Schlumberger Anuncia los Resultados del Tercer Trimestre de 2015

HOUSTON–(BUSINESS WIRE)–Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy los resultados del tercer trimestre del año 2015.

Paal Kibsgaard, Presidente y Director Ejecutivo de Schlumberger, comentó: “los ingresos del tercer trimestre de Schlumberger se redujeron secuencialmente un 6 % debido a la continua reducción de la actividad de perforación y a la persistente presión de los precios en todas nuestras operaciones globales. Los ingresos de América del Norte cayeron secuencialmente un 4 % mientras nos concentramos en equilibrar los márgenes y la participación de mercado, mientras los ingresos de Internacional cayeron un 7 % debido a los recortes presupuestarios de los clientes, interrupciones de las actividades y erosión de precios de los servicios.

“El entorno comercial se deterioró aún más en el tercer trimestre. Sin embargo, las acciones que tomamos en materia de reducción de costos durante los trimestres anteriores y la aceleración de nuestro programa de transformaciones nos permitió proteger nuestro desempeño financiero en lo que se está convirtiendo en la recesión más grave de la industria en décadas. Como resultado de nuestras acciones, hemos podido alcanzar márgenes operativos antes de impuestos muy por encima de los registrados en cualquier recesión anterior, y continuamos generando una liquidez significativa con un flujo de caja libre de 1700 millones de USD en el tercer trimestre, lo que representa un 170 % de los ingresos.

“Durante los primeros nueve meses de 2015, los ingresos con respecto al año anterior cayeron un 34 % en América del Norte y un 18 % internacionalmente. A pesar de la magnitud de estas caídas, nuestros márgenes operativos decrecientes durante el mismo período estuvieron limitados a 34 % en América del Norte y 23 % internacionalmente. Estas cifras continúan siendo sustancialmente mejores que las que presentamos durante la recesión de 2009.

“Entre los segmentos de negocios, los ingresos del Grupo de Perforación cayeron secuencialmente un 7 % durante el tercer trimestre debido al debilitamiento de la actividad de perforación y la persistente presión de los precios tanto en América del Norte como en las áreas internacionales. Los ingresos del Grupo de Producción y el Grupo de Caracterización de Reservorios disminuyeron un 5 % ya que la actividad y los precios de los servicios de bombeo de presión en América del Norte continental continuaron cayendo y la demanda de productos y servicios relacionados con la exploración se redujo aún más internacionalmente.

“Al ingresar al último trimestre del año, el mercado de petróleo todavía está agobiado por los temores de un menor crecimiento de la demanda china y las expectativas acerca de la oportunidad y magnitud de la oferta adicional de Irán. Sin embargo, el saldo fundamental de oferta y demanda continúa ajustándose, impulsado por un sólido crecimiento macroeconómico global y el debilitamiento de la oferta cuando los dramáticos recortes en las inversiones de exploración y producción comienzan a surtir efecto. Esperamos que esta tendencia continúe mientras el mercado de petróleo reconoce la magnitud del desafío de reemplazo productivo anual de la industria.

“Sin embargo, la perspectiva de mercado de los servicios petroleros para los próximos trimestres luce cada vez más desafiante mientas se espera una mayor reducción de la actividad, ya que la falta de flujo de caja disponible agota el gasto de capital para varios de nuestros clientes, lo que los impulsa a adoptar una mirada conservadora para los gastos de exploración y producción de 2016 a pesar de cualquier mejora gradual en los precios el petróleo. Además, la temporada invernal tendrá el impacto normal en la actividad durante el cuarto trimestre, que este año es improbable que sea compensado por las usuales ventas de fin de año de software, productos y licencias multicliente.

“A la luz de los conservadores presupuestos de los clientes para el año próximo, estamos ingresando a otro período durante el cual ajustaremos continuamente los recursos para alinearlos con la actividad mientras la recuperación ahora parece estar demorada. Continuaremos concentrados en administrar nuestra base de costos, y estamos acelerando aún más nuestro programa de transformaciones para ayudar a compensar el impacto del menor precio de los servicios. Mientras atravesamos el panorama comercial actual, seguimos intentando encontrar el equilibrio entre la participación de mercado y los márgenes operativos mientras continuamos buscando oportunidades para ampliar nuestra cartera a través de fusiones y adquisiciones dirigidas, como nuestra transacción con Cameron, donde la planificación de la integración se encuentra bastante avanzada.

“En Schlumberger confiamos en nuestra capacidad para capear esta recesión significativamente mejor que lo que nos rodea. Con nuestro alcance global, la fortaleza de nuestra oferta tecnológica y nuestro programa de transformaciones estamos creando el apalancamiento para aumentar nuestra participación de mercado, publicar ganancias superiores y continuar registrando niveles incomparables de flujo de caja libre mientras generamos valor para nuestros clientes a través de las mejoras productivas, una mayor recuperación y la reducción del costo por barril”.

Otros eventos

Durante el tercer trimestre, Schlumberger recompró 6,9 millones de acciones de su paquete de acciones ordinarias a un precio promedio de 78,76 USD por acción, lo que significó un total de 545 millones de USD. Al 30 de septiembre de 2015, Schlumberger había recomprado 8200 millones de USD en acciones de un programa de recompra de 10 000 millones de USD autorizado por el Directorio el 18 de julio de 2013.

El 26 de agosto de 2015, Schlumberger y Cameron anunciaron en forma conjunta que firmaron un acuerdo definitivo de fusión por el que Cameron se fusionará con una subsidiaria indirecta de propiedad absoluta de Schlumberger en una transacción que involucra acciones y dinero en efectivo. La transacción fue aprobada por unanimidad por los directorios de ambas empresas. Bajo los términos del acuerdo, los accionistas de Cameron recibirán 0,716 acciones del paquete de acciones ordinarias de Schlumberger y un pago en efectivo de 14,44 USD por cada acción en circulación de Cameron. Al cierre, los accionistas de Cameron poseerán, aproximadamente, el 10 % de las acciones en circulación del paquete de acciones ordinarias de Schlumberger.

El 31 de agosto de 2015, Schlumberger e IBM firmaron un acuerdo para ofrecer servicios integrados a clientes de exploración y producción de petróleo y gas que mejorarán el impacto de los proyectos de operaciones de producción en el negocio.

El 2 de septiembre de 2015, Schlumberger anunció la adquisición de Novatek Inc. y Novatek IP, LLC, ambas empresas estadounidenses especializadas en tecnología de diamante sintético, principalmente para la industria de gas y petróleo.

El 9 de septiembre de 2015, Schlumberger firmó una carta de intención no vinculante con una subsidiaria del Grupo Bauer, un proveedor de equipos alemán, para formar un empresa conjunta principalmente relacionada con la ingeniería y fabricación de una nueva generación de torres de perforación continental.

El 30 de septiembre de 2015, Schlumberger adquirió T&T Engineering Services, Inc., una empresa estadounidense especializada en el diseño de torres de perforación continental. La adquisición tiene un rol en la implementación de la visión de Schlumberger, que combina su tecnología de perforación integrada con una nueva generación de torres de perforación continental altamente eficientes.

América del Norte

Los ingresos de 2300 millones de USD del tercer trimestre en América del Norte disminuyeron secuencialmente un 4 % aunque superaron la disminución del 7 % registrada en el conteo de torres de perforación horizontal continental de EE. UU. Los ingresos disminuyeron en el área continental debido la persistente presión de precios, mientras los ingresos de Alaska disminuyeron por la finalización de los proyectos de exploración. En el Golfo de México de EE. UU., los ingresos cayeron levemente debido a las menores ventas sísmicas multicliente mientras las ventas más tecnológicas limitaron el impacto de las concesiones en materia de precios. Sin embargo, continuó la tendencia de conversión de las torres de exploración en actividades de perforación y finalización.

El margen operativo antes de impuestos de América del Norte se redujo secuencialmente en 136 puntos básicos hasta el 9 %, principalmente debido a los menores precios en las cuencas, lo que generó una mayor presión con la parada de los equipos de bombeo y la reasignación de equipos. En ciertas cuencas, se mantuvo la implementación de la flota de fracturación hidráulica en busca de participación de mercado y nuevas oportunidades tecnológicas. Este enfoque equilibrado a la participación de mercado y los márgenes se mantendrá para preservar nuestro liderazgo en los niveles de rentabilidad general en América del Norte. El margen en el extranjero también se redujo, a partir del cambio de exploración de aguas profundas a finalizaciones e intervención de pozos.

Durante los primeros nueve meses de 2015, los ingresos con respecto al año anterior disminuyeron un 34 % en América del Norte. A pesar de esto, el margen operativo decreciente fue solo de 34 %, lo que representa una marcada mejora respecto del 58 % publicado para el mismo período en la recesión anterior. El margen operativo antes de impuestos durante los primeros nueve meses de 2015 disminuyó 772 puntos básicos respecto al año anterior, menos de la mitad de la caída de 1589 puntos básicos informada para el mismo período de 2009. La fortaleza de este rendimiento fue sustentada por la diligente gestión de costos y recursos, el creciente efecto positivo del programa de transformaciones, las sólidas nuevas ventas tecnológicas y la eficiente gestión de la cadena de abastecimiento.

En el tercer trimestre, el programa de transformaciones permitió un aumento de la productividad de las personas a través de la combinación de la multiplicidad de tareas, las operaciones remotas y la implementación de tecnología innovadora. En Alaska, durante la capacitación en registro durante la perforación a un grupo de ingenieros en perforación direccional y al asignar responsabilidades clave de las diversas etapas de las operaciones que incluyeron a un experto en operaciones remotas trabajando en un Drilling Technology Integration Center, Drilling & Measurements redujo su equipo de perforación de cinco a tres personas. Esta reducción en el yacimiento le ahorró 180 000 USD en costos anualizados al cliente.

Durante el tercer trimestre, las nuevas tecnologías de Schlumberger contribuyeron a aumentar la producción y la eficiencia operativa en América del Norte.

Los ingresos generados por la tecnología de finalización de yacimientos no convencionales Well Services BroadBand* superó el hito de 1000 millones de USD desde su lanzamiento al mercado, estableciéndola como la nueva tecnología de más rápido crecimiento en la historia de Schlumberger. El 29 % de los tratamientos de fractura hidráulica del trimestre en América del Norte incluyeron la tecnología BroadBand.

En la región occidental de Canadá, la tecnología de elemento de diamante cónico StingBlade* de Schlumberger le permitió a Energía de procesos mejorar la superficie perforada y la tasa de penetración (rate of penetration, ROP) en el yacimiento Julienne en Montney Play. Las características heterogéneas de la litología del subsuelo generalmente generan desgaste excesivo y daños provocados por la vibración a la broca de perforación, haciendo que la perforación resulte cara y los costos sean difíciles de predecir. La tecnología StingBlade ayudó al cliente a perforar una superficie 181 % mayor y aumentó 95 % su ROP en comparación con yacimientos inclinados, lo que generó ahorros de tiempo de perforación y de brocas de 178 500 USD en el pozo.

En territorio estadounidense, Wireline utilizó un monocable de perfilaje de polímero encapsulado StreamLINE* para Encana Oil and Gas (USA), Inc. para la perforación de pozos en la Cuenca DJ de Colorado que se encontraban cerca de los límites de la ciudad. El compromiso de Encana con la responsabilidad ambiental y social exigió una solución de perforación que no excediera los estrictos límites de ruido. La solución fue una unidad de cable de perfilaje eléctrico que utiliza un cable StreamLINE, una grúa eléctrica y una unidad de perforación eléctrica. La tecnología de monocable de StreamLINE utiliza un control de presión sin grasa para reducir la superficie y aumentar la eficiencia.

También en territorio estadounidense, se utilizó la broca de diamante policristalino compacto (polycristalline diamond compact, PDC) Smith con tecnología de cortador PDC móvil ONYX 360* para mejorar el desempeño de perforación de Chesapeake Energy Corporation en el esquisto betuminoso Haynesville y en Colony Granite Wash. La tecnología ONYX 360 aumentó la durabilidad de la broca de perforación y la superficie perforada, ya que todo el borde del diamante fue utilizado para perforar las formaciones mientras rotaba 360 grados. Como resultado de ello, el cliente redujo el uso de la broca de perforación de un 40 % a un 50 % en el esquisto betuminoso Haynesville, y duplicó la superficie perforada por broca en comparación con las brocas convencionales de corte fijo en Colony Wash.

En Alaska, Drilling & Measurements implementó múltiples tecnologías para que ENI optimizara el alcance extendido de la ubicación de pozos y la evaluación de las formaciones en Spy Island y Oliktok Point. El sistema de dirección rotativa reforzada PowerDrive Xceed* permitió una dirección precisa en un ambiente hostil mientras los servicios de límites de lechos multicapa PeriScope HD* y registro multifunción EcoScope* durante la perforación brindaron una ubicación avanzada del pozo. Además, los servicios de evaluación de formaciones sin fuente durante la perforación NeoScope* y de densidad neutrónica de acimut adnVISION* ayudaron a caracterizar la porosidad y litología de la formación para poder identificar y cuantificar las potenciales zonas de pago. Como resultado de ello, el cliente superó la marca de un millón de pies perforados en el proyecto sin salidas no programadas del pozo atribuibles a Schlumberger durante los últimos 18 meses.

Áreas internacionales

Los ingresos provenientes de las áreas internacionales de 6100 millones de USD disminuyeron en un 7 % secuencialmente debido a los recortes presupuestarios de los clientes y las continuas concesiones de precios.

Los ingresos de 2400 millones de USD de Medio Oriente y la región de Asia disminuyeron un 8 % secuencialmente, en mayor medida debido a la menor actividad en Australia y en la región de Pacífico Asiático como resultado de los recortes presupuestarios y de torres de perforación de los clientes. Los ingresos de los geomercados de Medio Oriente, particularmente en Arabia Saudita y Qatar, también fueron más bajos debido a los efectos de las concesiones de precios de los servicios, una composición de los ingresos menos favorable y la finalización de los proyectos.

Los ingresos de 2300 millones de USD del Área Europa/CEI/África disminuyeron un 6 % secuencialmente. En el África subsahariana se redujo la exploración, finalizaron proyectos y se replegaron las torres de perforación en alta mar, particularmente en el geomercado de Angola. Los resultados también estuvieron afectados por la finalización de proyectos de exploración en Chad, Guinea Ecuatorial y las regiones sur y este de África. Los ingresos del Mar del Norte disminuyeron por una menor cantidad de torres de perforación, demoras y cancelaciones de los proyectos, descuentos de precios y debilidad de las divisas. Sin embargo, estos efectos fueron parcialmente compensados por una mayor actividad en Rusia, Kazajistán y Uzbekistán ya que la actividad de perforación alcanza sus picos estacionales durante el verano.

Los ingresos de 1400 millones de USD del Área de América Latina cayeron un 7 %, principalmente debido a una actividad significativamente menor en México y la continua debilidad en Brasil debido a los sostenidos recortes presupuestarios que generaron reducciones en la cantidad de torres de perforación. La menor actividad en Colombia también contribuyó a la disminución. Sin embargo, estas reducciones fueron parcialmente compensadas por la actividad sostenida en Venezuela y Ecuador.

El margen operativo antes de impuestos del Área internacional de 23,7 % disminuyó 72 puntos básicos debido a los efectos de las concesiones de precios y del cambio en la composición de actividades de exploración de alto margen a trabajos de desarrollo y finalización. El margen operativo antes de impuestos de Medio Oriente y Asia disminuyó 171 puntos básicos y alcanzó el 27,0 %, América Latina cayó 159 puntos básicos y alcanzó el 20,7 % y Europa/CEI/África aumentó 92 puntos básicos y registró un 22,2 % en el pico de la actividad estival de perforación en Rusia.

Durante los primeros nueve meses de 2015, los ingresos con respecto al año anterior cayeron un 18 % en las Áreas internacionales, lo que es más grave que la caída del 9 % en el mismo período durante la recesión de 2009. No obstante, el margen operativo decreciente fue solo de 23 %, lo que representa una marcada mejora sobre el 61 % publicado para el período correspondiente durante la recesión anterior. El margen operativo antes de impuestos de los primeros nueve meses de 2015 aumentó 29 puntos básicos, en comparación con la caída de 358 puntos básicos en el margen informado para el mismo período en 2009. La fortaleza de este desempeño fue el resultado de una gestión proactiva de costos y recursos, las fuertes ventas de nuevas tecnologías y la aceleración del programa de transformaciones focalizado en la productividad de la fuerza de trabajo, el uso de los activos y la reducción en los costos de soporte a las unidades.

En el tercer trimestre, el programa de transformaciones permitió un aumento en la productividad de la fuerza de trabajo a través de la combinación de habilidades múltiples, operaciones remotas y la implementación de tecnologías innovadoras. Por ejemplo:

• En Omán, Finalizaciones redujo el alto número de horas de los especialistas de campo en el pozo al capacitar a los operadores de líneas para que llevaran a cabo operaciones de fractura hidráulica y puente perforable Copperhead Extreme*. Como resultado de este enfoque de habilidades múltiples, se aumentó la capacidad operativa en un 15 %, lo que permitió la reasignación de los especialistas de campo a otras operaciones.
• En el norte de México, los equipos de pozos de Drilling & Measurements fueron capacitados para ejecutar el conjunto completo de herramientas de perforación direccional, permitiendo que los perforadores direccionales fueran trasladados del lugar de la torre de perforación al centro de comando en la ciudad. Al combinar habilidades múltiples y operaciones remotas, Drilling & Measurements redujo su equipo de torres de perforación en un 35 %, lo que redujo el personal y los costos de alojamiento.
• Fuera de la costa de Filipinas, las tecnologías avanzadas de Drilling & Measurements permitieron la óptima perforación de un problemático pozo de aguas profundas. Para aumentar la productividad de las personas de la operación, un ingeniero fue capacitado en servicios de registro de lodo y mediciones durante la perforación para dotar de flexibilidad a la fuerza de trabajo y reducir el costo operativo. Esta combinación de tecnologías de Drilling & Measurements y habilidades múltiples permitió el ahorro de tres días de tiempo de perforación, o aproximadamente 1800 millones de USD, y una menor exposición a riesgos de salud y seguridad.

Durante el tercer trimestre, las Áreas internacionales también resultaron adjudicatarias de varios contratos.

En Arabia Saudita, WesternGeco resultó adjudicada en dos contratos plurianuales para la tecnología sísmica de tierra firma UniQ*, uno de los cuales utiliza 50 000 canales y el otro 30 000 canales. Los sondeos comenzarán en el segundo trimestre de 2016 y los equipos podrán operar en cualquier terreno (dunas de arena, sebkhas, áreas costeras o urbanas). WesternGeco está implementando la tecnología UniQ con una eficiencia sin precedentes en Medio Oriente desde 2009.

En Kuwait, Kuwait Oil Company (KOC) le adjudicó a Schlumberger un contrato de tres años para la provisión de servicios integrados de construcción de pozos en los yacimientos Sabriyah y Raudhatain en el norte de Kuwait. El contrato incluye la perforación de múltiples pozos horizontales y la provisión de todos los servicios necesarios para perforar los pozos. La adjudicación de servicios de perforación completamente integrados es la primera de su clase en el país, y le brindará al cliente un acceso directo a la experiencia de construcción de pozos de Schlumberger, y a los servicios y tecnologías vinculados a través de procesos de trabajo multidisciplinarios.

En Omán, Petroleum Development Oman le adjudicó a Schlumberger un contrato de tres años basado en el desempeño con una ampliación opcional de siete años para la provisión, instalación, puesta en servicio y gestión de bombas eléctricas sumergibles y equipos de superficie asociados para sus yacimientos en el norte y sur de Omán. Se espera que las operaciones bajo este contrato se inicien en el segundo trimestre de 2016.

En los Emiratos Árabes Unidos, ADMA-OPCO adjudicó a Schlumberger la provisión de 49 medidores de flujo multifase en superficie Vx Spectra* como parte de la próxima etapa del desarrollo de dos campos importantes. El medidor de flujo Vx Spectra mide a alta frecuencia utilizando análisis espectroscópico gamma para cuantificar en forma exacta las tasas de flujo de petróleo, gas y agua sin separación de fases, lo que reduce la necesidad de separar la plataforma y el gasto operativo y de capital del cliente.

Soluciones integradas de software (Software Integrated Solutions, SIS) firmó un contrato global con ENI para el suministro de simuladores de yacimientos de alta resolución INTERSECT* y las plataformas de software de exploración y producción Petrel* y de pozos Techlog*. El contrato multimillonario de seis años incluye una opción de ampliación de 3 años. En base a este acuerdo, ENI busca las tecnologías más avanzadas para lograr una alta tasa de éxito en la exploración y, a la vez, reducir el tiempo de ciclo entre las etapas de exploración y de producción económica.

AAG Energy Holdings Limited, la empresa independiente líder de China en la producción de gas metano de carbón (CBM), le adjudicó a Schlumberger un contrato de software y servicios relacionados. El contrato de tres años le brinda al cliente el acceso a la plataforma SIS y las tecnologías de base, incluidos al sistema de exploración y producción de Petrel* y el software de operaciones productivas de Avocet*, el simulador de yacimientos ECLIPSE*, el análisis económico Merak PEEP* y los simuladores de flujo multifase en estado estable PIPESIM* y dinámico OLGA*. Al adoptar un innovador modelo basado en la tecnología, los activos del clientes de beneficiarán con el desarrollo eficiente, los procesos operativos avanzados y las mejoras de producción en línea con su estrategia de financiamiento financiero disciplinada y orientada al crecimiento.

En Madagascar, OMV le adjudicó un contrato a WesternGeco para sondear 3007 km2 en 3D utilizando la tecnología de imágenes y adquisición de banda ancha de muesca deslizante ObliQ* con procesamiento de migración a bordo y control de tiempo de pila. Los sondeos cubrirán tanto las áreas costeras como las de aguas profundas del bloque Grand Prix fuera de la costa occidental de Madagascar, y representa un hito clave en la etapa de exploración de la campaña de OMV en el país.

Los ingresos de Caracterización de yacimientos de 2300 millones de USD disminuyeron un 5 % secuencialmente, principalmente debido a los sostenidos recortes en los gastos de exploración que impactaron sobre las actividades de servicios de Wireline y Prueba en América Latina, Europa/CEI y África y Medio Oriente y Asia y debido a las menores ventas sístimas multicliente en el Golfo de México. Esta disminución fue parcialmente compensada por las mayores actividades estivales por trabajos sísmicos en alta mar en el este de Canadá y por proyectos de Wireline en Rusia.

El margen operativo antes de impuestos de 26,3 % básicamente se mantuvo sin cambios en forma secuencial. A pesar del cambio en la composición de los ingresos de una actividad de exploración de alto margen, una mayor actividad sísmica marítima y la rápida acción sobre la gestión de costos ayudaron a limitar el margen operativo decreciente a 30 %.

Las nuevas tecnologías de Caracterización de nuevos yacimientos ayudaron a caracterizar complejos yacimientos, optimizar la producción del pozo y la recuperación del yacimiento y mejorar la eficiencia operativa.

En Kuwait, Wireline utilizó el servicio de presión de yacimientos durante el registro PressureXpress* y el cable de tracción todo terreno UltraTRAC* en el lateral horizontal de un pozo en la formación de carbonato Mauddud. La tecnología PressureXpress facilitó un sondeo confiable de presión de yacimiento mientras el cable de tracción UltraTRAC permitió el transporte de la carga en las complicadas condiciones del pozo, reduciendo el tiempo en el pozo y el costo. Como resultado de ello, el cliente ahorró más de 24 horas de tiempo de perforación en comparación con los métodos convencionales alternativos.

En la región occidental de Australia, Wireline implementó la tecnología de evaluación de cemento Isolation Scanner* para evaluar la integridad de un pozo de tubería dual de Chevron en el proyecto de desarrollo de gas natural licuado Wheatstone. El servicio Isolation Scanner combina la tecnología clásica de pulso/eco con imágenes de onda flexible para suministrar una evaluación en tiempo real del estado de la tubería. El uso de la tecnología Isolation Scanner en seis pozos ahorró 12 horas por pozo para la recopilación de datos.

En la región occidental de Australia, Schlumberger Wireline utilizó la tecnología de probeta radial 3D Saturn* para AWE Limited en la cuenca de Perth. La tecnología Saturn 3D reduce el tiempo de obtención de fluidos de la formación y permite tomar muestras en entornos complicados. El éxito de Schlumberger en llevar muestras de gas a la superficie fue el primero de AWE utilizando la probeta radial 3D Saturn*. La muestra fue tomada de un intervalo que, basado en los pozos cercanos, no hubiera sido exitoso utilizando métodos de muestreo convencionales.

En Kazajistán, Wireline implementó la tecnología de probeta radial 3D Saturn* para Karachaganak Petroleum Operating B.V., un consorcio formado por ENI, BG, Chevron, Lukoil y KazMunaiGaz para tomar mediciones de presión de formación en zonas de baja permeabilidad en el yacimiento de Karachaganak. La mayor área de flujo y la cobertura radial 3D que ofrece el diseño elíptico de Saturn aportó mejoras en la eficiencia operativa y la obtención de información crítica de presión de formación utilizada para el desarrollo, la planificación de la producción y la gestión de yacimientos de este campo.

WesternGeco está llevando a cabo un sondeo multicliente de 1085 km2 utilizando la tecnología sísmica isométrica marina IsoMetrix* en la parte norte de la región productora de petróleo y gas de Halten Terrace en el Mar de Noruega. El área foco incluye Nordland Ridge, una extensión hacia el norte que tuvo un desarrollo menor debido a la falta de obtención de datos sísmicos en el pasado. Se espera que la tecnología IsoMetrix aumente la calidad de los datos en forma considerable, generando un mayor desarrollo en el área. El proyecto cuenta con el apoyo de la industria de exploración y producción y varias empresas se comprometieron anticipadamente con el sondeo.

En Australia, Wireline utilizó la tecnología espectroscópica de alta definición Litho Scanner* para que Santos evaluara el yacimiento y la calidad de finalización para futuras estimulaciones de fractura. La tecnología Litho Scanner ofreció mediciones de alta precisión de elementos clave para calibrar el modelo petrofísico dentro de un entorno de cuenca fronterizo, que fue una ayuda importante para Santos durante la etapa de evaluación de exploración.

Frente a las costas de Malasia, Wireline utilizó una combinación de tecnologías para que PETRONAS evaluara las formaciones de carbonato con cumbre de coral en un pozo de evaluación con pérdidas completas de los fluidos de perforación y perforación presurizada activa. Las tecnologías incluyeron a la herramienta de prueba de dinámica de formación modular MTD* con el sistema InSitu Fluid Analyzer*, así como los servicios de perforación rotativa de banda lateral de gran volumen XL-Rock*, generación de microimágenes de formación de alta definición FMI-HD*, escaneo acústico Sonic Scanner* y generación versátil de imágenes VSI*, que evaluaron las formaciones del yacimiento en tiempo real y tomaron muestras de roca y fluidos. Como resultado de ello, el cliente pudo mejorar el modelo geológico y evaluar las reservas con mayor precisión.

Los ingresos del Grupo de Perforación de 3300 millones de USD disminuyeron un 7 % secuencialmente, en gran parte debido a la persistente presión internacional de precios y la caída de la actividad que impactaron los ingresos de Perforación y Mediciones y M-I SWACO, principalmente en el Mar del Norte, los geomercados del África subsahariana y en las áreas de Medio Oriente y Asia y América Latina. Sin embargo, estos efectos fueron parcialmente compensados por el pico de actividad estival de perforación en Rusia.

El margen operativo antes de impuestos de 18,6 % disminuyó 94 puntos básicos secuencialmente. A pesar de la caída de los ingresos, la rápida acción sobre la gestión de costos contribuyó a limitar el margen operativo decreciente a 32 %.

Las nuevas tecnologías del Grupo de Perforación ofrecieron un mejor desempeño al mejorar la eficiencia de perforación, optimizar la colocación de pozos y garantizar la integridad del pozo.

Frente a las costas de Brasil, las tecnologías del Grupo de Perforación permitieron que Petrobras perforara un pozo de desarrollo en la cuenca de Santos en 28,8 días, estableciendo un nuevo récord de perforación de la capa anterior a la sal en aguas profundas con una barcaza de perforación de una sola grúa. La combinación del sistema de dirección rotativa PowerDrive Orbit* de Perforación y Mediciones y un motor de perforación G2 con una sección de potencia Dyna-Drill ayudaron a mantener el control direccional y un direccionamiento consistente bajo difíciles condiciones de perforación. Asimismo, como resultado de la colaboración técnica entre Schlumberger y el Centro de Investigación y Desarrollo de Petrobras (CENPES), una broca Smith PDC a medida con tecnología de broca de elemento de diamante cónico StingBlade* mejoró el ROP. En general, el cliente ahorró 8,2 días de perforación y los altos costos asociados en comparación con el plan.

Frente a las costas de Noruega, el Grupo de Perforación implementó tecnologías para que Statoil perforara un pozo complicado en el Bloque 15 alcanzando su profundidad total de una vez. Para poder perforar todas las acciones verticales del pozo sin desvíos y con un alto ROP, los expertos del caso recomendaron el uso de un montaje optimizado en la parte inferior del agujero para cada sección y combinarlo con la tecnología de broca de elemento de diamante cónico StingBlade*. Aplicando una mayor carga puntual concentrada en la roca, la tecnología StingBlade fijó un nuevo ROP récord para el yacimiento. Aún más, los resultados ayudaron a Statoil a superar su escenario de “pozo perfecto”, que la empresa calcula entre sus mejores operaciones. Los aprendizajes más importantes del pozo están siendo utilizados por el cliente para mejorar aún más la eficiencia de perforación.

En Kazajistán, Bits & Advanced Technologies utilizó la tecnología de broca de elemento de diamante cónico StingBlade* para perforar pozos de VNISO LLP en formaciones de dolomita sólida en el yacimiento Zhanazhol. La carga puntual de alta concentración del elemento de StingBlade en la roca y la mejor resistencia al desgaste mejoró la superficie y el ROP para alcanzar exitosamente la meta con una única broca. Como resultado de ello, el cliente ahorró 28 días de tiempo de perforación en comparación con los mejores pozos debido a un ROP tres veces mayor.

También en Kazajistán, Schlumberger implementó las tecnologías del Grupo de Perforación para que Emir Oil Company perforara un intervalo lateral en el yacimiento Kariman. La tecnología de broca de elemento de diamante cónico StingBlade*, con su fuerza de impacto y su resistencia al desgaste, maximizó el ROP y facilitó la perforación lateral alcanzando su profundidad de una sola vez. Esto fue posible debido a una combinación de software, incluida la optimización de la broca de perforación DBOS* y los sistemas de registro de perforación DRS*, el programa de simulación de perforación hidráulica YieldPoint RT y la plataforma de diseño integrada de broca de perforación IDEAS*. Como resultado de ello, el cliente ahorró 360 000 USD al haber finalizado el pozo en 15 días en lugar de hacerlo en los 35 días planificados originalmente.

En Angola, M-I SWACO utilizó una combinación de sistemas de finalización, fluidos y herramientas para que ENI completara dos pozos submarinos de aguas profundas. El fluido de perforación de yacimientos de base oleosa FAZEPRO* permitió una baja pérdida de fluidos, un alto ROP y una sencilla limpieza mientras la técnica de desplazamiento 3D SMART* aportó un paquete a medida de tecnologías químicas, mecánicas e hidráulicas para estos dos pozos. Asimismo, la herramienta circulante WELL COMMANDER* impulsó la circulación para eliminar cortes en lugares críticos de la perforación, luego de lo cual se ejecutó la herramienta de validación WELL PATROLLER* para validar que todos los escombros hubieran sido retirados. La combinación de estas tecnologías permitieron que los pozos fueran cerrados luego de la operación de empaque de grava sin reflujo durante 10 meses. Luego del tratamiento, un pozo alcanzó una tasa de producción de 25 000 barriles diarios en comparación con la producción planificada de 15 000 barriles diarios.

Frente a las costas de Birmania, M-I SWACO implementó la tecnología de fluidos de perforación de base sintética RHELIANT PLUS* para ayudar a Chinnery Assets Limited a superar los desafíos técnicos y logísticos de su campaña de exploración y perforación a lo largo de la costa oeste de Birmania. A pesar de los desafíos logísticos remotos, la red de Schlumberger en el país permitió la preparación de grandes volúmenes del fluido de perforación de reología plana RHELIANT PLUS y su despacho a la torre de perforación. La disponibilidad de RHELIANT PLUS con sus propiedades, incluida la estabilidad térmica, la reología consistente y la protección contra la caída de barita le permitió al cliente alcanzar la profundidad total del pozo de aguas profundas como estaba planificado.

En China, la tecnología de detección de límites de lechos multicapa PeriScope HD* de Perforación y Mediciones fue utilizada por PetroChina Tarim Oil Company para perforar un pozo horizontal en un yacimiento maduro caracterizados por sus trampas de baja amplitud, un objetivo extremadamente delgado de aproximadamente 1 metro y una brecha inestable que podía ponerse en contacto directo con el agua del fondo en caso de desprenderse. La colocación de la sección horizontal del pozo, cerca de la parte superior del yacimiento, resultó crítica para alcanzar las metas del plan de desarrollo. La tecnología PeriScope HD ayudó a superar los desafíos de la perforación, y alcanzó una colocación superior del pozo a través de un 100 % de contacto con el yacimiento.

Frente a las costas de Australia, las tecnologías del Grupo de Perforación utilizaron un diseño de perforación con ingeniería a medida para perforar un pozo en el Proyecto Wheatstone operado por Chevron. La combinación de tecnologías incluyeron a la eliminación de agujeros con fresadoras duales Rhino RHE*, la fresadora con actuador hidráulico a demanda Rhino XC*, la fresadora con expansión hidráulica Rhino XS* y la tecnología de registro durante la perforación de Perforación y Mediciones para obtener datos de evaluación de la formación. Esta implementación marca la primera presentación de la tecnología Rhino RHE en Australia.

Los ingresos de 3000 millones de USD del Grupo de Producción disminuyó un 5 % secuencialmente, y dos tercios de esa disminución fueron atribuibles a las restricciones presupuestarias de los clientes de los mercados internacionales, particularmente en las áreas de Medio Oriente y Asia y América Latina, el Mar del Norte y los geomercados del África subsahariana, que generaron una menor actividad y concesiones de precios. La actividad de bombeo a presión continuó cayendo y la presión sobre los precios se incrementó mientras que la cantidad de plataformas en tierra firme en América del Norte extendió su declinación.

El margen de operación antes de impuestos del 11,1 % disminuyó 173 puntos básicos secuencialmente mientras continuó la menor actividad y la mayor presión sobre los precios durante el trimestre, con caída de precios en algunas cuencas, lo que llevó a apilar los equipos de bombeo a presión y a reasignar las plantillas. Sin embargo, en otras cuencas se mantuvo la implementación de las flotas de fracturación hidráulica.

Las nuevas tecnologías del Grupo de Producción ayudó a los clientes a satisfacer sus desafíos técnicos al acelerar la producción, mejorar la recuperación y aumentar la eficiencia operacional.

Frente a las costas de Qatar, Schlumberger Completions implementó un sistema de gestión de yacimientos y producción Manara* y su tecnología de acoplador inductivo para Maersk Oil Qatar en un pozo horizontal de alcance extendido en el campo Al Shaheen. Este fue el primer pozo del mundo en usar un sistema de monitoreo y control de flujo de pozo permanente y controlado desde la superficie para una menor finalización. La tecnología de acoplador inductivo de Manara permitió la comunicación de datos y energía inalámbrica para la instalación de dos estaciones Manara en la parte inferior del pozo. Estas estaciones brindaron mediciones infinitas de control de flujo, corte de agua, presión, temperatura y tasa de flujo en cada estación, y en profundidades que no es posible alcanzar con finalizaciones inteligentes tradicionales. La operación fue ejecutada con éxito y, como resultado de ello, el cliente obtuvo un mejor monitoreo y control del pozo.

En el sector noruego del Mar del Norte, y como parte del proyecto de servicios integrados de construcción de pozos de Schlumberger, Completions introdujo los sistemas de colgador de línea COLOSSUS* para Det Norske Oljeselskap ASA en un pozo complejo con una sección en forma de S y un desvío alta gravedad en el campo Ivar Aasen. Debido a la adaptabilidad del sistema COLOSSUS ante situaciones complicadas en el pozo, incluidos los períodos prolongados de alta rotación de torsión, la operación fue completada tal como había sido planificada. Como resultado de ello, el cliente ahorró siete días de tiempo de perforación.

En Kuwait, Intervención de Pozos utilizó el gel orgánico de vinculación cruzada OrganoSEAL* con un dispositivo de control de flujo entrante para cerrar con éxito el agua en un pozo horizontal. Implementado mediante el uso de la familia de servicios de tubería enrollada en el pozo ACTive*, el tratamiento con base acuosa de única aplicación OrganoSEAL rellenó de manera óptima los espacios porosos de la matriz y evitó la necesidad de perforaciones adicionales. Además, la tecnología empaquetadora inflable de tubo enrollado a través de tubo CoilFLATE* brindó un anclaje confiable y un sello de alta presión en condiciones difíciles dentro del pozo. Esta combinación de tecnologías le ahorró al cliente dos días de perforación, y ayudó a aumentar la producción de petróleo del pozo en un 250 %.

En Ecuador, Schlumberger Completions presentó la tecnología de anclaje con pistolas de autoliberación MAXR* en combinación con la tecnología de carga de penetración extra profunda formada Testing Services PowerJet Nova* en dos pozos del campo Paraiso de ENAP Sipetrol. La tecnología MAXR ancló las pistolas de perforación y automáticamente cayeron en el momento de la detonación mientras las cargas PowerJet Nova brindaron una mayor penetración en las sólidas formaciones rocosas. La producción total actual de este pozo es de aproximadamente 1700 barriles diarios, superando las expectativas iniciales de 400 barriles diarios.

En Egipto, Intervención de pozos utilizó el fluido de estimulación emulsionado SXE* combinado con el servicio de agua de alta presión de ingeniería Jet Blaster* para estimular un pozo sin flujo de Scimitar Production Egypt Ltd. en el campo Rahmi. La herramienta Jet Blaster sirvió para limpiar la boca del pozo a través de raudales concentrados de fluido de alta energía que aumentaron la eficiencia de estimulación de la matriz. Como resultado de la intervención, la producción del pozo aumentó de cero a 1500 barriles diarios.

También en Egipto, Intervención de pozos presentó el primer servicio de conformación y estimulación de tubo enrollado de alta mar ACTive Matrix* para estimular un pozo de The General Petroleum Company en una formación de dolomita con una baja temperatura de 120 grados F. La tecnología ACTive Matrix permitió optimizar el tratamiento de estimulación a través de un monitoreo en vivo de las tasas de inyección, la presión en la parte inferior del pozo y la temperatura. Como resultado de ello, la prueba del pozo luego del tratamiento de estimulación confirmó una piel negativa y un aumento de la producción de cero a 1000 barriles diarios.

Frente a las costas de Costa de Marfil, Schlumberger Completions utilizó pantallas de paquetes de grava en pozos de rutas alternativas OptiPac* para Canadian Natural Resources Limited en un intervalo horizontal y prolongado del pozo en el proyecto de desarrollo submarino Baobab Phase III. Fue la primera vez que operaciones omitió el uso convencional de tubos de lavado para ahorrar tiempo de perforación. El tiempo total de perforación ahorrado por el cliente, incluidos los ahorros relacionados con poner fuera de línea a las pantallas OptiPac, fue aproximadamente equivalente a 1,3 millones de USD.

Frente a las costas de Malasia, Well Intervention utilizó el sistema de activación y perforación selectiva en tiempo real ACTive OptiFIRE* CT para que REPSOL S.A. perforara múltiples zonas de un pozo frente a la zona peninsular de Malasia. La tecnología ACTive OptiFIRE suministró mediciones críticas en tiempo real y permitió un control de detonación confiable sin alterar la dinámica de los fluidos del pozo. Como resultado de ello, el cliente ahorró un día de tiempo de perforación.

En Paquistán, Well Intervention utilizó el fluido de desvío viscoelástico VDA* para que Ocean Pakistan Limited llevara a cabo la estimulación de la matriz de una sección de 4,25 metros en una formación desafiante en el campo Ratana. La tecnología VDA desvió con éxito el fluido remanente del tratamiento de estimulación hacia zonas de menor inyectividad. El cliente registró un aumento de la producción desde 1,5 a 13 millones de metros cúbicos diarios, así como 400 barriles diarios de condensado posterior al tratamiento.

Deuda neta

“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.

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 los EE. UU. (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP), este comunicado de prensa del tercer trimestre incluye también medidas financieras que no son GAAP (según la definición del reglamento G de la SEC). A continuación se muestra una conciliación de estas medidas que no son GAAP con las medidas GAAP comparables:

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 105 000 empleados provenientes de más de 140 nacionalidades y con 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 desarrollará una llamada en conferencia para analizar los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes 16 de octubre de 2015. La llamada está programada para comenzar a las 8:00 a. m. (hora central de EE. UU.), 9:00 a. m. (hora del Este) – 3:00 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) 234-9960 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 noviembre 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 365406.

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 hasta el 31 de diciembre de 2015.

Este documento de ganancias del tercer trimestre de 2015 y demás información complementaria, 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 sean hechos históricos, 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 específicas dentro de cada segmento); el crecimiento de producción y demanda de gas natural y petróleo; los precios del gas y del 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; la integración de Cameron en nuestro negocio; los beneficios esperados de la transacción Cameron; el éxito de las alianzas y empresas conjuntas de Schlumberger; las condiciones económicas globales futuras y los resultados futuros de las operaciones. Estas declaraciones están sujetas a riesgos e incertidumbres, que incluyen, entre otras, las condiciones económicas mundiales; los cambios en los gastos en exploración y producción de los clientes de Schlumberger y los cambios en el nivel de exploración y desarrollo de petróleo y gas natural; las condiciones económicas, políticas y comerciales generales en regiones clave del mundo, incluidos Rusia y Ucrania; la erosión de los precios; factores climáticos y estacionales; demoras operativas; disminuciones de producción; cambios en las normativas gubernamentales y en los requisitos normativos, incluidos los relacionados con la exploración de petróleo y gas en alta mar, fuentes radioactivas, explosivos, químicos, servicios de fractura hidráulica e iniciativas relacionadas con el clima; la imposibilidad de la tecnología de satisfacer nuevos desafíos en exploración; la satisfacción de las condiciones de cierre de la fusión con Cameron; el riesgo que la fusión contemplada con Cameron no ocurra; los efectos negativos derivados de la falta de sustentación de la fusión prevista con Cameron; la imposibilidad de realizar una integración exitosa luego del cierre de la fusión con Cameron y alcanzar las sinergias esperadas; la imposibilidad de retener a empleados clave; los gastos de la fusión y otros riesgos e incertidumbres detallados en nuestro comunicado de ganancias del tercer trimestre de 2015 e información complementaria, nuestros Formularios 10-K, 10-Q y 8-K más recientes 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.