- Receita de US$ 7,0 bilhões
diminuiu 2% sequencialmente
- A receita operacional, antes dos
impostos, de US$ 815 milhões, obteve aumento sequencial de
9%
- Ganhos por ação GAAP foram de
US$ 0,13. Excluindo a fusão da Cameron e os encargos de
integração, o ganho por ação (earnings per share, EPS) foi de
US$ 0,25
- O fluxo de caixa das operações foi de
US$ 1,4 bilhão O fluxo de caixa livre foi de US$ 699
milhões
- Aprovado dividendo trimestral em
dinheiro de US$ 0,50 por ação
A Schlumberger Limited (NYSE:SLB) comunicou hoje os resultados
do terceiro trimestre de 2016.
(Apresentação em milhões, exceto por quantidade
de ações)
Três meses encerrados em
Alteração 30 de setembro de 2016 30 de
junho de 2016 30 de setembro de 2015
Sequencial De um ano para outro Receita
US$ 7.019 US$ 7.164 US$ 8.472
-2%
-17% Lucro operacional antes dos impostos
US$ 815 US$ 747 US$ 1.521
9%
-46% Margem operacional antes dos impostos
11,6%
10,4% 18,0%
119 bps -634 bps Receita líquida (perda)
(base GAAP)
US$ 176 US$ (2.160) US$ 989
n/s -82% Receita líquida, excluindo-se encargos e
créditos*
US$ 353 US$ 316 US$ 989
12%
-64% EPS diluído (perda por ação) (base GAAP)
US$ 0,13 US$ (1,56) US$ 0,78
n/s
-83% EPS diluído, excluindo-se encargos e créditos*
US$ 0,25 US$ 0,23 US$ 0,78
9%
-68% *Estas são medidas financeiras não GAAP. Veja a
seção intitulada “Encargos e créditos” para detalhes. n/s = não
significativo
O presidente e diretor executivo da Schlumberger Paal Kibsgaard
comentou: "Depois de prevermos o fundo do ciclo no segundo
trimestre deste ano, nosso negócio estabilizou no terceiro
trimestre, após uma queda de mais de 50% na receita pro forma
durante os últimos sete trimestres. Durante o mesmo período,
removemos US$ 6 bilhões da nossa base de custos
trimestral.
"Nossa receita no terceiro trimestre diminuiu 2%
sequencialmente, impulsionada em grande parte pela redução esperada
de atividade da Cameron conforme a lista de pedidos pendentes de
produtos diminuiu. Apesar do desafiador ambiente de negócios,
a Cameron produziu fortes resultados financeiros, que foram
parcialmente apoiados pelo excelente progresso no processo de
integração.
"Excluindo a Cameron, a receita aumentou 1% sequencialmente
impulsionada pela atividade elevada nas areas da América do Norte e
do Oriente Médio, bem como nos geomercados da Austrália e da
Rússia. Na América do Norte, um aumento modesto da atividade em
terra foi apenas parcialmente atenuado pela baixa contagem de
sondas offshore no Golfo do México estadunidense. Ao mesmo tempo, o
aumento da atividade durante as campanhas de perfuração no pico do
verão na Rússia e novos projetos nos geomercados do Oriente Médio e
da Austrália foram compensados por fraqueza continuada na América
Latina, no Mar do Norte, na África Subsaariana e no Sudeste
Asiático.
"A natureza sólida destes resultados é evidente através do
desempenho de margem incremental e decremental. A queda sequencial
de 12% na receita do Grupo Cameron foi traduzida a uma margem
decremental de apenas 19%, como resultado de forte execução,
integração acelerada, e controle de custos eficaz; enquanto que o
aumento sequencial de 1% na receita para o restante da empresa
alavancou fortes efeitos de execução e de transformação para gerar
margens incrementais acima de 65%, excluindo os efeitos dos
encargos de depreciação do último trimestre.
"Entre os segmentos de negócios, a receita no terceiro trimestre
do Grupo de Caracterização de Reservatório aumentarou 5% devido ao
aumento dos levantamentos marinhos WesternGeco no Mar do Norte,
levantamentos sísmicos de terra adicional na Arábia Saudita e
Kuwait, sólidos progressos nas instalações de produção iniciais no
Kuwait, e o aumento sazonal de atividade de teste e de rede fixa
(Wireline) na Rússia e no Cazaquistão. A receita do Grupo de
Produção diminuiu ligeiramente em 1% conforme menor atividade de
fraturamento e conclusões na América Latina, Mar do Norte e Oriente
Médio foram compensadas pelo aumento da atividade de fraturamento
em terra na América do Norte. A receita do grupo de perfuração
também foi reduzida em 1% devido ao declínio prolongado de
atividade em águas profundas na África subsaariana, Brasil, e na
região Ásia-Pacífico, que foi apenas parcialmente compensada pela
forte recuperação da atividade de perfuração direcional em solo
norte-americano. A receita do Grupo Cameron foi sequencialmente
inferior em 12%, principalmente devido às reduzidas vendas de
produtos de uma lista de pedidos pendentes em declínio.
"Margens operacionais antes de impostos melhoraram 119 pontos
base (basis points, bps) para 11,6% no terceiro trimestre, como
resultado de um progresso constante do nosso programa de
transformação, uma maior racionalização da nossa estrutura de
suporte global, e os primeiros esforços em elevar a qualidade de
nossa carteira de contrato. As margens também foram parcialmente
impulsionadas pelas reduções de capacidade e imparidades de ativos
que fizemos no segundo trimestre.
"Entre os Grupos, a margem operacional pré-impostos da
Caracterização de Reservatório melhorou 292 bps sequencialmente
para 19,1%, enquanto que a margem do Grupo de Perfuração aumentou
241 bps para 10,8% e a margem do Grupo de produção cresceu 41 bps
para 4,7%. Sequencialmente, a margem operacional do Grupo Cameron
diminuiu 34 bps para 16,0% devido ao declínio da lista de pedidos
pendentes, embora isso tenha sido parcialmente mitigado por fortes
controles de execução do projeto e controles de custo conducentes a
uma margem decremental de apenas 19%. Os rendimentos diluídos por
ação de US$ 0,25, excluindo a fusão da Cameron e os encargos
de integração, melhoraram 9% sequencialmente.
"Geração de fluxo de caixa livre de US$ 699 milhões no
terceiro trimestre foi sólida a medida em que investimentos com
inventário e CapEx permaneceram bem geridos. No entanto, o capital
de giro foi negativamente afetado por arrecadações de cobranças
mais baixas do que o esperado, a medida em que estamos vendo agora
atrasos generalizados nos pagamentos de clientes em todas as
regiões geográficas. Este é um sinal claro da crise financeira
persistente em toda a indústria.
"No mercado global de petróleo, a oferta e a procura de petróleo
bruto está agora mais ou menos equilibrada conforme evidenciado
pelo achatamento dos níveis de estoque de petróleo e o início de
retiradas consistentes ao final do trimestre, particularmente na
América do Norte. Ao mesmo tempo, a demanda por petróleo para 2017
foi novamente revista em alta em outubro e se combinada com a
intenção anunciada da OPEP de cortar a produção, isso sugere ainda
mais retiradas de inventário nos próximos trimestres que devem
levar a um movimento de alta nos preços.
"Em termos de investimento em E&P (exploração e produção) em
2017, a visibilidade permanece limitada, já que nossos clientes
ainda estão em processo de planejamento. Afirmamos que uma
recuperação de base ampla em forma de V é improvável dada a frágil
situação financeira do setor, embora esperamos atividade positiva
em 2017 em terreno estadunidense, e nos mercados do Oriente Médio e
da Rússia. Estamos, portanto, assegurando que estamos na posição
ideal para capturar uma grande parte desta alta que podemos,
posteriormente, transformá-la em contribuições positivas de
rendimentos.
"Com o custo incomparável e a disciplina de caixa que
estabelecemos, estamos confiantes em nossa capacidade de apresentar
margens incrementais superiores a 65% e uma taxa de conversão de
caixa livre acima de 75%. Daqui para frente, isso nos dará uma
flexibilidade significativa para tanto reinvestir em nosso negócio
quanto de forma constante devolver dinheiro aos nossos acionistas.
Esta capacidade, juntamente com a nossa escala incomparável e nossa
capacidade única de impulsionar mudança em toda a nossa empresa,
nos coloca claramente além de outros participantes do setor".
Demais eventos
Durante o trimestre, a Schlumberger efetuou a recompra de
2 milhões de ações ordinárias a um preço médio de
US$ 77,02 por ação, totalizando um preço de compra de
US$ 156 milhões.
Em 25 de julho de 2016, a Schlumberger e a Golar LNG Limited
anunciaram a criação da OneLNG℠, uma joint venture para desenvolver
rapidamente reservas de gás de baixo custo em GNL (Gás natural
liquefeito - LNG, liquified natural gas). A combinação de
conhecimento sobre reservatório, tecnologias de poço, e capacidades
de gestão de produção da Schlumberger, com a solução de FLNG de
baixo custo da Golar (Floating LNG - GNL flutuante), deve oferecer
aos proprietários de recursos de gás um desenvolvimento mais rápido
e de baixo custo, aumentando assim o valor presente líquido dos
recursos.
Em 19 de outubro de 2016, o conselho de diretores da empresa
aprovou um dividendo trimestral em espécie de US$ 0,50 por
ação das ações ordinárias em circulação, a pagar em 13 de janeiro
de 2017 aos acionistas registrados em 7 de dezembro de 2016.
Receita consolidada por região geográfica
(Apresentação em milhões)
Três meses
encerrados em Alteração 30 de setembro de 2016
30 de junho de 2016
Sequencial América do
Norte
$ 1.699 $ 1.737
-2 % América
Latina
992 1.007
-1 % Europa/CEI/África
1.872 1.948
-4 % Oriente Médio e Ásia
2.385 2.404
-1 % Eliminações e outros
71 68
- $ 7.019 $ 7.164
-2 % Receita da América do Norte
$
1.699 $ 1.737
-2 % Receita internacional
$ 5.249 $ 5.359
-2 %
A receita do terceiro trimestre de US$ 7,0 bilhões diminuiu
2% sequencialmente com a América do Norte em declínio de 2% e
internacional caindo em 2%. Excluindo os resultados do Grupo
Cameron, a receita do terceiro trimestre aumentou em 1%
sequencialmente liderada pelo crescimento nas áreas da América do
Norte, Oriente Médio e Ásia.
América do Norte
Na América do Norte, a receita total diminuiu 2%
sequencialmente. Excluindo os resultados do Grupo Cameron, a
receita de terra cresceu 14% sequencialmente através do aumento da
atividade de perfuração e de fraturamento conforme a quantidade de
plataformas em terra média nos EUA aumentou sequencialmente e a
quantidade do estágio de fraturamento aumentou em 17%. As melhorias
de preços foram limitadas e grande parte do aumento da atividade de
perfuração em terra nos EUA foi impulsionada por pequenas empresas
independentes norte-americanas. Este aumento do volume de trabalho
foi parcialmente compensado por uma combinação de tecnologia e de
emprego desfavoráveis. O aumento da receita de terra foi ainda mais
compensado pela diminuição das vendas do Grupo Cameron de tal forma
que a receita de terra total aumentou em 5%. A receita offshore
diminuiu sequencialmente em 13% devido a um declínio na quantidade
de plataformas média de 9% no Golfo do México dos EUA, redução nas
taxas de licença sísmicas multiclientes WesternGeco, e diminuição
das vendas do Grupo Cameron com perfuração devido a um declínio da
lista de pedidos pendentes.
Áreas Internacionais
A receita internacional diminuiu 2% sequencialmente devido à
pressão contínua sobre os preços na maioria dos geomercados e
redução das vendas do Grupo Cameron com perfuração. Apesar disso,
as melhorias de atividade robustas foram observadas nos geomercados
da Rússia e da Ásia Central devido a força de perfuração sazonal de
verão, bem como de novos projetos no Oriente Médio e na
Austrália.
A receita na Área da América Latina diminuiu 1%
sequencialmente conforme a atividade de perfuração e produção no
Brasil e na Argentina diminuiu devido a quantidade inferior
enquanto a atividade na Colômbia e na Venezuela manteve-se
moderada. O efeito desta queda foi parcialmente compensado pelo
aumento das receitas no geomercado do México e da América Central
devido a maiores vendas de licença sísmicas multiclientes
WesternGeco e vendas do Grupo Cameron.
A receita da área Europa/CEI/África diminuiu 4%
sequencialmente, principalmente nos geomercados da África Central e
Ocidental, Angola e Reino Unido, onde a quantidade de plataformas
diminuiu e projetos foram finalizados ou atrasados. Na Nigéria, uma
situação de segurança em deterioração afetou a atividade de
perfuração e produção enquanto a atividade no Norte da África ficou
estável. A receita nos geomercados da Rússia e da Ásia Central foi
forte pois a perfuração atingiu o pico durante o verão e o rublo
russo se fortaleceu.
A receita da área do Oriente Médio e da Ásia declinou 1%
sequencialmente. Isso foi devido principalmente à uma menor
atividade na Indonésia, Emirados Árabes Unidos, e os geomercados do
Sudeste Asiático, como resultado de cortes contínuos no orçamento
do cliente e conclusões de projeto. Além disso, as vendas de
perfuração do Grupo Cameron na área também diminuíram. No entanto,
o efeito de tais quedas foi mitigado por uma maior receita na
Arábia Saudita, Iraque e Kuwait em novos projetos, aumento da
atividade de perfuração, e levantamentos sísmicos terrestres
suplementares. A receita do geomercado da Austrália e da Papua Nova
Guiné também aumentou à medida que a atividade de perfuração
começou a recuperar após sete trimestres consecutivos de
declínio.
Grupo de caracterização de reservatórios
(Apresentação em milhões, exceto porcentagens de
margem)
Três meses encerrados em
Alteração 30 de setembro de 2016 30 de
junho de 2016 30 de setembro de 2015
Sequencial De um ano para outro Receita
$ 1.689 $ 1.609 $ 2.380
5 % -29
% Lucro operacional antes dos impostos
$ 322 $
260 $ 616
24 % -48 % Margem operacional
antes dos impostos
19,1 % 16,1 % 25,9 %
292
bps -684 bps
A receita do grupo de caracterização de reservatórios foi de
US$ 1,7 bilhão, sendo 76% provenientes de operações
internacionais. A receita foi 5% maior sequencialmente devido ao
aumento dos levantamentos marinhos WesternGeco no Mar do Norte,
atividade sísmica terrestre adicional na Arábia Saudita e Kuwait,
sólidos progressos nas instalações de produção inicial no Kuwait,
aumento da atividade de Wireline e de testes na Rússia e no
Cazaquistão durante a temporada de verão e aumento nos
fornecimentos de sistemas de processo realizados no Brasil e no
Iraque.
A margem operacional antes de impostos de 19% aumentou em 292
bps sequencialmente e gerou uma margem incremental de 78%. Esta
melhoria deveu-se aos benefícios de iniciativas de custo em todo o
Grupo, o impacto de imparidades de ativos registrado no último
trimestre e aumento na atividade de teste e Wireline de alta
margem. Os resultados também foram impulsionados pelo aumento da
rentabilidade dado o aumento dos levantamentos sísmicos terrestres
e marinhos da WesternGeco.
O desempenho do Grupo de Caracterização de Reservatório foi
reforçado por uma série de projetos de Gestão de Serviços Integrada
(Integrated Services Management, ISM), eficiências de transformação
que utilizam instruções de trabalho padrão (Standard Work
Instructions, SWI), implementações de tecnologia e novas
adjudicações de contratos durante o trimestre.
Uruguai offshore, perfuração direcional coordenada ISM, brocas,
registro durante a perfuração, cabeamento, análise de lama,
cimentação e serviços de tratamento de estacas em uma exploração em
águas profundas também para a Total. O poço foi perfurado em uma
profundidade d'água recorde de 3.404 m. A equipe de ISM colaborou
com representantes da Total e funcionários do governo local para
resolver os desafios de importação, licenciamento e logística nesta
nova região operacional, que permitiu que o poço fosse concluído
dentro do cronograma. O contrato previa o alinhamento comercial
entre as duas empresas, devido aos seus objetivos comuns. Durante
os 84 dias de operações, o cliente se beneficiou de zero acidentes
ou lesões com perda de tempo e menos de uma hora de tempo
improdutivo.
No setor norueguês do Mar do Norte, a Schlumberger habilitou a
Det Norske Oljeselskap ASA (Det Norske) na realização de todos os
marcos pré-perfuração através de um plano de desenvolvimento
integrado no campo Ivar Aasen. Este desenvolvimento em curso
integra a perfuração, caracterização de reservatórios, e
disciplinas de conclusão através da criação de uma equipe interna
para conduzir uma integração de projeto inicial e estendido com o
cliente. Colocando o pessoal da Schlumberger com a equipe da Det
Norske em offshore, e no local do escritório principal em terra,
facilitou o apoio de muitas disciplinas da Schlumberger, incluindo
gerenciamento de projetos, perfuração e medições, brocas,
ferramentas de perfuração, fluidos e serviços ambientais, diagrafia
de cabos de aço, serviços de poço, geomecânica, e conclusões. O
cliente se beneficiou da entrega de duas vezes mais poços do que
planejados dentro do prazo determinado e manteve-se dentro do
cronograma para começar a produção conforme planejado, o que é
esperado ocorrer antes do final de 2016.
Na Noruega, a Statoil concedeu à WesternGeco um contrato para um
levantamento de monitoramento 4D de 60 km2 do campo Gulfaks. Além
disso, a Lundin Norway (Lundin Noruega) concedeu à WesternGeco um
contrato para um levantamento de monitoramento 4D de 40 km2 do
campo Edvard Grieg. Cada levantamento no Mar do Norte usará a
tecnologia do sistema sísmico de leito marinho multicomponente
Q-Seabed* e será conduzido por duas embarcações WesternGeco
especialmente equipadas para operações de fundo do mar
complexas.
A Petronas, através de sua subsidiária integral Petronas
(E&P) Overseas Ventures Sdn. Bhd., firmou um acordo para
licenciar uma parte significativa do levantamento sísmico
multicliente de águas profundas de azimute amplo (wide-azimuth,
WAZ) WesternGeco na Baía de Campeche. Este projeto de três anos é o
primeiro levantamento de banda larga multicliente WAZ nas águas
mexicanas do Golfo do México, e segue a abertura por parte do
governo, pela primeira vez, de rodadas de licença para empresas
não-governamentais. A WesternGeco adquiriu mais de 80.000 km2 de
dados no ano passado, que estão disponíveis para as empresas de
petróleo e gás que participam na exploração no México.
A Schlumberger celebrou acordos com a BP e a Rosneft para
colaborar em um projeto de pesquisa e desenvolvimento inovadores
para desenvolver tecnologia de aquisição sísmica terrestre sem
cabos que poderiam alterar significativamente a concepção e
aquisição de levantamentos sísmicos terrestres. A Rosneft irá
juntar-se como uma parceira igual no projeto em curso da BP com a
WesternGeco para desenvolver a tecnologia, que está prevista para
melhorar a imagem do subsolo, bem como a eficiência de exploração,
avaliação e desenvolvimento do campo. O desenvolvimento do sistema
de aquisição deve levar dois anos. A BP e a Rosneft teriam então
acesso preferencial à tecnologia por um período de tempo, após o
qual a Schlumberger terá direitos exclusivos de
comercialização.
No Cazaquistão, a Wireline usou a tecnologia de testador
dinâmica de formação modular MDT* em três poços para a
Embamunaigas, uma subsidiária da KazMunaiGas. O serviço da MDT
permitiu a aquisição de amostras de fluido de alta qualidade e
medições de pressão de reservatório em tempo real em uma viagem.
Equipado com um analisador de fluidos in-situ IFA*, a ferramenta
MDT forneceu dados de análise de fluidos de fundo de poço em tempo
real. Além disso, a utilização de tecnologia de ressonância
magnética combinável CMR-Plus* determinou a permeabilidade do
reservatório, o corte de água e o volume de poros de
hidrocarbonetos em velocidades de três a cinco vezes mais rápidas
do que uma ferramenta de ressonância magnética convencional. Testes
posteriores provaram que o fluxo de óleo e os dados recolhidos irão
permitir ao cliente reduzir o risco de camadas semelhantes em poços
adjacentes.
Na Rússia e na Ásia Central, o programa de transformação da
Schlumberger permitiu aumentos de confiabilidade através do uso de
SWI para operações de serviços de testes. Ao se concentrar em três
áreas organizacionais distintas de manutenção, planejamento de
recursos e prestação de serviços, a adoção de SWI permitiu um
recorde de prestação de serviços de tempo improdutivo de zero para
80.000 horas de funcionamento durante o primeiro semestre de
2016.
Grupo de perfuração
(Apresentação em milhões, exceto porcentagens de
margem)
Três meses encerrados em
Alteração 30 de setembro de 2016 30 de
junho de 2016 30 de setembro de 2015
Sequencial De um ano para outro Receita
$ 2.021 $ 2.034 $ 3.219
-1 % -37
% Lucro operacional antes dos impostos
$ 218 $
171 $ 594
28 % -63 % Margem operacional
antes dos impostos
10,8 % 8,4 % 18,4 %
241 bps
-764 bps
A receita do grupo de perfuração de US$ 2,0 bilhões,
dos quais 79% vieram dos mercados internacionais, diminuiu 1%
sequencialmente. Isso foi devido à queda de atividade em águas
profundas que continuou a afetar os resultados de perfuração e de
medições na África Subsaariana, Brasil, e na região Ásia-Pacífico,
parcialmente compensado pela recuperação da atividade de perfuração
terrestre nos EUA.
A margem operacional antes de impostos de 11% expandiu 241 bps
sequencialmente apesar da ligeira queda de receita. Isso foi devido
aos benefícios da nossa transformação, o impacto de imparidades de
ativos registrados no último trimestre, e perdas reduzidas na
Venezuela após o redimensionamento de mais recursos de geomercado
para níveis compatíveis com a atividade reduzida.
Uma combinação de adjudicações de contratos de serviços de
perfuração integrados (Integrated Drilling Services, IDS),
eficiência de transformação de operações remotas e novas
implementações de tecnologia contribuíram para o desempenho do
grupo de perfuração no terceiro trimestre.
Na Noruega, a Wintershall Norge AS concedeu à Schlumberger um
contrato de IDS de quatro anos com uma opção para duas extensões de
dois anos da plataforma Brage na plataforma continental norueguesa.
O contrato, em grande parte baseado no desempenho combina todos os
serviços em um único contrato e representa a intenção das duas
empresas em trabalhar como uma equipe. Além disso, há fortes
incentivos para otimizar a eficiência de perfuração e estender a
produção da vida tardia do campo Brage até 2030 e mais além. O
plano inclui uma campanha de perfuração de enchimento de cinco
poços começando em 2017.
A Hokchi Energy S.A. de C.V., uma subsidiária da Pan American
Energy LLC, junto com E&P Hidrocarburos y Servicios S.A. de
C.V., concedeu à Schlumberger um contrato de IDS para o
fornecimento de serviços de perfuração, de testes de formação e de
abandono para um plano de avaliação no campo de Hokchi no México. O
contrato integrado inclui a coordenação do projeto, perfuração
direcional e serviços de medição e registro durante a
perfuração.
No setor britânico do Mar do Norte, a Schlumberger forneceu à
GeoSphere* um serviço de mapeamento de reservatório durante a
perfuração à Premier Oil para perfurar seis poços no campo Catcher.
A tecnologia GeoSphere, que revela um fundamento subsuperficial e
detalhes de contato de fluidos a mais de 100 pés do poço, permitiu
o planejamento preciso de trajetórias de poço durante a perfuração
para evitar a necessidade de desvios. Antes do desenvolvimento, a
previsão era de que um em cada três poços no campo Catcher exigiria
um desvio devido a condições difíceis de perfuração. No entanto,
nenhum dos seis poços perfurados até à data utilizando a tecnologia
GeoSphere exigiu desvios, e todos os seis poços cumpriram ou
excederam as expectativas.
No offshore mexicano, Bits & Drilling Tools (ferramentas de
perfuração e brocas) usaram tecnologia de broca com revestimento de
liga perfurável Direct XCD* para a Pemex superar condições de poços
desafiadoras durante a perfuração com revestimento de 15 poços
exploratórios em águas rasas. A tecnologia Direct XCD usa um
revestimento padrão que é girado na superfície para perfuração e um
revestimento para uma profundidade total em uma única corrida. A
Schlumberger forneceu uma análise de engenharia de revestimento
durante a perfuração combinada com um plano para evitar falhas que
resultaram em todo o revestimento assegurado em, ou com mais
profundidade que as profundidades totais previstas. A tecnologia
Direct XCD ajudou a reduzir o tempo improdutivo por 10 dias, em
comparação com uma abordagem convencional. No geral, o cliente
economizou US$ 1,3 milhões.
Em Ohio, Perfuração e Medições usou uma combinação de
tecnologias para perfurar um poço para a Eclipse Resources no campo
Utica Shale. As tecnologias incluíram o sistema dirigível rotativo
alimentado PowerDrive vorteX* que otimizou a perfuração direcional
e a plataforma MWD modular TelePacer* que forneceu um conjunto
configurável de medições integradas. Estes foram emparelhados com
uma broca compacta de diamante policristalino personalizado Smith
Bits, com inserções de diamante termicamente estáveis para
prolongar a vida da broca. O poço tinha uma profundidade medida
total de 27.048 pés e foi perfurado em menos de 18 dias, com uma
extensão lateral completa de aproximadamente 18.500 pés. Este poço
é a lateral horizontal em terra mais longa já perfurada nos EUA e a
Eclipse Resources apelidou-a de "super lateral". Perfurada em uma
única corrida de broca, esta super lateral, ajudou o cliente a
reduzir custos através da diminuição do número de penetrações
horizontais necessárias para desenvolver o reservatório.
Na Rússia, Bits & Drilling Tools implantou um alargador de
tipo perfuração (drilling-type underreamer, DTU) da série 17000
para Sakhalin Energy Investment Company Ltd. para alargar um poço
no campo Lunskoye offshore de Sakhalin Island. Usado para o
alargamento durante a perfuração, o DTU tem três braços de corte
retráteis que são abertos e mantidos em posição por pressão
hidráulica contínua. Como resultado, o cliente melhorou a
eficiência operacional e economizou cerca de 45 horas de tempo de
sonda, completando a operação em uma única operação.
No setor britânico do Mar do Norte, Bits & Drilling Tools
utilizou o sistema de subalargamento e de fresagem com economia de
viagem ProMILL* para completar uma operação plugar e abandonar para
a Shell na plataforma offshore Brent Bravo. A tecnologia ProMILL,
que combina um laminador de seção e um subalargador em uma solução
de viagem única para alcançar isolamento zonal rocha-a-rocha,
economizando duas operações e foi significativamente mais rápido do
que os sistemas convencionais.
Na China, Drilling & Measurements utilizou tecnologia do
sistema dirigível rotativo robusto PowerDrive Xceed* para a Shell
para alcançar a gravidade "dogleg" necessária em um poço na
formação intercalada Daanzhai. Esta operação foi em resposta à
perfuração de dois poços anteriores que entraram em colapso devido
a problemas de instabilidade do poço. As equipes de engenharia,
subsuperfície, geomecânica, e perfuração da Schlumberger
colaboraram para oferecer um plano de engenharia de poço
anteprojeto que incorporou dados de perfuração a partir de poços
compensados. Além disso, a fase de perfuração foi apoiada por
engenheiros experientes no China Land Operations Center em Chengdu
que monitoravam as operações, realizavam tarefas essenciais, e
respondiam aos desafios em tempo real. O cliente se beneficiou com
uma redução no tempo de perfuração de 52% e com base no custo por
metro, o poço está entre os melhores da sua classe para o
campo.
Grupo de produção
(Apresentação em milhões, exceto porcentagens de
margem)
Três meses encerrados em
Alteração 30 de setembro de 2016 30 de
junho de 2016 30 de setembro de 2015
Sequencial De um ano para outro Receita
$ 2.083 $ 2.099 $ 2.915
-1 % -29
% Lucro operacional antes dos impostos
$ 98 $
90 $ 327
9 % -70 % Margem operacional
antes dos impostos
4,7 % 4,3 % 11,2 %
41 bps
-652 bps
A receita do Grupo de Produção de US$ 2,1 bilhões ficou
sequencialmente estável essencialmente conforme menor atividade de
fraturamento e de conclusões na América Latina, Mar do Norte e
Oriente Médio foram compensadas pelo aumento da atividade de
fratura em terra na América do Norte. Embora o aumento no preço de
WTI tenha levado a uma maior confiança do operador e um aumento
contínuo na contagem de sondas de terra na América do Norte, isso
ainda deve ter um efeito significativo sobre as margens de preços
de serviços e operação. O crescimento em receita de terra dos EUA
foi impulsionado por um aumento de 17% na contagem de estágio de
fraturamento, embora um mix de tecnologia e de trabalho
desfavorável combinado com a melhoria de preços limitada compensou
parcialmente o aumento da atividade.
A margem operacional antes dos impostos, de 5%, diminuiu
41 bps sequencialmente. Isso foi devido aos benefícios das
iniciativas de gestão de custos, o impacto de imparidades de ativos
registradas no último trimestre, e uma melhor utilização dos ativos
de um volume crescente de trabalho em terra na América do Norte. A
atividade de projeto da Schlumberger Production Management (gestão
de produção) continuou a contribuir margens agregadas do Grupo.
Os resultados do grupo de produção se beneficiaram de uma série
de concessões de contratos de Serviços de Produção Integrados
(Integrated Production Services, IPS), iniciativas de transformação
utilizando SWI e novas implementações de tecnologia durante o
trimestre.
Em Omã, a Petroleum Development Oman concedeu à Schlumberger um
contrato de três anos com extensões opcionais de sete anos e cinco
anos para o fornecimento de equipamentos de bomba de cavidade
progressiva integrada e serviços cobrindo as áreas de Marmul,
Raabe, Thulilat e de Qaharier Qatab. Serviços e entrega de
equipamentos começaram no segundo trimestre de 2016, enquanto que
um escopo adicional de trabalho relacionado com os campos
Sadad-Nafoorah na área de Bahja está coberto por um contrato de
arrendamento separado que começou em agosto de 2016.
Em Brunei, a Schlumberger foi premiada com escopos de trabalho
de conclusão superiores e inferiores pela Brunei Shell Petroleum. O
contrato de cinco anos começa no primeiro trimestre de 2017 e irá
servir um mínimo de três plataformas.
No sul do Texas, a Schlumberger firmou parceria com a Lonestar
para estabelecer a GeoEngineered Performance Alliance (aliança de
desempenho de geoengenharia) para hidraulicamente fraturar três
poços em Eagle Ford Shale no arrendamento Ranger Beall Ranch. Os
primeiros resultados de produção dos primeiros 150 dias
demonstraram uma melhoria de 63% na produção de petróleo acumulado
por pé lateral do contato de reservatório para o mesmo período de
tempo quando comparado com poços compensado concluídos em julho de
2015.
Também no sul do Texas, a Sundance Energy Australia Limited e a
Schlumberger se aliançaram para re-fraturar, pelo menos, cinco
poços de Eagle Ford em McMullen County, a partir do terceiro
trimestre de 2016. Segundo o acordo, o aumento da produção dos
tratamentos de refraturamento que excederem a previsão de produção
dos poços forneceram a base para a remuneração da Schlumberger. A
campanha de refraturamento, liderada por IPS, está implantando
serviços não convencionais de conclusão de reservatório BroadBand*
e deve gerar um aumento de produção de cinco a seis vezes a taxa de
produção atual de cada poço e uma melhoria de 40% a 50% nas
reservas recuperáveis finais estimadas.
A Laredo Petroleum entrou em uma parceria de longo prazo com a
Schlumberger para desenvolver estratégias para melhorar a eficácia
de conclusões de poços na bacia Permian. A parceria alavanca uma
abordagem integrada utilizando tecnologias como a plataforma de
software Petrel* E&P com o design de simulação com engenharia
Mangrove* para construir um modelo de fundação que permite que o
cliente melhore a sua compreensão dos principais impulsionadores de
produção na área. A modelagem terrestre geomecânica e petrofísica
em 3D suporta zona de aterragem e otimização de conclusão de
fratura hidráulica em várias zonas de remuneração para melhorar as
estratégias de desenvolvimento.
No oeste do Texas, a Well Services usou um serviço de
fraturamento BroadBand Sequence* para aumentar a produção em um
poço horizontal na formação Wolfcamp Shale. Métodos de fraturamento
convencionais são desafiados pelos xistos altamente pressionados e
profundos da formação constituídos de camadas laminadas, bem como
pela heterogeneidade do reservatório. A tecnologia BroadBand
Sequence sequencialmente isolou, fraturou, e estimulou cada
agrupamento em cada zona do poço para garantir que eles
contribuiriam para o pleno potencial do poço. Como resultado, a
produção deste poço aumentou 42% em comparação com poços
compensados do mesmo comprimento lateral, número de fases, e os
volumes de propantes e fluidos utilizados.
No offshore dos EAU, Well Services usou a técnica de
fraturamento de fluxo de canais HiWAY* e tecnologia de fluidos de
fraturamento com base em água salgada UltraMARINE* para estimular
rochas de fonte de baixa permeabilidade e alta-tensão para Dubai
Petroleum. Oito projetos de fraturamento de propante foram
colocados com sucesso, com mais de meio milhão de libras bombeadas.
Os oito postos de trabalho representam os primeiros tratamentos de
fraturamento de propante de rocha-fonte, de vários estágios,
offshore do mundo, e foram concluídos em 40 horas.
No oeste do Canadá, o programa de transformação da Schlumberger
permitiu aumentos na confiabilidade e prestação de serviços através
do uso de SWI. Centrando-se no uso de SWI para garantir a adesão de
procedimentos para as operações de revestimento e tubagem de poços
e de estimulação de múltiplos estágios, Completions reduziu o tempo
improdutivo a zero no primeiro semestre de 2016.
Grupo Cameron
(Apresentação em milhões, exceto porcentagens de
margem)
Três meses encerrados em
Alteração 30 de setembro de 2016 30 de
junho de 2016 30 de setembro de 2015*
Sequencial De um ano para outro Receita
$ 1.341 $ 1.525 $ 2.222
-12 %
-40 % Lucro operacional antes dos impostos
$
215 $ 250 $ 390
-14 % -45 %
Margem operacional antes dos impostos
16,0 % 16,4 %
17,6 %
-34 bps -151 bps *O terceiro trimestre
de 2015 é apresentado em base pro forma para fins comparativos.
A receita do grupo Cameron de US$ 1,3 bilhões, dos
quais 67% vieram dos mercados internacionais, diminuiu 12%
sequencialmente. Entre as empresas do Grupo, o setor de perfuração
relatou o maior declínio impulsionado pela carteira diminuindo
juntamente com um abrandamento da atividade de serviços offshore;
OneSubsea foi impactada por revisões de agendamento de projeto e
atrasos de clientes; e o setor de superfície também viu uma
desaceleração nos embarques do projeto. Válvulas e Medição, no
entanto, foi ligeiramente superior em aumento de embarques para
projetos internacionais.
A margem operacional antes de impostos de 16% diminuiu 34 bps
sequencialmente devido à queda na margem alta do volume de projetos
de perfuração. Apesar da queda significativa na receita, a margem
decremental sequencial foi de apenas 19%, impulsionada pela forte
execução de projeto em OneSubsea, maior eficiência de fabricação e
controle de custos globalmente forte em todo o Grupo.
Novas concessões de contratos de alianças Submarinos, sinergias
de receita Superfície, e um acordo de enquadramento global durante
o trimestre irá proporcionar crescimento futuro para o Grupo
Cameron.
Subsea Services Alliance, uma colaboração entre a Helix Energy
Solutions Group, Inc. e a Schlumberger, anunciou o lançamento do
desenvolvimento do primeiro sistema "riserless open-water
abandonment module" (ROAM). O sistema de furo largo de 18¾
polegadas irá aumentar a capacidade do abandono de uma embarcação
de intervenção em poços, permitindo que os tubos sejam puxados em
águas abertas de maneira segura e ambientalmente contida. O sistema
ROAM será projetado e fabricado nas instalações de fabricação da
OneSubsea em Aberdeen, Escócia. Este sistema, que irá complementar
sistemas de risers de intervenção existentes e lubrificadores de
intervenção submarinos, deve estar disponível comercialmente no
terceiro trimestre de 2017.
A OneSubsea assinou dois acordos de enquadramento globais de
cinco anos com a BP para fornecer engenharia, aquisição e
construção de sistemas de produção submarina (subsea production
systems, SPS), e serviços de pós-venda. Os acordos, formulados
especificamente para acomodar soluções de fornecedor, fornece uma
estrutura para o fornecimento mundial de serviços de tecnologia de
SPS e de pós-venda, incluindo o pessoal de serviços e aluguel de
equipamentos.
A Chevron Thailand Exploration and Production concedeu à
Schlumberger um contrato de serviços para seis ou mais plataformas
começando no terceiro trimestre de 2016 e continuando até 2018. A
concessão abrange cabeças de poço de superfície do Grupo Cameron,
árvores e sistemas; bem como Wireline de poço aberto e serviços de
perfilagem de poços revestidos; e produtos de fluídos de perfuração
M-I SWACO, serviços e fornecimento de barita. Este contrato foi
concedido com base em uma proposta integrada projetada para os
reservatórios de alta temperatura no Golfo da Tailândia.
Tabelas Financeiras
Demonstrativo condensado de receitas
consolidadas
(Apresentação em milhões, exceto por
quantidade de ações)
Terceiro trimestre Nove meses Períodos encerrados em
30 de setembro,
2016 2015
2016 2015
Receita
$ 7.019 $ 8.472
$ 20.703 $
27.731 Juros e outras receitas
54 60
153 155 Despesas
Custo das receitas
6.142 6.798
17.917 22.028 Pesquisa
e engenharia
253 273
750 819 Geral e administrativo
92 122
305 362 Desinvestimentos e outros (1)
-
-
2.573 439 Fusões e integrações (1)
237 -
571
- Juros
149 86
431 254
Receita (perda) antes de impostos
$ 200 $ 1.253
$ (1.691 ) $ 3.984 Impostos sobre as receitas
(perdas) (1)
10
250
(259 )
859 Receita líquida (perda)
$ 190 $ 1.003
$
(1.432 ) $ 3.125 Lucro líquido atribuível a juros não
controlados
14 14
50 37 Lucro
(perda) líquido atribuível à Schlumberger (1)
$ 176 $ 989
$
(1.482 ) $ 3.088 Ganhos diluídos
(perda) por ação da Schlumberger (1)
$
0,13 $ 0,78
$
(1,10 ) $ 2,42 Média de ações em
circulação
1.392 1.265
1.345 1.270 Média de ações em
circulação presumindo diluição
1.401
1.272
1.345
1.278 Depreciação e amortização
incluídas nas despesas (2)
$ 998
$ 1.026
$ 3.078
$ 3.115
(1)
Veja a seção intitulada “Encargos e créditos” para mais
informações.
(2)
Inclui a depreciação da propriedade, das instalações e do
equipamento, e a amortização dos ativos intangíveis, custos dos
dados sísmicos de diversos clientes e investimentos SPM.
Balanço consolidado condensado
(Apresentação em milhões)
30 de setembro, 31 de
dezembro, Ativos
2016 2015
Ativos circulantes Caixa e investimentos em curto prazo
$
10.756 $ 13.034 A receber
9.565 8.780 Outros ativos
circulantes
6.104
5.098
26.425 26.912 Investimentos de renda fixa, mantidos
até o vencimento
354 418 Ativos fixos
13.004 13.415
Dados sísmicos para vários clientes
1.042 1.026 Fundo de
comércio
24.957 15.605 Ativos intangíveis
9.837 4.569
Outros ativos
4.975
6.060
$ 80.594
$ 68.005 Passivos e patrimônio
Passivo circulante Contas a pagar e passivo
adquirido
$ 9.439 $ 7.727 Passivo estimado relativo a
imposto de renda
1.092 1.203 Empréstimos de curto prazo e
proporção atual das dívidas de longo prazo
3.739 4.557
Dividendos a pagar
702
634
14.972 14.121 Dívida de longo prazo
17.538
14.442 Impostos diferidos
2.622 1.075 Benefícios
pós-aposentadorias
1.293 1.434 Outros passivos
1.595 1.028
38.020 32.100
Patrimônio
42.574
35.905
$ 80.594 $
68.005
Dívida líquida
“Dívida líquida” representa a dívida bruta menos espécie,
investimentos de curto prazo e investimentos em renda fixa mantidos
até o vencimento. A gerência acredita que o indicador de dívida
líquida fornece informações úteis sobre o nível de endividamento da
Schlumberger ao informar a quantia em espécie e os investimentos
que podem ser usados para amortizar dívidas.
“Fluxo de caixa livre” representa o fluxo de caixa das operações
menos as despesas de capital, investimentos SPM e custos de dados
sísmicos multicliente capitalizados. A administração acredita que o
fluxo de caixa livre é uma medida de liquidez importante para a
Empresa e que é útil para os investidores e para a gestão como uma
medida da capacidade do nosso negócio de geração de caixa. Uma vez
que as necessidades e as obrigações das empresas sejam atendidas,
este dinheiro pode ser usado para reinvestir na empresa para o
crescimento futuro ou para devolver a nossos acionistas por meio de
pagamentos de dividendos ou recompra de ações. O fluxo de caixa
livre não representa o fluxo de caixa residual disponível para
despesas discricionárias.
Dívida líquida e fluxo de caixa livre são medidas financeiras
não GAAP que devem ser consideradas, além de, e não como substituto
para, ou superior a, a dívida total ou fluxo de caixa das
operações.
Seguem detalhes de alterações na dívida líquida:
(Apresentação em milhões)
Períodos encerrados em 30 de setembro,
Novemeses2016
Terceirotrimestre2016
Novemeses2015
Receita líquida (perda) antes dos juros não controlados $
(1.432 ) $ 190 $ 3.125 Desinvestimentos e outros encargos, líquido
de imposto 2.652 177 383
Receita líquida antes dos juros não controlados,
excluindo encargos e créditos
1.220 367 3.508 Depreciação e amortização (1) 3.078 998 3.115
Pensões e outros benefícios de pós-aposentadoria 139 47 326 Despesa
de remuneração baseada em ações 210 65 250 Pensão e financiamento
de outros benefícios pós-aposentadoria (127 ) (44 ) (292 ) Mudança
no capital de giro (223 ) 27 (509 ) Outros (49 ) (54
) 229
Fluxo de caixa das operações(2)
4.248 1.406
6.627 Despesas de capital (1.401 ) (403 )
(1.783 ) Investimentos SPM (869 ) (140 ) (350 ) Dados sísmicos
multicliente capitalizados (497 ) (164 ) (336
)
Fluxo de caixa livre 1.481
699 4.158 Programa de
recompra de ações (662 ) (156 ) (1.784 ) Dividendos pagos (1.951 )
(696 ) (1.786 ) Receitas de planos de ações de funcionários
344 149 423
(788
) (4 ) 1.011
Aquisições e investimentos de negócios, líquido de caixa
adquirido mais dívida adquirida (3.866 ) (76 ) (324 ) Operações
descontinuadas - liquidação com o Departamento de Justiça dos
Estados Unidos - - (233 ) Outros 34 (42 )
(271 ) (Aumento) Diminuição da dívida líquida (4.620 ) (122
) 183 Dívida líquida, começo do período (5.547 )
(10.045 ) (5.387 ) Dívida líquida, final do período $
(10.167 ) $ (10.167 ) $ (5.204 ) Componentes da dívida
líquida
30 de setembro de2016
30 de junho de2016
31 de dezembro de2015
30 de setembro de2015
Caixa e investimentos em curto prazo $ 10.756 $ 11.192 $ 13.034 $
6.605 Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento 354
386 418 439 Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de
longo prazo (3.739 ) (3.371 ) (4.557 ) (4.761 ) Dívida de longo
prazo (17.538 ) (18.252 ) (14.442 )
(7.487 ) $ (10.167 ) $ (10.045 ) $ (5.547 ) $ (5.204 )
(1)
Inclui a depreciação da propriedade, das instalações e do
equipamento, e a amortização dos ativos intangíveis, custos dos
dados sísmicos de diversos clientes e investimentos SPM.
(2)
Inclui pagamento de indenizações de aproximadamente
US$ 700 milhões e US$ 605 milhões durante os nove meses
findos em 30 de setembro de 2016 e 2015, respectivamente e
US$ 170 milhões durante o terceiro trimestre de 2016.
Também inclui aproximadamente US$ 100 milhões em
pagamentos relacionados com transações pontuais associadas com a
aquisição da Cameron durante os nove meses findos em 30 de setembro
de 2016.
Encargos e créditos
Além de resultados financeiros determinados de acordo com os
princípios contábeis geralmente aceitos (generally accepted
accounting principles, GAAP) dos EUA, este comunicado de imprensa
do terceiro trimestre de 2016 inclui também medidas financeiras não
GAAP (como definido no Regulamento G da SEC). A renda líquida,
excluindo encargos e créditos, bem como medidas dela derivadas
(incluindo lucro por ação (EPS) diluído, excluindo encargos e
créditos; a renda líquida antes de interesses não controlados,
excluindo encargos e créditos; e imposto efetivo, excluindo
encargos e créditos) são medidas financeiras não GAAP. A
administração acredita que a exclusão dos encargos e créditos
destas medidas financeiras permite avaliar de forma mais eficaz o
período de operações da Schlumberger durante o período e
identificar as tendências operacionais que poderiam ser mascarados
pelos itens excluídos. Estas medidas também são utilizadas pela
administração como medidas de desempenho na determinação de certa
compensação de incentivo. As medidas financeiras não GAAP
anteriores devem ser consideradas, além de, e não como um
substituto para ou superior a, outras medidas de desempenho
financeiras preparadas de acordo com GAAP. O seguinte é uma
reconciliação destas medidas não GAAP com as medidas GAAP
comparáveis.
(Apresentação em milhões, exceto por quantidade
de ações)
Terceiro trimestre de
2016 Antes dos impostos Imposto
JurosNão Cont.
Líquido Diluída
EPS
Receita líquida da Schlumberger, excluindo-se encargos e créditos $
437 $ 70 $ 14 $ 353 $ 0,25 Amortização do ajuste a valor
justo da contabilização de compra de inventário (149 ) (45 ) - (104
) Benefícios dos empregados relacionados com a fusão e honorários
profissionais (46 ) (10 ) - (36 ) Outros relacionados à fusão e
integração (42 ) (5 ) -
(37 ) Lucro líquido Schlumberger (base GAAP) $ 200
$ 10 $ 14 $ 176 $ 0,13
Segundo trimestre de 2016 Antes dos impostos
Imposto
JurosNão Cont.
Líquido Diluída
EPS
Receita líquida da Schlumberger, excluindo-se encargos e créditos $
394 $ 64
$
14 $ 316 $ 0,23 Desinvestimento de ativos fixos (1.058 )
(177 ) - (881 ) Redução de empregados (646 ) (63 ) - (583 ) Baixas
de estoque (616 ) (49 ) - (567 ) Insuficiência de dados sísmicos
multicliente (198 ) (62 ) - (136 ) Outros encargos de
reestruturação (55 ) - - (55 ) Amortização do ajuste a valor justo
da contabilização de compra de inventário (150 ) (45 ) - (105 )
Benefícios dos empregados relacionados com a fusão e honorários
profissionais (92 ) (17 ) - (75 ) Outros relacionados à fusão e
integração (93 ) (19 ) -
(74 ) Perda líquida Schlumberger (base GAAP) $ (2.514 )
$ (368 ) $ 14 $ (2.160 ) $ (1,56 )
(Apresentação em milhões, exceto por quantidade de
ações)
Nove meses de 2016 Antes
dos impostos Imposto
JurosNão Cont.
Líquido Diluída
EPS
Receita líquida da Schlumberger, excluindo-se encargos e créditos $
1.453 $ 233 $ 50 $ 1.170 $ 0,86 Desinvestimento de ativos
fixos (1.058 ) (177 ) - (881 ) Redução de empregados (646 ) (63 ) -
(583 ) Baixas de estoque (616 ) (49 ) - (567 ) Insuficiência de
dados sísmicos multicliente (198 ) (62 ) - (136 ) Outros encargos
de reestruturação (55 ) - - (55 ) Amortização do ajuste a valor
justo da contabilização de compra de inventário (299 ) (90 ) - (209
) Benefícios dos empregados relacionados com a fusão e honorários
profissionais (138 ) (27 ) (111 ) Outros relacionados à fusão e
integração (134 ) (24 ) -
(110 ) Perda líquida Schlumberger (base GAAP) $ (1.691 )
$ (259 ) $ 50 $ (1.482 ) $ (1,10 )
Nove meses de 2015 Antes dos impostos Imposto
JurosNão Cont.
Líquido Diluída
EPS
Receita líquida da Schlumberger, excluindo-se encargos e créditos $
4.423 $ 915 $ 37 $ 3.471 $ 2,72 Redução de empregados (390 )
(56 ) - (334 ) Perda pela desvalorização da moeda na Venezuela
(49 ) - -
(49 ) Lucro líquido Schlumberger (base GAAP) $ 3.984
$ 859 $ 37 $ 3.088 $ 2,42
Não houve encargos ou créditos durante o
primeiro trimestre de 2016 ou no segundo e terceiro trimestres de
2015.
Grupos de produtos
(Apresentação em milhões)
Três meses encerrados
em 30 de setembro de 2016 30 de junho de
2016 30 de setembro de 2015
Receita
Lucro antes dos
impostos
Receita
Lucroantes dosimpostos
Receita
Lucroantes dosimpostos
Caracterização de reservatórios
$ 1.689 $
322 $ 1.609 $ 260 $ 2.380 $ 616 Perfuração
2.021
218 2.034 171 3.219 594 Produção
2.083 98
2.099 90 2.915 327 Cameron
1.341 215 1.525 250 - -
Eliminações e outros
(115 ) (38
) (103 ) (24 ) (42 ) (16 ) Lucro operacional
antes dos impostos
815 747 1.521 Corporativos e outros
(267 ) (241 ) (198 ) Rendimento de juros(1)
24
24 8 Despesa com juros(1)
(135 ) (136 ) (78 )
Encargos e créditos
(237 )
(2.908 ) -
$ 7.019
$ 200 $ 7.164 $ (2.514 ) $ 8.472
$ 1.253 Em 1º de julho de 2016, certas unidades de negócios
foram transferidas entre os grupos de produtos. Os dados
financeiros para os três meses findos em 30 de junho de 2016 foram
reclassificados para estar em conformidade com esta nova
apresentação. Os efeitos dessas transferências não foram materiais.
(Apresentação em milhões)
Nove meses
encerrados 30 de setembro de 2016 30 de
setembro de 2015
Receita
Lucro antes dos
impostos
Receita
Lucroantes dosimpostos
Caracterização de reservatórios
$ 5.044 $
913 $ 7.545 $ 1.944 Perfuração
6.548 760
10.610 2.044 Produção
6.529 396 9.679 1.268 Cameron
2.865 465 - - Eliminações e outros
(283
) (72 ) (103 ) (34 ) Lucro
operacional antes dos impostos
2.462 5.222 Corporativos e
outros
(679 ) (587 ) Rendimento de juros(1)
61
22 Despesa com juros(1)
(391 ) (234 ) Encargos e
créditos
(3.144 ) (439 )
$ 20.703 $ (1.691 ) $
27.731 $ 3.984
(1) Exclui juros incluídos nos resultados
dos Grupos de Produtos.
Informações complementares
1)
Qual é a definição de margem
operacional incremental ou decremental?
Margem operacional incremental ou decremental é igual ao
coeficiente da mudança no lucro operacional antes dos impostos
sobre a mudança na receita.
2)
Qual foi o fluxo de caixa operacional
para o terceiro trimestre de 2016?
Fluxo de caixa das operações foi de US$ 1,4 bilhões no
terceiro trimestre de 2016 e incluiu cerca de US$ 170 milhões
em indenizações durante o trimestre.
3)
Qual foi o fluxo de caixa das operações
para os primeiros nove meses de 2016?
O fluxo de caixa das operações foi de US$ 4,2 bilhões
para os primeiros nove meses de 2016 e incluiu cerca de
US$ 700 milhões em indenizações e
US$ 100 milhões em pagamentos relacionados com transações
pontuais associados com a aquisição da Cameron.
4)
Qual foi o fluxo de caixa livre como
porcentagem da receita líquida antes dos juros não controlados e
encargos e créditos, durante o terceiro trimestre de 2016?
O fluxo de caixa livre, que foi de US$ 699 milhões e incluiu
aproximadamente US$ 170 milhões em pagamentos de indenizações,
como porcentagem da receita das operações contínuas antes de juros
não controlados e encargos e créditos, foi de 190% para o terceiro
trimestre de 2016.
5)
Qual foi o fluxo de caixa livre como
porcentagem da receita líquida antes dos juros não controlados e
encargos e créditos, durante os primeiros nove meses de
2016?
O fluxo de caixa livre, que equivale a US$ 1,5 bilhões e
inclui cerca de US$ 700 milhões em indenizações,
US$ 100 milhões de pagamentos relacionados a transações
pontuais, como um percentual do lucro das operações contínuas antes
dos juros não controlados e os encargos e créditos foi de 121% para
os primeiros nove meses de 2016.
6)
Qual é a orientação capex para o ano
inteiro de 2016?
Capex (excluindo investimentos multicliente e SPM) deverá ser de
US$ 2,0 bilhões para 2016, incluindo três trimestres de
capex para os negócios adquiridos da Cameron.
7)
O que foi incluído em “Juros e outros
rendimentos” para o terceiro trimestre de 2016?
“Juros e outros rendimentos” para o terceiro trimestre de 2016 foi
de US$ 54 milhões. Esse valor consistiu de ganhos com
investimentos de método da equivalência patrimonial de
US$ 23 milhões e receita de juros de
US$ 31 milhões.
8)
Como a renda sobre juros e as despesas
com juros mudaram durante o terceiro trimestre de 2016?
A renda sobre juros, de US$ 31 milhões, aumentou em
US$ 1 milhão sequencialmente. As despesas com juros, de
US$ 149 milhões, esteve inalterada sequencialmente.
9)
Qual é a diferença entre a receita
operacional antes dos impostos e a receita consolidada da
Schlumberger antes de impostos?
A diferença consiste, principalmente, de itens corporativos
(incluindo encargos e créditos) e renda sobre juros e despesas com
juros não alocados aos segmentos, bem como despesas de compensação
baseadas nas ações, despesas com amortização associadas a alguns
ativos intangíveis (com amortização associadas de ativos
intangíveis resultantes da aquisição da Cameron), algumas
iniciativas gerenciadas de modo centralizado e outros itens não
operacionais.
10)
Qual foi a taxa efetiva de impostos
(effective tax rate, ETR) para o terceiro trimestre de
2016?
A ETR para o terceiro trimestre de 2016 calculada de acordo com
GAAP foi de 5,1%, em comparação com 14,6% para o segundo trimestre
de 2016. O ETR para o terceiro trimestre de 2016, excluindo
os encargos e créditos, foi de 16,0%, em comparação com 16,2% para
o segundo trimestre de 2016.
11)
Quantas ações ordinárias estavam em
circulação em 30 de setembro de 2016 e qual foi a sua alteração a
partir do fim do trimestre anterior?
Havia 1.391 bilhões de ações ordinárias em
circulação em 30 de setembro de 2016. A tabela a seguir
mostra a mudança no número de ações em circulação de 30 de junho de
2016 a 30 de setembro de 2016.
(Apresentação em milhões) Ações em
circulação em 30 de junho de 2016.
1.391 Ações vendidas a funcionários, menos as ações
permutadas - Ações restritas exercidas - Ações emitidas para o
plano de compra de ações de funcionários 2 Programa de recompra de
ações (2 ) Ações em circulação em 30 de setembro de 2016. 1.391
12)
Qual foi a média ponderada do número de
ações em circulação durante o terceiro trimestre de 2016 e o
segundo trimestre de 2016 e como isso é conciliado com o número
médio de ações em circulação, presumindo a diluição usada no
cálculo dos ganhos diluídos por ação das operações contínuas,
excluindo encargos e créditos?
A média ponderada do número de ações em circulação durante o
terceiro trimestre de 2016 e o segundo trimestre de 2016 foi de
1,392 bilhão e 1,389 bilhão, respectivamente. Foi a média
ponderada do número de ações em circulação e como isso é conciliado
com o número médio de ações em circulação, presumindo a diluição
usada no cálculo dos ganhos diluídos por ação das operações
contínuas, excluindo encargos e créditos.
(Apresentação em milhões)
Terceiro trimestre
de2016
Segundo trimestre de2016
Média ponderada de ações em circulação 1.392
1.389 Exercício de opções de ações presumido 4 3 Ações restritas
não exercidas 5 5 Média de ações em
circulação, assumindo diluição 1.401 1.397
13)
De quanto foram as vendas multiclientes
no terceiro trimestre de 2016?
As vendas multiclientes, incluindo as taxas de transferência, foram
de US$ 144 milhões no terceiro trimestre de 2016 e
US$ 145 milhões no segundo trimestre de 2016.
14)
Qual foi a pendência da WesternGeco ao
final do terceiro trimestre de 2016?
A pendência da WesternGeco, que é baseada nos contratos assinados
com os clientes, foi de US$ 845 milhões no final do
terceiro trimestre de 2016. Era de US$ 865 milhões ao
final do segundo trimestre de 2016.
15)
Quantos foram os pedidos e a pendência
para os segmentos Submarino e Perfuração da Cameron?
Os pedidos e pendências para Submarino e Perfuração foram como
segue: (Apresentação em milhões)
Pedidos
Terceiro trimestre
de2016
Segundo trimestre de2016
Submarino
$ 434 $ 315 Perfuração
$ 179
$ 166
Pendência (ao final do período) Submarino
$ 2.527 $ 2.642 Perfuração
$ 865
$ 1.050
Sobre a Schlumberger
A Schlumberger é a maior fornecedora mundial de tecnologia para
caracterização, perfuração, produção e processamento de
reservatórios para o setor de petróleo e gás. Atuando em mais de
85 países e com aproximadamente 100 mil funcionários de
mais de 140 nacionalidades, a Schlumberger fornece a mais
ampla variedade de produtos e serviços do mercado, da exploração à
produção, além de soluções integradas “do poço ao oleoduto” que
otimizam a recuperação de hidrocarbonetos para proporcionar
desempenho de reservatório.
A Schlumberger Limited tem escritórios em Paris, Houston,
Londres e Haia, e informou receitas de US$ 35,47 bilhões
em 2015. Para mais informações, acesse www.slb.com.
*Marca da Schlumberger ou das empresas Schlumberger.
Notas.
A Schlumberger realizará uma teleconferência para discutir as
perspectivas de divulgação e de negócios acima mencionados na sexta
feira, 21 de outubro de 2016. A teleconferência está programada
para começar às 7h. (horário central dos EUA - CT), 8h. (horário da
costa leste dos EUA), 13h (horário de Londres). Para acessar a
teleconferência, que é aberta ao público, entre em contato com o
operador da teleconferência em +1 (800) 288-8967 na
América do Norte ou +1 (612) 333-4911 fora da América do
Norte, cerca de dez minutos antes do horário de início agendado da
conferência. Pergunte por “Schlumberger Earnings Conference Call”.
Na conclusão da teleconferência, uma reprodução de áudio estará
disponível até 21 de novembro de 2016, ligando para
+1 (800) 475-6701 na América do Norte, ou
+1 (320) 365-3844 fora da América do Norte e informando o
código de acesso 399092.
A teleconferência será transmitida pela internet simultaneamente
em www.slb.com/irwebcast apenas com áudio. Faça login
15 minutos antes do tempo para testar o seu navegador e
registrar-se para a teleconferência. A reprodução pela internet
também estará disponível no mesmo site até 30 de dezembro de
2016.
Esta divulgação dos ganhos do terceiro trimestre de 2016 e
informações adicionais, bem como outras declarações que fazemos,
contêm “declarações prospectivas” de acordo com o significado das
leis federais sobre valores mobiliários, que incluem declarações
que não são fatos históricos, como nossas previsões ou expectativas
relacionadas à previsão do negócio; crescimento da Schlumberger
como um todo e para cada um dos seus segmentos (e para produtos e
áreas geográficas específicas dentro de cada segmento); demanda de
petróleo e gás natural e o crescimento da produção; os preços do
petróleo e do gás natural; melhorias nos procedimentos operacionais
e nas tecnologias; despesas de capital pela Schlumberger e pelo
setor de petróleo e gás; estratégias do negócio dos clientes da
Schlumberger; os benefícios antecipados da transação da Cameron; o
sucesso dos empreendimentos conjuntos e alianças da Schlumberger;
condições econômicas globais futuras e resultados futuros das
operações. Essas declarações estão sujeitas a riscos e incertezas,
incluindo, sem se limitar, a condições econômicas globais; mudanças
nos gastos com produção e exploração pelos clientes da Schlumberger
e mudanças no nível de desenvolvimento e exploração de petróleo e
gás natural; demanda por nossos serviços integrados e novas
tecnologias; nossos futuros fluxos de caixa; o sucesso dos nossos
esforços de transformação; condições gerais econômicas, políticas e
comerciais em regiões essenciais do mundo; riscos cambiais; erosão
de preços; fatores climáticos e sazonais; atrasos, modificações ou
cancelamentos operacionais; queda de produção; mudanças nos
requisitos regulatórios e regulações governamentais, inclusive
aquelas relacionadas com exploração de gás e petróleo offshore,
fontes radioativas, explosivos, produtos químicos, serviços de
fraturamento hidráulico e iniciativas relacionadas com o clima; a
incapacidade da tecnologia de resolver novos desafios com
exploração; a incapacidade de integrar a Cameron com sucesso e
realizar as sinergias esperadas; a incapacidade de reter
funcionários chave; e outros riscos e incertezas detalhados nesta
divulgação dos lucros do terceiro trimestre de 2016, Informações
Complementares e em nossos mais recentes formulários 10-K,10-Q e
8-K, e outros documentos protocolados na Comissão de Valores
Mobiliários dos EUA (Securities and Exchange Commission, SEC). Se
um ou mais desses ou outros riscos ou incertezas se materializarem
(ou as consequências de tais mudanças de desenvolvimento), ou se
nossas premissas subjacentes se mostrarem incorretas, os resultados
reais podem divergir materialmente daqueles refletidos em nossas
declarações prospectivas. A Schlumberger descarta qualquer intenção
ou obrigação de atualizar ou revisar tais declarações, seja como
resultado de novas informações, eventos futuros ou qualquer outra
razão.
Ver a versão
original em businesswire.com: http://www.businesswire.com/news/home/20161028005636/pt/
Schlumberger LimitedSimon Farrant – Schlumberger Limited,
vice-presidente de relações com investidoresJoy V. Domingo –
Schlumberger Limited, gerente de relações com
investidoresEscritório +1 (713)
375-3535investor-relations@slb.com
Schlumberger (NYSE:SLB)
Historical Stock Chart
From Mar 2024 to Apr 2024
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