- Los ingresos por 9000 millones de USD
se redujeron secuencialmente en un 12 %
- Las Ganancias por Acción (Earnings Per
Share, EPS) de 0,88 USD declinaron secuencialmente en un 17 %, sin
incluir cargos ni créditos
- El flujo de efectivo disponible de 1500
millones de USD representó ganancias del 132 %
- El margen operativo decreciente en
forma secuencial fue del 23 %
- Se recompraron 5,8 millones de acciones
durante el trimestre por un total de 520 millones de USD
Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy los resultados del
segundo trimestre del año 2015.
(Indicado en millones, excepto
los montos por acción)
Tres Meses Finalizados al
Cambio 30 de junio de 2015 31 de marzo de 2015 30 de
junio de 2014
Secuencial Con respecto al año anterior
Ingresos
$ 9010 $ 10 248 $ 12 054
-12 %
-25 % Resultado operativo antes de impuestos
1708 1993 2621
-14 % -35 %
Resultado de operaciones en curso de SLB, excluidos cargos y
créditos*
1124 1358 1800
-17 % -38
% Ganancia por acción diluida de operaciones en curso,
excluidos cargos y créditos*
$ 0,88 $ 1,06 $ 1,37
-17 % -36 % Margen operativo antes de
impuestos
19,0 % 19,4 % 21,7 %
-49 bps -278
bps Ingresos de América del Norte
$ 2361 $
3222 $ 3888
-27 % -39 % Resultado
operativo antes de impuestos de América del Norte
242 416
700
-42 % -65 % Margen operativo antes
de impuestos de América del Norte
10,2 % 12,9 % 18,0
%
-268 bps -777 bps Ingresos internacionales
$ 6525 $ 6889 $ 8087
-5 % -19
% Resultado operativo antes de impuesto internacional
1595 1661 1942
-4 % -18 % Margen
operativo antes de impuestos internacional
24,5 %
24,1 % 24,0 %
+35 bps +44 bps
*Los ingresos de Schlumberger provenientes
de las operaciones en curso, incluidos los cargos y los créditos,
fueron de 975 millones de USD en el primer trimestre de 2015 y 1800
millones de USD en el segundo trimestre de 2014. La ganancia por
acción diluida de operaciones en curso, incluidos cargos y
créditos, fue de 0,76 USD en el primer trimestre de 2015 y de 1,37
USD en el segundo trimestre de 2014. No hubo cargos ni créditos
registrados durante el segundo trimestre de 2015 ni en los primeros
seis meses de 2014. Ver sección titulada "Cargos y créditos" para
más detalles.
El Presidente y Director Ejecutivo de Schlumberger, Paal
Kibsgaard, comentó, “Los ingresos de Schlumberger del segundo
trimestre disminuyeron en un 12 % secuencialmente, impulsados por
la dramática declinación en la actividad en tierra en América del
Norte ya que la cantidad de plataformas cayó un 40 % más y a medida
que continuó la erosión de los precios tanto en América del Norte
como en las Áreas Internacionales. Los ingresos en Norte América
cayeron un 27 % secuencialmente, mientras que los ingresos
internacionales fueron un 5 % más bajos pues los recortes
presupuestarios de los clientes y las concesiones de precios
impactaron sobre los resultados de todo un trimestre.
“A pesar de las mucho más exigentes condiciones del mercado, los
márgenes generales antes de impuestos se mantuvieron a niveles bien
por encima de las recesiones previas ya que continuamos gestionando
proactivamente los costos y los recursos, navegamos cuidadosamente
por el paisaje comercial y aceleramos aún más nuestro programa de
transformación. El éxito de nuestros esfuerzos se puede ver
reflejado en los márgenes de operaciones antes de impuestos del
10,2 % en América del Norte y del 24,5 % internacionalmente al
tiempo que generamos 1500 millones de USD en flujos de efectivo
disponible, representando el 132 % de los ingresos.
“En la primera mitad de 2015, los ingresos con respecto al año
anterior cayeron un 26 % en América del Norte y un 14 %
internacionalmente. A pesar de que estas declinaciones han sido más
severas que las de la recesión del 2009, entregamos márgenes
decrecientes en la primera mitad del 37 % en América del Norte y
del 18 % internacionalmente. Estos resultados representan una
marcada mejora respecto de las cifras equivalentes que eran
superiores al 70 % para el mismo período en 2009.
“Entre los segmentos del negocio, los ingresos del Grupo de
Producción declinaron un 18 % secuencialmente, impulsados por una
caída sin precedentes, tanto de la actividad como de los precios
por la presión de los servicios de extracción en tierra en América
del Norte. Los ingresos del Grupo de perforación y del Grupo de
caracterización de yacimientos cayeron un 11 % y un 5 %,
respectivamente, a medida que se fue moderando la merma del
desarrollo de la actividad de perforación y de los servicios
relacionados con la exploración.
“Al entrar en la segunda mitad del año, nuestra visibilidad aún
sigue siendo limitada. En términos de provisión de petróleo, los
primeros signos de aplastamiento de la producción Norteamericana
han aparecido al tiempo que la provisión comercializada de la OPEC
se ha visto incrementada una vez más. La producción fuera de
Norteamérica y fuera de la OPEC se debilitó en la primera mitad del
año arrastrada por las caídas en Brasil y México, y se espera una
mayor atenuación a medida que los menores niveles de inversión
comiencen a surtir total efecto. Los datos más recientes
suministrados junto a una fuerte previsión de la demanda global de
petróleo apuntan a un ajuste del balance global de
suministro-demanda, incluso considerando el suministro adicional
desde Irán.
“La inversión en exploración y producción en América del Norte
ahora se espera que caiga en más de un 35 % en 2015 arrastrada por
la menor actividad en tierra y la creciente presión de los precios.
Creemos que la cantidad de plataformas en América del Norte ahora
posiblemente estén tocando fondo, y que un menor incremento tanto
de la perforación en tierra como de las actividades de terminación
podría llegar a ocurrir en la segunda mitad del año.
“En el mercado internacional, los gastos en concepto de
Extracción y Producción ahora se espera caigan más de un 15 %. No
esperamos ningún ajuste hacia arriba de los presupuestos existentes
en 2015 pero vemos una continuación de las tendencias de la primera
mitad con baja actividad de exploración, una gestión más ajustada
del gasto relacionado con el desarrollo y una continuación en la
presión de los precios.
“En este complejo mercado, seguimos enfocados en lo que podemos
controlar, lo que incluye nuestra base de recursos y nuestros
costos, la implementación eficiente de nuestra tecnología y nuestra
experiencia y conocimiento, así como la calidad e integridad de los
productos y servicios que ofrecemos a nuestros clientes. El éxito
de este enfoque se puede ver en nuestros fuertes márgenes
internacionales a pesar de la caída en los ingresos y en nuestra
capacidad para optimizar nuestro rendimiento en América del
Norte.
“Seguimos confiando en nuestra capacidad para continuar
campeando la recesión actual mejor que nuestro entorno, y mejor que
en las recesiones anteriores. Nuestra fortaleza a nivel global,
nuestra diferenciación tecnológica y nuestra acelerada
transformación corporativa están creando una gran plataforma para
que aumentemos nuestros ingreso de participación de mercado,
entreguemos menores reducciones de las ganancias por acción que
nuestros colegas y continuemos la reducción del capital circulante
y la intensidad de las inversiones de capital al tiempo que
generemos mayores niveles disponibles de flujos de efectivo”.
Otros eventos
Durante el trimestre, Schlumberger recompró 5,8 millones de
acciones de su paquete de acciones ordinarias a un precio promedio
de 90,01 USD por acción, lo que dio un total de precio de compra de
520 millones de USD.
América del Norte
Los ingresos del segundo trimestre de América del Norte de 2400
millones de USD cayeron un 27 % de manera secuencial. En los EE.
UU. y Canadá Occidental, los ingresos cayeron, debido a una menor
actividad de extracción y a una persistente presión en los precios,
precipitado por la súbita caída del 40 % en el número de
plataformas de perforación continental y el inicio anticipado de
las vacaciones de primavera canadienses. En los EE. UU. –Golfo de
México-, los ingresos declinaron a medida que fueron decreciendo la
cantidad de plataformas en aguas profundas y que la actividad mutó
de exploración a desarrollo y terminación.
El margen operativo antes de impuestos de América del Norte
disminuyó 268 puntos básicos (bps) secuencialmente hasta 10,2 %,
debido a una menor actividad de extracción y a la debilidad de
precios en el continente. El margen de las operaciones a mar
abierto declinaron debido a la desfavorable mezcla de ingresos
resultante de la mutación de los altos márgenes de los trabajos de
exploración en aguas profundas a la actividad de desarrollo y
terminación. No obstante la gravedad de la disminución en los
ingresos en América del Norte, una ejecución concentrada y una
rápida acción en la gestión de los costos limitó el margen de
reducción de manera secuencial al 20 %.
En el continente, los precios han caído a niveles insostenibles
en algunas cuencas, llevando a la detención de los equipos de
extracción y a la reasignación de las cuadrillas. En otras cuencas,
se mantuvo la implementación de la flota de fracturación hidráulica
en busca de participación de mercado y de nuevas oportunidades
tecnológicas.
En la primera mitad del 2015, el ingreso con respecto al año
anterior cayó un 26 % en América del Norte, lo que es más grave que
la declinación del 24 % del mismo período durante la recesión del
2009. A pesar de esto, el margen decreciente fue del 37 % lo que
representa una marcada mejora respecto del 72 % publicado para el
mismo período en la recesión anterior. El margen de operación antes
de impuestos en la primera mitad del 2015 declinó en 648 bps con
respecto al año anterior, menos de la mitad de la caída de 1487 bps
informada para la primera mitad del 2009. La fortaleza de este
rendimiento fue sustentada por la diligente gestión de costos y
recursos, los crecientes efectos del programa de transformación,
las sólidas nuevas ventas de tecnología y la eficiente gestión de
la cadena de abastecimiento.
Durante el segundo trimestre, las nuevas tecnologías de
Schlumberger contribuyeron a aumentar la producción y la eficiencia
operativa en América del Norte.
En el Sudeste de Nuevo México, los Servicios de perforación de
pozos utilizaron un fluido compuesto de baja viscosidad de la
familia BroadBand* de servicios para la terminación de yacimientos
no convencionales para Endeavor Energy Resources, LP, a fin de
estimular un pozo nuevo en la Cuenca Pérmica con una terminación
“plug-and-perf”. En comparación con los seis pozos de compensación
más cercanos realizados usando fluido de fractura de baja fricción
y cantidades similares de propano, la producción total de petróleo
del nuevo pozo después de 120 días superó a todos los demás pozos
de compensación en más del 33 %.
En el Sur de Texas, los Servicios de perforación de pozos usaron
el servicio de fracturación BroadBand Sequence* para Encana a fin
de acelerar la producción e incrementar la recuperación en los
pozos más antiguos en los campos de pizarra Eagle Ford y
Haynesville. En un pozo del campo de pizarra Eagle Ford, por
ejemplo, las operaciones de refracturación incrementaron la
producción de petróleo de 50 bbl/d a 650 bbl/d y la presión de
flujo de 250 psi a 5000 psi. Y en un pozo del campo de pizarra
Haynesville, la producción se incrementó de 100 Mscf/d a 5000
Mscf/d mientras que la presión de flujo aumentó de 1500 psi a 6000
psi.
En Dakota del Norte, Drilling & Measurements implementó la
tecnología del sistema orientable rotativo PowerDrive Orbit* para
WPX Energy con el objeto de perforar tres secciones ampliadas
laterales del pozo en la formación Middle Bakken. Dado su diseño
exclusivo de actuación por paneles y merced a la tecnología
“push-the-bit” (empuje la broca), el sistema PowerDrive Orbit
superó los desafíos del control de trayectoria experimentados por
los montajes convencionales de perforación al tiempo que entregó
eficientemente tres laterales de alta calidad. Se repitió un
rendimiento similar en un lateral ampliado de 14 717 ft, lo que
representa la sección horizontal perforada con sistema orientable
rotativo más larga en el área.
En el Sur de Texas, M-I SWACO usó fluidos SCREEN PULSE* y
tecnología de separador de cortes para Statoil a fin de contribuir
a mantener condiciones óptimas de perforación de pozos y minimizar
los costos de eliminación y pérdida de lodo en un ámbito de
perforación de alto índice de penetración en la pizarra bituminosa
de Eagle Ford. Previamente, grandes cantidades de cortes
transportaban significativos volúmenes de lodo de base sintética
(“SBM”) sobre la superficie del tamiz mezclador con menor potencial
de recuperación. La tecnología SCREEN PULSE contribuyó a que el
cliente lograra ahorros netos de 68 000 USD para los dos primeros
pozos perforados, disminuyendo el costo SMB promedio por-pie en un
30 % y los costos de eliminación en un 13 %.
En California, Wireline implementó tecnología RSTPro* de
saturación de yacimiento para un importante cliente en el negocio
del petróleo y el gas en el campo Kern River. El servicio RSTPro
usa análisis espectral completo para medir las concentraciones
elementales, incluido el índice de carbón independiente de
salinidad/oxígeno. En combinación con las soluciones de
interpretación de Schlumberger Petrotechnical Services, el uso de
la tecnología permitió la caracterización de la saturación del
hidrocarburo pesado y ha dado nueva vida a este abandonado
proyecto. El proyecto de monitoreo del yacimiento Kern River
completó 20 años de vigilancia de la saturación este año y la
producción acumulada del campo en este momento supera los 2 mil
millones de USD de barriles de petróleo.
En los EE. UU. –Golfo de México-, se usó el evaluador dinámico
de formación modular Wireline MDT* junto con la tecnología
Quicksilver Probe* y un sistema de analizador de fluidos en el
lugar (InSitu Fluid Analyzer*) para que Chevron obtenga mediciones
del yacimiento en los hallazgos en aguas profundas Guadalupe y
Anchor. La combinación de tecnologías de Schlumberger contribuyó a
adquirir muestras de baja contaminación y a realizar análisis de
fluidos de perforación en tiempo real con los resultados usados
para determinar la conectividad del yacimiento y a mejorar la
comprensión de las propiedades de sellado así como el
comportamiento de la carga de fluidos. El uso de la tecnología de
análisis de fluidos de perforación de Schlumberger confirmó el
valor de la toma de decisiones en tiempo real en la caracterización
de yacimientos.
En Atlantic Canada, Schlumberger Integrated Project Management
(IPM) completó la construcción y evaluación del primer pozo
perforado por Statoil en un ambiente desafiante de aguas profundas,
mar adentro de la costa de Newfoundland. El trabajo se completó en
el marco de un contrato integrado por cuatro años que cubrió toda
la suite de servicios para el proyecto de exploración y evaluación
Flemish Pass. A pesar de los desafíos planteados por las
condiciones climáticas, la eficiencia de los servicios integrados
ofrecidos permitió que el proyecto cumpliera con los objetivos
internos del cliente. Las nuevas tecnologías de Schlumberger, tales
como el servicio fotorealístico de geología de yacimientos Wireline
Quanta Geo*, contribuyó a reducir el riesgo subterráneo y a
caracterizar las formaciones complejas. Asimismo, el sistema
orientable rotativo Drilling & Measurements PowerDrive*, el
elemento de diamante cónico de Smith Bits Stinger* y las
tecnologías de análisis y registro de fluidos de Geoservices FLAIR*
contribuyeron a incrementar el rendimiento mediante la mejora de la
eficacia de perforación, asegurando la integridad del pozo y
optimizando la localización del pozo. Con la ayuda de las
tecnologías de Schlumberger y del enfoque integrado, varias de las
secciones del pozo fueron reconocidas por Statoil por estar entre
las que tienen los mejores rendimientos de perforación a nivel
mundial.
Áreas Internacionales
Los ingresos provenientes de las áreas internacionales de 6500
millones de USD disminuyeron en un 5 % secuencialmente arrastradas
por los recortes presupuestarios de los clientes y las continuas
concesiones de precios.
Los ingresos de Oriente Medio y de la región de Asia de
2600 millones de USD declinaron un 5 % secuencialmente
principalmente debido a la menor actividad en Asia-Pacífico y
Australia a partir de los recortes presupuestarios para exploración
por parte del cliente. La actividad en India declinó debido a los
retrasos de los proyectos mientras que las actividades en Iraq y
China permanecieron silentes. Los geomercados de Oriente Medio
permanecieron robustos en base a una mayor actividad,
particularmente en Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos y
Kuwait, pero los ingresos en la región declinaron levemente ya que
fueron afectados por los resultados de las concesiones de precios
durante todo el trimestre.
Los ingresos del Área de Europa/CEI/África de 2400
millones de USD disminuyeron un 5 % secuencialmente, principalmente
debido a la región de África Sub-Sahariana ya que la exploración
disminuyó y se desmobilizaron las plataformas mar adentro. La
presión presupuestaria de los clientes en Angola y las demoras en
Nigeria también afectaron los resultados. Rusia se recuperó debido
a un aumento estacional en la actividad convencional en tierra
mientras que el rublo ruso se recuperó de cierta manera. Los
ingresos en el Mar del Norte declinaron debido a la menor cantidad
de plataformas, la presión de los precios y una continua migración
de la actividad de exploración a la de desarrollo. La actividad en
África del Norte se incrementó levemente mientras que en Libia el
trabajo continuó con limitaciones pues la inestabilidad de la zona
respecto de la seguridad permaneció sin cambios.
Los ingresos en el Área de América Latina de 1500
millones de USD cayeron un 7 % en base a la menor actividad en
México, Brasil y Colombia, debido a sostenidos recortes
presupuestarios por parte de los clientes. Esta reducción fue
parcialmente compensada por una sostenida exploración y un aumento
de la actividad en el geomercado de Venezuela y de Trinidad y
Tobago. Las actividades en Argentina y Ecuador siguieron siendo
sostenidas.
El margen operativo antes de impuestos del área internacional de
24,5 % se incrementó 35 puntos básicos en forma secuencial. El
margen operativo antes de impuestos de Medio Oriente y Asia aumentó
ligeramente 8 puntos básicos hasta alcanzar un 28,7 %, mientras que
en América Latina aumentó 81 puntos básicos hasta alcanzar 22,3 %,
y en Europa/CEI/África creció 29 puntos básicos hasta alcanzar el
21,3 %. A pesar de que los ingresos secuenciales declinaron y a la
cada vez más desfavorable mutación en la mezcla de ingresos, los
márgenes de operación se expandieron y limitaron el margen
decreciente secuencial al 18 %.
Para la primera mitad de 2015, los ingresos con respecto al año
anterior cayeron un 14 % en las Áreas Internacionales, lo que es
más serio que la declinación del 5 % en el mismo período durante la
recesión de 2009. No obstante esto, el margen decreciente fue del
18 %, lo que representa una marcada mejora sobre el 73 % publicado
para el período correspondiente en la recesión anterior. El margen
de operación antes de impuestos para la primera mitad de 2015 se
expandió 85 bps comparado con la caída de 269 bps en el margen
informado para el mismo período en 2009. La fortaleza de este
rendimiento fue el resultado de una gestión proactiva de los costos
y de los recursos, las fuertes ventas de nuevas tecnologías y la
aceleración del programa de transformación focalizado en la
productividad de la plantilla, la utilización de los activos y la
reducción en los costos de soporte a las unidades.
Durante el trimestre, las áreas internacionales tuvieron varios
contratos adjudicados y una serie de aspectos destacados
relacionados con la integración.
Saudi Aramco otorgó a Schlumberger un contrato multiservicio por
dos años, incluidas las tecnologías de estimulación y prueba, para
proyectos no convencionales de gas en el Reino. El proyecto
involucra nuevas tecnologías para yacimientos no convencionales en
período de prueba en el país a fin de optimizar el rendimiento de
estimulación.
En los países del Consejo de Cooperación para los Estados Árabes
del Golfo (CCEAG), Schlumberger tenía tres contratos extendidos y
obtuvo un nuevo contrato, colectivamente valuados en un estimado de
600 millones de USD. Las extensiones de contratos por cinco años
para servicios a Drilling & Measurements y a Wireline incluyen
la implementación de tecnologías tales como los sistemas
orientables rotativos PowerDrive Archer* para índice de capa
gruesa, los servicios MicroScope* para resistividad-y-análisis de
imágenes-durante-perforación, y Litho Scanner* para alta definición
de registros espectroscópicos. El tercer contrato extendido, para
la prestación de servicios de levantamiento artificial que incluye
a los sistemas REDA* de línea directa para bombas eléctricas
sumergibles a alta temperatura, es por un término de tres años y
medio. El nuevo contrato obtenido, también por el término de cinco
años, es para tecnologías de cementación de servicios para
pozos.
Schlumberger firmó un contrato basado en el rendimiento por un
valor aproximado de 395 millones de USD para un período de cuatro
años para la provisión de servicios de construcción integrada de
pozos para el desarrollo de un campo de petróleo pesado en la
región marina de México. En el marco de este contrato, Schlumberger
proveerá todos los servicios de perforación y terminación, incluida
la gestión del proyecto, la perforación direccional, la medición
durante la perforación, el registro durante la perforación, el
registro de lodos de perforación, los cableados, los fluidos de
perforación, las brocas de perforación, operaciones de
recuperación, la cementación, las tuberías flexibles, las
terminaciones inferiores y los servicios de pruebas de pozo. La
perforación del primer pozo se ha planificado que comience en
Agosto de 2015.
En Iraq, ENI otorgó a Schlumberger un contrato integrado por
tres años para la construcción de un pozo que cubre la perforación
de 30 pozos e incluye la provisión de plataformas de perforación en
tierra, perforación direccional, medición durante la perforación,
registro durante la perforación, control de sólidos, acabado,
cementación, fluidos de perforación, registro de lodo, limpieza del
pozo y servicios de cableado. Schlumberger ha entregado pozos a ENI
bajo modelos de contratos integrados similares en el pasado y esta
reciente adjudicación da continuidad al desarrollo de campo en
curso.
En Noruega, Statoil Petroleum AS otorgó a M-I SWACO un contrato
valuado en aproximadamente 135 millones de USD para la provisión de
glicoles para soporte a todas las operaciones de refinería de la
compañía, mar adentro y en tierra noruega. El contrato por el
término de cuatro años y medio contempla una opción para dos
extensiones de tres años cada una.
En Azerbaiyán, BP ha concedido a Caspian Geophysical, una
empresa conjunta entre WesternGeco y SOCAR, un contrato para
realizar estudios sísmicos marinos en el Mar Caspio, incluida la
adquisición en 2D, 3D y 4D. Se espera que la realización de los
estudios lleve aproximadamente seis meses y serán efectuados
aplicando la tecnología sísmica de punto receptor Q-Marine*; es la
primera vez que este sistema de adquisición de datos sísmicos de
alta especificación se implementa en el Mar Caspio. Los proyectos
se llevarán a cabo en estrecha colaboración entre WesternGeco y
Caspian Geophysical.
Grupo de caracterización de yacimientos
(Indicado en millones, a excepción de los porcentajes de
márgenes)
Tres Meses Finalizados al
Cambio 30 de junio de 2015 31 de marzo
de 2015 30 de junio de 2014
Secuencial
Con respecto al año anterior Ingresos
$
2425 $ 2552 $ 3231
-5 % -25 %
Resultado operativo antes de impuestos
642 655 933
-2
% -31 % Margen operativo antes de impuestos
26,5 % 25,6 % 28,9 %
84 bps -239 bps
Margen operativo decreciente
10 % 36 %
Los ingresos del Grupo de Caracterización de Yacimientos de 2400
millones de USD declinó en un 5 % secuencialmente, principalmente
debido a los sostenidos recortes en los gastos de exploración que
impactaron sobre las actividades de servicios de Cableado y Prueba
en Europa/CEI y África, el Golfo de México –EE. UU.- y Australia.
Esta declinación fue parcialmente compensada por las mayores ventas
de licencias de software y por los ingresos de WesternGeco que
mejoraron levemente merced a la mayor actividad sísmica terrestre
en África del Norte y en los Emiratos Árabes Unidos.
El margen de operación antes de impuestos del 26,5 % fue 84 bps
mayor secuencialmente en decrementos de 10 % ya que una mezcla
desfavorable de ingresos fue compensada por la contribución de las
mayores ventas de licencias de software de más alto margen.
Además de los contratos adjudicados durante el trimestre, las
nuevas tecnologías del Grupo de Caracterización de Yacimientos
ayudaron a caracterizar complejos yacimientos, optimizar la
producción del pozo y la recuperación del yacimiento y mejorar la
eficiencia operativa.
En Australia, Wireline introdujo la tecnología todo terreno de
tracción de cableado UltraTRAC* para Origin Energy a fin de
recolectar muestras del yacimiento y realizar mediciones de presión
en la cuenca Otway mar adentro de la costa de Victoria. La
tecnología UltraTRAC transfiere grandes cargas para estimular las
condiciones del pozo de perforación y a través de pozos de alto
perfil y alcance extendido. Combinada con la tecnología de pruebas
radiales Saturn* 3D, la que permite el muestreo en ámbitos
exigentes, ésta fue la primera introducción de estas dos
tecnologías durante perforaciones de alcance extendido en
Australia. Esta eficiente combinación de tecnologías Wireline
ahorró a los clientes aproximadamente cinco días de tiempo de
plataforma si se la compara con los métodos convencionales de
registro de transporte por tubería.
Mar adentro de las costas de Holanda, Wireline usó un cableado
de monocable encapsulado por un polímero -StreamLINE*- para
Wintershall Noordzee BV con el objeto de transportar una pistola de
perforación en un pozo profundo, desviado, a alta presión, a alta
temperatura, en el Mar del Norte. El cable StreamLINE tiene un
coeficiente de fricción que es la mitad de la línea trenzada
estándar equivalente para reducir la tensión del cable y permitir
la terminación del trabajo de perforación en una ejecución en lugar
de dos, lo que fue crítico para el éxito de la operación. La
solución ahorró al cliente 12 horas en tiempo de operación,
estimado en 175 000 USD.
Mar adentro de las costas de México, Wireline implementó la
sonda radial Saturn 3D y las tecnologías XL-Rock* -acoplamiento
lateral rotatorio para grandes volúmenes- para PEMEX a fin de
obtener muestras de fluido y de rocas en un pozo de aguas profundas
en la formación de Mioceno Medio. Además, la combinación de las
mediciones del Rt Scanner* -herramienta de inducción triaxial- y de
las imágenes de la tecnología OBMI* -micro generación de imágenes
en base a petróleo- contribuyó a revelar la presencia de nuevas
reservas. Esta información permitió al cliente formular una nueva
estrategia de exploración.
En Omán, se implementaron tecnologías de registro por cable para
Petroleum Development of Oman (PDO) a fin de caracterizar el
yacimiento de carbonatos heterogéneos Shuaiba en un complejo ámbito
de lodo con base de hidrocarburo (OBM). La tecnología fotorealista
Quanta Geo –geología de yacimientos- se usó por primera vez en Omán
para superar el desafío del lodo con base de hidrocarburo (OBM) e
identificar las microfracturas creadas por la MDT -herramienta de
prueba dinámica modular- equipada con empacadores de alto
rendimiento y una bomba de alta presión. Como resultado, PDO pudo
obtener las propiedades de rotura geológica y geofísica para
actualizar el plan de desarrollo del campo y optimizar el plan de
terminación.
En Venezuela, Wireline ThruBit* -tecnología de registro a través
de brocas- fue desplegada para PDVSA a fin de adquirir un conjunto
completo de datos petrofísicos estándar en pozos muy desviados en
el yacimiento petrolífero Ayacucho, en la Faja del Orinoco, donde
con anterioridad solamente se había contado con información de
rayos gama y resistividad. El registro ThruBit puede de manera
confiable registrar complicados pozos en menos tiempo comparado con
los métodos convencionales de transmisión, permitiendo mayor
precisión en la evaluación de la formación, el modelado del campo y
la planificación horizontal del pozo.
Asimismo en Venezuela, Wireline implementó la tecnología
Isolation Scanner* -de evaluación del cemento- para
Petroindependencia, S.A., una empresa conjunta entre PDVSA y
Chevron, con el objeto de mejorar el diseño de centralización del
revestimiento y optimizar las operaciones de cementación en el
campo Cerro Negro. La combinación de las dos mediciones
ultrasónicas independientes del Isolation Scanner con la eficiente
capacidad de tracción reversa ofrecida por el tractor de servicios
de pozo recubierto TuffTRAC* permitió la positiva confirmación de
la aislación zonal en los pozos.
En Iraq, Testing Services implementó los manómetros de cuarzo
Signature* habilitados por telemetría inalámbrica Muzic* para que
Chevron transmita mediciones de fondo de pozo desde los pozos en
tierra firme del campo Sarta-2. En cinco zonas testeadas, los
manómetros Signature recopilaron los datos de fondo de pozo de
manera confiable bajo severas condiciones y proveyeron una
transmisión ininterrumpida a través de la conectividad global
InterACT* así como colaboración y servicio de información. El
cliente pudo alcanzar los objetivos de prueba del pozo y ahorrar
tiempo de plataforma mediante procesos de toma de decisiones con
mejor información.
En los Emiratos Árabes Unidos, ADCO adjudicó un contrato a
Schlumberger para la prestación de servicios de análisis básicos de
laboratorio de yacimientos convencionales y no convencionales. El
contrato por el término de tres años con opción a dos años más
incluye la provisión de manipulación y procesamiento básicos,
mediciones eléctricas de rutina y petrofísicas, servicios de
petrología y geomecánica. Schlumberger abrirá un laboratorio de
análisis de rocas en Abu Dhabi, además del laboratorio de análisis
de fluidos ya existente en Jebel Ali, Emiratos Árabes Unidos con el
objeto de ofrecer a los clientes una suite integral de servicios de
caracterización de rocas integradas y fluidos de yacimiento.
Grupo de Perforación
(Indicado en millones, a excepción de los porcentajes de
márgenes)
Tres Meses Finalizados al
Cambio 30 de junio de 2015 31 de marzo
de 2015 30 de junio de 2014
Secuencial
Con respecto al año anterior Ingresos
$
3511 $ 3963 $ 4653
-11 % -25 %
Resultado operativo antes de impuestos
685 790 981
-13 % -30 % Margen operativo antes de
impuestos
19,5 % 19,9 % 21,1 %
-44 bps -157
bps Margen operativo decreciente
23 % 26
%
Los ingresos del Grupo de perforación por 3500 millones de USD
disminuyó un 11 % secuencialmente, principalmente debido a una
mayor caída en la cantidad de plataformas en América del Norte que
impactó sobre las actividades de Drilling & Measurements y M-I
SWACO. La menor actividad de perforación en África Sub-Sahariana,
Australia y Colombia también contribuyó a la declinación.
El margen operativo antes de impuestos del 19,5 % disminuyó 44
puntos básicos secuencialmente. A pesar de la declinación de
ingresos, la pronta acción sobre la gestión de los costos
contribuyó a limitar el margen operativo decreciente en un 23
%.
Las nuevas tecnologías del Grupo de perforación entregaron un
mayor rendimiento en el segundo trimestre al mejorar la eficiencia
de perforación, optimizar la colocación de pozos y garantizar la
integridad del pozo.
En el Mar Caspio, se implementaron tecnologías del Grupo de
perforación para BP Exploration Caspian Sea Limited para perforar
las secciones 8 1/2-in y 12 1/4-in en un pozo en el campo Shah
Deniz, mar adentro de las costas de Azerbaijan. Ésta fue la primera
vez que se perforó la compleja sección 8 1/2-in en una sola
ejecución en Shah Deniz. La sección se perforó con una combinación
de tecnología de sistema orientable rotativo Drilling &
Measurements PowerDrive Orbit y tecnología de broca compacta de
diamante policristalino (PDC) Smith con tecnología personalizada de
cortador ONYX* usando la plataforma integrada de diseño de broca
IDEAS*. La sección estableció un registro de perforación de campo
de 240 m en 24 horas y ahorró seis días de tiempo de plataforma
equivalente a aproximadamente 2,6 millones de USD.
Mar adentro frente a las costas de Brasil, Drilling Tools &
Remedial implementó Rhino XC* -tecnología de fresa por actuación
hidráulica a requerimiento- para Petrobras a fin de agrandar una
sección tangente de 2700-ft de un pozo mar adentro en una formación
salada inestable en el yacimiento petrolífero pre-sal Lula. Dada la
capacidad de la tecnología Rhino XC para lograr tamaños más grandes
de pozos, el cliente tuvo más margen de compensación y mantuvo un
alto índice de penetración (ROP). En general, la operación se
completó en siete días, ahorrándole a Petrobras tres días de
perforación comparado con la compensación de pozos anteriores que
habían sido perforados sin usar una fresa de estas
características.
Mar adentro de las costas de Canadá, las tecnologías del Grupo
de perforación establecieron un nuevo registro de perforación para
Statoil en el hallazgo de la Bay du Nord al noreste de St. John’s,
Newfoundland. La tecnología de elemento diamante cónico StingBlade*
de Schlumberger, combinada con los servicios de Drilling &
Measurements, Smith Bits, M-I SWACO, Geoservices y Drilling Tools
& Remedial Services, contribuyó a perforar la sección menos
montante 17 1/2-in en un pozo en aguas profundas en un ROP de 169,1
m/h, estableciendo un nuevo registro mundial para Statoil y
superando el registro anterior en un 72 %. Adicionalmente, las
tecnologías del Grupo de perforación perforaron a través de
múltiples formaciones de veta dura a un promedio ROP de 35 m/h
comparado con un promedio histórico ROP de 3 m/h para estas
formaciones, y perforó el pozo en aguas profundas hasta la
profundidad total en una sola ejecución.
En México, Drilling & Measurements usó tecnología de perfil
sísmico vertical 3D VSP* así como los servicios
sísmicos-mientras-perfora de seismicVISION* y de
sónico-cuando-perfora de sonicVISION* para la compañía nacional de
petróleo de México para optimizar una operación de perforación a
través de y debajo de sal en un pozo de exploración en aguas
profundas. Como resultado, el cliente pudo localizar la base de sal
para poder solicitar la colocación de la carcasa a la correcta
profundidad al tiempo que redujo el riesgo de perforación.
En el Sur de Italia, se implementaron tecnologías del Grupo de
perforación para ENI con el objetivo de perforar un largo segmento
horizontal a través de un yacimiento naturalmente fracturado de
carbonato en el yacimiento petrolífero Val d’Agri. Los sistemas
orientables rotativos de Drilling & Measurements PowerDrive X6*
y PowerDrive vorteX* combinados con las brocas de perforación
Smith, personalizadas usando la plataforma IDEAS de brocas de
diseño integrado, perforaron una compleja trayectoria 3D y una
sección horizontal de 2200 m eficientemente al tiempo que
aseguraron el preciso lugar del yacimiento. En particular, la
tecnología PowerDrive vorteX permitió un incremento doble en ROP
comparado con el rendimiento de los sistemas orientables rotativos
convencionales en pozos de compensación. Como resultado de usar las
tecnologías del Grupo de perforación, con soporte de un centro de
asistencia OSC* para operaciones interactivas de perforación, la
sección lateral se ejecutó según el plan y el cliente ahorró 20
días de tiempo de plataforma, equivalentes aproximadamente a 1,4
millones de USD.
En Colombia, la tecnología de brocas Smith ayudó a EQUION
ENERGIA a mejorar el rendimiento de perforación en la formación
Mirador en la cuenca Llanos. Las cortadoras rodantes PDC ONYX 360*
aumentaron la duración de las brocas al girar 360 grados,
permitiendo a todo el borde de diamante que perfore la formación y
se incrementó el tiempo de ejecución hasta en un 57 %. El cliente
ahorró 5½ días de tiempo de plataforma, equivalente aproximadamente
a 896 000 USD a través de costos más bajos de perforación y menor
cantidad de recorridos de la broca.
En Kazajstán, Schlumberger aplicó la tecnología de brocas de
diamante cónico Stinger combinada con un desplazamiento del motor
de torque alto, lo que ayudó a Hilong Petroleum Engineering Company
a mejorar el rendimiento de perforación en la sección 8 1/2-in de
un pozo mar adentro en el yacimiento gasífero Pridorozhnoye. Al
combinar la fortaleza superior al impacto y la resistencia al
desgaste con una forma cónica, la tecnología del elemento Stinger
permitió una ejecución más prolongada y rápida a través de la
compleja formación de piedra caliza cherty entregando un ROP 55 %
más alto comparado con un pozo compensado en el mismo campo. Como
resultado, el cliente acortó el tiempo de producción y pudo
perforar más pozos ahorrando 27 días de tiempo de plataforma
equivalentes a aproximadamente 486 000 USD.
Grupo de Producción
(Indicado en millones, a excepción de los porcentajes de
márgenes)
Tres Meses Finalizados al
Cambio 30 de junio de 2015 31 de marzo
de 2015 30 de junio de 2014
Secuencial
Con respecto al año anterior Ingresos
$
3103 $ 3767 $ 4208
-18 % -26 %
Resultado operativo antes de impuestos
397 549 710
-28 % -44 % Margen operativo antes de
impuestos
12,8 % 14,6 % 16,9 %
-179 bps
-406 bps Margen operativo decreciente
23 %
28 %
Los ingresos del Grupo de producción de 3100 millones de USD
decreció un 18 % secuencialmente con más de un 80 % de la merma
atribuible al suelo de América del Norte. La actividad de bombeo a
presión continuó cayendo y la presión sobre los precios se vio
incrementada mientras que la cantidad de plataformas en tierra
firme en América del Norte extendió su declinación.
El margen de operación antes de impuestos del 12,8 % declinó 179
bps secuencialmente en la medida en la que continuaron la menor
actividad y la mayor presión sobre los precios durante el
trimestre, con caída de los precios a niveles no sostenibles en
algunas cuencas, lo que llevó a apilar los equipos de bombeo a
presión y a reasignar las plantillas. En otras cuencas, se mantuvo
la implementación de las flotas de fracturación hidráulica. No
obstante la gravedad de la disminución en los ingresos, una rápida
acción en la gestión de los costos junto a la alineación de
recursos con la actividad limitó el margen operativo decreciente al
23 %.
Las nuevas tecnologías del Grupo de producción ayudaron a los
clientes a satisfacer sus complejidades técnicas al acelerar la
producción, mejorar la recuperación y aumentar la eficiencia
operativa.
En Arabia Saudita, después de una inversión colaborativa y el
desarrollo de productos con Saudi Aramco, Schlumberger Completions
implementó Manara*, el primer sistema en el mundo para producción y
gestión de yacimientos, mediante el cual la detección y el control
se pueden lograr a nivel compartimiento dentro de los laterales del
pozo. El sistema Manara controla el flujo usando un obturador
variable de accionamiento eléctrico y detectores integrados de
fondo de pozo, permitiendo al usuario asignar directamente la
producción o la reducción por compartimientos. La tecnología
patentada de acople inductivo permite ramificaciones umbilicales
desde el tablero principal hacia los laterales, proporcionando una
estructura confiable para provisión de energía y comunicaciones.
Los flujos de trabajo de la plataforma de software de operaciones
de producción Avocet* permiten la visualización en tiempo real,
proporcionan al usuario una interacción mejorada de los datos y
reducen el tiempo de respuesta para la optimización del monitoreo
del yacimiento. Esta innovadora plataforma de terminación traslada
la capacidad de monitoreo del yacimiento desde el pozo al
compartimiento lateral, aportando el potencial de aumentar
significativamente la recuperación del yacimiento.
El diseño Mangrove* para estimulación centrada en el yacimiento
en base a la plataforma de software Petrel E&P ahora ha sido
usado por los grupos de integración tecnológica (TIG) de
Schlumberger para diseñar más de 1000 pozos para más de 100
clientes en 19 países desde su implementación inicial en 2012.
Además, más de 20 clientes de todos los continentes han adoptado
este flujo de trabajo de-principio-a-fin de características únicas,
de Schlumberger, para obras no convencionales, adquiriendo
licencias del software Mangrove desde que salió a la venta en
2014.
En Venezuela, Schlumberger Completions implementó el sistema
COLOSSUS UNC* para colgar revestimiento sin cementar para
Petroindependencia, S.A., con el objeto de obtener una rápida
instalación del revestimiento en pozos extendidos de petróleo
pesado en yacimientos de arenisca no consolidada con laminación de
pizarra en el campo Cerro Negro. Dada la gravedad de la alta
curvatura de los laterales sin cementar, la movilidad de los
revestimientos fue fundamental para el éxito. Asimismo, debido al
requerimiento de inyección de vapor para permitir la producción de
petróleo pesado, el equipo de terminación tuvo que soportar
extremas condiciones de temperatura. La tecnología COLOSSUS UNC
contribuyó a superar las complejidades técnicas y disminuyó el
tiempo de instalación del revestimiento de diez días a un día y
cuarto por pozo, representando un ahorro de 590 000 USD, lo que
permitió al cliente alcanzar sus objetivos de producción para 25
pozos.
Mar adentro frente a las costas de Dinamarca, Schlumberger
proveyó una solución integrada para una intervención en un pozo
para Maersk Oil con el objeto de comprender mejor la producción de
agua y maximizar la recuperación de hidrocarburo en el añejo
yacimiento petrolífero Svend antes de abandonar el campo. Las
tecnologías implementadas incluyeron ACTive PS* live CT para el
registro en directo de la producción, RST Pro para saturación de
yacimiento y el servicio de relevamiento por imágenes FloScan*. Las
pruebas iniciales en el pozo indicaron que la información adquirida
de esta operación había permitido la optimización del pozo al
reducir la producción de agua en un tercio.
En México, Well Intervention implementó ACTive OptiFIRE*, -el
sistema selectivo de perforación y activación en tiempo real de
tubería flexible- para PEMEX con el objetivo de aumentar la
producción en un pozo en la región sur. En el pasado, la
reperforación de la zona meta ha sido un desafío para los métodos
de intervención convencional con cableado sin tener que matar el
pozo o demorar la producción. La tecnología Active OptiFIRE
permitió la ubicación precisa de las pistolas de perforación y
confirmó la detonación de fondo de pozo en una sola ejecución. Como
resultado, se mejoró la seguridad de la intervención y se redujo el
tiempo de perforación en un 75 %, permitiendo limpiar y arrancar el
pozo de manera eficiente sin la necesidad de equipos adicionales
para la intervención.
Well Intervention también usó la familia ACTive* de servicios
para tubería flexible de fondo de pozo en directo mar adentro de
las costas de México para extender la tubería de producción en un
pozo desviado y prolongar su vida productiva alejándose del
contacto gas-petróleo. En esta aplicación, la tecnología ACTive usó
mediciones de fondo de pozo en tiempo real para interpretar y
optimizar tratamientos e intervenir con un recorrido en el pozo.
Debido al alto nivel de complejidad, esta intervención requiere una
evaluación centrada en el detalle de sus aspectos técnicos,
operativos y logísticos. Esta operación totalmente integrada llevó
15 días para su completa realización en una plataforma sin aparejos
y ahorró tiempo y los costos asociados con una sustancial
intervención usando una plataforma de trabajo.
Cuadros financieros
Estado Resumido de Ingresos
Consolidados (Indicado en millones, excepto los montos por
acción) Segundo trimestre Seis meses Ejercicios finalizados
el 30 de Junio
2015 2014
2015
2014 Ingresos
$ 9010 $ 12 054
$ 19 258 $ 23 294 Intereses y otros ingresos
47 64
96 141 Gastos Costo de los ingresos
7136
9269
15 231 18 017 Investigación e ingeniería
279 309
546 593 Generales y administrativos
120 123
239 228
Reestructuración y otros(1)
- -
439 - Interés
86
90
169 193
Resultado antes de impuestos
$ 1436 $ 2327
$
2730 $ 4404
Impuesto a las ganancias(1)
302 506
608 975 Resultado de las operaciones en
curso
1134 1821
2122 3429 Pérdidas de operaciones
discontinuadas
- (205 )
- (205 ) Ingreso neto
1134 1616
2122 3224 Resultado neto atribuible a participaciones no
controladas
10 21
23 37 Resultado neto atribuible
a Schlumberger
$ 1124 $ 1595
$ 2099 $ 3187 Montos de
Schlumberger atribuibles a: Resultado de las operaciones en curso
(1)
$ 1124 $ 1800
$ 2099 $ 3392
Pérdidas de operaciones discontinuadas
-
(205 )
-
(205 ) Ingresos netos
$ 1124
$ 1595
$ 2099 $ 3187
Ganancias diluidas por acción de Schlumberger
Resultado de las operaciones en curso (1)
$ 0,88 $
1,37
$ 1,64 $ 2,58 Pérdidas de operaciones
discontinuadas
- (0,16 )
- (0,16 ) Ingresos netos
$ 0,88 $ 1,21
$
1,64 $ 2,42 Promedio de acciones
circulantes
1269 1300
1273 1303 Promedio de acciones
circulantes asumiendo la dilución
1280
1315
1282 1316
Depreciación y amortización incluidas en los
gastos(2)
$ 1047 $ 996
$ 2089 $ 1997 (1) Ver sección
titulada "Cargos y créditos" para más detalles. (2) Incluye
depreciación de propiedad, planta y equipos y amortización de
activos intangibles, costos de datos sísmicos multicliente e
inversiones de Schlumberger Production Management (SPM).
Balance consolidado resumido (Indicado
en millones)
30 de junio 31 de diciembre Activos
2015 2014 Activos corrientes Efectivo e
inversiones a corto plazo
$ 7274 $ 7501 Cuentas por
cobrar
9569 11 171 Otros activos corrientes
6018 6022
22 861 24 694
Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento
469 442 Activos fijos
14 848 15 396 Datos sísmicos
multicliente
913 793 Fondo de comercio
15 525 15 487
Otros activos intangibles
4525 4654 Otros activos
5612 5438
$
64 753 $ 66 904 Pasivos y capital
Pasivos corrientes Cuentas por
pagar y pasivos acumulados
$ 7479 $ 9246 Pasivo
estimado del impuesto a las ganancias
1424 1647
Préstamos a corto plazo y porción
corriente de la deuda a largo plazo
4231 2765 Dividendos a pagar
640
518
13 774 14 176 Deuda a largo plazo
9110 10 565 Beneficios posteriores a la jubilación
1348 1501 Impuestos diferidos
1333 1296 Otros pasivos
1003 1317
26 568
28 855 Capital
38 185 38
049
$ 64 753 $ 66 904
Deuda neta
"Deuda neta" representa la deuda bruta menos el efectivo, las
inversiones a corto plazo y las inversiones con ingreso fijo
mantenidas hasta el vencimiento. La dirección considera que la
deuda neta brinda información útil sobre el nivel de endeudamiento
de Schlumberger al reflejar efectivo e inversiones que se podrían
usar para repagar la deuda.
Los detalles de los cambios en la deuda neta figuran a
continuación:
(Indicado en millones)
Ejercicios finalizados el 30 de Junio
Seismeses2015
Segundotrimestrede 2015
Seismeses2014
Resultado de operaciones en curso antes de participaciones
no controladas $ 2122 $ 1134 $ 3429 Reestructuración y otros
cargos, neto de impuesto 383 - -
Resultado de operaciones en curso antes
de participaciones no controladas, excluido los cargos y
créditos
2505 1134 3429
Depreciación y amortización(1)
2089 1047 1997 Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a
la jubilación 217 103 190 Gastos de compensación basados en
acciones 167 87 162 Financiamiento de pensiones y otros beneficios
posteriores a la jubilación (214 ) (94 ) (127 )
Aumento del capital de trabajo(2)
(837 ) (67 ) (1090 ) Otros 157 104
(342 )
Flujo de caja de las operaciones
4084 2314 4219
Gastos de capital (1193 ) (587 ) (1786 ) Inversiones
de SPM (222 ) (113 ) (377 ) Datos sísmicos multicliente
capitalizados (221 ) (120 ) (154 )
Flujo de
caja libre(3)
2448 1494
1902 Programa de recompra de
acciones (1239 ) (520 ) (2074 ) Dividendos pagados (1151 ) (639 )
(932 ) Beneficios de los planes de acciones de empleados 256
74 492
314
409 (612 )
Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo adquirido
más deuda asumida (206 ) (127 ) (964 ) Operaciones discontinuadas –
arreglo con el Departamento de Justicia de los EE. UU. (233 ) (233
) - Otros (86 ) (160 ) (47 ) Aumento de deuda
neta (211 ) (111 ) (1623 ) Deuda neta, comienzo del período
(5387 ) (5487 ) (4443 ) Deuda neta $ (5598 ) $ (5598
) $ (6066 ) Componentes de la deuda neta
30 de junio de2015
31 de marzo de2015
31 de diciembre de2014
30 de junio de2014
Efectivo e inversiones a corto plazo $ 7274 $ 6803 $ 7501 $ 6699
Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento 469 436
442 480 Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a
largo plazo (4231 ) (3828 ) (2765 ) (1505 ) Deuda a largo plazo
(9110 ) (8898 ) (10 565 ) (11 740
) $ (5598 ) $ (5487 ) $ (5387 ) $ (6066 ) (1) Incluye
depreciación de propiedad, planta y equipos y amortización de
activos intangibles, costos de datos sísmicos multicliente e
inversiones de Schlumberger Production Management (SPM). (2)
Incluye pagos indemnizatorios de aproximadamente 455 millones de
USD durante los seis meses que finalizan el 30 de junio de 2015 y
210 millones de USD durante el segundo trimestre de 2015.
(3) "Flujo de caja libre" representa el flujo de caja de las
operaciones menos gastos de capital, inversiones de SPM y datos
sísmicos multicliente capitalizados. La gerencia cree que esta es
una medición importante porque representa fondos disponibles para
reducir la deuda y buscar oportunidades que mejoren el valor del
accionista, como la realización de adquisiciones, y devolución de
efectivo a accionistas a través de recompra de acciones y
dividendos.
Cargos y créditos
Además de los resultados financieros determinados de acuerdo con
los principios contables generalmente aceptados en los EE. UU.
(Generally Accepted Accounting Principles, GAAP), este Comunicado
de prensa del segundo trimestre incluye también medidas financieras
que no son GAAP (según la definición del reglamento G de la SEC). A
continuación se muestra una conciliación de estas medidas que no
son GAAP con las medidas GAAP comparables:
(Indicado en millones, excepto los montos por acción)
Primer
trimestre de 2015 Antes de impuestos Impuesto
InteresesInterés
Neto
Ingresos por acción diluidos
Resultado de Schlumberger de las operaciones en curso, excluido
cargos y créditos $ 1733 $ 362 $ 13 $ 1358 $ 1,06 Reducción de la
fuerza laboral (390 ) (56 ) - (334 ) (0,26 ) Pérdida por
devaluación de la moneda en Venezuela (49 )
- - (49 )
(0,04 ) Los resultados de Schlumberger
corresponden a operaciones en curso, según se informó $ 1294
$ 306 $ 13 $ 975
$ 0,76
Seis meses de 2015
Antes de impuestos Impuesto
InteresesInterés
Neto
Ingresos por acción diluidos
Resultado de Schlumberger de las operaciones en curso, excluido
cargos y créditos $ 3169 $ 664 $ 23 $ 2482 $ 1,94 Reducción de la
fuerza laboral (390 ) (56 ) - (334 ) (0,26 ) Pérdida por
devaluación de la moneda en Venezuela (49 )
- - (49 )
(0,04 ) Los resultados de Schlumberger
corresponden a operaciones en curso, según se informó $ 2730
$ 608 $ 23 $ 2099
$ 1,64 No hubo cargos ni
créditos registrados durante el segundo trimestre de 2015 ni en los
primeros seis meses de 2014. Remítase a la sección
"Información complementaria" para más detalles sobre estos cargos.
Grupos de Productos (Indicado en
millones)
Tres Meses Finalizados al 30 de junio de
2015 31 de marzo de 2015 30 de junio de 2014
Ingresos
Ingresosantes
deimpuestos
Ingresos
Ingresosantes deimpuestos
Ingresos
Ingresosantes deimpuestos
Caracterización de yacimientos
$ 2425 $
642 $ 2552 $ 655 $ 3231 $ 933 Perforación
3511
685 3963 790 4653 981 Producción
3103 397 3767
549 4208 710 Eliminaciones y otros
(29 )
(16 ) (34 ) (1 ) (38 ) (3 ) Resultado
operativo antes de impuestos
1708 1993 2621 Corporativos y
otros
- (199 ) - (192 ) - (216 ) Intereses
ganados(1)
- 6 - 8 - 8 Intereses perdidos(1)
-
(79 ) - (76 ) - (86 ) Cargos y créditos
- - - (439
) - -
$ 9010
$ 1436 $ 10 248 $ 1294 $
12 054 $ 2327
Áreas
Geográficas (Indicado en millones)
Tres Meses Finalizados
al 30 de junio de 2015 31 de marzo de 2015 30 de junio
de 2014
Ingresos
Ingresosantes
deimpuestos
Ingresos
Ingresosantes deimpuestos
Ingresos
Ingresosantes deimpuestos
América del Norte
$ 2361 $ 242 $ 3222 $
416 $ 3888 $ 700 América Latina
1537 343 1648 354
1852 393 Europa/CEI/África
2413 513 2538 532 3268 723
Medio Oriente y Asia
2575 740 2703 774 2966 826
Eliminaciones y otros
124 (130 ) 137
(83 ) 80 (21 ) Resultado operativo antes de impuestos
1708 1993 2621 Corporativos y otros
- (199
) - (192 ) - (216 ) Intereses ganados(1)
- 6 -
8 - 8 Intereses perdidos(1)
- (79 ) - (76 ) -
(86 ) Cargos y créditos
- -
- (439 ) - -
$ 9010 $ 1436 $ 10
248 $ 1294 $ 12 054 $ 2327 (1)
No incluye intereses considerados en los resultados de
Grupos de Productos y Áreas Geográficas.
Grupos de
Productos (Indicado en millones)
Seis meses
finalizados 30 de junio de 2015 30 de
junio de 2014
Ingresos
Ingresosantes
deimpuestos
Ingresos
Ingresosantes deimpuestos
Caracterización de yacimientos
$ 4977 $
1297 $ 6214 $ 1726 Perforación
7474 1475 8984
1862 Producción
6870 946 8193 1433 Eliminaciones y
otros
(63 ) (17 ) (97 )
(32 ) Resultado operativo antes de impuestos
3701 4989
Corporativos y otros
- (390 ) - (417 )
Intereses ganados(1)
- 14 - 15 Intereses perdidos(1)
- (156 ) - (183 ) Cargos y créditos
- (439 ) -
-
$ 19 258 $ 2730
$ 23 294 $ 4404
Áreas
Geográficas (Indicado en millones)
Seis meses
finalizados 30 de junio de 2015 30 de junio de 2014
Ingresos
Ingresosantes
deimpuestos
Ingresos
Ingresosantes deimpuestos
América del Norte
$ 5584 $ 658 $ 7572 $
1383 América Latina
3184 697 3610 764
Europa/CEI/África
4951 1046 6149 1308 Medio Oriente y
Asia
5278 1514 5811 1575 Eliminaciones y otros
261 (214 ) 152 (41 ) Resultado
operativo antes de impuestos
3701 4989 Corporativos y otros
- (390 ) - (417 ) Intereses ganados(1)
- 14 - 15 Intereses perdidos(1)
- (156
) - (183 ) Cargos y créditos
-
(439 ) - -
$ 19
258 $ 2730 $ 23 294 $ 4404
(1) No incluye intereses considerados en los
resultados de Grupos de Productos y Áreas Geográficas.
Información complementaria
1)
¿Cuál es la definición de margen
operativo decreciente?
Margen operativo decreciente es igual al índice del cambio en los
ingresos operativos antes de impuestos sobre el cambio de ingresos.
2)
¿Cuál fue el margen de ingresos
operativos antes de impuestos y el margen operativo decreciente
para el segundo trimestre de 2015?
El margen de ingresos operativos antes de impuestos fue de 19,0 %,
y el margen operativo decreciente con respecto al año anterior fue
del 30 %. El margen operativo decreciente secuencial fue del 23 %.
3)
¿Cuál fue el margen de ingresos
operativos antes de impuestos y el margen operativo decreciente
para la primera mitad de 2015?
El margen de ingresos operativos antes de impuestos fue de 19,2 %,
y el margen operativo decreciente con respecto al año anterior fue
de 32 %.
4)
¿Cuál fue el flujo de efectivo
disponible como un porcentaje de ingresos provenientes de
operaciones en curso antes de intereses no controlantes y los
cargos y créditos para el segundo trimestre de 2015?
El flujo de efectivo disponible, incluidos aproximadamente 210
millones de USD en concepto de pagos indemnizatorios, como
porcentaje del ingreso proveniente las operaciones en curso antes
de intereses no controlantes y los cargos y créditos fue del 132 %
para el segundo trimestre de 2015.
5)
¿Cuál fue el flujo de efectivo
disponible como un porcentaje de ingresos provenientes de
operaciones en curso antes de intereses no controlantes para la
primera mitad del año 2015?
El flujo de efectivo disponible, incluidos aproximadamente 455
millones de USD en concepto de pagos indemnizatorios, como un
porcentaje de ingresos provenientes de operaciones en curso antes
de intereses no controlantes y cargos y créditos fue del 98 % para
la primera mitad de 2015.
6)
¿Cuál es la orientación del gasto de
capital para todo el ejercicio 2015?
El gasto de capital (sin incluir inversiones de SPM y de clientes
múltiples) se espera que sea aproximadamente de 2500 millones de
USD para 2015.
7)
¿Qué se incluyó en “Intereses y otros
ingresos” para el segundo trimestre de 2015?
"Intereses y otros ingresos" para el segundo trimestre de 2015 fue
de 47 millones de USD. Este monto se compuso de ganancias por
inversiones bajo el método de participación patrimonial de 35
millones de USD y los intereses ganados fueron de 12 millones de
USD.
8)
¿Cómo se modificaron los ingresos en
concepto de intereses y los gastos por intereses durante el segundo
trimestre de 2015?
Los gastos de intereses por 12 millones de
USD disminuyeron 1 millón de USD en forma secuencial. Los gastos
por intereses de 86 millones de USD disminuyeron 4 millones de USD
en forma secuencial.
9)
¿Cuál es la diferencia entre el
"resultado operativo antes de impuestos" y el resultado consolidado
de Schlumberger antes de impuestos?
La diferencia se compuso de elementos, tales como gastos
corporativos (incluido cargos y créditos) e ingresos por interés y
gastos por interés no asignados a los segmentos, así como de gastos
de compensación basados en existencia, gastos de amortización
asociados con determinados activos intangibles y determinadas
iniciativas gestionadas centralmente.
10)
¿Cuál fue la tasa efectiva de impuestos
(effective tax rate, ETR), sin incluir cargos y créditos, del
segundo trimestre de 2015?
La ETR del segundo trimestre de 2015, sin
incluir cargos y créditos, fue del 21,1 % comparado con el 20,9 %
para el primer trimestre de 2015, excluidos cargos y créditos. No
hubo cargos ni créditos registrados en el segundo trimestre de
2015.
La ETR del primer trimestre de 2015,
incluidos cargos y créditos, fue del 23,6 %.
11)
¿Cuántas acciones del paquete de
acciones ordinarias fueron circulantes desde el 30 de junio de
2015, y cómo cambió esto desde el final del trimestre
anterior?
Había 1265 millones de acciones del
paquete de acciones ordinarias circulantes al 30 de junio de 2015.
En la siguiente tabla se muestra el cambio en el número de acciones
circulantes desde el 31 de marzo de 2015 hasta el 30 de junio de
2015.
(Indicado en millones) Acciones
circulantes al 31 de marzo de 2015 1270 Acciones vendidas a
titulares de opciones, menos acciones intercambiadas 1 Otorgamiento
de acciones restringidas - Acciones compartidas en el plan de
adquisición de acciones de los empleados - Programa de recompra de
acciones (6 ) Acciones circulantes al 30 de junio de 2015 1265
12)
¿Cuál fue el número de acciones
circulantes promedio ponderado durante el segundo trimestre de 2015
y el primer trimestre de 2015, y cómo se concilia esto con las
acciones circulantes promedio ponderado suponiendo la
dilución?
El promedio ponderado de acciones
circulantes durante el segundo trimestre de 2015 y el primer
trimestre de 2015 fue de 1280 millones y 1285 millones,
respectivamente. A continuación se presenta una reconciliación del
promedio ponderado de acciones circulantes y el promedio ponderado
de acciones circulantes asumiendo la dilución.
(Indicado en millones)
Segundo trimestre de
2015
Primer trimestrede 2015
Promedio ponderado de acciones circulantes
1269
1276 Ejercicio asumido de opciones de acciones
7 5
Acciones restringidas no otorgadas
4 4
Promedio de acciones circulantes asumiendo la dilución
1280
1285
13)
¿Cuáles fueron las ventas a múltiples
clientes en el segundo trimestre de 2015?
Las ventas múltiples clientes, incluidas
las tasas de transferencia, fueron de 84 millones de USD en el
segundo trimestre de 2015 y de 53 millones de USD en el primer
trimestre de 2015.
14)
¿Cuáles fueron las órdenes atrasadas de
WesternGeco al final del segundo trimestre de 2015?
Las órdenes atrasadas de WesternGeco,
basadas en contratos firmados con clientes, fueron de 514 millones
de USD al finalizar el segundo trimestre de 2015. Y fueron de 604
millones de USD al final del primer trimestre de 2015.
15)
¿A qué corresponden los diversos cargos
registrados por Schlumberger durante el primer trimestre de
2015?
Reducción de la fuerza laboral:
Como resultado de la severa caída en la actividad en América del
Norte combinada con el impacto de menor actividad internacional,
debido a cortes presupuestarios de clientes motivados por menores
precios del petróleo, Schlumberger tomó la decisión de reducir aún
más su dotación en, aproximadamente, 11 000 empleados en el primer
trimestre. Schlumberger registró un cargo previo al impuesto de 390
millones de USD durante el primer trimestre de 2015 asociado con
esta reducción de personal así como un programa de licencias con
incentivos.
Cargo por tipo de cambio en
Venezuela:
Si bien la moneda funcional de las operaciones de Schlumberger en
Venezuela es el dólar estadounidense, una porción de sus
transacciones está expresada en la moneda local. Efectivo al 31 de
diciembre de 2014, Schlumberger comenzó a aplicar el tipo de cambio
oficial SICAD II de 50 bolívares venezolanos por dólar
estadounidense para convertir las transacciones y saldos en moneda
local a dólares estadounidenses. Durante el primer trimestre de
2015, el gobierno de Venezuela reemplazó el proceso de remate SICAD
II con un nuevo sistema de mercado de tipo de cambio conocido como
SIMADI. El tipo de cambio SIMADI fue de, aproximadamente, 192
bolívares con respecto al dólar estadounidense al 31 de marzo de
2015. Como resultado, Schlumberger registró un cargo de devaluación
antes de impuesto por 49 millones de USD durante el primer
trimestre de 2015.
Acerca de Schlumberger
Schlumberger es el proveedor mundial líder de soluciones de
tecnología, gestión de proyectos integrados e información para
clientes del sector de petróleo y gas a nivel mundial. Con
aproximadamente 108 000 empleados provenientes de más de 140
nacionalidades y con operaciones en más de 85 países, Schlumberger
ofrece la mayor gama de productos y servicios del sector, desde la
exploración hasta la producción.
Schlumberger Limited tiene sus sedes en París, Houston, Londres
y La Haya, e informó ingresos por 48 580 millones de USD en 2014.
Para obtener más información, visite www.slb.com.
*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.
Notas
Schlumberger ofrecerá una llamada en conferencia para analizar
los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes, 17 de
julio de 2015. La llamada está programada para comenzar a las 8:00
a. m. (hora central de EE. UU.), 9:00 a. m. (hora del Este) 2:00 p.
m. (hora de Londres). Para acceder a la llamada, que está abierta
al público, comuníquese con el operador de la llamada en
conferencia al +1 (800) 230-1059 dentro de América del Norte, o al
+1 (612) 234-9959 fuera de América del Norte, aproximadamente 10
minutos antes de la hora de inicio programada para la llamada.
Pregunte por la “Llamada en Conferencia de Resultados de
Schlumberger”. Cuando la llamada en conferencia concluya, una
reproducción de audio estará disponible hasta el 17 de agosto de
2015 llamando al +1 (800) 475-6701 dentro de América del Norte, o
al +1 (320) 365-3844 fuera de América del Norte e indicando el
código de acceso 358215.
La llamada en conferencia se transmitirá simultáneamente por
Internet en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio
solamente. Conéctese 15 minutos antes del horario indicado para
probar su navegador y registrarse para la llamada. La reproducción
de la transmisión por Internet estará disponible en el mismo sitio
web hasta el 30 de septiembre de 2015.
Para mayor información, contáctese con
Simon Farrant, Vicepresidente de Relaciones con los Inversores
de Schlumberger LimitedJoy V. Domingo, Gerente de Relaciones con
los Inversores de Schlumberger Limited
Oficina +1 (713) 375-3535investor-relations@slb.com
Este documento de ganancias del segundo trimestre de 2015 y
demás información complementaria, como otras declaraciones que
hacemos, contienen “declaraciones a futuro” en el sentido expreso
de las leyes federales de títulos valores, que incluyen toda
declaración que no sean hechos históricos, como nuestros
pronósticos o expectativas sobre los pronósticos comerciales; el
crecimiento de Schlumberger en general y para cada uno de sus
segmentos (y para productos o áreas geográficas específicas dentro
de cada segmento); el crecimiento de producción y demanda de gas
natural y petróleo; los precios del gas y del petróleo; las mejoras
en procedimientos operativos y tecnología; gastos de capital de
Schlumberger y la industria del petróleo y el gas; estrategias
comerciales de los clientes de Schlumberger; éxito de alianzas y
empresas conjuntas de Schlumberger; condiciones económicas globales
futuras y resultados futuros de las operaciones. Estas
declaraciones están sujetas a riesgos e incertidumbres, que
incluyen, entre otras, las condiciones económicas mundiales; los
cambios en los gastos en exploración y producción por los clientes
de Schlumberger y los cambios en el nivel de la exploración y
desarrollo de petróleo y gas natural; las condiciones económicas,
políticas y comerciales generales en regiones clave del mundo,
incluidos en Rusia y Ucrania; la erosión de los precios; factores
climáticos y estacionales; demoras operativas; disminuciones de
producción; cambios en los reglamentos y en los requisitos
reguladores del gobierno, incluidos los relacionados con la
exploración de petróleo y gas en alta mar, fuentes radiactivas,
explosivos, químicos, servicios de fractura hidráulica e
iniciativas relacionadas con el clima; la imposibilidad de la
tecnología de satisfacer nuevos desafíos en exploración; y otros
riesgos e incertidumbres detallados en nuestro comunicado de
ganancias del segundo trimestre de 2015 e información
complementaria, nuestros Formularios 10-K, 10-Q y 8-K más recientes
y otras presentaciones realizadas ante la Comisión de Bolsa y
Valores. Si uno o más de estos u otros riesgos o incertidumbres se
materializan (o cambian las consecuencias de dicho desarrollo) o si
nuestros supuestos subyacentes resultan ser incorrectos, los
resultados reales pueden variar de manera material a los reflejados
en nuestras declaraciones a futuro. Schlumberger no asume
obligación o intención alguna de actualizar o revisar las
declaraciones a futuro, ya sea como resultado de nueva información,
eventos futuros o en cualquier otro respecto.
El texto original en el idioma fuente de este comunicado es la
versión oficial autorizada. Las traducciones solo se suministran
como adaptación y deben cotejarse con el texto en el idioma fuente,
que es la única versión del texto que tendrá un efecto legal.
Vea la
versión original en businesswire.com: http://www.businesswire.com/news/home/20150731005867/es/
Relaciones con los Inversores de Schlumberger713-375-3535
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