Schlumberger Anuncia los Resultados del Primer Trimestre de 2015
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Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy los resultados del primer trimestre del año 2015.
| (Indicado en millones, excepto los importes de acciones) | ||||||||||||||||||
| Período de Tres Meses Finalizado el | Porcentual | |||||||||||||||||
| 31 de marzo de 2015 | 31 de diciembre de 2014 | 31 de marzo de 2014 | Secuencial | Con respecto al año anterior | ||||||||||||||
| Ingresos | 10 248 | $ | 12 641 | $ | 11 239 | -19 | % | -9 | % | |||||||||
| Resultado operativo antes de impuestos | 1993 | 2781 | 2368 | -28 | % | -16 | % | |||||||||||
| Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos* | 1358 | 1941 | 1592 | -30 | % | -15 | % | |||||||||||
| EPS diluida, sin incluir cargos y créditos* | $ | 1,06 | $ | 1,50 | $ | 1,21 | -29 | % | -12 | % | ||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 19,4 | % | 22,0 | % | 21,1 | % | -255 puntos básicos | -162 puntos básicos | ||||||||||
| Ingresos de América del Norte | $ | 3222 | $ | 4324 | $ | 3684 | -25 | % | -13 | % | ||||||||
| Resultado operativo antes de impuestos de América del Norte | 416 | 849 | 683 | -51 | % | -39 | % | |||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos de América del Norte | 12,9 | % | 19,6 | % | 18,5 | % |
-670 puntos básicos |
-561 puntos básicos |
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| Ingresos internacionales | $ | 6899 | $ | 8210 | $ | 7484 | -16 | % | -8 | % | ||||||||
| Resultado operativo antes de impuesto de Internacional | 1661 | 1.990 | 1.706 | -17 | % | -3 | % | |||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos de internacional | 24,1 | % | 24,2 | % | 22,8 | % |
-13 puntos básicos |
+131 puntos básicos |
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*Los ingresos netos de Schlumberger, incluidos cargos y créditos, fue de 975 millones de USD en el primer trimestre de 2015, de 302 millones de USD en el cuarto trimestre de 2014 y de 1592 millones de USD en el primer trimestre de 2014. La ganancia por acción diluida, incluidos cargos y créditos, fue de 0,76 USD en el primer trimestre de 2015, de 0,23 USD en el cuarto trimestre de 2014 y de 1,21 USD en el primer trimestre de 2014. Ver sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles. |
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El Presidente y Director ejecutivo de Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentó: “Los ingresos del primer trimestre de Schlumberger disminuyeron 19 % impulsados de manera secuencial por el grave declive en la actividad continental y la presión asociada sobre los precios. Las operaciones internacionales resultaron impactadas por un gasto de clientes reducido, además de los efectos estacionales en el hemisferio norte y de la caída en el valor del rublo ruso y del Bolívar venezolano. Tres cuartos del declive secuencial general se debió a una menor actividad y al precio, mientras que el resto fue resultado de los efectos de moneda y de las ventas de fin de año no recurrentes.
“Entre las tecnologías, los ingresos del grupo Producción disminuyeron 22 % en forma secuencia a partir de servicios de impulsión de menor presión en América del Norte, mientras que los ingresos del grupo Caracterización de reservorio y Perforación disminuyeron, drásticamente, en 21 % y 15 %, respectivamente, en los servicios relacionados con exploración y actividades de perforación de desarrollo. Las ventas de multicliente, software y producto también disminuyeron al reducir los clientes la exportación y el gasto discrecional.
“A pesar de la gravedad de la disminución secuencial de ingresos, hemos podido minimizar su impacto sobre nuestros márgenes mediante una gestión de costos rápida y proactiva así como por medio de la aceleración de nuestro programa de transformación en las líneas de producto y los geomercados. Estas acciones han mejorado, exitosamente, el desempeño financiero en comparación con ciclos anteriores en el sector, con un margen operacional general secuencial a la baja de 33 %, como América del Norte y las áreas internacionales informaron 39 % y 25 %, respectivamente.
“Al margen de las preparaciones detalladas hechas en el cuarto trimestre, lo abrupto de la caída en la actividad, especialmente en América del Norte, exigió que tomáramos acciones adicionales durante el trimestre. Estas incluyeron la difícil decisión de reducir todavía más nuestra fuerza laboral de 11 000 empleados, lo que significó una reducción de total de 15 % en comparación con el punto más alto del tercer trimestre de 2014.
“Considerando el entorno macro, la economía global continúa su recuperación gradual y todavía se tiene previsto que la demanda de petróleo aumente en 1 millón de bbl/d en 2015. Sin embargo, las significativas reducciones en el gasto E&P están comenzando a impactar el suministro tanto en América del Norte como internacionalmente, y se espera que la situación sea más álgida en la segunda mitad del año.
“La mayor caída en inversión en E&P se está produciendo en América del Norte donde se espera que el gasto de 2015 se reduzca en más de 30 %. Creemos que una recuperación en la actividad de perforación continental en los EE. UU. se reactivará a tiempo, a medida que el inventario de pozos no terminados construidos y el mercado de refracturación se expandan. Asimismo, anticipamos que una recuperación en la actividad quedará muy por debajo de alcanzar los niveles anteriores, extendiendo, por ende, el periodo de debilidad de precios.
“Internacionalmente, esperamos que el gasto en E&P para 2015 caiga cerca de 15 %, lo que generará desafíos en términos de los niveles de precio y de las actividades. Pero estos desafíos serán considerablemente menores que las dificultades que estamos enfrentando en América del Norte. Por zona geográfica, anticipamos el crecimiento en nuestros mercados clave en el Medio Oriente a medida que los productores OPEC centrales siguen buscando la participación de mercado, mientras que la porción no OPEC que forman parte de la base de suministro internacional continúa debilitándose. En otras partes, esperamos ver reducciones generales en la actividad en América Latina, Europa, África Subsahariana y en Asia, mientras que en el caso de su Rusia, pensamos que la actividad continental convencional en Siberia Occidental continuará siendo resiliente, pero la contribución en ingresos proveniente de la región permanecerá disminuida hasta que se hayan normalizado los efectos de la moneda.
“En medio de la rápida reducción en la actividad, seguimos enfocados en lo que podemos controlar, incluida nuestras base de recursos y nuestros costos, la implementación de nuestra tecnología, experiencia y conocimiento, así como la calidad e integridad de los productos y servicios que ofrecemos. Continuamos trabajado de manera estrecha con nuestros clientes para alcanzar sus objetivos de disminución del costo por barril a través de la introducción de nuevas tecnologías, mejoras continuas tanto en términos de confiabilidad y eficiencia operacional, y mediante flujos de trabajo más integrados y contratos basados en desempeño.
“En este contexto, permanece nuestra confianza en nuestra capacidad de ganar participación de mercado, entregar un rendimiento superior en las ganancias por acción y reducir la intensidad del capex y del capital de trabajo. Nuestra favorable ventaja internacional, nuestra diferenciación tecnológica en América del Norte, la aceleración de nuestro programa de transformación y nuestras inigualables capacidades de ejecución continúan ofreciendo las bases de nuestro sobredesempeño técnico y financiero”.
Otros eventos
Durante el trimestre, Schlumberger recompró 8,7 millones de acciones de su paquete de acciones ordinarias a un precio promedio de 82,98 USD por acción, lo que dio un total de precio de compra de 719 millones de USD.
El 20 de enero de 2015, Schlumberger acordó la adquisición de un interés minoritario de, aproximadamente, 46 % en Eurasia Drilling Company Limited (“EDC”). El costo total de adquisición de este interés minoritario, incluida una opción que permitirá a Schlumberger, a su elección, comprar las acciones restantes durante un periodo de dos años a partir del tercer aniversario del cierre de la transacción, es de, aproximadamente, 1700 millones USD. Esta transacción se encuentra, actualmente, bajo revisión de la Agencia Federal Rusa de Antimonopolio y la Comisión de Inversión Extranjera.
América del Norte
Los ingresos del primer trimestre de América del Norte de 3200 millones de USD cayeron 25 % de manera secuencial En los EE. UU. y Canadá Occidental, los ingresos cayeron, debido a una menor actividad de impulsión a presión y a una mayor presión en los precios, precipitado por la súbita caída en el número plataformas de perforación continental y el inicio anticipado de las vacaciones de primavera canadienses. En el Golfo de México de los EE. UU., la actividad en altamar estuvo plana en forma secuencial, pero los ingresos disminuyeron, debido, principalmente, a menores ventas de licencias sísmicas multicliente.
El margen operativo antes de impuestos de América del Norte disminuyó 670 puntos básicos hasta 12,9 %, debido a una menor actividad de impulsión a presión y a la debilidad de precios en el continente. El margen operacional en altamar de América del Norte disminuyó, debido una combinación de ingresos desfavorable resultante de un cambio de exploración a actividades de desarrollo y a una reducción en las ventas de licencia multicliente de alto margen. No obstante la gravedad de la disminución en los ingresos, una ejecución concentrada y una rápida acción en la gestión de los costos limitó el margen de reducción de manera secuencial a 39 %.
Durante el primer trimestre, las nuevas tecnologías y los flujos de ingeniería ayudaron a aumentar la producción y la eficacia operacional en el desarrollo de recursos no convencionales de América del Norte.
El el sur de Texas, se implementaron los servicios de fracturación de Secuencia de banda ancha para Servicios de pozo* para Pioneer Natural Resources, a fin de aumentar la producción de un pozo de esquisto horizontal fracturado anterior en el yacimiento Eagle Ford. La tecnología de Secuencia de banda ancha permitió el tratamiento de refracturación eficaz mediante una aplicación diseñada que usa un fluido compuesto, completamente degradable y patentado que comprende una mezcla de partículas y fibras. Como resultado, la producción de petróleo y gas del pozo aumentó entre aproximadamente 120 % y 89 %, respectivamente, durante los primeros 45 días después de la refracturación.
En Louisiana, el servicio de fracturación de Secuencia de banda ancha se implementó para Comstock en el esquisto de Haynesville para refracturar un pozo. El pozo estaba produciendo 0,5 MMscf/d antes de que fuera tratado. Después del tratamiento de refracturación, la producción aumentó a 4 MMscf/d, triplicando la presión del flujo.
También en Louisiana, Servicios de pozo usó la técnica de fracturación de Secuencia de banda ancha para refracturar, hidráulicamente, un pozo operado por Sabine Oil and Gas en el yacimiento de esquisto de Haynesville. El pozo, anteriormente, producía 0,1 MMscf/d con 1000 psi de presión de cilindro. Después del tratamiento de refracturación, la producción aumentó a 2,75 MMscf/d con 5500 psi de presión de cilindro.
En la parte oeste de Texas, se implementaron tecnologías del grupo Perforación para Cimarex Energy, con el fin de aumentar la eficacia de perforación en un pozo de desarrollo en el yacimiento de esquisto Avalon. La combinación de tecnologías de brocal de elemento de cónico de diamantina StingBlade* y el motor de perforación G2 de Mediciones y Perforación brindaron un excelente control direccional y perforaron la sección curva del pozo en una sola pasada con una tasa de penetración promedio de 23 % más rápida que la mejor compensación perforada en 2014 utilizando brocas cónicas híbridas de rodillo.
Áreas internacionales
Los ingresos por 6900 millones de USD de las áreas internacionales disminuyeron un 16 % en forma secuencial.
Zona de Medio Oriente y Asia ingresos de 2700 millones de USD disminuyeron 13 % en forma secuencial principalmente, debido a las caídas de dos dígitos en China, Asia Pacífico y Australia. Los geomercados del Medio Oriente continuaron sólidos en nuevos proyectos y mayor actividad, pero los ingresos disminuyeron en ventas de software y productos luego del punto máximo de fin de año del trimestre anterior. Los ingresos del geomercado de India también aumentaron de manera secuencial mientras que la actividad en Irak continuó silenciada.
Los ingresos de 2500 millones de USD en el área de Europa/CEI/África cayeron un 17 %, principalmente, debido a una depreciación del rublo y una disminución estacional de la actividad en Rusia. Al desacelerarse el gasto de los clientes, la exploración, en el Mar del Norte del Reino Unido, cayó a su más bajo nivel, mientras que el número de plataformas de perforación en el sector de Noruega resultó plano en comparación con el trimestre anterior. La actividad Subsahariana fue una combinación, con disminución en el trabajo de exploración y de altamar en los geomercados de África Oriental, Chad y Nigeria. África del Norte mostró algunas señales de mayor actividad temprana, pero lentas, mientras que el trabajo en Libia se limitó a las operaciones mar afuera.
Los ingresos en el Área de América Latina de 1600 millones de USD cayó en 20 %, debido al efecto de tipo de cambio en Venezuela y a una menor actividad en México, Brasil y Colombia, debido a cortes presupuestarios. Sin embargo, estos efectos fueron compensados, parcialmente, debido a ligeros, pero graduales aumentos en la actividad en Argentina, Venezuela, Trinidad y el Caribe.
El margen operativo antes de impuestos del área internacional de 24,1 % fue básicamente plano en forma secuencial. El margen operativo antes de impuestos de Medio Oriente y Asia aumentó, ligeramente, 30 puntos básicos hasta alcanzar un 28,6 %, mientras en América Latina aumentó 59 puntos básicos hasta el 21,5 % y en Europa/CEI/África disminuyó 133 puntos básicos hasta el 21,0 %. A pesar de la gravedad de la disminución de los ingresos en forma secuencial y el creciente y desfavorable cambio en la combinación de ingresos, el impacto sobre los márgenes se minimizó, debido a la ejecución concentrada, la acción rápida en todas las categorías de costos variables y a la aceleración de nuestro programa de transformación en los geomercados. Los efectos positivos de estos limitó los márgenes con disminución en forma de secuencia a 25 %. En comparación con el primer trimestre de 2014, los márgenes internacionales aumentaron en 131 puntos básicos.
Durante el trimestre, las áreas internacionales tuvieron varios contratos adjudicados y una serie de aspectos destacados relacionados con la integración.
En Abu Dhabi, la Compañía de Operaciones Marítimas de Abu Dhabi (Abu Dhabi Marine Operating Company, ADMA-OPCO) adjudicó a Schlumberger un contrato valorado en, aproximadamente, 185 millones de USD para el suministro de servicios de construcción bien integrados en la isla artificial norte de Satah Al Razboot (SARB). El contrato de cinco años cubre perforación direccional, medición durante la perforación, registro durante la perforación, brocas de perforación, pesca, cementación, fluidos de perforación, registro de lodos de perforación, entubamiento rebobinado, limpieza de sondajes, prueba de pozos y servicios de cables eléctricos. El modelo de servicios integrados brinda acceso a tecnologías de construcción de pozo claves y procesos de trabajo multidisciplinarios, lo que permite operaciones rentables gracias a la estandarización y a un enfoque sobre la calidad de la ejecución.
En Angola, los Servicios de prueba fueron adjudicados con un contrato por parte de Total Exploration & Production Angola de, aproximadamente, 200 millones de USD para árboles de prueba submarinos y servicios asociados en el proyecto de desarrollo de aguas ultraprofundas Block 32 Kaombo. El contrato de cinco años incluye la entrega del árbol de pruebas submarinas SenTREE HP* y de los sistemas operativos electrohidráulicos SenTURIAN* para instalar las terminaciones de 59 pozos submarinos.
Chevron Energy Technology Company (ETC), una división de Chevron U.S.A. Inc., y SIS firmaron un acuerdo de software para proporcionar acceso completo universal a la organización de ciencias de la tierra de Chevron a la plataforma de software de E&P Petrel*. El contrato de largo plazo incluye software en los dominios de evaluación de reservorio, geofísico y geológico, incluida la plataforma de software de sondajes Techlog*, el software de análisis de reservorio y de pozos OFM*, y el sistema de gestión y entrega de datos de E&P ProSource*. La adjudicación siguió a más de una década de innovación y colaboración entre ETC y SIS, y se alinea con el objetivo comercial del cliente de avanzar en la mejora continua para la eficiencia de capital.
Nexen, una subsidiaria de propiedad absoluta de CNOOC Limited, adjudicó a SIS un contrato global de cinco años por el software Petrel Shale para flujos de trabajo de geociencias. La decisión de adoptar la solución Petrel Shale para entregar un cambio significativo en la eficiencia, la colaboración y el desarrollo del personal técnico está en línea con el objetivo de Nexen de reducir los costos y la complejidad asociadas con el uso de varias herramientas de software.
En Gabón, ENI Gabon S.A. adjudicó a Schlumberger un contrato de servicios integrados para perforar un pozo de exploración en el Bloque D3 en altamar, dirigido a las formaciones presalinas de Gamba y Coniquet. El contrato incluye la entrega de perforación direccional, medición durante la perforación, registro durante la perforación, registro de lodos de perforación, fluidos de perforación, control de sólidos, cementación, brocas de perforación, registro de cables eléctricos, seísmo de sondajes, prueba de pozos, finalizaciones inferiores, pesca y servicios de entubado rebobinado. Además, Schlumberger entregará coordinación de servicios integrados así como coordinación operacional y de logísticas de hasta 14 empresas de terceros. El modelo de servicios integrados brinda acceso a tecnologías de perforación clave y tecnologías de terminaciones y procesos de trabajo multidisciplinarios, lo que permite operaciones rentables gracias a la estandarización y a un enfoque sobre la calidad de la ejecución.
WesternGeco ha sido adjudicada con un levantamiento de 1000 km2 en los países miembro del Consejo de Cooperación del Golfo (Gulf Cooperation Council, GCC) usando 170 000 canales de tecnología de recepción UniQ*, lo que lo convierte en el mayor levantamiento de recepción alguna vez realizado en el Medio Oriente. La tecnología UniQ ha sido usada, ampliamente, en la región desde su introducción en 2011 gracias a su capacidad de recrear imágenes de reservorios complejos de modo eficiente.
Petrobras Tanzania adjudicó a WesternGeco un contrato para el Mamba 3D, un levantamiento de 3000 km2 en altamar en Tanzania, usando Amazon Warrior en su primer levantamiento de 14 líneas continuas. El levantamiento, que se completó en el primer trimestre, usó la tecnología de generación y adquisición de imágenes de banda ancha de grado deslizante ObliQ* e incluyó procesamiento rápido incorporado. Los Servicios petrotécnicos efectuaron el procesamiento de datos.
Grupo de Caracterización de Yacimientos
| (Indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes) | ||||||||||||||||||
| Período de Tres Meses Finalizado el | Porcentual | |||||||||||||||||
| 31 de marzo de 2015 | 31 de diciembre de 2014 | 31 de marzo de 2014 | Secuencial | Con respecto al año anterior | ||||||||||||||
| Ingresos | $ | 2550 | $ | 3231 | $ | 2979 | -21 | % | -14 | % | ||||||||
| Resultado operativo antes de impuestos | 655 | 974 | 792 | -33 | % | -17 | % | |||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 25,7 | % | 30,2 | % | 26,6 | % | -447 puntos básicos | -89 puntos básicos | ||||||||||
En forma secuencial, los ingresos del grupo Caracterización de reservorios disminuyó de 2600 millones de USD en 21 %, debido, principalmente, al corte general en gastos discrecionales y de exploración, y a una menor venta de software SIS y de multiclientes luego de los altos valores de fin de año del trimestre anterior. Los ingresos por cables eléctricos disminuyeron en menor actividad de exploración en los mercados internacionales y a las disminuciones de moneda en Europa, Noruega y Rusia.
El margen operacional antes de impuestos de 26 % fue de 447 puntos básicos menos en forma secuencial en 47 % de disminución, debido a menores ventas estacionales de software SIS y multicliente, y a una combinación de ingresos generales desfavorables, debido a la caída en las actividades de exploración de alto margen.
Además de los contratos adjudicados durante el trimestre, las nuevas tecnologías del Grupo de Caracterización de Reservorios ayudaron a cumplir con los desafíos de los clientes mediante la caracterización de reservorios complejos, la mejora de la producción de pozos y la recuperación de reservorios a través de la eficiencia operacional.
La tecnología de sonda radial Wireline Saturn* 3D en altamar de Brasil fue implementada para Repsol Sinopec para caracterizar una columna de hidrocarburo en un pozo de exploración en el campo de aguas profundas en la cuenca de Campos. La mayor área de flujo y de cobertura en 3-D que ofrece el diseño de sonda elíptica Saturn conllevó mejoras en la eficiencia operacional con la adquisición de dos muestras de fluido en el intervalo objetivo, y permitió al cliente ahorrar más de 50 % en el tiempo de muestreo de fluido comparado con métodos de muestreo convencionales.
En India, se introdujo por primera vez la tecnología de sonda radial de cable eléctrico Saturn 3D para Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC) para obtener muestras de fluido de reservorio de alta calidad en un pozo en capas de baja permeabilidad bajo una zona clástica basal en la cuenca de Kutch Saurashtra. El área de mayor flujo y de capacidad de sellado mejorado ofrecida por el diseño elíptico Saturn facilitó el establecimiento de flujo circunferencial en varias zonas y una amplia gama en movilidad de fluido. Como resultado, se identificó agua en tres zonas y se captaron dos muestras de agua con eficiencia operacional mejorada, lo que permitió la optimización del programa de prueba de pozo y el diseño de finalización.
En altamar en India, se emplearon tecnologías de cable eléctrico para adquirir datos de evaluación de la formación en un pozo de exploración de aguas profundas para ONGC en un reservorio con capas clásticas laminadas en la cuenca KG. La combinación del instrumento de prueba de dinámica de formación modular MDT* con el Analizador de fluido in situ* y los sistemas de juntas dobles permitieron la prueba de transitorias de presión de intervalo y el muestreo de fluidos en la misma pasada y arrojó información que permitió comprender mejor el descubrimiento de gas del cliente. Además de confirmar la presencia de gas en reservorios clásticos gruesos, se identificaron otros lechos delgados como potenciales zonas portadoras de gas. Como resultado de la información obtenida de las tecnologías de cable eléctrico, el cliente ha podido revaluar los aspectos económicos del descubrimiento así como optimizar el plan de finalización.
En el sector del Mar del Norte del Reino Unido, se implementó una combinación de tecnologías de cables eléctricos para Nexen Petroleum UK Ltd, con el fin de restaurar la producción en un pozo en el campo Scott. La herramienta de eliminación de residuos ReSOLVE* se usó, inicialmente, para retirar arena y residuos de la parte superior del captador de desechos con monitoreo en tiempo real del volumen recolectado. La herramienta de actuador lineal ReSOLVE que cuenta con monitoreo en tiempo real, luego se uso para recuperar, exitosamente, el tapón bajo desafiantes restricciones de sondaje, lo que requirió 52 activaciones para recuperar el tapón de manera segura. Como resultado, se ejecutó la intervención del pozo según lo planificado, y esto ayudó a aumentar la producción del pozo de 285 a 13 000 bbl/d.
En Kazajistán, se aplicaron tecnologías de cables eléctricos para Karachaganak Petroleum Operating B.V. (un consorcio entre ENI, BG, Chevron, Lukoil y KazMunaiGaz) para caracterizar un reservorio de carbonato en un campo de condensado de gas. Se usó tecnología de espectroscopía de alta definición Litho Scanner* para identificar litologías y propiedades de matriz mientras que la tecnología de microimágenes de formación FMI-HD* se usó para identificar características geológicas clave, con el fin de optimizar la selección de los puntos de adquisición de fluido y presión. La tecnología de instrumento de prueba de dinámica modular MDT con elementos de juntas doble y el sistema de Analizador de fluido in situ identificaron fluidos de reservorio y recolectaron varias muestras de la punta del sondaje, las que se usaron para una mejor estimación de las reservas y planificar el próximo pozo lateral. En general, la tecnología MDT fue operada por una semana, y se bombearon de manera confiable más de 2300 litros de fluido en un ambiente de alta concentración de H2S.
También en Kazajistán, SIS proporcionó un centro de visualización y colaboración al Instituto de investigación científica de tecnologías de producción y perforación de KazMunaiGaz LLP para respaldar la caracterización de los complejos reservorios de petróleo y gas del país. El moderno centro está equipado con el simulador de reservorio de alta resolución INTERSECT*, el software de modelamiento de sistemas de petróleo PetroMod*, el software de pozo Techlog y el ambiente de conocimiento de E&P Studio*. Esta implementación de tecnologías SIS permitirá a la empresa nacional de petróleo crear modelos de reservorio avanzados de forma eficiente para superar los desafíos complejos de exploración.
En India, ONGC adjudicó a WesternGeco un contrato por un levantamiento de 3680 km2 usando tecnología sísmica de recepción Q-Marine* en el sector Heera-Panna-Bassein (HPB) de alta mar en India occidental. El objetivo del levantamiento es explorar el potencial de la formación Bassein y Panna en la periferia oriental y occidental del área de la fosa tectónica central, que operacionalmente representa un desafío, debido a la variación de las profundidades de agua de entre 20 y 70 m y varias instalaciones de producción. Se emplearán dos naves de WesternGeco para facilitar la trama inferior de las plataformas de altamar y asegurar el término del proyecto en la temporada de campos 2014-15.
Grupo de Perforación
| (Indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes) | ||||||||||||||||||
| Período de Tres Meses Finalizado el | Porcentual | |||||||||||||||||
| 31 de marzo de 2015 | 31 de diciembre de 2014 | 31 de marzo de 2014 | Secuencial | Con respecto al año anterior | ||||||||||||||
| Ingresos | $ | 3963 | $ | 4658 | $ | 4331 | -15 | % | -8 | % | ||||||||
| Resultado operativo antes de impuestos | 790 | 966 | 881 | -18 | % | -10 | % | |||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 19,9 | % | 20,7 | % | 20,4 | % | -80 puntos básicos | -51 puntos básicos | ||||||||||
En forma secuencial, los ingresos del grupo Perforación de 4000 millones de USD disminuyeron 15 %, debido a la severa caída en el número de plataformas de perforación en América del Norte y a los efectos desfavorables de la moneda en Rusia y Venezuela, así como a la disminución de la actividad estacional en Rusia que afectó, principalmente, a Perforación y Mediciones, y a las Tecnologías M-I SWACO. Más del 30 % de la disminución en forma secuencial ocurrió en América del Norte continental, debido a menor actividad y precio. Un menor trabajo de Gestión de proyectos integrados (IPM) en Australia, México e Irak también contribuyó a la disminución.
El margen operativo antes de impuestos de 20 % disminuyó 80 puntos básicos secuencialmente. A pesar de la caída en ingresos, la pronta acción en la gestión de costos y el beneficio de nuestra estructura de costo local que minimizó el impacto de los efectos desfavorables de la moneda sobre el ingreso operacional antes del impuesto, ayudaron a limitar el margen operacional a la baja en forma secuencial a 25 %.
Las nuevas tecnologías del Grupo de perforación entregaron un mayor rendimiento al mejorar la eficiencia de perforación, optimizar la colocación de pozos y garantizar la integridad del pozo en reservorios desafiantes.
En México, se implementó el sistema direccionable rotativo de temperatura ultra alta PowerDrive ICE* de Perforación y Mediciones para Pemex para corregir la trayectoria del pozo de un conjunto de pozo con fondo sellado desviado en una formación altamente abrasiva. La tecnología PowerDrive ICE entregó el pozo según el plan de perforación y a una mayor tasa de penetración de 16 % en comparación con el registro de campo anterior, ahorrando al cliente nueve días de operación y 1,35 millones de USD.
En el Golfo de Tailandia, se empleó el servicio de medición durante la perforación de temperatura ultra alta TeleScope ICE* de Perforación y Mediciones para PTT Exploration and Production Company Limited (PTTEP) para perforar un pozo a una profundidad total en una pasada y obtener mediciones de descenso en tiempo real en un reservorio con una temperatura máxima de 204 ºC. El cliente logró los beneficios de la eliminación de un corto del conjunto de fondo de pozo para proteger los componentes electrónicos así como una pasada de giroscopio para determinar la ubicación del pozo, ahorrando 12 horas de tiempo de plataforma y disminuyendo el costo operacional en 300 000 USD.
En China, se usó la tecnología de detección de límite de lecho de multicapa PeriScope HD* de Perforación y Mediciones para PetroChina en apoyo de sus planes de desarrollo en campos maduros caracterizados por reservorios con trampas de baja amplitud y objetivos delgados. En una aplicación para Xin Jiang Oil Company, la tecnología PeriScope HD permitió una buena colocación de pozo horizontal superior en grosores de reservorio desafiantes de, aproximadamente, 1 a 2 metros y entregó un contacto de reservorio de 100 %. En otro pozo, para Tarim Oil Company, la tecnología PeriScope HD superó una brecha inestable y logró una colocación exacta de la sección horizontal de un pozo, cerca de la parte superior del reservorio, lo que resultó en un contacto de reservorio de 100 %.
También en China, la tecnología sísmica durante la perforación de seismicVISION* de Perforación y Mediciones fue empleada, por primera vez, en un levantamiento sísmico superior continental para PetroChina TOC en la cuenca de Tarim. Se adquirió información de alta calidad en tiempo real sobre un intervalo registrado de 6400 metros usando la tecnología de perforación guiada sísmica* y se usó para ajustar las trayectorias de dos pozos desafiantes, lo que redujo el riesgo de perforación y disminuyó la incertidumbre del objetivo final. La operación se ejecutó de manera eficaz al eliminar el tiempo para el procesamiento de datos de memoria y actualización de modelo, lo que permitió al cliente ahorrar 36 horas de tiempo de plataforma.
En Canadá, se aplicó el sistema de perforación a presión gestionada automatizada (MPD) con control de presión anular dinámica (DAPC) M-I SWACO para Apache Corporation, en cuatro pozos de exploración, en la cuenca Liard de Columbia Británica. Loa regímenes de presión desafiantes en la cuenca, históricamente, han inducido pérdidas de fluido de perforación e influjos que afectan de forma negativa el rendimiento de la perforación de pozo. La aplicación de sistemas MPD automatizados DAPC entregaron una presión de fondo de pozo casi constante, lo que permitió perforar a profundidad total y ahorró al cliente costos significativos al reducir el tiempo no productivo.
En el sector noruego del Mar del Norte, se usó la tecnología de fluidos M-I SWACO WARP* para una compañía internacional de petróleo y gas en un pozo con una ventana operacional de presión de lodos estrecha. Las bajas propiedades reológicas de la tecnología WARP permitió aislar de forma óptima la zona de la sección de pozo de 18 5/8 pulgadas, lo que condujo a velocidades de camisa más rápidas y a no perder fluidos en la formación. Asimismo, los registros de aglutinación de cemento entre la camisa y la perforación confirmaron que el aislamiento zonal fue el mejor registrado a la fecha para esta sección de pozo, lo que resultó en una mejora significativa con respecto al cumplimiento regulador en comparación con pozos compensados en el mismo campo.
Grupo de Producción
| (Indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes) | ||||||||||||||||||
| Período de Tres Meses Finalizado el | Porcentual | |||||||||||||||||
| 31 de marzo de 2015 | 31 de diciembre de 2014 | 31 de marzo de 2014 | Secuencial | Con respecto al año anterior | ||||||||||||||
| Ingresos | $ | 3769 | $ | 4816 | $ | 3989 | -22 | % | -6 | % | ||||||||
| Resultado operativo antes de impuestos | 549 | 889 | 724 | -38 | % | -24 | % | |||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 14,6 | % | 18,5 | % | 18,2 | % | -389 puntos básicos | -359 puntos básicos | ||||||||||
Los ingresos del grupo Producción de 3800 millones de USD disminuyeron 22 % en forma secuencial en una menor actividad de impulsión a presión y una mayor presión en los precios, precipitado por la súbita caída en el número plataformas de perforación continental en América del Norte. Más de la mitad de la disminución secuencia se atribuyó a América del Norte continental. Las menores ventas de productos de Elevación artificial y Terminaciones y los efectos desfavorables de la moneda también contribuyeron a la disminución secuencial.
El margen operacional antes de impuesto de 14,6 % cayó 389 puntos básicos en forma secuencial, debido a una menor actividad y a una mayor presión de precios que se apoderó del trimestre, especialmente, en el mercado continental de América del Norte. No obstante la gravedad de la disminución en los ingresos, una rápida acción en la gestión de los costos, incluido la alineación de recursos con la actividad, limitó el margen operacional de reducción de manera secuencial a 32 %.
Las nuevas tecnologías del grupo Producción ayudó a los clientes a satisfacer sus desafíos técnicos al acelerar la producción, mejorar la recuperación y aumentar la eficiencia operacional.
En Dakota del norte, Servicios de pozo aplicó la técnica de fracturación de Secuencia de banda ancha para Statoil, a fin de estimular las secciones de pie de pozo de 901 pies y de 2553 pies de dos pozos en el yacimiento de esquisto Bakken. Los intervalos de objetivo se estimularon en las etapas 11 y 24, respectivamente. En ambos casos, la presión de inicio de la fractura aumentó de manera constante, con ganancias de presión total de 1376 psi y 2140 psi, respectivamente. Ambos pozos tuvieron un flujo mayor que las tasas de producción inicial y presiones comparadas con sus compensaciones directas.
En Kuwait, las tecnologías de Intervención de pozo efectuaron una campaña de acondicionamiento para KOC en tres desafiantes pozos en los campos Managish y Sabryia. Antes de la intervención, el fluido de formación y la escala habían obstruido los puertos y rejillas de los dispositivos de control de flujo entrante del pozo, lo que causó una caída en la producción. La tecnología de detección de temperatura distribuida con desempeño activo en pozo ACTive* ayudó a identificar los puertos obstruidos, y el análisis en tiempo real de los levantamientos de temperatura permitieron decidir los puertos que se estimularían de modo selectivo. Luego se usó la junta inflable multiconjunto de tubo rebobinado ACTive Straddle* para colocar el tratamiento de estimulación de manera eficiente en los puertos seleccionados para eliminar el daño y las incrustaciones, a la vez que el monitoreo en tiempo real de la presión se hizo para confirmar la comunicación entre los puertos y el reservorio. Como resultado, la producción de petróleo posterior a la simulación de los tres pozos se duplicó y se ahorró tiempo de plataforma mediante el tratamiento selectivo de los puertos obstruidos.
En Chad, Servicios de pozo completaron el primer tratamiento de fractura hidráulica usando fluido de fracturación con base acuosa cruzado YF100FLEX* para Glencore en un pozo en el campo continental Mangara. Antes del tratamiento de fracturación, la tasa máxima de producción del pozo cayó significativamente, debido a daños de formación incurridos durante los acondicionamientos, lo que condujo al posterior cierre el pozo. Como resultado de usar la tecnología de Servicios de pozo, la prueba de pozo del tratamiento posterior a la fracturación confirmó una piel negativa y un aumento de cuatro veces la tasa de producción máxima del pozo.
En Canadá occidental, Seven Generations Energy Ltd. adjudicó a Schlumberger Well Services un contrato de estimulación incluida la entrega de una flota de fracturación hidráulica, en funcionamiento en operaciones de 24 horas continuas. Schlumberger fue seleccionado como el proveedor de servicios de fracturación preferido en base a su sólida experiencia y conocimiento técnicos y operacionales, y comprobada trayectoria de mejorar el rendimiento de pozos a la vez que optimiza los costos de finalización.
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Cuadros financieros |
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| Estado de resultados consolidado resumido | |||||||
| (Indicado en millones, excepto los importes de acciones) | |||||||
| Tres Meses | |||||||
| Períodos cerrados al 31 de marzo de | 2015 | 2014 | |||||
| Ingresos | $ | 10 248 | $ | 11 239 | |||
| Intereses y otros ingresos | 49 | 76 | |||||
| Gastos | |||||||
| Costo de los ingresos | 8096 | 8745 | |||||
| Investigación e ingeniería | 267 | 284 | |||||
| Generales y administrativos | 119 | 106 | |||||
| Reestructuración y otros(1) | 439 | - | |||||
| Interés | 82 | 103 | |||||
| Resultado antes de impuestos | $ | 1294 | $ | 2077 | |||
| Impuesto a las ganancias(1) | 306 | 469 | |||||
| Resultado neto | 988 | 1608 | |||||
| Resultado neto atribuible a participaciones no controladas | 13 | 16 | |||||
| Resultado neto atribuible a Schlumberger | $ | 975 | $ | 1592 | |||
| Ganancias diluidas por acción de Schlumberger (1) | $ | 0,76 | $ | 1,21 | |||
| Promedio de acciones circulantes | 1276 | 1306 | |||||
| Promedio de acciones circulantes asumiendo la dilución | 1285 | 1318 | |||||
| Depreciación y amortización incluidas en los gastos(2) | $ | 1042 | $ | 1001 | |||
|
(1) |
Ver sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles. |
|
|
(2) |
Incluye depreciación de propiedad, planta y equipos, y amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos multicliente e inversiones de Schlumberger Production Management (SPM). |
| Balance consolidado resumido | |||||||
| (Indicado en millones) | |||||||
| 31 de marzo | 31 de diciembre | ||||||
| Activos | 2015 | 2014 | |||||
| Activos corrientes | |||||||
| Efectivo e inversiones a corto plazo | $ | 6803 | $ | 7501 | |||
| Cuentas por cobrar | 10 443 | 11 171 | |||||
| Otros activos corrientes | 6148 | 6022 | |||||
| 23 394 | 24 694 | ||||||
| Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento | 436 | 442 | |||||
| Activos fijos | 15 135 | 15 396 | |||||
| Datos sísmicos multicliente | 850 | 793 | |||||
| Fondo de comercio | 15 512 | 15 487 | |||||
| Otros activos intangibles | 4575 | 4654 | |||||
| Otros activos | 5509 | 5438 | |||||
| $ | 65 411 | $ | 66 904 | ||||
| Pasivos y capital | |||||||
| Pasivos corrientes | |||||||
| Cuentas por pagar y pasivos acumulados | $ | 8469 | $ | 9246 | |||
| Pasivo estimado del impuesto a las ganancias | 1631 | 1647 | |||||
| Préstamos a corto plazo y porción corriente | |||||||
| de la deuda a largo plazo | 3828 | 2765 | |||||
| Dividendos a pagar | 644 | 518 | |||||
| 14 572 | 14 176 | ||||||
| Deuda a largo plazo | 8898 | 10 565 | |||||
| Beneficios posteriores a la jubilación | 1419 | 1501 | |||||
| Impuestos diferidos | 1363 | 1296 | |||||
| Otros pasivos | 1293 | 1317 | |||||
| 27 545 | 28 855 | ||||||
| Capital | 37 866 | 38 049 | |||||
| $ | 65 411 | $ | 66 904 | ||||
Deuda neta
"Deuda neta" representa la deuda bruta menos el efectivo, las inversiones a corto plazo y las inversiones con ingreso fijo mantenidas hasta el vencimiento. La dirección considera que la deuda neta brinda información útil sobre el nivel de endeudamiento de Schlumberger al reflejar efectivo e inversiones que se podrían usar para repagar la deuda.
Los detalles de los cambios en la deuda neta figuran a continuación:
| (Indicado en millones) | ||||||||||||
| Períodos cerrados al 31 de marzo de | Tres
Meses 2015 |
Tres
Meses 2014 |
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| Ingreso neto antes de participaciones no controladoras | $ | 988 | $ | 1608 | ||||||||
| Reestructuración y otros cargos, neto de impuesto | 383 | - | ||||||||||
|
Ingreso neto antes de participaciones no controladoras, sin incluir cargos y créditos |
1.371 | 1608 | ||||||||||
| Depreciación y amortización(1) | 1042 | 1001 | ||||||||||
| Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | 114 | 86 | ||||||||||
| Gastos de compensación basados en acciones | 80 | 77 | ||||||||||
| Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | (120 | ) | (72 | ) | ||||||||
| Aumento del capital de trabajo (2) | (770 | ) | (870 | ) | ||||||||
| Otros | 53 | 7 | ||||||||||
| Flujo de caja de las operaciones | 1770 | 1837 | ||||||||||
| Gastos de capital | (606 | ) | (864 | ) | ||||||||
| Inversiones de SPM | (109 | ) | (202 | ) | ||||||||
| Datos sísmicos multicliente capitalizados | (101 | ) | (82 | ) | ||||||||
| Flujo de caja libre(3) | 954 | 689 | ||||||||||
| Programa de recompra de acciones | (719 | ) | (899 | ) | ||||||||
| Dividendos pagados | (512 | ) | (410 | ) | ||||||||
| Beneficios de los planes de acciones de empleados | 182 | 280 | ||||||||||
| (95 | ) | (340 | ) | |||||||||
| Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo adquirido más deuda asumida | (79 | ) | (239 | ) | ||||||||
| Otros | 74 | (31 | ) | |||||||||
| Aumento de deuda neta | (100 | ) | (610 | ) | ||||||||
| Deuda neta, comienzo del período | (5387 | ) | (4443 | ) | ||||||||
| Deuda neta | $ | (5487 | ) | $ | (5053 | ) | ||||||
| Componentes de la deuda neta |
31 de marzo de |
31 de diciembre de |
31 de marzo de |
|||||||||
| Efectivo e inversiones a corto plazo | $ | 6803 | $ | 7501 | $ | 7078 | ||||||
| Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento | 436 | 442 | 358 | |||||||||
| Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo | (3828 | ) | (2765 | ) | (1369 | ) | ||||||
| Deuda a largo plazo | (8898 | ) | (10 565 | ) | (11 120 | ) | ||||||
| $ | (5487 | ) | $ | (5387 | ) | $ | (5053 | ) | ||||
| (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 por cesantía de, aproximadamente, 245 millones de USD durante los tres meses finalizados al 31 de marzo de 2015. | |
| (3) | "Flujo de caja libre" representa el flujo de caja de las operaciones menos gastos de capital, inversiones de SPM y datos sísmicos multicliente capitalizados. La gerencia cree que esta es una medición importante porque representa fondos disponibles para reducir la deuda y buscar oportunidades que mejoren el valor del accionista, como la realización de adquisiciones, y devolución de efectivo a accionistas a través de recompra de acciones y dividendos. | |
Cargos y Créditos
Además de los resultados financieros determinados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en los EE. UU., este comunicado de prensa del primer trimestre incluye también medidas financieras que no son GAAP (según la definición del reglamento G de la SEC). A continuación se muestra una conciliación de estas medidas que no son GAAP con las medidas GAAP comparables:
| (Indicado en millones, excepto los importes de acciones) | |||||||||||||||||||
| Primer trimestre de 2015 | |||||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuesto |
Intereses |
Neto |
Ingresos por acción |
|||||||||||||||
| Resultado neto atribuible a Schlumberger, sin incluir cargos y créditos | $ | 1733 | $ | 362 | $ | 13 | $ | 1358 | $ | 1,06 | |||||||||
| Reducción de la fuerza laboral (1) | (390 | ) | (56 | ) | - | (334 | ) | (0,26 | ) | ||||||||||
| Pérdida por devaluación de la moneda en Venezuela (1) | (49 | ) | - | - | (49 | ) | (0,04 | ) | |||||||||||
| Resultado neto atribuible a Schlumberger, según lo informado | $ | 1294 | $ | 306 | $ | 13 | $ | 975 | $ | 0,76 | |||||||||
| Cuarto Trimestre de 2014 | |||||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuesto |
Intereses |
Neto |
Ganancias por acción |
|||||||||||||||
| Resultado neto atribuible a Schlumberger, sin incluir cargos y créditos | $ | 2488 | $ | 532 | $ | 15 | $ | 1941 | $ | 1,50 | |||||||||
| Restructuración de WesternGeco | (806 | ) | (25 | ) | - | (781 | ) | (0,60 | ) | ||||||||||
| Pérdida por devaluación de la moneda en Venezuela | (472 | ) | - | - | (472 | ) | (0,36 | ) | |||||||||||
| Reducción de la fuerza laboral | (296 | ) | (37 | ) | - | (259 | ) | (0,20 | ) | ||||||||||
| Ajustes del proyecto SPM | (199 | ) | (72 | ) | - | (127 | ) | (0,10 | ) | ||||||||||
| Resultado neto atribuible a Schlumberger, según lo informado | $ | 715 | $ | 398 | $ | 15 | $ | 302 | $ | 0,23 | |||||||||
| No hubo cargos ni créditos en el primer trimestre de 2014. | |||||||||||||||||||
| (1) Consulte la sección titulada "Información complementaria" para más detalles sobre estos cargos. | |||||||||||||||||||
| (2) Los importes no suman debido al redondeo. | |||||||||||||||||||
| Grupos de Producto | ||||||||||||||||||||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||||||||||||||||||
| Período de Tres Meses Finalizado el | ||||||||||||||||||||||||
| 31 de marzo de 2015 | 31 de diciembre de 2014 | 31 de marzo de 2014 | ||||||||||||||||||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|||||||||||||||||||
| Caracterización de reservorios | $ | 2550 | $ | 655 | $ | 3231 | $ | 974 | $ | 2979 | $ | 792 | ||||||||||||
| Perforación | 3963 | 790 | 4658 | 966 | 4331 | 881 | ||||||||||||||||||
| Producción | 3769 | 549 | 4816 | 889 | 3989 | 724 | ||||||||||||||||||
| Eliminaciones y otros | (34 | ) | (1 | ) | (64 | ) | (48 | ) | (60 | ) | (29 | ) | ||||||||||||
| Resultado operativo antes de impuestos | 1993 | 2781 | 2368 | |||||||||||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (192 | ) | - | (221 | ) | - | (201 | ) | |||||||||||||||
| Intereses ganados(1) | - | 8 | - | 8 | - | 7 | ||||||||||||||||||
| Intereses perdidos(1) | - | (76 | ) | - | (80 | ) | - | (97 | ) | |||||||||||||||
| Cargos y créditos | - | (439 | ) | - | (1773 | ) | - | - | ||||||||||||||||
| $ | 10 248 | $ | 1294 | $ | 12 641 | $ | 715 | $ | 11 239 | $ | 2077 | |||||||||||||
| Áreas Geográficas | ||||||||||||||||||||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||||||||||||||||||
| Período de Tres Meses Finalizado el | ||||||||||||||||||||||||
| 31 de marzo de 2015 | 31 de diciembre de 2014 | 31 de marzo de 2014 | ||||||||||||||||||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|||||||||||||||||||
| América del Norte | $ | 3222 | $ | 416 | $ | 4324 | $ | 849 | $ | 3684 | $ | 683 | ||||||||||||
| América Latina | 1648 | 354 | 2053 | 429 | 1758 | 371 | ||||||||||||||||||
| Europa/CEI/África | 2538 | 532 | 3063 | 683 | 2881 | 585 | ||||||||||||||||||
| Medio Oriente y Asia | 2703 | 774 | 3094 | 877 | 2845 | 749 | ||||||||||||||||||
| Eliminaciones y otros | 137 | (83 | ) | 107 | (57 | ) | 71 | (20 | ) | |||||||||||||||
| Resultado operativo antes de impuestos | 1993 | 2781 | 2368 | |||||||||||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (192 | ) | - | (221 | ) | - | (201 | ) | |||||||||||||||
| Intereses ganados(1) | - | 8 | - | 8 | - | 7 | ||||||||||||||||||
| Intereses perdidos(1) | - | (76 | ) | - | (80 | ) | - | (97 | ) | |||||||||||||||
| Cargos y créditos | - | (439 | ) | - | (1773 | ) | - | - | ||||||||||||||||
| $ | 10 248 | $ | 1294 | $ | 12 641 | $ | 715 | $ | 11 239 | $ | 2077 | |||||||||||||
|
(1) No incluye intereses considerados en los resultados de los Grupos de Producto y Áreas Geográficas. |
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Información complementaria |
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|
1) |
¿Cuál fue el margen operativo incremental y el margen de ingresos operativos antes de impuestos para el primer trimestre de 2015? El margen operacional incremental antes de impuestos fue de 19,4 %, y el margen operativo en disminución con respecto al año anterior fue de 38 %. El margen operacional en disminución en forma secuencial fue de 33 %. |
|
|
2) |
¿Cuál fue el flujo de caja libre como porcentaje de intereses no controladores antes de ingreso neto, y cargos y créditos para el primer trimestre de 2015? |
|
| El flujo de caja libre, sin incluir 245 millones de USD de pagos de cesantía, como porcentaje de intereses no controladores antes de ingreso neto, y cargos y créditos fue de 87 % para el primer trimestre de 2015. | ||
|
3) |
¿Cuál es la orientación de gasto de capital para todo el año 2015? |
|
| Se espera que el gasto de capital de Schlumberger (sin incluir inversiones de SPM y multicliente) sea de 2500 millones de USD para 2015. | ||
|
4) |
¿Qué se incluyó en "Intereses y otros ingresos" para el primer trimestre de 2015? |
|
| "Intereses y otros ingresos" para el primer trimestre de 2015 fue de 49 millones de USD. Este monto se compuso de ganancias por inversiones bajo el método patrimonial de 36 millones de USD, y los intereses ganados fueron de 13 millones de USD. | ||
|
5) |
¿Cómo se modificaron los ingresos por concepto de intereses y los gastos de intereses durante el primer trimestre de 2015? |
|
| Los intereses ganados de 13 millones de USD fueron secuencialmente iguales. Los intereses perdidos de 82 millones de USD disminuyeron 5 millones de USD en forma secuencial. | ||
|
6) |
¿Cuál es la diferencia entre el "resultado operativo antes de impuestos" y el resultado consolidado de Schlumberger antes de impuestos? |
|
| La diferencia se compuso de elementos, tales como gastos corporativos (incluido cargos y créditos) e ingresos por interés y gastos por interés no asignados a los segmentos, así como de gastos de compensación basados en existencia, gastos de amortización asociados con determinados activos intangibles y determinadas iniciativas gestionadas centralmente. | ||
|
7) |
¿Cuál fue la tasa efectiva de impuestos (effective tax rate, ETR), sin incluir cargos y créditos, del primer trimestre de 2015? |
|
| La ETR del primer trimestre de 2015, sin incluir cargos y créditos, fue del 20,9 % en comparación con la tasa del 21,4 % del cuarto trimestre de 2014. | ||
| La ETR del primer trimestre de 2015, incluidos los cargos y créditos, fue del 23,6 % en comparación con la tasa del 55,6 % del cuarto trimestre de 2014. | ||
|
8) |
¿Cuántas acciones del paquete común fueron circulantes desde el 31 de marzo de 2015, y cómo cambió esto desde el final del trimestre anterior? |
|
| Había 1270 millones de acciones del paquete común circulantes al 31 de marzo de 2015. En la siguiente tabla se muestra el cambio en el número de acciones circulantes desde el 31 de diciembre de 2014 hasta el 31 de marzo de 2015. | ||
| (Indicado en millones) | |||||
| Acciones circulantes al 31 de diciembre de 2014 | 1275 | ||||
| Acciones vendidas a titulares de opciones, menos acciones intercambiadas | 1 | ||||
| Otorgamiento de acciones restringidas | 1 | ||||
| Acciones compartidas en el plan de adquisición de acciones de los empleados | 2 | ||||
| Programa de recompra de acciones | (9 | ) | |||
| Acciones circulantes al 31 de marzo de 2015 | 1270 | ||||
|
9) |
¿Cuál fue el número de acciones circulantes, promedio ponderado durante el primer trimestre de 2015 y el cuarto trimestre de 2014, y cómo se concilia esto con las acciones circulantes, promedio ponderado suponiendo la dilución? |
|
| El promedio ponderado de acciones circulantes durante el primer trimestre de 2015 y el cuarto trimestre de 2014 fue de 1285 millones y 1293 millones de USD, respectivamente. A continuación se presenta una reconciliación del promedio ponderado de acciones circulantes y el promedio ponderado de acciones circulantes asumiendo la dilución. |
| (Indicado en millones) | |||||||
|
Primer trimestre |
Cuarto Trimestre |
||||||
| Promedio ponderado de acciones circulantes | 1276 | 1282 | |||||
| Ejercicio asumido de opciones de acciones | 5 | 7 | |||||
| Acciones restringidas no otorgadas | 4 | 4 | |||||
| Promedio de acciones circulantes asumiendo la dilución | 1285 | 1293 | |||||
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10) |
¿Cuáles fueron las ventas multicliente en el primer trimestre de 2015? |
|
| Las ventas multicliente, incluidas las tasas de transferencia, fueron de 53 millones de USD en el primer trimestre de 2015 y de 194 millones de USD en el cuarto trimestre de 2014. | ||
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11) |
¿Cuáles fueron las órdenes atrasadas de WesternGeco al final del primer trimestre de 2015? |
|
| Las órdenes atrasadas de WesternGeco, basadas en contratos firmados con clientes, fueron de 604 millones de USD al finalizar el primer trimestre de 2015. Y fueron de 736 millones de USD al final del cuarto trimestre de 2014. | ||
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12) |
¿A qué corresponden los diversos cargos registrados por Schlumberger durante el primer trimestre de 2015? |
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Reducción de la fuerza laboral: |
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| Como resultado de la severa caída en la actividad en América del Norte combinada con el impacto de menor actividad internacional, debido a cortes presupuestarios de clientes motivados por menores precios del petróleo, Schlumberger tomó la decisión de reducir aún más su dotación en, aproximadamente, 11 000 empleados. Schlumberger registró un cargo previo al impuesto de 390 millones de USD antes de impuesto durante el primer trimestre asociado con esta reducción de personal así como un programa de licencias con incentivos. | ||
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Cargo por tipo de cambio de Venezuela: |
||
| Si bien la moneda funcional de las operaciones de Schlumberger en Venezuela es el dólar estadounidense, una porción de sus transacciones está nominadas en la moneda local. Efectivo al 31 de diciembre de 2014, Schlumberger comenzó a aplicar el tipo de cambio oficial SICAD II de 50 bolívares venezolanos por dólar estadounidense para convertir las transacciones y saldos en moneda local a dólares estadounidenses. Durante el primer trimestre de 2015, el gobierno de Venezuela reemplazó el proceso de remate SICAD II con un nuevo sistema de mercado de tipo de cambio conocido como SIMADI. El tipo de cambio SIMADI fue de, aproximadamente, 192 bolívares con respecto al dólar estadounidense al 31 de marzo de 2015. Como resultado, Schlumberger registró un cargo de devaluación antes de impuesto por 49 millones de USD durante el primer trimestre de 2015. | ||
Acerca de Schlumberger
Schlumberger es el proveedor mundial líder de soluciones de tecnología, gestión de proyectos integrados e información para clientes del sector de petróleo y gas a nivel mundial. Con aproximadamente 115 000 empleados de más de 140 nacionalidades y operaciones en más de 85 países, Schlumberger ofrece la mayor gama de productos y servicios del sector, desde la exploración hasta la producción.
Schlumberger Limited tiene sus sedes en París, Houston, Londres y La Haya, e informó ingresos por 48 580 millones de USD en 2014. Para obtener más información, visite www.slb.com.
*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.
Notas
Schlumberger ofrecerá una llamada en conferencia para analizar los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes, 17 de abril de 2015. La llamada está programada para comenzar a las 7:00 a. m. (hora central de EE. UU.), 8:00 a. m. (hora del Este) - 2:00 p. m. (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 17 de mayo de 2015 llamando al +1 (800) 475-6701 dentro de América del Norte, o al +1 (320) 365-3844 fuera de América del Norte e indicando el código de acceso 352390.
La llamada en conferencia se transmitirá simultáneamente por Internet en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio solamente. Conéctese 15 minutos antes del horario indicado para probar su navegador y registrarse para la llamada. La reproducción de la transmisión por Internet estará disponible en el mismo sitio web.
Para mayor información, contáctese con
Simon Farrant, vicepresidente de Relaciones con los inversores de Schlumberger Limited
Joy V. Domingo, gerente de Relaciones con los inversores de Schlumberger Limited
Oficina +1 (713) 375-3535
[email protected]
Este documento de ganancias del primer trimestre de 2015 y demás información complementaria, como otras declaraciones que hacemos, contienen “declaraciones a futuro” en el sentido expreso de las leyes federales de títulos valores, que incluyen toda declaración que no sean hechos históricos, como nuestros pronósticos o expectativas sobre los pronósticos comerciales; el crecimiento de Schlumberger en general y para cada uno de sus segmentos (y para productos o áreas geográficas específicas dentro de cada segmento); el crecimiento de producción y demanda de gas natural y petróleo; los precios del gas y del petróleo; las mejoras en procedimientos operativos y tecnología; gastos de capital de Schlumberger y la industria del petróleo y el gas; estrategias comerciales de los clientes de Schlumberger; éxito de alianzas y empresas conjuntas de Schlumberger; condiciones económicas globales futuras y resultados futuros de las operaciones. Estas declaraciones están sujetas a riesgos e incertidumbres, que incluyen, entre otras, las condiciones económicas mundiales; los cambios en los gastos en exploración y producción por los clientes de Schlumberger y los cambios en el nivel de la exploración y desarrollo de petróleo y gas natural; las condiciones económicas, políticas y comerciales generales en regiones clave del mundo, incluidos en Rusia y Ucrania; la erosión de los precios; factores climáticos y estacionales; demoras operativas; disminuciones de producción; cambios en los reglamentos y en los requisitos reguladores del gobierno, incluidos los relacionados con la exploración de petróleo y gas en alta mar, fuentes radiactivas, explosivos, químicos, servicios de fractura hidráulica e iniciativas relacionadas con el clima; la imposibilidad de la tecnología de satisfacer nuevos desafíos en exploración; y otros riesgos e incertidumbres detallados en nuestro comunicado de ganancias del primer trimestre de 2015, nuestro Formulario 10-K más reciente y otras presentaciones realizadas ante la Comisión de Bolsa y Valores. Si uno o más de estos u otros riesgos o incertidumbres se materializan (o cambian las consecuencias de dicho desarrollo) o si nuestros supuestos subyacentes resultan ser incorrectos, los resultados reales pueden variar de manera material a los reflejados en nuestras declaraciones a futuro. Schlumberger no asume obligación o intención alguna de actualizar o revisar las declaraciones a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos futuros o en cualquier otro respecto.
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