Energia
Schlumberger Anuncia los Resultados del Primer Trimestre de 2013
Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy ingresos de 10.670 millones USD para el primer trimestre de 2013 en comparación con 11.170 millones USD en el cuarto trimestre de 2012 y 9.920 millones USD en el primer trimestre de 2012.
Los ingresos de las operaciones continuas atribuibles a Schlumberger, excluyendo cargos y créditos, fueron de 1.350 millones USD, lo que representa una reducción del 6 % en forma secuencial, pero un incremento del 4 % respecto al año anterior. Las ganancias diluidas por acción de las operaciones continuas, excluyendo cargos y créditos, fue de 1,01 USD en comparación con 1,08 USD en el trimestre anterior y 0,96 USD en el primer trimestre de 2012.
Schlumberger registró cargos de 0,07 USD por acción en el primer trimestre del 2013, en comparación con 0,06 USD por acción en el trimestre anterior y 0,01 USD por acción en el primer trimestre de 2012.
Los ingresos por Servicios en Yacimientos Petroleros de 10.670 millones USD se redujeron un 5 % en forma secuencial, pero aumentaron un 8 % respecto al año anterior. Los ingresos operativos antes de impuestos por Servicios en Yacimientos Petroleros de 2.000 millones USD se redujeron un 6 % en forma secuencial, pero aumentaron un 4 % respecto al año anterior.
El Director Ejecutivo de Schlumberger, Paal Kibsgaard informó que “la fortaleza internacional, junto con la resistencia a las condiciones desafiantes del mercado en América del Norte, generaron un desempeño sólido en el primer trimestre. Si bien nuestros resultados secuenciales mostraron los efectos del enlentecimiento estacional normal en el Hemisferio Norte y en el Lejano Oriente, así como menos ventas de productos en comparación con el cuarto trimestre, nuestras cifras respecto al año anterior demostraron el potencial del mercado internacional, la fuerza de nuestra ejecución y la importancia de nuestras capacidades de integración.
El crecimiento internacional respecto al año anterior superó el recuento de plataformas petrolíferas, liderado por la zona de Medio Oriente y Asia, con fuerte actividad en mercados clave como Arabia Saudita, Irak, Australia y China. En Europa/CEI/África, la fortaleza de la región subsahariana y el crecimiento en Rusia y la zona del Caspio, así como en el Mar del Norte, impulsaron el desempeño. América Latina se vio impulsada por la actividad de gestión de producción en Ecuador, la fortaleza de México y América Central y el crecimiento en los geomercados de Argentina, Bolivia y Chile. En América del Norte, la sólida actividad en Canadá y los robustos resultados en el Golfo de México de EE. UU. compensaron parcialmente la mayor debilidad de los precios y la actividad continental de EE. UU.
Las tendencias de precios internacionales en el primer trimestre se mantuvieron sin cambios, con una continuación del progreso lento, pero estable, en los ingresos por plataforma que se han observado en los últimos seis trimestres. Esto no fue impulsado solo por la actividad sino también por la mezcla de tecnología, donde seguimos introduciendo servicios de alta gama respaldados por una fuerte ejecución y desempeño operativo. En América del Norte, los precios de los servicios de tierra se debilitaron en general y se observó una mayor presión sobre los contratos de bombeo.
El entorno macroeconómico mundial tuvo noticias de todo tipo de las economías más importantes en el primer trimestre, incluyendo a China, EE. UU. y la Eurozona. Aun así, el panorama general para 2013 se mantiene esencialmente sin cambios con respecto a nuestras proyecciones anteriores, tanto en términos de crecimiento del PBI como en los aspectos esenciales de los mercados mundiales de petróleo y gas. Aún esperamos que el suministro de petróleo siga creciendo en América del Norte, mientras que la producción de otros países no integrantes de la OPEP seguirá enfrentando desafíos y esperamos que la capacidad de reserva mundial esperada se mantenga alrededor de los niveles actuales, en ausencia de cambios macroeconómicos o eventos geopolíticos inesperados.
Como resultado, seguimos viendo un resultado fuerte y consistente, en línea con nuestras expectativas en regiones clave que incluyen el África subsahariano, Rusia, Medio Oriente, China y Australia. El panorama para América del Norte sigue siendo incierto, con una actividad inferior a la esperada en las plataformas y una continua debilidad en los precios. Y mientras el clima frío y la producción estancada de gas natural dieron lugar a retiros significativos de almacenamiento, todavía no generó cambios en la capacidad de perforación de gas seco.
En este entorno, nos mantenemos concentrados en el desempeño operativo y financiero de cada mercado en el que participamos. Y con el compromiso y el impulso mostrado por toda nuestra organización, tengo confianza en que seguiremos ofreciendo dividendos superiores para nuestros inversores en el futuro”.
Otros Eventos
- Durante el trimestre, Schlumberger recompró 2,5 millones de acciones ordinarias a un precio promedio de 77,63 USD, resultando en un precio de compra total de 193 millones USD.
| Estado Consolidado Condensado de Ingresos | ||||||
| (Indicado en millones, excepto los importes de acciones) | ||||||
| Tres Meses | ||||||
| Períodos cerrados al 31 de marzo de | 2013 | 2012 | ||||
| Ingresos | $ | 10.668 | $ | 9.918 | ||
| Intereses y otros ingresos(1) | 33 | 47 | ||||
| Gastos | ||||||
| Costo de los ingresos | 8.442 | 7.810 | ||||
| Investigación e ingeniería | 295 | 275 | ||||
| Generales y administrativos | 95 | 98 | ||||
| Fusiones e integración(2) | - | 15 | ||||
| Restructuración y otros(2) | 92 | - | ||||
| Intereses | 98 | 80 | ||||
| Ingreso antes de impuestos | 1.679 | 1.687 | ||||
| Impuestos sobre ingresos(2) | 412 | 400 | ||||
|
Ingresos de operaciones continuadas |
1.267 | 1.287 | ||||
| Ingresos de operaciones discontinuadas | - | 19 | ||||
| Ingresos netos | 1.267 | 1.306 | ||||
|
Ingreso neto atribuible a participaciones no controladas |
8 | 5 | ||||
| Ingreso neto atribuible a Schlumberger | $ | 1.259 | $ | 1.301 | ||
| Importes de Schlumberger atribuibles a: | ||||||
| Ingresos de operaciones continuadas(2) | $ | 1.259 | $ | 1.282 | ||
| Ingresos de operaciones discontinuadas | - | 19 | ||||
| Ingresos netos | $ | 1.259 | $ | 1.301 | ||
| Ganancias diluidas por acción de Schlumberger | ||||||
| Ingresos de operaciones continuadas(2) | $ | 0,94 | $ | 0,95 | ||
| Ingresos de operaciones discontinuadas | - | 0,01 | ||||
| Ingresos netos(3) | $ | 0,94 | $ | 0,97 | ||
| Promedio de acciones circulantes | 1.330 | 1.334 | ||||
| Promedio de acciones circulantes asumiendo la dilución | 1.340 | 1.344 | ||||
| Depreciaciones y amortizaciones incluidas en los gastos(4) | $ | 896 | $ | 851 | ||
| 1) | Incluye ingresos por intereses de: | |
| Tres Meses de 2013 - 6 millones USD (2012 - 10 millones USD). | ||
| 2) | Consulte la página 6 para ver detalles de cargos y créditos. | |
| 3) | Los importes pueden no sumar debido al redondeo. | |
| 4) | Incluyendo los costos de datos sísmicos para múltiples clientes. | |
| Balance Consolidado Condensado | ||||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||
| 31 de marzo | 31 de diciembre | |||||||
| Activos | 2013 | 2012 | ||||||
| Activos Corrientes | ||||||||
| Efectivo e inversiones a corto plazo | $ | 5.561 | $ | 6.274 | ||||
| Cuentas por cobrar | 11.502 | 11.351 | ||||||
| Otros activos corrientes | 6.664 | 6.531 | ||||||
| 23.727 | 24.156 | |||||||
| Inversiones de ingresos fijos, mantenidas hasta el vencimiento | 266 | 245 | ||||||
| Activos fijos | 14.805 | 14.780 | ||||||
| Datos sísmicos para múltiples clientes | 582 | 518 | ||||||
| Fondo de comercio | 14.580 | 14.585 | ||||||
| Otros activos intangibles | 4.734 | 4.802 | ||||||
| Otros activos | 2.734 | 2.461 | ||||||
| $ | 61.428 | $ | 61.547 | |||||
| Pasivos y Capital | ||||||||
| Pasivos Corrientes | ||||||||
| Cuentas por pagar y pasivos acumulados | $ | 7.842 | $ | 8.453 | ||||
| Pasivo estimado para el impuesto sobre el ingreso | 1.548 | 1.426 | ||||||
| Préstamos a corto plazo y porción corriente | ||||||||
| de la deuda a largo plazo | 2.962 | 2.121 | ||||||
| Dividendos por pagar | 419 | 368 | ||||||
| 12.771 | 12.368 | |||||||
| Deuda a largo plazo | 8.138 | 9.509 | ||||||
| Beneficios posteriores a la jubilación | 2.056 | 2.169 | ||||||
| Impuestos diferidos | 1.506 | 1.493 | ||||||
| Otros pasivos | 1.176 | 1.150 | ||||||
| 25.647 | 26.689 | |||||||
| Capital | 35.781 | 34.858 | ||||||
| $ | 61.428 | $ | 61.547 | |||||
Deuda neta
"Deuda neta" representa la deuda bruta menos el efectivo, las inversiones a corto plazo y las inversiones con ingreso fijo mantenidas hasta el vencimiento. La dirección considera que la deuda neta brinda información útil sobre el nivel de endeudamiento de Schlumberger al reflejar efectivo e inversiones que se podrían usar para repagar la deuda. Detalles de los cambios en la Deuda Neta del año a la fecha:
| (Indicado en millones) | ||||||||||
| Tres Meses | 2013 | |||||||||
| Deuda neta, 1 de enero de 2013 | $ | (5.111 | ) | |||||||
| Ingresos de operaciones continuadas | 1.267 | |||||||||
| Depreciación y amortización | 896 | |||||||||
| Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | 128 | |||||||||
| Exceso de ingreso de capital sobre los dividendos recibidos | (23 | ) | ||||||||
| Gastos de compensación basados en acciones | 81 | |||||||||
| Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación | (177 | ) | ||||||||
| Aumento del capital de trabajo | (924 | ) | ||||||||
| Gastos de capital | (894 | ) | ||||||||
| Datos sísmicos de múltiples clientes capitalizados | (117 | ) | ||||||||
| Dividendos pagados | (365 | ) | ||||||||
| Beneficios de los planes de acciones de empleados | 166 | |||||||||
| Programa de recompra de acciones | (193 | ) | ||||||||
| Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo y deuda adquirida | (39 | ) | ||||||||
| Otros equipos | (94 | ) | ||||||||
| Efecto del tipo de cambio sobre la deuda neta | 126 | |||||||||
| Deuda neta, 31 de marzo de 2013 | $ | (5.273 | ) | |||||||
| Componentes de la Deuda Neta |
31 de marzo de |
31 de diciembre de |
||||||||
| Efectivo e inversiones a corto plazo | $ | 5.561 | $ | 6.274 | ||||||
| Inversiones de ingresos fijos, mantenidas hasta el vencimiento | 266 | 245 | ||||||||
| Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo | (2.962 | ) | (2.121 | ) | ||||||
| Deuda a largo plazo | (8.138 | ) | (9.509 | ) | ||||||
| $ | (5.273 | ) | $ | (5.111 | ) | |||||
Cargos y Créditos
Además de los resultados financieros determinados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en 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 reconciliación de estas medidas que no son GAAP con las medidas GAAP comparables:
| (Indicado en millones, excepto los importes de acciones) | ||||||||||||||||||||||||||||
| Primer trimestre de 2013 | ||||||||||||||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuestos |
Intereses |
Neto |
Ingresos por acción |
Clasificación del Estado de Resultados | |||||||||||||||||||||||
| Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, | ||||||||||||||||||||||||||||
| según lo informado | $ | 1.679 | $ | 412 | $ | 8 | $ | 1.259 | $ | 0.94 | ||||||||||||||||||
| Pérdida por devaluación de la moneda en Venezuela | 92 | - | - | 92 | 0,07 | Restructuración y otros | ||||||||||||||||||||||
| Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, | ||||||||||||||||||||||||||||
| sin incluir cargos y créditos | $ | 1.771 | $ | 412 | $ | 8 | $ | 1.351 | $ | 1,01 | ||||||||||||||||||
| Cuarto trimestre de 2012 | ||||||||||||||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuestos |
Intereses |
Neto |
Ingresos por acción |
Clasificación del Estado de Resultados | |||||||||||||||||||||||
| Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, | ||||||||||||||||||||||||||||
| según lo informado | $ | 1.807 | $ | 436 | $ | 9 | $ | 1.362 | $ | 1,02 | ||||||||||||||||||
| Costos de fusiones e integración | 60 | 10 | - | 50 | 0,04 | Fusiones e integración | ||||||||||||||||||||||
| Reducción de la mano de obra | 33 | 6 | - | 27 | 0,02 | Restructuración y otros | ||||||||||||||||||||||
| Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, | ||||||||||||||||||||||||||||
| sin incluir cargos y créditos | $ | 1.900 | $ | 452 | $ | 9 | $ | 1.439 | $ | 1,08 | ||||||||||||||||||
| Primer trimestre de 2012 | ||||||||||||||||||||||||||||
| Antes de impuestos | Impuestos |
Intereses |
Neto |
Ingresos por acción |
Clasificación del Estado de Resultados | |||||||||||||||||||||||
| Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, | ||||||||||||||||||||||||||||
| según lo informado | $ | 1.687 | $ | 400 | $ | 5 | $ | 1.282 | $ | 0,95 | ||||||||||||||||||
| Costos de fusiones e integración | 15 | 2 | - | 13 | 0,01 | Fusiones e integración | ||||||||||||||||||||||
| Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, | ||||||||||||||||||||||||||||
| sin incluir cargos y créditos | $ | 1.702 | $ | 402 | $ | 5 | $ | 1.295 | $ | 0,96 | ||||||||||||||||||
| Grupos de Productos | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Tres Meses Finalizados al | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 31 de marzo de 2013 | 31 de diciembre de 2012 | 31 de marzo de 2012 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
Ingresos |
|
Ingresos |
|
Ingresos | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Antes | Antes | Antes | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Ingresos |
Impuestos |
Ingresos |
Impuestos |
Ingresos |
Impuestos | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Servicios en Yacimientos Petroleros | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Caracterización de Reservorios(1) | $ | 2.803 | $ | 758 | $ | 3.148 | $ | 918 | $ | 2.582 | $ | 674 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Perforación | 4.132 | 741 | 4.137 | 696 | 3.785 | 657 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Producción(1) | 3.785 | 573 | 3.927 | 592 | 3.542 | 620 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Eliminaciones y otros | (52 | ) | (46 | ) | (38 | ) | (42 | ) | 9 | (8 | ) | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 10.668 | 2.026 | 11.174 | 2.164 | 9.918 | 1.943 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (168 | ) | - | (180 | ) | - | (171 | ) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Ingreso por intereses(2) | - | 6 | - | 6 | - | 10 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Egreso por intereses(2) | - | (93 | ) | - | (90 | ) | - | (80 | ) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Cargos y créditos | - | (92 | ) | - | (93 | ) | - | (15 | ) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| $ | 10.668 | $ | 1.679 | $ | 11.174 | $ | 1.807 | $ | 9.918 | $ | 1.687 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| Áreas Geográficas | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| (Indicado en millones) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Tres Meses Finalizados al | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 31 de marzo de 2013 | 31 de diciembre de 2012 | 31 de marzo de 2012 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Ingresos | Ingresos | Ingresos | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Antes | Antes | Antes | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Ingresos | Impuestos | Ingresos | Impuestos | Ingresos | Impuestos | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Servicios en Yacimientos Petroleros | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| América del Norte(1) | $ | 3.290 | $ | 627 | $ | 3.422 | $ | 656 | $ | 3.433 | $ | 777 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| América Latina | 1.904 | 371 | 2.071 | 377 | 1.766 | 323 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Europa / CEI / África | 2.851 | 508 | 2.958 | 579 | 2.577 | 428 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Medio Oriente y Asia | 2.505 | 609 | 2.577 | 601 | 2.064 | 476 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Eliminaciones y otros(1) | 118 | (89 | ) | 146 | (49 | ) | 78 | (61 | ) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 10.668 | 2.026 | 11.174 | 2.164 | 9.918 | 1.943 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Corporativos y otros | - | (168 | ) | - | (180 | ) | - | (171 | ) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Ingreso por intereses(2) | - | 6 | - | 6 | - | 10 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Egreso por intereses(2) | - | (93 | ) | - | (90 | ) | - | (80 | ) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Cargos y créditos | - | (92 | ) | - | (93 | ) | - | (15 | ) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| $ | 10.668 | $ | 1.679 | $ | 11.174 | $ | 1.807 | $ | 9.918 | $ | 1.687 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| Algunos importes del período anterior se reclasificaron para adaptarlos a la presentación del año actual. |
|
(1) No incluye intereses considerados en los resultados de los grupos de producto y áreas geográficas. |
Servicios en Yacimientos Petroleros
Los ingresos del primer trimestre de 10.670 millones USD cayeron un 5 % de manera secuencial, pero aumentaron un 8 % respecto al año anterior, con ingresos del Área Internacional de 7.260 millones USD, un crecimiento de 853 millones USD o un 13 % de aumento respecto al año anterior, mientras que los ingresos del Área de América del Norte de 3.290 millones USD registraron una caída de 144 millones USD o un 4 % respecto al año anterior. Las fuertes ventas de productos, software y a múltiples clientes de fin de año experimentadas en el cuarto trimestre de 2012 fueron responsables de más de la mitad de la caída secuencial de los ingresos. El resto de la caída secuencial se debió al enlentecimiento de la actividad estacional en el Mar del Norte, Rusia y China, demoras en los trabajos relacionadas con el clima en Brunei, Malasia y los geomercados en las Filipinas y Australasia, y al menor precio como resultado del exceso de capacidad en tierra en EE. UU. Sin embargo, estos efectos secuenciales estuvieron parcialmente compensados por la fuerte actividad de perforación y exploración en Angola y la fuerte actividad de proyectos en Canadá Occidental y Alaska.
En vista del impacto significativo que el fin del año y los factores estacionales tuvieron sobre el desempeño secuencial, los párrafos siguientes se concentran en una base anual, a menos que se indique lo contrario.
Los ingresos internacionales aumentaron un 13 % o sobrepasaron el recuento de plataformas petrolíferas, que aumentó un 7 % respecto al año anterior. Este aumento fue dirigido por el área de Medio Oriente y Asia con ingresos de 2.500 millones USD, un crecimiento del 21 %, principalmente a partir de los robustos resultados en todas las tecnologías en Arabia Saudita, fuertes resultados de Gestión de Proyectos Integrados (Integrated Project Management, IPM) en Irak y la actividad sostenida de perforación marítima y en tierra en los geomercados de Australasia y China. Los ingresos de Europa/CEI/África de 2.900 millones USD aumentaron un 11 %, liderado por la región de África subsahariana en función de un fuerte desarrollo y exploración de perforación. La región de Rusia y Asia Central registró una fuerte actividad marítima en Sakhalin, así como una fuerte actividad en tierra en Siberia Occidental y Kazakhastán, mientras que el geomercado del Mar del Norte mostró un crecimiento firme a medida que la actividad migró de la exploración al desarrollo y los proyectos relacionados con la producción. Los ingresos de América Latina de 1.900 millones USD crecieron un 8 %, sobre todo en Ecuador a partir del progreso sólido en el proyecto Shushufindi de Gestión de Producción de Schlumberger (Schlumberger Production Management, SPM). Asimismo, los geomercados de México y América Central y Argentina, Bolivia y Chile informaron aumentos fuertes, mientras que los ingresos de Brasil permanecieron estables. Los ingresos de América del Norte de 3.300 millones USD cayeron un 4 %, sobre todo por la actividad en tierra que disminuyó un 11 % respecto al año anterior, mientras que a nivel marítimo hubo un aumento del 26 %. El aumento en los ingresos marítimos correspondió al crecimiento de más del 30 % de la actividad de las plataformas de aguas profundas respecto al año anterior en el Golfo de México de EE. UU. La reducción en los ingresos en tierra correspondió principalmente a la debilidad del precio para servicios de bombeo a presión y otras tecnologías, mientras que el recuento de plataformas cayó un 15 % respecto al año anterior.
Por segmento, los ingresos del Grupo de Caracterización de Reservorios de 2.800 millones USD aumentaron 221 millones USD o 9 %, liderado por un crecimiento de dos dígitos en Servicios de Prueba y Soluciones de Información Schlumberger (Schlumberger Information Solutions, SIS), impulsados por una mejor actividad de exploración marítima y más ventas de software en todas las Áreas internacionales. WesternGeco creció con un mayor uso de buques marítimos a mejores precios y una mejor productividad UniQ* y sísmica en tierra convencional en Medio Oriente y Australia. Los ingresos del Grupo de Perforación de 4.100 millones USD aumentaron 347 millones USD o el 9 %, liderado por una robusta demanda de servicios de Perforación y Medidas, ya que la actividad de perforación marítima se fortaleció en el Golfo de México de EE. UU., África subsahariana, Sakhalin, Asia y Australia, y a medida que el recuento de plataformas aumentó en mercados internacionales clave en tierra como Arabia Saudita, China y Australia. La actividad de herramientas de perforación y actividad correctiva se expandió en todas las Áreas y los ingresos IPM crecieron fuertemente a medida que se lanzaron proyectos en Irak y Australia. Los ingresos del Grupo de Producción de 3.800 millones USD aumentaron 243 millones USD o el 7 %, con un crecimiento de dos dígitos por parte de las tecnologías de producción de Intervención y Terminaciones de Pozo y Elevación Artificial en todas las áreas internacionales. Framo y Subsea Services Technologies mostraron un crecimiento superior al 50 %, mientras que los ingresos SPM crecieron más del doble a medida que los proyectos en América Latina se adelantaron a lo planificado. El aumento en los ingresos del Grupo de Producción se vieron parcialmente compensados por una reducción en los ingresos de bombeo a presión en tierra en América del Norte.
Los ingresos operativos antes de impuestos de 2.000 millones USD del primer trimestre cayeron un 6 % de manera secuencial, pero aumentaron un 4 % respecto al año anterior. Los ingresos operativos internacionales antes de impuestos de 1.500 millones USD aumentaron 262 millones USD o 21 % respecto al año anterior, mientras que los ingresos operativos antes de impuestos de 627 millones USD en América del Norte cayeron 150 millones USD o 19 % respecto al año anterior.
Secuencialmente, y a pesar de la reducción de ingresos respecto al año interior y a causa de efectos estacionales, el margen operativo antes de impuestos de 19,0 % solo cayó 37 puntos básicos (basic points, bps) con un margen Internacional estable de 20,5 % y un margen de América del Norte estableciéndose en 19.1 %.
El margen operativo antes de impuestos del 19,0 % se redujo levemente en 59 bps respecto al año anterior, mientras que el margen operativo Internacional antes de impuestos se expandió 135 bps a 20,5 % mientras que el margen operativo de América del Norte antes de impuestos cayó 356 bps a 19,1 %. Medio Oriente y Asia tuvieron una mejora en el margen de 125 bps respecto al año anterior para alcanzar un 24,3 %, Europa/ CEI/ África registró una mejora de 120 bps hasta alcanzar 17,8 %, y América Latina aumentó 123 bps hasta 19,5 %. La caída en el margen de América del Norte correspondió fundamentalmente a la presión de precios para las tecnologías de producción de Servicios de Pozos en tierra, mientras que la expansión en el margen Internacional se debió a fuertes contribuciones de Servicios de Prueba y Tecnologías de Perforación y Medición sobre la rentabilidad mejorada de mayor actividad de exploración y perforación marítima. La rentabilidad mejorada de las actividades relacionadas con el proyecto IPM y SPM en las áreas de América Latina y Medio Oriente y Asia también contribuyeron a la expansión del margen internacional.
Por segmento, respecto al año anterior, el margen operativo antes de impuestos del Grupo de Caracterización de Reservorios registró una mejora de 94 bps al 27,0 % debido a la rentabilidad mejorada en Servicios de Prueba, mientras que el margen operativo antes de impuestos del Grupo de Perforación aumentó 57 bps al 17,9 % por los mejores márgenes informados por Mediciones y Perforaciones. El margen operativo antes de impuestos del Grupo de Producción cayó 237 bps al 15,1 %, principalmente debido a los menores precios para las tecnologías de producción de los Servicios de Pozos en tierra de EE. UU., aún cuando el efecto se vio parcialmente compensado por la rentabilidad mejorada en los proyectos SPM en América Latina.
Varios puntos destacados de integración de tecnologías contribuyeron a los resultados del primer trimestre.
Saudi Aramco y Schlumberger trabajaron estrechamente en un proyecto conjunto para desarrollar e implementar la tecnología de caracterización del sistema de poros personalizado para el campo petrolero más grande del mundo. Denominado CIPHER por el enfoque de descodificación utilizado, esta técnica integra datos de resonancia magnética nuclear sensible a la textura con registros de imágenes en otras mediciones de porosidad espectral para obtener la evaluación del sistema de poro total de los reservorios de carbonato. Los sistemas de poro complejos de las rocas de carbonato requieren detalles de las geometrías de poros del carbonato como dato esencial para una mejor determinación de la permeabilidad y para proyectar la recuperación definitiva del petróleo. El entendimiento de los detalles de este sistema de poros de carbonato es crucial para la evaluación de formaciones de carbonato. CIPHER permitirá un cambio de paso en la capacidad de Saudi Aramco para proyectar y operar la máxima recuperación de petróleo.
En Canadá Oriental, Wireline instaló los servicios de muestreo de rocas y líquido de última generación para mejorar la calidad de la medición y la eficiencia operativa en un pozo marítimo. La tecnología con testigos laterales rotativos de gran volumen XL-Rock* con un diseño de bit nuevo que permite que el peso del bit sea controlado desde la superficie recuperó aproximadamente el 80 % de los núcleos intentados, algunos de los cuales estaban en zonas no consolidadas de menos de 500 psi de fuerza compresiva. Además, se recuperaron muestras de líquido de baja contaminación de múltiples zonas de prueba con el probador dinámico de formación modular MDT*, equipado con la tecnología de extracción concentrada Quicksilver Probe* y el sistema InSitu Fluid Analyzer*. Esta combinación de tecnologías permitió que se obtengan muestras de líquido y roca representativas a un nivel de exactitud y eficiencia operativa no lograda anteriormente.
En Texas Occidental, la integración de las tecnologías Schlumberger permitió que Endeavor optimice un diseño de pozo horizontal en la formación de esquisto Wolfcamp en la cuenca del Permian. Una combinación de la espectroscopia de captura elemental Wireline ECS* y la tecnología de escaneo acústico Sonic Scanner* se utilizó para caracterizar una sección de esquisto Wolfcamp con una mayor profundidad que la lograda anteriormente. Durante la perforación, se usó un mapeador de límites de lecho Schlumberger PeriScope* para mantener el pozo horizontal dentro de los límites del objetivo más profundo. Luego se instaló una terminación horizontal con diseño de alto flujo, acompañado por un tratamiento de estimulación de 19 etapas ejecutado con tecnología de fracturación hidráulica de canal de flujo HiWAY* para Servicios de Pozo. Esta solución integrada de Schlumberger permitió que el operador aumente un 34 % la producción de este pozo de petróleo en 60 días cuando se lo compara con el pozo de compensación más cercano del mismo yacimiento.
En Arabia Saudita, Schlumberger Completions instaló el primer sistema de gestión multizonal modular trilateral IntelliZone Compact* de 3 1/2 pulgadas del mundo en un yacimiento marítimo para Saudi Aramco. La tecnología IntelliZone Compact es un sistema de terminación inteligente integrado de nueva generación que consiste en una válvula de control de flujo operada a distancia, un sistema de monitoreo dual en tiempo real con sensor de posición de obturador y un empaquetador de alimentación en un conjunto. El sistema está diseñado para optimizar la producción mientras se mejora la eficiencia de instalación y se minimiza la intervención futura.
En Japón, la primera producción marítima del mundo de gas de capas de hidrato de metano fue confirmada por Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC). Una combinación de tecnologías de evaluación de formación, perforación, terminaciones y monitoreo de Schlumberger fue utilizada por JOGMEC en la perforación de dos pozos de monitoreo y uno de producción, y en la prueba de flujo del pozo de producción a través de la disociación de hidrato de metano. Las tecnologías Schlumberger incluyeron el monitoreo de reservorio y producción en tiempo real WellWatcher* en combinación con sensores de temperatura distribuidos por fibra óptica y una disposición de sensores digitales de alta resolución. Además, la plataforma de escaneo acústico Wireline Sonic Scanner con modelado de estudio de reflexión acústica de pozo (Borehole Acoustic Reflection Survey, BARS) y análisis ABC* en las que se basan las tecnologías de cubierta se ejecutó antes y después de la prueba de producción. Estas tecnologías de Schlumberger han sido centrales para permitir que JOGMEC valide el método y la economía de la producción de gas a partir de hidratos de metano en este proyecto revolucionario.
Grupos de Caracterización de Reservorio
Los ingresos del primer trimestre de 2.800 millones USD cayeron un 11 % de manera secuencial, pero crecieron un 9 % respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 758 millones USD fue un 18 % inferior de manera secuencial, pero aumentó un 13 % respecto al año anterior. Las caídas secuenciales correspondieron, esencialmente, a la reducción en las ventas a múltiples clientes de WesternGeco y del software SIS tras un sólido aumento a fin de año, pero estos efectos se vieron compensados parcialmente por el mayor uso de los buques de WesternGeco.
Con respecto al año pasado, los ingresos aumentaron 221 millones USD, liderados por el crecimiento de dos dígitos en la actividad de Servicios de Prueba y las ventas de software SIS, lo que se vio impulsado por la exploración marítima mejorada y el aumento de las ventas en todas las áreas internacionales. WesternGeco creció con un mayor uso de buques marítimos a mejores precios y una productividad UniQ y sísmica en tierra convencional mejorada en Medio Oriente y Australia.
El margen operativo antes de impuestos de 27,0 % cayó 215 bps de manera secuencial, pero aumentó 94 bps respecto al año anterior. La reducción secuencial del margen correspondió a la reducción estacional en las ventas a múltiples clientes de WesternGeco y de software SIS.
Con respecto al año anterior, el margen operativo se expandió debido a la rentabilidad mejorada en los Servicios de Prueba, que se beneficiaron del mayor margen de la actividad de exploración marítima.
Varios puntos destacados de la tecnología en el Grupo de Caracterización de Reservorios contribuyeron a los resultados del primer trimestre.
WesternGeco acaba de completar la adquisición del primer estudio para múltiples clientes de banda ancha de alta resolución en Nueva Zelanda, en preparación para la licitación de superficie en 2014. Llevada a cabo mar adentro en Taranaki, el estudio utilizó varias tecnologías de WesternGeco, incluyendo los cables sísmicos marinos Q-Marine Solid*, adquisición e imágenes de banda ancha con muesca deslizante ObliQ*, fuente sísmica de banda ancha marina calibrada Delta* y el método de Adquisición de Línea Continua* para cobertura completa en aguas poco profundas. Debido a consideraciones ambientales en el área, WesternGeco trabajó estrechamente con agencias ambientales y reguladoras locales para asegurar que el estudio se realizara con seguridad y responsabilidad, y fue reconocida por el Departamento de Conservación de Nueva Zelanda.
WesternGeco obtuvo un contrato de Thombo Petroleum Ltd. para la adquisición y procesamiento de un estudio en 3D con la tecnología sísmica isométrica marina IsoMetrix* sobre el Bloque 2B en la costa de Sudáfrica. El estudio cubre un área completa de 686 km2 que se extiende sobre la fosa tectónica A-J1 que Thombo Petroleum dijo que contiene un descubrimiento de petróleo y otros prospectos y posibilidades en sus márgenes. Thombo descubrió el uso de la tecnología IsoMetrix como un paso importante en su evaluación de las reservas y recursos.
En las costas de Angola, WesternGeco completó un estudio de monitoreo en 4D de 600 km2 con la tecnología Q-Marine* sobre los yacimientos de Girassol, Jasmin, Dalia y Rosa, operados por Total Exploration and Production Angola. El área muy congestionada incluye dos estaciones de carga de petroleros, dos FPSO y una plataforma de perforación, lo que requiere el uso de una técnica por debajo de zonas de acceso difícil con un buque fuente adicional para iluminar el reservorio por debajo de las instalaciones de superficie.
BP asignó a WesternGeco uno de los contratos de procesamiento de datos e imágenes más grandes para aproximadamente 900 km2 de datos sobre cables del fondo oceánico en la cuenca South Columbus de Trinidad y Tobago. Los estudios se adquirieron a lo largo de dos estaciones invernales con la tecnología Q-Seabed* y la técnica de adquisición de fuente sísmica simultánea SimSource*. La asignación es parte de una colaboración de múltiples proyectos y múltiples años entre las dos compañías, que dieron lugar a un equipo BP/WesternGeco combinado logrando el premio BP Helios reconocido mundialmente.
Tras la disponibilidad del sistema sísmico en tierra con receptor de punto integrado UniQ para alquiler o venta, son varias las compañías que ya están instalando la tecnología. IG Seismic Services Ltd (IGSS) compró un sistema de 40.000 canales que ha estado operando con éxito en Rusia. Sichuan Geophysical Company (SCGC) de China alquiló un sistema de 45.000 canales y completó un proyecto para PetroChina Southwest Oil y Gas Field Company con eficiencia comprobada. También se ha continuado un acuerdo de alquiler de un año para la instalación del sistema UniQ en proyectos en México.
En Australia, se usó el servicio experto de resonancia magnética Wireline MR Scanner* para Apache en un reservorio glauconítico complejo para proporcionar identificación de líquidos en un pozo de desarrollo en el yacimiento Stag. La gran concentración de glauconita afectó los registros de resistencia de tal manera que las saturaciones e incluso los tipos de líquido no podían ser identificados con las técnicas de registro convencionales. Sin embargo, la tipificación de líquido por MR Scanner pudo proporcionar no solo la saturación sino también identificar los contactos de agua/petróleo/gas. Este resultado exitoso ha llevado a Apache a incorporar la tecnología en su programa de desarrollo de pozos en el yacimiento.
En Kuwait, se usó la tecnología de dispersión dieléctrica de multifrecuencia Wireline Dielectric Scanner* para que Kuwait Oil Company (KOC) detecte zonas hídricas producibles en un pozo horizontal en el yacimiento Raudhatain con estratigrafía compleja y variaciones en sedimentología. A continuación, se usó el probador dinámico de formación modular MDT con tecnología de extracción concentrada Quicksilver Probe para cuantificar el corte de agua en zonas de interés y confirmó los resultados del servicio de escáner dieléctrico. Esta caracterización de líquido ayudó al cliente a optimizar el diseño de terminación y lograr el drenaje eficiente de petróleo del reservorio para una máxima recuperación.
En Alaska, se instalaron la tecnología de tractor de los servicios en pozo entubado Wireline TuffTRAC* y cargas de perforación de penetración profunda PowerJet Omega* de Wireline para volver a perforar cuatro pozos para Almacenamiento de Gas Natural Cook en el yacimiento de gas Kenai. Anteriormente, todos los pozos del yacimiento habían sido perforados sobrebalanceados y las pruebas de flujo resultante estuvieron por debajo de las expectativas. A fin de minimizar el daño de la perforación y permitir un túnel de perforación más eficiente, se volvieron a perforar los pozos a presión balanceada, lo que llevó a un aumento en las tasas de inyección del 50 % al 300 %.
En Colombia, se usaron las tecnologías de registro de producción de pozo desviado y horizontal Wireline Flow Scanner* y de saturación de reservorio RST* para adquirir datos de evaluación de formación en cinco pozos abiertos con empaque de grava para Hocol S.A. La interpretación de datos proporcionada por Schlumberger PetroTechnical Services le ofreció al cliente un mejor entendimiento del perfil de producción y las propiedades del reservorio, así como su influencia en el desempeño de producción a lo largo de las secciones horizontales de los pozos. Como resultado, Hocol S.A. está planificando una nueva estrategia de desarrollo de yacimientos que comprende mejoras en los diseños de perforación y terminación.
En Kazakhstán, se instaló la tecnología de registro durante la presión de reservorio Wireline PressureXpress* para Karachaganak Petroleum Operating B.V. (un consorcio formado por ENI, BG, Chevron, Lukoil y KazMunaiGaz) en un pozo horizontal de 6 pulgadas de alcance extendido, registrando el estudio de presión de formación más profunda en el yacimiento Karachaganak. La herramienta PressureXpress fue instalada en la tubería de perforación en una sección horizontal de 1.200 metros con las mejores prácticas de diseño de trabajo, ejecución de la planificación y monitoreo en tiempo real. Los datos adquiridos permitieron que el operador entienda mejor el régimen de presión de la plataforma de perforación principal hacia la Acumulación Occidental.
En Colombia, se usaron la plataforma de escaneo acústico Wireline Sonic Scanner y la tecnología de imagen ultrasónica USI* con software de evaluación de unión por cemento CBL Adviser* para Union Temporal IJP para evaluar las características de fractura casi de pozo en un pozo productor de petróleo en el yacimiento Palagua. Con el respaldo de caracterización de reservorio multidisciplinario de Schlumberger PetroTechnical Services, la altura y propagación de las fracturas se describieron en detalle, lo que permitió nuevas estimaciones de la productividad del pozo. Como resultado, el cliente tiene planes de llevar a cabo el mismo flujo de trabajo en otros dos pozos.
En Rusia, Schlumberger Testing Services ejecutó una prueba de pozo compleja a altas velocidades de flujo para Venineft, mar adentro de Sakhalin. A pesar de las malas condiciones climáticas, una plataforma marítima con una ventana operativa limitada y un gran costo de distribución, la operación de prueba del pozo no tuvo fallas, lo que generó un ahorro del 10 % en el tiempo en comparación con el plan de la plataforma. Este éxito fue posible por un diseño de prueba de pozo personalizado a través de la preparación del trabajo, el monitoreo de datos en tiempo real y la cooperación entre los equipos de Venineft y Schlumberger marítimos y en tierra.
En los EAU, se firmó un nuevo Acuerdo Maestro con Abu Dhabi Company para Operaciones Petroleras en Tierra (ADCO). Este contrato de tres años permite que todas las unidades de negocios de ADCO accedan a la tecnología de software Schlumberger E&P, a los servicios de consultoría y a la capacitación técnica. A través de su capacidad única para brindar soluciones petrotécnicas completas incluyendo cuestiones sísmicas, modelado geológico, simulación de reservorio y economía de petróleo, Schlumberger continúa siendo reconocido como un socio tecnológico confiable de ADCO.
En Sudáfrica, Sasol Petroleum International seleccionó al software E&P Schlumberger Petrel* como la plataforma de elección para el modelado y la interpretación sísmica para todos sus activos mundiales. Esto forma parte de un software científico estratégico, gestión de datos y proyecto de entorno del proceso. El software Petrel proporcionará a los equipos de activos la integración necesaria y es un activador clave para el entorno cooperativo de “pensar y planificar”.
En Polonia, Polish Oil and Gas Company S.A. (PGNiG) seleccionó el software Petrel E&P como la plataforma de elección para el modelado sísmico y la interpretación sísmica en todos sus activos locales especialmente concentrado en las áreas de concesión de gas esquisto. La decisión de adoptar la plataforma de tecnología Petrel respalda el compromiso de PGNiG para mejorar la exploración y desarrollo de reservorios de gas convencional y no convencional.
Grupo de Perforación
Los ingresos del primer trimestre de 4.100 millones USD fueron secuencialmente estables, pero crecieron un 9 % respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 741 millones USD fue un 7 % mayor de manera secuencial, y aumentó el 13 % respecto al año anterior. Los ingresos fueron secuencialmente estables ya que una reducción en las ventas del producto M-I SWACO tras un fuerte fin de año estuvo compensada por los mayores ingresos de los servicios de Perforación y Mediciones, mejores precios de una mezcla de tecnología más favorable y la mayor actividad en el área de Europa/CEI/África y el Medio Oriente.
Los ingresos aumentaron 347 millones USD a partir del robusto crecimiento de las tecnologías de perforación y medición, ya que la actividad de perforación marítima se fortaleció en el Golfo de México de EE. UU., África subsahariana, Sakhalin, Asia y Australia, y cuando el recuento de plataformas aumentó en mercados internacionales clave en tierra como Arabia Saudita, China y Australia. La actividad de herramientas de perforación y actividad correctiva se expandió en todas las áreas y IPM creció fuertemente a medida que se lanzaron proyectos en Irak y Australia.
El margen operativo antes de impuestos de 17,9 % cayó 111 bps de manera secuencial, y se expandió 57 bps respecto al año anterior. Secuencialmente, el margen se expandió como resultado de un mejor precio de una mezcla de tecnología superior para los servicios de Perforación y Mediciones y mejor rentabilidad en proyectos IPM en Medio Oriente.
El margen operativo antes de impuestos aumentó respecto al año anterior a través del aumento en la actividad de perforación en el Golfo de México de EE. UU. y las áreas internacionales, y un precio más favorable de una mejor mezcla de tecnología, sobre todo en Perforación y Mediciones.
Varias tecnologías del Grupo de Perforación contribuyeron a los resultados del primer trimestre.
En China, la primera implementación del sistema de dirección rotativa de alta velocidad de acumulación Schlumberger PowerDrive Archer* y la plataforma del diseño de drillbit integrado Smith IDEAS* batió dos récords del yacimiento mientras se perforaban tres pozos profundos para PetroChina en el yacimiento Hade, la ejecución de bit individual más larga en un intervalo de 8 1/2 pulgadas y la velocidad de penetración más rápida. Además, la tecnología PowerDrive Archer también estableció un récord mundial con la profundidad vertical total más profunda perforada desde su comercialización en 2012. La combinación de las tecnologías PowerDrive Archer y Smith Bits permitió la perforación desde el lanzamiento hasta el establecimiento del pozo en una ejecución única, que se tradujo en ahorros para el operador de hasta cinco ejecuciones o siete días por pozo, comparado con los sistemas de perforación anteriores. La sinergia proporcionada por las tecnologías también permitió que PetroChina acortara la sección de acumulación y aumentara la exposición del reservorio en aproximadamente un 20 %.
También en China, Perforación y Mediciones estableció récords de perforación múltiple en el proyecto Changbei para Shell durante 2012. Hasta la fecha, de los cuatro pozos laterales duales completados, tres son considerados los "mejores en su clase" y uno está en el "Cuartil Superior" en comparación con pozos perforados en el mismo yacimiento durante los últimos seis años. El contrato de perforación basado en desempeño se alinea con los objetivos de Shell y ya ha generado ahorros sustanciales de 101 días para el cliente respecto del AFE planificado total. El logro fue posible a través de los esfuerzos conjuntos del personal de Perforación y Mediciones en el yacimiento y del equipo de Shell Changbei.
En el Mar del Sur de China, se instalaron el sistema direccionable rotativo de Perforación y Mediciones PowerDrive*, el registro multifunción mientras se perfora EcoScope*† y las tecnologías de mapeador de límites y lecho PeriScope para el Grupo de Operadores CACT (CNOOC, Chevron and ENI) para desarrollar reservorios maduros altamente laminados en un proyecto de perforación de pozo de reingreso horizontal. Al colocar exactamente todas las secciones laterales de los pozos horizontales dentro del reservorio objetivo de 2 metros, el operador logró mejorar el drenaje de hidrocarburos. Como resultado, los pozos horizontales han estado produciendo a velocidades mayores y con cortes de agua muy bajos en comparación con las expectativas.
En Rusia, las tecnologías Schlumberger Drilling Group brindaron una nueva referencia en desempeño de perforación horizontal para Eriell en el yacimiento de Samburgskoe de la región de Novy Urengoy. La combinación de la tecnología de dirección rotativa Schlumberger Drilling & Measurements PowerDrive X6* y un bit compacto de diamantes policristalinos (PDC) Smith personalizado con tecnología de cortado premium alcanzó una velocidad de penetración de 32 m/h mientras se perforaba un pozo horizontal, estableciendo un nuevo récord para el yacimiento.
También en Rusia, Perforación y Mediciones instaló la tecnología de resistencia MicroScope* e imágenes mientras se perfora para Lukoil en la región de Perm. El servicio demostró gran eficiencia en la formación de carbonato en el yacimiento petrolero de Pavlovskoye, ofreciendo una resistencia de formación más exacta en un entorno muy resistente, goteos estructurales e información de fractura mientras se realiza la perforación. Tener esta información crítica en tiempo real permitió la colocación exitosa de dos pozos horizontales en el punto dulce del reservorio. El valor comprobado de mediciones MicroScope creó nuevas oportunidades para el crecimiento rápido de esta tecnología en la región Volga Ural y en el mercado ruso.
En otras partes de Rusia, recientemente se presentaron las tecnologías Schlumberger Drilling Group para Gazprom Burienieen en el yacimiento Dulisma de Siberia Oriental. La integración de los motores de dirección PowerPak* de Perforación y Mediciones y los bits Smith personalizados permitieron la perforación de una sección de pozo horizontal de 8 1/2 pulgadas con el perfil más complicado que el cliente haya perforado alguna vez en este yacimiento. En particular, la tecnología Smith Bits PDC superó los desafíos técnicos en la sección de doleritas de la formación para perforar 1.383 metros en una única ejecución, en comparación con un mínimo de tres ejecuciones que fueron necesarias en pozos perforados con anterioridad.
En las costas de Australia, se instalaron tecnologías Schlumberger Drilling Group para Vermilion Oil & Gas para perforar un pozo muy desafiante en un yacimiento con un reservorio altamente no consolidado. Las tecnologías incluyeron el sistema de dirección rotativa de alta velocidad de acumulación Drilling & Measurements PowerDrive Archer, un servicio multifunción de registro durante la perforación EcoScope, el mapeador de límites de lecho PeriScope y bits Smith personalizados utilizando la plataforma de diseño de bit de perforación integrado IDEAS, conjuntamente con el servicio de optimización de estudio WellDefined TVD*. Esta combinación permitió la ubicación precisa del pozo, manteniendo una trayectoria difícil dentro de la zona deseada y entre pozos previamente perforados. La tecnología PeriScope pudo mapear un cono de agua esperado y guió la dirección dentro de la arena deseada. Esta operación se condujo en una única ejecución de 2.200 metros.
En Tailandia, la tecnología de medición durante la perforación (MWD) de Schlumberger Drilling & Measurements recibió un contrato de PTTEP para todo su trabajo mar adentro en Tailandia. Este contrato de tres años marca un nuevo ingreso de Schlumberger Drilling & Measurements en el mercado de perforación de pozo delgado del Golfo de Tailandia. Este entorno de perforación de ultra alta temperatura desafiante requiere tecnología MWD especial capaz de operar a 200 ºC.
En Ecuador, la tecnología Smith Bits ayudó a que EP Petroecuador logre la velocidad más rápida de penetración registrada en la sección de 12 1/4 pulgadas de un pozo perforado en el yacimiento de Auca. El bit Smith PDC personalizado de 12 1/4 pulgadas con tecnología de cortador ONYX* mostró mínimo desgaste y ayudó al operador a ahorrar más de tres días en comparación con pozos similares anteriores que usaron dos o tres bits PDC convencionales.
En Argentina, se instalaron el sistema de dirección rotativa de alta velocidad de acumulación Schlumberger PowerDrive Archer y Smith Bits personalizados para Apache para perforar un pozo horizontal en la formación de esquisto no convencional de Vaca Muerta en la cuenca del Neuquén. Esta combinación de tecnologías de perforación Schlumberger permitió la optimización de las secciones de curva y drenado de pozos, que se perforaron en una única ejecución a una velocidad promedio de penetración 35 % más alta que en los pozos compensados. Como resultado, la sección de 8 1/2 pulgadas alcanzó la profundidad total del pozo 7 días antes de lo establecido en el programa.
En 2013, la aplicación de un sistema de perforación Schlumberger integrado que incluyó un bit, líquido de perforación y motor ayudó a Vintage Production California LLC, una subsidiaria de propiedad absoluta de Occidental Petroleum Corporation (Vintage), a reducir los costos de construcción de los pozos en un 36 % y mejoró la eficiencia operativa en un 33 % en las operaciones de su yacimiento California Rose. El enfoque del sistema de perforación industrial resultó en una reducción de 9,4 días para perforar un pozo de 3.962 metros (13.000 pies). Contribuyeron a este mejor desempeño los motores de barro Schlumberger para las secciones superiores del pozo, un sistema de dirección rotativo PowerDrive para los laterales y un bit Smith PDC personalizado. El sistema entregó una sección de curva de 8°/100-pies a una tasa de penetración óptima. Los líquidos M-I SWACO fueron usados para la inhibición y lubricación de arcilla, manteniendo el control de los sólidos de baja gravedad, lo que redujo el NPT relacionado con la herramienta de pozo descendente y la erosión del componente de la plataforma. El equipo de colaboración en el sitio del pozo de Schlumberger y Vintage gestionaron con todo éxito la limpieza del pozo e impidieron atascamientos en la tubería, optimizando el sistema de perforación para lograr los resultados anteriores. El acceso rápido a todos los datos por los servicios de cementado de Schlumberger dio lugar a diseños de cemento óptimos y oportunos que proporcionaron un aislamiento de zona eficaz.
En Brasil, IPM completó la perforación de tres pozos marítimos para Vanco en la cuenca de Santos, conocida por las condiciones de perforación desafiantes como las vibraciones inducidas por la formación, niveles severos de adherencia- deslizamiento (stick-slip) y altos gradientes de temperatura. Las tecnologías Schlumberger instaladas fueron activadas por un centro de soporte a operaciones de perforación interactivas OSC* y alcanzaron el récord de Brasil para la ejecución de la sección más larga de 17 1/2 pulgadas. En general, se ahorraron 21 días en comparación con el plan de gastos aprobado por el operador.
También en Brasil, se usó la tecnología de líquidos M-I SWACO WARP* para Petrobras en un pozo exploratorio HPHT de aguas profundas con una ventana operativa de presión de barro estrecha. La tecnología WARP permitió que se perforara el pozo de acuerdo con el plan y mejoró la capacidad de obtener datos de la medición durante la perforación y las herramientas de registro durante la perforación a fuerzas de señal de hasta diez veces superiores a las de los sistemas de líquido de perforación convencionales. Este mejor desempeño de líquido de perforación permitió que Petrobras tenga más confianza en los datos suministrados por las tecnologías de presión de formación durante la perforación Drilling & Measurements StethoScope*, telemetría de alta velocidad durante la perforación TeleScope* y sónica durante la perforación sonicVISION*.
En otras partes de Brasil, la tecnología de líquidos M-I SWACO WARP con líquido de barita micronizada permitió que el generador de imágenes de pozo ultrasónico Wireline UBI* fuera instalado para OGX en un pozo exploratorio HPHT de aguas profundas en la cuenca de Santos. Al usar un material de peso patentado con tamaños de 2 a 4 micrones, lo cual es unas 10 veces más pequeño que la barita API estándar, la tecnología WARP entregó un peso alto de barro de 17,2 ppg con bajas propiedades reológicas y sin colapsos ni dosificación de barita. Esta combinación de tecnologías de Schlumberger proporcionó a OGX una mejor evaluación de formación mientras se reducía el riesgo operativo en un entorno HPHT desafiante.
Grupo de Producción
Los ingresos del primer trimestre de 3.800 millones USD cayeron un 4 % de manera secuencial, pero crecieron 7 % respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 573 millones USD fue 3 % inferior de manera secuencial, y cayó 8 % respecto al año anterior. Las reducciones secuenciales se debieron esencialmente a las menores ventas de productos de Terminaciones y Elevación Artificial tras sus elevadas ventas a fin de año. Además, las tecnologías de producción de Servicios de Pozos también bajaron por la caída de los precios como resultado de la excesiva capacidad en la tierra de EE. UU. a pesar de un aumento en el recuento de etapas debido a las ganancias en la actividad invernal en Canadá Occidental.
Con respecto al año anterior, los ingresos aumentaron 243 millones USD, principalmente por el crecimiento de dos dígitos en tecnologías de producción de Elevación Artificial, Intervención de Pozos, Terminaciones y Servicios de Pozo en las Áreas internacionales. Framo y Subsea Services Technologies obtuvieron un crecimiento superior al 50 % mientras que los ingresos SPM aumentaron más del doble a medida que los proyectos en América Latina se adelantaron a lo planificado. Sin embargo, el aumento en los ingresos del Grupo de Producción se redujeron parcialmente debido a una disminución en los ingresos de bombeo a presión en tierra en América del Norte.
El margen operativo antes de impuestos de 15,1 % se mantuvo secuencialmente estable, pero cayó 237 bps respecto al año anterior. Secuencialmente, se expandió el margen con una mejor rentabilidad de las actividades relacionadas con el proyecto SPM en América Latina y con los mejores resultados de Servicios de Pozos en el Golfo de México de EE. UU. y las Áreas internacionales. Sin embargo, esta expansión se vio compensada por reducciones del precio en tierra de EE. UU. En otros lugares de América del Norte, mejoró el margen en tierra de Servicios de Pozos en 135 bps como resultado del mayor recuento de etapas en Canadá Occidental y menores costos de guar.
El margen operativo antes de impuestos cayó principalmente por los menores precios para las tecnologías de producción de los Servicios de Pozos en tierra de EE. UU., si bien el efecto se vio parcialmente compensado por la rentabilidad mejorada en los proyectos SPM en América Latina.
Los puntos destacados durante el trimestre incluyeron los éxitos para varias tecnologías del Grupo de Producción.
En Rumania, se instalaron las lechadas de Servicios de Pozos LiteCRETE* para OMV Petrom en el yacimiento de Dealu Batran como la tecnología óptima para cementar reservorios vacíos propensos a la pérdida de líquido. Como resultado de la implementación de la tecnología LiteCRETE en numerosos pozos, las pérdidas se mitigaron y el aislamiento zonal se vio confirmado por el cementado y los registros de densidad variable. Como resultado, el operador evitó la necesidad de operaciones de cementado correctivas y ahorró costos asociados con la perforación de la plataforma y servicios.
En Rusia, se realizó el tratamiento exitoso de fractura hidráulica para el primer proyecto SPM con TNK-BP Varyeganneftegas en el yacimiento Novo-Khokhryakovskoye. La velocidad inicial del pozo excedió las expectativas del cliente en un 50 %. Los datos obtenidos después de la evaluación de la fractura servirán para la optimización futura de la terminación del pozo horizontal.
En Rusia, la tecnología de cementado basada en hormigón armado Servicios de Pozos CemCRETE* fue implementada para Open Joint Stock Company (OJSC) Verkhnechonskneftegaz para mejorar significativamente la calidad de la vaina de cemento y prolongar la vida de sus pozos en el yacimiento de VCNG en Siberia Oriental. Además, el departamento de perforación del cliente decidió reemplazar la tecnología de cementado convencional con el aditivo de cemento Servicios de Pozos LITEFIL* para lechadas de baja densidad en todos sus pozos del yacimiento de VCNG durante 2013.
En el sur de México, Schlumberger completó el primer pozo horizontal en el yacimiento de Terra con más de 500 m de trazado de líneas en una zona con carbonato altamente heterogéneo para Pemex. Se realizó un tratamiento de estimulación con la emulsión superX Well Services SXE* y líquidos de estimulación viscoelásticos VDA* y se obtuvo una producción inicial de petróleo de unos 5.000 barriles/día, o un 66 % por encima del plan. Como resultado, el cliente está perforando ahora un segundo pozo horizontal en el mismo yacimiento, donde planean llevar a cabo un tratamiento de estimulación similar. Este logro fue posible por la ingeniería personalizada y el trabajo en equipo de las operaciones de campo de Pemex y Schlumberger.
En Kuwait, se instalaron las tecnologías de Servicios de Intervención de Pozos de Schlumberger para KOC a fin de recuperar un pozo que había dejado de producir en el año 2000. Se adoptó un enfoque novedoso por primera vez en este yacimiento, combinando la estimulación de la matriz de desempeño en el pozo en vivo ACTive* con sensores de temperatura distribuidos (DTS) con servicio de perforación y corte de tubería hidráulico ABRASIJET*. Además, se usaron líquidos energizados para optimizar la penetración de tratamiento en la fórmula y aumentar el contacto del reservorio para resultados óptimos. La intervención fue diseñada y ejecutada con todo éxito permitiendo que el pozo volviera a fluir, y contribuyó positivamente a la producción de KOC.
En el sector del Mar del Norte del Reino Unido, se instalaron las tecnologías Schlumberger Completions para Xcite Energy en una terminación multizonal inteligente exclusiva en el yacimiento de Bentley. La familia de sistemas de gestión zonal IntelliZone* se combinó con el sistema de válvula de aislamiento de formación controlada en la superficie SFIV*, lo que permitió el control de flujo de dos pozos horizontales durante una prueba de pozo extendida. Además, se instalaron la tecnología de monitoreo de producción y reservorio en tiempo real WellWatcher y DTS para monitorear los parámetros de producción, mientras que una bomba sumergible eléctrica con una unidad de velocidad variable proporcionó la elevación requerida para producir el pozo. Se instalaron 14 líneas de control de avanzada en el pozo para entregar un sistema de gestión multizonal integrado, lo que permitió la eficiente prueba de producción y adquisición de datos de los dos pozos sin una intervención costosa en los mismos.
En Noruega, Schlumberger proporcionó una gama completa de productos y servicios para Shell en dos pozos de gas submarinos en el yacimiento mar adentro de Ormen Lange. La gama de ofertas incluyó OptiPac* Alternate Path‡, el monitoreo de producción y reservorio en tiempo real WellWatcher y los sistemas de válvula de aislación de formación FIV*. La tecnología OptiPac permitió un empaque de grava positivo del pozo en una formación muy agotada, lo que mejoró la longevidad de la terminación. Los dos pozos fueron puestos en marcha con éxito al activar con confianza la herramienta FIV a través de un vehículo operado a distancia, lo que simplificó las operaciones y permitió que el operador ahorrara 15 millones USD en costos de tiempo de plataforma por pozo.
En Indonesia, Schlumberger Elevación Artificial recibió un contrato de seis años de parte de CNOOC por un servicio runlife con bomba sumergible eléctrica (ESP) para servicios y equipo ESP en 144 pozos del yacimiento mar adentro del sur de Sumatra. La asignación se basó en el récord comprobado de Schlumberger en el suministro de sistemas de gran confiabilidad para condiciones de pozo desafiantes en el yacimiento de Sumatra durante casi 40 años.
En Canadá, Schlumberger Completions usó el sistema de estimulación multietapa Falcon* con bolas reabsorbibles graduadas para Mancal Energy a fin de completar 6 pozos, incluyendo la estimulación de un total de 95 fases. Las bolas reabsorbibles fueron activadas por líquidos del pozo. Su uso como alternativa a las bolas Falcon estándar reduce la probabilidad de intervención por tubo en espiral durante el proceso de terminación, que puede costar 200.000 USD por pozo en esta área.
En Rusia, se lograron varias aplicaciones exitosas de tecnología Schlumberger durante 2012 para Gazpromneft-Razvitie en el yacimiento Messoyakha. Se usó la tecnología de mapeo de límites de lecho Schlumberger Drilling & Measurements Periscope para una mejor colocación de secciones de pozo horizontal y un entendimiento mejorado de las condiciones del reservorio. También se terminaron dos pozos horizontales con las pantallas de red comprimida de acero inoxidable Schlumberger Sand Management Services MeshRite* para reducir el retorno de arena durante la producción. Además, Schlumberger Testing Services brindó Servicios de Prueba de pozo extendidos en dos placas en el yacimiento Messoyakha Oriental. La operación controlada y segura para el ambiente le permitió a Gazpromneft-Razvitie confirmar las reservas en el lugar y reforzó su confianza en el desarrollo completo de la placa.
Acerca de Schlumberger
Schlumberger es el proveedor mundial líder de soluciones de tecnología, gestión de proyectos integrados e información para clientes del sector de petróleo y gas en todo el mundo. Con aproximadamente 120.000 empleados de más de 140 nacionalidades y operaciones en más de 85 países, Schlumberger ofrece la mayor gama de productos y servicios del sector, desde la exploración hasta la producción.
Schlumberger Limited tiene sus oficinas principales en París, Houston y La Haya, e informó ingresos por 42.150 millones USD en 2012. Para 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.
‡Alternate Path es una marca de ExxonMobil Corp y la tecnología está exclusivamente licenciada a Schlumberger.
Notas:
Schlumberger ofrecerá una llamada en conferencia para analizar los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes 19 de abril de 2013. La llamada está programada para comenzar a las 8:00 a. m. hora central de EE. UU. (CT), 9:00 a. m. hora del Este (ET). Para acceder a la llamada, que está abierta al público, comuníquese con el operador de la llamada en conferencia al +1-800-288-9626 dentro de EE. UU. o al +1-612-332-0345 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 las Ganancias de Schlumberger”. Cuando la llamada en conferencia concluya, una reproducción de audio estará disponible hasta el 19 de mayo de 2013 llamando al +1-800-475-6701 dentro de América del Norte, o al +1-320-365-3844 fuera de América del Norte, e indicando el código de acceso 280257.
La llamada en conferencia se transmitirá por la web simultáneamente en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio solamente. Conéctese 15 minutos antes del horario indicado para probar su navegador y registrarse para la llamada. En el mismo sitio web se dispondrá también de la reproducción del webcast.
Puede encontrar información complementaria en forma de un documento de preguntas y respuestas sobre este comunicado de prensa e información financiera en www.slb.com/ir.
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.
Schlumberger
Malcolm Theobald, 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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