Schlumberger Anuncia los Resultados del Primer Trimestre de 2018

  • Los ingresos por 7800 millones de USD se redujeron un 4 % de manera secuencial
  • Los ingresos operativos antes de impuestos de 974 millones de USD se redujeron un 16 % de manera secuencial.
  • Las ganancias por acción (earning per share, EPS) fueron de 0,38 USD.
  • El flujo de caja proveniente de operaciones fue 568 millones de USD

PARÍS--()--Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy los resultados del primer trimestre del año 2018.

 
       

 

     

(indicado en millones, excepto

los montos por acción)

Tres meses finalizados al Cambio
31 de marzo de 2018     31 de diciembre de 2017     31 de marzo de 2017 Secuencial     Interanual
Ingresos 7829 USD 8179 USD 6894 USD -4 % 14 %
Ingresos operativos antes de impuestos 974 USD 1155 USD 757 USD -16 % 29 %
Margen operativo antes de impuestos 12,4 % 14,1 % 11,0 % -169 puntos de base 145 puntos de base
Ingresos netos (pérdidas) - con base en los PCGA 525 USD (2255) USD 279 USD n/s 88 %
Ingresos netos, sin incluir cargos y créditos* 525 USD 668 USD 347 USD -21 % 51%
EPS diluida (pérdidas por acción) - con base en los PCGA 0,38 USD (1,63) USD 0,20 USD n/s 90 %
EPS diluidas, sin incluir cargos y créditos* 0,38 USD 0,48 USD 0,25 USD -21 % 52 %
 
*Estas son medidas financieras no establecidas en los PCGA. Ver la sección a continuación titulada “Cargos y créditos” para obtener más detalles.
n/s = no es significativo
 

El presidente y director ejecutivo de Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentó, “Como se proyectara, nuestros resultados del primer trimestre de 2018 reflejaron ampliamente los factores transitorios, con reducciones estacionales en la actividad en el Hemisferio Norte y costos de inicio de proyectos planificados incluidas movilización de equipos, reactivación y redistribución asociadas a recientes victorias contractuales.

“Las empresas internacionales subyacentes comenzaron bien el año, ya que las unidades de negocios de Medio Oriente, Mar del Norte y Rusia estuvieron en línea con nuestras expectativas de actividad del primer trimestre, mientras que el alza en la actividad en Asia se vio compensada con la continua debilidad de Latinoamérica y África."

“En la parte continental en Norteamérica, nuestro negocio de servicio de perforaciones siguió creciendo, debido a la sólida demanda de tecnologías de perforación horizontal. Los ingresos también aumentaron por el incremento de la actividad en Canadá. No obstante, en Estados Unidos, el negocio de bombeo a presión terrestre, se vio afectado por la actividad más débil de lo previsto y también por los precios más débiles, la ineficiencia, el aumento de los costos de cadena de suministro y los problemas logísticos de ferrocarriles. A pesar de esto, seguimos implementando activos de fracturamiento disponibles, incluidos equipos de nuestra recién adquirida capacidad. Esperamos que el mercado de fracturamiento hidráulico terrestre de EE. UU. mejore en el segundo trimestre, tanto en términos de precio como de eficiencia operativa y, por lo tanto, seguimos con nuestro agresivo programa de restauración y reactivación de flotas."

“En general, las disminuciones de los ingresos secuenciales en el primer trimestre fueron guiadas por el Grupo Cameron, que cayó 7 %, impulsado por los menores volúmenes de proyecto a nivel estacional y por la disminución de ventas de productos. Los ingresos del Grupo Caracterización de Yacimientos disminuyeron un 5 % en forma secuencial debido a la reducción estacional en las ventas del software SIS y licencias sísmicas para múltiples clientes de WesternGeco. Los ingresos del grupo de perforación y del grupo de producción fueron respectivamente un 2 % y un 4 % menores en forma secuencial, también como resultado de las reducciones estacionales en la actividad en el hemisferio norte."

“Al analizar el mercado mundial del petróleo, la ausencia de acciones globales en el primer trimestre, apoyada por las rebajas de producción impulsadas por Rusia y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Organization of the Petroleum Exporting Countries, OPEC) confirman que el mercado del petróleo está equilibrado. Lo más importante es que, después de tres años consecutivos de infrainversión drástica en gastos de ingresos y ganancias (earnings and profits, E&P) globales, la producción mundial comenzó a mostrar los signos de debilidad previstos con notables disminuciones de producción año a año, que aparecen en varios países, tales como Angola, Noruega, México, Malasia, China e Indonesia. Con Libia y Nigeria que producen a la capacidad casi total, la producción venezolana en caída libre, el potencial de nuevas sanciones contra Irán y el aumento de los riesgos geopolíticos, las únicas fuentes importantes de crecimiento del suministro a corto plazo para tratar la disminución de producción global y sólida demanda mundial son la industria de petróleo de esquisto de EE. UU., Arabia Saudita, Kuwait, Emiratos Árabes Unidos y Rusia. No obstante, surgen los problemas de producción de esquisto estadounidense vinculados a la interferencia de pozo a pozo de perforación de relleno, la potencial disminución de producción de perforaciones de pozos de avanzada de superficie de Nivel 1, y las significativas limitaciones de infraestructura. Por lo tanto, se vuelve cada vez más probable que la industria se enfrente a crecientes problemas de suministro en el próximo año y se necesitará un significativo aumento de la inversión global de E&P para minimizar el déficit inminente."

“Mantenemos el optimismo sobre el panorama de crecimiento de actividad sostenible en nuestro negocio global durante 2018 y en el año 2019. Esto se debe a la mayor actividad del cliente y nuestra capacidad de captar una parte importante de las oportunidades emergentes a medida que los contratos basados en desempeño y los proyectos integrados siguen logrando impulso como modelos de negocios preferidos para muchos de nuestros clientes. Las recientes adjudicaciones de contratos, que incluyen importantes contratos de llave en mano y pago único (lump-sum turnkey, LSTK) en Arabia Saudita, adjudicaciones adicionales en otras partes de Medio Oriente y Latinoamérica, y nuevos proyectos en la cuenca de Delaware en EE. UU., son ejemplos de esta tendencia del mercado. Nuestro aumento del foco de Investigación y evaluación (Research and Evaluation, R&E) en los últimos años, en el diseño e innovación de sistemas, ahora nos permite crear un valor adicional para nuestros clientes y para Schlumberger en estos proyectos. Esto se logra al integrar una nueva generación de hardware y software expresamente diseñados con nuestra profunda experiencia de dominio y los últimos avances en tecnologías digitales."

“Por lo tanto, la perspectiva para Schlumberger es excitante. Estamos listos y preparados para brindar crecimiento superior, retornos financieros y flujo de caja libre en los próximos años, al aprovechar la experiencia y oferta tecnológica más amplia en la industria, nuestra eficiencia operativa y de escala sin precedentes, sólida disciplina de capital y un claro deseo de brindar retornos de efectivo líderes de la industria a nuestros accionistas”.

Otros eventos

Durante el trimestre, Schlumberger recompró 1400 millones de acciones de su paquete de acciones ordinarias a un precio promedio de 69,79 USD por acción, por un total de precio de compra de 97 millones de USD.

El 23 de febrero de 2018, Schlumberger y Subsea 7 S.A. anunciaron el inicio de exclusivas negociaciones para formar un emprendimiento conjunto que aprovecha el éxito de Subsea Integration Alliance, establecida en 2015. Subsea 7 será propietaria del 50 % del emprendimiento conjunto y Schlumberger del otro 50 %.

El 18 de abril de 2018, 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 13 de julio de 2018 a los accionistas registrados al 6 de junio de 2018.

Ingresos consolidados por área

 
       

 

   

(Indicado en millones)

Tres meses finalizados al Cambio
31 de marzo de 2018     31 de diciembre de 2017     31 de marzo de 2017 Secuencial     Interanual
América del Norte

2835 USD

2811 USD 1871 USD 1 % 52 %
América Latina 870 1034 952 -16 % -9 %
Europa/CEI/África 1704 1808 1652 -6 % 3 %
Medio Oriente y Asia 2309 2396

2318

-4 % 0 %
Otros 111 130

101

n/s n/s
7829 USD 8179 USD 6894 USD -4 % 14 %
Ingresos de América del Norte 2835 USD 2811 USD 1871 USD 1 % 52 %
Ingresos internacionales 4883 USD 5237 USD 4922 USD -7 % -1 %
n/s = no es significativo
 

Los ingresos del primer trimestre de 7800 millones de USD disminuyeron un 4 % de manera secuencial con los ingresos de Norteamérica que aumentaron un 1 % mientras que los ingresos Internacionales disminuyeron un 7 % como consecuencia de la estacionalidad.

América del Norte

Los ingresos del área de América del Norte aumentaron un 1 % de manera secuencial porque el aumento de la actividad en tierra se vio parcialmente compensada por la disminución de los ingresos en el exterior debido a la menor cantidad de ventas de licencias para múltiples clientes de WesternGeco, después de las habituales pero taciturnas ventas de fin de año. Los ingresos en tierra de América del Norte sin incluir Cameron aumentaron un 4 % de manera secuencial, en línea con el total de crecimiento de recuento de plataformas petrolíferas terrestres de EE. UU. El crecimiento se vio impulsado por el incremento de actividad en Canadá y la mayor actividad del grupo de perforación en América del Norte por la continua demanda alta de sistemas rotativos direccionales en la perforación de secciones laterales más largas de pozos de petróleo de esquisto en EE. UU. En OneStimSM seguimos agregando flotas de fracturamiento hidráulico, pero menos de lo planeado, por la sobrecapacidad del mercado que provocó menor utilización, ineficiencia y precios más débiles. Las amplias interrupciones en las entregas de arena por ferrocarril también afectaron la actividad. Los ingresos del Grupo Cameron fueron menores a nivel estacional en forma secuencial después de las ventas de productos de fin de año de Surface Systems y Válvulas y Mediciones.

International

Los ingresos en el área de Latinoamérica disminuyeron un 16 % secuencial con respecto a los ingresos de proyecto SPM menores en Ecuador en demoras de proyecto y menor actividad del Grupo de producción en Argentina debido al menor recuento de etapa de fracturamiento hidráulico. La actividad disminuyó en Brasil a pesar del inicio de nuevos proyectos en el exterior, y la actividad en Venezuela siguió disminuyendo. Los ingresos en el geomercado de México y Centroamérica fueron levemente mayores por el aumento de la actividad de reparaciones continentales aunque el inicio de nuevos proyectos de Servicios de Perforación Integrados (Integrated Drilling Services, IDS) se demoró. La disminución estacional de ingresos del Grupo Cameron también contribuyó a la reducción.

Los ingresos en Europa/CEI/África disminuyeron un 6 % de manera secuencial principalmente por la reducción de la actividad estacional en Rusia y la región del Mar Caspio, que afectó todas las líneas de producción. El geomercado de Reino Unido y Europa continental también experimentó menor actividad que se acentuó con las demoras de los planes de perforación del cliente y el clima y la reducción de las ventas de software de Software Integrated Solutions (SIS). Los ingresos en el geomercado de África subsahariana fueron levemente menores de manera secuencial en inicios de proyectos integrados a fines del trimestre en Gabon, Nigeria, y Ghana, ya que las actividades se concentraron principalmente en planificación de proyectos y movilización de equipos. El geomercado de Norte de África también fue algo menor de manera secuencial debido a la venta de productos más débil, aunque este efecto se vio parcialmente compensado por nuevos inicios de proyectos continentales en Libia y Chad. La disminución de ingresos del Área se vio parcialmente compensada por el aumento de ingresos del Grupo Cameron en el geomercado de Rusia y Asia Central.

Los ingresos del área de Medio Oriente y Asia disminuyeron 4 % de manera secuencial, 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 en el geomercado de Lejano Oriente y Australia fueron menores debido a la reducción de ventas de software SIS mientras que la actividad de proyecto de construcción de pozos disminuyó. Los ingresos del geomercado de Sudeste Asiático disminuyeron por las menores ventas de licencias sísmicas para múltiples clientes de WesternGeco. Los ingresos del Grupo Cameron disminuyeron de forma leve de manera secuencial, con un crecimiento en Asia compensado por los menores ingresos estacionales en Medio Oriente. Estas disminuciones se vieron parcialmente compensadas por los mayores ingresos en el proyecto de instalación de superficie a largo plazo en Medio Oriente.

Grupo de Caracterización de Yacimientos

 
       

 

   

(Indicado en millones)

Tres meses finalizados al Cambio
31 de marzo de 2018     31 de diciembre de 2017     31 de marzo de 2017 Secuencial     Interanual
Ingresos 1556 USD 1638 USD 1618 USD -5 % -4 %
Ingresos operativos antes de impuestos 307 USD 360 USD 281 USD -15 % 9 %
Margen operativo antes de impuestos 19,7 % 22,0 % 17,3 % -224 puntos de base 240 puntos de base
 

Los ingresos de 1600 millones de USD del Grupo de Caracterización de Yacimientos, de los cuales el 77 % provino de los mercados internacionales, disminuyeron un 5 % de manera secuencial. Esto se debió a los efectos de la disminución estacional en la actividad de Conexión de línea (Wireline) en Rusia y la reducción de las ventas de licencia para clientes múltiples en WesternGeco en el Golfo de México de EE. UU., Asia y Australia. La disminución de ventas de software SIS también contribuyó a la disminución de los ingresos. Esta disminución se vio parcialmente compensada por el aumento de la actividad de Servicios de prueba en Brasil, Qatar y Egipto y mayores ingresos en el proyecto de instalación de superficie a largo plazo en Medio Oriente.

El margen operativo antes de impuestos del grupo del 20 % fue 224 puntos de base menor de manera secuencial debido a la menor actividad de Conexión de línea de alto margen estacional de Rusia y menos ventas de software SIS.

El Grupo de Caracterización de Yacimientos se benefició de las operaciones de Gestión Integrada de Servicios (Integrated Services Management, ISM), adjudicaciones de contratos y aplicación de software integrado y conocimiento de dominio para fortalecer el desempeño operativo.

Costa afuera de Terranova, ISM brindó servicios relacionados con perforaciones y finalizaciones en la plataforma Hebron que empezó en noviembre.

En el oeste de África, Petro Kouilou, subsidiaria de Anglo African Oil & Gas PLC en la República del Congo, adjudicó a Schlumberger un contrato de ISM para brindar servicios de soporte de perforación para un pozo en el campo de Tilapia en la cuenca inferior del Congo. Petro Kouilou tiene un 56 % del campo Tilapia y espera que se inicien las operaciones de perforación en junio de 2018. Los servicios de Schlumberger incluyen registro de lodos, cableado, cementación, perforación, pruebas de columna de perforación, y perforación con transporte de tuberías.

El entorno de E&P cognitivo de DELFI* permite la colaboración entre equipos de E&P y aprovecha el potencial de todos los datos y ciencias disponibles para optimizar los activos de E&P. La solución de planificación de construcción de pozos digital DrillPlan* es el primer paso en el entorno DELFI, y puede brindar un programa de planificación de pozos en días en lugar de semanas. Las recientes adjudicaciones para el entorno DELFI y los resultados operativos que usan la solución DrillPlan incluyen:

• Cantium LLC adjudicó a Schlumberger un contrato SIS de cinco años para los campos Bay Marchand y Main Pass en el Golfo de México de EE. UU. El contrato de software como servicio (software as a service, SaaS) es para suministro de entorno de E&P cognitivo DELFI.

• Petro-Hunt probó la solución DrillPlan en sus pozos en la cuenca Williston y disminuyó el tiempo de desarrollo del plan de pozos más del 50 %.

• PRI Operating LLC usó la solución DrillPlan en el oeste de Texas para reducir el tiempo de planificación de perforaciones para siete pozos horizontales en la cuenca Delaware. La solución DrillPlan ayudó a planificar el primer pozo en cuatro días y seis pozos posteriores se planificaron en poco más de un día cada uno, esto le ahorró al cliente 18 días de planificación.

En Egipto, Well Services usó el software de estimulación para la producción centrada en yacimientos Kinetix Shale* para que Kuwait Petroleum Corporation ayude a aumentar la producción un 500 % en un pozo horizontal en el campo de gas Apollonia JD en comparación con los pozos verticales de compensación. Este yacimiento de carbonato está principalmente compuesto de creta suave de alta porosidad y piedra caliza de baja permeabilidad que requiere múltiples etapas de fracturamiento hidráulico. El software Kinetix Shale permitió un flujo de trabajo sísmico para estimulación integral y perfecto para la optimización a múltiples niveles de este yacimiento poco convencional.

También en Egipto, Schlumberger y TGS-NOPEC Geophysical Company anunciaron un nuevo proyecto en el Mar Rojo egipcio que cubrirá la adquisición de un relevamiento sísmico para múltiples clientes, de banda ancha y larga compensación de 2D, de 10 000 km, con una embarcación externa. El proyecto es parte de un acuerdo con South Valley Egyptian Petroleum Holding Company (GANOPE) en donde Schlumberger y TGS tiene un período mínimo de 15 años de derechos exclusivos para múltiples clientes en un área abierta de aproximadamente 70 000 km2 en el Mar Rojo egipcio.

Karachaganak Petroleum Operating BV (un consorcio de ENI, Shell, Chevron, LUKOIL, y KazMunaiGaz) adjudicó un contrato de tres años con dos extensiones opcionales de un año a SLS Oil LLP, un emprendimiento conjunto entre Schlumberger y Smart Oil LLP (una compañía de servicios petrolíferos de Kazakh) para suministro de servicios de línea de acero avanzada en Kazakstán. Se espera el inicio de operaciones para el segundo trimestre de 2018.

Grupo de Perforación

 
       

 

   

(Indicado en millones)

Tres meses finalizados al Cambio
31 de marzo de 2018     31 de diciembre de 2017     31 de marzo de 2017 Secuencial     Interanual
Ingresos 2126 USD 2180 USD 1985 USD -2 % 7 %
Ingresos operativos antes de impuestos 293 USD 319 USD 229 USD -8 % 28 %
Margen operativo antes de impuestos 13,8 % 14,6 % 11,5 % -85 puntos de base 222 puntos de base
 

Los ingresos del Grupo de Perforación de 2100 millones de USD, de los cuales el 71 % provino de mercados internacionales, disminuyeron 2 % 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 estacional en las Áreas internacionales que son principalmente operaciones M-I SWACO. La mejora de los ingresos en América del norte fue el resultado del aumento de captación de productos y servicios de Perforación y mediciones, en alta mar y particularmente en tierra. Esto se debe a la continua alta demanda de sistemas rotativos direccionales necesarios para perforar laterales más largos en pozos de petróleo de esquisto y el incremento de actividad de perforación de invierno en Canadá occidental. Los menores ingresos en Áreas internacionales se debieron a la caída estacional en actividades relacionadas con plataformas petroleras en el hemisferio norte, demoras de proyectos relacionadas con el clima en el Mar del Norte, finalización de proyectos de IDS en los geomercados de Reino Unido y Europa continental y Lejano Oriente y Australia, y continua disminución de la actividad de perforación en Venezuela. La debilidad de la actividad internacional se vio compensada parcialmente, no obstante, por la sólida actividad del proyecto de IDS en Kuwait y en Irak.

El margen operativo antes de impuestos del grupo de 14 % disminuyó 85 bps de manera secuencial mientras que el impulso de precios continuado a partir de la captación mayor de Perforación y Mediciones y Taladros y Herramientas de Perforación en Estados Unidos se vio compensado por la presión de los precios y la menor actividad a nivel estacional en los mercados internacionales.

El desempeño del Grupo de perforación en el primer trimestre estuvo avalado por los contratos de servicios integrados adjudicados, las eficiencias operativas de IDS y una amplia gama de tecnologías de taladro que ayudaron a bajar el costo por barril.

En Rusia, Schlumberger fue uno de los principales proveedores de servicios que trabajó con el consorcio Sakhalin-1 para perforar el pozo de mayor alcance del mundo de 15 000 metros desde la plataforma Orlan en el campo Chayvo en el Mar de Okhotsk. El entorno, técnicamente desafiante, necesitó dos años de planificación cooperativa entre el consorcio Sakhalin-1 y el equipo integrado de Schlumberger para optimizar el plan de perforación e integrar otros servicios fundamentales y líneas de productos a través del Centro de excelencia de perforación de amplio alcance en Sakhalin.

Saudi Aramco adjudicó a Schlumberger un contrato de perforación de LSTK de tres años para suministro de servicios de construcción de pozos y plataformas petroleras para 70 pozos petrolíferos en tierra en diferentes campos. El contrato tiene un período de extensión opcional de dos años y se prevé el inicio de operaciones en el segundo trimestre de 2018.

En Dinamarca, Mærsk Olie og Gas, una compañía de Total, adjudicó a Schlumberger un contrato a siete años con tres opciones de extensión de un año, valuado en 140 millones de USD para suministro de químicos de producción, servicios de gestión de químicos y gestión de tanques. El alcance del trabajo incluye química estándar y el diseño de soluciones personalizadas para el Mar del Norte, incluidos análisis de laboratorio, pruebas de productos, calificación e implementación. Esta adjudicación es posterior a un contrato similar que fue de 2012 a 2018.

En América del Norte, Shell adjudicó a Schlumberger un contrato a tres años para suministro de fluidos de perforación, herramientas especializadas y servicios de filtración para ocho pozos en el Golfo de México para el proyecto de desarrollo de Vito. Las tecnologías incluyen fluido de perforación de yacimiento divalente de alta densidad M-I SWACO DIRPO*, sistema de ruptura de torta de filtración de alta densidad BREAKDOWN HD* y la unidad de filtración de alto flujo Torrential*.

En el sector noruego del Mar del Norte, IDS ayudó a Aker BP a ahorrar 12 millones de USD en comparación con la autorización de gastos (authorization for expenditure, AFE) para una sección de pozos complicada en el campo Tambar. El equipo de IDS trabajó con el cliente para reducir el tiempo de perforación 14 días en comparación con la AFE. El pozo se perforó hasta una profundidad total de 4360 metros en aproximadamente siete días en una sola pasada de broca en comparación con los 37 días para nueve pasadas de broca en los pozos adyacentes. Las tecnologías desarrolladas incluyeron el servicio de construcción de pozos OptiWell*, el sistema rotativo direccional PowerDrive Orbit*, la barrena con elemento de diamante estriado AxeBlade*, y el sistema de fluido de emulsión invertida de bajo ECD RheGuard*.

En Kuwait, Kuwait Oil Company agregó una tercera plataforma petrolera a un contrato de IDS existente que se extiende durante 2019 para el suministro de servicios de construcción integrada de pozos en los campos Sabriyah y Raudhatain. A la fecha, el proyecto perforó 24 pozos. IDS introdujo varias tecnologías, incluidos los sistemas rotativos direccionales de PowerDrive* como también las tecnologías de brocas como el elemento de diamante cónico StingBlade* y las barrenas con elemento de diamante estriado AxeBlade.

En Noruega, IDS y Wintershall Norge aumentaron el metraje perforado por día 225 % en una campaña de cinco pozos en el campo Brage, y suministraron cada pozo antes de lo previsto y por debajo del presupuesto. Antes de la nueva campaña de perforación, los problemas operativos de construcción de pozos que se experimentaban de manera habitual en este campo de final de la vida provocaron una detención de un año en las operaciones de perforación. Durante la detención de perforaciones IDS colaboró con Wintershall Norge para desarrollar un enfoque de pozo eficaz bajo un contrato de incentivo. Debido a este éxito, la vida útil del campo se extendió.

BW Offshore otorgó a Schlumberger varios contratos de servicios de construcción de pozos junto con una adjudicación a Borr Drilling para el contrato de plataforma petrolera en un proyecto en Gabon. Los contratos de Schlumberger incluyen medición y adquisición de registros durante la perforación, control de fluidos y material sólido en la perforación, cementación, registros adquiridos con herramientas operadas con cable, adquisición de registros de lodo, barrenas de perforación y escariadores, equipo y servicios de pesca de contingencia, finalización de pozos y servicios de gestión de arena. La perforación comenzó a fines de enero de 2018 y el primer pozo se finalizó. Un gerente de proyecto integrado de Schlumberger coordinará múltiples líneas de producto de Schlumberger bajo la supervisión del equipo de operaciones y perforación de BW Offshore. La combinación de servicios de Schlumberger con la oferta de plataforma petrolera de Borr Drilling es el próximo paso en el suministro de operaciones de perforación seguras, confiables y eficientes.

Taladros y Herramientas de Perforación de Brasil en alta mar implementó la tecnología con elemento de diamante cónico Stinger* para ayudar a Petrobras a disminuir el tiempo de perforación más de cinco días en el campo de Búzios. Este juego pre-sal en la cuenca Santos de aguas profundas cubre capas y carbonatos duros de sedimentos de baja porosidad que plantean problemas de perforación. La tecnología con elementos Stinger permitió a Petrobras lograr la sección de pozos más larga perforada en una sola pasada, 634 metros, y al menor costo por metro en el campo de Búzios.

Grupo de Producción

 
       

 

   

(Indicado en millones)

Tres meses finalizados al Cambio
31 de marzo de 2018     31 de diciembre de 2017     31 de marzo de 2017 Secuencial     Interanual
Ingresos 2959 USD 3079 USD 2187 USD -4 % 35 %
Ingresos operativos antes de impuestos 216 USD 315 USD 110 USD -31 % 96 %
Margen operativo antes de impuestos 7,3 % 10,2 % 5,0 % - 291 puntos de base 227 puntos de base
 

Los ingresos de 3000 millones de USD del Grupo de Producción, de los cuales el 49 % provino de los mercados internacionales, disminuyeron un 4 % de manera secuencial. La mayor parte de la disminución estuvo en los mercados internacionales debido a una caída estacional de la actividad en Rusia y menor recuento de etapa de fracturamiento hidráulico en Argentina y Arabia Saudita. En forma secuencial los ingresos del Grupo de producción en América del Norte fueron mayores a nivel marginal. El desempeño de OneStim se vio afectado por obstáculos temporales en el mercado de fracturamiento hidráulico, que incluyeron modestos aumentos en la actividad de finalizaciones del cliente, que dio como resultado un crecimiento atenuado del recuento de etapa secuencial. Las incorporaciones de capacidad de fracturamiento hidráulico en toda la industria, combinadas con las interrupciones en las entregas de arena por ferrocarril de la industria provocaron una menor utilización e ineficiencia como también precios más débiles. En general, los ingresos de SPM fueron levemente mayores de manera secuencial.

El margen operativo antes de impuestos del grupo del 7 % disminuyó 291 bps de manera secuencial debido a los obstáculos temporales previamente mencionados que afectaron el mercado de fracturamiento hidráulico en América del Norte. A pesar de las interrupciones de entregas de arena por ferrocarril en toda la industria, con éxito garantizamos el suministro de arena, calidad sólida del servicio y continuidad comercial general en toda nuestra base de clientes, aunque esto provocó costos adicionales que afectaron el margen operativo del grupo.

El Grupo de producción se benefició de los contratos de Servicios integrados de producción (IPS) como también del desarrollo de tecnologías de estimulación y elevación artificial.

En India, Vedanta Resources (cuyas operaciones de petróleo y gas en India están a cargo de Cairn Oil & Gas) otorgó a Schlumberger un contrato de IPS valuado en 214 millones de USD para dos de sus campos en el bloque en tierra RJ-ON-90/1. La adjudicación de contrato cubre el desarrollo integrado de 42 pozos en el campo de gas profundo Raageshwari y 39 pozos en el campo petrolero Aishwariya con tecnologías de múltiples líneas de producto.

En Rusia, Well Services usó el servicio de fracturamiento BroadBand Sequence* para Slavneft-Megionneftegaz para refracturar un pozo horizontal de múltiples etapas en un yacimiento petrolífero convencional de arenisca en el campo Tailakovskoye, y aumentó la producción un 180 %. El servicio de BroadBand Sequence aisló en forma secuencial la sección de agujero descubierto del pozo para asegurar que el clúster de todas las zonas se fracture y contribuya al potencial de producción del pozo.

En terreno de América del Norte, Schlumberger desarrolló el fracturamiento de BroadBand Sequence y los servicios de monitoreo de estimulación de WellWatcher Stim*, en un pozo de alta temperatura y presión para que BP mejore el contacto con el yacimiento. El servicio de BroadBand Sequence superó el desafío de un parche de tubo que limitó los métodos de perforación y conexión. Estos servicios permitieron la estimulación de una sección de pozo lateral adicional de 3000 pies por debajo del parche de tubo, y el servicio WellWatcher Stim confirmó que los clústeres de perforación correspondientes se trataron de manera efectiva.

En el sector ruso del Mar Caspio, Well Services usó el servicio de estimulación de contacto extendido de OpenPath Reach* para que LUKOIL-Nizhnevolzhskneft aumente el índice de inyectividad en dos pozos horizontales en el campo Korchagina por un promedio de 300 % en comparación con los niveles de producción anteriores. Las secciones horizontales de los pozos pasan por las formaciones de arenisca y carbonato convencionales, y plantean desafíos de estimulación y permeabilidad. El fluido de desvío viscoelástico VDA* desvió el fluido de tratamiento en zonas de carbonato de inyectividad menor, maximizó el contacto del yacimiento y optimizó la estimulación de ambos pozos.

En la cuenca Permian, un equipo integrado de expertos petrotécnicos realizaron un estudio de optimización de finalizaciones en la formación San Andres para Mack Energy Corporation. Se usó una combinación de tecnologías para optimizar una finalización de un pozo que llevó a un aumento del 412 % en la producción inicial en comparación con el primer año, como también un aumento del 250 % sobre la producción promedio de la cuenca. Los datos adquiridos de la herramienta de resonancia magnética combinable CMR-Plus*, una plataforma de escaneo acústico Sonic Scanner*, y un microcreador de imágenes de formación de paso total FMI* se incorporaron a la creación de un modelo de cuenta en 3D. Se usaron el software de estimulación para producción centrada en yacimientos Kinetix Shale y el simulador de yacimientos INTERSECT* para optimizar el diseño de tratamiento de fracturamiento y elevación de producción. Se incorporaron mediciones de servicios de registro a través de brocas ThruBit* en el lateral para la colocación óptima de perforaciones para garantizar la eficiencia del clúster.

En Dakota del Norte, Artificial Lift Solutions usó una combinación de tecnologías en un pozo de Bakken Shale para ahorrar costos de reparación y reemplazo de equipos. El índice de producción elevado inicial del pozo había disminuido y operaba en un entorno riguroso por la abrasión del retorno de agentes de sostén. El cliente necesitaba bajar por el pozo con una bomba sumergible eléctrica simple (electric submersible pump, ESP) antes de pasar a la elevación artificial de bajo flujo. Instalar el sistema ESP REDA Maximus* equipado con tecnología de etapa ESP de vida extendida no convencional aumentó la vida útil de la bomba a más del doble del promedio para el campo y evitó el diferimiento de la producción de petróleo.

En Kuwait, Well Services usó el servicio de conformidad de agua y gas AllSeal* para que Kuwait Oil Company aumente la producción de petróleo en un pozo por 900 barriles por día en el campo Khashman. Este pozo originalmente producía al 96 % de corte de agua y la solución inicial era remover la bomba, aislar la zona de agua y perforar un nuevo intervalo, lo que requeriría una plataforma de reparación en el lugar. En cambio, el servicio de AllSeal inyectó gel particulado en la zona de agua para aislarla, y ahorró costos operativos al eliminar la necesidad de una plataforma petrolera. Cuando se hubo perforado el nuevo intervalo, disminuyó el corte de agua un 90 % y la producción de petróleo aumentó un 300 %.

Grupo Cameron

 
       

 

   

(Indicado en millones)

Tres meses finalizados al Cambio
31 de marzo de 2018     31 de diciembre de 2017     31 de marzo de 2017 Secuencial     Interanual
Ingresos 1310 USD 1414 USD 1229 USD -7 % 7 %
Ingresos operativos antes de impuestos 166 USD 203 USD 162 USD -18 % 2 %
Margen operativo antes de impuestos 12,7 % 14,4 % 13,2 % -169 puntos de base - 50 puntos de base
 

Los ingresos del Grupo Cameron de 1300 millones de USD, de los cuales el 56 % provino de mercados internacionales, cayeron un 7 % de manera secuencial, principalmente debido a los volúmenes de proyectos más bajos a nivel estacional y menor cantidad de ventas de productos. Los ingresos de OneSubsea fueron menores en la disminución de las órdenes atrasadas de proyectos. Las otras líneas de productos de Cameron (Sistemas de perforación, Sistemas de superficie y Válvulas y mediciones) tuvieron ingresos secuenciales menores en estacionalidad. Por geografía, los ingresos de Rusia y Asia crecieron en forma secuencial, pero esto se vio compensado por los menores ingresos estacionales en América del Norte, Medio Oriente y América Latina.

El margen operativo antes de impuestos del grupo del 13 % disminuyó 169 bps en forma secuencial, debido a la menor cantidad de las órdenes atrasadas de proyectos en OneSubsea.

El desempeño del Grupo Cameron en el primer trimestre se benefició con las adjudicaciones de contratos para soluciones de uso eficiente de capital integradas y sistemas de perforación a presión gestionada (managed pressure drilling, MPD) de OneSubsea.

Noble Energy adjudicó a Schlumberger un contrato de ingeniería y suministro por un módulo de proceso de elevación simple de 2000 toneladas a instalar en la plataforma Leviathan en el Mediterráneo oriental. El alcance del contrato incluye pretratamiento, remoción de sal, y regeneración de monoetilenglicol. El sistema de regeneración y recuperación PUREMEG* es parte de la oferta de soluciones con uso eficiente de capital integradas de OneSubsea. Esto es posterior al contrato de Noble Energy adjudicado a OneSubsea en 2017 para el suministro de 10 000 psi de árboles de producción horizontal, controles montados en árbol, controles fuera del árbol y controles en parte superior para el mismo proyecto.

El Grupo Cameron recibió una orden de compra valuada en 6,7 millones de USD de Seadrill Limited para un acople de tubos ascendentes integrados para su tercer sistema de MPD suministrado por Schlumberger. Un acople de tubos ascendentes integrado permite un manejo de gas de tubo ascendente eficaz, y operaciones de MPD en un diseño modular y flexible que brinda adaptabilidad operativa en tiempo real.

En el territorio estadounidense del Golfo de México, OneSubsea y su miembro de Subsea Services Alliance, Helix Energy Solutions, completó la primera operación del sistema de tubo ascendente de intervención de 15 000 psi de desarrollo conjunto para una importante empresa de E&P internacional. Esto utiliza un modelo comercial único, el primero de su estilo disponible para alquiler, que ahorra al cliente gastos de capital iniciales y también costos operativos de almacenamiento y mantenimiento de por vida. El sistema, cuya construcción se lanzó a mediados de 2015, trata la creciente necesidad de intervención de pozos submarinos de alta presión.

Cuadros financieros

Estado resumido de ingresos consolidados

 
       

(indicado en millones, excepto los montos por acción)

 
Tres Meses
Períodos cerrados al 31 de marzo de         2018   2017
 
Ingresos 7829 USD 6894 USD
Intereses y otros ingresos 42 46
Gastos
Costo de los ingresos 6802 6076
Investigación e ingeniería 172 211
Generales y administrativos 111 98
Fusiones e integraciones (1) - 82
Interés         143   139
Resultado antes de impuestos 643 USD 334 USD
Impuestos sobre ingresos (1)         113   50
Ingresos netos 530 USD 284 USD
Resultado neto atribuible a participaciones no controladas         5   5
Ingreso neto atribuible a Schlumberger (1)         525 USD   279 USD
 
Ganancias diluidas por acción de Schlumberger (1)         0,38 USD   0,20 USD
 
Promedio de acciones circulantes 1385 1393
Promedio de acciones circulantes suponiendo la dilución         1394   1402
 
Depreciaciones y amortizaciones incluidas en los gastos (2)         874 USD   989 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         2018       2017
Activos corrientes
Efectivo e inversiones a corto plazo 4165 USD 5089 USD
Cuentas por cobrar 8472 8084
Otros activos corrientes         5419       5324
18 056 18 497
Activos fijos 11 556 11 576
Datos sísmicos multicliente 707 727
Fondo de comercio 25 120 25 118
Activos intangibles 9217 9354
Otros activos         6822       6715
          71 478 USD       71 987 USD
 
Pasivos y capital                  
Pasivos corrientes
Cuentas por pagar y pasivos acumulados 9598 USD 10 036 USD
Pasivo estimado del impuesto a las ganancias 1311 1223
Préstamos a corto plazo y porción corriente
de la deuda a largo plazo 4586 3324
Dividendos a pagar         700       699
16 195 15 282
Deuda a largo plazo 13 526 14 875
Impuestos diferidos 1579 1650
Beneficios posteriores a la jubilación 1027 1082
Otros pasivos         1825       1837
34 152 34 726
Capital         37 326       37 261
          71 478 USD       71 987 USD
 

Liquidez

 

 

(Indicado en millones)

Componentes de liquidez        

31 de marzo de

2018

   

31 de diciembre de

2017

   

31 de marzo de

2017

Efectivo e inversiones a corto plazo         4165 USD     5089 USD     7353 USD
Inversiones de renta fija, mantenidas hasta el vencimiento - - 238
Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo (4586 ) (3324 ) (2449 )
Deuda a largo plazo (13 526 ) (14 875 ) (16 538 )
Deuda neta (1) (13 947 USD ) (13 110 USD ) (11 396 USD )
 
El detalle de los cambios en la liquidez son los siguientes:
 
Tres Tres
Meses Meses
Períodos cerrados al 31 de marzo de                 2018       2017
Ingreso neto antes de participaciones no controladoras 530 USD 284 USD
Ajustes de valor y otros cargos, netos de impuestos antes de participaciones no mayoritarias -   68  
530 USD 352 USD
Depreciaciones y amortizaciones (2) 874 989
Gastos de compensación basados en acciones 90 88
Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación 18 37
Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación (39 ) (29 )
Cambio en el capital de trabajo (836 ) (791 )
Otros (69 ) 10  
Flujo de caja de las operaciones (3) 568 USD   656 USD  
Gastos de capital (454 ) (381 )
Inversiones de SPM (240 ) (144 )
Datos sísmicos multicliente capitalizados (26 ) (116 )
Flujo de caja libre (4) (152 ) 15  
Dividendos pagados (692 ) (696 )
Programa de recompra de acciones (97 ) (372 )
Beneficios de los planes de acciones de empleados 127   135  
(814 ) (918 )
 
Adquisición de negocios e inversiones, neto de efectivo adquirido más deuda asumida (13 ) (273 )
Otros (10 ) (84 )
Aumento de deuda neta (837 ) (1275 )
Deuda neta, comienzo del período (13 110 ) (10 121 )
Deuda neta, final del período (13 947 USD ) (11 396 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 76 millones de USD y 140 millones de USD durante los tres meses finalizados al 31 de marzo de 2018 y de 2017, 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 de Schlumberger 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 como complemento del flujo de caja proveniente de las operaciones, y no como sustituto o de valor superior a este.
 

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 2018 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, sin incluir cargos y créditos; ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos; y tasa impositiva efectiva, sin incluir cargos y créditos) constituyen medidas financieras que no están relacionadas con los 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

No cont.

    Ganancia neta     Diluida

EPS

Ingreso neto de Schlumberger (con base en los PCGA) 334 USD     50 USD     5 USD     279 USD     0,20 USD
Fusiones e integración 82       14       -       68       0,05  
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos 416 USD       64 USD       5 USD       347 USD       0,25 USD  
 
Cuarto trimestre de 2017
Antes de impuestos     Impuesto    

Intereses

No cont.

    Ganancia neta     Diluida

EPS *

Pérdida neta de Schlumberger (con base en los PCGA) (2210) USD ) 62 USD (17 USD ) (2255 USD ) (1,63 USD )
Ajustes de valor y otros:
Reestructuración sísmica de WesternGeco 1114 20 - 1094 0,79
Amortización de la inversión en Venezuela 938 - - 938 0,67
Reducciones de la fuerza laboral 247 13 - 234 0,17
Ajuste de valor de datos sísmicos multicliente 246 81 - 165 0,12
Otros cargos por reestructuración 156 10 22 124 0,09
Fusiones e integración 95 26 - 69 0,05
Provisión para pérdidas en proyectos de construcción a largo plazo 245 22 - 223 0,16
Reforma tributaria de los EE. UU. -       (76 )     -       76       0,05  
Ingresos netos de Schlumberger, sin incluir cargos y créditos 831 USD       158 USD       5 USD       668 USD       0,48 USD  
 

* Los importes no suman debido al redondeo.

 

No hubo cargos ni créditos en el primer trimestre de 2018.

 

Grupos de Producto

 
(Indicado en millones)
        Tres meses finalizados al
31 de marzo de 2018     31 de diciembre de 2017     31 de marzo de 2017
Ingresos    

Ingresos

Antes

Impuestos

Ingresos    

Ingresos

Antes

Impuestos

Ingresos    

Ingresos

Antes

Impuestos

Caracterización de yacimientos 1556 USD 307 USD 1638 USD 360 USD 1618 USD 281 USD
Perforación 2126 293 2180 319 1985 229
Producción 2959 216 3079 315 2187 110
Cameron 1310 166 1414 203 1229 162
Eliminaciones y otros (122 ) (8 ) (132 ) (42 ) (125 ) (25 )
Ingresos operativos antes de impuestos 974 1155 757
Corporativos y otros (225 ) (219 ) (239 )
Intereses ganados(1) 25 25 24
Intereses perdidos(1) (131 ) (130 ) (126 )
Cargos y créditos   -     (3041 )   (82 )
7829 USD   643 USD   8179 USD   (2210 USD ) 6894 USD   334 USD  
 

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

 

Información complementaria

 

1)

   

¿Cuál es la orientación del gasto de capital para todo el año 2018?

Se espera que el gasto de capital (sin incluir inversiones de SPM y múltiples clientes) para todo el año 2018 sea de, aproximadamente, 2000 millones de USD, lo que es similar a los niveles de 2017 y 2016.
 

2)

¿Cuál fue el flujo de caja de las operaciones para el primer trimestre de 2018?

El flujo de caja de las operaciones del primer trimestre de 2018 fue de 568 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 76 millones de USD de pagos por cesantía durante el primer trimestre de 2018.
 

3)

¿Qué se incluyó en “Intereses y otros ingresos” para el primer trimestre de 2018?

“Intereses y otros ingresos” para el primer trimestre de 2018 fue de 42 millones de USD. Este monto estaba compuesto por 14 millones de USD de ganancias por inversiones bajo el método patrimonial y 28 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 2018?

Los ingresos por intereses de 28 millones de USD disminuyeron 3 millones de USD de manera secuencial. Los gastos por intereses de 143 millones de USD se mantuvieron sin cambios de manera 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 tales como gastos corporativos, cargos y créditos e intereses ganados y perdidos no asignados a los segmentos, gastos de compensación basados en acciones, gastos de amortización asociados con determinados activos intangibles, 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 2018?

La ETR para el primer trimestre de 2018, calculada de acuerdo con los PCGA, fue de 17,6 %, en comparación con el -2,8 % para el cuarto trimestre de 2017. La ETR del cuarto trimestre de 2017, sin incluir cargos y créditos, fue del 19,0 %. No hubo cargos ni créditos en el primer trimestre de 2018.
 

7)

¿Cuál es el impacto de la reforma tributaria de los EE. UU. en Schlumberger?

La reforma tributaria de los EE. UU. cambia de manera significativa las leyes de impuestos sobre la renta corporativa al reducir la tasa de impuestos sobre la renta corporativa en este país al 21 % a partir de 2018 y al crear un sistema tributario territorial con un impuesto obligatorio por única vez sobre las ganancias extranjeras previamente diferidas de las subsidiarias en los EE. UU, entre otros cambios.
 
Luego de considerar el impacto de las pérdidas impositivas y de los créditos tributarios extranjeros, no será relevante el impuesto en efectivo pagadero como resultado del impuesto obligatorio por única vez sobre las ganancias extranjeras previamente diferidas de las subsidiarias de Schlumberger en los EE. UU.
 
Como compañía extranjera, la estructura corporativa de Schlumberger le obliga a pagar en gran medida impuestos en los lugares donde opera y obtiene ganancias, sin tener que incurrir en niveles adicionales de impuestos. Teniendo en cuenta esta estructura, el principal impacto de la reforma tributaria de los EE. UU. en Schlumberger es que se aplicará una tasa inferior de impuesto federal a los ingresos obtenidos por las empresas en los EE. UU. Sin sentir el impacto de la reforma tributaria de los EE. UU., es probable que la ETR de la compañía aumente aproximadamente de 2 a 3 puntos de porcentaje en 2018, en comparación con nuestra ETR del cuarto trimestre de 2017. Sin embargo, se espera que el impacto de la reforma tributaria de los EE. UU. para 2018 compense ampliamente este aumento. Como resultado, Schlumberger espera que la ETR para todo el año 2018 se aproxime a su ETR del cuarto trimestre de 2017, antes de implementar cargos y créditos.
 

8)

¿Cuántas acciones del paquete común fueron circulantes desde el 31 de marzo de 2018, y cómo cambió esto desde el final del trimestre anterior?

Había 1385 millones de acciones del paquete común circulantes al 31 de marzo de 2018. En la siguiente tabla, se muestra el cambio en el número de acciones circulantes desde el 31 de diciembre de 2017 hasta el 31 de marzo de 2018.
 

 

     

(Indicado en millones)

Acciones en circulación al 31 de diciembre de 2017 1384
Acciones vendidas a titulares de opciones, menos acciones intercambiadas -
Otorgamiento de acciones restringidas -
Acciones compartidas en el plan de adquisición de acciones de los empleados 2
Programa de recompra de acciones

(1

)

Acciones circulantes al 31 de marzo de 2018 1385
 

9)

   

¿Cuál fue el número de acciones circulantes, el promedio ponderado, durante el primer trimestre de 2018 y el cuarto trimestre de 2017, 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 en circulación durante el primer trimestre de 2018 fue de 1385 millones y de 1385 millones durante el cuarto trimestre de 2017.
 
La siguiente es una conciliación de las acciones circulantes promedio con el número promedio de acciones circulantes, suponiendo la dilución usada en el cálculo de ganancias por acción diluidas, sin incluir cargos y créditos.
 
         

 

     

(Indicado en millones)

Primer trimestre

2018

     

Cuarto trimestre

2017

Promedio ponderado de acciones en circulación 1385 1385
Ejercicio asumido de opciones de acciones 2 1
Acciones restringidas no otorgadas 7       5
Promedio de acciones en circulación suponiendo la dilución 1394       1391
 

10)

   

¿Cuáles son los proyectos de Schlumberger Production Management (SPM) y cómo reconoce Schlumberger los ingresos de estos proyectos?

Los proyectos de SPM se enfocan en desarrollar y en coadministrar la producción en nombre de los clientes de Schlumberger en virtud de acuerdos a largo plazo. Schlumberger invertirá sus propios servicios, productos, y, en algunos casos, efectivo, en operaciones y actividades de desarrollo de campo. Aunque en ciertos acuerdos Schlumberger reconoce los ingresos y recibe un pago por una parte de los servicios o productos que suministra, en general, Schlumberger no recibe pagos en el momento de brindar sus servicios o entregar sus productos. En cambio, Schlumberger reconoce los ingresos y recibe compensación sobre la base del flujo de caja generado o como cargo por barril. Esto puede incluir ciertos acuerdos donde Schlumberger solo recibe compensación según la producción incremental que ayuda a suministrar por encima de la línea de referencia mutuamente acordada.
 

11)

¿Cómo se contabilizan los productos y servicios de Schlumberger que se invierten en proyectos de SPM?

Los ingresos y costos relacionados se registran dentro del Grupo de Schlumberger correspondiente para servicios y productos que cada Grupo brinda a los proyectos de SPM de Schlumberger. Estos ingresos (basados en precios en condiciones de igualdad) y la ganancia relacionada luego se eliminan a través de un ajuste interempresarial incluido dentro de la línea “Eliminaciones y otros”. (Tenga en cuenta que la línea “Eliminaciones y otros” incluye otros puntos además de las eliminaciones de SPM). El costo directo asociado con suministrar servicios o productos de Schlumberger a proyectos de SPM luego se capitaliza en el balance general.
 
Estas inversiones capitalizadas, que pueden ser en forma de efectivo y también los costos directos previamente mencionados, se registran como gastos en el estado de resultados al alcanzarse la producción relacionada y reconocerse el ingreso asociado. Este gasto de amortización se basa en el método de unidades de producción, donde cada unidad tiene asignada una parte prorrateada de los costos no amortizados según la producción total estimada.
 
Los ingresos de SPM junto con la amortización de inversiones capitalizadas y otros costos operativos incurridos en el período se reflejan dentro del Grupo de Producción.
 

12)

¿Cuál fue el saldo sin amortizar de la inversión de Schlumberger en proyectos de SPM al 31 de marzo de 2018, y cómo cambió esto en cuanto a inversión y amortización, en comparación con el 31 de diciembre de 2017?

El saldo sin amortizar de las inversiones de Schlumberger en proyectos de SPM fue de aproximadamente 4100 millones de USD al 31 de marzo de 2018 y al 31 de diciembre de 2017. Estos montos se incluyen dentro de Otros activos en el Balance consolidado resumido de Schlumberger. El cambio en el saldo sin amortizar de la inversión de Schlumberger en proyectos de SPM fue el siguiente:
 
   

 

(Indicado en millones)

Saldo al 31 de diciembre de 2017 4065 USD
Inversiones de SPM 240
Amortización de las inversiones de SPM

(140

)

Traducción y otros

(53

)

Saldo al 31 de marzo de 2018 4112 USD
 

13)

   

¿Cuál fue el monto de ventas a múltiples clientes de WesternGeco en el primer trimestre de 2018?

Las ventas multicliente, incluidas las tasas de transferencia, fueron de 119 millones de USD en el primer trimestre de 2018 y de 166 millones de USD en el cuarto trimestre de 2017.
 

14)

¿Cuáles fueron las órdenes atrasadas de WesternGeco al final del primer trimestre de 2018?

Las órdenes atrasadas de WesternGeco, basadas en contratos firmados con clientes, fueron de 358 millones de USD al finalizar el primer trimestre de 2018. Y fueron de 399 millones de USD al final del cuarto trimestre de 2017.
 

15)

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

Las órdenes y las órdenes atrasadas de OneSubsea y de Sistemas de Perforación fueron las siguientes:
 
       

 

     

(Indicado en millones)

Órdenes

Primer trimestre

2018

     

Cuarto trimestre

2017

OneSubsea 329 USD 282 USD
Sistemas de Perforación 218 USD

 

150 USD
 
Órdenes atrasadas (al final del período)
OneSubsea 2002 USD 2060 USD
Sistemas de Perforación 377 USD

 

408 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 30 440 millones de USD en 2017. 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 20 de abril de 2018. 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 20 de mayo de 2018 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 444396.

La llamada en conferencia se transmitirá, simultáneamente, por Internet en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio solamente. La reproducción de la transmisión por Internet también estará disponible en el mismo sitio web hasta el 31 de mayo de 2018.

El presente informe de resultados del primer trimestre de 2018, 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 de la 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 de la industria del petróleo y el gas; las estrategias comerciales de los clientes de Schlumberger; los efectos de la reforma tributaria de los EE. UU.; nuestra tasa impositiva efectiva; el éxito de los proyectos de SPM, las alianzas y empresas conjuntas de Schlumberger; las condiciones económicas globales futuras y los resultados futuros de las operaciones. Estas declaraciones están sujetas a riesgos e incertidumbres que incluyen, entre otros aspectos, las condiciones económicas mundiales; los cambios en los gastos en exploración y producción de los clientes de Schlumberger, y los cambios en el nivel de exploración y desarrollo de petróleo y gas natural; las condiciones económicas, políticas y comerciales generales en regiones clave del mundo; el riesgo de las divisas extranjeras; la presión sobre los precios; los factores climáticos y estacionales; las modificaciones, demoras o cancelaciones operativas; las disminuciones de producción; los cambios en las normativas gubernamentales y en los requisitos normativos, incluidos los relacionados con la exploración marina de petróleo y gas, las fuentes radioactivas, los explosivos, las sustancias químicas, los servicios de fracturamiento hidráulico y las iniciativas relacionadas con el clima; la imposibilidad de la tecnología de superar nuevos desafíos en exploración; la imposibilidad de conservar empleados clave; y otros riesgos e incertidumbres detallados en nuestro comunicado de ganancias del primer trimestre de 2018 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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Schlumberger Limited
Simon Farrant, Vicepresidente de Relaciones con Inversores, Schlumberger Limited
Joy V. Domingo, Gerente de Relaciones con Inversores, Schlumberger Limited
Oficina +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

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