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Schlumberger Anuncia los Resultados del Cuarto Trimestre y de Todo el Año 2014Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy los resultados del cuarto trimestre y de todo el año 2014. Los resultados de todo el año se muestran en el cuadro que figura a continuación. Resultados de todo el año
El Director Ejecutivo de Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentó lo siguiente: "Los ingresos de todo el año 2014 de 48 600 millones de USD aumentaron un 7 % respecto del año anterior y crecieron por quinto año consecutivo. El desempeño fue impulsado por América del Norte, donde los ingresos crecieron un 16 %, mientras el crecimiento del área internacional del 4 % fue liderado por el aumento del 10 % de los ingresos en el área de Medio Oriente y Asia. El resultado operativo antes de impuestos de todo el año aumentó un 13 %, y el margen operativo antes de impuestos creció 113 puntos básicos hasta alcanzar un 21,8 %. El margen internacional se expandió en 168 puntos básicos hasta alcanzar un 23,9 %, lo que refleja un margen operativo incremental del 69 %. "La solidez de estos resultados demostraron la resiliencia de nuestra cartera de negocios frente a los desafíos de la actividad de 2014 en Brasil, México y China; un menor gasto en la actividad sísmica, de exploración y de aguas profundas; conflictos en Libia e Irak; sanciones internacionales en Rusia y la acelerada caída del precio del petróleo hacia el final del año. La combinación de estos vientos en contra redujeron el crecimiento de los ingresos en más de 1000 millones de USD, o 2 %; aún así los ingresos aumentaron un 7 % como resultado de fuertes vientos de cola en Argentina, Ecuador, el África Subsahariana, Arabia Saudita, los Emiratos Árabes unidos y América del Norte que, combinados con aumentos de participación de mercado, impulsaron el desempeño general. Resultados del cuarto trimestre
"Los resultados del cuarto trimestre fueron impulsados por ingresos récord en América del Norte debido a las continuas mejoras de eficiencia y la incorporación de nueva tecnologías de bombeo de presión, y debido al recupero de la actividad en el Golfo de México de EE. UU. En los mercados internacionales, el crecimiento fue más sólido en el área de Medio Oriente y Asia, impulsado por ingresos récord en Arabia Saudita y Baréin, una robusta actividad en Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos y los aumentos de las ventas de fin de año de productos y software en toda el área. Los ingresos de América Latina fueron apenas superiores debido a una mayor actividad en Venezuela y Colombia, pero el efecto de esto fue revertido por un menor alcance de trabajo en México debido a restricciones presupuestarias y condiciones climáticas. Los ingresos de Europa/CEI/África se redujeron significativamente, principalmente por una depreciación del rublo y caídas estacionales de la actividad en Rusia, aunque la actividad también fue menor en los geomercados de Angola, Noruega y el Reino Unido, ya que la cantidad de pozos se redujo en respuesta a la dramática caída de los precios del petróleo. "Entre las Tecnologías, el Grupo de Producción creció un 5,5 % en servicios de bombeo a presión en América del Norte, mientras los Grupos de Perforación y Caracterización de Reservorios cayeron secuencialmente un 2,8 % y un 3,4 % respectivamente. La menor actividad del Grupo de Caracterización de Reservorios correspondió a una reducción estacional de los trabajos sísmicos marítimos, mientras que el Grupo de Perforación sufrió los efectos del tipo de cambio y una menor actividad estacional en Rusia. Como se esperaba, las ventas de software, productos y licencias multicliente de fin de año de aproximadamente 260 millones de USD benefició a los Grupos de Producción y Caracterización de Reservorios, pero fueron más débiles que lo usual debido a que los clientes redujeron el gasto discrecional. "Durante el trimestre, los pronósticos de PIB global fueron un poco más débiles mientras todavía se espera un crecimiento del 3 % en 2015, lo que confirma que la recuperación económica global está intacta. Como resultado de ello, la demanda de petróleo continúa aumentando, pero una oferta comercializada significativamente superior generó una caída dramática en el precio del petróleo. Como la inversión en E&P cae como respuesta, las tasas de reducción impactarán en la capacidad de producción de petróleo mientras una actividad de E&P marcadamente menor demorará las incorporaciones de oferta. Al mismo tiempo, los mercados de gas natural permanecen cómodamente abastecidos en América del Norte, mientras las nuevas incorporaciones de capacidad de GNL en Asia y una menor demanda en Europa están poniendo presión sobre los precios en estas regiones. "En este entorno incierto, continuamos concentrados en lo que podemos controlar. Ya hemos tomado una cantidad de acciones para reestructurar y reconfigurar el tamaño de nuestra organización, lo que nos llevó a registrar varios cargos en el cuarto trimestre. Estamos convencidos que el desempeño ahora debe ser impulsado por un cambio acelerado en la manera en la que trabajamos a través de nuestro programa de transformación. La entrega de nueva tecnología que mejora el desempeño de los reservorios de nuestros clientes; los aumentos en términos de eficiencia y confiabilidad que reducen los costos totales de búsqueda, desarrollo y producción y las oportunidad de crecimiento a partir de una mayor integración son todas cuestiones significativas de nuestro desempeño y el de nuestros clientes. Se registraron resultados tangibles y, a medida que aceleremos los beneficios del programa de transformación en Tecnologías y Geomercados en 2015, creemos que estamos bien posicionados para superarnos. "Nuestra considerable solidez financiera, como lo demuestra nuestra sólida tasa de conversión de ganancias en dinero en efectivo que generó más de 6000 millones de USD en flujo de caja libre en 2014, hizo que la Junta Directiva aprobara un aumento de nuestro dividendo por quinto año consecutivo, lo que generó que nuestro dividendo se haya duplicado durante un período de cinco años. En conjunto con nuestro programa de recompra de acciones en curso, esto claramente subraya la confianza en nuestra capacidad para generar flujos de caja superiores a pesar de un entorno más desafiante". Otros eventos El 15 de enero de 2015, la Junta Directiva aprobó un aumento del 25 % en el dividendo trimestral de 40 centavos de USD por acción ordinaria a 50 centavos de USD por acción, comenzando con el dividendo pagadero el 10 de abril de 2015 a los accionistas registrados al 11 de febrero de 2015. Durante el trimestre, Schlumberger recompró 12,1 millones de acciones ordinarias a un precio promedio de 90,22 USD por acción, sumando una compra total de 1100 millones de USD. El 6 de enero de 2015, Schlumberger, OneSubsea®, una empresa conjunta de Cameron y Schlumberger, y Helix Energy Solutions Group, Inc. anunciaron la firma de los contratos definitivos para la alianza no incorporada de las compañías, formada para desarrollar tecnologías y entregar equipos y servicios para optimizar la cadena de valor de los sistemas de intervención de pozos submarinos. La alianza combina la experiencia y las habilidades de las tres compañías para brindar una oferta única, integrando equipos de acceso a pozos y tecnologías de control con apoyo marítimo. América del Norte Los ingresos de América del Norte del cuarto trimestre fueron de 4300 millones de USD, lo que representa un aumento secuencial del 2 % y un aumento de los ingresos continentales del 5 %. El ingreso terrestre se incrementó tanto en EE. UU. como en la región oeste de Canadá por una mayor actividad de bombeo de presión, mejoras continuas en la eficiencia y mayor incorporación de nueva tecnología, específicamente en la familia de servicios BroadBand*. La actividad del cuarto trimestre en el Golfo de México de EE. UU. aumentó un 12 % impulsado por las ventas de licencias multicliente de fin de año y la reanudación de las operaciones luego de las interrupciones de la corriente loop del tercer trimestre. Los ingresos de la región este de Canadá cayeron en forma secuencial luego de completarse el programa de exploración estacional y la actividad sísmica marítima. El margen operativo antes de impuestos de América del Norte aumentó 24 puntos básicos (bps) secuencialmente hasta alcanzar un 19,6 % por la mayor actividad en la región oeste de Canadá, continuas ganancias por eficiencia, mayor penetración de nuevas tecnologías y una mejor recuperación de los costos de logística en territorio estadounidense. El margen operativo off-shore de América del Norte mejoró por una mejor mezcla de ingresos derivada de las ventas de licencias multicliente de alto margen. Durante el cuarto trimestre, las nuevas tecnologías ayudaron a solucionar los desafíos de los clientes respecto al desarrollo de recursos no convencionales en América del Norte. Estas tecnologías, que apuntan a obtener mayor producción y operaciones más eficientes, permite que los clientes reduzcan sus costos totales en un mercado de precios de commodities en caída. En Dakota del Norte, el servicio de fracturing Well Services BroadBand Sequence* fue implementado para Whiting Petroleum para estimular un intervalo desafiante de 2000 pies de un pozo horizontal ubicado al pie de un lateral cementado de 10 000 pies. Luego del tratamiento de estimulación, un perfil de producción generado por la tecnología de explotación de pozos productivos Wireline Flow Scanner* confirmó que el intervalo estimulado con la tecnología BroadBand Sequence contribuyó con un 42 % del total de producción de petróleo, mientras los restantes 8000 pies del pozo contribuyeron con un 58 %. En Oklahoma, el servicio de fracturing Well Services BroadBand Sequence fue utilizado por Apache Corporation en la estimulación de un pozo horizontal en la formación de Cottage Grove. Apache eligió la tecnología BroadBand para asegurar una adecuada cobertura de la boca del pozo. Como resultado de ello, la producción inicial del pozo después del tratamiento excedió la producción inicial de dos pozos comparables que utilizaron métodos de estimulación convencionales en un 74 % y 134 % respectivamente. Las tecnologías del Grupo de Perforación de Schlumberger fueron utilizadas por Talisman Energy para mejorar la eficiencia de perforación en pozos horizontales en Marcellus Shale. El sistema de dirección rotativa PowerDrive Orbit* de Perforación y Mediciones con mordeduras de diamante policristalino compacto (polycrystalline diamond compact, PDC) de alta resistencia a la abrasión Smith SHARC* generó mayores tasas totales de penetración (rates of penetration, ROP) que los sistemas de dirección rotativa, y resultó en un ahorro promedio de 1,3 días o 70 000 por pozo. En el territorio estadounidense, las tecnologías del Grupo de Perforación también fueron implementadas en Noble Energy Inc. para mejorar los tiempos de perforación en pozos horizontales de larga extensión en los sitios no convencionales de Niobrara en la cuenca DJ. La combinación de la tecnología de dirección rotativa PowerDrive vorteX* con un mejor control de inclinación y azimut y las mordeduras PDC a medida perforaron de manera consistente las secciones laterales del pozo de más de 9500 pies de una sola vez. Como resultado de ello, el cliente ahorró más de 2 días por pozo eliminando la necesidad de pasar una fresadora dedicada. Además, la mejor suavidad del orificio perforado redujo completamente los tiempos del montaje. Áreas internacionales Los ingresos de 8200 millones de USD de las áreas internacionales disminuyeron un 1 % en forma secuencial. Los ingresos de 3100 millones de USD del área de Medio Oriente y Asia crecieron 4 % en forma secuencial a partir de los ingresos récord registrados en Arabia Saudita y Baréin, una mayor actividad en Kuwait y en los Emiratos Árabes Unidos y las ventas de software y producto de fin de año en toda el área. Los ingresos de 2100 millones de USD en el área de América Latina crecieron un 1 % por una mayor actividad en Venezuela y Colombia, compensada con un menor alcance de trabajo en México debido a restricciones presupuestarias. Los ingresos de 3100 millones de USD en el área de Europa/CEI/África cayeron un 7 %, principalmente debido a una depreciación del rublo y una disminución estacional de la actividad en Rusia. Luego de los picos de campañas de exploración y perforación del verano del trimestre anterior, el gasto de los clientes se desaceleró junto con reducción de los precios del petróleo. Como resultado de ello, las reducciones en el conteo de torres de perforación generó menor actividad en los Geomercados de Angola, Noruega y el Reino Unido. El margen operativo antes de impuestos del área internacional de 24,2 % se redujo 33 puntos básicos en forma secuencial. El margen operativo antes de impuestos de Medio Oriente y Asia aumentó 71 puntos básicos hasta alcanzar un 28,3 %, mientras en América Latina disminuyó 102 puntos básicos hasta el 20,9 % y en Europa/CEI/África disminuyó 112 puntos básicos hasta el 22,3 %. La disminución del margen operativo antes de impuestos del área internacional fue impulsado principalmente por una mezcla de ingresos no favorable en el cuarto trimestre luego de los picos de campañas de exploración y perforación del verano del tercer trimestre. Los efectos desfavorables de la moneda y la disminución de la actividad en Rusia también contribuyeron a la contracción del margen. Durante el trimestre, las áreas internacionales tuvieron una serie de aspectos destacados relacionados con la integración. Statoil adjudicó un acuerdo a Schlumberger para el suministro de servicios integrados de perforación y servicio de pozos en el yacimiento Mariner de la plataforma continental del Mar del Norte del Reino Unido (UK continental shelf, UKCS). El acuerdo de cuatro años, con opciones a varias extensiones de cuatro años, incluye opciones para Bressay, otro yacimiento operado por Statoil en la UKCS, y también funcionará como un acuerdo marco para perforación de exploración en la UKCS. El acuerdo presenta un enfoque innovador en materia de abastecimiento por el cual Schlumberger trabaja como una parte integral del equipo de Statoil ocupándose de todos los servicios principales de perforación y servicio de pozos, incluidos perforación, fluidos, cementación, terminaciones y bombas eléctricas sumergibles. El alcance del trabajo incluye un total de 22 servicios de perforación y pozos, y la responsabilidad por el soporte logístico. Se planea iniciar la perforación en 2016. En Alemania, Intervención de Pozos generó mayor eficiencia y confiabilidad con la primera operación de perforación del mundo de tubos enrollados ACTive* en un desafiante pozo de gas de Wintershall. La integración de la medición del pozo en tiempo real de ACTive, Turbodrill* de Herramientas y Soluciones de Perforación y las tecnologías de mordedura de PDC impregnadas Smith Kinetic* permitió la profundización del pozo con una mejora del 300 % del ROP en comparación con los métodos de perforación de tubo enrollado convencional. Asimismo, el desempeño de ACTive* en el pozo se utilizó con sensores de temperatura distribuidos para validar los resultados de la estimulación y monitorear la producción de gas. Adicionalmente, la tecnología de inspección de tuberías CoilScan* CT ofreció una mejor confiabilidad operativa a través del monitoreo de integridad de tuberías en tiempo real. Fuera de la costa de Brasil, las tecnologías del Grupo de Perforación se implementaron para aumentar la eficiencia de perforación y confiabilidad de Shell en una campaña de perforación en batch de desarrollo de pozos de aguas profundas. El diseño del sistema de dirección rotativa PowerDrive Xceed* de Perforación y Mediciones fue sometido a una adecuación de ingeniería para perforar pozos direccionales con mayor confiabilidad en entornos de alto ROP altamente desafiantes. Como resultado de ello, la tecnología Xceed rediseñada en las desafiantes secciones de 17 1/2 pulgadas sin plataforma combinada con el sistema de perforación XR+ perforaron una cantidad sin precedentes de cuatro pozos seguidos a lo largo de una distancia total de 2600 metros y más de una semana por debajo de la tabla rotativa. La mayor confiabilidad de la tecnología Xceed ayudó a eliminar dos viajes de perforación planificados de vuelta a la superficie, y permitió que Shell ahorre dos días de tiempo de torres de perforación. En las secciones de 8 1/2 pulgadas del reservorio, la combinación del servicio de mapeo de reservorios durante la perforación GeoSphere* de Perforación y Mediciones y los servicios de colocación de pozos de Petrotechnical Services utilizando la plataforma de software Petrel* E&P permitieron un mapeo exitoso de los reservorios y la entrega de contacto de reservorios de neto a bruto. En Malasia, PETRONAS Carigali Sdn Bhd adjudicó un acuerdo de gestión de proyecto integrado a Schlumberger para la construcción de 10 pozos de desarrollo en el yacimiento de Bokor. Se espera que el acuerdo de 18 meses tenga un valor de 130 millones de USD a lo largo del período del acuerdo, incluidos el suministro de productos y servicios de perforación y finalización, gestión de proyecto, ingeniería de pozo y supervisión de pozos. Este nuevo acuerdo se beneficia con las lecciones aprendidas durante la construcción de 17 pozos durante la etapa anterior del proyecto Bokor, junto con la aplicación de la tecnología integrada de perforación y finalización de Schlumberger para mejorar la eficiencia operativa y reducir el costo total del pozo. Grupo de Caracterización de Yacimientos
Los ingresos de 3100 millones de USD del Grupo de Caracterización de Reservorios disminuyó un 3 % en forma secuencial, principalmente debido a la reducción estacional de la actividad sísmica marítima en el Mar del Norte y en la región este de Canadá. Los ingresos de Wireline también disminuyeron debido a una menor actividad de exploración en Angola y la actividad estacional y la depreciación de la moneda en Rusia. Estas disminuciones secuenciales fueron parcialmente compensadas por las ventas de software y licencias multicliente de fin de año. El margen operativo antes de impuestos de 30,9 % fue 95 puntos básicos más alto en forma secuencial debido a una mezcla de ingresos favorable por las ventas de software y licencia multicliente de alto margen. Además de los contratos adjudicados durante el cuarto trimestre, las nuevas tecnologías del Grupo de Caracterización de Reservorios ayudaron a cumplir con los desafíos de los clientes mediante la reducción del riesgo debajo de la superficie, la caracterización de reservorios complejos y la mejora de la producción de pozos y la recuperación de reservorios. En Angola, las tecnologías de Wireline se implementaron en dos pruebas transitorias de presión por intervalos de ENI Angola, S.p.A. para evaluar las reservas comerciales en un pozo de aguas profundas. La combinación del comprobador de dinámica de formación modular MDT* configurado con tecnología de sonda radial 3D Saturn* y el sistema InSitu Fluid Analyzer* ayudaron a evitar las permeabilidades zonales con un tiempo de ejecución veloz utilizando las mediciones de fluidos de reservorios InSitu Viscosity*. Además, la mayor zona de flujo que ofrece el diseño elíptico de la entrada de Saturn permitió una eficiente captura y recuperación de muestras de fluidos del reservorio, ahorrándole 23 días de tiempo de torre de perforación al cliente y eliminando la necesidad de una prueba de vástago de perforación completa. La tecnología Saturn 3D también fue implementada en PEMEX para obtener muestras de fluidos de reservorios de alta calidad en una pozo de exploración de aguas profundas en múltiples secuencias de turbiedad laminada fuera de las costas de México. La mayor zona de flujo de la tecnología Saturn y una mejor capacidad de sellado generó mejoras en la eficiencia operativa con la adquisición de muestras de fluidos en tres intervalos diferentes a movilidades tan bajas como 0,03 mD/cP, y permitió que el cliente ahorrara hasta un 40 % en tiempo de muestreo de fluidos comparado con los métodos convencionales. En Abu Dhabi, ZADCO implementó las tecnologías de registro de pozos productivos Wireline Flow Scanner y de tracción de servicios de pozo encubierto TuffTRAC* en un pozo multilateral para medir la contribución productiva de cada sección lateral. El diseño modular del tractor TuffTRAC permitió el acceso al pozo principal a través de complejos intervalos de finalización, permitiendo un registro de alta velocidad a lo largo del lateral. Esto redujo el tiempo general de transferencia en un 36 % en comparación con los métodos convencionales. En África Occidental, Hess Corporation adjudicó a WesternGeco un segundo estudio de monitoreo 4D utilizando la tecnología sísmica de recepción de puntos Q-Marine* en los yacimientos de Ceiba, Okume y Oveng fuera de la costa de Guinea Ecuatorial. Este es el tercer estudio Q-Marine adjudicado sobre estos yacimientos, luego del estudio basal original de 2003 y el primer estudio de monitoreo 4D de 2010. En el Golfo de México de EE. UU., un equipo de cuatro embarcaciones comenzó el estudio financiado por el cliente Revolution X en la zona de Garden Banks. El estudio se llevará a cabo utilizando la adquisición de azimut multiembarcación WesternGeco Dual Coil Shooting*, la fuente sísmica marítima calibrada de banda ancha Delta* y las tecnologías de adquisición e imágenes de muesca deslizante ObliQ* tanto para el desarrollo de yacimientos como para la exploración convencional. Se anticipa que la adquisición del estudio Revolution X se completará durante el segundo trimestre de 2015. Grupo de Perforación
Los ingresos de 4700 millones de USD del Grupo de Perforación disminuyeron un 3 % en forma secuencial, principalmente debido a los efectos desfavorables del tipo de cambio y la reducción de la actividad de Perforación y Mediciones y M-I SWACO Technologies en Rusia. En México, la menor actividad de Gestión Integrada de Proyectos (Integrated Project Management, IPM) debido a restricciones presupuestarias también contribuyó a la disminución. El margen operativo antes de impuestos disminuyó 94 puntos básicos en forma secuencial hasta 20,7 % principalmente debido al tipo de cambio y la reducción de la actividad en Rusia. Durante el cuarto trimestre, las nuevas tecnologías del Grupo de Perforación impulsaron el desempeño al mejorar la eficiencia de perforación, garantizar la integridad del pozo y optimizar la colocación del pozo. En Australia, el servicio GeoSphere* de mapeo de reservorios durante la perforación de Perforación y Mediciones fue instalado en una campaña de perforación de desarrollo de rellenos que consiste en cinco pozos de desarrollo horizontal y un inyector de agua. A pesar del contraste de baja resistencia del reservorio, la tecnología GeoSphere detectó con éxito múltiples capas de resistencia correspondientes a diferentes interfases geológicas y contactos de fluidos a distancias superiores a los 30 metros. Además, se detectó claramente la parte superior del reservorio, lo que permitió rápidos ajustes de trayectoria en el pozo para evitar fallas y obtener la máxima exposición del reservorio. Además de optimizar la colocación de pozos fuera de la costa occidental de Australia, el servicio GeoSphere de mapeo de reservorios durante la perforación de Perforación y Mediciones también fue utilizado para perforar pozos horizontales con columnas de petróleo de espesor menor a 65 pies y trayectorias horizontales mayores a 8000 pies. Anteriormente, la capacidad para orientar la perforación utilizando métodos de dirección convencional resultaba un desafío, particularmente en el reservorio interestratificado. La tecnología GeoSphere permitió la delineación en tiempo real de capas en el reservorio y, a la vez, orientar los laterales para alcanzar el máximo contacto. Como resultado de ello, la tecnología GeoSphere suministró información oportuna a escala del reservorio que complementó la información sísmica y ayudó a generar un preciso cruce de secciones geológicas utilizadas para actualizar los modelos geológicos de reservorio. En la zona central de China, las tecnologías del Grupo de Perforación en colaboración con CCDC-DPRI de CNPC fueron implementadas por PetroChina para mejorar el desempeño de perforación y fijar un nuevo récord en un pozo de gas pizarra en el bloque ChangNing de la provincia de Sichuan. La combinación de la alta tasa de construcción de PowerDrive Archer* de Perforación y Mediciones y las tecnologías de dirección rotativa de potencia PowerDrive vorteX* con una mordedora de PDC Smith, personalizada por la plataforma integrada IDEAS*, perforó el pozo en 34 días, 31 % más rápido que el récord de perforación anterior. En el sector noruego del Mar del Norte, Shell utilizó la tecnología de dirección rotativa PowerDrive Orbit* de Perforación y Mediciones para ayudar a mejorar el control de dirección en la sección de 8 1/2 pulgadas de un desafiante pozo HPHT en el campo Onyx de aguas profundas. El nuevo diseño de disco desarrollado y la automatización autodireccionable que ofrece la tecnología PowerDrive Orbit controló la orientación, lo que resultó en una verticalidad de pozo inferior a 0,5 º, un orden de magnitud mejor que el de los métodos de perforación convencionales. La tecnología PowerDrive Orbit alcanzó este desempeño en una única corrida que duró 283 horas, lo que representa la corrida de perforación más larga en el yacimiento hasta la fecha. En Venezuela, la tecnología de dirección rotativa PowerDrive Orbit de Perforación y Mediciones fue implementada por PDVSA para mejorar la eficiencia de perforación en secciones de pozos de 8 1/2 pulgadas de gran ángulo en reservorios de arenisca caracterizados por capas interestratificadas cruzadas de formaciones de roca blanda y dura. En el pasado, los métodos de perforación convencionales fueron desafiados por las altas temperaturas dentro del pozo y graves condiciones de deslizamiento. En general, el sistema PowerDrive Orbit aportó el control de dirección requerido y alcanzó un incremento del 100 % en ROP comparado con los métodos de perforación convencionales, ahorrándole al cliente casi 9 días de tiempo de torre de perforación. En Colombia, Equión Energia implementó las tecnologías del Grupo de Perforación para ofrecer un control de dirección total durante la perforación de un pozo complicado en la formación Mirador, caracterizado por formaciones de arenisca duras y altamente abrasivas. La combinación de la tecnología de dirección rotativa PowerDrive Xceed de Perforación y Mediciones y una mordedora Smith con tecnología de cortador de PDC rotativo ONYX 360* permitió una orientación precisa para atravesar la formación abrasiva y altamente deslizante. Como resultado de la aplicación de estas tecnologías del Grupo de Perforación, se perforaron 927 pies de la sección de 14 3/4 pulgadas del pozo de 927 pies con un total control de dirección, ROP constante y vibración estable y libre de perforación, lo cual no había sido posible con los métodos de perforación convencionales. En el oeste de Kazajistán, Zhaikmunai LLP, un miembro de Nostrum Oil & Gas Group, implementó las tecnologías del Grupo de Perforación para perforar una complicada sección de 8 1/2 pulgadas de un pozo en el yacimiento de Chinarevskoye. La combinación del elemento cónico de diamante StingBlade* y las tecnologías de dirección rotativa PowerV 675* de Perforación y Mediciones ayudaron a perforar una sección de carbonato abrasivo con hasta un 40 % de chert, y alcanzó un ROP 166 % más alto que los pozos que utilizaron métodos convencionales de perforación. Como resultado de ello, la sección del pozo fue perforada con eficiencia y colocada de manera óptima, permitiendo que el cliente ahorrara seis días de tiempo de perforación, o aproximadamente 180 000 USD. Grupo de Producción
Los ingresos del Grupo de Producción aumentaron un 5 % en forma secuencial hasta alcanzar los 5000 millones de USD. La mejora de la actividad en la región oeste de Canadá, la mayor incorporación de tecnología específicamente para servicios BroadBand, las continuas mejoras de eficiencia y las mejoras logísticas en bombeo de presión en el territorio de América del Norte son los factores responsables del fuerte crecimiento secuencial de los ingresos. Las ventas de fin de año de productos de Elevación Artificial y Terminaciones también contribuyeron al aumento secuencial. El margen operativo antes de impuestos del 18,3 % no mostró cambios secuenciales ya que la presión de precios, particularmente en el mercado del territorio estadounidense, fue compensado por un mayor volumen de la actividad en la región oeste de Canadá y por mejores eficiencias, mejor uso de flota y un recupero de costos logísticos en los mercados territoriales de América del Norte. Las nuevas tecnologías del Grupo de Producción ayudaron a cumplir una serie de desafíos de los clientes durante el cuarto trimestre relacionados con impulsar la eficiencia operativa y acelerar la producción. En Kuwait, las tecnologías de Intervención de Pozos fueron utilizadas por Kuwait Oil Company en un amplio tratamiento de estimulación matricial en un pozo horizontal del yacimiento petrolífero de Managish. La tecnología de remoción a chorro de escamas Jet Blaster* instalada en las tuberías enrolladas permitió la remoción de la torta de filtración y logró una colocación controlada de fluido de tratamiento en la sección de alcance extendido del pozo. La eficiente remoción a chorro de alto grado proporcionada por la tecnología Jet Blaster también permitió la remoción de la torta de filtración en la desafiante sección inferior del pozo, lo que generó un aumento de tres veces en la inyección de fluido de tratamiento y un ahorro de tiempo de torre de perforación en comparación con el plan. Como resultado de la intervención, la producción de petróleo del pozo aumentó significativamente en comparación con los demás pozos del mismo yacimiento. Fuera de las costas de Congo, SOCO utilizó fluido de fractura de agua de mar de alta temperatura UltraMARINE* de Servicios de Pozos para la estimulación de un pozo del yacimiento de Lidongo. La prueba del pozo posterior al tratamiento confirmó un aumento de 14 veces en el índice de productividad del pozo en comparación con la prueba del pozo anterior a la fractura, un resultado que superó las expectativas del cliente. En la región atlántica de Canadá, IPM realizó su primera operación de intervención ligera de pozos con tecnologías de control y acceso a los pozos para Suncor Energy en un pozo fuera de las costas de Terranova, utilizando las capacidades de apoyo marítimo de Helix Well Ops (UK). Esta operación, la primera de su clase en Canadá, contó con experimentados recursos locales y globales de varias compañías, y cumplió los objetivos operativos a través de la integración de GeoMarkets, apalancando las tecnologías de cable de alambre y cable de acero de Schlumberger. En Noruega, BP Norge AS adjudicó un acuerdo de largo plazo a Schlumberger para el suministro de servicios de tubería enrollada para varios activos fuera de costa. El acuerdo de ocho años, con dos extensiones de plazo opcionales de un año cada una, incluye el suministro de tubería enrollada fuera de costa y equipos de bombeo de presión y servicios asociados. En México, PEMEX adjudicó a Schlumberger un acuerdo de tres años de servicios de nitrógeno y tubería enrollada con un valor aproximado de 160 millones de USD durante el período del acuerdo, lo que representa la adjudicación más importante en la licitación multipaquete de la región marítima. La adjudicación se basó en condiciones comerciales, desempeño en materia de calidad, higiene, seguridad y medio ambiente y la trayectoria tecnológica demostrada de Schlumberger fuera de costa. También en México, Schlumberger fue la adjudicataria de un acuerdo de varios años por un valor de 100 millones de USD para realizar operaciones de conformación de gas en la región marítima con la tecnología patentada FoamSEAL*, colocada desde una embarcación de estimulación dedicada.
(1) Ver sección titulada "Cargos y créditos" para más detalles. (2) Los importes pueden no sumar debido al redondeo. (3) Incluye depreciación de propiedad, planta y equipos y amortización de activos intangibles, costos de datos sísmicos multicliente e inversiones de Schlumberger Production Management (SPM).
Deuda neta "Deuda neta" representa la deuda bruta menos el efectivo, las inversiones a corto plazo y las inversiones con ingreso fijo 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 repagar la deuda. Los detalles de los cambios en la deuda neta figuran a continuación:
Cargos y Créditos Además de los resultados financieros determinados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en EE. UU. (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP), este comunicado de prensa del cuarto trimestre de 2014 y el año completo también incluye medidas financieras que no son GAAP (según la definición del reglamento G de la SEC). A continuación se muestra una reconciliación de estas medidas que no son GAAP con las medidas GAAP comparables:
(1) No incluye intereses considerados en los resultados de los Grupos de Producto y Áreas Geográficas.
(1) No incluye intereses considerados en los resultados de los Grupos de Producto y Áreas Geográficas. Información complementaria
Acerca de Schlumberger Schlumberger es el proveedor mundial líder de soluciones de tecnología, gestión de proyectos integrados e información para clientes del sector de petróleo y gas a nivel mundial. Con aproximadamente 120 000 empleados de más de 140 nacionalidades y operaciones en más de 85 países, Schlumberger ofrece la mayor gama de productos y servicios del sector, desde la exploración hasta la producción. Schlumberger Limited tiene sus sedes en París, Houston, Londres y La Haya, e informó ingresos por 48 580 millones de USD en 2014. Para obtener más información, visite www.slb.com. *Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger. Notas Schlumberger realizará una llamada en conferencia para analizar los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes 16 de enero de 2015. La llamada está programada para comenzar a las 7.00 a. m. (hora central de EE. UU.), 8.00 a. m. (hora del Este) - 2.00 p. m. (hora de París). Para acceder a la llamada, que está abierta al público, comuníquese con el operador de la llamada en conferencia al +1 (800) 230-1085 dentro de América del Norte, o al +1 (612) 332-0107 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 16 de febrero de 2015 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 339697. La llamada en conferencia se transmitirá simultáneamente por Internet en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio solamente. Conéctese 15 minutos antes del horario indicado para probar su navegador y registrarse para la llamada. La reproducción de la transmisión por Internet estará disponible en el mismo sitio web. Para mayor información, contáctese con
Simon Farrant, vicepresidente de Relaciones con los inversores de
Schlumberger Limited
Oficina +1 (713) 375-3535 Este comunicado de resultados del cuarto trimestre y del año completo 2014 y la Información complementaria, así como también otras declaraciones que hacemos, contienen "declaraciones a futuro" en el sentido expreso de las leyes federales de títulos valores, que incluyen todas las declaraciones que no sean hechos históricos, como nuestros pronósticos o expectativas sobre el panorama comercial; el crecimiento de Schlumberger en general y en cada uno de sus segmentos (y para productos o áreas geográficas específicas dentro de cada segmento); el crecimiento de producción y demanda de gas natural y petróleo; los precios de gas natural y petróleo; las mejoras en procedimientos operativos y tecnología; los gastos de capital de Schlumberger y la industria del petróleo y el gas; las estrategias comerciales de los clientes de Schlumberger; el éxito de las empresas conjuntas y las alianzas de Schlumberger; las condiciones económicas globales futuras y los resultados futuros de las operaciones. Estas declaraciones están sujetas a riesgos e incertidumbres, que incluyen de manera no taxativa a 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, incluidos a Rusia y Ucrania; la erosión de los precios; los factores climáticos y estacionales; las demoras operativas; las disminuciones de producción; los cambios en las reglamentaciones gubernamentales y los requisitos reguladores, incluidos aquellos relacionados con la exploración de petróleo y gas en alta mar, fuentes radioactivas, explosivos, químicos, servicios de fractura hidráulica e iniciativas relacionadas con el clima; la imposibilidad de la tecnología de satisfacer nuevos desafíos en exploración; y otros riesgos e incertidumbres detallados en nuestro comunicado de resultados del cuarto trimestre de 2014, nuestro Formulario 10-K más reciente y otras presentaciones realizadas 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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