Schlumberger Anuncia los Resultados del Segundo Trimestre del 2016
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Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy los resultados del segundo trimestre del año 2016.
| (indicado en millones, excepto los montos por acción) | |||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | Cambio | ||||||||||||||
| 30 de junio del 2016 | 31 de marzo del 2016 | 30 de junio del 2015 | Secuencial | Interanual | |||||||||||
| Ingresos | 7164 USD | 6520 USD | 9010 USD | 10 % ** | -20 % | ||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 747 USD | 901 USD | 1708 USD | -17 % | -56 % | ||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 10,4 % | 13,8 % | 19,0 % | -340 puntos básicos (bb. pp.) | -854 pp. bb. | ||||||||||
| Ingresos netos (pérdidas) (con base en PCGA) | (2160) USD | 501 USD | 1124 USD | -531 % | -292 % | ||||||||||
| Ingresos netos, sin incluir cargos y créditos* | 316 USD | 501 USD | 1124 USD | -37 % | -72 % | ||||||||||
| EPS diluida (pérdidas por acción) (con base en PCGA) | (1,56) USD | 0,40 USD | 0,88 USD | -490 % | -278 % | ||||||||||
| EPS diluida, sin incluir cargos y créditos* | 0,23 USD | 0,40 USD | 0,88 USD | -43 % | -74 % | ||||||||||
| *Estas son medidas financieras no establecidas en los PCGA. Véase sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles. | |||||||||||||||
| **Los ingresos totales, sin incluir los efectos de la adquisición de Cameron que cerró el 1.º de abril del 2016, disminuyeron 14 % secuencialmente y 38% interanualmente. | |||||||||||||||
El Presidente y Director Ejecutivo de Schlumberger Paal Kibsgaard comentó: "En el segundo trimestre, las condiciones del mercado empeoraron aún más en la mayoría de nuestras operaciones globales pero, a pesar del continuo viento en contra, parece que hemos llegado al punto más bajo del ciclo. Mientras atravesábamos este difícil entorno, volvimos a tener un sólido ingreso operativo antes de impuestos, margen operativo y flujo de caja libre. Este rendimiento se generó como resultado de nuestra potente ejecución y, en algunos casos, fue a costa de los ingresos en tanto que comenzamos a cambiar el enfoque para recuperar nuestras concesiones de precios y mejorar la calidad de nuestra cartera de contratos.
"Nuestros ingresos del segundo trimestre aumentaron 10 % secuencialmente, lo que refleja un trimestre completo de actividad a partir del negocio adquirido de Cameron, que contribuyó con 1500 millones de USD en ingresos. Sobre una base pro forma, los ingresos disminuyeron 12 % secuencialmente, con América del Norte que cayó un 20 % a causa del corte canadiense por la primavera y una caída del 25 % en el conteo de torres terrestres en EE. UU., mientras que los ingresos internacionales disminuyeron 9 % debido a la actividad más débil, la continua presión de los precios y un recorte de gastos a gran escala en nuestras operaciones de Venezuela. Sin embargo, nuestra gran huella geográfica y amplia cartera de tecnología siguió ofreciendo ventajas exclusivas que ayudaron a mitigar estos efectos.
"Entre los segmentos empresariales, los ingresos del segundo trimestre de los Grupos de Caracterización de Yacimientos y de Producción disminuyeron, secuencialmente, en un 9 % y 11 %, respectivamente, por una menor demanda continua de productos relacionados con la exploración y el desarrollo, y servicios como presupuestos de exploración y producción (E&P), en donde se redujeron más aún. Los ingresos del Grupo de Perforación cayeron en un 18 %, afectados por la caída brusca en el conteo de torres, especialmente en América del Norte y América Latina. Los ingresos del Grupo Cameron disminuyeron 6 % secuencialmente sobre una base pro forma a causa de órdenes atrasadas del proyecto y una subsiguiente ralentización de la actividad en territorio estadounidense que afectó a los negocios de ciclo corto.
"El margen operativo antes de impuestos se mantuvo por encima del 10 % luego de una caída secuencial de 340 puntos básicos a causa de una menor actividad, precios en contra, una combinación de actividades desfavorable y la importante reducción de nuestras operaciones en Venezuela. El margen operativo decreciente sobre una base pro forma secuencial se limitó a 38 % como resultado de una gestión sólida de costos y de recursos, al tiempo que seguíamos manteniendo nuestra capacidad a largo plazo. La disminución del margen ha sido más alta en el Grupo de Perforación, donde el margen se contrajo en 649 pp. bb., a 8 %. En forma secuencial, el margen operativo antes de impuestos del Grupo de Producción cayó en 459 pp. bb. al 4 %; el Grupo de Caracterización de Yacimientos disminuyó en 228 pp. bb. al 17 %; y el Grupo Cameron publicó un margen del 16 %. Las ganancias diluidas de 0,23 USD por acción, sin incluir cargos y créditos, fueron un 43 % más bajas secuencialmente.
"Como resultado de la debilidad en la actividad que —tal como se esperaba— continuará todo el 2016, hemos hecho otro ajuste importante en nuestra base de costos y recursos; esto incluyó la desvinculación de más de 16 000 empleados durante la primera mitad de este año y una mayor racionalización de nuestros gastos generales, infraestructura y base de activos. Esto ha generado 646 millones de USD en cargos de reestructuración en el segundo trimestre en cuanto a la reducción de nuestra fuerza laboral, así como un cargo por deterioro del valor de 1900 millones de USD no en efectivo en concepto de activos fijos, inventario y datos sísmicos multicliente. También hemos reconocido 335 millones de USD en cargos de fusión e integración relacionados con la adquisición de Cameron.
"A medida que se desarrollaba la recesión, hemos cambiado nuestro foco: de gestionar los márgenes decrecientes a fortalecer más la participación en el mercado, donde hemos visto un gran aumento en la ganancia de licitaciones. Como los precios del petróleo casi se han duplicado desde su punto bajo en enero del 2016, ahora estamos cambiando nuestro enfoque para recuperar las concesiones de precios temporarias que se han hecho, y para renegociar los contratos con promesas limitadas de viabilidad financiera a más largo plazo.
"Al mismo tiempo, los efectos de los recortes que hemos visto en los gastos de E&P ahora se ven claramente en la producción decreciente de petróleo; y con una demanda que continúa siendo fuerte, nos encaminamos más rápidamente hacia una brecha cada vez más negativa entre la oferta y la demanda global de petróleo. Esto requerirá una gran habilidad y capacidad para revertir y, sin una recuperación de los precios, la industria de servicios tendrá problemas para rendir.
"Mientras atravesábamos este revés, hemos hecho una serie de acciones que nos ubican bien para la inevitable recuperación del mercado. Nuestro balance sigue siendo fuerte a pesar de las inversiones que hemos realizado en nuestro negocio y el efectivo que le hemos devuelto a nuestros accionistas. Hemos expandido nuestra cartera de tecnología no solamente gracias a la adquisición de Cameron International, sino por una serie de adquisiciones de menor tamaño que permiten el desarrollo de nuevas tecnologías integradas de perforación y producción que disminuirán más el precio por barril. Y hemos potenciado las oportunidades de transformación para crear una gran ventaja competitiva y mejorar nuestro rendimiento intrínseco en forma constante.
"Sea cual sea la forma que adopte la recuperación, los precios del servicio deben aumentar mientras se respeta la necesidad que tienen los operadores de controlar sus costos, en lo que probablemente será un entorno del precio de petróleo medio por más tiempo. Esto ofrece una oportunidad de compartir el valor adicional que puede crearse mutuamente por medio de la colaboración y la integración. Por lo tanto, continuaremos desarrollando la manera en la que operamos como una empresa y también la naturaleza del trabajo que emprendemos; y nos aseguraremos de que permanecemos a la cabeza de una industria que cada vez más necesita cambios fundamentales".
Otros eventos
Durante el trimestre, Schlumberger recompró 0,4 millones de acciones de su paquete de acciones ordinarias a un precio promedio de 72,77 USD por acción, para un precio de compra total de 31 millones de USD.
El 1.º de abril del 2016, Schlumberger finalizó su fusión con Cameron International Corporation (Cameron). La transacción combina dos carteras de tecnología complementarias en una oferta de productos y servicios "pore-to-pipeline" (poro a tubería). La fusión genera un crecimiento impulsado por la tecnología mediante la integración de los conocimientos sobre reservorios y pozos de Schlumberger con los equipos de boca de pozo y superficie, el control de flujos, y la tecnología de procesamiento de Cameron. Esta combinación dará como resultado al primer sistema completo de perforación y producción de la industria, liderado por la experiencia en instrumentación, procesamiento de datos, software de control e integración de sistemas de Schlumberger.
El 1.º de junio del 2016, Schlumberger anunció la adquisición de Saltel Industries, una compañía de ingeniería, fabricación y servicios que ofrece parches expandibles y empacadores de acero para la industria del petróleo y el gas. Estas tecnologías se integrarán en los productos y servicios del Grupo de Producción.
El 2 de junio del 2016, Schlumberger anunció la adquisición de Omron Oilfield and Marine, Inc. (Omron Oilfield). Omron Oilfield diseña, fabrica, vende y provee servicios poscomercialización de sistemas de accionamiento y control, centrales eléctricas y cabinas de perforación. La compañía espera que esta adquisición acelere varios proyectos de construcción de pozos y de producción de Schlumberger, lo que incluye futuros diseños de torres terrestres.
El 23 de junio del 2016, Schlumberger cerró la adquisición de unidades de perforación de tubería espiralada para perforación y de tubería espiralada de Xtreme Drilling and Coil Services Corp. (Xtreme). Xtreme maneja unidades de perforación de tubería espiralada en Arabia Saudita.
El 20 de julio del 2016, la Junta Directiva de la Empresa aprobó un dividendo en efectivo trimestral de 0,50 centavos de USD por acción ordinaria en circulación, pagadero el 14 de octubre del 2016 a los accionistas registrados al 7 de septiembre del 2016.
Ingresos por geografía
Los ingresos de 7200 millones de USD del segundo trimestre aumentaron 10 % secuencialmente, con los ingresos de América del Norte y los Internacionales aumentando 19 % y 8 %, respectivamente. Esto incluyó un trimestre completo de actividad de los negocios de la adquirida Cameron, que aportaron un ingreso de 600 millones de USD en América del Norte y de 1000 millones de USD internacionalmente.
| (Indicado en millones) | ||||||||||||
| Según lo informado | Tres meses finalizados al | Cambio | ||||||||||
| 30 de junio del 2016 | 31 de marzo del 2016 | Secuencial | ||||||||||
| América del Norte | $ | 1737 | $ | 1464 | 19 | % | ||||||
| América Latina | 1007 | 1280 | -21 | % | ||||||||
| Europa/CEI/África | 1948 | 1698 | 15 | % | ||||||||
| Medio Oriente y Asia | 2404 | 2002 | 20 | % | ||||||||
| Eliminaciones y otros | 68 | 77 | ||||||||||
| $ | 7164 | $ | 6520 | 10 | % | |||||||
| Ingresos de América del Norte | $ | 1737 | $ | 1464 | 19 | % | ||||||
| Ingresos internacionales | $ | 5359 | $ | 4979 | 8 | % | ||||||
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La siguiente tabla y el comentario se presentan sobre una base pro forma que supone que Cameron fue adquirida el 1.º de enero del 2016. |
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| (Indicado en millones) | ||||||||||||
| Pro forma - incluida Cameron en T1 2016 | Tres meses finalizados al | Cambio | ||||||||||
| 30 de junio del 2016 | 31 de marzo del 2016 | Secuencial | ||||||||||
| América del Norte | $ | 1737 | $ | 2165 | -20 | % | ||||||
| América Latina | 1007 | 1353 | -26 | % | ||||||||
| Europa/CEI/África | 1948 | 2096 | -7 | % | ||||||||
| Medio Oriente y Asia | 2404 | 2456 | -2 | % | ||||||||
| Eliminaciones y otros | 68 | 79 | ||||||||||
| $ | 7164 | $ | 8148 | -12 | % | |||||||
| Ingresos de América del Norte | $ | 1737 | $ | 2165 | -20 | % | ||||||
| Ingresos internacionales | $ | 5359 | $ | 5905 | -9 | % | ||||||
América del Norte
Los ingresos pro forma de América del Norte disminuyeron 20 % secuencialmente como resultado de la pausa canadiense por la primavera y el descenso en el conteo de torres terrestres en EE. UU., del 25 %. Los ingresos terrestres cayeron un 22 % por la menor actividad de los Grupos de Perforación y Cameron, lo que se combinó con una presión continua sobre los precios del Grupo de Producción. Mientras que los conteos de la etapa de fractura y las flotas de bombeo de presión activa aumentaron secuencialmente en más del 15 %, una combinación poco favorable de trabajo y tecnología, combinada con la presión de los precios, sobrepasó la compensación del aumento en el volumen. Los ingresos costa afuera de América del Norte disminuyeron un 17 %, principalmente a causa de una menor actividad del Grupo de Perforación, aunque esto se vio parcialmente compensado por los costos de licencia sísmicos multicliente de WesternGeco, que fueron más altos.
Áreas internacionales
Los ingresos pro forma internacionales disminuyeron un 9 % secuencialmente debido a recortes en el presupuesto de los clientes, la continua presión de los precios, las interrupciones en las actividades y el achicamiento de las operaciones de Venezuela.
Los ingresos pro forma del área latinoamericana disminuyeron 26 % secuencialmente, y la causa principal fue la retracción de las operaciones venezolanas. En el resto del área, la actividad continuó su declinación especialmente en los mercados geográficos de México y América Central, y el Brasil, dado que los números de torres terrestres y marinas cayó debido a restricciones presupuestarias de los clientes. Además, en México disminuyó el trabajo de proyectos integrados a medida que las campañas llegaban a su fin y las plataformas se desmantelaban. El Grupo de Perforación fue el que tuvo la mayor caída en el área, mientras que la declinación en los ingresos provenientes del Grupo de Producción se vio parcialmente compensada por las sólidas operaciones de Schlumberger Production Management (SPM).
Los ingresos pro forma del área de Europa/CEI/África disminuyeron un 7 % en forma secuencial, mayormente en los mercados geográficos de Nigeria y el Golfo de Guinea, África Central y Occidental y Angola, lugares donde los conteos de torres disminuyeron y los proyectos llegaron a su fin. Los ingresos de los mercados geográficos de Noruega y Dinamarca bajaron a causa de cierres estacionales por mantenimiento. Mas los ingresos de Rusia y Asia Central subieron en tanto que la actividad se recuperaba después de la desaceleración invernal y el rublo ruso se fortalecía.
Los ingresos pro forma del área de Medio Oriente y Asia disminuyeron un 2 % secuencialmente. La causa principal fue la menor actividad en la región del Asia Pacífico y el mercado geográfico de Australia y Papúa Nueva Guinea; y también fue resultado de recortes en los presupuestos de los clientes y finalizaciones de los proyectos; el Grupo de Perforación fue el más afectado por esta disminución. Sin embargo, los ingresos que vienen del mercado geográfico de la China aumentaron gracias a la mayor actividad del Grupo Cameron. Los ingresos del mercado geográfico de Medio Oriente no tuvieron básicamente cambios porque la mayor actividad para los Grupos de Producción y Caracterización de Yacimientos se compensó con las concesiones de precios.
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Grupo de Caracterización de Yacimientos |
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| (indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes) | |||||||||||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | Cambio | ||||||||||||||||||||||
| 30 de junio del 2016 | 31 de marzo del 2016 | 30 de junio del 2015 | Secuencial | Interanual | |||||||||||||||||||
| Ingresos | $ | 1593 | $ | 1747 | $ | 2510 | -9 | % | -37 | % | |||||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 266 | 331 | 655 | -20 | % | -59 | % | ||||||||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 16,7 | % | 19,0 | % | 26,1 | % | -228 pp. bb. | -943 pp. bb. | |||||||||||||||
| Margen operativo decreciente | 43 | % | 42 | % | |||||||||||||||||||
Los ingresos del Grupo de Caracterización de Yacimientos fueron de 1600 millones de USD, y el 80 % provino de operaciones internacionales. Los ingresos fueron 9 % más bajos en forma secuencial, principalmente a causa de la retracción de las operaciones en Venezuela y cancelaciones de proyectos que afectaron la actividad de Wireline internacionalmente. Los ingresos de los Servicios de Prueba y las ventas de programas de Software Integrated Solutions (SIS) también bajaron, especialmente en América Latina. Estas bajas fueron parcialmente compensadas por ventas de licencias sísmicas multicliente más altas en el Golfo de México de los EE. UU. y tarifas de transferencia en el mercado geográfico brasilero y en el área de Europa/CEI/África.
El margen operativo antes de impuestos del 17 % disminuyó 228 pp. bb. secuencialmente debido a una reducción en las actividades de alto margen de Wireline y Servicios de Prueba, especialmente en América Latina. Pero estos efectos se vieron parcialmente compensados por la mejora de WesternGeco en la rentabilidad de las ventas de licencias sísmicas multicliente y tarifas de transferencia, si bien el margen disminuido siguió siendo alto mientras el Grupo conservaba la capacidad y la experiencia petrotécnica a largo plazo.
El rendimiento del Grupo de Caracterización de Yacimientos se robusteció gracias a varios beneficios de servicios integrados, despliegues de tecnología, iniciativas de transformación y otorgamiento de contratos nuevos durante el trimestre.
Costa afuera de Noruega, Integrated Services Management (ISM) usó una combinación de tecnologías de perforación y finalización para que OMV Norge perforara un pozo horizontal de evaluación en el mar de Barents. La tecnología de mapeo durante la perforación para yacimientos GeoSphere*, de Perforación y Mediciones, permitió ubicar el pozo en forma óptima en el yacimiento usando mediciones electromagnéticas profundas direccionales. La eficiencia en la perforación se mejoró con el elemento de diamante cónico Stinger* y el sistema direccional rotativo PowerDrive Xceed* reforzado, mientras que los servicios de Analista de Perforación Geoservices* permitieron la integración de las mediciones de la superficie y de fondo de pozo para optimizar el proceso de perforación, mitigar los riesgos y reducir el tiempo no productivo. El lubricante M-I SWACO STARGLIDE* brindó una mejor reducción de la fricción mientras que el sistema de tratamiento de aguas de decantación costa afuera ENVIROUNIT* garantizaba el cumplimiento con las normativas medioambientales. Además, el sistema de perforación orientada con transporte de tuberías OrientXact* de Servicios de Prueba minimizó los daños de la perforación al proporcionar estabilidad durante la detracción y el vaciado. Como resultado, el cliente se benefició de una sección de 461 m del pozo que proporcionó tasas de flujo alto con una detracción mínima.
Costa afuera en Canadá, Schlumberger completó la primera fase de un contracto ISM para Statoil en el entorno de aguas profundas de la cuenca del paso de Flemish. La fase comprendió nueve pozos de exploración y evaluación, con un total de 24 000 m perforados en 19 meses; no se incurrió en ningún incidente de salud, seguridad o medio ambiente durante las 12 000 horas de funcionamiento. La integración y coordinación de varias tecnologías de Schlumberger mejoraron la eficiencia de las perforaciones, aseguraron la integridad del recinto del pozo, optimizaron la colocación del pozo y desempeñaron un rol importante en los dos descubrimientos que realizó Statoil durante esta campaña. Un pozo estableció una tasa neta de penetración de 190,1 m/h, y otro pozo que se perforó a una profundidad de agua de 2829 m fue el más profundo para las operaciones costa afuera en Canadá y Statoil en todo el mundo. El cliente obtuvo beneficios de ISM, ya que completó el proyecto para la fecha objetivo designada a pesar de los desafíos relacionados con el clima, e incluyó varias de las 33 secciones de agujeros entre sus mejores rendimientos de perforación mundiales.
En los Emiratos Árabes Unidos, Servicios de Prueba implementó la telemetría inalámbrica Muzic* para Al Hosn Gas durante las operaciones de evaluación de prueba en un campo sin desarrollar. Se realizaron cinco pruebas de fondo de pozo para evaluar pozos de gas con alto contenido de H2S. El diseño flexible de la tecnología del sistema de pruebas de yacimiento de fondo de pozo Quartet* eliminó la necesidad de hacer varias pruebas, mientras la transmisión y el monitoreo inalámbricos de la presión del fondo de pozo facilitó análisis transitorios en tiempo real para optimizar la toma de decisiones y brindar información esencial para determinar las propiedades del yacimiento. Además, la información que aportaban los medidores de cuarzo Signature* ayudaron a evaluar el rendimiento de los pozos durante las operaciones de estimulación y brindaron soporte a las decisiones de tomas de muestras de fondo de pozo y superficie.
En el Golfo de México de los EE. UU., Wireline presentó el sistema de transporte cableado de alta tracción MaxPull30* para completar cinco descensos de herramientas para registro bajo una tensión máxima continua de 20 900 lb en un pozo de aguas profundas. Durante un descenso la tecnología MaxPull30 soportó 29 300 lb de tensión para soltar las herramientas de la pared de la perforación, lo que evitó un trabajo de pesca para rescate que insumiría cuatro días y le habría costado al cliente 3,1 millones de USD en tiempo de perforación. La tracción máxima continua y la tracción instantánea única para liberar las herramientas constituyen las tensiones más altas registradas. En el mismo pozo, el servicio de muestreo de núcleos de pared lateral rotativo de gran volumen XL-Rock* recuperó con éxito 91 de los 109 núcleos que se intentó obtener.
En la China, la tecnología de registro de producción Wireline Flow Scanner* se usó para la Compañía de Servicios Técnicos de JHOSC Sinopec, en el proyecto de gas de esquisto de Fuling, para evaluar operaciones de fractura hidráulica en varias etapas, en un entorno difícil para los recintos de pozo. Las dificultades para el transporte se superaron al usar la tecnología de servicios de registro de producción en tiempo real ACTive PS* CT de Servicios de Pozo, la cual combina telemetría de fibra óptica en tiempo real con herramientas avanzadas de registro de la producción a fin de obtener mayor eficiencia operativa, mejor producción y un menor impacto sobre el medio ambiente. El cliente se benefició de datos precisos para identificar tasas bajas de producción de gas en una campaña de 30 pozos.
El programa de transformación de Schlumberger permitió que WesternGeco aumentara su fiabilidad operativa global en el mar gracias a las mejoras en la integridad de las operaciones. Desde el año 2013 la tasa de tiempo no productivo ha disminuido un 62 % por medio de la optimización del diseño, la planificación y la ejecución del trabajo. Un factor clave para este resultado fue una mejora del 68 % en la fiabilidad de la fuente marina durante el mismo período, la que se obtuvo implementando mantenimiento centrado en la fiabilidad (reliability centered maintenance, RCM) y el respeto de los procedimientos para las instrucciones de trabajo estándar (standard work instructions, SWI). Gracias al desarrollo de las SWI y la implementación del Sistema de Gestión de Competencias, WesternGeco apunta a una mejor utilización de su flota de embarcaciones.
En América del Norte, EP Energy Corp otorgó a SIS el primer simulador de yacimientos de alta resolución INTERSECT* en el contrato Cloud. El contrato es una parte del flujo de trabajo Modelo a Diseño de EP Energy, que digitaliza el proceso de finalización para optimizar las operaciones. Además, EP Energy invirtió en cuatro licencias más para el diseño de estimulaciones de ingeniería Mangrove* en la plataforma de software Petrel* para E&P.
En el Reino Unido, Total E&P UK otorgó a WesternGeco un contrato para un estudio en 4D en el campo Elgin-Franklin del Mar del Norte con la tecnología sísmica isométrica marina IsoMetrix*. Este complejo proyecto de 250 km2, que constituye el primer estudio monitoreado comercial en 4D de IsoMetrix, requiere operaciones simultáneas, con una segunda embarcación que envíe impulso corto a las obstrucciones para garantizar imágenes superiores en el campo altamente congestionado. El estudio supervisará los campos del yacimiento desde el estudio anterior de WesternGeco, hecho en el 2012.
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Grupo de Perforación |
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| (indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes) | |||||||||||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | Cambio | ||||||||||||||||||||||
| 30 de junio del 2016 | 31 de marzo del 2016 | 30 de junio del 2015 | Secuencial | Interanual | |||||||||||||||||||
| Ingresos | $ | 2034 | $ | 2493 | $ | 3469 | -18 | % | -41 | % | |||||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 171 | 371 | 672 | -54 | % | -75 | % | ||||||||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 8,4 | % | 14,9 | % | 19,4 | % | -649 pp. bb. | -1096 pp. bb. | |||||||||||||||
| Margen operativo decreciente | 44 | % | 35 | % | |||||||||||||||||||
Los ingresos de 2000 millones de USD del Grupo de Perforación, 81 % de los cuales provinieron de los mercados internacionales, disminuyeron 18 % secuencialmente. Esto fue mayormente el resultado de una abrupta caída en la actividad de perforación a causa de una combinación de la pausa por la primavera en el Canadá, menor conteo de torres terrestres en los EE. UU. y América Latina, y la retracción de las operaciones en Venezuela. Además, una presión continua y persistente sobre los precios impactó negativamente en los resultados de Perforación y Mediciones y de M-I SWACO en todas las áreas.
El margen operativo antes de impuestos del 8 % se contrajo 649 bb. pp. secuencialmente, lo que llevó a disminuciones a medida que los ingresos bajaban por la debilidad de los precios. Ese efecto fue exacerbado por menores números de perforaciones en América del Norte y el achicamiento de las operaciones de alto crecimiento gradual de Venezuela.
Una combinación de otorgamientos de contratos, ganancias por programas de transformación, beneficios de servicios integrados y nuevas implementaciones de tecnología aportaron al rendimiento del Grupo de Perforación en el segundo trimestre.
En Noruega, Centrica E&P Norway le otorgó a Schlumberger un acuerdo de marco para servicios de perforación integrados de cuatro años, destinados a todas las actividades de perforación que maneja Centrica en la plataforma continental noruega. Con todos los servicios combinados en un contrato, el marco se basa en el operador y en la intención del proveedor de servicios para trabajar juntos en forma más próxima. El modelo de contrato, que se basa fuertemente en el rendimiento, incluye potentes incentivos para optimizar la eficiencia de las perforaciones y es algo para que todos ganen: Centrica, sus socios y Schlumberger.
Costa afuera en Brasil, Schlumberger implementó la tecnología de elemento de diamante cónico Stinger* en una broca personalizada de Smith para que Petrobras perforara el intervalo de 12 ¼ in en un pozo pre-sal en el campo Lula. La tecnología de Stinger alcanzó una tasa promedio de penetración (rate of penetration, ROP) de 4,37 m/h —lo que supera el mejor promedio en un pozo de referencia en 22 % y ahorra 22 horas— y perforó la sección de 441 m de una sola vez, 42 % más rápido que el promedio; y ahorró 41 horas más. Este rendimiento ayudó a que Petrobras estableciera una nueva marca de referencia para el rendimiento en costo por metro para las secciones de pozo de 12 ¼ in en el campo Lula.
En territorio estadounidense, Brocas y Herramientas de Perforación usó la tecnología de cortador rodante de diamante compacto policristalino (polycrystalline diamond compact, PDC) ONYX 360* y estableció un nuevo récord para Unit Petroleum en la formación no convencional Granite Wash. La tecnología ONYX 360 aumentó la durabilidad de la broca de perforación y la superficie perforada, ya que todo el borde del diamante fue utilizado para perforar las formaciones mientras rotaba 360 grados. Esto le permitió al cliente perforar el recinto de pozo lateral más largo y más rápido de la formación; superó el récord anterior en un 62 % en longitud lateral y 27 % en tasa de penetración.
En el Ecuador, Schlumberger utilizó una combinación de tecnologías de perforación y finalización para perforar dos pozos para ENAP-SIPEC en el campo Inchi. Los sistemas direccionales rotativos PowerDrive* y la tecnología de brocas con elemento de diamante cónico StingBlade* de Perforación y Mediciones brindaron eficiencia en la perforación, con el soporte remoto de los expertos que trabajan en el Centro de Integración de Tecnología de Perforación. Las finalizaciones con ancla de pistola con liberación automática (MAXR), combinadas con las cargas moldeadas de penetración profunda Wireline PowerJet* y el sistema de perforaciones limpias PURE* maximizaron la penetración y redujeron los daños en el yacimiento. Y el resultado de esto es que el cliente alcanzó un aumento del 278 % en la producción combinada de los pozos. Asimismo un pozo fue perforado un día y medio antes, y el segundo pozo se perforó cuatro días antes del plan original, lo que redujo los costos de perforación en aproximadamente 1,5 millones de USD.
En Rusia, Brocas y Herramientas de Perforación presentó la tecnología de brocas con elemento de diamante estriado AxeBlade* para que GazpromNeft perforara pozos en los campos condensados de petróleo y gas de Tsarichanskoye y Filatovskoye, en la región de Orenburg. La tecnología de brocas AxeBlade tiene una geometría estriada que combina la acción de corte de un cortador PDC convencional con la acción de aplastamiento de un cortador de inserción hecho en carburo de tungsteno. En una sección de pozo, la tecnología AxeBlade aumentó la tasa de penetración en un 45 % comparada con el mejor pozo de referencia perforado con una broca PDC convencional. Además, el cliente ahorró tiempo de perforación al completar la sección en tres vueltas en lugar de las cinco usuales.
En la China, Perforación y Mediciones usó el sistema direccional rotativo PowerDrive Orbit* para que la CNOOC superara condiciones de perforación difíciles y ahorrara tiempo de perforación en una sección de pozo de 12 1/4 in, en la cuenca de Huangyan. La tecnología PowerDrive Orbit perforó 2498 m de una sola vez: esto ahora constituye un récord en el metraje más largo de una sola vez para esta tecnología en una sección de pozo de 12 1/4 in y también marcó una referencia para la región. Como resultado, el cliente no tuvo que hacer una vuelta adicional, lo que ahorró 140 000 USD y 28 horas de tiempo de perforación.
Costa afuera en Azerbaiyán, Brocas y Herramientas de Perforación utilizó una combinación de tecnología para que BP Azerbaiyán superara las dificultades en la perforación del campo Chirag, en el Mar Caspio. El rectificador hidráulicamente expandible Rhino XS* y la herramienta circulante M-I SWACO WELL COMMANDER permitieron operaciones complejas de acondicionamiento de lodos y de limpieza de recintos de pozo. El rectificador Rhino XS tiene un cuerpo con una única pieza que permite una mayor capacidad de tensión y de carga de par de torsión, mientras que las herramientas WELL COMMANDER permiten que los operadores aumenten la circulación para retirar cortes en puntos estratégicos de las sartas de perforación. Como resultado de ello, el cliente ahorró 48 horas de tiempo de perforación en una plataforma marina.
En Gabón, Perforación y Mediciones usó el sistema direccional rotativo para tasas gruesas PowerDrive Archer* a fin de que Shell perforara tres pozos en el campo Rabi. Estos pozos de radio medio o corto se perforaron en una sola vez, desde la ventana de la cuña desviadora hasta el extremo del drenaje horizontal. El cliente obtuvo beneficios gracias a los menores costos, ya que cada pozo desviado se entregó entre cuatro y seis días antes que lo planificado. Además, la reubicación de los drenajes en el yacimiento permitió un 20 % de aumento en la producción.
En Rusia, el programa de transformación de Schlumberger generó aumentos en la productividad de las personas por medio de operaciones remotas. Perforación y Mediciones implementó un sistema de notificaciones automáticas que ayuda a identificar trabajos para operaciones remotas y que maneja el tamaño de los equipos de personas con más eficiencia por medio de un portal de perforación. Desde que se implementó el sistema, el uso de operaciones remotas aumentó desde cerca del 50 % de los trabajos del segundo trimestre del 2015 hasta el 75 % de los trabajos del primer trimestre del 2016. Además, el tamaño de los equipos en el lugar se redujo en un 6 % en el 2015 comparado con el 2014; esto redujo la exposición a riesgos de seguridad y medioambientales al tiempo que se mantenía un alto nivel de calidad de servicio.
En Noruega, Det norske oljeselskap ASA (Det norske) le adjudicó a M-I SWACO un contrato por cuatro años para que suministrara productos químicos especiales y servicios relacionados para los desarrollos costa afuera de Alvheim y nuevo Ivar Aasen. Se le suministrará soporte técnico a todas las operaciones costa afuera de la compañía desde la base en la costa de Trondheim y el centro de operaciones remotas de Stavanger.
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Grupo de Producción |
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| (indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes) | |||||||||||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | Cambio | ||||||||||||||||||||||
| 30 de junio del 2016 | 31 de marzo del 2016 | 30 de junio del 2015 | Secuencial | Interanual | |||||||||||||||||||
| Ingresos | $ | 2099 | $ | 2348 | $ | 3059 | -11 | % | -31 | % | |||||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 90 | 208 | 397 | -57 | % | -77 | % | ||||||||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 4,3 | % | 8,9 | % | 13,0 | % | -459 pp. bb. | -871 pp. bb. | |||||||||||||||
| Margen operativo decreciente | 48 | % | 32 | % | |||||||||||||||||||
Los ingresos del Grupo de Producción, de 2100 millones de USD, disminuyeron 11 % secuencialmente; más de la mitad de la disminución de los ingresos es atribuible a la declinación en América del Norte, por la pausa por la primavera en el Canadá y la mayor presión de los precios. Mientras que los conteos de las etapas de fractura de las bombas de presión y las flotas activas aumentaron secuencialmente más del 15 %, una mezcla de ingresos poco favorable combinada con la presión de los precios sobrepasó la compensación del aumento en el volumen de actividad. En este trimestre la contribución de América del Norte a los ingresos del Grupo bajó a 25 %.
El margen operativo antes de impuestos del 4 % disminuyó 459 pp. bb. en forma secuencial, principalmente a causa de la menor actividad y la mayor debilidad en los precios en los servicios de bombeo de presión en tierra para la región. El margen operativo secuencial en disminución se expandió como resultado de la decisión de conservar la capacidad operativa en ciertos lugares a fin de defender la participación de mercado a pesar de la menor actividad. Los robustos proyectos de Schlumberger Production Management, gracias a los cuales la producción cogerenciada mundial ha alcanzado ahora unos 250 000 bbl/d, siguió aportando a los márgenes de crecimiento gradual del Grupo.
Los resultados del Grupo de Producción obtuvieron beneficios a partir de varias implementaciones de nuevas tecnologías e iniciativas de programas de transformación durante el trimestre.
En Kuwait, Servicios de Pozo usó la técnica de fracturamiento de canales de flujo HiWAY* en seis pozos de un yacimiento con arenisca, con gran contenido de esquistos y cieno en el parte sudeste del país. La tecnología HiWAY aumentó la conductividad al tiempo que redujo el consumo de agua y apuntalante, lo que se tradujo en una huella operativa más pequeña y también en una logística más simple. Si bien los seis pozos se habían tratado con sistemas de estimulación convencionales que no inducían a la producción después del tratamiento, la tecnología HiWAY ayudó a que el cliente alcanzara tasas de flujo de producción que son tres veces más altas que las expectativas iniciales.
En Omán, Finalizaciones implementó la primera tecnología de detección de temperatura distribuida (distributed temperature sensing, DTS) de fibra óptica detrás del revestimiento para PDO en el campo Marmul. Actualmente bajo una recuperación de petróleo mejorado por medio de un proceso de inundación con polímeros, el campo Marmul resultó beneficiado con la combinación de DTS y de tecnología de detección acústica distribuida, que brinda mediciones en profundidad usadas en el análisis de los perfiles de inyección y producción para garantizar la conformidad con la inundación con polímeros.
Costa afuera en Brasil, Servicios de Pozo utilizó la tecnología de empacadores inflables de tubos espiralados a través de tuberías CoilFLATE* para Petrobras durante una campaña de obturación y abandono en la cuenca Campos. La tecnología CoilFLATE está diseñada para mantener al empacador en su lugar, lo que brinda un sello de alta presión confiable a grandes proporciones de inflación, que puede soportar cualquier entorno químico y temperaturas de hasta 375 ºF. Además de eso, la medición distribuida de temperaturas de ACTive DTS* permitió la adquisición de datos de fondo de pozo en tiempo real con los que se detectó una fuga; en consecuencia se evitaron tres días de perforación para trabajos de remediación innecesarios con el fin de completar la operación con éxito.
En el Brasil, Servicios de Pozo usó el servicio de integridad de pozos en tiempo real Invizion RT* en un pozo para Repsol Sinopec Brasil, en la cuenca de aguas ultraprofundas de Campos. La tecnología Invizion RT mejoró las operaciones de cementado en la sección intermedia del pozo al permitir la supervisión, el control y la evaluación de la colocación del cemento en tiempo real. La capacidad de librarse de un trabajo de compresión en el borde superior y confirmar la parte superior de aislación le ahorraron al cliente más de 12 horas de tiempo de perforación.
Costa afuera en Angola, Servicios de Pozo usó una combinación de tecnologías para Total Exploration & Production en el proyecto Kaombo. Los pozos de aguas profundas plantean desafíos que consisten en aislar las zonas intermedias que tienen agua y las que tienen hidrocarburos con diferenciales estrechos de presión de poro y gradientes de fractura. La tecnología de circulación perdida de Losseal Microfracture*, combinada con la familia de espaciadores MUDPUSH*, aportaron un retiro óptimo del lodo y ahorraron tiempo de perforación durante las operaciones de cementado.
En territorio de los EE. UU., Servicios de Pozo usó la lechada de cemento ligera LiteCRETE* para aislar el revestimiento diseñado a nuevo de un cliente con cemento en la superficie en un pozo del condado de Lea, Nuevo México. La tecnología LiteCRETE tiene una fuerza de compresión y una permeabilidad excepcionales cuando se asienta, y brinda una excelente calidad de perforación sin que se reduzca la calidad del cemento. Al eliminar una sarta de tuberías de revestimiento de lo que suele ser un enfoque de tres sartas, el cliente ha ahorrado aproximadamente 500 000 USD.
En América del Norte, el programa de transformación de Schlumberger permitió mejoras en la fiabilidad y la entrega de servicios para las operaciones de Servicios de Pozo. La implementación de RCM para mezcladoras y bombas de fracturamiento hidráulico junto con un programa integral de capacitación para el personal ahorró aproximadamente 9 millones de USD durante un período de nueve meses y también redujo el tiempo de improductividad relacionado con las mezcladoras en un 64 %. El uso de análisis predictivos ha permitido que los Centros de Soporte Regional predijeran problemas en los equipos para los componentes del lado de potencia en las bombas de fracturamiento desde septiembre del 2015; esto, combinado con otras medidas, ha ahorrado casi 8 millones de USD en materiales y suministros. Además, la aplicación de análisis predictivos a los datos de campo desde el 2014 habilitó el desarrollo de un Programa de Cuidado de Activos de Bombas que utiliza RCM; una vez que esté totalmente implementado, esperamos que esto aumente la disponibilidad de los activos en 8 % y que se acumule un ahorro total de 30 millones de USD a lo largo de un período de tres años.
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Grupo Cameron |
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| (indicado en millones, a excepción de los porcentajes de márgenes) | |||||||||||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | Cambio | ||||||||||||||||||||||
| 30 de junio del 2016 | 31 de marzo del 2016* | 30 de junio del 2015* | Secuencial | Interanual | |||||||||||||||||||
| Ingresos | $ | 1536 | $ | 1628 | $ | 2236 | -6 | % | -31 | % | |||||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 243 | 236 | 328 | 3 | % | -26 | % | ||||||||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 15,8 | % | 14,5 | % | 14,7 | % | 130 pp. bb. | 113 pp. bb. | |||||||||||||||
| Margen operativo decreciente | N/C | 12 | % | ||||||||||||||||||||
| *El primer trimestre del 2016 y el segundo trimestre del 2015 se presentan sobre una base pro forma para fines comparativos. | |||||||||||||||||||||||
El Grupo Cameron informó ingresos de 1500 millones de USD y un margen operativo antes de impuestos del 16 %. Este ingreso —62 % del cual provino de mercados internacionales— se vio impactado por un descenso en las órdenes atrasadas de proyectos así como una posterior desaceleración de las actividades terrestres en los EE. UU. que afectaron principalmente a los negocios de ciclo corto de las líneas de producto Válvulas y Mediciones, y Superficie.
El margen operativo antes de impuestos del 16 % aumentó secuencialmente sobre una base pro forma a pesar de la recesión del mercado. Esto fue impulsado por una fuerte ejecución de proyectos de las líneas de producto de OneSubsea, Perforación y Sistemas de Proceso.
Las adjudicaciones de nuevos contratos y los inicios de proyectos impactaron en el rendimiento del Grupo Cameron. Entre estos se incluyeron varios éxitos adicionales para OneSubsea, una compañía de Schlumberger.
Woodside Energy Ltd. le adjudicó a OneSubsea un contrato de ingeniería, compras, integración y construcción (engineering, procurement, integration, and construction, EPIC) por un total de aproximadamente 300 millones de USD para el proyecto Greater Enfield costa afuera en Australia. El contrato incluye seis árboles submarinos horizontales SpoolTree*; seis árboles horizontales para el sistema de inyección de agua; seis medidores multifase; una estación de bomba dual de alto accionamiento con motores de alto voltaje, controles umbilicales, de parte superior, submarinos y distribución; sistemas de control para intervención y reparación; sarta terrestre; y servicios de instalación y de pruebas previas al arranque.
En Egipto, la Belayim Petroleum Company (Petrobel) otorgó un contrato EPIC por un total de más de 170 millones de USD a OneSubsea para el suministro de un sistema de producción submarino para la primera etapa del campo de gas Zohr ubicado en la concesión de Shorouk, costa afuera en Egipto. La adjudicación viene luego de un estudio acelerado de ingeniería y diseño de la parte frontal (front-end engineering and design, FEED) a cargo de OneSubsea; en este estudio, un equipo multidisciplinario colaboró con Eni y Petrobel para desarrollar la arquitectura del equipamiento submarino destinada a este campo de alto volumen de gas con el segundo pozo de avanzada más largo del mundo, de más de 150 km. El alcance del contrato abarca seis árboles submarinos horizontales SpoolTree*, sistemas de control para intervención y reparación, sarta terrestre, interconexión, sistema de protección de presión de alta integridad, controles de parte superior y submarinos y distribución habilitada por tecnología de comunicaciones por fibra óptica, monitoreo de detección de agua y salinidad con el sensor de análisis de agua AquaWatcher*, y servicios de instalación y de pruebas previas al arranque.
BP Exploration (Delta) Ltd. y el socio Deutsche Erdoel AG le adjudicaron a OneSubsea un contrato para que suministre sistemas de producción submarina para los campos Delta Giza/Fayoum y Raven al oeste del Nilo, costa afuera de Egipto. Giza/Fayoum se vinculará a las instalaciones modificadas de la orilla de Rosetta y se integrará con una nueva planta en tierra para Raven. El suministro para los campos de gas a larga distancia incluye árboles submarinos de orificio grande, sistemas de colector que tienen sistemas de protección de presión de alta integridad, sistemas de conexión, y sistemas de control junto con ingeniería de proyecto, administración y pruebas.
En el Golfo de México de los EE. UU., OneSubsea ejecutó de forma exitosa las pruebas previas al arranque y la puesta en marcha de sistemas de impulsión submarina en aguas ultraprofundas. Al reducir la contrapresión sobre el yacimiento, la tecnología de bombas de impulsión submarina tiene el potencial de mejorar el factor de recuperación en entre 10 % y 30 %, lo que significa entre 50 y 150 millones de barriles adicionales de petróleo recuperado.
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Cuadros financieros |
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| Estado resumido de ingresos consolidados | |||||||||||||||
| (indicado en millones, excepto los montos por acción) | |||||||||||||||
| Segundo trimestre | Seis meses | ||||||||||||||
| Ejercicios finalizados el 30 de Junio | 2016 | 2015 | 2016 | 2015 | |||||||||||
| Ingresos | $ | 7164 | $ | 9010 | $ | 13 684 | $ | 19 258 | |||||||
| Intereses y otros ingresos | 54 | 47 | 98 | 96 | |||||||||||
| Gastos | |||||||||||||||
| Costo de los ingresos | 6315 | 7136 | 11 774 | 15 231 | |||||||||||
| Investigación e ingeniería | 257 | 279 | 497 | 546 | |||||||||||
| Generales y administrativos | 103 | 120 | 213 | 239 | |||||||||||
| Ajustes de valor y otros(1) | 2573 | - | 2573 | 439 | |||||||||||
| Fusiones e integraciones (1) | 335 | - | 335 | - | |||||||||||
| Interés | 149 | 86 | 282 | 169 | |||||||||||
| Ingresos (pérdidas) antes de impuestos | $ | (2514 | ) | $ | 1436 | $ | (1892 | ) | $ | 2730 | |||||
| Impuesto sobre la renta (pérdidas)(1) | (368 | ) | 302 | (269 | ) | 608 | |||||||||
| Ingresos netos (pérdidas) | $ | (2146 | ) | $ | 1134 | $ | (1623 | ) | $ | 2122 | |||||
| Resultado neto atribuible a participaciones no controladas | 14 | 10 | 36 | 23 | |||||||||||
| Ingreso neto (pérdidas) atribuible a Schlumberger (1) | $ | (2160 | ) | $ | 1124 | $ | (1659 | ) | $ | 2099 | |||||
| Ganancias diluidas (pérdidas) por acción de Schlumberger (1) | $ | (1,56 | ) | $ | 0,88 | $ | (1,26 | ) | $ | 1,64 | |||||
| Promedio de acciones en circulación | 1389 | 1269 | 1321 | 1273 | |||||||||||
| Promedio de acciones en circulación suponiendo la dilución | 1389 | 1280 | 1321 | 1282 | |||||||||||
| Depreciaciones y amortizaciones incluidas en los gastos(2) | $ | 1113 | $ | 1047 | $ | 2080 | $ | 2089 | |||||||
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(1) |
Ver sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles. |
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|
(2) |
Incluye depreciación de propiedad, planta y equipos y amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos multicliente e inversiones de Schlumberger Production Management (SPM). |
| Balance consolidado resumido | |||||||||
| (Indicado en millones) | |||||||||
| 30 de junio, | 31 de diciembre, | ||||||||
| Activos | 2016 | 2015 | |||||||
| Activos corrientes | |||||||||
| Efectivo e inversiones a corto plazo | $ | 11 192 | $ | 13 034 | |||||
| Cuentas por cobrar | 9374 | 8780 | |||||||
| Otros activos corrientes | 6629 | 5098 | |||||||
| 27 195 | 26 912 | ||||||||
| Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento | 386 | 418 | |||||||
| Activos fijos | 13 226 | 13 415 | |||||||
| Datos sísmicos multicliente | 976 | 1026 | |||||||
| Fondo de comercio | 24 603 | 15 605 | |||||||
| Activos intangibles | 9921 | 4569 | |||||||
| Otros activos | 4864 | 6060 | |||||||
| $ | 81 171 | $ | 68 005 | ||||||
| Pasivos y capital | |||||||||
| Pasivos corrientes | |||||||||
| Cuentas por pagar y pasivos acumulados | $ | 9494 | $ | 7727 | |||||
| Pasivo estimado del impuesto a las ganancias | 1043 | 1203 | |||||||
| Préstamos a corto plazo y porción corriente | |||||||||
| de la deuda a largo plazo | 3371 | 4557 | |||||||
| Dividendos a pagar | 701 | 634 | |||||||
| 14 609 | 14 121 | ||||||||
| Deuda a largo plazo | 18 252 | 14 442 | |||||||
| Impuestos diferidos | 2631 | 1075 | |||||||
| Beneficios posteriores a la jubilación | 1341 | 1434 | |||||||
| Otros pasivos | 1359 | 1028 | |||||||
| 38 192 | 32 100 | ||||||||
| Capital | 42 979 | 35 905 | |||||||
| $ | 81 171 | $ | 68 005 | ||||||
Deuda neta
"Deuda neta" representa la deuda bruta menos el efectivo, las inversiones a corto plazo y las inversiones de renta fija mantenidas hasta el vencimiento. La dirección considera que la Deuda neta brinda información útil sobre el nivel de endeudamiento de Schlumberger al reflejar efectivo e inversiones que se podrían usar para cancelar la deuda.
"Flujo de caja libre" representa el flujo de caja de las operaciones menos gastos de capital, inversiones de SPM y costos de datos sísmicos multicliente capitalizados. La dirección cree que el flujo de caja libre es una medida de liquidez importante para la Compañía y que es de utilidad para los inversores y la gerencia como medida de la capacidad de nuestro negocio para generar efectivo. Una vez cubiertas las necesidades y las obligaciones empresariales, este efectivo puede usarse para reinvertir en la Compañía para el crecimiento futuro o para devolvérselo a nuestros accionistas por medio de pagos de dividendos o de recompras de acciones. El flujo de caja libre no representa el flujo de caja residual, disponible para gastos discrecionales.
La deuda neta y el flujo de caja libre son medidas financieras no establecidas en los PCGA que deben considerarse además de, no como sustituto para o superiores a la deuda total o el flujo de caja proveniente de las operaciones.
Los detalles de los cambios en la Deuda neta figuran a continuación:
| (Indicado en millones) | |||||||||||||||||
| Ejercicios finalizados el 30 de Junio |
Seis |
|
Seis |
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| Ingreso neto (pérdida) antes de participaciones no controladoras | $ | (1623 | ) | $ | (2146 | ) | $ | 2122 | |||||||||
| Ajustes de valor y otros cargos, descontando impuestos | 2476 | 2476 | 383 | ||||||||||||||
|
Ingreso neto antes de participaciones no controladoras, sin incluir cargos y créditos |
853 | 330 | 2505 | ||||||||||||||
| Depreciaciones y amortizaciones(1) | 2080 | 1113 | 2089 | ||||||||||||||
| Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | 92 | 32 | 217 | ||||||||||||||
| Gastos de compensación basados en acciones | 145 | 84 | 167 | ||||||||||||||
| Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | (83 | ) | (38 | ) | (214 | ) | |||||||||||
| Cambio en el capital de trabajo | (250 | ) | 213 | (837 | ) | ||||||||||||
| Otros | 5 | (102 | ) | 157 | |||||||||||||
|
Flujo de caja de las operaciones (2) |
2842 | 1632 | 4084 | ||||||||||||||
| Gastos de capital | (998 | ) | (449 | ) | (1193 | ) | |||||||||||
| Inversiones de SPM | (729 | ) | (132 | ) | (222 | ) | |||||||||||
| Datos sísmicos multicliente capitalizados | (333 | ) | (166 | ) | (221 | ) | |||||||||||
| Flujo de caja libre | 782 | 885 | 2448 | ||||||||||||||
| Programa de recompra de acciones | (506 | ) | (31 | ) | (1239 | ) | |||||||||||
| Dividendos pagados | (1255 | ) | (626 | ) | (1151 | ) | |||||||||||
| Beneficios de los planes de acciones de empleados | 195 | 32 | 256 | ||||||||||||||
| (784 | ) | 260 | 314 | ||||||||||||||
| Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo adquirido más deuda asumida | (3790 | ) | (3709 | ) | (206 | ) | |||||||||||
| Operaciones discontinuadas – arreglo con el Departamento de Justicia de los EE. UU. | - | - | (233 | ) | |||||||||||||
| Otros | 76 | 58 | (86 | ) | |||||||||||||
| Aumento de deuda neta | (4498 | ) | (3391 | ) | (211 | ) | |||||||||||
| Deuda neta, comienzo del período | (5547 | ) | (6654 | ) | (5387 | ) | |||||||||||
| Deuda neta, final del período | $ | (10 045 | ) | $ | (10 045 | ) | $ | (5598 | ) | ||||||||
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Componentes de la Deuda neta |
30 de junio de |
31 de marzo de |
31 de diciembre de |
30 de junio de |
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| Efectivo e inversiones a corto plazo | $ | 11 192 | $ | 14 432 | $ | 13 034 | $ | 7274 | |||||||||
| Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento | 386 | 401 | 418 | 469 | |||||||||||||
| Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo | (3371 | ) | (4254 | ) | (4557 | ) | (4231 | ) | |||||||||
| Deuda a largo plazo | (18 252 | ) | (17 233 | ) | (14 442 | ) | (9110 | ) | |||||||||
| $ | (10 045 | ) | $ | (6654 | ) | $ | (5547 | ) | $ | (5598 | ) | ||||||
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(1) |
Incluye depreciación de propiedad, planta y equipos y amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos multicliente e inversiones de Schlumberger Production Management (SPM). | |
| (2) | Incluye pagos indemnizatorios de aproximadamente 545 millones de USD y 455 millones de USD durante los seis meses que finalizan el 30 de junio del 2016 y del 2015 respectivamente, y 285 millones de USD durante el segundo trimestre del 2016. También incluye aproximadamente 100 millones de USD de pago de única vez relacionados con la transacción en relación con la adquisición de Cameron. | |
Cargos y créditos
Además de los resultados financieros determinados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en los EE. UU. (PCGA), este Comunicado de prensa del segundo trimestre del 2016 incluye también medidas financieras que no son PCGA (según la definición del reglamento G de la SEC). Los ingresos netos, sin incluir cargos y créditos, así como las medidas derivadas de ellos (lo que incluye EPS diluidas; ingresos netos antes de participaciones no controladoras, sin incluir cargos y créditos; e impuestos efectivos, sin incluir cargos y créditos) constituyen medidas financieras que no son PCGA. La dirección cree que la exclusión de cargos y créditos de estas medidas financieras le permiten evaluar más efectivamente las operaciones de Schlumberger de un período a otro, e identificar las tendencias operativas que de otra forma podrían quedar ocultas por los elementos excluidos. La dirección también usa estas medidas como medidas de rendimiento para determinar ciertas compensaciones de incentivos. Las medidas financieras que no son PCGA previas deben considerarse además de, no como un sustituto para o superiores a otras medidas de rendimiento financiero preparadas de acuerdo con los PCGA. A continuación se muestra una conciliación de estas medidas que no son PCGA con las medidas PCGA comparables.
| (indicado en millones, excepto los montos por acción) | |||||||||||||||||||
| Segundo trimestre del 2016 | |||||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuesto |
Participaciones |
Ganancia neta |
Diluida Beneficios por acción (EPS) |
|||||||||||||||
| Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos | $ | 394 | $ | 64 | $ | 14 | $ | 316 | $ | 0,23 | |||||||||
| Reducción de activos fijos | (1058 | ) | (177 | ) | - | (881 | ) | ||||||||||||
| Reducción de la fuerza laboral | (646 | ) | (63 | ) | - | (583 | ) | ||||||||||||
| Ajustes de inventario | (616 | ) | (49 | ) | - | (567 | ) | ||||||||||||
| Ajuste de valor de datos sísmicos multicliente | (198 | ) | (62 | ) | - | (136 | ) | ||||||||||||
| Otros cargos por reestructuración | (55 | ) | - | - | (55 | ) | |||||||||||||
| Amortización de inventario de contabilidad de compras ajuste de valor justo | (150 | ) | (45 | ) | - | (105 | ) | ||||||||||||
| Beneficios de empleados relacionados con la fusión y honorarios profesionales | (92 | ) | (17 | ) | - | (75 | ) | ||||||||||||
| Otros relacionados con la fusión e integración | (93 | ) | (19 | ) | - | (74 | ) | ||||||||||||
| Pérdida neta de Schlumberger (con base en PCGA) | $ | (2514 | ) | $ | (368 | ) | $ | 14 | $ | (2160 | ) | $ | (1,56 | ) | |||||
| (indicado en millones, excepto los montos por acción) | |||||||||||||||||||
| Seis meses del 2016 | |||||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuesto |
Participaciones |
Ganancia neta |
Diluida Beneficios por acción (EPS) |
|||||||||||||||
| Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos | $ | 1015 | $ | 162 | $ | 36 | $ | 817 | $ | 0,62 | |||||||||
| Reducción de activos fijos | (1058 | ) | (177 | ) | - | (881 | ) | ||||||||||||
| Reducción de la fuerza laboral | (646 | ) | (63 | ) | - | (583 | ) | ||||||||||||
| Ajustes de inventario | (616 | ) | (49 | ) | - | (567 | ) | ||||||||||||
| Ajuste de valor de datos sísmicos multicliente | (198 | ) | (62 | ) | - | (136 | ) | ||||||||||||
| Otros cargos por reestructuración | (55 | ) | - | - | (55 | ) | |||||||||||||
| Amortización de inventario de contabilidad de compras ajuste de valor justo | (150 | ) | (45 | ) | - | (105 | ) | ||||||||||||
| Beneficios de empleados relacionados con la fusión y honorarios profesionales | (92 | ) | (17 | ) | - | (75 | ) | ||||||||||||
| Otros relacionados con la fusión e integración | (93 | ) | (19 | ) | - | (74 | ) | ||||||||||||
| Pérdida neta de Schlumberger (con base en PCGA) | $ | (1893 | ) | $ | (270 | ) | $ | 36 | $ | (1659 | ) | $ | (1,26 | ) | |||||
| Seis meses del 2015 | |||||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuesto |
Participaciones |
Ganancia neta |
Diluida Beneficios por acción (EPS) |
|||||||||||||||
| Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos | $ | 3169 | $ | 664 | $ | 23 | $ | 2482 | $ | 1,94 | |||||||||
| Reducción de la fuerza laboral | (390 | ) | (56 | ) | - | (334 | ) | ||||||||||||
| Pérdidas por devaluación de la moneda en Venezuela | (49 | ) | - | - | (49 | ) | |||||||||||||
| Ingreso neto de Schlumberger (con base en PCGA) | $ | 2730 | $ | 608 | $ | 23 | $ | 2099 | $ | 1,64 | |||||||||
|
No hubo cargos ni créditos en el primer trimestre del 2016 y el segundo trimestre del 2015. |
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|
Grupos de Producto |
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| (Indicado en millones) | |||||||||||||||||||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 30 de junio del 2016 | 31 de marzo del 2016 | 30 de junio del 2015 | |||||||||||||||||||||||||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|
Ingresos |
|
||||||||||||||||||||||||||
| Caracterización de yacimientos | $ | 1593 | $ | 266 | $ | 1747 | $ | 331 | $ | 2510 | $ | 655 | |||||||||||||||||||
| Perforación | 2034 | 171 | 2493 | 371 | 3469 | 672 | |||||||||||||||||||||||||
| Producción | 2099 | 90 | 2348 | 208 | 3059 | 397 | |||||||||||||||||||||||||
| Cameron | 1536 | 243 | - | - | - | - | |||||||||||||||||||||||||
| Eliminaciones y otros | (98 | ) | (23 | ) | (68 | ) | (9 | ) | (28 | ) | (16 | ) | |||||||||||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 747 | 901 | 1708 | ||||||||||||||||||||||||||||
| Corporativos y otros | (241 | ) | (172 | ) | (199 | ) | |||||||||||||||||||||||||
| Intereses ganados(1) | 24 | 13 | 6 | ||||||||||||||||||||||||||||
| Intereses perdidos(1) | (136 | ) | (120 | ) | (79 | ) | |||||||||||||||||||||||||
| Cargos y créditos | (2908 | ) | - | - | |||||||||||||||||||||||||||
| $ | 7164 | $ | (2514 | ) | $ | 6520 | $ | 622 | $ | 9010 | $ | 1436 | |||||||||||||||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||||||||||||||
| Seis meses finalizados | ||||||||||||||||||||
| 30 de junio del 2016 | 30 de junio del 2015 | |||||||||||||||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
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| Caracterización de yacimientos | $ | 3339 | $ | 597 | $ | 5165 | $ | 1327 | ||||||||||||
| Perforación | 4527 | 542 | 7391 | 1450 | ||||||||||||||||
| Producción | 4447 | 298 | 6764 | 941 | ||||||||||||||||
| Cameron | 1536 | 243 | - | - | ||||||||||||||||
| Eliminaciones y otros | (165 | ) | (32 | ) | (62 | ) | (17 | ) | ||||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 1648 | 3701 | ||||||||||||||||||
| Corporativos y otros | (413 | ) | (390 | ) | ||||||||||||||||
| Intereses ganados(1) | 37 | 14 | ||||||||||||||||||
| Intereses perdidos(1) | (256 | ) | (156 | ) | ||||||||||||||||
| Cargos y créditos | (2908 | ) | (439 | ) | ||||||||||||||||
| $ | 13 684 | $ | (1892 | ) | $ | 19 258 | $ | 2730 | ||||||||||||
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(1)No incluye intereses considerados en los resultados de los Grupos de Producto. |
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Información complementaria |
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1) |
¿Cuál es la definición de margen operativo decreciente? |
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| El margen operativo decreciente es igual al índice de cambio en el resultado operativo antes de impuestos sobre el cambio de ingresos. | ||
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2) |
¿Cuál fue el flujo de caja de las operaciones para el segundo trimestre del 2016? |
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| El flujo de caja de las operaciones fue de 1600 millones de USD para el segundo trimestre del 2016 e incluyó aproximadamente 285 millones de USD de pagos de indemnizaciones y 100 millones de USD de pagos de única vez relacionados con la adquisición de Cameron durante el trimestre. | ||
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3) |
¿Cuál fue el flujo de caja de las operaciones para la primera mitad del 2016? |
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| El flujo de caja de las operaciones fue de 2800 millones de USD para la primera mitad del 2016 e incluyó aproximadamente 545 millones de USD de pagos de indemnizaciones y 100 millones de USD de pagos de única vez relacionados con la adquisición de Cameron durante el trimestre. | ||
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4) |
¿Cuál fue el flujo de caja libre como porcentaje de intereses no controladores antes de ingreso neto, y cargos y créditos para el segundo trimestre del 2016? |
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| El flujo de caja libre, que fue de 855 millones de USD e incluyó aproximadamente 285 millones de USD en pagos de indemnizaciones, 100 millones de USD de pagos de única vez relacionados con la transacción, 449 millones de USD de gasto de capital, 132 millones de USD de inversiones de SPM y 166 millones de USD de datos sísmicos multicliente, como un porcentaje del ingreso neto antes de participaciones no controladoras y sin incluir cargos y créditos, fue de 268 % para el segundo trimestre del 2016. | ||
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5) |
¿Cuál fue el flujo de caja libre como porcentaje de ingreso neto antes de participaciones no controladoras, y cargos y créditos para la primera mitad del 2016? |
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| El flujo de caja libre, que fue de 782 millones de USD e incluyó aproximadamente 545 millones de USD en pagos de indemnizaciones, 100 millones de USD de pagos de única vez relacionados con la transacción, 998 millones de USD de gasto de capital, 729 millones de USD de inversiones de SPM y 333 millones de USD de datos sísmicos multicliente, como un porcentaje del ingreso neto antes de participaciones no controladoras y sin incluir cargos y créditos, fue de 92 % para la primera mitad del 2016. | ||
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6) |
¿Cuál es la orientación del gasto de capital para todo el año del 2016? |
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| Se espera que el gasto de capital (sin incluir inversiones multicliente y SPM) sea de 2200 millones de USD para el 2016, incluidos tres trimestres de gasto de capital para los negocios adquiridos de Cameron. | ||
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7) |
¿Qué se incluyó en "Intereses y otros ingresos" para el segundo trimestre del 2016? |
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| "Intereses y otros ingresos" para el segundo trimestre del 2016 fue de 54 millones de USD. Este monto estaba compuesto por 24 millones de USD de ganancias por inversiones bajo el método patrimonial y 30 millones de USD de ingresos por intereses. | ||
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8) |
¿Cómo se modificaron los ingresos en concepto de intereses y los gastos por intereses durante el segundo trimestre del 2016? |
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| Los ingresos por intereses de 30 millones de USD aumentaron 11 millones de USD en forma secuencial. Los gastos por intereses de 149 millones de USD aumentaron 16 millones de USD en forma secuencial. | ||
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9) |
¿Cuál es la diferencia entre el ingreso operativo antes de impuestos y el resultado consolidado de Schlumberger antes de impuestos? |
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| Principalmente, la diferencia se compone de elementos tales como gastos corporativos (incluidos cargos y créditos) e intereses ganados y perdidos no asignados a los segmentos, gastos de compensación basados en acciones, gastos de amortización asociados con determinados activos intangibles (incluidos gastos de amortización de activos intangibles generados por la adquisición de Cameron), determinadas iniciativas gestionadas centralmente y otros artículos no operativos. | ||
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10) |
¿Cuál fue la tasa impositiva efectiva (effective tax rate, ETR) para el segundo trimestre del 2016? |
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| La ETR para el segundo trimestre del 2016, calculada de acuerdo con el PCGA, fue de 14,6 % en comparación al 15,9 % para el primer trimestre del 2016. | ||
| La ETR del segundo trimestre del 2016, sin incluir cargos y créditos, fue del 16,2 % en comparación con la tasa del 15,9 % del primer trimestre del 2016. | ||
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11) |
¿Cuántas acciones del paquete de acciones ordinarias fueron circulantes desde el 30 de junio del 2016, y cómo cambió esto desde el final del trimestre anterior? |
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| Había 1391 millones de acciones del paquete de acciones ordinarias circulantes al 30 de junio del 2016. En la siguiente tabla se muestra el cambio en el número de acciones circulantes desde el 31 de marzo del 2016 hasta el 30 de junio del 2016. | ||
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(Indicado en millones) |
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| Acciones circulantes al 31 de marzo del 2016 | 1252 | |
| Adquisición de Cameron | 138 | |
| Acciones vendidas a titulares de opciones, menos acciones intercambiadas | 1 | |
| Otorgamiento de acciones restringidas | - | |
| Acciones compartidas en el plan de adquisición de acciones de los empleados | - | |
| Programa de recompra de acciones | - | |
| Acciones en circulación al 30 de junio del 2016 | 1391 |
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12) |
¿Cuál fue el número de acciones circulantes, el promedio ponderado, durante el segundo trimestre del 2016 y el primer trimestre del 2016, y cómo se concilia esto con el número promedio de acciones circulantes, suponiendo la dilución usada en el cálculo de ganancias por acción diluidas, sin incluir cargos y créditos? |
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| El promedio ponderado de acciones circulantes durante el segundo trimestre del 2016 y el primer trimestre del 2016 fue de 1389 millones y 1254 millones, respectivamente. | ||
| La siguiente es una conciliación de las acciones circulantes promedio con el número promedio de acciones circulantes, suponiendo la dilución usada en el cálculo de ganancias por acción diluidas, sin incluir cargos y créditos. |
| (Indicado en millones) | ||||||
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Segundo trimestre del |
Primer trimestre del |
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| Promedio ponderado de acciones en circulación | 1389 |
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1254 | |||
| Ejercicio asumido de opciones de acciones | 3 |
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1 | |||
| Acciones restringidas no otorgadas | 5 |
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4 | |||
| Promedio de acciones en circulación suponiendo la dilución | 1397 |
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1259 | |||
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13) |
¿Cuáles fueron las ventas multicliente en el segundo trimestre del 2016? |
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| Las ventas multicliente, incluidas las tasas de transferencia, fueron de 145 millones de USD en el segundo trimestre del 2016 y de 77 millones de USD en el primer trimestre del 2016. | ||
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14) |
¿Cuáles fueron las órdenes atrasadas de WesternGeco al final del segundo trimestre del 2016? |
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| Las órdenes atrasadas de WesternGeco, basadas en contratos firmados con clientes, fueron de 865 millones de USD al finalizar el segundo trimestre del 2016. Y fueron de 966 millones de USD al final del primer trimestre del 2016. | ||
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15) |
¿Cuáles fueron las órdenes y las órdenes atrasadas para los segmentos de Pozos Submarinos y Perforación de Cameron? |
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| Las órdenes y órdenes atrasadas para Pozos Submarinos y Perforación fueron las siguientes: |
| (Indicado en millones) | ||||||
| Órdenes |
Segundo trimestre del |
Primer trimestre del |
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| Pozos submarinos | 315 USD | 305 USD | ||||
| Perforación | 166 USD |
|
150 USD | |||
| Órdenes atrasadas (al final del período) | ||||||
| Pozos submarinos | 2642 USD | 2870 USD | ||||
| Perforación | 1050 USD |
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1308 USD | |||
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16) |
¿A qué corresponden los diversos cargos registrados por Schlumberger durante el segundo trimestre del 2016? |
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Cargos de deterioro de activos: |
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| Como resultado de las persistentes condiciones desfavorables del mercado de la industria del gas y el petróleo que continuaron deteriorándose y su impacto sobre la perspectiva de la actividad, Schlumberger determinó que los valores líquidos de ciertos activos no eran más recuperables, lo que generó los siguientes 1900 millones de USD de cargos de deterioro de activos durante el segundo trimestre: | ||
| -- 1058 millones de USD de reducción de activos fijos principalmente relacionados con equipos e instalaciones subutilizadas. | ||
| -- 616 millones de USD para amortizar el valor líquido de ciertos inventarios. | ||
| -- 198 millones de USD de reducción de datos sísmicos multicliente. | ||
| -- 55 millones de USD de otros cargos de reestructuración. | ||
| Schlumberger no espera incurrir en ningún gasto en efectivo significativo como resultado de estos cargos de deterioro de activos. | ||
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Reducción de la fuerza laboral: |
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| Como resultado de la debilidad en la actividad que esperamos que persista a lo largo del 2016, Schlumberger decidió reducir más su personal. Como resultado, Schlumberger registró un cargo de 646 millones de USD antes de impuestos durante el segundo trimestre asociado con estas reducciones de plantilla de personal. | ||
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Cargos de fusión e integración relacionados con la adquisición de Cameron: |
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| En relación con la adquisición de Cameron por parte de Schlumberger, Schlumberger registró 335 millones de USD de cargos antes de impuestos que consistieron en 150 millones de USD relacionados con la amortización no en efectivo de ajustes de contabilidad de compras relacionados con el informe del inventario adquirido a su valor justo estimado; 92 millones de USD de beneficios relacionados con los empleados relacionados con la fusión y honorarios profesionales; y 93 millones de USD de otros cargos relacionados con la fusión e integración. | ||
Acerca de Schlumberger
Schlumberger es el proveedor mundial líder de tecnología para la caracterización de reservorios, perforaciones, producción y procesamiento para la industria del petróleo y el gas. Con operaciones en más de 85 países y con aproximadamente 100 000 empleados que representan a más de 140 nacionalidades, Schlumberger ofrece la mayor gama de productos y servicios del sector, desde la exploración hasta la producción y soluciones integradas "pore-to-pipeline" (poro a tubería) que optimizan la recuperación de hidrocarburo para ofrecer el rendimiento de los reservorios.
Schlumberger Limited tiene sus oficinas principales en París, Houston, Londres y La Haya, e informó ingresos de 35 470 millones de USD en 2015. 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, 22 de julio del 2016. La llamada está programada para comenzar a las 7:00 a. m. (hora central de EE. UU.), 8:00 a. m. (hora del Este) 1:00 p. m. (hora de Londres). Para acceder a la llamada, que está abierta al público, comuníquese con el operador de la llamada en conferencia al +1 (800) 288-8967 dentro de América del Norte, o al +1 (612) 333-4911 fuera de América del Norte, aproximadamente 10 minutos antes de la hora de inicio programada para la llamada. Pregunte por la "Llamada en Conferencia de Resultados de Schlumberger". Cuando la llamada en conferencia concluya, una reproducción de audio estará disponible hasta el 22 de agosto del 2016 llamando al +1 (800) 475-6701 dentro de América del Norte, o al +1 (320) 365-3844 fuera de América del Norte e indicando el código de acceso 392686.
La llamada en conferencia se transmitirá, simultáneamente, en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio solamente. Conéctese 15 minutos antes del horario indicado para probar su navegador y registrarse para la llamada. La reproducción de la transmisión por Internet estará disponible en el mismo sitio web hasta el 30 de septiembre del 2016.
Este documento de ganancias del segundo trimestre del 2016 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; los gastos de capital de Schlumberger y la industria del petróleo y el gas; las estrategias comerciales de los clientes de Schlumberger; la integración de Cameron en nuestro negocio; los beneficios esperados de la transacción Cameron; el éxito de las alianzas y empresas conjuntas de Schlumberger; las condiciones económicas globales futuras y los resultados futuros de las operaciones. Estas declaraciones están sujetas a riesgos e incertidumbres que incluyen, entre otras, las condiciones económicas mundiales; los cambios en los gastos en exploración y producción de los clientes de Schlumberger y los cambios en el nivel de exploración y desarrollo de petróleo y gas natural; las condiciones económicas, políticas y comerciales generales en regiones clave del mundo; el riesgo de las divisas; la erosión de los precios; factores climáticos y estacionales; modificaciones, demoras o cancelaciones operativas; disminuciones de producción; cambios en las normativas gubernamentales y en los requisitos normativos, incluidos los relacionados con la exploración de petróleo y gas en alta mar, fuentes radioactivas, explosivos, químicos, servicios de fractura hidráulica e iniciativas relacionadas con el clima; la imposibilidad de la tecnología de satisfacer nuevos desafíos en exploración; la imposibilidad de integrar exitosamente a Cameron y realizar las sinergias esperadas; la imposibilidad de retener empleados claves; y otros riesgos e incertidumbres detallados en nuestro comunicado de ganancias del primer trimestre del 2016 e información complementaria, nuestros Formularios 10-K, 10-Q y 8-K más recientes presentados o proporcionados ante la Comisión de Bolsa y Valores. Si uno o más de estos u otros riesgos o incertidumbres se materializan (o cambian las consecuencias de dicho desarrollo) o si nuestros supuestos subyacentes resultan ser incorrectos, los resultados reales pueden variar de manera material a los reflejados en nuestras declaraciones a futuro. Schlumberger no asume obligación o intención alguna de actualizar o revisar las declaraciones a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos futuros o en cualquier otro respecto.
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