Schlumberger Anuncia los Resultados del Primer Trimestre de 2017

  • Los ingresos de 6900 millones de USD se redujeron, secuencialmente, en un 3 %
  • Las ganancias por acción (EPS) en función de los principios de contabilidad generalmente aceptados (PCGA), incluidos los cargos por integración de Cameron de 0,05 USD por acción, fueron 0,20 USD
  • La EPS, excluidos los cargos de integración de Cameron, fue 0,25 USD
  • El flujo de caja proveniente de operaciones fue 656 millones de USD
  • Se aprobó el dividendo en efectivo trimestral de 0,50 USD por acción

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

       

(indicado en millones, excepto los montos por acción)

Tres meses finalizados al    

Cambio

31 de marzo de 2017     31 de diciembre de 2016     31 de marzo de 2016** Secuencial     Interanual
Ingresos 6894 USD 7107 USD

6520 USD

-3 % 6 %
Ingresos operativos antes de impuestos 757 USD 810 USD 901 USD -7 % -16 %
Margen operativo antes de impuestos 11,0 % 11,4 % 13,8 % -42 puntos básicos -284 puntos básicos
Ingresos netos (pérdidas) (con base en PCGA) 279 USD (204) USD 501 USD n/s n/s
Ingresos netos, sin incluir cargos y créditos* 347 USD 379 USD 501 USD -8 % -31 %
EPS diluida (pérdidas por acción) (con base en PCGA) 0,20 USD (0,15) USD 0,40 USD n/s n/s
EPS diluida, sin incluir cargos y créditos* 0,25 USD 0,27 USD 0,40 USD -7 % -38 %

*Estas son medidas financieras no establecidas en los PCGA. Ver la sección a continuación titulada “Cargos y créditos” para obtener más detalles.

**El primer trimestre de 2016 no incluye a Cameron, ya que la adquisición se cerró el 1 de abril de 2016.

n/s = no es significativo
 

El presidente y director ejecutivo de Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentó: “En el primer trimestre, el mercado continental de América del Norte continuó fortaleciéndose en términos de actividad y precios; esto nos permitió comenzar la implementación acelerada de capacidad inactiva para múltiples líneas de productos. El crecimiento de los ingresos fue impulsado por la fractura hidráulica y por los servicios de perforación, pero también por Levantamiento Artificial, Sistemas de Superficie, y Válvulas y Mediciones. A pesar de que la reactivación de nuestra capacidad de back-end está fuertemente cargada hacia finales del trimestre, a medida que seguimos respetando nuestro enfoque de crecimiento rentable, todavía generamos un crecimiento de los ingresos del 16 % secuencial y márgenes crecientes del 66 % en nuestros servicios de fractura hidráulica y perforación direccional terrestre en los EE. UU. Estos resultados fueron impulsados por la participación productiva del cliente en cuanto a la recuperación de precios y a la eficiencia operativa, junto con el agregado oportuno de recursos y la participación proactiva de la cadena de suministros.

“En los mercados internacionales, los ingresos disminuyeron 7 %, secuencialmente, impulsados por una disminución estacional en la actividad y las ventas mayor que lo previsto, especialmente en China, Rusia y en el Mar del Norte. Además, vimos una menor actividad secuencial en partes clave de Medio Oriente, mientras que las restricciones de producción impuestas en nuestro proyecto Shushufindi de Gestión de producción de Schlumberger (Schlumberger Production Management, SPM) en Ecuador también tuvieron un efecto negativo en los resultados del primer trimestre. No obstante, la actividad subyacente y la opinión de nuestra base global de clientes se mantuvo en línea con las expectativas según lo observado, por ejemplo, en las tendencias de ingresos secuenciales estables en el resto de América Latina, además de África, lo que confirma que estas regiones alcanzaron el punto más bajo del ciclo.

“Entre los segmentos comerciales, las disminuciones de los ingresos, en el primer trimestre, fueron guiadas por el Grupo Cameron, que cayó 9 % de forma secuencial, impulsado por los menores volúmenes de proyecto en OneSubsea y por la disminución de ventas de productos en Sistemas de Superficie. Los ingresos de Grupo de Caracterización de Yacimientos disminuyeron 3 % de forma secuencial, debido a la reducción estacional en los ingresos de nuestras líneas de productos Software Integrated Solutions (SIS) y WesternGeco. Los ingresos del Grupo de Producción y del Grupo de Perforación disminuyeron 1 % de forma secuencial cada uno, mientras el crecimiento sólido continuo en las actividades de fractura hidráulica y perforación direccional en territorio de América del Norte se compensó mediante las disminuciones de los ingresos estacionales en los mercados internacionales.

“A medida que comenzamos la recuperación de una de las recesiones más profundas registradas, observamos cuatro áreas cruciales para que la industria recupere su fortaleza y aumente sus capacidades. Estas son: la necesidad de mayores gastos en E&P para satisfacer la creciente demanda de hidrocarburos en los próximos años; la necesidad de proteger y de alentar inversiones en R&E a lo largo de toda la cadena de valor de petróleo y gas; la necesidad de nuevos modelos comerciales que promuevan una mayor colaboración técnica y alineación comercial entre los operadores y los proveedores; y la necesidad de plataformas tecnológicas más amplias e integradas que combinen hardware, software, datos y conocimientos.

“Aunque nuestra visión de los principios de suministro y demanda en los mercados petroleros permanece constructiva, la infrainversión continua en nuevos suministros aumenta la probabilidad de un déficit de suministro a mediano plazo, ya que los reservorios se producen, pero las reservas no se reemplazan con volumen suficiente. En especial, el mercado sigue enfocado en la disminución de los números de indicadores, lo que sugiere que la producción resiste bien. Sin embargo, un examen más detallado de los datos subyacentes demuestra claramente que el índice de agotamiento de reservas probadas y desarrolladas se acelera, rápidamente, en varios países clave que no pertenecen a la OPEP.

“A medida que la recuperación toma impulso, el flujo de caja y la productividad de la industria permanecen bajo presión y limitan la capacidad de la industria para incrementar los niveles actuales de inversión en E&P. Al mismo tiempo, la cadena de valor permanece enfocada en intentar capturar el valor limitado que se crea, en lugar de buscar nuevas formas de crear, colectivamente, más valor. Este enfoque no es sostenible, ya sea desde abordar los desafíos subyacentes de la industria o desde garantizar que el futuro suministro de hidrocarburos pueda cumplir con el crecimiento proyectado de la demanda.

“En Schlumberger, buscamos, activamente, posicionar la compañía al frente de una industria que necesita evolucionar. Lo hacemos al gestionar de forma proactiva nuestro negocio base y al responder a las presiones continuas de mercantilización, mediante la personalización de nuestra oferta y el desempeño en las condiciones imperantes de mercado. En paralelo, buscamos, constantemente, expandir nuestro conjunto de oportunidades mediante la búsqueda de un programa amplio y activo de M&A; participar con clientes nuevos y existentes para establecer una colaboración más estrecha y modelos comerciales más alineados; y expandir nuestra oferta de soporte técnico hasta inversión junto con nuestros clientes en sus proyectos: todo esto con el objetivo de impulsar mayor actividad para nuestras 19 líneas de productos y servicios. A medida que seguimos navegando, cuidadosamente, en el panorama actual de la industria, tenemos confianza y optimismo acerca del futuro de Schlumberger, y sabemos muy bien que, más allá de los desafíos actuales del mercado, yace un mundo de oportunidades para los participantes del sector que están preparados y son capaces de pensar y actuar de manera innovadora”.

Otros eventos

Durante el trimestre, Schlumberger recompró 4,7 millones de acciones de su paquete de acciones ordinarias a un precio promedio de 78,97 USD por acción, por un total de precio de compra de 372 millones de USD.

El 24 de marzo de 2017, Schlumberger y Weatherford anunciaron un acuerdo para la creación de OneStimSM, un emprendimiento conjunto para brindar productos y servicios de terminaciones para el desarrollo de extensiones productivas de recursos no convencionales en los mercados de los Estados Unidos y Canadá. El emprendimiento conjunto ofrecerá una de las carteras de terminaciones en múltiples etapas más amplias en el mercado, en combinación con una de las flotas de fractura hidráulica más grandes de la industria. Schlumberger y Weatherford tendrán el 70 %/30 % de la propiedad de la empresa conjunta, respectivamente. Se tiene previsto que esta transacción se concrete en el segundo semestre de 2017, y está sujeta a aprobaciones reguladoras y a otras condiciones de cierre habituales.

El 27 de marzo de 2017, Schlumberger compró una participación minoritaria en Borr Drilling, un contratista de perforación noruego, por 221 millones de USD. Esta transacción permitirá a Schlumberger, junto con Borr Drilling, ofrecer contratos de perforación integrados y basados en el rendimiento en el mercado de plataformas autoelevables en alta mar.

El 12 de abril de 2017, Schlumberger e YPF anunciaron la firma de un acuerdo preliminar para un emprendimiento conjunto en un proyecto piloto de petróleo de esquisto en el bloque sur de Bandurria en Vaca Muerta, Neuquén. Schlumberger proporcionará conocimientos sobre reservorios, estudios integrados de campo, servicios de perforación y terminación e infraestructura asociada. El acuerdo implica una fase de inversión de 390 millones de USD de parte de Schlumberger, que incluye una importante contribución en especie de sus servicios al precio de mercado. Con el cumplimiento de determinadas condiciones de cierre, Schlumberger adquirirá una participación de 49 % en el emprendimiento conjunto y el 51 % restante junto con los derechos de operación del bloque, serán conservados por YPF.

El 20 de abril de 2017, la Junta Directiva de la Empresa aprobó un dividendo en efectivo trimestral de 0,50 centavos de USD por acción ordinaria en circulación, pagadero el 14 de julio de 2017 a los accionistas registrados al 1 de junio de 2017.

Ingresos consolidados por geografía

       

 

   

(Indicado en millones)

Tres meses finalizados al Cambio
31 de marzo de 2017     31 de diciembre de 2016 Secuencial
América del Norte 1871 USD 1765 USD 6 %
América Latina 952 952 -
Europa/CEI/África 1652 1834 -10 %
Medio Oriente y Asia 2319 2.494 -7 %
Eliminaciones y otros 100 62 n/s
6894 USD 7107 USD -3 %
 
Ingresos de América del Norte 1871 USD 1765 USD 6 %
Ingresos internacionales 4922 USD 5280 USD -7 %

n/s = no es significativo

Los ingresos del tercer trimestre de 6900 millones de USD se redujeron un 3 % de forma secuencial con América del Norte aumentando 6 % y disminuyendo 7 % internacionalmente.

América del Norte

En América del Norte, los ingresos crecieron de forma secuencial, a medida que la actividad terrestre no convencional se aceleró durante el trimestre, compensados, parcialmente, por una disminución de la actividad en alta mar. Los ingresos terrestres experimentaron un crecimiento secuencial de dos dígitos impulsados por: una fuerte actividad de fractura hidráulica a medida que se incrementó el recuento de etapas; precios más altos a medida que mejoró la utilización de capacidad; mayor captación de productos y servicios de perforación direccional a medida que aumentó el recuento de plataformas; y mayores ingresos de Cameron a medida que se incrementaron las ventas de productos, y las actividades de fractura y alquiler de contraflujo. Aunque los ingresos terrestres en los EE. UU. presentaron un crecimiento de dos dígitos en un incremento de recuento de plataforma de 27 %, los ingresos en el oeste de Canadá crecieron, fuertemente, a partir de un incremento invernal en la actividad, ya que el recuento secuencial de plataformas aumento 56 %. La disminución de los ingresos de alta mar fue el resultado de menores ventas de licencia de clientes múltiples de WesternGeco, después de las ventas usuales, aunque aminoradas, de fin de año, en el trimestre anterior; sin embargo, esto se compensó, parcialmente, mediante el crecimiento de los ingresos de Wireline con la actividad de exploración guiada por infraestructura.

Áreas internacionales

Los ingresos internacionales disminuyeron de forma secuencial, debido al reducido volumen de proyectos y ventas de productos del Grupo Cameron; disminución de ventas de software SIS después de las ventas usuales, pero aminoradas, de fin de año, en el trimestre previo; una caída estacional de las actividades en el hemisferio norte; y presión continua en los precios en el otorgamiento de nuevas licitaciones.

Los ingresos en el área de América Latina fueron secuencialmente estables, ya que el crecimiento de ingresos de Brasil se compensó con una disminución de los ingresos en el geomercado de Perú, Colombia y Ecuador, donde las restricciones de producción impuestas en la SPM del proyecto de Shushufindi en Ecuador afectaron los resultados. Los ingresos de los geomercados de Argentina, Bolivia y Chile también fueron menores, impulsados por una caída en la actividad de perforación y fractura, debido a la terminación temprana de varios proyectos. El crecimiento de los ingresos en Brasil fue impulsado por una fuerte actividad de OneSubsea y por el aumento de ventas de licencias de clientes múltiples de WesternGeco en anticipación a la próxima 14.° gran ronda de licitación.

Los ingresos del área Europa/CEI/África disminuyeron 10 % de forma secuencial, principalmente, debido a reducciones de la actividad estacional más severas que lo usual en Rusia y Kazajstán que afectaron todas las líneas de productos, mientras que los geomercados del Reino Unido y Europa continental también experimentaron una actividad más baja y una disminución de las ventas de licencias del software SIS. La reducción en la actividad de OneSubsea, debido a un proyecto finalizado en el Golfo de Guinea y a menores ventas de productos de Sistemas de Superficie en toda el área, también contribuyeron a la disminución. Los ingresos de los geomercados de África subsahariana fueron esencialmente estables, ya que el fuerte incremento en la actividad terrestre en Congo, Chad y Etiopía se compensó con la cancelación de proyecto de perforación en alta mar en Angola y con las demoras en el proyecto de Congo en alta mar.

Los ingresos del área de Medio Oriente y Asia disminuyeron 7 % de forma secuencial, principalmente, debido a la presión en los precios y a la disminución en la actividad de perforación y fractura hidráulica terrestre en el Medio Oriente. Los ingresos de Australia también disminuyeron, debido a la reducción en la actividad de perforación en alta mar, mientras que las condiciones climáticas adversas en tierra afectaron todas las líneas de productos y servicios. Los ingresos terrestres de China fueron menores, debido a la ralentización estacional de invierno que afectó, principalmente, las actividades, la producción y la perforación del Grupo Cameron.

Grupo de Caracterización de Yacimientos

       

 

   

(Indicado en millones)

Tres meses finalizados al Cambio
31 de marzo de 2017     31 de diciembre de 2016     31 de marzo de 2016 Secuencial     Interanual
Ingresos 1618 USD 1676 USD 1719 USD -3 % -6 %
Ingresos operativos antes de impuestos 281 USD 319 USD 334 USD -12 % -16 %
Margen operativo antes de impuestos 17,3 % 19,0 % 19,4 % -170 puntos básicos -206 puntos básicos

Los ingresos del Grupo de Caracterización de Yacimientos de 1600 millones de USD, de los cuales el 78 % provino de los mercados internacionales, disminuyeron 3 % secuencialmente, debido a terminaciones de proyecto de una disminución de órdenes atrasadas de los sistemas de Prueba y Proceso que se compensó, parcialmente, con el posterior progreso en los proyectos tempranos de la instalación de producción en Kuwait y Egipto. Los ingresos de Wireline aumentaron por la actividad de exploración guiada por infraestructura en América del Norte, parcialmente compensada por la disminución estacional de ingresos de Wireline en Rusia. Después de las ventas usuales, pero aminoradas, de fin de año en el trimestre anterior, las menores ventas de licencias del software SIS también afectaron los resultados del Grupo.

El margen operativo antes de impuestos del 17 % disminuyó 170 puntos básicos de manera secuencial, dado que una mayor contribución de las actividades de exploración de Wireline de alto margen se vio más que compensada por la disminución de rentabilidad en WesternGeco y menores contribuciones de las ventas de licencias del software SIS.

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 primer trimestre también fue impulsado por las implementaciones de nueva tecnología y las adjudicaciones de contratos.

En Perú, la ISM coordinó servicios para el proyecto Sagari de Repsol en Perú. El pozo, que está ubicado en un área remota, está clasificado como de cero descargas con el requisito de que todos los cortes de perforación generados se inyecten o transporten desde el lugar. El equipo de ISM trabajó, estrechamente, con Repsol para suministrar perforación direccional, registro durante la perforación, fluidos de perforación y terminación, ampliación de barrenas y pozo, perforación de presión gestionada, herramientas de limpieza de pozo, cementación, registro y perforación inalámbricos, prueba de pozos y servicios de reinyección de cortes. El resultado para los clientes de este esfuerzo integrado y colaborativo fue que los primeros dos pozos se entregaron seis días antes de la fecha planificada.

En el sector búlgaro del Mar Negro, Total E&P Bulgaria perforó su primer pozo de exploración en aguas profundas. La ISM de Schlumberger gestionó ocho líneas de producto separadas en la plataforma y coordinó a más de 100 personas implicadas en el proyecto. Mediante la estrecha colaboración con Total E&P Bulgaria, el equipo de ISM identificó oportunidades de optimización de perforación que proporcionaron resultados importantes durante las operaciones de perforación en la parte inferior. Total E&P Bulgaria expresó su agradecimiento por el entorno colaborativo que Schlumberger brindó al proyecto.

En las costas de India, la ISM de Schlumberger proporcionó servicios de perforación y terminación en el primer pozo en aguas profundas de alta mar para Oil India Limited en el Golfo de Mannar. Se proporcionaron conocimientos técnicos y un total de 19 servicios de Schlumberger, incluidas tecnologías de Prueba y Proceso, Wireline, M-I SWACO, Perforación y Medición, Brocas y Herramientas de Perforación, Terminaciones y líneas de productos de Servicios de Pozo. Además, ISM gestionó a terceros proveedores para los servicios de revestimiento, logística aérea y marítima e instalaciones con base en la costa.

En el oeste de Texas, WesternGeco completó la adquisición de un sondeo 3D de múltiples clientes de azimut amplio que abarca 407 kilómetros cuadrados (253 millas cuadradas) en la parte sur de la cuenca del Pérmico, lo que ofrece una cobertura total en el área de 1054 kilómetros cuadrados (655 millas cuadradas). El proyecto fue respaldado por la industria del petróleo y gas, y proporcionará datos que ayudarán a los operadores a mejorar la eficiencia de la perforación y las operaciones de terminación en las partes muy activas, pero desafiantes, de la cuenca del Pérmico.

En los Emiratos Árabes Unidos, Sharjah National Oil Corporation contrató a WesternGeco para realizar un estudio sísmico 3D de 483 km2 en parte de su concesión terrestre en Sharjah. El proyecto utilizará tecnología de adquisición sísmica de plataforma UniQ* para gestionar las grandes compensaciones requeridas para representar la compleja geología de cabalgamiento en el área. El estudio es una extensión de un estudio anterior realizado en 2011, que demostró la efectividad de la tecnología de plataforma UniQ. El procesamiento de datos será realizado en el centro de procesamiento de Abu Dhabi, mediante el uso de migración de tiempo inverso para representar esta compleja geología.

En Kazajstán, Wireline utilizó el servicio de geología del yacimiento fotorealístico Quanta Geo* para evaluar una formación de carbonato muy hermética para Karachaganak Petroleum Operating BV, un consorcio formado por Eni, Shell, Chevron, Lukoil y KazMunaiGas. La tecnología de servicio Quanta Geo utiliza una sonda innovadora de alta sensibilidad para detectar características verticales y laterales en el pozo. El cliente obtuvo imágenes de mejor calidad, que no son posibles cuando se usa lodo con base de petróleo, lo que permite la interpretación estructural y estratigráfica con un alto grado de confianza.

En Brasil, Libra Consortium, conformado por Petrobras, Royal Dutch Shell, Total, CNOOC y CNPC, otorgó a SIS un contrato por cinco años para el software de exploración y producción, y servicios relacionados. El consorcio explorará el yacimiento petrolero en aguas profundas más grande del país, que posee un volumen estimado de petróleo recuperable de 8 a 12 mil millones de barriles. El contrato incluye la provisión de la plataforma de software Petrel* E&P con un enfoque en la interpretación geológica y geofísica, el modelado geológico y la ingeniería de reservorio.

En Taiwán, CPC Corporation otorgó a SIS un contrato de cinco años para software. El contrato incluye la provisión de la plataforma de software Petrel E&P, la plataforma de software de pozo Techlog* y el simulador de reservorio ECLIPSE*. La amplitud y la profundidad de la cartera de software de Schlumberger y nuestra capacidad para proporcionar servicios y respaldo localizados fueron fundamentales para ganar esta adjudicación.

Grupo de Perforación

       

 

   

(Indicado en millones)

Tres meses finalizados al Cambio
31 de marzo de 2017     31 de diciembre de 2016     31 de marzo de 2016 Secuencial     Interanual
Ingresos 1985 USD 2013 USD 2493 USD -1 % -20 %
Ingresos operativos antes de impuestos 229 USD 234 USD 371 USD -2 % -38 %
Margen operativo antes de impuestos 11,5 % 11,6 % 14,9 % -7 puntos básicos -334 puntos básicos

Los ingresos del Grupo de Perforación de 2000 millones de USD, de los cuales el 74 % provino de mercados internacionales, disminuyeron 1 % de manera secuencial, debido a que la fuerte actividad de perforación direccional en América del Norte se vio compensada por una menor actividad de perforación y por la presión en los precios en las áreas internacionales. La mejora en los ingresos de América del Norte provino de un aumento en los productos y en los servicios de Perforación y Mediciones, Brocas y Herramientas de Perforación y M-I SWACO. La disminución de los ingresos en las áreas internacionales se debió a la reducción en las ventas de productos M-I SWACO en el área de Medio Oriente y Asia, a la presión en los precios y a una combinación desfavorable de actividad de Perforación y Mediciones en el Medio Oriente, y menor actividad de Servicios de Perforación Integrados (Integrated Drilling Services, IDS) en el geomercado de Reino Unido y Europa continental.

El margen operativo antes de impuestos de 12 % fue virtualmente estable de forma secuencial, a pesar de la ligera disminución de los ingresos. Esto se debió a las mejoras en los precios por una mayor captación de Perforación y Mediciones y tecnologías de Brocas y Herramientas de Perforación en EE. UU., lo que compensó la presión en los precios de los mercados internacionales.

El desempeño del Grupo de Perforación, en el primer trimestre, se fortaleció con una combinación de operaciones 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, IDS proporcionó una combinación de tecnologías y servicios en tres pozos de alcance extendido para Rosneft-Sakhalinmorneftegaz en Sakhalin Island en el yacimiento de Lebedinskoye. Las tecnologías incluyeron el servicio de mapeo de reservorios durante la perforación GeoSphere* para revelar detalles del lecho del subsuelo y el contacto de fluidos mediante el uso de mediciones electromagnéticas direccionales profundas y sistemas direccionales rotativos PowerDrive Xceed* reforzados para ofrecer un grado superior de precisión y confiabilidad. El cliente completó las operaciones 103 días antes de lo planificado. Además, la producción acumulada de los tres pozos en 2016 fue 47 % mayor que lo esperado inicialmente.

En el sector del Reino Unido del Mar del Norte, IDS desarrolló una solución a medida para Statoil, a fin de superar los desafíos de perforación únicos en un yacimiento petrolero pesado. El yacimiento Mariner está caracterizado por reservorios ubicados a poca profundidad, y se planifica el desarrollo de 60 largos pozos cercanos espaciados de forma horizontal. Un equipo integrado que incluyó a expertos en perforación de diversos centros tecnológicos ayudó a diseñar un arreglo de fondo de pozo que pudiera proporcionar una velocidad competitiva de hasta 40° en la sección de 24 pulgadas. El sistema de dirección rotativa de alta velocidad de acumulación PowerDrive Archer* y los abridores de pozo por etapas fueron dos de las tecnologías utilizadas en esta solución a medida. En el primer trimestre de 2017, el cliente perforó las secciones de 24 pulgadas de cuatro pozos y cumplió cada objetivo de perforación, tiempo y costos del proyecto.

En Noruega, Statoil Petroleum AS adjudicó a Schlumberger un contrato de IDS para la campaña de perforación del área de Sleipner en el Mar del Norte noruego. El contrato presenta una estructura innovadora de incentivo de desempeño que alinea de mejor manera al operador y los intereses de la compañía de servicios. Esto incluye la provisión de servicios de Perforación y Mediciones, Servicios de Pozo y M-I SWACO para dos pozos y un pozo opcional. Se espera que las operaciones comiencen en mayo de 2017.

En Qatar, RasGas Company Limited adjudicó a Schlumberger un contrato de cinco años con cinco extensiones opcionales de un año para proporcionar una amplia combinación de tecnologías de perforación para hasta 70 pozos en el yacimiento Norte. Por ejemplo, el contrato incluye servicios de resistencia e imágenes durante la perforación MicroScope* de Perforación y Mediciones, tecnología de cortador PDC de alto impacto y resistente al uso FireStorm* de Brocas y Herramientas de Perforación, servicio de intervención inalámbrica instrumentada de Wireline ReSOLVE*, inhibidor de esquisto M-I SWACO HydraHib y tecnología avanzada de fibra para control de pérdida Well Services CemNET y servicios de estimulación OpenPath. El yacimiento Norte es el yacimiento de gas no asociado más grande del mundo y contiene, aproximadamente, el 10 % de las reservas conocidas del mundo.

Costa afuera en Azerbaiyán, Perforación y Mediciones utilizó una combinación de tecnología para que State Oil Company of Azerbaijan (SOCAR) perforara un pozo complicado en forma de J en el yacimiento de Bulla Deniz. Además de superar la litología desafiante que históricamente reduce la tasa de penetración (rate of penetration, ROP) hasta 3,1 pies/hora, el complejo plan del pozo incluyó la perforación y ampliación simultáneas de una sección de 2200 m (7218 pies) del pozo. La combinación de tecnologías incluyó tecnología de dirección rotativa de PowerDrive X6* con servicio de resistividad compensada de gama arcVISION*, servicio de telemetría de alta velocidad durante la perforación TeleScope* y el rectificador hidráulicamente expandible Rhino* XS. El cliente ahorró 14,4 millones de USD al cumplir los objetivos de perforación sin tiempo no productivo en 39 días en lugar de los 79 días planificados originalmente.

En el oeste de Texas, Perforación y Mediciones utilizó una combinación de tecnologías para que Parsley Energy incremente el desempeño de perforación en laterales de grandes pozos en las cuencas de Midland y Delaware. En la perforación de 80 pozos en los últimos 12 meses, los sistemas direccionales rotativos PowerDrive Orbit* y los motores de perforación de alto rendimiento DynaForce* contribuyeron en la reducción del 17 % de los días promedio requeridos para perforar un pozo en comparación con el año anterior. El cliente redujo el costo total promedio de perforación por pie lateral en 30 %.

En tierras de América del Norte, Brocas y Herramientas de Perforación utilizó tecnología de brocas con elemento de diamante estriado AxeBlade* para que Cabot Oil & Gas mejore la ROP de perforación en arenas superiores antes de alcanzar la formación de esquisto Marcellus. Como resultado, el cliente ahorró aproximadamente 500 000 USD en 2016, en función de una reducción de 13 horas de tiempo de perforación por pozo.

En las costas de México, el Grupo de Perforación utilizó una combinación de tecnologías para Pemex en un complicado pozo horizontal en las aguas poco profundas del yacimiento Yaxche. El servicio de mapeo de reservorios durante la perforación GeoSphere* de Perforación y Mediciones detectó la profundidad vertical real de la parte superior del reservorio 18 m antes de alcanzar el reservorio y llegó al pozo según lo planificado. Además, el servicio de detección de límites de lechos multicapa PeriScope HD* se utilizó para ayudar a reducir las incertidumbres acerca del pozo. El cliente alcanzó una tasa de producción final de 4600 bbl/d, lo que representó 2100 bbl/d más que lo esperado.

Además, en las costas de México, Brocas y Herramientas de Perforación presentó la tecnología de tubería de revestimiento de aleación perforable Direct XCD* para Pemex en un pozo de exploración en aguas poco profundas. Este pozo fue la primera operación de revestimiento de 30 durante la perforación en el mundo. El cliente redujo el tiempo de perforación en 1,3 días en comparación con las operaciones convencionales de perforación en el área.

Grupo de Producción

       

 

   

(Indicado en millones)

Tres meses finalizados al Cambio
31 de marzo de 2017     31 de diciembre de 2016     31 de marzo de 2016 Secuencial     Interanual
Ingresos 2187 USD 2203 USD 2376 USD -1 % -8 %
Ingresos operativos antes de impuestos 110 USD 128 USD 206 USD -14 % -47 %
Margen operativo antes de impuestos 5,0 % 5,8 % 8,7 % -78 puntos básicos -365 puntos básicos

Los ingresos del Grupo de Producción de 2200 millones de USD, de los cuales el 66 % provino de los mercados internacionales, fueron 1 % menores de forma secuencial, ya que la fuerte actividad de fractura hidráulica y la recuperación de precios en tierra de América del Norte se compensó con la reducción de ingresos en proyectos de SPM en Ecuador, la reducción de las actividades de perforación, con la fractura hidráulica terrestres en el Medio Oriente y con menores ventas de productos de terminación.

El margen operativo antes de impuestos de 5 % disminuyó 78 puntos básicos secuencialmente. En América del Norte, el negocio de bombeo a presión terrestre informó sólidos márgenes crecientes secuenciales de más del 60 %. Aunque el incremento de actividad y la recuperación de precios en tierra en América del Norte contribuyeron a la expansión de márgenes para el Grupo, esto se vio más que compensado por la contracción de márgenes por los menores ingresos de SPM.

Los resultados del Grupo de Producción se beneficiaron de IPS, que proporciona gestión de proyectos, diseño de ingeniería y capacidades de optimización técnica. El desempeño del Grupo también mejoró mediante nuevas implementaciones de tecnología, iniciativas de transformación y adjudicación de contratos.

En el sur de Texas, IPS proporcionó una combinación de tecnologías y servicios para que Lonestar Resources mejore la producción de petróleo y rentabilidad del yacimiento en 18 pozos en el yacimiento de esquisto de Eagle Ford. IPS optimizó los planes de perforación, estimulación y terminación en los laterales largos para superar la incrustación de sostén en rocas más blandas que apretaba el contacto del reservorio con el pozo y para limitar el crecimiento de altura de la fractura que se extendió a una falla cercana. Las tecnologías incluyeron servicios de registro a través de brocas ThruBit*, software de estimulación a producción centrada en el yacimiento Kinetix Shale* y servicio de fractura Broadband Sequence*. Como resultado, los pozos produjeron hasta 86 % más hidrocarburos cada 304 m (1000 pies) de lateral en comparación con pozos compensados en otros dos yacimientos.

Whiting Petroleum Corporation reciente terminó una campaña de 13 pozos en Dakota del Norte mediante el uso del sistema de tapar y perforar que puede disolverse de Infinity*. Whiting planificó suspender la producción de diversos pozos en el área mientras se realizaban las operaciones de fractura y limpieza posterior. El sistema Infinity redujo los tiempos de limpieza en comparación con las tecnologías de tapón tradicionales; esto dio por resultado ahorros de tiempo en 13 pozos y el restablecimiento de la producción total en el yacimiento.

En Kuwait, Servicios de Pozo utilizó los servicios de estimulación OpenPath* para que Kuwait Oil Company recupere la productividad en un pozo profundo en el área de producción del norte de Kuwait. Los servicios de OpenPath combinan modelos de estimulación con un sistema de desviación a pozo cercano y opciones de fluidos de fractura optimizadas para maximizar la cobertura del pozo y el contacto con el reservorio. El cliente incrementó seis veces la producción de gas y dos veces la producción de petróleo, esto se alineó con la capacidad esperada para este pozo.

En Irak, Servicios de Pozo utilizó una combinación de tecnologías para que BP Iraq N.V. supere los desafíos en un pozo de inyección de agua en un reservorio de carbonato en el yacimiento de Rumaila. La combinación de empacadores inflables de tubos espiralados a través de tuberías CoilFLATE* con la herramienta de localizador de collares de revestidor, presión y temperatura en tiempo real ACTive PTC* CT se implementó para estimular de forma selectiva zonas con baja permeabilidad. Como resultado, la inyección de agua se incrementó a 4600 bbl/d y proporcionó al cliente una producción adicional de petróleo de 3000 bbl/d.

En Kazajstán, Karachaganak Petroleum Operating BV adjudicó a Schlumberger dos contratos de tres años con dos extensiones de un año que suman 26 millones de USD para la provisión de servicios de tubería enrollada y prueba. Las operaciones en virtud de ambos contratos comenzaron en el primer trimestre de 2017.

En Angola, el programa de transformación de Schlumberger permitió mejoras en la utilización de activos y la productividad de la fuerza laboral mediante el establecimiento del Centro de Planificación de Operaciones (Operations Planning Center, OPC). El OPC se inauguró en el primer trimestre de 2016, y se enfocó en la planificación y preparación de activos, productos y en la fuerza laboral necesaria para cada trabajo. Durante su primer año de operaciones, el OPC redujo inventario en 7,5 millones de USD e incrementó la utilización de activos al 100 %.

Grupo Cameron

       

 

       

(Indicado en millones)

Tres meses finalizados al Cambio
31 de marzo de 2017     31 de diciembre de 2016 31 de marzo de 2016* Secuencial     Interanual
Ingresos 1229 USD 1346 USD 1628 USD -9 % -25 %
Ingresos operativos antes de impuestos 162 USD 188 USD 236 USD -14 % -31 %
Margen operativo antes de impuestos 13,2 % 14,0 % 14,5 % -80 puntos básicos -132 puntos básicos
 
*El primer trimestre de 2016 se presenta sobre una base proforma para fines comparativos.
 

Los ingresos de Cameron Group de 1200 millones de USD, de los cuales el 62 % provino de mercados internacionales, cayeron 9 % secuencialmente, impulsados por la disminución de los volúmenes de proyectos en OneSubsea y por la disminución de las ventas de productos de Surface Systems, parcialmente compensados por un leve crecimiento en Válvulas y Mediciones. La disminución de los ingresos de OneSubsea se debió a la caída de los volúmenes de proyectos en Brasil y a la disminución de la actividad en la zona del Golfo de México en EE UU. Las ventas de Surface Systems fueron menores en las áreas de Europa/CEI/África y América Latina, que compensaron el crecimiento de ingresos de dos dígitos en América del Norte con el aumento de la actividad de fractura y alquiler de contraflujo. Válvulas y Mediciones presentó un crecimiento de dos dígitos en EE. UU. junto con un cambio gradual en las reservas, parcialmente compensado por una ralentización en las ventas de válvulas diseñadas en Europa/CEI/África.

El margen operativo antes de impuestos del 13 % disminuyó 80 puntos básicos de manera secuencial, dado que la continua ejecución de fuertes proyectos en OneSubsea y el estricto control de costos en Sistemas de perforación limitaron el efecto de los menores volúmenes de producto en Surface Systems.

El Grupo Cameron aseguró contratos y alcanzó diversos éxitos de integración en el primer trimestre.

Las soluciones de uso eficiente de capital de OneSubsea son una cartera de diseños estandarizados que respaldan procesos, documentación y fabricación optimizados para proporcionar sistemas de producción integrados que reducen el tiempo del ciclo de proceso y los costos generales. La adopción de planes de calidad precalificados, de proveedores y de especificaciones de materiales y soldadura mejoró la eficiencia y la confiabilidad del ciclo de vida de fabricación de productos. Desde su presentación hace tres años, las soluciones de uso eficiente de capital redujeron los tiempos promedio de producción de productos submarinos en un 30 %. La cartera de soluciones de uso eficiente de capital de OneSubsea fue elegida por los clientes en el 75 % de las adjudicaciones de contratos de OneSubsea en los últimos 12 meses.

En América del Norte, BP adjudicó a OneSubsea un contrato de ingeniería, adquisición y construcción (Engineering, Procurement and Construction, EPC) para suministrar el sistema de producción submarina para el desarrollo de Mad Dog 2 en el Golfo de México. El alcance de las soluciones de uso eficiente de capital de OneSubsea incluye colectores submarinos, árboles de producción, medidores de fase única y múltiples fases, sensores de análisis de agua, herramientas de intervención, equipo de prueba y sistemas de control para el productor y pozos de inyección de agua asociados con el proyecto. Además, Subsea 7, que colabora con OneSubsea a través de Subsea Integration Alliance, recibió la adjudicación de un contrato de ingeniería, adquisición, construcción e instalación (Engineering, Procurement, Construction and Installation, EPCI) para controles submarinos, bandas flexibles, sistemas de tuberías, cables umbilicales y arquitectura submarina asociada. Se asignarán equipos de ambas organizaciones para respaldar de mejor manera los objetivos del proyecto y facilitar la gestión de proyectos.

Noble Energy Mediterranean, Ltd. adjudicó a OneSubsea un contrato para el suministro de árboles de producción horizontal de 10 000 psi, controles montados en árbol, controles fuera del árbol y controles en la parte superior para el proyecto de desarrollo en aguas profundas del yacimiento Leviathan en el este del Mediterráneo. El sistema de control submarino utilizará controles tradicionales electrohidráulicos y enlace de comunicaciones mediante fibra óptica en los controles de la parte superior. La selección de este árbol de producción es consistente con las adjudicaciones previas, esto brinda al cliente mayor flexibilidad y estandarización del mantenimiento.

Durante el primer año después de la adquisición de Cameron, se lograron diversos objetivos de integración. Esto incluyó el lanzamiento de más de 32 proyectos de tecnología integrada, la adopción de mejores prácticas en ambas organizaciones y la asignación de más de 1700 empleados mediante la consolidación de 157 instalaciones. Con la combinación de líneas de productos y servicios, tales como Schlumberger Testing y Cameron Process Systems, los clientes se benefician de una oferta mejorada para superficie y subsuelo. La eficiencia en los pozos también se mejoró mediante la integración de las tecnologías de estimulación de los Servicios de Pozo de Schlumberger y la cartera de productos de Cameron en recursos no convencionales, que incluyen el suministro de fluidos de fractura CAMShale y servicio de contraflujo. Además, Schlumberger logró 400 millones de USD en sinergias y aseguró 600 millones de USD en nuevas órdenes resultantes del valor generado por la compañía combinada.

 

Cuadros financieros

 
Estado resumido de ingresos consolidados
 

(indicado en millones, excepto los montos por acción)

       
Tres Meses
Períodos cerrados al 31 de marzo de         2017     2016
   
Ingresos 6894 USD 6520 USD
Intereses y otros ingresos 46 45
Gastos
Costo de los ingresos 6076 5460
Investigación e ingeniería 211 240
Generales y administrativos 98 110
Fusiones e integraciones (1) 82 -
Interés         139     133
Resultado antes de impuestos 334 USD 622 USD
Impuesto a las ganancias(1)         50     99
Ingresos netos 284 USD 523 USD
Resultado neto atribuible a participaciones no controladas         5     22
Ingreso neto atribuible a Schlumberger (1)         279 USD     501 USD
 
Ganancias diluidas por acción de Schlumberger (1)         0,20 USD     0,40 USD
 
Promedio de acciones circulantes 1393 1254
Promedio de acciones circulantes suponiendo la dilución         1402     1259
 
Depreciaciones y amortizaciones incluidas en los gastos(2)         989 USD     967 USD
 
(1)   Ver sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles.
(2) Incluye depreciación de propiedad, planta y equipos y amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos multicliente e inversiones de Schlumberger Production Management (SPM).
 
 
Balance consolidado resumido
 
    (Indicado en millones)
 
        31 de marzo de 31 de diciembre de
Activos         2017     2016
Activos corrientes
Efectivo e inversiones a corto plazo 7353 USD 9257 USD
Cuentas por cobrar 8636 9387
Otros activos corrientes         5894     5283
21 883 23 927
Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento 238 238
Activos fijos 12 507 12 821
Datos sísmicos multicliente 1089 1073
Fondo de comercio 25 045 24 990
Activos intangibles 9743 9855
Otros activos         5670     5052
          76 175 USD     77 956 USD
 
Pasivos y capital                
Pasivos corrientes
Cuentas por pagar y pasivos acumulados 9408 USD 10 016 USD
Pasivo estimado del impuesto a las ganancias 1215 1188
Préstamos a corto plazo y porción corriente
de la deuda a largo plazo 2449 3153
Dividendos a pagar         704     702
13 776 15 059
Deuda a largo plazo 16 538 16 463
Impuestos diferidos 1908 1880
Beneficios posteriores a la jubilación 1457 1495
Otros pasivos         1442     1530
35 121 36 427
Capital         41 054     41 529
          76 175 USD     77 956 USD
 
 

Liquidez

 

 

    (Indicado en millones)
Componentes de liquidez        

31 de marzo de

2017

   

31 de diciembre de

2016

31 de marzo de

2016

Efectivo e inversiones a corto plazo         7353 USD 9257 USD 14 432 USD
Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento 238 238 401
Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo (2449) (3153) (4254)
Deuda a largo plazo (16 538) (16 463) (17 233)
Deuda neta (1) (11 396 USD) (10 121 USD) (6654 USD)
 
El detalle de los cambios en la liquidez son los siguientes:
 
Períodos cerrados al 31 de marzo de            

Tres

Meses

2017

Tres

Meses

2016

Ingreso neto antes de participaciones no controladoras 284 USD 523 USD
Cargos por fusiones e integraciones, neto de impuestos 68 -
352 USD 523 USD
Depreciaciones y amortizaciones (2) 989 967
Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación 37 60
Gastos de compensación basados en acciones 88 61
Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación (29) (45)
Cambio en el capital de trabajo (791) (463)
Otros 10 107
Flujo de caja de las operaciones (3) 656 USD 1210 USD
Gastos de capital (381) (549)
Inversiones de SPM (144) (597)
Datos sísmicos multicliente capitalizados (116) (167)
Flujo de caja libre(4) 15 (103)
Programa de recompra de acciones (372) (475)
Dividendos pagados (696) (629)
Beneficios de los planes de acciones de empleados 135 163
(918) (1044)
 
Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo adquirido más deuda asumida (273) (81)
Otros (84) 18
Aumento de deuda neta (1275) (1107)
Deuda neta, comienzo del período (10 121) (5547)
Deuda neta, final del período (11 396 USD) (6654 USD)
 
 
(1)     “Deuda neta” representa la deuda bruta menos el efectivo, las inversiones a corto plazo y las inversiones de renta fija mantenidas hasta el vencimiento. La dirección considera que la Deuda neta brinda información útil sobre el nivel de endeudamiento de Schlumberger al reflejar efectivo e inversiones que se podrían usar para cancelar la deuda. La deuda neta es una medida financiera no establecida en los PCGA que debe considerarse además de, no como sustituto o superior a la deuda total.
(2) Incluye depreciación de propiedad, planta y equipos y amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos multicliente e inversiones de Schlumberger Production Management (SPM).
(3) Incluye pagos por cesantía de, aproximadamente, 140 millones de USD y 260 millones de USD durante los tres meses finalizados al 31 de marzo de 2017 y de 2016, respectivamente.
(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 (generally accepted accounting principles, PCGA) en los EE. UU., este Comunicado de Prensa de Ganancias del Primer Trimestre de 2017 incluye también medidas financieras que no son 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)

 

Primer Trimestre de 2017
Antes de impuestos     Impuesto    

Intereses

Interés

  Ganancia neta   Diluida

EPS

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
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos 416 USD     64 USD     5 USD   347 USD 0,25 USD
 
 
Cuarto trimestre de 2016
Antes de impuestos     Impuesto    

Intereses

Interés

  Ganancia neta   Diluida

EPS

Pérdida neta de Schlumberger (con base en PCGA) (213) USD (19) USD 10 USD (204) USD (0,15) USD
Reducción de la fuerza laboral 234 6 - 228
Costos de cierre de instalaciones 165 40 - 125
Costos asociados con la salida de ciertas actividades 98 23 - 75
Fusiones e integración 76 14 - 62
Pérdida por devaluación de la moneda en Egipto 63 - - 63
Costos de terminación de contratos 39     9     -   30
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos 462 USD     73 USD     10 USD   379 USD 0,27 USD
 

No hubo cargos ni créditos en el primer trimestre de 2016.

 

Grupos de Producto

 

 

       

(Indicado en millones)

Tres meses finalizados al
31 de marzo de 2017     31 de diciembre de 2016     31 de marzo de 2016
Ingresos      

Operativos

Antes

Impuestos

Ingresos      

Operativos

Antes

Impuestos

Ingresos    

Operativos

Antes

Impuestos

Caracterización de yacimientos 1618 USD 281 USD 1676 USD 319 USD 1719 USD 334 USD
Perforación 1985 229 2013 234 2493 371
Producción 2187 110 2203 128 2376 206
Cameron 1229 162 1346 188 - -
Eliminaciones y otros (125) (25) (131) (59) (68) (10)
Ingresos operativos antes de impuestos 757 810 901
Corporativos y otros (239) (245) (172)
Intereses ganados(1) 24 23 13
Intereses perdidos(1) (126) (126) (120)
Cargos y créditos   (82)   (675)   -
6894 USD 334 USD 7107 USD (213) USD 6520 USD 622 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 primer trimestre de 2017?

El flujo de caja de las operaciones del primer trimestre de 2017 fue de 656 millones de USD, a pesar del consumo de capital de trabajo que se experimenta, habitualmente, en el primer trimestre. El uso de capital de trabajo fue impulsado por pagos anuales asociados con las compensaciones a empleados. El capital de trabajo también reflejó 140 millones de USD de pagos por cesantía durante el primer trimestre de 2017.
 

3)

¿Qué se incluyó en “Intereses y otros ingresos” para el primer trimestre de 2017?

“Intereses y otros ingresos” para el primer trimestre de 2017 fue de 46 millones de USD. Este monto estaba compuesto por 17 millones de USD de ganancias por inversiones bajo el método patrimonial y por 29 millones de USD de ingresos por intereses.
 

4)

¿Cómo se modificaron los ingresos por concepto de intereses y los gastos de intereses durante el primer trimestre de 2017?

Los intereses ganados de 29 millones de USD fueron secuencialmente iguales. Los intereses perdidos de 139 millones de USD también fueron iguales de forma secuencial.
 

5)

¿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.

 

6)

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

La ETR para el primer trimestre de 2017, calculada de acuerdo con los PCGA, fue de 14,8 %, en comparación con el 8,8 % para el cuarto trimestre de 2016. La ETR del primer trimestre de 2017, sin incluir cargos y créditos, fue del 15,3 %, en comparación con la tasa del 15,8 % del cuarto trimestre de 2016.
 

7)

¿Cuántas acciones del paquete común fueron circulantes desde el 31 de marzo de 2017, y cómo cambió esto desde el final del trimestre anterior?

Había 1389 millones de acciones del paquete común circulantes al 31 de marzo de 2017. En la siguiente tabla, se muestra el cambio en el número de acciones circulantes desde el 31 de diciembre de 2016 hasta el 31 de marzo de 2017.
        (Indicado en millones)
Acciones circulantes al 31 de diciembre de 2016   1391
Acciones vendidas a titulares de opciones, menos acciones intercambiadas 1
Otorgamiento de acciones restringidas 1
Acciones compartidas en el plan de adquisición de acciones de los empleados 1
Programa de recompra de acciones (5)
Acciones circulantes al 31 de marzo de 2017 1389

8)

 

¿Cuál fue el número de acciones circulantes, el promedio ponderado, durante el primer trimestre de 2017 y el cuarto trimestre de 2016, y cómo se concilia esto con el número promedio de acciones circulantes suponiendo la dilución usada en el cálculo de ganancias por acción diluidas, sin incluir cargos y créditos?

El promedio ponderado del número de acciones circulantes durante el primer trimestre de 2017 fue de 1393 millones y de 1392 millones durante el cuarto trimestre de 2016.

 
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)

Primer Trimestre

2017

     

Cuarto Trimestre

2016

Promedio ponderado de acciones en circulación 1393 1391
Ejercicio asumido de opciones de acciones 4 5
Acciones restringidas no otorgadas 5       5
Promedio de acciones en circulación suponiendo la dilución 1402       1401

9)

 

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

Las ventas multicliente, incluidas las tasas de transferencia, fueron de 138 millones de USD en el primer trimestre de 2017 y de 143 millones de USD en el cuarto trimestre de 2016.
 

10)

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

Las órdenes atrasadas de WesternGeco, basadas en contratos firmados con clientes, fueron de 613 millones de USD al finalizar el primer trimestre de 2017. Y fueron de 759 millones de USD al final del cuarto trimestre de 2016.
 

11)

¿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

Primer trimestre

2017

   

Cuarto trimestre

2016

OneSubsea 546 USD 523 USD
Sistemas de Perforación 174 USD

 

132 USD
 
Órdenes atrasadas (al final del período)
OneSubsea 2634 USD 2526 USD
Sistemas de Perforación 608 USD

 

607 USD

Acerca de Schlumberger

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

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

*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.

Notas

Schlumberger realizará una llamada en conferencia para analizar el comunicado de prensa sobre ganancias y el panorama comercial el viernes 21 de abril 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 mayo de 2017 llamando al +1 (800) 475-6701 dentro de América del Norte, o al +1 (320) 365-3844 fuera de América del Norte e indicando el código de acceso 417634.

La llamada en conferencia se transmitirá, simultáneamente, por Internet en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio solamente. La reproducción de la transmisión por Internet también estará disponible en el mismo sitio web hasta el 30 de mayo 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 otras, 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; factores climáticos y estacionales; modificaciones, demoras o cancelaciones operativas; disminuciones de producción; cambios en las normativas gubernamentales y en los requisitos normativos, incluidos los relacionados con la exploración de petróleo y gas en alta mar, fuentes radioactivas, explosivos, químicos, servicios de fracturamiento hidráulico e iniciativas relacionadas con el clima; la imposibilidad de la tecnología de satisfacer nuevos desafíos en exploración; la imposibilidad de integrar exitosamente a Cameron y realizar las sinergias esperadas; la imposibilidad de retener empleados claves; y otros riesgos e incertidumbres detallados en nuestro comunicado de ganancias del primer 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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Simon Farrant, Vicepresidente de Relaciones con los Inversores de Schlumberger Limited
Joy V. Domingo, Gerente de Relaciones con los Inversores de Schlumberger Limited
Oficina +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

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