Schlumberger Anuncia los Resultados del Segundo Trimestre de 2015

Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy los resultados del segundo trimestre del año 2015.

		(Indicado en millones, excepto los montos por acción)
		Tres Meses Finalizados al												Cambio
		30 de junio de 2015				31 de marzo de 2015				30 de junio de 2014				Secuencial			Con respecto al año anterior
Ingresos		$	9010			$	10 248			$	12 054			-12	%		-25	%
Resultado operativo antes de impuestos			1708				1993				2621			-14	%		-35	%
Resultado de operaciones en curso de SLB, excluidos cargos y créditos*			1124				1358				1800			-17	%		-38	%
Ganancia por acción diluida de operaciones en curso, excluidos cargos y créditos*		$	0,88			$	1,06			$	1,37			-17	%		-36	%
Margen operativo antes de impuestos			19,0	%			19,4	%			21,7	%		-49 bps			-278 bps
Ingresos de América del Norte		$	2361			$	3222			$	3888			-27	%		-39	%
Resultado operativo antes de impuestos de América del Norte			242				416				700			-42	%		-65	%
Margen operativo antes de impuestos de América del Norte			10,2	%			12,9	%			18,0	%		-268 bps			-777 bps
Ingresos internacionales		$	6525			$	6889			$	8087			-5	%		-19	%
Resultado operativo antes de impuesto internacional			1595				1661				1942			-4	%		-18	%
Margen operativo antes de impuestos internacional			24,5	%			24,1	%			24,0	%		+35 bps			+44 bps
*Los ingresos de Schlumberger provenientes de las operaciones en curso, incluidos los cargos y los créditos, fueron de 975 millones de USD en el primer trimestre de 2015 y 1800 millones de USD en el segundo trimestre de 2014. La ganancia por acción diluida de operaciones en curso, incluidos cargos y créditos, fue de 0,76 USD en el primer trimestre de 2015 y de 1,37 USD en el segundo trimestre de 2014. No hubo cargos ni créditos registrados durante el segundo trimestre de 2015 ni en los primeros seis meses de 2014. Ver sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles.

El Presidente y Director Ejecutivo de Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentó, “Los ingresos de Schlumberger del segundo trimestre disminuyeron en un 12 % secuencialmente, impulsados por la dramática declinación en la actividad en tierra en América del Norte ya que la cantidad de plataformas cayó un 40 % más y a medida que continuó la erosión de los precios tanto en América del Norte como en las Áreas Internacionales. Los ingresos en Norte América cayeron un 27 % secuencialmente, mientras que los ingresos internacionales fueron un 5 % más bajos pues los recortes presupuestarios de los clientes y las concesiones de precios impactaron sobre los resultados de todo un trimestre.

“A pesar de las mucho más exigentes condiciones del mercado, los márgenes generales antes de impuestos se mantuvieron a niveles bien por encima de las recesiones previas ya que continuamos gestionando proactivamente los costos y los recursos, navegamos cuidadosamente por el paisaje comercial y aceleramos aún más nuestro programa de transformación. El éxito de nuestros esfuerzos se puede ver reflejado en los márgenes de operaciones antes de impuestos del 10,2 % en América del Norte y del 24,5 % internacionalmente al tiempo que generamos 1500 millones de USD en flujos de efectivo disponible, representando el 132 % de los ingresos.

“En la primera mitad de 2015, los ingresos con respecto al año anterior cayeron un 26 % en América del Norte y un 14 % internacionalmente. A pesar de que estas declinaciones han sido más severas que las de la recesión del 2009, entregamos márgenes decrecientes en la primera mitad del 37 % en América del Norte y del 18 % internacionalmente. Estos resultados representan una marcada mejora respecto de las cifras equivalentes que eran superiores al 70 % para el mismo período en 2009.

“Entre los segmentos del negocio, los ingresos del Grupo de Producción declinaron un 18 % secuencialmente, impulsados por una caída sin precedentes, tanto de la actividad como de los precios por la presión de los servicios de extracción en tierra en América del Norte. Los ingresos del Grupo de perforación y del Grupo de caracterización de yacimientos cayeron un 11 % y un 5 %, respectivamente, a medida que se fue moderando la merma del desarrollo de la actividad de perforación y de los servicios relacionados con la exploración.

“Al entrar en la segunda mitad del año, nuestra visibilidad aún sigue siendo limitada. En términos de provisión de petróleo, los primeros signos de aplastamiento de la producción Norteamericana han aparecido al tiempo que la provisión comercializada de la OPEC se ha visto incrementada una vez más. La producción fuera de Norteamérica y fuera de la OPEC se debilitó en la primera mitad del año arrastrada por las caídas en Brasil y México, y se espera una mayor atenuación a medida que los menores niveles de inversión comiencen a surtir total efecto. Los datos más recientes suministrados junto a una fuerte previsión de la demanda global de petróleo apuntan a un ajuste del balance global de suministro-demanda, incluso considerando el suministro adicional desde Irán.

“La inversión en exploración y producción en América del Norte ahora se espera que caiga en más de un 35 % en 2015 arrastrada por la menor actividad en tierra y la creciente presión de los precios. Creemos que la cantidad de plataformas en América del Norte ahora posiblemente estén tocando fondo, y que un menor incremento tanto de la perforación en tierra como de las actividades de terminación podría llegar a ocurrir en la segunda mitad del año.

“En el mercado internacional, los gastos en concepto de Extracción y Producción ahora se espera caigan más de un 15 %. No esperamos ningún ajuste hacia arriba de los presupuestos existentes en 2015 pero vemos una continuación de las tendencias de la primera mitad con baja actividad de exploración, una gestión más ajustada del gasto relacionado con el desarrollo y una continuación en la presión de los precios.

“En este complejo mercado, seguimos enfocados en lo que podemos controlar, lo que incluye nuestra base de recursos y nuestros costos, la implementación eficiente de nuestra tecnología y nuestra experiencia y conocimiento, así como la calidad e integridad de los productos y servicios que ofrecemos a nuestros clientes. El éxito de este enfoque se puede ver en nuestros fuertes márgenes internacionales a pesar de la caída en los ingresos y en nuestra capacidad para optimizar nuestro rendimiento en América del Norte.

“Seguimos confiando en nuestra capacidad para continuar campeando la recesión actual mejor que nuestro entorno, y mejor que en las recesiones anteriores. Nuestra fortaleza a nivel global, nuestra diferenciación tecnológica y nuestra acelerada transformación corporativa están creando una gran plataforma para que aumentemos nuestros ingreso de participación de mercado, entreguemos menores reducciones de las ganancias por acción que nuestros colegas y continuemos la reducción del capital circulante y la intensidad de las inversiones de capital al tiempo que generemos mayores niveles disponibles de flujos de efectivo”.

Otros eventos

Durante el trimestre, Schlumberger recompró 5,8 millones de acciones de su paquete de acciones ordinarias a un precio promedio de 90,01 USD por acción, lo que dio un total de precio de compra de 520 millones de USD.

América del Norte

Los ingresos del segundo trimestre de América del Norte de 2400 millones de USD cayeron un 27 % de manera secuencial. En los EE. UU. y Canadá Occidental, los ingresos cayeron, debido a una menor actividad de extracción y a una persistente presión en los precios, precipitado por la súbita caída del 40 % en el número de plataformas de perforación continental y el inicio anticipado de las vacaciones de primavera canadienses. En los EE. UU. –Golfo de México-, los ingresos declinaron a medida que fueron decreciendo la cantidad de plataformas en aguas profundas y que la actividad mutó de exploración a desarrollo y terminación.

El margen operativo antes de impuestos de América del Norte disminuyó 268 puntos básicos (bps) secuencialmente hasta 10,2 %, debido a una menor actividad de extracción y a la debilidad de precios en el continente. El margen de las operaciones a mar abierto declinaron debido a la desfavorable mezcla de ingresos resultante de la mutación de los altos márgenes de los trabajos de exploración en aguas profundas a la actividad de desarrollo y terminación. No obstante la gravedad de la disminución en los ingresos en América del Norte, una ejecución concentrada y una rápida acción en la gestión de los costos limitó el margen de reducción de manera secuencial al 20 %.

En el continente, los precios han caído a niveles insostenibles en algunas cuencas, llevando a la detención de los equipos de extracción y a la reasignación de las cuadrillas. En otras cuencas, se mantuvo la implementación de la flota de fracturación hidráulica en busca de participación de mercado y de nuevas oportunidades tecnológicas.

En la primera mitad del 2015, el ingreso con respecto al año anterior cayó un 26 % en América del Norte, lo que es más grave que la declinación del 24 % del mismo período durante la recesión del 2009. A pesar de esto, el margen decreciente fue del 37 % lo que representa una marcada mejora respecto del 72 % publicado para el mismo período en la recesión anterior. El margen de operación antes de impuestos en la primera mitad del 2015 declinó en 648 bps con respecto al año anterior, menos de la mitad de la caída de 1487 bps informada para la primera mitad del 2009. La fortaleza de este rendimiento fue sustentada por la diligente gestión de costos y recursos, los crecientes efectos del programa de transformación, las sólidas nuevas ventas de tecnología y la eficiente gestión de la cadena de abastecimiento.

Durante el segundo trimestre, las nuevas tecnologías de Schlumberger contribuyeron a aumentar la producción y la eficiencia operativa en América del Norte.

En el Sudeste de Nuevo México, los Servicios de perforación de pozos utilizaron un fluido compuesto de baja viscosidad de la familia BroadBand* de servicios para la terminación de yacimientos no convencionales para Endeavor Energy Resources, LP, a fin de estimular un pozo nuevo en la Cuenca Pérmica con una terminación “plug-and-perf”. En comparación con los seis pozos de compensación más cercanos realizados usando fluido de fractura de baja fricción y cantidades similares de propano, la producción total de petróleo del nuevo pozo después de 120 días superó a todos los demás pozos de compensación en más del 33 %.

En el Sur de Texas, los Servicios de perforación de pozos usaron el servicio de fracturación BroadBand Sequence* para Encana a fin de acelerar la producción e incrementar la recuperación en los pozos más antiguos en los campos de pizarra Eagle Ford y Haynesville. En un pozo del campo de pizarra Eagle Ford, por ejemplo, las operaciones de refracturación incrementaron la producción de petróleo de 50 bbl/d a 650 bbl/d y la presión de flujo de 250 psi a 5000 psi. Y en un pozo del campo de pizarra Haynesville, la producción se incrementó de 100 Mscf/d a 5000 Mscf/d mientras que la presión de flujo aumentó de 1500 psi a 6000 psi.

En Dakota del Norte, Drilling & Measurements implementó la tecnología del sistema orientable rotativo PowerDrive Orbit* para WPX Energy con el objeto de perforar tres secciones ampliadas laterales del pozo en la formación Middle Bakken. Dado su diseño exclusivo de actuación por paneles y merced a la tecnología “push-the-bit” (empuje la broca), el sistema PowerDrive Orbit superó los desafíos del control de trayectoria experimentados por los montajes convencionales de perforación al tiempo que entregó eficientemente tres laterales de alta calidad. Se repitió un rendimiento similar en un lateral ampliado de 14 717 ft, lo que representa la sección horizontal perforada con sistema orientable rotativo más larga en el área.

En el Sur de Texas, M-I SWACO usó fluidos SCREEN PULSE* y tecnología de separador de cortes para Statoil a fin de contribuir a mantener condiciones óptimas de perforación de pozos y minimizar los costos de eliminación y pérdida de lodo en un ámbito de perforación de alto índice de penetración en la pizarra bituminosa de Eagle Ford. Previamente, grandes cantidades de cortes transportaban significativos volúmenes de lodo de base sintética (“SBM”) sobre la superficie del tamiz mezclador con menor potencial de recuperación. La tecnología SCREEN PULSE contribuyó a que el cliente lograra ahorros netos de 68 000 USD para los dos primeros pozos perforados, disminuyendo el costo SMB promedio por-pie en un 30 % y los costos de eliminación en un 13 %.

En California, Wireline implementó tecnología RSTPro* de saturación de yacimiento para un importante cliente en el negocio del petróleo y el gas en el campo Kern River. El servicio RSTPro usa análisis espectral completo para medir las concentraciones elementales, incluido el índice de carbón independiente de salinidad/oxígeno. En combinación con las soluciones de interpretación de Schlumberger Petrotechnical Services, el uso de la tecnología permitió la caracterización de la saturación del hidrocarburo pesado y ha dado nueva vida a este abandonado proyecto. El proyecto de monitoreo del yacimiento Kern River completó 20 años de vigilancia de la saturación este año y la producción acumulada del campo en este momento supera los 2 mil millones de USD de barriles de petróleo.

En los EE. UU. –Golfo de México-, se usó el evaluador dinámico de formación modular Wireline MDT* junto con la tecnología Quicksilver Probe* y un sistema de analizador de fluidos en el lugar (InSitu Fluid Analyzer*) para que Chevron obtenga mediciones del yacimiento en los hallazgos en aguas profundas Guadalupe y Anchor. La combinación de tecnologías de Schlumberger contribuyó a adquirir muestras de baja contaminación y a realizar análisis de fluidos de perforación en tiempo real con los resultados usados para determinar la conectividad del yacimiento y a mejorar la comprensión de las propiedades de sellado así como el comportamiento de la carga de fluidos. El uso de la tecnología de análisis de fluidos de perforación de Schlumberger confirmó el valor de la toma de decisiones en tiempo real en la caracterización de yacimientos.

En Atlantic Canada, Schlumberger Integrated Project Management (IPM) completó la construcción y evaluación del primer pozo perforado por Statoil en un ambiente desafiante de aguas profundas, mar adentro de la costa de Newfoundland. El trabajo se completó en el marco de un contrato integrado por cuatro años que cubrió toda la suite de servicios para el proyecto de exploración y evaluación Flemish Pass. A pesar de los desafíos planteados por las condiciones climáticas, la eficiencia de los servicios integrados ofrecidos permitió que el proyecto cumpliera con los objetivos internos del cliente. Las nuevas tecnologías de Schlumberger, tales como el servicio fotorealístico de geología de yacimientos Wireline Quanta Geo*, contribuyó a reducir el riesgo subterráneo y a caracterizar las formaciones complejas. Asimismo, el sistema orientable rotativo Drilling & Measurements PowerDrive*, el elemento de diamante cónico de Smith Bits Stinger* y las tecnologías de análisis y registro de fluidos de Geoservices FLAIR* contribuyeron a incrementar el rendimiento mediante la mejora de la eficacia de perforación, asegurando la integridad del pozo y optimizando la localización del pozo. Con la ayuda de las tecnologías de Schlumberger y del enfoque integrado, varias de las secciones del pozo fueron reconocidas por Statoil por estar entre las que tienen los mejores rendimientos de perforación a nivel mundial.

Áreas Internacionales

Los ingresos provenientes de las áreas internacionales de 6500 millones de USD disminuyeron en un 5 % secuencialmente arrastradas por los recortes presupuestarios de los clientes y las continuas concesiones de precios.

Los ingresos de Oriente Medio y de la región de Asia de 2600 millones de USD declinaron un 5 % secuencialmente principalmente debido a la menor actividad en Asia-Pacífico y Australia a partir de los recortes presupuestarios para exploración por parte del cliente. La actividad en India declinó debido a los retrasos de los proyectos mientras que las actividades en Iraq y China permanecieron silentes. Los geomercados de Oriente Medio permanecieron robustos en base a una mayor actividad, particularmente en Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos y Kuwait, pero los ingresos en la región declinaron levemente ya que fueron afectados por los resultados de las concesiones de precios durante todo el trimestre.

Los ingresos del Área de Europa/CEI/África  de 2400 millones de USD disminuyeron un 5 % secuencialmente, principalmente debido a la región de África Sub-Sahariana ya que la exploración disminuyó y se desmobilizaron las plataformas mar adentro. La presión presupuestaria de los clientes en Angola y las demoras en Nigeria también afectaron los resultados. Rusia se recuperó debido a un aumento estacional en la actividad convencional en tierra mientras que el rublo ruso se recuperó de cierta manera. Los ingresos en el Mar del Norte declinaron debido a la menor cantidad de plataformas, la presión de los precios y una continua migración de la actividad de exploración a la de desarrollo. La actividad en África del Norte se incrementó levemente mientras que en Libia el trabajo continuó con limitaciones pues la inestabilidad de la zona respecto de la seguridad permaneció sin cambios.

Los ingresos en el Área de América Latina de 1500 millones de USD cayeron un 7 % en base a la menor actividad en México, Brasil y Colombia, debido a sostenidos recortes presupuestarios por parte de los clientes. Esta reducción fue parcialmente compensada por una sostenida exploración y un aumento de la actividad en el geomercado de Venezuela y de Trinidad y Tobago. Las actividades en Argentina y Ecuador siguieron siendo sostenidas.

El margen operativo antes de impuestos del área internacional de 24,5 % se incrementó 35 puntos básicos en forma secuencial. El margen operativo antes de impuestos de Medio Oriente y Asia aumentó ligeramente 8 puntos básicos hasta alcanzar un 28,7 %, mientras que en América Latina aumentó 81 puntos básicos hasta alcanzar 22,3 %, y en Europa/CEI/África creció 29 puntos básicos hasta alcanzar el 21,3 %. A pesar de que los ingresos secuenciales declinaron y a la cada vez más desfavorable mutación en la mezcla de ingresos, los márgenes de operación se expandieron y limitaron el margen decreciente secuencial al 18 %.

Para la primera mitad de 2015, los ingresos con respecto al año anterior cayeron un 14 % en las Áreas Internacionales, lo que es más serio que la declinación del 5 % en el mismo período durante la recesión de 2009. No obstante esto, el margen decreciente fue del 18 %, lo que representa una marcada mejora sobre el 73 % publicado para el período correspondiente en la recesión anterior. El margen de operación antes de impuestos para la primera mitad de 2015 se expandió 85 bps comparado con la caída de 269 bps en el margen informado para el mismo período en 2009. La fortaleza de este rendimiento fue el resultado de una gestión proactiva de los costos y de los recursos, las fuertes ventas de nuevas tecnologías y la aceleración del programa de transformación focalizado en la productividad de la plantilla, la utilización de los activos y la reducción en los costos de soporte a las unidades.

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

Saudi Aramco otorgó a Schlumberger un contrato multiservicio por dos años, incluidas las tecnologías de estimulación y prueba, para proyectos no convencionales de gas en el Reino. El proyecto involucra nuevas tecnologías para yacimientos no convencionales en período de prueba en el país a fin de optimizar el rendimiento de estimulación.

En los países del Consejo de Cooperación para los Estados Árabes del Golfo (CCEAG), Schlumberger tenía tres contratos extendidos y obtuvo un nuevo contrato, colectivamente valuados en un estimado de 600 millones de USD. Las extensiones de contratos por cinco años para servicios a Drilling & Measurements y a Wireline incluyen la implementación de tecnologías tales como los sistemas orientables rotativos PowerDrive Archer* para índice de capa gruesa, los servicios MicroScope* para resistividad-y-análisis de imágenes-durante-perforación, y Litho Scanner* para alta definición de registros espectroscópicos. El tercer contrato extendido, para la prestación de servicios de levantamiento artificial que incluye a los sistemas REDA* de línea directa para bombas eléctricas sumergibles a alta temperatura, es por un término de tres años y medio. El nuevo contrato obtenido, también por el término de cinco años, es para tecnologías de cementación de servicios para pozos.

Schlumberger firmó un contrato basado en el rendimiento por un valor aproximado de 395 millones de USD para un período de cuatro años para la provisión de servicios de construcción integrada de pozos para el desarrollo de un campo de petróleo pesado en la región marina de México. En el marco de este contrato, Schlumberger proveerá todos los servicios de perforación y terminación, incluida la gestión del proyecto, la perforación direccional, la medición durante la perforación, el registro durante la perforación, el registro de lodos de perforación, los cableados, los fluidos de perforación, las brocas de perforación, operaciones de recuperación, la cementación, las tuberías flexibles, las terminaciones inferiores y los servicios de pruebas de pozo. La perforación del primer pozo se ha planificado que comience en Agosto de 2015.

En Iraq, ENI otorgó a Schlumberger un contrato integrado por tres años para la construcción de un pozo que cubre la perforación de 30 pozos e incluye la provisión de plataformas de perforación en tierra, perforación direccional, medición durante la perforación, registro durante la perforación, control de sólidos, acabado, cementación, fluidos de perforación, registro de lodo, limpieza del pozo y servicios de cableado. Schlumberger ha entregado pozos a ENI bajo modelos de contratos integrados similares en el pasado y esta reciente adjudicación da continuidad al desarrollo de campo en curso.

En Noruega, Statoil Petroleum AS otorgó a M-I SWACO un contrato valuado en aproximadamente 135 millones de USD para la provisión de glicoles para soporte a todas las operaciones de refinería de la compañía, mar adentro y en tierra noruega. El contrato por el término de cuatro años y medio contempla una opción para dos extensiones de tres años cada una.

En Azerbaiyán, BP ha concedido a Caspian Geophysical, una empresa conjunta entre WesternGeco y SOCAR, un contrato para realizar estudios sísmicos marinos en el Mar Caspio, incluida la adquisición en 2D, 3D y 4D. Se espera que la realización de los estudios lleve aproximadamente seis meses y serán efectuados aplicando la tecnología sísmica de punto receptor Q-Marine*; es la primera vez que este sistema de adquisición de datos sísmicos de alta especificación se implementa en el Mar Caspio. Los proyectos se llevarán a cabo en estrecha colaboración entre WesternGeco y Caspian Geophysical.

Grupo de caracterización de yacimientos

		(Indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes)
		Tres Meses Finalizados al															Cambio
		30 de junio de 2015					31 de marzo de 2015					30 de junio de 2014					Secuencial				Con respecto al año anterior
Ingresos		$	2425				$	2552				$	3231				-5	%			-25	%
Resultado operativo antes de impuestos			642					655					933				-2	%			-31	%
Margen operativo antes de impuestos			26,5	%				25,6	%				28,9	%			84 bps				-239 bps
Margen operativo decreciente																	10	%			36	%

Los ingresos del Grupo de Caracterización de Yacimientos de 2400 millones de USD declinó en un 5 % secuencialmente, principalmente debido a los sostenidos recortes en los gastos de exploración que impactaron sobre las actividades de servicios de Cableado y Prueba en Europa/CEI y África, el Golfo de México –EE. UU.- y Australia. Esta declinación fue parcialmente compensada por las mayores ventas de licencias de software y por los ingresos de WesternGeco que mejoraron levemente merced a la mayor actividad sísmica terrestre en África del Norte y en los Emiratos Árabes Unidos.

El margen de operación antes de impuestos del 26,5 % fue 84 bps mayor secuencialmente en decrementos de 10 % ya que una mezcla desfavorable de ingresos fue compensada por la contribución de las mayores ventas de licencias de software de más alto margen.

Además de los contratos adjudicados durante el trimestre, las nuevas tecnologías del Grupo de Caracterización de Yacimientos ayudaron a caracterizar complejos yacimientos, optimizar la producción del pozo y la recuperación del yacimiento y mejorar la eficiencia operativa.

En Australia, Wireline introdujo la tecnología todo terreno de tracción de cableado UltraTRAC* para Origin Energy a fin de recolectar muestras del yacimiento y realizar mediciones de presión en la cuenca Otway mar adentro de la costa de Victoria. La tecnología UltraTRAC transfiere grandes cargas para estimular las condiciones del pozo de perforación y a través de pozos de alto perfil y alcance extendido. Combinada con la tecnología de pruebas radiales Saturn* 3D, la que permite el muestreo en ámbitos exigentes, ésta fue la primera introducción de estas dos tecnologías durante perforaciones de alcance extendido en Australia. Esta eficiente combinación de tecnologías Wireline ahorró a los clientes aproximadamente cinco días de tiempo de plataforma si se la compara con los métodos convencionales de registro de transporte por tubería.

Mar adentro de las costas de Holanda, Wireline usó un cableado de monocable encapsulado por un polímero -StreamLINE*- para Wintershall Noordzee BV con el objeto de transportar una pistola de perforación en un pozo profundo, desviado, a alta presión, a alta temperatura, en el Mar del Norte. El cable StreamLINE tiene un coeficiente de fricción que es la mitad de la línea trenzada estándar equivalente para reducir la tensión del cable y permitir la terminación del trabajo de perforación en una ejecución en lugar de dos, lo que fue crítico para el éxito de la operación. La solución ahorró al cliente 12 horas en tiempo de operación, estimado en 175 000 USD.

Mar adentro de las costas de México, Wireline implementó la sonda radial Saturn 3D y las tecnologías XL-Rock* -acoplamiento lateral rotatorio para grandes volúmenes- para PEMEX a fin de obtener muestras de fluido y de rocas en un pozo de aguas profundas en la formación de Mioceno Medio. Además, la combinación de las mediciones del Rt Scanner* -herramienta de inducción triaxial- y de las imágenes de la tecnología OBMI* -micro generación de imágenes en base a petróleo- contribuyó a revelar la presencia de nuevas reservas. Esta información permitió al cliente formular una nueva estrategia de exploración.

En Omán, se implementaron tecnologías de registro por cable para Petroleum Development of Oman (PDO) a fin de caracterizar el yacimiento de carbonatos heterogéneos Shuaiba en un complejo ámbito de lodo con base de hidrocarburo (OBM). La tecnología fotorealista Quanta Geo –geología de yacimientos- se usó por primera vez en Omán para superar el desafío del lodo con base de hidrocarburo (OBM) e identificar las microfracturas creadas por la MDT -herramienta de prueba dinámica modular- equipada con empacadores de alto rendimiento y una bomba de alta presión. Como resultado, PDO pudo obtener las propiedades de rotura geológica y geofísica para actualizar el plan de desarrollo del campo y optimizar el plan de terminación.

En Venezuela, Wireline ThruBit* -tecnología de registro a través de brocas- fue desplegada para PDVSA a fin de adquirir un conjunto completo de datos petrofísicos estándar en pozos muy desviados en el yacimiento petrolífero Ayacucho, en la Faja del Orinoco, donde con anterioridad solamente se había contado con información de rayos gama y resistividad. El registro ThruBit puede de manera confiable registrar complicados pozos en menos tiempo comparado con los métodos convencionales de transmisión, permitiendo mayor precisión en la evaluación de la formación, el modelado del campo y la planificación horizontal del pozo.

Asimismo en Venezuela, Wireline implementó la tecnología Isolation Scanner* -de evaluación del cemento- para Petroindependencia, S.A., una empresa conjunta entre PDVSA y Chevron, con el objeto de mejorar el diseño de centralización del revestimiento y optimizar las operaciones de cementación en el campo Cerro Negro. La combinación de las dos mediciones ultrasónicas independientes del Isolation Scanner con la eficiente capacidad de tracción reversa ofrecida por el tractor de servicios de pozo recubierto TuffTRAC* permitió la positiva confirmación de la aislación zonal en los pozos.

En Iraq, Testing Services implementó los manómetros de cuarzo Signature* habilitados por telemetría inalámbrica Muzic* para que Chevron transmita mediciones de fondo de pozo desde los pozos en tierra firme del campo Sarta-2. En cinco zonas testeadas, los manómetros Signature recopilaron los datos de fondo de pozo de manera confiable bajo severas condiciones y proveyeron una transmisión ininterrumpida a través de la conectividad global InterACT* así como colaboración y servicio de información. El cliente pudo alcanzar los objetivos de prueba del pozo y ahorrar tiempo de plataforma mediante procesos de toma de decisiones con mejor información.

En los Emiratos Árabes Unidos, ADCO adjudicó un contrato a Schlumberger para la prestación de servicios de análisis básicos de laboratorio de yacimientos convencionales y no convencionales. El contrato por el término de tres años con opción a dos años más incluye la provisión de manipulación y procesamiento básicos, mediciones eléctricas de rutina y petrofísicas, servicios de petrología y geomecánica. Schlumberger abrirá un laboratorio de análisis de rocas en Abu Dhabi, además del laboratorio de análisis de fluidos ya existente en Jebel Ali, Emiratos Árabes Unidos con el objeto de ofrecer a los clientes una suite integral de servicios de caracterización de rocas integradas y fluidos de yacimiento.

Grupo de Perforación

		(Indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes)
		Tres Meses Finalizados al															Cambio
		30 de junio de 2015					31 de marzo de 2015					30 de junio de 2014					Secuencial				Con respecto al año anterior
Ingresos		$	3511				$	3963				$	4653				-11	%			-25	%
Resultado operativo antes de impuestos			685					790					981				-13	%			-30	%
Margen operativo antes de impuestos			19,5	%				19,9	%				21,1	%			-44 bps				-157 bps
Margen operativo decreciente																	23	%			26	%

Los ingresos del Grupo de perforación por 3500 millones de USD disminuyó un 11 % secuencialmente, principalmente debido a una mayor caída en la cantidad de plataformas en América del Norte que impactó sobre las actividades de Drilling & Measurements y M-I SWACO. La menor actividad de perforación en África Sub-Sahariana, Australia y Colombia también contribuyó a la declinación.

El margen operativo antes de impuestos del 19,5 % disminuyó 44 puntos básicos secuencialmente. A pesar de la declinación de ingresos, la pronta acción sobre la gestión de los costos contribuyó a limitar el margen operativo decreciente en un 23 %.

Las nuevas tecnologías del Grupo de perforación entregaron un mayor rendimiento en el segundo trimestre al mejorar la eficiencia de perforación, optimizar la colocación de pozos y garantizar la integridad del pozo.

En el Mar Caspio, se implementaron tecnologías del Grupo de perforación para BP Exploration Caspian Sea Limited para perforar las secciones 8 1/2-in y 12 1/4-in en un pozo en el campo Shah Deniz, mar adentro de las costas de Azerbaijan. Ésta fue la primera vez que se perforó la compleja sección 8 1/2-in en una sola ejecución en Shah Deniz. La sección se perforó con una combinación de tecnología de sistema orientable rotativo Drilling & Measurements PowerDrive Orbit y tecnología de broca compacta de diamante policristalino (PDC) Smith con tecnología personalizada de cortador ONYX* usando la plataforma integrada de diseño de broca IDEAS*. La sección estableció un registro de perforación de campo de 240 m en 24 horas y ahorró seis días de tiempo de plataforma equivalente a aproximadamente 2,6 millones de USD.

Mar adentro frente a las costas de Brasil, Drilling Tools & Remedial implementó Rhino XC* -tecnología de fresa por actuación hidráulica a requerimiento- para Petrobras a fin de agrandar una sección tangente de 2700-ft de un pozo mar adentro en una formación salada inestable en el yacimiento petrolífero pre-sal Lula. Dada la capacidad de la tecnología Rhino XC para lograr tamaños más grandes de pozos, el cliente tuvo más margen de compensación y mantuvo un alto índice de penetración (ROP). En general, la operación se completó en siete días, ahorrándole a Petrobras tres días de perforación comparado con la compensación de pozos anteriores que habían sido perforados sin usar una fresa de estas características.

Mar adentro de las costas de Canadá, las tecnologías del Grupo de perforación establecieron un nuevo registro de perforación para Statoil en el hallazgo de la Bay du Nord al noreste de St. John’s, Newfoundland. La tecnología de elemento diamante cónico StingBlade* de Schlumberger, combinada con los servicios de Drilling & Measurements, Smith Bits, M-I SWACO, Geoservices y Drilling Tools & Remedial Services, contribuyó a perforar la sección menos montante 17 1/2-in en un pozo en aguas profundas en un ROP de 169,1 m/h, estableciendo un nuevo registro mundial para Statoil y superando el registro anterior en un 72 %. Adicionalmente, las tecnologías del Grupo de perforación perforaron a través de múltiples formaciones de veta dura a un promedio ROP de 35 m/h comparado con un promedio histórico ROP de 3 m/h para estas formaciones, y perforó el pozo en aguas profundas hasta la profundidad total en una sola ejecución.

En México, Drilling & Measurements usó tecnología de perfil sísmico vertical 3D VSP* así como los servicios sísmicos-mientras-perfora de seismicVISION* y de sónico-cuando-perfora de sonicVISION* para la compañía nacional de petróleo de México para optimizar una operación de perforación a través de y debajo de sal en un pozo de exploración en aguas profundas. Como resultado, el cliente pudo localizar la base de sal para poder solicitar la colocación de la carcasa a la correcta profundidad al tiempo que redujo el riesgo de perforación.

En el Sur de Italia, se implementaron tecnologías del Grupo de perforación para ENI con el objetivo de perforar un largo segmento horizontal a través de un yacimiento naturalmente fracturado de carbonato en el yacimiento petrolífero Val d’Agri. Los sistemas orientables rotativos de Drilling & Measurements PowerDrive X6* y PowerDrive vorteX* combinados con las brocas de perforación Smith, personalizadas usando la plataforma IDEAS de brocas de diseño integrado, perforaron una compleja trayectoria 3D y una sección horizontal de 2200 m eficientemente al tiempo que aseguraron el preciso lugar del yacimiento. En particular, la tecnología PowerDrive vorteX permitió un incremento doble en ROP comparado con el rendimiento de los sistemas orientables rotativos convencionales en pozos de compensación. Como resultado de usar las tecnologías del Grupo de perforación, con soporte de un centro de asistencia OSC* para operaciones interactivas de perforación, la sección lateral se ejecutó según el plan y el cliente ahorró 20 días de tiempo de plataforma, equivalentes aproximadamente a 1,4 millones de USD.

En Colombia, la tecnología de brocas Smith ayudó a EQUION ENERGIA a mejorar el rendimiento de perforación en la formación Mirador en la cuenca Llanos. Las cortadoras rodantes PDC ONYX 360* aumentaron la duración de las brocas al girar 360 grados, permitiendo a todo el borde de diamante que perfore la formación y se incrementó el tiempo de ejecución hasta en un 57 %. El cliente ahorró 5½ días de tiempo de plataforma, equivalente aproximadamente a 896 000 USD a través de costos más bajos de perforación y menor cantidad de recorridos de la broca.

En Kazajstán, Schlumberger aplicó la tecnología de brocas de diamante cónico Stinger combinada con un desplazamiento del motor de torque alto, lo que ayudó a Hilong Petroleum Engineering Company a mejorar el rendimiento de perforación en la sección 8 1/2-in de un pozo mar adentro en el yacimiento gasífero Pridorozhnoye. Al combinar la fortaleza superior al impacto y la resistencia al desgaste con una forma cónica, la tecnología del elemento Stinger permitió una ejecución más prolongada y rápida a través de la compleja formación de piedra caliza cherty entregando un ROP 55 % más alto comparado con un pozo compensado en el mismo campo. Como resultado, el cliente acortó el tiempo de producción y pudo perforar más pozos ahorrando 27 días de tiempo de plataforma equivalentes a aproximadamente 486 000 USD.

Grupo de Producción

		(Indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes)
		Tres Meses Finalizados al															Cambio
		30 de junio de 2015					31 de marzo de 2015					30 de junio de 2014					Secuencial				Con respecto al año anterior
Ingresos		$	3103				$	3767				$	4208				-18	%			-26	%
Resultado operativo antes de impuestos			397					549					710				-28	%			-44	%
Margen operativo antes de impuestos			12,8	%				14,6	%				16,9	%			-179 bps				-406 bps
Margen operativo decreciente																	23	%			28	%

Los ingresos del Grupo de producción de 3100 millones de USD decreció un 18 % secuencialmente con más de un 80 % de la merma atribuible al suelo de América del Norte. La actividad de bombeo a presión continuó cayendo y la presión sobre los precios se vio incrementada mientras que la cantidad de plataformas en tierra firme en América del Norte extendió su declinación.

El margen de operación antes de impuestos del 12,8 % declinó 179 bps secuencialmente en la medida en la que continuaron la menor actividad y la mayor presión sobre los precios durante el trimestre, con caída de los precios a niveles no sostenibles en algunas cuencas, lo que llevó a apilar los equipos de bombeo a presión y a reasignar las plantillas. En otras cuencas, se mantuvo la implementación de las flotas de fracturación hidráulica. No obstante la gravedad de la disminución en los ingresos, una rápida acción en la gestión de los costos junto a la alineación de recursos con la actividad limitó el margen operativo decreciente al 23 %.

Las nuevas tecnologías del Grupo de producción ayudaron a los clientes a satisfacer sus complejidades técnicas al acelerar la producción, mejorar la recuperación y aumentar la eficiencia operativa.

En Arabia Saudita, después de una inversión colaborativa y el desarrollo de productos con Saudi Aramco, Schlumberger Completions implementó Manara*, el primer sistema en el mundo para producción y gestión de yacimientos, mediante el cual la detección y el control se pueden lograr a nivel compartimiento dentro de los laterales del pozo. El sistema Manara controla el flujo usando un obturador variable de accionamiento eléctrico y detectores integrados de fondo de pozo, permitiendo al usuario asignar directamente la producción o la reducción por compartimientos. La tecnología patentada de acople inductivo permite ramificaciones umbilicales desde el tablero principal hacia los laterales, proporcionando una estructura confiable para provisión de energía y comunicaciones. Los flujos de trabajo de la plataforma de software de operaciones de producción Avocet* permiten la visualización en tiempo real, proporcionan al usuario una interacción mejorada de los datos y reducen el tiempo de respuesta para la optimización del monitoreo del yacimiento. Esta innovadora plataforma de terminación traslada la capacidad de monitoreo del yacimiento desde el pozo al compartimiento lateral, aportando el potencial de aumentar significativamente la recuperación del yacimiento.

El diseño Mangrove* para estimulación centrada en el yacimiento en base a la plataforma de software Petrel E&P ahora ha sido usado por los grupos de integración tecnológica (TIG) de Schlumberger para diseñar más de 1000 pozos para más de 100 clientes en 19 países desde su implementación inicial en 2012. Además, más de 20 clientes de todos los continentes han adoptado este flujo de trabajo de-principio-a-fin de características únicas, de Schlumberger, para obras no convencionales, adquiriendo licencias del software Mangrove desde que salió a la venta en 2014.

En Venezuela, Schlumberger Completions implementó el sistema COLOSSUS UNC* para colgar revestimiento sin cementar para Petroindependencia, S.A., con el objeto de obtener una rápida instalación del revestimiento en pozos extendidos de petróleo pesado en yacimientos de arenisca no consolidada con laminación de pizarra en el campo Cerro Negro. Dada la gravedad de la alta curvatura de los laterales sin cementar, la movilidad de los revestimientos fue fundamental para el éxito. Asimismo, debido al requerimiento de inyección de vapor para permitir la producción de petróleo pesado, el equipo de terminación tuvo que soportar extremas condiciones de temperatura. La tecnología COLOSSUS UNC contribuyó a superar las complejidades técnicas y disminuyó el tiempo de instalación del revestimiento de diez días a un día y cuarto por pozo, representando un ahorro de 590 000 USD, lo que permitió al cliente alcanzar sus objetivos de producción para 25 pozos.

Mar adentro frente a las costas de Dinamarca, Schlumberger proveyó una solución integrada para una intervención en un pozo para Maersk Oil con el objeto de comprender mejor la producción de agua y maximizar la recuperación de hidrocarburo en el añejo yacimiento petrolífero Svend antes de abandonar el campo. Las tecnologías implementadas incluyeron ACTive PS* live CT para el registro en directo de la producción, RST Pro para saturación de yacimiento y el servicio de relevamiento por imágenes FloScan*. Las pruebas iniciales en el pozo indicaron que la información adquirida de esta operación había permitido la optimización del pozo al reducir la producción de agua en un tercio.

En México, Well Intervention implementó ACTive OptiFIRE*, -el sistema selectivo de perforación y activación en tiempo real de tubería flexible- para PEMEX con el objetivo de aumentar la producción en un pozo en la región sur. En el pasado, la reperforación de la zona meta ha sido un desafío para los métodos de intervención convencional con cableado sin tener que matar el pozo o demorar la producción. La tecnología Active OptiFIRE permitió la ubicación precisa de las pistolas de perforación y confirmó la detonación de fondo de pozo en una sola ejecución. Como resultado, se mejoró la seguridad de la intervención y se redujo el tiempo de perforación en un 75 %, permitiendo limpiar y arrancar el pozo de manera eficiente sin la necesidad de equipos adicionales para la intervención.

Well Intervention también usó la familia ACTive* de servicios para tubería flexible de fondo de pozo en directo mar adentro de las costas de México para extender la tubería de producción en un pozo desviado y prolongar su vida productiva alejándose del contacto gas-petróleo. En esta aplicación, la tecnología ACTive usó mediciones de fondo de pozo en tiempo real para interpretar y optimizar tratamientos e intervenir con un recorrido en el pozo. Debido al alto nivel de complejidad, esta intervención requiere una evaluación centrada en el detalle de sus aspectos técnicos, operativos y logísticos. Esta operación totalmente integrada llevó 15 días para su completa realización en una plataforma sin aparejos y ahorró tiempo y los costos asociados con una sustancial intervención usando una plataforma de trabajo.

Cuadros financieros
Estado Resumido de Ingresos Consolidados
		(Indicado en millones, excepto los montos por acción)
		Segundo trimestre							Seis meses
Ejercicios finalizados el 30 de Junio		2015			2014				2015			2014
Ingresos		$	9010		$	12 054			$	19 258		$	23 294
Intereses y otros ingresos			47			64				96			141
Gastos
Costo de los ingresos			7136			9269				15 231			18 017
Investigación e ingeniería			279			309				546			593
Generales y administrativos			120			123				239			228
Reestructuración y otros(1)			-			-				439			-
Interés			86			90				169			193
Resultado antes de impuestos		$	1436		$	2327			$	2730		$	4404
Impuesto a las ganancias(1)			302			506				608			975
Resultado de las operaciones en curso			1134			1821				2122			3429
Pérdidas de operaciones discontinuadas			-			(205	)			-			(205	)
Ingreso neto			1134			1616				2122			3224
Resultado neto atribuible a participaciones no controladas			10			21				23			37
Resultado neto atribuible a Schlumberger		$	1124		$	1595			$	2099		$	3187
Montos de Schlumberger atribuibles a:
Resultado de las operaciones en curso (1)		$	1124		$	1800			$	2099		$	3392
Pérdidas de operaciones discontinuadas			-			(205	)			-			(205	)
Ingresos netos		$	1124		$	1595			$	2099		$	3187
Ganancias diluidas por acción de Schlumberger
Resultado de las operaciones en curso (1)		$	0,88		$	1,37			$	1,64		$	2,58
Pérdidas de operaciones discontinuadas			-			(0,16	)			-			(0,16	)
Ingresos netos		$	0,88		$	1,21			$	1,64		$	2,42
Promedio de acciones circulantes			1269			1300				1273			1303
Promedio de acciones circulantes asumiendo la dilución			1280			1315				1282			1316
Depreciación y amortización incluidas en los gastos(2)		$	1047		$	996			$	2089		$	1997

(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)
		30 de junio				31 de diciembre
Activos		2015				2014
Activos corrientes
Efectivo e inversiones a corto plazo		$	7274			$	7501
Cuentas por cobrar			9569				11 171
Otros activos corrientes			6018				6022
			22 861				24 694
Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento			469				442
Activos fijos			14 848				15 396
Datos sísmicos multicliente			913				793
Fondo de comercio			15 525				15 487
Otros activos intangibles			4525				4654
Otros activos			5612				5438
		$	64 753			$	66 904
Pasivos y capital
Pasivos corrientes
Cuentas por pagar y pasivos acumulados		$	7479			$	9246
Pasivo estimado del impuesto a las ganancias			1424				1647
Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo			4231				2765
Dividendos a pagar			640				518
			13 774				14 176
Deuda a largo plazo			9110				10 565
Beneficios posteriores a la jubilación			1348				1501
Impuestos diferidos			1333				1296
Otros pasivos			1003				1317
			26 568				28 855
Capital			38 185				38 049
		$	64 753			$	66 904

Deuda neta

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

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

		(Indicado en millones)
Ejercicios finalizados el 30 de Junio							Seis meses 2015					Segundo trimestre de 2015					Seis meses 2014
Resultado de operaciones en curso antes de participaciones no controladas							$	2122				$	1134				$	3429
Reestructuración y otros cargos, neto de impuesto								383					-					-
Resultado de operaciones en curso antes de participaciones no controladas, excluido los cargos y créditos								2505					1134					3429
Depreciación y amortización(1)								2089					1047					1997
Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación								217					103					190
Gastos de compensación basados en acciones								167					87					162
Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación								(214	)				(94	)				(127	)
Aumento del capital de trabajo(2)								(837	)				(67	)				(1090	)
Otros								157					104					(342	)
Flujo de caja de las operaciones								4084					2314					4219
Gastos de capital								(1193	)				(587	)				(1786	)
Inversiones de SPM								(222	)				(113	)				(377	)
Datos sísmicos multicliente capitalizados								(221	)				(120	)				(154	)
Flujo de caja libre(3)								2448					1494					1902
Programa de recompra de acciones								(1239	)				(520	)				(2074	)
Dividendos pagados								(1151	)				(639	)				(932	)
Beneficios de los planes de acciones de empleados								256					74					492
								314					409					(612	)
Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo adquirido más deuda asumida								(206	)				(127	)				(964	)
Operaciones discontinuadas – arreglo con el Departamento de Justicia de los EE. UU.								(233	)				(233	)				-
Otros								(86	)				(160	)				(47	)
Aumento de deuda neta								(211	)				(111	)				(1623	)
Deuda neta, comienzo del período								(5387	)				(5487	)				(4443	)
Deuda neta							$	(5598	)			$	(5598	)			$	(6066	)
Componentes de la deuda neta		30 de junio de 2015					31 de marzo de 2015					31 de diciembre de 2014					30 de junio de 2014
Efectivo e inversiones a corto plazo		$	7274				$	6803				$	7501				$	6699
Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento			469					436					442					480
Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo			(4231	)				(3828	)				(2765	)				(1505	)
Deuda a largo plazo			(9110	)				(8898	)				(10 565	)				(11 740	)
		$	(5598	)			$	(5487	)			$	(5387	)			$	(6066	)

(1)		Incluye depreciación de propiedad, planta y equipos y amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos multicliente e inversiones de Schlumberger Production Management (SPM).
(2)		Incluye pagos indemnizatorios de aproximadamente 455 millones de USD durante los seis meses que finalizan el 30 de junio de 2015 y 210 millones de USD durante el segundo trimestre de 2015.
(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 los EE. UU. (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP), este Comunicado de prensa del segundo trimestre incluye también 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, excepto los montos por acción)
		Primer trimestre de 2015
		Antes de impuestos					Impuesto					Intereses Interés				Neto					Ingresos por acción diluidos
Resultado de Schlumberger de las operaciones en curso, excluido cargos y créditos		$	1733				$	362				$	13			$	1358				$	1,06
Reducción de la fuerza laboral			(390	)				(56	)				-				(334	)				(0,26	)
Pérdida por devaluación de la moneda en Venezuela			(49	)				-					-				(49	)				(0,04	)
Los resultados de Schlumberger corresponden a operaciones en curso, según se informó		$	1294				$	306				$	13			$	975				$	0,76
		Seis meses de 2015
		Antes de impuestos					Impuesto					Intereses Interés				Neto					Ingresos por acción diluidos
Resultado de Schlumberger de las operaciones en curso, excluido cargos y créditos		$	3169				$	664				$	23			$	2482				$	1,94
Reducción de la fuerza laboral			(390	)				(56	)				-				(334	)				(0,26	)
Pérdida por devaluación de la moneda en Venezuela			(49	)				-					-				(49	)				(0,04	)
Los resultados de Schlumberger corresponden a operaciones en curso, según se informó		$	2730				$	608				$	23			$	2099				$	1,64
No hubo cargos ni créditos registrados durante el segundo trimestre de 2015 ni en los primeros seis meses de 2014.
Remítase a la sección "Información complementaria" para más detalles sobre estos cargos.

Grupos de Productos
(Indicado en millones)
		Tres Meses Finalizados al
		30 de junio de 2015										31 de marzo de 2015										30 de junio de 2014
		Ingresos					Ingresos antes de impuestos					Ingresos					Ingresos antes de impuestos					Ingresos					Ingresos antes de impuestos
Caracterización de yacimientos		$	2425				$	642				$	2552				$	655				$	3231				$	933
Perforación			3511					685					3963					790					4653					981
Producción			3103					397					3767					549					4208					710
Eliminaciones y otros			(29	)				(16	)				(34	)				(1	)				(38	)				(3	)
Resultado operativo antes de impuestos								1708										1993										2621
Corporativos y otros			-					(199	)				-					(192	)				-					(216	)
Intereses ganados(1)			-					6					-					8					-					8
Intereses perdidos(1)			-					(79	)				-					(76	)				-					(86	)
Cargos y créditos			-					-					-					(439	)				-					-
		$	9010				$	1436				$	10 248				$	1294				$	12 054				$	2327
Áreas Geográficas
(Indicado en millones)
		Tres Meses Finalizados al
		30 de junio de 2015										31 de marzo de 2015										30 de junio de 2014
		Ingresos					Ingresos antes de impuestos					Ingresos					Ingresos antes de impuestos					Ingresos					Ingresos antes de impuestos
América del Norte		$	2361				$	242				$	3222				$	416				$	3888				$	700
América Latina			1537					343					1648					354					1852					393
Europa/CEI/África			2413					513					2538					532					3268					723
Medio Oriente y Asia			2575					740					2703					774					2966					826
Eliminaciones y otros			124					(130	)				137					(83	)				80					(21	)
Resultado operativo antes de impuestos								1708										1993										2621
Corporativos y otros			-					(199	)				-					(192	)				-					(216	)
Intereses ganados(1)			-					6					-					8					-					8
Intereses perdidos(1)			-					(79	)				-					(76	)				-					(86	)
Cargos y créditos			-					-					-					(439	)				-					-
		$	9010				$	1436				$	10 248				$	1294				$	12 054				$	2327

(1)

No incluye intereses considerados en los resultados de Grupos de Productos y Áreas Geográficas.

Grupos de Productos
(Indicado en millones)
		Seis meses finalizados
		30 de junio de 2015										30 de junio de 2014
		Ingresos					Ingresos antes de impuestos					Ingresos					Ingresos antes de impuestos
Caracterización de yacimientos		$	4977				$	1297				$	6214				$	1726
Perforación			7474					1475					8984					1862
Producción			6870					946					8193					1433
Eliminaciones y otros			(63	)				(17	)				(97	)				(32	)
Resultado operativo antes de impuestos								3701										4989
Corporativos y otros			-					(390	)				-					(417	)
Intereses ganados(1)			-					14					-					15
Intereses perdidos(1)			-					(156	)				-					(183	)
Cargos y créditos			-					(439	)				-					-
		$	19 258				$	2730				$	23 294				$	4404
Áreas Geográficas
(Indicado en millones)
		Seis meses finalizados
		30 de junio de 2015										30 de junio de 2014
		Ingresos					Ingresos antes de impuestos					Ingresos					Ingresos antes de impuestos
América del Norte		$	5584				$	658				$	7572				$	1383
América Latina			3184					697					3610					764
Europa/CEI/África			4951					1046					6149					1308
Medio Oriente y Asia			5278					1514					5811					1575
Eliminaciones y otros			261					(214	)				152					(41	)
Resultado operativo antes de impuestos								3701										4989
Corporativos y otros			-					(390	)				-					(417	)
Intereses ganados(1)			-					14					-					15
Intereses perdidos(1)			-					(156	)				-					(183	)
Cargos y créditos			-					(439	)				-					-
		$	19 258				$	2730				$	23 294				$	4404

(1)

No incluye intereses considerados en los resultados de Grupos de Productos y Áreas Geográficas.

Información complementaria
1)		¿Cuál es la definición de margen operativo decreciente?
		Margen operativo decreciente es igual al índice del cambio en los ingresos operativos 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 segundo trimestre de 2015?
		El margen de ingresos operativos antes de impuestos fue de 19,0 %, y el margen operativo decreciente con respecto al año anterior fue del 30 %. El margen operativo decreciente secuencial fue del 23 %.
3)		¿Cuál fue el margen de ingresos operativos antes de impuestos y el margen operativo decreciente para la primera mitad de 2015?
		El margen de ingresos operativos antes de impuestos fue de 19,2 %, y el margen operativo decreciente con respecto al año anterior fue de 32 %.
4)		¿Cuál fue el flujo de efectivo disponible como un porcentaje de ingresos provenientes de operaciones en curso antes de intereses no controlantes y los cargos y créditos para el segundo trimestre de 2015?
		El flujo de efectivo disponible, incluidos aproximadamente 210 millones de USD en concepto de pagos indemnizatorios, como porcentaje del ingreso proveniente las operaciones en curso antes de intereses no controlantes y los cargos y créditos fue del 132 % para el segundo trimestre de 2015.
5)		¿Cuál fue el flujo de efectivo disponible como un porcentaje de ingresos provenientes de operaciones en curso antes de intereses no controlantes para la primera mitad del año 2015?
		El flujo de efectivo disponible, incluidos aproximadamente 455 millones de USD en concepto de pagos indemnizatorios, como un porcentaje de ingresos provenientes de operaciones en curso antes de intereses no controlantes y cargos y créditos fue del 98 % para la primera mitad de 2015.
6)		¿Cuál es la orientación del gasto de capital para todo el ejercicio 2015?
		El gasto de capital (sin incluir inversiones de SPM y de clientes múltiples) se espera que sea aproximadamente de 2500 millones de USD para 2015.
7)		¿Qué se incluyó en “Intereses y otros ingresos” para el segundo trimestre de 2015?
		"Intereses y otros ingresos" para el segundo trimestre de 2015 fue de 47 millones de USD. Este monto se compuso de ganancias por inversiones bajo el método de participación patrimonial de 35 millones de USD y los intereses ganados fueron de 12 millones de USD.
8)		¿Cómo se modificaron los ingresos en concepto de intereses y los gastos por intereses durante el segundo trimestre de 2015?
		Los gastos de intereses por 12 millones de USD disminuyeron 1 millón de USD en forma secuencial. Los gastos por intereses de 86 millones de USD disminuyeron 4 millones de USD en forma secuencial.
9)		¿Cuál es la diferencia entre el "resultado operativo antes de impuestos" y el resultado consolidado de Schlumberger antes de impuestos?
		La diferencia se compuso de elementos, tales como gastos corporativos (incluido cargos y créditos) e ingresos por interés y gastos por interés no asignados a los segmentos, así como de gastos de compensación basados en existencia, gastos de amortización asociados con determinados activos intangibles y determinadas iniciativas gestionadas centralmente.
10)		¿Cuál fue la tasa efectiva de impuestos (effective tax rate, ETR), sin incluir cargos y créditos, del segundo trimestre de 2015?
		La ETR del segundo trimestre de 2015, sin incluir cargos y créditos, fue del 21,1 % comparado con el 20,9 % para el primer trimestre de 2015, excluidos cargos y créditos. No hubo cargos ni créditos registrados en el segundo trimestre de 2015.
		La ETR del primer trimestre de 2015, incluidos cargos y créditos, fue del 23,6 %.
11)		¿Cuántas acciones del paquete de acciones ordinarias fueron circulantes desde el 30 de junio de 2015, y cómo cambió esto desde el final del trimestre anterior?
		Había 1265 millones de acciones del paquete de acciones ordinarias circulantes al 30 de junio de 2015. En la siguiente tabla se muestra el cambio en el número de acciones circulantes desde el 31 de marzo de 2015 hasta el 30 de junio de 2015.

					(Indicado en millones)
				Acciones circulantes al 31 de marzo de 2015		1270
				Acciones vendidas a titulares de opciones, menos acciones intercambiadas		1
				Otorgamiento de acciones restringidas		-
				Acciones compartidas en el plan de adquisición de acciones de los empleados		-
				Programa de recompra de acciones		(6	)
				Acciones circulantes al 30 de junio de 2015		1265

12)		¿Cuál fue el número de acciones circulantes promedio ponderado durante el segundo trimestre de 2015 y el primer trimestre de 2015, y cómo se concilia esto con las acciones circulantes promedio ponderado suponiendo la dilución?
		El promedio ponderado de acciones circulantes durante el segundo trimestre de 2015 y el primer trimestre de 2015 fue de 1280 millones y 1285 millones, respectivamente. A continuación se presenta una reconciliación del promedio ponderado de acciones circulantes y el promedio ponderado de acciones circulantes asumiendo la dilución.

						(Indicado en millones)
						Segundo trimestre de 2015			Primer trimestre de 2015
				Promedio ponderado de acciones circulantes		1269			1276
				Ejercicio asumido de opciones de acciones		7			5
				Acciones restringidas no otorgadas		4			4
				Promedio de acciones circulantes asumiendo la dilución		1280			1285

13)		¿Cuáles fueron las ventas a múltiples clientes en el segundo trimestre de 2015?
		Las ventas múltiples clientes, incluidas las tasas de transferencia, fueron de 84 millones de USD en el segundo trimestre de 2015 y de 53 millones de USD en el primer trimestre de 2015.
14)		¿Cuáles fueron las órdenes atrasadas de WesternGeco al final del segundo trimestre de 2015?
		Las órdenes atrasadas de WesternGeco, basadas en contratos firmados con clientes, fueron de 514 millones de USD al finalizar el segundo trimestre de 2015. Y fueron de 604 millones de USD al final del primer trimestre de 2015.
15)		¿A qué corresponden los diversos cargos registrados por Schlumberger durante el primer trimestre de 2015?
		Reducción de la fuerza laboral:
		Como resultado de la severa caída en la actividad en América del Norte combinada con el impacto de menor actividad internacional, debido a cortes presupuestarios de clientes motivados por menores precios del petróleo, Schlumberger tomó la decisión de reducir aún más su dotación en, aproximadamente, 11 000 empleados en el primer trimestre. Schlumberger registró un cargo previo al impuesto de 390 millones de USD durante el primer trimestre de 2015 asociado con esta reducción de personal así como un programa de licencias con incentivos.
		Cargo por tipo de cambio en Venezuela:
		Si bien la moneda funcional de las operaciones de Schlumberger en Venezuela es el dólar estadounidense, una porción de sus transacciones está expresada en la moneda local. Efectivo al 31 de diciembre de 2014, Schlumberger comenzó a aplicar el tipo de cambio oficial SICAD II de 50 bolívares venezolanos por dólar estadounidense para convertir las transacciones y saldos en moneda local a dólares estadounidenses. Durante el primer trimestre de 2015, el gobierno de Venezuela reemplazó el proceso de remate SICAD II con un nuevo sistema de mercado de tipo de cambio conocido como SIMADI. El tipo de cambio SIMADI fue de, aproximadamente, 192 bolívares con respecto al dólar estadounidense al 31 de marzo de 2015. Como resultado, Schlumberger registró un cargo de devaluación antes de impuesto por 49 millones de USD durante el primer trimestre de 2015.

Acerca de Schlumberger

Schlumberger es el proveedor mundial líder de soluciones de tecnología, gestión de proyectos integrados e información para clientes del sector de petróleo y gas a nivel mundial. Con aproximadamente 108 000 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 sedes en París, Houston, Londres y La Haya, e informó ingresos por 48 580 millones de USD en 2014. Para obtener más información, visite www.slb.com.

*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.

Notas

Schlumberger ofrecerá una llamada en conferencia para analizar los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes, 17 de julio de 2015. La llamada está programada para comenzar a las 8:00 a. m. (hora central de EE. UU.), 9:00 a. m. (hora del Este) 2:00 p. m. (hora de Londres). Para acceder a la llamada, que está abierta al público, comuníquese con el operador de la llamada en conferencia al +1 (800) 230-1059 dentro de América del Norte, o al +1 (612) 234-9959 fuera de América del Norte, aproximadamente 10 minutos antes de la hora de inicio programada para la llamada. Pregunte por la “Llamada en Conferencia de Resultados de Schlumberger”. Cuando la llamada en conferencia concluya, una reproducción de audio estará disponible hasta el 17 de agosto de 2015 llamando al +1 (800) 475-6701 dentro de América del Norte, o al +1 (320) 365-3844 fuera de América del Norte e indicando el código de acceso 358215.

La llamada en conferencia se transmitirá simultáneamente por Internet en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio solamente. Conéctese 15 minutos antes del horario indicado para probar su navegador y registrarse para la llamada. La reproducción de la transmisión por Internet estará disponible en el mismo sitio web hasta el 30 de septiembre de 2015.

Para mayor información, contáctese con

Simon Farrant, Vicepresidente de Relaciones con los Inversores de Schlumberger Limited
Joy V. Domingo, Gerente de Relaciones con los Inversores de Schlumberger Limited

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

Este documento de ganancias del segundo trimestre de 2015 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; gastos de capital de Schlumberger y la industria del petróleo y el gas; estrategias comerciales de los clientes de Schlumberger; éxito de alianzas y empresas conjuntas de Schlumberger; condiciones económicas globales futuras y 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 por los clientes de Schlumberger y los cambios en el nivel de la exploración y desarrollo de petróleo y gas natural; las condiciones económicas, políticas y comerciales generales en regiones clave del mundo, incluidos en Rusia y Ucrania; la erosión de los precios; factores climáticos y estacionales; demoras operativas; disminuciones de producción; cambios en los reglamentos y en los requisitos reguladores del gobierno, incluidos los relacionados con la exploración de petróleo y gas en alta mar, fuentes radiactivas, explosivos, químicos, servicios de fractura hidráulica e iniciativas relacionadas con el clima; la imposibilidad de la tecnología de satisfacer nuevos desafíos en exploración; y otros riesgos e incertidumbres detallados en nuestro comunicado de ganancias del segundo trimestre de 2015 e información complementaria, nuestros Formularios 10-K, 10-Q y 8-K más recientes y otras presentaciones realizadas ante la Comisión de Bolsa y Valores. Si uno o más de estos u otros riesgos o incertidumbres se materializan (o cambian las consecuencias de dicho desarrollo) o si nuestros supuestos subyacentes resultan ser incorrectos, los resultados reales pueden variar de manera material a los reflejados en nuestras declaraciones a futuro. Schlumberger no asume obligación o intención alguna de actualizar o revisar las declaraciones a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos futuros o en cualquier otro respecto.

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

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