- Los ingresos de 7500 millones
de USD aumentaron un 8 % de manera secuencial.
- Los ingresos operativos antes de
impuestos de 950 millones de USD aumentaron un 25 % de
manera secuencial.
- Las pérdidas por acción según los
principios contables generalmente aceptados (PCGA), incluidos los
cargos de 0,40 USD por acción, fueron de 0,05 USD.
- Las ganancias por acción (earnings per
share, EPS), sin incluir cargos, fueron de 0,35 USD.
- Se aprobó el dividendo en efectivo
trimestral de 0,50 USD por acción
Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy los resultados del
segundo trimestre del año 2017.
(indicado en millones, excepto los montos por
acción)
Tres meses finalizados al
Cambio 30 de junio de 2017 31 de marzo
de 2017 30 de junio del 2016
Secuencial
Interanual Ingresos
7462 USD
6894 USD 7164 USD
8 % 4 % Ingresos
operativos antes de impuestos
950 USD 757 USD
747 USD
25 % 27 % Margen operativo
antes de impuestos
12.7 % 11.0 % 10.4 %
175 bps 231 bps Ingresos netos (pérdidas)
(con base en PCGA)
(74 USD ) 279 USD (2160 USD )
n/s n/s Ingresos netos, sin incluir cargos y
créditos*
488 USD 347 USD 316 USD
41
% 54 % EPS diluida (pérdidas por acción) (con
base en PCGA)
(0,05 USD ) 0,20 USD (1,56 USD )
n/s n/s EPS diluidas, sin incluir cargos y créditos*
0,35 USD 0,25 USD 0,23 USD
40 %
52 % *Estas son medidas financieras no
establecidas en los PCGA. Ver la sección a continuación titulada
“Cargos y créditos” para obtener más detalles. n/s = no es
significativo
Paal Kibsgaard, presidente y director ejecutivo de Schlumberger,
hizo las siguientes observaciones: “Nuestros ingresos del segundo
trimestre aumentaron un 8 % de manera secuencial, mientras que
los ingresos operativos antes de impuestos aumentaron un 25 %,
lo que dio como resultado un aumento de las ganancias por acción de
un 40 %. Más allá de los efectos estacionales, los ingresos
aumentaron en todos nuestros grupos y áreas.
“Los ingresos de América del Norte aumentaron un 18 %
después de nuestra rápida implementación de la capacidad inactiva
de fracturamiento hidráulico, ya que la actividad en tierra aumentó
aún más durante el segundo trimestre, lo que se vio, en parte,
contrarrestado por una actividad marina más débil en el territorio
estadounidense del Golfo de México. En lo que respecta al
territorio continental de EE. UU., los ingresos aumentaron un
42 % de manera secuencial, lo cual constituye un porcentaje
que casi duplica aquel del aumento del 23 % en el recuento de
plataformas petroleras en el territorio continental, como
consecuencia, principalmente, del aumento en los ingresos de
fracturamiento hidráulico de un 68 % debido a la
intensificación de la actividad de terminación y la mejora continua
de los precios. Los ingresos de perforación direccional en el
territorio continental de EE. UU. también aumentaron, ya que
los laterales más largos que requirieron sistemas rotativos
direccionales y tecnologías de barrenas de perforación de avanzada
siguieron aumentando la intensidad de perforación. A pesar de los
costos significativos que implicó la reactivación del equipo, todas
nuestras líneas de productos del territorio continental de
EE. UU. fueron rentables en el segundo trimestre, como
consecuencia de los precios más altos, las ganancias en
participación de mercado, la mejor eficiencia operativa, las
incorporaciones de recursos oportunas y la gestión proactiva de la
cadena de suministro.
“En los mercados internacionales, los ingresos aumentaron un
4 % de manera secuencial, con el área de Europa/CEI/África en
primer lugar, ya que hubo una recuperación de la actividad después
de la desaceleración observada en el invierno en Rusia y el Mar del
Norte. Los ingresos de América Latina aumentaron debido a una mayor
caracterización de yacimientos y actividades de perforación en el
geomercado de México y América Central, así como a una mayor
actividad en tierra no convencional en Argentina. El área de Medio
Oriente y Asia se benefició de una reactivación estacional en
China, una intensificación de actividades en el sudeste asiático y
una mayor actividad de los servicios de perforación integrados
(Integrated Drilling Services, IDS) en Irak.
“Entre los segmentos de negocios, los Grupos de Producción y
Perforación, cuyos ingresos aumentaron de manera secuencial un
14 % y un 6 % respectivamente como consecuencia de un
aumento en la actividad de fracturamiento hidráulico y perforación
direccional en el territorio continental de EE. UU., lideraron
el crecimiento en el segundo trimestre. Los ingresos del Grupo de
Caracterización de Yacimientos aumentaron un 9 % debido a
mayores actividades internacionales más allá de las reactivaciones
estacionales en las regiones de Rusia y la CEI y el Mar del Norte.
Los ingresos del Grupo Cameron también aumentaron un 3 % de
manera secuencial como consecuencia de un mayor volumen de
proyectos y ventas de productos de las Áreas de Sistemas de
Superficie y de Válvulas y Mediciones en América del Norte.
“Si bien los pronósticos de actividad en América del Norte para
la segunda mitad del año siguen siendo alentadores, también
observamos más indicios positivos en los mercados internacionales
con el aumento de la actividad y los nuevos planes de proyectos que
comienzan a surgir en varios geomercados. El fortalecimiento de los
mercados internacionales se ha concentrado hasta el momento en
torno a la actividad en tierra en la región occidental de Siberia y
en los países del Golfo de la OPEP, pero ahora también observamos
un aumento en la cantidad de nuevos proyectos marinos que se
preparan para licitación y decisión de inversión final (final
investment decision, FID) en muchas de las cuencas hídricas poco
profundas del mundo.
“En este mercado, nos seguimos enfocando en prestar servicios a
nuestros clientes y hacer crecer nuestro negocio, sobre la base de
nuestras iniciativas exitosas en los últimos tres años a través de
las cuales ampliamos nuestra cartera tecnológica y aumentamos
nuestro mercado de destino, lo que agilizó aún más nuestra máquina
de ejecución y consiguió maneras más colaborativas y comercialmente
alineadas de trabajar con clientes nuevos y existentes.
“Como parte de este enfoque, ayer anunciamos un nuevo acuerdo
para adquirir participación accionaria mayoritaria en la compañía
Eurasia Drilling Company (EDC). Esto prolonga la relación exitosa a
largo plazo que hemos tenido el placer de tener con EDC mediante la
alianza estratégica que firmamos en 2011. El cierre de la
transacción depende de la aprobación del Servicio Antimonopolio
Federal de Rusia.
“También seguimos encaminados para cerrar la transacción de la
empresa conjunta OneStimSM en la segunda mitad de este año, lo cual
nos permitirá aprovechar la recuperación de la actividad en tierra
no convencional de América del Norte. Al mismo tiempo, el aumento
de nuestras inversiones en la Gestión de Producción de Schlumberger
mediante los nuevos proyectos con OneLNG, YPF, NNPC y FIRST E&P
no solo brindan oportunidades adicionales a corto plazo para
nuestras diversas líneas de productos, sino también un punto de
partida de actividad a largo plazo con retornos financieros de
ciclo completo superiores para la compañía en general.
“Sobre la base de estas, seguimos siendo optimistas con respecto
al futuro de Schlumberger, al mismo tiempo que nos mantenemos
atentos con un enfoque flexible sobre el estado y ritmo de la
recuperación del mercado de petróleo emergente”.
Otros eventos
Durante el trimestre, Schlumberger recompró 5,5 millones de
acciones de su paquete de acciones ordinarias a un precio promedio
de 72,34 USD por acción para un precio de compra total de
398 millones de USD.
El 31 de mayo de 2017, Schlumberger y Production Plus crearon
una empresa conjunta para desarrollar la tecnología y el negocio
HEAL System™. La tecnología HEAL System está diseñada para reducir
los costos de producción mediante la mitigación de los desafíos de
producción que, por lo general, se enfrentan en los pozos
horizontales en extensiones productivas de recursos no
convencionales.
El 29 de junio de 2017, Schlumberger, Nigerian National
Petroleum Corporation (NNPC) y FIRST E&P firmaron un acuerdo de
desarrollo de los campos marinos de Anyala y Madu en Nigeria. En
virtud del acuerdo, Schlumberger prestará los servicios requeridos
en especie y capital para el desarrollo del proyecto hasta la
primera producción de petróleo.
El 19 de julio de 2017, la Junta Directiva de la Compañía aprobó
un dividendo en efectivo trimestral de 0,50 centavos de USD
por acción ordinaria en circulación, pagadero el 13 de octubre de
2017 a los accionistas registrados al 6 de septiembre de 2017.
El 20 de julio de 2017, Schlumberger anunció un acuerdo para
adquirir participación accionaria mayoritaria (51 %) en EDC.
El cierre de la transacción depende de la aprobación del Servicio
Antimonopolio Federal de Rusia.
Ingresos consolidados por geografía
(Indicado en millones)
Tres meses finalizados
al Cambio 30 de junio de 2017
31 de marzo de 2017 30 de junio del
2016
Secuencial Interanual América del
Norte
2202 USD 1871 USD 1737 USD
18
% 27 % América Latina
1039 952 1007
9 % 3 % Europa/CEI/África
1750
1652 1948
6 % -10 % Medio Oriente y
Asia
2347 2319 2404
1 % -2 %
Eliminaciones y otros
124 100 68
n/s n/s
7462 USD 6894 USD 7164 USD
8 %
4 % Ingresos de América del Norte
2202 USD 1871 USD 1737 USD
18 %
27 % Ingresos internacionales
5136 USD
4922 USD 5359 USD
4 % -4 %
n/s = no es significativo
Los ingresos de 7500 millones de USD del segundo trimestre
aumentaron un 8 % de manera secuencial, con un aumento del
8 % en el área de América del Norte y un aumento del 4 %
en el área internacional.
América del Norte
En América del Norte, los ingresos aumentaron un 18 % de
manera secuencial después de la rápida implementación de la
capacidad inactiva, ya que la actividad en tierra no convencional
aumentó durante el trimestre. En lo que respecta al territorio
continental de EE. UU., se observó un aumento secuencial de
los ingresos de un 42 %, lo cual constituye un porcentaje que
casi duplica aquel del aumento del 23 % en el recuento de
plataformas petroleras en el territorio continental de
EE. UU., como consecuencia, principalmente, del aumento en los
ingresos de fracturamiento hidráulico de un 68 % debido a la
intensificación de la actividad de terminación y la mejora continua
de los precios. Los ingresos de perforación direccional en el
territorio continental de EE. UU. también aumentaron, ya que
los laterales más largos y el diseño de los pozos que requirieron
sistemas rotativos direccionales y tecnologías de barrenas de
perforación siguieron aumentando la productividad de los pozos. Las
mayores ventas de productos del Área de Válvulas y Mediciones
Cameron, y el aumento de la actividad del Área de Sistemas de
Superficie de Cameron contribuyeron a este sólido desempeño
financiero. El aumento de los ingresos en el territorio continental
de EE. UU., sin embargo, fue, en parte, contrarrestado por el
receso estacional de primavera de la región occidental de Canadá y
la disminución de ingresos marinos.
Áreas internacionales
Los ingresos en el área de América Latina aumentaron un
9 % de manera secuencial gracias al sólido desempeño en México
de los Grupos de Caracterización de Yacimientos y Perforación. Los
ingresos de Argentina también aumentaron debido a una mayor
actividad en tierra no convencional, mientras que la actividad en
Brasil y Venezuela siguió siendo débil. Los ingresos en Ecuador
disminuyeron debido a una menor producción del proyecto Shushufindi
de Gestión de Producción de Schlumberger (Schlumberger Production
Management, SPM). El efecto de esto, sin embargo, fue en gran parte
contrarrestado por los ingresos de una mayor exploración en
Colombia.
Los ingresos del área de Europa/CEI/África
aumentaron un 6 % de manera secuencial, ya que hubo una
recuperación de la actividad después de la desaceleración observada
en el invierno en las regiones de Rusia y la CEI y el Mar del
Norte. El aumento en los ingresos de las regiones de Rusia y la CEI
se debió al comienzo de las campañas de perforación y exploración
marina en Sakhalin, Astracán y Kazajistán, a pesar de la alineación
rusa con los compromisos de corte de producción de la OPEP. El
aumento de actividad en el Mar del Norte fue como consecuencia de
la mayor actividad de perforación del RU y Noruega, ya que el
recuento de plataformas petroleras aumentó. Los ingresos del
geomercado de África subsahariana se mantuvieron básicamente
estables, ya que el recuento de plataformas petroleras se
estabilizó con una recuperación en tierra y unos primeros indicios
de preparación de los clientes para reanudar la actividad en
proyectos clave marinos.
Los ingresos del área de Medio Oriente y Asia aumentaron
un 1 % de manera secuencial principalmente debido a las
reactivaciones estacionales en la SPM y la actividad de terminación
en China, además de observarse una mayor actividad en Vietnam y
Tailandia. Los ingresos de Irak también aumentaron gracias a un
aumento de la concreción de proyectos en pozos no relacionados con
los IDS en el sur, a la vez que un mayor progreso en los proyectos
iniciales en instalaciones de producción hizo que aumentaran los
ingresos en Egipto. Estos aumentos, sin embargo, fueron, en parte,
contrarrestados por una disminución en los ingresos de Kuwait
después de la terminación de un proyecto de adquisición de datos
sísmicos en tierra para WesternGeco y en los ingresos de la India
debido a los monzones que afectan la actividad en las plataformas
petroleras.
Grupo de Caracterización de Yacimientos
(Indicado en millones)
Tres meses finalizados
al Cambio 30 de junio de 2017
31 de marzo de 2017 30 de junio del
2016
Secuencial Interanual Ingresos
1759 USD 1618 USD 1586 USD
9 %
11 % Ingresos operativos antes de impuestos
299 USD 281 USD 268 USD
7 %
12 % Margen operativo antes de impuestos
17.0
% 17.3 % 16.9 %
-34 bps. 13 bps
Los ingresos del Grupo de Caracterización de Yacimientos de
1800 millones de USD, de los cuales el 78 % provino de
mercados internacionales, aumentaron un 9 % de manera
secuencial debido a una mayor venta de licencias sísmicas para
varios clientes de WesternGeco, un mayor progreso de Prueba y
Proceso en los proyectos iniciales en instalaciones de producción
en el Medio Oriente y un aumento de las actividades de prueba de
las tuberías de perforación en los Emiratos Árabes Unidos. Los
ingresos de Servicios por Cables Eléctricos también aumentaron como
consecuencia de la reactivación de la actividad estacional en las
regiones de Rusia, la CEI y el Mar del Norte, así como del inicio
de los proyectos de exploración marina en el geomercado de África
subsahariana.
El margen operativo antes de impuestos del 17 % se mantuvo
básicamente estable de manera secuencial, ya que el aumento de la
contribución de las actividades de exploración de Servicios por
Cables Eléctricos con margen alto fue contrarrestado por una menor
rentabilidad en Prueba y Proceso debido al aumento en los costos de
los proyectos.
El desempeño del Grupo de Caracterización de Yacimientos mejoró,
gracias a las operaciones de Gestión Integrada de Servicios
(Integrated Services Management, ISM), donde los gerentes de
proyecto especialmente capacitados ofrecen programación,
planificación y coordinación de la actividad para las líneas de
producto Schlumberger implicadas en un proyecto. El desempeño en el
segundo trimestre también fue impulsado por las implementaciones de
nueva tecnología y las adjudicaciones de contratos.
En Vietnam, Idemitsu realizó perforaciones exitosas en un pozo
de exploración con un presupuesto significativamente menor que el
establecido. Para este proyecto, se adjudicaron cinco contratos a
Schlumberger, y se nombró a un gerente de ISM para coordinar todos
los servicios de Schlumberger. El programa de adquisición de datos
y de perforación se optimizó para alcanzar los objetivos en los
pozos a la vez que se minimizaron los costos generales de los pozos
de perforación. Las tecnologías del servicio de presión de
formación durante la perforación StethoScope* y el servicio de
adquisición de registros durante la perforación multifuncional
EcoScope*† de Perforación y Mediciones para la evaluación de los
yacimientos se implementaron con éxito en pozos de
12 ¼ pulgadas y 8 ½ pulgadas respectivamente.
La estrecha colaboración entre Schlumberger y el cliente hicieron
que se finalizara el trabajo en el pozo sin incidentes.
Sirius Petroleum, una compañía de inversión que se centra en las
oportunidades de desarrollo y exploración de petróleo y gas en
Nigeria, adjudicó un contrato de varios pozos a Schlumberger para
llevar a cabo operaciones de ISM en el campo de Ororo. El contrato,
que comenzará más adelante en 2017, incluye servicios de
perforación direccional, adquisición de registros, fluidos de
producción y terminación, servicios de cementación y bombeo,
productos y servicios de estimulación e intervención en pozos,
comunicaciones en el yacimiento, soluciones de datos y software,
así como cabezales de pozo y árboles de producción de Cameron.
El Área de Prueba y Proceso en alta mar en Egipto utilizó una
combinación de tecnologías para que Belayim Petroleum Company
(Petrobel) realice una prueba de producción del primer pozo de
evaluación del descubrimiento del yacimiento de Zohr en el bloque
Shorouk. A una profundidad de agua de 1450 m, la cadena de
pruebas de producción incluyó tecnología de árbol de pruebas
submarinas SenTREE 3* y tecnología de telemetría inalámbrica Muzic*
que activaron el muestreo de fluidos de yacimiento en línea
independiente SCAR* y los sistemas de prueba de yacimiento de fondo
de pozo Quartet*. Otras tecnologías incluyeron el sistema de alta
integridad de aislamiento para pruebas de yacimientos CERTIS*, la
tecnología de válvula dual remota inteligente IRDV* y los medidores
de cuarzo Signature*. El uso del software de colaboración y
monitoreo de datos de pruebas de pozo en tiempo real Testing
Manager* permitió un análisis transitorio en tiempo real y la
optimización del programa de pruebas de pozos.
En Omán, Schlumberger implementó una combinación de tecnologías
para Petroleum Development Oman (PDO) para aumentar la
productividad en siete pozos en el campo de Sadad North. Las
tecnologías incluyeron un empacador de producción de diámetros
internos pulidos hidráulico recuperable QUANTUM RH* y sistemas de
liberación de pistolas automáticas SXAR de Prueba y Proceso para
crear una operación de terminación de “disparo y desacople”
integrada que podría utilizarse en un solo viaje. La tecnología del
empacador QUANTUM RH absorbe el alto impacto producido durante las
operaciones de perforación a la vez que permite una fácil
recuperación. El cliente aumentó la producción en un promedio de
200 m3/d de petróleo por pozo y se ahorró
700 000 USD en total en costos de pozos asociados en los
siete pozos.
En alta mar en la India, el Área de Servicios por Cables
Eléctricos implementó una combinación de tecnologías para aumentar
la producción y reducir el corte de agua en un pozo para Oil and
Natural Gas Corporation Limited (ONGC). Los datos recopilados con
la herramienta de adquisición de registros de producción PLT* y el
servicio de presión de yacimientos durante la adquisición de
registros PressureXpress* ayudaron a diseñar el programa óptimo de
reparación. Como resultado, el cliente aumentó la producción a
6100 bbl/d con respecto a los 892 bbl/d originales y
redujo el corte de agua a un 2 % con respecto al 7,7 %
original.
En Kuwait, la división Servicios por Cables Eléctricos utilizó
una sonda radial en 3D Saturn* para la compañía Kuwait Oil Company
en un pozo de exploración en un yacimiento de carbonato cretácico
extremadamente compacto. La tecnología de sonda Saturn posiciona
los puertos autosellantes contra la pared del pozo para extraer
fluidos del yacimiento. Esto le significó al cliente 14 días
menos de tiempo de uso de equipo de perforación, lo que equivale a
672 000 USD.
En Rusia, Soluciones Integradas de Software (Software Integrated
Solutions, SIS) celebró un acuerdo de asociación tecnológica con el
Gazpromneft Scientific Technology Centre para proporcionar un
software de asistencia y asesoramiento en contexto Guru* en la
plataforma de software de E&P Petrel*. El software les permite
a los expertos de la disciplina trabajar en conjunto y tomar las
mejores decisiones posibles desde la exploración hasta la
producción. El cliente se beneficia de un proceso de modelado en 3D
estándar que permite que se consuma un 90 % menos de tiempo en
comparación con un flujo de trabajo convencional.
En Noruega, la compañía Aker BP ASA celebró un contrato marco de
cuatro años con dos extensiones de dos años opcionales con
Schlumberger para la adquisición de datos sísmicos 4D sobre los
campos de Alvheim, Bøyla, Skarv/Snadd y Ula en el sector noruego
del Mar del Norte. El levantamiento se realizará en 2017 y hará uso
de tecnología sísmica isométrica marina IsoMetrix*. El
procesamiento de los datos 4D y 3D de los levantamientos de Alvheim
y Skarv se realizará en el centro Geosolutions de WesternGeco en
Stavanger.
Se adjudicaron varios contratos de levantamiento sísmico marino
a WesternGeco para la proporción de tecnología sísmica marina de
recepción de puntos Q-Marine* con el método de adquisición de línea
continua CLA*. Repsol Exploracion Guyana, S.A. le adjudicó a
WesternGeco un levantamiento de 4000 km2 en la zona marina de
Guyana cerca de algunos descubrimientos recientes de petróleo
importantes. Además, Tullow adjudicó a WesternGeco dos contratos:
uno para un levantamiento 3D de 2150 km2 en la zona marina de
Guyana y el otro para el procesamiento de datos de un conjunto de
datos recientemente adquirido en Uruguay. Los datos adquiridos en
Uruguay se procesarán en el centro Geosolutions de WesternGeco en
Gatwick mediante una migración de profundidad con preapilamiento y
un flujo de procesamiento de banda ancha.
BP le adjudicó a WesternGeco el procesamiento de datos e
imágenes de un levantamiento en el fondo marino de ultraalta
densidad y moderno que se adquirirán en el campo de Clair Ridge, al
oeste de Shetland en el RU. El levantamiento se convertirá en el
punto de partida para futuros estudios realizados con la técnica de
lapsos de tiempo 4D del área e incluirá tecnologías de
procesamiento de varios componentes e imágenes, y creación de
modelos de velocidad de avanzada.
Drilling Group (Grupo de Perforación)
(Indicado en millones)
Tres meses finalizados
al Cambio 30 de junio de 2017
31 de marzo de 2017 30 de junio del
2016
Secuencial Interanual Ingresos
2107 USD 1985 USD 2034 USD
6 %
4 % Ingresos operativos antes de impuestos
302 USD 229 USD 171 USD
32 %
77 % Margen operativo antes de impuestos
14,3
% 11.5 % 8.4 %
278 bps 594 bps
Los ingresos del Drilling Group de 2100 millones de USD, de
los cuales el 74 % provino de mercados internacionales,
aumentaron un 6 % de manera secuencial, debido a la
reactivación de la actividad estacional en las regiones de Rusia,
la CEI y el Mar del Norte, y la fuerte actividad de perforación
direccional en el territorio continental de EE. UU. que
beneficiaron a la mayoría de las líneas de productos del Drilling
Group. La demanda de tecnologías de perforación direccional en el
territorio continental de EE. UU. también fue mayor, ya que
los laterales más largos y el diseño de los pozos requirieron
sistemas rotativos direccionales de avanzada y tecnologías de
barrenas de perforación innovadoras para aumentar la productividad
de los pozos. Estos aumentos fueron, en parte, contrarrestados por
el receso estacional de primavera de la región occidental de Canadá
y la menor actividad marina del territorio estadounidense del Golfo
de México.
El margen operativo antes de impuestos del 14 % aumentó
278 puntos base (bps) de manera secuencial debido a un aumento
de las mejoras de volumen y precios por la mayor incorporación de
tecnologías de Perforación y Mediciones y Barrenas y Herramientas
de Perforación en el territorio continental de EE. UU., a
pesar de que esto fue, en parte, contrarrestado por la presión
sobre los precios en el territorio estadounidense del Golfo de
México y los mercados internacionales.
El desempeño del Drilling Group, en el segundo trimestre, se
fortaleció con una combinación de operaciones de IDS, que
proporcionó gestión de proyectos, diseño de ingeniería y
capacidades de optimización técnica. El desempeño del Grupo también
fue impulsado por las implementaciones de nueva tecnología y las
adjudicaciones de contratos.
En Rusia, LUKOIL le adjudicó a Schlumberger un contrato de IDS
de tres años para 139 pozos en la región occidental de
Siberia. El alcance del trabajo incluye las tecnologías y los
servicios de Perforación y Mediciones, Barrenas y Herramientas de
Perforación, M-I SWACO, Terminaciones y SIS.
En Omán, Petrogas Kahil adjudicó a Schlumberger un contrato de
IDS por un año por un valor de 20 millones de USD para
perforar tres pozos de exploración en el bloque 55. Esto
incluye la proporción de varias tecnologías de Schlumberger, como
las barrenas con elementos de diamante estriado AxeBlade* de
Barrenas y Herramientas de Perforación, los sistemas rotativos
direccionales de perforación vertical PowerV* de Perforación y
Mediciones, y los sistemas de cabezales de pozos compactos
modulares SOLIDrill* de Sistemas de Superficie. Las operaciones del
primer pozo comenzaron en el segundo trimestre de 2017.
En Bahréin, la compañía Bahrain Petroleum Company (BAPCO)
adjudicó a IDS un contrato para dos pozos de exploración marina con
una extensión opcional de seis meses. El contrato incluye los
productos y servicios de los Grupos de Caracterización de
Yacimientos, Perforación, Producción y Cameron. Se incluye una
serie de tecnología en el contrato, como el sistema rotativo
direccional accionado PowerDrive vorteX*, el servicio de
procesamiento de imágenes y análisis de cortes cuantitativo
GeoFlex*, el sistema de estimulación marina modular FlexSTIM* y el
sistema de alta integridad de aislamiento para prueba de
yacimientos CERTIS*. Las operaciones comenzaron en el primer
trimestre de 2017.
SCS Corporation Ltd., una subsidiaria de Hyperdynamics
Corporation, adjudicó a Schlumberger un contrato de servicios
maestro de perforación para el pozo de exploración en aguas
profundas de alta mar Fatala-1 de la República de Guinea. El
contrato incluye registros adquiridos con herramientas operadas con
cable, medición y adquisición de registros durante la perforación,
control de fluidos y material sólido en la perforación, cementación
de fondo de pozo, adquisición de registros de lodo, barrenas de
perforación y escariadores, además de equipo y servicios de pesca
de contingencia. Schlumberger también proporcionará un gerente de
proyectos de IDS, y la perforación comenzará en el tercer trimestre
de 2017.
En el territorio estadounidense del Golfo de México, el Drilling
Group utilizó una combinación de tecnologías para Shell a fin de
optimizar la perforación de una formación de sal que presentó
dificultades en el bloque Green Canyon. La perforación a través de
la sal crea niveles de torque muy altos y fluctuaciones que pueden
llevar a velocidades de penetración (rate of penetration, ROP)
bajas o a fallas en las herramientas. Las tecnologías incluyeron un
sistema rotativo direccional PowerDrive Orbit* de Perforación y
Mediciones y una barrena con elemento de diamante estriado AxeBlade
de Barrenas y Herramientas de Perforación. Como resultado, el
cliente fue el primero en perforar más de 5353 pies en un
período de 24 horas en el Golfo de México, lo que le significó
siete días menos de tiempo de perforación en la sección de
16 ½ pulgadas.
En Oklahoma, el Drilling Group y Mediciones utilizó un servicio
de detección de límites de lechos de varias capas PeriScope HD*
para la compañía Casillas Petroleum Corporation a fin de minimizar
el riesgo y optimizar el desempeño de perforación en extensiones
productivas de SCOOP. Con su capacidad de detección de varias capas
de formación y posiciones de límites de fluidos, el servicio
PeriScope HD permitió una ubicación del pozo de avanzada mediante
la proporción de una delineación del yacimiento en tiempo real en
una formación que mostraba poco contraste desde la parte superior
hasta la parte inferior. Como resultado, el cliente pudo ubicar el
100 % del lateral en la zona, lo que evitó posibles costos de
pérdidas en el pozo y desvíos de la trayectoria del pozo.
En el sector del Mar del Norte del RU, el Drilling Group y
Mediciones implementó una combinación de tecnologías para un
operador importante a fin de mejorar el desempeño de perforación en
condiciones de pozo desafiantes. La combinación del servicio de
inteligencia de perforación en tiempo real OptiDrill* y el sistema
rotativo direccional PowerDrive Xceed* optimizó el desempeño
tecnológico mediante la reducción de recorridos de barrena de cinco
a uno. Esto le significó al cliente aproximadamente 10 días
menos de tiempo de perforación, lo que equivale a más de
2,4 millones de USD.
En el territorio continental de América del Norte, el Grupo de
Barrenas y Herramientas de Perforación utilizó tecnología de
barrena con elemento de diamante estriado AxeBlade en cuatro pozos
para un cliente a fin de superar los desafíos de perforación en la
extensión productiva de Bakken Shale. La formación se caracteriza
por intervalos de arenisca, lutita y piedra caliza muy incrustados
con diferentes fuerzas de compresión que pueden limitar el
desempeño de perforación. Esto le significó al cliente
52 horas menos entre los cuatro pozos. Además, la tecnología
de barrena AxeBlade superó el récord de longitud en pies en
24 horas del cliente dos veces en el mismo intervalo.
En Colombia, el Grupo de Barrenas y Herramientas de Perforación
utilizó la tecnología de cortador rodante de diamantes compactos
policristalinos (polycrystalline diamond compact, PDC) ONYX 360* a
fin de superar los desafíos de perforación para Equion Energy en la
cuenca Llanos. La tecnología de cortador ONYX 360 brindó una mayor
durabilidad de las barrenas durante la perforación a través de tres
formaciones de fuerzas de compresión diferentes. La ROP fue
3,5 veces más alta en comparación con los recorridos vecinos
en las mismas formaciones. El cliente se ahorró casi
3 millones de USD en costos operativos.
En China, el Grupo de Barrenas y Herramientas de Perforación
utilizó una combinación de tecnologías para PetroChina a fin de
perforar una sección de pozo curva de arenisca y lutita incrustadas
de 9 ½ pulgadas en el campo de Halahatang. Esta
desafiante geología, por lo general, requiere de dos a tres
barrenas de perforación convencionales para alcanzar la profundidad
objetivo en condiciones de gran impacto y vibración. Una
combinación de tecnología de cortador de PDC de alto impacto y
resistente al desgaste RockStorm* y tecnología de elementos con
diamantes cónicos Stinger* perforaron la profundidad total en un
solo recorrido. Esto le significó al cliente 10 días menos de
operaciones de perforación, lo que equivale a
150 000 USD.
En Noruega, M-I SWACO implementó la tecnología de limpieza de
tanques automática ATC* para Statoil a fin de reducir los riesgos
de salud, seguridad y medio ambiente en embarcaciones de servicio.
El desempeño promedio mensual, sobre la base de 25 barcos y
150 tanques, redujo el acceso a espacios reducidos más de
500 horas por mes y el trabajo en altura unas 225 horas
por mes. Además, la tecnología de limpieza de tanques ATC hizo que
se redujera el consumo de agua un 80 % por mes y a la vez,
hizo que se alcanzara un nivel de limpieza más alto en comparación
con un proceso manual. En consecuencia, el cliente ahorró
aproximadamente 500 000 USD por mes desde que se adoptó
la tecnología en abril de 2016.
Grupo de Producción
(Indicado en millones)
Tres meses finalizados
al Cambio 30 de junio de 2017
31 de marzo de 2017 30 de junio del
2016
Secuencial Interanual Ingresos
2496 USD 2187 USD 2121 USD
14 %
18 % Ingresos operativos antes de impuestos
221 USD 110 USD 82 USD
101 %
170 % Margen operativo antes de impuestos
8.9
% 5.0 % 3,9 %
382 bps 499 bps
Los ingresos del Grupo de Producción de 2500 millones de
USD, de los cuales el 59 % provino de mercados
internacionales, aumentaron un 14 % de manera secuencial
debido principalmente a una fuerte actividad de fracturamiento
hidráulico y a una recuperación de precios sostenida en el
territorio continental de América del Norte, como consecuencia de
la intensificación de la actividad de terminación y el aumento de
recuentos por etapas de un 26 %. En el territorio continental
de EE. UU., los ingresos de fracturamiento hidráulico
aumentaron un 68 % por la rápida implementación de la
capacidad inactiva, ya que la actividad en tierra no convencional
aumentó durante el trimestre. Los ingresos internacionales también
aumentaron como consecuencia de la reactivación de la actividad
estacional en China y en la región de Rusia y la CEI, a la vez que
los ingresos en Argentina aumentaron debido a la actividad en
tierra no convencional. El Área de SPM registró un aumento
secuencial como consecuencia de la recuperación estacional en
China, aunque esto se vio, en parte, contrarrestado por la
disminución en los ingresos en Ecuador debido a una menor
producción del proyecto Shushufindi de SPM.
El margen operativo antes de impuestos del 9 % aumentó
382 bps de manera secuencial debido a un aumento en la
actividad y a la recuperación de los precios en tierra en América
del Norte. A pesar de los costos significativos en los que se
incurrió por la reactivación de varias flotas en el segundo
trimestre, el negocio de fracturamiento hidráulico en América del
Norte fue rentable por primera vez desde el primer trimestre de
2015. El margen también se amplió debido a los mayores beneficios
de la integración vertical del negocio de bombeo a presión.
Los resultados del Grupo de Producción se beneficiaron de varias
implementaciones de nuevas tecnologías e iniciativas de
transformación.
En el territorio continental de América del Norte, el Área de
Servicios de Pozos utilizó el servicio de fracturamiento BroadBand
Sequence* para aumentar la producción en un pozo de lutita
horizontal en la formación heterogénea de Wolfcamp Shale en la
cuenca Permian. Casi un año después de la implementación del
servicio BroadBand*, el pozo produjo un 42 % más de
hidrocarburos en comparación con la producción promedio de tres
pozos vecinos con la misma longitud de lateral, recuento por etapas
y volumen de apuntalantes y fluidos.
En el oeste de Texas, Schlumberger utilizó una combinación de
tecnologías para Manti Tarka Permian a fin de optimizar las
terminaciones de pozos en la formación de Wolfcamp Shale. Las
tecnologías incluyeron un software de estimulación a producción
centrado en el yacimiento Kinetix Shale*, servicios de adquisición
de registros a través de barrenas ThruBit* y una plataforma de
escaneo acústico Sonic Scanner*. Los datos de las mediciones en
campo y del modelado ayudaron a optimizar el diseño de las
terminaciones, lo que llevó a un aumento de un 60 % en el área
de superficie del fracturamiento hidráulico. El cliente alcanzó una
mejora de un 25 % en producción de petróleo en comparación con
los pozos vecinos en el campo.
En el territorio continental de América del Norte, la tecnología
de levantamiento artificial de Schlumberger estableció un nuevo
punto de referencia de equipo en las operaciones de petróleo de
lutita. La tecnología de bomba sumergible eléctrica (electrical
submersible pump, ESP) de vida útil prolongada no convencional REDA
Continuum*, que está diseñada para desafíos en pozos horizontales
de yacimientos no convencionales, como flujos de fluido de bolsón y
material sólido nocivo, supera la confiabilidad de las ESP
convencionales. La tecnología de ESP Continuum se ha instalado en
más de 180 operaciones desde su introducción en septiembre de
2014 y ha demostrado tener vida de recorrido de 18 meses, lo
que supera los promedios históricos de seis a nueve meses.
En China, el Área de Servicios de Pozos implementó una
combinación de tecnologías a fin de aumentar la producción para la
compañía PetroChina Company Limited en dos pozos de gas
horizontales en una formación de arenisca compacta en la cuenca
Ordos. El uso del servicio de fracturamiento de canal de flujo
posibilitado por la arena local Salik* permitió el reemplazo de más
de la mitad del apuntalante cerámico que normalmente se necesita y
ayudó a crear fracturas de conductividad alta en el lateral
horizontal. Como resultado de la combinación de estas tecnologías,
el cliente alcanzó un aumento de un 50 % en la producción de
gas en cada pozo en comparación con el plan. Además, el servicio de
fracturamiento Salik ayudó a reducir los costos totales del pozo un
20 %, lo que equivale a 95 000 USD.
En América del Norte, el programa de transformación permitió
mejorar la confiabilidad del equipo y redujo los costos de
mantenimiento. En especial, el Centro de Confiabilidad y Eficiencia
en Denton, Texas, le brinda servicio al campo mediante el monitoreo
de las flotas de equipo desde su Centro de Apoyo de Confiabilidad,
donde se han desarrollado capacidades de monitoreo proactivo del
funcionamiento (prognostic health monitoring, PHM) para predecir
los problemas de confiabilidad de los equipos. El PHM ha
significado un ahorro de 10 millones de USD en costos
operativos en los últimos 18 meses.
Grupo Cameron
(Indicado en millones)
Tres meses finalizados
al Cambio 30 de junio de 2017
31 de marzo de 2017 30 de junio del
2016
Secuencial Interanual Ingresos
1265 USD 1229 USD 1525 USD
3 %
-17 % Ingresos operativos antes de impuestos
174 USD 162 USD 250 USD
8 %
-30 % Margen operativo antes de impuestos
13,8
% 13,2 % 16,4 %
61 bps -260 bps
Los ingresos del Grupo Cameron de 1300 millones de USD, de
los cuales el 59 % provino de mercados internacionales,
aumentaron un 3 % de manera secuencial, como consecuencia de
la actividad de Sistemas de Superficie y Válvulas y Mediciones en
el territorio continental de EE. UU., que aumentó al mismo
ritmo que el recuento de pozos. El aumento en el territorio
continental de EE. UU., sin embargo, fue contrarrestado por
una menor actividad en el territorio estadounidense del Golfo de
México para Sistemas de Perforación y OneSubsea. A nivel
internacional, los ingresos disminuyeron levemente debido a una
menor actividad de proyectos para OneSubsea y Sistemas de
Perforación, lo cual fue, en parte, contrarrestado por un aumento
en los ingresos de Sistemas de Superficie y Válvulas y Mediciones
como consecuencia de la reactivación de la actividad de servicio
estacional en la región de Rusia y la CEI.
El margen operativo antes de impuestos del 14 % mejoró
levemente de manera secuencial como consecuencia de un aumento en
los volúmenes de proyectos y las ventas de productos en las Áreas
de Sistemas de Superficie y Válvulas y Mediciones, y una sólida
ejecución de proyectos continua en OneSubsea, lo cual contrarrestó
en gran medida el impacto de la caída de órdenes atrasadas de
productos en el Área de Sistemas de Perforación.
El desempeño del Grupo Cameron se caracterizó por los siguientes
aspectos destacados durante el trimestre.
Las Áreas de Sistemas de Perforación y M-I SWACO de Cameron
trabajaron en conjunto en el desarrollo de productos para
proporcionar el primer sistema de manejo de la presión durante la
perforación (managed pressure drilling, MPD) en aguas profundas de
fabricantes de equipos originales del sector. La solución integrada
consta de un acople de tubos ascendentes, colectores múltiples de
superficie, un sistema de control único y cables umbilicales, y
otro equipo. A la fecha, Schlumberger ha recibido órdenes para
cuatro de los sistemas: el primero fue entregado en mayo de 2017 y
los otros tres se entregarán más adelante este año. El sistema de
MPD en aguas profundas recibió un Premio a la Nueva Tecnología
Destacada de la Conferencia de Tecnología Marina de 2017.
TAQA le adjudicó a OneSubsea un contrato de ingeniería,
adquisición, construcción, instalación y puesta en marcha
(engineering, procurement, construction, installation and
commissioning, EPCIC) para el otro campo de Otter en el sector del
Mar del Norte del RU. El contrato incluye un sistema de impulsión
submarina de varias fases con controles de superficie y submarinos,
y servicios de ciclo de vida en campo asociados. El proyecto
generará una interconexión submarina de 30 km con la
plataforma de North Cormorant operada por TAQA y será la
interconexión de impulsión submarina de varias fases más larga en
el sector del Mar del Norte del RU. OneSubsea y su socio de Subsea
Integration Alliance, Subsea 7, entregarán un proyecto llave en
mano integrado desde el diseño hasta el suministro, la instalación
y la puesta en marcha.
Noble Energy Mediterranean Ltd adjudicó un contrato a
Schlumberger para la proporción de un sistema de medición y control
para el proyecto marino de desarrollo en el campo Leviathan en
Israel. El sistema de Válvulas y Mediciones incluirá dos patines de
medición de varios recorridos grandes, dos medidores de
transferencia de custodia ultrasónicos para gas y líquido Caldon,
un calibrador bidireccional y una estructura para albergar varios
analizadores de componentes de gas natural y sistemas de control de
supervisión.
En el territorio estadounidense del Golfo de México, OneSubsea y
su miembro de Subsea Services Alliance, Helix Energy Solutions,
recibió una expresión de interés por el alquiler del sistema de
tubo ascendente de intervención de 15 000 psi de
desarrollo conjunto, el cual comenzará el cuarto trimestre de 2017.
Este sistema, cuya construcción se inició a mediados de 2015, será
el primero de su tipo que esté disponible para alquiler a fin de
satisfacer las crecientes necesidades de intervención de pozos
submarinos de alta presión.
Cuadros financieros
Estado resumido de ingresos
consolidados (pérdidas) (indicado en millones, excepto
los montos por acción) Segundo trimestre Seis meses
Ejercicios finalizados el 30 de Junio
2017
2016
2017 2016 Ingresos
7462 USD 7164 USD
14 356 USD
13 684 USD Intereses y otros ingresos
62 54
108 98 Gastos Costo de los ingresos (1)
6468 6465
12 544 11 925 Investigación e ingeniería
196 257
406 497 Generales y administrativos
110 103
208 213 Ajustes de valor y otros(1)
510 2573
510 2573 Fusiones e integraciones (1)
81 185
164 185 Interés
142
149
281 282
Ingresos (pérdidas) antes de impuestos
17 USD (2514 USD
)
351 USD (1893 USD ) Impuesto sobre la renta
(pérdidas)(1)
98 (368 )
148 (270 ) Ingresos netos (pérdidas)
(81
USD ) (2146 USD )
203 USD (1623 USD )
Ingresos netos (pérdidas) atribuibles a participaciones no
mayoritarias
(7 ) 14
(2 ) 36 Ingreso neto (pérdidas)
atribuible a Schlumberger (1)
(74 USD )
(2160 USD )
205 USD (1659
USD ) Ganancias diluidas (pérdidas) por acción de
Schlumberger (1)
(0,05 USD )
(1,56 USD )
0,15 USD (1,26 USD )
Promedio de acciones circulantes
1387 1389
1390 1321 Promedio de acciones circulantes suponiendo la
dilución
1387 1389
1397 1321 Depreciaciones y
amortizaciones incluidas en los gastos(2)
986 USD 1113 USD
1975 USD 2080 USD
(1) Ver sección titulada "Cargos y créditos"
para más detalles.
(2)Incluye depreciación de propiedad, planta y
equipamiento y amortización de activos intangibles, costos de datos
sísmicos multicliente e inversiones de Schlumberger Production
Management (SPM).
Balance consolidado resumido (Indicado en millones)
30 de junio, 31 de diciembre de Activos
2017 2016 Activos corrientes Efectivo e
inversiones a corto plazo
6218 USD 9257 USD
Cuentas por cobrar
8925 9,387 Otros activos corrientes
6130 5283
21 273
23 927 Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el
vencimiento
13 238 Activos fijos
12 358 12,821
Datos sísmicos multicliente
1042 1073 Fondo de comercio
25 058 24 990 Activos intangibles
9636
9,855 Otros activos
5482 5,052
74 862 USD
77 956 USD Pasivos y capital
Pasivos corrientes Cuentas por pagar y pasivos
acumulados
9444 USD 10 016 USD Pasivo
estimado del impuesto a las ganancias
1.159 1188 Préstamos a
corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo
2224 3153 Dividendos a pagar
700
702
13 527 15,059 Deuda a largo plazo
16 600 16 463 Impuestos diferidos
2.000 1880
Beneficios posteriores a la jubilación
1385 1495 Otros
pasivos
1398 1530
34 910
36 427 Capital
39 952 41 529
74 862 USD
77 956 USD
Liquidez
(Indicado en millones) Componentes de liquidez
30 de junio de 2017
31 de marzo de2017
31 de diciembre de2016
30 de junio de2016
Efectivo e inversiones a corto plazo
6218 USD
7353 USD 9257 USD
11 192 USD Inversiones de renta fija, mantenidas
hasta el vencimiento
13 238 238 386 Préstamos a corto plazo
y porción corriente de la deuda a largo plazo
(2224 )
(2449 ) (3153 ) (3371 ) Deuda a largo plazo
(16 600
) (16 538 ) (16 463 ) (18 252 ) Deuda neta (1)
(12 593 USD ) (11 396 USD ) (10 121
USD ) (10 045 USD ) El detalle de los cambios en la
liquidez son los siguientes:
Seis Segundo Seis
Meses Trimestre Meses Ejercicios finalizados el 30 de
Junio
2017
2017 2016 Ingreso neto (pérdida) antes
de participaciones no controladoras
203 USD (81
USD ) (1623 USD ) Ajustes de valor y otros cargos, netos
de impuestos antes de participaciones no mayoritarias
643
574 2476
846 USD
493 USD 853 USD Depreciaciones y amortizaciones
(2)
1975 986 2080 Gastos en pensiones y otros
beneficios posteriores a la jubilación
52 15 92
Gastos de compensación basados en acciones
180 92 145
Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la
jubilación
(74 ) (45 ) (83 ) Cambio en
el capital de trabajo
(1339 ) (548 )
(250 ) Otros
(126 ) (135 ) 5
Flujo de caja de las operaciones (3)
1514 USD
858 USD 2842 USD
Gastos de capital
(884 ) (503 ) (998 )
Inversiones de SPM
(328 ) (184 ) (729 )
Datos sísmicos multicliente capitalizados
(190 )
(74 ) (333 )
Flujo de caja libre(4)
112 97 782 Programa de
recompra de acciones
(770 ) (398 ) (506
) Dividendos pagados
(1393 ) (697 )
(1255 ) Beneficios de los planes de acciones de empleados
143 8 195
(1908 )
(990 ) (784 ) Adquisición de negocios e
inversiones, neto de efectivo adquirido más deuda asumida
(364 ) (91 ) (3790 ) Otros
(200
) (116 ) 76 Aumento de deuda neta
(2472 ) (1197 ) (4498 ) Deuda neta,
comienzo del período
(10 121 )
(11 396 ) (5547 ) Deuda neta, final del período
(12 593 USD ) (12 593 USD )
(10 045 USD ) (1) “Deuda neta” representa la deuda
bruta menos el efectivo, las inversiones a corto plazo y las
inversiones de renta fija 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 cancelar la deuda. La deuda
neta es una medida financiera no establecida en los PCGA que debe
considerarse además de, no como sustituto o superior a la deuda
total. (2) Incluye depreciación de propiedad, planta y equipos y
amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos
multicliente e inversiones de Schlumberger Production Management
(SPM). (3) Incluye pagos indemnizatorios de aproximadamente
230 millones de USD y 90 millones de USD
durante los seis meses y el segundo trimestre que finalizan el 30
de junio de 2017 respectivamente, y 545 millones de USD
durante los seis meses que finalizan el 30 de junio de 2016. Los
seis meses que finalizan el 30 de junio de 2016 también incluyen
aproximadamente 100 millones de USD de pagos de única vez
relacionados con la transacción en relación con la adquisición de
Cameron. (4) “Flujo de caja libre” representa el flujo de caja de
las operaciones menos gastos de capital, inversiones de SPM y
costos de datos sísmicos multicliente capitalizados. La gerencia
considera que el flujo de caja libre es una medida de liquidez
importante para la Compañía y que es de utilidad para los
inversores y para la gerencia como medida de la capacidad para
generar efectivo. Una vez cubiertas las necesidades y las
obligaciones empresariales, este efectivo puede usarse para
reinvertir en la compañía para el crecimiento futuro o para
devolvérselo a los accionistas por medio de pagos de dividendos o
de recompras de acciones. El flujo de caja libre no representa el
flujo de caja residual, disponible para gastos discrecionales. El
flujo de caja libre es una medida financiera no establecida en los
PCGA que debe considerarse además de, no como sustituto para o
superior al flujo de caja proveniente de las operaciones.
Cargos y créditos
Además de los resultados financieros determinados de acuerdo con
los principios contables generalmente aceptados en EE. UU.
(PCGA), este Comunicado de prensa de ganancias del segundo
trimestre de 2017 incluye también medidas financieras no
establecidas en los PCGA (según la definición del reglamento G de
la SEC). Los ingresos netos, sin incluir cargos y créditos, así
como las medidas derivadas de ellos (lo que incluye EPS diluidas;
ingresos netos antes de participaciones no controladoras, sin
incluir cargos y créditos; e impuestos efectivos, sin incluir
cargos y créditos) constituyen medidas financieras que no son PCGA.
La gerencia considera que la exclusión de cargos y créditos de
estas medidas financieras le permiten evaluar más efectivamente las
operaciones de Schlumberger de un período a otro, e identificar las
tendencias operativas que de otra forma podrían quedar ocultas por
los elementos excluidos. La gerencia también usa estas medidas como
medidas de rendimiento para determinar ciertas compensaciones de
incentivos. Las medidas financieras que no son PCGA previas deben
considerarse además de, no como un sustituto para o superiores a
otras medidas de rendimiento financiero preparadas de acuerdo con
los PCGA. A continuación se muestra una conciliación de estas
medidas que no son PCGA con las medidas PCGA comparables.
(indicado en millones, excepto los montos por acción)
Segundo trimestre de 2017 Antes
de impuestos Impuesto
Participacionesno mayoritarias
Ganancia neta
por acción diluidas*
Pérdida neta de Schlumberger (con base en PCGA) 17 USD
98 USD (7 USD ) (74 USD ) (0,05 USD ) Ajuste de valor justo de
pagarés y otros 510 - 12 498 0,36 Fusiones e integración 81
17 - 64 0,05 Ingresos
netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos 608 USD
115 USD 5 USD 488 USD
0,35 USD
Seis meses de 2017
Antes de impuestos Impuesto
Participacionesno mayoritarias
Ganancia neta
Ingresos por acción diluidas*
Ingreso neto de Schlumberger (con base en PCGA) 351 USD
148 USD (2 USD ) 205 USD 0,15 USD Ajuste de valor
justo de pagarés y otros 510 - 12 498 0,36 Fusiones e integración
164 31 - 133 0.10
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos
1025 USD 179 USD 10 USD
836 USD 0,60 USD
Primer
Trimestre de 2017 Antes de impuestos Impuesto
Participacionesno mayoritarias
Ganancia neta
Ingresos por acción diluidos
Ingreso neto de Schlumberger (con base en PCGA) 334 USD
50 USD 5 USD 279 USD 0,20 USD Fusiones e integración
82 14 - 68 0,05
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos
416 USD 64 USD 5 USD 347
USD 0,25 USD
* Los importes no suman debido al
redondeo.
(indicado en millones, excepto los montos por acción)
Segundo trimestre del 2016 Antes de
impuestos Impuesto
Participacionesno mayoritarias
Ganancia neta
Ingresos por acción diluidas*
Pérdida neta de Schlumberger (con base en PCGA) (2514 USD ) (368
USD ) 14 USD (2160 USD ) (1,56 USD ) Ajustes de valor y otros:
Reducción de activos fijos 1058 177 - 881 0.63 Reducción de la
fuerza laboral 646 63 - 583 0,42 Ajustes de inventario 616 49 - 567
0.41 Ajuste de valor de datos sísmicos multicliente 198 62 - 136
0.10 Otros cargos por reestructuración 55 - - 55 0,04
Fusiones e integración:
Beneficios de empleados relacionados con la fusión y honorarios
profesionales 92 17 - 75 0,05 Otros costos relacionados con las
fusiones e integración 93 19 - 74 0,05 Ajuste de valor justo de la
amortización del inventario de contabilidad de compras (1) 150
45 - 105 0,08
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos
394 USD 64 USD 14 USD
316 USD 0,23 USD
Seis
meses de 2016 Antes de impuestos Impuesto
Participacionesno mayoritarias
Ganancia neta
Ingresos por acción diluidas*
Pérdida neta de Schlumberger (con base en PCGA) (1893 USD ) (270
USD ) 36 USD (1659 USD ) (1,26 USD ) Ajustes de valor y otros:
Reducción de activos fijos 1058 177 - 881 0,66 Reducción de la
fuerza laboral 646 63 - 583 0,44 Ajustes de inventario 616 49 - 567
0,43 Ajuste de valor de datos sísmicos multicliente 198 62 - 136
0.10 Otros cargos por reestructuración 55 - - 55 0,04
Fusiones e integración:
Beneficios de empleados relacionados con la fusión y honorarios
profesionales 92 17 - 75 0,06 Otros costos relacionados con las
fusiones e integración 93 19 - 74 0,06 Ajuste de valor justo de la
amortización del inventario de contabilidad de compras (1) 150
45 - 105 0,08
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos
1015 USD 162 USD 36 USD
817 USD 0,62 USD
(1) Registrado en Costo de los ingresos en
el Estado resumido de ingresos consolidados (pérdidas).
* Los importes no suman debido al redondeo.
Grupos de Producto
(Indicado en millones)
Tres meses finalizados
al 30 de junio de 2017 31 de marzo de 2017
30 de junio del 2016
Ingresos
Ingresos antes de
impuestos
Ingresos
Ingresosantes de impuestos
Ingresos
Ingresosantes de impuestos
Caracterización de yacimientos
1759 USD
299 USD 1618 USD 281 USD 1586 USD
268 USD Perforación
2107 302 1985 229 2034 171
Producción
2496 221 2187 110 2121 82 Cameron
1265 174 1229 162 1525 250 Eliminaciones y otros
(165 ) (46 ) (125 ) (25 ) (102 ) (24 )
Ingresos operativos antes de impuestos
950 757 747
Corporativos y otros
(242 ) (239 ) (241 ) Intereses
ganados(1)
28 24 24 Intereses perdidos(1)
(128
) (126 ) (136 ) Cargos y créditos
(591
) (82 ) (2908 )
7462 USD
17 USD 6894 USD 334 USD
7164 USD (2514 USD ) (Indicado en millones)
Seis meses finalizados 30 de junio de 2017
30 de junio del 2016
Ingresos
Ingresos antes de
impuestos
Ingresos
Ingresosantes de impuestos
Caracterización de yacimientos
3377 USD
580 USD 3305 USD 601 USD Perforación
4092 531 4527 542 Producción
4683 331
4497 288 Cameron
2.494 336 1525 250 Eliminaciones y
otros
(290 ) (71 ) (170 ) (33 )
Ingresos operativos antes de impuestos
1707 1648
Corporativos y otros
(480 ) (414 ) Intereses
ganados(1)
52 37 Intereses perdidos(1)
(254 )
(256 ) Cargos y créditos
(674 ) (2908 )
14 356 USD 351 USD
13 684 USD (1893 USD )
(1)No incluye intereses considerados en
los resultados de los Grupos de Producto.
Algunos elementos del período anterior se
reclasificaron para adaptarlos a la presentación del período
actual.
Información complementaria
1)
¿Cuál es la orientación del gasto de
capital para todo el año 2017?
Se espera que el gasto de capital (sin incluir inversiones de SPM y
múltiples clientes) sea de 2200 millones de USD para 2017.
2)
¿Cuál fue el flujo de caja de las
operaciones para el segundo trimestre de 2017?
El flujo de caja de las operaciones fue de 858 millones de USD
para el segundo trimestre de 2017 e incluyó aproximadamente
90 millones de USD de pagos indemnizatorios.
3)
¿Cuál fue el flujo de caja de las
operaciones para la primera mitad de 2017?
El flujo de caja de las operaciones fue de 1500 millones de
USD para la primera mitad de 2017 e incluyó aproximadamente
230 millones de USD de pagos indemnizatorios.
4)
¿Qué se incluyó en “Intereses y otros
ingresos” para el segundo trimestre de 2017?
Los “Intereses y otros ingresos” para el segundo trimestre de 2017
fueron de 62 millones de USD. Este monto estaba compuesto
por 28 millones de USD de ganancias por inversiones bajo el
método patrimonial y 34 millones de USD de ingresos ganados.
5)
¿Cómo se modificaron los ingresos
ganados y los intereses perdidos durante el segundo trimestre de
2017?
Los ingresos ganados de 34 millones de USD aumentaron
5 millones de USD de manera secuencial. Los ingresos perdidos
de 142 millones de USD aumentaron 3 millones de USD de
manera secuencial.
6)
¿Cuál es la diferencia entre el ingreso
operativo antes de impuestos y el resultado consolidado de
Schlumberger antes de impuestos?
Principalmente, la diferencia se compone de elementos corporativos
(incluidos cargos y créditos) e ingresos por intereses y gastos de
intereses no asignados a los segmentos, como también gastos de
compensación basados en acciones, gastos de amortización asociados
con determinados activos intangibles (incluidos gastos de
amortización de activos intangibles generados por la adquisición de
Cameron), determinadas iniciativas gestionadas centralmente y otros
artículos no operativos.
7)
¿Cuál fue la tasa impositiva efectiva
(effective tax rate, ETR) para el segundo trimestre de
2017?
La ETR para el segundo trimestre de 2017,
calculada de acuerdo con los PCGA, fue de 590 % en comparación
con la tasa del 14,8 % para el primer trimestre de 2017. La
ETR para el segundo trimestre de 2017, sin incluir cargos y
créditos, fue de 18,9 % en comparación con la tasa del
15,3 % para el primer trimestre de 2017.
8)
¿Cuántas acciones del paquete de
acciones ordinarias fueron circulantes al 30 de junio de 2017, y
cómo cambió esto desde el final del trimestre anterior?
Había 1385 millones de acciones del paquete de acciones
ordinarias circulantes al 30 de junio de 2017. En la siguiente
tabla, se muestra el cambio en el número de acciones circulantes
desde el 31 de marzo de 2017 hasta el 30 de junio de 2017.
(Indicado en millones)
Acciones circulantes al 31 de marzo de
2017
1389 Acciones vendidas a titulares de opciones, menos
acciones intercambiadas - Otorgamiento de acciones restringidas 1
Acciones compartidas en el plan de adquisición de acciones de los
empleados - Programa de recompra de acciones (5) Acciones
circulantes al 30 de junio de 2017 1385
9)
¿Cuál fue el promedio ponderado del
número de acciones circulantes durante el segundo trimestre de 2017
y el primer trimestre de 2017, y cómo se concilia esto con el
número promedio de acciones circulantes, sobre la suposición de la
dilución utilizada en el cálculo de ganancias por acción diluidas,
sin incluir cargos y créditos?
El promedio ponderado del número de acciones circulantes durante el
segundo trimestre de 2017 fue de 1387 millones y de
1393 millones durante el primer trimestre de 2017. La
siguiente es una conciliación de las acciones circulantes promedio
con el número promedio de acciones circulantes, suponiendo la
dilución usada en el cálculo de ganancias por acción diluidas, sin
incluir cargos y créditos. (Indicado en millones)
Segundo trimestre de
2017
Primer trimestre de2017
Promedio ponderado de acciones en circulación 1387
1393 Ejercicio asumido de opciones de acciones 1 4 Acciones
restringidas no otorgadas 5 5 Promedio de acciones en
circulación suponiendo la dilución 1393 1402
10)
¿Cuál fue el saldo sin amortizar de la
inversión de Schlumberger en proyectos de SPM al 30 de junio de
2017, y cómo cambió esto en comparación con el 31 de diciembre de
2016?
El saldo sin amortizar de las inversiones de Schlumberger en
proyectos de SPM fue de aproximadamente 2600 millones de USD y
de 2500 millones de USD al 30 de junio de 2017 y al 31 de
diciembre de 2016 respectivamente. Estos montos se incluyen dentro
de Otros activos en el Balance consolidado resumido de
Schlumberger. El cambio en el saldo sin amortizar de la inversión
de Schlumberger en proyectos de SPM fue el siguiente: (Indicado en
millones) Saldo al 31 de diciembre de 2016
2458 USD Inversiones de SPM 328 Amortización de las
inversiones de SPM (213 ) Saldo al 30 de junio de 2017
2573 USD
11)
¿Cuál fue el monto de ventas a
múltiples clientes de WesternGeco en el segundo trimestre de
2017?
Las ventas multicliente, incluidas las tasas de transferencia,
fueron de 182 millones de USD en el segundo trimestre de 2017
y de 138 millones de USD en el primer trimestre de 2017.
12)
¿Cuáles fueron las órdenes atrasadas de
WesternGeco al final del segundo trimestre de 2017?
Las órdenes atrasadas de WesternGeco, basadas en contratos firmados
con clientes, fueron de 566 millones de USD al final del
segundo trimestre de 2017. Y fueron de 613 millones
de USD al final del primer trimestre de 2017.
13)
¿Cuáles fueron las órdenes y las
órdenes atrasadas para los segmentos de OneSubsea y Sistemas de
Perforación del Grupo Cameron?
Las órdenes y órdenes atrasadas de OneSubsea y Sistemas de
Perforación fueron las siguientes: (Indicado en millones)
Órdenes
Segundo trimestre
2017
Primer trimestre
2017
OneSubsea
181 USD 546 USD Sistemas
de Perforación
170 USD
174 USD
Órdenes atrasadas (al final del período)
OneSubsea
2371 USD 2634 USD Sistemas de
Perforación
566 USD
608 USD
14)
¿Qué se incluye en Ajustes de valor y
otros en el Estado resumido de ingresos consolidados (pérdidas) de
Schlumberger para el segundo trimestre de 2017?
Durante el segundo trimestre de 2017, Schlumberger registró
510 millones de USD de cargos antes de impuestos que se
clasifican en Ajustes de valor y otros. La mayor parte de este
monto se relaciona con un acuerdo de financiamiento que
Schlumberger celebró con su principal cliente en Venezuela. Este
acuerdo tuvo como resultado el intercambio de 700 millones de
USD de cuentas por cobrar pendientes por un pagaré con intereses.
Schlumberger registró este pagaré por su valor justo estimado el
día del intercambio, lo cual generó cargos.
Acerca de Schlumberger
Schlumberger es el proveedor mundial líder de tecnología para la
caracterización de yacimientos, perforaciones, producción y
procesamiento para la industria del petróleo y el gas. Con
operaciones en más de 85 países y con aproximadamente 100 000
empleados que representan a más de 140 nacionalidades, Schlumberger
ofrece la mayor gama de productos y servicios del sector, desde la
exploración hasta la producción, y soluciones integradas
“pore-to-pipeline” (poro a tubería) que optimizan la recuperación
de hidrocarburo para ofrecer el desempeño de los yacimientos.
Schlumberger Limited tiene sus oficinas principales en París,
Houston, Londres y La Haya, e informó ingresos de 27 810
millones de USD en 2016. Para más información, visite
www.slb.com.
*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.
†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), antes
conocida como Japan National Oil Corporation (JNOC), y Schlumberger
trabajaron en conjunto en un proyecto de investigación para
desarrollar tecnología de adquisición de registros durante la
perforación (logging while drilling, LWD) que reduzca la necesidad
de fuentes de sustancias químicas tradicionales. Diseñado en torno
al generador de neutrones pulsados (pulsed neutron generator, PNG),
el servicio EcoScope utiliza tecnología que se obtuvo como
resultado de esta colaboración. El PNG y el paquete integral de
mediciones en un solo collar son componentes clave del servicio
EcoScope que brinda tecnología de LWD revolucionaria.
Bonos
Schlumberger realizará una llamada en conferencia para analizar
el comunicado de prensa sobre ganancias y el panorama comercial el
viernes 21 de julio de 2017. La llamada está programada para
comenzar a las 8:30 a. m., hora del este de EE. UU.
Para acceder a la llamada, que está abierta al público, comuníquese
con el operador de la llamada en conferencia al +1 (800) 288-8967
dentro de América del Norte, o al +1 (612) 333-4911 fuera de
América del Norte, aproximadamente 10 minutos antes de la hora de
inicio programada para la llamada. Pregunte por la “Llamada en
Conferencia de Resultados de Schlumberger”. Cuando la llamada en
conferencia concluya, una reproducción de audio estará disponible
hasta el 21 de agosto de 2017 si llama al +1 (800) 475-6701 dentro
de América del Norte o al +1 (320) 365-3844 fuera de América del
Norte, e indica el código de acceso 423510.
La llamada en conferencia se transmitirá, simultáneamente, por
Internet en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio
solamente. La reproducción de la transmisión por Internet también
estará disponible en el mismo sitio web hasta el 31 de agosto de
2017.
El presente comunicado de prensa de ganancias del primer
trimestre de 2017, como otras declaraciones que hacemos, contienen
“declaraciones a futuro” en el sentido expreso de las leyes
federales de títulos valores, que incluyen toda declaración que no
sea un hecho histórico, como nuestros pronósticos o expectativas
sobre los pronósticos comerciales; el crecimiento de Schlumberger
en general y para cada uno de sus segmentos (y para productos o
áreas geográficas específicos dentro de cada segmento); el
crecimiento de la producción y demanda de gas natural y petróleo;
los precios del gas natural y petróleo; las mejoras en los
procedimientos operativos y tecnología, incluido nuestro programa
de transformación; los gastos de capital de Schlumberger y la
industria del petróleo y el gas; las estrategias comerciales de los
clientes de Schlumberger; los beneficios esperados de la
transacción de Cameron; el éxito de las alianzas y empresas
conjuntas 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 otros aspectos, las condiciones económicas
mundiales; los cambios en los gastos en exploración y producción de
los clientes de Schlumberger, y los cambios en el nivel de
exploración y desarrollo de petróleo y gas natural; las condiciones
económicas, políticas y comerciales generales en regiones clave del
mundo; el riesgo de las divisas extranjeras; la presión sobre los
precios; los factores climáticos y estacionales; las
modificaciones, demoras o cancelaciones operativas; las
disminuciones de producción; los cambios en las normativas
gubernamentales y en los requisitos normativos, incluidos los
relacionados con la exploración marina de petróleo y gas, las
fuentes radioactivas, los explosivos, las sustancias químicas, los
servicios de fracturamiento hidráulico y las iniciativas
relacionadas con el clima; la imposibilidad de la tecnología de
superar nuevos desafíos en exploración; la imposibilidad de
integrar al negocio de Cameron y realizar las sinergias esperadas;
la imposibilidad de contratar empleados claves; y otros riesgos e
incertidumbres detallados en nuestro comunicado de ganancias del
segundo trimestre de 2017 y nuestros Formularios 10-K, 10-Q y 8-K
más recientes presentados o proporcionados 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.
Vea la
versión original en businesswire.com: http://www.businesswire.com/news/home/20170807005652/es/
Schlumberger LimitedSimon Farrant, Vicepresidente de Relaciones
con los Inversores de Schlumberger LimitedJoy V. Domingo, Gerente
de Relaciones con los Inversores de Schlumberger LimitedOficina +1
(713) 375-3535investor-relations@slb.com
Schlumberger (NYSE:SLB)
Historical Stock Chart
From Mar 2024 to Apr 2024
Schlumberger (NYSE:SLB)
Historical Stock Chart
From Apr 2023 to Apr 2024