Schlumberger anuncia resultados do segundo trimestre de 2015

LONDRES–(BUSINESS WIRE)–Schlumberger Limited (NYSE:SLB) comunicou hoje os resultados do segundo trimestre de 2015.

Paal Kibsgaard, presidente do conselho e diretor executivo da Schlumberger comentou, “a receita da Schlumberger no segundo trimestre diminuiu 12% sequencialmente, impulsionada pelo declínio dramático na atividade de terra norte-americana uma vez que o número de sondas diminuiu mais de 40% e a erosão de preços continuou, tanto na América do Norte como em áreas internacionais. A receita na América do Norte caiu 27% sequencialmente, enquanto a receita internacional foi 5% inferior à medida que cortes no orçamento do cliente e as concessões tarifárias afetaram os resultados de um trimestre inteiro.

“Apesar das condições de mercado muito mais difíceis, as margens globais operacionais antes dos impostos mantiveram-se em níveis bem acima das crises anteriores e continuamos a gerenciar de forma proativa custos e recursos, navegando cuidadosamente a paisagem comercial e acelerando ainda mais o nosso programa de transformação. O sucesso dos nossos esforços pode ser visto nas margens operacionais antes de impostos de 10,2% na América do Norte e 24,5% internacionalmente, enquanto gera US$ 1,5 bilhão em fluxo de caixa livre, o que representa 132% dos ganhos.

“No primeiro semestre de 2015, a receita interanual caiu 26% na América do Norte e 14% internacionalmente. Apesar desses declínios serem mais severos do que os da crise de 2009, nós entregamos no primeiro semestre margens decrementais de 37% na América do Norte e 18% internacionalmente. Esses resultados representam uma melhoria significativa sobre os valores equivalentes que estavam ambos em excesso de 70% para o mesmo período em 2009.

“Entre os segmentos de negócios, a receita do Grupo de Produção declinou 18% sequencialmente impulsionada pela queda sem precedentes na atividade e preços dos serviços de bombeamento de pressão em terra na América do Norte. As receitas do Grupo de Perfuração e Grupo de Caracterização de Reservatório caíram 11% e 5%, respectivamente, uma vez que os declínios na atividade de perfuração de desenvolvimento e serviços relacionados à exploração foram moderados.

“À medida que entramos na segunda metade do ano, a nossa visibilidade ainda é limitada. Em termos de oferta de petróleo, os primeiros sinais de achatamento de produção na América do Norte têm aparecido enquanto a provisão comercializada pela OPEP aumentou mais uma vez. A produção fora de NAM e fora da OPEP diminuiu na primeira metade do ano, impulsionada por quedas no Brasil e no México, com maior suavização esperada quando os níveis de investimento mais baixos começarem a fazer efeito. Os dados mais recentes de fornecimento em conjunto com uma perspectiva de forte demanda global de petróleo apontam para um equilíbrio entre oferta e demanda global, mesmo com oferta adicional do Irã.

“Agora se espera uma queda de mais de 35% no investimento E&P (Exploração e Produção) na América do Norte em 2015, impulsionada pela atividade reduzida em terra e aumento da pressão sobre os preços. Acreditamos que o número de sondas na América do Norte pode agora tocar o fundo, e que um aumento lento, tanto da perfuração dos solos e da atividade completa poderia ocorrer no segundo semestre do ano.

“No mercado internacional, espera-se uma queda de mais de 15% nos gastos de E&P. Nós não esperamos qualquer ajuste para cima nos orçamentos existentes de 2015, mas vemos uma continuação das tendências do primeiro semestre com baixa atividade de exploração, gestão rigorosa dos gastos relacionados com o desenvolvimento e continuada pressão sobre os preços.

“Nesse mercado desafiador, permanecemos focados naquilo que podemos controlar, incluindo os nossos custos e a base de recursos, a implantação da nossa tecnologia e expertise e a qualidade e a integridade dos produtos e serviços que fornecemos aos nossos clientes. O sucesso dessa abordagem pode ser visto em nossas fortes margens internacionais, apesar da queda na receita e da nossa capacidade de maximizar o nosso desempenho na América do Norte.

“Continuamos muito confiantes na nossa capacidade de continuar a enfrentar a atual crise melhor do que os nossos arredores, e melhor do que em crises anteriores. Nossa força global, nossa diferenciação tecnológica e nossa transformação corporativa acelerada estão criando uma grande plataforma para aumentarmos a quota de mercado de receitas, conseguir reduções menores no lucro por ação do que nossos pares, e continuar a reduzir o capital de trabalho e a intensidade do Capex ao gerar níveis mais elevados do fluxo de caixa livre.”

Demais eventos

Durante o trimestre, a Schlumberger efetuou a recompra de 5,8 milhões de ações ordinárias a um preço médio de US$ 90,01, totalizando um preço de compra de US$ 520 milhões.

América do Norte

A receita do segundo trimestre na América do Norte foi de US$ 2,4 bilhões e caiu 27% sequencialmente. Nos Estados Unidos e no Oeste do Canadá, a receita caiu devido à redução na atividade de bombeamento de pressão e à persistente pressão sobre os preços, precipitado por uma queda severa de 40% no número de plataformas em terra e à antecipação da interrupção da primavera no Canadá. No Golfo do México, a receita diminuiu à medida que o número de sondas de águas profundas diminuiu e a atividade passou de exploração para o desenvolvimento e conclusão.

A margem operacional pré-impostos na América do Norte diminuiu 268 pontos básicos (bps) sequencialmente para 10,2% devido à redução da atividade de bombeamento de pressão e à redução dos preços em terra. A margem operacional offshore diminuiu devido ao mix de receitas desfavorável resultante da passagem de trabalhos de exploração em águas profundas de alta margem para o desenvolvimento e atividade de conclusão. Apesar da gravidade do declínio das receitas na América do Norte, a execução focada e a ação imediata sobre a gestão dos custos limitaram a margem decremental em 20%.

Em terra, o preço caiu para níveis insustentáveis em algumas bacias, fazendo com que o equipamento de bombeamento por pressão seja empilhado e a tripulação realocada. Em outras bacias, a implantação da frota de fraturamento hidráulico foi mantida em busca de participação de mercado e novas oportunidades tecnológicas.

No primeiro semestre de 2015, a receita interanual caiu 26% na América do Norte, o que é mais grave do que o declínio de 24% do mesmo período durante a recessão de 2009. Apesar disso, a margem de decremental foi de 37% o que representa uma melhoria acentuada em relação a 72% registrados no mesmo período na crise anterior. A margem operacional antes dos impostos no primeiro semestre de 2015 diminuiu em 648 bps a comparação anual, menos da metade dos 1.487 bps relatados para o primeiro semestre de 2009. A força desse desempenho foi apoiada pela gestão rápida de custos e de recursos, os efeitos crescentes do programa de transformação, vendas fortes de novas tecnologias e gestão eficiente da cadeia de suprimento.

Durante o segundo trimestre, as novas tecnologias da Schlumberger ajudaram a aumentar a produção e a eficiência operacional na América do Norte.

No sudeste do Novo México, a Well Services utilizou um fluido de baixa viscosidade composto da família BroadBand* de serviços não convencionais de reservatório de conclusão para a Endeavor Energy Resources, LP para estimular um novo poço na bacia do Permiano com uma conclusão conecta-e-perfura. Em comparação com os seis poços compensados mais próximos concluídos utilizando fluídos de fraturamento (slickwater) e quantidades de propante semelhantes, a produção total de petróleo do novo poço após 120 dias superou todos os poços compensados por mais de 33%.

No sul do Texas, a Well Services usou serviço de fraturamento BroadBand Sequence* para Encana para acelerar a produção e aumentar a recuperação em poços mais antigos nas reservas de xisto Eagle Ford e Haynesville. Em um poço em Eagle Ford por exemplo, operações de refraturamento aumentaram a produção de petróleo de 50 bbl/d para 650 bbl/d e fluindo a pressão de 250 psi a 5.000 psi. E em um poço de gás de xisto de Haynesville, a produção aumentou de 100 MSCF/d para 5.000 MSCF/d, enquanto a pressão de fluxo aumentou de 1.500 psi a 6.000 psi.

Na Dakota do Norte, a Drilling & Measurements implantou a tecnologia do sistema dirigível rotativo Orbit PowerDrive* para a WPX Energy para perfurar três seções laterais de poço de alcance estendido na formação de Middle Bakken. Dado o seu projeto único de atuação acolchoada e tecnologia de automação auto-dirigida, o sistema Orbit PowerDrive superou os desafios de controle de trajetória vividos por conjuntos de perfurações convencionais e executou de modo eficiente três perfurações laterais de alta qualidade, dentro da zona. Comportamento semelhante foi repetido com uma lateral de alcance estendido de 14.717 pés, que representa a mais longa perfuração rotativa orientável de seção horizontal na área.

No sul do Texas, a M-I SWACO usou os fluidos e a tecnologia de separador de cascalho da SCREEN PULSE* para a Statoil para ajudar a manter as condições ideais de perfuração de poços e minimizar os custos de descarte e perda de lama de perfuração em um ambiente de alta de taxa de penetração na reserva de xisto de Eagle Ford. Anteriormente, grandes quantidades de cascalhos transportavam volumes significativos de lama de base sintética (synthetic-base mud, SBM) sobre a superfície da tela do agitador com menor potencial de recuperação. A tecnologia SCREEN PULSE ajudou o cliente a alcançar uma economia líquida de US$ 68.000 para os dois primeiros poços perfurados pela diminuição do custo médio de SBM por pé em 30% e a eliminação de custos de 13%.

Na Califórnia, a Wireline implantou a tecnologia de saturação de reservatório RSTPro* para um cliente importante de petróleo e gás no campo Kern River. O serviço RSTPro utiliza a análise espectral completa para medir as concentrações elementares, incluindo a relação carbono/oxigênio independente de salinidade. Combinado com soluções de interpretação da Schlumberger Petrotechnical Services, o uso da tecnologia permitiu a caracterização da saturação de óleo pesado e deu nova vida a esse projeto de área industrial. O projeto de monitoramento de reservatório de Kern River completou 20 anos de vigilância de saturação este ano e a produção acumulada de campo é agora de mais de 2 bilhões de barris de petróleo.

No Golfo do México, o testador de dinâmica de formação modular Wireline MDT* juntamente com a tecnologia Quicksilver Probe* e um sistema analisador de fluidos InSitu* foram utilizados pela Chevron para obter medidas de reservatórios descobertos em águas profundas de Guadalupe e Anchor. A combinação de tecnologias da Schlumberger ajudou a adquirir amostras de baixa contaminação e realizar análises em tempo real de fluidos de fundo de poço com os resultados utilizados para determinar a conectividade do reservatório e melhorar a compreensão das propriedades de selagem e comportamento de carregamento de líquidos. O uso da tecnologia de análise do líquido no fundo do poço da Schlumberger confirmou o valor de tomada de decisão em tempo real na caracterização de reservatórios.

Na costa atlântica do Canadá, Gestão Integrada de Projetos (Integrated Project Management, IPM) da Schlumberger concluiu a construção e a avaliação do primeiro poço perfurado para a Statoil em um ambiente desafiador em águas profundas ao largo da costa de Newfoundland. O trabalho foi concluído no âmbito de um contrato integrado de quatro anos cobrindo o conjunto completo de serviços para a exploração e a avaliação do projeto Flemish Pass. Apesar dos desafios relacionados com o clima, a eficiência da oferta de serviços integrados permitiu ao projeto coincidir com as metas internas do cliente. As novas tecnologias da Schlumberger, como o serviço de geologia de reservatório fotorrealista, Wireline Quanta Geo*, ajudou a reduzir o risco de sub-superfície e a caracterizar as formações complexas. Além disso, as tecnologias como o dirigível rotativo PowerDrive* da Drilling & Measurements, elemento de diamante cônico Smith Bits Stinger* e tecnologias de análise e registro de dados de fluido Geoservices FLAIR*, ajudaram a impulsionar o desempenho através da melhoria da eficiência de perfuração, garantindo a integridade do poço e otimizando assim a colocação. Ajudado pelas tecnologias e pela abordagem integrada da Schlumberger, várias das seções dos poços foram reconhecidas pela Statoil para estar entre os seus desempenhos de perfuração de topo a nível mundial.

Áreas Internacionais

A receita para as áreas internacionais de US$ 6,5 bilhões diminuiu 5% sequencialmente, impulsionada por cortes no orçamento do cliente e concessões continuadas nos preços.

A receita da área do Oriente Médio e Ásia de US$ 2,6 bilhões diminuiu 5% sequencialmente, principalmente devido à menor atividade na Ásia-Pacífico e Austrália a partir de cortes no orçamento de exploração dos clientes. A atividade na Índia diminuiu por atrasos de projetos, enquanto as atividades no Iraque e China permaneceram discretas. Os mercados geográficos do Médio Oriente mantiveram-se robustos em maior atividade, especialmente na Arábia Saudita, Emirados Árabes Unidos e Kuwait, mas a receita na região diminuiu ligeiramente devido às concessões de preços que afetaram os resultados de um trimestre completo.

A receita na área Europa/CEI/África de US$ 2,4 bilhões diminuiu 5% sequencialmente, principalmente devido à África Subsaariana uma vez que a exploração diminuiu e as plataformas offshore foram desmobilizadas. Pressão no orçamento de clientes em Angola e atrasos na Nigéria também afetaram os resultados. A Rússia se recuperou em um aumento sazonal na atividade convencional em terra, ao mesmo tempo em que o rublo russo recuperou-se um pouco. A receita do Mar do Norte diminuiu devido ao menor número de sondas, à pressão sobre os preços e a uma contínua mudança da atividade de exploração para o desenvolvimento. A atividade no Norte de África aumentou ligeiramente, enquanto o trabalho na Líbia continuou a ser limitado, uma vez que a situação da segurança manteve-se inalterada.

A receita na área da América Latina de US$ 1,5 bilhões caiu 7% pela menor atividade no México, Brasil e Colômbia, devido a cortes sustentados nos orçamentos dos clientes. Essa redução foi parcialmente compensada pela forte exploração e a um aumento da atividade no mercado geográfico da Venezuela, Trinidad e Tobago. As atividades na Argentina e no Equador mantiveram-se resilientes.

A margem operacional antes de impostos da área internacional de 24,5% foi reduzida em 35 bps sequencialmente. A margem operacional pré-impostos do Oriente Médio e Ásia aumentou sutilmente em 8 bps para 28,7%, enquanto a América Latina aumentou 81 bps para 22,3%, e na Europa/CEI/África cresceu 29 bps para 21,3%. Apesar da queda de receita sequencial e da mudança cada vez mais desfavorável no mix de receitas, as margens operacionais se expandiram e limitaram a margem decremental sequencial a 18%.

Para o primeiro semestre de 2015, a receita interanual caiu 14% nas áreas internacionais, o que é mais grave do que o declínio de 5% no mesmo período durante a recessão de 2009. Apesar disso, a margem decremental foi de 18%, o que representa uma melhoria acentuada em relação aos 73% registrados no período correspondente na crise anterior. A margem operacional antes dos impostos para o primeiro semestre de 2015 aumentou 85 bps em comparação com a queda de 269 bps na margem informada no mesmo período em 2009. O ponto forte desse desempenho foi o resultado de gerenciamento pró-ativo de custos e de recursos, vendas robustas de novas tecnologias e a aceleração do programa de transformação centrada na produtividade da força de trabalho, utilização de ativos e redução de custos de suporte por unidade.

Durante o trimestre, as áreas internacionais viram um número de fechamentos de contrato e destaques relacionados com integrações.

A Saudi Aramco adjudicou um contrato multi-serviço de dois anos à Schlumberger, incluindo tecnologias de estimulação e teste, para projetos de gás não convencionais dentro do Reino. O projeto envolve novas tecnologias não convencionais de reservatórios em provas no país para potencializar o desempenho da estimulação.

Nos países do Conselho de Cooperação do Golfo, a Schlumberger teve três contratos estendidos e foi premiada com um novo contrato, avaliado coletivamente e estimado em US$ 600 milhões. A prorrogação do contrato de cinco anos dos serviços de Wireline e da Drilling & Measurements inclui a implantação de tecnologias, tais como sistemas rotativos direcionáveis com alta taxa de construção PowerDrive Archer*, serviços de resistividade e imageamento durante a perfuração MicroScope*, e registro de dados da espectroscopia de alta definição Litho Scanner*. A extensão do terceiro contrato para serviços de elevação artificial que incluem os sistemas de bombas elétricas submersas de alta temperatura REDA* Hotline é de três anos e meio. A adjudicação do novo contrato, também por cinco anos, é para as tecnologias de cimentação da Well Services.

A Schlumberger assinou um contrato baseado em desempenho no valor de aproximadamente US$ 395 milhões em quatro anos para o fornecimento de serviços integrados de construção de poços para o desenvolvimento de campos de petróleo pesado na região marítima do México. De acordo com este contrato, a Schlumberger irá fornecer todos os serviços de perfuração e conclusão, incluindo gerenciamento do projeto, perfuração direcional, perfuração durante a medição, registro dos dados enquanto perfura, registro de lama, cabeamento, fluidos de perfuração, brocas de perfuração, fishing (recuperação de objetos perdidos durante a perfuração), cimentação, tubulação enrolada, acabamentos inferiores e serviços de teste de poços. A perfuração do primeiro poço está prevista para começar em agosto de 2015.

No Iraque, a ENI concedeu à Schlumberger um contrato integrado de três anos de construção de poços, que abrange a perfuração de 30 poços e inclui o fornecimento de equipamentos de perfuração de terra, perfuração direcional, medição durante a perfuração, registro durante a perfuração, brocas, fishing (recuperação de objetos perdidos durante a perfuração), cimentação, fluidos de perfuração, registro de lama, limpeza de poço e serviços de cabeamento. A Schlumberger executou poços para a ENI sob modelos similares de contratos integrados no passado e este contrato recente dá continuidade ao desenvolvimento contínuo do campo.

Na Noruega, a Statoil Petroleum AS concedeu à M-I SWACO um contrato no valor de aproximadamente US$ 135 milhões para o fornecimento de glicóis para apoiar todas as operações de uma refinaria norueguesa offshore e onshore da empresa. O contrato de quatro anos e meio tem um período de opção de duas prorrogações de três anos.

No Azerbaijão, a BP concedeu à Caspian Geophysical, uma joint venture entre a WesternGeco e a SOCAR, um contrato para realizar estudos sísmicos marinhos no Mar Cáspio, incluindo aquisição de dados em 2D, 3D e 4D. Espera-se que a pesquisa dure cerca de seis meses e será conduzida usando tecnologia sísmica de ponto-receptor Q-Marine*, pela primeira vez esse sistema de aquisição de dados sísmicos de alta especificação foi implantado no Mar Cáspio. Os projetos serão realizados em estreita colaboração entre WesternGeco e a Caspian Geophysical.

Grupo de Caracterização de Reservatórios

A receita do Grupo de Caracterização de Reservatório de US$ 2,4 bilhões declinou 5% sequencialmente, principalmente devido aos cortes nos gastos sustentados de exploração que afetaram as atividades de serviços de Wireline e testes na Europa/CEI e África, no Golfo do México dos EUA e Austrália. Essa queda foi parcialmente compensada pelo aumento das vendas de licenças de software e pela receita da WesternGeco que melhorou ligeiramente e na maior atividade sísmica em terra no Norte de África e nos Emirados Árabes Unidos.

A margem operacional antes de impostos de 26,5% foi 84 bps superior sequencialmente em 10% decremental já que um mix de receitas desfavorável foi compensado pela contribuição do aumento das vendas de licenças de software de maior margem.

Além dos contratos fechados durante o trimestre, as novas tecnologias de Classificação de Reservatórios ajudaram a superar os desafios dos clientes na classificação de reservatórios complexos, otimizando a produção dos poços e a recuperação de reservatórios ao mesmo tempo em que melhora a eficiência operacional.

Na Austrália, a Wireline introduziu a tecnologia UltraTRAC* trator para todos os terrenos para a Origin Energy coletar amostras de reservatórios e medições de pressão na bacia offshore de Otway, em Victoria. A tecnologia UltraTRAC transporta grandes cargas em condições desafiadoras de sondagem e através de poços de alto ângulo, de alcance estendido. Combinado com a tecnologia de sonda radial Saturno* 3D, que permite a amostragem em ambientes exigentes, essa foi a primeira introdução dessas duas tecnologias durante a perfuração estendida na Austrália. Essa combinação eficiente de tecnologias da Wireline economizou ao cliente aproximadamente cinco dias de tempo de sonda, em comparação com os métodos convencionais de registro de dados da transmissão por tubos.

Na costa dos Países Baixos, a Wireline usou um monocabo encapsulado em polímero StreamLINE* para a Wintershall Noordzee BV transportar uma pistola de perfuração em um poço profundo, desviado, de alta pressão e alta temperatura no Mar do Norte. O cabo StreamLINE tem um coeficiente de atrito que é metade da linha trançada padrão equivalente para reduzir a tensão do cabo e permitiu a conclusão do trabalho de perfuração em uma só execução em vez de duas, o que foi fundamental para o sucesso da operação. A solução economizou ao cliente 12 horas no tempo de operação, estimado em US$ 175.000.

Na costa do México, a Wireline implantou a sonda radial Saturn 3D e tecnologias rotativas de coletas de amostras cilíndricas (coring) da parede lateral de grande volume XL-Rock* para a PEMEX obter amostras de fluido e rocha em um poço em águas profundas na formação Mioceno Médio. Além disso, a combinação de medidas da ferramenta de indução triaxial Rt Scanner* e imagens da tecnologia de microimagem com base em petróleo da OBMI* ajudou a revelar a presença de novas reservas. Essas informações permitiram ao cliente formular uma nova estratégia de exploração.

Em Omã, tecnologias Wireline foram implementadas para o Petroleum Development of Oman (Petroleum Development of Oman, PDO) classificar o reservatório de carbonato heterogêneo de Shuaiba em um ambiente desafiador lama à base de petróleo. A tecnologia de geologia fotorrealista de reservatório Quanta Geo foi utilizada pela primeira vez em Omã para superar o desafio OBM e identificar as micro-fracturas criadas pela ferramenta de teste dinâmica modular MDT equipada com embaladores de alto desempenho e uma bomba de alta pressão. Como resultado, o PDO foi capaz de obter o detalhe das propriedades geológicas e geofísicas para atualizar o plano de desenvolvimento do campo e otimizar o plano de conclusão.

Na Venezuela, a tecnologia de registro através-da-broca da Wireline ThruBit* foi implantada para a PDVSA adquirir um conjunto petrofísico padrão completo de dados em poços altamente desviados no campo de petróleo Ayacucho da Faja del Orinoco, onde apenas raios gama e informações de resistividade estiveram anteriormente disponíveis. O registro de dados ThruBit pode registrar com confiabilidade poços complexos em menos tempo em comparação com os métodos convencionais de transporte, permitindo maior precisão na avaliação de formações, modelagem de campo e planejamento horizontal de poço.

Também na Venezuela, a Wireline implantou a tecnologia de avaliação de cimento Isolation Scanner* para a Petroindependencia, S.A, uma joint venture entre a PDVSA e a Chevron, para ajudar a melhorar o design da centralização do invólucro e otimizar as operações de cimentação no campo Cerro Negro. A combinação das duas medidas ultrassônicas independentes do Isolation Scanner e a capacidade de tração reversa eficiente oferecida pelo trator de serviços de furo encaixotado TuffTRAC* permitiu a confirmação positiva de isolamento zonal nos poços.

No Iraque, a divisão de Serviços de Teste implantou medidores Signature* de quartzo ativado por telemetria sem fio Muzic* para a Chevron transmitir medições em poços no campo em terra Sarta-2. Em cinco zonas testadas, os medidores Signature recolheram dados de fundo de poço confiáveis sob condições adversas e forneceu transmissão contínua através da conectividade, colaboração e serviço de informação globais da InterACT*. O cliente foi capaz de cumprir os objetivos do poço-teste, bem como economizar tempo de sonda através de um processo de tomada de decisões mais bem informado.

Nos Emirados Árabes Unidos, a ADCO concedeu à Schlumberger um contrato de serviços de análise laboratorial de núcleo convencionais e não convencionais de reservatório. O contrato de três anos com uma opção de dois anos inclui o fornecimento de processamento e manuseio do núcleo, medição elétrica e petrofísica de rotina, petrologia e serviços geo-mecânicos. A Schlumberger vai abrir um laboratório de análise de rochas em Abu Dhabi, além do laboratório de análise de fluidos atualmente localizado em Jebel Ali, Emirados Árabes Unidos para oferecer aos clientes um conjunto abrangente de serviços integrados de caracterização de rocha e de reservatório de fluido.

Grupo de Perfuração

A receita do Grupo de Perfuração de US$ 3,5 bilhões diminuiu 11% sequencialmente, principalmente devido a uma queda adicional no número de plataformas na América do Norte que afetou as atividades da divisão Drilling & Measurements e M-I SWACO. A baixa atividade de perfuração na África Subsaariana, Austrália e Colômbia também contribuiu para o declínio.

A margem operacional pré-impostos de 19,5% diminuiu 44 bps sequencialmente. Apesar da queda da receita, uma ação imediata na gestão de custos ajudou a limitar a margem operacional decremental em 23%.

As novas tecnologias do Grupo de Perfuração impulsionaram o melhor desempenho no segundo trimestre ao melhorar a eficiência da perfuração, otimização da instalação dos poços e a garantia da integridade do poço em reservatórios desafiadores.

No Mar Cáspio, as tecnologias do Grupo de Perfuração foram implementadas para a BP Exploration Caspian Sea Limited para perfurar seções de 8 ½ polegadas e 12 ¼ polegadas em um poço no campo Shah Deniz, no mar do Azerbaijão. Essa foi a primeira vez que uma desafiadora seção de 8 ½ polegadas foi perfurada em uma única execução em Shah Deniz. A seção foi perfurada com uma combinação da tecnologia orientável rotativa PowerDrive Orbit da Drilling & Measurements e uma broca de diamante poli-cristalino Smith compacta (polycrystalline diamond compact, PDC) com a tecnologia de corte personalizado ONYX* usando a plataforma com design de broca de perfuração integrada IDEAS*. A seção estabeleceu um recorde de perfuração em campo de 240 m em 24 horas e economizou seis dias de tempo de sonda no valor de aproximadamente US$ 2,6 milhões.

Na costa do Brasil, a Drilling Tools & Remedial implantou a Rhino XC*, tecnologia de mandril que atua hidraulicamente sob demanda, para a Petrobras ampliar uma seção tangente de 2.700 pés de um poço em águas profundas em uma formação de sal instável no campo petrolífero de pré-sal Lula. Dada a capacidade da tecnologia Rhino XC para atingir tamanhos de furo maiores, o cliente tinha mais folga e manteve uma elevada taxa de penetração (rate of penetration, ROP). No geral, a operação foi concluída em sete dias, economizando à Petrobras três dias de perfuração em relação a poços compensados perfurados anteriores sem usar um sub-mandril.

Na costa do Canadá, as tecnologias do Grupo de Perfuração estabeleceram um novo recorde de perfuração para a Statoil na descoberta da Bay du Nord a nordeste de St. John, Newfoundland. A tecnologia de elemento de diamante cônico StingBlade* combinada com a Drilling & Measurements, Smith Bits, M-I SWACO, Geoservices e os serviços da Drilling Tools & Remedial ajudou a perfurar uma seção de 17 ½ polegadas, sem tubo de subida, em um poço em águas profundas em uma ROP de 169,1 m/h, estabelecendo um novo recorde mundial para a Statoil e superando o recorde anterior de 72%. Além disso, as tecnologias do Grupo de Perfuração perfuraram através de múltiplas formações de alongadores rígidos em uma ROP média de 35 m/h em comparação com um ROP média histórica de 3 m/h para estas formações, e perfurou o poço em águas profundas a profundidade total em uma única execução.

No México, a Drilling & Measurements usou a tecnologia de perfil sísmico vertical VSP 3D*, bem como a tecnologia sísmica enquanto perfura seismicVISION* e os serviços sônicos enquanto perfura da SonicVision* para a companhia nacional de petróleo no México para otimizar a operação de perfuração através de e abaixo do sal na exploração em poços de águas profundas. Como resultado, o cliente foi capaz de localizar a base do sal de forma a colocar o revestimento na profundidade correta, reduzindo os riscos de perfuração.

No sul da Itália, tecnologias do Grupo de Perfuração foram utilizadas pela ENI na perfuração de um lado da pista horizontal longa através de um reservatório de carbonato naturalmente fraturado no campo petrolífero Val d’Agri. Os sistemas rotativos direcionáveis de perfuração e medição PowerDrive X6* e PowerDrive Vortex* combinados com brocas de perfuração Smith, personalizado utilizando a plataforma de design de broca de perfuração integrada IDEAS, perfurou uma trajetória 3D complexa e uma seção horizontal de 2.200 m de modo eficiente, garantindo um posicionamento preciso do poço no reservatório. Em particular, a tecnologia de vórtice PowerDrive permitiu um aumento de duas vezes na ROP em comparação com o desempenho dos sistemas dirigíveis rotativos convencionais em poços de deslocamento. Como resultado do uso de tecnologias do Grupo de Perfuração, apoiadas por um centro de operações de perfuração interativo OSC*, a faixa-lateral foi executada como previsto e o cliente economizou 20 dias de tempo de sonda, no valor de aproximadamente US$ 1,4 milhões.

Na Colômbia, a tecnologia drillbit Smith ajudou a EQUION ENERGIA a melhorar o desempenho de perfuração na formação Mirador, na Bacia de Llanos. Os cortadores rolantes de PDC ONYX 360* aumentaram a durabilidade da broca através da rotação de 360 graus, permitindo que toda a borda de diamante fure a formação e aumente o comprimento executado em até 57%. O cliente economizou cinco dias e meio de tempo de sonda, totalizando, aproximadamente, US$ 896.000 através de menores custos de perfuração e menos expedições de broca.

No Cazaquistão, a tecnologia de broca cônica de diamante Schlumberger Stinger combinada com um motor de deslocamento de alto torque ajudou a Hilong Petroleum Engineering Company a melhorar o desempenho de perfuração na seção de 8 1/2 polegadas de um poço em terra no campo de gás Pridorozhnoye. Ao combinar a força de impacto superior e resistência ao desgaste com uma forma cônica, a tecnologia de elemento Stinger permitiu uma maior e mais rápida execução através da desafiadora formação de calcário com sílex, oferecendo um ROP 55% superior em comparação com um poço compensado no mesmo campo. Como resultado, o cliente reduziu o tempo de produção e foi capaz de perfurar mais poços, economizando 27 dias de tempo de sonda que equivaleram a cerca de US$ 486.000.

Grupo de Produção

A receita do grupo de produção de US$ 3,1 bilhões diminuiu 18%, sequencialmente, com mais de 80% da redução atribuível à terra na América do Norte. A atividade de bombeamento a pressão continuou a cair e a pressão sobre os preços aumentou ao mesmo tempo em que o número de plataformas em terra na América do Norte aumentou seu declínio.

A margem operacional antes de impostos de 12,8% diminuiu 179 bps sequencialmente devido à menor atividade e ao aumento da pressão sobre os preços que continuaram durante o trimestre, com os preços caindo para níveis insustentáveis em algumas bacias levando ao empilhamento do equipamento de bombeamento a pressão e remanejamento da tripulação. Em outras bacias, a implantação da frota de fraturamento hidráulico foi mantida. Apesar do declínio severo das receitas, a ação imediata sobre a gestão dos custos e alinhamento dos recursos à atividade limitou a margem operacional decremental sequencial em 23%.

As novas tecnologias do Grupo de Produção ajudaram os clientes a superar seus desafios técnicos ao acelerar a produção, permitindo a recuperação e aumentando a eficiência operacional.

Na Arábia Saudita, após um investimento de colaboração e desenvolvimento de produtos com a Saudi Aramco, a Schlumberger Completions implantou pela primeira vez o sistema de produção e administração de reservatório Manara* do mundo onde sensoriamento e controle agora podem ser realizados no nível do compartimento dentro das laterais do poço. O sistema Manara controla o fluxo usando um estrangulamento elétrico variável e sensores integrados de fundo de poço, permitindo que o usuário atribua diretamente a produção compartimental ou rebaixamento. A tecnologia patenteada do acoplador indutivo permite a ramificação umbilical da perfuração principal para as laterais, proporcionando uma coluna dorsal de energia e comunicações confiável. Os fluxos de trabalho da plataforma de software de operações de produção Avocet* permitem a visualização em tempo real, fornecem ao usuário uma melhor interação de dados e reduzem o tempo de resposta para a otimização de monitoramento de reservatórios. Essa plataforma de conclusão pode mudar as regras do jogo e move a capacidade de monitoramento do reservatório do poço para a lateral do compartimento, com potencial de aumentar significativamente a recuperação do reservatório.

O projeto de estimulação voltado ao reservatório Mangrove* baseado na plataforma de software Petrel E&P já foi usado por grupos de integração de tecnologia (technology integration groups, TIG) da Schlumberger para projetar mais de 1.000 poços para mais de 100 clientes em 19 países desde a implantação inicial em 2012. Além disso, mais de 20 clientes em quatro continentes adotaram esse fluxo de trabalho ponta-a-ponta único da Schlumberger para campos não convencionais através da aquisição de licenças de software Mangrove, desde que as vendas começaram em 2014.

Na Venezuela, a Schlumberger Completions executou um sistema de anéis de apoio não cimentados COLOSSUS UNC* para Petroindependencia, SA, para alcançar a rápida instalação do revestimento em poços de óleo pesado de alcance estendido em reservatórios arenosos não consolidados com laminados de xisto no campo Cerro Negro. Devido à gravidade alta do ziguezague das laterais não cimentadas, a mobilidade do revestimento foi fundamental para o sucesso. Além disso, devido à exigência de injeção de vapor, para permitir a produção de óleo pesado, o hardware de conclusão tinha que suportar condições extremas de temperatura. A tecnologia COLOSSUS UNC ajudou a superar os desafios técnicos e a diminuir o tempo de instalação do revestimento de dez para um dia-e-um-quarto por poço, o que representa uma economia de US$ 590.000 que permitiu ao cliente atingir seus objetivos de produção de 25 poços.

Na costa da Dinamarca, a Schlumberger forneceu uma solução de intervenção de poço integrada para a Maersk Oil para entender melhor a produção de água e maximizar a recuperação de hidrocarbonetos no campo de petróleo maduro de Svend antes do abandono do campo. As tecnologias implantadas incluíram a conexão de produção CT ao vivo ACTive PS*, saturação de reservatório RST Pro e serviços FloScan* Imager. O teste inicial do poço indicou que as informações adquiridas a partir desta operação tinham permitido otimização do poço para reduzir a produção de água em um terço.

No México, a Well Intervention implantou o sistema de ativação e perfuração seletiva de tubulação enrolada em tempo real ACTive OptiFIRE* para a PEMEX para aumentar a produção em um poço na região Sul. No passado, a re-perfuração da zona-alvo era um desafio para os métodos de intervenção da rede com fios convencionais, sem ter de matar o poço ou atrasar a produção. A Tecnologia OptiFIRE ativa permitiu a colocação exata das pistolas de perfuração e confirmou a detonação do fundo de poço em uma única execução. Como resultado, a segurança da intervenção foi reforçada, e o tempo de perfuração reduzido em 75%, permitindo que o poço fosse limpo e inaugurado de forma eficiente, sem a necessidade de equipamento de intervenção adicional.

A Well Intervention também usou a família ACTive* de serviços de tubulação enrolada em poços vivos no mar do México para estender a tubulação de produção em um poço desviado e prolongar sua vida produtiva, afastando-se o contato de petróleo e gás. Nessa aplicação, a tecnologia ACTive utilizou medições de fundo de poço em tempo real para interpretar e otimizar tratamentos e intervir com uma expedição no buraco. Devido ao alto nível de complexidade, essa intervenção exigiu uma avaliação detalhada dos seus aspectos técnicos, operacionais e logísticos. Essa operação totalmente integrada levou 15 dias para ser concluída em uma plataforma sem perfuradora, e economizou o tempo e os custos associados com grande intervenção usando uma perfuradora de workover.

Dívida líquida

“Dívida líquida” representa a dívida bruta menos espécie, investimentos de curto prazo e investimentos em renda fixa mantidos até o vencimento. A gerência acredita que o indicador de dívida líquida fornece informações úteis sobre o nível de endividamento da Schlumberger ao informar a quantia em espécie e os investimentos que podem ser usados para amortizar dívidas.

Seguem detalhes de alterações na dívida líquida:

Encargos e créditos

Além de resultados financeiros, determinados de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos (generally accepted accounting principles, GAAP) dos EUA, este comunicado de imprensa do segundo trimestre inclui também medidas financeiras não GAAP (como definido no Regulamento G da SEC). O seguinte é uma reconciliação destas medidas não GAAP com as medidas GAAP comparáveis:

Sobre a Schlumberger

A Schlumberger é líder mundial no fornecimento de tecnologia, soluções integradas de gestão e informação de projetos para clientes do setor de gás e petróleo em todo o mundo. Empregando aproximadamente 108 mil pessoas representando mais de 140 nacionalidades e trabalhando em mais de 85 países, a Schlumberger oferece a maior variedade de produtos e serviços, da exploração à produção.

A Schlumberger Limited tem escritórios em Paris, Houston, Londres e Haia, e informou receitas de US$ 48,58 bilhões em 2014. Para mais informações, acesse www.slb.com.

*Marca da Schlumberger ou das empresas Schlumberger.

Notas.

A Schlumberger realizará uma teleconferência para discutir o anúncio citado acima e as perspectivas de negócios na sexta-feira, 17 de julho de 2015. A teleconferência está programada para começar às 8h (horário central dos EUA – CT), 9h. (horário da costa leste dos EUA), 14h (horário de Londres). Para acessar a teleconferência, que é aberta ao público, entre em contato com o operador da teleconferência em +1 (800) 230-1059 na América do Norte, ou +1 (612) 234-9959 fora da América do Norte, cerca de 10 minutos antes do horário de início agendado da conferência. Pergunte por “Schlumberger Earnings Conference Call.” Na conclusão da teleconferência, uma repetição de áudio estará disponível até 17 de agosto de 2015, ligando para +1 (800) 475-6701 na América do Norte, ou +1 (320) 365-3844 fora da América do Norte e informando o código de acesso 358215.

A teleconferência será transmitida pela internet simultaneamente em www.slb.com/irwebcast apenas com áudio. Faça login 15 minutos antes do tempo para testar o seu navegador e registrar-se para a teleconferência. A reprodução pela internet também estará disponível no mesmo site até 30 de setembro de 2015.

Para mais informações, contate

Simon Farrant – Schlumberger Limited, vice-presidente de relações com investidores
Joy V. Domingo – Schlumberger Limited, gerente de relações com investidores

Escritório +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

Este documento, a divulgação dos ganhos do segundo trimestre de 2015 e outras declarações que fazemos contêm “declarações prospectivas” de acordo com o significado das leis de títulos federais, que inclui as declarações que não são fatos históricos como, por exemplo, previsões ou expectativas relacionadas à previsão do negócio; crescimento da Schlumberger como um todo e para cada um dos seus segmentos (e para produtos e áreas geográficas específicas dentro de cada segmento); demanda de petróleo e gás natural e o crescimento da produção; preços do petróleo e do gás natural; melhorias nos procedimentos operacionais e nas tecnologias; despesas de capital pela Schlumberger e pela indústria de petróleo e gás; as estratégias do negócio dos clientes da Schlumberger; o sucesso das joint-ventures e alianças Schlumberger; as condições econômicas globais futuras e resultados futuros das operações. Tais declarações estão sujeitas a riscos e incertezas, inclusive, entre outros, condições econômicas globais; mudanças nos gastos com produção e exploração pelos clientes da Schlumberger e mudanças no nível de desenvolvimento e exploração de petróleo e gás natural; condições gerais econômicas, políticas e comerciais em regiões essenciais do mundo incluindo Rússia e Ucrânia; erosão de preços; fatores climáticos e sazonais; atrasos operacionais; mudanças nos requisitos regulatórios e regulações governamentais, inclusive aquelas relacionadas com exploração de gás e petróleo offshore, fontes radioativas, explosivos, produtos químicos, serviços de fraturamento hidráulico e iniciativas relacionadas com o clima; a inviabilidade da tecnologia em atender novos desafios em exploração e outros riscos e incertezas detalhados nesta divulgação dos lucros do segundo trimestre de 2015, no nosso mais recente formulário 10-K,10-Q, e 8-K e outros documentos protocolados na Comissão de Valores Mobiliários. Se um ou mais desses ou outros riscos ou incertezas se materializarem (ou as consequência de tais mudanças de desenvolvimento), ou se nossas premissas subjacentes se mostrarem incorretas, os resultados reais podem divergir materialmente daqueles refletidos em nossas declarações prospectivas. A Schlumberger descarta qualquer intenção ou obrigação de atualizar ou revisar tais declarações, seja como resultado de novas informações, eventos futuros ou qualquer outra razão.

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