HOUSTON--(BUSINESS WIRE)--A Schlumberger Limited (NYSE:SLB) informou hoje os resultados do terceiro trimestre de 2017.
| (em milhões, exceto por quantidade de ações) | ||||||||||||||
| Três meses encerrados em | Alteração | |||||||||||||
| 30 de setembro de 2017 | 30 de junho de 2017 | 30 de setembro de 2016 | Sequencial | Em relação ao ano anterior | ||||||||||
| Receita | US$ 7.905 | US$ 7.462 | US$ 7.019 | 6% | 13% | |||||||||
| Lucro operacional antes dos impostos | US$ 1.059 | US$ 950 | US$ 815 | 11% | 30% | |||||||||
| Margem operacional antes dos impostos | 13,4 | % | 12,7 | % | 11,6 | % | 66 bps | 178 bps | ||||||
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Lucro líquido (prejuízo) (base GAAP) |
US$ 545 | US$ (74 | ) | US$ 176 | n/s | 209% | ||||||||
| Lucro líquido, excluindo encargos e créditos* | US$ 581 | US$ 488 | US$ 353 | 19% | 65% | |||||||||
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EPS diluído (prejuízo por ação) (base GAAP) |
US$ 0,39 | US$ (0,05 | ) | US$ 0,13 | n/s | 200% | ||||||||
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EPS diluído, excluindo encargos e créditos* |
US$ 0,42 | US$ 0,35 | US$ 0,25 | 20% | 68% | |||||||||
| *Estas são medidas financeiras não GAAP. Consulte a seção abaixo intitulada "Encargos e créditos" para obter detalhes. | ||||||||||||||
| n/s = não significativo | ||||||||||||||
Paal Kibsgaard, presidente do conselho e diretor executivo da Schlumberger, comentou: "A receita do nosso terceiro trimestre teve um aumento sequencial de 6%, enquanto a renda operacional antes dos impostos teve um aumento de 11%, resultando em EPS, excluindo os encargos de integração da Cameron, de US$ 0,42, que foi 20% maior do que o segundo trimestre."
"O crescimento da atividade no terceiro trimestre foi novamente conduzido pelo nosso geomercado em terra na América do Norte, onde continuamos a ganhar participação no mercado em serviços de perfuração e fraturamento hidráulico, apesar da desaceleração do crescimento do número de sondas. Nós vimos também um crescimento da atividade sequencial na Rússia, no Mar do Norte e na Ásia, enquanto nossa atividade no resto do mundo foi amplamente inalterada em comparação com o segundo trimestre."
"Do ponto de vista tecnológico, o crescimento da renda foi conduzido pelo Grupo de produção, que teve um aumento sequencial de 15%, como resultado de ganhos contínuos de participação no mercado de fraturamento hidráulico em terra na América do Norte e da atividade de projetos de recursos não convencionais no Oriente Médio. A receita do Reservoir Characterization Group aumentou 1%, já que a forte atividade de perfilagem convencional na Rússia e no Mar do Norte foi parcialmente compensada por uma atividade de exploração reduzida para a WesternGeco. A receita do Cameron Group aumentou 3%, impulsionada por maior volume de vendas de produtos dos sistemas de superfície em terra na América do Norte. A receita do Drilling Group (grupo de perfuração) cresceu 1%, já que nossa tecnologia PowerDrive Orbit* continua esgotada em terra na América do Norte e completamos importantes projetos de serviços de perfuração integrados (Integrated Drilling Services, IDS) no México e no Iraque, que não serão retomados antes do inicio de 2018."
"Geograficamente, a receita da América do Norte teve um aumento de 18%, enquanto mantivemos a alta taxa de recolocação da nossa capacidade excedente de fraturamento hidráulico. A receita em terra na América do Norte apresentou um crescimento sequencial de 23%, ultrapassando significativamente o aumento de 12% do número de sondas, com a receita de fraturamento hidráulico apresentando um crescimento de 42%. Nos últimos seis meses, nós mais que dobramos o número de frotas de fraturamento ativo em terra na América do Norte e agora recolocamos quase toda a capacidade disponível. Isso gerou custos e ineficiências transitórias nas operações de campo e na nossa rede de distribuição, o que será tratado durante o quarto trimestre. No Golfo do México, EUA, a atividade continuou enfraquecendo no terceiro trimestre, e o panorama continua sombrio para essa região, com base nos planos atuais do cliente."
"Nos mercados internacionais, a receita ficou essencialmente inalterada em relação ao segundo trimestre, com a região da Europa/CEI (Comunidade dos Estados Independentes)/África apresentando um crescimento de 5% em razão de forte atividade de verão nos geomercados da Rússia e Ásia Central, Reino Unido e Europa Continental e Noruega e Dinamarca. A receita do Oriente Médio e da Ásia ficou sequencialmente inalterada, enquanto o crescimento oferecido pelos geomercados da Arábia Saudita e Bahrein, Extremo Oriente e Austrália e Sul e Leste da Ásia foi compensado por um declínio no Iraque, após a conclusão de um projeto de IDS. A receita da América Latina apresentou queda de 8%, conduzida por menores vendas de licenciamento sísmico multicliente e a conclusão de projetos de IDS nos geomercados do México e da América Central."
"Observando o macroambiente da indústria, a redução dos estoques globais de petróleo no terceiro trimestre está claramente indicando que o mercado do petróleo está agora em equilíbrio, o que é refletido no movimento ascendente dos preços dos petróleos no último mês. Esta visão é apoiada pelos sinais positivos abaixo. Primeiro, o desejo por investimentos no território da América do Norte agora parece ser moderado, conduzido por um crescente foco das empresas de exploração e produção em retorno financeiro e na necessidade de operar dentro do fluxo de caixa, em vez da busca de crescimento da produção. Segundo, os comentários de vários dos principais países do Golfo da OPEP, bem como da Rússia, indicam que uma extensão dos cortes de produção existentes além do contrato de nove meses existente é uma possibilidade. E terceiro, os níveis de investimento na base de produção fora do território da América do Norte, dos países do Golfo da OPEP e da Rússia, todos continuam apresentando baixos níveis sem precedentes, aumentando a probabilidade de um desafio de suprimento global de médio prazo, e aumentando urgência por maiores investimentos."
"A continuidade dessas tendências do mercado, combinadas com extração estável dos estoques globais de petróleo, está agora criando a base necessária para uma nova tendência ascendente dos preços do petróleo e do subsequente crescimento nos investimentos de exploração e produção. E como ainda há alguma incerteza quanto ao momento exato da recuperação dessa indústria, vemos vários fatores de mercado e pontos de dados emergindo, o que nos deixa cada vez mais positivos e otimistas sobre o panorama dos nossos negócios globais. Também vale a pena observar que o prêmio de risco geopolítico sobre o preço do petróleo, que foi bastante significativo no passado, foi agora substituído de várias formas por um desconto sobre o excesso de oferta. Considerando o visível agravamento do equilíbrio entre oferta e demanda, bem como as atuais tensões geopolíticas em muitas das principais regiões produtoras de petróleo do mundo, um prêmio de risco geopolítico pode, novamente, ser um fator significativo."
"Com base nesse contexto macro e operacional, continuamos a focalizar no serviço aos clientes e na implementação de nossos planos de qualidade e eficiência e, ao mesmo tempo, aproveitando as oportunidades no que diz respeito a fazer novos investimentos estratégicos. Continuaremos a posicionar a Schlumberger na linha de frente da indústria conforme a recuperação da atividade global emerge lentamente, mas com segurança. Finalmente, gostaria de agradecer aos mais de 600 delegados de mais de 200 empresas de extração e produção e órgãos da indústria de mais de 60 países que participaram, em setembro, do Fórum Global SIS em Paris. O interesse e o apoio para as novas formas de trabalhar mostradas no fórum confirmaram que a indústria está começando a alavancar uma maior colaboração e habilitação digital, para melhorar a eficiência e reduzir os custos por barril."
Demais eventos
Durante o trimestre, a Schlumberger readquiriu 1,5 milhão de ações ordinárias a um preço médio de US$ 66,04 por ação, por um preço total de compra de US$ 98 milhões.
Em 22 de agosto de 2017, a Schlumberger adquiriu a participação Petrofac na Petro-SPM Integrated Services S.A. de C.V. (Petro-SPM), que opera o contrato de serviços integrados da Pánuco (Pánuco Integrated Service Contract) no México. Como resultado, a Schlumberger agora tem 100% da Petro-SPM.
No dia 6 de outubro de 2017, a Schlumberger e a Borr Drilling assinaram um contrato de colaboração aprimorado, para oferecer contratos de perfuração integrados, baseados em desempenho no mercado de jackup (plataforma autoelevatória) offshore, alavancando a infraestrutura, o conhecimento técnico e a presença global da Schlumberger combinada com a moderna frota de jackup da Borr Drilling.
Em 18 de outubro de 2017, o conselho administrativo da empresa aprovou um dividendo trimestral em espécie de US$ 0,50 por ação das ações ordinárias em circulação, a pagar em 12 de janeiro de 2018 para acionistas registrados em 6 de dezembro de 2017.
No dia 19 de outubro de 2017, a Schlumberger Production Management (SPM) e a Torxen Energy, uma empresa de exploração e produção canadense de capital fechado, assinou um contrato para comprar o Palliser Block, localizado em Alberta, Canadá, da Cenovus Energy, uma empresa de petróleo canadense integrada, para contrapartida em numerário de aproximadamente US$ 1 bilhão (C$ 1.30 bilhão). O Palliser Block consiste de poços de gás e petróleo, instalações de superfície, uma rede de tubulação e aproximadamente 800.000 acres de direitos de desenvolvimento de gás e petróleo. O Palliser Block faz fronteira com a área concedida à joint venture da SPM com a Torxen, estabelecida no início desse ano. De acordo com o contrato, que está sujeito às condições de fechamento costumeiras, a Schlumberger será a proprietária majoritária não operacional, com os direitos de fornecimento de serviço exclusivo e a Torxen será a operadora.
Receita consolidada por região geográfica
| (em milhões) | |||||||||||
| Três meses encerrados em | Alteração | ||||||||||
| 30 de setembro de 2017 | 30 de junho de 2017 | 30 de setembro de 2016 | Sequencial | Em relação ao ano anterior | |||||||
| América do Norte | 2.602 | US$ 2.202 | US$ 1.699 | 18% | 53% | ||||||
| América Latina | 952 | 1.039 | 992 | -8% | -4% | ||||||
| Europa/CEI/África | 1.838 | 1.750 | 1.872 | 5% | -2% | ||||||
| Oriente Médio e Ásia | 2.357 | 2.347 | 2.385 | - | -1% | ||||||
| Outros | 156 | 124 | 71 | n/s | n/s | ||||||
| US$ 7.905 | US$ 7.462 | US$ 7.019 | 6% | 13% | |||||||
| Receita da América do Norte | US$ 2.602 | US$ 2.202 | US$ 1.699 | 18% | 53% | ||||||
| Receita internacional | US$ 5.147 | US$ 5.136 | US$ 5.249 | - | -2% | ||||||
| n/s = não significativo | |||||||||||
A receita do terceiro trimestre de US$ 7.9 bilhões apresentou um aumento sequencial de 6%, com a receita da América do Norte crescendo 18% e a receita internacional continuando estável em relação ao trimestre anterior.
América do Norte
Na América do Norte, a receita apresentou crescimento sequencial de 18%, depois da recolocação quase completa da nossa capacidade de fraturamento hidráulico em terra, já que uma forte atividade de fraturamento foi mantida durante o terceiro trimestre. O aumento dessa atividade foi parcialmente compensado pela perturbação operacional resultante do furacão Harvey e por atividade mais fraca offshore no Golfo do México, EUA. A receita em terra na América do Norte apresentou um crescimento sequencial de 23%, conduzida pelo aumento de 42% da receita em fraturamento hidráulico sobre maior redistribuição da frota, ganhos de participação de mercado e aumento de preço. O crescimento da receita de fraturamento hidráulico ultrapassou significativamente o aumento de 22% na contagem na fase de mercado. A receita de perfuração direcional em terra na América do Norte foi também 22% maior, enquanto os sistemas rotativos direcionáveis e as tecnologias de brocas de perfuração continuaram a atrair alta demanda por perfuração de laterais mais longas. Maiores vendas de produtos e serviços nos Sistemas de superfície Cameron também contribuíram para esse forte desempenho financeiro.
Áreas internacionais
A receita na área da América Latina foi reduzida em 8% sequencialmente após a conclusão das atividades de perfuração e caracterização da reserva no geomercado do México e na América Central no trimestre anterior. A receita nos geomercados da América do Norte e da América Latina ficou essencialmente estável, com uma atividade progressiva marginal sobre os projetos da SPM no Equador e atividades do grupo de perfuração e produção na Argentina.
A receita da área da Europa/CEI (Comunidade dos Estados Independentes)/África foi 5% mais alta sequencialmente em razão de maior atividade para todos os grupos de produção durante a campanhas do pico do verão nos geomercados da Rússia e Ásia Central, Reino Unido e Europa Continental e Noruega e Dinamarca. O crescimento da receita no geomercado da Rússia e Ásia Central foi conduzido pela forte atividade do grupo de produção em terra na Rússia e maior atividade de processos e teste e perfilagem convencional em Sakhalin e Astrakhan. O crescimento da receita no geomercado do Reino Unido e Europa Continental resultou do reinício dos projetos de IDS na Itália e maior atividade de perfilagem convencional no Reino Unido. A forte atividade do grupo de produção e perfilagem convencional contribuiu para o crescimento da receita no geomercado da Noruega e Dinamarca.
A receita da área do Oriente Médio e Ásia foi essencialmente estável sequencialmente. A atividade do grupo de perfuração e produção cresceu principalmente nos geomercados da Arábia Saudita e no Bahrein, Extremo Oriente e Austrália e Sul e Leste da Ásia. Mas esses aumentos foram compensados por um declínio no Iraque após a conclusão do projeto de IDS. O crescimento da atividade na Arábia Saudita foi conduzido pelo crescimento de projetos de recursos não convencionais, que conduziram o aumento da receita de IDS e serviços de produção integrada (Integrated Production Services, IPS), enquanto o crescimento da receita no geomercado do Extremo Oriente e Austrália resultou de maior atividade de perfuração na Indonésia e na Austrália.
Grupo de caracterização de reservatórios
| (em milhões) | |||||||||||||||
| Três meses encerrados em | Alteração | ||||||||||||||
| 30 de setembro de 2017 | 30 de junho de 2017 | 30 de setembro de 2016 | Sequencial | Em relação ao ano anterior | |||||||||||
| Receita | US$ 1.771 | US$ 1.759 | US$ 1.667 | 1% | 6% | ||||||||||
| Lucro operacional antes dos impostos | US$ 311 | US$ 299 | US$ 329 | 4% | -5% | ||||||||||
| Margem operacional antes dos impostos | 17,6 | % | 17,0 | % | 19,7 | % | 56 bps | -217 bps | |||||||
A receita do grupo de caracterização de reserva de US$ 1.8 bilhão, dos quais 79% vieram de mercados internacionais, com aumento sequencial de 1%, devido a maiores atividades sazonais de processo e teste e perfilagem convencional nos geomercados da Rússia e Ásia Central e Noruega e Dinamarca. A receita para processo e teste e perfilagem convencional foi forte em Sakhalin e Astrakhan. Um projeto de exploração na Noruega também contribuiu para o aumento. O desempenho do grupo foi parcialmente compensado por uma receita menor da WesternGeco, principalmente conduzida por vendas reduzidas de licença sísmica multicliente, após fortes vendas no México durante o trimestre anterior.
A margem operacional antes dos impostos de 18% teve um aumento sequencial de 56 bps, enquanto a maior contribuição das atividades de exploração de perfilagem convencional de alta margem foi mais do que compensada pela lucratividade reduzida na WesternGeco, devido à baixa venda de licença sísmica a vários clientes.
Um destaque do terceiro trimestre foi a organização do 2017 SIS Global Forum, em Paris, que incluiu delegados de mais de 200 empresas de extração e produção e órgãos da indústria, representando mais de 60 países que produzem 70% dos hidrocarbonetos do mundo. Um tema essencial da conferência foi fazer melhor uso dos dados e do conhecimento técnico na indústria de gás e petróleo, obtendo as informações certas, para as pessoas certas, na hora certa, e redefinindo como a colaboração e a habilitação digital podem ser alavancadas ainda mais.
Nesse fórum, a Schlumberger introduziu o ambiente de exploração e produção cognitiva DELFI*, para permitir uma colaboração segura em todas as equipes de exploração e produção, alavancando tecnologias digitais — analítica e aprendizagem de máquina, computação de alto desempenho e a internet das coisas — para aumentar a eficiência operacional e entregar uma produção otimizada com o menor custo por barril. Com o lançamento do ambiente DELFI, um Data Lake de exploração e produção, consistindo de mais de mil pesquisas sísmicas 3D, cinco milhões de poços, um milhão de registros de poços e 400 milhões de registros de produção de todo o mundo foram instalados na plataforma Google Cloud.
A Schlumberger introduziu uma solução de planejamento digital de construção de postos DrillPlan*, o primeiro passo no ambiente cognitivo de extração e produção DELFI. A solução DrillPlan é parte de uma oferta de construção de poços inteiramente integrada. Desenvolvida com um foco na melhoria da colaboração do usuário, a solução DrillPlan oferece uma nova forma de trabalho para as equipes de perfuração. Os operadores e as empresas de serviços têm acesso a todos os dados e à ciência necessária em um sistema comum, único, que cria um fluxo de trabalho circular, onde os planos são melhorados à medida que novos dados são adicionados.
O desempenho do Reservoir Characterization Group (grupo de caracterização de reservatórios) melhorou com as operações de gerenciamento de serviços integrados (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 terceiro trimestre também foi fortalecido pelas instalações de novas tecnologias e assinatura de contratos.
No México, o ISM ajudou a Talos Energy LLC a perfurar e avaliar o poço de exploração Zama-1. O ISM usou o serviço de ressonância magnética durante a perfuração Drilling & Measurements proVISION Plus* para fornecer a primeira avaliação da qualidade e permeabilidade da reserva em tempo real. A pressão da reserva PressureXpress*, durante o serviço de perfilagem, confirmou um gradiente de fluido de hidrocarboneto, seguido de um medidor de dinâmica de formação modular de perfilagem convencional MDT*, com um sistema de análise de fluido de furos de sondagem InSitu Fluid Analyzer* em tempo real. A análise PVT das amostras de fluido de reserva confirmou uma descoberta de hidrocarboneto de óleo leve.
Offshore, na Malásia, a ISM ofereceu uma contribuição significativa para a entrega bem sucedida da Ophir Production Sdn Bhd de três desenvolvimentos horizontais em um sistema de reservatório offshore altamente complexo, que teve uma redução de 35% no custo e uma redução de 20% nos dias de perfuração e conclusão, em comparação com o plano. Tecnologias de habilitação essenciais incluíram o serviço de mapeamento durante a perfuração de reservatório Drilling & Measurements GeoSphere*, serviço de perfilagem durante a perfuração multifuncional EcoScope*†, serviço de ressonância magnética nuclear proVISION* e serviços Geoservices Drilling Analyst. Esta combinação de tecnologias e serviços também contribuiu para um novo recorde de perfuração de mais de 1.000 m por dia, em um furo de 12 1/4 polegadas.
A Statoil Brazil celebrou um contrato com a Schlumberger para execução de uma próxima campanha de exploração na Brazilian Continental Shelf, fornecendo perfuração direcional, brocas, percussores, aceleradores, pesca, calibradores, perfuradores, perfilagem durante a perfuração, perfilagem convencional, análise da lama, cimentação e teste. O escopo de trabalho do contrato inclui poços ultraprofundos pré e pós-sal e foi iniciado em junho de 2017.
Na Noruega, a perfilagem convencional usou a tecnologia de sonda radial Saturn* 3D em um poço de exploração para a Lundin, no Mar de Barents. A combinação do medidor de dinâmica de formação modular MDT com a tecnologia Saturn 3D e o sistema de análise de fluido de poços em tempo real InSitu Fluid Analyzer permitiu uma extensa avaliação da qualidade do reservatório de carboneto, além de garantir amostras vitais representativas de água de formação. Além disso, o aplicativo de modelagem multissensorial de contaminação de lama baseada em água na plataforma de software de boca do poço Techlog* foi usado para prever melhor a qualidade e a contaminação da amostra da água. Essas tecnologias ajudaram o cliente a reduzir os riscos associados com o desenho do programa de teste ideal de injeção de água para o campo.
Offshore, na China, a perfilagem convencional instalou uma combinação de tecnologias em um posto de alta temperatura, alta pressão e ultrabaixa permeabilidade para a China National Offshore Oil Company Limited (CNOOC) Zhanjiang, no mar do Sul da China. As tecnologias incluíram a sonda radial Saturn 3D e o robusto medidor de dinâmica de formação modular MDT Forte*. O cliente economizou aproximadamente dez dias de tempo operacional, equivalentes a US$ 2 milhões, evitando a necessidade de promover um teste de poços em condições desafiadoras.
Offshore, na Malásia, a WesternGeco concluiu uma pesquisa de aquisição sísmica híbrida para a Roc Oil (Sarawak) Sdn Bhd usando um navio multifunção (multipurpose vessel, MPV) recentemente instalado — o primeiro da indústria. A pesquisa sísmica 3D de 340 km2 foi obtida offshore Sarawak, Malásia, usando um conjunto de fonte tripla com registro simultâneo, por uma extensão de cabo sísmico de arrasto e nós no leito oceânico, para superar as obstruções existentes da plataforma — todos a partir de um único vaso sísmico. A WG Vespucci MPV adquiriu os dados sísmicos de leito oceânico de alta qualidade para complementar os dados sísmicos do cabo, sem ter de empregar vários navios de aquisição e tripulações, resultando em redução de custos e maior eficiência, e ao mesmo tempo atingindo os objetivos da pesquisa.
Offshore, na Coreia, a WesternGeo introduziu a tecnologia sísmica isométrica marinha IsoMetrix*, para conduzir uma pesquisa sísmica de banda larga de alta resolução para a Korea National Oil Corporation sobre o maior campo de produção de hidrocarboneto da empresa perto de Busan. A pesquisa foi feita em um ambiente complexo, que incluiu tráfego de fretes e uma densa atividade de pesca, e teve um pequeno espaço de tempo para conclusão, em razão de questões meteorológicas.
Grupo de perfuração
| (em milhões) | |||||||||||||||
| Três meses encerrados em | Alteração | ||||||||||||||
| 30 de setembro de 2017 | 30 de junho de 2017 | 30 de setembro de 2016 | Sequencial | Em relação ao ano anterior | |||||||||||
| Receita | US$ 2.120 | US$ 2.107 | US$ 2.021 | 1% | 5% | ||||||||||
| Lucro operacional antes dos impostos | US$ 301 | US$ 302 | US$ 218 | - | 38% | ||||||||||
| Margem operacional antes dos impostos | 14,2 | % | 14,3 | % | 10,8 | % | -14 bps | 339 bps | |||||||
A receita do grupo de perfuração de US$ 2.1 bilhões, dos quais 73% vieram dos mercados internacionais, apresentou um aumento sequencial de 1%. A receita de perfuração direcional em terra na América do Norte foi maior enquanto os sistemas rotativos direcionáveis e um conjunto de tecnologias de brocas avançadas continuou em alta demanda para perfurar laterais mais longas. A receita internacional, no entanto, foi reduzida, em razão de maior atividade na Arábia Saudita e o início de um projeto de IDS na Itália foram mais que compensados pela conclusão de importantes projetos de IDS no México e no Iraque no trimestre anterior, que só será retomado no início de 2018.
A margem operacional de 14% antes dos impostos permaneceu essencialmente estável sequencialmente, enquanto maior volume e melhorias de preços resultantes de maior captação de tecnologias do setor de ferramentas de perfuração e brocas, e perfuração e medições em terra na América do Norte foram compensadas por menor lucratividade em IDS após a conclusão de importantes projetos internacionais.
O desempenho do Grupo de perfuração no terceiro trimestre foi fortalecido pelo conjunto total de tecnologias, incluindo os sistemas de perfuração integrada, ferramentas em poços, brocas e fluidos de perfuração. Essas tecnologias permitiram aos clientes superar desafios técnicos, aumentar a confiabilidade operacional e reduzir custos.
Em terra na América do Norte, a Schlumberger continuou a quebrar recordes de perfuração. Perfuração e medições usou uma combinação de tecnologias para a Eclipse Resources perfurar a mais longa lateral horizontal em terra. A "super lateral" de 19.630 pés no campo de xisto de Utica foi perfurada em 121 horas, atingindo uma taxa total de penetração (rate of penetration, ROP) de 162 pés/h. Este poço ultrapassa o recorde anterior, também mantido pela Eclipse, em 158 pés, e a perfuração foi 37% mais rápida do que o recorde do primeiro poço. Perfurada de uma única vez, a super lateral ajudou o cliente a reduzir os custos gerais de AFE, através da redução do número de penetrações horizontais necessárias para desenvolver o reservatório. As tecnologias incluíram o sistema rotativo direcionável PowerDrive Orbit e o serviço de telemetria durante a perfuração de alta velocidade TeleScope*, combinado com uma broca compacta de diamante policristalino (polycrystalline diamond compact, PDC) personalizada da Smith Bits.
No Novo México, o setor de brocas e ferramentas de perfuração usou a tecnologia de broca de diamante (ridged diamond element bit) AxeBlade* em um poço da Matador Resources, no campo de xisto de Wolfcamp. Historicamente, níveis de produção de broca no ponto de início são obtidos em menos de 20% do tempo nesse campo. A tecnologia de broca AxeBlade permite corte e dissipação de calor mais eficiente, e ao mesmo tempo oferece melhor resistência ao impacto frontal por uma camada de diamante mais espessa. Essa tecnologia ajudou a perfurar a seção do poço em um único movimento, com um aumento de 35% em ROP, em comparação com a média do cliente em 2016.
Na América do Norte, o setor de brocas e ferramentas de perfuração aumentou o ROP em 57% para a Cimarex no campo de STACK Meramec. Uma combinação da broca de diamante AxeBlade e da tecnologia do sistema de rotativos direcionáveis Drilling & Measurements PowerDrive Orbit perfurou a mais rápida parede de poço lateral de uma milha na formação.
Na Colômbia, o setor de brocas e ferramentas de perfuração usou a tecnologia de cortador compacto de diamante (PDC) policristalino giratório ONYX 360*, para superar os desafios da Equion Energy na bacia de Llanos. A tecnologia ONYX 360 ofereceu maior durabilidade da broca durante a perfuração através de três formações com força de compressão diferentes. O ROP foi 3,5 vezes maior em comparação com as passagens de compensação nas mesmas formações. Como resultado, o cliente economizou quase US$ 3 milhões em custos operacionais.
Na Rússia, o setor de brocas e ferramentas de perfuração instalou a tecnologia de brocas de revestimento de liga perfurável Direct XCD* em um poço para a LUKOIL-Komi, para reduzir o tempo de construção do poço no campo de Bayandyskoe. Num poço de desvio anterior, folhelhos expansíveis criaram problemas de estabilidade da parede do poço, exigindo 20 dias para concluir o poço, em razão da necessidade de alargamento extenso. A tecnologia de broca Direct XCD ajudou a perfurar o poço em quatro dias, e não em vinte.
Offshore, na Indonésia, o setor de brocas e ferramentas de perfuração permitiram que a Kangean Energy Indonesia economizasse mais de US$ 1.4 milhão em custos de perfuração em um poço de exploração vertical, em águas profundas no prospecto South Saubi. O sistema de eliminação de alargador duplo rathole Rhino RHE* economizou 57 horas de tempo operacional para o cliente.
No setor norueguês do Mar do Norte, a M-I SWACO usou uma combinação de tecnologias para a Aker BP ASA, para economizar 41 dias de tempo de perfuração no campo de Valhall. As tecnologias incluíram o sistema de fluido de emulsão invertida de alto desempenho RheGuard* para otimizar a limpeza do furo e a concentração de WARP baseado em óleo, para otimizar as operações de cimentação. O cliente também definiu novos registros no campo de Ivar Aasen, perfurando com o sistema RheGuard e operando um revestimento de 9 5/8 polegadas a profundidade total, com uma velocidade média de mais de 300 m/h.
Grupo de produção
| (em milhões) | |||||||||||||||
| Três meses encerrados em | Alteração | ||||||||||||||
| 30 de setembro de 2017 | 30 de junho de 2017 | 30 de setembro de 2016 | Sequencial | Em relação ao ano anterior | |||||||||||
| Receita | US$ 2.876 | US$ 2.496 | US$ 2.104 | 15% | 37% | ||||||||||
| Lucro operacional antes dos impostos | US$ 283 | US$ 221 | US$ 91 | 28% | 212% | ||||||||||
| Margem operacional antes dos impostos | 9,8 | % | 8,9 | % | 4,3 | % | 97 bps | 552 bps | |||||||
A receita de US$ 2.9 bilhões do grupo de produção, dos quais 53% vieram de mercados internacionais, foi 15% maior sequencialmente a partir de ganhos contínuos de participação no mercado no mercado de fraturamento hidráulico em terra na América do Norte e maior atividade em projetos de recursos não convencionais no Oriente Médio. Na América do Norte, a receita de fraturamento hidráulico cresceu 42% em relação a maior recolocação da frota, ganhos de participação no mercado e melhor preço. Esse crescimento ultrapassou um aumento de 22% na contagem na fase de mercado. Nos últimos seis meses, a empresa mais que dobrou o número de frotas de fraturamento ativo em terra na América do Norte e agora recolocaram quase toda a sua capacidade disponível. A SPM também publicou um aumento sequencial de atividade de um projeto mais alto no Equador e em terra da América do Norte.
A margem operacional de 10% antes dos impostos apresentou um aumento sequencial de 97 bps resultante de maior atividade e melhor preço em terra na América do Norte, enquanto a recolocação de várias frotas no terceiro trimestre gerou custos transitórios e ineficiências nas operações de campo e na rede de distribuição. A margem também foi ampliada devido ao aumento dos benefícios da integração vertical da cadeia de suprimento dos negócios de fraturamento hidráulico.
Os resultados do grupo de produção se beneficiaram de uma série de novas implementações de tecnologia.
Na Dakota do Norte, a Well Services usou o serviço de controle de geometria de fratura BroadBand Shield* para a Whiting Petroleum para estimular os poços, três dos quais estão entre os dez principais poços produtores concluídos no segundo e no terceiro trimestre de 2017 na Bakken Shale. O serviço BroadBand Shield usa partículas de desvio multimodal para controlar a geometria de fratura, minimizando o risco de fraturamento em zonas indesejáveis. Os poços tratados com essa tecnologia usam designs de tratamento de fraturas menores, otimizando custos e permitindo que o cliente acelere a produção de hidrocarboneto.
Na Louisiana, a Well Services usou o serviço de fraturamento BroadBand Sequence* para a Aethon Energy e obteve produção no quartil superior em um poço após estimular uma perfuração de quatro poços no Haynesville Shale. O serviço BroadBand Sequence injetou tampões para promover o desvio e estimular todos os conjuntos de perfuração, e a análise de pressão verificou o estímulo durante o intervalo perfurado. Como resultado, a Aethon Energy entregou uma dedicada frota de fraturamento para a Schlumberger, para atender a 100% de suas conclusões na bacia.
Na China, a Well Services usou os serviços não convencionais de conclusão de reservatório BroadBand* para a PetroChina Changqing Oilfield Company (PCOC) em poços de gás e petróleo da bacia de Ordos. A tecnologia BroadBand superou os desafios associados com a abordagem de conclusão geométrica tradicional, onde uma porção das redes de fraturamento hidráulico e grupos de perfuração não contribuem para a produção. Os serviços BroadBand aumentaram a produção em 142% em três poços de gás e em 300% em um poço de petróleo, em comparação com poços desviados tratados convencionalmente. Além disso, nas conclusões de dois poços abertos, a eliminação de um sistema de obturador e camisa economizou aproximadamente US$ 150.000 para o cliente.
Em Oklahoma, a Artificial Lift Services usou o serviço de gestão de ciclo de vida de produção Lift IQ* e a tecnologia de bomba elétrica submersível (electric submersible pump, ESP) personalizada para a Chesapeake Energy, para aumentar a média de vida ativa da ESP em 181% em quatro poços horizontais. O campo é caracterizado por rápidos declínios de produção, produção de sólidos e altas frações de volumes de gás. Usando ESPs recém desenhados, que incluem sensores em poços, a vida ativa aumentou de 118 dias para 332 dias.
Na Colômbia, a Artificial Lift Solutions usou a tecnologia de sistema de bombas elétricas submersíveis REDA Maximus* para um cliente aumentar a produção, de 11.800 para 21.000 de barris/dia, em um poço abrasivo na bacia de Llanos. Além disso, o sistema Maximus ESP ampliou a vida útil do ESP de uma média de 72 dias para 797 dias, minimizando a frequência da intervenção de poços e riscos de erosão em razão da alta produção de sólidos. O novo nível de produção ultrapassou a meta de produção do poço em 33%.
Offshore, na Rússia, a Well Services introduziu o serviço de estimulação de desvios OpenPath Sequence* para a Lukoil-Nizhevolzhskneft no campo de Korchagina. O fluido de desvio viscoelástico VDA* foi também usado para desviar fluidos de tratamento para zonas de menor injetividade e estimula a formação de carbonato. Além disso, a tecnologia de removedor de lama e limo MSR* eliminou o bolo de filtração e restaurou a permeabilidade nas formações de arenito. Uma melhoria significativa no índice de injetividade foi atingida como resultado desse tratamento de estimulação da matriz.
No setor norueguês do Mar do Norte, a Schlumberger usou a tecnologia de ancoragem e vedação de metal a metal Metalmorphology*, para economizar cinco dias de tempo de sondagem para o cliente em uma sondagem instável. A instabilidade da parede do poço é comum no campo, e o intervalo de 3.604 m incluiu 728 m de poço aberta que tinha probabilidade de dificultar o acesso. O sistema de revestimento personalizado usou a tecnologia Metalmorphology para evitar o uso de uma coluna de revestimento longa e pesada, que exigiria um torque extremamente alto para girar, dificultando alargar com o revestimento. A tecnologia Metalmorphology permitiu que o operador operasse a parte inferior do revestimento como uma coluna sobre o tubo de perfuração e atingisse a meta de profundidade em um movimento.
Grupo Cameron
| (em milhões) | |||||||||||||||
| Três meses encerrados em | Alteração | ||||||||||||||
| 30 de setembro de 2017 | 30 de junho de 2017 | 30 de setembro de 2016 | Sequencial | Em relação ao ano anterior | |||||||||||
| Receita | US$ 1.297 | US$ 1.265 | US$ 1.341 | 3% | -3% | ||||||||||
| Lucro operacional antes dos impostos | US$ 194 | US$ 174 | US$ 215 | 11% | -10% | ||||||||||
| Margem operacional antes dos impostos | 14,9 | % | 13,8 | % | 16 | % | 116 bps | -110 bps | |||||||
A receita de US$ 1.3 bilhão do Cameron Group, dos quais 55% vieram de mercados internacionais, apresentou um aumento sequencial de 3%, conduzido por maiores vendas de produtos nos sistemas de superfície em terra na América do Norte, que esteve alinhado com o crescimento da contagem de poços. O crescimento em terra na América do Norte, no entanto, foi parcialmente compensado pela atividade internacional reduzida para Drilling Systems e OneSubsea.
A margem operacional antes dos impostos, de 15%, teve um aumento sequencial de 116 bps em razão, principalmente, do aumento da lucratividade sobre maiores vendas de produtos e melhores preços de sistemas de superfície e válvulas e medição em terra na América do Norte.
O desempenho do Grupo Cameron incluiu os seguintes destaques durante o trimestre.
Na Índia, a Reliance Industries Limited celebrou um contrato de engenharia, aquisição e construção (engineering, procurement, and construction, EPC) com a OneSubsea, para fornecimento de um pacote de sistema de produção submarina (SPS) para o projeto R Cluster na Baía de Bengala. O contrato inclui árvores de produção, coletores submarinos, um sistema de controle, um sistema de conexão, medidores multifase, ferramentas de intervenção e equipamento de teste. O contrato inclui também suporte de instalação e comissionamento e serviços de vida de campo. O contrato foi formalizado em julho, com as entregas de hardware esperadas para começar em meados de 2018.
A OneSubsea e a 3D at Depth assinaram um contrato de colaboração estratégica. O contrato permite que as empresas promovam em conjunto a tecnologia de detecção e variação de luz (light detection and ranging, LiDAR) da 3D at Depth, alavancando as instalações e os recursos globais da OneSubsea. A tecnologia LiDAR, também chamada de varredura a laser, é usada para coletar dados e criar modelos 3D precisos, que permitem que os clientes otimizem as operações submarinas e aumentem as eficiências na cadeia de valor de produção.
A Drilling Systems foi contratada para entregar o primeiro intensificador de pressão submarina (subsea pressure intensifier, SPI) para a Seadrill. O SPI da Cameron é uma solução econômica e de economia de espaço, que permite que os clientes aumentem o fluido de controle utilizável, armazenado em acumuladores submarinos montados, aumentando a pressão de trabalho dos 5.000 psi convencionais para a pressão máxima de 7.500 psi.
A Drilling Systems assinou um contrato principal de serviços com a Weatherford Drilling International, para a sua frota de sistema de prevenção de fluxo descontrolado (blowout preventers, BOPs) da Cameron, com base no programa de reparo com preço fixo. Esse contrato oferece preço estável e um orçamento previsto para reparar e recertificar uma frota de BOPs. Ao padronizar essas operações, a Cameron pode planejar melhor a carga de trabalho em unidades de reparo e prever a necessidade de peças de substituição, que melhoram o tempo do ciclo e o desempenho da entrega no prazo.
Tabelas Financeiras
| Demonstração consolidada condensada dos resultados (Perdas) | ||||||||
| (em milhões, exceto por quantidade de ações) | ||||||||
| Terceiro trimestre | Nove meses | |||||||
| Períodos encerrados em 30 de setembro, | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | ||||
| Receita | US$ 7.905 | US$ 7.019 | US$ 22.261 | US$ 20.703 | ||||
| Juros e outras receitas | 64 | 54 | 172 | 153 | ||||
| Despesas | ||||||||
| Custo da receita (1) | 6.797 | 6.291 | 19.343 | 18.216 | ||||
| Pesquisa e engenharia | 189 | 253 | 595 | 750 | ||||
| Geral e administrativo | 115 | 92 | 323 | 305 | ||||
| Depreciações e outros (1) | - | - | 510 | 2.573 | ||||
| Fusões e integrações (1) | 49 | 88 | 213 | 272 | ||||
| Juros | 142 | 149 | 422 | 431 | ||||
| Lucro (prejuízo) antes dos impostos | US$ 677 | US$ 200 | US$ 1.027 | US$ (1.691) | ||||
| Imposto de renda (prejuízo) (1) | 121 | 10 | 269 | (259) | ||||
| Lucro líquido (prejuízo) | US$ 556 | US$ 190 | US$ 758 | US$ (1.432) | ||||
| Lucro líquido atribuível à participação minoritária | 11 | 14 | 9 | 50 | ||||
| Lucro líquido (prejuízo) atribuível à Schlumberger (1) | US$ 545 | US$ 176 | US$ 749 | US$ (1.482) | ||||
| Ganhos diluídos (prejuízo) por ação da Schlumberger (1) | US$ 0,39 | US$ 0,13 | US$ 0,54 | US$ (1,10) | ||||
| Média de ações em circulação | 1.385 | 1.392 | 1.388 | 1.345 | ||||
| Média de ações em circulação presumindo diluição | 1.392 | 1.401 | 1.395 | 1.345 | ||||
| Depreciação e amortização incluídas nas despesas (2) | US$ 956 | US$ 998 | US$ 2.931 | US$ 3.078 | ||||
| (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) | ||||
| 30 de setembro, | 31 de dezembro, | |||
| Ativos | 2017 | 2016 | ||
| Ativo circulante | ||||
| Caixa e investimentos em curto prazo | US$ 4.952 | US$ 9.257 | ||
| Contas a receber | 9.436 | 9.387 | ||
| Outros ativos circulantes | 5.526 | 5.283 | ||
| 19.914 | 23.927 | |||
| Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento | - | 238 | ||
| Ativos fixos | 12.338 | 12.821 | ||
| Dados sísmicos multicliente | 992 | 1.073 | ||
| Fundo de comércio | 25.113 | 24.990 | ||
| Ativos intangíveis | 9.540 | 9.855 | ||
| Outros ativos | 5.672 | 5.052 | ||
| US$ 73.569 | US$ 77.956 | |||
| Passivos e patrimônio | ||||
| Passivo circulante | ||||
| Contas a pagar e passivo adquirido | US$ 9.715 | US$ 10.016 | ||
| Passivo estimado para imposto de renda | 1.310 | 1.188 | ||
|
Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo |
1.289 | 3.153 | ||
| Dividendos a pagar | 700 | 702 | ||
| 13.014 | 15.059 | |||
| Dívida de longo prazo | 15.871 | 16.463 | ||
| Impostos diferidos | 1.893 | 1.880 | ||
| Benefícios pós-aposentadoria | 1.340 | 1.495 | ||
| Outros passivos | 1.441 | 1.530 | ||
| 33.559 | 36.427 | |||
| Patrimônio | 40.010 | 41.529 | ||
| US$ 73.569 | US$ 77.956 | |||
Liquidez
| (em milhões) | ||||||||
| Componentes da liquidez |
30 de setembro de |
30 de junho de |
31 de dezembro de |
30 de setembro de |
||||
| Caixa e investimentos em curto prazo | US$ 4.952 | US$ 6.218 | US$ 9.257 | US$ 10.756 | ||||
| Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento | - | 13 | 238 | 354 | ||||
| Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo | (1.289) | (2.224) | (3.153) | (3.739) | ||||
| Dívida de longo prazo | (15.871) | (16.600) | (16.463) | (17.538) | ||||
| Dívida líquida (1) | US$ (12.208) | US$ (12.593) | US$ (10.121) | US$ (10.167) | ||||
| Detalhes de alterações na liquidez: | ||||||||
| Nove | Terceiro | Nove | ||||||
| Meses | Trimestre | Meses | ||||||
| Períodos encerrados em 30 de setembro, | 2017 | 2017 | 2016 | |||||
| Lucro líquido (prejuízo) antes de participação minoritária | US$ 758 | US$ 556 | US$ (1.432) | |||||
| Depreciação e outras despesas, impostos líquidos antes dos juros não controlados | 679 | 36 | 2.652 | |||||
| US$ 1.437 | US$ 592 | US$ 1.220 | ||||||
| Depreciação e amortização (2) | 2.931 | 956 | 3.078 | |||||
| Despesas com pensões e outros benefícios pós-aposentadoria | 79 | 27 | 139 | |||||
| Despesas com remuneração baseada em ações | 261 | 81 | 210 | |||||
| Financiamento de pensão e outros benefícios pós-aposentadoria | (107) | (33) | (127) | |||||
| Alteração no capital de giro | (1,473) | (134) | (223) | |||||
| Restituição de imposto federal dos EUA | 685 | 685 | - | |||||
| Outros | (401) | (276) | (49) | |||||
| Fluxo de caixa de operações (3) | US$ 3.412 | US$ 1.898 | US$ 4.248 | |||||
| Despesas de capital | (1.482) | (598) | (1.401) | |||||
| Investimentos de SPM | (492) | (164) | (869) | |||||
| Dados sísmicos multicliente capitalizados | (223) | (33) | (497) | |||||
| Fluxo de caixa livre (4) | 1.215 | 1.103 | 1.481 | |||||
| Programa de recompra de ações | (868) | (98) | (662) | |||||
| Dividendos pagos | (2.086) | (693) | (1.951) | |||||
| Rendimentos de planos de ações de funcionários | 261 | 118 | 344 | |||||
| (1.478) | 430 | (788) | ||||||
| Aquisições e investimentos de negócios, líquido de caixa adquirido mais dívida adquirida | (382) | (18) | (3.866) | |||||
| Outros | (227) | (27) | 34 | |||||
| (Aumento) redução da dívida líquida | (2.087) | 385 | (4.620) | |||||
| Dívida líquida, começo do período | (10.121) | (12.593) | (5.547) | |||||
| Dívida líquida, final do período | US$ (12.208) | US$ (12.208) | US$ (10.167) | |||||
| (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 oferece 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 adicionalmente, e não como substituto 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 pagamento de indenizações de aproximadamente US$ 347 milhões e US$ 114 milhões durante os nove meses e o terceiro trimestre encerrado em 30 de setembro de 2017, respectivamente, e US$ 700 milhões durante os nove meses encerrados em 30 de setembro de 2016. Os nove meses encerrados em 30 de setembro de 2016 também incluem aproximadamente US$ 100 milhões em pagamentos relacionados com uma única transação associada à aquisição da Cameron. | |
| (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 útil para os investidores e para a gestão como uma medida da nossa capacidade de geração de caixa. Uma vez que as necessidades e as obrigações do negócio são atendidas, esse 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 adicionalmente, e não como substituto, ou superior ao fluxo de caixa 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 do terceiro trimestre de 2017 inclui também medidas financeiras não GAAP (conforme definição na Norma G da SEC). A renda líquida, excluindo encargos e créditos, e suas medidas derivadas (incluindo EPS diluído, excluindo encargos e créditos; EPS, excluindo encargos de integração da Cameron; a renda líquida da Schlumberger, excluindo encargos e créditos, e alíquota fiscal efetiva, 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 adicionalmente, e não como um substituto 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) | ||||||||||
| Terceiro trimestre de 2017 | ||||||||||
| Antes dos impostos | Impostos |
Participações |
Líquido |
|
||||||
| Lucro líquido da Schlumberger (base GAAP) | US$ 677 | US$ 121 | US$ 11 | US$ 545 | US$ 0,39 | |||||
| Fusões e integrações | 49 | 13 | - | 36 | 0,03 | |||||
| Lucro líquido da Schlumberger, excluindo encargos e créditos | US$ 726 | US$ 134 | US$ 11 | US$ 581 | US$ 0,42 | |||||
| Segundo trimestre de 2017 | ||||||||||
| Antes dos impostos | Impostos |
Participações |
Líquido |
|
||||||
| Prejuízo líquido da Schlumberger (base GAAP) | US$ 17 | US$ 98 | US$ (7) | US$ (74) | US$ (0,05) | |||||
| Ajuste de valor justo da nota promissória e outros (2) | 510 | - | 12 | 498 | 0,36 | |||||
| Fusões e integrações | 81 | 17 | - | 64 | 0,05 | |||||
| Lucro líquido da Schlumberger, excluindo encargos e créditos | US$ 608 | US$ 115 | US$ 5 | US$ 488 | US$ 0,35 | |||||
| Terceiro trimestre de 2016 | ||||||||||
| Antes dos impostos | Impostos |
Participações |
Líquido |
|
||||||
| Lucro líquido da Schlumberger (base GAAP) | US$ 200 | US$ 10 | US$ 14 | US$ 176 | US$ 0,13 | |||||
| Fusão e integração: | ||||||||||
| Benefícios trabalhistas associados a fusões e honorários profissionais | 46 | 10 | - | 36 | 0,03 | |||||
| Outros custos associados a fusão e integração | 42 | 5 | - | 37 | 0,03 | |||||
| Amortização do ajuste de valor justo do inventário contábil de compras (1) | 149 | 45 | - | 104 | 0,07 | |||||
| Lucro líquido da Schlumberger, excluindo encargos e créditos | US$ 437 | US$ 70 | US$ 14 | US$ 353 | US$ 0,25 | |||||
| (1) | Registrado em Custo da receita no Demonstrativo condensado de receitas consolidadas (Perdas). | |
| (2) | Registrado em Depreciação e outros no Demonstrativo condensado de receitas consolidadas (Perdas). | |
|
|
* Não adicionar devido ao arredondamento |
| (em milhões, exceto por quantidade de ações) | ||||||||||
| Nove meses de 2017 | ||||||||||
| Antes dos impostos | Impostos |
Participações |
Líquido |
|
||||||
| Lucro líquido da Schlumberger (base GAAP) | US$ 1.027 | US$ 269 | US$ 9 | US$ 749 | US$ 0,54 | |||||
| Ajuste de valor justo da nota promissória e outros (2) | 510 | - | 12 | 498 | 0,36 | |||||
| Fusões e integrações | 213 | 44 | - | 169 | 0,12 | |||||
| Lucro líquido da Schlumberger, excluindo encargos e créditos | US$ 1.750 | US$ 313 | US$ 21 | US$ 1.416 | US$ 1,02 | |||||
| Nove meses de 2016 | ||||||||||
| Antes dos impostos | Impostos |
Participações |
Líquido |
|
||||||
| Prejuízo líquido da Schlumberger (base GAAP) | US$ (1.691) | US$ (259) | US$ 50 | US$ (1.482) | US$ (1,10) | |||||
| Depreciação e outros: | ||||||||||
| Depreciação do ativo fixo | 1.058 | 177 | - | 881 | 0,65 | |||||
| Redução da força de trabalho | 646 | 63 | - | 583 | 0,43 | |||||
| Baixas de estoque | 616 | 49 | - | 567 | 0,42 | |||||
| Redução de dados sísmicos multicliente | 198 | 62 | - | 136 | 0,10 | |||||
| Outros encargos de restruturação | 55 | - | - | 55 | 0,04 | |||||
| Fusões e integrações: | ||||||||||
| Benefícios trabalhistas associados a fusões e honorários profissionais | 138 | 27 | - | 111 | 0,08 | |||||
| Outros custos associados a fusões e integrações | 134 | 24 | - | 110 | 0,08 | |||||
| Amortização do ajuste de valor justo do inventário contábil de compras (1) | 299 | 90 | - | 209 | 0,15 | |||||
| Lucro líquido da Schlumberger, excluindo encargos e créditos | US$ 1.453 | US$ 233 | US$ 50 | US$ 1.170 | US$ 0,86 | |||||
| (1) | Registrado em Custo da receita no Demonstrativo condensado de receitas consolidadas (Perdas). | |
| (2) | Registrado em Depreciação e outros no Demonstrativo condensado de receitas consolidadas (Perdas). | |
|
|
* Não adicionar devido ao arredondamento |
Grupos de produtos
| (em milhões) | ||||||||||||
| Três meses encerrados em | ||||||||||||
| 30 de setembro de 2017 | 30 de junho de 2017 | 30 de setembro de 2016 | ||||||||||
| Receita |
Lucro |
Receita |
Lucro |
Receita |
Lucro |
|||||||
| Caracterização de reservatórios | US$ 1.771 | US$ 311 | US$ 1.759 | US$ 299 | US$ 1.667 | US$ 329 | ||||||
| Perfuração | 2.120 | 301 | 2.107 | 302 | 2.021 | 218 | ||||||
| Produção | 2.876 | 283 | 2.496 | 221 | 2.104 | 91 | ||||||
| Cameron | 1.297 | 194 | 1.265 | 174 | 1.341 | 215 | ||||||
| Eliminações e outros | (159) | (30) | (165) | (46) | (114) | (38) | ||||||
| Lucro operacional antes dos impostos | 1.059 | 950 | 815 | |||||||||
| Corporativos e outros | (234) | (242) | (267) | |||||||||
| Renda de juros(1) | 30 | 28 | 24 | |||||||||
| Despesa com juros(1) | (129) | (128) | (135) | |||||||||
| Encargos e créditos | (49) | (591) | (237) | |||||||||
| US$ 7.905 | US$ 677 | US$ 7.462 | US$ 17 | US$ 7.019 | US$ 200 | |||||||
| (em milhões) | ||||||||
| Nove meses encerrados | ||||||||
| 30 de setembro de 2017 | 30 de setembro de 2016 | |||||||
| Receita |
Lucro |
Receita |
Lucro |
|||||
| Caracterização de reservatórios | US$ 5.148 | US$ 891 | US$ 4.972 | US$ 930 | ||||
| Perfuração | 6.212 | 832 | 6.548 | 760 | ||||
| Produção | 7.559 | 614 | 6.601 | 379 | ||||
| Cameron | 3.791 | 530 | 2.865 | 465 | ||||
| Eliminações e outros | (449) | (101) | (283) | (72) | ||||
| Lucro operacional antes dos impostos | 2.766 | 2.462 | ||||||
| Corporativos e outros | (715) | (679) | ||||||
| Renda de juros(1) | 82 | 61 | ||||||
| Despesa com juros(1) | (383) | (391) | ||||||
| Encargos e créditos | (723) | (3.144) | ||||||
| US$ 22.261 | US$ 1.027 | US$ 20.703 | US$ (1.691) | |||||
| (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? |
|
| Capex (excluindo investimentos SPM e multicliente) deve atingir US$ 2.1 bilhões em 2017. | ||
|
2) |
Qual foi o fluxo de caixa operacional e o fluxo de caixa livre para o terceiro trimestre de 2017? |
|
| O fluxo de caixa operacional foi de US$ 1.9 bilhão no terceiro trimestre de 2017 e incluiu US$ 114 milhões em indenização trabalhista. O fluxo de caixa livre do terceiro trimestre de 2017 foi de US$ 1.1 bilhão. | ||
|
3) |
Qual foi o fluxo de caixa operacional e o fluxo de caixa livre para os primeiros nove meses de 2017? |
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| O fluxo de caixa operacional dos nove meses de 2017 foi de US$ 3.4 bilhões e incluiu US$ 347 milhões em indenização trabalhista. O fluxo de caixa livre dos primeiros nove meses de 2017 foi de US$ 1.2 bilhão. | ||
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4) |
O que foi incluído em “Juros e outros rendimentos” para o terceiro trimestre de 2017? |
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“Juros e outros rendimentos” para o terceiro trimestre de 2017 foi de US$ 64 milhões. Esse valor foi composto por ganhos com investimentos do método de equivalência patrimonial de US$ 30 milhões e renda de juros de US$ 34 milhões. |
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5) |
Como a renda sobre juros e as despesas com juros mudaram durante o terceiro trimestre de 2017? |
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| A receita de juros de US$ 34 milhões ficou inalterada sequencialmente. As despesas com juros, de US$ 142 milhões, ficou também inalterada sequencialmente. | ||
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6) |
Qual é a diferença entre o lucro operacional antes dos impostos e o lucro consolidado antes dos impostos da Schlumberger? |
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| 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. | ||
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7) |
Qual foi a taxa efetiva de impostos (effective tax rate, ETR) para o terceiro trimestre de 2017? |
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| A ETR para o terceiro trimestre de 2017, calculada de acordo com GAAP, foi de 17,9%, em comparação com 590% para o segundo trimestre de 2017. A ETR para o terceiro trimestre de 2017, excluindo os encargos e créditos, foi de 18,4%, em comparação com 18,9% para o segundo trimestre de 2017. | ||
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8) |
Quantas ações ordinárias estavam em circulação em 30 de setembro de 2017 e como isso mudou a partir do fim do trimestre anterior? |
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| Havia 1.385 bilhões de ações ordinárias em circulação em 30 de setembro de 2017. A tabela abaixo mostra a alteração no número de ações em circulação entre 30 de junho de 2017 a 30 de setembro de 2017. |
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(em milhões) |
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| Ações em circulação em 30 de junho de 2017 | 1.385 | |||
| Ações vendidas a beneficiários, menos as ações permutadas | - | |||
| Aquisição de ações restritas | - | |||
| Ações emitidas de acordo com o plano de compra de ações de funcionários | 2 | |||
| Programa de recompra de ações | (2 | ) | ||
| Ações em circulação em 30 de setembro de 2017 | 1.385 | |||
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9) |
Qual foi a média ponderada do número de ações em circulação durante o terceiro trimestre de 2017 e o segundo trimestre de 2017 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? |
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| O número médio ponderado de ações em circulação durante o terceiro trimestre de 2017 foi de 1.385 bilhão, e de 1.387 bilhão durante o segundo trimestre de 2017. | ||
| Abaixo está uma conciliação 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) | ||||||
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Terceiro trimestre de |
Segundo trimestre de |
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| Média ponderada de ações em circulação | 1.385 | 1.387 | ||||
| Exercício presumido de opções de compra de ações | 1 | 1 | ||||
| Ações restritas não adquiridas | 6 | 5 | ||||
| Média de ações em circulação, assumindo diluição | 1.392 | 1.393 | ||||
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10) |
O que são os projetos de gerenciamento de produção da Schlumberger (Schlumberger Production Management, SPM) e como a Schlumberger reconhece a receita proveniente desses projetos? |
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| Projetos de SPM são aqueles concentrados no desenvolvimento e na coadministração de produção em nome dos clientes da Schlumberger sob contratos de longo prazo. A Schlumberger investirá seus próprios serviços, produtos e, em alguns casos, dinheiro em atividades de desenvolvimento e operações de campo. Apesar de, em certos acordos, a Schlumberger reconhecer a receita e ser paga por uma porção dos serviços ou produtos que fornece, em geral, a Schlumberger não será paga quando prestar seus serviços ou na entrega de seus produtos. Em vez disso, a Schlumberger reconhece a receita e é remunerada com base no fluxo de caixa gerado ou com base na taxa por barril. Isso pode incluir certos acordos em que a Schlumberger só é compensada com base em produção incremental que ajuda a entregar acima de uma linha de base mutualmente acordada. | ||
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11) |
Como os produtos e serviços da Schlumberger investidos em projetos de SPM são levados em conta? |
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| Receita e custos correlatos são registrados no respectivo Grupo Schlumberger por serviços e produtos que cada Grupo fornece para os projetos de SPM da Schlumberger. Essa receita (que é baseada em preços concorrentes) e o lucro relacionado é então eliminado através de um ajuste interempresarial que é incluído na linha "Eliminações e outros". (Observe que a linha "Eliminações e outros" inclui outros itens além das eliminações de SPM.) O custo direto associado com o fornecimento de serviços e produtos Schlumberger para projetos de SPM é então capitalizado no balanço patrimonial. | ||
| Esses investimentos capitalizados, que podem ser feitos na forma de caixa, além dos custos diretos anteriormente mencionados, são despesas na declaração de rendimentos, quando a produção relacionada é obtida e a receita associada é reconhecida. Essa despesa de amortização é baseada nas unidades do método de produção, onde cada unidade recebe uma porção proporcional dos custos não amortizados com base na produção total estimada. | ||
| A receita de SPM junto com a amortização dos investimentos capitalizados e outros custos operacionais incorridos no período são refletidos no Grupo de Produção. | ||
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12) |
Qual era o saldo não amortizado de investimentos da Schlumberger em projetos de SPM em 30 de setembro de 2017 e como isso mudou, em termos de investimento e amortização, quando comparado com 30 de junho de 2017? |
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| O saldo não amortizado de investimentos da Schlumberger em projetos de SPM foi de aproximadamente US$ 2.8 bilhões e US$ 2.6 bilhões em 30 de setembro de 2017 e 30 de junho de 2017, respectivamente. Esses valores foram incluídos em Outros ativos no Balanço patrimonial consolidado condensado da Schlumberger. A alteração do saldo não amortizado dos investimentos da Schlumberger nos projetos de SPM foi da seguinte forma: |
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(em milhões) |
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| Balanço em 30 de junho de 2017 | US$ 2.573 | |||
| Investimentos de SPM | 164 | |||
| Outras adições | 184 | |||
| Amortização do investimento de SPM | (117 | ) | ||
| Balanço em 30 de setembro de 2017 | US$ 2.804 | |||
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13) |
Qual foi o volume de vendas multiclientes da WesternGeco no terceiro trimestre de 2017? |
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| As vendas multiclientes, incluindo as taxas de transferência, foram de US$ 127 milhões no terceiro trimestre de 2017 e US$ 182 milhões no segundo trimestre de 2017. | ||
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14) |
Qual era a pendência da WesternGeco no final do terceiro trimestre de 2017? |
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| A pendência da WesternGeco, a qual é baseada em contratos assinados com clientes, foi de US$ 489 milhões no final do terceiro trimestre de 2017. Era de US$ 566 milhões no final do segundo trimestre de 2017. | ||
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15) |
Em quanto ficaram os pedidos e pedidos pendentes dos negócios Drilling Systems e OneSubsea do Grupo Cameron? |
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| Os pedidos e pedidos pendentes de Drilling Systems e OneSubsea foram conforme descrito abaixo: |
| (em milhões) | ||||||
| Pedidos |
Terceiro trimestre de |
Segundo trimestre de |
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| OneSubsea | US$ 347 | US$ 181 | ||||
| Drilling Systems | US$ 156 |
|
US$ 170 | |||
| Pedidos pendentes (no final do período) | ||||||
| OneSubsea | US$ 2.328 | US$ 2.371 | ||||
| Drilling Systems | US$ 523 |
|
US$ 566 | |||
Sobre a Schlumberger
A Schlumberger é a maior fornecedora
mundial de tecnologia para caracterização, perfuração, produção e
processamento de reservatórios do setor de petróleo e gás. Atuando em
mais de 85 países e com aproximadamente 100 mil funcionários de mais de
140 nacionalidades, a Schlumberger oferece 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 principais em Paris, Houston, Londres e Haia, e informou receitas de US$ 27,81 bilhões em 2016. Para obter mais informações, acesse www.slb.com.
*Marca da Schlumberger ou das empresas Schlumberger.
†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), anteriormente Japan National Oil Corporation (JNOC) e a Schlumberger colaboraram em um projeto de pesquisa para desenvolver tecnologia de registro enquanto perfura (logging while drilling, LWD) que reduz a necessidade de produtos químicos tradicionais. Projetado ao redor do gerador de neutros pulsado (pulsed neutron generator, PNG), o serviço EcoScope usa tecnologia que resultou dessa colaboração. O PNG e o conjunto abrangente de medições em um único colar são os componentes-chave do serviço EcoScope, que fornece a revolucionária tecnologia LWD.
Observações
A Schlumberger realizará uma teleconferência para discutir o comunicado à imprensa de receitas e o panorama comercial na sexta-feira, 20 de outubro de 2017. A chamada está programada para começar às 8h30m. Horário da zona leste dos EUA (ET). Para acessar a teleconferência, que é 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 para a conferência. Peça para participar da “Schlumberger Earnings Conference Call”. Na conclusão da teleconferência, uma reprodução de áudio estará disponível até 20 de novembro 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 428578.
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 novembro de 2017.
Este comunicado sobre os lucros do terceiro trimestre de 2017, bem como outras declarações que fazemos, contêm “declarações prospectivas” de acordo com o significado a elas atribuído nas leis federais sobre valores mobiliários, que incluem declarações que não são fatos históricos, tais como nossas previsões ou expectativas relativas ao panorama de negócios; crescimento da Schlumberger como um todo e de cada um dos seus segmentos (e de produtos e áreas geográficas específicas dentro de cada segmento); crescimento da produção e demanda por petróleo e gás natural; preços do petróleo e do gás natural; melhorias dos procedimentos operacionais e da tecnologia, inclusive nosso programa de transformação; despesas de capital pela Schlumberger e pelo setor de petróleo e gás; estratégias de negócios dos clientes da Schlumberger; benefícios antecipados da transação da Cameron; sucesso dos projetos de SPM da Schlumberger, joint ventures e alianças; 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 nas normas regulatórias e 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 aos novos desafios da exploração; a incapacidade de reter funcionários essenciais; e outros riscos e incertezas detalhados neste comunicado de lucros do terceiro 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 dos 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.
