Schlumberger Anuncia los Resultados del Segundo Trimestre de 2014

Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy ingresos por 12 050 millones de USD para el segundo trimestre de 2014 en comparación con 11 240 millones de USD en el primer trimestre de 2014, y 11 180 millones de USD en el segundo trimestre de 2013. Los ingresos del segundo trimestre aumentaron un 7 % en forma secuencial y se incrementaron un 8 % con respecto al año anterior, y los ingresos del Área Internacional de 8090 millones de USD aumentaron 604 millones de USD, o un 8 % en forma secuencial, mientras que los ingresos del Área de América del Norte de 3890 millones de USD aumentaron 205 millones de USD, o un 6 % en forma secuencial.

Los ingresos de las operaciones continuas atribuibles a Schlumberger, sin incluir cargos y créditos, fueron de 1800 millones de USD, lo que representa un aumento del 13 % secuencialmente y un aumento del 17 % con respecto al año anterior. Las ganancias diluidas por acción de las operaciones continuas, sin incluir los cargos y créditos, fueron de 1,37 USD en comparación con 1,21 USD en el trimestre anterior, y 1,15 USD en el segundo trimestre de 2013.

Los ingresos operativos antes de impuestos en el segundo trimestre alcanzaron los 2620 millones de USD, aumentaron un 11 % secuencialmente y un 15 % con respecto al año anterior. En todo el mundo, los ingresos operativos antes de impuestos de 1940 millones de USD aumentaron un 14 % secuencialmente, mientras que los ingresos operativos antes de impuestos para América del Norte, de 700 millones de USD, aumentaron un 3 % secuencialmente.

El margen operativo antes de impuestos en el segundo trimestre fue del 21,7 %, lo que refleja un 39 % de márgenes operativos incrementales con respecto al año anterior. El margen operativo internacional antes de impuestos fue del 24,0 % mientras que el margen operativo antes de impuestos de América del Norte fue del 18,0 %.

El Director Ejecutivo de Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentó: “Los buenos resultados del segundo trimestre de Schlumberger fueron impulsados por una actividad significativamente mayor, tanto en alta mar como en los principales mercados terrestres. El crecimiento fue más rápido a nivel internacional porque hubo una recuperación de la actividad en una serie de regiones, pero América del Norte también fue considerablemente superior con resistencia en alta mar y un progreso muy sólido en tierra, a pesar del receso de la primavera canadiense. Todas las Áreas y Grupos registraron un crecimiento, apoyado por la fuerza de nuestra ejecución y la penetración de nuestra nueva tecnología.

Los resultados geográficos fueron liderados por Europa/CEI/África donde Rusia se recuperó notablemente de los efectos del duro invierno y donde Noruega se benefició de un comienzo activo de la temporada sísmica de verano. En Oriente Medio y Asia, el mayor crecimiento de los principales mercados en Arabia Saudita y Australia se vio amplificado por la mayor actividad (tanto sísmica como de perforación) en el geomercado* de Emiratos Árabes Unidos como también las crecientes operaciones sísmicas en Qatar. En América del Norte, el crecimiento de dos dígitos en la zona continental de los EE. UU. por el recuento superior de plataformas petroleras, mayor eficiencia y mejoras de participación en el mercado superó ampliamente los efectos de lo que se comprobó que fue un rápido receso de primavera en Canadá, mientras que la actividad de alta mar en el Golfo de México de los EE. UU. se recuperó cuando las plataformas petroleras volvieron a la perforación. América Latina se benefició con el gran crecimiento de Argentina, Colombia y Venezuela pero los resultados generales se vieron afectados por la menor actividad en México, mientras que los ingresos del geomercado de Brasil fueron secuencialmente estables.

El crecimiento impulsado por tecnología fue mayor para los productos y servicios del Grupo de Caracterización de Yacimientos al aumentar la demanda de servicios de Cable Eléctrico mientras hubo una recuperación de la actividad en Rusia y Noruega, al tiempo que crecía la actividad sísmica en el Mar del Norte y Oriente Medio. Dentro del Grupo de Perforación, M-I SWACO observó una fuerte actividad internacional en Rusia, África subsahariana y América Latina. Perforación y Mediciones mejoró con el aumento de perforaciones en América del Norte y Rusia. Las Tecnologías del Grupo de Producción aumentaron al mejorar la utilización de bombas de presión de la industria en la parte continental de los EE. UU. y al expandirse a nivel internacional las ventas de Terminaciones. Las ventas de nueva tecnología permanecieron contundentes en todos los Grupos, para ofrecer oportunidades para precios más elevados aunque los niveles generales de precios permanecieron competitivos.

La perspectiva económica mundial general sigue combinada mientras la recuperación de EE. UU. de los efectos de un invierno inusualmente adverso junto con un pronóstico más débil en Brasil, un crecimiento anémico en la Eurozona y un producto bruto interno (PBI) estabilizante en China produjeron una perspectiva un poco más cauta de crecimiento del PBI a corto plazo. Los fundamentos de una recuperación lenta y estable, no obstante, permanecen intactos. Por otra parte, la brecha entre oferta y demanda de petróleo se ajusta sobre la mayor demanda y la menor oferta de los no miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Organization of the Petroleum Exporting Countries, OPEC) y esto lleva a una capacidad disponible menor y un apoyo consecuente de los precios del petróleo que modulen el gasto del cliente. Los mercados de gas natural, por otro lado, parecen tener una oferta cómoda con leve presión ascendente sobre los precios.

Creemos que esta perspectiva tendrá un cambio lento, y que la posición para el crecimiento que informamos en nuestra conferencia de inversores en Nueva York el mes pasado es extremadamente realista. Las oportunidades que ofrecen las nuevas tecnologías en respuesta a los problemas del cliente, junto con la mayor integración, provocarán un crecimiento financiero claramente diferenciado, que solo puede aumentar por las ganancias que brindará el aumento de la eficiencia y confiabilidad. En este entorno, Schlumberger seguirá teniendo un rendimiento superior”.

Aspectos destacados

Los resultados del segundo trimestre se beneficiaron de la cantidad de éxitos de integración y victorias contractuales que demostraron el valor y diferenciación que brindan los servicios, tecnologías y procesos integrados de Schlumberger.

Por ejemplo, en Omán, BP otorgó a Schlumberger un contrato a cinco años por el suministro de productos y servicios de perforación y terminación en el proyecto Khazzan Field Development. El contrato será por 400 millones de USD durante el período de vigencia e incluye la aplicación de la tecnología de estimulación hidráulica y perforación innovadora de Schlumberger para ayudar a liberar el potencial de recursos en los difíciles reservorios de baja porosidad compactos de gas.

A comienzos de año, en Rusia, GazpromNeft y Schlumberger firmaron un acuerdo de cooperación de tecnología para aumentar la eficiencia del proyecto de desarrollo de esquisto de Bazhenov planificado en la parte sur del gigante yacimiento petrolero Priobskoe en Siberia Occidental. Las compañías trabajarán juntas para mejorar los procesos de negocios y compartir recursos principales que incluyen experiencia petrotécnica y científica, conocimientos de recursos no convencionales y activos y equipos de campo. Se utilizará un enfoque integrado para la caracterización del reservorio, y técnicas de terminación de pozos, incluso la planificación, ejecución y evaluación de fracturación hidráulica con el uso de mediciones microsísmicas. A través de esta colaboración técnica con Schlumberger, GazpromNeft planea desarrollar flujos de trabajo adaptados para el desarrollo de esquisto de Bazhenov y definir las especificaciones técnicas para el proyecto piloto.

Otros eventos

Durante el trimestre, Schlumberger recompró 11,53 millones de acciones ordinarias a un precio promedio de 101,85 USD cada una, por precio de compra total de 1170 millones de USD.

Durante el trimestre, Schlumberger realizó la compra de 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.

América del Norte

Los ingresos de América del Norte de 3890 millones de USD aumentaron un 6 % en forma secuencial, y los ingresos de alta mar de América del Norte aumentaron un 8 % después de una recuperación en la actividad de perforaciones a pesar del bajo nivel del trimestre en cuanto a ventas sísmicas a clientes múltiples. La zona continental de los EE. UU. publicó un crecimiento de los ingresos de dos dígitos, en un aumento del 5 % del recuento de plataformas petroleras combinado con la mejora de la eficiencia y ganancias de participación de mercado que se vio parcialmente compensado por la disminución estacional en la actividad en Canadá occidental después del receso de primavera.

A pesar de los efectos del receso de primavera estacional en Canadá occidental y la inflación de los productos de bombas a presión, el margen operativo antes de impuestos de América del norte disminuyó solo 53 puntos base (basis points, bps) y llegó al 18,0 %.

Durante el segundo trimestre, las nuevas tecnologías ayudaron a cumplir los desafíos de los clientes en América del Norte al aumentar la eficiencia de perforación, garantizar la integridad del pozo y mejorar la producción de pozos.

En desarrollo de recursos no convencionales en América del Norte, por ejemplo, los servicios de registro ThruBit* para caracterizar y evaluar la calidad de reservorio en pozos horizontales, duplicaron la penetración en el mercado en los últimos dos años. En un juego no convencional, los datos de registro de ThruBit ayudaron a aumentar la eficiencia de perforación de pozos un 28 % en comparación con un enfoque estándar en el cual solo contribuyó el 64 % de las perforaciones. La tecnología ThruBit, adquirida en 2011 y ahora desarrollada en un grupo completo de mediciones de pozos abiertos, ofrece un despliegue único a través de la broca que permite operaciones simultáneas de registro y acondicionamiento del pozo sin aminorar el ritmo del proceso de perforación.

En los demás lugares de la zona continental de los EE. UU., Intervención de pozos implementó los servicios de línea de acero digital LIVE*, para que Devon Energy diagnostique problemas de producción en un pozo maduro con un diseño complejo del fondo del pozo. La capacidad de los servicios LIVE en tiempo real, al usar línea de acero mecánico mejorada combinada con herramientas de registro de producción, identificó en forma eficiente las características de equipos de fondo del pozo, los niveles de fluido y puntos de ingreso de flujo, y esto permitió decisiones de reparación oportunas. Además, la versatilidad de los servicios LIVE permitieron perforar durante la misma operación, esto eliminó la necesidad de requerir equipos adicionales y le ahorró al cliente varios días de operaciones de reparaciones.

En Oklahoma occidental, se implementó un sistema de turboperforación de Drilling Tools & Remedial Neyrfor* para aumentar la eficiencia de perforación. Después de que el operador perforó 822 metros de pozo con un motor convencional en más de 10 viajes de las barrenas, se usó la tecnología Neyrfor para perforar con éxito los otros 396 metros de pozo en un solo viaje. La mejora de rendimiento de perforación eliminó el riesgo asociado con los innecesarios viajes de las barrenas y dio como resultado un ahorro de tiempo de 4 días de plataforma petrolera para el cliente.

Áreas internacionales

El área de Europa/CEI/África lideró el aumento secuencial del Área internacional con un ingreso de 3270 millones de USD, un aumento del 13 % mientras que los niveles de actividad tuvieron una recuperación en Rusia y Noruega y la exploración aumentó en África Subsahariana.

Los ingresos de Oriente Medio y Asia de 2970 millones de USD aumentaron un 4 % en forma secuencial mientras que la actividad de exploración y perforación se fortaleció en Australia y la actividad de desarrollo mejoró la zona oceánica de China. Además, el crecimiento continuó en Arabia Saudita y la actividad sísmica aumentó en los geomercados de Emiratos Árabes Unidos y Qatar.

Los ingresos de América Latina de 1850 millones de USD aumentaron un 5 % en forma secuencial sobre la sólida actividad en Colombia y Venezuela en todas las Tecnologías, incluso Schlumberger Production Management (SPM). Este aumento, sin embargo, se vio parcialmente compensado por una caída continua en el recuento de plataformas petroleras y la actividad en México, mientras que los ingresos en el geomercado de Brasil fueron estables en forma secuencial.

Secuencialmente, el margen operativo antes de impuestos del Área internacional del 24,0 % aumentó 122 bps después de publicar márgenes operativos incrementales del 39 %. Asia y Oriente Medio mejoraron 151 bps secuencialmente y alcanzaron el 27,8 %, Europa/CEI/África aumentaron 180 bps, y llegaron al 22,1 %, y América Latina estuvo relativamente estable, con un trimestre anterior a 21,2 %.

La expansión en los márgenes internacionales se debió a las recuperaciones de la actividad estacional en Rusia, combinadas con los sólidos resultados en el África subsahariana y en el Área de Oriente Medio y Asia. El aumento de las actividades de exploración de alto margen y de aguas profundas también contribuyó a impulsar los márgenes operativos incrementales secuenciales.

Una serie de adjudicaciones de contratos para integración de servicios y nueva tecnología en la cartera remarcó la continuidad de penetración en el mercado internacional.

Estos incluyeron la exitosa ejecución de un proyecto de servicios integrados para Slavneft-Krasnoyarskneftegas en la formación de carbonato Refey de fractura natural con presión de formación anormalmente baja en el yacimiento petrolíferos Kuyumbinskoye al este de Siberia en Rusia. El proyecto incluyó la coordinación de gestión del proyecto con apoyo de ingeniería de perforación, barrenas de perforación, fluidos de perforación y hangares revestidos como también perforación direccional, medición durante la perforación, cementado, revestimiento, pesca, registro de hidrocarburos en lodo y servicios de cable eléctrico. El enfoque de servicios integrados permitió la perforación eficiente de un pozo horizontal de 3485 metros de profundidad total, incluso una sección horizontal de 1000 metros, en 78 días o 12 días antes de lo planeado. El rendimiento marca un nuevo punto de referencia de perforación en la formación Refey, compleja a nivel geológico.

En Brunei, Brunei Shell Petroleum Company Sdn Bhd le adjudicó a WesternGeco un contrato para adquirir una inspección en aproximadamente 1500 kilómetros cuadrados, con el uso de tecnología sísmica marina IsoMetrix* en el campo Punyit en alta mar. Se seleccionó la tecnología IsoMetrix por su capacidad para adquirir datos en un área difícil de aguas muy poco profundas donde otras técnicas no eran posibles.

Total E&P Qatar también le adjudicó un contrato a WesternGeco para adquirir una inspección sísmica en 4 dimensiones de 388 kilómetros cuadrados, para ayudar al control de producción del campo Al Khalij en el Golfo Arábigo, aproximadamente a 100 km costa afuera de Qatar. La inspección multibuques usará la tecnología Q-Marine Solid* y las técnicas por debajo de zonas de acceso difícil para asegurar una total cobertura del reservorio de carbonato complejo.

Y, en Guinea Ecuatorial, Noble Energy adjudicó a WesternGeco una inspección de 1700 kilómetros cuadrados en la cuenca Douala, con el uso del Amazon Warrior, el único buque sísmico construido para ese fin en el mundo. Este será el primer proyecto comercial para el nuevo buque. La inspección de alta resolución en 3D también incluirá la tecnología Q-Marine Solid, la técnica de imágenes y adquisición en banda ancha con corte de deslizamiento ObliQ*y técnica por debajo de zonas de acceso difícil con doble buque, de dos instalaciones ubicadas dentro de los límites del campo.

Por último, en China, PetroChina adjudicó a Schlumberger Information Solutions (SIS) un contrato de servicios de capacitación, mantenimiento y software petrofísico de múltiples años. La adjudicación presenta la venta de la plataforma de software de pozos Techlog* e incluye servicios de capacitación y mantenimiento por tres años. La plataforma Techlog permitirá la estandarización del análisis de datos petrofísicos y geológicos en todas las unidades de negocio del cliente. La adjudicación del contrato se basó en la probada trayectoria de SIS en el suministro de servicios de soporte técnico y software líderes de la industria.

Grupo de Caracterización de Yacimiento

Los ingresos del segundo trimestre de 3100 millones de USD aumentaron un 9 % secuencialmente, y crecieron un 1 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 918 millones de USD fue 18 % mayor de forma secuencial y se incrementó un 1 % con respecto al año anterior. En forma secuencial, el aumento de ingresos fue impulsado principalmente por un aumento en el uso de servicios de Cable eléctrico como consecuencia de la mayor actividad de perforación en el Golfo de México de los EE. UU. y la recuperación estacional en la actividad de Rusia y Noruega. Los ingresos de WesternGeco aumentaron en forma secuencial desde el regreso de los buques marinos al Mar del Norte para la temporada de verano. Los ingresos de SIS también aumentaron por la mayor cantidad de ventas y soporte de software.

El margen operativo antes de impuestos del 29,7 % aumentó 233 bps en forma secuencial después de asignar márgenes operativos incrementales del 57 % en la mayor utilización del buque WesternGeco, sólidas ventas de software de alto margen y mayor cantidad de actividades de Cable eléctrico.

Durante el segundo trimestre, una serie de nuevas tecnologías del Grupo de caracterización de reservorio ayudaron a cumplir con los desafíos de los clientes, al reducir el riesgo debajo de la superficie, caracterizar reservorios complejos y mejorar la producción de pozos y recuperación de reservorios.

En Abu Dhabi, se implementó la tecnología de sonda radial en 3D Saturn* para ADMA-OPCO para obtener muestras de petróleo y agua en un pozo de evaluación en el campo de altamar Nasr. La mayor área de flujo que ofrece el diseño de sonda elíptica Saturn conllevó mejoras en la eficiencia operacional con la adquisición de muestras de fluido en ocho intervalos, y permitió al cliente ahorrar hasta 30 % en el tiempo de muestreo de fluido comparado con métodos de muestreo convencionales.

En alta mar en India, se implementó también la tecnología de sonda radial en 3D Saturn* de Cable eléctrico para Reliance Industries Limited para obtener mediciones de reservorio en un pozo de exploración de aguas profundas en un reservorio de arenisca de baja movilidad en la costa este de India. La tecnología Saturn permitió un muestreo de fluidos de formación de calidad en movilidades de solo 0,03 mD/cP en una cuarta parte del tiempo que requieren los métodos de prueba de formación convencionales. Como consecuencia, el cliente pudo tomar una decisión oportuna sobre el diseño de terminación del pozo y ahorrarse aproximadamente 28 horas de tiempo del equipo de perforación.

En otra parte de India, se implementó un sistema de adquisición de registros de producción de pozos Wireline Flow Scanner* transportado por la tecnología de tractor de cable de fondo de pozo MaxTRAC*, para Oil and Natural Gas Corporation Limited en un pozo horizontal difícil con una terminación inteligente en el campo de altas temperaturas de Mumbai High South. La tecnología Flow Scanner permitió al cliente evaluar índices de producción desde una nueva zona importante para el plan de desarrollo de campo.

En Australia, las tecnologías de Cable eléctrico se utilizaron para BHP Billiton para evaluar la calidad del reservorio y determinar el entorno de depósito de la formación Mungaroo en la cuenca norte de Carnarvon. En un pozo de 31 centímetros, el servicio de imágenes geológicas de lodo no conductivo NGI/ adquirió imágenes de alta resolución del pozo en fluido de perforación basado en petróleo a lo largo de un intervalo de 2000 metros para fundamentar la evaluación de la formación de los reservorios específicos. Además, se usó la tecnología con testigos laterales rotativos de gran volumen XL-Rock* para recuperar con éxito 244 núcleos en cinco ejecuciones con una recuperación superior al 97 %.

Y en Kuwait, Schlumberger PetroTechnical Services llevó a cabo un estudio de evaluación petrofísica de múltiples pozos para Kuwait Oil Company en la formación Ahmadi en el campo Great Burgan. Los expertos en petrofísica utilizaron el software de pozos SIS Techlog para generar flujos de trabajo de interpretación basados en datos de campo adquiridos de 290 pozos. Los resultados de este estudio permitieron al cliente reducir las incertidumbres debajo de la superficie, y desarrollar un plan de adquisición de datos enfocados para resolver problemas del reservorio al perforar nuevos pozos en el campo.

Grupo de Perforación

Los ingresos del segundo trimestre de 4650 millones de USD aumentaron un 7 % de manera secuencial y crecieron un 10 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 981 millones de USD fue 11 % mayor de forma secuencial y se incrementó un 23 % con respecto al año anterior.

En forma secuencial, los ingresos aumentaron principalmente en la mayor actividad internacional para las tecnologías M-I SWACO, sobre todo en Rusia, África Subsahariana y América Latina. Además, creció la Perforación y mediciones en América del Norte y Rusia, mientras que los servicios de Herramientas de perforación y recuperación tuvieron fuertes ventas de equipos. Los ingresos de plataformas petroleras de Saxon también contribuyeron al crecimiento secuencial.

En forma secuencial, el margen operativo antes de impuestos creció 74 bps, al llegar al 21,1 % después de registrar márgenes operativos incrementales del 31 % de las actividades de mayor margen para Perforación y mediciones en América del Norte y en una serie de Áreas internacionales.

Durante el segundo 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 China, las tecnologías de perforación y mediciones se usaron para PetroChina-Shell para mejorar la eficiencia de perforación de pozos horizontales en un proyecto de gas compacto en el campo Chang Bei. La combinación de tecnologías PowerDrive* rotativa direccional, TeleScope* de telemetría de alta velocidad durante la perforación, y geoVISION* de generación de imágenes durante la perforación, con los servicios de colocación de pozos, permitieron perforar cada pozo más de 20 días antes de lo establecido en el plan de perforación. En general, se perforaron siete pozos aproximadamente 150 días antes de lo planeado, esto permitió a PetroChina-Shell ahorrarse cerca de 12 millones de USD en costos de construcción de pozos. Además, se consideraron cuatro pozos como los mejores en su clase, y dos lograron estar en el cuartil superior, basados en la entrega de servicio y ahorro de costos para el cliente.

En Turkmenistán, Turkmengeology State Corporation adjudicó a Schlumberger un contrato de servicios integrados para perforar 10 pozos de desarrollo en el campo Galkynysh, uno de los yacimientos de gas más importantes del mundo. El contrato cubre la primera fase del desarrollo de campo, e incluye motores de perforación, barrenas de perforación, fluidos de perforación y servicios de cementado.

Costa afuera de Brasil, las tecnologías de Perforación y mediciones se implementaron para Shell para aumentar la eficiencia de perforación y confiabilidad en las 17 secciones desviadas de 1,27 cm de hoyo superior de pozos de agua profunda en la cuenca Campos. Se usó tecnología rotativa direccional personalizada PowerDrive Xceed* para perforar pozos direccionales en forma más confiable en entornos extremadamente difíciles y con menos plataformas. Como consecuencia, la tecnología perforó cuatro pozos desviados sin precedentes en forma consecutiva, una distancia total de 2600 metros. Esta significativa mejora en la confiabilidad llevó a una tasa de fallas operativas de cero. La tecnología personalizada Xceed ayudó a eliminar dos viajes de perforación planificados de vuelta a la superficie y permitió que Shell ahorre dos días de tiempo de equipo de perforación o aproximadamente 3 millones de USD. Además, Perforación y mediciones brindó una mayor eficiencia y permitió que el cliente ejecute una campaña de perforación de siete pozos 18 días antes de lo planeado.

En Omán, la tecnología de barrenas de perforación Smith ayudó a Petroleum Development Oman (PDO) a establecer un nuevo récord en las 12 secciones de 0,63 cm de pozos de exploración perforados en los campos Harmal. Una tecnología personalizada de corte ONYX* con el uso de la plataforma integrada de diseño de barrenas de perforación IDEAS* logró el mejor material perforado en 24 horas. La tecnología de corte ONYX también permitió una perforación desde la zapata de tubería hasta el punto de tubería en una sola vez por primera vez, con un índice promedio destacado de penetración de 20 metros por hora.

Costa afuera de Azerbaiján, M-I SWACO, trabajó a través de AZERI M-I, asociación conjunta entre Schlumberger y SOCAR, y usó el sistema de fluidos basados en agua de alto rendimiento ULTRADRIL* para mejorar la estabilidad del esquisto y mejorar el índice de penetración mientras se perfora un pozo en el campo Gum Deniz para BEOC. La combinación de ULTRADRIL y los sistemas inhibidores ULTRAHIB*, ULTRACAP* y ULTRAFREE* dieron como resultado un fluido de alto rendimiento que permitió perforar el pozo sin pérdidas de fluido. Como consecuencia del uso de los sistemas de fluido M-I SWACO, el cliente se benefició con un ahorro de tiempo del equipo de perforación y costos de productos químicos por 1 millón de USD.

Grupo de Producción

Los ingresos del segundo trimestre de 4340 millones de USD aumentaron un 6 % secuencialmente, y crecieron un 11 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 725 millones de USD disminuyó secuencialmente un 2 % pero aumentó el 16 % con respecto al año anterior. A pesar de la disminución estacional en el oeste del Canadá, como resultado del receso de primavera, el Grupo registró un crecimiento secuencial general debido a la mejor utilización industrial de la capacidad de bombeo a presión en tierra en los EE. UU., una sólida actividad internacional de los Servicios de pozos, aumento de la actividad mundial de tubería abobinada de Intervención de Pozos y las fuertes ventas internacionales de productos de Terminaciones.

El margen operativo antes de impuestos de 16,7 % cayó 123 bps de manera secuencial, pero aumentó 75 bps respecto al año anterior. En forma secuencial el margen disminuyó principalmente por el receso de primavera canadiense y la inflación de productos de bombeo a presión.

Las nuevas tecnologías del Grupo de producción ayudaron a cumplir una serie de desafíos del cliente durante el segundo trimestre en cuanto a impulsar la eficiencia operativa, acelerar la producción y maximizar la recuperación de reservorio.

En México, Servicios de pozos combinó la técnica de fractura de BroadBand Sequence* con el diseño de estimulación centrado en reservorio Mangrove* y el software de E&P de SIS Petrel para Pemex, para optimizar las terminaciones de pozos horizontales y probar las reservas comerciales en la zona de esquistos de Pimienta. Una campaña de tres pozos conllevó la estabilización de la producción, que permitió una calificación de las reservas probadas. Además, se redujo el tiempo de tratamiento de estimulación un 65 % en comparación con los pozos previamente terminados.

En Rusia, PetroStim, empresa de Schlumberger, terminó un tratamiento de fractura en seis etapas en un pozo horizontal, con el uso de la tecnología de canal de flujo HiWAY* de Servicios de pozos para Gazpromneft-Khantos en el yacimiento petrolífero South-Priobskoe. La tecnología HiWAY permitió una reducción del 45 % en el consumo de apuntalante y esto contribuyó a una mayor eficiencia operativa y una reducción del costo de terminación general del pozo. También, la productividad del pozo se benefició del uso de la tecnología HiWAY con su aumento de conductividad de fractura y mejora de la limpieza. Como consecuencia, la producción de pozos aumentó más del 15 %.

Se introdujeron también nuevas tecnologías en proyectos integrados de SPM.

En Colombia por ejemplo, Intervención de pozos implementó la tecnología de línea de acero digital LIVE para Alianza Casabe para entender y mejorar el rendimiento de los pozos de inyección de agua en el campo Casabe en tierra. La tecnología LIVE pudo controlar la presión de inyección de agua, la temperatura y el índice de flujo en tiempo real, y al mismo tiempo operar las válvulas de control, permitir una reducción del 90 % de los tiempos de intervención y minimizar los volúmenes de producción e inyección diferida asociados.

Y en Ecuador, las tecnologías del Grupo de producción de Schlumberger ejecutaron la primera terminación multizona selectiva dual en un pozo de Consorcio Shushufindi, al brindar servicios a PetroAmazonas. Se terminó el pozo con un sistema de gestión multizona modular IntelliZone Compact* junto con una bomba sumergible eléctrica AN-1200, la primera de la industria. Esta eficiente combinación de tecnologías de Schlumberger permitieron la producción desde dos zonas diferentes, mejoraron el factor de recuperación y redujeron el tiempo operativo de terminación un 40 % en comparación con lo planeado, y potencialmente esto reduce el costo operativo un 55 % en futuras intervenciones de pozos.

(1) Consulte la página 11 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).

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:

⁽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 documento incluye también medidas financieras que no son GAAP (según la definición del reglamento G de la SEC). A continuación se muestra una reconciliación de estas medidas que no son GAAP con las medidas GAAP comparables:

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, 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.

Notas

Schlumberger ofrecerá una llamada en conferencia para analizar los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes 18 de julio 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, abierta al público, comuníquese con el operador de la llamada conferencia al +1-800-230-1059 dentro de los EE. UU. o al +1-612-234-9959 fuera de Norteamérica, aproximadamente 10 minutos antes de la hora inicial programada para la llamada. Pregunte por la “Llamada en Conferencia de las Ganancias de Schlumberger”. Cuando la llamada en conferencia concluya, una reproducción de audio estará disponible hasta el 18 de agosto 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 325481.

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.

Este documento, el comunicado de ganancias del segundo 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 segundo 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.

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