Energia
Schlumberger Anuncia los Resultados del Tercer Trimestre de 2012
Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy ingresos para el tercer trimestre de 2012 de 10.610 millones USD con respecto a 10.450 millones USD en el segundo trimestre de 2012 y 9.550 millones USD en el tercer trimestre de 2011.
Los ingresos de las operaciones continuas atribuibles a Schlumberger, sin incluir los cargos y créditos, fueron de 1.440 millones USD, lo que representa un aumento del 3 % secuencialmente y 10 % con respecto al año anterior. Las ganancias diluidas por acción de las operaciones continuas, sin incluir cargos y créditos, fue de 1,08 USD con respecto a 1,05 USD en el trimestre anterior y 0,96 USD en el tercer trimestre de 2011.
Schlumberger registró cargos de 0,02 USD por acción en el tercer y en el segundo trimestre de 2012 y en el tercer trimestre de 2011.
Los ingresos por servicios en yacimientos petroleros de 10.610 millones USD aumentaron un 2 % secuencialmente y un 11 % con respecto al año anterior. Los ingresos operativos antes de impuestos por servicios en yacimientos petroleros de 2.140 millones USD aumentaron un 2 % secuencialmente y un 11 % con respecto al año anterior.
El Director Ejecutivo de Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentó: "Nuestros resultados del tercer trimestre reflejaron un crecimiento internacional estable, si bien el desempeño en mercados regionales varió en una combinación de actividades y cambios en los cronogramas de proyectos. Los mercados clave, tanto en tierra como en altamar, continuaron impulsando el desempeño ya que la demanda internacional por servicios de perforación y caracterización de reservorios más que compensa la debilidad en el mercado del bombeo por presión en Norteamérica.
Tanto las áreas de Medio Oriente y Asia así como las de Europa / CEI / África arrojaron resultados sólidos, mientras que los ingresos de América Latina fueron similares al del trimestre anterior debido a demoras operativas, movilizaciones de proyecto y cambios en el mix de actividades. En Norteamérica, una recuperación estacional lenta en Canadá, la caída en el recuento de plataformas petroleras en la zona continental de EE. UU., la continua sobredemanda de la capacidad de fracturación hidráulica y los efectos del huracán Isaac afectaron el desempeño.
Los precios internacionales continuaron una tendencia ascendente estable durante el trimestre, impulsados por mayores ventas de nueva tecnología y un sólido desempeño operativo. La capacidad se mantuvo sólida para los servicios Sísmicos, con Conexión de línea (Wireline) y Perforación y mediciones. También apreciamos indicios de afirmación de la capacidad en nuestro negocio de Evaluación de pozos. La Gerencia de producción de Schlumberger continuó reforzando las operaciones en el proyecto Shushufindi en Ecuador y el campo Carrizo en México y comenzamos la movilización para el proyecto Panuco, también en México.
Entre las nuevas tecnologías de Schlumberger, la actividad de estimulación HiWAY siguió creciendo, se completó la primera adquisición sísmica marina IsoMetrix comercial e introdujimos varios servicios Wireline nuevos y únicos durante el trimestre.
Contra estos resultados, sigue habiendo incertidumbre en torno al panorama de la economía global. Las intervenciones de los Bancos Centrales de los EE. UU. y Europa, junto con signos de una desaceleración gestionada en la economía china, dejó las estimaciones para el crecimiento futuro del PBI mundial mayoritariamente sin cambios. Al mismo tiempo, el equilibrio entre la oferta y la demanda de petróleo continúa justo, con desafíos continuos en la producción en países no miembro de la Organización de Paises Exportadores de Petróleo (Organization of the Petroleum Exporting Countries, OPEC) y el margen de utilización de la capacidad productiva de la OPEC se mantiene cercano a una mínima de cinco años. Este panorama general nos lleva a creer que los precios del petróleo se mantendrán alrededor de los niveles actuales, aunque permanecerán sujetos a volatilidad.
Seguimos esperando que nuestra actividad internacional crezca más del 10 % en 2012. Por otro lado, en Norteamérica, la fuerza en la actividad en el Golfo de México continuará siendo desafiada por la debilidad en el mercado de fracturación hidráulica en tierra y los primeros signos de ablandamiento en el negocio de tubería enrollada en tierra.
En este mercado mantendremos un enfoque constante en la calidad y eficiencia de nuestra ejecución. Esto, combinado con nuestra cartera equilibrada de tecnología y nuestra fortaleza internacional sin parangón, crea un ambiente en el cual Schlumberger está posicionado muy favorablemente para entregar resultados financieros superiores".
Otros eventos:
- Durante el trimestre Schlumberger readquirió 2,2 millones de acciones de su paquete común a un precio promedio de 68,19 USD para un precio de compra total de 149 millones USD.
- Durante el trimestre Schlumberger emitió 1.000 millones USD en bonos a cinco años a 1,25 % con vencimiento en 2017 y 1.000 millones USD en bonos a diez años a 2,40 % y con vencimiento en 2022.
| Estado consolidado condensado de ingresos | ||||||||||||
| (Indicado en millones, excepto los importes de acciones) | ||||||||||||
| Tercer trimestre | Nueve meses | |||||||||||
| Períodos finalizados al 30 de septiembre | 2012 | 2011 | 2012 | 2011 | ||||||||
| Ingresos | $ | 10.608 | $ | 9.546 | $ | 30.974 | $ | 26.658 | ||||
|
Intereses y otros ingresos, neto(1) |
44 | 34 | 137 | 94 | ||||||||
| Gastos | ||||||||||||
| Costo de los ingresos | 8.290 | 7.444 | 24.265 | 20.951 | ||||||||
| Investigación e ingeniería | 289 | 266 | 855 | 800 | ||||||||
| General y administrativo(2) | 95 | 87 | 294 | 319 | ||||||||
| Fusiones e integraciones(2) | 32 | 26 | 68 | 91 | ||||||||
| Interés | 89 | 70 | 246 | 212 | ||||||||
| Ingreso antes de impuestos | 1.857 | 1.687 | 5.383 | $ | 4.379 | |||||||
| Impuestos sobre ingresos(2) | 442 | 398 | 1.287 | 1.051 | ||||||||
| Ingreso de operaciones continuadas | 1.415 | 1.289 | 4.096 | 3.328 | ||||||||
| Ingreso de operaciones discontinuadas | 12 | 16 | 51 | 261 | ||||||||
| Ingresos netos | 1.427 | 1.305 | 4.147 | 3.589 | ||||||||
| Ingreso neto atribuible a participación no controlada | 3 | 4 | 20 | 5 | ||||||||
| Ingreso neto atribuible a Schlumberger | $ | 1.424 | $ | 1.301 | $ | 4.127 | $ | 3.584 | ||||
| Importes de Schlumberger atribuibles a: | ||||||||||||
| Ingreso de operaciones continuadas(2) | $ | 1.412 | $ | 1.285 | $ | 4.076 | $ | 3.323 | ||||
| Ingreso de operaciones discontinuadas | 12 | 16 | 51 | 261 | ||||||||
| Ingresos netos | $ | 1.424 | $ | 1.301 | $ | 4.127 | $ | 3.584 | ||||
| Ganancias diluidas por acción de Schlumberger | ||||||||||||
| Ingreso de operaciones continuadas(2) | $ | 1,06 | $ | 0,95 | $ | 3,04 | $ | 2,43 | ||||
| Ingreso de operaciones discontinuadas | 0,01 | 0,01 | 0,04 | 0,19 | ||||||||
| Ingresos netos | $ | 1,07 | $ | 0,96 | $ | 3,08 | $ | 2,62 | ||||
| Acciones en circulación promedio | 1.328 | 1.345 | 1.331 | 1.352 | ||||||||
| Acciones circulantes promedio considerando la dilución | 1.336 | 1.357 | 1.340 | 1.365 | ||||||||
| Depreciación y amortización incluidas en los gastos(3) | $ | 864 | $ | 825 | $ | 2.570 | $ | 2.415 | ||||
| 1) | Incluye ingreso por intereses de: | |||||
| Tercer trimestre 2012 - 8 millones USD (2011 - 10 millones USD) | ||||||
| Nueve meses 2012 - 23 millones USD (2011 - 28 millones USD) | ||||||
| 2) |
Consulte la página 6 para ver detalles de cargos y créditos. |
|||||
| 3) | Incluido costos de datos sísmicos para múltiples clientes. |
| Balance consolidado condensado | |||||||
| (Indicado en millones) | |||||||
| 30 de septiembre | 31 de diciembre | ||||||
| Activos | 2012 | 2011 | |||||
| Activos corrientes | |||||||
| Efectivo e inversiones a corto plazo | $ | 4.760 | $ | 4.827 | |||
| Cuentas por cobrar | 11.450 | 9.500 | |||||
| Otros activos corrientes | 6.741 | 6.212 | |||||
| 22.951 | 20.539 | ||||||
| Inversiones con ingresos fijos, mantenidas hasta el vencimiento | 246 | 256 | |||||
| Activos fijos | 14.104 | 12.993 | |||||
| Datos sísmicos para múltiples clientes | 504 | 425 | |||||
| Fondo de comercio | 14.524 | 14.154 | |||||
| Otros activos intangibles | 4.858 | 4.882 | |||||
| Otros activos | 2.254 | 1.952 | |||||
| $ | 59.441 | $ | 55.201 | ||||
| Pasivos y capital | |||||||
| Pasivos corrientes | |||||||
| Cuentas por pagar y pasivos acumulados | $ | 7.913 | $ | 7.579 | |||
| Pasivo estimado para el impuesto sobre el ingreso | 1.459 | 1.245 | |||||
| Préstamos a corto plazo y porción actual | |||||||
| de la deuda a largo plazo | 1.792 | 1.377 | |||||
| Dividendo por pagar | 368 | 337 | |||||
| 11.532 | 10.538 | ||||||
| Deuda a largo plazo | 9.397 | 8.556 | |||||
| Beneficios posteriores a la jubilación | 1.398 | 1.732 | |||||
| Impuestos diferidos | 1.642 | 1.731 | |||||
| Otros pasivos | 1.161 | 1.252 | |||||
| 25.130 | 23.809 | ||||||
| Capital | 34.311 | 31.392 | |||||
| $ | 59.441 | $ | 55.201 | ||||
Deuda neta
"Deuda neta" representa la deuda bruta menos el efectivo, inversiones a corto plazo e inversiones con ingreso fijo mantenidas hasta el vencimiento. La Gerencia considera que la deuda neta proporciona información útil sobre el nivel de endeudamiento de Schlumberger al reflejar efectivo e inversiones que se podrían usar para repagar la deuda. Detalles de los cambios en la deuda neta del año a la fecha:
| (Indicado en millones) | |||||||
| Nueve meses | 2012 | ||||||
| Deuda neta, 1 de enero de 2012 | $ | (4.850 | ) | ||||
| Ingreso de operaciones continuadas | 4.096 | ||||||
| Depreciación y amortización | 2.570 | ||||||
| Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | 298 | ||||||
| Exceso de ingreso de capital sobre los dividendos recibidos | (87 | ) | |||||
| Gastos de compensación basados en acciones | 251 | ||||||
| Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | (462 | ) | |||||
| Aumento en el capital de trabajo | (2.816 | ) | |||||
| Gastos de capital | (3.162 | ) | |||||
| Datos sísmicos de múltiples clientes capitalizados | (260 | ) | |||||
| Dividendos pagados | (1.067 | ) | |||||
| Beneficios de los planes de acciones de empleados | 385 | ||||||
| Programa de recompra de acciones | (972 | ) | |||||
| Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo y deuda adquirida | (712 | ) | |||||
| Beneficios de la venta de Wilson | 906 | ||||||
| Beneficios de la venta de CE Franklin | 122 | ||||||
| Otros | (472 | ) | |||||
| Efecto de la divisa sobre la deuda neta | 49 | ||||||
| Deuda neta, 30 de septiembre de 2012 | $ | (6.183 | ) | ||||
| Componentes de la deuda neta |
30 de septiembre de |
31 de diciembre de |
|||||
| Efectivo e inversiones a corto plazo | $ | 4.760 | $ | 4.827 | |||
| Inversiones con ingresos fijos, mantenidas hasta el vencimiento | 246 | 256 | |||||
| Préstamos a corto plazo y porción actual de la deuda a largo plazo | (1.792 | ) | (1.377 | ) | |||
| Deuda a largo plazo | (9.397 | ) | (8.556 | ) | |||
| $ | (6.183 | ) | $ | (4.850 | ) | ||
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 documento incluye también medidas financieras "que no son GAAP" (según la definición del reglamento G de la SEC). A continuación se muestra una conciliación de estas medidas que no son -GAAP con las medidas GAAP comparables:
| (Indicado en millones, excepto los importes de acciones) | |||||||||||||||||
| Tercer trimestre de 2012 | |||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuestos |
Intereses |
Neto |
EPS |
Clasificación de estado de ingresos | ||||||||||||
| Ingreso de Schlumberger de operaciones continuadas,
según lo informado |
$ | 1.857 | $ | 442 | $ | 3 | $ | 1.412 | $ | 1,06 | |||||||
| Costos de fusión e integración | 32 | 4 | - | 28 | 0,02 | Fusiones e integraciones | |||||||||||
| Ingreso de Schlumberger de operaciones continuadas,
sin incluir cargos y créditos |
$ | 1.889 | $ | 446 | $ | 3 | $ | 1.440 | $ | 1,08 | |||||||
| Segundo trimestre de 2012 | |||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuestos |
Intereses |
Neto |
EPS |
Clasificación de la declaración de ingresos | ||||||||||||
| Ingreso de Schlumberger de operaciones continuadas,
según lo informado |
$ | 1.839 | $ | 445 | $ | 12 | $ | 1.382 | $ | 1,03 | |||||||
| Costos de fusión e integración | 22 | 1 | - | 21 | 0,02 | Fusiones e integraciones | |||||||||||
| Ingreso de Schlumberger de operaciones continuadas,
sin incluir cargos y créditos |
$ | 1.861 | $ | 446 | $ | 12 | $ | 1.403 | $ | 1,05 | |||||||
| Tercer trimestre de 2011 | |||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuestos |
Intereses |
Neto |
EPS |
Clasificación de la declaración de ingresos | ||||||||||||
| Ingreso de Schlumberger de operaciones continuadas,
según lo informado |
$ | 1.687 | $ | 398 | $ | 4 | $ | 1.285 | $ | 0,95 | |||||||
| Costos de fusión e integración | 26 | 3 | - | 23 | 0,02 | Fusiones e integraciones | |||||||||||
| Ingreso de Schlumberger de operaciones continuadas,
sin incluir cargos y créditos |
$ | 1.713 | $ | 401 | $ | 4 | $ | 1.308 | $ | 0,96 | |||||||
| Nueve meses 2012 | |||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuestos |
Intereses |
Neto |
EPS |
Clasificación de la declaración de ingresos | ||||||||||||
| Ingreso de Schlumberger de operaciones continuadas,
según lo informado |
$ | 5.383 | $ | 1.287 | $ | 20 | $ | 4.076 | $ | 3,04 | |||||||
| Costos de fusión e integración | 68 | 6 | - | 62 | 0,05 | Fusiones e integraciones | |||||||||||
| Ingreso de Schlumberger de operaciones continuadas,
sin incluir cargos y créditos |
$ | 5.451 | $ | 1.293 | $ | 20 | $ | 4.138 | $ | 3,09 | |||||||
| Nueve meses 2011 | |||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuestos |
Intereses |
Neto |
EPS |
Clasificación de la declaración de ingresos | ||||||||||||
| Ingreso de Schlumberger de operaciones continuadas,
según lo informado |
$ | 4.379 | $ | 1.051 | $ | 5 | $ | 3.323 | $ | 2,43 | |||||||
| Costos de fusión e integración | 91 | 17 | - | 74 | 0,05 | Fusiones e integraciones | |||||||||||
| Donación a la Fundación Schlumberger | 50 | 10 | - | 40 | 0,03 | General y administrativo | |||||||||||
| Ingreso de Schlumberger de operaciones continuadas,
sin incluir cargos y créditos |
$ | 4.520 | $ | 1.078 | $ | 5 | $ | 3.437 | $ | 2,52 | |||||||
| (*) No se agrega por el redondeo | |||||||||||||||||
| Grupos de productos | ||||||||||||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | ||||||||||||||||
| 30 de septiembre de 2012 | 30 de junio de 2012 | |||||||||||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|||||||||||||
| Servicios en yacimientos petroleros | ||||||||||||||||
| Caracterización de reservorios | $ | 2.910 | $ | 838 | $ | 2.778 | $ | 784 | ||||||||
| Perforación | 4.048 | 733 | 4.001 | 738 | ||||||||||||
| Producción | 3.675 | 548 | 3.738 | 612 | ||||||||||||
| Eliminaciones y otros | (25 | ) | 23 | (69 | ) | (35 | ) | |||||||||
| 10.608 | 2.142 | 10.448 | 2.099 | |||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (176 | ) | - | (169 | ) | ||||||||||
| Ingreso por intereses(1) | - | 8 | - | 7 | ||||||||||||
| Gastos por intereses(1) | - | (85 | ) | - | (76 | ) | ||||||||||
| Cargos y créditos | - | (32 | ) | - | (22 | ) | ||||||||||
| $ | 10.608 | $ | 1.857 | $ | 10.448 | $ | 1.839 | |||||||||
| Áreas geográficas | ||||||||||||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||||||||||
| Tres meses finalizados al | ||||||||||||||||
| 30 de septiembre de 2012 | 30 de junio de 2012 | |||||||||||||||
| Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
Ingresos |
|||||||||||||
| Servicios en yacimientos petroleros | ||||||||||||||||
| Norteamérica | $ | 3.290 | $ | 610 | $ | 3.367 | $ | 695 | ||||||||
| América Latina | 1.860 | 333 | 1.857 | 354 | ||||||||||||
| Europa / CEI / África | 2.985 | 646 | 2.923 | 592 | ||||||||||||
| Medio Oriente y Asia | 2.352 | 570 | 2.200 | 505 | ||||||||||||
| Eliminaciones y otros | 121 | (17 | ) | 101 | (47 | ) | ||||||||||
| 10.608 | 2.142 | 10.448 | 2.099 | |||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (176 | ) | - | (169 | ) | ||||||||||
| Ingreso por intereses(1) | - | 8 | - | 7 | ||||||||||||
| Gastos por intereses(1) | - | (85 | ) | - | (76 | ) | ||||||||||
| Cargos y créditos | - | (32 | ) | - | (22 | ) | ||||||||||
| $ | 10.608 | $ | 1.857 | $ | 10.448 | $ | 1.839 | |||||||||
(1) No incluye intereses considerados en los resultados de los grupos de producto y áreas geográficas.
Servicios en yacimientos petroleros
Los ingresos del tercer trimestre de 10.610 millones USD aumentaron en 160 millones USD o un 2 % secuencialmente y 1.100 millones USD o un 11 % con respecto al año anterior por una actividad internacional sólida. Secuencialmente, los ingresos del Grupo de caracterización de reservorio crecieron un 5 % para alcanzar los 2.900 millones USD mientras que los ingresos del Grupo de perforación de 4.000 millones USD fue un 1 % más alto. Los ingresos del Grupo de producción cayeron un 2 % secuencialmente a 3.700 millones USD. Geográficamente, los ingresos internacionales de 7.200 millones USD aumentaron 217 millones USD o 3 %, mientras que los ingresos de Norteamérica de 3.300 millones USD cayeron 76 millones USD o un 2 %, secuencialmente.
Los ingresos del GrupoCaracterización del reservorio aumentaron secuencialmente debido a la mayor utilización del buque marino WesternGeco en el Mar del Norte y el Mar de Kara y mejoró la productividad sísmica de la tierra UniQ* en la región del Medio Oriente. Los ingresos por los Servicios de prueba aumentaron de manera sólida en los proyectos de exploración y desarrollo en el área de Europa, África y América Latina. Los ingresos del grupode perforación aumentaron por la demanda sólida internacional y en altamar de servicios de perforación y mediciones, sobre todo en el área de Medio Oriente y Asia. Los servicios de herramientas de perforación y de recuperación también contribuyeron a un crecimiento, especialmente a través del agregado de los servicios CASING DRILLING™ y Radius recientemente adquiridos. La reducción en los ingresos del Grupo deproducción se debió esencialmente a los servicios de pozos en Norteamérica donde el excedente de suministros de potencia hidráulica continuó ejerciendo presión sobre los precios a la baja en una actividad secuencialmente alicaída. El ingreso inferior se vio compensado parcialmente por la mayor intervención de la actividad de los servicios de intervención de pozos en el Mar del Norte y en Rusia y a las ventas más altas del producto de terminación en todas las áreas, incluida la puesta en marcha del proyecto submarino en Rusia.
Entre las áreas, los ingresos del Medio Oriente y Asia de 2.400 millones USD crecieron un 7 % llevados secuencialmente por una sólida actividad en altamar en el GeoMarket de Australasia; operaciones sólidas de trabajo, desarrollo y exploración en el GeoMarket de Arabia Saudita y Bahrein; la actividad sísmica y de perforación robusta en el GeoMarket de Brunei, Malasia y Filipinas; y mayor trabajo de perforación y estimulación en el GeoMarket de China, Japón y Corea. En Europa / CEI / África, los ingresos de 3.000 millones USD aumentaron un 2 % de los servicios sólidos de adquisición sísmica para WesternGeco en el Mar del Norte y el Mar de Kara, la actividad en tierra sólida en Siberia Occidental y el crecimiento continuado de la exploración en el Este de África. Estos aumentos se vieron parcialmente contrarrestados por demoras locales y puestas en marcha de plataforma petroleras en el Norte de África. En América Latina, el ingreso de 1.900 millones USD fue plano secuencialmente dado que la contribución del proyecto de Gestión de producción de Schlumberger en Ecuador se vio contrarrestada por demoras operativas locales, actividades de movilización y un cambio en el mix de actividades en otros GeoMarkets. Los ingresos de Norteamérica de 3.300 millones USD cayeron un 2 % debido al cambio en la recuperación estacional canadiense, la caída en el recuento de plataformas petroleras en la zona continental en EE. UU., la continua debilidad de los precios en el mercado de la fracturación hidráulica de la tierra en EE. UU. y el cierre de la actividad asociado con el huracán Isaac en el Golfo de México en los EE. UU.
Los ingresos operativos antes de impuestos en el tercer trimestre de 2.100 millones USD aumentaron un 2 % secuencialmente y un 11 % con respecto al año anterior. Los ingresos operativos antes de impuestos internacional de 1.500 millones USD aumentaron un 7 % secuencialmente y un 39 % con respecto al año anterior mientras que los ingresos operativos antes de impuestos para Norteamérica de 610 millones USD cayeron un 12 % secuencialmente y un 27 % con respecto al año anterior.
El margen operativo antes de impuestos de 20,2 % aumentó 11 puntos de base (basis points, bps) secuencialmente y cayó 4 bps con respecto al año anterior. El margen operativo internacional antes de impuestos de 21,5 % creció 73 bps secuencialmente y 330 bps con respecto al año anterior debido a los resultados sólidos en las áreas de Medio Oriente y Asia y Europa / CEI / África. En Norteamérica, el margen operativo antes de impuestos de 18,6 % cayó 209 bps secuencialmente y 669 bps con respecto al año anterior por el recuento inferior de plataformas petroleras en la zona continental en EE. UU. y por los precios inferiores debido al exceso de capacidad de bombeo de presión. Además, el costo de la inflación de materias primas también continuó afectando los márgenes. Por segmento, el margen operativo antes de impuestos del Grupo de caracterización de reservorio alcanzó un 28,8 % mientras que los márgenes operativos antes de impuestos de los Grupos deperforación y producción fueron del 18,1 % y el 14,9 %, respectivamente.
Grupos de caracterización de reservorio
Los ingresos del tercer trimestre de 2.910 millones USD aumentaron 133 millones USD o un 5 % secuencialmente y 422 millones USD o un 17 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 838 millones USD fue 7 % superior secuencialmente y aumentó 38 % con respecto al año anterior.
Secuencialmente, los ingresos aumentaron a partir de la mayor utilización del buque marino WesternGeco en el Mar del Norte y el Mar de Kara tras los tránsitos estacionales y diques secos del segundo trimestre, así como la mejor productividad UniQ en la región del Medio Oriente. El crecimiento de los ingresos por los servicios de prueba también fueron sólidos en proyectos de exploración y desarrollo en el área de Europa, África y América Latina. Los ingresos por Wireline fueron inferiores debido a demoras en proyectos en el Norte de África, interrupciones operativas en Noruega y Colombia y crecimiento limitado en el Golfo de México de los EE. UU. debido al cierre de la actividad asociado con el huracán Isaac. Las ventas del software Schlumberger Information Solutions también fueron inferiores tras los resultados sólidos en el trimestre anterior.
El margen operativo antes de impuestos de 28,8 % aumentó 58 bps secuencialmente y 431 bps con respecto al año anterior. La expansión del margen secuencial se debió principalmente a la mayor utilización del activo WesternGeco, los mejores precios y una combinación favorable de ventas de datos a múltiples clientes. Los márgenes de los servicios de prueba se expandieron a través de una mezcla de tecnología en proyectos de exploración y desarrollo. Sin embargo, estas mejoras se vieron reducidas por los márgenes inferiores en Wireline como resultado de factores locales que demoraron e interrumpieron las actividades.
Varios puntos destacados de la tecnología en el Grupo de caracterización de reservorios contribuyeron a los resultados del tercer trimestre.
En el sector del RU del Mar del Norte, WesternGeco completó el primer estudio sísmico isométrico marino comercial IsoMetrix* en un yacimiento operado por Statoil, con los objetivos de obtener imágenes y generar mapas de varios reservorios. Se espera que los resultados proporcionen una imagen superior de las arenas de canales complejos para una mejor caracterización del reservorio. El proyecto fue llevado a cabo por Western Pride y el procesamiento y las imágenes fueron realizadas en el centro GeoSolutions en Gatwick, Reino Unido.
Altamar de Malasia, WesternGeco ha recibido varios contratos nuevos de tecnología, incluido el primer estudio comercial en 3D del mundo con la técnica de adquisición e imágenes en banda ancha marina ObliQ* para PETRONAS y un segundo programa ObliQ para JX Nippon en el bloque de aguas profundas Sabah. Además, Hess Exploration and Production Malaysia B.V. seleccionó a la tecnología principal interpolada profunda DISCover* para el proyecto de la cuenca en el norte malayo. Este último proyecto comprende nueve campos de gas en altamar e incluye el procesamiento de hasta 4.500 km2 de datos sísmicos del plegamiento completo en banda ancha en 3D en dos estaciones de adquisición sísmica.
Durante el verano de 2012 WesternGeco llevó a cabo dos programas árticos de frontera. Estos programas incluyeron un programa de 3.000 km2 para Rosneft en cooperación con DalMorNeftGeofizica JSC en el bloque EPNZ-1 en el Mar de Kara ártico, uno de los estudios en 3D más extensos en el ártico ruso hasta la fecha y un estudio para Chevron con la tecnología Q-Marine Solid* en el mar de Beaufort canadiense. Ambos programas sísmicos fueron en áreas remotas y requirieron soluciones personalizadas para satisfacer los desafíos operativos en el difícil ambiente ártico.
WesternGeco recibió un estudio de monitoreo en 4D de 400 km2 en el campo TOTAL USAN, altamar de Nigeria. El estudio es el primero en una serie de estudios secuenciales establecidos con una diferencia de 6 meses que Total está llevando a cabo a fin de ver una señal 4D marcada en el campo. El estudio será realizado por WesternGeco Amundsen con la tecnología Q-Marine y el control de difusión dinámico DSC* para maximizar la repetibilidad de fuente y receptor.
Total también otorgó a WesternGeco un estudio en 3D de 1.200 km2 sobre el bloque Austral Fenix fuera de la costa de Argentina que será llevado a cabo por WG Vespucci y un contrato de adquisición y procesamiento en 3D de 7.000 km2 altamar en Uruguay que será llevado a cabo por WG Tasman. El procesamiento de datos para el proyecto de Uruguay comenzará a bordo del buque.
En la región occidental del Golfo de México de los EE. UU., WesternGeco ha comenzado la adquisición del estudio de múltiples clientes Revolution V que combina la adquisición con azimut completo en varios buques Dual Coil Shooting* con la tecnología de adquisición e imágenes en banda ancha ObliQ patentada para mejorar las imágenes de prospectos potenciales de presal.
En Omán, el microfilmador de formación en alta definición FMI-HD* Wireline se ejecutó en un pozo perforado con barro a base de agua en un reservorio de carbonato firme y complejo desde el punto de vista mineralógico. Al combinar la imagen de alta definición de la herramienta con espectroscopía de captura elemental ECS* y mediciones de la herramienta de resonancia magnética combinable CMR*, fue posible seleccionar estaciones óptimas para la supervisión de presión y recolección de muestras de fluido con la sonda radial en 3D Saturn* y tecnología del analizador de fluido in situ* para adquirir la composición de fluido, la relación gas-petróleo, datos de densidad y viscosidad en tiempo real.
En el sur de Texas se implementó la tecnología triple-combo con conexión de línea SureLog* Thrubit para Forest Oil y calificar el potencial del reservorio y determinar las propiedades mecánicas de la roca en la formación Eagle Ford. Los datos se usaron para optimizar la propagación de la fractura en las formaciones Eagle Ford y Austin Chalk, lo que resultó en nuevos pozos con mayor producción de petróleo y la eliminación de agua de alta salinidad que había afectado la producción en los pozos anteriores completados en el mismo yacimiento. El sistema de implementación de servicios de registro ThruBit* permitió el registro y acondicionamiento de pozos en una sola ejecución, ahorrando más de 24 horas de tiempo de plataforma petrolera en comparación con la tecnología de registro de tubería de perforación.
En Irak se utilizó la tecnología de dispersión dieléctrica por multifrecuencia Schlumberger Wireline Dielectric Scanner* para evaluar un reservorio no convencional a través de la determinación directa de saturación de hidrocarburos en un ambiente de salinidad del agua de formación desconocida, así como la textura, en un medio de carbonato complejo. El servicio ayudó a identificar otras tres columnas de reservorios que podrían haber sido pasadas por alto con los métodos de evaluación de formaciones convencionales.
En Nigeria, la tecnología del comprobador de la dinámica de la formación modular MDT* combinada con el sistema InSitu Fluid Analyzer* ayudó a Total E&P Nigeria a evaluar cinco reservorios posibles y determinar su contenido en fluido. La tecnología permitió el análisis de la composición arrojando la relación gas-petróleo en tiempo real además de las mediciones de fluorescencia. Estas mediciones, junto con la baja viscosidad del fluido y la gran permeabilidad de la formación permitió la captura de muestras de una sola fase. Además, los sensores de densidad de fluido del reservorio del InSitu Density* permitieron una medición directa de gran exactitud de las densidades del fluido de la formación.
También en Nigeria, las tecnologías Wireline y los métodos de computación ayudaron a demostrar las arenas del reservorio en un pozo altamar de AMNI International Petroleum Development Company Limited y AFREN Energy Resources Limited. La tecnología de resonancia magnética experta MR Scanner* caracterizó exactamente la calidad de la roca y confirmó la presencia de arenas relacionadas con gas, petróleo y agua. Se llevó a cabo el procesamiento en 4D para la caracterización completa de roca y fluido y la integración del flujo de trabajo petrofísico. La prueba posterior del pozo resultó en el flujo de hidrocarburos de alta calidad.
En Rusia se utilizó la tecnología de servicios en pozo entubado Wireline TuffTRAC* en el yacimiento de Korchagin para LUKOIL para conducir las herramientas de registro en pozos con secciones horizontales y de alta desviación. La tecnología TuffTRAC permitió la evaluación de cemento por enlace de cemento CBL, densidad variable VDL y herramientas del reproductor de imágenes ultrasónico USI*, combinada por primera vez en Rusia con la sonda de neutrones por rayo gama altamente integrado Wireline. El servicio TuffTRAC ayudó al cliente a adquirir datos de registro de gran calidad ahorrando al mismo tiempo más de 50 horas en comparación con la transmisión del registro de la tubería de perforación convencional.
En las Filipinas, Schlumberger Testing recibió un contrato de Shell para equipos de prueba de pozo de superficie y servicios de amarre submarino para el desarrollo Malampaya Fase II. En este desarrollo se perforarán dos pozos en profundidades de agua que exceden los 800 m con un plazo difícil para la entrega del árbol de prueba submarino SenTREE* adaptado y sistemas operativos electrohidráulicos para amarre submarino SenTURIAN*.
En Malasia, Shlumberger recibió un contrato de Murphy Sabah Oil Company Limited para la entrega de análisis de pozos, transporte de tubos, perforación y servicios de árbol de prueba submarina SenTREE. El alcance del trabajo cubre servicios en el desarrollo de los yacimientos de Kikeh, así como el trabajo de evaluación y exploración en el área.
En los EAU, Schlumberger ha entregado e instalado 21 conjuntos de equipo para monitoreo de producción de pozos multifase fijos PhaseWatcher* para el monitoreo permanente como parte del plan de desarrollo Umm Sheif y Zakum fase 1 para la Abu Dhabi Marine Operating Company. La implementación de estos medidores equipados con tecnología de análisis de pozo multifase Vx* ha permitido factores de reconciliación de producción superiores al 90 %. Se han efectuado pedidos de otros 27 medidores PhaseWatcher para la segunda fase del proyecto así como para desarrollos de nuevos yacimientos.
Grupo de perforación
Los ingresos del tercer trimestre de 4.000 millones USD aumentaron 47 millones USD o un 1 % secuencialmente y 473 millones o un 13 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 733 millones USD fue 1 % inferior secuencialmente, pero aumentó 21 % con respecto al año anterior.
Secuencialmente, los ingresos aumentaron debido a la demanda sólida internacional y en altamar de servicios de perforación y mediciones, sobre todo en el área de Medio Oriente y Asia. Los servicios de herramientas de perforación y de recuperación también contribuyeron a un crecimiento mediante la adición de los servicios CASING DRILLING™ y Radius. Los ingresos por productos y servicios Bits & advances technologies crecieron debido a la recuperación estacional de la actividad en Canadá, mientras que la gestión de proyecto integrada vio mayor actividad en proyectos de gas no convencionales en el GeoMarket Australia. Los ingresos de M-I SWACO cayeron dado que el crecimiento en China y Malasia se contrarrestó por las operaciones demoradas en la región del Caspio y la menor actividad en Noruega y Dinamarca.
El margen operativo antes de impuestos de 18,1 % cayó 34 bps secuencialmente, pero aumentó 121 bps con respecto al año anterior. Entre el Grupo de tecnologías, los márgenes secuenciales se expandieron para Bits & Advanced Technologies a través del aumento en las ventas de brocas, pero este efecto no fue suficiente para compensar la reducción en los márgenes M-I-SWACO por los menores ingresos, una combinación adversa de actividad y demoras en el arranque de proyectos.
Varias tecnologías del Grupo de perforación contribuyeron a los resultados del tercer trimestre.
En la Guinea Francesa, la evaluación de la formación sin fuente NeoScope*† mientras el servicio de perforación adquirió mediciones de evaluación de formación para Tullow Oil, junto con sus socios, en un pozo de exploración remota en el yacimiento Zaedyus. La adquisición de la nueva medición de densidad gama de neutrones sin fuente, junto con la porosidad, espectroscopía y los datos sigma de la formación, permitieron la evaluación petrofísica en tiempo real y la integración con modelos de predicción de presión de poros durante la perforación.
En Gabón, se implementaron tecnologías multifunción de registro durante la perforación Drilling & Measurements PowerDrive Xceed* con dirección rotatoria y EcoScope*† junto con una broca Smith para Total para perforar una serie de desvíos costeros de gran alcance en 3D. Esto incluyó desvíos realizados justo debajo de las fundaciones. La combinación de estas tecnologías conjuntamente con la confiabilidad de la herramienta proporcionó a Total ahorros significativos de tiempo de hasta el 50 % en la tasa de aumento de la penetración y un 40 % de reducción en la cantidad de ejecuciones, además de una eficiencia operativa del 98 % en comparación con otras tecnologías y brocas disponibles.
Altamar de Namibia, la tecnología sísmica durante la perforación Drilling & Measurements seismicVISION* ayudó a Chariot Oil & Gas a posicionar un pozo de exploración desviado en el reservorio, sin tiempo de plataforma adicional, mediante datos de control en tiempo real para seguir la posición de la broca en la sección sísmica y cambiar la ruta planificada del pozo para penetrar los objetivos del reservorio requerido. El flujo de trabajo fue activado por el software Schlumberger Petrel* E&P y el sistema de entrega de datos InterACT*. Además, las imágenes del perfil sísmico vertical del servicio VISION sísmico que cubren más de 300 m de la broca confirmaron la profundidad de las formaciones clave y proporcionaron la confianza de haber penetrado todos los horizontes del reservorio requeridos. Esto eliminó la necesidad de ejecutar un entubado de 9 5/8 pulgadas con un ahorro significativo en el costo del pozo.
En Japón, se implementaron tecnologías avanzadas de perforación y mediciones con registro durante la perforación en el proyecto de metano hídrico en aguas profundas JOGMEC. La evaluación de formación sin origen durante la perforación NeoScope, la dirección del reservorio en tiempo real proVISION* y los servicios de imagen durante la perforación geoVISION* proporcionaron el conjunto completo de mediciones necesarias para la evaluación de la formación en el desarrollo de hidratos de gas, incluida la porosidad de hidratos, la permeabilidad del reservorio y el análisis de fractura.
En Irak, las tecnologías de la familia Drilling & Measurements Scope* se instalaron en el yacimiento de Rumaila operado por la Organización Operativa Rumaila para perforar y registrar la sección de 6 pulgadas. Los servicios de resistencia e imágenes durante la perforación MicroScope* y multipolo sónico durante la perforación SonicScope* registraron con todo éxito la sección superando los lavados y lugares estrechos que podrían haber impedido que las herramientas de registro convencionales llegaran a la profundidad total.
También en Irak, la tecnología Smith Bits ayudó a la Organización Operativa Rumaila a alcanzar la velocidad más rápida registrada de penetración en un pozo perforado en el yacimiento de Rumaila. La broca compacta de diamante policristalino SDi513UPX de 6 pulgadas con la tecnología de corte ONYX* en combinación con el sistema de dirección rotatoria Drilling & Measurements PowerDrive* 475 perforó la sección de 1158 m a una velocidad promedio de 12,7 m/h.
En Rusia, se usó la nueva tecnología de broca Smith Viking* y los motores de dirección Drilling & Measurements PowerPak* para mejorar el funcionamiento de la perforación en las secciones del pozo de 8 5/8 pulgadas en el yacimiento Vankor para Rosneft. El diseño mejorado de las brocas Smith Viking llevó a una mejor dirección en estas secciones con perfiles direccionales difíciles en 3D, lo que resultó en menor cantidad de viajes y mejoró las velocidades promedio de penetración en comparación con los pozos anteriores perforados en el yacimiento. La tecnología de broca Viking ha sido desarrollada específicamente para el mercado de la perforación en tierra en Rusia.
En el yacimiento de Cana en Oklahoma, se creó, en colaboración con ingenieros de Cimarex, un nuevo diseño para la broca Smith MSi713 que ayudó a mejorar la velocidad de penetración. La broca fue implantada con la tecnología de alta velocidad de construcción PowerDrive Archer* para lograr las secuencias diarias más altas perforadas en la sección de la curva de los pozos en el yacimiento.
En California, los servicios de desvío de Schlumberger finalizaron con éxito la primera salida conocida de desviador de tres tubos en Norteamérica con el desviador Trackmaster* y el sistema de desviación con un molino de un solo viaje para moler con éxito a través de tubos de 7, 8 5/8 y 13 3/8 pulgadas en una sola ejecución.
En el sector noruego del Mar del Norte, la tecnología de barro basado en petróleo M-I SWACO EMS-4400 fue implementada para Statoil en el pozo de exploración Crux. En comparación con los sistemas alternativos, el nuevo fluido de perforación ofreció un perfil de viscosidad mejorado, estabilidad de la barita, poca pérdida de fluido a presión alta y alta temperatura, así como poca densidad circulante equivalente. En este pozo se formuló el sistema EMS-4400 para un impacto mínimo sobre el registro geoquímico y mostró un desempeño y mantenimiento excelentes.
Grupo de producción
Los ingresos del tercer trimestre de 3.700 millones USD cayeron 62 millones USD o un 2 % secuencialmente pero crecieron 202 millones o un 6 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 548 millones USD fue 11 % inferior secuencialmente y cayó un 24 % con respecto al año anterior.
Secuencialmente, los ingresos cayeron fundamentalmente debido a los servicios de pozos en Norteamérica donde el excedente de suministros de potencia hidráulica continuó ejerciendo una presión sobre los precios a la baja en una actividad alicaída ya que la recuperación estacional en Canadá se vio contrarrestada por la reducción en la tierra en los EE. UU. Esta caída se vio compensada parcialmente por aumentos en los ingresos de servicios de pozos en el Medio Oriente y Asia y en las áreas Europa/CEI/África, la actividad de los servicios de intervención de pozos en el Mar del Norte y en Rusia y las ventas más altas del producto de terminación en todas las áreas, incluido el arranque del proyecto submarino en Rusia.
El margen operativo antes de impuestos cayó 148 bps secuencialmente al 14,9 %, y cayó 572 bps con respecto al año anterior. La caída secuencial fue mayoritariamente atribuida a la caída en el recuento de plataformas petroleras en tierra en los EE. UU. y los precios consecuentemente inferiores debidos al exceso en la capacidad de bombeo de presión. Además, el costo de la inflación de materias primas también continuó afectando los márgenes. Sin embargo, esto se vio parcialmente contrarrestado por los mayores márgenes de terminación a través de la mejor utilización de los activos, así como la mejor combinación de actividades para las tecnologías de los servicios de intervención de pozos.
Los puntos destacados durante el trimestre incluyeron los éxitos para varias tecnologías del grupo de producción.
En China, la tecnología de fractura hidráulica de canal de flujo Well Services HiWAY* fue instalada para PetroChina Changqing en tres pozos verticales en el bloque Zhuang 211. Después del tratamiento, los niveles de producción del pozo inicial mostraron una mejora significativa en comparación con los pozos compensados normalizados a los parámetros del reservorio. Se están estudiando más pozos para aplicaciones posteriores de la técnica HiWAY.
En Egipto, se implementó la tecnología de fractura hidráulica de canal de flujo Well Services HiWAY para Qarun Petroleum Company bajo condiciones de baja temperatura en el reservorio en pozos de inyección y en pozos por refracturar. En un pozo de inyector, el tratamiento HiWAY resultó en una velocidad de inyección de agua superior a la de los pozos compensados, sin restricciones operativas. Además, en un pozo productor marginal, el tratamiento HiWAY llevó a un aumento de cinco veces la producción total de fluido a un corte de agua reducido, haciendo que el pozo fuera económico.
En México, la tecnología de fractura hidráulica de canal de flujo Well Services HiWAY fue implementada con todo éxito para Iberoamericana de Hidrocarburos S.A. de C.V. en el yacimiento de Nejo. La producción del pozo acumulada posterior a la estimulación a lo largo de un período de cinco meses fue un 20 % superior a los valores promedio en la región. En función de estos resultados Iberoamericana de Hidrocarburos tiene previsto seguir usando la tecnología HiWAY en los próximos pozos y está considerando expandir el alcance de los pozos a tratar.
En Argentina, Schlumberger finalizó un estudio de campo completo con datos de pozos exploratorios que llevó a mejores estrategias de concreción para el desarrollo de gas no convencional en la formación de Vaca Muerta. Los flujos de trabajo avanzados usaron datos sísmicos en 3D, mineralogía, modelos de tierra mecánicos en 1D, perforación, finalización, microsísmicos y de producción en combinación con el software de diseño de simulación centrado en el reservorio Mangrove* para colocar las fracturas en roca de mayor calidad, lo que implica una mejor producción.
En Argelia, la tecnología de fractura y concreción en múltiples etapas Well Services StageFRAC*‡ fue implementada con todo éxito para estimular la fractura en una sección horizontal de 950 m en un pozo para Storm Ventures International. La operación en nueve etapas representó el trabajo en varias etapas más grande ejecutado hasta la fecha en el continente africano y actualmente se están estudiando más pozos para más implementación de esta técnica.
Para ayudar a satisfacer la demanda de gas natural en Arabia Saudita, Saudi Aramco y Schlumberger han venido cooperando en la implementación de nuevas tecnologías para aumentar el desempeño de estimulación en las condiciones desafiantes del reservorio. Ahora se ha introducido con todo éxito el líquido de fracturación de alta temperatura, tolerante al corte Well Services ThermaFRAC* para aumentar la producción de gas en un reservorio de arenisca profundo, de alta temperatura, alta presión, gasífera en el Reino. La técnica de mezclado continuo de fluido de fracturación usada durante el tratamiento mejoró la flexibilidad y eficiencia operativas generales.
En India, Schlumberger ejecutó con todo éxito tres tratamientos de estimulación hidráulica a alta temperatura y alta presión con el fluido de fracturación a alta temperatura y tolerante al corte Well Services ThermaFRAC para Gujarat State Petroleum Corporation Ltd en la cuenca de Krishna-Godavari. Los tratamientos se realizaron en un medio técnicamente desafiante con temperaturas que alcanzaban los 415° F y presiones de superficie de 13.500 psi. La formulación simplificada de la tecnología ThermaFRAC resultó en una logística reducida y un ciclo de preparación de trabajo inferior al mes y medio.
En Kuwait, se introdujo el cemento termoestable Well Services ThermaSTONE* para aplicaciones de sistemas de recuperación secundarios ("stemflood") en una campaña de perforación para el desarrollo de un reservorio térmico de petróleo pesado con varios pozos. Comparado con las tecnologías de cementado térmico convencional usadas en el pasado, la tecnología ThermaSTONE fue implementada exitosamente a una temperatura de 400 grados F y demostró su capacidad para resistir los cambios de presión y térmicos dinámicos que se producen durante la inyección de vapor.
En Libia, las tecnologías Schlumberger Well Intervention Services fueron implementadas para proporcionar aislamiento zonal selectivo en pozos de producción de petróleo en el yacimiento AL JURF para Mabrouk Oil Operations. En una operación de servicios de tubos abobinado sin plataforma, se usó un "packer" CoilFLATE* para aislar en forma temporal una zona al inyectar gel en la formación mientras que la tecnología de desempeño en vivo en el pozo ACTive* proporcionó una correlación exacta de profundidad y aseguramiento de calidad del proceso de establecimiento del "packer". Los resultados fueron muy exitosos y permitirán la optimización operativa y de calidad en futuros tratamientos.
En Brasil, se implementaron las tecnologías Well Intervention Services ACTive Matrix para desempeño en vivo en el pozo, el "packer" inflable de tuberías abobinadas CoilFLATE HPHT y de eliminación a escala de chorro Jet Blaster* para evaluar tratamientos de estimulación en pozos en los yacimientos Marlim y Baeias para Petrobras. Los resultados del monitoreo de presión y temperatura ACTive en combinación con el registro de producción post tratamiento demostró que esta combinación de tecnología puede optimizar tratamientos de optimización de la matriz en múltiples zonas con perfiles de permeabilidad muy contrastados. El desarrollo de esta técnica en Brasil fue posible a través de los esfuerzos conjuntos de ingeniería de Schlumberger Technologies y Petrobras.
En Malasia, Schlumberger Completions instaló el primer sistema operativo de herramientas y adquisición de datos (TODA) para la transmisión de datos de calibración de fondo permanentes de los pozos en un yacimiento Sabah altamar para PETRONAS. La transmisión de los datos del pozo de la plataforma de altamar a la oficina de Schlumberger en Kuala Lumpur vía satélite permitió que expertos de Schlumberger PetroTechnical Services trabajaran en el plan de gestión de reservorio del cliente, compatible con el software de análisis y optimización de producción en tiempo Advanta* para control de calidad y referencia del flujo de trabajo. Como resultado de esta solución de producción, los viajes de personal y las intervenciones en la plataforma de altamar se han reducido, en particular durante la estación del monzón, lo que llevó a ahorros de costo significativos para el cliente.
BP adjudicó a Schlumberger los trabajos de finalización en los pozos 48-55 del desarrollo Greater Plutonia en Angola, bloque 18. El contrato cubre las terminaciones superior e inferior, incluida la filtración de arena y el relleno con grava. Hasta el momento, Schlumberger ha instalado 40 de esas terminaciones en el proyecto Greater Plutonio.
En México, Schlumberger Artificial Lift recibió un contrato de cinco años para bombas sumergibles eléctricas para PEMEX. El alcance del trabajo incluye las instalaciones de bombas en 112 pozos en altamar de petróleo pesado, algunos de los cuales se equiparán con terminaciones duales. El contrato incluye la provisión de otros productos y servicios de Schlumberger Completions y soluciones de conectividad de información.
En Angola, Framo recientemente recibió un contrato de 200 millones USD de Total E&P Angola para un sistema de bombeo submarino multifase completo para el proyecto de iniciativas de recursos GirRI Girassol. El sistema de bombea que utiliza Framo, el líder de la industria en bombeo y medición submarinos multifase, se basa en el último desarrollo de la tecnología hélico-axial, capaz de entregar presiones diferenciales elevadas para mejor recuperación del petróleo.
Acerca de Schlumberger
Schlumberger es el proveedor líder mundial de soluciones de tecnología, gestión de proyectos integrados e información para clientes del sector del petróleo y gas a escala mundial. Con más de 115.000 empleados de más de 140 nacionalidades y con operaciones en aproximadamente 85 países, Schlumberger ofrece la mayor gama de productos y servicios del sector, desde la exploración hasta la producción.
Schlumberger Limited tiene oficinas principales en París, Houston y La Haya y reportó ingresos por 36.960 millones USD en 2011. Si desea obtener más información, visite www.slb.com.
*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.
†Corporación Nacional de Petróleo, Gas y Metales de Japón (Japan Oil, Gas and Metals National Corporation, JOGMEC), anteriormente Corporación Nacional de Petróleo de Japón (Japan National Oil Corporation, JNOC) y Schlumberger colaboraron en un proyecto de investigación para desarrollar la tecnología LWD. Los servicios EcoScope and NeoScope usan tecnología resultante de esta cooperación.
‡ StageFRAC Services incorpora la tecnología Packers Plus®.
Notas:
Schlumberger desarrollará una llamada conferencia para analizar los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes, 19 de octubre de 2012. La llamada está programada para comenzar a las 8:00 a. m. hora central de los EE. UU. (CT), 9:00 a. m. hora del Este (ET). Para acceder a la llamada, abierta al público, comuníquese con el operador de la llamada conferencia al +1-800-230-1059 dentro de los EE. UU. o al +1-612-234-9959 fuera de Norteamérica, aproximadamente 10 minutos antes de la hora inicial programada para la llamada. Pregunte por la "llamada conferencia de las ganancias de Schlumberger. A la conclusión de la llamada conferencia se dispondrá de una reproducción de audio hasta el 19 de noviembre de 2012 llamando al +1-800-475-6701 dentro de Norteamérica o al +1-320-365-3844 fuera de Norteamérica y proporcionando el código de acceso 255344.
La llamada conferencia se transmitirá por la web simultáneamente en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio solamente. Conéctese 15 minutos antes de la hora para probar su navegación y registrarse para la llamada. En el mismo sitio Internet se dispondrá también de la reproducción de la transmisión por web.
Puede encontrar información complementaria en forma de un documento de preguntas y respuestas sobre este comunicado a la prensa e información financiera en www.slb.com/ir.
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