Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy ingresos para el tercer trimestre de 2014 de 12 600 millones de USD con respecto a 12 100 millones de USD en el segundo trimestre de 2014 y 11 600 millones de USD en el tercer trimestre de 2013. Los ingresos del tercer trimestre aumentaron un 5 % en forma secuencial y se incrementaron un 9 % con respecto al año anterior; y los ingresos del Área Internacional, de 8300 millones de USD, aumentaron 222 millones de USD o un 3 % en forma secuencial, mientras que los ingresos del área de América del Norte, de 4300 millones de USD, aumentaron 367 millones de USD o un 9 % en forma secuencial.
Los ingresos de las operaciones continuas atribuibles a Schlumberger fueron de 1900 millones de USD, lo que representa un aumento del 8 % secuencialmente, y un aumento del 14 % con respecto al año anterior. Las ganancias diluidas por acción de las operaciones continuas fueron de 1,49 USD frente a 1,37 USD del trimestre anterior, y de 1,29 USD en el tercer trimestre del 2013: esto representa un aumento del 9 % secuencialmente y un aumento del 16 % con respecto al año anterior.
Los ingresos operativos antes de impuestos del tercer trimestre alcanzaron los 2800 millones de USD, aumentaron un 7 % secuencialmente y un 12 % con respecto al año anterior. En todo el mundo, los ingresos operativos antes de impuestos de 2000 millones de USD aumentaron un 5 % secuencialmente, mientras que los ingresos operativos antes de impuestos para América del Norte, de 825 millones de USD, aumentaron un 18 % secuencialmente.
En el tercer trimestre, el margen operativo antes de impuestos llegó al 22,2 %; en América del Norte el margen operativo antes de impuestos aumentó a 19,4 %, y el margen operativo antes de impuestos del Área internacional subió a 24,6 %
Paal Kibsgaard, Director Ejecutivo de Schlumberger, comentó, "la vigorosa actividad de América del Norte y el robusto crecimiento del Área internacional liderado por América Latina y sostenido por Europa/CEI/África, a pesar de las sanciones internacionales a Rusia, llevaron los resultados del tercer trimestre a un nuevo récord. Al mismo tiempo, Oriente Medio y Asia probaron ser altamente resistentes frente a los grandes obstáculos existentes en el norte de Iraq. Se registró crecimiento en todas las Áreas y todos los Grupos, respaldado por la penetración de nuevas tecnologías y una fuerte ejecución operativa.
En términos geográficos, América del Norte estuvo a la cabeza de los resultados, y el Canadá se encargó de impulsarlos; hubo una fuerte recuperación estacional en la actividad terrestre y una más alta actividad en alta mar en la costa Este. El trabajo continental en los EE. UU. también fue sólido, a pesar del clima adverso. En América Latina, se registró crecimiento en todos los mercados; esto ocurrió especialmente en México —tanto en tierra como en alta mar— y en la Argentina, con el desarrollo de un recurso no convencional. En Europa/CEI/África subsahariana, las actividades de exploración en Angola y los nuevos proyectos en el Congo y Guinea Ecuatorial, junto con una recuperación estacional en Rusia, compensaron de largo la disminución de la actividad en Noruega. Los resultados en Oriente Medio y Asia fueron sólidos; la fuerza de Arabia Saudita y Omán compensó una disminución significativa en el norte de Iraq y la menor actividad de la India.
Entre los Grupos, Producción de Yacimientos registró el crecimiento secuencial más fuerte gracias a la actividad de las bombas de presión de Servicios de Pozo en América del Norte, que lideró estos resultados; asimismo, Elevación Artificial creció con el agregado de ingresos y más expansiones. Terminaciones también colaboró con el trimestre, en forma de mejores ventas de productos. Las tecnologías del Grupo de Perforación se beneficiaron de la actividad de equipos de perforación en muchas áreas, trabajo de IPM más fuerte en México, y servicios de alta tecnología desplegados en varios geomercados. Las tecnologías de Servicios de Pruebas lideraron el crecimiento del Grupo de Caracterización de Yacimientos, apoyado por resultados más fuertes para los servicios sísmicos marinos durante todo el verano, aunque decayeron las ventas de licencias a clientes múltiples. En total, la nueva tecnología de todos los Grupos fue testigo de una mayor penetración de mercado que establecía precios con efectividad en un entorno competitivo para los servicios básicos.
Durante este trimestre, la perspectiva de crecimiento para el PBI global se atenuó un poco por los datos no tan vigorosos que venían de Europa y China, aunque este efecto se vio parcialmente compensado por la fuerza de los EE. UU. Dada la potencia de la economía de este país y los esfuerzos continuos por estimular y gestionar el crecimiento en Europa y China, seguimos creyendo que la recuperación lenta pero segura de la economía mundial no se ha visto afectada. Aunque la sensación del mercado actualmente se ve afectada por el temor a un exceso de suministro a corto plazo, y aunque la demanda de petróleo ha registrado una ligera disminución, por el momento presente vemos poca razón para cambiar nuestra opinión de que los desafíos de mantener el suministro de países no miembros de la OPEP fuera de América del Norte, la falta de crecimiento de producción sostenible de los miembros de la OPEP —que mantiene la tensión en la escasa capacidad que tienen— y los continuos riesgos geopolíticos de algunas regiones productoras clave generan una situación de oferta y demanda que mantiene un relativo buen equilibrio.
Nuestra visión del mercado general continúa incluyendo una mezcla de factores económicos y geopolíticos que afectan tanto a favor como en contra. Por eso, mantenemos la hipótesis a largo plazo que mencionamos en Nueva York en junio; creemos que hay una demanda sólida y continua para nuestros productos, servicios y experiencia. También creemos firmemente que hay oportunidades para un crecimiento diferenciado por las nuevas tecnologías y la mayor integración, y que el impacto transformador de nuestras iniciativas sobre la confiabilidad y la eficiencia dará más apoyo y acelerará nuestro superior rendimiento financiero".
Otros eventos
Durante el trimestre, Schlumberger recompró 13,9 millones de acciones ordinarias a un precio promedio de 108,41 USD cada una, por precio de compra total de 1500 millones de USD.
El 11 de agosto de 2014, Schlumberger, OneSubsea™ —una empresa conjunta entre Cameron International Corporation y Schlumberger— y Helix Energy Solutions Group, Inc. firmaron una carta de intención para formar una alianza a fin de desarrollar tecnologías y proveer servicios que optimicen el costo y la eficiencia de los sistemas de intervención de pozos submarinos. Al llegar a un acuerdo sobre los términos finales del acuerdo definitivo para la alianza, esta última aprovechará las capacidades de Helix, OneSubsea y Schlumberger para proporcionar una oferta única, totalmente integrada, que combina el soporte marino con las tecnologías de acceso y control de pozos. La alianza se centrará en varios objetivos dirigidos a aumentar la dotación operativa de la tecnología de intervención submarina de hoy en día. Estos objetivos incluyen la expansión de las aplicaciones habilitadas por la tecnología de acceso a pozos submarinos, y las soluciones específicas para las cuencas de aguas profundas y ultra profundas, y entornos de presión más alta de pozos. Una consideración importante es la evolución de las capacidades de los buques de Helix para proporcionar servicios de intervención y soporte, además de puesta en marcha, soporte de levantamiento artificial y abandono, que por lo general se realizan utilizando los equipos de perforación.
América del Norte
Los ingresos de América del Norte, de 4300 millones de USD, aumentaron 9 % secuencialmente, con ingresos de alta mar que subieron 12 % e ingresos continentales que aumentaron 9 %. El mayor ingreso de alta mar fue causado por la mayor actividad veraniega del este del Canadá y las ganancias de participación de mercado de los servicios de perforación en el Golfo de México de los EE. UU. También crecieron los ingresos continentales, ya que el terreno del oeste del Canadá se recuperó de la pausa de la primavera mientras que los ingresos continentales estadounidenses siguieron creciendo basados en un aumento en el conteo de etapas y una mejora en la logística. Mas estos aumentos secuenciales se vieron ligeramente atenuados por interrupciones en las actividades causadas por el clima, debido a las inundaciones en algunas cuencas y a corrientes de lazo en el Golfo de México de los EE. UU. Las recientes inversiones en tecnologías de Elevación Artificial para capturar participación de mercado y promover el crecimiento inorgánico también contribuyeron al aumento secuencial.
El margen operativo antes de impuestos de América del Norte aumentó 137 puntos básicos (bb. pp.) secuencialmente a 19,4 % a medida que el oeste de Canadá se recuperaba después de la pausa estacional de la primavera del trimestre anterior y el terreno estadounidense continuaba obteniendo ganancias por eficiencia, aumentaba la penetración de nuevas tecnologías y mejoraba la recuperación de los costos de logística. El margen operativo de alta mar de la zona mejoró debido a ganancias de participación de mercado y absorciones de tecnología. La expansión general del margen, sin embargo, no aumentó tanto debido al clima adverso y a las corrientes de lazo en alta mar.
A fin de fortalecer nuestra plataforma de crecimiento en América del Norte, Schlumberger comenzó a participar en una alianza de tecnología y servicios con el contratista de perforaciones Precision Drilling Corporation en julio. El acuerdo le da a esa empresa acceso a tecnologías y servicios de perforación de fondo de pozo para más de 300 equipos de perforación continentales que tiene en América del Norte. Esta alianza expande el alcance de mercado de Schlumberger en términos de herramientas y servicios de perforación; de hecho, ya se han desplegado arreglos de fondo de pozo en 27 pozos ubicados en siete cuencas diferentes de terreno estadounidense y canadiense.
Durante el tercer trimestre, una serie de nuevas tecnologías ayudaron a solucionar los desafíos de los clientes respecto al desarrollo de recursos no convencionales en América del Norte. Estas tecnologías derivaron en un aumento de la producción y operaciones más eficientes.
Por ejemplo, en el sur de Texas, Servicios de Pozo utilizó la técnica de fracturamiento BroadBand Sequence* para que BHP Billiton aumentara la efectividad de los tratamientos de fracturamiento hidráulico en los nuevos pozos horizontales de la extensión productiva de esquistos en Eagle Ford. En una prueba piloto hecha en ocho pozos, tres de ellos se completaron con la tecnología BroadBand Sequence para mejorar la cobertura de perforación de pozos más allá de los tratamientos de fracturamiento convencionales. Después de 210 días, se apreció un aumento del 22 % en la producción normalizada de los pozos en los cuales se implementó la técnica de BroadBand Sequence, en comparación con un promedio de cinco pozos de referencia.
Al oeste de Texas, se usaron los servicios de registro de cable eléctrico ThruBit* para que Atlantic optimizara las terminaciones de un programa de 27 pozos horizontales de la cuenca pérmica. Las terminaciones de ingeniería rindieron un aumento en la producción promedio de los pozos, en comparación con los pozos de referencia que se terminaron geométricamente. Además de la mayor producción, disminuyeron los costos de estimulación al bajar las presiones de rotura y eliminar los cribajes.
En territorio estadounidense, la tecnología de tapones de fracturamiento perforables compuestos Diamondback* de Schlumberger Completions se usó para que BHP Billiton eliminara los taponamientos prematuros y el tiempo improductivo asociado para terminar el pozo en la extensión productiva de esquistos en Eagle Ford. Antes el cliente había incurrido en un promedio de más de dos casos de colocación prematura y más de 31 horas de tiempo improductivo asociado cada mes. La tecnología de tapones compuestos Diamondback ayudó a superar los desafíos técnicos y contribuyó con la total ausencia de colocaciones prematuras, al tiempo que aumentaba el número promedio de tapones colocados en un tercio. Como resultado de la eliminación de los taponamientos prematuros, el cliente pudo ahorrar aproximadamente 200 000 USD por evento.
Además de estos ejemplos específicos, el proceso LeanSTIM demostró una optimización del rendimiento general en las operaciones de fracturamiento hidráulico. En el término de los cinco meses de haber implementado LeanSTIM para un operador independiente del sur de Texas, las operaciones de Schlumberger dieron un aumento del 54 % en conteo de etapas por mes y por dotación. El cliente se benefició de un mejor costo por etapa, pozos terminados más rápidamente, producción menos riesgosa y una reducción del capital de trabajo. Schlumberger se benefició del ingreso incremental por mes y por dotación, márgenes más altos por etapa y menos dotaciones en operación. Con la adopción de LeanSTIM para este proyecto, la capacidad de bombeo se liberó, lo que permitió que Schlumberger mejorara su participación en el mercado con otros operadores sin necesitar gastos adicionales de capital.
Áreas internacionales
Los ingresos para las Áreas internacionales, de 8300 millones de USD, aumentaron un 3 % en forma secuencial.
El área de América Latina estuvo a la cabeza del aumento secuencial internacional, con ingresos de 2000 millones de USD y un crecimiento del 10 % mientras México se recuperaba con un fuerte trabajo de Gestión de Proyectos Integrados (Integrated Project Management, IPM) y buenas actividades en aguas profundas; al mismo tiempo, se publicaron ingresos más altos en todos los Grupos de Venezuela, Argentina, Colombia y Brasil.
Los ingresos de Europa/CEI/África, de 3300 millones de USD, crecieron 1 % secuencialmente a partir del gran aumento de los trabajos de exploración en Angola, el inicio de nuevos proyectos en el Congo y en Guinea Ecuatorial, mayores ventas de software en el Reino Unido y un pico de actividades de perforación y exploración durante el verano en Rusia y Asia Central. Pero el aumento de ingresos provenientes de Rusia disminuyó debido a un clima de inversiones cauteloso, que demoró algunos proyectos, y a los gastos de algunos clientes luego de las sanciones impuestas por la Unión Europea y los Estados Unidos. Los ingresos de Noruega bajaron al tiempo que la actividad sísmica y de perforaciones decaía luego del pico de actividad del segundo trimestre.
Los ingresos del área de Medio Oriente y Asia, que fueron de 3000 millones de USD, fueron secuencialmente iguales a medida que la fuerte actividad de exploración en alta mar de Arabia Saudita, las ganancias por mayor cantidad de perforaciones y participación de mercado de Omán, y los mayores trabajos de estudio en alta mar de WesternGeco en Brunei se vieron compensados por una disminución de los ingresos provenientes de Iraq a causa de una fuerte disminución de las operaciones en el Kurdistán, como respuesta a la creciente agitación. La India también disminuyó la actividad luego de haber completado los proyectos.
Secuencialmente, el margen operativo antes de impuestos del Área internacional del 24,6 % aumentó 55 bb. pp., lo que refleja márgenes operativos incrementales del 45 %. Respecto del año pasado, los márgenes operativos incrementales internacionales fueron del 50 %. El margen operativo antes de impuestos de Europa/CEI/África aumentó en 132 bb. pp. a 23,4 %; América Latina creció 72 bb. pp. a 21,9 %, mientras que el margen de Medio Oriente y Asia, de 27,6 %, fue básicamente igual al del trimestre anterior.
La expansión del margen operativo antes de impuestos del Área Internacional se debió a la recuperación de la actividad estacional en Rusia y el Asia Central, combinada con los fuertes resultados de las exploraciones en los geomercados del África subsahariana y el Oriente medio, las ventas de software —generadoras de márgenes más altos— de los geomercados del Mar del Norte y la fuerte actividad que atravesó el área de América Latina. Mas este efecto se vio limitado durante el trimestre por los costos relacionados con el cumplimiento de las sanciones de Rusia y la gran disminución de las operaciones en el Kurdistán.
Durante este trimestre, el Áreas Internacional recibió varias adjudicaciones de contratos.
En Noruega, Statoil adjudicó a Schlumberger un contrato valuado en aproximadamente 180 millones de USD por el suministro de servicios integrados de perforación para licencias de plataforma continental noruega, incluidas perforaciones exploratorias. El contrato de dos años —con tres períodos opcionales de dos años cada uno— incluye la provisión de servicios de perforación direccional, medición durante la perforación, registro durante la perforación y registro de lodos. Además, Schlumberger entregará transferencia de datos en tiempo real, operaciones integradas con soporte continental, optimización de perforaciones y equipamiento para perforaciones. El modelo de servicios integrados de perforaciones brinda acceso a tecnologías de perforación claves y proceso de trabajo multidisciplinarios, lo que permite operaciones rentables gracias a la estandarización y a un enfoque sobre la calidad de la ejecución.
En el Ecuador, los socios del consorcio Shushufindi —Schlumberger y Tecpetrol— recibieron el contrato de servicios de gestión de la producción para los campos del Grupo 1. La adjudicación se basó en términos comerciales; gran calidad, seguridad y antecedentes ambientales; altos niveles de alineamiento e integración; y el registro probado de Schlumberger referente a la implementación de tecnologías en proyectos de desarrollo en campos maduros de ese país. Este nuevo proyecto permitirá al consorcio mejorar las economías de escala; también —en combinación con los campos de Shushufindi y Libertador— aumentará más la producción de Petroamazonas en el Ecuador.
En Kuwait, Kuwait Oil Company (KOC) adjudicó a WesternGeco un contrato por cinco años para un estudio de acimut completo en 3D de alta resolución para 4200 km2 sobre los campos de Gran Burgan y Khabrat Ali, en el que se usarán varias tecnologías geofísicas integradas. El estudio, que incluye la adquisición y el procesamiento de datos, se hará con el sistema sísmico continental receptor integrado UniQ*, que tiene más de 200 000 canales; esta característica lo convierte en uno de los mayores estudios de relevamiento sísmico del mundo en lo que se refiere a número de canales. El contrato también incluye perfilación sísmica vertical (vertical seismic profiling, VSP) en 3D y técnicas electromagnéticas y magnetotelúricas; estas se integrarán con los datos sísmicos para obtener mayor resolución y menor riesgo de subsuelo.
En México, Schlumberger firmó un contrato de varios años de duración con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) para construir y gestionar el Repositorio Nacional de Datos (National Data Repository, NDR) y para preparar las salas de datos para la primera licitación pública del país después de la legislación de la Reforma Energética. El contrato se adjudicó basado en términos comerciales, soluciones tecnológicas, y la experiencia global y la trayectoria en el manejo de los NDR, centros de datos y salas de datos. La primera ronda de licitaciones se ha anunciado para el primer trimestre del 2015.
Grupo de Caracterización de Yacimientos
Los ingresos del tercer trimestre de 3200 millones de USD aumentaron un 3 % secuencialmente, pero decrecieron un 3 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 954 millones de USD fue 4 % superior secuencialmente, pero cayó 3 % con respecto al año anterior. El aumento secuencial en el ingreso fue impulsado principalmente por el mayor uso de las tecnologías de los Servicios de Prueba como resultado de una fuerte actividad de exploración en el Brasil así como en varios otros geomercados. Los ingresos de WesternGeco también aumentaron secuencialmente por la mejora de las actividades globales de las embarcaciones marinas, que condujeron a un alto uso de los activos durante el trimestre. Además, Schlumberger Information Solutions (SIS) publicó ventas más altas de software, principalmente en el Reino Unido. Mas estos aumentos se vieron parcialmente compensados por las ventas sísmicas a múltiples clientes de Servicios Petrotécnicos, que fueron secuencialmente más bajas.
El margen operativo antes de impuestos del 30 % aumentó 29 bb. pp. en forma secuencial, lo que reflejó márgenes operativos incrementales del 40 % debido al mayor uso del buque WesternGeco, las sólidas ventas de software de alto margen y una actividad más fuerte de los Servicios de Prueba.
Además de los contratos adjudicados durante el tercer trimestre, las nuevas tecnologías del Grupo de Caracterización de Yacimientos ayudaron a cumplir con los desafíos de los clientes ya que redujeron el riesgo debajo de la superficie, caracterizaron yacimientos complejos y mejoraron la producción de pozos y la recuperación de yacimientos.
Por ejemplo, en Kazajstán, la tecnología de sonda radial de cable eléctrico Saturn* en 3D se usó primero en Zhaikmunai para obtener muestras condensadas de gas de yacimiento de alta calidad en un pozo en formaciones de carbonato heterogéneas y permeables bajas. Debido a la invasión de los fluidos de perforación, las anteriores operaciones de muestreo de fondo de pozo, hechas con métodos convencionales, generaron niveles altos de filtrado y porcentajes bajos de hidrocarburos en las muestras extraídas de esas zonas. El diseño de la sonda elíptica Saturn generó mejoras en la eficiencia operativa gracias a la limpieza más rápida en zonas profundamente invadidas. La tecnología Saturn logró identificar con éxito el contenido de fluido de tres zonas diferentes seleccionadas del yacimiento en cuestión de horas.
En el mar de Australia, la tecnología de sonda radial de cable eléctrico Saturn en 3D también se desplegó para que Apache Corporation obtuviera muestras de petróleo y confirmara la presencia de al menos cuatro columnas discretas de petróleo en unos pozos descubiertos en la Cuenca de Canning. El área de flujo más grande y la capacidad de sellado mejorada que ofrecen el diseño de inserción elíptica de Saturn permitió la captura y recuperación eficientes de muestras de petróleo del yacimiento, con lo que se superaron los desafíos enfrentados en los anteriores intentos de recuperar fluidos de yacimiento en dos pozos de referencia por medio de métodos de muestreo convencionales.
En Omán, se ejecutó la tecnología de espectroscopía de alta definición de cable eléctrico Litho Scanner* por primera vez en tres pozos de Petroleum Development Oman (PDO), en una formación de lutita orgánicamente rica y no convencional. La tecnología de Litho Scanner informó el Carbón Orgánico Total estimado y ayudó a resolver de forma precisa la compleja mineralogía de la formación.
En Angola, Total Exploration & Production Angola adjudicó a Servicios de Cable Eléctrico de Schlumberger un contrato de tres años con un período opcional de dos años adicionales para suministrar servicios de evaluación de cable eléctrico para yacimientos en sus campos de desarrollo del Bloque 17, pozos de exploración del Bloque 32 y pozos de exploración pre-sal en los Bloques 25 y 40.
En Malasia, PETRONAS Carigali adjudicó a WesternGeco un contrato para un estudio de 1050 km2 con la tecnología sísmica isométrica marina IsoMetrix* en el mar de Sarawak, el primer estudio en 3D con sensores múltiples que hará este cliente. A causa de una restricción marítima internacional en el área, tendría que adquirirse un estudio convencional en dos direcciones diferentes. Pero la tecnología IsoMetrix saca muestras de datos en 3D en una sola pasada, tanto en dirección de la línea como en línea cruzada, con lo cual ofrece una solución rentable. El procesamiento de los datos se realizará en el centro de Geosoluciones de Servicios Petrotécnicos de Schlumberger en Kuala Lumpur, y la imagen procesada estará lista para la entrega ocho meses después de la adquisición.
En Noruega, Statoil Petroleum AS ha adjudicado a WesternGeco varios contratos sísmicos de alta mar, incluidos dos estudios de monitor 4D con la tecnología Q-Marine* sobre los campos Skuld y Heidrun, en el mar noruego. WesternGeco ha realizados estudios 4D regulares sobre el campo Heidrun para Statoil desde el 2001.
Grupo de Perforación
Los ingresos del tercer trimestre de 4800 millones de USD subieron 4 % de manera secuencial y crecieron un 11 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 1000 millones de USD fue un 7 % mayor de manera secuencial y aumentó un 18 % con respecto al año anterior.
Secuencialmente el ingreso creció principalmente basado en una fuerte actividad de Perforación y Mediciones de aguas profundas en México, Rusia y la costa de América del Norte. La IPM también aumentó sobre la base de una robusta actividad de proyección en México. Los ingresos de las plataformas petroleras de Saxon, de todo el trimestre, también contribuyeron al crecimiento secuencial.
Secuencialmente, el margen operativo antes de impuestos creció 60 bb. pp. en alza a 21,7 %, lo que reflejó un margen operativo que aumentó 38 % debido a la mejor rentabilidad en Perforaciones y Mediciones a partir de una actividad más fuerte y una combinación geográfica y tecnológica más favorable. La mejor eficiencia de los proyectos de IPM en el área de América Latina siguió contribuyendo a los márgenes en expansión del Grupo.
Durante el tercer trimestre, las nuevas tecnologías del Grupo de Perforación impulsaron el rendimiento al mejorar la eficiencia de perforación, garantizar la integridad del pozo y optimizar la colocación del pozo.
En el alta mar de Malasia, el servicio GeoSphere* de mapeo durante la perforación para yacimientos se utilizó para PETRONAS Carigali Sdn. Bhd en un pozo horizontal de un yacimiento petrolero en la costa de Sabah, conocido por su complejidad geológica y grandes riesgos para la perforación. Las campañas de perforación anteriores, que usaban métodos convencionales, solían encontrarse con riesgos debajo de la superficie incluida la caída de esquistos, lo cual hacía muy difícil la colocación exacta de los pozos. La tecnología GeoSphere, que se desplegaba en este campo por primera vez, redujo la incertidumbre geológica al mapear el canal de arena objetivo a unos 25 metros desde el pozo; esto permitió que el pozo se colocara en el punto justo y se dirigiera dentro del yacimiento de manera óptima. El resultado de usar la tecnología GeoSphere fue que la prueba de pozo inicial confirmó una producción incremental de más de 1700 bbl/d, o casi el doble del objetivo de producción.
En el sector del Mar del Norte perteneciente al Reino Unido, se usó la tecnología GeoSphere para colocar un pozo horizontal en un yacimiento complicado. Mientras se perforaba la sección de 12 1/4 pulgadas, la tecnología GeoSphere hizo un mapa del yacimiento y detectó una unidad de arena de 15 pies antes de atravesarla con la perforación; esto, junto con la experiencia en interpretación de mediciones y un conocimiento detallado del activo, permitió que el pozo quedara colocado en el ángulo de inclinación óptimo. Como resultado, el revestimiento se llevó a cabo con eficiencia, lo cual facilitó la perforación de la sección del yacimiento.
En Arabia Saudita, la tecnología rotativa direccional PowerDrive Orbit* para Perforación y Mediciones se usó para mejorar el rendimiento de la perforación en las difíciles secciones laterales de 5 7/8 pulgadas de los pozos de gas. La confiabilidad y eficiencia en perforaciones de la tecnología PowerDrive Orbit permitió que se perforaran 10 470 pies acumulados de sección lateral hasta este momento, lo que dio un 149 % más de longitud en pies; 81 % más horas de perforación en comparación con las mejores ejecuciones de sistemas rotativos direccionales convencionales; y una tasa de penetración (rate of penetration, ROP) de 175 % sobre la ROP promedio convencional de un motor. En total, la tecnología de Perforación y Mediciones ayudó a ahorrar un total de 23 días de perforaciones.
En la costa de México, las tecnologías integradas del Grupo de Perforación se utilizaron para que PEMEX mejorara el rendimiento de la perforación en un pozo de desarrollo. La tecnología rotativa direccional PowerDrive Orbit, combinada con la tecnología del elemento de diamante cónico Stinger* puesto en una barrena de perforación Smith, alcanzó una mejora del 18 % de la ROP en la sección de 2096 m de un pozo —el más largo del campo— de una sola vez. Esto generó un nuevo récord de perforación en términos de la sección más rápidamente perforada del campo, y permitió que el cliente ahorrara más de 500 000 USD en costos relacionados con la perforación.
En la costa de China, se desplegaron tecnologías del Grupo de Perforación para CNOOC (sucursal Zhanjiang) de modo que resolvieran los desafíos de perforación en los pozos de exploración de aguas profundas de la cuenca de QiongDong, en el mar del sur de China. La combinación de tecnología sónica durante la perforación multipolar SonicScope* de Perforación y Mediciones con la geomecánica en tiempo real permitieron predecir en forma precisa la formación de presión de poro, lo cual llevó a determinar la profundidad del revestimiento con exactitud mientras se perforaba, y a optimizar el programa de revestimientos. El resultado fue que los riesgos de perforación debidos a las zonas de alta presión, las estrechas ventanas de peso de lodo y las inestabilidades del pozo se atenuaron, y tres pozos se perforaron con todo éxito. Asimismo —basado en la confianza en el proceso, que logró reducir el riesgo de perforación en los dos primeros pozos— se eliminó el tamaño de agujero de 14 3/4 pulgadas en el tercer pozo; esto generó una reducción de siete días de plataforma y ahorros en costos para el cliente de aproximadamente 8 millones de USD.
En la costa de la República del Congo, se desplegaron tecnologías de Perforación y Mediciones para ENI, en la perforación de un pozo complejo en el campo de Loango. Las tecnologías rotativas direccionales de alta tasa PowerDrive Archer* y las de registro multifuncional durante la perforación EcoScope†* —con una barrena compacta personalizada de diamante policristalino Smith— permitieron que se perforara un complejo pozo en 3D a través de la sobrecarga y que se colocara en el yacimiento de manera óptima. La colocación del pozo en este difícil yacimiento se llevó a cabo con las tecnologías de detección de varias capas de límites de lecho PeriScope HD* y las de densidad-neutrón acimutal adnVISION*; estas permitieron hacer el mapa de las varias capas del yacimiento heterogéneo y posibilitaron que se reevaluara la colocación del pozo en tiempo real. Como resultado de usar las tecnologías de Perforación y Mediciones —incluido el primer despliegue de la tecnología PeriScope HD en el país—, el pozo se perforó de manera segura y alcanzó un 100 % de contacto con el yacimiento.
En Venezuela, tecnología rotativa direccional de Perforación y Mediciones PowerDrive X6* se utilizó para PDVSA en un pozo de alta temperatura ubicado en el campo de La Ceiba. Con la tecnología PowerDrive X6, se perforaron más de 2000 pies en un solo viaje mientras se reducía el número de ejecuciones de siete a tres y se alcanzaba un tiempo por debajo de la mesa rotativa tres veces más alto en comparación con los sistemas de perforación convencionales utilizados en los pozos adyacentes.
Grupo de Producción
Los ingresos del tercer trimestre de 4700 millones de USD aumentaron un 8 % secuencialmente, y crecieron un 17 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 857 millones de USD fue un 18 % mayor de manera secuencial, y aumentó un 21 % con respecto al año anterior. La fuerte recuperación desde la pausa estacional de primavera en el oeste del Canadá fue la responsable de la mayoría del aumento secuencial en los Servicios de Pozo, aunque una proporción importante provino de un aumento en el conteo de etapas del territorio estadounidense así como de la mejora en la logística. Las buenas ventas de los productos de Terminaciones en América Latina y en las áreas de Oriente Medio y Asia, así como la expansión de las ventas de productos de Elevación Artificial, también hicieron sus aportes al crecimiento secuencial.
El margen operativo antes de impuestos del 18,3 % aumentó 158 bb. pp. secuencialmente y reflejó un margen operativo incremental de 38 % sobre una mejor rentabilidad en los Servicios de Pozo, en tanto que el oeste de Canadá se recuperaba del corte de primavera del trimestre anterior; mientras tanto, el margen terrestre de los EE. UU. continuaba expandiéndose basado en mejor eficiencia, mejor utilización y costos más bajos de materia prima.
Las nuevas tecnologías del Grupo de Producción ayudaron a cumplir una serie de desafíos de los clientes durante el tercer trimestre en cuanto a impulsar la eficiencia operativa, acelerar la producción y maximizar la recuperación de reservorio.
En la costa de Malasia, Intervención de Pozos realizó el primer servicio de estimulación de tubería enrollada en vivo ACTive Matrix* para arenisca en un complicado pozo de gas de varias etapas para Petronas Carigali. Con mediciones de fondo de pozo en tiempo real, el servicio ACTive Cleanout* permitió la optimización del alcance de la tubería enrollada al tiempo que decapaba el pozo. Además, el rendimiento en vivo de ACTive* en el pozo con percepción de distribución de temperatura y un diversor químico que usa fibra degradable ayudó a optimizar la colocación del fluido de estimulación y evitó la pérdida del fluido de tratamiento hacia la zona de pérdida superior. La producción de gas después de la estimulación fue de 175 % por encima de la producción original esperada.
En la Argentina, Schlumberger desplegó flujos de trabajo de yacimiento integrados para que YPF optimizara los diseños y tratamientos de fracturamiento hidráulico en la formación de esquistos no convencional de Vaca Muerta. Se utilizó el software Mangrove* de diseño de estimulación centrada en yacimiento de Servicios de Pozo, junto con datos de campo provenientes de varios pozos de referencia, a fin de desarrollar la estrategia de terminación para un pozo candidato. Además, se generó una compleja red de fracturamiento hidráulico con el modelo de fracturamiento no convencional UFM*, el cual se pasó al simulador de yacimientos de alta resolución INTERSECT* de Schlumberger Information Solutions para obtener simulaciones de producción y coincidencias históricas. Como resultado de los flujos de trabajo integrados de Schlumberger, ahora se comprende mejor el mecanismo de propagación de fracturamiento para la formación de esquistos de Vaca Muerta, lo que le permite al cliente mejorar el retorno sobre la inversión.
También en la Argentina, una combinación de tecnologías de Servicios de Pozo permitió que Petrolera Entre Lomas optimizara la estimulación y terminación de un pozo de petróleo en la formación de esquistos no convencional de Vaca Muerta, en el campo de Médano de la Mora. Al integrar la información sobre el yacimiento —incluidos las propiedades mecánicas y los datos microsísmicos—, el software Mangrove* de diseño de estimulación centrada en yacimiento brindó una visualización oportuna de las diferentes opciones de terminación; gracias a esto se logró optimizar la perforación del pozo y la estrategia de fracturamiento. Además el uso de la tecnología de fracturamiento de canal de flujo HiWAY*, con su logística simplificada y confiabilidad operativa, dio como resultado un tratamiento de estimulación que maximizó el potencial del pozo. Debido a que se desplegaron las tecnologías de Servicios de Pozo, la producción inicial de este pozo superó las expectativas.
En Arabia Saudita, las tecnologías de Intervención de Pozos de Schlumberger llevaron a cabo una operación de reparación para Saudi Aramco en un pozo de gas amargo. La tecnología de tubería enrollada de desempeño en vivo ACTive se utilizó en una operación de decapado mecánico de alta tasa para mantener la presión diferencial requerida, mientras la tecnología de eliminación de escala a chorro Jet Blaster* limpiaba las escamas duras y brindaba un monitoreo en tiempo real de la presión en el fondo del pozo, para minimizar el riesgo de entrada de gas. Luego de la operación de decapado del pozo, la tecnología ACTive también se usó para realizar una correlación de profundidad con rayos gama en tiempo real al tiempo que se mantenía la presión diferencial óptima usando la herramienta hidráulica de corte de tuberías y perforación ABRASIJET* en la extensión del pozo; con esto, el cliente no tuvo que de hacer una ejecución más para correlacionar la profundidad.
En Nigeria, Terminaciones Schlumberger instaló el sistema modular de control multizonal IntelliZone Compact* en un pozo para que SEPLAT combinara la producción de varias zonas mientras mantenía el control sobre cada una de ellas. El sistema IntelliZone Compact se instaló con éxito dentro de una criba de arena FacsRiteTM. La tecnología IntelliZone Compact está diseñada para optimizar la producción y aumentar la recuperación, lo que permite a los clientes mejorar el valor neto actual de sus activos.
En la costa de la República del Congo, la tecnología de cribaje FacsRiteTM de Terminaciones Schlumberger se utilizó para que Total E&P Congo asegurara la productividad de un pozo horizontal en el campo Libondo. Se seleccionó la tecnología FacsRite sobre otros revestimientos ranurados convencionales a causa de sus propiedades mecánicas y capacidades para retener arena, junto con su diseño de área de flujo abierto, de gran tamaño. Desde que se puso en producción, no se detectaron arena ni elementos finos, y la ausencia de efectos adversos de piel en el yacimiento permitió que el pozo produjera al potencial del yacimiento.
En Venezuela, la tecnología de la píldora de material compuesto y reforzado Losseal* de Servicios de Pozo se utilizó para PDVSA, que solucionó pérdidas de circulación y redujo tiempos del equipo de perforación en la difícil formación de Colorado en el campo Santa Rosa del distrito de Anaco. En un pozo, una píldora de 30 bbl de tecnología Losseal ayudó a reducir pérdidas de fluido de 20 bbl/h a 1 bbl/h en seis horas, lo que permitió que continuaran las operaciones de perforación de manera segura y eficiente. Asimismo, la aplicación de la tecnología Losseal ayudó a que el cliente evitara más de 36 horas de tiempo del equipo de perforación en más operaciones de remediación, tales como otras píldoras perdidas de material circulante y tapones de cemento.
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Tablas Financieras |
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| Estado Financiero Consolidado Condensado de Ingresos | ||||||||||||||||
| (Indicado en millones, excepto los importes de acciones) | ||||||||||||||||
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| Tercer trimestre | Nueve meses | |||||||||||||||
| Períodos finalizados al 30 de septiembre, | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | ||||||||||||
| Ingresos | $ | 12 646 | $ | 11 608 | $ | 35 939 | $ | 33 360 | ||||||||
| Intereses y otros ingresos, neto | 79 | 43 | 220 | 105 | ||||||||||||
| Ganancia en la formación de OneSubsea(1) | - | - | - | 1028 | ||||||||||||
| Gastos | ||||||||||||||||
| Costo de los ingresos | 9689 | 8926 | 27 708 | 26 047 | ||||||||||||
| Investigación e ingeniería | 301 | 286 | 893 | 870 | ||||||||||||
| Generales y administrativos | 125 | 110 | 353 | 305 | ||||||||||||
| Ajustes de valor y otros(1) | - | - | - | 456 | ||||||||||||
| Interés | 90 | 98 | 282 | 294 | ||||||||||||
| Ingreso antes de impuestos | 2520 | 2231 | 6923 | 6521 | ||||||||||||
| Impuestos sobre ingresos(1) | 556 | 506 | 1530 | 1361 | ||||||||||||
| Ingresos de operaciones en curso | 1964 | 1725 | 5393 | 5160 | ||||||||||||
| Pérdidas de operaciones descontinuadas | - | - | (205 | ) | (69 | ) | ||||||||||
| Ingresos netos | 1964 | 1725 | 5188 | 5091 | ||||||||||||
| Ingreso neto atribuible a participaciones no controladas | 15 | 10 | 52 | 23 | ||||||||||||
| Ingreso neto atribuible a Schlumberger | $ | 1949 | $ | 1715 | $ | 5136 | $ | 5068 | ||||||||
| Importes de Schlumberger atribuibles a: | ||||||||||||||||
| Ingresos de operaciones continuadas(1) | $ | 1949 | $ | 1715 | $ | 5341 | $ | 5137 | ||||||||
| Pérdidas de operaciones descontinuadas | - | - | (205 | ) | (69 | ) | ||||||||||
| Ingresos netos | $ | 1949 | $ | 1715 | $ | 5136 | $ | 5068 | ||||||||
| Ganancias diluidas por acción de Schlumberger | ||||||||||||||||
| Ingresos de operaciones continuadas(1) | $ | 1,49 | $ | 1,29 | $ | 4,07 | $ | 3,84 | ||||||||
| Pérdidas de operaciones descontinuadas | - | - | (0,16 | ) | (0,05 | ) | ||||||||||
| Ingresos netos | $ | 1,49 | $ | 1,29 | $ | 3,91 | $ | 3,79 | ||||||||
| Promedio de acciones circulantes | 1294 | 1322 | 1300 | 1326 | ||||||||||||
| Promedio de acciones circulantes asumiendo la dilución | 1310 | 1333 | 1315 | 1336 | ||||||||||||
| Depreciación y amortización incluidas en los gastos(2) | $ | 1033 | $ | 988 | $ | 3029 | $ | 2891 | ||||||||
| (1) | Consulte la página 12 para ver detalles de cargos y créditos. | |
| (2) | Incluye depreciación de propiedad, planta y equipamiento y amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos de clientes múltiples e inversiones de Schlumberger Production Management (SPM). |
| Balance Consolidado Condensado | ||||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||
| 30 de septiembre | 31 de diciembre | |||||||
| Activos | 2014 | 2013 | ||||||
| Activos corrientes | ||||||||
| Efectivo e inversiones a corto plazo | $ | 6759 | $ | 8370 | ||||
| Cuentas por cobrar | 12 352 | 11 497 | ||||||
| Otros activos corrientes | 6362 | 6358 | ||||||
| 25 473 | 26 225 | |||||||
| Inversiones de ingresos fijos, mantenidas hasta el vencimiento | 473 | 363 | ||||||
| Activos fijos | 15 809 | 15 096 | ||||||
| Datos sísmicos multiclientes | 751 | 667 | ||||||
| Fondo de comercio | 15 243 | 14 706 | ||||||
| Otros activos intangibles | 4690 | 4709 | ||||||
| Otros activos | 5881 | 5334 | ||||||
| $ | 68 320 | $ | 67 100 | |||||
| Pasivos y capital | ||||||||
| Pasivos corrientes | ||||||||
| Cuentas por pagar y pasivos acumulados | $ | 8916 | $ | 8837 | ||||
| Pasivo estimado para el impuesto sobre el ingreso | 1499 | 1490 | ||||||
|
Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo |
1451 | 2783 | ||||||
| Dividendos por pagar | 522 | 415 | ||||||
| 12 388 | 13 525 | |||||||
| Deuda a largo plazo | 11 626 | 10 393 | ||||||
| Beneficios posteriores a la jubilación | 606 | 670 | ||||||
| Impuestos diferidos | 1733 | 1708 | ||||||
| Otros pasivos | 1280 | 1169 | ||||||
| 27 633 | 27 465 | |||||||
| Capital | 40 687 | 39 635 | ||||||
| $ | 68 320 | $ | 67 100 | |||||
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) | ||||||||||||||||
| Períodos finalizados al 30 de septiembre, |
Nueve |
Tercer |
Nueve |
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| Ingresos de operaciones continuas antes de participaciones no controladas | $ | 5393 | $ | 1964 | $ | 5160 | ||||||||||
| Ganancia en la formación de OneSubsea | - | - | (1028 | ) | ||||||||||||
| Ajuste de valor de las inversiones bajo el método de participación patrimonial y pérdida por devaluación de la moneda en Venezuela | - | - | 456 | |||||||||||||
| Depreciación y amortización(1) | 3029 | 1032 | 2891 | |||||||||||||
| Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | 266 | 76 | 388 | |||||||||||||
| Gastos de compensación basados en acciones | 246 | 84 | 255 | |||||||||||||
| Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | (318 | ) | (191 | ) | (468 | ) | ||||||||||
| (Aumento) disminución del capital de trabajo | (991 | ) | 99 | (1079 | ) | |||||||||||
| Otros | (343 | ) | (1 | ) | (4 | ) | ||||||||||
| Flujo de caja de las operaciones | 7282 | 3063 | 6571 | |||||||||||||
| Gastos de capital | (2766 | ) | (980 | ) | (2753 | ) | ||||||||||
| Inversiones de SPM | (569 | ) | (192 | ) | (633 | ) | ||||||||||
| Datos sísmicos multiclientes capitalizados | (212 | ) | (58 | ) | (300 | ) | ||||||||||
| Flujo de caja libre(2) | 3735 | 1833 | 2885 | |||||||||||||
| Programa de recompra de acciones | (3582 | ) | (1508 | ) | (1526 | ) | ||||||||||
| Dividendos pagados | (1451 | ) | (519 | ) | (1196 | ) | ||||||||||
| Beneficios de los planes de acciones de empleados | 795 | 303 | 415 | |||||||||||||
| (503 | ) | 109 | 578 | |||||||||||||
| Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo y deuda adquirida | (1049 | ) | (85 | ) | (1144 | ) | ||||||||||
| Otros | 150 | 197 | 61 | |||||||||||||
| (Aumento) disminución de deuda neta | (1402 | ) | 221 | (505 | ) | |||||||||||
| Deuda neta, comienzo del período | (4443 | ) | (6066 | ) | (5111 | ) | ||||||||||
| Deuda neta, 30 de septiembre | $ | (5845 | ) | $ | (5845 | ) | $ | (5616 | ) | |||||||
| Componentes de la deuda neta |
30 de septiembre de |
30 de junio de |
31 de diciembre de |
30 de septiembre de |
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| Efectivo e inversiones a corto plazo | $ | 6759 | $ | 6699 | $ | 8370 | $ | 6435 | ||||||||
| Inversiones de ingresos fijos, mantenidas hasta el vencimiento | 473 | 480 | 363 | 363 | ||||||||||||
| Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo | (1451 | ) | (1505 | ) | (2783 | ) | (2498 | ) | ||||||||
| Deuda a largo plazo | (11 626 | ) | (11 740 | ) | (10 393 | ) | (9916 | ) | ||||||||
| $ | (5845 | ) | $ | (6066 | ) | $ | (4443 | ) | $ | (5616 | ) | |||||
|
(1) |
Incluye depreciación de propiedad, planta y equipamiento y amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos de clientes múltiples e inversiones de Schlumberger Production Management (SPM). | |
|
(2) |
"Flujo de caja libre" representa el flujo de caja de las operaciones menos gastos de capital, inversiones de SPM y datos sísmicos de múltiples clientes 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 tercer trimestre 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) | ||||||||||||||||||||||
| Nueve meses 2013 | ||||||||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuestos | Intereses No cont. | Neto | Ganancias por acción diluida | Clasificación del Estado de Ingresos | |||||||||||||||||
|
Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, según se informó |
$ | 6521 | $ | 1361 | $ | 23 | $ | 5137 | $ | 3,84 | ||||||||||||
| 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 | (1028 | ) | - | - | (1028 | ) | (0,77 | ) | Ganancia en la formación de OneSubsea | |||||||||||||
| Ajuste de valor de las inversiones bajo el método de participación patrimonial | 364 | 19 | - | 345 | 0,26 | Ajustes de valor y otros | ||||||||||||||||
|
Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, sin incluir cargos y créditos |
$ | 5949 | $ | 1380 | $ | 23 | $ | 4546 | $ | 3,40 | ||||||||||||
No se registraron cargos o créditos en operaciones continuas durante los primeros nueve meses de 2014 o en el tercer trimestre de 2013.
| Grupos de Producto | ||||||||||||||||||||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||||||||||||||||||
| Período de tres meses finalizado el | ||||||||||||||||||||||||
| 30 de septiembre de 2014 | 30 de junio de 2014 | 30 de septiembre de 2013 | ||||||||||||||||||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|||||||||||||||||||
| Caracterización de yacimientos | $ | 3184 | $ | 954 | $ | 3095 | $ | 918 | $ | 3289 | $ | 988 | ||||||||||||
| Perforación | 4821 | 1045 | 4653 | 981 | 4358 | 889 | ||||||||||||||||||
| Producción | 4697 | 857 | 4344 | 725 | 4024 | 707 | ||||||||||||||||||
| Eliminaciones y otros | 56 | ) | (50 | ) | (38 | ) | (3 | ) | (63 | ) | (88 | ) | ||||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 2806 | 2621 | 2496 | |||||||||||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (210 | ) | - | (216 | ) | - | (179 | ) | |||||||||||||||
| Ingreso por intereses(1) | - | 8 | - | 8 | - | 6 | ||||||||||||||||||
| Gastos por intereses(1) | - | (84 | ) | - | (86 | ) | - | (92 | ) | |||||||||||||||
| $ | 12 646 | $ | 2520 | $ | 12 054 | $ | 2327 | $ | 11 608 | $ | 2231 | |||||||||||||
| Áreas geográficas | ||||||||||||||||||||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||||||||||||||||||
| Período de tres meses finalizado el | ||||||||||||||||||||||||
| 30 de septiembre de 2014 | 30 de junio de 2014 | 30 de septiembre de 2013 | ||||||||||||||||||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|||||||||||||||||||
| América del Norte | $ | 4255 | $ | 825 | $ | 3888 | $ | 700 | $ | 3602 | $ | 730 | ||||||||||||
| América Latina | 2036 | 446 | 1852 | 393 | 1934 | 399 | ||||||||||||||||||
| Europa/CEI/África | 3303 | 774 | 3268 | 723 | 3185 | 714 | ||||||||||||||||||
| Medio Oriente y Asia | 2970 | 820 | 2966 | 826 | 2794 | 730 | ||||||||||||||||||
| Eliminaciones y otros | 82 | (59 | ) | 80 | (21 | ) | 93 | (77 | ) | |||||||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 2806 | 2621 | 2496 | |||||||||||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (210 | ) | - | (216 | ) | - | (179 | ) | |||||||||||||||
| Ingreso por intereses(1) | - | 8 | - | 8 | - | 6 | ||||||||||||||||||
| Gastos por intereses(1) | - | (84 | ) | - | (86 | ) | - | (92 | ) | |||||||||||||||
| $ | 12 646 | $ | 2520 | $ | 12 054 | $ | 2327 | $ | 11 608 | $ | 2231 | |||||||||||||
(1) No incluye intereses considerados en los resultados de los Grupos de producto y Áreas geográficas.
| Grupos de Producto | ||||||||||||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||||||||||
| Período de nueve meses finalizado el | ||||||||||||||||
| 30 de septiembre de 2014 | 30 de septiembre de 2013 | |||||||||||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|||||||||||||
| Caracterización de yacimientos | $ | 9131 | $ | 2651 | $ | 9157 | $ | 2629 | ||||||||
| Perforación | 13 804 | 2906 | 12 659 | 2413 | ||||||||||||
| Producción | 13 157 | 2319 | 11 708 | 1888 | ||||||||||||
| Eliminaciones y otros | (153 | ) | (81 | ) | (164 | ) | (190 | ) | ||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 7795 | 6740 | ||||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (628 | ) | - | (529 | ) | ||||||||||
| Ingreso por intereses(1) | - | 23 | - | 15 | ||||||||||||
| Gastos por intereses(1) | - | (267 | ) | - | (277 | ) | ||||||||||
| Cargos y créditos | - | - | - | 572 | ||||||||||||
| $ | 35 939 | $ | 6923 | $ | 33 360 | $ | 6521 | |||||||||
| Áreas geográficas | ||||||||||||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||||||||||
| Período de nueve meses finalizado el | ||||||||||||||||
| 30 de septiembre de 2014 | 30 de septiembre de 2013 | |||||||||||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|||||||||||||
| América del Norte | $ | 11 827 | $ | 2208 | $ | 10 249 | $ | 2019 | ||||||||
| América Latina | 5646 | 1210 | 5752 | 1164 | ||||||||||||
| Europa/CEI/África | 9452 | 2082 | 9186 | 1867 | ||||||||||||
| Medio Oriente y Asia | 8781 | 2396 | 7844 | 1931 | ||||||||||||
| Eliminaciones y otros | 233 | (101 | ) | 329 | (241 | ) | ||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 7795 | 6740 | ||||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (628 | ) | - | (529 | ) | ||||||||||
| Ingreso por intereses(1) | - | 23 | - | 15 | ||||||||||||
| Gastos por intereses(1) | - | (267 | ) | - | (277 | ) | ||||||||||
| Cargos y créditos | - | - | - | 572 | ||||||||||||
| $ | 35 939 | $ | 6923 | $ | 33 360 | $ | 6521 | |||||||||
(1) No incluye intereses considerados en los resultados de los Grupos de producto y Áreas geográficas.
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Información complementaria |
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1) |
¿Cuál fue el margen operativo incremental y el margen de ingresos operativos antes de impuestos para los primeros nueve meses de 2014? |
|
| El margen de ingresos operativos antes de impuestos fue del 21,7 %, y el margen operativo incremental fue del 40,9 % para los primeros nueve meses de 2014. | ||
|
2) |
¿Cuál fue el flujo de caja libre como porcentaje de ingresos de las operaciones continuas antes de participaciones no controladas durante los primeros nueve meses de 2014? |
|
| El flujo de caja libre como porcentaje de ingresos de las operaciones continuas antes de participaciones no controladas fue del 69 % durante los primeros nueve meses de 2014. | ||
|
3) |
¿Cuál fue la orientación de gasto de capital para todo el año 2014? |
|
| El gasto de capital de Schlumberger (sin incluir inversiones de SPM y de clientes múltiples) será de 3800 millones de USD para 2014. El gasto de capital para todo el año 2013 fue de 3900 millones de USD. | ||
|
4) |
¿Qué se incluyó en "Intereses y otros ingresos, neto" para el tercer trimestre de 2014? |
|
| "Intereses y otros ingresos, neto" para el tercer trimestre de 2014 fue de 79 millones de USD. Este monto consistió en el capital en ganancias netas de las compañías afiliadas de 66 millones de USD y el ingreso por intereses de 13 millones de USD. | ||
|
5) |
¿Cómo se modificaron los ingresos en concepto de intereses y los gastos de intereses durante el tercer trimestre de 2014? |
|
| Los ingresos por intereses de 13 millones de USD fueron secuencialmente iguales. Los gastos por intereses de 90 millones de USD fueron secuencialmente iguales. | ||
|
6) |
¿Cuál es la diferencia entre los "ingresos operativos antes de impuestos" y los ingresos consolidados de Schlumberger antes de impuestos? |
|
| La diferencia se compuso de elementos tales como gastos corporativos e ingresos en concepto de intereses y gastos de intereses no asignados a los segmentos, así como intereses sobre beneficios médicos posteriores a la jubilación, gastos de compensación basados en acciones y gastos de amortización asociados con ciertos activos intangibles. | ||
|
7) |
¿Cuál fue la tasa impositiva efectiva (effective tax rate, ETR) para el tercer trimestre de 2014? |
|
| La ETR para el tercer trimestre de 2014 fue 22,1 % en comparación al 21,7 % del segundo trimestre de 2014. | ||
|
8) |
¿Cuántas acciones del paquete común fueron circulantes desde el 30 de septiembre de 2014, y cómo cambió esto desde el final del trimestre anterior? |
|
| Había 1287 millones de acciones del paquete común circulantes desde el 30 de septiembre de 2014. En la siguiente tabla se muestra el cambio en el número de acciones circulantes desde el 30 de junio hasta el 30 de septiembre de 2014. | ||
| (Indicado en millones) | |||||||
| Acciones circulantes al 30 de junio de 2014 | 1296 | ||||||
| Acciones vendidas a titulares de opciones, menos acciones intercambiadas | 2 | ||||||
| Otorgamiento de acciones restringidas | 1 | ||||||
| Acciones compartidas en el plan de adquisición de acciones de los empleados | 2 | ||||||
| Programa de recompra de acciones | (14 | ) | |||||
| Acciones circulantes al 30 de septiembre de 2014 | 1287 | ||||||
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9) |
¿Cuál fue el número de acciones circulantes, promedio ponderado durante el tercer trimestre, y cómo se reconcilia esto con las acciones circulantes, promedio ponderado asumiendo la dilución? |
|
| El número de acciones circulantes, promedio ponderado durante el tercer trimestre y el segundo trimestre fue de 1294 millones y 1300 millones, respectivamente. Lo que sigue es una reconciliación de las acciones circulantes, promedio ponderado con el número de acciones circulantes, promedio ponderado asumiendo la dilución. | ||
| (Indicado en millones) | ||||||||
|
Tercer trimestre |
Segundo trimestre |
|||||||
| Acciones circulantes, promedio ponderado | 1294 | 1300 | ||||||
| Ejercicio asumido de opciones de acciones | 12 | 11 | ||||||
| Acciones restringidas no otorgadas | 4 | 4 | ||||||
| Promedio de acciones circulantes asumiendo la dilución | 1310 | 1315 | ||||||
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10) |
¿Cuáles fueron las ventas a múltiples clientes en el tercer trimestre de 2014? |
|
| Las ventas a múltiples clientes, incluidas las tasas de transferencia, fueron de 93 millones de USD en el tercer trimestre de 2014 y de 133 millones de USD en el segundo trimestre de 2014. | ||
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11) |
¿Cuáles fueron las órdenes atrasadas de WesternGeco al final del tercer trimestre de 2014? |
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| Las órdenes atrasadas de WesternGeco, basadas en contratos firmados con clientes, fueron de 840 millones de USD al finalizar el tercer trimestre de 2014. Y fueron de 913 millones de USD al final del segundo trimestre de 2014. | ||
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 126 000 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 sedes en París, Houston, Londres y en La Haya, e informó ingresos de sus operaciones continuas por 45 270 millones de USD en 2013. Para obtener más información, visite www.slb.com.
*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.
†Corporación Nacional de Petróleo, Gas y Metales de Japón (Japan Oil, Gas and Metals National Corporation, JOGMEC), anteriormente Corporación Nacional de Petróleo de Japón (Japan National Oil Corporation, JNOC) y Schlumberger colaboraron en un proyecto de investigación para desarrollar la tecnología LWD. Los servicios EcoScope and NeoScope usan tecnología resultante de esta cooperación.
Notas
Schlumberger desarrollará una llamada en conferencia para analizar los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes 17 de octubre de 2014. La llamada está programada para comenzar a las 7.00 a. m. (hora central de los EE. UU.), 8.00 a. m. (hora del Este) - 2.00 p. m. (hora de París). Para acceder a la llamada, que está abierta al público, comuníquese con el operador de la llamada en conferencia al +1-800-288-8967 dentro de los EE. UU. o al +1-612-332-0107 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 las Ganancias de Schlumberger”. Cuando la llamada en conferencia concluya, una reproducción de audio estará disponible hasta el 17 de noviembre de 2014 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 332340.
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.
Este documento, el comunicado de ganancias del tercer trimestre de 2014 y 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 la respecto de los pronósticos comerciales; crecimiento de Schlumberger en general y para cada uno de sus segmentos (y para productos o áreas geográficas específicas dentro de cada segmento); crecimiento de producción y demanda de gas natural y petróleo; precios de gas natural y petróleo; mejoras en procedimientos operativos y tecnología; gastos de capital de Schlumberger y la industria del petróleo y el gas; las estrategias comerciales de los clientes de Schlumberger; las condiciones económicas globales futuras y los resultados futuros de las operaciones. Estas declaraciones están sujetas a riesgos e incertidumbres, que incluyen, entre otras, las condiciones económicas mundiales; los cambios en los gastos en exploración y producción 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, incluso en Rusia y Ucrania; la erosión de los precios; factores climáticos y estacionales; demoras operativas; disminuciones de producción; cambios en regulaciones y 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 tercer trimestre de 2014, nuestro Formulario 10-K más reciente 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.
Contacts :
Schlumberger Limited
Simon Farrant, vicepresidente de Relaciones
con Inversores de Schlumberger Limited
Joy V. Domingo, Gerente de
Relaciones con Inversores de Schlumberger Limited
Oficina +1
(713) 375-3535
investor-relations@slb.com
Source(s) : Schlumberger Limited
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Domingo 24 de noviembre - 12:20
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