Schlumberger anuncia resultados do primeiro trimestre de 2017

  • Receita de US$ 6,9 bilhões diminuiu 3% sequencialmente
  • GAAP EPS, incluindo os encargos de integração da Cameron de US$ 0,05 por ação foi de US$ 0,20
  • EPS (ganhos ação), excluindo-se os encargos de integração da Cameron foi de US$ 0,25
  • O fluxo de caixa das operações foi de US$ 656 milhões
  • Foi aprovado dividendo trimestral em dinheiro de US$ 0,50 por ação

LONDRES--()--A Schlumberger Limited (NYSE:SLB) comunicou hoje os resultados do primeiro trimestre de 2017.

       

(em milhões, exceto por quantidade de ações)

Três meses encerrados em    

Alteração

31 de março de 2017     31 de dezembro de 2016     31 de março de 2016** Sequencial     Em relação ao ano anterior
Receita US$ 6.894 US$ 7.107

US$ 6.520

-3% 6%
Lucro operacional antes dos impostos US$ 757 US$ 810 US$ 901 -7% -16%
Margem operacional antes dos impostos 11,0% 11,4% 13,8% -42 bps -284 bps
Lucro líquido (prejuízo) (base GAAP) US$ 279 US$ (204) US$ 501 n/s n/s
Lucro líquido, excluindo encargos e créditos* US$ 347 US$ 379 US$ 501 -8% -31%
EPS diluído (prejuízo por ação) (base GAAP) US$ 0,20 US$ (0,15) US$ 0,40 n/s n/s
EPS diluído, excluindo encargos e créditos* US$ 0,25 US$ 0,27 US$ 0,40 -7% -38%

*Estas são medidas financeiras não GAAP. Consulte a seção abaixo intitulada "Encargos e créditos" para obter detalhes.

**Primeiro trimestre de 2016 não inclui a Cameron, uma vez que a aquisição foi fechada em 1º de abril de 2016.

n/s = não significativo
 

O presidente e CEO da Schlumberger, Paal Kibsgaard comentou, “No primeiro trimestre, o mercado interno norte-americano continuou a se fortalecer em termos de atividade e de preços, o que nos levou a começar a acelerar a ativação da capacidade ociosa para diversas linhas de produtos. O crescimento da receita foi liderado pelos serviços de perfuração e fraturamento hidráulico, mas foi também cada vez mais suportado por Elevação artificial, Sistemas de superfície e Válvulas e medição. Apesar da reativação da nossa capacidade ter ocorrido principalmente em direção ao final do trimestre enquanto continuamos a aderir ao nosso enfoque de crescimento lucrativo, ainda geramos 16% de crescimento de receita sequencial e 66% de margens incrementais em nossos serviços de fraturamento hidráulico e perfuração direcional em território americano. Esses resultados foram impulsionados pelo engajamento produtivo dos clientes ao redor da recuperação dos preços e eficiência operacional, juntamente com adições de recursos em tempo hábil e engajamento da cadeia de suprimentos.

“Nos mercados internacionais, a receita caiu 7% sequencialmente, impulsionada por um declínio sazonal maior do que o esperado nas atividades e vendas, especialmente na China, Rússia e Mar do Norte. Além disso, vimos uma atividade sequencial menor nas partes principais do Oriente Médio, enquanto as restrições de produção impostas ao nosso projeto Schlumberger Production Management (SPM) Shushufindi no Equador também teve impacto negativo em nossos resultados do primeiro trimestre. Ainda, a atividade subjacente e a percepção da nossa base global de clientes estiveram alinhadas com as expectativas conforme visto, por exemplo, pelas tendências estáveis de receita sequencial no restante da América Latina, bem como na África, confirmando que essas regiões, de fato, alcançaram o fundo do ciclo.

“Dentre os segmentos de negócio, os declínios da receita do primeiro trimestre foram liderados pelo Cameron Group (Grupo Cameron), que caíram 9% sequencialmente impactados pelos volumes menores do projeto em OneSubsea e pelas vendas de produtos reduzidas em Sistemas de superfície. A receita do Reservoir Characterization Group (Grupo de caracterização de reservatórios) diminuiu 3% sequencialmente devido à redução sazonal nas receitas para as nossas Soluções Integradas de Software (SIS) e pelas linhas de produtos WesternGeco. As receitas do Grupo de Perfuração e do Grupo de Produção foram, cada uma delas, 1% mais baixas sequencialmente, enquanto o crescimento contínuo sólido nas atividades de fraturamento hidráulico e perfuração direcional em território da América do Norte compensou as reduções nas receitas sazonais nos mercados internacionais.

“Enquanto começamos a nos recuperar de uma das piores recessões da história, vemos quatro áreas para a indústria recuperar seu crescimento e avançar suas capacidades. São elas: a necessidade de uma despesa E&P maior para atender à demanda crescente de hidrocarbonetos ao longo dos próximos anos; a necessidade de proteger e encorajar investimentos em R&E ao longo de toda a cadeia de valores de petróleo e gás; a necessidade de novos modelos de negócios que incentivem a colaboração técnica e o alinhamento comercial mais próximos entre os operadores e fornecedores; e a necessidade de plataformas de tecnologia mais amplas e mais integradas que combinem hardware, software, dados e expertise.

“Embora a nossa visão dos fundamentos do fornecimento e da demanda nos mercados de óleo permaneça construtiva, o subinvestimento contínuo em novos suprimentos está aumentado a probabilidade de um déficit de fornecimento no médio prazo, uma vez que os reservatórios estão sendo fabricados, mas as reservas não estão sendo repostas em volume suficiente. Em especial, o mercado continua a se concentrar nas manchetes dos números em declínio, sugerindo que a produção também está se mantendo. Entretanto, um exame mais detalhado dos dados subjacentes mostra claramente que a taxa de esgotamento das reservas desenvolvidas comprovadas está acelerando rapidamente em diversos países-chave não OPEP.

“À medida que a recuperação adquire impulso, o fluxo de caixa e a produtividade da indústria permanecem sob pressão e limita a capacidade da indústria de aumentar os níveis atuais de investimento E&P. Ao mesmo tempo, a cadeia de valor permanece focada na tentativa de capturar o valor limitado que foi criado, em vez de buscar novos modos de criar coletivamente mais valor. Esse enfoque não é sustentável, seja lidando com os desafios subjacentes da indústria ou de assegurar que o fornecimento futuro de hidrocarbonetos possa atender o crescimento projetado da demanda.

“Na Schlumberger, estamos, portanto, buscando ativamente posicionar a empresa na dianteira de uma indústria que precisa evoluir. Estamos fazendo isso gerenciando proativamente os nossos negócios básicos e respondendo às pressões contínuas de comoditização, adequando as nossas ofertas e desempenho às condições predominantes de mercado. Paralelamente, estamos constantemente buscando expandir a nossa oportunidade definida pela busca de um programa M&A abrangente e ativo, envolvendo os nossos clientes novos e os existentes para estabelecer uma colaboração mais próxima e modelos de negócios mais alinhados e expandindo a nossa oferta de suporte técnico para investir junto com os nossos clientes em seus projetos—tudo isso com o objetivo de trazer mais atividade para as nossas 19 linhas de produtos e serviços. Enquanto continuamos a navegar cuidadosamente pelo cenário atual da indústria, permanecemos confiantes e otimistas sobre o futuro da Schlumberger, sabendo muito bem que além dos desafios de mercado atuais está um mundo de oportunidades para os players da indústria que estiverem prontos para pensar novo e agir novo”.

Demais eventos

Durante o trimestre, a Schlumberger recomprou 4,7 milhões de ações ordinárias a um preço médio de US$ 78,97 por ação, num preço de compra total de US$ 372 milhões.

Em 24 de março de 2017, a Schlumberger e a Weatherford anunciaram um acordo para criar a OneStimSM, uma joint venture para fornecer produtos e serviços de complementação para o desenvolvimento de depósitos de recursos não convencionais nos mercados de terra nos Estados Unidos e Canadá. A joint venture oferecerá um dos mais abrangentes portfólios de complementações multiestágios do mercado, junto com uma das maiores frotas de fraturamento hidráulico do setor. A participação da Schlumberger e da Weatherford na joint venture será de 70%/30%, respectivamente. Espera-se que a transação seja concluída no segundo semestre de 2017, sujeita à aprovação regulatória e às condições de fechamento habituais.

Em 27 de março de 2017, a Schlumberger adquiriu uma parte minoritária da Borr Drilling, uma empreiteira de plataformas de petróleo por U$ 221 milhões. Essa transação permitirá que a Schlumberger, juntamente com a Borr Drilling, ofereça contratos de perfuração baseados em desempenho, integrados no mercado jack-up offshore.

Em 12 de abril de 2017, a Schlumberger e a YPF anunciaram a assinatura de um acordo preliminar para uma joint venture em um projeto piloto de xisto de petróleo em Bandurria Sur Block em Vaca Muerta, Neuquén. A Schlumberger fornecerá conhecimento de reservatórios, estudos de campo integrados e serviços de conclusão e infraestrutura associada. O acordo envolve um investimento em fases de US$ 390 milhões pela Schlumberger, que inclui uma contribuição significativa nesse tipo de serviço a preço de mercado. Mediante a satisfação de algumas condições de fechamento, a Schlumberger adquirirá uma parcela de 49% da joint venture, e os 51% restantes, juntamente com a operação do bloco, serão de propriedade da YPF.

Em 20 de abril de 2017, o Conselho Diretor da empresa aprovou o dividendo trimestral em dinheiro de US$ 0,50 por ação das ações ordinárias em circulação, a ser pago em 14 de julho de 2017 aos acionistas registrados em 1° de junho de 2017.

Receita consolidada por região geográfica

       

 

   

(em milhões)

Três meses encerrados em Alteração
31 de março de 2017     31 de dezembro de 2016 Sequencial
América do Norte US$ 1.871 US$ 1.765 6%
América Latina 952 952 -
Europa/CEI/África 1.652 1.834 -10%
Oriente Médio e Ásia 2.319 2.494 -7%
Eliminações e outros 100 62 n/s
US$ 6.894 US$ 7.107 -3%
 
Receita da América do Norte US$ 1.871 US$ 1.765 6%
Receita internacional US$ 4.922 US$ 5.280 -7%

n/s = não significativo

A receita do primeiro trimestre de US$ 6,9 bilhões diminuiu 3% sequencialmente com a América do Norte em declínio de 6% e internacional caindo em 7%.

América do Norte

Na América do Norte, a receita cresceu sequencialmente à medida que a atividade em terra não convencional acelerou durante o trimestre, compensando parcialmente o declínio nas atividades offshore. A receita em terra experimentou crescimento sequencial de dois dígitos alavancada pela atividade de fraturamento hidráulico mais forte enquanto a contagem de estágios aumentou; preços mais altos uma vez que a utilização da capacidade melhorou; maior consumo de produtos e serviços de perfuração direcionais enquanto o número de plataformas cresceu; receita maior da Cameron enquanto as vendas de produtos e fraturamento e a atividade de aluguel de flowback aumentaram. Enquanto a receita em terra nos EUA apresentou crescimento de dois dígitos em um aumento sequencial no número de plataformas de 27%, a receita no Oeste do Canadá cresceu mais forte com um aumento no inverno das atividades com um aumento sequencial de 56% no número de plataformas. O declínio da receita offshore foi resultado de vendas de licenças para diversos clientes pela WesternGeco menores, seguido por vendas de final de ano usuais, mas discretas no trimestre anterior, embora isso tenha sido parcialmente compensado pelo crescimento da receita da Wireline das atividades de exploração lideradas pela infraestrutura.

Áreas Internacionais

A receita internacional diminuiu sequencialmente devido às vendas de produtos e ao volume de projeto reduzidos do Cameron Group (Grupo Cameron); vendas menores de licenças de software SIS seguidos pelas vendas de final de ano usuais, mas discretas no trimestre anterior; uma queda sazonal das atividades no Hemisfério Norte e a pressão contínua sobre os preços em novos contratos de propostas.

A receita na Área da América Latina permaneceu estável sequencialmente uma vez que o crescimento da receita no Brasil compensou o declínio da GeoMarket no Peru, Colômbia e Equador onde as restrições de produção impostas pelo projeto SPM Shushufindi no Equador impactaram os resultados. A receita do GeoMarket na Argentina, Bolívia e Chile também foi menor devido à queda nas atividades de fraturamento e perfuração devido à conclusão antecipada de diversos projetos. O crescimento da receita no Brasil foi liderado por uma atividade mais forte da OneSubsea e aumento nas vendas de licenças para diversos clientes da WesternGeco em antecipação à 14a rodada de oferta futura.

A receita da Área Europa/CEI/África diminuiu 10% sequencialmente, principalmente devido a reduções das atividades sazonais mais severas do que as usuais na Rússia e no Cazaquistão que impactaram todas as linhas de produtos, enquanto o GeoMarket do Reino Unido e da Europa Continental também experimentou menor atividade e vendas de licença de software SIS reduzidas. A atividade OneSubsea reduzida devido a um projeto completado no Golfo da Guiné e menores vendas de produtos de Sistemas de superfícies naquela área também contribuíram para o declínio. A receita do GeoMarket da África Sub-saariana ficou essencialmente estável enquanto o forte aumento nas atividades em terra no Congo, Chade e Etiópia compensou o cancelamento de um projeto de perfuração offshore em Angola e atrasos no projeto offshore no Congo.

A receita na Área do Oriente Médio e Ásia diminuiu 7% sequencialmente principalmente devido à pressão nos preços e atividade de fraturamento hidráulico e perfuração em terra no Oriente Médio. A receita na Austrália também diminuiu devido à atividade de perfuração offshore reduzida enquanto o clima severo em terra afetou todas as linhas de produtos e serviços. A receita em terra na China foi menor devido à desaceleração sazonal de inverno que impactou principalmente as atividades de produção, perfuração e do Cameron Group (Grupo Cameron).

Grupo de caracterização de reservatórios

       

 

   

(em milhões)

Três meses encerrados em Alteração
31 de março de 2017     31 de dezembro de 2016     31 de março de 2016 Sequencial     Em relação ao ano anterior
Receita US$ 1.618 US$ 1.676 US$ 1.719 -3% -6%
Lucro operacional antes dos impostos US$ 281 US$ 319 US$ 334 -12% -16%
Margem operacional antes dos impostos 17,3% 19,0% 19,4% - 170 bps -206 bps

A receita do Reservoir Characterization Group (Grupo de caracterização de reservatórios) de US$ 1,6 bilhão, sendo que 78% vieram dos mercados internacionais, diminuiu 3% sequencialmente devido à diminuição no atraso dos sistemas de Teste e Processo que foi parcialmente compensada pelo progresso futuro nos projetos das instalações de produção inicial no Kuwait e no Egito. A receita do Wireline cresceu devido à atividade de exploração liderada pela infraestrutura na América do Norte; sendo parcialmente compensada pela receita da Wireline reduzida sazonalmente na Rússia. Após as vendas de final de ano usuais, mas discretas no trimestre anterior, as vendas menores de licença do software SIS também impactaram os resultados do Grupo.

A margem operacional antes dos impostos de 17%, caiu 170 bps sequencialmente, enquanto a maior contribuição das atividades de exploração da Wireline com margem mais alta foi mais do que compensada pela lucratividade reduzida na WesternGeco e contribuições menores das vendas de licença do software SIS.

O desempenho da Reservoir Characterization Group (Grupo de caracterização de reservatórios) melhorou com as operações de Gereciamento de Serviços Integraos (Integrated Services Management, ISM), onde gerentes de projeto especialmente treinados forneceram programação, planejamento e coordenação de atividades para as linhas de produtos da Schlumberger envolvidas em um projeto. O desempenho do primeiro trimestre também foi acelerado pelas instalações de novas tecnologias e fechamentos de contratos.

No Peru, os serviços coordenados ISM para o Projeto Sagaria da Repsol do Peru. O local do poço, localizado em uma área remota é classificado como descarga zero com a exigência de que todos os cortes de perfuração gerados sejam injetados ou transportados do local. A equipe ISM trabalhou de perto com a Repsol para fornecer perfuração direcional, perfuração enquanto desmata, perfuração e complementação de fluidos, brocas e alargamento de furos, perfuração com pressão gerenciada, ferramentas de limpeza de poços, cimentação, perfuração e exploração de madeira para telefonia fixa, teste de poços e serviços de reinjeção de cortes. O resultado para o cliente desse esforço colaborativo e integrado foi que os primeiros dois poços foram entregues seis dias antes da programação planejada.

No setor da Bulgária do Mar Negro, a Total E&P Bulgaria perfurou seu primeiro poço de exploração em águas profundas. A Schlumberger ISM gerenciou oito linhas de produtos separadas na plataforma de petróleo e coordenou mais de 100 pessoas envolvidas no projeto. Através da colaboração de perto com a Total E&P Bulgaria, a equipe da ISM identificou oportunidades de otimização da perfuração com resultados de ganhos significativos durante as operações de perfuração de fundo. A Total E&P Bulgaria expressou seu apreço pelo ambiente colaborativo que a Schlumberger trouxe para o projeto.

Offshore Índia, a Schlumberger ISM forneceu serviços de complementação e de perfuração no primeiro poço em águas profundas offshore para a Oil India Limited ino Golfo de Mannar. A expertise técnica e um total de 19 serviços Schlumberger foram fornecidos, incluindo tecnologias de Teste e Processo, Wireline, M-I SWACO, Drilling & Measurements, Bits & Drilling Tools, Completions e as linhas de produtos Well Services. Além disso, a ISM gerenciou fornecedores terceirizados para serviços de instalações de revestimentos, logística aérea e marítima e uma instalação baseada na costa.

No Oeste do Texas, a WesternGeco concluiu a aquisição de uma pesquisa com diversos clientes em azimute 3D cobrindo 253 milhas quadradas na parte sul da bacia Permiana, com uma cobertura total na área de 655 milhas quadradas. O projeto foi apoiado pela indústria de petróleo e gás e fornecerá dados para ajudar os operadores a melhorar a eficiência das operações de perfuração e complementação em partes muito ativas, porém desafiadoras da bacia Permiana.

Nos Emirados Árabes Unidos, a Sharjah National Oil Corporation contratou a WesternGeco para realizar uma pesquisa sísmica em 3D de 483 km2 sobre parte da sua concessão em terra em Sharjah. O projeto usará a tecnologia de plataforma de aquisição sísmica em terra UniQ* para gerenciar os longos desvios exigidos para fazer imagens da geologia overthrust complexas na área. A pesquisa é uma extensão de uma pesquisa anterior realizada em 2011, que demonstrou a eficácia da tecnologia da plataforma UniQ. O processamento dos dados será realizado no centro de processamento de Abu Dhabi usando migração de tempo inversa para o imageamento dessa geologia complexa.

No Cazaquistão, a Wireline usou o serviço de geologia de reservatórios fotorrealista Quanta Geo* para avaliar uma formação de carbonatos estanque para a Karachaganak Petroleum Operating BV, um consórcio da Eni, Shell, Chevron, Lukoil e KazMunaiGas. A tecnologia de serviço Quanta Geo usa uma sonda inovadora com sensibilidade acentuada para detectar recursos verticais e laterais no poço. O cliente obteve imagens de melhor qualidade que não são possíveis ao usar lama baseada em petróleo, permitindo assim interpretação estrutural e estratigráfica com um grau mais alto de confiança.

No Brasil, a Libra Consortium, compreendida pela Petrobras, Royal Dutch Shell, Total, CNOOC e CNPC, concedeu à SIS um contrato de cinco anos para software de exploração e produção e serviços relacionados. O consórcio explorará os maiores campos de petróleo em águas profundas do país, que têm volume estimado de petróleo recuperável de 8 a 12 bilhões de barris. O contrato inclui uma provisão de plataforma de software Petrel* E&P com foco na interpretação geológica e geofísica, modelagem geológica e engenharia de reservatório.

Em Taiwan, a CPC Corporation concedeu à SIS um contrato de cinco anos para software. O contrato inclui o fornecimento da plataforma de software Petrel E&P, plataforma de software de poço Techlog* e simulador de reservatório ECLIPSE*. A amplitude e a profundidade do portfólio de softwares da Schlumberger e a nossa capacidade de fornecer serviços e suporte localizados foram essenciais para ganharmos esse contrato.

Grupo de perfuração

       

 

   

(em milhões)

Três meses encerrados em Alteração
31 de março de 2017     31 de dezembro de 2016     31 de março de 2016 Sequencial     Em relação ao ano anterior
Receita US$ 1.985 US$ 2.013 US$ 2.493 -1% -20%
Lucro operacional antes dos impostos US$ 229 US$ 234 US$ 371 -2% -38%
Margem operacional antes dos impostos 11,5% 11,6% 14,9% -7 bps -334 bps

A receita do Grupo de Perfuração de US$ 2 bilhões, dos quais 74% provenientes de mercados internacionais, diminuiu 1% sequencialmente enquanto a forte atividade continuada de perfuração direcional terrestre na América do Norte foi compensada por uma atividade de perfuração reduzida nas áreas internacionais. A melhoria na receita da América do Norte foi devido a um maior consumo de produtos e serviços da Drilling & Measurements, Bits & Drilling Tools e M-I SWACO. A diminuição da receita nas Áreas Internacionais foi devido às vendas reduzidas dos produtos da M-I SWACO no Oriente Médio e na região da Ásia, pressão sobre os preços e um mix de atividades desfavoráveis para perfurações e medições (Drilling & Measurements) no Oriente Médio e atividade de Serviços de Perfuração Integrados (Integrated Drilling Services, IDS) menores no Reino Unido e no GeoMarket da Europa Continental.

A margem operacional antes de impostos de 12% ficou sequencialmente estável, apesar da ligeira queda de receita. Isso foi devido às melhorias de um consumo maior das tecnologias da Drilling & Measurements e Bits & Drilling Tools nos EUA, compensando a pressão sobre os preços nos mercados internacionais.

O desempenho do Grupo de Perfuração no primeiro trimestre foi fortalecido por uma combinação de operações IDS, que fornecem gerenciamento de projeto, design de engenharia e recursos de otimização técnica. O desempenho do Grupo foi também reforçado pelo uso de novas tecnologias e assinaturas de contratos.

Na Rússia, a IDS forneceu uma combinação de tecnologias e serviços em três poços com alcance estendido para a Rosneft-Sakhalinmorneftegaz na Ilha Sakhalin no campo de Lebedinskoye. As tecnologias incluíram o serviço de perfuração durante o mapeamento do reservatório de GeoSphere* para revelar os detalhes da estratificação da subsuperfície e contato de fluidos usando medição eletromagnéticas direcionais e os sistemas dirigíveis rotativos robustos PowerDrive Xceed* para fornecer um grau superior de precisão e confiabilidade. O cliente completou as operações 103 dias antes do planejado. Além disso, a produção cumulativa de três poços em 2016 foi 47% superior do que a inicialmente esperada.

No setor do Reino Unido do Mar do Norte, a IDS desenvolveu uma solução personalizada para a Statoil para superar desafios de perfuração únicos em um campo de petróleo pesado. O campo de Mariner é caracterizado por reservatórios localizados em profundidades rasas e poços horizontais de 60 metros, pouco espaçados, são planejados para a exploração. Uma equipe integrada que incluiu especialistas em perfuração de múltiplos centros tecnológicos ajudou a desenhar um conjunto de fundos de poços que poderia fornecer uma taxa de acúmulo agressiva de até 40° em uma seção de 24 pol. O sistema dirigível rotativo com taxa de acúmulo alta PowerDrive Archer* e os abridores de furos em etapas foram duas tecnologias usadas nessa solução personalizada. No primeiro trimestre de 2017, o cliente perfurou as seções de 24 polegadas dos quatro poços e atendeu cada um dos objetivos de perfuração, tempo e custo para o projeto.

Na Noruega, a Statoil Petroleum AS assinou com a Schlumberger um contrato IDS para a campanha de perfuração da área de Sleipner no Mar do Norte norueguês. O contrato contempla estrutura de incentivo ao desempenho inovadora que alinha melhor os interesses da empresa de serviços e do operador. Isso inclui o fornecimento de serviços da Drilling & Measurements, Well Services e M-I SWACO para dois poços e um poço opcional. Espera-se que as operações comecem em maio de 2017.

No Catar, a RasGas Company Limited assinou com a Schlumberger um contrato de cinco anos com cinco extensões opcionais de um ano para fornecer uma ampla combinação de tecnologias de perfuração para até 70 poços no Campo do Norte. Por exemplo, o contrato inclui o serviço de perfuração durante o imageamento e resistividade Drilling & Measurements MicroScope*, tecnologia do cortador PDC de alto impacto resistente a desgaste da Bits & Drilling Tools FireStorm*, serviço de intervenção wireline instrumentalizada Wireline ReSOLVE*, inibidor de xisto M-I SWACO HydraHib e a tecnologia de fibras com controle de perda avançada Well Services CemNET e serviços de estímulo OpenPath. O Campo do Norte é o maior campo de gás não associado do mundo, contendo aproximadamente 10% das reservas conhecidas do mundo.

Na região offshore do Azerbaidjão, a Drilling & Measurements usou uma combinação de tecnologias para a State Oil Company of Azerbaijan (SOCAR) para perfurar um poço em formato de J desafiador no campo de Bulla Deniz. Além de superar a litologia desafiadora que historicamente reduz a taxa de penetração (rate of penetration, ROP) tão baixo quanto 3,1 pé/h, o plano do poço complexo incluiu a perfuração e o alargamento simultâneos de uma seção de 7.218 pés da boca do poço. A combinação de tecnologias incluiu a tecnologia dirigível rotativa PowerDrive X6* com serviço compensado de resistividade da série arcVISION*, serviço de perfuração com telemetria de alta velocidade TeleScope* e o escareador hidraulicamente expansível Rhino* XS. O cliente economizou US$14,4 milhões atendendo os objetivos de perfuração com zero tempo não produtivo em 39 dias em vez dos 79 dias originalmente planejados.

No Oeste do Texas, a Drilling & Measurements usou uma combinação de tecnologias para a Parsley Energy para aumentar o desempenho da perfuração em laterais de poços longos nas bacias de Midland e Delaware, Na perfuração de 80 poços ao longo dos últimos 12 meses, os sistemas dirigíveis rotativos PowerDrive Orbit* e os motores de perfuração de alto desempenho DynaForce* contribuíram com uma redução de 17% dos dias exigidos para perfurar um poço comparados com o ano anterior. O cliente reduziu o custo total médio de perfuração por pé lateral em cerca de 30%.

Em terra, na América do Norte, a Bits & Drilling Tools usou a tecnologia de broca com elemento de diamante estriado AxeBlade* para a Cabot Oil & Gas para melhorar a ROP da perfuração nas areias dos furos superiores para alcançar a formação de Xisto Marcellus. Como resultado, o cliente economizou aproximadamente US$ 500.000 em 2016 com base em uma redução de 13 horas de tempo de perfuração por poço.

Offshore do México, o Drilling Group usou uma combinação de tecnologias para a Pemex em um poço horizontal desafiador em águas rasas do campo de Yaxche. O serviço de perfuração durante o mapeamento do reservatório da Drilling & Measurements GeoSphere* detectou uma profundidade vertical verdadeira de 18 metros na parte superior do reservatório antes de alcançar o reservatório e chegar ao poço conforme planejado. Além disso, os serviços de detecção dos limites do depósito PeriScope HD* foram usados para ajudar a reduzir as incertezas do reservatório. O cliente alcançou uma taxa de produção final de 4.600 bbl/d, que foi 2.100 bbl/d superior à esperada.

Também offshore do México para a Pemex, a Bits & Drilling Tools introduziu a tecnologia de revestimento de liga perfurável Direct XCD* em um poço de exploração em águas rasas. Esse poço foi a primeira operação de perfuração enquanto reveste de 30 pol. do mundo. O cliente reduziu o tempo de perfuração em 1,3 dias em comparação com as operações de perfuração convencionais na área.

Grupo de produção

       

 

   

(em milhões)

Três meses encerrados em Alteração
31 de março de 2017     31 de dezembro de 2016     31 de março de 2016 Sequencial     Em relação ao ano anterior
Receita US$ 2.187 US$ 2.203 US$ 2.376 -1% -8%
Lucro operacional antes dos impostos US$ 110 US$ 128 US$ 206 -14% -47%
Margem operacional antes dos impostos 5,0% 5,8% 8,7% -78 bps -365 bps

A receita do Grupo de Produção de US$ 2,2 bilhões, dos quais 66% veio de mercados internacionais, foi 1% inferior sequencialmente, devido à atividade de fraturamento hidráulico e recuperação de preços nas terras da América do Norte foi compensada pela redução da receita nos projetos SPM no Equador, atividade de fraturamento hidráulico e perfuração reduzida em terra no Oriente Médio e vendas de produtos de Complementação menores.

A margem operacional antes dos impostos de 5% diminuiu 78 bps sequencialmente. Na América do Norte, os negócios de bombeamento sob pressão em terra relataram margens incrementais sequenciais fortes de mais de 60%. Embora o aumento da atividade e a recuperação dos preços em terra na América do Norte tenham contribuído para a expansão da margem para o Grupo, isso foi mais do que compensado pela contração da margem da receita SPM menor.

Os resultados do Grupo de Produção se beneficiaram do IPS, que fornece gerenciamento de projeto, design de engenharia e recursos de otimização técnica. O desempenho do Grupo também melhorou devido às implementações de novas tecnologias, iniciativas de transformação e a assinatura de um contrato.

No sul do Texas, a IPS forneceu uma combinação de tecnologias e serviços para a Lonestar Resources para melhorar a produção de petróleo e as economias em campo em 18 poços no parque de Eagle Ford Shale. A perfuração, estímulo e planos de complementação otimizados IPS nas laterais longas para superar a encrustação de proteção em rochas mais macias que prejudicava o contato do reservatório com o poço e limitava o avanço da altura do fraturamento que foi estendido até ficar quase sem falhas. As tecnologias incluíram os serviços de through-the-bit logging ThruBit*, o software de estímulo à produção centralizado no reservatório Kinetix Shale* e o serviço de fraturamento Broadband Sequence*. Como resultado, os poços produziram até 86% mais de hidrocarbonetos por 1.000 pés de lateral comparados com os poços secundários em dois outros campos.

A Whiting Petroleum Corporation completou recentemente uma campanha de 13 poços na Dakota do Norte usando o sistema plug-and-perf dissolvível Infinity*. A Whiting planejou suspender a produção de diversos poços na área enquanto as operações de fraturamento e as atividades de limpeza pós-fraturamento eram realizadas. O sistema Infinity reduziu os tempos de limpeza quando comparados com as tecnologias de plug tradicionais, resultando em economias de tempo tangíveis nos 13 poços e restabelecendo a produção total no campo.

No Kuwait, a Well Services usou os serviços de simulação OpenPath* para a Kuwait Oil Company para restaurar a produtividade em poços profundos na área de produção do Norte do Kuwait. Os serviços da OpenPath combinam o modelo de estímulo com um sistema de desvio perto do poço e opções de fluidos de fraturamento otimizados para maximizar a cobertura do poço e o contato com o reservatório. O cliente alcançou um aumento de seis vezes na produção de gás e um aumento de duas vezes na produção de óleo que estava em linha com a capacidade esperada para esse poço.

No Iraque, a Well Services usou uma combinação de tecnologias para a BP Iraq N.V. para superar os desafios em um poço de injeção de água em um reservatório de carbonato no campo de Rumaila. A combinação de uma tubulação em espiral através de um packer inflável CoilFLATE* com pressão e temperatura em tempo real ACTive PTC* CT e a ferramenta de localizador de colar de revestimento foi instalada para estimular seletivamente zonas com baixa permeabilidade. Como resultado, a injeção de água aumentou para 4.600 bbl/d e forneceu ao cliente 3.000 bbl/d adicionais de produção de petróleo.

No Cazaquistão, a Karachaganak Petroleum Operating BV assinou com a Schlumberger dois contratos de três anos com duas extensões de uma ano totalizando US$ 26 milhões para o fornecimento de tubulação em espiral e serviços de teste. As operações sob os dois contratos começaram no primeiro trimestre de 2017.

Em Angola o programa de transformação da Schlumberger permitiu melhorias no uso de ativos e produtividade da mão de obra ao estabelecer um Centro de Planejamento de Operações (Operations Planning Center, OPC). O OPC foi inaugurado no primeiro trimestre de 2016 e se concentrou no planejamento e preparação de ativos, produtos e mão de obra necessários para cada tarefa. Durante seu primeiro ano de operações, o OPC reduziu o inventário em US$ 7,5 milhões e aumentou o uso de ativos em 100%.

Grupo Cameron

       

 

       

(em milhões)

Três meses encerrados em Alteração
31 de março de 2017     31 de dezembro de 2016 31 de março de 2016* Sequencial     Em relação ao ano anterior
Receita US$ 1.229 US$ 1.346 US$ 1.628 -9% -25%
Lucro operacional antes dos impostos US$ 162 US$ 188 US$ 236 -14% -31%
Margem operacional antes dos impostos 13,2% 14,0% 14,5% -80 bps - 132 bps
 
*O terceiro trimestre de 2016 é apresentado em base pro forma para fins comparativos.
 

A receita do Cameron Group (Grupo Cameron) de US$ 1,2 bilhão, dos quais 62% vieram de mercados internacionais, caiu 9% sequencialmente devido ao declínio nos volumes de projetos na OneSubsea e à redução das vendas de produtos na Surface Systems, compensados parcialmente pelo leve crescimento da divisão de Valves & Measurement. O declínio da receita para a OneSubsea foi devido à queda no volume de projetos no Brasil e à atividade reduzida no Golfo do México nos Estados Unidos. As vendas da Surface Systems foram menores na Europa/CEI/África e áreas da América Latina, que mais do que compensaram o crescimento de receita de dois dígitos em terra na América do Norte devido ao aumento da atividade de fraturamento e aluguel de flowback. Valves & Measurement publicou crescimento de dois dígitos em terra nos Estados Unidos juntamente com uma mudança de etapa nos registros contábeis, compensação parcial pela redução nas vendas de válvulas projetadas na Europa/CEI/África.

A margem operacional antes dos impostos de 13% declinou 80 bps sequencialmente, enquanto a sólida execução de projetos continuou na OneSubsea e o controle rígidos dos custos na Drilling Systems limitou o impacto dos volumes de produtos mais baixos na Surface Systems.

O Cameron Group garantiu contratos e alcançou diversos sucessos de integração no primeiro trimestre.

Soluções eficientes em termos de capital da OneSubsea é um portfólio de designs padronizados que apoiam processos, documentação e fabricação otimizados para oferecer sistemas de produção integrados que reduzem o tempo do ciclo do projeto e o custo total. A adoção de planos de qualidade pré-qualificados, fornecedores e materiais e especificações de solda melhoraram a eficiência e a confiabilidade do ciclo de vida de fabricação do produto. Desde a sua introdução há três anos, as soluções eficientes em termos de capital reduziram os prazos médios de entrega de produtos subsea em 30%. O portfólio de soluções eficientes em termos de capital da OneSubsea foi escolhido pelos clientes em 75% dos contratos assinados com a OneSubsea ao longo dos últimos 12 anos.

Na América do Norte, a BP assinou com a OneSubsea contrato de engenharia, procurement e construção (engineering, procurement and construction, EPC) para fornecer sistema de produção submarino para o desenvolvimento Mad Dog 2 no Golfo do México. O escopo da solução eficiente em termos de capital da OneSubsea inclui coletores submarinos, árvores de produção, medidores simples e multifase, sensores de análise de água, ferramental de intervenção, equipamentos de teste e sistemas de controle para o produtor e os poços de injeção de água associados ao projeto. Além disso, a Subsea 7, que colabora com a OneSubsea através da Subsea Integration Alliance foi agraciada com um contrato de engenharia, procurement, construção e instalação (engineering, procurement, construction, and installation, EPCI) para controles subsea, risers flexíveis, sistemas de pipeline, umbilicais e arquitetura submarina associadas. As equipes das duas empresas colaborarão para oferecer melhor suporte aos objetivos do projeto e facilitar o gerenciamento do projeto.

A Noble Energy Mediterranean, Ltd. assinou com a OneSubsea um contrato para o fornecimento de árvores de produção horizontais de 10.000 psi, controles montados em árvore, controles off-tree e controles superiores para o Projeto de Desenvolvimento do Campo de Leviathan em águas profundas no Leste do Mediterrâneo. O sistema de controle submarino usará os controles eletrohidráulicos tradicionais e um link de comunicações de fibra óptica para os controles superiores. A escolha dessa árvore de produção é consistente com as assinaturas de contrato anteriores, permitindo ao cliente maior flexibilidade operacional e padronização da manutenção.

Durante o primeiro ano após a aquisição da Cameron, foram alcançadas diversas integrações bem-sucedidas. Isso incluiu o lançamento de mais de 32 projetos de tecnologia integrados, a adoção das melhores práticas nas duas organizações e a colaboração de mais de 1.700 funcionários através da consolidação de 157 instalações. Ao combinar linhas de produtos e serviços como, por exemplo, Schlumberger Testing e Cameron Process Systems, os clientes se beneficiam de uma oferta de superfície e subsuperfície melhoradas. A efficiência do local do poço também melhorou devido à integração das tecnologias de estímulo da Schlumberger Well Services e do portfólio de produtos da Cameron para recursos não convencionais que incluem o fornecimento de fluidos de fraturamento CAMShale e o serviço de flowback. Além disso, a Schlumberger realizou US$ 400 milhões em sinergias e garantiu US$ 600 milhões em novos pedidos, resultantes do valor gerado pela empresa combinada.

 

Tabelas Financeiras

 
Demonstração consolidada condensada dos resultados
 

(em milhões, exceto por quantidade de ações)

       
Três meses
Períodos encerrados em 31 de março de         2017     2016
   
Receita US$ 6.894 US$ 6.520
Juros e outras receitas 46 45
Despesas
Custo das receitas US$ 6.076 5.460
Pesquisa e engenharia 211 240
Geral e administrativo 98 110
Fusões e integrações (1) 82 -
Juros         139     133
Lucro antes dos impostos US$ 334 US$ 622
Impostos sobre as receitas(1)         50     99
Lucro líquido US$ 284 US$ 523
Lucro líquido atribuível à participação minoritária         5     22
Receita líquida atribuível à Schlumberger (1)         US$ 279     US$ 501
 
Dividendos diluídos por ação da Schlumberger (1)         US$ 0,20     US$ 0,40
 
Média de ações em circulação 1.393 1.254
Média de ações em circulação presumindo diluição         1.402     1.259
 
Depreciação e amortização incluídas nas despesas (2)         US$ 989     US$ 967
 
(1)   Consulte a seção intitulada “Encargos e créditos” para obter detalhes.
(2) Inclui depreciação de propriedade, instalações e equipamento, e amortização de ativos intangíveis, custos de dados sísmicos multicliente e investimentos SPM.
 
 
Balanço consolidado condensado
 
    (em milhões)
 
        31 de março, 31 de dezembro,
Ativos         2017     2016
Ativo circulante
Caixa e investimentos em curto prazo US$ 7.353 US$ 9.257
Contas a receber 8.636 9.387
Outros ativos circulantes         5.894     5.283
21.883 23.927
Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento 238 238
Ativos fixos 12.507 12.821
Dados sísmicos multicliente 1.089 1.073
Fundo de comércio 25.045 24.990
Ativos intangíveis 9.743 9.855
Outros ativos         5.670     5.052
          US$ 76.175     US$ 77.956
 
Passivos e patrimônio                
Passivo circulante
Contas a pagar e passivo adquirido US$ 9.408 US$ 10.016
Passivo estimado para imposto de renda 1.215 1.188
Empréstimos de curto prazo e proporção atual
das dívidas de longo prazo 2.449 3.153
Dividendos a pagar         704     702
13.776 15.059
Dívida de longo prazo 16.538 16.463
Impostos diferidos 1.908 1.880
Benefícios pós-aposentadoria 1.457 1.495
Outros passivos         1.442     1.530
35.121 36.427
Patrimônio         41.054     41.529
          US$ 76.175     US$ 77.956
 
 

Liquidez

 

 

    (em milhões)
Componentes da liquidez        

31 de março,

2017

   

31 de dezembro,

2016

31 de março,

2016

Caixa e investimentos em curto prazo         US$ 7.353 US$ 9.257 US$ 14.432
Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento 238 238 401
Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo (2.449) (3.153) (4.254)
Dívida de longo prazo (16.538) (16.463) (17.233)
Dívida líquida (1) US$ (11.396) US$ (10.121) US$ (6.654)
 
Detalhes de alterações na liquidez:
 
Períodos encerrados em 31 de março de            

Três

Meses

2017

Três

Meses

2016

Receita líquida antes dos juros não controlados US$ 284 US$ 523
Despesas de fusão e integração, líquido de impostos 68 -
US$ 352 US$ 523
Depreciação e amortização (2) 989 967
Despesas com pensões e outros benefícios pós-aposentadoria 37 60
Despesas com remuneração baseada em ações 88 61
Financiamento de pensão e outros benefícios pós-aposentadoria (29) (45)
Alteração no capital de giro (791) (463)
Outros 10 107
Fluxo de caixa de operações (3) US$ 656 US$ 1.210
Despesas de capital (381) (549)
Investimentos SPM (144) (597)
Dados sísmicos multicliente capitalizados (116) (167)
Fluxo de caixa livre (4) 15 (103)
Programa de recompra de ações (372) (475)
Dividendos pagos (696) (629)
Rendimentos de planos de ações de funcionários 135 163
(918) (1.044)
 
Aquisições e investimentos de negócios, líquido de caixa adquirido mais dívida adquirida (273) (81)
Outros (84) 18
Aumento na dívida líquida (1.275) (1.107)
Dívida líquida, começo do período (10.121) (5.547)
Dívida líquida, final do período US$ (11.396) US$ (6.654)
 
 
(1)     “Dívida líquida” representa a dívida bruta menos espécie, investimentos de curto prazo e investimentos em renda fixa mantidos até o vencimento. A gerência acredita que o indicador de dívida líquida fornece informações úteis sobre o nível de endividamento da Schlumberger ao informar a quantia em espécie e os investimentos que podem ser usados para amortizar dívidas. Dívida líquida é uma medida financeira não GAAP que deve ser considerada além de, e não como substituto para, ou superior à dívida total.
(2) Inclui depreciação de propriedade, instalações e equipamento, e amortização de ativos intangíveis, custos de dados sísmicos multicliente e investimentos SPM.
(3) Inclui pagamentos de indenização trabalhista de aproximadamente US$ 140 milhões e US$ 260 milhões durante os três meses encerrados em 31 de março de 2017 e 2016, respectivamente.
(4) “Fluxo de caixa livre” representa o fluxo de caixa das operações menos as despesas de capital, investimentos SPM e custos de dados sísmicos multicliente capitalizados. A administração acredita que o fluxo de caixa livre é uma medida de liquidez importante para a Empresa e que é útil para os investidores e para a gestão como uma medida da nossa capacidade de geração de caixa. Depois que as necessidades e as obrigações do negócio forem atendidas, este dinheiro pode ser usado para reinvestir na empresa para crescimento futuro ou para devolver aos nossos acionistas por meio de pagamentos de dividendos ou recompra de ações. O fluxo de caixa livre não representa o fluxo de caixa residual disponível para despesas discricionárias. O fluxo de caixa livre é uma medida financeira não GAAP que deve ser considerada além de, e não como substituto para, ou superior, ao fluxo de caixa livre de operações.
 

Encargos e créditos

Além de resultados financeiros determinados de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos (generally accepted accounting principles, GAAP) dos EUA, este comunicado de receitas do primeiro trimestre de 2017 inclui também medidas financeiras não GAAP (como definido no Regulamento G da SEC). O lucro líquido, excluindo encargos e créditos, bem como medidas dele derivadas (incluindo EPS diluído, excluindo encargos e créditos; o lucro líquido antes de interesses não controlados, excluindo encargos e créditos; e imposto efetivo, excluindo encargos e créditos) são medidas financeiras não GAAP. A administração acredita que a exclusão dos encargos e créditos destas medidas financeiras permite avaliar de forma mais eficaz o período de operações da Schlumberger durante o período e identificar as tendências operacionais que poderiam ser mascarados pelos itens excluídos. Estas medidas também são utilizadas pela administração como medidas de desempenho na determinação de certa compensação de incentivo. As medidas financeiras não GAAP anteriores devem ser consideradas, além de, e não como um substituto para ou superior a outras medidas de desempenho financeiras preparadas de acordo com GAAP. O seguinte é uma reconciliação destas medidas não GAAP com as medidas GAAP comparáveis.

 
       

 

(em milhões, exceto por quantidade de ações)

 

Primeiro trimestre de 2017
Antes dos impostos     Imposto    

Encerrados.

Juros

  Líquido   Diluído

EPS

Lucro líquido Schlumberger (base GAAP) US$ 334     US$ 50   US$ 5   US$ 279   US$ 0,20
Fusões e integrações 82     14     -   68
Lucro líquido da Schlumberger, excluindo encargos e créditos US$ 416     US$ 64     US$ 5   US$ 347 US$ 0,25
 
 
Quarto trimestre de 2016
Antes dos impostos     Imposto    

Encerrados.

Juros

  Líquido   Diluído

EPS

Prejuízo líquido Schlumberger (base GAAP) US$ (213) US$ (19) US$ 10 US$ (204) US$ (0,15)
Redução da força de trabalho 234 6 - 228
Custos do fechamento de unidades 165 40 - 125
Custos associados à saída de algumas atividades 98 23 - 75
Fusões e integrações 76 14 - 62
Prejuízo devido à desvalorização da moeda no Egito 63 - - 63
Custos de rescisão de contratos 39     9     -   30
Lucro líquido da Schlumberger, excluindo encargos e créditos US$ 462     US$ 73     US$ 10   US$ 379 US$ 0,27
 

Não houve encargos ou créditos durante o primeiro trimestre de 2016.

 

Grupos de produtos

 

 

       

(em milhões)

Três meses encerrados em
31 de março de 2017     31 de dezembro de 2016     31 de março de 2016
Receita      

Resultados

Antes

Impostos

Receita      

Resultados

Antes

Impostos

Receita    

Resultados

Antes

Impostos

Caracterização de reservatórios US$ 1.618 US$ 281 US$ 1.676 US$ 319 US$ 1.719 US$ 334
Perfuração 1.985 229 2.013 234 2.493 371
Produção 2.187 110 2.203 128 2.376 206
Cameron 1.229 162 1.346 188 - -
Eliminações e outros (125) (25) (131) (59) (68) (10)
Lucro operacional antes dos impostos 757 810 901
Corporativos e outros (239) (245) (172)
Renda de juros(1) 24 23 13
Despesa com juros(1) (126) (126) (120)
Encargos e créditos   (82)   (675)   -
US$ 6.894 US$ 334 US$ 7.107 US$ (213) US$ 6.520 US$ 622
 
 
(1)   Exclui juros incluídos nos resultados dos Grupos de Produtos.
Alguns períodos anteriores foram reclassificados para manter a conformidade com o demonstrativo do período atual.
 
 

Informações complementares

 

1)

 

Qual é a orientação capex para o ano inteiro de 2017?

Espera-se que o capex da Schlumberger (excluindo investimentos SPM e multicliente) seja de US$ 2,2 bilhões para 2017.
 

2)

Qual foi o fluxo de caixa operacional para o primeiro trimestre de 2017?

O fluxo de caixa das operações para o primeiro trimestre de 2017 foi de US$ 656 milhões apesar do consumo de capital de trabalho que é geralmente experimentado no primeiro trimestre. O uso de capital de trabalho foi devido aos pagamentos anuais associados com a compensação aos funcionários. O capital de trabalho também refletiu US$ 140 milhões de pagamentos de indenizações durante o primeiro trimestre de 2017.
 

3)

O que foi incluído em “Juros e outros rendimentos” para o primeiro trimestre de 2017?

"Juros e outros rendimentos" para o primeiro trimestre de 2017 foi de US$ 46 milhões. Esse valor foi composto por ganhos com investimentos de método de equivalência patrimonial de US$ 17 milhões e renda de juros de US$ 29 milhões.
 

4)

Como os rendimentos de juros e as despesas com juros mudaram durante o primeiro trimestre de 2017?

A receita de juros de US$ 29 milhões esteve inalterada sequencialmente. As despesas com juros, de US$ 139 milhões, esteve inalterada sequencialmente.
 

5)

Qual é a diferença entre o lucro operacional antes dos impostos e o lucro consolidado antes dos impostos da Schlumberger?

A diferença é principalmente composta por itens corporativos (incluindo encargos e créditos) e renda de juros e despesas com juros não alocados aos segmentos, bem como despesas de compensação baseadas nas ações, despesas com amortização associadas a alguns ativos intangíveis (com amortização de ativos intangíveis resultantes da aquisição da Cameron), algumas iniciativas gerenciadas de modo centralizado e outros itens não operacionais.

 

6)

Qual foi a taxa efetiva de impostos (effective tax rate, ETR) para o primeiro trimestre de 2017?

A ETR do primeiro trimestre de 2017 calculada de acordo com GAAP foi de 14,8% em comparação com 8,8% do quarto trimestre de 2016. O ETR para o primeiro trimestre de 2017, excluindo os encargos e créditos, foi de 15,3%, em comparação com 15,8% para o quarto trimestre de 2016.
 

7)

Quantas ações ordinárias estavam em circulação em 31 de março de 2017 e qual foi a sua alteração a partir do fim do trimestre anterior?

Havia 1,389 bilhão de ações ordinárias em circulação em 31 de março de 2017. A tabela a seguir mostra a alteração no número de ações em circulação de 31 de dezembro de 2016 a 31 de março de 2017.
        (em milhões)
Ações em circulação em 31 de dezembro de 2016   1.391
Ações vendidas a beneficiários, menos as ações permutadas 1
Aquisição de ações restritas 1
Ações emitidas de acordo como plano de compra de ações de funcionários 1
Programa de recompra de ações (5)
Ações em circulação em 31 de março de 2017 1.389

8)

 

Qual foi a média ponderada do número de ações em circulação durante o primeiro trimestre de 2017 e o quarto trimestre de 2016 e como isso é conciliado com o número médio de ações em circulação, presumindo a diluição usada no cálculo dos ganhos diluídos por ação, excluindo encargos e créditos?

O número médio ponderado de ações em circulação durante o primeiro trimestre de 2017 foi de 1,393 bilhão e de 1,392 bilhão durante o quarto trimestre de 2016.

 
Abaixo está uma reconciliação da média ponderada de ações em circulação com relação ao número médio de ações em circulação, presumindo a diluição usada no cálculo do lucro diluído por ação, excluindo encargos e créditos.
         

 

     

(em milhões)

Primeiro trimestre

2017

     

Quarto trimestre

2016

Média ponderada de ações em circulação 1.393 1.391
Exercício presumido de opções de compra de ações 4 5
Ações restritas não adquiridas 5       5
Média de ações em circulação, assumindo diluição 1.402       1.401

9)

 

Qual foi o valor de vendas multicliente WesternGeco no primeiro trimestre de 2017?

As vendas multicliente, incluindo as taxas de transferência, foram de US$ 138 milhões no primeiro trimestre de 2017 e US$ 143 milhões no quarto trimestre de 2016.
 

10)

Qual foi a pendência da WesternGeco ao final do primeiro trimestre de 2017?

A pendência da WesternGeco, que é baseada nos contratos assinados com os clientes, foi de US$ 613 milhões no final do primeiro trimestre de 2017. Era de US$ 759 milhões ao final do quarto trimestre de 2016.
 

11)

Em quanto ficaram os pedidos e pedidos pendentes dos negócios de sistemas de perfuração e OneSubsea do Grupo Cameron?

Os pedidos e pedidos pendentes de sistemas de perfuração e OneSubsea foram conforme descrito abaixo:
       

 

   

(em milhões)

Pedidos

Primeiro trimestre

2017

   

Quarto trimestre

2016

OneSubsea US$ 546 US$ 523
Sistemas de perfuração US$ 174

 

US$ 132
 
Pedidos pendentes (no final do período)
OneSubsea US$ 2.634 US$ 2.526
Sistemas de perfuração US$ 608

 

US$ 607

Sobre a Schlumberger

A Schlumberger é a maior fornecedora mundial de tecnologia para caracterização, perfuração, produção e processamento de reservatórios para o setor de petróleo e gás. Atuando em mais de 85 países e com aproximadamente 100 mil funcionários de mais de 140 nacionalidades, a Schlumberger fornece a mais ampla variedade de produtos e serviços do mercado, da exploração à produção, além de soluções integradas “do poço ao oleoduto” que otimizam a recuperação de hidrocarbonetos para proporcionar desempenho de reservatório.

A Schlumberger Limited tem escritórios em Paris, Houston, Londres e Haia, e informou receitas de US$ 27,81 bilhões em 2016. Para obter outras informações, acesse www.slb.com.

*Marca da Schlumberger ou das empresas Schlumberger.

Observações

A Schlumberger realizará uma teleconferência para discutir o comunicado à imprensa e o panorama comercial na sexta-feira, 21 de abril de 2017. A chamada está programada para começar às 8h30 Horário da zona leste dos EUA (ET). Para acessar a chamada aberta ao público, entre em contato com o operador da teleconferência pelo telefone +1 (800) 288-8967 na América do Norte ou +1 (612) 333-4911 fora da América do Norte, cerca de dez minutos antes do horário de início agendado da chamada. Peça para participar na “Schlumberger Earnings Conference Call”. Na conclusão da teleconferência, uma repetição de áudio estará disponível até 21 de maio de 2017, ligando para +1 (800) 475-6701 na América do Norte, ou +1 (320) 365-3844 fora da América do Norte e informando o código de acesso 417634.

A teleconferência será transmitida pela internet simultaneamente em www.slb.com/irwebcast apenas com áudio. Uma gravação do webcast também estará disponível no mesmo site até 30 de maio de 2017.

Este comunicado sobre os lucros do primeiro trimestre de 2017, bem como outras declarações que fazemos, contêm “declarações prospectivas” de acordo com o significado das leis federais sobre valores mobiliários, que incluem declarações que não são fatos históricos, como nossas previsões ou expectativas com relação ao panorama do negócio; crescimento da Schlumberger como um todo e cada um dos seus segmentos (e produtos e áreas geográficas específicas dentro de cada segmento); procura de petróleo e gás natural e o crescimento da produção; os preços do petróleo e do gás natural; melhorias nos procedimentos operacionais e nas tecnologias, inclusive nosso programa de transformação; despesas de capital pela Schlumberger e pelo setor de petróleo e gás; estratégias do negócio dos clientes da Schlumberger; os benefícios antecipados da transação da Cameron; o sucesso dos empreendimentos conjuntos e alianças da Schlumberger; condições econômicas globais futuras e resultados futuros das operações. Essas declarações estão sujeitas a riscos e incertezas, inclusive, entre outros, condições econômicas globais; mudanças nos gastos com produção e exploração pelos clientes da Schlumberger e mudanças no nível de desenvolvimento e exploração de petróleo e gás natural; condições gerais econômicas, políticas e comerciais em importantes regiões do mundo; riscos cambiais; pressão de preços; fatores climáticos e sazonais; atrasos, modificações ou cancelamentos operacionais; queda de produção; mudanças nos requisitos regulatórios e regulações governamentais, inclusive as associadas com exploração de gás e petróleo offshore, fontes radioativas, explosivos, produtos químicos, serviços de fraturamento hidráulico e iniciativas relacionadas com o clima; a incapacidade da tecnologia de atender novos desafios em exploração; a incapacidade de integrar o negócio da Cameron com sucesso e alcançar as sinergias esperadas; a incapacidade de reter funcionários chave; e outros riscos e incertezas detalhados neste comunicado de lucros do primeiro trimestre de 2017 e em nossos mais recentes formulários 10-K,10-Q e 8-K protocolados ou enviados à Comissão de Valores Mobiliários dos EUA (Securities and Exchange Commission, SEC). Se um ou mais desses ou outros riscos ou incertezas se materializarem (ou as consequências de tais mudanças de desenvolvimento), ou se nossas premissas subjacentes se mostrarem incorretas, os resultados reais podem divergir materialmente daqueles refletidos em nossas declarações prospectivas. A Schlumberger descarta qualquer intenção ou obrigação de atualizar ou revisar tais declarações, seja como resultado de novas informações, eventos futuros ou qualquer outra razão.

O texto no idioma original deste anúncio é a versão oficial autorizada. As traduções são fornecidas apenas como uma facilidade e devem se referir ao texto no idioma original, que é a única versão do texto que tem efeito legal.

Contacts

Schlumberger Limited
Simon Farrant – Schlumberger Limited, vice-presidente de relações com investidores
Joy V. Domingo – Schlumberger Limited, gerente de relações com investidores
Escritório +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

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