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Schlumberger Anuncia los Resultados del Segundo Trimestre de 2017
[August 07, 2017]

Schlumberger Anuncia los Resultados del Segundo Trimestre de 2017


Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy los resultados del segundo trimestre del año 2017.



      (indicado en millones, excepto los montos por acción)
Tres meses finalizados al     Cambio
30 de junio de 2017     31 de marzo de 2017     30 de junio del 2016 Secuencial     Interanual
Ingresos 7462 USD 6894 USD 7164 USD 8 % 4 %
Ingresos operativos antes de impuestos 950 USD 757 USD 747 USD 25 % 27 %
Margen operativo antes de impuestos 12.7 % 11.0 % 10.4 % 175 bps 231 bps
Ingresos netos (pérdidas) (con base en PCGA) (74 USD ) 279 USD (2160 USD ) n/s n/s
Ingresos netos, sin incluir cargos y créditos* 488 USD 347 USD 316 USD 41 % 54 %
EPS diluida (pérdidas por acción) (con base en PCGA) (0,05 USD ) 0,20 USD (1,56 USD ) n/s n/s
EPS diluidas, sin incluir cargos y créditos* 0,35 USD 0,25 USD 0,23 USD 40 % 52 %
 
*Estas son medidas financieras no establecidas en los PCGA. Ver la sección a continuación titulada "Cargos y créditos" para obtener más detalles.
n/s = no es significativo

Paal Kibsgaard, presidente y director ejecutivo de Schlumberger, hizo las siguientes observaciones: "Nuestros ingresos del segundo trimestre aumentaron un 8 % de manera secuencial, mientras que los ingresos operativos antes de impuestos aumentaron un 25 %, lo que dio como resultado un aumento de las ganancias por acción de un 40 %. Más allá de los efectos estacionales, los ingresos aumentaron en todos nuestros grupos y áreas.

"Los ingresos de América del Norte aumentaron un 18 % después de nuestra rápida implementación de la capacidad inactiva de fracturamiento hidráulico, ya que la actividad en tierra aumentó aún más durante el segundo trimestre, lo que se vio, en parte, contrarrestado por una actividad marina más débil en el territorio estadounidense del Golfo de México. En lo que respecta al territorio continental de EE. UU., los ingresos aumentaron un 42 % de manera secuencial, lo cual constituye un porcentaje que casi duplica aquel del aumento del 23 % en el recuento de plataformas petroleras en el territorio continental, como consecuencia, principalmente, del aumento en los ingresos de fracturamiento hidráulico de un 68 % debido a la intensificación de la actividad de terminación y la mejora continua de los precios. Los ingresos de perforación direccional en el territorio continental de EE. UU. también aumentaron, ya que los laterales más largos que requirieron sistemas rotativos direccionales y tecnologías de barrenas de perforación de avanzada siguieron aumentando la intensidad de perforación. A pesar de los costos significativos que implicó la reactivación del equipo, todas nuestras líneas de productos del territorio continental de EE. UU. fueron rentables en el segundo trimestre, como consecuencia de los precios más altos, las ganancias en participación de mercado, la mejor eficiencia operativa, las incorporaciones de recursos oportunas y la gestión proactiva de la cadena de suministro.

"En los mercados internacionales, los ingresos aumentaron un 4 % de manera secuencial, con el área de Europa/CEI/África en primer lugar, ya que hubo una recuperación de la actividad después de la desaceleración observada en el invierno en Rusia y el Mar del Norte. Los ingresos de América Latina aumentaron debido a una mayor caracterización de yacimientos y actividades de perforación en el geomercado de México y América Central, así como a una mayor actividad en tierra no convencional en Argentina. El área de Medio Oriente y Asia se benefició de una reactivación estacional en China, una intensificación de actividades en el sudeste asiático y una mayor actividad de los servicios de perforación integrados (Integrated Drilling Services, IDS) en Irak.

"Entre los segmentos de negocios, los Grupos de Producción y Perforación, cuyos ingresos aumentaron de manera secuencial un 14 % y un 6 % respectivamente como consecuencia de un aumento en la actividad de fracturamiento hidráulico y perforación direccional en el territorio continental de EE. UU., lideraron el crecimiento en el segundo trimestre. Los ingresos del Grupo de Caracterización de Yacimientos aumentaron un 9 % debido a mayores actividades internacionales más allá de las reactivaciones estacionales en las regiones de Rusia y la CEI y el Mar del Norte. Los ingresos del Grupo Cameron también aumentaron un 3 % de manera secuencial como consecuencia de un mayor volumen de proyectos y ventas de productos de las Áreas de Sistemas de Superficie y de Válvulas y Mediciones en América del Norte.

"Si bien los pronósticos de actividad en América del Norte para la segunda mitad del año siguen siendo alentadores, también observamos más indicios positivos en los mercados internacionales con el aumento de la actividad y los nuevos planes de proyectos que comienzan a surgir en varios geomercados. El fortalecimiento de los mercados internacionales se ha concentrado hasta el momento en torno a la actividad en tierra en la región occidental de Siberia y en los países del Golfo de la OPEP, pero ahora también observamos un aumento en la cantidad de nuevos proyectos marinos que se preparan para licitación y decisión de inversión final (final investment decision, FID) en muchas de las cuencas hídricas poco profundas del mundo.

"En este mercado, nos seguimos enfocando en prestar servicios a nuestros clientes y hacer crecer nuestro negocio, sobre la base de nuestras iniciativas exitosas en los últimos tres años a través de las cuales ampliamos nuestra cartera tecnológica y aumentamos nuestro mercado de destino, lo que agilizó aún más nuestra máquina de ejecución y consiguió maneras más colaborativas y comercialmente alineadas de trabajar con clientes nuevos y existentes.

"Como parte de este enfoque, ayer anunciamos un nuevo acuerdo para adquirir participación accionaria mayoritaria en la compañía Eurasia Drilling Company (EDC). Esto prolonga la relación exitosa a largo plazo que hemos tenido el placer de tener con EDC mediante la alianza estratégica que firmamos en 2011. El cierre de la transacción depende de la aprobación del Servicio Antimonopolio Federal de Rusia.

"También seguimos encaminados para cerrar la transacción de la empresa conjunta OneStimSM en la segunda mitad de este año, lo cual nos permitirá aprovechar la recuperación de la actividad en tierra no convencional de América del Norte. Al mismo tiempo, el aumento de nuestras inversiones en la Gestión de Producción de Schlumberger mediante los nuevos proyectos con OneLNG, YPF, NNPC y FIRST E&P no solo brindan oportunidades adicionales a corto plazo para nuestras diversas líneas de productos, sino también un punto de partida de actividad a largo plazo con retornos financieros de ciclo completo superiores para la compañía en general.

"Sobre la base de estas, seguimos siendo optimistas con respecto al futuro de Schlumberger, al mismo tiempo que nos mantenemos atentos con un enfoque flexible sobre el estado y ritmo de la recuperación del mercado de petróleo emergente".

Otros eventos

Durante el trimestre, Schlumberger recompró 5,5 millones de acciones de su paquete de acciones ordinarias a un precio promedio de 72,34 USD por acción para un precio de compra total de 398 millones de USD.

El 31 de mayo de 2017, Schlumberger y Production Plus crearon una empresa conjunta para desarrollar la tecnología y el negocio HEAL System™. La tecnología HEAL System está diseñada para reducir los costos de producción mediante la mitigación de los desafíos de producción que, por lo general, se enfrentan en los pozos horizontales en extensiones productivas de recursos no convencionales.

El 29 de junio de 2017, Schlumberger, Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC) y FIRST E&P firmaron un acuerdo de desarrollo de los campos marinos de Anyala y Madu en Nigeria. En virtud del acuerdo, Schlumberger prestará los servicios requeridos en especie y capital para el desarrollo del proyecto hasta la primera producción de petróleo.

El 19 de julio de 2017, la Junta Directiva de la Compañía aprobó un dividendo en efectivo trimestral de 0,50 centavos de USD por acción ordinaria en circulación, pagadero el 13 de octubre de 2017 a los accionistas registrados al 6 de septiembre de 2017.

El 20 de julio de 2017, Schlumberger anunció un acuerdo para adquirir participación accionaria mayoritaria (51 %) en EDC. El cierre de la transacción depende de la aprobación del Servicio Antimonopolio Federal de Rusia.

Ingresos consolidados por geografía

  (Indicado en millones)
  Tres meses finalizados al     Cambio
30 de junio de 2017     31 de marzo de 2017     30 de junio del 2016 Secuencial     Interanual
América del Norte 2202 USD 1871 USD 1737 USD 18 % 27 %
América Latina 1039 952 1007 9 % 3 %
Europa/CEI/África 1750 1652 1948 6 % -10 %
Medio Oriente y Asia 2347 2319 2404 1 % -2 %
Eliminaciones y otros 124 100 68 n/s n/s
7462 USD 6894 USD 7164 USD 8 % 4 %
 
Ingresos de América del Norte 2202 USD 1871 USD 1737 USD 18 % 27 %
Ingresos internacionales 5136 USD 4922 USD 5359 USD 4 % -4 %
n/s = no es significativo

Los ingresos de 7500 millones de USD del segundo trimestre aumentaron un 8 % de manera secuencial, con un aumento del 8 % en el área de América del Norte y un aumento del 4 % en el área internacional.

América del Norte

En América del Norte, los ingresos aumentaron un 18 % de manera secuencial después de la rápida implementación de la capacidad inactiva, ya que la actividad en tierra no convencional aumentó durante el trimestre. En lo que respecta al territorio continental de EE. UU., se observó un aumento secuencial de los ingresos de un 42 %, lo cual constituye un porcentaje que casi duplica aquel del aumento del 23 % en el recuento de plataformas petroleras en el territorio continental de EE. UU., como consecuencia, principalmente, del aumento en los ingresos de fracturamiento hidráulico de un 68 % debido a la intensificación de la actividad de terminación y la mejora continua de los precios. Los ingresos de perforación direccional en el territorio continental de EE. UU. también aumentaron, ya que los laterales más largos y el diseño de los pozos que requirieron sistemas rotativos direccionales y tecnologías de barrenas de perforación siguieron aumentando la productividad de los pozos. Las mayores ventas de productos del Área de Válvulas y Mediciones Cameron, y el aumento de la actividad del Área de Sistemas de Superficie de Cameron contribuyeron a este sólido desempeño financiero. El aumento de los ingresos en el territorio continental de EE. UU., sin embargo, fue, en parte, contrarrestado por el receso estacional de primavera de la región occidental de Canadá y la disminución de ingresos marinos.

Áreas internacionales

Los ingresos en el área de América Latina aumentaron un 9 % de manera secuencial gracias al sólido desempeño en México de los Grupos de Caracterización de Yacimientos y Perforación. Los ingresos de Argentina también aumentaron debido a una mayor actividad en tierra no convencional, mientras que la actividad en Brasil y Venezuela siguió siendo débil. Los ingresos en Ecuador disminuyeron debido a una menor producción del proyecto Shushufindi de Gestión de Producción de Schlumberger (Schlumberger Production Management, SPM). El efecto de esto, sin embargo, fue en gran parte contrarrestado por los ingresos de una mayor exploración en Colombia.

Los ingresos del área de Europa/CEI/África  aumentaron un 6 % de manera secuencial, ya que hubo una recuperación de la actividad después de la desaceleración observada en el invierno en las regiones de Rusia y la CEI y el Mar del Norte. El aumento en los ingresos de las regiones de Rusia y la CEI se debió al comienzo de las campañas de perforación y exploración marina en Sakhalin, Astracán y Kazajistán, a pesar de la alineación rusa con los compromisos de corte de producción de la OPEP. El aumento de actividad en el Mar del Norte fue como consecuencia de la mayor actividad de perforación del RU y Noruega, ya que el recuento de plataformas petroleras aumentó. Los ingresos del geomercado de África subsahariana se mantuvieron básicamente estables, ya que el recuento de plataformas petroleras se estabilizó con una recuperación en tierra y unos primeros indicios de preparación de los clientes para reanudar la actividad en proyectos clave marinos.

Los ingresos del área de Medio Oriente y Asia aumentaron un 1 % de manera secuencial principalmente debido a las reactivaciones estacionales en la SPM y la actividad de terminación en China, además de observarse una mayor actividad en Vietnam y Tailandia. Los ingresos de Irak también aumentaron gracias a un aumento de la concreción de proyectos en pozos no relacionados con los IDS en el sur, a la vez que un mayor progreso en los proyectos iniciales en instalaciones de producción hizo que aumentaran los ingresos en Egipto. Estos aumentos, sin embargo, fueron, en parte, contrarrestados por una disminución en los ingresos de Kuwait después de la terminación de un proyecto de adquisición de datos sísmicos en tierra para WesternGeco y en los ingresos de la India debido a los monzones que afectan la actividad en las plataformas petroleras.

Grupo de Caracterización de Yacimientos

    (Indicado en millones)
Tres meses finalizados al     Cambio
30 de junio de 2017     31 de marzo de 2017     30 de junio del 2016 Secuencial     Interanual
Ingresos 1759 USD 1618 USD 1586 USD 9 % 11 %
Ingresos operativos antes de impuestos 299 USD 281 USD 268 USD 7 % 12 %
Margen operativo antes de impuestos 17.0 % 17.3 % 16.9 % -34 bps. 13 bps

Los ingresos del Grupo de Caracterización de Yacimientos de 1800 millones de USD, de los cuales el 78 % provino de mercados internacionales, aumentaron un 9 % de manera secuencial debido a una mayor venta de licencias sísmicas para varios clientes de WesternGeco, un mayor progreso de Prueba y Proceso en los proyectos iniciales en instalaciones de producción en el Medio Oriente y un aumento de las actividades de prueba de las tuberías de perforación en los Emiratos Árabes Unidos. Los ingresos de Servicios por Cables Eléctricos también aumentaron como consecuencia de la reactivación de la actividad estacional en las regiones de Rusia, la CEI y el Mar del Norte, así como del inicio de los proyectos de exploración marina en el geomercado de África subsahariana.

El margen operativo antes de impuestos del 17 % se mantuvo básicamente estable de manera secuencial, ya que el aumento de la contribución de las actividades de exploración de Servicios por Cables Eléctricos con margen alto fue contrarrestado por una menor rentabilidad en Prueba y Proceso debido al aumento en los costos de los proyectos.

El desempeño del Grupo de Caracterización de Yacimientos mejoró, gracias a las operaciones de Gestión Integrada de Servicios (Integrated Services Management, ISM), donde los gerentes de proyecto especialmente capacitados ofrecen programación, planificación y coordinación de la actividad para las líneas de producto Schlumberger implicadas en un proyecto. El desempeño en el segundo trimestre también fue impulsado por las implementaciones de nueva tecnología y las adjudicaciones de contratos.

En Vietnam, Idemitsu realizó perforaciones exitosas en un pozo de exploración con un presupuesto significativamente menor que el establecido. Para este proyecto, se adjudicaron cinco contratos a Schlumberger, y se nombró a un gerente de ISM para coordinar todos los servicios de Schlumberger. El programa de adquisición de datos y de perforación se optimizó para alcanzar los objetivos en los pozos a la vez que se minimizaron los costos generales de los pozos de perforación. Las tecnologías del servicio de presión de formación durante la perforación StethoScope* y el servicio de adquisición de registros durante la perforación multifuncional EcoScope* de Perforación y Mediciones para la evaluación de los yacimientos se implementaron con éxito en pozos de 12 ¼ pulgadas y 8 ½ pulgadas respectivamente. La estrecha colaboración entre Schlumberger y el cliente hicieron que se finalizara el trabajo en el pozo sin incidentes.

Sirius Petroleum, una compañía de inversión que se centra en las oportunidades de desarrollo y exploración de petróleo y gas en Nigeria, adjudicó un contrato de varios pozos a Schlumberger para llevar a cabo operaciones de ISM en el campo de Ororo. El contrato, que comenzará más adelante en 2017, incluye servicios de perforación direccional, adquisición de registros, fluidos de producción y terminación, servicios de cementación y bombeo, productos y servicios de estimulación e intervención en pozos, comunicaciones en el yacimiento, soluciones de datos y software, así como cabezales de pozo y árboles de producción de Cameron.

El Área de Prueba y Proceso en alta mar en Egipto utilizó una combinación de tecnologías para que Belayim Petroleum Company (Petrobel) realice una prueba de producción del primer pozo de evaluación del descubrimiento del yacimiento de Zohr en el bloque Shorouk. A una profundidad de agua de 1450 m, la cadena de pruebas de producción incluyó tecnología de árbol de pruebas submarinas SenTREE 3* y tecnología de telemetría inalámbrica Muzic* que activaron el muestreo de fluidos de yacimiento en línea independiente SCAR* y los sistemas de prueba de yacimiento de fondo de pozo Quartet*. Otras tecnologías incluyeron el sistema de alta integridad de aislamiento para pruebas de yacimientos CERTIS*, la tecnología de válvula dual remota inteligente IRDV* y los medidores de cuarzo Signature*. El uso del software de colaboración y monitoreo de datos de pruebas de pozo en tiempo real Testing Manager* permitió un análisis transitorio en tiempo real y la optimización del programa de pruebas de pozos.

En Omán, Schlumberger implementó una combinación de tecnologías para Petroleum Development Oman (PDO) para aumentar la productividad en siete pozos en el campo de Sadad North. Las tecnologías incluyeron un empacador de producción de diámetros internos pulidos hidráulico recuperable QUANTUM RH* y sistemas de liberación de pistolas automáticas SXAR de Prueba y Proceso para crear una operación de terminación de "disparo y desacople" integrada que podría utilizarse en un solo viaje. La tecnología del empacador QUANTUM RH absorbe el alto impacto producido durante las operaciones de perforación a la vez que permite una fácil recuperación. El cliente aumentó la producción en un promedio de 200 m3/d de petróleo por pozo y se ahorró 700 000 USD en total en costos de pozos asociados en los siete pozos.

En alta mar en la India, el Área de Servicios por Cables Eléctricos implementó una combinación de tecnologías para aumentar la producción y reducir el corte de agua en un pozo para Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC). Los datos recopilados con la herramienta de adquisición de registros de producción PLT* y el servicio de presión de yacimientos durante la adquisición de registros PressureXpress* ayudaron a diseñar el programa óptimo de reparación. Como resultado, el cliente aumentó la producción a 6100 bbl/d con respecto a los 892 bbl/d originales y redujo el corte de agua a un 2 % con respecto al 7,7 % original.

En Kuwait, la división Servicios por Cables Eléctricos utilizó una sonda radial en 3D Saturn* para la compañía Kuwait Oil Company en un pozo de exploración en un yacimiento de carbonato cretácico extremadamente compacto. La tecnología de sonda Saturn posiciona los puertos autosellantes contra la pared del pozo para extraer fluidos del yacimiento. Esto le significó al cliente 14 días menos de tiempo de uso de equipo de perforación, lo que equivale a 672 000 USD.

En Rusia, Soluciones Integradas de Software (Software Integrated Solutions, SIS) celebró un acuerdo de asociación tecnológica con el Gazpromneft Scientific Technology Centre para proporcionar un software de asistencia y asesoramiento en contexto Guru* en la plataforma de software de E&P Petrel*. El software les permite a los expertos de la disciplina trabajar en conjunto y tomar las mejores decisiones posibles desde la exploración hasta la producción. El cliente se beneficia de un proceso de modelado en 3D estándar que permite que se consuma un 90 % menos de tiempo en comparación con un flujo de trabajo convencional.

En Noruega, la compañía Aker BP ASA celebró un contrato marco de cuatro años con dos extensiones de dos años opcionales con Schlumberger para la adquisición de datos sísmicos 4D sobre los campos de Alvheim, Bøyla, Skarv/Snadd y Ula en el sector noruego del Mar del Norte. El levantamiento se realizará en 2017 y hará uso de tecnología sísmica isométrica marina IsoMetrix*. El procesamiento de los datos 4D y 3D de los levantamientos de Alvheim y Skarv se realizará en el centro Geosolutions de WesternGeco en Stavanger.

Se adjudicaron varios contratos de levantamiento sísmico marino a WesternGeco para la proporción de tecnología sísmica marina de recepción de puntos Q-Marine* con el método de adquisición de línea continua CLA*. Repsol Exploracion Guyana, S.A. le adjudicó a WesternGeco un levantamiento de 4000 km2 en la zona marina de Guyana cerca de algunos descubrimientos recientes de petróleo importantes. Además, Tullow adjudicó a WesternGeco dos contratos: uno para un levantamiento 3D de 2150 km2 en la zona marina de Guyana y el otro para el procesamiento de datos de un conjunto de datos recientemente adquirido en Uruguay. Los datos adquiridos en Uruguay se procesarán en el centro Geosolutions de WesternGeco en Gatwick mediante una migración de profundidad con preapilamiento y un flujo de procesamiento de banda ancha.

BP le adjudicó a WesternGeco el procesamiento de datos e imágenes de un levantamiento en el fondo marino de ultraalta densidad y moderno que se adquirirán en el campo de Clair Ridge, al oeste de Shetland en el RU. El levantamiento se convertirá en el punto de partida para futuros estudios realizados con la técnica de lapsos de tiempo 4D del área e incluirá tecnologías de procesamiento de varios componentes e imágenes, y creación de modelos de velocidad de avanzada.

Drilling Group (Grupo de Perforación)

    (Indicado en millones)
Tres meses finalizados al     Cambio
30 de junio de 2017     31 de marzo de 2017     30 de junio del 2016 Secuencial     Interanual
Ingresos 2107 USD 1985 USD 2034 USD 6 % 4 %
Ingresos operativos antes de impuestos 302 USD 229 USD 171 USD 32 % 77 %
Margen operativo antes de impuestos 14,3 % 11.5 % 8.4 % 278 bps 594 bps

Los ingresos del Drilling Group de 2100 millones de USD, de los cuales el 74 % provino de mercados internacionales, aumentaron un 6 % de manera secuencial, debido a la reactivación de la actividad estacional en las regiones de Rusia, la CEI y el Mar del Norte, y la fuerte actividad de perforación direccional en el territorio continental de EE. UU. que beneficiaron a la mayoría de las líneas de productos del Drilling Group. La demanda de tecnologías de perforación direccional en el territorio continental de EE. UU. también fue mayor, ya que los laterales más largos y el diseño de los pozos requirieron sistemas rotativos direccionales de avanzada y tecnologías de barrenas de perforación innovadoras para aumentar la productividad de los pozos. Estos aumentos fueron, en parte, contrarrestados por el receso estacional de primavera de la región occidental de Canadá y la menor actividad marina del territorio estadounidense del Golfo de México.

El margen operativo antes de impuestos del 14 % aumentó 278 puntos base (bps) de manera secuencial debido a un aumento de las mejoras de volumen y precios por la mayor incorporación de tecnologías de Perforación y Mediciones y Barrenas y Herramientas de Perforación en el territorio continental de EE. UU., a pesar de que esto fue, en parte, contrarrestado por la presión sobre los precios en el territorio estadounidense del Golfo de México y los mercados internacionales.

El desempeño del Drilling Group, en el segundo trimestre, se fortaleció con una combinación de operaciones de IDS, que proporcionó gestión de proyectos, diseño de ingeniería y capacidades de optimización técnica. El desempeño del Grupo también fue impulsado por las implementaciones de nueva tecnología y las adjudicaciones de contratos.

En Rusia, LUKOIL le adjudicó a Schlumberger un contrato de IDS de tres años para 139 pozos en la región occidental de Siberia. El alcance del trabajo incluye las tecnologías y los servicios de Perforación y Mediciones, Barrenas y Herramientas de Perforación, M-I SWACO, Terminaciones y SIS.

En Omán, Petrogas Kahil adjudicó a Schlumberger un contrato de IDS por un año por un valor de 20 millones de USD para perforar tres pozos de exploración en el bloque 55. Esto incluye la proporción de varias tecnologías de Schlumberger, como las barrenas con elementos de diamante estriado AxeBlade* de Barrenas y Herramientas de Perforación, los sistemas rotativos direccionales de perforación vertical PowerV* de Perforación y Mediciones, y los sistemas de cabezales de pozos compactos modulares SOLIDrill* de Sistemas de Superficie. Las operaciones del primer pozo comenzaron en el segundo trimestre de 2017.

En Bahréin, la compañía Bahrain Petroleum Company (BAPCO) adjudicó a IDS un contrato para dos pozos de exploración marina con una extensión opcional de seis meses. El contrato incluye los productos y servicios de los Grupos de Caracterización de Yacimientos, Perforación, Producción y Cameron. Se incluye una serie de tecnología en el contrato, como el sistema rotativo direccional accionado PowerDrive vorteX*, el servicio de procesamiento de imágenes y análisis de cortes cuantitativo GeoFlex*, el sistema de estimulación marina modular FlexSTIM* y el sistema de alta integridad de aislamiento para prueba de yacimientos CERTIS*. Las operaciones comenzaron en el primer trimestre de 2017.

SCS Corporation Ltd., una subsidiaria de Hyperdynamics Corporation, adjudicó a Schlumberger un contrato de servicios maestro de perforación para el pozo de exploración en aguas profundas de alta mar Fatala-1 de la República de Guinea. El contrato incluye registros adquiridos con herramientas operadas con cable, medición y adquisición de registros durante la perforación, control de fluidos y material sólido en la perforación, cementación de fondo de pozo, adquisición de registros de lodo, barrenas de perforación y escariadores, además de equipo y servicios de pesca de contingencia. Schlumberger también proporcionará un gerente de proyectos de IDS, y la perforación comenzará en el tercer trimestre de 2017.

En el territorio estadounidense del Golfo de México, el Drilling Group utilizó una combinación de tecnologías para Shell a fin de optimizar la perforación de una formación de sal que presentó dificultades en el bloque Green Canyon. La perforación a través de la sal crea niveles de torque muy altos y fluctuaciones que pueden llevar a velocidades de penetración (rate of penetration, ROP) bajas o a fallas en las herramientas. Las tecnologías incluyeron un sistema rotativo direccional PowerDrive Orbit* de Perforación y Mediciones y una barrena con elemento de diamante estriado AxeBlade de Barrenas y Herramientas de Perforación. Como resultado, el cliente fue el primero en perforar más de 5353 pies en un período de 24 horas en el Golfo de México, lo que le significó siete días menos de tiempo de perforación en la sección de 16 ½ pulgadas.

En Oklahoma, el Drilling Group y Mediciones utilizó un servicio de detección de límites de lechos de varias capas PeriScope HD* para la compañía Casillas Petroleum Corporation a fin de minimizar el riesgo y optimizar el desempeño de perforación en extensiones productivas de SCOOP. Con su capacidad de detección de varias capas de formación y posiciones de límites de fluidos, el servicio PeriScope HD permitió una ubicación del pozo de avanzada mediante la proporción de una delineación del yacimiento en tiempo real en una formación que mostraba poco contraste desde la parte superior hasta la parte inferior. Como resultado, el cliente pudo ubicar el 100 % del lateral en la zona, lo que evitó posibles costos de pérdidas en el pozo y desvíos de la trayectoria del pozo.

En el sector del Mar del Norte del RU, el Drilling Group y Mediciones implementó una combinación de tecnologías para un operador importante a fin de mejorar el desempeño de perforación en condiciones de pozo desafiantes. La combinación del servicio de inteligencia de perforación en tiempo real OptiDrill* y el sistema rotativo direccional PowerDrive Xceed* optimizó el desempeño tecnológico mediante la reducción de recorridos de barrena de cinco a uno. Esto le significó al cliente aproximadamente 10 días menos de tiempo de perforación, lo que equivale a más de 2,4 millones de USD.

En el territorio continental de América del Norte, el Grupo de Barrenas y Herramientas de Perforación utilizó tecnología de barrena con elemento de diamante estriado AxeBlade en cuatro pozos para un cliente a fin de superar los desafíos de perforación en la extensión productiva de Bakken Shale. La formación se caracteriza por intervalos de arenisca, lutita y piedra caliza muy incrustados con diferentes fuerzas de compresión que pueden limitar el desempeño de perforación. Esto le significó al cliente 52 horas menos entre los cuatro pozos. Además, la tecnología de barrena AxeBlade superó el récord de longitud en pies en 24 horas del cliente dos veces en el mismo intervalo.

En Colombia, el Grupo de Barrenas y Herramientas de Perforación utilizó la tecnología de cortador rodante de diamantes compactos policristalinos (polycrystalline diamond compact, PDC) ONYX 360* a fin de superar los desafíos de perforación para Equion Energy en la cuenca Llanos. La tecnología de cortador ONYX 360 brindó una mayor durabilidad de las barrenas durante la perforación a través de tres formaciones de fuerzas de compresión diferentes. La ROP fue 3,5 veces más alta en comparación con los recorridos vecinos en las mismas formaciones. El cliente se ahorró casi 3 millones de USD en costos operativos.

En China, el Grupo de Barrenas y Herramientas de Perforación utilizó una combinación de tecnologías para PetroChina a fin de perforar una sección de pozo curva de arenisca y lutita incrustadas de 9 ½ pulgadas en el campo de Halahatang. Esta desafiante geología, por lo general, requiere de dos a tres barrenas de perforación convencionales para alcanzar la profundidad objetivo en condiciones de gran impacto y vibración. Una combinación de tecnología de cortador de PDC de alto impacto y resistente al desgaste RockStorm* y tecnología de elementos con diamantes cónicos Stinger* perforaron la profundidad total en un solo recorrido. Esto le significó al cliente 10 días menos de operaciones de perforación, lo que equivale a 150 000 USD.

En Noruega, M-I SWACO implementó la tecnología de limpieza de tanques automática ATC* para Statoil a fin de reducir los riesgos de salud, seguridad y medio ambiente en embarcaciones de servicio. El desempeño promedio mensual, sobre la base de 25 barcos y 150 tanques, redujo el acceso a espacios reducidos más de 500 horas por mes y el trabajo en altura unas 225 horas por mes. Además, la tecnología de limpieza de tanques ATC hizo que se redujera el consumo de agua un 80 % por mes y a la vez, hizo que se alcanzara un nivel de limpieza más alto en comparación con un proceso manual. En consecuencia, el cliente ahorró aproximadamente 500 000 USD por mes desde que se adoptó la tecnología en abril de 2016.

Grupo de Producción

    (Indicado en millones)
Tres meses finalizados al     Cambio
30 de junio de 2017     31 de marzo de 2017     30 de junio del 2016 Secuencial     Interanual
Ingresos 2496 USD 2187 USD 2121 USD 14 % 18 %
Ingresos operativos antes de impuestos 221 USD 110 USD 82 USD 101 % 170 %
Margen operativo antes de impuestos 8.9 % 5.0 % 3,9 % 382 bps 499 bps

Los ingresos del Grupo de Producción de 2500 millones de USD, de los cuales el 59 % provino de mercados internacionales, aumentaron un 14 % de manera secuencial debido principalmente a una fuerte actividad de fracturamiento hidráulico y a una recuperación de precios sostenida en el territorio continental de América del Norte, como consecuencia de la intensificación de la actividad de terminación y el aumento de recuentos por etapas de un 26 %. En el territorio continental de EE. UU., los ingresos de fracturamiento hidráulico aumentaron un 68 % por la rápida implementación de la capacidad inactiva, ya que la actividad en tierra no convencional aumentó durante el trimestre. Los ingresos internacionales también aumentaron como consecuencia de la reactivación de la actividad estacional en China y en la región de Rusia y la CEI, a la vez que los ingresos en Argentina aumentaron debido a la actividad en tierra no convencional. El Área de SPM registró un aumento secuencial como consecuencia de la recuperación estacional en China, aunque esto se vio, en parte, contrarrestado por la disminución en los ingresos en Ecuador debido a una menor producción del proyecto Shushufindi de SPM.

El margen operativo antes de impuestos del 9 % aumentó 382 bps de manera secuencial debido a un aumento en la actividad y a la recuperación de los precios en tierra en América del Norte. A pesar de los costos significativos en los que se incurrió por la reactivación de varias flotas en el segundo trimestre, el negocio de fracturamiento hidráulico en América del Norte fue rentable por primera vez desde el primer trimestre de 2015. El margen también se amplió debido a los mayores beneficios de la integración vertical del negocio de bombeo a presión.

Los resultados del Grupo de Producción se beneficiaron de varias implementaciones de nuevas tecnologías e iniciativas de transformación.

En el territorio continental de América del Norte, el Área de Servicios de Pozos utilizó el servicio de fracturamiento BroadBand Sequence* para aumentar la producción en un pozo de lutita horizontal en la formación heterogénea de Wolfcamp Shale en la cuenca Permian. Casi un año después de la implementación del servicio BroadBand*, el pozo produjo un 42 % más de hidrocarburos en comparación con la producción promedio de tres pozos vecinos con la misma longitud de lateral, recuento por etapas y volumen de apuntalantes y fluidos.

En el oeste de Texas, Schlumberger utilizó una combinación de tecnologías para Manti Tarka Permian a fin de optimizar las terminaciones de pozos en la formación de Wolfcamp Shale. Las tecnologías incluyeron un software de estimulación a producción centrado en el yacimiento Kinetix Shale*, servicios de adquisición de registros a través de barrenas ThruBit* y una plataforma de escaneo acústico Sonic Scanner*. Los datos de las mediciones en campo y del modelado ayudaron a optimizar el diseño de las terminaciones, lo que llevó a un aumento de un 60 % en el área de superficie del fracturamiento hidráulico. El cliente alcanzó una mejora de un 25 % en producción de petróleo en comparación con los pozos vecinos en el campo.

En el territorio continental de América del Norte, la tecnología de levantamiento artificial de Schlumberger estableció un nuevo punto de referencia de equipo en las operaciones de petróleo de lutita. La tecnología de bomba sumergible eléctrica (electrical submersible pump, ESP) de vida útil prolongada no convencional REDA Continuum*, que está diseñada para desafíos en pozos horizontales de yacimientos no convencionales, como flujos de fluido de bolsón y material sólido nocivo, supera la confiabilidad de las ESP convencionales. La tecnología de ESP Continuum se ha instalado en más de 180 operaciones desde su introducción en septiembre de 2014 y ha demostrado tener vida de recorrido de 18 meses, lo que supera los promedios históricos de seis a nueve meses.

En China, el Área de Servicios de Pozos implementó una combinación de tecnologías a fin de aumentar la producción para la compañía PetroChina Company Limited en dos pozos de gas horizontales en una formación de arenisca compacta en la cuenca Ordos. El uso del servicio de fracturamiento de canal de flujo posibilitado por la arena local Salik* permitió el reemplazo de más de la mitad del apuntalante cerámico que normalmente se necesita y ayudó a crear fracturas de conductividad alta en el lateral horizontal. Como resultado de la combinación de estas tecnologías, el cliente alcanzó un aumento de un 50 % en la producción de gas en cada pozo en comparación con el plan. Además, el servicio de fracturamiento Salik ayudó a reducir los costos totales del pozo un 20 %, lo que equivale a 95 000 USD.

En América del Norte, el programa de transformación permitió mejorar la confiabilidad del equipo y redujo los costos de mantenimiento. En especial, el Centro de Confiabilidad y Eficiencia en Denton, Texas, le brinda servicio al campo mediante el monitoreo de las flotas de equipo desde su Centro de Apoyo de Confiabilidad, donde se han desarrollado capacidades de monitoreo proactivo del funcionamiento (prognostic health monitoring, PHM) para predecir los problemas de confiabilidad de los equipos. El PHM ha significado un ahorro de 10 millones de USD en costos operativos en los últimos 18 meses.

Grupo Cameron

    (Indicado en millones)
Tres meses finalizados al     Cambio
30 de junio de 2017     31 de marzo de 2017     30 de junio del 2016 Secuencial     Interanual
Ingresos 1265 USD 1229 USD 1525 USD 3 % -17 %
Ingresos operativos antes de impuestos 174 USD 162 USD 250 USD 8 % -30 %
Margen operativo antes de impuestos 13,8 % 13,2 % 16,4 % 61 bps -260 bps

Los ingresos del Grupo Cameron de 1300 millones de USD, de los cuales el 59 % provino de mercados internacionales, aumentaron un 3 % de manera secuencial, como consecuencia de la actividad de Sistemas de Superficie y Válvulas y Mediciones en el territorio continental de EE. UU., que aumentó al mismo ritmo que el recuento de pozos. El aumento en el territorio continental de EE. UU., sin embargo, fue contrarrestado por una menor actividad en el territorio estadounidense del Golfo de México para Sistemas de Perforación y OneSubsea. A nivel internacional, los ingresos disminuyeron levemente debido a una menor actividad de proyectos para OneSubsea y Sistemas de Perforación, lo cual fue, en parte, contrarrestado por un aumento en los ingresos de Sistemas de Superficie y Válvulas y Mediciones como consecuencia de la reactivación de la actividad de servicio estacional en la región de Rusia y la CEI.

El margen operativo antes de impuestos del 14 % mejoró levemente de manera secuencial como consecuencia de un aumento en los volúmenes de proyectos y las ventas de productos en las Áreas de Sistemas de Superficie y Válvulas y Mediciones, y una sólida ejecución de proyectos continua en OneSubsea, lo cual contrarrestó en gran medida el impacto de la caída de órdenes atrasadas de productos en el Área de Sistemas de Perforación.

El desempeño del Grupo Cameron se caracterizó por los siguientes aspectos destacados durante el trimestre.

Las Áreas de Sistemas de Perforación y M-I SWACO de Cameron trabajaron en conjunto en el desarrollo de productos para proporcionar el primer sistema de manejo de la presión durante la perforación (managed pressure drilling, MPD) en aguas profundas de fabricantes de equipos originales del sector. La solución integrada consta de un acople de tubos ascendentes, colectores múltiples de superficie, un sistema de control único y cables umbilicales, y otro equipo. A la fecha, Schlumberger ha recibido órdenes para cuatro de los sistemas: el primero fue entregado en mayo de 2017 y los otros tres se entregarán más adelante este año. El sistema de MPD en aguas profundas recibió un Premio a la Nueva Tecnología Destacada de la Conferencia de Tecnología Marina de 2017.

TAQA le adjudicó a OneSubsea un contrato de ingeniería, adquisición, construcción, instalación y puesta en marcha (engineering, procurement, construction, installation and commissioning, EPCIC) para el otro campo de Otter en el sector del Mar del Norte del RU. El contrato incluye un sistema de impulsión submarina de varias fases con controles de superficie y submarinos, y servicios de ciclo de vida en campo asociados. El proyecto generará una interconexión submarina de 30 km con la plataforma de North Cormorant operada por TAQA y será la interconexión de impulsión submarina de varias fases más larga en el sector del Mar del Norte del RU. OneSubsea y su socio de Subsea Integration Alliance, Subsea 7, entregarán un proyecto llave en mano integrado desde el diseño hasta el suministro, la instalación y la puesta en marcha.

Noble Energy Mediterranean Ltd adjudicó un contrato a Schlumberger para la proporción de un sistema de medición y control para el proyecto marino de desarrollo en el campo Leviathan en Israel. El sistema de Válvulas y Mediciones incluirá dos patines de medición de varios recorridos grandes, dos medidores de transferencia de custodia ultrasónicos para gas y líquido Caldon, un calibrador bidireccional y una estructura para albergar varios analizadores de componentes de gas natural y sistemas de control de supervisión.

En el territorio estadounidense del Golfo de México, OneSubsea y su miembro de Subsea Services Alliance, Helix Energy Solutions, recibió una expresión de interés por el alquiler del sistema de tubo ascendente de intervención de 15 000 psi de desarrollo conjunto, el cual comenzará el cuarto trimestre de 2017. Este sistema, cuya construcción se inició a mediados de 2015, será el primero de su tipo que esté disponible para alquiler a fin de satisfacer las crecientes necesidades de intervención de pozos submarinos de alta presión.

Cuadros financieros

         
Estado resumido de ingresos consolidados (pérdidas)
 
(indicado en millones, excepto los montos por acción)
 
Segundo trimestre Seis meses
Ejercicios finalizados el 30 de Junio     2017   2016   2017   2016
 
Ingresos 7462 USD 7164 USD 14 356 USD 13 684 USD
Intereses y otros ingresos 62 54 108 98
Gastos
Costo de los ingresos (1) 6468 6465 12 544 11 925
Investigación e ingeniería 196 257 406 497
Generales y administrativos 110 103 208 213
Ajustes de valor y otros(1) 510 2573 510 2573
Fusiones e integraciones (1) 81 185 164 185
Interés     142     149     281     282  
Ingresos (pérdidas) antes de impuestos 17 USD (2514 USD ) 351 USD (1893 USD )
Impuesto sobre la renta (pérdidas)(1)     98     (368 )   148     (270 )
Ingresos netos (pérdidas) (81 USD ) (2146 USD ) 203 USD (1623 USD )
Ingresos netos (pérdidas) atribuibles a participaciones no mayoritarias     (7 )   14     (2 )   36  
Ingreso neto (pérdidas) atribuible a Schlumberger (1)     (74 USD )   (2160 USD )   205 USD     (1659 USD )
 
Ganancias diluidas (pérdidas) por acción de Schlumberger (1)     (0,05 USD )   (1,56 USD )   0,15 USD     (1,26 USD )
 
Promedio de acciones circulantes 1387 1389 1390 1321
Promedio de acciones circulantes suponiendo la dilución     1387     1389     1397     1321  
 
Depreciaciones y amortizaciones incluidas en los gastos(2)     986 USD     1113 USD     1975 USD     2080 USD  

(1) Ver sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles.

(2)Incluye depreciación de propiedad, planta y equipamiento y amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos multicliente e inversiones de Schlumberger Production Management (SPM).

Balance consolidado resumido
(Indicado en millones)
     
30 de junio, 31 de diciembre de
Activos     2017   2016
Activos corrientes
Efectivo e inversiones a corto plazo 6218 USD 9257 USD
Cuentas por cobrar 8925 9,387
Otros activos corrientes     6130   5283
21 273 23 927
Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento 13 238
Activos fijos 12 358 12,821
Datos sísmicos multicliente 1042 1073
Fondo de comercio 25 058 24 990
Activos intangibles 9636 9,855
Otros activos     5482   5,052
      74 862 USD   77 956 USD
 
Pasivos y capital          
Pasivos corrientes
Cuentas por pagar y pasivos acumulados 9444 USD 10 016 USD
Pasivo estimado del impuesto a las ganancias 1.159 1188
Préstamos a corto plazo y porción corriente
de la deuda a largo plazo 2224 3153
Dividendos a pagar     700   702
13 527 15,059
Deuda a largo plazo 16 600 16 463
Impuestos diferidos 2.000 1880
Beneficios posteriores a la jubilación 1385 1495
Otros pasivos     1398   1530
34 910 36 427
Capital     39 952   41 529
      74 862 USD   77 956 USD

Liquidez

(Indicado en millones)
Componentes de liquidez  

30 de junio de
2017

   

31 de marzo de
2017

   

31 de diciembre de
2016

   

30 de junio de
2016

Efectivo e inversiones a corto plazo   6218 USD     7353 USD     9257 USD     11 192 USD
Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento 13 238 238 386
Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo (2224 ) (2449 ) (3153 ) (3371 )
Deuda a largo plazo (16 600 ) (16 538 ) (16 463 ) (18 252 )
Deuda neta (1) (12 593 USD ) (11 396 USD ) (10 121 USD ) (10 045 USD )
 
El detalle de los cambios en la liquidez son los siguientes:
Seis Segundo Seis
Meses Trimestre Meses
Ejercicios finalizados el 30 de Junio         2017     2017     2016
 
Ingreso neto (pérdida) antes de participaciones no controladoras 203 USD (81 USD ) (1623 USD )
Ajustes de valor y otros cargos, netos de impuestos antes de participaciones no mayoritarias 643   574   2476  
846 USD 493 USD 853 USD
Depreciaciones y amortizaciones (2) 1975 986 2080
Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación 52 15 92
Gastos de compensación basados en acciones 180 92 145
Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación (74 ) (45 ) (83 )
Cambio en el capital de trabajo (1339 ) (548 ) (250 )
Otros (126 ) (135 ) 5  
Flujo de caja de las operaciones (3) 1514 USD   858 USD   2842 USD  
 
Gastos de capital (884 ) (503 ) (998 )
Inversiones de SPM (328 ) (184 ) (729 )
Datos sísmicos multicliente capitalizados (190 ) (74 ) (333 )
Flujo de caja libre(4) 112   97   782  
 
Programa de recompra de acciones (770 ) (398 ) (506 )
Dividendos pagados (1393 ) (697 ) (1255 )
Beneficios de los planes de acciones de empleados 143   8   195  
(1908 ) (990 ) (784 )
 
Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo adquirido más deuda asumida (364 ) (91 ) (3790 )
Otros (200 ) (116 ) 76  
Aumento de deuda neta (2472 ) (1197 ) (4498 )
Deuda neta, comienzo del período (10 121 ) (11 396 ) (5547 )
Deuda neta, final del período (12 593 USD ) (12 593 USD ) (10 045 USD )
(1)   "Deuda neta" representa la deuda bruta menos el efectivo, las inversiones a corto plazo y las inversiones de renta fija mantenidas hasta el vencimiento. La dirección considera que la Deuda neta brinda información útil sobre el nivel de endeudamiento de Schlumberger al reflejar efectivo e inversiones que se podrían usar para cancelar la deuda. La deuda neta es una medida financiera no establecida en los PCGA que debe considerarse además de, no como sustituto o superior a la deuda total.
(2) Incluye depreciación de propiedad, planta y equipos y amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos multicliente e inversiones de Schlumberger Production Management (SPM).
(3) Incluye pagos indemnizatorios de aproximadamente 230 millones de USD y 90 millones de USD durante los seis meses y el segundo trimestre que finalizan el 30 de junio de 2017 respectivamente, y 545 millones de USD durante los seis meses que finalizan el 30 de junio de 2016. Los seis meses que finalizan el 30 de junio de 2016 también incluyen aproximadamente 100 millones de USD de pagos de única vez relacionados con la transacción en relación con la adquisición de Cameron.
(4) "Flujo de caja libre" representa el flujo de caja de las operaciones menos gastos de capital, inversiones de SPM y costos de datos sísmicos multicliente capitalizados. La gerencia considera que el flujo de caja libre es una medida de liquidez importante para la Compañía y que es de utilidad para los inversores y para la gerencia como medida de la capacidad para generar efectivo. Una vez cubiertas las necesidades y las obligaciones empresariales, este efectivo puede usarse para reinvertir en la compañía para el crecimiento futuro o para devolvérselo a los accionistas por medio de pagos de dividendos o de recompras de acciones. El flujo de caja libre no representa el flujo de caja residual, disponible para gastos discrecionales. El flujo de caja libre es una medida financiera no establecida en los PCGA que debe considerarse además de, no como sustituto para o superior al flujo de caja proveniente de las operaciones.

Cargos y créditos

Además de los resultados financieros determinados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en EE. UU. (PCGA), este Comunicado de prensa de ganancias del segundo trimestre de 2017 incluye también medidas financieras no establecidas en los PCGA (según la definición del reglamento G de la SEC). Los ingresos netos, sin incluir cargos y créditos, así como las medidas derivadas de ellos (lo que incluye EPS diluidas; ingresos netos antes de participaciones no controladoras, sin incluir cargos y créditos; e impuestos efectivos, sin incluir cargos y créditos) constituyen medidas financieras que no son PCGA. La gerencia considera que la exclusión de cargos y créditos de estas medidas financieras le permiten evaluar más efectivamente las operaciones de Schlumberger de un período a otro, e identificar las tendencias operativas que de otra forma podrían quedar ocultas por los elementos excluidos. La gerencia también usa estas medidas como medidas de rendimiento para determinar ciertas compensaciones de incentivos. Las medidas financieras que no son PCGA previas deben considerarse además de, no como un sustituto para o superiores a otras medidas de rendimiento financiero preparadas de acuerdo con los PCGA. A continuación se muestra una conciliación de estas medidas que no son PCGA con las medidas PCGA comparables.

    (indicado en millones, excepto los montos por acción)
       
Segundo trimestre de 2017
Antes de impuestos   Impuesto  

Participaciones
no mayoritarias

  Ganancia neta  


por acción diluidas*

Pérdida neta de Schlumberger (con base en PCGA) 17 USD 98 USD (7 USD ) (74 USD ) (0,05 USD )
Ajuste de valor justo de pagarés y otros 510 - 12 498 0,36
Fusiones e integración 81   17   -     64     0,05  
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos 608 USD   115 USD   5 USD     488 USD     0,35 USD  
 
Seis meses de 2017
Antes de impuestos   Impuesto  

Participaciones
no mayoritarias

  Ganancia neta  


Ingresos por acción diluidas*

Ingreso neto de Schlumberger (con base en PCGA) 351 USD 148 USD (2 USD ) 205 USD 0,15 USD
Ajuste de valor justo de pagarés y otros 510 - 12 498 0,36
Fusiones e integración 164   31   -     133     0.10  
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos 1025 USD   179 USD   10 USD     836 USD     0,60 USD  
 
Primer Trimestre de 2017
Antes de impuestos   Impuesto  

Participaciones
no mayoritarias

  Ganancia neta  


Ingresos por acción diluidos

Ingreso neto de Schlumberger (con base en PCGA) 334 USD 50 USD 5 USD 279 USD 0,20 USD
Fusiones e integración 82   14   -     68     0,05  
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos 416 USD   64 USD   5 USD     347 USD     0,25 USD  

* Los importes no suman debido al redondeo.

(indicado en millones, excepto los montos por acción)
         
Segundo trimestre del 2016
Antes de impuestos   Impuesto  

Participaciones
no mayoritarias

  Ganancia neta  


Ingresos por acción diluidas*

Pérdida neta de Schlumberger (con base en PCGA) (2514 USD ) (368 USD ) 14 USD (2160 USD ) (1,56 USD )
Ajustes de valor y otros:
Reducción de activos fijos 1058 177 - 881 0.63
Reducción de la fuerza laboral 646 63 - 583 0,42
Ajustes de inventario 616 49 - 567 0.41
Ajuste de valor de datos sísmicos multicliente 198 62 - 136 0.10
Otros cargos por reestructuración 55 - - 55 0,04

Fusiones e integración:

Beneficios de empleados relacionados con la fusión y honorarios profesionales 92 17 - 75 0,05
Otros costos relacionados con las fusiones e integración 93 19 - 74 0,05
Ajuste de valor justo de la amortización del inventario de contabilidad de compras (1) 150     45     -   105   0,08  
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos 394 USD     64 USD     14 USD   316 USD   0,23 USD  
 
Seis meses de 2016
Antes de impuestos   Impuesto  

Participaciones
no mayoritarias

  Ganancia neta  


Ingresos por acción diluidas*

Pérdida neta de Schlumberger (con base en PCGA) (1893 USD ) (270 USD ) 36 USD (1659 USD ) (1,26 USD )
Ajustes de valor y otros:
Reducción de activos fijos 1058 177 - 881 0,66
Reducción de la fuerza laboral 646 63 - 583 0,44
Ajustes de inventario 616 49 - 567 0,43
Ajuste de valor de datos sísmicos multicliente 198 62 - 136 0.10
Otros cargos por reestructuración 55 - - 55 0,04

Fusiones e integración:

Beneficios de empleados relacionados con la fusión y honorarios profesionales 92 17 - 75 0,06
Otros costos relacionados con las fusiones e integración 93 19 - 74 0,06
Ajuste de valor justo de la amortización del inventario de contabilidad de compras (1) 150     45     -   105   0,08  
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos 1015 USD     162 USD     36 USD   817 USD   0,62 USD  
 

(1) Registrado en Costo de los ingresos en el Estado resumido de ingresos consolidados (pérdidas).

 
* Los importes no suman debido al redondeo.

Grupos de Producto

(Indicado en millones)
    Tres meses finalizados al
30 de junio de 2017     31 de marzo de 2017     30 de junio del 2016
Ingresos    

Ingresos
antes
de impuestos

Ingresos    


Ingresos
antes de impuestos

Ingresos    


Ingresos
antes de impuestos

Caracterización de yacimientos 1759 USD 299 USD 1618 USD 281 USD 1586 USD 268 USD
Perforación 2107 302 1985 229 2034 171
Producción 2496 221 2187 110 2121 82
Cameron 1265 174 1229 162 1525 250
Eliminaciones y otros (165 ) (46 ) (125 ) (25 ) (102 ) (24 )
Ingresos operativos antes de impuestos 950 757 747
Corporativos y otros (242 ) (239 ) (241 )
Intereses ganados(1) 28 24 24
Intereses perdidos(1) (128 ) (126 ) (136 )
Cargos y créditos   (591 )   (82 )   (2908 )
7462 USD   17 USD   6894 USD   334 USD   7164 USD   (2514 USD )
 
(Indicado en millones)
  Seis meses finalizados
30 de junio de 2017     30 de junio del 2016
Ingresos    

Ingresos
antes
de impuestos

Ingresos    


Ingresos
antes de impuestos

Caracterización de yacimientos 3377 USD 580 USD 3305 USD 601 USD
Perforación 4092 531 4527 542
Producción 4683 331 4497 288
Cameron 2.494 336 1525 250
Eliminaciones y otros (290 ) (71 ) (170 ) (33 )
Ingresos operativos antes de impuestos 1707 1648
Corporativos y otros (480 ) (414 )
Intereses ganados(1) 52 37
Intereses perdidos(1) (254 ) (256 )
Cargos y créditos   (674 )   (2908 )
14 356 USD   351 USD   13 684 USD   (1893 USD )

(1)No incluye intereses considerados en los resultados de los Grupos de Producto.

 

Algunos elementos del período anterior se reclasificaron para adaptarlos a la presentación del período actual.

 

Información complementaria

 

1)

¿Cuál es la orientación del gasto de capital para todo el año 2017?

Se espera que el gasto de capital (sin incluir inversiones de SPM y múltiples clientes) sea de 2200 millones de USD para 2017.
 

2)

¿Cuál fue el flujo de caja de las operaciones para el segundo trimestre de 2017?

El flujo de caja de las operaciones fue de 858 millones de USD para el segundo trimestre de 2017 e incluyó aproximadamente 90 millones de USD de pagos indemnizatorios.
 

3)

¿Cuál fue el flujo de caja de las operaciones para la primera mitad de 2017?

El flujo de caja de las operaciones fue de 1500 millones de USD para la primera mitad de 2017 e incluyó aproximadamente 230 millones de USD de pagos indemnizatorios.
 

4)

¿Qué se incluyó en "Intereses y otros ingresos" para el segundo trimestre de 2017?

Los "Intereses y otros ingresos" para el segundo trimestre de 2017 fueron de 62 millones de USD. Este monto estaba compuesto por 28 millones de USD de ganancias por inversiones bajo el método patrimonial y 34 millones de USD de ingresos ganados.
 

5)

¿Cómo se modificaron los ingresos ganados y los intereses perdidos durante el segundo trimestre de 2017?

Los ingresos ganados de 34 millones de USD aumentaron 5 millones de USD de manera secuencial. Los ingresos perdidos de 142 millones de USD aumentaron 3 millones de USD de manera secuencial.
 

6)

¿Cuál es la diferencia entre el ingreso operativo antes de impuestos y el resultado consolidado de Schlumberger antes de impuestos?

Principalmente, la diferencia se compone de elementos corporativos (incluidos cargos y créditos) e ingresos por intereses y gastos de intereses no asignados a los segmentos, como también gastos de compensación basados en acciones, gastos de amortización asociados con determinados activos intangibles (incluidos gastos de amortización de activos intangibles generados por la adquisición de Cameron), determinadas iniciativas gestionadas centralmente y otros artículos no operativos.
 

7)

¿Cuál fue la tasa impositiva efectiva (effective tax rate, ETR) para el segundo trimestre de 2017?

La ETR para el segundo trimestre de 2017, calculada de acuerdo con los PCGA, fue de 590 % en comparación con la tasa del 14,8 % para el primer trimestre de 2017. La ETR para el segundo trimestre de 2017, sin incluir cargos y créditos, fue de 18,9 % en comparación con la tasa del 15,3 % para el primer trimestre de 2017.

 

8)

¿Cuántas acciones del paquete de acciones ordinarias fueron circulantes al 30 de junio de 2017, y cómo cambió esto desde el final del trimestre anterior?

Había 1385 millones de acciones del paquete de acciones ordinarias circulantes al 30 de junio de 2017. En la siguiente tabla, se muestra el cambio en el número de acciones circulantes desde el 31 de marzo de 2017 hasta el 30 de junio de 2017.
(Indicado en millones)

Acciones circulantes al 31 de marzo de 2017

    1389
Acciones vendidas a titulares de opciones, menos acciones intercambiadas -
Otorgamiento de acciones restringidas 1
Acciones compartidas en el plan de adquisición de acciones de los empleados -
Programa de recompra de acciones (5)
Acciones circulantes al 30 de junio de 2017 1385

9)

 

¿Cuál fue el promedio ponderado del número de acciones circulantes durante el segundo trimestre de 2017 y el primer trimestre de 2017, y cómo se concilia esto con el número promedio de acciones circulantes, sobre la suposición de la dilución utilizada en el cálculo de ganancias por acción diluidas, sin incluir cargos y créditos?

El promedio ponderado del número de acciones circulantes durante el segundo trimestre de 2017 fue de 1387 millones y de 1393 millones durante el primer trimestre de 2017.
 
La siguiente es una conciliación de las acciones circulantes promedio con el número promedio de acciones circulantes, suponiendo la dilución usada en el cálculo de ganancias por acción diluidas, sin incluir cargos y créditos.
    (Indicado en millones)

Segundo trimestre de
2017

   

Primer trimestre de
2017

Promedio ponderado de acciones en circulación 1387     1393
Ejercicio asumido de opciones de acciones 1 4
Acciones restringidas no otorgadas 5     5
Promedio de acciones en circulación suponiendo la dilución 1393     1402

10)

 

¿Cuál fue el saldo sin amortizar de la inversión de Schlumberger en proyectos de SPM al 30 de junio de 2017, y cómo cambió esto en comparación con el 31 de diciembre de 2016?

El saldo sin amortizar de las inversiones de Schlumberger en proyectos de SPM fue de aproximadamente 2600 millones de USD y de 2500 millones de USD al 30 de junio de 2017 y al 31 de diciembre de 2016 respectivamente. Estos montos se incluyen dentro de Otros activos en el Balance consolidado resumido de Schlumberger. El cambio en el saldo sin amortizar de la inversión de Schlumberger en proyectos de SPM fue el siguiente:
(Indicado en millones)
Saldo al 31 de diciembre de 2016       2458 USD
Inversiones de SPM 328
Amortización de las inversiones de SPM (213 )
Saldo al 30 de junio de 2017 2573 USD  

11)

 

¿Cuál fue el monto de ventas a múltiples clientes de WesternGeco en el segundo trimestre de 2017?

Las ventas multicliente, incluidas las tasas de transferencia, fueron de 182 millones de USD en el segundo trimestre de 2017 y de 138 millones de USD en el primer trimestre de 2017.
 

12)

¿Cuáles fueron las órdenes atrasadas de WesternGeco al final del segundo trimestre de 2017?

Las órdenes atrasadas de WesternGeco, basadas en contratos firmados con clientes, fueron de 566 millones de USD al final del segundo trimestre de 2017. Y fueron de 613 millones de USD al final del primer trimestre de 2017.

13)

 

¿Cuáles fueron las órdenes y las órdenes atrasadas para los segmentos de OneSubsea y Sistemas de Perforación del Grupo Cameron?

Las órdenes y órdenes atrasadas de OneSubsea y Sistemas de Perforación fueron las siguientes:
  (Indicado en millones)
Órdenes

Segundo trimestre

2017

   

Primer trimestre

2017

OneSubsea 181 USD     546 USD
Sistemas de Perforación 170 USD

 

174 USD
 
Órdenes atrasadas (al final del período)
OneSubsea 2371 USD 2634 USD
Sistemas de Perforación 566 USD

 

608 USD

14)

 

¿Qué se incluye en Ajustes de valor y otros en el Estado resumido de ingresos consolidados (pérdidas) de Schlumberger para el segundo trimestre de 2017?

Durante el segundo trimestre de 2017, Schlumberger registró 510 millones de USD de cargos antes de impuestos que se clasifican en Ajustes de valor y otros. La mayor parte de este monto se relaciona con un acuerdo de financiamiento que Schlumberger celebró con su principal cliente en Venezuela. Este acuerdo tuvo como resultado el intercambio de 700 millones de USD de cuentas por cobrar pendientes por un pagaré con intereses. Schlumberger registró este pagaré por su valor justo estimado el día del intercambio, lo cual generó cargos.

Acerca de Schlumberger

Schlumberger es el proveedor mundial líder de tecnología para la caracterización de yacimientos, perforaciones, producción y procesamiento para la industria del petróleo y el gas. Con operaciones en más de 85 países y con aproximadamente 100 000 empleados que representan a más de 140 nacionalidades, Schlumberger ofrece la mayor gama de productos y servicios del sector, desde la exploración hasta la producción, y soluciones integradas "pore-to-pipeline" (poro a tubería) que optimizan la recuperación de hidrocarburo para ofrecer el desempeño de los yacimientos.

Schlumberger Limited tiene sus oficinas principales en París, Houston, Londres y La Haya, e informó ingresos de 27 810 millones de USD en 2016. Para más información, visite www.slb.com.

*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.

Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), antes conocida como Japan National Oil Corporation (JNOC), y Schlumberger trabajaron en conjunto en un proyecto de investigación para desarrollar tecnología de adquisición de registros durante la perforación (logging while drilling, LWD) que reduzca la necesidad de fuentes de sustancias químicas tradicionales. Diseñado en torno al generador de neutrones pulsados (pulsed neutron generator, PNG), el servicio EcoScope utiliza tecnología que se obtuvo como resultado de esta colaboración. El PNG y el paquete integral de mediciones en un solo collar son componentes clave del servicio EcoScope que brinda tecnología de LWD revolucionaria.

Bonos

Schlumberger realizará una llamada en conferencia para analizar el comunicado de prensa sobre ganancias y el panorama comercial el viernes 21 de julio de 2017. La llamada está programada para comenzar a las 8:30 a. m., hora del este de EE. UU. Para acceder a la llamada, que está abierta al público, comuníquese con el operador de la llamada en conferencia al +1 (800) 288-8967 dentro de América del Norte, o al +1 (612) 333-4911 fuera de América del Norte, aproximadamente 10 minutos antes de la hora de inicio programada para la llamada. Pregunte por la "Llamada en Conferencia de Resultados de Schlumberger". Cuando la llamada en conferencia concluya, una reproducción de audio estará disponible hasta el 21 de agosto de 2017 si llama al +1 (800) 475-6701 dentro de América del Norte o al +1 (320) 365-3844 fuera de América del Norte, e indica el código de acceso 423510.

La llamada en conferencia se transmitirá, simultáneamente, por Internet en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio solamente. La reproducción de la transmisión por Internet también estará disponible en el mismo sitio web hasta el 31 de agosto de 2017.

El presente comunicado de prensa de ganancias del primer trimestre de 2017, como otras declaraciones que hacemos, contienen "declaraciones a futuro" en el sentido expreso de las leyes federales de títulos valores, que incluyen toda declaración que no sea un hecho histórico, como nuestros pronósticos o expectativas sobre los pronósticos comerciales; el crecimiento de Schlumberger en general y para cada uno de sus segmentos (y para productos o áreas geográficas específicos dentro de cada segmento); el crecimiento de la producción y demanda de gas natural y petróleo; los precios del gas natural y petróleo; las mejoras en los procedimientos operativos y tecnología, incluido nuestro programa de transformación; los gastos de capital de Schlumberger y la industria del petróleo y el gas; las estrategias comerciales de los clientes de Schlumberger; los beneficios esperados de la transacción de Cameron; el éxito de las alianzas y empresas conjuntas de Schlumberger; las condiciones económicas globales futuras y los resultados futuros de las operaciones. Estas declaraciones están sujetas a riesgos e incertidumbres que incluyen, entre otros aspectos, las condiciones económicas mundiales; los cambios en los gastos en exploración y producción de los clientes de Schlumberger, y los cambios en el nivel de exploración y desarrollo de petróleo y gas natural; las condiciones económicas, políticas y comerciales generales en regiones clave del mundo; el riesgo de las divisas extranjeras; la presión sobre los precios; los factores climáticos y estacionales; las modificaciones, demoras o cancelaciones operativas; las disminuciones de producción; los cambios en las normativas gubernamentales y en los requisitos normativos, incluidos los relacionados con la exploración marina de petróleo y gas, las fuentes radioactivas, los explosivos, las sustancias químicas, los servicios de fracturamiento hidráulico y las iniciativas relacionadas con el clima; la imposibilidad de la tecnología de superar nuevos desafíos en exploración; la imposibilidad de integrar al negocio de Cameron y realizar las sinergias esperadas; la imposibilidad de contratar empleados claves; y otros riesgos e incertidumbres detallados en nuestro comunicado de ganancias del segundo trimestre de 2017 y nuestros Formularios 10-K, 10-Q y 8-K más recientes presentados o proporcionados ante la Comisión de Bolsa y Valores. Si uno o más de estos u otros riesgos o incertidumbres se materializan (o cambian las consecuencias de dicho desarrollo) o si nuestros supuestos subyacentes resultan ser incorrectos, los resultados reales pueden variar de manera material a los reflejados en nuestras declaraciones a futuro. Schlumberger no asume obligación o intención alguna de actualizar o revisar las declaraciones a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos futuros o en cualquier otro respecto.

El texto original en el idioma fuente de este comunicado es la versión oficial autorizada. Las traducciones solo se suministran como adaptación y deben cotejarse con el texto en el idioma fuente, que es la única versión del texto que tendrá un efecto legal.


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