- Los ingresos del cuarto trimestre de
7700 millones de USD cayeron un 9 % de manera secuencial
- Las ganancias por acción (EPS) del
cuarto trimestre de 0,65 USD, sin incluir cargos ni créditos,
disminuyeron un 17 % de manera secuencial
- Los cargos por deterioro de
reestructuración y activos del cuarto trimestre sumaron un total de
1,46 USD por acción
- El flujo de caja disponible de todo el
año de 5000 millones de USD representó el 114 % de las
ganancias
- Aprobado nuevo programa de recompra de
acciones de 10 000 millones de USD
- Aprobado dividendo en efectivo
trimestral de 0,50 USD por acción
Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy de los resultados
del cuarto trimestre y de todo el año 2015. Los resultados de todo
el año se muestran en el cuadro que figura a continuación.
Resultados de todo el año
(indicado en millones de USD, excepto los montos por acción)
Doce meses terminados a Cambio 31 de diciembre de
2015 31 de diciembre de 2014
Interanual Ingresos
$ 35 475 $ 48 580
-27 % Ingresos
operativos antes de impuestos
6510 10 576
-38
% Ingresos por operaciones en curso, excluyendo cargos y
créditos*
4290 7282
-41 % Ganancias por acción
diluidas de operaciones en curso, excluidos cargos y créditos*
$ 3,37 $ 5,57
-39 % Margen operativo
antes de impuestos
18,4 % 21,8 %
-342 puntos
básicos Ingresos de América del Norte
$
9811 $ 16 151
-39 % Ingresos operativos antes
de impuestos América del Norte
999 3057
-67 %
Margen operativo antes de impuestos de América del Norte
10,2 % 18,9 %
-874 puntos básicos
Ingresos internacionales
$ 25 196 $ 32 089
-21
% Ingresos operativos antes de impuestos internacional
5955 7677
-22 % Margen operativo antes de
impuestos internacional
23,6 % 23,9 %
-29 puntos
básicos
*Los ingresos de operaciones en curso, incluidos cargos y
créditos, fueron de 2072 millones de USD en 2015 y de 5643 millones
de USD en 2014. Las ganancias por acción diluidas de operaciones en
curso, incluidos cargos y créditos, fueron de 1,63 USD en 2015 y de
4,31 USD en 2014. Veáse sección titulada "Cargos y créditos" para
más detalles.
El presidente y director general de Schlumberger, Paal
Kibsgaard, comentó: "Los ingresos de todo el 2015 de 35 500
millones de USD disminuyeron un 27 % con respecto al año anterior
coincidiendo con una reducción de gastos de capital ascendente que
generó niveles de inversiones de E&P significativamente
inferiores. Los ingresos de América del Norte disminuyeron un 39 %,
con una disminución en el continente del 45 % y en el agua del 17
%. La disminución de la actividad en el continente fue la más
brusca desde 1986, ya que el gasto de capital por parte de los
clientes de América del Norte disminuyó por más del 40 %. Con un 68
% menos de torres de perforación en el continente de EE. UU. que en
el pico del 2014, con menos de 700 torres de perforación, el exceso
masivo de capacidad en el mercado de servicios en el continente no
ofrece ningún signo de recuperación de precios en el corto a
mediano plazo.
"Los ingresos para todo el año para las Áreas Internacionales
disminuyeron un 21 % debido a los recortes de presupuestos de los
clientes de más del 20 %, ya que las empresas petroleras nacionales
e internacionales reaccionaron ante los precios más bajos de los
productos. Este efecto fue exacerbado por las concesiones de
precios de la empresa de servicios. Más de un tercio de la
disminución de los ingresos fue resultado de la caída de ciertas
monedas frente al dólar estadounidense. El rendimiento entre las
Áreas fue impulsado por una disminución del 26 % en Europa/CEI y
África, principalmente debido a la debilidad del rublo ruso. Las
actividades de exploración en el Reino Unido y Noruega disminuyeron
a medida que el gasto de los clientes fue disminuyendo. En África
subsahariana, se desmovilizaron las torres de perforación en el mar
a medida que el trabajo de exploración fue disminuyendo y en el
norte de África el trabajo progresó lentamente, en parte porque la
actividad en Libia permaneció taciturna ya que las operaciones en
la costa se veían limitadas por los problemas de seguridad. Los
ingresos de todo el año en el área de América Latina disminuyeron
un 22 % debido a una actividad significativamente menor en México,
Brasil y Colombia como resultado de recortes de presupuestos
sostenidos que generaron reducciones de las torres de perforación.
La devaluación del bolívar de Venezuela afectó en los ingresos del
GeoMercado de Venezuela y Trinidad y Tobago. Los ingresos de todo
el año de Oriente Medio y de Asia disminuyeron un 17 % debido a un
importante descenso de la actividad en la región de Asia-Pacífico,
particularmente en Australia. Esta disminución pudo compensarse
parcialmente, sin embargo, por una sólida actividad en los países
del Consejo de Cooperación del Golfo en Oriente Medio,
particularmente Arabia Saudita, Kuwait y Omán, aunque el efecto de
esto se vio compensado por las concesiones de precios. La actividad
en Iraq siguió disminuyendo.
"Los ingresos operativos antes de impuestos de Schlumberger de
todo el año disminuyeron un 38 %, con un margen operativo antes de
impuestos que se contrajó 342 puntos básicos hasta 18,4 %. El
margen de América del Norte disminuyó 874 puntos básicos (bps)
hasta 10,2 % con una menor actividad de bombeo a presión y
debilidad de precios en el continente. El margen internacional se
mantuvo esencialmente sin cambios en el 2014 en un 23,6 %, a pesar
de la disminución de ingresos a partir de las bonificaciones de
precios y de una modificación cada vez más desfavorable en la
mezcla de ingresos desde la exploración en el mar hasta el
desarrollo. Mientras los ingresos en América del Norte y en las
Áreas Internacionales disminuyeron un 39 % y 21 % respectivamente,
los márgenes operativos decrecientes se limitaron a un 32 % en
América del Norte y un 25 %, a nivel internacional. Estas cifras
son sustancialmente mejores que las que presentamos durante la
recesión de 2009.
"La solidez de estos resultados demuestra que la capacidad de
recuperación de nuestra carpeta comercial frente a la actividad, el
precio y la moneda extranjera desafía el 2015. Nuestro rendimiento
se vio impulsado por una excelencia en la ejecución, costos rápidos
y proactivos, gestión de recursos y el impacto cada vez mayor de
nuestro programa de transformación.
Resultados del cuarto trimestre
(indicado en millones de USD, excepto los montos por acción)
Tres meses finalizados al Cambio
31 de diciembrede 2015
30 de septiembrede 2015
31 de diciembrede 2014
Secuencial Interanual Ingresos
$ 7744 $
8472 $ 12 641
-9 % -39 % Ingresos
operativos antes de impuestos
1288 1521 2781
-15
% -54 % Ingresos por operaciones en curso,
excluyendo cargos y créditos*
819 989 1941
-17
% -58 % Ganancias por acción diluidas de
operaciones en curso, excluidos cargos y créditos*
$
0,65 $ 0,78 $ 1,50
-17 % -57 %
Margen operativo antes de impuestos
16,6 % 18,0 %
22,0 %
-132 puntos básicos -537 puntos básicos
Ingresos de América del Norte
$ 1955 $ 2273 $ 4324
-14 % -55 % Ingresos operativos antes
de impuestos América del Norte
139 202 849
-31
% -84 % Margen operativo antes de impuestos de
América del Norte
7,1 % 8,9 % 19,6 %
-175 puntos
básicos -1250 puntos básicos Ingresos
internacionales
$ 5714 $ 6068 $ 8210
-6
% -30 % Ingresos operativos antes de impuestos
internacional
1259 1440 1990
-13 % -37
% Margen operativo antes de impuestos internacional
22,0 % 23,7 % 24,2 %
-170 puntos básicos
-220 puntos básicos
*La pérdida de operaciones en curso, incluidos los cargos y
créditos, fue de 1016 millones de USD en el cuarto trimestre de
2015 Los ingresos por operaciones en curso, incluidos los cargos y
créditos, fue de 302 millones de USD en el cuarto trimestre de
2014. La pérdida por acción de operaciones en curso, incluidos los
cargos y créditos, fue de 0,81 USD en el cuarto trimestre de 2015.
Las ganancias por acción diluidas de operaciones en curso,
incluidos los cargos y créditos, fueron de 0,23 USD en el cuarto
trimestre de 2014. No hubo cargos ni créditos registrados durante
el tercer trimestre de 2015. Veáse sección titulada "Cargos y
créditos" para más detalles.
"Los ingresos del cuarto trimestre disminuyeron un 9 % de manera
secuencial impulsados por una disminución continua de la actividad
de las torres de perforación y una constante presión de precios
durante todas nuestras operaciones mundiales que también sufrieron
alteraciones de actividades, retrasos y cancelaciones de proyectos.
Los ingresos de América del Norte disminuyeron un 14 % de manera
secuencial debido a que las torres de perforación de los EE. UU.
disminuyeron un 15 % y se gastó el presupuesto de E&P de los
clientes. Los ingresos internacionales disminuyeron un 6 % debido a
la combinación de recortes de presupuestos de los clientes, el
inicio de la desaceleración estacional de invierno, la constante
presión de precios y las en gran parte apagadas ventas a fin de año
de productos, software y licencias sísmicas para múltiples
clientes.
"Entre los segmentos comerciales, los ingresos del Grupo de
Producción disminuyeron un 10 % en los servicios de bombeo a
presión en América del Norte. Los ingresos de Caracterización de
Yacimientos y del Grupo de Perforación disminuyeron de manera
secuencial un 7 % y un 8 %, respectivamente, con una menor demanda
para los productos y servicios relacionados con la exploración en
las Áreas Internacionales ya que se gastaron todos los presupuestos
de los clientes. Estos efectos se amplificaron por la ausencia casi
completa de productos, software y ventas de licencias sísmicas para
múltiples clientes a fin de año que habitualmente habían compensado
las desaceleraciones estacionales de invierno en años
anteriores.
"Los sentimientos negativos sobre el mercado se intensificaron
en el cuarto trimestre, con la continua sobreproducción de petróleo
y la extensión de la tendencia bajista en los inventarios
mundiales. Esto produjo un mayor descenso de los precios del
petróleo, que alcanzó su punto más bajo en los últimos 12 años en
enero de 2016. El deterioro de las condiciones de mercado agregó
presión extra a una creciente crisis financiera en la industria de
E&P y llevó a los clientes a realizar más cortes a los niveles
de inversiones de E&P que ya eran significativamente bajos. Los
presupuestos de los clientes también se agotaron a principios del
trimestre, generando abruptas y no programadas cancelaciones de
actividades.
"Anticipando una debilidad extendida de las actividades en la
primera mitad del 2016, hemos implementado otro ajuste
significativo a nuestra base de recursos y costos durante el cuarto
trimestre. Esto incluyó otra reducción de la fuerza laboral de 10
000 empleados, así como también una mayor racionalización de
nuestros gastos generales, infraestructura y base de activos. Esto
nos llevó a reconocer en el cuarto trimestre 530 millones de
dólares en cargos de reestructuración antes de impuestos para
expandir el programa incentivado de licencia sin goce de sueldo y
reducir nuestra fuerza laboral, así como también un cargo por
deterioro antes de impuestos de 1600 millones de USD en gran parte
no en efectivo para los cargos fijos, registros de inventario,
cierres de instalaciones, rescisiones de contratos y otros
deterioros de activos.
"A pesar del desafiante panorama comercial, en 2015 hemos
generado aproximadamente 5000 millones de USD en flujo de efectivo
libre, después de tener en cuenta los gastos de capital de 2400
millones de USD y los 1400 millones de USD de inversiones en flujos
de ingresos futuros. Hemos devuelto 4600 millones de USD en
efectivo a nuestros accionistas: 2400 millones de USD en pagos de
dividendos y 2200 millones de USD en recompra de acciones. También
hemos gastado aproximadamente 500 millones de USD en adquisiciones
tecnológicas, al mismo tiempo que aumentamos nuestra deuda neta
solamente 160 millones de USD. Nuestra capacidad para generar
efectivo en este entorno ha sido inigualable en la industria de
servicios del campo del petróleo y nos ha dado una capacidad sin
igual para invertir en una variedad de importantes oportunidades
comerciales.
"A medida que las transacciones pendientes de Cameron progresan,
los planes de integración se completan sustancialmente y nosotros
estaremos listos para cerrar una vez que se reciban todas las
aprobaciones regulatorias. Esperamos que esto ocurra en el primer
trimestre de 2016 y ya hemos recibido aprobaciones de reguladores
en EE. UU., Canadá, Brasil y Rusia. Además, los accionistas de
Cameron votaron para adoptar el acuerdo de fusión y hemos asegurado
el financiamiento necesario para nuestras filiales de EE. UU. que
realizarán la adquisición. El gran componente de acciones del
trato, con un 78 % en acciones y un 22 % en efectivo, nos ha
aislado en gran medida de la volatilidad del mercado.
“En este entorno incierto seguimos concentrados en lo que
podemos controlar. Durante todo el año hemos realizado varias
acciones para modernizar y cambiar el tamaño de nuestra
organización a medida que seguimos navegando en la desaceleración.
Continuando con la aceleración de beneficios del programa de
transformación tanto en nuestras Tecnologías como en Geomercados en
2016, creemos que surgiremos como una empresa más fuerte en
relación con nuestros compañeros y competidores de la industria una
vez que cambien el precio del petróleo y las condiciones del
mercado en nuestra industria.
"Seguimos siendo constructivos en nuestra perspectiva del
mercado a medio plazo y seguimos creyendo que se intensificará el
equilibrio subyacente de oferta y demanda, impulsado por un
crecimiento de la demanda, un debilitamiento de la oferta a medida
que el recorte de inversión de E&P tenga efecto y por el tamaño
del desafío de reemplazo de la oferta anual".
Otros eventos
Durante el trimestre, Schlumberger recompró 5,4 millones de
acciones de su paquete de acciones ordinarias a un precio promedio
de 73,86 USD por acción para un precio de compra total de 398
millones de USD.
El 19 de octubre de 2015, Schlumberger y Energy Recovery, Inc.
firmaron un contrato de tecnología para 15 años para brindarle a
Schlumberger derechos exclusivos sobre el sistema de bombeo
hidráulico VorTeq™ de Energy Recovery.
El 9 de noviembre de 2015, Schlumberger e Ikon Science
anunciaron un acuerdo para desarrollar aún más la capacidad de
interpretación sísmica cuantitativa en la plataforma de software de
E&P Petrel*.
El 16 de noviembre de 2015, Schlumberger anunció la adquisición
de Fluid Inclusion Technologies, Inc., una empresa de servicios de
petróleo y gas con base en EE. UU. que se especializa en análisis
de laboratorio de fluidos atrapados en material de rocas y análisis
avanzados de los gases de perforación.
El 17 de noviembre de 2015, Schlumberger recibió la aprobación
incondicional del Departamento de Justicia de EE. UU. en relación
con la fusión propuesta entre una subsidiaria en propiedad absoluta
de Schlumberger Limited y Cameron International Corporation
(Cameron). En diciembre de 2015 también se recibieron
autorizaciones incondicionales de las autoridades antimonopolios de
Brasil, Canadá y Rusia. Los accionistas de Cameron aprobaron casi
unánimemente el acuerdo de fusión en una asamblea especial el 17 de
diciembre de 2015 y el cierre de la fusión propuesta sigue estando
sujeta a la autorización de la Comisión Europea y algunas otras
jurisdicciones y a la satisfacción o la exención de otras
condiciones de cierre habituales.
El 10 de diciembre de 2015, Schlumberger Holdings Corporation,
una subsidiaria indirecta de EE. UU. en propiedad absoluta de
Schlumberger Limited, emitió cinco tramos de pagarés principales
que agregan 6000 millones de USD. Estos pagarés tienen una tasa de
interés de promedio ponderado de aproximadamente 3,15 % y los
vencimientos oscilan entre el año 2017 y el 2025. Los importes
netos se utilizarán para propósitos corporativos en general,
incluida la parte financiera de la adquisición pendiente de
Cameron.
El 21 de enero de 2016, la Junta Directiva de la Empresa (la
Junta) aprobó un dividendo en efectivo trimestral de 0,50 centavos
de USD por acción ordinaria, comenzando con el dividendo pagadero
el 8 de abril de 2016 a los accionistas registrados a 17 de febrero
de 2016. Además, considerando el hecho de que el programa de
recompra de acciones actual de 10 000 millones de USD de la empresa
que comenzó en el tercer trimestre de 2013 está a punto de
completarse, la Junta también aprobó un nuevo programa de recompra
de acciones de 10 000 millones de USD.
América del Norte
Los ingresos del cuarto trimestre de América del Norte de 2000
millones de USD disminuyeron un 14 % de forma secuencial,
reflejando en gran medida la disminución en un 15 % de las torres
de perforación terrestres de EE. UU. a medida que los flujos de
efectivo de los clientes disminuyeron y los presupuestos de E&P
se agotaron. Los ingresos dentro de la costa cayeron un 18 % debido
a una menor actividad y a una constante presión de precios,
mientras que los ingresos fuera de la costa disminuyeron un 4 %. La
explosión usual de las ventas de licencias sísmicas para múltiples
clientes se mantuvo en gran medida apagada en comparación con años
anteriores.
El margen operativo antes de impuestos de América del Norte
disminuyó 175 puntos básicos (bps) de manera secuencial hasta un 7
% como resultado de una presión de los precios que afectó a todos
los productos y servicios. En el mercado de bombeo a presión en
particular, unos insostenibles niveles de los precios de la
industria llevaron a que se acumulen más equipos de bombeo y que se
libere más equipos. Sin embargo, en ciertas cuencas se mantuvo la
implementación de la flota de fracturación hidráulica en busca de
cuota de mercado y nuevas oportunidades tecnológicas.
A pesar de la disminución secuencial de los ingresos de un 14 %,
el margen operativo decreciente fue solo del 20 %. La solidez de
este rendimiento se vio sustentada por la diligente gestión de
costos y recursos, la eficiente gestión de la cadena de
abastecimiento y una fuerte gestión de operaciones.
En el cuarto trimestre, los servicios integrados y las nuevas
tecnologías de Schlumberger contribuyeron a aumentar la producción
y la eficiencia operativa en América del Norte.
En EE. UU. continental, se han despleglado los servicios de
finalización de yacimientos no convencionales de BroadBand* de
Servicios de Pozos en un 14 % más de pozos y en 52 % más etapas en
comparación con el 2014. La tecnología BroadBand maximiza la
cobertura de los pozos y el contacto con el yacimiento para
aumentar la producción y la recuperación estimulando y apoyando una
fractura abierta desde la punta hasta el pozo. Eagle Ford and
Permian Basins reflejó la mayor actividad en 2015 mientras que la
actividad total cubrió seis cuencas y 32 operadores.
En el sur de Texas, una combinación de las tecnologías de
Schlumberger le permitió a Lonestar Resources Ltd. optimizar la
producción en un grupo de pozos horizontales en el campo de Eagle
Ford. El software de diseño de estimulación céntrica del yacimiento
Mangrove* de los Servicios de Pozos ayudó a mejorar el diseño de
fracturación hidráulica utilizando las medidas geológicas de la
propiedad adquiridas por los servicios de registro inalámbrico
ThruBit*. Como resultado, las tasas de producción de 30 días en los
pozos finalizados con un diseño optimizado de fracturación aumentó
un 78 % en comparación con los pozos en el mismo campo.
También en EE. UU. continental, el sistema orientable rotativo
motorizado PowerDrive Orbit vorteX* de Perforación y Medidas
alcanzó un éxito repetido en las cuencas de Midland y Anadarko. En
la formación Wolfcamp de la cuenca de Midland, esta tecnología
estableció una tasa récord de penetración (ROP) perforando un
promedio de 245 pies por hora hasta una profundidad total de más de
7100 pies en 29 horas. En la misma formación, el sistema PowerDrive
Orbit vorteX perforó a una ROP promedio de 203 pies por hora hasta
una profundidad total de 12 600 pies en un tiempo de ruptura récord
de cuatro días. Perforación y Medidas también utilizó la tecnología
PowerDrive vorteX por primera vez en Woodford Shale de la cuenca de
Anadarko para aumentar la ROP en un 120 % en comparación con el
promedio de pozo anterior del área, con una profundidad vertical
total de 14 960 pies lateral, y la ejecución más larga de cualquier
tamaño de pozo es la de Woodford Shale, provincia del petróleo, del
sur y centro de Oklahoma.
En otras zonas de territorio de EE. UU., M-I SWACO desplegó la
tecnología de separador de recortes y fluido SCREEN PULSE* para
mejorar el rendimiento del proceso de control de sólidos, maximizar
la recuperación de fluido de perforación reutilizable de alta
calidad y reducir los desechos generados por los cortes de
perforación. Mantener el fluido de la perforación en óptimas
condiciones aumenta la eficiencia de la perforación y reduce el
costo de eliminación y manipulación de desechos, mientras al mismo
tiempo se mejora el rendimiento de seguridad en el sitio del pozo.
Desde su lanzamiento en mayo de 2015, la tecnología SCREEN PULSE ha
demostrado su rendimiento con una reducción de las tasas de desecho
de fluidos de hasta un 50 % y una reducción de los niveles de
recortes de petróleo de aproximadamente un 35 % en operaciones en
las cuencas de Woodford, Eagle Ford, Haynesville y Permian.
En Canadá Atlántica, Schlumberger completó el primer año de un
contrato de servicios integrados para Statoil, Inc. en la costa de
Terranova. La exploración y tasación de la cuenca Flemish Pass
utilizó una combinación de las tecnologías de Schlumberger que
mejoró la eficiencia de perforación, aseguró la integridad de los
pozos y optimizó la colocación de un pozo en agua a una profundidad
de 2829 m. El sistema direccionable rotativo PowerDrive Xceed*, el
escariador expandible hidráulicamente Rhino XS* y el elemento de
diamantes cónicos Stinger* logró una perforación estable y precisa
hasta la profundidad objetivo. El servicio de geología del
yacimiento fotorealístico Quanta Geo*, el servicio de
espectroscopia de alta definición LithoScanner* y la plataforma de
escaneo acústico Sonic Scanner* caracterizaron las formaciones
complejas y redujeron el riesgo de la subsuperficie. Utilizada
durante un único descenso, esta combinación de tecnologías ahorró
tiempo de perforación al cliente y Statoil enumeró varias secciones
de pozos entre sus mejores rendimientos de perforación a nivel
mundial.
En otro proyecto en el mar en Canadá Atlántica, Wireline utilizó
una combinación de tecnologías para Statoil Inc. en la evaluación
de formación y la caracterización de yacimientos del pozo de aguas
profundas Bay du Nord. La tecnología Wireline incluyó un servicio
de inducción de tres ejes Rt Scanner*, un servicio de geología del
yacimiento fotorealístico Quanta Geo y una plataforma de escaneo
acústico Sonic Scanner para reducir el riesgo de subsuperficie y
caracterizar las formaciones complejas. Como resultado de la
ejecución inalámbrica eficiente, el cliente ahorró tiempo de
perforación.
Áreas internacionales
Los ingresos de las Áreas Internacionales de 5700 millones de
USD disminuyeron un 6 % de forma secuencial debido a la combinación
de recortes de los presupuestos de los clientes, el inicio de la
desaceleración estacional de invierno, una constante presión de los
precios, la debilidad de la moneda y las en gran parte apagadas
ventas de producto final, software y licencias sísmicas para
múltiples clientes.
Los ingresos de Medio Oriente y la región de Asiade 2200
millones de USD disminuyeron un 5 % de manera secuencial, en mayor
medida debido a la menor actividad en Australia y en la región de
Asia Pacífico como resultado de los recortes presupuestarios y de
ejecuciones de proyectos. Los ingresos de los Geomercados de Medio
Oriente también fueron inferiores porque la actividad sólida en
Kuwait e Iraq se vio más que compensada por las reducciones en el
resto de la región debido a los efectos de las concesiones de
precios de servicios, cancelaciones de proyectos, inicios demorados
de proyectos nuevos e interrupciones de actividades abruptas ya que
los presupuestos se agotaron.
Los ingresos de Europa/CEI/África de2100 millones
de USD disminuyeron un 9 % de manera secuencial principalmente en
Rusia y Asia Central por la debilidad del rublo ruso, el inicio de
la desaceleración estacional de invierno en Rusia a medida que los
proyectos de verano disminuyeron y la reducción de las actividades
en la región del Mar Caspio. La sólida actividad en los Geomercados
de Nigeria y el Golfo de Guinea y el norte de África se vio en gran
parte compensada por una menor actividad de los GeoMercados en el
Reino Unido, África Central y Occidental y Angola a medida que las
perforaciones disminuían y los proyectos terminaban.
Los ingresos en el área de América Latina de 1400
millones de USD disminuyeron un 1 % de manera secuencial,
principalmente por una actividad significativamente menor en los
Geomercados de Colombia y Perú, Brasil y Argentina, Bolivia y Chile
debido a los recortes presupuestarios del cliente y a la debilidad
de la moneda. Estos efectos se vieron compensados ampliamente por
estudios de adquisición sísmica marina y ventas de licencias
sísmicas para múltiples clientes en México.
El margen operativo antes de impuestos del Área Internacional
del 22 % disminuyó 170 bps de manera secuencial a medida que la
presión de los precios en todas las Áreas se vio compensada
parcialmente por la modernización de costos y bases de recursos y
por la aceleración del programa de transformación. Además, las
cancelaciones de proyectos, los inicios demorados de nuevos
proyectos y las interrupciones abruptas de la actividad
contribuyeron conjuntamente a la reducción secuencial del margen
operativo antes de impuestos, particularmente en Oriente Medio y
Asia. El margen operativo antes de impuestos de Oriente Medio y
Asia disminuyó 448 bps hasta un 22,5 %, Europa/CEI/África cayó 138
bps hasta un 20,8 %, mientras en América Latina aumentó 229 bps
hasta un 23 %, principalmente por los fuertes márgenes de las
ventas de licencias sísmicas para múltiples clientes en México y
América Central.
El margen operativo decreciente secuencial alcanzó un 51 % a
medida que las interrupciones operativas abruptas impidieron el
ajuste rápido de costos y la presión de precios justificaron más de
un tercio de la reducción de ingresos.
En el cuarto trimestre, el programa de transformación aumentó la
productividad de la fuerza laboral a través de la combinación de un
soporte optimizado y de múltiples tareas y la utilización de
activos. Por ejemplo, en el Mar del Norte:
La creación de un Equipo de Soporte
Optimizado en enero de 2014 significó que los expertos de campo de
Wireline necesitaran en el 2015 unos 2000 días menos en la base en
comparación con el año anterior. Los miembros del equipo de campo
entonces fueron capaces de concentrarse más en sus actividades
principales en el sitio del pozo y reducir la cantidad de tiempo
que pasaban en tareas que no eran esenciales en la base. Esto
arrojó un ahorro anual de 1 millón de USD mientras contribuía al
equilibrio entre la vida laboral y personal de los empleados.
Además, Wireline aumentó la utilización de activos un 54 % en
comparación con el 2014 consolidando y compartiendo los activos
dentro de una región geográfica más amplia. A su vez, la mejora de
la utilización de activos llevó a una reducción en los materiales y
suministros que superó 800 000 USD.
Se capacitó a un total de 19 ingenieros de
las Soluciones de Perforación de M-I-SWACO sobre cómo realizar
operaciones clave de campo, lo que incluyó la utilización de
sistemas de recogida y contención de recortes CLEANCUT* y unidades
de LIMPIEZA DE TANQUE AUTOMÁTICA* que pueden ser operadas por una
cantidad menor de personal. Durante los primeros cuatro meses
después de la capacitación, los ingenieros con capacidades
múltiples tuvieron un desempeño laboral de una alta calidad y
seguridad, mientras que se redujo la cantidad de personas a bordo
en más de 350 hombres/día.
El personal de Wireline y Slickline se
entrenó para operaciones a bordo de Buques de Intervención de Peso
Liviano para tres empresas petroleras internacionales. A través de
iniciativas de múltiples capacidades se redujeron los riesgos de
seguridad debido a que hay menos gente a bordo y los tres clientes
se ahorraron un total de 328 días laborales combinados.
El cuarto trimestre también vio una expansión de los servicios
integrados en las Áreas Internacionales así como también una
cantidad de asignaciones de nuevos contratos.
En Corea del Sur, Gestión de Servicios Integrados (ISM) completó
un proyecto de exploración aguas adentro en un solo pozo para
Woodside. Se necesitó movilización durante un período de tiempo muy
corto e incluyó una logística compleja relacionada con la licencia
y la importación de herramientas de registro y suministros para una
posible recuperación de tuberías. Coubicado en la base de
suministro de Woodside en Busan, el gerente del proyecto de ISM
trabajó junto con el equipo de logística de Woodside para importar
los materiales y suministros necesarios de 14 países diferentes.
Como resultado de la estrecha colaboración entre Schlumberger y
Woodside, todo el material, personal y servicios fueron entregados
con éxito a tiempo y el proyecto fue ejecutado exitosamente de
acuerdo al plan de perforación.
Lejos de la costa en Noruega, los Servicios de Perforación
Integrados (IDS) brindaron un rendimiento superior de perforación y
finalización para Det Norske Oljeselskap ASA en el Proyecto Ivar
Aasen. La tecnología de elementos de diamantes cónicos StingBlade*
de Schlumberger contribuyó a una mejor tasa de penetración mientras
que el servicio de mapeo mientras se perfora del yacimiento
GeoSphere* de Perforación y Mediciones se utilizó para direccionar
de forma geológica tres secciones de pozos horizontales de hasta
2000 m de largo. La tecnología GeoSphere permitió la delineación en
tiempo real de capas en el yacimiento a distancias en exceso de 30
m y, a la vez, orientar los laterales para alcanzar el máximo
contacto. Como resultado de la colaboración estrecha entre los
equipos de Det Norske y Schlumberger, la perforación y finalización
de los tres pozos se clasifica entre los 10 mejores rendimientos en
los últimos ocho años en Noruega continental.
En 2015, los Servicios de Producción Integrados (IPS)
respaldaron tres programas de abandono de múltiples pozos para una
empresa internacional de petróleo y gas brindando un rango de
gestión de proyectos, ingeniería de enchufes y abandono y servicios
de pozos. Los proyectos estuvieron tanto en tierra como en el mar
en Europa y en Asia. Los servicios de Taladros y Herramientas de
Perforación, Wireline, Servicios de Pozos, M-I SWACO e Intervención
de Pozos se integraron utilizando una ingeniería de IPS y procesos
de gestión de proyectos para ayudar a reducir los costos del
proyecto, aumentar la eficiencia y asegurar el cumplimiento con los
requisitos regulatorios y del cliente.
En Noruega, OMV (Norge) AS otorgó a Schlumberger un contrato de
servicios integrados para tres años con dos extensiones de un año
para el suministro de servicios de exploración y perforación en la
plataforma continental noruega. Esto incluyó fluidos de perforación
y servicios de manejo de desechos, cementado, perforación
direccional, medición cuando se perfora, registro mientras se
perfora, registro de lodo, registro inalámbrico, prueba de pozos y
gestión de proyectos. El contrato suministrará prueba de concepto
para la perforación y el direccionamiento geológico en un
yacimiento muy poco profundo para alcanzar una alta productividad
de pozos horizontales.
La Autoridad de Petróleo y Gas del Reino Unido le ha otorgado a
Schlumberger dos proyectos en la plataforma continental del Reino
Unido en el Mar del Norte (UKCS) y le ofrecerá los productos
finales del proyecto sin cargo a las empresas petroleras con un
interés en UKCS. Esto forma parte del objetivo del gobierno del
Reino Unido para revitalizar el interés en la exploración en UKCS,
particularmente en áreas como pobre exploración. WesternGeco
realizará dos estudios sísmicos marinos 2D en Rockall del Reino
Unido y en Mid North Sea High y brindará servicios de procesamiento
de datos, modelado de sistemas de petróleo y datos de múltiples
clientes. Las Soluciones Integradas del Software (SIS) suministrará
las licencias para plataformas de software clave, incluido el
software de E&P Petrel*, el entorno de conocimiento de E&P
Studio*, el riesgo de exploración GeoX* y el software de evaluación
de recursos y el software de modelado de los sistemas de petróleo
PetroMod*.
En México, Statoil Gulf de Mexico LLC Exploration firmó un
contrato para conceder licencia de una gran parte del proyecto de
azimut amplio (WAZ) de múltiples clientes WesternGeco Campeche.
Este proyecto de tres años es el primer estudio de banda ancha de
múltiples clientes WAZ en aguas mejicanas del Golfo de México y
sigue la apertura gubernamental de rondas de licencias a empresas
estatales por primera vez. La licencia Statoil también incluye la
colaboración con WesternGeco en la fase del procesamiento
sísmico.
En Kuwait, la Empresa Petrolera de Kuwait le otorgó a
Schlumberger un contrato por 22 millones de USD para suministrar e
instalar soportes para tuberías colgantes de alta presión y alta
temperatura para pozos profundos de gas en el proyecto de
desarrollo de Jurassic Gas. Este desarrollo técnicamente desafiante
requiere de equipos altamente confiables y especializados para
operar en pozos complejos de hasta 20 000 pies de profundidad.
Statoil, Inc. le otorgó a Schlumberger un contrato de cuatro
años con dos extensiones de un año para la limpieza de tanques y
servicios de manejo de desechos para todos sus buques de
suministro. El contrato estimado en 100 millones de USD incluye el
suministro del sistema de LIMPIEZA DE TANQUES AUTOMÁTICA (ATC)
LITE*. Este sistema montado en un remolque recicla el agua de
lavado y los fluidos de desechos y brinda una alternativa
fácilmente operativa para la limpieza convencional. Totalmente
automatizado, el sistema ATC LITE reduce la exposición del personal
a riesgos medioambientales, de salud y seguridad.
Grupo de Caracterización de
Yacimientos
(indicado en millones de USD, a
excepción de los porcentajes de márgenes)
Tres meses
finalizados al Cambio 31 de diciembre
30 de septiembre 31 de diciembre
Secuencial
Interanual de 2015 de 2015 de 2014
Ingresos
$ 2154 $ 2321 $ 3265
-7 %
-34 % Ingresos operativos antes de impuestos
520 614 984
-15 % -47 % Margen
operativo antes de impuestos
24,2 % 26,4 % 30,1 %
-230 puntos básicos -600 puntos básicos Margen
operativo decreciente
56 % 42 %
Los ingresos del Grupo de Caracterización de Yacimientos de 2200
millones de USD disminuyeron un 7 % de manera secuencial,
principalmente debido a los recortes sostenidos en el gasto de
exploración, el inicio de la desaceleración estacional de invierno,
la debilidad de la moneda y las interrupciones operativas a partir
de presupuestos de clientes agotados que impactaron sobre las
actividades Wireline, particularmente en Europa/CEI y África y
Medio Oriente y Asia. Esta disminución fue compensada parcialmente
por estudios sísmicas marinas y por las ventas de licencias
sísmicas para múltiples clientes en México. Las ventas de software
y producto de fin de año estuvieron generalmente apagadas en
comparación con años anteriores.
El margen operativo antes de impuestos de 24,2 % disminuyó 230
puntos básicos de forma secuencial ya que la contribución de las
ventas sísmicas para múltiples clientes de alto margen se vio
contrarrestrada por una disminución en los servicios Wireline de
alto margen. El margen operativo decreciente fue mayor que en el
trimestre anterior en 56 % ya que las actividades se vieron
afectadas por interrupciones operativas abruptas que ofrecieron
perspectivas limitadas para ajustes de costos inmediatos.
Durante el trimestre, diversas tecnologías de Caracterización de
Yacimientos ayudaron a caracterizar complejos yacimientos,
optimizar la producción de pozos y la recuperación del yacimiento y
mejorar la eficiencia operativa.
En Iraq, Wireline introdujo servicios de registro de producción
de recuperación digital LIVE PL* para la Organización Operativa de
Rumaila en el campo de Rumaila. La tecnología LIVE PL ofreció
registros de producción en tiempo real sobre los pozos donde el
registro de memoria era antes la única opción. El tiempo de cierre
planificado para la operación fue de 400 horas, pero solo se
necesitaron 100 horas. Como resultado, el cliente reanudó la
producción 12 días antes de lo planificado evitando así 18 000 bbl
en producción diferida.
En la costa de India, Wireline introdujo una tecnología
postperforación P3* para limpiar las perforaciones en un pozo para
ONGC Ltd. India en el campo B-193. En condiciones de gas muy ácido,
P3 creó un desequilibrio altamente dinámico después de dos
ejecuciones en un yacimiento de baja presión con fluidos de pozos
equiulibrados. La tecnología P3 utilizó el sistema de perforación
limpio PURE* para eliminar los restos de la perforación y el daño a
la zona machacada. Como resultado, el cliente alcanzó un aumento de
330 % en la producción de petróleo y un aumento de 250 % en la
presión del cabezal de la tubería.
En el sector del Reino Unido del Mar del Norte, Wireline usó una
combinación de tecnologías para TAQA para perforar un pozo
extremadamente largo en el campo Pelican. El monocable inalámbrico
encapsulado en polímero StreamLINE*, que tiene un coeficiente de
fricción que es una mitad de la línea trenzada del estándar
equivalente para reducir la tensión del cable, facilitó la
utilización de la cuerda de perforación de 293 pies y 3912 lbm y
gracias a su recubrimiento de polímeros, redujo el riesgo de dañar
el revestimiento anticorrosivo. Además, las cargas huecas
penetrantes extraprofundas PowerJet Nova* aumentó la penetración en
la formación de rocas sometidas bajo presión para una máxima
inyección de agua. Como resultado, el cliente alcanzó ahorros
relacionados con el tiempo de las perforaciones completando el pozo
en dos ejecuciones en lugar de siete.
En el Mar del Norte de Noruega, Wireline utilizó una tecnología
de sensores de vibración distribuidos (hDVS) para Statoil en varios
pozos en el campo Kvitebjørn. La tecnología hDVS permitió que se
registraran estudios de perfiles sísmicos verticales utilizando
fibras ópticas ya instaladas en el pozo, ahorrando así tiempo en la
perforación. Estos estudios se adquirieron mientras se utilizaba
una tecnología de imágenes sísmicas versátiles VSI* que suministró
información precisa de calibración e imágenes del costado del pozo
para mejorar la comprensión sísmica de la exploración actual del
campo. Las operaciones combinadas de VSI y hDVS se completaron en
20 horas en comparación con cuatro días cuando se realizan mediante
los métodos convencionales de imagen sísmica vertical. Como
resultado, el cliente obtuvo información adicional sobre
calibración sísmica y se pudo ahorrar 1,5 millones de USD,
equivalente a tres días de tiempo de perforación.
En Venezuela, el área de Finalizaciones y Prueba introdujo
implosiones controladas postperforación P3 PURE para limpiar las
perforaciones para PDVSA en un pozo en El Furrial, campo al este de
Venezuela. Los intentos previos por parte de la compañía de
establecer una mejor comunicación con el yacimiento no fueron
exitosos. La tecnología P3, utilizando una tubería enrollada,
permitió una estimulación química profunda y eficiencia de los
intervalos seleccionados del yacimiento. Luego del tratamiento, el
cliente se benefició de los aumentos de presión del cabezal de los
pozos de hasta 1500 psi.
En Argelia, Wireline introdujo una tecnología de sonda radial 3D
Saturn* para que Sonatrach tomara una muestra de los yacimientos de
baja permeabilidad con una sobrepresión alta. La tecnología Saturn
extiende la prueba de formación hasta los fluidos y los entornos
del yacimiento que antes eran inaccesibles con evaluadores de
formación convencional. Por primera vez, el cliente pudo superar
las limitaciones de presión diferencial imponiendo un diferencial
de 7500 psi en la herramienta y un fluido de muestra en movilidades
tan bajas como 0,02 mD/Cp. Como resultado, se identificaron las
secciones utilizadas del yacimiento, y se mejoró la comprensión de
la subsuperficie de Sonatrach.
Fuera de la costa de Brasil, el Grupo de Caracterización de
Yacimientos ayudó a Petrobras a completar el primer trabajo de
registro inalámbrico de evaluación mundial de formación en aguas
profundas pre-sal con servicios de perforación con presión manejada
(MPD). El equipo de control de presión de cabezales de pozos de
Schlumberger integró por primera vez el sistema de MPD, permitiendo
de forma exitosa dos ejecuciones de registro a pozo abierto con 150
psi de presión controlada en el cabezal del pozo. Esta tecnología
fue importante para reducir los riesgos de seguridad durante la
evaluación de formación. Como resultado, el cliente ahora cuenta
con información vital para caracterizar el yacimiento y reducir el
riesgo de desarrollo del campo.
En Abu Dhabi, SIS completó exitosamente la utilización del
proyecto de Soluciones de Información de Exploración y Producción
(EXPRIS) para la empresa nacional de petróleo de Abu Dhabi y sus
empresas operativas. Otorgado a SIS en el 2012, el contrato incluye
la utilización de más de 1000 usuarios, brindándoles un acceso
efectivo e intuitivo a una variedad de datos geofísicos,
geológicos, de perforación, finalización de pozos, análisis de
muestras de fluidos, prueba de pozos y del campo de producción.
EXPRIS se crea en base a los sistemas de gestión y entrega de datos
de E&P ProSource* y le permite a los usuarios aplicar los datos
en otras aplicaciones técnicas, mejorando así la productividad del
usuario así como también la integración de los equipos.
Grupo de Perforación
(indicado en millones de USD, a excepción de los porcentajes
de márgenes)
Tres meses finalizados al
Cambio
31 de diciembrede 2015
30 de septiembrede 2015
31 de diciembrede 2014
Secuencial Interanual Ingresos
$ 2953 $
3219 $ 4576
-8 % -35 % Ingresos
operativos antes de impuestos
494 594 947
-17
% -48 % Margen operativo antes de impuestos
16,7 % 18,4 % 20,7 %
-173 puntos básicos
-398 puntos básicos Margen operativo decreciente
38
% 28 %
Los ingresos del Grupo de Perforación de 3000 millones de USD
disminuyó un 8 % de manera secuencial, principalmente a partir de
un descenso en la actividad de perforación, con la constante
presión de precios, el inicio de la desaceleración estacional de
invierno, la debilidad de la moneda y las interrupciones operativas
por agotamiento de los presupuestos de clientes que produjeron un
impacto sobre la Perforación y las Medidas y los ingresos de M-I
SWACO, principalmente en Europa/CEI y África y las áreas del Medio
Oriente y Asia.
El margen operativo antes de impuestos del 16,7 % se contrajo
173 puntos básicos de manera secuencial a medida que los ingresos
disminuían por la debilidad de los precios e interrupciones
operativas abruptas que generaron un margen operativo decreciente
del 38 %.
Las nuevas tecnologías del Grupo de Perforación ofrecieron un
mejor desempeño al mejorar la eficiencia, optimizar la colocación
de pozos y garantizar la integridad del pozo en una gran cantidad
de regiones durante el trimestre.
En México, el área de Perforación y Medidas introdujo un
servicio de mapeo del yacimiento mientras se perfora, GeoSphere,
para PEMEX en un pozo horizontal en un yacimiento petrolero en el
mar, Tabasco, que es conocido por su complejidad geológica y
peligro de perforación. Las campañas anteriores, que utilizaban
métodos de perforación convencionales solían encontrarse con
peligros debajo de la superficie como la caída de esquistos, lo
cual hacía muy difícil la colocación exacta de los pozos. Utilizado
por primera vez en este campo y para PEMEX en México, la tecnología
GeoSphere redujo la incertidumbre geológica haciendo un mapa de las
capas de arena objetivo junto con todo el área de yacimientos, lo
que permitió una dirección óptima del pozo dentro del yacimiento.
La información que suministró la tecnología GeoSphere también
permitió una evaluación precisa de la estructura y espesor de la
litología, que ayudó a actualizar el modelo geológico y optimizar
el diseño y la planificación de pozos posteriores en el área.
En el área marítima de Noruega, el área de Perforaciones y
Mediciones utilizó el sistema orientable rotativo PowerDrive X6*
para Statoil, Inc. para perforar un pozo en el campo de Valemon. La
tecnología de PowerDrive X6 reduce la torsión de perforación para
mejorar el rendimiento y la confiabilidad. Además, la plataforma de
diseño integrada de pozos IDEAS* suministró una simulación de
cuatro dimensiones de la interfaz de corte, que permitió que la
tecnología de pedazos de elementos de diamantes cónicos StingBlade
se combine con el sistema PowerDrive X6 para mejorar el metraje
perforado y la tasa de penetración (ROP). El ROP no solo excedió
las expectativas del cliente, sino que también estableció un
registro de perforación de 24 horas de 52,69 m/h.
En el sector noruego del Mar del Norte, el área de Taladros y
Herramientas de Perforación utilizó un taladro turbo con tubería
Neyrfor TTT* para BP para reestablecer la producción de petróleo en
un pozo en el campo Ula. La tecnología Neyrfor TTT eliminó la
entrada de más de 60 m3 de fluido de perforación basado en petróleo
del pozo y estableció las condiciones en desequilibrio con una alta
proporción de nitrógeno. Además, la inserción de CIRP* y la
eliminación del equipo bajo presión perforó una sección de 900 m
del pozo de manera tal que las pistolas de perforación fueron
eliminadas sin matar al pozo. El cliente alcanzó un aumento en la
producción de petróleo, que fue tres veces mayor de lo que se
esperaba originalmente.
En Rumania, Lukoil Overseas utilizó un sistema de Perforación
Sísmica Guiado* (SGD) de Schlumberger con una integración de la
perforación de la superficie sísmica y mediciones del pozo, en
combinación con servicios de monitoreo de ventana de la altura del
barro en tiempo real de Geoservices, en la perforación exitosa de
dos pozos en el Mar Negro. En el primer pozo, el servicio SGD
predijo una rampa de presión de poros y posteriores presiones
benignas, al mismo tiempo que corrigió la posición objetivo del
yacimiento por más de 40 m, permitiéndole al cliente taladrar hasta
la profundidad total (TD) según el plan de perforación. En el
segundo pozo, los cálculos de la presión de SGD ayudaron a
determinar la altura de barro óptima, mejorando las posiciones
objetivo hasta los 60 m y permitiéndole al cliente alcanzar la
profundidad total en el yacimiento considerablemente antes de lo
previsto.
En Rusia, M-I SWACO utilizó fluidos SCREEN PULSE y una
tecnología de separación de cortes para Investgeoservis CJSC. La
tecnología SCREEN PULSE es una instalación modernizada que recoge
el fluido residual de la perforación de los cortes en los
separadores de lodo y devuelve el fluido al sistema de circulación.
Esta tecnología se utilizó en dos proyectos independientes y le
permitió al cliente reducir los volúmenes de desechos de
perforación en un 26 %, lo que ayudó a reducir los costos para la
dilución, tratamiento, transporte y eliminación.
En Kazajistán, el área de Perforaciones y Mediciones introdujo
el servicio de perforación al mismo tiempo que formación de presión
StethoScope* en dos pozos horizontales perforados para Karachaganak
Petroleum Operating B.V. Esta tecnología aseguró las mediciones de
presión en tiempo real para generar perfiles que se combinaron con
otros registros para modelar la presión dinámica del yacimiento,
que es vital para optimizar la recuperación. El cliente se
benefició de unos ahorros estimados de 700 000 USD debido a una
reducción en el tiempo de la torre de perforación y, al mismo
tiempo, de una mitigación del riesgo operativo.
En Iraq, Schlumberger utilizó una tecnología de elementos de
diamantes cónicos StingBlade para BP para superar la necesidad de
múltiples ejecuciones de perforaciones en los pozos del campo de
Rumaila. La tecnología StingBlade ayudó a mejorar el metro cuadrado
perforado y el ROP debido a una resistencia superior de desgaste.
Como resultado, el cliente perforó una sección de pozo entero de
una sola ejecución con una mejora del 63,5 % en ROP en comparación
con el ROP promedio de los pozos en el agua, haciéndole ahorrar al
cliente más de tres días del tiempo de la torre.
En China, Perforaciones y Mediciones utilizó una combinación de
evaluación de formación, la colocación del pozo y las tecnologías
de optimización de perforación para Newfield Exploration Limited
para perforar nueve pozos en la campaña de desarrollo del campo
LF7-2. Las tecnologías de registro al mismo tiempo de perforación
multifunción EcoScope†*, el mapeo de límites de camas PeriScope* y
el sistema orientable rotativo PowerDrive Orbit* se utilizaron para
dirigir de manera óptima las perforaciones horizontales al costado
de la parte superior del yacimiento en únicas ejecuciones,
eliminando la necesidad de desvíos. El rendimiento de perforación
de la campaña también mejoró el ROP general, lo que le permitió al
cliente ahorrar 11 días del tiempo de perforación, lo que
representa un ahorro de tiempo del 10 % en comparación con el plan
de perforación inicial.
Grupo de Producción
(indicado en millones de USD, a excepción de los porcentajes
de márgenes)
Tres meses finalizados al
Cambio
31 de diciembrede 2015
30 de septiembrede 2015
31 de diciembrede 2014
Secuencial Interanual Ingresos
$ 2671 $
2974 $ 4863
-10 % -45 % Ingresos
operativos antes de impuestos
303 330 898
-8 %
-66 % Margen operativo antes de impuestos
11,3
% 11,1 % 18,5 %
24 puntos básicos -713 puntos
básicos Margen operativo decreciente
9 %
27 %
Los ingresos del Grupo de Producción de 2700 millones de USD
disminuyeron un 10 % de manera secuencial con un 80 % de la
disminución atribuible a otra disminución en la actividad del
terreno de América del Norte ya que el agotamiento de los
presupuestos de clientes llevaron a una mayor disminución de las
plataformas de perforación y a una mayor presión de precios. El
precio de mercado para los servicios de bombeo a presión cayó a
niveles aún más insostenibles.
El margen operativo antes de impuestos del 11,3 % aumentó 24
puntos básicos de manera secuencial a pesar de una menor actividad
y de una mayor debilidad de precios en los servicios de bombeo a
presión. El margen operativo decreciente secuencial aumentó un 9 %
ya que la disminución en el margen de bombeo a presión fue
largamente compensado por la combinación de contribuciones de
márgenes de crecimiento de los proyectos de Gestión de Producción
de Schlumberger en América Latina y ganancias netas más altas de la
empresa conjunta OneSubsea.
Las nuevas tecnologías del Grupo de Producción ayudaron a los
clientes a cumplir sus complejidades técnicas durante el trimestre
al acelerar la producción, mejorar la recuperación y aumentar la
eficiencia operativa.
En el sureste de Kuwait, los Servicios de Pozos realizaron un
tratamiento de división a gran escala utilizando la tecnología de
canal de flujo HiWAY* para la Empresa Petrolera de Kuwait en un
pozo en una reserva arenisca en el campo del Gran Burgán. La
tecnología HiWAY ayudó a superar los desafíos de ubicación y de
recuperación de agentes de sostén que se encuentran comúnmente con
métodos convencionales de división hidráulica. Luego del
tratamiento de división, la producción de petróleo del pozo alcanzó
un flujo continuo natural de 3000 bbl/d.
En Túnez, Intervención de Pozos realizó tratamientos de
estimulación en dos pozos para Serept en el Campo de Ashtart. El
yacimiento de alta temperatura requirió la selección precisa de
fluidos mientras que el flujo de líquidos centralizados de alta
energía del servicio a chorro de alta presión con una Pistola a
Chorro* permitió la colocación adecuada del fluido de estimulación
adentro del matriz de la reserva. Como resultado, la producción
posterior al tratamiento excedió las expectativas del cliente con
un aumento cuatro veces mayor en un pozo y una doble producción en
el segundo.
En Ecuador, Servicios de Pozos implementó el servicio de
división DualSTIM* como parte de una estrategia de finalización
para Petroamazonas para tratar la producción en declive en el campo
Parahuacu. La tecnología DualSTIM utilizó fluidos basados en agua
para estimular este yacimiento altamente agotado que tiene una
permeabilidad moderada y un contenido de barro sensible a las altas
concentraciones de agua. Desde el inicio de la campaña de múltiples
pozos en 2014, la tecnología DualSTIM combinada con una
fracturación hidráulica generó petróleo acumulativo gradual de más
de 400 000 bbl.
También en Ecuador, Servicios de Pozos utilizó servicios
integrados de aislamiento zonal Invizion* para el Consorcio de
Shushufindi en un pozo en el campo Aguarico. La tecnología Invizion
monitoreó y evaluó las operaciones de cimentación en tiempo real,
que facilitó la interpretación de resultados. Además, la tecnología
permitió la integración de los datos de pozos para identificar los
problemas de aislamiento zonal así como también una evaluación del
posible impacto a corto y largo plazo.
En otro lugar de Ecuador, Intervención de Pozos utilizó una
tecnología simplificada de estimulación de areniscas OneSTEP* para
Orion Energy para eliminar el daño y vencer el problema del
traspaso de fluidos en un pozo sin comprometer la integridad de la
bomba eléctrica sumergible, que hicieron que los tratamientos de
estimulación convencionales sean inviables. La tecnología OneSTEP
utiliza solamente una solución de fluidos para eliminar el daño de
los pozos para lograr una estimulación más uniforme de yacimientos
de areniscas con un menor riesgo de desintegrar la roca. El cliente
duplicó la producción al mismo tiempo que mantenía el sedimento
básico y el agua a 0,1 %.
En la costa de Gabón, Finalizaciones de Schlumberger utilizó una
solución integrada para VAALCO Energy para completar tres pozos
horizontales en el desarrollo del campo Etame. La solución incluyó
fluidos de perforación del yacimiento, tecnologías de finalización
y de levantamiento artificial para la finalización de compactación
de grava de una perforación abierta. En particular, el sistema
integrado de relleno de agua AquaPac* utilizó salmuera para llevar
y colocar la grava alrededor de pantallas instaladas previamente y
evitar la producción de arena. La tecnología FloPro NT* se utilizó
para transportar altos volúmenes de recortes del área del
yacimiento. A nivel operativo, los pozos estaban rellenos con grava
y la productividad del pozo cumplía con las expectativas del
cliente.
Cuadros financieros
Estado resumido de ingresos consolidados
(indicado en millones de USD, excepto los montos por acción)
Cuarto trimestre Doce meses Períodos finalizados el 31 de diciembre
2015 2014
2015
2014 Ingresos
$ 7744 $ 12 641
$
35 475 $ 48 580 Intereses y otros ingresos
81 71
236 291 Gastos Costo de los ingresos
6292 9691
28
321 37 398 Investigación e ingeniería
276 324
1094 1217 Generales y administrativos
132 122
494 475 Ajustes de valor y otros(1)
2136 1773
2575 1773 Interés
91
87
346 369
Ingresos (pérdidas) antes de impuestos
$ (1102
) $ 715
$ 2881 $ 7639 Impuesto sobre la renta
(pérdidas)(1)
(113 )
398
746 1928
Ingresos (pérdida) de operaciones en curso
(989
) 317
2135 5711 Pérdida de operaciones discontinuadas
- -
- (205 ) Ingresos netos (pérdidas)
(989 ) 317
2135 5506 Resultado neto atribuible
a participaciones no controladas
27
15
63
68 Ingreso neto (pérdidas) atribuible a Schlumberger
$ (1016 ) $ 302
$ 2072 $ 5438 Montos de
Schlumberger atribuibles a: Ingresos (pérdidas) de operaciones en
curso(1)
$ (1016 ) $ 302
$ 2072
$ 5643 Pérdida de operaciones discontinuadas
- -
-
(205 ) Ingresos netos (pérdidas)
$ (1016 ) $ 302
$
2072 $ 5438 Ganancias diluidas por
acción de Schlumberger Ingresos (pérdidas) de operaciones en
curso(1)
$ (0,81 ) $ 0,23
$ 1,63
$ 4,31 Pérdida de operaciones discontinuadas
- -
-
(0,16 ) Ingresos netos (pérdidas)
$ (0,81 ) $ 0,23
$
1,63 $ 4,16 Depreciaciones y
amortizaciones incluidas en los gastos(2)
$
963 $ 1065
$ 4078
$ 4094 (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). Consulte la "Información
Complementaria" para obtener detalles sobre las acciones en
circulación.
Balance
consolidado resumido (indicado en millones de USD)
31 de diciembre de 31 de diciembre de Activos
2015 2014 Activos corrientes
Efectivo e inversiones a corto plazo
$ 13 034 $ 7501
Cuentas por cobrar
8780 11 171 Otros activos corrientes
5098 6022
26 912 24 694 Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el
vencimiento
418 442 Activos fijos
13 415 15 396 Datos
sísmicos multicliente
1026 793 Fondo de comercio
15
605 15 487 Activos intangibles
4569 4654 Otros activos
6060 5438
$ 68 005 $
66 904 Pasivos y capital
Pasivos corrientes Cuentas por pagar y pasivos
acumulados
$ 7727 $ 9246 Pasivo estimado del impuesto
a las ganancias
1203 1647 Préstamos a corto plazo y porción
corriente de la deuda a largo plazo
4557 2765 Dividendos a
pagar
634
518
14 121 14 176 Deuda a largo plazo
14 442 10 565
Beneficios posteriores a la jubilación
1434 1501 Impuestos
diferidos
1075 1296 Otros pasivos
1028 1317
32 100 28 855
Capital
35 905
38 049
$ 68 005
$ 66 904
Deuda neta
"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.
Los detalles de los cambios en la Deuda neta figuran a
continuación:
(indicado en millones de USD)
Doce Cuarto Doce Meses Trimestre Meses Períodos
finalizados el 31 de diciembre 2015 2015
2014 Ingresos (pérdidas) de operaciones en curso antes de
participaciones no dominantes $ 2135 $ (989 ) $ 5711 Ajustes de
valor y otros cargos, descontando impuestos 2218
1835 1639
Ingresos de operaciones en
curso antes de participaciones no dominantes, sin incluir
cargos y créditos 4353 846 7350
Depreciaciones y amortizaciones(1) 4078 963 4094 Gastos en
pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación 438 112
355 Gastos de compensación basados en acciones 326 76 329
Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la
jubilación (346 ) (54 ) (390 ) (Aumento) disminución del capital de
trabajo (2) (478 ) 31 (36 ) Otros 434 204
(507 )
Flujo de caja de las operaciones
8805 2178 11 195
Gastos de capital (2410 ) (627 ) (3976 ) Inversiones
de SPM (953 ) (603 ) (740 ) Costos de datos sísmicos multicliente
capitalizados (486 ) (150 ) (321 )
Flujo de
caja libre(3)
4956 798
6158 Programa de recompra de
acciones (2182 ) (398 ) (4678 ) Dividendos pagados (2419 ) (633 )
(1968 ) Beneficios de los planes de acciones de empleados
448 25 825
803
(208 ) 337
Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo adquirido
más deuda asumida (478 ) (154 ) (1501 ) Operaciones discontinuadas:
acuerdo con el Departamento de Justicia de EE. UU. (233 ) - - Otros
(252 ) 19 220 Aumento de deuda
neta (160 ) (343 ) (944 ) Deuda neta, comienzo del período
(5387 ) (5204 ) (4443 ) Deuda neta $ (5547 ) $ (5547
) $ (5387 ) Componentes de la Deuda neta
31 de diciembrede 2015
30 de septiembrede 2015
31 de diciembrede 2014
Efectivo e inversiones a corto plazo $ 13 034 $ 6605 $ 7501
Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento 418 439
442 Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo
plazo (4557 ) (4761 ) (2765 ) Deuda a largo plazo (14 442 )
(7487 ) (10 565 ) $ (5547 ) $ (5204 ) $ (5387 )
(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 810 millones de USD durante los doce meses
finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 205 millones de USD
durante el cuarto trimestre de 2015. (3) "Flujo de caja
libre" representa el flujo de caja de las operaciones menos gastos
de capital, inversiones de SPM y costos de datos sísmicos
capitalizados para múltiples clientes. La gerencia cree que esta es
una medida importante porque representa fondos disponibles para
reducir la deuda y buscar oportunidades que mejoren el valor del
accionista, como la realización de adquisiciones, y la 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 EE. UU.
(Generally Accepted Accounting Principles, GAAP), este comunicado
de prensa del cuarto trimestre del 2015 y del año completo también
incluye 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 de USD, excepto los montos por acción)
Cuarto trimestre de 2015
Antes deimpuestos
Impuesto
Participacionesno dominantes
Ganancianeta
DiluidaGanancias poracción (EPS)
Ingreso de Schlumberger de las operaciones en curso, excluidos
cargos y créditos $ 1034 $ 188 $ 27 $ 819 $ 0,65 Reducción
de activos fijos (776 ) (141 ) - (635 ) Reducción de la fuerza
laboral (530 ) (51 ) - (479 ) Ajustes de inventario (269 ) (27 ) -
(242 ) Deterioro del proyecto SPM en Colombia (182 ) (36 ) - (146 )
Cierres de instalaciones (177 ) (37 ) - (140 ) Eventos geopolíticos
(77 ) - - (77 ) Rescisiones de contratos (41 ) (2 ) - (39 ) Otros
(84 ) (7 ) - (77 )
Pérdidas de Schlumberger de operaciones en
curso, según se informó
$ (1102 ) $ (113 ) $ 27 $ (1016 ) $ (0,81 )
Doce meses de 2015
Antes deimpuestos
Impuesto
Participacionesno dominantes
Ganancianeta
DiluidaGanancias poracción (EPS)
Ingreso de Schlumberger de las operaciones en curso, excluidos
cargos y créditos $ 5456 $ 1103 $ 63 $ 4290 $ 3,37 Reducción
de la fuerza laboral (920 ) (107 ) - (813 ) Reducción de activos
fijos (776 ) (141 ) - (635 ) Ajustes de inventario (269 ) (27 ) -
(242 ) Deterioro del proyecto SPM en Colombia (182 ) (36 ) - (146 )
Cierres de instalaciones (177 ) (37 ) - (140 ) Eventos geopolíticos
(77 ) - - (77 ) Pérdidas por devaluación de la moneda en Venezuela
(49 ) - - (49 ) Rescisiones de contratos (41 ) (2 ) - (39 ) Otros
(84 ) (7 ) - (77 )
Ingresos de Schlumberger de operaciones en curso, según se informó
$ 2881 $ 746 $ 63 $ 2072
$ 1,63 (indicado en millones de USD, excepto los
montos por acción)
Cuarto trimestre de 2014
Antes deimpuestos
Impuesto
Participacionesno dominantes
Ganancianeta
DiluidaGanancias poracción (EPS)
Ingreso de Schlumberger de las operaciones en curso, excluidos
cargos y créditos $ 2488 $ 532 $ 15 $ 1941 $ 1,50 Reestructuración
de WesternGeco (806 ) (25 ) - (781 ) Pérdidas por devaluación de la
moneda en Venezuela (472 ) - - (472 ) Reducción de la fuerza
laboral (296 ) (37 ) - (259 ) Deterioro del proyecto SPM
(199 ) (72 ) - (127 )
Ingresos de Schlumberger de operaciones en curso, según se informó
$ 715 $ 398 $ 15 $ 302 $
0,23
Doce meses de 2014
Antes deimpuestos
Impuesto
Participacionesno dominantes
Ganancianeta
DiluidaGanancias poracción (EPS)
Ingreso de Schlumberger de las operaciones en curso, excluidos
cargos y créditos $ 9412 $ 2062 $ 68 $ 7282 $ 5,57 Reestructuración
de WesternGeco (806 ) (25 ) - (781 ) Pérdidas por devaluación de la
moneda en Venezuela (472 ) - - (472 ) Reducción de la fuerza
laboral (296 ) (37 ) - (259 ) Deterioro del proyecto SPM
(199 ) (72 ) - (127 )
Ingresos de Schlumberger de operaciones en curso, según se informó
$ 7639 $ 1928 $ 68 $ 5643
$ 4,31
Grupos de Producto (indicado en millones de
USD)
Tres meses finalizados al
31 de diciembre de 2015 30 de septiembre de 2015
31 de diciembre de 2014
Ingresos
Ingresosantes
deimpuestos
Ingresos
Ingresosantes de impuestos
Ingresos
Ingresosantes de impuestos
Caracterización de yacimientos
$ 2154 $
520 $ 2321 $ 614 $ 3265 $ 984 Perforación
2953
494 3219 594 4576 947 Producción
2671 303 2974
330 4863 898 Eliminaciones y otros
(34 )
(29 ) (42 ) (17 ) (63 ) (48 ) Ingresos
operativos antes de impuestos
1288 1521 2781 Corporativos y
otros
- (179 ) - (198 ) - (221 ) Intereses
ganados(1)
- 8 - 8 - 8 Intereses perdidos(1)
-
(83 ) - (78 ) - (80 ) Cargos y créditos
- (2136 ) -
- - (1773 )
$ 7744
$ (1102 ) $ 8472 $ 1253 $ 12 641
$ 715
Áreas geográficas (indicado en
millones de USD)
Tres meses
finalizados al 31 de diciembre de 2015 30 de
septiembre de 2015 31 de diciembre de 2014
Ingresos
Ingresosantes
deimpuestos
Ingresos
Ingresosantes de impuestos
Ingresos
Ingresosantes de impuestos
América del Norte
$ 1955 $ 139 $ 2273 $
202 $ 4324 $ 849 América Latina
1407 324 1422 295
2053 429 Europa/CEI/África
2059 428 2274 505 3063 683
Medio Oriente y Asia
2248 507 2372 641 3094 877
Eliminaciones y otros
75 (110 ) 131
(122 ) 107 (57 ) Ingresos operativos antes de
impuestos
1288 1521 2781 Corporativos y otros
-
(179 ) - (198 ) - (221 ) Intereses ganados(1)
- 8 - 8 - 8 Intereses perdidos(1)
- (83
) - (78 ) - (80 ) Cargos y créditos
-
(2136 ) - - -
(1773 )
$ 7744 $ (1102 ) $ 8472
$ 1253 $ 12 641 $ 715
(1) No incluye intereses considerados en
los resultados de los Grupos de Producto y las Áreas
geográficas.
Grupos de Producto (indicado en millones de USD)
Doce meses terminados a 31 de
diciembre de 2015 31 de diciembre de 2014
Ingresos
Ingresosantes
deimpuestos
Ingresos
Ingresosantes de impuestos
Caracterización de yacimientos
$ 9501 $
2450 $ 12 905 $ 3708 Perforación
13 563 2538
18 128 3805 Producción
12 548 1585 17 763 3193
Eliminaciones y otros
(137 ) (63
) (216 ) (130 ) Ingresos operativos antes de
impuestos
6510 10 576 Corporativos y otros
-
(768 ) - (848 ) Intereses ganados(1)
-
30 - 31 Intereses perdidos(1)
- (316 )
- (347 ) Cargos y créditos
-
(2575 ) - (1773 )
$ 35
475 $ 2881 $ 48 580 $ 7639
Áreas geográficas (indicado en millones
de USD)
Doce meses terminados a 31 de diciembre de
2015 31 de diciembre de 2014
Ingresos
Ingresosantes
deimpuestos
Ingresos
Ingresosantes de impuestos
América del Norte
$ 9811 $ 999 $ 16 151
$ 3057 América Latina
6014 1315 7699 1639
Europa/CEI/África
9284 1979 12 515 2765 Medio Oriente
y Asia
9898 2661 11 875 3273 Eliminaciones y otros
468 (444 ) 340 (158 ) Ingresos
operativos antes de impuestos
6510 10 576 Corporativos y
otros
- (768 ) - (848 ) Intereses ganados(1)
- 30 - 31 Intereses perdidos(1)
- (316
) - (347 ) Cargos y créditos
-
(2575 ) - (1773 )
$ 35
475 $ 2881 $ 48 580 $ 7639
(1) No incluye intereses considerados en
los resultados de los Grupos de Producto y las Áreas
geográficas.
Información complementaria
1)
¿Cuál es la definición de margen
operativo decreciente?
El margen operativo decreciente es igual al índice de cambio en el
resultado operativo antes de impuestos sobre el cambio de ingresos.
2)
¿Cuál fue el margen de ingresos
operativos antes de impuestos y el margen operativo decreciente del
cuarto trimestre de 2015?
Para el cuarto trimestre de 2015, el margen de ingresos operativos
antes de impuestos fue de 16,6 %. El margen operativo decreciente
con respecto al año anterior fue de 31 %, y el margen operativo
decreciente secuencial fue de 32 %.
3)
¿Cuál fue el margen de ingresos
operativos antes de impuestos y el margen operativo decreciente
para todo el año de 2015?
Para todo el año de 2015, el margen de
ingresos operativos antes de impuestos fue del 18,4 %. El margen
operativo decreciente con respecto al año anterior fue de 31 %.
4)
¿Cuál fue el flujo de caja libre como
porcentaje de los ingresos provenientes de operaciones en curso
antes de intereses no controlantes y los cargos y créditos en el
cuarto trimestre de 2015?
El flujo de caja libre, que fue de 798 millones de USD e incluyó
aproximadamente 205 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 94 % para el cuarto trimestre de 2015.
5)
¿Cuál fue el flujo de caja libre como
porcentaje de los ingresos provenientes de operaciones en curso
antes de intereses no controlantes y los cargos y créditos para
todo el año de 2015?
El flujo de caja libre, que fue de 4960 millones de USD e incluyó
aproximadamente 810 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 114 % para todo el año de 2015.
6)
¿Cuál es la orientación del gasto de
capital para todo el año de 2016?
Se espera que el gasto de capital (sin incluir inversiones de SPM y
múltiples clientes) sea de 2400 millones de USD para 2016. El gasto
de capital para todo el año 2015 fue de 2400 millones de USD.
7)
¿Qué se incluyó en "Intereses y otros
ingresos" para el cuarto trimestre de 2015?
"Intereses y otros ingresos" para el cuarto trimestre de 2015 fue
de 81 millones de USD. Este monto estaba compuesto por 67 millones
de USD de ganancias por inversiones bajo el método patrimonial y 14
millones de USD de intereses ganados.
8)
¿Cómo se modificaron los ingresos por
intereses y los gastos por intereses durante el cuarto trimestre de
2015?
Los ingresos por intereses de 14 millones de USD aumentaron 1
millón de USD en forma secuencial. Los gastos por intereses de 91
millones de USD aumentaron 5 millones de USD en forma secuencial.
9)
¿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 tales como
gastos corporativos (incluidos cargos y créditos) e intereses
ganados y perdidos no asignados a los segmentos, gastos de
compensación basados en acciones, gastos de amortización asociados
con determinados activos intangibles, determinadas iniciativas
gestionadas centralmente y otros artículos no operativos.
10)
¿Cuál fue la tasa efectiva de impuestos
(effective tax rate, ETR), excluyendo cargos y créditos, del cuarto
trimestre de 2015?
La ETR del cuarto trimestre de 2015,
excluyendo cargos y créditos, fue del 18,2 % en comparación con el
20,0 % del tercer trimestre de 2015.
La ETR del cuarto trimestre de 2015,
incluidos cargos y créditos, fue del 10,2 %.
11)
¿Cuántas acciones del paquete común
fueron circulantes desde el 31 de diciembre de 2015, y cómo cambió
esto desde el final del trimestre anterior?
Había 1256 millones de acciones del paquete común circulantes al 31
de diciembre de 2015. La siguiente tabla muestra el cambio en el
número de acciones circulantes desde el 30 de septiembre de 2015 al
31 de diciembre de 2015.
(indicado en millones de USD) Acciones en circulación al
30 de septiembre de 2015 1261 Acciones vendidas a
titulares de opciones, menos acciones intercambiadas - Otorgamiento
de acciones restringidas - Acciones compartidas en el plan de
adquisición de acciones de los empleados - Programa de recompra de
acciones (5) ) Acciones circulantes al 31 de diciembre de 2015 1256
12)
¿Cuál fue el número de acciones
circulantes, el promedio ponderado, durante el cuarto trimestre de
2015 y el tercer trimestre de 2015, y cómo se concilia esto con el
número promedio de acciones circulantes, suponiendo la dilución
usada en el cálculo de ganancias por acción diluidas de las
operaciones en curso, sin incluir cargos y créditos?
El promedio ponderado de acciones en circulación durante el cuarto
trimestre de 2015 y el tercer trimestre de 2015 fue de 1259
millones y 1265 millones, respectivamente. A continuación se
presenta una reconciliación del promedio ponderado de acciones en
circulación y el promedio de acciones en circulación suponiendo la
dilución.
(indicado en millones de USD)
Cuarto trimestre de 2015
Tercer trimestrede 2015
Promedio ponderado de acciones en circulación 1259
1265 Ejercicio asumido de opciones de acciones 2 3 Acciones
restringidas no otorgadas 3 4 Promedio de
acciones en circulación suponiendo la dilución 1264
1272
13)
¿Cuáles fueron las ventas multiclientes
en el cuarto trimestre de 2015?
Las ventas multicliente, incluidas las tasas de transferencia,
fueron de 117 millones de USD en el cuarto trimestre de 2015 y de
60 millones de USD en el tercer trimestre de 2015.
14)
¿Cuál fue el monto de las órdenes
pendientes de entrega a WesternGeco al final del cuarto trimestre
de 2015?
Las órdenes pendientes de entrega a WesternGeco, basadas en
contratos firmados con clientes, fueron de 1130 millones de USD al
finalizar el cuarto trimestre de 2015. Fue de 910 millones de USD
al final del tercer trimestre de 2015.
15)
¿Cuáles son las tasas de interés y los
vencimientos de los Bonos Preferentes emitidos en diciembre de 2015
en relación con la parte financiera de la adquisición pendiente de
Schlumberger de Cameron International Corporation?
Schlumberger Holdings Corporation (SHC), una filial de EE. UU.
indirecta y con propiedad absoluta de Schlumberger Limited, emitió
cinco tramos de pagarés principales en diciembre de 2015 que suma
un total 6000 millones de USD con las siguientes tasas de interés y
vencimientos: 500 millones de USD de pagarés principales de 1,900 %
a vencer en 2017, 1300 millones de USD de pagarés principales de
2,350 % a vencer en 2018, 1600 millones de USD de pagarés
principales de 3,000 % a vencer en 2020, 850 millones de USD de
pagarés principales de 3,625 % a vencer en 2022 y 1750 millones de
USD de pagarés principales a vencer en 2025.
16)
¿A qué corresponden los diversos cargos
registrados por Schlumberger durante el cuarto trimestre de
2015?
Reducción de la fuerza laboral y
programa incentivado de licencia sin goce de sueldo:
En base a la perspectiva de la actividad para el 2016, así como
también para modernizar aún más su estructura de soporte,
Schlumberger decidió reducir más su plantilla y expandir su
programa incentivado de licencia sin goce de sueldo (ILOA) durante
el cuarto trimestre de 2015. Como resultado, Schlumberger registró
un cargo de 530 millones de USD durante el cuarto trimestre
asociado con estas reducciones de plantilla de personal y con el
programa ILOA.
Deterioros de activos y cargos de
reestructuración:
Como resultado de las condiciones del
mercado de la industria del gas y el petróleo que continuaron
deteriorándose y su impacto sobre la perspectiva de la actividad,
Schlumberger determinó que los valores líquidos de ciertos activos
no eran más recuperables y también tomó ciertas decisiones que
generaron el siguiente deterioro y cargos de reestructuración
durante el cuarto trimestre de 2015:
-- 776 millones de USD de deterioros de
activos fijos principalmente relacionados con el bombeo a presión
infrautilizado y otro equipo en América del Norte, así como también
ciertas torres de perforación de un nivel inferior. -- 269 millones
de USD para amortizar el valor líquido de ciertos inventarios,
principalmente en América del Norte. -- 182 millones de USD para
reducir el valor líquido de la inversión restante en un proyecto de
SPM en Colombia, como resultado de la disminución reciente en los
precios de los productos. Considerando también que el proyecto se
está acercando al final de su período contractual y su flujo de
ingresos está directamente relacionado con los precios del
petróleo. -- 177 millones de USD asociados con las instalaciones,
incluida la venta esperada de ciertas propiedades y la terminación
de ciertos alquileres. -- 77 millones de USD relacionados con los
activos que ya no son más recuperables como resultado de problemas
geopolíticos en ciertos países de Medio Oriente. -- 41 millones de
USD relacionados con los costos de terminación del contrato. -- 84
millones de USD de otros cargos asociados con las condiciones de
mercado actuales, incluyendo 40 millones de USD relacionados con un
deterioro que no sea temporal de los valores negociables y 15
millones de USD relacionados con el deterioro de inversiones bajo
el método patrimonial. Schlumberger no espera incurrir en ningún
gasto en efectivo significativo como resultado de este deterioro de
activos y gastos de reestructuración.
Acerca de Schlumberger
Schlumberger es el proveedor mundial líder de soluciones de
tecnología, administración de proyectos integrados e información
para clientes que trabajan en los sectores del petróleo y del gas
del mundo. Con más de 95 000 empleados de más de 140 nacionalidades
y operaciones en más de 85 países, Schlumberger ofrece la mayor
gama de productos y servicios de la industria, desde la exploración
hasta la producción.
Schlumberger Limited cuenta con oficinas principales en París,
Houston, Londres y La Haya, e informó ingresos por 35 470 millones
de USD en 2015. Para obtener más información, visite
www.slb.com.
*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.
†Corporación Nacional de Petróleo, Gas y Metales de Japón (Japan
Oil, Gas and Metals National Corporation, JOGMEC), anteriormente
Corporación Nacional de Petróleo de Japón (Japan National Oil
Corporation, JNOC) y Schlumberger colaboraron en un proyecto de
investigación para desarrollar la tecnología LWD. Los servicios
EcoScope and NeoScope usan tecnología resultante de esta
cooperación.
Notas
Schlumberger realizará una llamada en conferencia para analizar
los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes 22 de
enero de 2016. La llamada está programada para comenzar a las 08:00
h (hora central de EE. UU.), 09:00 h (hora del Este) - 15:00 h
(hora de París). Para acceder a la llamada, que está abierta al
público, comuníquese con el operador de la llamada en conferencia
al +1 (800) 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 21 de febrero de 2016 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
373076.
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 también estará disponible en el
mismo sitio web hasta el 31 de marzo de 2016.
Este documento de ganancias del cuarto trimestre de 2015 y de
todo el año y demás información complementaria, así como también
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;
los gastos de capital de Schlumberger y la industria del petróleo y
el gas; las estrategias comerciales de los clientes de
Schlumberger; la integración de Cameron en nuestro negocio; los
beneficios esperados de la transacción 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 otras, 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; la erosión de los precios; factores
climáticos y estacionales; demoras operativas; disminuciones de
producción; cambios en las normativas gubernamentales y en los
requisitos normativos, incluidos los relacionados con la
exploración de petróleo y gas en alta mar, fuentes radioactivas,
explosivos, químicos, servicios de fractura hidráulica e
iniciativas relacionadas con el clima; la imposibilidad de la
tecnología de satisfacer nuevos desafíos en exploración; la
satisfacción de las condiciones de cierre de la fusión con Cameron;
el riesgo que la fusión contemplada con Cameron no ocurra; los
efectos negativos derivados de la falta de sustentación de la
fusión prevista con Cameron; la imposibilidad de realizar una
integración exitosa luego del cierre de la fusión con Cameron y
alcanzar las sinergias esperadas; la imposibilidad de retener a
empleados clave; los gastos de la fusión y otros riesgos e
incertidumbres detallados en nuestro comunicado de ganancias del
tercer 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/20160202006290/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