Schlumberger anuncia os resultados do quarto trimestre e de todo o ano de 2014
- A receita do quarto trimestre, de US$ 12,6 bilhões, teve um aumento interanual de 6%.
- EPS no quarto trimestre, de US$ 1,50, excluindo os encargos e créditos, teve um aumento interanual de 11%.
- O Conselho aprova um aumento de 25% nos dividendos, em vigor em 10 de abril de 2015
- Recomprou 12,1 milhões de ações durante o trimestre por US$ 1,1 bilhão
- Encargos associados com restruturações no quarto trimestre, depreciação e a desvalorização da moeda iguais a US$ 1,27 por ação
Resultado anual
| (Apresentação em milhões, exceto por quantidade de ações) | ||||||||||||||
| Doze meses encerrados | Crescimento | |||||||||||||
| 31 de dezembro de 2014 | 31 de dezembro de 2013 | Interanual | ||||||||||||
| Receita | $ | 48,580 | $ | 45,266 | 7 | % | ||||||||
| Lucro operacional antes dos impostos | 10,576 | 9,344 | 13 | % | ||||||||||
| Renda de operações contínuas, excluindo encargos e créditos* | 7,282 | 6,332 | 15 | % | ||||||||||
| EPS diluído de operações contínuas, excluindo encargos e créditos* | $ | 5,57 | $ | 4,75 | 17 | % | ||||||||
| Margem operacional antes dos impostos | 21,8 | % | 20,6 | % | 113 bps | |||||||||
| Receita América do Norte | $ | 16,151 | $ | 13,897 | 16 | % | ||||||||
| Receita operacional da América do Norte antes dos impostos | 3,057 | 2.735 | 12 | % | ||||||||||
| Margem operacional América do Norte antes dos impostos | 18,9 | % | 19,7 | % | -75 bps | |||||||||
| Receita internacional | $ | 32,089 | $ | 30,932 | 4 | % | ||||||||
| Receita internacional antes dos impostos | 7,677 | 6,879 | 12 | % | ||||||||||
| Margem internacional antes dos impostos | 23,9 | % | 22,2 | % | 168 bps | |||||||||
| *Receita de operações contínuas, incluindo encargos e créditos, foi de US$ 5,643 bilhões em 2014 e US$ 6,801 bilhões em 2013. O EPS diluído de operações contínuas, incluindo encargos e créditos, foi de US$ 4,31 em 2014 e US$ 5,10 em 2013. Veja a seção titulada "Encargos e créditos" para detalhes. | ||||||||||||||
"A força desses resultados demonstram a resiliência do nosso portfólio de negócios em face dos desafios da atividade em 2014 no Brasil, México e China, redução de gastos em águas profundas, exploração e atividade sísmica, agitação na Líbia e no Iraque, sanções internacionais na Rússia, e a queda acelerada do preço do petróleo no final do ano. A combinação desses ventos contrários reduziu o crescimento da receita em mais de US$ 1 bilhão, ou 2%, mas a receita ainda aumentou 7%, como resultado de fortes ventos a favor na Argentina, Equador, África Subsaariana, Arábia Saudita, Emirados Árabes Unidos e América do Norte que combinados com ganhos de quota de mercado, impulsionou o desempenho geral.
Resultados do quarto trimestre
| (Apresentação em milhões, exceto por quantidade de ações) | ||||||||||||||||||||||
| Três meses encerrados em | Crescimento | |||||||||||||||||||||
| 31 de dezembro de 2014 | 30 de setembro de 2014 | 31 de dezembro de 2013 | Sequencial | Interanual | ||||||||||||||||||
| Receita | $ | 12,641 | $ | 12,646 | $ | 11,906 | - | 6 | % | |||||||||||||
| Lucro operacional antes dos impostos | 2,781 | 2,806 | 2,604 | -1 | % | 7 | % | |||||||||||||||
| Renda de operações contínuas, excluindo encargos e créditos* | 1,941 | 1,949 | 1,786 | - | 9 | % | ||||||||||||||||
| EPS diluído de operações contínuas, excluindo encargos e créditos* | $ | 1,50 | $ | 1,49 | $ | 1,35 | 1 | % | 11 | % | ||||||||||||
| Margem operacional antes dos impostos | 22,0 | % | 22,2 | % | 21,9 | % | -19 bps | 13 bps | ||||||||||||||
| Receita América do Norte | $ | 4,324 | $ | 4,255 | $ | 3,649 | 2 | % | 19 | % | ||||||||||||
| Receita operacional da América do Norte antes dos impostos | 849 | 825 | 716 | 3 | % | 19 | % | |||||||||||||||
| Margem operacional América do Norte antes dos impostos | 19,6 | % | 19,4 | % | 19,6 | % | 24 bps | 1 bps | ||||||||||||||
| Receita internacional | $ | 8,210 | $ | 8,309 | $ | 8,151 | -1 | % | 1 | % | ||||||||||||
| Receita internacional antes dos impostos | 1,990 | 2,041 | 1,917 | -2 | % | 4 | % | |||||||||||||||
| Margem internacional antes dos impostos | 24,2 | % | 24,6 | % | 23,5 | % | -33 bps | 71 bps | ||||||||||||||
| *Receita de operações contínuas, incluindo encargos e créditos, foi de US$ 302 milhões no quarto trimestre de 2014, US$ 1,949 bilhão no terceiro trimestre de 2014 e US$ 1,664 bilhão no quarto trimestre de 2013. O EPS diluído de operações contínuas, incluindo encargos e créditos, foi de US$ 0,23 no quarto trimestre de 2014, US$ 1,49 no terceiro trimestre de 2014 e US$ 1,26 no quarto trimestre de 2013. Veja a seção titulada "Encargos e créditos" para detalhes. | ||||||||||||||||||||||
"Em Tecnologias, o Grupo de Produção cresceu 5,5% em serviços de bombeamento de pressão na América do Norte, enquanto os Grupos de Caracterização de Reservatórios e perfuração diminuíram sequencialmente 2,8% e 3,4%, respectivamente. A menor atividade do Grupo de Caracterização de Reservatórios foi devido a uma queda sazonal dos trabalhos de sísmica marinha enquanto o Grupo de Perfuração sofreu os efeitos do câmbio e atividade em declínio sazonal na Rússia. Como esperado, as vendas de software, e licença de produto e multicliente de final de ano de aproximadamente US$ 260 milhões beneficiou principalmente os Grupos de Produção e Caracterização de Reservatórios, mas foram mais fracas do que o habitual porque os clientes reduziram gastos discricionários.
"Durante o trimestre, as previsões globais para o crescimento do PIB suavizaram um pouco, mas ainda se espera que seja de 3% em 2015, confirmando que a recuperação econômica global está intacta. Como resultado, a demanda por petróleo continua a aumentar, mas a oferta comercializada significativamente superior levou a uma queda dramática no preço do petróleo. Como o investimento em E&P (Exploração e produção) cai em resposta, as taxas de declínio irá afetar a capacidade de produção de petróleo, ao mesmo tempo em que a atividade fortemente baixa de E&P irá atrasar adições de abastecimento. Ao mesmo tempo, os mercados de gás natural permanecem comodamente abastecidos na América do Norte, enquanto novas adições de capacidade LNG na Ásia e demandas mais fracas na Europa estão pressionando os preços nestas regiões.
"Neste ambiente incerto, nós continuamos a focar no que podemos controlar. Já tomamos uma série de medidas para restruturar e redimensionar nossa organização que nos levou a registrar uma série de encargos no quarto trimestre. Estamos convencidos de que o desempenho agora deve ser impulsionado por uma mudança acelerada na forma como trabalhamos através de nosso programa de transformação. O fornecimento de nova tecnologia que melhore o desempenho dos depósitos dos nossos clientes, o aumento na eficiência e confiabilidade que reduz os custos gerais da descoberta, desenvolvimento e produção, e as oportunidades de crescimento a partir de uma maior integração, são todos importantes motores do nosso próprio desempenho e dos nossos clientes. Resultados tangíveis já foram registrados e, como nós aceleramos os benefícios do programa de transformação tanto em Tecnologias como em Geomercados em 2015, acreditamos que estamos bem posicionados para nos superar.
"Nossa considerável força financeira, como demonstrada por uma forte taxa de conversão de caixa de ganhos que gerou mais de US$ 6 bilhões em fluxo de caixa livre em 2014, levou o Conselho de Administração a aprovar um aumento do dividendo pelo quinto ano consecutivo, resultando na duplicação de nosso dividendo durante o período de cinco anos. Em combinação com o nosso programa de recompra continuada de ações, isto evidencia claramente a confiança em nossa capacidade de gerar fluxos de caixa mais elevados, apesar do ambiente mais desafiador".
Demais eventos
Em 15 de janeiro de 2015, o Conselho Diretor aprovou um aumento de 25% no dividendo trimestral de US$ 0,40 por ação das ações ordinárias em circulação, para US$ 0,50 por ação, começando com o dividendo a pagar em 10 de abril de 2015 aos acionistas registrados em 11 de fevereiro de 2015.
Durante o trimestre, a Schlumberger recomprou 12,1 milhões de ações ordinárias a um preço médio de US$ 90,22 por ação, totalizando um preço de compra de US$ 1,1 bilhão.
No dia 6 de janeiro de 2015, Schlumberger, OneSubsea®, uma joint venture entre Cameron e Schlumberger, e Helix Energy Solutions Group, Inc. anunciaram a celebração de acordos definitivos para a aliança não incorporada da empresa formada para o desenvolvimento de tecnologias e fornecimento de equipamentos e serviços para potencializar a cadeia de valor dos sistemas de intervenção de poço submarino. A aliança combina o conhecimento e as capacidades das três empresas para apresentar uma oferta única, integrando equipamento de acesso ao poço e tecnologias de controle com apoio marinho.
América do Norte
A receita da América do Norte de US$ 4,3 bilhões teve aumento sequencial de 2%, com aumento 5% da receita no território. A receita em terra aumentou tanto nos EUA e Canadá ocidental com maior atividade de bombeamento de pressão, a melhoria contínua da eficiência, e maior assimilação de novas tecnologias, mais especificamente para a família de serviços BroadBand*. A atividade do quarto trimestre no Golfo do México dos EUA aumentou 12%, impulsionado pelo final do ano de vendas de licenças multicliente e a retomada de operações depois de perturbações de ciclo de correntes no terceiro trimestre. A receita do leste do Canadá teve um declínio sequencial seguindo a conclusão do programa de explorações da temporada e atividade sísmica marinha.
A margem operacional antes dos impostos da América do Norte teve aumento sequencial de 24 pontos base (pbs) até 19,6%, devido à recuperação da região oeste do Canadá, contínuos ganhos de eficiência, aumento da penetração de nova tecnologia e melhor recuperação dos custos de logística do território dos EUA. A margem operacional na costa da América do Norte subiu por um melhor mix de receitas provenientes de vendas de licença multicliente de alta margem.
Durante o quarto trimestre, novas tecnologias ajudaram a enfrentar os desafios de clientes no desenvolvimento não convencional de recursos norte-americanos. Essas tecnologias foram direcionadas para o aumento da produção e operações mais eficientes, permitindo aos clientes reduzir o custo total em um mercado de preço commodities em declínio.
Na Dakota do Norte, os serviços de fraturamento Well Services BroadBand Sequence* foram implantados para Whiting Petroleum para estimular um desafiador intervalo de 2.000 pés de um poço horizontal localizado no calcanhar de uma lateral cimentada de 10.000 pés. Após o tratamento de estimulação, um perfil de produção dirigida pela tecnologia de registro de produção de poço Wireline Fluxo Scanner* confirmou que o intervalo estimulado com a tecnologia BroadBand Sequence contribuiu com 42% da produção total de petróleo, enquanto os restantes 8.000 pés do poço contribuíram com 58%.
Em Oklahoma, o serviço de fraturamento Well Services BroadBand Sequence foi usado para Apache Corporation na estimulação do poço horizontal na formação Cottage Grove. Apache escolheu a tecnologia BroadBand para garantir uma cobertura adequada de perfuração do poço. Como resultado, a produção inicial de pós-tratamento do poço excedeu a produção inicial de dois poços comparáveis completados utilizando métodos de estimulação convencional em 74% e 134%, respectivamente.
As tecnologias de perfuração do Grupo Schlumberger foram utilizadas pela Talisman Energy para melhorar a eficiência da perfuração dos poços horizontais em Marcellus Shale. O sistema dirigível rotativo de perfuração e medidas PowerDrive Orbit* com partes de alta resistência à abrasão com diamante policristalino compacto (PDC) Smith SHARC* levou a maiores taxas globais de penetração (Rates of Penetration, ROP) do que os sistemas convencionais rotativos direcionáveis, e resultou em uma economia média de 1,3 dias ou US$ 70.000 por poço.
No território dos EUA, as tecnologias do Grupo de Perfuração também foram implantadas para Noble Energy Inc. a fim de melhorar os tempos de perfuração em poços estendidos na horizontal no Niobrara no inconvencional trabalho na Bacia de DJ. A combinação de tecnologia dirigível rotativa de PowerDrive vorteX* com a melhoria da inclinação e controle de azimute e partes Smith PDC customizadas perfurou consistentemente as seções laterais do poço de mais de 9.500 pés em uma única execução. Como resultado, o cliente economizou mais de dois dias por poço ao eliminar a necessidade de um alargador de execução dedicado. Além disso, a melhoria da lisura do poço perfurado reduziu os tempos de conclusão de execução da montagem.
Áreas Internacionais
A receita das áreas internacionais de US$ 8,2 bilhões teve um aumento sequencial de 1%.
A receita da área do Oriente Médio e Ásia de US$ 3,1 bilhões cresceu 4% sequencialmente impulsionada pela receita recorde na Arábia Saudita e Bahrein, aumento da atividade no Kuwait e nos Emirados Árabes Unidos, e das vendas de fim de ano de produtos e de software em toda a área.
As receitas de US$ 2,1 bilhões na área da América Latina apresentaram um acréscimo de 1% no aumento da atividade na Venezuela e na Colômbia, compensado pela diminuição no escopo de trabalho no México, devido a restrições orçamentais.
A receita da área da Europa/CIS/África de US$ 3,1 bilhões caiu 7%, devido principalmente à fraqueza do rublo e o declínio sazonal da atividade na Rússia. Após o pico de perfuração de verão e as campanhas de exploração de pico do trimestre anterior, os gastos do cliente baixaram ao mesmo tempo em que os preços do petróleo enfraqueceram. Como resultado, a redução na contagem de sondas levou ao declínio da atividade nos mercados geográficos de Angola, Noruega e Reino Unido.
Sequencialmente, a margem operacional antes de impostos da área internacional de 24,2% foi diminuída em 33 bps. A margem operacional antes dos impostos do Oriente Médio e Ásia aumentou em 71 bps até 28,3%, enquanto a América Latina diminuiu 102 bps até 20,9% e na Europa/CIS/África diminuiu 112 bps para 22,3%. O declínio da margem operacional antes dos impostos da Área Internacional foi principalmente impulsionado por um mix de receitas desfavorável no quarto trimestre seguindo os picos de alta margem de perfuração de verão e de campanhas de exploração do terceiro trimestre. Efeitos cambiais desfavoráveis e o declínio de atividade na Rússia também contribuíram para a contração de margem.
Durante o trimestre, as áreas internacionais viram um número de destaques relacionados com integrações.
Statoil outorga à Schlumberger um contrato para o fornecimento de serviços integrados de perfuração de poços no campo Mariner na plataforma continental do Mar do Norte do Reino Unido (UKCS). O contrato de quatro anos, com opções para várias extensões de quatro anos, inclui opções para Bressay, outro campo Statoil operado no UKCS, e vai funcionar como um acordo estrutural também para perfuração de exploração no UKCS. O contrato apresenta uma abordagem de aquisição inovadora na qual a Schlumberger funciona como parte integrante da equipe Statoil realizando todos os principais serviços de perfuração e poços incluindo a perfuração, fluidos, cimentação, finalização e bombas elétricas submersíveis. O escopo do trabalho inclui um total de 22 perfurações e serviços de poços e responsabilidade para apoio logístico. A perfuração está planejada para começar em 2016.
Na Alemanha, a intervenção em poços gerou aumento da eficiência e confiabilidade na primeira operação de perfuração com tubulação espiral ACTive* do mundo em um poço de gás desafiador para Wintershall. A integração de medição em tempo real no fundo do poço ACTive, Ferramentas de Perfuração e corretiva Turbodrill* e tecnologias de partes PDC impregnadas habilitaram o aprofundamento do poço com uma melhoria de 300% na comparação de métodos de perfuração ROP com tubo convencional transmitida em espiral. Além disso, ACTive* em desempenho ao vivo em poços com detecção de temperatura distribuída foi utilizado para validar os resultados e monitorar a produção de gás. Além do mais, a tecnologia de inspeção de tubulação CoilScan* CT forneceu maior confiabilidade operacional por meio do monitoramento da integridade da tubulação em tempo real.
Na costa do Brasil, as tecnologias do Grupo de Perfuração foram instaladas para que a Shell pudesse aumentar a confiabilidade e a eficiência da perfuração em uma campanha de perfuração em lote dos poços em águas profundas. O design do sistema rotativo dirigível de Perfuração e Medidas PowerDrive Xceed* passou por customização de engenharia para perfurar poços direcionais de forma mais confiável em ambientes de alta ROP extremamente desafiadoras. Como resultado, nas desafiadoras seções sem tubo de subida 17 1/2 pol, a tecnologias Xceed reprojetada combinada com o sistema de perfuração XR+ perfuraram consecutivamente e de forma inédita quatro poços, numa distância total de 2.600 m, e mais de uma semana abaixo da mesa rotativa. A confiabilidade melhorada da tecnologia Xceed ajudou a eliminar dois deslocamentos da broca de volta à superfície, permitindo que a Shell economizasse dois dias de tempo da plataforma. Nas seções do reservatório de 8 1/2 pol, a combinação do serviço de mapeamento enquanto perfura o reservatório de Perfuração e Medidas GeoSphere* e os serviços de colocação de poços de Petrotechnical Services usando a plataforma de software E&P Petrel*, permitiram o mapeamento bem-sucedido dos reservatórios e entrega do contato do reservatório líquido a bruto.
Na Malásia, a PETRONAS Carigali Sdn Bhd outorgou à Schlumberger um contrato de gerenciamento de projeto integrado para a construção de 10 poços de desenvolvimento no campo Bokor. Espera-se que o contrato de 18 meses atinja US$ 130 milhões durante o período de contrato, e inclui o fornecimento de perfuração e finalização de produtos e serviços, bem como gerenciamento de projetos, engenharia de poço e supervisão do local dos poços. Esse novo contrato se beneficia das lições aprendidas durante a construção de 17 poços ao longo da fase anterior do projeto Bokor, juntamente com a aplicação da tecnologia Schlumberger integrada de perfuração e de finalização para melhorar o aumento da eficiência operacional e reduzir o custo total do poço.
Grupo de Caracterização de Reservatórios
| (Expressado em milhões, excepto porcentagens de margem) | |||||||||||||||||||||
| Três meses encerrados em | Crescimento | ||||||||||||||||||||
| 31 de dezembro de 2014 | 30 de setembro de 2014 | 31 de dezembro de 2013 | Sequencial | Interanual | |||||||||||||||||
| Receita | $ | 3,093 | $ | 3,184 | $ | 3,306 | -3 | % | -6 | % | |||||||||||
| Lucro operacional antes dos impostos | 956 | 954 | 1,031 | - | -7 | % | |||||||||||||||
| Margem operacional antes dos impostos | 30,9 | % | 30,0 | % | 31,2 | % | 95 bps | -27 bps | |||||||||||||
A margem operacional antes de impostos de 30,9% era 95 bps sequencialmente mais alto em um mix de receita de alta margem de vendas de licença multicliente e software.
Além dos contratos fechados durante o quarto trimestre, novas tecnologias do Grupo de Caracterização de Reservatórios ajudaram a atender os desafios dos clientes na redução do risco sob a superfície, caracterizando os reservatórios complexos e melhorando a produção dos poços e a recuperação dos reservatórios.
Em Angola, as tecnologias da Wireline foram implantadas em dois testes de intervalo de pressão transientes para ENI Angola, a S.p.A. irá avaliar reservas comerciais em um poço em águas profundas. A combinação do testador de dinâmica modular de formação MDT* configurado com sonda radial tecnologia 3D Saturn* e o sistema InSitu Fluid Analyzer* ajudou a derivar permeabilidade zonal com um tempo de resposta rápido, usando medições de fluido de reservatório InSitu Viscosity*. Além disso, a maior área de escoamento oferecida pelo projeto da entrada elíptica Saturn levou à captura eficiente e recuperação de amostras de fluido do reservatório e permitiu ao cliente economizar 23 dias de tempo de sonda por eliminar a necessidade de um teste completo da haste de broca.
A tecnologia Saturn 3D também foi implantada para PEMEX para obter amostras de fluido do reservatório de alta qualidade em uma exploração de poço em águas profundas em sequências turbidíticas laminadas múltiplas ao largo da costa do México. A maior área de fluxo da tecnologia Saturn e melhor capacidade de vedação levaram à melhoria da eficiência operacional, com a aquisição de amostras de fluidos em três intervalos diferentes em mobilidades tão baixas como 0,03 mD/cP, e permitiu ao cliente economizar até 40% no tempo de amostragem de fluido comparado com os métodos convencionais.
Em Abu Dhabi, a perfilagem de produção de poço Wireline Flow Scanner e tecnologias de serviços de tratores com furo revestido TuffTRAC* foram implantados pela ZADCO em um poço multilateral para medir a contribuição da produção de cada seção lateral. O projeto modular do trator TuffTRAC permitiu o acesso à perfuração principal através dos intervalos de finalização do complexo do poço permitindo conexão de alta velocidade ao longo da lateral. Isso reduziu o tempo total de transporte em 36% em relação aos métodos convencionais.
Na África Ocidental, a Hess Corporation outorgou a WesternGeco uma segunda pesquisa com monitor 4D usando tecnologia sísmica ponto-receptor Q-Marine* sobre Ceiba, Okoume e campos Oveng na costa Guiné Equatorial. Esta é a terceira pesquisa que a Q-Marine adquiriu sobre esses campos, seguindo a pesquisa original de base em 2003 e a primeira pesquisa com monitor 4D em 2010.
No Golfo do México dos EUA, uma tripulação de quatro navios iniciou a pesquisa Revolution-X financiada por clientes na área de Garden Banks. A pesquisa será realizada usando aquisição multi-embarcação Dual Coil Shooting* com azimute total da WesternGeco, fonte sísmica marinha calibrada de banda larga Delta* e aquisição de banda larga de deslizamento de fendas Obliq* e em tecnologias de imagem tanto para a desenvolvimento em campo e exploração convencional. A aquisição da pesquisa Revolution X está prevista para ser concluída no segundo trimestre de 2015.
Grupo de Perfuração
| (Expressado em milhões, excepto porcentagens de margem) | |||||||||||||||||||||
| Três meses encerrados em | Crescimento | ||||||||||||||||||||
| 31 de dezembro de 2014 | 30 de setembro de 2014 | 31 de dezembro de 2013 | Sequencial | Interanual | |||||||||||||||||
| Receita | $ | 4,658 | $ | 4,821 | $ | 4,440 | -3 | % | 5 | % | |||||||||||
| Lucro operacional antes dos impostos | 966 | 1,045 | 880 | -8 | % | 10 | % | ||||||||||||||
| Margem operacional antes dos impostos | 20,7 | % | 21,7 | % | 19,8 | % | -94 bps | 91 bps | |||||||||||||
A margem operacional antes dos impostos recuou 94 bps sequencialmente para 20,7%, principalmente devido a moeda e declínios da atividade na Rússia.
Durante o quarto trimestre, novas tecnologias do Grupo de Perfuração impulsionaram o desempenho através da melhoria na eficiência da perfuração, assegurando a integridade do poço e otimizando a localização do poço.
Na Austrália, o serviço de mapeamento enquanto perfura de reservatório de Perfuração e Medidas GeoSphere* foi implantado em uma campanha de perfuração de desenvolvimento de enchimento constituído por cinco poços de desenvolvimento horizontal e um injector de água. Apesar do baixo contraste de resistividade no reservatório, a tecnologia GeoSphere detectou com êxito várias camadas de resistividade, o que corresponde a diferentes interfaces geológicas e contatos de fluido, a distâncias superiores a 30 m. Além disso, a parte superior do reservatório foi detectada claramente, permitindo assim ajustes rápidos da trajetória do poço para evitar falhas e para fornecer a exposição máxima no reservatório.
Além do aperfeiçoamento da localização do poço na costa da Austrália ocidental, o serviço de mapeamento enquanto perfura de reservatório de perfuração e medidas GeoSphere também foi usado para perfurar horizontalmente poços de petróleo com colunas com menos de 65 pés de espessura e as trajetórias horizontais maiores do que 8.000 pés. Anteriormente, a dirigibilidade da perfuração utilizando métodos convencionais direcionais era um desafio, particularmente em reservatório intercalados. A tecnologia GeoSphere permitiu o delineamento em tempo real das camadas no reservatório ao dirigir as laterais para conseguir o máximo contato. Como resultado, a tecnologia GeoSphere entregou oportunamente informações a escala de reservatório que complementou os dados sísmicos de superfície e ajudou a gerar seções geológicas precisas para atualizar modelos geológicos de reservatórios.
Na China central, as tecnologias do Grupo de Perfuração em colaboração com o CCDC-DPRI da CNPC foram implementadas para PetroChina para melhorar o desempenho de perfuração e para estabelecer um novo recorde em um poço de gás de xisto no bloco ChangNing da província de Sichuan. A combinação das tecnologias de alta taxa de construção de Perfuração e Medidas PowerDrive Archer* e tecnologias dirigíveis rotativas movido PowerDrive vorteX* com a parte PDC Smith, personalizado pela plataforma integrada IDEAS*, perfurou o poço em 34 dias - 31% mais rápido do que o recorde anterior de perfuração.
No setor norueguês do Mar do Norte, a tecnologia dirigível rotativa de Perfuração e Medidas PowerDrive Orbit* foi usada para a Shell a fim de ajudar a melhorar a aumentar o controle direcional em uma seção 8 1/2 pol - de um poço HPHT desafiador no campo de águas profundas Onyx. O recém-desenvolvido projeto almofadado e tecnologia de automação autodirigida fornecida pela PowerDrive Orbit, proporcionou dirigibilidade controlada que resultou na verticalidade do poço abaixo de 0,5°, uma ordem de magnitude melhor do que os métodos convencionais de perfuração. A tecnologia PowerDrive Orbit alcançou esse desempenho em uma única execução, que durou 283 horas- representando a execução de perfuração mais longa no campo até à data.
Na Venezuela, a tecnologia dirigível rotativa de Perfuração e Medidas PowerDrive Orbit foi implantada para PDVSA para melhorar a aumentar a eficiência em seções de alto ângulo 8 1/2 pol em reservatórios arenosos caracterizados por camadas intercaladas de formações rochosas duras e macias. No passado, os métodos convencionais de perfuração foram desafiados por altas temperaturas e condições severas de deslizamento no fundo de poço. No geral, o sistema Orbit PowerDrive apresentou o monitoramento direcional necessário e alcançou um aumento de 100% em ROP comparado com os métodos convencionais de perfuração, poupando ao cliente quase 9 dias de tempo de sonda.
Na Colômbia, as tecnologias do Grupo de Perfuração foram implantadas para Equión Energia para fornecer monitoramento direcional completo durante o desafio da perfuração de um poço na formação Mirador, caracterizada por formações de arenito altamente abrasivas e duras. A combinação de tecnologia dirigível rotativa de Perfuração e Medidas PowerDrive Xceed personalizada e partes Smith com tecnologia de corte PDC rolante ONYX 360* permitiu perfuração precisa através da alta imersão e formação abrasiva. Como resultado dessas tecnologias do Grupo de Perfuração, 927 pés da seção do poço 14 3/4-pol foi perfurado com controle direcional completo, ROP constante, e perfuração estável livre de vibração, que não teria sido possível com métodos convencionais de perfuração.
No oeste do Cazaquistão, as tecnologias do Grupo de Perfuração foram implantadas para Zhaikmunai LLP, membro do Nostrum Oil & Gas Group, para perfurar uma desafiadora seção 8 ½-pol de um poço no campo Chinarevskoye. A combinação de elementos de diamante cônico StingBlade* e tecnologia dirigível rotativa Perfuração e Medidas PowerV 675* ajudou a superar o desgaste na perfuração de uma seção de carbonato de abrasivo com até 40% de sílica, e alcançou ROP 166% maior do que poços utilizando métodos de perfuração convencionais. Como resultado, a seção do poço foi perfurada de forma eficiente e colocada de forma ideal, permitindo ao cliente economizar seis dias de tempo de perfuração, ou aproximadamente US$ 180.000.
Grupo de Produção
| (Expressado em milhões, excepto porcentagens de margem) | |||||||||||||||||||||
| Três meses encerrados em | Crescimento | ||||||||||||||||||||
| 31 de dezembro de 2014 | 30 de setembro de 2014 | 31 de dezembro de 2013 | Sequencial | Interanual | |||||||||||||||||
| Receita | $ | 4,954 | $ | 4,697 | $ | 4,219 | 5 | % | 17 | % | |||||||||||
| Lucro operacional antes dos impostos | 908 | 857 | 730 | 6 | % | 24 | % | ||||||||||||||
| Margem operacional antes dos impostos | 18,3 | % | 18,3 | % | 17,3 | % | -3 bps | 101 bps | |||||||||||||
A margem operacional antes de impostos de 18,3% foi sequencialmente estável pela pressão sobre os preços, em particular no mercado em terra dos Estados Unidos, foi compensada por um volume de melhoria da atividade no oeste do Canadá e pelo aumento da eficiência, melhor utilização da frota, e recuperação dos custos logísticos em terra dos mercados em terra da América do Norte.
As novas tecnologias do Grupo de Produção ajudaram a atender diversos desafios do cliente durante o quarto trimestre ao impulsionar a eficiência operacional e acelerar a produção.
No Kuwait, tecnologias de intervenção em poços foram utilizadas para Kuwait Oil Company em um grande tratamento de estimulação matriz em poço horizontal no campo de petróleo Managish. Tubulação espiral implantada Jet Blaster* tecnologia de remoção de escala por jateamento possibilitou a remoção do bolo de filtração e entregou uma colocação de fluido de tratamento controlado na seção de alcance estendido de poço aberto do poço. O jateamento eficiente com alta taxa, fornecido pela tecnologia Jet Blaster também permitiu remoção de bolo de filtração na desafiadora seção inferior do poço, que levou a um aumento de três vezes na injetividade de tratamento do fluido, e uma economia no tempo de sonda contra o plano. Como resultado da intervenção, a produção de petróleo do poço foi significativamente elevada em relação a poços de compensação no mesmo campo.
Na costa do Congo, o serviço para poços UltraMARINE* de fluido de fraturamento de água salgada de alta temperatura foi utilizado para a SOCO na estimulação de um poço no campo Lidongo. O teste do poço de pós-tratamento confirmou um aumento de 14 vezes no índice de produtividade do poço em comparação com o teste de pré-fratura do poço, um resultado que superou as expectativas do cliente.
Na costa atlântica do Canadá, a IPM executou sua primeira operação de intervenção leve de poços com tecnologias de acesso e controle de poços para Suncor Energy em um poço na costa da Newfoundland, utilizando os recursos do Helix Well Ops (Reino Unido) para fornecer apoio marítimo. Esta operação, primeira desse tipo no Canadá confiou em recursos locais e globais experientes de várias empresas, e atingiu os objetivos operacionais pela integração entre mercados geográficos alavancando a telefonia fixa da Schlumberger e tecnologias slickline.
Na Noruega, a BP Norge AS concedeu à Schlumberger um contrato de longo prazo para o fornecimento de serviços de tubulação espiral para vários ativos offshore. O contrato de oito anos, com duas extensões opcionais de mandato de um ano cada, inclui o fornecimento de tubos e equipamentos de bombeamento de pressão espiral offshore e serviços associados.
No México, a PEMEX concedeu à Schlumberger um contrato de serviços de tubulação em espiral e de nitrogênio de três anos no valor de aproximadamente US$ 160 milhões durante o período de contrato, constituindo a maior concessão na Multipackage Tender na região Marine. A concessão foi baseada em termos comerciais, o desempenho de QSHE, e a experiencia comprovada da tecnologia offshore da Schlumberger.
Também no México, a Schlumberger ganhou um contrato de vários anos no valor de US$ 100 milhões para executar operações de conformidade de gás na região Marine, com a tecnologia proprietária FoamSEAL*, localizado em uma embarcação de estimulação dedicada.
| Tabelas Financeiras | ||||||||||||||||
| Demonstrativo condensado de receitas consolidadas | ||||||||||||||||
| (Apresentação em milhões, exceto por quantidade de ações) | ||||||||||||||||
| Quarto trimestre | Doze Meses | |||||||||||||||
| Períodos encerrados em 31 de dezembro | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | ||||||||||||
| Receita | $ | 12,641 | $ | 11,906 | $ | 48,580 | $ | 45,266 | ||||||||
| Juros e outras receitas | 71 | 59 | 291 | 165 | ||||||||||||
| Ganho na formação da OneSubsea(1) | - | - | - | 1,028 | ||||||||||||
| Despesas | ||||||||||||||||
| Custo da receita(1) | 9,691 | 9,283 | 37,398 | 35,331 | ||||||||||||
| Pesquisa e engenharia | 324 | 304 | 1,217 | 1,174 | ||||||||||||
| Geral e administrativo | 122 | 111 | 475 | 416 | ||||||||||||
| Depreciação e outros (1) | 1,773 | - | 1,773 | 456 | ||||||||||||
| Juros | 87 | 97 | 369 | 391 | ||||||||||||
| Lucro antes dos impostos | 715 | 2,170 | 7,639 | 8,691 | ||||||||||||
| Impostos sobre as receitas(1) | 398 | 487 | 1,928 | 1,848 | ||||||||||||
| Lucro de operações correntes | 317 | 1,683 | 5,711 | 6,843 | ||||||||||||
| Prejuízo por operações encerradas | - | - | (205 | ) | (69 | ) | ||||||||||
| Lucro líquido | 317 | 1,683 | 5,506 | 6,774 | ||||||||||||
| Lucro líquido atribuível a juros não controlados | 15 | 19 | 68 | 42 | ||||||||||||
| Lucro líquido atribuível à Schlumberger | $ | 302 | $ | 1,664 | $ | 5,438 | $ | 6,732 | ||||||||
| Valores da Schlumberger atribuíveis a: | ||||||||||||||||
| Lucro de operações correntes (1) | $ | 302 | $ | 1,664 | $ | 5,643 | $ | 6,801 | ||||||||
| Prejuízo por operações encerradas | - | - | (205 | ) | (69 | ) | ||||||||||
| Lucro líquido | $ | 302 | $ | 1,664 | $ | 5,438 | $ | 6,732 | ||||||||
| Dividendos diluídos por ação da Schlumberger (2) | ||||||||||||||||
| Lucro de operações correntes (1) | $ | 0,23 | $ | 1,26 | $ | 4,31 | $ | 5,10 | ||||||||
| Prejuízo por operações encerradas | - | - | (0.16 | ) | (0,05 | ) | ||||||||||
| Lucro líquido | $ | 0,23 | $ | 1,26 | $ | 4,16 | $ | 5,05 | ||||||||
| Média de ações em circulação | 1,282 | 1,312 | 1,295 | 1,323 | ||||||||||||
| Média de ações em circulação presumindo diluição | 1,293 | 1,326 | 1,308 | 1,333 | ||||||||||||
| Depreciação e amortização incluídas nas despesas(3) | $ | 1,065 | $ | 988 | $ | 4,094 | $ | 3,879 | ||||||||
(2) Valores podem não conferir devido a arredondamentos.
(3) Inclui a depreciação da propriedade, da planta e do equipamento e a amortização dos ativos intangíveis, custos dos dados sísmicos dos diversos clientes e investimentos SPM.
| Balanço consolidado condensado | ||||||||
| (Apresentação em milhões) | ||||||||
| 31 de dezembro | 31 de dezembro de | |||||||
| Ativos | 2014 | 2013 | ||||||
| Ativos circulantes | ||||||||
| Caixa e investimentos em curto prazo | $ | 7,501 | $ | 8,370 | ||||
| A receber | 11,171 | 11,497 | ||||||
| Outros ativos circulantes | 6,022 | 6,358 | ||||||
| 24,694 | 26,225 | |||||||
| Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento | 442 | 363 | ||||||
| Ativos fixos | 15,396 | 15,096 | ||||||
| Dados sísmicos para vários clientes | 793 | 667 | ||||||
| Fundo de comércio | 15,487 | 14,706 | ||||||
| Outros ativos intangíveis | 4,654 | 4,709 | ||||||
| Outros ativos | 5,438 | 5,334 | ||||||
| $ | 66,904 | $ | 67,100 | |||||
| Passivos e patrimônio | ||||||||
| Passivo circulante | ||||||||
| Contas a pagar e passivo adquirido | $ | 9,246 | $ | 8,837 | ||||
| Passivo estimado relativo a imposto de renda | 1,647 | 1,490 | ||||||
| Empréstimos de curto prazo e proporção atual | ||||||||
| das dívidas de longo prazo | 2,765 | 2,783 | ||||||
| Dividendos a pagar | 518 | 415 | ||||||
| 14,176 | 13,525 | |||||||
| Dívida de longo prazo | 10,565 | 10,393 | ||||||
| Benefícios pós-aposentadorias | 1,501 | 670 | ||||||
| Impostos diferidos | 1,296 | 1,708 | ||||||
| Outros passivos | 1,317 | 1,169 | ||||||
| 28,855 | 27,465 | |||||||
| Patrimônio | 38,049 | 39,635 | ||||||
| $ | 66,904 | $ | 67,100 | |||||
"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:
| (Apresentação em milhões) | ||||||||||||||||
| Períodos encerrados em 31 de dezembro | Doze Meses 2014 | Quarto trimestre 2014 | Doze Meses 2013 | |||||||||||||
| Rendas das operações contínuas antes dos juros não controlados | $ | 5,711 | $ | 317 | $ | 6,843 | ||||||||||
| Imparidades e outros encargos, líquido de imposto | 1,167 | 1,167 | 467 | |||||||||||||
| Perda pela desvalorização da moeda na Venezuela | 472 | 472 | 92 | |||||||||||||
| Ganho na formação da OneSubsea | - | - | (1,028 | ) | ||||||||||||
| Rendas das operações contínuas antes dos juros não controlados juros, excluindo encargos e créditos | 7,350 | 1,956 | 6,374 | |||||||||||||
| Depreciação e amortização(1) | 4,094 | 1,065 | 3,879 | |||||||||||||
| Pensões e outros benefícios de pós-aposentadoria | 355 | 89 | 518 | |||||||||||||
| Despesa de remuneração baseada em ações | 329 | 83 | 315 | |||||||||||||
| Pensão e financiamento de outros benefícios pós-aposentadoria | (390 | ) | (72 | ) | (538 | ) | ||||||||||
| (Aumento) Diminuição de capital de giro | (36 | ) | 955 | 120 | ||||||||||||
| Outros | (507 | ) | (163 | ) | 22 | |||||||||||
| Fluxo de caixa das operações | 11,195 | 3,913 | 10,690 | |||||||||||||
| Gastos de capital | (3,976 | ) | (1,210 | ) | (3,943 | ) | ||||||||||
| Investimentos SPM | (740 | ) | (171 | ) | (902 | ) | ||||||||||
| Dados sísmicos multicliente capitalizados | (321 | ) | (109 | ) | (394 | ) | ||||||||||
| Fluxo de caixa livre(2) | 6,158 | 2,423 | 5.451 | |||||||||||||
| Programa de recompra de ações | (4,678 | ) | (1,096 | ) | (2,596 | ) | ||||||||||
| Dividendos pagos | (1,968 | ) | (517 | ) | (1,608 | ) | ||||||||||
| Receitas de planos de ações de funcionários | 825 | 30 | 537 | |||||||||||||
| 337 | 840 | 1,784 | ||||||||||||||
| Aquisições e investimentos de negócios, líquido de caixa e dívida adquirida | (1,501 | ) | (452 | ) | (610 | ) | ||||||||||
| Pagamento para OneSubsea | - | - | (600 | ) | ||||||||||||
| Outros | 220 | 70 | 94 | |||||||||||||
| (Aumento) Diminuição da dívida líquida | (944 | ) | 458 | 668 | ||||||||||||
| Dívida líquida, começo do período | (4,443 | ) | (5,845 | ) | (5,111 | ) | ||||||||||
| Dívida Líquida, 31 de dezembro | $ | (5,387 | ) | $ | (5,387 | ) | $ | (4,443 | ) | |||||||
| Componentes da dívida líquida | 31 de
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