Schlumberger Anuncia los Resultados del Primer Trimestre de 2014
Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy ingresos por operaciones continuas de 11 240 millones de USD para el primer trimestre de 2014 en comparación con 11 910 millones de USD en el cuarto trimestre de 2013 y 10 570 millones de USD en el primer trimestre de 2013.
El ingreso de las operaciones continuas atribuibles a Schlumberger, sin incluir cargos y créditos, fue de 1590 millones de USD, lo que representa una reducción de 11 % en forma secuencial, pero un aumento de 23 % con respecto al año anterior. Las ganancias diluidas por acción de las operaciones continuas, sin incluir cargos y créditos, fue de 1,21 USD en comparación con 1,35 USD en el trimestre anterior y 0,97 USD en el primer trimestre de 2013.
Schlumberger registró cargos de 0,09 USD por acción en el cuarto trimestre de 2013 y de 0,07 USD por acción en el primer trimestre de 2013. Schlumberger no registró ningún cargo ni crédito durante el primer trimestre de 2014.
Los ingresos por Servicios en Yacimientos Petroleros de 11 240 millones de USD se redujeron en 6 % en forma secuencial, pero aumentaron un 6 % con respecto al año anterior. Los ingresos operativos antes de impuestos por Servicios en Yacimientos Petroleros de 2370 millones de USD se redujeron en 9 % en forma secuencial, pero aumentaron un 21 % con respecto al año anterior.
El Director Ejecutivo de Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentó “El aumentar las ventas de nueva tecnología y ampliar la actividad de integración impulsó nuestros resultados en el primer trimestre, al margen de las severas condiciones de invierno que impactaron las operaciones en Rusia, China y América del Norte. Si bien los resultados secuenciales mostraron la usual caída en las ventas de productos, software y licencias multicliente luego de fuertes cifras de fin de año, nuestras sólidas tasas de crecimiento con respecto al año anterior fueron lideradas por las áreas de Medio Oriente & Asia y América del Norte; no obstante, todas las geografías se beneficiaron de un creciente enfoque en la eficiencia y excelencia operacional.
A nivel internacional, el rendimiento fue liderado por un mayor crecimiento en los mercados clave en Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos y las aguas profundas de Australia, al igual que por la fortaleza en el África subsahariana, el trabajo de proyecto en Ecuador y las actividades relacionadas con esquisto en Argentina. La actividad continental en América del Norte fue sólida gracias al soporte de una mayor intensidad de servicio, ganancias en la participación de mercado y captación de nuevas tecnologías, a pesar de los vientos invernales en contra y los precios competitivos de bombeo a presión. Las actividades en alta mar en Norteamérica cayeron ligeramente en retrasos operacionales y actividades ampliadas de acondicionamiento.
En términos de precios, observamos pocos cambios en las tendencias generales, pero las nuevas tecnologías a precios premium continuaron penetrando y contribuyeron con los resultados del margen operacional, especialmente en combinación con una calidad de servicio que es la mejor en su clase. Nuestro rendimiento general en esta área contó además con el soporte de nuestra organización de ingeniería, manufactura y sostenibilidad, que continúa entregando nuevos e innovadores productos a nuestras operaciones en el terreno, con un fuerte rendimiento "fuera de la caja".
Los aspectos fundamentales de la recuperación económica mundial permanecen intactos a pesar de las inusuales severas condiciones del invierno en partes del hemisferio norte, algunos indicios de disminución en el crecimiento en China y la inquietante situación en Ucrania. Estos factores, sin embargo, son probablemente temporales en su naturaleza y los mercados de petróleo continúan siendo más ajustados que lo anticipado alguna vez, impulsados por fuertes tendencias en la demanda, menores cifras de capacidad productiva y una caída en las acciones de la OCDE. La oferta continúa en aumento en Norteamérica mientras otras áreas batallan por alcanzar sus metas de producción. En los EE. UU. las tendencias en gas natural aumentaron gracias a las temperaturas de invierno, pero se espera que la oferta y la demanda se normalicen en los próximos meses.
Como resultado, seguimos creyendo que el gasto bien relacionado de nuestros clientes aumentará más allá del 6 % en 2014 y que las tasas de crecimiento del gasto se dividirán relativamente por igual entre los mercados internacional y norteamericano, impulsadas por las compañías de petróleo, nacionales e independientes. En consecuencia, continuamos positivos en el año que se viene, con nuestra amplia huella geográfica, cartera de tecnología equilibrada y ágil organización que ofrece tanto protección contra alteraciones en el mercado como la capacidad de capitalizar en oportunidades de mercado”.
Otros Eventos
- Durante el trimestre, Schlumberger recompró 9,96 millones de acciones de su paquete de acciones ordinarias a un precio promedio de 90,31 USD por acción, lo que dio un total de precio de compra de 899 millones de USD.
- El 13 de marzo de 2014, Schlumberger anunció que había celebrado un acuerdo para adquirir las acciones restantes de SES Holdings Limited (“Saxon”), un proveedor de servicios internacionales de perforación en tierra con sede en Calgary, de First Reserve y de algunos miembros de la gerencia de Saxon. Saxon actualmente opera una flota de 87 equipos (70 de perforación y 17 de reacondicionamiento) en 10 países y proporciona servicios de soporte a 35 equipos adicionales a nivel mundial. El cierre de la transacción está sujeto a las usuales condiciones, incluida la recepción de las aprobaciones reguladoras.
Servicios en yacimientos petroleros
Los ingresos del primer trimestre de 11 240 millones de USD cayeron en 6 % de manera secuencial, pero crecieron 6 % con respecto al año anterior. Los ingresos del área internacional de 7480 millones de USD, aumentaron 322 millones de USD, o el 5 % con respecto al año anterior, mientras que los ingresos del área de Norteamérica, de 3680 millones de USD, crecieron 394 millones de USD, o el 12 % con respecto al año anterior. Las fuertes ventas de producto, software y multicliente de fines de año experimentadas en el cuarto trimestre de 2013, representaron casi la mitad de la disminución secuencial en ingresos. El resto de la disminución secuencial se debió a reducciones en las actividades relacionadas con la estación climática en Rusia y China; el término de los levantamientos sismológicos marinos en Brasil, Noruega, Malasia y el Mar Caspio; así como retrasos contractuales y operacionales en Brasil y México. Sin embargo, estos efectos secuenciales se compensaron en forma parcial por la fuerte actividad de bombeo a presión en los EE. UU. continentales y Canadá, parcialmente afectados por el severo invierno.
En vista del impacto significativo que el fin del año y los factores estacionales tuvieron sobre el desempeño secuencial, los párrafos siguientes se concentran en un crecimiento con respecto al año anterior, a menos que se indique lo contrario.
Los ingresos de Norteamérica de 3680 millones de USD aumentaron en 12 %. Si bien la actividad en tierra fue alterada temporalmente por el severo invierno, la intensidad en el servicio, las ganancias en la participación de mercado y las captaciones en nueva tecnología en un mercado de bombeo a presión, donde los precios continuaron siendo competitivos, impulsaron los sólidos resultados generales. Los ingresos continentales también aumentaron gracias a la expansión de las operaciones de elevación artificial. Las actividades en altamar en Norteamérica disminuyeron marginalmente debido a retrasos operacionales y mayores actividades de reacondicionamiento.
Los ingresos Internacionales aumentaron en 5 % liderados por el área de Medio Oriente & Asia, con ingresos de 2840 millones de USD con un crecimiento de 19 %, principalmente debido a la fuerte actividad en Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos y por la robusta actividad de perforación y captación en tecnología en el sureste asiático y en las aguas profundas de Australia. Los ingresos del área de Europa/CEI/África de 2880 millones de USD aumentaron en 1 %, liderados por el geomercado del África occidental central en fuertes actividades de exploración y desarrollo y por Noruega gracias a las ganancias en participación de mercado en los servicios de perforación. Los ingresos en la región de Rusia y Asia central aumentaron ligeramente, producto de la creciente actividad en el Ártico y el Mar Caspio se compensó mediante la alteración en las actividades por el severo invierno, así como por el impacto del débil rublo ruso. Para el primer trimestre, los ingresos del área reflejan la ausencia de resultados del negocio submarino de Framo, que se transfirió a la empresa conjunta OneSubsea™ en el segundo trimestre de 2013. Si se excluye el efecto de esta transferencia comercial, los ingresos para el área de Europa/CEI/África crecieron 3 %. Los ingresos del área de Latinoamérica de 1760 millones de USD decrecieron en 8 %, debido principalmente a actividades significativamente menores y precios en Brasil junto con un menor número de equipos en México debido a gastos presupuestarios. Sin embargo, estos efectos se compensaron parcialmente por el aumento en el trabajo del proyecto Shushufindi de Gestión de Proyectos Schlumberger (Schlumberger Project Management, SPM) en Ecuador y la fuerte actividad en el esquisto Vaca Muerta en Argentina.
Por segmento, los ingresos del Grupo de Caracterización de Yacimientos de 2850 millones de USD aumentaron 51 millones de USD o 2 %, liderado por un crecimiento en Servicios de Prueba y Cable Eléctrico impulsados por la exploración en alta mar y por Soluciones de Información de Schlumberger (Schlumberger Information Solutions, SIS) en más ventas de software en todas las Áreas internacionales. WesternGeco sufrió una disminución en la menor utilización de la flota de buques y ventas multicliente reducidas. Los ingresos del Grupo de Perforación de 4330 millones de USD aumentaron 269 millones de USD o 7 %, liderados por la sólida demanda de Perforación y Mediciones y las tecnologías M-I SWACO en Arabia Saudita, Australia y en la región del Sureste asiático. Los ingresos del Grupo de Producción de 4120 millones de USD aumentaron 357 millones de USD, o 10 %, con un crecimiento de doble dígito contabilizado por las tecnologías de bombeo de presión de Servicios de Pozo en Norteamérica y una mayor actividad de SPM.
Los ingresos operativos antes de impuestos de 2370 millones de USD del primer trimestre cayeron un 9 % de manera secuencial, pero aumentaron un 21 % con respecto al año anterior. Los ingresos operativos internacionales antes de impuestos de 1710 millones de USD aumentaron 278 millones de USD o 20 % con respecto al año anterior, mientras que los ingresos operativos antes de impuestos de 683 millones de USD en Norteamérica aumentaron 56 millones de USD o 9 % con respecto al año anterior.
Secuencialmente, el margen operativo antes de impuestos se redujo en 80 puntos base (bps) a 21,1 % debido a efectos de estacionalidad y de fin de año. La dilución en el margen en el primer trimestre, que se debió a los efectos usuales de invierno estacionales y de fin de año, fue de 127 bps. El margen internacional se redujo ligeramente en 73 bps a 22,8 %, mientras que el margen de Norteamérica disminuyó 107 bps para terminar en 18,5 %.
El margen operativo antes de impuestos aumentó en 248 puntos base (bps) en forma interanual, al tiempo que el margen operativo antes de impuestos internacional se expandió en 286 bps; por su parte, el margen operativo antes de impuestos de Norteamérica se redujo en 53 bps. Medio Oriente y Asia tuvieron una mejora en el margen de 349 bps con respecto al año anterior para alcanzar un 26,3 %, Europa/ CEI/ África registró una mejora de 253 bps hasta alcanzar 20,3 % y América Latina aumentó 160 bps hasta 21,1 %. La ligera disminución en el margen de Norteamérica se debió principalmente a debilidad en el precio en tierra para las tecnologías de bombeo a presión de Servicios de Pozo y retrasos en perforación en alta mar en el Golfo de México de los EE. UU. La robusta expansión en el margen Internacional fue impulsada por la captación de nuevas tecnologías, el fuerte enfoque en la gestión de recursos y costo y la contribución continuada de aumento de margen de las actividades relacionadas con la integración.
Año a año por segmento, el margen operativo antes de impuestos del Grupo de Caracterización de Yacimientos se expandió 129 bps a 27,3 % debido a una mejora en las utilidades en Servicios de Prueba y Cable Eléctrico y un aumento en las ventas de software SIS mientras que el margen operativo antes de impuesto del Grupo de Perforación aumentó 249 bps a 20,3 % por una mayor integración de tecnología, márgenes más altos contabilizados por Perforación y Mediciones y una mejora en la rentabilidad en las actividades de proyecto de Gestión Integrada de Proyectos (Integrated Project Management, IPM). El margen operativo antes de impuestos del Grupo de Producción aumentó 313 bps a 17,9 % principalmente debido a eficiencias en costo y ventas de nueva tecnología en Servicios de Pozo y Terminaciones, aunque el efecto de esto se compensó parcialmente por precios de renegociación de contrato.
El rendimiento general de Schlumberger durante el primer trimestre estuvo marcado por varios puntos destacados de tecnología que estuvieron impulsados por la eficiencia, la confiabilidad y la integración de servicios.
En China, se implementaron tecnologías del Grupo Perforación para ConocoPhillips China con el objeto de mejorar la eficiencia en perforación y obtener mediciones de presión de yacimiento confiables en un pozo en altamar en el yacimiento petrolero Peng Lai 19-3 en la Bahía de Bohai. La combinación de tecnologías rotativas direccionables PowerDrive VorteX* y PowerDrive Xceed* de Mediciones y Perforación con el sistema de comunicación C-Link IMAG entregaron un control de trayectoria de pozo preciso, aumentaron la tasa de penetración (rate of penetration, ROP) y mejoraron la limpieza en el pozo. Además, se usó el sistema de fluido de alto rendimiento basado en agua M-I SWACO ULTRADRIL* para mejorar la estabilidad del esquisto y la ROP, lo que mejoró más la eficiencia general de perforación. Como resultado se alcanzaron ROPs récord para secciones de 12 1/4 pulgadas y 8 1/2 pulgadas, con una mejora general de 22 % con respecto al récord anterior. Asimismo, en la sección de 8 1/2 pulgadas, la tecnología de presión de formación durante la perforación, StethoScope*, aseguró mediciones de presión en tiempo real para predecir las tendencias en la presión del poro en el yacimiento. En general, esta combinación de tecnologías de Schlumberger entregó al cliente una evaluación de formación mejorada, ejecución de alta calidad con cero NPT y ahorros totales en AFE por cuatro días.
En México, Pemex ha adjudicado a Schlumberger tres contratos de proyectos integrados de varios años, valorados en su conjunto en más de 1900 millones de USD, lo que representa la mayor adjudicación combinada en la recientemente concluida megalicitación. Schlumberger es el único proveedor de servicio en asegurar un contrato en cada proyecto, incluida la actividad de proyecto integrado en curso en la Región Sur y las actividades continuas en la Región Norte de Pemex. La adjudicación se basó en las condiciones comerciales, Calidad, Salud, Seguridad y Medioambiente (QHSE) así como en el comprobado récord de tecnología de Schlumberger en México en los ambientes de pozo profundo complejos en el sur, junto con eficientes procesos de perforación y servicios asociados en proyectos anteriores. Adicionalmente, Schlumberger ha comenzado la ejecución de un contrato de cuatro años para servicios integrados en aguas profundas, aguas adentro en México, por un valor superior a los 240 millones de USD. El primer pozo en aguas profundas bajo este contrato se inició en marzo de 2014.
En Noruega, se adjudicó a Schlumberger un contrato por servicios de construcción de pozo integrado por parte de Det norske oljeselskap ASA para perforación de exploración y desarrollo del yacimiento Ivar Aasen en la zona norte del Mar del Norte, al oeste del yacimiento Johan Sverdrup. El contrato de cinco años, que cuenta con dos períodos opcionales de un año cada uno, incluye la entrega del conjunto completo de servicios de construcción de pozo, desde exploración hasta desarrollo. Esta adjudicación se fundamentó en la solución tecnológica completamente integrada ofrecida por Schlumberger en términos de rendimiento financiero y técnico, con el objetivo de entregar operaciones seguras y eficientes. Schlumberger asimismo formará parte integral del proceso de construcción de pozo, entregando servicios para un contrato que maximiza las ganancias potenciales derivadas de la innovación tecnológica, la confiabilidad y la eficiencia de proceso.
En altamar en Tailandia, Schlumberger condujo el primer levantamiento sismológico durante la perforación de la industria para Salamander Energy. La tecnología sísmica durante la perforación, seismicVISION*, de Perforación y Mediciones se usó en un levantamiento sísmico de recorrido superior para obtener información de velocidad en tiempo real e imágenes sísmicas. Se implementó una combinación de tecnologías sísmica integrada Cable Eléctrico Q-Borehole*, posicionamiento y navegación sísmica SWINGS* y fuente acústica WesternGeco TRISOR* con tiros remotos desde el equipo de perforación usando radiotecnología para disparar las pistolas y transmitir datos desde la fuente en el bote. Se empleó un total de 53 niveles sísmicos en tiempo real consecutivos para actualizar la conversión tiempo profundidad, permitiendo colocar la barrena de perforación en el mapa sísmico. Además, los datos de memoria proporcionaron más de 100 niveles sísmicos consecutivos para las imágenes sísmicas finales. Las tecnologías de Schlumberger entregaron eficiencia operacional y ayudaron al operador a reducir la incertidumbre durante la perforación, lo que facilitó la perforación exitosa del pozo en la profundidad total planificada.
En Rusia, PetroStim, una compañía de Schlumberger, condujo un servicio de generación de mapa de fracturas hidráulicas StimMAP* de Servicios Microsísmicos para una importante compañía petrolera rusa en Siberia Occidental. Se realizaron cuatro etapas de fracturación hidráulica en un pozo de tratamiento horizontal y se monitorearon desde un pozo de observación cercano empleando tecnología de generador de imágenes sísmicas versátiles, Cable Eléctrico VSI*, con sensores de fondo de 3 componentes. Las orientaciones del crecimiento de fractura se detectaron con claridad para todas las etapas, al margen de las reducidas tasas de bombeo y la permeabilidad de baja formación. En general, se detectaron más de 400 eventos microsísmicos con la confianza estadística requerida para una buena interpretación microsísmica, permitiendo al cliente reducir la incertidumbre en la planificación de perforación y desarrollo de yacimientos y ahorrando potencialmente en costos significativos.
Grupo de Caracterización de Yacimiento
Los ingresos del primer trimestre de 2850 millones de USD cayeron 14 % de manera secuencial, pero aumentaron 2 % con respecto al año anterior. Las caídas secuenciales correspondieron, esencialmente, a la reducción en las ventas de software de SIS y multiclientes de WesternGeco tras un sólido aumento de fin de año. El crecimiento en los ingresos con respecto al año anterior fue liderado por Servicios de Prueba y Cable Eléctrico impulsado por la exploración en altamar y por SIS en mayores ventas de software en todas las áreas Internacionales. Sin embargo, WesternGeco bajó en una menor utilización de la flota de buques y ventas multicliente reducidas.
El ingreso operativo antes de impuestos de 779 millones de USD fue 24 % inferior secuencialmente, pero aumentó 7 % con respecto al año anterior. El margen operativo antes de impuesto de 27,3 % disminuyó 384 bps secuencialmente debido a menores ventas estacionales de software de SIS y multiclientes de WesternGeco. El margen operativo antes de impuestos con respecto al año anterior se amplió 129 bps debido a la rentabilidad mejorada en Cable Eléctrico y aumento en las ventas de software de SIS.
Varios éxitos tecnológicos clave y la adjudicación de un nuevo contrato contribuyeron al rendimiento del Grupo de Caracterización de Yacimientos durante el primer trimestre.
En Noruega, Statoil Petroleum AS, actuando como operador en representación de un grupo de socios que comprende 33 compañías de petróleo y gas, ha adjudicado a WesternGeco un gran proyecto conjunto de procesamiento de datos y adquisición sísmica que consiste en tres levantamientos 3D que suman aproximadamente 8000 km2 en el Mar de Barents del sureste en la plataforma continental noruega (Norwegian continental shelf, NCS). Esta es la primera área nueva en la NCS que se abre desde 1994. El proyecto de multibuques usará tecnología de creación de imágenes y adquisición de banda ancha de incisión deslizante ObliQ*, que incluiría datos que se procesan a bordo de los buques.
En el Mar del Norte, BP ha adjudicado a WesternGeco un contrato de varios proyectos para la adquisición de cable sísmico marino en la temporada 2014-2015 del Mar del Norte, para incluir un levantamiento monitor 4D de 220 km2 con suboscilación sobre el yacimiento Tambar en Noruega, seguido de un levantamiento 3D de 1000 km2 al oeste de Shetlands. La suboscilación permite recopilar datos bajo obstrucciones, como son instalaciones de producción. Esta adjudicación sigue a un contrato anterior finalizado en 2013 y tiene una opción de extenderse al 2016.
Kuwait Gulf Oil Company (KGOC) y Saudi Arabian Chevron Inc. han adjudicado a WesternGeco un contrato por levantamiento sísmico 3D de 4612 km2 que cubre completamente toda la Zona de Partición (Partitioned Zone, PZ) en tierra firme, un área entre el Reino de Arabia Saudita y Kuwait operada por Wafra Joint Operations. Para el proyecto se usará un sistema sísmico continental receptor integrado UniQ* con más de 150 000 canales, lo que lo convierte en el segundo mayor levantamiento sísmico alguna vez realizado en lo que se refiere a número de canales.
En el sector del Reino Unido del Mar del Norte, Chevron ha adjudicado a WesternGeco un levantamiento de monitoreo 4D “Q-on-Q” sobre el yacimiento Alba, un complejo proyecto de adquisición que será adquirido por el Amazon Warrior usando tecnologías sísmica Q-Marine* y control de distribución dinámica DSC* para garantizar la repetibilidad del levantamiento. La adjudicación también incluye tres proyectos amplios de procesamiento de datos donde se efectuará el procesamiento 4D de cuatro recolecciones junto con una completa migración de profundidad pre apilado 3D de los datos de 2014. WesternGeco tiene un largo historial de trabajo con Chevron en el yacimiento Alba.
En Libia, se introdujeron las tecnologías de Cable eléctrico para WAHA OIL COMPANY para apoyar en la caracterización del principal yacimiento de arenisca nubia. La herramienta de registro CMR-Plus* ayudó a solucionar la carga de baja resistividad sobre el yacimiento principal mientras que la caracterización de fluido CMR MRF* indicó que el yacimiento tenía humedad de petróleo, lo que tendría impacto sobre los planes de desarrollo futuro. La sonda de espectroscopia de captura elemental ECS* cuantificó la estimación de porosidad y mineralogía de los volúmenes de calcita y arcilla. La combinación de tecnologías de microcreador de imágenes con base de petróleo OBMI* y creador de imágenes ultrasónicas de pozo UBI* permitieron a WAHA efectuar una interpretación geológica completa con un ahorro de más de 10 horas de tiempo de equipo de perforación. La anisotropía de corte de alta fidelidad de la plataforma de barrido acústico Sonic Scanner* combinada con imágenes UBI y OBMI de alta resolución proporcionaron caracterización con estrés de fractura del yacimiento fracturado impermeable.
En Kurdistán, se implementó la tecnología de Sonda radial 3D Saturn* de Cable eléctrico para OMV para obtener muestras de petróleo de alta calidad en un pozo de exploración vertical en el yacimiento BinaBawi. La mayor área de flujo que ofrece el diseño de sonda elíptica Saturn conllevó mejoras en la eficiencia operacional con la adquisición de cuatro muestras de fluido en dos intervalos diferentes, incluido un perfil de identificación de fluido, y permitió al cliente ahorrar hasta 50 % en el tiempo de muestreo de fluido con métodos de muestreo convencionales.
En Trinidad y Tobago, se implementó la tecnología de comprobador de la dinámica de formación MDT* de Cable eléctrico con elementos empacadores dobles en un pozo de Centrica Energy para obtener datos de permeabilidad confiables. La “miniprueba de producción con tubería de perforación” cubrió cuatro intervalos y se efectuó en una sola corrida de registro que permitió al cliente ahorrar aproximadamente siete días de tiempo de equipo de perforación en comparación con una prueba de pozo convencional. Además, se usó la combinación de tecnologías de inducción triaxial Rt Scanner*, barrido acústico Sonic Scanner, dispersión dieléctrica de multifrecuencia Dielectric Scanner* y microcreador de imágenes con base de petróleo OBMI para caracterizar el yacimiento.
En Kazajistán, se usó una herramienta de cable eléctrico integrada Cable Eléctrico Platform Express* para Altius Petroleum International B.V. para adquirir registros en pozos superficiales en el yacimiento continental Akzhar. La selección de Schlumberger como el único proveedor de servicio para servicios de adquisición de registro de pozo sin entubar y de interpretación permitió a Altius Petroleum International permanecer dentro de presupuesto con 38 pozos y disminuir el tiempo de respuesta para la entrega de información en 50 %. Como resultado de esta información oportuna, el cliente pudo evitar costos innecesarios asociados con la preparación de la tubería de revestimiento y la cementación de pozo.
La Corporación Nacional de Petróleo de Kenia (The National Oil Corporation of Kenya, National Oil) ha firmado un acuerdo de colaboración con Schlumberger para un levantamiento sísmico multicliente de desplazamiento largo 2D de 9500 km, que cubre una amplia zona de aguas profundas en altamar de Kenya. El acuerdo usa las tecnologías del Grupo de Caracterización de Yacimientos de Schlumberger para adquirir, procesar e interpretar datos en colaboración con National Oil, para proporcionar transferencia de conocimiento y ayudar a desarrollar al personal técnico. El levantamiento será adquirido usando tecnologías de incisión deslizante ObliQ y cable sísmico marino Q-Marine Solid*. Schlumberger PetroTechnical Services usarán software de procesamiento de datos sísmicos Omega* para la generación de imágenes y procesamiento, y la plataforma de Petrel* E&P de SIS para interpretación y modelamiento geológico. El acuerdo también incluye servicios de soporte para mejorar la gestión de datos integrados y la infraestructura de los sistemas de información de National Oil.
En India, se ejecutaron los sistemas de registro de producción de pozo Cable Eléctrico Flow Scanner* y de tractor de cable eléctrico de fondo MaxTRAC* para Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC), para adquirir información de perfil de producción en un desafiante pozo horizontal de alta temperatura en el campo de yacimientos en alta mar Mumbai High South. El tractor MaxTRAC llevó exitosamente la herramienta Flow Scanner a una profundidad total sobre un intervalo de producción que contenía una finalización inteligente. Las mediciones confiables de la tasa de producción de fondo permitieron al cliente tomar decisiones de desarrollo de yacimiento críticas.
Grupo de Perforación
Los ingresos del primer trimestre de 4330 millones de USD cayeron 2 % de manera secuencial, pero aumentaron 7 % con respecto al año anterior. Los ingresos disminuyeron secuencialmente debido a una reducción en las ventas de productos M-I SWACO luego de una alza sólida de fin de año en 2013. Año a año, los ingresos aumentaron en 269 millones de USD, liderados por un sólido crecimiento en tecnologías de Perforación y Mediciones con el fortalecimiento en las actividades de perforación en Arabia Saudita, Irak, Noruega, China, Australia y la región del Sureste asiático.
El ingreso operativo antes de impuestos de 881 millones de USD fue secuencialmente plano, pero aumentó 22 % con respecto al año anterior. El margen operativo antes de impuestos de 20,3 % aumentó 51 bps secuencialmente como resultado de mejores precios de una combinación de mayor tecnología para los servicios de Perforación y Mediciones, principalmente en el Medio Oriente y el área de Asia, así como de mayor rentabilidad en los proyectos de IPM. Año a año, el margen operativo antes de impuestos se amplió 249 bps gracias a una mayor integración de tecnología, mejores márgenes en Perforación y Mediciones y rentabilidad mejorada en las actividades de proyecto de IPM.
El rendimiento del primer trimestre estuvo marcado por la integración de tecnología y eficiencia de servicios en todas las líneas de producto del Grupo de Perforación.
En China, las tecnologías de Perforación y Mediciones establecieron récord de perforación de pozos para Shell en el proyecto de gas de esquisto en la provincia de Sichuan. La tecnología de sistema rotativo direccionable de alto espesor PowerDrive Archer* probaron su confiabilidad con un récord de 309 horas de operación continua, ayudando a superar echados de alta formación durante la colocación de un desafiante pozo horizontal. Además, el servicio de resistividad y generación de imágenes durante la perforación MicroScope* entregó información de imágenes de alta calidad para una sección de yacimiento récord de 2043 metros. En otro pozo, el sistema rotativo direccionable PowerDrive vorteX rompió el récord de encuellador de perforación para el yacimiento y entregó una mejora general de 92 % en el rendimiento de perforación en comparación con pozos vecinos. Como resultado, las tecnologías de Perforación y Mediciones hasta ahora han entregado un pozo en el principal cuartil y cuatros pozos que son los mejores en su clase, en base a la entrega de servicio y ahorros en costos para el cliente.
Asimismo en China, las tecnologías de Perforación y Mediciones se implementaron para CNOOC Panyu Operating Company para perforar pozos horizontales en el maduro yacimiento Panyu que tiene un corte de agua promedio en yacimiento de 91 %. Una combinación de tecnologías de sistemas rotativo direccionable de alto espesor PowerDrive Archer, rotativo direccionable PowerDrive Xceed, generación de mapas de límite de lecho PeriScope*, registro de multifunciones durante la perforación EcoScope†* y de neutrones de densidad de azimut adnVISION* entregadas aumentaron la eficiencia de perforación y permitieron situar los pozos en la posición óptima para drenar el hidrocarburo restante. Esta combinación de tecnologías perforó con éxito un total de 25 pozos horizontales y ayudó a revertir la tendencia en declive de la producción del yacimiento, lo que resultó en una producción de petróleo 68 % más alta en comparación con el plan inicial y un incremento de petróleo de 45 % acumulado con respecto a las proyecciones.
En Rusia, se usaron tecnologías de Perforación y Mediciones para VSNK-Rosneft Oil Company para perforar un desafiante pozo horizontal en el no convencional yacimiento Yurubcheno-Tohomskoe en el este de Siberia. La combinación de tecnologías de medición integrada durante la perforación ImPulse*, neutrones con densidad de azimut adnVISION azimuthal y sónico multipolo durante la perforación SonicScope* proporcionaron las mediciones de calidad necesarias para la caracterización de fractura de formación. Además, las tecnologías de registro durante la perforación de Schlumberger proporcionaron mejoras en la eficiencia que permitieron al cliente ahorrar tres días de tiempo de equipo de perforación y los costos asociados.
En Egipto, la tecnología de elemento de diamante cónico Stinger* de Schlumberger ayudó a BAPETCO, una empresa conjunta entre Shell y Egyptian General Petroleum Cooperation, a lograr un rendimiento de perforación en el principal cuartil en los pozos del yacimiento Obayed. En la sección de 8 1/2 pulgadas del primer pozo, barrenos Smith compactos de diamantes policristalinos (polycrystalline diamond compact, PDC) adaptados con tecnología Stinger aumentaron el ROP en más de 30 % en comparación con los mejores pozos vecinos en el yacimiento. En la sección de 8 1/2 pulgadas del segundo pozo, ROP usando tecnología Stinger coincidió con el pozo de mejor rendimiento en el yacimiento y la sección se perforó a una profundidad total, reemplazando dos barrenos convencionales y aumentando la distancia de perforación en 45 %. La combinación de tecnología Stinger e hidráulica validada por dinámica de fluido computacional también entregó nuevos récord de perforación para las pasadas más largas y rápidas en el yacimiento Obayed.
En los EE. UU. continentales, las tecnologías del Grupo de Perforación de Schlumberger permitieron a Cimarex Energy Co. alcanzar tiempos de perforación récord en los pozos de la Cuenca del Delaware. La tecnología de sistema rotativo direccionable de alto espesor PowerDrive Archer de Perforación y Mediciones, con un barreno Smith PDC adaptado resistente a la abrasión y tecnología de viscosificador M-I SWACO DUO-VIS*, perforaron un pozo récord en el segundo intervalo de arenas Second Bone Spring en apenas ocho días, o dos días y medio menos que el mejor pozo anterior y cuatro días menos que la media de la zona. Esta combinación de tecnología resultó en ahorros de 170 000 USD con respecto al mejor pozo anterior y de 260 000 USD sobre la media de la zona.
Asimismo en los EE. UU. continentales, la tecnología de barrenos Smith permitió a LINN Energy LLC reducir el número promedio de barrenos usados para perforar secciones laterales en los pozos de la cuenca del Anadarko Basin. Un barreno Smith PDC adaptado de seis aspas con tecnología de cortadora ONYX 360* perforó todo un intervalo de 8 3/4 pulgadas sin dañar de manera irreparable un barreno por primera vez en esta formación. Como resultado de la tecnología de cortadora ONYX 360, los laterales se perforaron de manera eficiente con un tiempo de equipo de perforación aproximado y ahorros en el costo de barreno de más de 85 000 USD por pozo.
En otras partes en los EE. UU. continentales, los barrenos PDC de alta resistencia a la abrasión SHARC* de Schlumberger ayudaron a Murex Petroleum Corporation a alcanzar rendimiento de perforación récord en un pozo en la cuenca del Williston. La tecnología de barreno SHARC en combinación con otro barreno Smith PDC, perforaron un pozo desde el entubamiento de superficie a una profundidad total de 18 835 pies usando solamente tres barrenos, uno por sección: vertical, curva y lateral. Además, la tasa de penetración promedio fue 15 % más rápida que el mejor pozo vecino en el yacimiento, lo que resultó en ahorros en costo de pozo de 100 000 USD.
En los EE. UU. continentales, M-I SWACO implementó la tecnología mejorada químicamente RHE-USE* para que Noble Energy eliminara sólidos de baja gravedad de fluidos de perforación no acuosos usados para perforar pozos en la cuenca del Noreste. Como resultado de usar la tecnología RHE-USE, el cliente redujo el uso de bario y petróleo base, eliminó equipo de transferencia de sólidos de perforación y redujo los costos de transporte y lodo, lo que resultó en ahorros totales por 200 000 USD en comparación con pilas convencionales de fluido de control de sólidos.
En el Golfo de México de los EE. UU., Servicios de Pozo introdujo el sistema de eliminación de lodo con base de petróleo de microemulsión estable MudSCRUB-SX* en un pozo de aguas profundas para un importante cliente en altamar en Louisiana. Las aplicaciones del sistema MudSCRUB-SX incluyeron la colocación de un tapón en el entubamiento de 20 pulgadas del pozo y un descanso de tapón durante una operación inyección forzada de zapata de 16 pulgadas para aislar una formación de destaconado débil. La combinación de la formulación patentada del sistema MudSCRUB-SX y el software de colocación de tapones de Servicios de Pozo resultaron en una excelente limpieza de pozo y reducción en contaminación de fluido. Este óptimo rendimiento de lechada permitió al cliente ahorrar en costos y tiempo asociados con aditivos adicionales y varias etapas de bombeo usadas típicamente en los tratamientos convencionales de eliminación de lodo, así como el tiempo de restauración potencial asociado con las operaciones de cementación subsiguientes.
En Polonia, se utilizó la tecnología del sistema rotativo direccionable de alto espesor PowerDrive Archer de Perforación y Mediciones para BNK Petroleum en el pozo horizontal Gapowo B-1 para perforar esquisto sobrepresurizados del siluriano inferior y ordoviciense. La tecnología PowerDrive Archer permitió aterrizar el pozo según lo previsto, superando desafíos enfrentados por los métodos de perforación convencionales para alcanzar las tasas de acumulación necesarias. En el mismo pozo, se implementó el sistema rotativo direccionable PowerDrive X6* para perforar la sección más larga a la fecha, en una sola pasada, en un pozo de gas de esquisto en Polonia. Además, las imágenes de rayos gama en tiempo real provenientes del servicio de generación de imágenes durante la perforación geoVISION* confirmaron la estructura de formación en la sección lateral, que permitió al pozo ser dirigido y mantenido dentro de las zonas objetivo para maximizar el contacto con el yacimiento de esquisto.
Grupo de Producción
Los ingresos del primer trimestre de 4120 millones de USD cayeron 2 % de manera secuencial, pero aumentaron 10 % con respecto al año anterior. Las reducciones secuenciales se debieron esencialmente a las menores ventas de productos de Terminaciones y Elevación Artificial tras sus elevadas ventas a fin de año. Las tecnologías de bombeo a presión de Servicios de Pozo fueron más altas debido a una mayor intensidad de servicio en los EE. UU. continentales a pesar de la interrupción por el severo invierno y precios de renegociación de contrato. Los ingresos en los Servicios de Pozo fueron también más altos debido a actividades durante el momento más alto de invierno en Canadá occidental.
Año a año, los ingresos aumentaron en 357 millones de USD liderados por el crecimiento de doble dígito en las tecnologías de bombeo a presión de Servicios de Pozo en Norteamérica continental. Los ingresos de SPM aumentaron en más del 50 % a medida que los proyectos en Latinoamérica continuaron avanzando por delante de los planes de trabajo.
El ingreso operativo antes de impuestos de 737 millones de USD fue 1 % mayor de manera secuencial, y aumentó un 33 % con respecto al año anterior. El margen operativo antes de impuesto de 17,9 % aumentó 60 bps secuencialmente en rentabilidad mejorada para tecnologías de Servicios de Pozo e Intervención de Pozo, tanto en Norteamérica y en las áreas Internacionales. Esta mejora se debió a actividades punta en el invierno en Canadá occidental así como a eficiencias operacionales en los EE. UU. continentales, aunque hubo aminoración por la continua debilidad en los precios en los EE. UU. continentales.
Año a año, el margen operativo antes de impuestos se expandió 313 bps principalmente a partir de eficiencias en costo mejoradas y ventas de nueva tecnología en Servicios de Pozo y Terminaciones, aunque el efecto de esto se compensó parcialmente por precios de renegociación de contrato.
Varios puntos destacados en innovación de tecnología, integración, eficiencia de proceso y confiabilidad en todo el Grupo de Producción marcaron el primer trimestre.
En Texas occidental, se usó una combinación de tecnologías de Schlumberger para Clayton Williams para optimizar la estimulación de pozos en su objetivo de esquisto Upper Wolfcamp. El software de diseño de estimulación céntrica de yacimiento Mangrove* de Servicios de Pozo usando servicios de registro ThruBit* de Cable eléctrico incluidos rayos gama espectrales, permitieron un punto máximo de tasas de producción de 30 días en los nuevos pozos para aumentar en más del 100 % en comparación con los pozos completados previamente en la extensión productiva. Clayton Williams atribuye la mejora en producción al flujo de trabajo de Mangrove junto con los datos de registro de pozo sin entubar de alta calidad obtenidos en los laterales.
En China, la tecnología de fracturación de canal de flujo HiWAY* de Servicios de Pozo se usó para PetroChina Changqing Oil Company en dos pozos piloto verticales en el yacimiento de gas Sulige en la cuenca del Ordos. Históricamente, los pozos perforados en yacimientos subpresurizados e impermeables han entregado solamente producción marginal. Como resultado del tratamiento HiWAY, la producción inicial de cada pozo superó la producción promedio de los pozos verticales vecinos por un factor de tres y medio veces, fue equivalente a la producción promedio de los pozos horizontales vecinos. Esta aplicación de la tecnología HiWAY proporcionó al cliente los ahorros asociados con uso reducido de agente de apuntalamiento y agua junto con una mayor viabilidad de objetivos marginales no posible con tratamientos convencionales de fracturación.
En China, se usó la tecnología de fluido de desviación cargado con fibra StimMORE* de Servicios de Pozo para CNPC Tarim Oilfield Company en la fracturación hidráulica de pozos impermeables a gas de alta presión extrema y alta temperatura en el yacimiento Kuche en la cuenca del Tarim. Un enfoque integrado, que comprende el entendimiento del yacimiento, combinado con el uso de la tecnología de desviación StimMORE, ayudó a maximizar el contacto del área superficial de la fractura hidráulica con el yacimiento y el pozo. En total, se han tratado ocho pozos exitosamente con la tecnología StimMORE y las tasas de producción de pozo promedio posteriores al trabajo fueron 60 % más altas que el promedio de los pozos vecinos estimulados con métodos convencionales en el mismo yacimiento.
En Kazajistán, Servicios de Pozo completó la primera campaña de estimulación en diez etapas para Karachaganak Petroleum Operating B.V. en un pozo horizontal en el yacimiento Karachaganak. La operación incluyó cinco tratamientos de acidificación de matriz y cinco tratamientos de fracturación con ácido en un carbonato fracturado naturalmente y se ejecutó en 28 días, que es más de dos veces más rápido que en campañas anteriores en pozos similares en el mismo yacimiento. Además, la limpieza posterior a la estimulación y el retroceso de flujo de pozo indicaron que era el productor del primer cuartil en el yacimiento entre un total de 90 pozos en producción.
En el Golfo de México de los EE. UU., Intervención de Pozo implementó servicios cable no eléctrico (slickline) digital LIVE* para Walter Oil & Gas en una operación de refinalización y aislamiento zonal sin equipos de perforación. Los servicios LIVE combinados con capacidades de perforación y correlación en tiempo real con una solución de menor huella, liviana y eficiente, para ejecutar una intervención exitosa dentro de las limitaciones del espacio de cubierta y grúa de la plataforma.
También en el Golfo de México de los EE. UU., se incorporó la tecnología de circulación perdida PressureNET* de Servicios de Pozo por primera vez en un fluido espaciador densificado y bombeado delante de un sistema de cemento que contiene la tecnología de fibra avanzada CemNET* para controlar pérdidas mientras se coloca una tubería de revestimiento corta para producción en un pozo. Esta combinación de tecnologías de Servicios de Pozo proporcionó cobertura de cemento confiable en todas las zonas críticas y evitó un monto potencial de 2,7 millones de USD en trabajo de restauración para el cliente en aguas profundas.
En Australia, Terminaciones de Schlumberger ha recibido en adjudicación de INPEX un contrato por un valor de 40 millones de USD. El contrato cubre las terminaciones superior e intermedia para los primeros 20 pozos en la Fase I del próximo desarrollo Ichthys. El alcance del proyecto incluye pozos de gas de alta producción que requieren terminaciones de gran diámetro interior y aleación fina de tecnología de punta.
En Brasil, Elevaciones Artificiales de Schlumberger ha recibido en adjudicación un contrato basado en desempeño por un valor aproximado de 50 millones de USD por parte de Petrobras para suministrar, instalar y monitorear sistemas de bombas eléctricas sumergibles en seis pozos submarinos en el yacimiento en altamar Parque Das Baleias. El contrato a cinco años se fundamentó en la trayectoria comprobada de Schlumberger en la entrega de tecnología de bombas eléctricas sumergibles de alta confiabilidad REDA Maximus* en los desafiantes ambientes de aguas profundas aguas ultraprofundas de Brasil.
Tablas Financieras
| Estado Financiero Consolidado Condensado de Ingresos | |||||||||||
| (Indicado en millones, excepto los importes de acciones) | |||||||||||
| Tres Meses | |||||||||||
| Períodos cerrados al 31 de marzo de | 2014 | 2013 | |||||||||
| Ingresos | $ | 11 239 | $ | 10 570 | |||||||
| Intereses y otros ingresos, neto | 76 | 33 | |||||||||
| Gastos | |||||||||||
| Costo de los ingresos | 8745 | 8409 | |||||||||
| Investigación e ingeniería | 284 | 292 | |||||||||
| Generales y administrativos | 106 | 95 | |||||||||
| Ajustes de valor y otros(1) | - | 92 | |||||||||
| Intereses | 103 | 98 | |||||||||
| Ingreso antes de impuestos | 2077 | 1617 | |||||||||
| Impuestos sobre ingresos(1) | 469 | 406 | |||||||||
| Ingresos de operaciones en curso | 1608 | 1211 | |||||||||
| Ingresos de operaciones discontinuadas | - | 56 | |||||||||
| Ingresos netos | 1608 | 1267 | |||||||||
| Ingreso neto atribuible a participaciones no controladas | 16 | 8 | |||||||||
| Ingreso neto atribuible a Schlumberger | $ | 1592 | $ | 1259 | |||||||
| Importes de Schlumberger atribuibles a: | |||||||||||
| Ingresos de operaciones continuadas(1) | $ | 1592 | $ | 1203 | |||||||
| Ingresos de operaciones discontinuadas | - | 56 | |||||||||
| Ingresos netos | $ | 1592 | $ | 1259 | |||||||
| Ganancias diluidas por acción de Schlumberger | |||||||||||
| Ingresos de operaciones continuadas(1) | $ | 1,21 | $ | 0,90 | |||||||
| Ingresos de operaciones discontinuadas | - | 0,04 | |||||||||
| Ingresos netos | $ | 1,21 | $ | 0,94 | |||||||
| Promedio de acciones circulantes | 1306 | 1330 | |||||||||
| Promedio de acciones circulantes asumiendo la dilución | 1318 | 1340 | |||||||||
| Depreciación y amortización incluidas en los gastos(2) | $ | 932 | $ | 896 | |||||||
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(1) Consulte la página 13 para ver detalles de cargos y créditos. |
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|
(2) Se incluyen los costos de datos sísmicos multiclientes |
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| Balance Consolidado Condensado | |||||||||||
| (Indicado en millones) | |||||||||||
| 31 de marzo | 31 de diciembre | ||||||||||
| Activos | 2014 | 2013 | |||||||||
| Activos corrientes | |||||||||||
| Efectivo e inversiones a corto plazo | $ | 7078 | $ | 8370 | |||||||
| Cuentas por cobrar | 11 680 | 11 497 | |||||||||
| Otros activos corrientes | 6595 | 6358 | |||||||||
| 25 353 | 26 225 | ||||||||||
| Inversiones de ingresos fijos, mantenidas hasta el vencimiento | 358 | 363 | |||||||||
| Activos fijos | 15 114 | 15 096 | |||||||||
| Datos sísmicos multiclientes | 696 | 667 | |||||||||
| Fondo de comercio | 14 832 | 14 706 | |||||||||
| Otros activos intangibles | 4713 | 4709 | |||||||||
| Otros activos | 5651 | 5334 | |||||||||
| $ | 66 717 | $ | 67 100 | ||||||||
| Pasivos y capital | |||||||||||
| Pasivos corrientes | |||||||||||
| Cuentas por pagar y pasivos acumulados | $ | 8272 | $ | 8837 | |||||||
| Pasivo estimado para el impuesto sobre el ingreso | 1731 | 1490 | |||||||||
| Préstamos a corto plazo y porción corriente | |||||||||||
| de la deuda a largo plazo | 1369 | 2783 | |||||||||
| Dividendos por pagar | 527 | 415 | |||||||||
| 11 899 | 13 525 | ||||||||||
| Deuda a largo plazo | 11 120 | 10 393 | |||||||||
| Beneficios posteriores a la jubilación | 663 | 670 | |||||||||
| Impuestos diferidos | 1708 | 1708 | |||||||||
| Otros pasivos | 1147 | 1169 | |||||||||
| 26 537 | 27 465 | ||||||||||
| Capital | 40 180 | 39 635 | |||||||||
| $ | 66 717 | $ | 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 del primer trimestre figuran a continuación:
| (Indicado en millones) | ||||||||||||||
| Tres Meses | 2014 | |||||||||||||
| Deuda neta, 1.º de enero de 2014 |
$ |
(4443 |
) |
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| Ingresos de operaciones en curso | 1592 | |||||||||||||
| Depreciación y amortización | 932 | |||||||||||||
| Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | 86 | |||||||||||||
| Gastos de compensación basados en acciones | 77 | |||||||||||||
| Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | (72 | ) | ||||||||||||
| Aumento del capital de trabajo | (870 | ) | ||||||||||||
| Gastos de capital | (864 | ) | ||||||||||||
| Datos sísmicos multiclientes capitalizados | (82 | ) | ||||||||||||
| Dividendos pagados | (410 | ) | ||||||||||||
| Beneficios de los planes de acciones de empleados | 280 | |||||||||||||
| Programa de recompra de acciones | (899 | ) | ||||||||||||
| Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo y deuda adquirida | (239 | ) | ||||||||||||
| Otros | (121 | ) | ||||||||||||
| Efecto del tipo de cambio sobre la deuda neta | (20 | ) | ||||||||||||
| Deuda neta, 31 de marzo de 2014 |
$ |
(5053 |
) |
|||||||||||
| 31 de marzo | 31 de diciembre | |||||||||||||
| Componentes de la Deuda Neta | 2014 | 2013 | ||||||||||||
| Efectivo e inversiones a corto plazo | $ | 7078 | $ | 8370 | ||||||||||
| Inversiones de ingresos fijos, mantenidas hasta el vencimiento | 358 | 363 | ||||||||||||
| Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo | (1369 | ) | (2783 | ) | ||||||||||
| Deuda a largo plazo | (11 120 | ) | (10 393 | ) | ||||||||||
|
$ |
(5053 |
) |
$ | (4443 | ) | |||||||||
Cargos y Créditos
Además de los resultados financieros determinados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en los EE. UU., este comunicado de prensa del primer 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) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Cuarto trimestre de 2013 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Intereses | EPS | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuestos | No cont. | Neto | diluidos | Clasificación del Estado de Resultados | ||||||||||||||||||||||||||||
| Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| según lo informado | $ | 2170 | $ | 487 | $ | 19 | $ | 1664 | $ | 1,26 | |||||||||||||||||||||||
| Provisión de cuentas por cobrar | 152 | 30 | - | 122 | 0,09 | Costo de los ingresos | |||||||||||||||||||||||||||
| Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| sin incluir cargos y créditos | $ | 2322 | $ | 517 | $ | 19 | $ | 1786 | $ | 1,35 | |||||||||||||||||||||||
| Primer trimestre de 2013 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Intereses | EPS | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuestos | No cont. | Neto | diluidos | Clasificación del Estado de Resultados | ||||||||||||||||||||||||||||
| Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| según lo informado | $ | 1618 | $ | 406 | $ | 9 | $ | 1203 | $ | 0,90 | |||||||||||||||||||||||
| Pérdida por devaluación de la moneda en Venezuela | 92 | - | - | 92 | 0,07 | Ajustes de valor y otros | |||||||||||||||||||||||||||
| Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| sin incluir cargos y créditos | $ | 1710 | $ | 406 | $ | 9 | $ | 1295 | $ | 0,97 | |||||||||||||||||||||||
No hubo cargos ni créditos en el primer trimestre de 2014.
| Grupos de Producto | ||||||||||||||||||||||||||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Período de tres meses finalizado el | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 31 de marzo de 2014 | 31 de diciembre de 2013 | 31 de marzo de 2013 | ||||||||||||||||||||||||||||
| Ingresos |
Ingreso |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|||||||||||||||||||||||||
| Servicios en Yacimientos Petroleros | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Caracterización de yacimientos | $ | 2852 | $ | 779 | $ | 3306 | $ | 1031 | $ | 2801 | $ | 729 | ||||||||||||||||||
| Perforación | 4331 | 881 | 4440 | 880 | 4062 | 725 | ||||||||||||||||||||||||
| Producción | 4116 | 737 | 4219 | 730 | 3759 | 555 | ||||||||||||||||||||||||
| Eliminaciones y otros | (60 | ) | (29 | ) | (59 | ) | (37 | ) | (52 | ) | (44 | ) | ||||||||||||||||||
| 11 239 | 2368 | 11 906 | 2604 | 10 570 | 1965 | |||||||||||||||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (201 | ) | - | (197 | ) | - | (169 | ) | |||||||||||||||||||||
| Ingreso por intereses(1) | - | 7 | - | 7 | - | 6 | ||||||||||||||||||||||||
| Gastos por intereses(1) | - | (97 | ) | - | (92 | ) | - | (93 | ) | |||||||||||||||||||||
| Cargos y créditos | - | - | - | (152 | ) | - | (92 | ) | ||||||||||||||||||||||
| $ | 11 239 | $ | 2077 | $ | 11 906 | $ | 2170 | $ | 10 570 | $ | 1617 | |||||||||||||||||||
| Áreas geográficas | ||||||||||||||||||||||||||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Período de tres meses finalizado el | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 31 de marzo de 2014 | 31 de diciembre de 2013 | 31 de marzo de 2013 | ||||||||||||||||||||||||||||
| Ingresos |
Ingreso |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|||||||||||||||||||||||||
| Servicios en Yacimientos Petroleros | ||||||||||||||||||||||||||||||
| América del Norte | $ | 3684 | $ | 683 | $ | 3649 | $ | 716 | $ | 3290 | $ | 627 | ||||||||||||||||||
| América Latina | 1758 | 371 | 2003 | 425 | 1904 | 371 | ||||||||||||||||||||||||
| Europa/CEI/África | 2881 | 585 | 3225 | 726 | 2863 | 509 | ||||||||||||||||||||||||
| Medio Oriente y Asia | 2845 | 749 | 2923 | 766 | 2394 | 547 | ||||||||||||||||||||||||
| Eliminaciones y otros | 71 | (20 | ) | 106 | (29 | ) | 119 | (89 | ) | |||||||||||||||||||||
| 11 239 | 2368 | 11 906 | 2604 | 10 570 | 1965 | |||||||||||||||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (201 | ) | - | (197 | ) | - | (169 | ) | |||||||||||||||||||||
| Ingreso por intereses(1) | - | 7 | - | 7 | - | 6 | ||||||||||||||||||||||||
| Gastos por intereses(1) | - | (97 | ) | - | (92 | ) | - | (93 | ) | |||||||||||||||||||||
| Cargos y créditos | - | - | - | (152 | ) | - | (92 | ) | ||||||||||||||||||||||
| $ | 11 239 | $ | 2077 | $ | 11 906 | $ | 2170 | $ | 10 570 | $ | 1617 | |||||||||||||||||||
|
(1) No incluye intereses considerados en los resultados de los grupos de producto y áreas geográficas. |
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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 123 000 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 y en La Haya, y reportó 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 ofrecerá una llamada en conferencia para analizar los anuncios anteriores y el panorama comercial el jueves 17 de abril de 2014. La llamada está programada para comenzar a las 7:00 a. m. hora central de EE. UU. (CT), 8:00 a. m. hora del este (ET), 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 +1-800-269-9609 dentro de EE. UU. o al +1-612-332-0923 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 mayo 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 316978.
La llamada en conferencia se transmitirá por la web, simultáneamente, en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio solamente. Conéctese 15 minutos antes del horario indicado para probar su navegador y registrarse para la llamada. En el mismo sitio web se dispondrá también de la reproducción del webcast.
Puede encontrar información complementaria en forma de un documento de preguntas y respuestas sobre este comunicado de prensa e información financiera en www.slb.com/ir.
El texto original en el idioma fuente de este comunicado es la versión oficial autorizada. Las traducciones solo se suministran como adaptación y deben cotejarse con el texto en el idioma fuente, que es la única versión del texto que tendrá un efecto legal.
Schlumberger Limited
Simon Farrant, Vicepresidente de Relaciones con los Inversores
Joy V. Domingo, Gerente de Relaciones con los Inversores
Oficina + 1 (713) 375-3535
[email protected]
