Schlumberger anuncia resultados do primeiro trimestre de 2014
Schlumberger Limited
PARIS - França--(BUSINESS WIRE)--23 de Abril de 2014--A Schlumberger Limited (NYSE:SLB) informou hoje os rendimentos do primeiro trimestre de 2014 de US$ 11,24 bilhões, contra US$ 11,91 bilhões no quarto trimestre de 2013 e US$ 10,57 bilhões no primeiro trimestre de 2013.
O rendimento de operações correntes atribuída à Schlumberger, excluindo encargos e créditos, foi de US$ 1,59 bilhão uma queda sequencial de 11% e um aumento de 23% na comparação anual. Os dividendos diluídos por ação de operações correntes, excluindo encargos e créditos, foram de US$ 1,21 em comparação com US$ 1,35 do trimestre anterior e US$ 0,97 no primeiro trimestre de 2013.
A Schlumberger registrou despesas de US$ 0,09 por ação no quarto trimestre de 2013, contra US$ 0,07 por ação no primeiro trimestre de 2013. A Schlumberger não registrou encargos ou créditos no primeiro trimestre de 2014.
A receita da divisão Oilfield Services, de US$ 11,24 bilhões, apresentaram uma queda sequencial de 6% e um aumento de 6% na comparação anual. O lucro operacional pré-impostos da divisão Oilfield Services, de US$ 2,37 bilhões, apresentou queda sequencial de 9% e aumento de 21% na comparação anual.
O diretor executivo da Schlumberger Paal Kibsgaard comentou: "Crescentes vendas de novas tecnologias e expansão da atividade de integração impulsionaram os nossos resultados do primeiro trimestre, apesar do inverno severo que afetou as operações na Rússia, China e América do Norte. Embora os resultados sequenciais tenham mostrado a queda usual em produto, software e vendas de licenças multiclientes após valores fortes no final do ano, nossas sólidas taxas de crescimento na base de comparação anual foram lideradas pelas áreas do Oriente Médio e Ásia e da América do Norte, embora todas as regiões tenham se beneficiado de um aumento do foco na excelência operacional e na eficiência.
Internacionalmente, o desempenho foi liderado por um maior crescimento nos principais mercados da Arábia Saudita, Emirados Árabes Unidos e das águas profundas da Austrália, bem como pela força da África sub-saariana, o projeto de trabalho no Equador e a atividade relacionada ao xisto na Argentina. A atividade em terra na América do Norte foi robusta devido ao aumento da intensidade de serviços, ganhos de participação de mercado e implantação de novas tecnologias, apesar dos ventos contrários de inverno e dos preços competitivos do bombeamento de pressão. A costa da América do Norte diminuiu ligeiramente os atrasos operacionais e prolongou atividades de workover, isto é, completação, restauração, aprofundamento e limpeza de poços de petróleo.
Em termos de preços, vimos poucas mudanças nas tendências gerais, mas novas tecnologias na estratégia de preços altos continuaram a penetrar no mercado e contribuíram para resultados marginais operacionais, particularmente quando combinados com a melhor qualidade de serviço da categoria. Nosso desempenho geral nesta área foi ainda apoiado por nossa organização de engenharia, produção e sustentação, que continua a oferecer produtos novos e inovadores para as nossas operações de campo, com forte desempenho inovativo.
Os fundamentos da recuperação econômica global permanecem intactos, apesar do inverno excepcionalmente rigoroso em algumas partes do Hemisfério Norte, de alguns sinais de desaceleração no crescimento na China, e da situação instável na Ucrânia. Esses fatores, no entanto, são provavelmente de natureza temporária e os mercados de petróleo continuam mais ativos do que o previsto, impulsionados por fortes tendências de demanda, menores valores de capacidade ociosa e uma queda nos estoques da OCDE. A oferta continua a crescer na América do Norte, ao passo que outras áreas estão tendo dificuldades para cumprir as suas metas de produção. Nos EUA, as tendências do gás natural foram potenciadas pelas temperaturas de inverno, mas a oferta e a demanda devem se normalizar ao longo dos próximos meses.
Como resultado, continuamos a acreditar que os gastos relacionados aos poços dos nossos clientes vão aumentar acima de 6% em 2014, e que as taxas de crescimento de gastos serão relativamente divididas igualmente entre os mercados internacionais e o norte-americano, impulsionadas pelas companhias de petróleo independentes e nacionais. Portanto, nos manteremos positivos no próximo ano, com nossa ampla presença geográfica, portfólio de tecnologia equilibrado e organização ágil, proporcionando proteção contra possíveis perturbações do mercado e com a capacidade de capitalizar as oportunidades de mercado."
Demais eventos
As receitas da divisão Oilfield Services, de US$ 11.24 bilhões, apresentaram uma queda sequencial de 6% e um aumento de 6% na comparação anual. A receita da Área Internacional, de US$ 7,48 bilhões, obteve um aumento de US$ 322 milhões, ou 5% na comparação anual, enquanto a receita da Área América do Norte, de US$ 3.68 bilhões, obteve aumento de US$ 394 milhões, ou 12% na comparação anual. As fortes vendas de fim de ano de produtos, softwares e multiclientes observadas no quarto trimestre de 2013 foram responsáveis por quase metade do declínio sequencial na receita. O resto do declínio sequencial deveu-se à desaceleração sazonal de inverno na Rússia e na China; à conclusão dos levantamentos sísmicos marinhos no Brasil, Noruega, Malásia e no Mar Cáspio; e a atrasos operacionais e de contrato no Brasil e no México. No entanto, esses efeitos sequenciais foram em parte compensados pela forte atividade de bombeamento de pressão nos EUA em terra e no Canadá, que foi parcialmente atenuada pelo rigoroso inverno.
Dado o impacto significativo que os fatores de fim de ano e sazonalidade tiveram sobre o desempenho sequencial, os parágrafos a seguir se concentram no crescimento entre os anos, salvo indicação em contrário.
A receita da Área América do Norte , de US$ 3,68 bilhões, aumentou 12%. Embora a atividade em terra tenha sido temporariamente interrompida pelo inverno rigoroso, os resultados em geral robustos foram impulsionados pelo aumento da intensidade de serviços, ganhos de participação de mercado e implantação de novas tecnologias em um mercado de bombeamento de pressão no qual os preços mantiveram-se competitivos. A renda em terra também cresceu devido à divisão de elevação artificial em expansão. A costa da América do Norte diminuiu marginalmente devido a atrasos operacionais e prolongou atividades de workover, isto é, completação, restauração, aprofundamento e limpeza dos poços de petróleo.
A receita Internacional aumentou 5%, liderada pela ÁreaOriente Médio e Ásia, com receita de US$ 2,84 bilhões e crescimento de 19%, principalmente devido à forte atividade na Arábia Saudita e nos Emirados Árabes Unidos, bem como pela atividade de perfuração robusta e implantação de tecnologia no Sudeste Asiático e em águas profundas na Austrália. A receita da Área Europa/CEI/África, de US$ 2,88 bilhões, aumentou 1%, liderada pela Central West Africa GeoMarket em forte desenvolvimento e atividade de exploração e pela Noruega, a partir de ganhos de participação de mercado em serviços de perfuração. A receita da região da Rússia e Ásia Central aumentou ligeiramente, já que a atividade crescente no Ártico e no Mar Cáspio foi compensada pela interrupção da atividade devido ao inverno rigoroso e pelo impacto do enfraquecimento do rublo russo. A receita da área para o primeiro trimestre reflete a ausência de resultados do negócio submarino Framo, que foi transferido para o empreendimento conjunto OneSubsea no segundo trimestre de 2013. Excluindo-se o efeito dessa transferência de negócios, a receita para a área Europa/CEI/África aumentou 3%. A receita da área América Latina, de US$ 1,76 bilhão, caiu 8%, principalmente devido à atividade significativamente menor e aos preços no Brasil juntamente com a reduzida contagem de plataformas no México, devido ao gasto orçamental. Esses efeitos, no entanto, foram parcialmente compensados pelo aumento do trabalho no projeto de Gerenciamento de Projetos Schlumberger (SPM) Shushufindi, no Equador, e pela forte atividade no campo de xisto de Vaca Muerta, na Argentina.
Por segmento, a receita do Grupo de Caracterização de Reservatórios, de US$ 2,85 bilhões, aumentou US$ 51 milhões, ou 2%. O crescimento foi liderado pela divisão Serviços de Wireline e Testes e impulsionado pela exploração costeira e pelas Soluções de Informações Schlumberger (SIS), devido ao aumento das vendas de software em todas as áreas internacionais. A WesternGeco diminuiu a utilização de frota marinha menor e reduziu as vendas multiclientes. A receita do Grupo de Perfuração, de US$ 4,33 bilhões, aumentou US$ 269 milhões, ou 7%, liderada pela robusta demanda de tecnologias para Perfuração e Medidas e M-I SWACO na Arábia Saudita, Austrália e na região do Sudeste Asiático. A receita do Grupo de Produção, de US$ 4,12 bilhões, aumentou US$ 357 milhões, ou 10%, com o aumento de dois dígitos representado pelas tecnologias de bombeamento de pressão na América do Norte em terra e pelo aumento da atividade SPM.
O lucro operacional pré-impostos do primeiro trimestre da divisão Oilfield Services, de US$ 2,37 bilhões, apresentou queda sequencial de 9% e aumento de 21% na comparação anual. O lucro operacional pré-impostos internacional, de US$ 1,71 bilhão aumentou US$ 278 milhões, ou 20% na comparação anual, enquanto o lucro operacional pré-impostos na América do Norte de US$ 683 milhões aumentou US$ 56 milhões, ou 9% na comparação anual.
Sequencialmente, a margem operacional pré-impostos caiu 80 pontos base (bps) para 21,1%, devido aos efeitos de fim de ano e sazonalidade. A diluição na margem do primeiro trimestre, que se deveu aos efeitos típicos sazonais de fim de ano e inverno, foi de 127 bps. A margem internacional caiu ligeiramente 73 bps, para 22,8%, enquanto a margem da América do Norte diminuiu 107 bps, para se estabilizar em 18,5%.
Na comparação anual, a margem operacional antes dos impostos aumentou 248 bps. A margem operacional pré-impostos Internacional cresceu 286 bps, enquanto a margem operacional pré-impostos da América do Norte caiu 53 bps. Oriente Médio e Ásia apresentaram melhora de 349 bps chegando a 26,3%, na Europa/CEI/África aumento de 253 bps, para 20,3%, e, na América Latina uma melhora em 160 bps, para 21,1%. O ligeiro declínio na margem da América do Norte deveu-se principalmente à debilidade dos preços em terra das tecnologias de bombeamento de pressão da divisão Serviços de Poços e a atrasos de perfuração na costa no Golfo do México, EUA. A expansão robusta na margem Internacional foi impulsionada pela implantação de novas tecnologias, pelo forte foco no gerenciamento de custos e recursos e pela contínua contribuição marginal agregada de atividades relacionadas com integração.
Na comparação anual por segmento, a margem operacional antes dos impostos do Grupo Caracterização de Reservatórios expandiu 129 bps para 27,3%, devido ao aumento da rentabilidade nos Serviços de Wireline e Testes e ao aumento das vendas de software SIS, ao passo que a margem operacional antes dos impostos do Grupo Perfuração aumentou 249 bps para 20,3%, devido ao aumento da integração de tecnologia, maiores margens apresentadas pela Perfuração e Medidas, e maior rentabilidade da atividade da Gestão Integrada de Projetos (IPM). A margem operacional pré-impostos do Grupo de Produção aumentou 313 bps para 17,9%, devido principalmente à maior eficiência de custos e a novas vendas de tecnologia do Serviços de Poços e Conclusões, embora o efeito do aumento tenha sido parcialmente compensado pelo preço de prorrogação de contrato.
O desempenho geral da Schlumberger durante o primeiro trimestre foi marcado por uma série de destaques de tecnologia impulsionados pela eficiência, confiabilidade e integração de serviços.
Na China, o Grupo de tecnologias de perfuração foi mobilizado para que a ConocoPhillips China melhorasse a eficiência de perfuração e obtivesse medições confiáveis de pressão do reservatório em um poço offshore no campo petrolífero Peng Lai 19-3, na Baía de Bohai. A combinação de tecnologias orientáveis rotativas de Perfuração e Medidas PowerDrive Xceed* e PowerDrive Vortex* com o sistema de comunicação C-Link IMAG proporcionou um controle preciso da trajetória do poço, aumentou a taxa de penetração (ROP) e melhorou a limpeza do furo. Além disso, o sistema fluido de desempenho elevado à base de água MI SWACO ULTRADRIL* foi usado para aumentar a estabilidade do xisto e a taxa de penetração, o que melhorou ainda mais a eficiência global de perfuração. Como resultado, taxas de penetração recorde foram alcançadas tanto para as seções de 12 1/4 polegadas quanto para as de 8 1/2 polegadas, com uma melhoria geral de 22% em relação ao registro anterior. Além disso, na seção de 8 1/2 polegadas, a tecnologia de formação de pressão durante a perfuração StethoScope* garantiu medições de pressão em tempo real para prever as tendências de pressão de poros no reservatório. No geral, essa combinação de tecnologias da Schlumberger proporcionou ao cliente uma avaliação de formação aprimorada, uma execução de alta qualidade com zero NPT, e uma economia total de AFE de quatro dias.
No México, a Pemex concedeu à Schlumberger três contratos de projetos integrados plurianuais avaliados coletivamente em mais de US$ 1,9 bilhão, representando o maior contrato combinado no mega orçamento recentemente concluído. A Schlumberger é o único provedor de serviços a garantir um contrato em cada projeto, incluindo a atividade de projetos integrados em curso na Região Sul, e a atividade contínua na Pemex Região Norte. A adjudicação teve por base termos comerciais, QHSE (Qualidade, Saúde, Segurança e Meio Ambiente) e registro comprovado do histórico de tecnologia da Schlumberger no México em ambientes de poços profundos complexos do Sul, além de processos de perfuração eficientes e serviços associados em projetos anteriores. Além disso, a Schlumberger já começou a execução de um contrato de quatro anos para os serviços integrados de águas profundas ao largo do México, no valor de mais de US$ 240 milhões. O primeiro poço em águas profundas no âmbito do presente contrato teve início em março de 2014.
Na Noruega, a Schlumberger foi premiada com um contrato integrado de serviços de construção de poços pela Det Norske oljeselskap ASA para a exploração, perfuração e desenvolvimento do campo Ivar Aasen na parte norte do Mar do Norte, a oeste do campo de Johan Sverdrup. O contrato de cinco anos com dois períodos opcionais de um ano cada inclui o fornecimento de um conjunto completo de serviços de construção de poços, da exploração ao desenvolvimento. Essa adjudicação foi baseada na solução de tecnologia totalmente integrada oferecida pela Schlumberger em termos de desempenho técnico e financeiro, com o objetivo de proporcionar operações seguras e eficientes. A Schlumberger também será parte integrante do processo de construção de poços, prestando serviços sob um contrato que maximiza os ganhos potenciais de inovação tecnológica, confiabilidade e eficiência do processo.
Ao largo da costa da Tailândia, a Schlumberger realizou um primeiro levantamento sísmico industrial durante a perfuração para a Salamander Energy. A tecnologia sísmica durante a perfuração seismicVISION*, da divisão Perfuração e Medidas, foi usada em um levantamento walkabove (um tipo de perfil sísmico vertical) para obter informações de velocidade em tempo real e imagens sísmicas. Uma combinação de perfuração sísmica integrada Wireline Q-Borehole*, posicionamento e navegação sísmica SWINGS* e tecnologias de fonte acústica WesternGeco TRISOR* foi implantada com o disparo remoto da plataforma de perfuração utilizando a tecnologia de rádio para disparar as cargas explosivas e transmitir dados da fonte no barco. Um total de 53 níveis sísmicos consecutivos em tempo real foram usados para atualizar a conversão tempo-profundidade, permitindo que a broca fosse posicionada no mapa sísmico. Além disso, os dados da memória forneceram mais de 100 níveis sísmicos consecutivos para imageamento sísmico final. As tecnologias da Schlumberger proporcionaram eficiência operacional e ajudaram o operador a reduzir a incerteza na perfuração, o que facilitou a perfuração do poço com êxito até a profundidade total prevista.
Na Rússia, a PetroStim, uma empresa da Schlumberger, conduziu um serviço de mapeamento de fratura hidráulica Microseismic Services StimMAP* para uma grande empresa petrolífera russa na Sibéria ocidental. Quatro estágios de fraturamento hidráulico foram realizados em um poço de tratamento horizontal e monitorados a partir de um poço de observação nas proximidades, utilizando a Wireline VSI*, tecnologia de gerador de imagem sísmica versátil com sensores de fundo de poço com 3 componentes. As direções de crescimento da fratura foram detectadas claramente em todos os estágios, apesar da baixa permeabilidade da formação e das taxas de bombeamento reduzidas. No geral, foram detectados mais de 400 eventos microssísmicos, com a confiança estatística necessária para a boa interpretação microssísmica, permitindo ao cliente reduzir a incerteza na perfuração, melhorar o planejamento do desenvolvimento do campo e, potencialmente, reduzir significativamente os custos.
Grupo de Caracterização de Reservatórios
A receita do primeiro trimestre de US$ 2,85 bilhões caiu 14% sequencialmente, mas cresceu 2% na comparação anual. As quedas sequenciais ocorreram principalmente devido à redução de multiclientes da WesternGeco e de vendas de software SIS após as fortes altas de fim de ano. O crescimento da receita na comparação anual foi liderado pela divisão Serviços Wireline e Testes, impulsionado pela exploração costeira, e pelo SIS no aumento das vendas de software em todas as Áreas Internacionais. A WesternGeco, no entanto, diminuiu a utilização de frota marinha menor e as vendas multiclientes.
O lucro operacional antes dos impostos de US$ 779 milhões foi 24% inferior sequencialmente, mas aumentou 7% na comparação anual. A queda da margem operacional antes dos impostos de 27,3% caiu 384 bps sequencialmente devido às baixas sazonais de multicliente da WesternGeco e de vendas de software SIS. Na comparação anual, a margem operacional antes dos impostos cresceu 129 bps, devido à melhoria da rentabilidade na Wireline e aumento das vendas de software SIS.
Uma série de sucessos da tecnologia-chave e novas adjudicações de contratos contribuíram para o desempenho do Grupo de Caracterização de Reservatórios durante o primeiro trimestre.
Na Noruega, a Statoil Petroleum AS, atuando como operadora em nome de um grupo de parceiros de 33 empresas de petróleo e gás, concedeu à WesternGeco um grande projeto conjunto de aquisição sísmica e processamento de dados que consiste em três levantamentos 3D, totalizando cerca de 8.000 km2 no sudeste do mar Barents na plataforma continental norueguesa (NCS). Essa é a primeira área nova na NCS a ser aberta desde 1994. O projeto de múltiplas embarcações usará a tecnologia de imagens e aquisição em banda larga em entalhe deslizante ObliQ*, que incluirá dados que estão sendo processados a bordo dos navios.
No Mar do Norte, a BP já concedeu à WesternGeco um contrato de multiprojetos para a aquisição de serpentinas na temporada 2014-2015 do Mar do Norte para incluir um levantamento de monitor 4D de 220 km2 com subestimativa sobre o campo Tambar, na Noruega, seguido por um levantamento 3D de 1.000 km2 a oeste das ilhas Shetlands. A subestimativa permite que os dados sejam coletados sob obstruções, tais como instalações de produção. Essa adjudicação segue um contrato anterior concluído em 2013 e tem a opção de estender a 2016.
A Kuwait Gulf Oil Company (KGOC) e a Saudi Arabian Chevron Inc. concederam à WesternGeco um contrato para um levantamento sísmico 3D de 4.612 km2 que abrange toda a extensão da terra Partitioned Zone (PZ), uma área entre o Reino da Arábia Saudita e o Kuwait operada pela Wafra Joint Operations. Um sistema integrado de ponto receptor sísmico em terra UniQ* com mais de 150.000 canais será utilizado para o projeto, tornando-o o segundo maior levantamento sísmico terrestre já realizado no mundo em termos de número de canais.
No setor britânico do Mar do Norte, a Chevron concedeu à WesternGeco um levantamento do monitor "Q-on-Q" 4D sobre o campo de Alba, um projeto de aquisição complexa, que será adquiridos pela Amazon Warrior utilizando tecnologias de controle de propagação dinâmica Q-Marine * Seismic e DSC* para garantir a repetibilidade do levantamento. A adjudicação também inclui três projetos de processamento de dados abrangentes, onde o processamento 4D de quatro safras de dados será realizado, juntamente com uma completa migração 3D pré-empilhamento em profundidade dos dados de 2014. A WesternGeco tem uma longa história de trabalho com a Chevron no campo Alba.
Na Líbia, as tecnologias Wireline foram introduzidos para que a WAHA OIL COMPANY suportasse a caracterização do reservatório principal Nubian Sandstone. A ferramenta de medição CMR-Plus* ajudou a resolver a baixa resistividade sobre o reservatório primário, enquanto a caracterização de fluido CMR MRF* indicou que o reservatório estava molhado de óleo, afetando planos de desenvolvimento futuro. A sonda espectroscópica de captura elementar ECS* quantificou a mineralogia e a estimativa de porosidade dos volumes de argila e calcita. A combinação do microgerador de imagens à base de óleo OBMI* e das tecnologias ultrassônicas de geração de imagens de perfuração UBI* possibilitou que a WAHA realizasse uma interpretação geológica completa com uma economia de mais de 10 horas de tempo de plataforma. A tecnologia de anisotropia do cisalhamento de alta fidelidade da plataforma do scanner acústico Sonic Scanner* combinada com imagens de alta resolução UBI e OBMI forneceram a caracterização da fratura de estresse do reservatório fraturado apertado.
No Curdistão, a tecnologia Wireline Saturn 3D* Radial Probe foi implantada para que a OMV obtivesse amostras de petróleo de alta qualidade em um poço de exploração vertical no campo BinaBawi. A área de maior fluxo oferecida pelo design elíptico da sonda Saturn levou a melhorias na eficiência operacional, com a aquisição de quatro amostras de fluido em dois intervalos diferentes, incluindo um perfil de identificação de fluidos, e permitiu que o cliente economizasse até 50% no tempo de amostragem de fluidos em comparação com os métodos de amostragem convencionais.
Em Trinidad e Tobago, a tecnologia de testador da dinâmica de formação modular Wireline MDT* com elementos dual-packer foi implantada em um poço para que a Centrica Energia obtivesse dados confiáveis de permeabilidade. O "miniteste de haste de broca" cobriu quatro intervalos, e foi realizado em uma única sessão registrada, o que permitiu ao cliente economizar cerca de sete dias de tempo de plataforma, em comparação com um teste de poço convencional. Além disso, a combinação de indução triaxial Rt Scanner*, scanner acústico Sonic Scanner, tecnologia de dispersão dielétrica multifrequência Dielectric Scanner* e tecnologias de geração de microimagens à base de óleo OBMI foi usada para caracterizar o reservatório.
No Cazaquistão, a ferramenta de rede fixa integrada Wireline Platform Express* foi usada para que a Altius Petroleum International BV obtivesse registros em poços rasos no campo onshore Akzhar. A seleção da Schlumberger como o único prestador de serviços para a aquisição de registro de poço aberto e serviços de interpretação possibilitou à Altius Petroleum International manter-se dentro do orçamento para 38 poços e diminuir o tempo de rotação para a entrega de informações em 50%. Como resultado dessa informação oportuna, o cliente pôde evitar custos desnecessários associados com cimentação do poço e preparação do revestimento.
A National Oil Corporation of Kenya (National Oil) assinou um acordo de colaboração com a Schlumberger para um levantamento sísmico 2D de 9.500 km long-offset multicliente, cobrindo uma extensa área de águas profundas no Quênia. O acordo utiliza tecnologias do Grupo de caracterização de reservatórios da Schlumberger para adquirir, processar e interpretar os dados, em colaboração com a National Oil para fornecer transferência de conhecimentos e ajudar a desenvolver a equipe técnica. A pesquisa será adquirida utilizando as serpentinas Q-Marine Solid* e as tecnologias de banda larga em entalhe deslizante ObliQ. A Schlumberger Petrotechnical Services usará o software de processamento de dados sísmicos para geração de imagens e processamento Omega* e a plataforma de software SIS Petrel* E&P para interpretação e modelagem geológica. O acordo também inclui serviços de suporte para melhorar o gerenciamento de dados integrados e a infraestrutura de sistemas de informação da National Oil.
Na Índia, o log de produção de poço Wireline Flow Scanner* e os sistemas de trator para perfuração de poços MaxTRAC* foram utilizados para que a Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC) obtivesse a produção de informações de perfil em poço horizontal desafiador de alta temperatura no campo offshore Mumbai High South. O trator MaxTRAC transportou com sucesso a ferramenta Flow Scanner para a profundidade total em um intervalo de produção que continha uma conclusão inteligente. As medições confiáveis da taxa de produção de poços obtidas possibilitaram ao cliente tomar decisões críticas de desenvolvimento de campo.
Grupo de Perfuração
A receita do primeiro trimestre de US$ 4,33 bilhões caiu 2% sequencialmente, mas cresceu 7% na comparação anual. A receita diminuiu sequencialmente devido a um declínio nas vendas de produtos M-I SWACO após uma forte alta de fim de ano em 2013. Na comparação anual, a receita aumentou em US$ 269 milhões, liderada pelo crescimento robusto em tecnologias de Perfuração e Medidas. A atividade de perfuração reforçou-se na Arábia Saudita, Iraque, Noruega, China, Austrália e na região do Sudeste Asiático.
O lucro operacional antes dos impostos de US$ 881 milhões manteve-se igual sequencialmente, mas aumentou 22% na comparação anual. A margem operacional antes dos impostos de 20,3% aumentou 51 bps sequencialmente, como resultado de um melhor preço devido a um mix de tecnologias mais avançadas para serviços de Perfuração e Medidas, principalmente na Área Oriente Médio e Ásia, bem como à melhoria da rentabilidade em projetos IPM. Na comparação anual, a margem operacional pré-impostos aumentou 249 bps graças a uma maior integração da tecnologias, melhores margens na divisão Perfuração e Medidas e melhoria da rentabilidade da atividade de projetos IPM.
O desempenho no primeiro trimestre foi marcado pela integração de tecnologia e eficiência de serviços em todas as linhas de produtos do Grupo Perfuração.
Na China, as tecnologias de Perfuração e Medidas estabeleceram recordes de perfuração de poços para a Shell no projeto gás de xisto na província de Sichuan. A tecnologia de sistema orientável rotativo de alto volume PowerDrive Archer* provou a sua confiabilidade com um recorde de 309 horas de operação contínua e ajudou a superar altos desníveis de formação durante a colocação de um poço horizontal desafiador. Além disso, o serviço de resistividade e imagem durante a perfuração MicroScope* forneceu informações de imagens de alta qualidade de uma seção recorde do reservatório de 2.043 m. Em outro poço, o sistema dirigível rotativo PowerDrive Vortex quebrou o recorde de filmagens de perfuração para o campo e forneceu uma melhoria global de 92% no desempenho de perfuração em comparação com poços de deslocamento. Como resultado, as tecnologias de Perfuração e Medidas entregaram até o momento um poço de primeiro quartil e quatro do tipo melhor na categoria, com base na prestação de serviços e na redução de custos para o cliente.
Também na China, as tecnologias de Perfuração e Medidas foram implantadas para a CNOOC Panyu Operating Company perfurar poços horizontais no campo petrolífero maduro Panyu, que tem uma cota média de água de 91%. Uma combinação de sistema orientável rotativo de alto volume PowerDrive Archer, sistema orientável rotativo PowerDrive Xceed, mapeamento dos limites do leito PeriScope*, registro multifuncional de perfilagem durante a perfuração Ecoscope* e as tecnologias de nêutrons de densidade azimutal adnVISION* providenciou o aumento da eficiência de perfuração e permitiu que os poços fossem colocados na posição ideal para drenar os hidrocarbonetos remanescentes. Esta combinação de tecnologia perfurou com sucesso um total de 25 poços horizontais, e ajudou a reverter a tendência de declínio do campo de produção, resultando numa produção de petróleo 68% maior em comparação com o plano inicial, e 45% de óleo de incremental cumulativo contra a previsão.
Na Rússia, as tecnologias de Perfuração e Medidas foram utilizadas pela VSNK-Rosneft Oil Company para a perfuração de um poço horizontal desafiador no campo não convencional de Yurubcheno-Tohomskoe, na Sibéria Oriental. A combinação de medição integrada durante a perfuração ImPulse*, tecnologias de nêutrons de densidade azimutal adnVISION* e tecnologia multipolar sonora durante a perfuração SonicScope* forneceu as medições de qualidade necessárias para a caracterização da fratura de formação. Além disso, as tecnologias de registro durante a perfuração da Schlumberger proporcionaram melhorias de eficiência, permitindo que o cliente economizasse três dias do tempo de plataforma e os custos associados.
No Egito, a tecnologia de elemento cônico de diamante Stinger* da Schlumberger ajudou a BAPETCO, uma joint venture entre a Shell e a Egyptian General Petroleum Cooperation a alcançar desempenho conjunto de primeiro quartil na perfuração de poços no campo Obayed. Na seção do primeiro poço de 8 1/2 polegadas, uma broca personalizada Smith de diamante policristalino compacto (PDC) com tecnologia Stinger aumentou a taxa de penetração em mais de 30% em comparação com as melhores compensações do campo. Na seção de 8 1/2 polegadas do segundo poço, a taxa de penetração usando a tecnologia Stinger igualou a do melhor desempenho em campo, e a seção foi perfurada até a profundidade total, substituindo duas brocas convencionais e aumentando a metragem perfurada em 45%. A combinação de tecnologia Stinger e hidráulica validada por dinâmica dos fluidos computacional também proporcionou novos recordes de perfuração para as mais longas e mais rápidas atividades no campo Obayed.
Em terra nos EUA, as Tecnologias do Grupo de Perfuração da Schlumberger possibilitaram à Cimarex Energy Co. atingir tempos recordes de perfuração de poços na Bacia de Delaware. A tecnologia de sistema orientável rotativo de alto volume PowerDrive Archer da divisão Perfuração e Medidas, com uma broca personalizada resistente à abrasão Smith PDC e tecnologia viscosificante MI SWACO DUO-VIS* perfurou um poço recorde no intervalo de areia Second Bone Spring em apenas pouco mais de oito dias, ou seja, dois dias e meio a menos do que o melhor poço anterior e quatro dias a menos do que a média para a área. Essa combinação de tecnologia resultou em uma economia de US$ 170 mil em relação ao melhor poço anterior e US$ 260 mil acima da média para a área.
Também em terra nos EUA, a tecnologia de broca de perfuração Smith permitiu à LINN Energy LLC reduzir o número médio de brocas usadas para perfurar as seções laterais em seus poços da Bacia Anadarko. Uma broca personalizada de seis lâminas Smith PDC com tecnologia de corte ONYX 360* perfurou um intervalo 8 3/4 polegadas inteiro sem danificar irreparavelmente uma broca pela primeira vez nesta formação. Como resultado do uso da tecnologia de corte ONYX 360, as laterais foram perfuradas de forma eficiente com uma economia no tempo aproximado de plataforma e custo de broca superior a US$ 85 mil por poço.
Em outros lugares em terra nos EUA, as brocas de alta resistência à abrasão Schlumberger SHARC* ajudaram a Murex Petroleum Corporation a alcançar um desempenho recorde na perfuração de um poço na Bacia de Williston. A tecnologia de brocas SHARC em combinação com uma outra broca personalizada Smith PDC perfurou um poço da superfície até uma profundidade total de 18.835 pés (5.740,90 metros) usando apenas três brocas, uma na vertical, outra na curva e outras nas seções laterais. Além disso, a taxa média de penetração foi 15% mais rápida do que o melhor poço de deslocamento no campo, o que resultou em uma economia de custo do poço de US$ 100 mil.
Em terra nos EUA, o M-I SWACO implantou a tecnologia quimicamente avançada RHE-USE* para a Noble Energy remover sólidos de baixa gravidade de fluidos de perfuração não aquosos utilizados para perfurar poços na bacia do Nordeste. Como resultado do uso da tecnologia RHE-USE, o cliente reduziu o uso de óleos de base e barita, eliminou os equipamentos de transferência de sólidos de perfuração e reduziu os custos de lama e transporte, resultando em uma economia total de US$ 200 mil em comparação com os preenchimentos convencionais fluidos de controle de sólidos.
No Golfo do México, EUA, a divisão Serviços de Poços introduziu o sistema estável de microemulsão à base de óleo para a remoção de lama MudSCRUB-SX* em um poço de águas profundas para um grande cliente na costa da Louisiana. As aplicações do sistema MudSCRUB-SX incluíram a colocação de um tampão no revestimento de 20 polegadas do poço e de um conjunto de tampões durante a operação de compressão de cimento de uma sapata de 16 polegadas para isolar uma formação de perfuração fraca. A combinação de formulação proprietária do sistema MudSCRUB-SX e colocação do software de tampão dos Serviços de Poços resultou em excelente limpeza do buraco e redução da contaminação do fluido. Esse desempenho ótimo da lama possibilitou ao cliente economizar o custo e o tempo associados com os aditivos adicionais e as múltiplas fases de bombeamento normalmente empregados em tratamentos de remoção de lama tradicionais, bem como o potencial tempo de correção associado às operações de cimentação subsequentes.
Na Polônia, a tecnologia de sistema orientável rotativo de alto volume PowerDrive Archer da Perfuração e Medidas foi usada pela BNK Petroleum no poço horizontal Gapowo B-1 para perfurar poços de xistos do Siluriano Inferior e do Ordoviciano. A tecnologia PowerDrive Archer possibilitou que o poço fosse instalado como planejado, superando desafios enfrentados pelos métodos convencionais de perfuração para alcançar as taxas de desenvolvimento necessárias. No mesmo poço, o sistema orientável rotativo X6 PowerDrive* foi implantado para perfurar a maior seção lateral em um poço de gás de xisto em uma única sessão realizada na Polônia até o momento. Além disso, imagens de raios gama em tempo real do serviço de imagem durante a perfuração geoVISION* confirmaram a estrutura de formação da seção lateral, o que permitiu que o poço fosse posicionado e mantido dentro das zonas alvo para maximizar o contato com o reservatório de xisto.
Grupo de Produção
A receita do primeiro trimestre de US$ 4,12 bilhões caiu 2% sequencialmente, mas cresceu 10% na comparação anual. A queda sequencial deveu-se principalmente a menores Conclusões e vendas de produtos de Elevação Artificial após fortes altas de fim de ano. As tecnologias de bombeamento de pressão dos serviços de poços foram maiores devido ao aumento da intensidade de serviço em terra nos EUA ,apesar de interrupção devido ao inverno severo e aos preço de prorrogação de contrato. A receita dos Serviços de Poços também foi maior devido à atividade de pico de inverno no oeste do Canadá.
Na comparação anual, a receita aumentou em US$ 357 milhões, liderada pelo crescimento de dois dígitos em tecnologias de bombeamento de pressão dos serviços de poços em terra na América do Norte. A receita SPM cresceu mais de 50%, dado que os projetos na América Latina continuaram a progredir adiante dos planos de trabalho.
O lucro operacional antes dos impostos de US$ 737 milhões obteve aumento sequencial de 1% e aumentou 33% na comparação anual. A margem operacional antes de impostos de 17,9% aumentou 60 bps sequencialmente à melhoria da rentabilidade para os serviços de poços e tecnologias de intervenção em poços, tanto na América do Norte em terra quanto nas áreas internacionais. Essa melhoria deve-se à atividade de pico de inverno no oeste do Canadá, bem como à eficiência operacional em terra nos EUA, embora tenha sido atenuada pela contínua debilidade de preços em terra nos EUA.
Na comparação anual, a margem operacional pré-impostos aumentou 313 bps, devido principalmente à maior eficiência de custos e as vendas novas tecnologias dos serviços de poços e conclusões, embora o efeito tenha sido parcialmente compensado pelo preço de prorrogação do contrato.
Um misto de inovação tecnológica, integração, eficiência do processo e destaques de confiabilidade em todo o Grupo de Produção marcou o primeiro trimestre.
No oeste do Texas, uma combinação de tecnologias da Schlumberger foi usada pela Clayton Williams para otimizar a simulação de estimulação de poços em seu campo alvo de gás de xisto em Upper Wolfcamp. O software de estimulação centrado em reservatório Well Services Mangrove* usando os serviços de log Wireline ThruBit*, incluindo raio gama espectral, permitiu que as taxas de produção de pico de 30 dias nos novos poços aumentassem mais de 100% em relação aos poços previamente concluídos no campo. A Clayton Williams atribui a melhoria da produção ao fluxo de trabalho do Mangrove, juntamente com os dados de registro de poço aberto de alta qualidade obtidos nas laterais.
Na China, a tecnologia de fraturamento de canal de fluxo Well Services HiWay* foi utilizada para a PetroChina Changqing Oil Company em dois poços-piloto verticais no campo de gás Sulige, na bacia de Ordos. Historicamente, poços perfurados nos reservatórios apertados e sob pressão do campo vêm oferecendo apenas uma produção marginal. Como resultado do tratamento HiWay, a produção inicial de cada poço excedeu a média de produção de poços verticais de compensação por um fator de três-e-meio e foi equivalente à produção média de poços horizontais deslocados. Essa aplicação da tecnologia HiWay proporcionou ao cliente a economia associada à redução do uso de água reduzida e propante, bem como o aumento da viabilidade de alvos marginais que não é possível com tratamentos de fraturamento convencionais.
Na China, a tecnologia de desvio de fluidos carregados de fibras StimMORE* dos Serviços de Poços foi utilizada para a CNPC Tarim Oilfield Company no fraturamento hidráulico nos poços de gás apertados, de alta pressão extrema e de alta temperatura do campo Kuche, na bacia de Tarim. Uma abordagem integrada, abrangendo compreensão do reservatório combinada com o uso de tecnologia de desvio StimMORE, ajudou a maximizar a área de superfície de contato da fratura hidráulica com o reservatório e o poço. No total, oito poços foram tratados com sucesso com a tecnologia StimMORE, e as taxas médias de produção após o seu emprego foram 60% superiores à média de poços de compensação estimulados com os métodos convencionais no mesmo campo.
No Cazaquistão, a divisão serviços de poços completou a primeira campanha de estimulação de dez estágios para a Karachaganak Petroleum Operating BV em um poço horizontal no campo Karachaganak. A operação incluiu cinco fraturamentos ácidos e cinco tratamentos de acidificação de matriz em um carbonato naturalmente fraturado, e foi executado em 28 dias, ou seja, mais de duas vezes mais rápido do que as campanhas anteriores em poços semelhantes no mesmo campo. Além disso, a limpeza inicial pós-estimulação e o refluxo do poço indicaram-no como um produtor de primeiro quartil no campo, entre um total de 90 poços de produção.
No Golfo do México, EUA, a intervenção em poços implantou a tecnologia "slickline digital" LIVE* para a Walter Oil & Gas em uma operação de isolamento zonal e recompletação sem plataforma. Os serviços LIVE combinaram correlação em tempo real e capacidades de perfuração com uma solução eficiente leve e de menor projeção para executar uma intervenção bem sucedida dentro das limitações de guindaste da plataforma e do espaço do convés.
Também no Golfo do México, EUA, a tecnologia de circulação perdida PressureNET* foi incorporada pela primeira vez em um fluido espaçador ponderado, e bombeado à frente de um sistema de cimento contendo a tecnologia de fibra avançada CemNET* para controlar as perdas ao definir o revestimento de produção em um poço. Essa combinação de tecnologias dos Serviços de Poços proporcionou uma cobertura de cimento confiável em todas as zonas críticas e evitou um potencial gasto de US$ 2.7 milhões em obras de reparação para o cliente de águas profundas.
Na Austrália, à Schlumberger Conclusões foi adjudicado um contrato de US$ 40 milhões pela INPEX. O contrato abrange as conclusões superiores e intermediárias para os primeiros 20 poços na Fase I do próximo desenvolvimento Ichthys. O escopo do projeto inclui poços de gás de alta produção que necessitam de conclusões de última geração, alta liga e grande porte.
No Brasil, à Schlumberger Artificial Lift foi adjudicado um contrato baseado em desempenho no valor de aproximadamente US$ 50 milhões pela Petrobras para fornecer, instalar e monitorar sistemas de bomba submersível elétrica em seis poços submarinos na área costeira do Parque das Baleias. O contrato de cinco anos foi baseado no histórico comprovado da Schlumberger no fornecimento de alta confiabilidade da tecnologia REDA Maximus* de bomba elétrica submersível em águas profundas extremamente desafiadoras no Brasil e em ambientes de águas ultraprofundas.
Tabelas Financeiras
Débito líquido
"Débito líquido" representa o débito bruto menos investimentos em espécie e de curto prazo e investimentos em renda fixa mantidos até o vencimento. A diretoria acredita que o indicador de débito líquido 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 débitos. Detalhes de alterações no débito líquido para primeiro trimestre:
Encargos e créditos
Além de resultados financeiros determinados de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos (GAAP) dos EUA, este comunicado de imprensa do primeiro trimestre inclui também medidas financeiras não GAAP (conforme definição no Regulamento G da SEC). O seguinte é uma conciliação destas medidas não GAAP com as medidas GAAP comparáveis:
PARIS - França--(BUSINESS WIRE)--23 de Abril de 2014--A Schlumberger Limited (NYSE:SLB) informou hoje os rendimentos do primeiro trimestre de 2014 de US$ 11,24 bilhões, contra US$ 11,91 bilhões no quarto trimestre de 2013 e US$ 10,57 bilhões no primeiro trimestre de 2013.
O rendimento de operações correntes atribuída à Schlumberger, excluindo encargos e créditos, foi de US$ 1,59 bilhão uma queda sequencial de 11% e um aumento de 23% na comparação anual. Os dividendos diluídos por ação de operações correntes, excluindo encargos e créditos, foram de US$ 1,21 em comparação com US$ 1,35 do trimestre anterior e US$ 0,97 no primeiro trimestre de 2013.
A Schlumberger registrou despesas de US$ 0,09 por ação no quarto trimestre de 2013, contra US$ 0,07 por ação no primeiro trimestre de 2013. A Schlumberger não registrou encargos ou créditos no primeiro trimestre de 2014.
A receita da divisão Oilfield Services, de US$ 11,24 bilhões, apresentaram uma queda sequencial de 6% e um aumento de 6% na comparação anual. O lucro operacional pré-impostos da divisão Oilfield Services, de US$ 2,37 bilhões, apresentou queda sequencial de 9% e aumento de 21% na comparação anual.
O diretor executivo da Schlumberger Paal Kibsgaard comentou: "Crescentes vendas de novas tecnologias e expansão da atividade de integração impulsionaram os nossos resultados do primeiro trimestre, apesar do inverno severo que afetou as operações na Rússia, China e América do Norte. Embora os resultados sequenciais tenham mostrado a queda usual em produto, software e vendas de licenças multiclientes após valores fortes no final do ano, nossas sólidas taxas de crescimento na base de comparação anual foram lideradas pelas áreas do Oriente Médio e Ásia e da América do Norte, embora todas as regiões tenham se beneficiado de um aumento do foco na excelência operacional e na eficiência.
Internacionalmente, o desempenho foi liderado por um maior crescimento nos principais mercados da Arábia Saudita, Emirados Árabes Unidos e das águas profundas da Austrália, bem como pela força da África sub-saariana, o projeto de trabalho no Equador e a atividade relacionada ao xisto na Argentina. A atividade em terra na América do Norte foi robusta devido ao aumento da intensidade de serviços, ganhos de participação de mercado e implantação de novas tecnologias, apesar dos ventos contrários de inverno e dos preços competitivos do bombeamento de pressão. A costa da América do Norte diminuiu ligeiramente os atrasos operacionais e prolongou atividades de workover, isto é, completação, restauração, aprofundamento e limpeza de poços de petróleo.
Em termos de preços, vimos poucas mudanças nas tendências gerais, mas novas tecnologias na estratégia de preços altos continuaram a penetrar no mercado e contribuíram para resultados marginais operacionais, particularmente quando combinados com a melhor qualidade de serviço da categoria. Nosso desempenho geral nesta área foi ainda apoiado por nossa organização de engenharia, produção e sustentação, que continua a oferecer produtos novos e inovadores para as nossas operações de campo, com forte desempenho inovativo.
Os fundamentos da recuperação econômica global permanecem intactos, apesar do inverno excepcionalmente rigoroso em algumas partes do Hemisfério Norte, de alguns sinais de desaceleração no crescimento na China, e da situação instável na Ucrânia. Esses fatores, no entanto, são provavelmente de natureza temporária e os mercados de petróleo continuam mais ativos do que o previsto, impulsionados por fortes tendências de demanda, menores valores de capacidade ociosa e uma queda nos estoques da OCDE. A oferta continua a crescer na América do Norte, ao passo que outras áreas estão tendo dificuldades para cumprir as suas metas de produção. Nos EUA, as tendências do gás natural foram potenciadas pelas temperaturas de inverno, mas a oferta e a demanda devem se normalizar ao longo dos próximos meses.
Como resultado, continuamos a acreditar que os gastos relacionados aos poços dos nossos clientes vão aumentar acima de 6% em 2014, e que as taxas de crescimento de gastos serão relativamente divididas igualmente entre os mercados internacionais e o norte-americano, impulsionadas pelas companhias de petróleo independentes e nacionais. Portanto, nos manteremos positivos no próximo ano, com nossa ampla presença geográfica, portfólio de tecnologia equilibrado e organização ágil, proporcionando proteção contra possíveis perturbações do mercado e com a capacidade de capitalizar as oportunidades de mercado."
Demais eventos
- Durante o trimestre, a Schlumberger efetuou a recompra de 9,96 milhões de ações ordinárias a um preço médio de US$ 90,31, totalizando um preço de compra de US$ 899 milhões.
- Em 13 de março de 2014, a Schlumberger anunciou que tinha entrado em um acordo para adquirir as ações remanescentes da SES Holdings Limited ("Saxon") um fornecedor de serviços internacionais de perfuração em terra com sede em Calgary da First Reserve e de certos membros da administração da Saxon. A Saxon opera atualmente uma frota de 87 plataformas (70 de perfuração e 17 de workover) em 10 países e fornece serviços de suporte a outras 35 plataformas em todo o mundo. A transação está sujeita às condições de fechamento costumeiras, incluindo o recebimento da aprovação regulatória.
As receitas da divisão Oilfield Services, de US$ 11.24 bilhões, apresentaram uma queda sequencial de 6% e um aumento de 6% na comparação anual. A receita da Área Internacional, de US$ 7,48 bilhões, obteve um aumento de US$ 322 milhões, ou 5% na comparação anual, enquanto a receita da Área América do Norte, de US$ 3.68 bilhões, obteve aumento de US$ 394 milhões, ou 12% na comparação anual. As fortes vendas de fim de ano de produtos, softwares e multiclientes observadas no quarto trimestre de 2013 foram responsáveis por quase metade do declínio sequencial na receita. O resto do declínio sequencial deveu-se à desaceleração sazonal de inverno na Rússia e na China; à conclusão dos levantamentos sísmicos marinhos no Brasil, Noruega, Malásia e no Mar Cáspio; e a atrasos operacionais e de contrato no Brasil e no México. No entanto, esses efeitos sequenciais foram em parte compensados pela forte atividade de bombeamento de pressão nos EUA em terra e no Canadá, que foi parcialmente atenuada pelo rigoroso inverno.
Dado o impacto significativo que os fatores de fim de ano e sazonalidade tiveram sobre o desempenho sequencial, os parágrafos a seguir se concentram no crescimento entre os anos, salvo indicação em contrário.
A receita da Área América do Norte , de US$ 3,68 bilhões, aumentou 12%. Embora a atividade em terra tenha sido temporariamente interrompida pelo inverno rigoroso, os resultados em geral robustos foram impulsionados pelo aumento da intensidade de serviços, ganhos de participação de mercado e implantação de novas tecnologias em um mercado de bombeamento de pressão no qual os preços mantiveram-se competitivos. A renda em terra também cresceu devido à divisão de elevação artificial em expansão. A costa da América do Norte diminuiu marginalmente devido a atrasos operacionais e prolongou atividades de workover, isto é, completação, restauração, aprofundamento e limpeza dos poços de petróleo.
A receita Internacional aumentou 5%, liderada pela ÁreaOriente Médio e Ásia, com receita de US$ 2,84 bilhões e crescimento de 19%, principalmente devido à forte atividade na Arábia Saudita e nos Emirados Árabes Unidos, bem como pela atividade de perfuração robusta e implantação de tecnologia no Sudeste Asiático e em águas profundas na Austrália. A receita da Área Europa/CEI/África, de US$ 2,88 bilhões, aumentou 1%, liderada pela Central West Africa GeoMarket em forte desenvolvimento e atividade de exploração e pela Noruega, a partir de ganhos de participação de mercado em serviços de perfuração. A receita da região da Rússia e Ásia Central aumentou ligeiramente, já que a atividade crescente no Ártico e no Mar Cáspio foi compensada pela interrupção da atividade devido ao inverno rigoroso e pelo impacto do enfraquecimento do rublo russo. A receita da área para o primeiro trimestre reflete a ausência de resultados do negócio submarino Framo, que foi transferido para o empreendimento conjunto OneSubsea no segundo trimestre de 2013. Excluindo-se o efeito dessa transferência de negócios, a receita para a área Europa/CEI/África aumentou 3%. A receita da área América Latina, de US$ 1,76 bilhão, caiu 8%, principalmente devido à atividade significativamente menor e aos preços no Brasil juntamente com a reduzida contagem de plataformas no México, devido ao gasto orçamental. Esses efeitos, no entanto, foram parcialmente compensados pelo aumento do trabalho no projeto de Gerenciamento de Projetos Schlumberger (SPM) Shushufindi, no Equador, e pela forte atividade no campo de xisto de Vaca Muerta, na Argentina.
Por segmento, a receita do Grupo de Caracterização de Reservatórios, de US$ 2,85 bilhões, aumentou US$ 51 milhões, ou 2%. O crescimento foi liderado pela divisão Serviços de Wireline e Testes e impulsionado pela exploração costeira e pelas Soluções de Informações Schlumberger (SIS), devido ao aumento das vendas de software em todas as áreas internacionais. A WesternGeco diminuiu a utilização de frota marinha menor e reduziu as vendas multiclientes. A receita do Grupo de Perfuração, de US$ 4,33 bilhões, aumentou US$ 269 milhões, ou 7%, liderada pela robusta demanda de tecnologias para Perfuração e Medidas e M-I SWACO na Arábia Saudita, Austrália e na região do Sudeste Asiático. A receita do Grupo de Produção, de US$ 4,12 bilhões, aumentou US$ 357 milhões, ou 10%, com o aumento de dois dígitos representado pelas tecnologias de bombeamento de pressão na América do Norte em terra e pelo aumento da atividade SPM.
O lucro operacional pré-impostos do primeiro trimestre da divisão Oilfield Services, de US$ 2,37 bilhões, apresentou queda sequencial de 9% e aumento de 21% na comparação anual. O lucro operacional pré-impostos internacional, de US$ 1,71 bilhão aumentou US$ 278 milhões, ou 20% na comparação anual, enquanto o lucro operacional pré-impostos na América do Norte de US$ 683 milhões aumentou US$ 56 milhões, ou 9% na comparação anual.
Sequencialmente, a margem operacional pré-impostos caiu 80 pontos base (bps) para 21,1%, devido aos efeitos de fim de ano e sazonalidade. A diluição na margem do primeiro trimestre, que se deveu aos efeitos típicos sazonais de fim de ano e inverno, foi de 127 bps. A margem internacional caiu ligeiramente 73 bps, para 22,8%, enquanto a margem da América do Norte diminuiu 107 bps, para se estabilizar em 18,5%.
Na comparação anual, a margem operacional antes dos impostos aumentou 248 bps. A margem operacional pré-impostos Internacional cresceu 286 bps, enquanto a margem operacional pré-impostos da América do Norte caiu 53 bps. Oriente Médio e Ásia apresentaram melhora de 349 bps chegando a 26,3%, na Europa/CEI/África aumento de 253 bps, para 20,3%, e, na América Latina uma melhora em 160 bps, para 21,1%. O ligeiro declínio na margem da América do Norte deveu-se principalmente à debilidade dos preços em terra das tecnologias de bombeamento de pressão da divisão Serviços de Poços e a atrasos de perfuração na costa no Golfo do México, EUA. A expansão robusta na margem Internacional foi impulsionada pela implantação de novas tecnologias, pelo forte foco no gerenciamento de custos e recursos e pela contínua contribuição marginal agregada de atividades relacionadas com integração.
Na comparação anual por segmento, a margem operacional antes dos impostos do Grupo Caracterização de Reservatórios expandiu 129 bps para 27,3%, devido ao aumento da rentabilidade nos Serviços de Wireline e Testes e ao aumento das vendas de software SIS, ao passo que a margem operacional antes dos impostos do Grupo Perfuração aumentou 249 bps para 20,3%, devido ao aumento da integração de tecnologia, maiores margens apresentadas pela Perfuração e Medidas, e maior rentabilidade da atividade da Gestão Integrada de Projetos (IPM). A margem operacional pré-impostos do Grupo de Produção aumentou 313 bps para 17,9%, devido principalmente à maior eficiência de custos e a novas vendas de tecnologia do Serviços de Poços e Conclusões, embora o efeito do aumento tenha sido parcialmente compensado pelo preço de prorrogação de contrato.
O desempenho geral da Schlumberger durante o primeiro trimestre foi marcado por uma série de destaques de tecnologia impulsionados pela eficiência, confiabilidade e integração de serviços.
Na China, o Grupo de tecnologias de perfuração foi mobilizado para que a ConocoPhillips China melhorasse a eficiência de perfuração e obtivesse medições confiáveis de pressão do reservatório em um poço offshore no campo petrolífero Peng Lai 19-3, na Baía de Bohai. A combinação de tecnologias orientáveis rotativas de Perfuração e Medidas PowerDrive Xceed* e PowerDrive Vortex* com o sistema de comunicação C-Link IMAG proporcionou um controle preciso da trajetória do poço, aumentou a taxa de penetração (ROP) e melhorou a limpeza do furo. Além disso, o sistema fluido de desempenho elevado à base de água MI SWACO ULTRADRIL* foi usado para aumentar a estabilidade do xisto e a taxa de penetração, o que melhorou ainda mais a eficiência global de perfuração. Como resultado, taxas de penetração recorde foram alcançadas tanto para as seções de 12 1/4 polegadas quanto para as de 8 1/2 polegadas, com uma melhoria geral de 22% em relação ao registro anterior. Além disso, na seção de 8 1/2 polegadas, a tecnologia de formação de pressão durante a perfuração StethoScope* garantiu medições de pressão em tempo real para prever as tendências de pressão de poros no reservatório. No geral, essa combinação de tecnologias da Schlumberger proporcionou ao cliente uma avaliação de formação aprimorada, uma execução de alta qualidade com zero NPT, e uma economia total de AFE de quatro dias.
No México, a Pemex concedeu à Schlumberger três contratos de projetos integrados plurianuais avaliados coletivamente em mais de US$ 1,9 bilhão, representando o maior contrato combinado no mega orçamento recentemente concluído. A Schlumberger é o único provedor de serviços a garantir um contrato em cada projeto, incluindo a atividade de projetos integrados em curso na Região Sul, e a atividade contínua na Pemex Região Norte. A adjudicação teve por base termos comerciais, QHSE (Qualidade, Saúde, Segurança e Meio Ambiente) e registro comprovado do histórico de tecnologia da Schlumberger no México em ambientes de poços profundos complexos do Sul, além de processos de perfuração eficientes e serviços associados em projetos anteriores. Além disso, a Schlumberger já começou a execução de um contrato de quatro anos para os serviços integrados de águas profundas ao largo do México, no valor de mais de US$ 240 milhões. O primeiro poço em águas profundas no âmbito do presente contrato teve início em março de 2014.
Na Noruega, a Schlumberger foi premiada com um contrato integrado de serviços de construção de poços pela Det Norske oljeselskap ASA para a exploração, perfuração e desenvolvimento do campo Ivar Aasen na parte norte do Mar do Norte, a oeste do campo de Johan Sverdrup. O contrato de cinco anos com dois períodos opcionais de um ano cada inclui o fornecimento de um conjunto completo de serviços de construção de poços, da exploração ao desenvolvimento. Essa adjudicação foi baseada na solução de tecnologia totalmente integrada oferecida pela Schlumberger em termos de desempenho técnico e financeiro, com o objetivo de proporcionar operações seguras e eficientes. A Schlumberger também será parte integrante do processo de construção de poços, prestando serviços sob um contrato que maximiza os ganhos potenciais de inovação tecnológica, confiabilidade e eficiência do processo.
Ao largo da costa da Tailândia, a Schlumberger realizou um primeiro levantamento sísmico industrial durante a perfuração para a Salamander Energy. A tecnologia sísmica durante a perfuração seismicVISION*, da divisão Perfuração e Medidas, foi usada em um levantamento walkabove (um tipo de perfil sísmico vertical) para obter informações de velocidade em tempo real e imagens sísmicas. Uma combinação de perfuração sísmica integrada Wireline Q-Borehole*, posicionamento e navegação sísmica SWINGS* e tecnologias de fonte acústica WesternGeco TRISOR* foi implantada com o disparo remoto da plataforma de perfuração utilizando a tecnologia de rádio para disparar as cargas explosivas e transmitir dados da fonte no barco. Um total de 53 níveis sísmicos consecutivos em tempo real foram usados para atualizar a conversão tempo-profundidade, permitindo que a broca fosse posicionada no mapa sísmico. Além disso, os dados da memória forneceram mais de 100 níveis sísmicos consecutivos para imageamento sísmico final. As tecnologias da Schlumberger proporcionaram eficiência operacional e ajudaram o operador a reduzir a incerteza na perfuração, o que facilitou a perfuração do poço com êxito até a profundidade total prevista.
Na Rússia, a PetroStim, uma empresa da Schlumberger, conduziu um serviço de mapeamento de fratura hidráulica Microseismic Services StimMAP* para uma grande empresa petrolífera russa na Sibéria ocidental. Quatro estágios de fraturamento hidráulico foram realizados em um poço de tratamento horizontal e monitorados a partir de um poço de observação nas proximidades, utilizando a Wireline VSI*, tecnologia de gerador de imagem sísmica versátil com sensores de fundo de poço com 3 componentes. As direções de crescimento da fratura foram detectadas claramente em todos os estágios, apesar da baixa permeabilidade da formação e das taxas de bombeamento reduzidas. No geral, foram detectados mais de 400 eventos microssísmicos, com a confiança estatística necessária para a boa interpretação microssísmica, permitindo ao cliente reduzir a incerteza na perfuração, melhorar o planejamento do desenvolvimento do campo e, potencialmente, reduzir significativamente os custos.
Grupo de Caracterização de Reservatórios
A receita do primeiro trimestre de US$ 2,85 bilhões caiu 14% sequencialmente, mas cresceu 2% na comparação anual. As quedas sequenciais ocorreram principalmente devido à redução de multiclientes da WesternGeco e de vendas de software SIS após as fortes altas de fim de ano. O crescimento da receita na comparação anual foi liderado pela divisão Serviços Wireline e Testes, impulsionado pela exploração costeira, e pelo SIS no aumento das vendas de software em todas as Áreas Internacionais. A WesternGeco, no entanto, diminuiu a utilização de frota marinha menor e as vendas multiclientes.
O lucro operacional antes dos impostos de US$ 779 milhões foi 24% inferior sequencialmente, mas aumentou 7% na comparação anual. A queda da margem operacional antes dos impostos de 27,3% caiu 384 bps sequencialmente devido às baixas sazonais de multicliente da WesternGeco e de vendas de software SIS. Na comparação anual, a margem operacional antes dos impostos cresceu 129 bps, devido à melhoria da rentabilidade na Wireline e aumento das vendas de software SIS.
Uma série de sucessos da tecnologia-chave e novas adjudicações de contratos contribuíram para o desempenho do Grupo de Caracterização de Reservatórios durante o primeiro trimestre.
Na Noruega, a Statoil Petroleum AS, atuando como operadora em nome de um grupo de parceiros de 33 empresas de petróleo e gás, concedeu à WesternGeco um grande projeto conjunto de aquisição sísmica e processamento de dados que consiste em três levantamentos 3D, totalizando cerca de 8.000 km2 no sudeste do mar Barents na plataforma continental norueguesa (NCS). Essa é a primeira área nova na NCS a ser aberta desde 1994. O projeto de múltiplas embarcações usará a tecnologia de imagens e aquisição em banda larga em entalhe deslizante ObliQ*, que incluirá dados que estão sendo processados a bordo dos navios.
No Mar do Norte, a BP já concedeu à WesternGeco um contrato de multiprojetos para a aquisição de serpentinas na temporada 2014-2015 do Mar do Norte para incluir um levantamento de monitor 4D de 220 km2 com subestimativa sobre o campo Tambar, na Noruega, seguido por um levantamento 3D de 1.000 km2 a oeste das ilhas Shetlands. A subestimativa permite que os dados sejam coletados sob obstruções, tais como instalações de produção. Essa adjudicação segue um contrato anterior concluído em 2013 e tem a opção de estender a 2016.
A Kuwait Gulf Oil Company (KGOC) e a Saudi Arabian Chevron Inc. concederam à WesternGeco um contrato para um levantamento sísmico 3D de 4.612 km2 que abrange toda a extensão da terra Partitioned Zone (PZ), uma área entre o Reino da Arábia Saudita e o Kuwait operada pela Wafra Joint Operations. Um sistema integrado de ponto receptor sísmico em terra UniQ* com mais de 150.000 canais será utilizado para o projeto, tornando-o o segundo maior levantamento sísmico terrestre já realizado no mundo em termos de número de canais.
No setor britânico do Mar do Norte, a Chevron concedeu à WesternGeco um levantamento do monitor "Q-on-Q" 4D sobre o campo de Alba, um projeto de aquisição complexa, que será adquiridos pela Amazon Warrior utilizando tecnologias de controle de propagação dinâmica Q-Marine * Seismic e DSC* para garantir a repetibilidade do levantamento. A adjudicação também inclui três projetos de processamento de dados abrangentes, onde o processamento 4D de quatro safras de dados será realizado, juntamente com uma completa migração 3D pré-empilhamento em profundidade dos dados de 2014. A WesternGeco tem uma longa história de trabalho com a Chevron no campo Alba.
Na Líbia, as tecnologias Wireline foram introduzidos para que a WAHA OIL COMPANY suportasse a caracterização do reservatório principal Nubian Sandstone. A ferramenta de medição CMR-Plus* ajudou a resolver a baixa resistividade sobre o reservatório primário, enquanto a caracterização de fluido CMR MRF* indicou que o reservatório estava molhado de óleo, afetando planos de desenvolvimento futuro. A sonda espectroscópica de captura elementar ECS* quantificou a mineralogia e a estimativa de porosidade dos volumes de argila e calcita. A combinação do microgerador de imagens à base de óleo OBMI* e das tecnologias ultrassônicas de geração de imagens de perfuração UBI* possibilitou que a WAHA realizasse uma interpretação geológica completa com uma economia de mais de 10 horas de tempo de plataforma. A tecnologia de anisotropia do cisalhamento de alta fidelidade da plataforma do scanner acústico Sonic Scanner* combinada com imagens de alta resolução UBI e OBMI forneceram a caracterização da fratura de estresse do reservatório fraturado apertado.
No Curdistão, a tecnologia Wireline Saturn 3D* Radial Probe foi implantada para que a OMV obtivesse amostras de petróleo de alta qualidade em um poço de exploração vertical no campo BinaBawi. A área de maior fluxo oferecida pelo design elíptico da sonda Saturn levou a melhorias na eficiência operacional, com a aquisição de quatro amostras de fluido em dois intervalos diferentes, incluindo um perfil de identificação de fluidos, e permitiu que o cliente economizasse até 50% no tempo de amostragem de fluidos em comparação com os métodos de amostragem convencionais.
Em Trinidad e Tobago, a tecnologia de testador da dinâmica de formação modular Wireline MDT* com elementos dual-packer foi implantada em um poço para que a Centrica Energia obtivesse dados confiáveis de permeabilidade. O "miniteste de haste de broca" cobriu quatro intervalos, e foi realizado em uma única sessão registrada, o que permitiu ao cliente economizar cerca de sete dias de tempo de plataforma, em comparação com um teste de poço convencional. Além disso, a combinação de indução triaxial Rt Scanner*, scanner acústico Sonic Scanner, tecnologia de dispersão dielétrica multifrequência Dielectric Scanner* e tecnologias de geração de microimagens à base de óleo OBMI foi usada para caracterizar o reservatório.
No Cazaquistão, a ferramenta de rede fixa integrada Wireline Platform Express* foi usada para que a Altius Petroleum International BV obtivesse registros em poços rasos no campo onshore Akzhar. A seleção da Schlumberger como o único prestador de serviços para a aquisição de registro de poço aberto e serviços de interpretação possibilitou à Altius Petroleum International manter-se dentro do orçamento para 38 poços e diminuir o tempo de rotação para a entrega de informações em 50%. Como resultado dessa informação oportuna, o cliente pôde evitar custos desnecessários associados com cimentação do poço e preparação do revestimento.
A National Oil Corporation of Kenya (National Oil) assinou um acordo de colaboração com a Schlumberger para um levantamento sísmico 2D de 9.500 km long-offset multicliente, cobrindo uma extensa área de águas profundas no Quênia. O acordo utiliza tecnologias do Grupo de caracterização de reservatórios da Schlumberger para adquirir, processar e interpretar os dados, em colaboração com a National Oil para fornecer transferência de conhecimentos e ajudar a desenvolver a equipe técnica. A pesquisa será adquirida utilizando as serpentinas Q-Marine Solid* e as tecnologias de banda larga em entalhe deslizante ObliQ. A Schlumberger Petrotechnical Services usará o software de processamento de dados sísmicos para geração de imagens e processamento Omega* e a plataforma de software SIS Petrel* E&P para interpretação e modelagem geológica. O acordo também inclui serviços de suporte para melhorar o gerenciamento de dados integrados e a infraestrutura de sistemas de informação da National Oil.
Na Índia, o log de produção de poço Wireline Flow Scanner* e os sistemas de trator para perfuração de poços MaxTRAC* foram utilizados para que a Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC) obtivesse a produção de informações de perfil em poço horizontal desafiador de alta temperatura no campo offshore Mumbai High South. O trator MaxTRAC transportou com sucesso a ferramenta Flow Scanner para a profundidade total em um intervalo de produção que continha uma conclusão inteligente. As medições confiáveis da taxa de produção de poços obtidas possibilitaram ao cliente tomar decisões críticas de desenvolvimento de campo.
Grupo de Perfuração
A receita do primeiro trimestre de US$ 4,33 bilhões caiu 2% sequencialmente, mas cresceu 7% na comparação anual. A receita diminuiu sequencialmente devido a um declínio nas vendas de produtos M-I SWACO após uma forte alta de fim de ano em 2013. Na comparação anual, a receita aumentou em US$ 269 milhões, liderada pelo crescimento robusto em tecnologias de Perfuração e Medidas. A atividade de perfuração reforçou-se na Arábia Saudita, Iraque, Noruega, China, Austrália e na região do Sudeste Asiático.
O lucro operacional antes dos impostos de US$ 881 milhões manteve-se igual sequencialmente, mas aumentou 22% na comparação anual. A margem operacional antes dos impostos de 20,3% aumentou 51 bps sequencialmente, como resultado de um melhor preço devido a um mix de tecnologias mais avançadas para serviços de Perfuração e Medidas, principalmente na Área Oriente Médio e Ásia, bem como à melhoria da rentabilidade em projetos IPM. Na comparação anual, a margem operacional pré-impostos aumentou 249 bps graças a uma maior integração da tecnologias, melhores margens na divisão Perfuração e Medidas e melhoria da rentabilidade da atividade de projetos IPM.
O desempenho no primeiro trimestre foi marcado pela integração de tecnologia e eficiência de serviços em todas as linhas de produtos do Grupo Perfuração.
Na China, as tecnologias de Perfuração e Medidas estabeleceram recordes de perfuração de poços para a Shell no projeto gás de xisto na província de Sichuan. A tecnologia de sistema orientável rotativo de alto volume PowerDrive Archer* provou a sua confiabilidade com um recorde de 309 horas de operação contínua e ajudou a superar altos desníveis de formação durante a colocação de um poço horizontal desafiador. Além disso, o serviço de resistividade e imagem durante a perfuração MicroScope* forneceu informações de imagens de alta qualidade de uma seção recorde do reservatório de 2.043 m. Em outro poço, o sistema dirigível rotativo PowerDrive Vortex quebrou o recorde de filmagens de perfuração para o campo e forneceu uma melhoria global de 92% no desempenho de perfuração em comparação com poços de deslocamento. Como resultado, as tecnologias de Perfuração e Medidas entregaram até o momento um poço de primeiro quartil e quatro do tipo melhor na categoria, com base na prestação de serviços e na redução de custos para o cliente.
Também na China, as tecnologias de Perfuração e Medidas foram implantadas para a CNOOC Panyu Operating Company perfurar poços horizontais no campo petrolífero maduro Panyu, que tem uma cota média de água de 91%. Uma combinação de sistema orientável rotativo de alto volume PowerDrive Archer, sistema orientável rotativo PowerDrive Xceed, mapeamento dos limites do leito PeriScope*, registro multifuncional de perfilagem durante a perfuração Ecoscope* e as tecnologias de nêutrons de densidade azimutal adnVISION* providenciou o aumento da eficiência de perfuração e permitiu que os poços fossem colocados na posição ideal para drenar os hidrocarbonetos remanescentes. Esta combinação de tecnologia perfurou com sucesso um total de 25 poços horizontais, e ajudou a reverter a tendência de declínio do campo de produção, resultando numa produção de petróleo 68% maior em comparação com o plano inicial, e 45% de óleo de incremental cumulativo contra a previsão.
Na Rússia, as tecnologias de Perfuração e Medidas foram utilizadas pela VSNK-Rosneft Oil Company para a perfuração de um poço horizontal desafiador no campo não convencional de Yurubcheno-Tohomskoe, na Sibéria Oriental. A combinação de medição integrada durante a perfuração ImPulse*, tecnologias de nêutrons de densidade azimutal adnVISION* e tecnologia multipolar sonora durante a perfuração SonicScope* forneceu as medições de qualidade necessárias para a caracterização da fratura de formação. Além disso, as tecnologias de registro durante a perfuração da Schlumberger proporcionaram melhorias de eficiência, permitindo que o cliente economizasse três dias do tempo de plataforma e os custos associados.
No Egito, a tecnologia de elemento cônico de diamante Stinger* da Schlumberger ajudou a BAPETCO, uma joint venture entre a Shell e a Egyptian General Petroleum Cooperation a alcançar desempenho conjunto de primeiro quartil na perfuração de poços no campo Obayed. Na seção do primeiro poço de 8 1/2 polegadas, uma broca personalizada Smith de diamante policristalino compacto (PDC) com tecnologia Stinger aumentou a taxa de penetração em mais de 30% em comparação com as melhores compensações do campo. Na seção de 8 1/2 polegadas do segundo poço, a taxa de penetração usando a tecnologia Stinger igualou a do melhor desempenho em campo, e a seção foi perfurada até a profundidade total, substituindo duas brocas convencionais e aumentando a metragem perfurada em 45%. A combinação de tecnologia Stinger e hidráulica validada por dinâmica dos fluidos computacional também proporcionou novos recordes de perfuração para as mais longas e mais rápidas atividades no campo Obayed.
Em terra nos EUA, as Tecnologias do Grupo de Perfuração da Schlumberger possibilitaram à Cimarex Energy Co. atingir tempos recordes de perfuração de poços na Bacia de Delaware. A tecnologia de sistema orientável rotativo de alto volume PowerDrive Archer da divisão Perfuração e Medidas, com uma broca personalizada resistente à abrasão Smith PDC e tecnologia viscosificante MI SWACO DUO-VIS* perfurou um poço recorde no intervalo de areia Second Bone Spring em apenas pouco mais de oito dias, ou seja, dois dias e meio a menos do que o melhor poço anterior e quatro dias a menos do que a média para a área. Essa combinação de tecnologia resultou em uma economia de US$ 170 mil em relação ao melhor poço anterior e US$ 260 mil acima da média para a área.
Também em terra nos EUA, a tecnologia de broca de perfuração Smith permitiu à LINN Energy LLC reduzir o número médio de brocas usadas para perfurar as seções laterais em seus poços da Bacia Anadarko. Uma broca personalizada de seis lâminas Smith PDC com tecnologia de corte ONYX 360* perfurou um intervalo 8 3/4 polegadas inteiro sem danificar irreparavelmente uma broca pela primeira vez nesta formação. Como resultado do uso da tecnologia de corte ONYX 360, as laterais foram perfuradas de forma eficiente com uma economia no tempo aproximado de plataforma e custo de broca superior a US$ 85 mil por poço.
Em outros lugares em terra nos EUA, as brocas de alta resistência à abrasão Schlumberger SHARC* ajudaram a Murex Petroleum Corporation a alcançar um desempenho recorde na perfuração de um poço na Bacia de Williston. A tecnologia de brocas SHARC em combinação com uma outra broca personalizada Smith PDC perfurou um poço da superfície até uma profundidade total de 18.835 pés (5.740,90 metros) usando apenas três brocas, uma na vertical, outra na curva e outras nas seções laterais. Além disso, a taxa média de penetração foi 15% mais rápida do que o melhor poço de deslocamento no campo, o que resultou em uma economia de custo do poço de US$ 100 mil.
Em terra nos EUA, o M-I SWACO implantou a tecnologia quimicamente avançada RHE-USE* para a Noble Energy remover sólidos de baixa gravidade de fluidos de perfuração não aquosos utilizados para perfurar poços na bacia do Nordeste. Como resultado do uso da tecnologia RHE-USE, o cliente reduziu o uso de óleos de base e barita, eliminou os equipamentos de transferência de sólidos de perfuração e reduziu os custos de lama e transporte, resultando em uma economia total de US$ 200 mil em comparação com os preenchimentos convencionais fluidos de controle de sólidos.
No Golfo do México, EUA, a divisão Serviços de Poços introduziu o sistema estável de microemulsão à base de óleo para a remoção de lama MudSCRUB-SX* em um poço de águas profundas para um grande cliente na costa da Louisiana. As aplicações do sistema MudSCRUB-SX incluíram a colocação de um tampão no revestimento de 20 polegadas do poço e de um conjunto de tampões durante a operação de compressão de cimento de uma sapata de 16 polegadas para isolar uma formação de perfuração fraca. A combinação de formulação proprietária do sistema MudSCRUB-SX e colocação do software de tampão dos Serviços de Poços resultou em excelente limpeza do buraco e redução da contaminação do fluido. Esse desempenho ótimo da lama possibilitou ao cliente economizar o custo e o tempo associados com os aditivos adicionais e as múltiplas fases de bombeamento normalmente empregados em tratamentos de remoção de lama tradicionais, bem como o potencial tempo de correção associado às operações de cimentação subsequentes.
Na Polônia, a tecnologia de sistema orientável rotativo de alto volume PowerDrive Archer da Perfuração e Medidas foi usada pela BNK Petroleum no poço horizontal Gapowo B-1 para perfurar poços de xistos do Siluriano Inferior e do Ordoviciano. A tecnologia PowerDrive Archer possibilitou que o poço fosse instalado como planejado, superando desafios enfrentados pelos métodos convencionais de perfuração para alcançar as taxas de desenvolvimento necessárias. No mesmo poço, o sistema orientável rotativo X6 PowerDrive* foi implantado para perfurar a maior seção lateral em um poço de gás de xisto em uma única sessão realizada na Polônia até o momento. Além disso, imagens de raios gama em tempo real do serviço de imagem durante a perfuração geoVISION* confirmaram a estrutura de formação da seção lateral, o que permitiu que o poço fosse posicionado e mantido dentro das zonas alvo para maximizar o contato com o reservatório de xisto.
Grupo de Produção
A receita do primeiro trimestre de US$ 4,12 bilhões caiu 2% sequencialmente, mas cresceu 10% na comparação anual. A queda sequencial deveu-se principalmente a menores Conclusões e vendas de produtos de Elevação Artificial após fortes altas de fim de ano. As tecnologias de bombeamento de pressão dos serviços de poços foram maiores devido ao aumento da intensidade de serviço em terra nos EUA ,apesar de interrupção devido ao inverno severo e aos preço de prorrogação de contrato. A receita dos Serviços de Poços também foi maior devido à atividade de pico de inverno no oeste do Canadá.
Na comparação anual, a receita aumentou em US$ 357 milhões, liderada pelo crescimento de dois dígitos em tecnologias de bombeamento de pressão dos serviços de poços em terra na América do Norte. A receita SPM cresceu mais de 50%, dado que os projetos na América Latina continuaram a progredir adiante dos planos de trabalho.
O lucro operacional antes dos impostos de US$ 737 milhões obteve aumento sequencial de 1% e aumentou 33% na comparação anual. A margem operacional antes de impostos de 17,9% aumentou 60 bps sequencialmente à melhoria da rentabilidade para os serviços de poços e tecnologias de intervenção em poços, tanto na América do Norte em terra quanto nas áreas internacionais. Essa melhoria deve-se à atividade de pico de inverno no oeste do Canadá, bem como à eficiência operacional em terra nos EUA, embora tenha sido atenuada pela contínua debilidade de preços em terra nos EUA.
Na comparação anual, a margem operacional pré-impostos aumentou 313 bps, devido principalmente à maior eficiência de custos e as vendas novas tecnologias dos serviços de poços e conclusões, embora o efeito tenha sido parcialmente compensado pelo preço de prorrogação do contrato.
Um misto de inovação tecnológica, integração, eficiência do processo e destaques de confiabilidade em todo o Grupo de Produção marcou o primeiro trimestre.
No oeste do Texas, uma combinação de tecnologias da Schlumberger foi usada pela Clayton Williams para otimizar a simulação de estimulação de poços em seu campo alvo de gás de xisto em Upper Wolfcamp. O software de estimulação centrado em reservatório Well Services Mangrove* usando os serviços de log Wireline ThruBit*, incluindo raio gama espectral, permitiu que as taxas de produção de pico de 30 dias nos novos poços aumentassem mais de 100% em relação aos poços previamente concluídos no campo. A Clayton Williams atribui a melhoria da produção ao fluxo de trabalho do Mangrove, juntamente com os dados de registro de poço aberto de alta qualidade obtidos nas laterais.
Na China, a tecnologia de fraturamento de canal de fluxo Well Services HiWay* foi utilizada para a PetroChina Changqing Oil Company em dois poços-piloto verticais no campo de gás Sulige, na bacia de Ordos. Historicamente, poços perfurados nos reservatórios apertados e sob pressão do campo vêm oferecendo apenas uma produção marginal. Como resultado do tratamento HiWay, a produção inicial de cada poço excedeu a média de produção de poços verticais de compensação por um fator de três-e-meio e foi equivalente à produção média de poços horizontais deslocados. Essa aplicação da tecnologia HiWay proporcionou ao cliente a economia associada à redução do uso de água reduzida e propante, bem como o aumento da viabilidade de alvos marginais que não é possível com tratamentos de fraturamento convencionais.
Na China, a tecnologia de desvio de fluidos carregados de fibras StimMORE* dos Serviços de Poços foi utilizada para a CNPC Tarim Oilfield Company no fraturamento hidráulico nos poços de gás apertados, de alta pressão extrema e de alta temperatura do campo Kuche, na bacia de Tarim. Uma abordagem integrada, abrangendo compreensão do reservatório combinada com o uso de tecnologia de desvio StimMORE, ajudou a maximizar a área de superfície de contato da fratura hidráulica com o reservatório e o poço. No total, oito poços foram tratados com sucesso com a tecnologia StimMORE, e as taxas médias de produção após o seu emprego foram 60% superiores à média de poços de compensação estimulados com os métodos convencionais no mesmo campo.
No Cazaquistão, a divisão serviços de poços completou a primeira campanha de estimulação de dez estágios para a Karachaganak Petroleum Operating BV em um poço horizontal no campo Karachaganak. A operação incluiu cinco fraturamentos ácidos e cinco tratamentos de acidificação de matriz em um carbonato naturalmente fraturado, e foi executado em 28 dias, ou seja, mais de duas vezes mais rápido do que as campanhas anteriores em poços semelhantes no mesmo campo. Além disso, a limpeza inicial pós-estimulação e o refluxo do poço indicaram-no como um produtor de primeiro quartil no campo, entre um total de 90 poços de produção.
No Golfo do México, EUA, a intervenção em poços implantou a tecnologia "slickline digital" LIVE* para a Walter Oil & Gas em uma operação de isolamento zonal e recompletação sem plataforma. Os serviços LIVE combinaram correlação em tempo real e capacidades de perfuração com uma solução eficiente leve e de menor projeção para executar uma intervenção bem sucedida dentro das limitações de guindaste da plataforma e do espaço do convés.
Também no Golfo do México, EUA, a tecnologia de circulação perdida PressureNET* foi incorporada pela primeira vez em um fluido espaçador ponderado, e bombeado à frente de um sistema de cimento contendo a tecnologia de fibra avançada CemNET* para controlar as perdas ao definir o revestimento de produção em um poço. Essa combinação de tecnologias dos Serviços de Poços proporcionou uma cobertura de cimento confiável em todas as zonas críticas e evitou um potencial gasto de US$ 2.7 milhões em obras de reparação para o cliente de águas profundas.
Na Austrália, à Schlumberger Conclusões foi adjudicado um contrato de US$ 40 milhões pela INPEX. O contrato abrange as conclusões superiores e intermediárias para os primeiros 20 poços na Fase I do próximo desenvolvimento Ichthys. O escopo do projeto inclui poços de gás de alta produção que necessitam de conclusões de última geração, alta liga e grande porte.
No Brasil, à Schlumberger Artificial Lift foi adjudicado um contrato baseado em desempenho no valor de aproximadamente US$ 50 milhões pela Petrobras para fornecer, instalar e monitorar sistemas de bomba submersível elétrica em seis poços submarinos na área costeira do Parque das Baleias. O contrato de cinco anos foi baseado no histórico comprovado da Schlumberger no fornecimento de alta confiabilidade da tecnologia REDA Maximus* de bomba elétrica submersível em águas profundas extremamente desafiadoras no Brasil e em ambientes de águas ultraprofundas.
Tabelas Financeiras
| Demonstrativo condensado de receitas consolidadas | |||||||||||
| (Apresentação em milhões, exceto por montantes por ação) | |||||||||||
| Três meses | |||||||||||
| Períodos encerrados em 31 de março de | 2014 | 2013 | |||||||||
| Receita | $ | 11.239 | $ | 10.570 | |||||||
| Juros e outras receitas, líquido | 76 | 33 | |||||||||
| Despesas | |||||||||||
| Custo das receitas | 8.745 | 8.409 | |||||||||
| Pesquisa e Engenharia | 284 | 292 | |||||||||
| Geral e administrativo | 106 | 95 | |||||||||
| Depreciação e outros (1) | - | 92 | |||||||||
| Juros | 103 | 98 | |||||||||
| Lucro antes dos impostos | 2.077 | 1.617 | |||||||||
| Impostos sobre as receitas(1) | 469 | 406 | |||||||||
| Lucro de operações correntes | 1.608 | 1.211 | |||||||||
| Lucro de operações encerradas | - | 56 | |||||||||
| Receita líquida | 1.608 | 1.267 | |||||||||
| Lucro líquido atribuível a interesses não controlados | 16 | 8 | |||||||||
| Renda líquida atribuível à Schlumberger | $ | 1.592 | $ | 1.259 | |||||||
| Montantes da Schlumberger atribuíveis a: | |||||||||||
| Lucro de operações correntes(1) | $ | 1.592 | $ | 1.203 | |||||||
| Lucro de operações encerradas | - | 56 | |||||||||
| Receita líquida | $ | 1.592 | $ | 1.259 | |||||||
| Dividendos diluídos por ação da Schlumberger | |||||||||||
| Lucro de operações correntes(1) | $ | 1,21 | $ | 0,90 | |||||||
| Lucro de operações encerradas | - | 0,04 | |||||||||
| Receita líquida | $ | 1,21 | $ | 0,94 | |||||||
| Média de ações em circulação | 1.306 | 1.330 | |||||||||
| Média de ações em circulação presumindo diluição | 1.318 | 1.340 | |||||||||
| Depreciação e amortização incluídas nas despesas(2) | $ | 932 | $ | 896 | |||||||
| (1) Veja na página 13 os detalhes das despesas e créditos. | |||||||||||
| (2) Incluindo custo de dados sísmicos para vários clientes | |||||||||||
| Balanço consolidado condensado | |||||||||||
| (Apresentação em milhões) | |||||||||||
| 31 de março | 31 de dezembro | ||||||||||
| Ativos | 2014 | 2013 | |||||||||
| Ativos circulantes | |||||||||||
| Numerário e investimentos em curto prazo | $ | 7.078 | $ | 8.370 | |||||||
| A receber | 11.680 | 11.497 | |||||||||
| Outros ativos circulantes | 6.595 | 6.358 | |||||||||
| 25.353 | 26.225 | ||||||||||
| Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento | 358 | 363 | |||||||||
| Ativos fixos | 15.114 | 15.096 | |||||||||
| Dados sísmicos para vários clientes | 696 | 667 | |||||||||
| Fundo de comércio | 14.832 | 14.706 | |||||||||
| Outros ativos intangíveis | 4.713 | 4.709 | |||||||||
| Outros ativos | 5.651 | 5.334 | |||||||||
| $ | 66.717 | $ | 67.100 | ||||||||
| Passivos e patrimônio | |||||||||||
| Passivo circulante | |||||||||||
| Contas a pagar e passivo adquirido | $ | 8.272 | $ | 8.837 | |||||||
| Passivo estimado relativo a imposto de renda | 1.731 | 1.490 | |||||||||
| Empréstimos de curto prazo e proporção atual | |||||||||||
| das dívidas de longo prazo | 1.369 | 2.783 | |||||||||
| Dividendos a pagar | 527 | 415 | |||||||||
| 11.899 | 13.525 | ||||||||||
| Dívida de longo prazo | 11.120 | 10.393 | |||||||||
| Benefícios pós-aposentadorias | 663 | 670 | |||||||||
| Impostos diferidos | 1.708 | 1.708 | |||||||||
| Outros passivos | 1.147 | 1.169 | |||||||||
| 26.537 | 27.465 | ||||||||||
| Patrimônio | 40.180 | 39.635 | |||||||||
| $ | 66.717 | $ | 67.100 | ||||||||
"Débito líquido" representa o débito bruto menos investimentos em espécie e de curto prazo e investimentos em renda fixa mantidos até o vencimento. A diretoria acredita que o indicador de débito líquido 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 débitos. Detalhes de alterações no débito líquido para primeiro trimestre:
| (Apresentação em milhões) | ||||||||||||||
| Três meses | 2014 | |||||||||||||
| Débito líquido, 1.º de janeiro de 2014 | $ | (4.443 | ) | |||||||||||
| Lucro de operações correntes | 1.592 | |||||||||||||
| Depreciação e amortização | 932 | |||||||||||||
| Pensões e outros benefícios de pós-aposentadoria | 86 | |||||||||||||
| Despesa de remuneração baseada em ações | 77 | |||||||||||||
| Pensão e financiamento de outros benefícios pós-aposentadoria | (72 | ) | ||||||||||||
| Aumento de capital de giro | (870 | ) | ||||||||||||
| Gastos de capital | (864 | ) | ||||||||||||
| Dados sísmicos multicliente capitalizados | (82 | ) | ||||||||||||
| Dividendos pagos | (410 | ) | ||||||||||||
| Receitas de planos de ações de funcionários | 280 | |||||||||||||
| Programa de recompra de ações | (899 | ) | ||||||||||||
| Aquisições e investimentos de negócios, líquido de caixa e dívida adquirida | (239 | ) | ||||||||||||
| Outros | (121 | ) | ||||||||||||
| Efeito da moeda na dívida líquida | (20 | ) | ||||||||||||
| Débito líquido, 31 de março de 2014 | $ | (5.053 | ) | |||||||||||
| 31 de março | 31 de dezembro | |||||||||||||
| Componentes da dívida líquida | 2014 | 2013 | ||||||||||||
| Numerário e investimentos em curto prazo | $ | 7.078 | $ | 8.370 | ||||||||||
| Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento | 358 | 363 | ||||||||||||
| Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo | (1.369 | ) | (2.783 | ) | ||||||||||
| Dívida de longo prazo | (11.120 | ) | (10.393 | ) | ||||||||||
| $ | (5.053 | ) | $ | (4.443 | ) | |||||||||
Além de resultados financeiros determinados de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos (GAAP) dos EUA, este comunicado de imprensa do primeiro trimestre inclui também medidas financeiras não GAAP (conforme definição no Regulamento G da SEC). O seguinte é uma conciliação destas medidas não GAAP com as medidas GAAP comparáveis:
| (Apresentação em milhões, exceto por montantes por ação) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Quarto trimestre de 2013 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Encerrados | Diluída | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Antes dos impostos | Imposto | Juros | Líquido | EPS | Classificação de declaração de renda | ||||||||||||||||||||||||||||
| Renda da Schlumberger de operações contínuas, | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| como relatado | $ | 2.170 | $ | 487 | $ | 19 | $ | 1.664 | $ | 1,26 | |||||||||||||||||||||||
| Provisão para contas a receber | 152 | 30 | - | 122 | 0,09 | Custo das receitas | |||||||||||||||||||||||||||
| Renda da Schlumberger de operações contínuas, |
Mais notícias | ||||||||||||||||||||||||||||||||