los datos de registro de lodo, llevaron a la identificación de unos 9 m (30 pies) adicionales de reservorios de baja resistividad, lo que le permitió al operador poder profundizar la finalización general y aumentar el intervalo perforado. Además de aumentar las reservas, las tecnologías de Perforación y Mediciones proporcionaron una eficacia operativa a través de mayores velocidades de adquisición de datos, lo que provocó una reducción significativa del tiempo no productivo y un ahorro de costos para el operador de, aproximadamente, 60 horas de tiempo del equipo de perforación.

En el sur de México, las tecnologías de IPM y del Grupo de Perforación de Schlumberger introdujeron la aplicación TURBODRILLING para Pemex en formaciones de rocas de alta compresibilidad. La combinación de los sistemas de turboperforación de Drilling Tools & Remedial Neyfor*, con bits personalizados Smith híbridos e impregnados, logró perforar efectivamente y construir un ángulo en un intervalo del pozo que consistía, principalmente, en lodolita comprimible con hasta 40 % de nódulos de chert abrasivos. El intervalo del pozo fue perforado en menos de 211 horas a una velocidad promedio de penetración de cerca de 2 m (7 pies) por hora, representando un ahorro para Pemex de, aproximadamente, 96 horas de perforación en comparación con los sistemas convencionales de perforación.

En Colombia, el Centro de Ingeniería Petrotécnica del Grupo de Perforación de Schlumberger (Schlumberger Drilling Group Petrotechnical Engineering Center) proporcionó servicios de colocación de pozos y flujos de trabajo patentados en un pozo horizontal con litología compleja en el yacimiento Apiay para Ecopetrol. La solución integrada incluyó el uso de software de visualización, colaboración y análisis de perforación en tiempo real PERFORMView*. El pozo fue perforado y colocado como estaba previsto, sin desvíos o eventos de pérdidas en el pozo.

En Alberta, Canadá, se utilizaron los servicios de Managed Pressure Drilling (Perforación a Presión Gestionada) o MPD de Schlumberger para Shell con el objetivo de reducir los tiempos de perforación del pozo en la extensión productiva de gas no convencional Duvernay. Las secciones horizontales de estos pozos tienen ventanas de presión estrechas y se extienden a longitudes superiores a 2.133 m (7.000 pies). Para superar estos desafíos, la aplicación de ingeniería de MPD, como parte de un conjunto más amplio de mejoras en el diseño del pozo, ha ayudado a Shell a mejorar las velocidades de perforación en hasta un 124 %.

En el Brasil, se utilizó el sistema de fluido de perforación a base de agua y óxido metálico mixto M-I SWACO DRILPLEX* para HRT Oil & Gas con el objetivo de mitigar la grave pérdida de circulación encontrada durante la perforación de los primeros pozos en tierra en la cuenca Solimões. El sistema DRILPLEX fue eficaz para minimizar los derrumbes y pérdidas de fluido a la formación, lo que ayudó a optimizar la limpieza del pozo. Como resultado, se logró reducir el tiempo de perforación para el intervalo desafiante de 6 a 8 días a 1,8 días, y también se logró reducir el costo en un 45 %, en comparación con los pozos compensados anteriores perforados con fluidos tradicionales.

En el Brasil, Diamond Offshore Brasdril utilizó la tecnología de zaranda (shaker) MI SWACO MD-3 en el Ocean Star semisumergible de aguas profundas. El diseño de pantalla compuesta MD-3 de material compuesto y la detección optimizada permitieron una velocidad de flujo considerablemente mayor, un aumento de la velocidad de penetración, y la reducción de los costos de fluido de perforación a través de la remoción de sólidos y la reducción de las velocidades de dilución. Se obtuvieron ahorros generales superiores a 13 millones de USD en un solo pozo.

Grupo de Producción

Los ingresos del segundo trimestre de 3.930 millones de USD aumentaron un 4 % secuencialmente, y crecieron un 6 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 625 millones de USD fue un 13 % mayor de manera secuencial, y aumentó un 4 % con respecto al año anterior. A pesar de la disminución estacional en el oeste del Canadá, como resultado del receso de primavera, el Grupo registró un crecimiento secuencial general debido a la mejor utilización industrial de la capacidad de bombeo a presión en tierra en los EE. UU., lo que aumentó la actividad mundial de tubería flexible de Intervención de Pozos y las fuertes ventas internacionales de productos de Terminaciones. Mientras en tierra, en los EE. UU., el recuento de equipos de perforación creció solo marginalmente, el recuento de pozos y etapas aumentó a través de la eficacia de la perforación, lo que resultó en una mejor utilización industrial de la capacidad de bombeo de presión. Aunque los precios se mantuvieron competitivos, el ritmo de caída se ha moderado secuencialmente.

El margen operativo antes de impuestos de 15,9 % aumentó 116 bps secuencialmente, pero cayó 23 bps con respecto al año anterior. Secuencialmente, el margen se expandió, principalmente, por una mayor rentabilidad para las tecnologías de Servicios de Pozos como resultado de la mejor eficacia, la mejor utilización y la reducción de los costos de las materias primas en el bombeo a presión en tierra en los EE. UU., a pesar del precio competitivo. Además, las tecnologías de Terminaciones e Intervención de Pozos registraron una mayor rentabilidad internacional.

Los puntos destacados durante el trimestre incluyeron los éxitos para varias Tecnologías del Grupo de Producción.

Por primera vez, Saudi Aramco le adjudicó a Terminaciones de Schlumberger un contrato de cinco años más dos años, para el suministro de los productos y servicios relacionados con las actividades de terminación de pozos en Arabia Saudita. Este es el primer contrato concluido en el marco del acuerdo de adquisición corporativa de 10 años firmado, recientemente, por ambas compañías y establece el marco para futuros contratos en virtud de este acuerdo marco. La adjudicación se basa en la experiencia probada de Schlumberger en el desempeño de calidad de productos y servicios, la entrega a tiempo y en la contribución de contenido nacional.

En Arabia Saudita, se utilizó la tecnología de línea de acero digital LIVE, que utiliza una cubierta patentada en un núcleo de línea de acero convencional para permitir la telemetría para Saudi Aramco, con el objetivo de realizar las operaciones de recuperación de los pozos del yacimiento Hyra. El cable LIVE, debido a su núcleo de línea de acero, permitió una acción de durabilidad para evitar que se pegue con la ejecución del desplazamiento de la canasta de pesca de detritos. Luego se utilizó una herramienta de ajuste electrohidráulico, sin necesidad de explosivos, para fijar los tapones lejos de los collares con la correlación de rayos gamma en tiempo real. El despliegue de las herramientas de registro en la parte superior de las herramientas mecánicas permitió el desplazamiento del pozo, y el marcado correlativo de la tubería permitió la operación de perforación simultáneamente. La eficacia general del camión y la tripulación de LIVE permitió una reducción en la cantidad de personas en el lugar y simplificó la logística.

En México, se desplegó la tecnología de línea de acero digital LIVE de Intervención de Pozos en un pozo del yacimiento marítimo Ku-Maloob-Zaap. La tecnología LIVE proporcionó servicios de pozo entubado en tiempo real, combinados con la capacidad de servicios mecánicos en una unidad de yacimiento único, y solo fue necesario un montaje de equipo de perforación para acondicionar el pozo, ejecutar los medidores de presión y temperatura, y desplegar un perforador de tubo utilizando el sistema electrónico de ignitor Testing Services eFire correlacionado en tiempo real. La eficacia del sistema LIVE en un área de plataforma de producción en alta mar muy limitada ayudó a Pemex a aumentar la producción, lo que evitó la necesidad de un equipo de reparación costoso.

En Rusia, PetroStim, una empresa conjunta de Schlumberger, realizó una campaña de refracturamiento de ensayo con la tecnología de canal de flujo Well Services HiWAY* para Slavneft-Megionneftegas en el yacimiento maduro Vatinskoe. La mayoría de los pozos de producción en el yacimiento se han fracturado, hidráulicamente, al menos, una vez en el pasado, y las técnicas de reestimulación convencionales no han demostrado su eficacia en este yacimiento. Sin embargo, los resultados de la producción de los primeros tratamientos HiWAY en los reservorios de areniscas jurásicas casi duplicaron las expectativas y ampliaron las aplicaciones de tecnología en los campos maduros como una solución probada para aumentar la recuperación del petróleo.

En Rusia, se ha instalado un sistema de terminaciones multilaterales RapidX* de Terminaciones de Schlumberger de Nivel 5 en un pozo para Exxon Neftegas Limited costa afuera de Sakhalin. Este fue el primer pozo multilateral completado en Sakhalin y la primera unión de Nivel 5 de Technology Advancement for Multilaterals (TAML) instalada costa afuera de Rusia. El sistema RapidX le permite al operador acceder a nuevas secciones del reservorio reingresando a los pozos existentes y agregando laterales adicionales para aumentar la recuperación general.

En Kuwait, Intervención de Pozos de Schlumberger realizó una campaña de intervención de cierre de agua para Joint Operations Wafra en pozos horizontales abiertos utilizando las tecnologías de empaquetador inflable de tubería flexible CoilFLATE* y de desempeño en el pozo en vivo ACTive* para definir con precisión las condiciones del pozo descendente, necesarias para el asiento e inflado del empaquetador controlado. El uso de estas tecnologías dio lugar a una disminución significativa en la producción de agua.

Costa afuera de Egipto, Intervención de Pozos desplegó la tecnología de tubería flexible en pozo descendente en vivo ACTive para Raspetco con el objetivo de estimular un pozo de gas submarino en el yacimiento Sapphire, que sufría las consecuencias de los finos que habían migrado y se habían acumulado cerca del pozo para reducir la producción. La tecnología ACTive permitió la colocación controlada del fluido de arcilla orgánica de Well Services OCA* en el pozo submarino en vivo, controlando el nivel del fluido y optimizando el nitrógeno bombeado a través del espacio anular de la tubería flexible. La detección de temperatura distribuida de ACTive, adquirida mientras el pozo fluía, proporcionó un registro cuantitativo de la producción de las zonas productoras. Como resultado de esta intervención, se triplicó la producción de gas del pozo.

En Brunei, los Servicios de Gestión de Arena (Sand Management Services) desplegaron los sistemas OptiPac* Alternate Path^‡ que incorporaron varias adaptaciones para Shell Petroleum (BSP) en los pozos de trayectoria ascendente (anzuelo) perforados desde la tierra para explotar reservorios no consolidados localizados costa afuera, en aguas poco profundas. Para superar las limitaciones asociadas con las terminaciones tradicionales de empaque de grava, se aplicó la tecnología OptiPac que incluye empacadores inflables a medida con derivación, cuasi blancos y válvulas de desvío en siete pozos de alto ángulo que hasta la fecha tuvieron resultados positivos. En febrero de 2013, los Servicios de Gestión de Arena de Schlumberger estableció un récord mundial al completar el empaque de grava más largo en un pozo anzuelo, utilizando la tecnología OptiPac con 578 metros de pantallas instaladas.

Petrobras ha adjudicado varios contratos a Terminaciones de Schlumberger para el suministro de válvulas de seguridad cargadas con ​​tubos recuperables TRC-II*. Los contratos marcan un total sin precedentes de 108 válvulas de seguridad de fondo de pozo adjudicadas para los entornos de aguas profundas y ultra profundas del Brasil que son extremadamente desafiantes.

En Omán, Schlumberger Artificial Lift ha recibido la adjudicación de un contrato basado en el rendimiento por un valor aproximado de 40 millones de USD por parte de Daleel Petroleum Company para el suministro, la instalación, la inspección y la gestión de cerca de 200 sistemas de bombas eléctricas sumergibles. El contrato de cinco años, con opción a una prórroga de dos años, incluye el suministro de la tecnología de bombas eléctricas sumergibles REDA Maximus*, medidores XT150 y un total de 18 sistemas de transmisión de pulsos.

Tablas Financieras

Estado Consolidado Condensado de Ingresos
(Indicado en millones, excepto los importes de acciones)
		Segundo trimestre							Seis meses
Ejercicios finalizados el 30 de Junio		2013				2012			2013				2012
Ingresos		$	11.182			$	10.341		$	21.752			$	20.150
Intereses y otros ingresos, neto(1)			30				45			63				92
Ganancia en la formación de OneSubsea(2)			1.028				-			1.028				-
Gastos
Costo de los ingresos			8.712				8.119			17.118				15.884
Investigación e ingeniería			293				287			585				558
Generales y administrativos			100				101			196				199
Fusiones e integración(2)			-				22			-				37
Ajustes de valor y otros(2)			364				-			456				-
Intereses			98				78			197				158
Ingreso antes de impuestos			2.673				1.779			4.291				3.406
Impuestos sobre ingresos(2)			449				439			855				833
Ingresos de operaciones continuadas			2.224				1.340			3.436				2.573
Ingresos (pérdidas) de operaciones discontinuadas			(124	)			75			(69	)			147
Ingresos netos			2.100				1.415			3.367				2.720
Ingreso neto atribuible a participaciones no controladas			5				12			13				17
Ingreso neto atribuible a Schlumberger		$	2.095			$	1.403		$	3.354			$	2.703
Importes de Schlumberger atribuibles a:
Ingresos de operaciones continuadas(2)		$	2.219			$	1.328		$	3.423			$	2.556
Ingresos (pérdidas) de operaciones discontinuadas			(124	)			75			(69	)			147
Ingresos netos		$	2.095			$	1.403		$	3.354			$	2.703
Ganancias diluidas por acción de Schlumberger
Ingresos de operaciones continuadas(2)		$	1,66			$	0,99		$	2,56			$	1,91
Ingresos (pérdidas) de operaciones discontinuadas			(0,09	)			0,06			(0,05	)			0,11
Ingresos netos		$	1,57			$	1,05		$	2,51			$	2,02
Promedio de acciones circulantes			1.327				1.331			1.329				1.333
Promedio de acciones circulantes asumiendo la dilución			1.336				1.339			1.339				1.341
Depreciación y amortización incluidas en los gastos(3)		$	910			$	854		$	1.806			$	1.706

				1)		Incluye ingresos por intereses de:
						Segundo trimestre de 2013 - 6 millones de USD (2012 - 6 millones de USD)
						Seis meses de 2013 - 11 millones de USD (2012 - 16 millones de USD).
				2)		Consulte las página 13 a 14 para ver detalles de cargos y créditos.
				3)		Incluyendo los costos de datos sísmicos para múltiples clientes.

Balance Consolidado Condensado
(Indicado en millones)
		30 de junio			31 de diciembre
Activos		2013			2012
Activos Corrientes
Efectivo e inversiones a corto plazo		$	5.925		$	6.274
Cuentas por cobrar			11.277			11.351
Otros activos corrientes			6.597			6.531
			23.799			24.156
Inversiones de ingresos fijos, mantenidas hasta el vencimiento			417			245
Activos fijos			14.742			14.780
Datos sísmicos para múltiples clientes			634			518
Fondo de comercio			14.407			14.585
Otros activos intangibles			4.673			4.802
Otros activos			4.579			2.461
		$	63.251		$	61.547
Pasivos y Capital
Pasivos Corrientes
Cuentas por pagar y pasivos acumulados		$	7.815		$	8.453
Pasivo estimado para el impuesto sobre el ingreso			1.361			1.426
Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo			2.858			2.121
Dividendos por pagar			420			368
			12.454			12.368
Deuda a largo plazo			9.098			9.509
Beneficios posteriores a la jubilación			2.031			2.169
Impuestos diferidos			1.450			1.493
Otros pasivos			1.170			1.150
			26.203			26.689
Capital			37.048			34.858
		$	63.251		$	61.547

Deuda neta

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

(Indicado en millones)
Seis meses						2013
Deuda neta, 1º de enero de 2013						$	(5.111	)
	Ingresos de operaciones continuadas						3.436
	Depreciación y amortización						1.806
	Ganancia en la formación de OneSubsea						(1.028	)
	Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación						255
	Gastos de compensación basados en acciones						168
	Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación						(231	)
	Aumento del capital de trabajo						(1.140	)
	Gastos de capital						(1.800	)
	Datos sísmicos de múltiples clientes capitalizados						(222	)
	Dividendos pagados						(781	)
	Beneficios de los planes de acciones de empleados						189
	Programa de recompra de acciones						(692	)
	Pago por transacción de OneSubsea						(600	)
	Otras adquisiciones de negocios, neto de efectivo y deuda adquirida						(117	)
	Otros						190
	Efecto del tipo de cambio sobre la deuda neta						64
Deuda neta, 30 de junio de 2013						$	(5.614	)
Componentes de la Deuda Neta						30 de junio de 2013					31 de diciembre de 2012
Efectivo e inversiones a corto plazo						$	5.925				$	6.274
Inversiones de ingresos fijos, mantenidas hasta el vencimiento							417					245
Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo							(2.858	)				(2.121	)
Deuda a largo plazo							(9.098	)				(9.509	)
						$	(5.614	)			$	(5.111	)

Cargos y Créditos

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

(Indicado en millones, excepto los importes de acciones)
		Segundo trimestre de 2013
		Antes de impuestos				Impuestos			Intereses No cont.			Neto				Ingresos por acción diluidos				Clasificación del Estado de Resultados
Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, según lo informado		$	2.673			$	449		$	5		$	2.219			$	1,66
Ganancia en la formación de la empresa conjunta OneSubsea			(1.028	)			-			-			(1.028	)			(0,77	)		Ganancia en la formación de OneSubsea
Ajuste de valor de las inversiones bajo el método de participación patrimonial (1)			364				19			-			345				0,26			Ajustes de valor y otros
Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, sin incluir cargos y créditos		$	2.009			$	468		$	5		$	1.536			$	1,15
		Primer trimestre de 2013
		Antes de impuestos				Impuestos			Intereses No cont.			Neto				Ingresos por acción diluidos				Clasificación del Estado de Resultados
Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, según lo informado		$	1.618			$	406		$	9		$	1.203			$	0,90
Pérdida por devaluación de la moneda en Venezuela			92				-			-			92				0,07			Ajustes de valor y otros
Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, sin incluir cargos y créditos		$	1.710			$	406		$	9		$	1.295			$	0,97
		Segundo trimestre de 2012
		Antes de impuestos				Impuestos			Intereses No cont.			Neto				Ingresos por acción diluidos				Clasificación del Estado de Resultados
Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, según lo informado		$	1.779			$	439		$	12		$	1.328			$	0,99
Costos de fusiones e integración			22				1			-			21				0,02			Fusiones e integración
Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, sin incluir cargos y créditos		$	1.801			$	440		$	12		$	1.349			$	1,01
		Primer trimestre de 2012
		Antes de impuestos				Impuestos			Intereses No cont.			Neto				Ingresos por acción diluidos				Clasificación del Estado de Resultados
Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, según lo informado		$	1.628			$	394		$	5		$	1.229			$	0,91
Costos de fusiones e integración			15				2			-			13				0,01			Fusiones e integración
Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, sin incluir cargos y créditos		$	1.643			$	396		$	5		$	1.242			$	0,92
		Seis meses de 2013
		Antes de impuestos				Impuestos			Intereses No cont.			Neto				Ingresos por acción diluidos				Clasificación del Estado de Resultados
Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, según lo informado		$	4.291			$	855		$	13		$	3.423			$	2,56
Pérdida por devaluación de la moneda en Venezuela			92				-			-			92				0,07			Ajustes de valor y otros
Ganancia en la formación de la empresa conjunta OneSubsea			(1.028	)			-			-			(1.028	)			(0,77	)		Ganancia en la formación de OneSubsea
Ajuste de valor de las inversiones bajo el método de participación patrimonial(1)			364				19			-			345				0,26			Ajustes de valor y otros
Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, sin incluir cargos y créditos		$	3.719			$	874		$	13		$	2.832			$	2,12
		Seis meses 2012
		Antes de impuestos				Impuestos			Intereses No cont.			Neto				Ingresos por acción diluidos(2)				Clasificación del Estado de Resultados
Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, según lo informado		$	3.406			$	833		$	17		$	2.556			$	1,91
Costos de fusiones e integración			37				3			-			34				0,03			Fusiones e integración
Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, sin incluir cargos y créditos		$	3.443			$	836		$	17		$	2.590			$	1,93

⁽¹⁾ Se relaciona con el ajuste de valor de las dos inversiones bajo el método de participación patrimonial relacionadas con la perforación

⁽²⁾ No suma, debido al redondeo.

Grupos de Productos
(Indicado en millones)
		Tres meses finalizados el
		30 de junio de 2013										31 de marzo de 2013										30 de junio de 2012
		Ingresos					Ingresos antes de impuestos					Ingresos					Ingresos antes de impuestos					Ingresos					Ingresos antes de impuestos
Servicios en Yacimientos Petroleros
Caracterización de reservorios		$	3.014				$	908				$	2.750				$	724				$	2.714				$	749
Perforación			4.292					804					4.113					730					3.977					727
Producción			3.926					625					3.759					555					3.718					601
Eliminaciones y otros			(50	)				(59	)				(52	)				(44	)				(68	)				(38	)
			11.182					2.278					10.570					1.965					10.341					2.039
Corporativos y otros			-					(181	)				-					(168	)				-					(169	)
Ingreso por intereses(1)			-					4					-					6					-					7
Gastos por intereses(1)			-					(92	)				-					(93	)				-					(76	)
Cargos y créditos			-					664					-					(92	)				-					(22	)
		$	11.182				$	2.673				$	10.570				$	1.618				$	10.341				$	1.779
Áreas Geográficas
(Indicado en millones)
		Tres meses finalizados el
		30 de junio de 2013										31 de marzo de 2013										30 de junio de 2012
		Ingresos					Ingresos antes de impuestos					Ingresos					Ingresos antes de impuestos					Ingresos					Ingresos antes de impuestos
Servicios en Yacimientos Petroleros
América del Norte		$	3.357				$	662				$	3.290				$	627				$	3.376				$	693
América Latina			1.913					394					1.904					371					1.857					354
Europa/CEI/África			3.125					643					2.851					508					2.924					592
Medio Oriente y Asia			2.667					655					2.406					548					2.091					445
Eliminaciones y otros			120					(76	)				119					(89	)				93					(45	)
			11.182					2.278					10.570					1.965					10.341					2.039
Corporativos y otros			-					(181	)				-					(168	)				-					(169	)
Ingreso por intereses(1)			-					4					-					6					-					7
Gastos por intereses(1)			-					(92	)				-					(93	)				-					(76	)
Cargos y créditos			-					664					-					(92	)				-					(22	)
		$	11.182				$	2.673				$	10.570				$	1.618				$	10.341				$	1.779

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

Grupos de Productos
(Indicado en millones)
		Seis meses finalizados
		30 de junio de 2013										30 de junio de 2012
		Ingresos					Ingresos antes de impuestos					Ingresos					Ingresos antes de impuestos
Servicios en Yacimientos Petroleros
Caracterización de reservorios		$	5.764				$	1.633				$	5.231				$	1.384
Perforación			8.405					1.534					7.737					1.374
Producción			7.684					1.181					7.241					1.209
Eliminaciones y otros			(101	)				(105	)				(59	)				(45	)
			21.752					4.243					20.150					3.922
Corporativos y otros			-					(348	)				-					(339	)
Ingreso por intereses(1)			-					9					-					16
Gastos por intereses(1)			-					(185	)				-					(156	)
Cargos y créditos			-					572					-					(37	)
		$	21.752				$	4.291				$	20.150				$	3.406
Áreas Geográficas
(Indicado en millones)
		Seis meses finalizados
		30 de junio de 2013										30 de junio de 2012
		Ingresos					Ingresos antes de impuestos					Ingresos					Ingresos antes de impuestos
Servicios en Yacimientos Petroleros
América del Norte		$	6.647				$	1.289				$	6.809				$	1.470
América Latina			3.817					765					3.623					676
Europa/CEI/África			5.976					1.151					5.501					1.020
Medio Oriente y Asia			5.073					1.203					4.046					861
Eliminaciones y otros			239					(165	)				171					(105	)
			21.752					4.243					20.150					3.922
Corporativos y otros			-					(348	)				-					(339	)
Ingreso por intereses(1)			-					9					-					16
Gastos por intereses(1)			-					(185	)				-					(156	)
Cargos y créditos			-					572					-					(37	)
		$	21.752				$	4.291				$	20.150				$	3.406

⁽¹⁾ No incluye intereses considerados en los resultados de los grupos de producto y áreas geográficas.

Acerca de Schlumberger

Schlumberger es el proveedor mundial líder de soluciones de tecnología, gestión de proyectos integrados e información para clientes del sector de petróleo y gas en todo el mundo. Con aproximadamente 120.000 empleados de más de 140 nacionalidades y operaciones en más de 85 países, Schlumberger ofrece la mayor gama de productos y servicios del sector, desde la exploración hasta la producción.

Schlumberger Limited tiene sus oficinas principales en París, Houston y en La Haya, y reportó ingresos de sus operaciones continuas por 41.730 millones de USD en 2012. Para obtener más información, visite www.slb.com.

*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.

^†Corporación Nacional de Petróleo, Gas y Metales de Japón (Japan Oil, Gas and Metals National Corporation, JOGMEC), anteriormente Corporación Nacional de Petróleo de Japón (Japan National Oil Corporation, JNOC) y Schlumberger colaboraron en un proyecto de investigación para desarrollar la tecnología LWD. Los servicios EcoScope and NeoScope usan tecnología resultante de esta cooperación.

^‡Alternate Path es una marca de ExxonMobil Corp y la tecnología está exclusivamente licenciada a Schlumberger.

Notas:

Schlumberger ofrecerá una llamada en conferencia para analizar los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes 19 de julio de 2013. La llamada está programada para comenzar a las 8:00 a. m. hora central de EE. UU. (CT), 9:00 a. m. hora del Este (ET). Para acceder a la llamada, abierta al público, comuníquese con el operador de la llamada conferencia al +1-800-230-1085 dentro de los EE. UU. o al +1-612-288-0340 fuera de América del Norte, aproximadamente, 10 minutos antes de la hora inicial programada para la llamada Pregunte por la “Llamada en Conferencia de las Ganancias de Schlumberger”. Cuando la llamada en conferencia concluya, una reproducción de audio estará disponible hasta el 19 de agosto de 2013 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 291800.

La llamada en conferencia se transmitirá por la web, simultáneamente, 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. En el mismo sitio web se dispondrá también de la reproducción del webcast.

Puede encontrar información complementaria en forma de un documento de preguntas y respuestas sobre este comunicado de prensa e información financiera en www.slb.com/ir.

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.