Energia
Schlumberger Anuncia los Resultados del Tercer Trimestre de 2017
Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy los resultados del tercer trimestre del año 2017.
| (indicado en millones, excepto los montos por acción) | ||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | Cambio | |||||||||||||
| 30 de septiembre de 2017 | 30 de junio de 2017 | 30 de septiembre de 2016 | Secuencial | Interanual | ||||||||||
| Ingresos | 7905 USD | 7462 USD | 7019 USD |
6% |
13% | |||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 1059 USD | 950 USD | 815 USD | 11% | 30% | |||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 13,4 | % | 12,7 | % | 11,6 | % | 66 bps | 178 bps | ||||||
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Ingresos netos (pérdidas) (con base en PCGA) |
545 USD | (74 USD | ) | 176 USD | n/s |
209% |
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| Ingresos netos, sin incluir cargos y créditos* | 581 USD | 488 USD | 353 USD |
19% |
65% |
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EPS diluida (pérdidas por acción) (con base en PCGA) |
0,39 USD | (0,05 USD | ) | 0,13 USD | n/s |
200% |
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EPS diluida, sin incluir cargos y créditos* |
0,42 USD | 0,35 USD | 0,25 USD | 20% |
68% |
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| *Estas son medidas financieras no establecidas en los PCGA. Ver la sección a continuación titulada “Cargos y créditos” para obtener más detalles. | ||||||||||||||
| n/s = no es significativo | ||||||||||||||
El presidente del directorio y director ejecutivo de Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentó: “Nuestros ingresos del tercer trimestre aumentaron un 6 % en forma secuencial mientras que los ingresos operativos antes de impuestos aumentaron un 11 %, lo que dio como resultado una EPS, sin incluir los cargos de la integración de Cameron, de 0,42 USD, que fue un 20 % mayor que el segundo trimestre.
“El crecimiento de la actividad en el tercer trimestre, nuevamente, se debió a nuestro geomercado de América del Norte, donde seguimos logrando una participación en el mercado en servicios de perforación y fracturamiento hidráulico a pesar del desaceleramiento del crecimiento del recuento de plataformas petrolíferas. También vimos un sólido crecimiento de la actividad secuencial en Rusia, en el Mar del Norte y en Asia, mientras nuestra actividad en el resto del mundo fue en la mayor parte inmóvil, en comparación con el segundo trimestre.
“Desde el punto de vista de la tecnología, el crecimiento de los ingresos se debió al Grupo de Producción, que aumentó el 15 % en forma secuencial a partir de las ganancias de participación continuadas en el mercado de fracturamiento hidráulico en América del Norte como también a partir del aumento de la actividad de proyectos de recursos no convencionales en Medio Oriente. Los ingresos del Grupo Caracterización de yacimientos aumentaron un 1 %, ya que la fuerte actividad de Cableado (Wireline) en Rusia y en el Mar del norte se vio compensada en forma parcial por la menor actividad de exploración para WesternGeco. Los ingresos del Grupo Cameron aumentaron un 3 % como consecuencia de un mayor volumen de ventas de productos de las Áreas de Sistemas de Superficie en América del Norte. Los ingresos del Grupo de Perforación aumentaron un 1 %, ya que seguimos agotando ventas en tecnología PowerDrive Orbit* en América del Norte y completamos proyectos de Servicios de Perforación Integrados (Integrated Drilling Services, IDS) clave en México y en Irak que no se reanudarán hasta comienzos de 2018.
“Geográficamente, los ingresos de América del Norte aumentaron el 18 %, mientras continuamos el alto índice de redistribución de nuestra capacidad de fracturamiento hidráulico de repuestos. Los ingresos de América del Norte aumentaron un 23 % en forma secuencial y superaron de manera significativa el aumento del 12 % en el recuento de plataformas petrolíferas, con un aumento de los ingresos de fracturamiento hidráulico del 42 %. En los últimos seis meses, aumentamos más del doble la cantidad de flotas de fracturamiento activo en América del Norte y, ahora, hemos redistribuido casi toda la capacidad disponible. Esto generó costos e ineficiencias transitorios en las operaciones de campo y en nuestra red de distribución, que se tratará en el cuarto trimestre. En el Golfo de México de los EE. UU., la actividad siguió debilitándose en el tercer trimestre, y el panorama sigue desalentador para esta región, debido a los actuales planes de los clientes.
“En los mercados internacionales, los ingresos estuvieron fundamentalmente iguales con respecto al segundo trimestre, con Europa/CEI/África que aumentaron un 5 %, debido a la sólida actividad de verano en los geomercados de Rusia y Asia Central, Reino Unido y Europa Continental, y Noruega y Dinamarca. Los ingresos de Asia y Medio Oriente no tuvieron cambios secuenciales, ya que el crecimiento que aportaron los geomercados de Arabia Saudita y Bahréin, Lejano Oriente y Australia, y Sur y Este de Asia se vio compensado por una disminución en Irak después de finalizado el proyecto de IDS. Los ingresos de Latinoamérica disminuyeron un 8 % como consecuencia del menor volumen de ventas de licencias sísmicas para múltiples clientes y la finalización de proyectos de IDS en el geomercado de México y de Centroamérica.
“Al analizar la macro de la industria, la reducción de inventarios de petróleo global en el tercer trimestre muestra claramente que el mercado del petróleo ahora está en equilibrio, y esto se refleja en el movimiento ascendente en los precios del petróleo en el mes pasado. Esta visión se fundamenta en las siguientes señales positivas. Primero, el apetito de inversión en Norteamérica ahora parece moderarse, debido al creciente foco de las compañías de Energía y Petróleo (Energy and Petroleum, E&P) en el retorno financiero y a la necesidad de operar dentro del flujo de caja en lugar de buscar un crecimiento de la producción. En segundo lugar, los comentarios de varios de los países clave del Golfo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Organization of the Petroleum Exporting Countries, OPEC), como también de Rusia, sugieren que es una posibilidad la extensión de los cortes de producción existentes más allá del acuerdo actual de nueve meses. Y en tercer lugar, los niveles de inversión en la base de producción fuera de Norteamérica, Golfo de OPEC y Rusia siguen a niveles bajos sin precedentes, esto eleva la probabilidad de problemas en el suministro global a mediano plazo y aumenta la urgencia de una mayor inversión.
“Una continuación de estas tendencias de mercado, combinada con más retiros estables de inventarios globales de petróleo ahora crea la base necesaria para un movimiento ascendente adicional en los precios del petróleo y un crecimiento posterior en la inversión de E&P global. Y aunque todavía existe cierta incertidumbre con respecto al momento exacto de la recuperación de esta industria, vemos una serie de factores de mercado y puntos de datos que ahora emergen, y que hacen que estemos más positivos y optimistas sobre el panorama para nuestro negocio global. También es necesario aclarar que la prima de riesgo geopolítico sobre el precio del petróleo, que era significativa en el pasado, fue reemplazada en muchas formas actualmente por un descuento del exceso de oferta. Dado el visible ajuste del equilibrio de oferta y demanda y las tensiones geopolíticas actuales en muchas de las regiones de producción petrolera claves del mundo, una prima de riesgo geopolítico puede volverse nuevamente un factor importante.
“Basado en este contexto macro y operativo, seguimos enfocándonos en servirles a nuestros clientes y en implementar nuestros planes de calidad y eficiencia mientras seguimos aprovechando las oportunidades para realizar más inversiones estratégicas. Seguiremos posicionando a Schlumberger al frente de la industria mientras crece y emerge la recuperación de la actividad global, en forma lenta, pero firme. Finalmente, me gustaría agradecerles a los más de 600 delegados de más de 200 compañías de E&P y entes de la industria de más de 60 países que asistieron al Foro Global de Soluciones de Información de Schlumberger (Schlumberger Information Solutions, SIS) en París, en septiembre. El interés y el apoyo para los nuevos modos de trabajo que se mostraron en el Foro confirmaron que la industria empieza a aprovechar la mayor colaboración y la habilitación digital para mejorar la eficiencia y bajar el costo por barril”.
Otros eventos
Durante el trimestre, Schlumberger recompró 1,5 millones de acciones de su paquete de acciones ordinarias a un precio promedio de 66,04 USD por acción, por un total de precio de compra de 98 millones de USD.
El 22 de agosto de 2017 Schlumberger adquirió la parte de Petrofac en Petro-SPM Integrated Services S.A. de C.V. (Petro-SPM), que opera el Contrato de Servicios Integrados de Pánuco en México. Como consecuencia de esto, ahora Schlumberger es propietario del 100 % de Petro-SPM.
El 6 de octubre de 2017, Schlumberger y Borr Drilling firmaron un acuerdo de colaboración mejorada para ofrecer contratos de perforación integrados y basados en el rendimiento en el mercado autoelevadizo de altamar, al aprovechar la huella global, la infraestructura y la experiencia técnica combinadas de Schlumberger con la moderna flota de autoelevadizos de Borr Drilling.
El 18 de octubre de 2017, la Junta Directiva de la Empresa aprobó un dividendo en efectivo trimestral de 0,50 USD por acción del paquete de acciones ordinarias en circulación, pagadero el 12 de enero de 2018 a los accionistas registrados el 6 de diciembre de 2017.
El 19 de octubre de 2017, Schlumberger Production Management (SPM) y Torxen Energy, una compañía canadiense privada de E&P, firmaron un acuerdo de compra de activos de Palliser Block, ubicado en Alberta, Canadá, a Cenovus Energy, una compañía petrolera canadiense integrada, por una contraprestación en efectivo de 1000 millones de USD aproximadamente (1300 millones de CAD). Palliser Block consta de pozos de petróleo y gas, instalaciones de superficie, una red de tuberías y unos 800 000 acres de derechos de desarrollo de gas y petróleo. El Palliser Block bordea la superficie otorgada a la empresa conjunta de SPM y Torxen establecida a comienzos de este año. En virtud del acuerdo, sujeto a condiciones habituales de cierre, Schlumberger será el propietario mayoritario no operador, con derechos al suministro de servicios exclusivo, y Torxen será el operador.
Ingresos consolidados por geografía
| (Indicado en millones) | |||||||||||
| Tres meses finalizados al | Cambio | ||||||||||
| 30 de septiembre de 2017 | 30 de junio de 2017 | 30 de septiembre de 2016 | Secuencial | Interanual | |||||||
| América del Norte | 2602 | 2202 USD | 1699 USD | 18 % | 53% | ||||||
| América Latina | 952 | 1039 | 992 | -8 % | -4 % | ||||||
| Europa/CEI/África | 1838 | 1750 | 1872 | 5 % | -2 % | ||||||
| Medio Oriente y Asia | 2357 | 2347 | 2385 | - | -1 % | ||||||
| Otros | 156 | 124 | 71 | n/s | n/s | ||||||
| 7905 USD | 7462 USD | 7019 USD | 6 % | 13 % | |||||||
| Ingresos de América del Norte | 2602 USD | 2202 USD | 1699 USD | 18 % | 53% | ||||||
| Ingresos internacionales | 5147 USD | 5136 USD | 5249 USD | - | -2 % | ||||||
| n/s = no es significativo | |||||||||||
Los ingresos del tercer trimestre de 7900 millones de USD aumentaron un 6 % en forma secuencial, Norteamérica aumentó el 18 % e International siguió fundamentalmente igual con respecto al trimestre anterior.
América del Norte
En América del norte, los ingresos crecieron el 18 % en forma secuencial después de la redistribución casi completa de nuestra capacidad de fracturamiento hidráulico en tierra, ya que continuó la actividad de fracturamiento sólido durante el tercer trimestre. Este aumento de la actividad se vio compensado en forma parcial por la interrupción operativa, debido al huracán Harvey y a la mayor debilidad de la actividad en altamar en el Golfo de México de los EE. UU. Los ingresos de América del Norte experimentaron un crecimiento secuencial del 23 %, debido al crecimiento del 42 % en los ingresos en fracturamiento hidráulico sobre el aumento de redistribución de flotas, aumentos de participación en el mercado y mejora de los precios. El crecimiento de los ingresos de fracturamiento hidráulico superó el aumento de recuento de etapas de mercado un 22 %. Los ingresos relacionados con la perforación direccional, en América del Norte, también fueron un 22 % mayores, ya que los sistemas de dirección rotativa y las tecnologías de brocas siguieron atrayendo un alto nivel de demanda para la perforación de laterales más largos. El aumento de los servicios y de ventas de productos en Cameron Surface Systems también contribuyeron a este sólido rendimiento financiero.
Áreas internacionales
Los ingresos en el Área de Latinoamérica disminuyeron un 8 % en forma secuencial después de la finalización de las actividades de perforación y caracterización de yacimientos en el geomercado de México y de Centroamérica en el trimestre anterior. Los ingresos en los geomercados de América del Norte y Sur de América Latina fueron esencialmente iguales con respecto a la actividad incremental marginal en proyectos de SPM en Ecuador y a las actividades del Grupo de Producción y Perforación en Argentina.
Los ingresos del área de Europa/ CEI/África aumentaron un 5 % en forma secuencial, debido al aumento de la actividad para todos los Grupos de productos durante las campañas de temporada alta de verano en geomercados de Rusia y Asia Central, Reino Unido y Europa continental, y Noruega y Dinamarca. El aumento de ingresos en el mercado de Rusia y de Asia central se debió a la fuerte actividad terrestre del Grupo de producción en Rusia y a la mayor actividad de Pruebas y Proceso y Cableado (Wireline) en Sakhalin y en Astrakhan. El aumento de ingresos en el geomercado de Reino Unido y Europa continental se debió al reinicio de proyectos de IDS en Italia y a la mejora de la actividad de Cableado (Wireline) en el Reino Unido. La fuerte actividad del Grupo de Producción y Cableado (Wireline) contribuyó al aumento de ingresos en el geomercado de Noruega y de Dinamarca.
Los ingresos de Medio Oriente y Asia fueron fundamentalmente los mismos en forma secuencial. La actividad del Grupo de perforación y producción aumentó principalmente en los geomercados de Arabia Saudita y Bahréin, Lejano Oriente y Australia, y Sur y Este de Asia. No obstante, estos aumentos se compensaron con la disminución en Irak después de la finalización de un proyecto de IDS. El aumento de la actividad en Arabia Saudita se debió al aumento de los proyectos de recursos no convencionales que provocó un mayor ingreso para los Servicios de producción integrada (Integrated Production Services, IPS) y de IDS, mientras que el aumento de ingresos en el geomercado de Lejano Oriente y de Australia se debió a la mayor actividad de perforación en Indonesia y Australia.
Grupo de Caracterización de Yacimientos
| (Indicado en millones) | |||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | Cambio | ||||||||||||||
| 30 de septiembre de 2017 | 30 de junio de 2017 | 30 de septiembre de 2016 | Secuencial | Interanual | |||||||||||
| Ingresos | 1771 USD | 1759 USD | 1667 USD | 1 % | 6 % | ||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 311 USD | 299 USD | 329 USD | 4 % | -5 % | ||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 17,6 | % | 17,0 | % | 19,7 | % | 56 bps | -217 bps | |||||||
Los ingresos del Grupo de caracterización de yacimientos de 1800 millones de USD, de los cuales el 79 % provino de mercados internacionales, aumentaron un 1 % en forma secuencial, debido al aumento estacional de actividades de Cableado y Pruebas y Procesos en geomercados de Rusia y de Asia Central, y en Noruega y en Dinamarca. Los ingresos para Cableado y Pruebas y Procesos fueron fuertes en Sakhalin y en Astrakhan. Un proyecto de exploración en Noruega también contribuyó al aumento. El rendimiento del grupo se vio parcialmente compensado por la disminución de ingresos de WesternGeco, en gran parte por el bajo volumen de ventas de licencias sísmicas para múltiples clientes después de las fuertes ventas en México en el trimestre anterior.
El margen operativo antes de impuestos del 18 % aumentó 56 puntos básicos de manera secuencial, dado que una mayor contribución de las actividades de Wireline de alto margen se vio compensada por la disminución de rentabilidad en WesternGeco por la reducción del volumen de ventas de licencias sísmicas para múltiples clientes.
Un punto destacado del tercer trimestre fue la organización del Foro Global de SIS 2017 en París, que incluyó a delegados de más de 200 compañías de E&P y entes de la industria, en representación de más de 60 países, que producen el 70 % de los hidrocarburos de todo el mundo. Un tema clave de la conferencia fue cómo hacer mejor uso de los datos y experiencia técnica en la industria del petróleo y el gas, al brindarle la información correcta a las personas correspondientes en el momento justo, y al redefinir el modo en que se pueden aprovechar mejor la colaboración y la habilitación digital.
En este foro, Schlumberger presentó el entorno de E&P cognitivo DELFI* para permitir una colaboración segura en todos los equipos de E&P al aprovechar las tecnologías digitales (aprendizaje automático y analítico, computación de alto rendimiento e Internet de las cosas), a fin de mejorar la eficiencia operativa y de brindar producción optimizada al menor costo por barril. Con el lanzamiento del entorno DELFI, se implementó un E&P Data Lake compuesto de más de 1000 encuestas sísmicas en 3D, 5 millones de pozos, 1 millón de registros de pozos, y 400 millones de registros de producción de todo el mundo, en la plataforma Google Cloud.
Schlumberger también presentó la solución de planificación de construcción de pozos digitales DrillPlan*, el primer paso en el entorno de E&P cognitivo DELFI. La solución DrillPlan es parte de una oferta de construcción de pozos totalmente integrada. Desarrollada con el foco en mejorar la colaboración del usuario, la solución DrillPlan brinda una nueva manera de trabajar para los equipos de perforaciones. Los operadores y compañías de servicios tienen acceso a todos los datos y a la ciencia necesarios en un solo sistema común que crea un flujo de trabajo circular donde se mejoran los planes, a medida que se agregan nuevos datos.
El desempeño del Grupo de Caracterización de Yacimientos mejoró, gracias a las operaciones de Gestión Integrada de Servicios (Integrated Services Management, ISM), donde los gerentes de proyecto especialmente capacitados ofrecen programación, planificación y coordinación de la actividad para las líneas de producto Schlumberger implicadas en un proyecto. El desempeño en el tercer trimestre también se fortaleció por las implementaciones de tecnología y por las adjudicaciones de nuevos contratos.
En México, ISM ayudó a Talos Energy LLC a perforar y a evaluar el pozo de exploración Zama-1. ISM usó el servicio de resonancia magnética durante la perforación proVISION Plus* de Perforación y Mediciones para brindar la primera evaluación de la calidad y permeabilidad de yacimientos en tiempo real. El servicio de presión de yacimientos durante la adquisición de registros PressureXpress* confirmó un gradiente de fluido de hidrocarburo, seguido de un probador de dinámica de formación modular Wireline MDT* con sistema de análisis de fluido de pozo descendente en tiempo real InSitu Fluid Analyzer*. El análisis de PVT de las muestras de fluido del yacimiento confirmó un descubrimiento de hidrocarburo de petróleo liviano.
En altamar en Malasia, ISM brindó un aporte significativo a la entrega exitosa por parte de Ophir Production Sdn Bhd de tres pozos de desarrollo horizontales en un sistema de yacimiento en altamar muy complejo que dio como resultado una reducción del 35 % en el costo y de un 20 % de reducción en los días de finalización y perforación, en comparación con el plan. Las tecnologías clave incluyeron el servicio de mapeo de yacimiento durante perforación GeoSphere* de Perforación y Mediciones, EcoScope*† (servicio de registro multifunción durante la perforación), el servicio de resonancia magnética nuclear proVISION* y también los servicios de Analista de Perforación Geoservices. Esta combinación de tecnologías y servicios también contribuyó a un nuevo récord de perforaciones de más de 1000 m por día en un hoyo de 12 pulgadas y un cuarto.
Statoil Brazil adjudicó a Schlumberger un contrato para la ejecución de una próxima campaña de exploración en la Plataforma continental de Brasil, con el suministro de perforación direccional, brocas, percutores, aceleradores, pesca, rectificadores, abridores de pozo, registro durante la perforación, cableado, registro de lodos, cementado y servicios de pruebas. El alcance de trabajo del contrato cubre pozos ultraprofundos presalinos y postsalinos, y comenzó en junio de 2017.
En Noruega, Wireline usó la tecnología de sonda radial en 3D Saturn* en un pozo de exploración para Lundin en el mar Barents. La combinación de probador de dinámica de formación modular MDT con la tecnología Saturn en 3D y el sistema de análisis de fluido en pozo descendente en tiempo real InSitu Fluid Analyzer permitió una evaluación profunda de la calidad del yacimiento de carbonato, y también se obtuvieron muestras representativas vitales de agua de formación. Además, la aplicación de modelado de contaminación de lodo a base de agua multisensor en la plataforma de software de pozos Techlog* se usó para predecir mejor la contaminación y la calidad de la muestra de agua. Estas tecnologías ayudaron al cliente a reducir los riesgos asociados con el diseño de un programa de prueba de inyección de agua óptima para el campo.
En altamar en China, Wireline implementó una combinación de tecnologías en un pozo de alta temperatura, y presión y ultrabaja permeabilidad para China National Offshore Oil Company Limited (CNOOC) Zhanjiang en el mar del sur de China. Las tecnologías incluyeron la sonda radial en 3D Saturn y el probador de dinámica de formación modular resistente MDT Forte*. El cliente se ahorró aproximadamente 10 días de tiempo de operación, equivalente a 2 millones de USD, al evitar la necesidad de llevar a cabo una prueba de pozo en condiciones problemáticas.
En altamar en Malasia, WesternGeco realizó una investigación de adquisición sísmica híbrida para Roc Oil (Sarawak) Sdn Bhd mediante un buque recientemente implementado, de múltiples propósitos (multipurpose vessel, MPV), que es el primero de la industria. La investigación sísmica en 3D de 340-km2 se adquirió en altamar en Sarawak, Malasia, mediante una matriz de triple origen con registro simultáneo de un buque de vapor amarrado y de nodos en el fondo del océano para superar las obstrucciones existentes en la plataforma, todo desde un solo buque sísmico. El MPV WG Vespucci adquirió los datos sísmicos en el fondo del océano, de alta calidad, para complementar los datos sísmicos del buque de vapor sin tener que usar múltiples buques de adquisición y tripulaciones; esto logró una reducción de costos y una mayor eficiencia mientras se logran los objetivos de la investigación.
En altamar en Corea, WesternGeco presentó la tecnología sísmica isométrica marina IsoMetrix*, para realizar investigaciones sísmicas de banda ancha de alta resolución para Korea National Oil Corporation en el campo de producción de hidrocarburos más importante de la compañía, cerca de Busan. La investigación se realizó en un entorno complejo que incluyó tráfico de buques y densa actividad pesquera, y tuvo un plazo ajustado para la finalización, debido a problemas climáticos.
Drilling Group (Grupo de Perforación)
| (Indicado en millones) | |||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | Cambio | ||||||||||||||
| 30 de septiembre de 2017 | 30 de junio de 2017 | 30 de septiembre de 2016 | Secuencial | Interanual | |||||||||||
| Ingresos | 2120 USD | 2107 USD | 2021 USD | 1 % | 5 % | ||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 301 USD | 302 USD | 218 USD | - | 38 % | ||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 14,2 | % | 14,3 | % | 10,8 | % | -14 bps | 339 bps | |||||||
Los ingresos de 2100 millones de USD del Grupo de Perforación, 73 % de los cuales provinieron de los mercados internacionales, aumentaron el 1 % secuencialmente. Los ingresos relacionados con la perforación direccional, en América del Norte, fueron mayores, ya que los sistemas de dirección rotativa y un rango de tecnologías de brocas de avanzada siguieron con alto nivel de demanda para la perforación de laterales más largos. Los ingresos internacionales, no obstante, disminuyeron, ya que la mayor actividad de IDS en Arabia Saudita y el inicio de un proyecto de IDS en Italia fueron compensados ampliamente por la finalización de proyectos de IDS clave en México e Irak en el trimestre anterior, que no se reanudarán hasta comienzos de 2018.
El margen operativo antes de impuestos del 14 % no tuvo cambios fundamentalmente en lo secuencial, ya que el aumento del volumen y las mejoras de precios del mayor uso de tecnologías de Herramientas de Brocas y Perforación y Perforación y Mediciones en América del Norte se compensaron con la menor rentabilidad en IDS después de finalizarse los proyectos internacionales clave.
El rendimiento del Grupo de perforación en el tercer trimestre se fortaleció con la gama completa de tecnologías, incluidos los sistemas de perforación integrada, herramientas para fondo del pozo, barrenas de perforación y fluidos de perforación. Estas tecnologías permitieron a los clientes superar problemas técnicos, aumentar la confiabilidad operativa y disminuir costos.
En América del Norte, Schlumberger siguió rompiendo récords en perforación. Perforación y Mediciones usó una combinación de tecnologías para Eclipse Resources, a fin de perforar el más largo lateral horizontal en tierra. El “súperlateral” de 19 630 pies en la extensión productiva de Utica Shale se perforó en 121 horas, y logró una velocidad total de penetración (rate of penetration, ROP) de 162 pies/hora. Este pozo supera el récord anterior, también de Eclipse, por 158 pies, y se perforó un 37 % más rápidamente que el primer pozo de longitud récord. Perforado en una sola pasada, este súperlateral ayudó al cliente a reducir costos generales de autorización para gastos (authority for expenditure, AFE) al disminuir el número de penetraciones horizontales necesarias para desarrollar el yacimiento. Las tecnologías incluyeron el sistema rotativo direccional PowerDrive Orbit y el servicio de telemetría durante perforación de alta velocidad TeleScope*, combinados con una broca de diamantes compactos policristalinos (polycrystalline diamond compact, PDC) personalizada Smith Bits.
En Nuevo México, Herramientas de perforación y brocas utilizó la tecnología de barrena con elemento de diamante estriado AxeBlade* en un pozo para Matador Resources en la extensión productiva de Wolfcamp Shale. Históricamente, los recorridos únicos de barrena hasta el punto de inicio se logran en menos del 20 % de las ocasiones en esta extensión productiva. La tecnología de barrena AxeBlade permite un corte más eficaz y disipación del calor, y también proporciona mejor resistencia de impacto frontal por una capa de diamante más gruesa. Esta tecnología ayudó a perforar la sección del pozo en un solo recorrido con un aumento del 35 % en la ROP en comparación con el promedio del cliente en 2016.
En América del norte, Herramientas de Perforación y Brocas aumentó la ROP un 57 % para Cimarex en la extensión productiva de STACK Meramec. Una combinación de barrena con elemento de diamante estriado AxeBlade y la tecnología de sistema rotativo direccional PowerDrive Orbit de Perforación y Mediciones perforó el pozo lateral de una milla de longitud más rápido de la formación.
En Colombia, Brocas y Herramientas de Perforación utilizó la tecnología de cortador de PDC rodante ONYX 360*, a fin de superar los desafíos de perforación para Equion Energy en la cuenca Llanos. La tecnología de ONYX 360 brindó una mayor durabilidad de las barrenas durante la perforación a través de tres formaciones de fuerzas de compresión diferentes. La ROP fue 3,5 veces más alta en comparación con los recorridos vecinos en las mismas formaciones. Como consecuencia, el cliente se ahorró casi 3 millones de USD en costos operativos.
En Rusia, Brocas y Herramientas de Perforación implementó la tecnología de broca de tubería de revestimiento de aleación perforable Direct XCD* en un pozo para LUKOIL-Komi, para reducir el tiempo de construcción de pozos en el campo Bayandyskoe. En un pozo previo de compensación, los esquistos inflados crearon problemas de estabilidad en los pozos, y se necesitaron 20 días para completar el pozo, debido a la necesidad de rectificación extensiva. La tecnología de barrenas Direct XCD ayudó a perforar el pozo en 4 días en lugar de en 20.
En altamar en Indonesia, Brocas y Herramientas de Perforación permitió que Kangean Energy Indonesia ahorrara más de 1,4 millones de USD en costos de perforación en un pozo de exploración de aguas profundas vertical en el proyecto de perspectiva South Saubi. El sistema de eliminación de agujeros con fresadoras duales Rhino RHE* le ahorró al cliente 57 horas de tiempo de operación.
En el sector noruego del Mar del Norte, M-I SWACO usó una combinación de tecnologías para Aker BP ASA para ahorrar 41 días de tiempo de perforación en un pozo en el campo Valhall. Las tecnologías incluyeron el sistema de fluido de emulsión invertida de alto rendimiento RheGuard* para optimizar el concentrado WARP a base de petróleo y la limpieza del hoyo para mejorar las operaciones con cemento. El cliente también tuvo un nuevo récord en el campo Ivar Aasen al perforar, con el sistema de fluidos RheGuard, un pozo desde el entubamiento de 9 y 5/8 pulgadas hasta una profundidad total con una velocidad promedio de más de 300 m/hora.
Grupo de Producción
| (Indicado en millones) | |||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | Cambio | ||||||||||||||
| 30 de septiembre de 2017 | 30 de junio de 2017 | 30 de septiembre de 2016 | Secuencial | Interanual | |||||||||||
| Ingresos | 2876 USD | 2496 USD | 2104 USD | 15 % | 37 % | ||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 283 USD | 221 USD | 91 USD | 28 % | 212 % | ||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 9,8 | % | 8,9 | % | 4,3 | % | 97 bps | 552 bps | |||||||
Los ingresos del Grupo de Producción de 2900 millones de USD, de los cuales el 53 % provino de mercados internacionales, fueron un 15 % mayores en forma secuencial, por la continuación de los aumentos de participación en el mercado de fracturamiento hidráulico en América del Norte y la mayor actividad en proyectos de recursos no convencionales en Medio Oriente. En América del Norte, los ingresos en fracturamiento hidráulico aumentaron un 42 % sobre el aumento de redistribución de flotas, aumentos de participación en el mercado y mejora de los precios. Este crecimiento superó el aumento de recuento de etapas de mercado del 22 %. En los últimos seis meses, la Compañía aumentó más del doble la cantidad de flotas de fracturamiento activo en América del Norte, y ahora hemos redistribuido casi toda la capacidad disponible. SPM también registró un aumento secuencial de la mayor actividad de proyectos en Ecuador y en América del Norte.
El margen operativo antes de impuestos del 10 % aumentó 97 bps en forma secuencial, debido a la mayor actividad y a la mejora de los precios en tierra en América del Norte, mientras que la redistribución de múltiples flotas en el tercer trimestre generó costos transitorios e ineficiencias en las operaciones de campo y en nuestra red de distribución. El margen se amplió, debido a los mayores beneficios de la integración vertical de la cadena de suministro en el negocio de fracturamiento hidráulico.
Los resultados del Grupo de Producción se beneficiaron de varias implementaciones de nuevas tecnologías.
En Dakota del Norte, Servicios de Pozo usó el servicio de control de geometría de fractura BroadBand Shield* para Whiting Petroleum para la estimulación de pozos, tres de los cuales están entre los 10 pozos de mejor producción realizados en el segundo y en el tercer trimestre de 2017 en Bakken Shale. El servicio BroadBand Shield usa partículas de desvío multimodal para controlar la geometría de fractura, al minimizar el riesgo de fracturamiento en zonas indeseables. Los pozos tratados con esta tecnología usan diseños de tratamiento para fracturas más pequeños, lo que optimiza el costo y le permite al cliente acelerar la producción de hidrocarburos.
En Luisiana, Servicios de Pozo utilizó el servicio de fracturamiento de BroadBand Sequence* para Aethon Energy y logró una producción en el principal cuartil para un pozo, después de estimular cuatro plataformas de pozos en Haynesville Shale. El servicio BroadBand Sequence inyectó píldoras para fomentar el desvío y para estimular todos los grupos de perforaciones, y el análisis de presión verificó la estimulación en todo el intervalo perforado. Como consecuencia, Aethon Energy otorgó una flota de fracturamiento específica a Schlumberger para servir al 100 % de las finalizaciones de obras en esta cuenca.
En China, Servicios de Pozo utilizó los servicios de yacimientos no convencionales BroadBand* para PetroChina Changqing Oilfield Company (PCOC) en pozos de gas y petróleo en la cuenca Ordos. La tecnología BroadBand superó los problemas asociados con un enfoque de finalización geométrica tradicional donde una parte de los grupos de perforaciones y redes de fractura hidráulica no contribuyen a la producción. Los servicios de BroadBand aumentaron la producción hasta un 142 % en tres pozos de gas y un 300 % en un pozo de petróleo, en comparación con los pozos de compensación de tratamiento convencional. Además, en dos finalizaciones de pozos abiertos, la eliminación de un sistema de empacadores y mangas ahorró al cliente unos 150 000 USD.
En Oklahoma, Artificial Lift Services usó el servicio de gestión de ciclo de vida de producción Lift IQ* y personalizó la tecnología de bomba sumergible eléctrica (electric submersible pump, ESP) para que Chesapeake Energy aumentara la durabilidad de la corrida de ESP promedio un 181 % en cuatro pozos horizontales. El campo se caracteriza por sus rápidas disminuciones de producción, producción de sólidos y altas fracciones de volumen de gas. Al utilizar ESP recién diseñadas que incluyen sensores del fondo del pozo, la durabilidad de corrida aumentó de 118 a 332 días.
En Colombia, Artificial Lift Solutions utilizó la tecnología de sistema de bomba sumergible eléctrica REDA Maximus* para que un cliente aumentara la producción de 11 800 a 21 000 barriles por día en un pozo abrasivo en la cuenca Llanos. Además, el sistema de ESP de Maximus extendió la durabilidad de la corrida de ESP de un promedio de 72 días a 797 días al minimizar la frecuencia de intervención de pozo y la falla de erosiones, debido a la alta producción de sólidos. El nuevo nivel de producción superó el objetivo de producción de pozo un 33 %.
En altamar en Rusia, Servicios de Pozo introdujo el servicio de estimulación de desvío OpenPath Sequence* para Lukoil-Nizhevolzhskneft en el campo Korchagina. También se usó fluido de desvío viscoelástico VDA* para desviar fluidos de tratamiento a zonas de menor inyectividad y para estimular la formación de carbonatos. Además, la tecnología de eliminación de cieno y lodo MSR* eliminó la torta de filtración y restauró la permeabilidad en las formaciones de arenisca. Se logró una mejora significativa en el índice de inyectividad, como consecuencia de este tratamiento de estimulación de matriz.
En el sector noruego del Mar del Norte, Schlumberger utilizó la tecnología de anclaje y sellado de metal a metal Metalmorphology* para ahorrarle al cliente cinco días de tiempo de equipo de perforación en pozos inestables. La inestabilidad del pozo es común en el campo, y el intervalo de 3604 m incluyó 728 m de pozo abierto que, probablemente, impidió el acceso. El sistema de revestimiento personalizado utilizó la tecnología Metalmorphology para evitar el uso de una sarta de tuberías larga y pesada que requiera una torsión extremadamente alta para girar, lo cual hace difícil el fresado con la tubería. La tecnología Metalmorphology permitió al operador realizar la parte inferior de la tubería como revestimiento en la tubería de perforación para solucionar las restricciones del pozo y llegar a la profundidad objetivo en una sola corrida.
Grupo Cameron
| (Indicado en millones) | |||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | Cambio | ||||||||||||||
| 30 de septiembre de 2017 | 30 de junio de 2017 | 30 de septiembre de 2016 | Secuencial | Interanual | |||||||||||
| Ingresos | 1297 USD | 1265 USD | 1341 USD | 3 % | -3 % | ||||||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 194 USD | 174 USD | 215 USD | 11 % | -10 % | ||||||||||
| Margen operativo antes de impuestos | 14,9 | % | 13,8 | % | 16,0 | % | 116 bps | -110 bps | |||||||
Los ingresos del Grupo Cameron de 1300 millones de USD, de los cuales el 55 % provino de mercados internacionales, aumentaron un 3 % en forma secuencial, debido al aumento de ventas de productos en Sistemas de superficie en América del Norte, en línea con el crecimiento del recuento de pozos. El crecimiento de América del Norte, no obstante, se vio parcialmente compensado con la disminución de la actividad internacional para Sistemas de Perforación y OneSubsea.
El margen operativo antes de impuestos del 15 % aumentó 116 bps en forma secuencial, principalmente, por el aumento de la rentabilidad en el aumento de ventas de productos y la mejora de precios en Sistemas de superficie y Válvulas y Medición en América del Norte.
El desempeño del Grupo Cameron se caracterizó por los siguientes aspectos destacados durante el trimestre.
En India, Reliance Industries Limited otorgó a OneSubsea un contrato de ingeniería, adquisición y construcción (engineering, procurement and construction, EPC) para el suministro de un paquete de sistema de producción submarina (subsea production system, SPS) para el proyecto R Cluster en altamar en la bahía de Bengal. El contrato incluye árboles de producción, colectores submarinos, un sistema de control, un sistema de conexión, medidores multifásicos, herramientas de intervención y equipos de prueba. El contrato incluye también la instalación y soporte de puesta en marcha de servicios de ciclo de vida de campo. El contrato se formalizó en julio con entregas previstas de hardware a partir de mediados de 2018.
OneSubsea y 3D at Depth firmaron un acuerdo de colaboración estratégica. El acuerdo permite que las compañías promocionen conjuntamente la tecnología de detección y alcance de luz (light detection and ranging, LiDAR) de 3D at Depth al aprovechar las instalaciones y los recursos globales de OneSubsea. La tecnología LiDAR, también denominada escaneo láser, se usa para recopilar datos, a fin de crear modelos precisos en 3D, que permitan a los clientes optimizar las operaciones submarinas y aumentar las eficiencias en toda la cadena de valor de producción.
Se contrató a Sistemas de Perforación para el suministro del primer intensificador de presión submarino (subsea pressure intensifier, SPI) para Seadrill. El SPI de Cameron es una solución económica y que ahorra espacio, y permite a los clientes aumentar el fluido de control utilizable almacenado en acumuladores de montaje submarino al aumentar la presión de trabajo de los 5000 psi convencionales a la presión nominal total de 7500 psi.
Sistemas de Perforación firmó un contrato maestro de servicios con Weatherford Drilling International para su flota de controladores para evitar explosiones (blowout preventers, BOP) de Cameron basado en el programa de reparación con precio fijo. Este contrato ofrece precios estables y un presupuesto previsible para reparar y recertificar una flota de BOP. Al estandarizar estas operaciones, Cameron puede planificar mejor la carga de trabajo en instalaciones de reparación, y prever la necesidad de piezas de repuesto, todo lo cual mejora el tiempo de ciclo y el cumplimiento puntual de las entregas.
Cuadros financieros
| Estado resumido de ingresos consolidados (pérdidas) | ||||||||
| (indicado en millones, excepto los montos por acción) | ||||||||
| Tercer trimestre | Nueve meses | |||||||
| Períodos finalizados el 30 de septiembre de | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | ||||
| Ingresos | 7905 USD | 7019 USD | 22 261 USD | 20 703 USD | ||||
| Intereses y otros ingresos | 64 | 54 | 172 | 153 | ||||
| Gastos | ||||||||
| Costo de los ingresos (1) | 6797 USD | 6291 USD | 19 343 USD | 18 216 USD | ||||
| Investigación e ingeniería | 189 | 253 | 595 | 750 | ||||
| Generales y administrativos | 115 | 92 | 323 | 305 | ||||
| Ajustes de valor y otros(1) | - | - | 510 | 2573 | ||||
| Fusiones e integraciones (1) | 49 | 88 | 213 | 272 | ||||
| Interés | 142 | 149 | 422 | 431 | ||||
| Ingresos (pérdidas) antes de impuestos | 677 USD | 200 USD | 1027 USD | 1691 USD | ||||
| Impuesto sobre la renta (pérdidas)(1) | 121 | 10 | 269 | (259) | ||||
| Ingresos netos (pérdidas) | 556 USD | 190 USD | 758 USD | (1432) USD | ||||
| Resultado neto atribuible a participaciones no controladas | 11 | 14 | 9 | 50 | ||||
| Ingreso neto (pérdidas) atribuible a Schlumberger (1) | 545 USD | 176 USD | 749 USD | (1482) USD | ||||
| Ganancias diluidas (pérdidas) por acción de Schlumberger (1) | 0,39 USD | 0,13 USD | 0,54 USD | (1,10) USD | ||||
| Promedio de acciones circulantes | 1385 | 1392 | 1388 | 1345 | ||||
| Promedio de acciones circulantes suponiendo la dilución | 1392 | 1401 | 1395 | 1345 | ||||
| Depreciaciones y amortizaciones incluidas en los gastos(2) | 956 USD | 998 USD | 2931 USD | 3078 USD | ||||
| (1) | Ver sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles. | |
| (2) | Incluye depreciación de propiedad, planta y equipos y amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos multicliente e inversiones de Schlumberger Production Management (SPM). |
| Balance consolidado resumido | ||||
| (Indicado en millones) | ||||
| 30 de septiembre, | 31 de diciembre de | |||
| Activos | 2017 | 2016 | ||
| Activos corrientes | ||||
| Efectivo e inversiones a corto plazo | 4952 USD | 9257 USD | ||
| Cuentas por cobrar | 9436 | 9387 | ||
| Otros activos corrientes | 5526 | 5283 | ||
| 19 914 | 23 927 | |||
| Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento | - | 238 | ||
| Activos fijos | 12 338 | 12 821 | ||
| Datos sísmicos multicliente | 992 | 1073 | ||
| Fondo de comercio | 25 113 | 24 990 | ||
| Activos intangibles | 9540 | 9855 | ||
| Otros activos | 5.672 | 5052 | ||
| 73 569 USD | 77 956 USD | |||
| Pasivos y capital | ||||
| Pasivos corrientes | ||||
| Cuentas por pagar y pasivos acumulados | 9715 USD | 10 016 USD | ||
| Pasivo estimado del impuesto a las ganancias | 1310 | 1188 | ||
|
Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo |
1289 | 3153 | ||
| Dividendos a pagar | 700 | 702 | ||
| 13 014 | 15 059 | |||
| Deuda a largo plazo | 15 871 | 16 463 | ||
| Impuestos diferidos | 1893 | 1880 | ||
| Beneficios posteriores a la jubilación | 1340 | 1495 | ||
| Otros pasivos | 1.441 | 1530 | ||
| 33 559 | 36 427 | |||
| Capital | 40 010 | 41 529 | ||
| 73 569 USD | 77 956 USD | |||
Liquidez
| (Indicado en millones) | ||||||||
| Componentes de liquidez |
30 de septiembre |
30 de junio de |
31 de diciembre de |
30 de septiembre de |
||||
| Efectivo e inversiones a corto plazo | 4952 USD | 6218 USD | 9257 USD | 10 756 USD | ||||
| Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento | - | 13 | 238 | 354 | ||||
| Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo | (1289) | (2224) | (3153) | (3739) | ||||
| Deuda a largo plazo | (15 871) | (16 600) | (16 463) | (17 538) | ||||
| Deuda neta (1) | (12 208) USD | (12 593) USD | (10 121 USD) | (10 167 USD) | ||||
| El detalle de los cambios en la liquidez son los siguientes: | ||||||||
| Nueve | Tercer | Nueve | ||||||
| Meses | Trimestre | Meses | ||||||
| Períodos finalizados el 30 de septiembre de | 2017 | 2017 | 2016 | |||||
| Ingreso neto (pérdida) antes de participaciones no controladoras | 758 USD | 556 USD | 1432 USD | |||||
| Ajustes de valor y otros cargos, netos de impuestos antes de participaciones no mayoritarias | 679 | 36 | 2652 | |||||
| 1437 USD | 592 USD | 1220 USD | ||||||
| Depreciaciones y amortizaciones (2) | 2931 | 956 | 3078 | |||||
| Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | 79 | 27 | 139 | |||||
| Gastos de compensación basados en acciones | 261 | 81 | 210 | |||||
| Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | (107) | (33) | (127) | |||||
| Cambio en el capital de trabajo | (1473) | (134) | (223) | |||||
| Reembolso de impuesto federal estadounidense | 685 | 685 | - | |||||
| Otros | (401) | (276) | (49) | |||||
| Flujo de caja de las operaciones(3) | 3412 USD | 1898 USD | 4248 USD | |||||
| Gastos de capital | (1482) | (598) | (1401) | |||||
| Inversiones de SPM | (492) | (164) | (869) | |||||
| Datos sísmicos multicliente capitalizados | (223) | (33) | (497) | |||||
| Flujo de caja libre(4) | 1215 | 1103 | 1481 | |||||
| Programa de recompra de acciones | (868) | (98) | (662) | |||||
| Dividendos pagados | (2086) | (693) | (1951) | |||||
| Beneficios de los planes de acciones de empleados | 261 | 118 | 344 | |||||
| (1478) | 430 | (788) | ||||||
| Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo adquirido más deuda asumida | (382) | (18) | (3866) | |||||
| Otros | (227) | (27) | 34 | |||||
| (Aumento) disminución de deuda neta | (2087) | 385 | (4620) | |||||
| Deuda neta, comienzo del período | (10 121) | (12 593) | (5547) | |||||
| Deuda neta, final del período | (12 208) USD | (12 208) USD | (10 167 USD) | |||||
| (1) | “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. La deuda neta es una medida financiera no establecida en los PCGA que debe considerarse además de, no como sustituto o superior a la deuda total. | |
| (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). | |
| (3) | Incluye pagos por despido de 347 millones de USD y 114 millones de USD durante los nueve meses y el tercer trimestre finalizados el 30 de septiembre de 2017, respectivamente, y 700 millones de USD durante los nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2016. Los nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2016 también incluyen aproximadamente 100 millones de USD de pago por única vez relacionados con la adquisición de Cameron. | |
| (4) | “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 gerencia considera que el flujo de caja libre es una medida de liquidez importante para la Compañía y que es de utilidad para los inversores y para la gerencia como medida de la capacidad 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 los 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. El flujo de caja libre es una medida financiera no establecida en los PCGA que debe considerarse además de, y no como sustituto para o superior al flujo de caja proveniente de las operaciones. |
Cargos y créditos
Además de los resultados financieros determinados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en los EE. UU. (generally accepted accounting principles, GAAP), este Comunicado de prensa de ganancias del tercer trimestre de 2017 incluye también medidas financieras que no son GAAP (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; sin incluir cargos y créditos; EPS, sin incluir los cargos relacionados con la integración de Cameron; ingresos netos de Schlumberger sin incluir cargos y créditos; y tasa impositiva efectiva sin incluir cargos y créditos) constituyen medidas financieras que no son PCGA. La gerencia considera 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 gerencia 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) | ||||||||||
| Tercer trimestre de 2017 | ||||||||||
| Antes de impuestos | Impuesto |
Participaciones |
Ganancia neta |
|
||||||
| Ingreso neto de Schlumberger (con base en PCGA) | 677 USD | 121 USD | 11 USD | 545 USD | 0,39 USD | |||||
| Fusiones e integración | 49 | 13 | - | 36 | 0,03 | |||||
| Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos | 726 USD | 134 USD | 11 USD | 581 USD | 0,42 USD | |||||
| Segundo trimestre de 2017 | ||||||||||
| Antes de impuestos | Impuesto |
Participaciones |
Ganancia neta |
|
||||||
| Pérdida neta de Schlumberger (con base en PCGA) | 17 USD | 98 USD | (7) USD | (74) USD | (0,05) USD | |||||
| Ajuste de valor justo de pagarés y otros (2) | 510 | - | 12 | 498 | 0,36 | |||||
| Fusiones e integración | 81 | 17 | - | 64 | 0,05 | |||||
| Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos | 608 USD | 115 USD | 5 USD | 488 USD | 0,35 USD | |||||
| Tercer trimestre de 2016 | ||||||||||
| Antes de impuestos | Impuesto |
Participaciones |
Ganancia neta |
|
||||||
| Ingreso neto de Schlumberger (con base en PCGA) | 200 USD | 10 USD | 14 USD | 176 USD | 0,13 USD | |||||
| Fusiones e integración: | ||||||||||
| Beneficios de empleados relacionados con la fusión y honorarios profesionales | 46 | 10 | - | 36 | 0,03 | |||||
| Otros costos relacionados con las fusiones e integración | 42 | 5 | - | 37 | 0,03 | |||||
| Ajuste de valor justo de la amortización del inventario de contabilidad de compras (1) | 149 | 45 | - | 104 | 0,07 | |||||
| Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos | 437 USD | 70 USD | 14 USD | 353 USD | 0,25 USD | |||||
| (1) | Registrado en Costo de los ingresos en el Estado Resumido de Ingresos Consolidados (Pérdidas). | |
| (2) | Registrado en Ajustes de Valor y otros en el Estado Resumido de Ingresos Consolidados (Pérdidas). | |
|
|
* Los importes no suman debido al redondeo. |
| (indicado en millones, excepto los montos por acción) | ||||||||||
| Nueve meses de 2017 | ||||||||||
| Antes de impuestos | Impuesto |
Participaciones |
Ganancia neta |
|
||||||
| Ingreso neto de Schlumberger (con base en PCGA) | 1027 USD | 269 USD | 9 USD | 749 USD | 0,54 USD | |||||
| Ajuste de valor justo de pagarés y otros (2) | 510 | - | 12 | 498 | 0,36 | |||||
| Fusiones e integración | 213 | 44 | - | 169 | 0,12 | |||||
| Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos | 1750 USD | 313 USD | 21 USD | 1416 USD | 1,02 USD | |||||
| Nueve meses de 2016 | ||||||||||
| Antes de impuestos | Impuesto |
Participaciones |
Ganancia neta |
|
||||||
| Pérdida neta de Schlumberger (con base en PCGA) | 1691 USD | (259) USD | 50 USD | (1482) USD | (1,10) USD | |||||
| Ajustes de valor y otros: | ||||||||||
| Reducción de activos fijos | 1058 | 177 | - | 881 | 0,65 | |||||
| Reducción de la fuerza laboral | 646 | 63 | - | 583 | 0,43 | |||||
| Ajustes de inventario | 616 | 49 | - | 567 | 0,42 | |||||
| Ajuste de valor de datos sísmicos multicliente | 198 | 62 | - | 136 | 0,10 | |||||
| Otros cargos por reestructuración | 55 | - | - | 55 | 0,04 | |||||
| Fusiones e integración: | ||||||||||
| Beneficios de empleados relacionados con la fusión y honorarios profesionales | 138 | 27 | - | 111 | 0,08 | |||||
| Otros costos relacionados con las fusiones e integración | 134 | 24 | - | 110 | 0,08 | |||||
| Ajuste de valor justo de la amortización del inventario de contabilidad de compras (1) | 299 | 90 | - | 209 | 0,15 | |||||
| Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos | 1453 USD | 233 USD | 50 USD | 1170 USD | 0,86 USD | |||||
| (1) | Registrado en Costo de los ingresos en el Estado resumido de ingresos consolidados (pérdidas). | |
| (2) | Registrado en Ajustes de valor y otros en el Estado resumido de ingresos consolidados (pérdidas). | |
|
|
* Los importes no suman debido al redondeo. |
Grupos de Producto
| (Indicado en millones) | ||||||||||||
| Tres meses finalizados al | ||||||||||||
| 30 de septiembre de 2017 | 30 de junio de 2017 | 30 de septiembre de 2016 | ||||||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|
Ingresos |
|
|||||||
| Caracterización de yacimientos | 1771 USD | 311 USD | 1759 USD | 299 USD | 1667 USD | 329 USD | ||||||
| Perforación | 2120 | 301 | 2107 | 302 | 2021 | 218 | ||||||
| Producción | 2876 | 283 | 2496 | 221 | 2104 | 91 | ||||||
| Cameron | 1297 | 194 | 1265 | 174 | 1341 | 215 | ||||||
| Eliminaciones y otros | (159) | (30) | (165) | (46) | (114) | (38) | ||||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 1059 | 950 | 815 | |||||||||
| Corporativos y otros | (234) | (242) | (267) | |||||||||
| Intereses ganados(1) | 30 | 28 | 24 | |||||||||
| Intereses perdidos(1) | (129) | (128) | (135) | |||||||||
| Cargos y créditos | (49) | (591) | (237) | |||||||||
| 7905 USD | 677 USD | 7462 USD | 17 USD | 7019 USD | 200 USD | |||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||
| Período de nueve meses finalizado el | ||||||||
| 30 de septiembre de 2017 | 30 de septiembre de 2016 | |||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|
|||||
| Caracterización de yacimientos | 5148 USD | 891 USD | 4972 USD | 930 USD | ||||
| Perforación | 6.212 | 832 | 6548 | 760 | ||||
| Producción | 7559 | 614 | 6601 | 379 | ||||
| Cameron | 3791 | 530 | 2865 | 465 | ||||
| Eliminaciones y otros | (449) | (101) | (283) | (72) | ||||
| Ingresos operativos antes de impuestos | 2766 | 2462 | ||||||
| Corporativos y otros | (715) | (679) | ||||||
| Intereses ganados(1) | 82 | 61 | ||||||
| Intereses perdidos(1) | (383) | (391) | ||||||
| Cargos y créditos | (723) | (3144) | ||||||
| 22 261 USD | 1027 USD | 20 703 USD | 1691 USD | |||||
| (1) | No incluye intereses considerados en los resultados de los Grupos de Producto. | |
| Algunos elementos del período anterior se reclasificaron para adaptarlos a la presentación del período actual. |
Información complementaria
|
1) |
¿Cuál es la orientación del gasto de capital para todo el año 2017? |
|
| Se espera que el gasto de capital (sin incluir inversiones de SPM y múltiples clientes) sea de 2100 millones de USD para 2017. | ||
|
2) |
¿Cuál fue el flujo de caja de las operaciones y el flujo de caja libre para el tercer trimestre de 2017? |
|
| El flujo de caja de las operaciones fue de 1900 millones de USD para el tercer trimestre de 2017 e incluyó 114 millones de USD de pagos por despidos. El flujo de caja libre del tercer trimestre de 2017 fue de 1100 millones de USD. | ||
|
3) |
¿Cuál fue el flujo de caja de las operaciones y el flujo de caja libre para los primeros nueve meses de 2017? |
|
| El flujo de caja de las operaciones fue de 3400 millones de USD para los primeros nueve meses de 2017 e incluyó 347 millones de USD de pagos por despidos. El flujo de caja libre para los primeros nueve meses de 2017 fue de 1200 millones de USD. | ||
|
4) |
¿Qué se incluyó en "Intereses y otros ingresos" para el tercer trimestre de 2017? |
|
|
"Intereses y otros ingresos" fue de 64 millones de USD en el tercer trimestre de 2017. Este monto estaba compuesto por 30 millones de USD de ganancias por inversiones bajo el método patrimonial y 34 millones de USD de ingresos ganados. |
||
|
5) |
¿Cómo se modificaron los intereses ganados y perdidos durante el tercer trimestre de 2017? |
|
| Los intereses ganados de 34 millones de USD fueron secuencialmente iguales. Los intereses perdidos de 142 millones de USD también fueron iguales de forma secuencial. | ||
|
6) |
¿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 corporativos (incluidos cargos y créditos) e ingresos por intereses y gastos de intereses no asignados a los segmentos, como también 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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7) |
¿Cuál fue la tasa impositiva efectiva (effective tax rate, ETR) para el tercer trimestre de 2017? |
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| La ETR para el tercer trimestre de 2017, calculada de acuerdo con los PCGA, fue de 17,9 % en comparación con el 590 % para el segundo trimestre de 2017. La ETR del tercer trimestre de 2017, sin incluir cargos y créditos, fue del 18,4 % en comparación con la tasa del 18,9 % del segundo trimestre de 2017. | ||
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8) |
¿Cuántas acciones ordinarias había en circulación al 30 de septiembre de 2017, y cómo cambió esto desde el final del trimestre anterior? |
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| Había 1385 millones de acciones ordinarias en circulación al 30 de septiembre de 2017. En la siguiente tabla, se muestra el cambio en la cantidad de acciones en circulación desde el 30 de junio hasta el 30 de septiembre de 2017. |
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(Indicado en millones) |
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| Acciones circulantes al 30 de junio de 2017 | 1385 | |||
| Acciones vendidas a titulares de opciones, menos acciones intercambiadas | - | |||
| Otorgamiento de acciones restringidas | - | |||
| Acciones compartidas en el plan de adquisición de acciones de los empleados | 2 | |||
| Programa de recompra de acciones | (2 | ) | ||
| Acciones circulantes al 30 de septiembre de 2017 | 1385 | |||
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9) |
¿Cuál fue el promedio ponderado del número de acciones en circulación durante el tercer trimestre de 2017 y el segundo trimestre de 2017, y cómo se concilia esto con el número promedio de acciones en circulación, suponiendo la dilución usada en el cálculo de ganancias por acción diluidas, sin incluir cargos y créditos? |
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| El promedio ponderado del número de acciones circulantes durante el tercer trimestre de 2017 fue de 1385 millones y de 1387 millones durante el segundo trimestre de 2017. | ||
| 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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Tercer trimestre de |
Segundo trimestre de |
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| Promedio ponderado de acciones en circulación | 1385 | 1387 | ||||
| Ejercicio asumido de opciones de acciones | 1 | 1 | ||||
| Acciones restringidas no otorgadas | 6 | 5 | ||||
| Promedio de acciones en circulación suponiendo la dilución | 1392 | 1393 | ||||
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10) |
¿Cuáles son los proyectos de Schlumberger Production Management (SPM) y cómo reconoce Schlumberger los ingresos de estos proyectos? |
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| Los proyectos de SPM se enfocan en desarrollar y en coadministrar la producción en nombre de los clientes de Schlumberger en virtud de acuerdos a largo plazo. Schlumberger invertirá sus propios servicios, productos, y, en algunos casos, efectivo, en operaciones y actividades de desarrollo de campo. Aunque en ciertos acuerdos Schlumberger reconoce los ingresos y recibe un pago por una parte de los servicios o productos que suministra, en general, Schlumberger no recibe pagos en el momento de brindar sus servicios o entregar sus productos. En cambio, Schlumberger reconoce los ingresos y recibe compensación sobre la base del flujo de caja generado o como cargo por barril. Esto puede incluir ciertos acuerdos donde Schlumberger solo recibe compensación según la producción incremental que ayuda a suministrar por encima de la línea de referencia mutuamente acordada. | ||
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11) |
¿Cómo se contabilizan los productos y servicios de Schlumberger que se invierten en proyectos de SPM? |
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| Los ingresos y costos relacionados se registran dentro del Grupo de Schlumberger correspondiente para servicios y productos que cada Grupo brinda a los proyectos de SPM de Schlumberger. Estos ingresos (basados en precios en condiciones de igualdad) y la ganancia relacionada luego se eliminan a través de un ajuste interempresarial incluido dentro de la línea “Eliminaciones y otros”. (Tenga en cuenta que la línea “Eliminaciones y otros” incluye otros puntos además de las eliminaciones de SPM). El costo directo asociado con suministrar servicios o productos de Schlumberger a proyectos de SPM luego se capitaliza en el balance general. | ||
| Estas inversiones capitalizadas, que pueden ser en forma de efectivo y también los costos directos previamente mencionados, se registran como gastos en el estado de resultados al alcanzarse la producción relacionada y reconocerse el ingreso asociado. Este gasto de amortización se basa en el método de unidades de producción, donde cada unidad tiene asignada una parte prorrateada de los costos no amortizados según la producción total estimada. | ||
| Los ingresos de SPM junto con la amortización de inversiones capitalizadas y otros costos operativos incurridos en el período se reflejan dentro del Grupo de Producción. | ||
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12) |
¿Cuál fue el saldo sin amortizar de la inversión de Schlumberger en proyectos de SPM al 30 de septiembre de 2017, y cómo cambió esto en cuanto a inversión y amortización, en comparación con el 30 de junio de 2017? |
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| El saldo sin amortizar de las inversiones de Schlumberger en proyectos de SPM fue de aproximadamente 2800 millones de USD y de 2600 millones de USD al 30 de septiembre de 2017 y al 30 de junio de 2017, respectivamente. Estos montos se incluyen dentro de Otros activos en el Balance consolidado resumido de Schlumberger. El cambio en el saldo sin amortizar de la inversión de Schlumberger en proyectos de SPM fue el siguiente: |
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(Indicado en millones) |
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| Saldo al 30 de junio de 2017 | 2573 USD | |||
| Inversiones de SPM | 164 | |||
| Otras incorporaciones | 184 | |||
| Amortización de las inversiones de SPM | (117 | ) | ||
| Saldo al 30 de septiembre de 2017 | 2804 USD | |||
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13) |
¿Cuál fue el monto de ventas a múltiples clientes de WesternGeco en el tercer trimestre de 2017? |
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| Las ventas multicliente, incluidas las tasas de transferencia, fueron 127 millones de USD en el tercer trimestre de 2017 y 182 millones de USD en el segundo trimestre de 2017. | ||
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14) |
¿Cuál fue el monto de las órdenes pendientes de entrega a WesternGeco al final del tercer trimestre de 2017? |
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| Las órdenes pendientes de entrega a WesternGeco, basadas en contratos firmados con clientes, fueron de 489 millones de USD al finalizar el tercer trimestre de 2017. Fue de 566 millones de USD al final del segundo trimestre de 2017. | ||
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15) |
¿Cuáles fueron las órdenes y las órdenes atrasadas para los segmentos de OneSubsea y Sistemas de Perforación del Grupo Cameron? |
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| Las órdenes y órdenes atrasadas de OneSubsea y Sistemas de Perforación fueron las siguientes: |
| (Indicado en millones) | ||||||
| Órdenes |
Tercer trimestre de |
Segundo trimestre de |
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| OneSubsea | 347 USD | 181 USD | ||||
| Sistemas de Perforación | 156 USD |
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170 USD | |||
| Órdenes atrasadas (al final del período) | ||||||
| OneSubsea | 2328 USD | 2371 USD | ||||
| Sistemas de Perforación | 523 USD |
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566 USD | |||
Acerca de Schlumberger
Schlumberger es el proveedor mundial líder de tecnología para la caracterización de yacimientos, 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 desempeño de los yacimientos.
Schlumberger Limited tiene sus oficinas principales en París, Houston, Londres y La Haya, e informó ingresos de 27 810 millones de USD en 2016. Para más información, visite www.slb.com.
*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.
†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), antes conocida como Japan National Oil Corporation (JNOC), y Schlumberger trabajaron en conjunto en un proyecto de investigación para desarrollar tecnología de adquisición de registros durante la perforación (logging while drilling, LWD) que reduzca la necesidad de fuentes de sustancias químicas tradicionales. Diseñado en torno al generador de neutrones pulsados (pulsed neutron generator, PNG), el servicio EcoScope utiliza tecnología que se obtuvo como resultado de esta colaboración. El PNG y el paquete integral de mediciones en un solo collar son componentes clave del servicio EcoScope que brinda tecnología de LWD revolucionaria.
Notas
Schlumberger realizará una llamada en conferencia para analizar el comunicado de prensa sobre ganancias y el panorama comercial el viernes 20 de octubre de 2017. La llamada está programada para comenzar a las 8:30 a. m., hora del este de EE. UU. 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 20 de noviembre de 2017 si llama al +1 (800) 475-6701 dentro de América del Norte, o al +1 (320) 365-3844 fuera de América del Norte, e indica el código de acceso 428578.
La llamada en conferencia se transmitirá, simultáneamente, por Internet en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio solamente. La reproducción de la transmisión por Internet también estará disponible en el mismo sitio web hasta el 30 de noviembre de 2017.
El presente comunicado de prensa de ganancias del tercer trimestre de 2017, 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 sea un hecho histórico, 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 específicos dentro de cada segmento); el crecimiento de la producción y demanda de gas natural y petróleo; los precios del gas natural y petróleo; las mejoras en los procedimientos operativos y tecnología, incluido nuestro programa de transformación; los gastos de capital de Schlumberger y la industria del petróleo y el gas; las estrategias comerciales de los clientes de Schlumberger; los beneficios esperados de la transacción de Cameron; el éxito de los proyectos de SPM, 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 otros aspectos, 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 extranjeras; la presión sobre los precios; los factores climáticos y estacionales; las modificaciones, demoras o cancelaciones operativas; las disminuciones de producción; los cambios en las normativas gubernamentales y en los requisitos normativos, incluidos los relacionados con la exploración marina de petróleo y gas, las fuentes radioactivas, los explosivos, las sustancias químicas, los servicios de fracturamiento hidráulico y las iniciativas relacionadas con el clima; la imposibilidad de la tecnología de superar nuevos desafíos en exploración; la imposibilidad de conservar empleados clave; y otros riesgos e incertidumbres detallados en nuestro comunicado de ganancias del tercer trimestre de 2017 y 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.
El texto original en el idioma fuente de este comunicado es la versión oficial autorizada. Las traducciones solo se suministran como adaptación y deben cotejarse con el texto en el idioma fuente, que es la única versión del texto que tendrá un efecto legal.
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Copyright Business Wire 2017Simon 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
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