Schlumberger anuncia resultados do segundo trimestre de 2014
PARIS - França--(BUSINESS WIRE)--23 de Julho de 2014--A Schlumberger Limited (NYSE:SLB) informou hoje as receitas do segundo trimestre de 2014 de US$ 12,05 bilhões, em comparação com US$ 11,24 bilhões no primeiro trimestre de 2014 e US$ 11,18 bilhões no segundo trimestre de 2013. A receita do segundo trimestre obteve aumento sequencial de 7% e aumentou 8% na comparação anual, com o aumento de US$ 604 milhões na receita de US$ 8,09 bilhões da área internacional ou 8% de aumento sequencial, enquanto que a área da América do Norte obteve uma receita de US$ 3,89 bilhões, aumentando US$ 205 milhões, ou 6% de aumento sequencial.
A receita de operações contínuas atribuída à Schlumberger, excluindo encargos e créditos, foi de US$ 1,80 bilhão um aumento sequencial de 13% e de 17% na comparação anual. Os dividendos diluídos por ação de operações correntes, excluindo encargos e créditos, foram de US$ 1,37 em comparação com US$ 1,21 do trimestre anterior e US$ 1,15 no segundo trimestre de 2013.
O lucro operacional bruto do segundo trimestre, de US$ 2,62 bilhões, aumento sequencial de 11% e de 15% na comparação anual. O lucro operacional internacional bruto, de US$ 1,94 bilhões, teve um aumento sequencial de 14%, enquanto o lucro operacional bruto na América do Norte, de US$ 700 milhões, com aumento sequencial de 3%.
A margem operacional bruta no segundo trimestre foi de 21,7% refletindo margens de operação incrementais de 39% na comparação anual. A margem operacional bruta foi de 24,0% enquanto a margem operacional bruta na América do Norte foi de 18,0%.
O diretor executivo da Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentou: Os sólidos resultados do segundo trimestre da Schlumberger foram marcados por uma atividade significativamente maior, offshore e nos principais mercados em terra. O crescimento foi mais forte internacionalmente uma vez que a atividade foi retomada em diversas regiões, mas na América do Norte também foi significativamente maior com a força no mercado offshore e o progresso extremamente sólido em terra, mesmo com o recesso de primavera no Canadá. Todas as áreas e todos os grupos registraram crescimento, sustentado pelo fortalecimento de nossa execução e penetração da nossa nova tecnologia.
Os resultados geográficos foram liderados pela Europa/Estados Independentes da Commonwealth/África, tendo a Rússia se recuperado firmemente dos efeitos de um inverno rigoroso, enquanto a Noruega se beneficiou de um início ativo da estação sísmica do verão. No Oriente Médio e na Ásia, o crescimento ainda maior dos principais mercados na Arábia Saudita e na Austrália foi ampliado pela atividade mais sólida, tanto sísmica quanto de perfuração, no GeoMarket* dos Emirados Árabes Unidos, bem como das operações sísmicas crescentes no Catar. Na América do Norte, o crescimento de dois dígitos no território americano devido ao aumento na contagem de plataformas, os ganhos com eficiência e a melhoria na participação de mercado superaram em muito os efeitos daquilo que provou ser um recesso de primavera no Canadá, enquanto as atividades offshore no Golfo do México, nos EUA, foram retomadas à medida que as plataformas voltaram a operar. A América Latina se beneficiou do forte crescimento na Argentina, Colômbia e Venezuela, mas os resultados gerais foram impactados pela queda da atividade no México, enquanto as receitas do GeoMarket do Brasil se mantiveram iguais sequencialmente.
O crescimento alimentado pela tecnologia foi mais forte para os produtos e serviços do Reservoir Characterization Group (Grupo de Classificação de Reservatórios), uma vez que a demanda por serviços Wireline aumentou à medida que a atividade de perfuração foi retomada na Rússia e na Noruega, enquanto a atividade sísmica cresceu no Mar do Norte e no Oriente Médio. Dentro do Grupo de Perfuração, a M-I SWACO vivenciou uma forte atividade internacional na Rússia, África Subsaariana e América Latina. Perfuração e Medições melhorou com o aumento nas perfurações na América do Norte e na Rússia. O setor de Tecnologias do Grupo de Produção teve um crescimento, uma vez que a utilização de bombeamento sob pressão da indústria melhorou em terra nos EUA, e as vendas de Acabamentos se expandiu internacionalmente. As vendas de nova tecnologia se mantiveram sólidas em todos os grupos, oferecendo oportunidades selecionadas para preços mais elevados em um mercado internacional competitivo.
O panorama econômico global como um todo continua sendo misto, uma vez que a recuperação dos EUA dos efeitos de um inverno excepcionalmente rigoroso combinado com uma previsão mais fraca no Brasil, crescimento pífio na zona do Euro e PIB estável na China produziram um panorama de crescimento do PIB ligeiramente mais cauteloso no curto prazo. Os fundamentos para uma recuperação lenta e firme, entretanto, permanecem intactos. Por outro lado, a lacuna entre o fornecimento e a demanda de petróleo está se estreitando devido à maior demanda e ao suprimento por países fora da OPEC, levando a uma diminuição da capacidade de reserva e consequente suporte para os preços do petróleo, o que determina o ritmo dos gastos dos clientes. Os mercados de gás natural, por outro lado, parecem estar sendo confortavelmente abastecidos com pouca pressão de aumento nos preços.
Acreditamos que esse panorama irá demorar a mudar, e que o cenário para o crescimento que descrevemos em nossa conferência para os investidores em Nova Iorque no último mês é altamente realista. As oportunidades que as novas tecnologias oferecem em resposta aos desafios dos clientes combinadas com uma maior integração levarão a um crescimento financeiro claramente diferenciado, que só pode aumentar com os ganhos oferecidos pela confiabilidade e a eficiência. Nesse ambiente, a Schlumberger continuará a se superando.
Destaques
Os resultados do segundo trimestre se beneficiaram de diversos sucessos de integração e fechamentos de contratos que demonstraram o valor e a diferenciação que os serviços, as tecnologias e os processos das Schlumberger oferecem.
Por exemplo, em Omã, a BP fechou com a Schlumberger um contrato de cinco anos para o fornecimento de produtos e serviços de perfuração e acabamento no projeto de Desenvolvimento do campo de Khazzan. Espera-se que o contrato renda mais de US$ 400 milhões durante o período do contrato, incluindo a aplicação da inovadora tecnologia de estímulo hidráulico e de perfuração da Schlumberger para ajudar a liberar o potencial dos recursos nos desafiadores reservatórios de gás confinado de baixa porosidade.
No começo do ano, na Rússia, a GazpromNeft e a Schlumberger assinaram um contrato de colaboração tecnológica com o objetivo de aumentar a eficiência do projeto de desenvolvimento planejado de xisto de Bazhenov na parte sul do gigante campo de petróleo de Priobskoe, no oeste da Sibéria. As empresas irão trabalhar juntas para a melhoria dos processos do negócio, compartilhando os recursos-chave, incluindo competência científica e petrotécnica, conhecimento sobre os recursos não convencionais e equipamentos e ativos de campo. Será utilizado um enfoque integrado para a classificação do reservatório, para a construção de poços e técnicas de acabamento de poços, incluindo planejamento, execução e avaliação do fraturamento hidráulico usando medições microssísmicas. Através dessa colaboração técnica com a Schlumberger, a GazpromNeft planeja desenvolver fluxos de trabalho sob medida para o desenvolvimento de xisto de Bazhenov e definir as especificações técnicas para o projeto piloto.
Demais eventos
Durante o trimestre, a Schlumberger recomprou 11,53 milhões de ações ordinárias a um preço médio de US$ 101,85 por ação, totalizando um preço de compra de US$ 1,17 bilhão.
Durante o trimestre, a Schlumberger completou a compra das ações restantes 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.
América do Norte
A receita da América do Norte de US$ 3,89 bilhões aumentou 6% sequencialmente, com a receita offshore da América do Norte aumentando 8% após a retomada das atividades de perfuração, apesar de um trimestre tranquilo para as vendas sísmicas de diversos clientes. O crescimento de dois dígitos na receita das atividades em terra nos EUA, com aumento de 5% na contagem de plataformas, foi combinado com uma maior eficiência e ganhos da participação de mercado que foram parcialmente compensados pelo declínio sazonal nas atividades no Oeste do Canadá após o recesso de primavera.
Apesar dos efeitos do recesso sazonal de primavera no Oeste do Canadá e a inflação da commodity de bombeamento sob pressão, a margem operacional bruta na América do Norte diminuiu somente em 53 pontos-base (bps) para 18,0%.
Durante o segundo trimestre, novas tecnologias ajudaram a atender os desafios dos clientes na América do Norte em aumentar a eficiência da perfuração, assegurar a integridade do poço e melhorar a produção do poço.
Por exemplo, no desenvolvimento não convencional de recursos na América do Norte, os serviços de registro ThruBit* para classificar e avaliar a qualidade do reservatório nos poços horizontais dobraram a penetração no mercado em comparação com os últimos dois anos. Em um cenário não convencional, os dados de registro ThruBit ajudaram a aumentar a eficiência da perfuração em 28% em comparação com o enfoque padrão, segundo o qual somente 64% das perfurações contribuíram. A tecnologia ThruBit, adquirida em 2011 e agora desenvolvida em um conjunto completo de medições de poços abertos, oferece uma implementação through-the-bit única, que permite operações de registro e condicionamento do poço simultâneas, sem reduzir o ritmo do processo de perfuração.
Em outros locais do território norte-americano, a Well Intervention implementou serviços de slickline digitais LIVE* para a Devon Energy para diagnosticar problemas de produção em um poço maduro com um design de poço complexo. O recurso em tempo real dos serviços LIVE, usando slickline mecânico aprimorado, combinado com ferramentas de registro da produção, identificou de modo eficiente as características do equipamento do poço, níveis de fluido e pontos de entrada de fluxo permitindo decisões de correção em tempo hábil. Além disso, a versatilidade dos serviços LIVE permitiu a perfuração durante a mesma operação, eliminando a necessidade de solicitar equipamentos adicionais e economizando diversos dias do cliente em operações de recondicionamento.
No Oeste de Oklahoma, o sistema de turboperfuração Drilling Tools & Remedial Neyrfor* foi instalado para aumentar a eficiência da perfuração. Após o operador ter perfurado 2.700 pés (822 metros) do poço usando um motor convencional com mais de 10 deslocamentos da broca, a tecnologia Neyrfor foi usada para perfurar com sucesso os 1.300 pés (396 metros) do poço em um único deslocamento da broca. O melhor desempenho da perfuração eliminou o risco associado com deslocamentos desnecessários da broca, resultando em uma economia de quatro dias de uso da plataforma para o cliente.
Áreas internacionais
As áreas da Europa/Estados Independentes da Commonwealth/África lideraram o aumento da área internacional sequencial com receita de US$ 3,27 bilhões, com aumento de 13% à medida que os níveis das atividades foram retomados na Rússia e na Noruega, e a exploração aumentou na África Subsaariana.
As receitas nas áreas do Oriente Médio e da Ásia de US$ 2,97 bilhões, com aumento de 4% subsequenciais à medida que as atividades de exploração e perfuração se fortaleceram na Austrália e a atividade de desenvolvimento offshore na China melhorou. Além disso, o crescimento continuou na Arábia Saudita, e a atividade sísmica aumentou nos Emirados Árabes Unidos e nos GeoMarkets do Catar.
A receita na América Latina foi de US$ 1,85 bilhão, crescimento de 5% sequenciais à atividade robusta na Colômbia e na Venezuela em todas as tecnologias, incluindo o Gerenciamento da Produção da Schlumberger (SPM, Schlumberger Production Management). Esse aumento, entretanto, foi parcialmente reduzido pela queda contínua na contagem de plataformas e nas atividades no México, enquanto a receita no GeoMarket do Brasil foi sequencialmente similar.
Sequencialmente, a margem operacional bruta na área Internacional de 24,0% aumentou 122 bps após a publicação das margens operacionais incrementais de 39%. O Oriente Médio e a Ásia melhoraram 151 bps sequencialmente para alcançar 27,8%, as regiões da Europa/Estados Independentes da Commonwealth/África aumentaram em 180 bps para 22,1%, enquanto a América Latina ficou relativamente similar ao trimestre anterior a 21,2%.
A expansão nas margens internacionais se deve à recuperação da atividade sazonal combinada com sólidos resultados na África Subsaariana e no Oriente Médio e Ásia. O aumento da exploração de alta margem, atividades sísmicas e em águas profundas também ajudaram a aumentar as margens internacionais incrementais sequenciais.
Uma série de contratos fechados para a nova tecnologia e integração de serviços em todo o portfólio acentuaram a contínua penetração no mercado internacional.
Isso incluiu a execução bem-sucedida de projetos de serviços integrados para a Slavneft-Krasnoyarskneftegas na formação de carbonatos Refey naturalmente fraturados com pressão de formação incomumente baixa no campo de petróleo de Kuyumbinskoye, no leste da Sibéria, na Rússia. O projeto incluiu a coordenação do gerenciamento do projeto com suporte à engenharia de perfuração, brocas, fluidos de perfuração e revestimento de poços, bem como perfuração direcional, medição enquanto perfura, cimentação, colocação de revestimento, acabamento, diagrafia das lamas da perfuração e serviços de wireline. O enfoque de serviços integrados permitiu a perfuração eficiente de um poço horizontal de 3.485 metros de profundidade total, incluindo uma seção horizontal de 1.000 metros em 78 dias, 12 dias antes do planejado. Este desempenho marca um novo benchmark de perfuração na formação geologicamente complexa de Refey.
Em Brunei, a WesternGeco fechou um contrato com a Brunei Shell Petroleum Company Sdn Bhd para realizar uma pesquisa em aproximadamente 1.500 km2 usando a tecnologia sísmica marítima IsoMetrix* no campo offshore de Punyit. A tecnologia IsoMetrix foi selecionada devido à sua capacidade de coletar dados em áreas desafiadoras com águas muito rasas onde o uso de outras técnicas não foi possível.
A WesternGeco também fechou um contrato com a Total E&P do Catar para fazer uma pesquisa sísmica em 4D em 388 km2 para auxiliar no monitoramento da produção do campo de Al Khalij, no Golfo da Arábia, aproximadamente a 100 km da costa do Catar. A pesquisa com diversas embarcações usará a tecnologia de streamer Q-Marine Solid* e técnicas de registro de imagens subaquáticas para assegurar a total cobertura de um reservatório de carbonato complexo.
E na Guiné Equatorial, a Noble Energy fechou um contrato com a WesternGeco para uma pesquisa em 1.700 km2 na Bacia de Douala, usando o Amazon Warrior, a única embarcação para pesquisas sísmicas do mundo construída para esse fim. Esse será o primeiro projeto comercial para a nova embarcação. A pesquisa em 3D com alta resolução também incluirá a tecnologia de streamer Q-Marine Solid, a técnica de imageamento e aquisição de banda larga com sliding-notch ObliQ* e undershooting (registro das imagens subaquáticas) de duas embarcações de duas instalações localizadas dentro das fronteiras do campo.
Por último, na China, a PetroChina fechou contrato de alguns anos com a Schlumberger Information Solutions (SIS) para serviços de treinamento e manutenção de um software petrofísico. O contrato prevê a venda da plataforma do software para poços Techlog*, e inclui serviços de manutenção e treinamento por três anos. A plataforma Techlog permitirá a padronização da análise de dados de poços petrofísicos e geológicos por meio das unidades de negócios do cliente. O contrato fechado baseou-se nos registros de rastreamento comprovados do SIS para o fornecimento de um software e de serviços de suporte técnico líderes da indústria.
Grupo de Classificação de Reservatórios
A receita do segundo trimestre, de US$ 3,10 bilhões, obteve aumento sequencial de 9% e crescimento de 1% na comparação anual. O lucro operacional bruto, de US$ 918 milhões, obteve aumento sequencial de 18%, e cresceu 1% na comparação anual. Em seguida, o aumento da receita se deveu principalmente ao aumento do uso dos serviços de Wireline como resultado de uma atividade de perfuração mais forte no Golfo do México, nos EUA, e da retomada sazonal das atividades na Rússia e na Noruega. A receita do WesternGeco aumentou sequencialmente devido ao retorno das embarcações para o Mar do Norte para a temporada de verão. A receita do SIS também aumentou devido ao aumento nas vendas de software e de suporte.
A margem operacional bruta de 29,7% aumentou 233 bps sequencialmente após a publicação das margens operacionais incrementais de 57%, com uma maior utilização da embarcação WesternGeco, vendas de software com margem alta robusta e atividades de Wireline mais sólidas.
Durante o segundo trimestre, diversas tecnologias do Grupo de Classificação 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 Abu Dabi, a tecnologia de sonda em 3D radial Wireline Saturn* foi instalada para a ADMA-OPCO para obter amostras de óleo e de água em um poço de avaliação no campo offshore de Nasr. 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 oito intervalos, e permitiu que o cliente economizasse até 30% no tempo de amostragem de fluidos em comparação com os métodos de amostragem convencionais.
Na costa da Índia, a tecnologia de sonda radial em 3D Wireline Saturn foi instalada para a Reliance Industries Limited para obter as medidas do reservatório na exploração de poços em águas profundas em um reservatório de arenito de baixa mobilidade na costa leste da Índia. A tecnologia Saturn permitiu a coleta de uma amostra de qualidade dos fluidos da formação nas mobilidades inferiores a 0,03 mD/cP em cerca de um quarto do tempo exigido pelos métodos de testes de formação convencionais. Como resultado, o cliente foi capaz de tomar uma decisão em tempo hábil sobre o design do acabamento do poço e economizar aproximadamente 28 horas de tempo da plataforma.
Em outro local da Índia, o sistema de registro da produção Wireline Flow Scanner* transportado pela tecnologia de trator de wireline no poço, a MaxTRAC*, foi instalado para a Oil and Natural Gas Corporation em um poço horizontal desafiador com um acabamento inteligente no campo de alta temperatura Mumbai High Sout. A tecnologia Flow Scanner permitiu que o cliente avaliasse as taxas de produção de uma nova área importante para o plano de desenvolvimento do campo.
Na Austrália, as tecnologias Wireline foram usadas para a BHP Billiton avaliar a qualidade do reservatório e determinar o ambiente em deposição da formação de Mungaroo na Bacia de North Carnarvon. Em um poço de 12 1/4 pol., o serviço de imageamento geológico de lama não condutiva NGI* fez imagens de alta resolução do furo no fluido de perfuração baseado em óleo ao longo de um intervalo de 2.000 metros para suportar a avaliação da formação dos reservatórios-alvo. Além disso, a tecnologia de perfuração rotatória de grande volume, XL-Rock*, foi usada para recuperar com sucesso 244 perfurações ao longo de cinco operações com recuperação de mais de 97%.
E no Kuwait, a Schlumberger PetroTechnical Services realizou um estudo de avaliação petrofísica em diversos poços para a Kuwait Oil Company na formação de Ahmadi, no campo de Great Burgan. O software para poços SIS Techlog foi usado pelos especialistas em domínio petrofísico para gerar fluxos de trabalho de interpretação baseados nos dados do campo adquiridos de 290 poços. Os resultados desse estudo permitiram que o cliente reduzisse as incertezas sob a superfície e desenvolvesse um plano de aquisição de dados focado para solucionar os desafios do reservatório à medida que os novos poços eram perfurados no campo.
Grupo de Perfuração
A receita do segundo trimestre, de US$ 4,65 bilhões, obteve aumento sequencial de 7% e um crescimento de 10% na comparação anual. O lucro operacional bruto de US$ 981 milhões teve aumento sequencial de 11% e 23% na comparação anual.
Sequencialmente, a receita aumentou principalmente devido à forte atividade internacional para as tecnologias M-I SWACO, principalmente na Rússia, África Subsaariana e América Latina. Além disso, o setor de Drilling & Measurements cresceu na América do Norte e na Rússia, enquanto os serviços da Drilling Tools & Remedial publicaram vendas de equipamentos sólidas. A receita da plataforma da Saxon também contribuiu para o crescimento sequencial.
Sequencialmente, a margem operacional bruta cresceu 74 bps para 21,1% após a publicação das margens operacionais incrementais de 31% das atividades com margens mais altas de Drilling & Measurements na América do Norte e em diversas áreas internacionais.
Durante o segundo trimestre, novas tecnologias do Drilling Group impulsionaram o desempenho através da melhoria na eficiência da perfuração, assegurando a integridade do poço e otimizando a localização do poço.
Na China, as tecnologias de Drilling & Measurements foram usadas para a PetroChina-Shell melhorar a eficiência de perfuração de poços horizontais em um projeto de gás confinado no campo de Chang Bei. A combinação da tecnologia giratória dirigível PowerDrive*, da tecnologia de "telemetria durante a perfuração" de alta velocidade TeleScope* e das tecnologias de "imageamento durante a perfuração" geoVISION*, juntamente com os serviços de localização de poços, permitiu que cada poço fosse perfurado com mais de 20 dias de antecipação em relação ao plano de perfuração. No geral, sete poços foram perfurados com aproximadamente 150 dias de antecipação em relação ao plano, o que permitiu à PetroChina-Shell economizar aproximadamente US$ 12 milhões de custos de construção dos poços. Além disso, quatro poços foram considerados os melhores da classe, e dois poços alcançaram o primeiro quartil com base no fornecimento do serviço e nas economias de custo ao cliente.
No Turquemenistão, a Turkmengeology State Corporation fechou contrato com a Schlumberger para serviços integrados para a perfuração de 10 poços de desenvolvimento no campo de Galkynysh, um dos maiores campos de gás do mundo. O contrato cobre a primeira fase do desenvolvimento do campo e inclui motores de perfuração, brocas, fluidos de perfuração e serviços de cimentação.
Na costa do Brasil, as tecnologias de Drilling & Measurements foram instaladas para que a Shell pudesse aumentar a confiabilidade e a eficiência da perfuração nas seções da parte superior do buraco com desvio de 17 1/2 pol. dos poços em águas profundas na bacia de Campos. A tecnologia giratória dirigível PowerDrive Xceed* personalizada foi usada para perfurar os poços direcionais de modo mais confiante em ambientes sem riser e extremamente desafiadores. Como resultado, a tecnologia perfurou pela primeira vez quatro poços desviados consecutivamente, ao longo de uma distância total de 2.600 metros. Essa melhoria significativa na confiabilidade levou a uma taxa de falha operacional Zero. A tecnologia Xceed personalizada ajudou a eliminar dois deslocamentos da broca planejados de volta à superfície, permitindo que a Shell economizasse dois dias de tempo da plataforma ou aproximadamente US$ 3 milhões. Além disso, a Drilling & Measurements ofereceu maior eficiência e permitiu que o cliente executasse uma campanha de perfuração de sete poços 18 dias antes do planejado.
Em Omã, a tecnologia de brocas Smith ajudou a Petroleum Development Oman (PDO) a definir novos recordes nas seções de 12 1/4 pol. dos poços de exploração perfurados nos campos de Harmal. Uma ponta Smith com tecnologia de cortador ONYX* personalizado, usando a plataforma de design de brocas integrada IDEAS*, alcançou a melhor metragem perfurada em 24 horas. A tecnologia de cortador ONYX também permitiu a perfuração da sapata de revestimento até o ponto de revestimento em uma única passada pela primeira vez, com uma excelente taxa média de penetração de 20 m/h.
No litoral do Azerbaijão, a M-I SWACO, trabalhando com a AZERI M-I, uma joint venture entre a Schlumberger e a SOCAR, usou o sistema de fluido baseado em água de alto desempenho chamado ULTRADRIL* para melhorar a estabilidade do xisto e melhorar a taxa de penetração enquanto perfurava um poço no campo de Gum Deniz para a BEOC. A combinação dos sistemas inibidores ULTRADRIL e ULTRAHIB*, ULTRACAP* e ULTRAFREE* resultou em um fluido de alto desempenho que permitiu que o poço fosse perfurado sem perdas de fluidos. Como resultado do uso dos sistemas de fluidos M-I SWACO, o cliente se beneficiou de economias no tempo da plataforma e nos gastos com produtos químicos em um total de US$ 1 milhão.
Grupo de Produção
A receita do segundo trimestre, de US$ 4,34 bilhões, obteve aumento sequencial de 6% e crescimento de 11% na comparação anual. O lucro operacional bruto de US$ 725 milhões foi reduzido em 2% sequencialmente, mas aumentou 16% na comparação anual. Apesar da queda sazonal no oeste do Canadá, como resultado do recesso de primavera, o grupo apresentou um crescimento sequencial geral devido à melhoria da utilização da capacidade de bombeamento de pressão pela indústria em terra, nos EUA, atividade de serviços em poços internacionais sólidas, aumento da atividade de flexitubo geral da divisão de intervenção de poços, e sólidas vendas internacionais de produtos para acabamento.
A margem operacional bruta de 16,7% diminuiu 123 bps sequencialmente, mas aumentou 75 bps na comparação anual. Sequencialmente, a margem diminuiu principalmente devido ao recesso de primavera no Canadá e à inflação da commodity de bombeamento sob pressão.
As novas tecnologias do Grupo de Produção ajudaram a atender diversos desafios do cliente durante o segundo trimestre ao impulsionar a eficiência operacional, acelerar a produção e maximizar a recuperação de reservatórios.
No México, a Well Services combinou a técnica de fraturamento BroadBand Sequence* com o design de estímulo no centro do reservatório chamada Mangrove* e o software SIS Petrel* E&P para a Pemex para otimizar os acabamentos dos poços horizontais e testar as reservas comerciais no campo de xisto de Pimienta. Uma campanha de três poços levou à produção estabilizada, o que permitiu a qualificação das reservas comprovadas. Além disso, o tempo do tratamento de estímulo foi reduzido em 65% em comparação com os poços concluídos anteriormente.
Na Rússia, a PetroStim, uma empresa Schlumberger, completou um tratamento de fraturamento de seis estágios em um poço horizontal usando a tecnologia de canal de fluxo Well Services HiWAY* para a Gazpromneft-Khantos no campo de óleo de South-Priobskoe. A tecnologia HiWAY permitiu uma redução de 45% no consumo de propante, o que contribuiu para uma maior eficiência operacional e uma redução no custo total de conclusão do poço. Também, a produtividade do poço se beneficiou do uso da tecnologia HiWAY com sua maior condutividade de fratura e limpeza avançada. Como resultado, a produção do poço aumentou em mais de 15%.
As novas tecnologias também foram introduzidas nos projetos integrados SPM.
Na Colômbia, por exemplo, a Well Intervention instalou a tecnologia slickline digital LIVE para a Alianza Casabe, a fim de entender melhor e de melhorar o desempenho dos poços com injeção de água no campo offshore de Casabe. A tecnologia LIVE foi capaz de monitorar a pressão da injeção de água, a temperatura e a vazão em tempo real, enquanto operava as válvulas de controle, permitindo que os tempos de intervenção fossem reduzidos em 90%, e minimizando a injeção deferida associada e os volumes da produção.
E no Equador, as tecnologias do Schlumberger Production Group realizaram a primeira conclusão multizonas seletiva dupla em um poço do Consórcio Shushufindi, fornecendo serviços para a PetroAmazonas. O poço foi concluído com o sistema de gerenciamento multizonas modular IntelliZone Compact* em conjunto com a bomba submergível elétrica AN-1200, a primeira da indústria. Essa combinação eficiente das tecnologias Schlumberger permitiu a produção por duas zonas diferentes, melhorando o fator de recuperação enquanto reduzia o tempo operacional da conclusão em 40% em comparação com o plano, e reduzindo em 55% os possíveis custos operacionais em futuras intervenções no poço.
(1) Veja na página 11 os detalhes das despesas e créditos.
(2) 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.
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 seguem:
A receita de operações contínuas atribuída à Schlumberger, excluindo encargos e créditos, foi de US$ 1,80 bilhão um aumento sequencial de 13% e de 17% na comparação anual. Os dividendos diluídos por ação de operações correntes, excluindo encargos e créditos, foram de US$ 1,37 em comparação com US$ 1,21 do trimestre anterior e US$ 1,15 no segundo trimestre de 2013.
O lucro operacional bruto do segundo trimestre, de US$ 2,62 bilhões, aumento sequencial de 11% e de 15% na comparação anual. O lucro operacional internacional bruto, de US$ 1,94 bilhões, teve um aumento sequencial de 14%, enquanto o lucro operacional bruto na América do Norte, de US$ 700 milhões, com aumento sequencial de 3%.
A margem operacional bruta no segundo trimestre foi de 21,7% refletindo margens de operação incrementais de 39% na comparação anual. A margem operacional bruta foi de 24,0% enquanto a margem operacional bruta na América do Norte foi de 18,0%.
O diretor executivo da Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentou: Os sólidos resultados do segundo trimestre da Schlumberger foram marcados por uma atividade significativamente maior, offshore e nos principais mercados em terra. O crescimento foi mais forte internacionalmente uma vez que a atividade foi retomada em diversas regiões, mas na América do Norte também foi significativamente maior com a força no mercado offshore e o progresso extremamente sólido em terra, mesmo com o recesso de primavera no Canadá. Todas as áreas e todos os grupos registraram crescimento, sustentado pelo fortalecimento de nossa execução e penetração da nossa nova tecnologia.
Os resultados geográficos foram liderados pela Europa/Estados Independentes da Commonwealth/África, tendo a Rússia se recuperado firmemente dos efeitos de um inverno rigoroso, enquanto a Noruega se beneficiou de um início ativo da estação sísmica do verão. No Oriente Médio e na Ásia, o crescimento ainda maior dos principais mercados na Arábia Saudita e na Austrália foi ampliado pela atividade mais sólida, tanto sísmica quanto de perfuração, no GeoMarket* dos Emirados Árabes Unidos, bem como das operações sísmicas crescentes no Catar. Na América do Norte, o crescimento de dois dígitos no território americano devido ao aumento na contagem de plataformas, os ganhos com eficiência e a melhoria na participação de mercado superaram em muito os efeitos daquilo que provou ser um recesso de primavera no Canadá, enquanto as atividades offshore no Golfo do México, nos EUA, foram retomadas à medida que as plataformas voltaram a operar. A América Latina se beneficiou do forte crescimento na Argentina, Colômbia e Venezuela, mas os resultados gerais foram impactados pela queda da atividade no México, enquanto as receitas do GeoMarket do Brasil se mantiveram iguais sequencialmente.
O crescimento alimentado pela tecnologia foi mais forte para os produtos e serviços do Reservoir Characterization Group (Grupo de Classificação de Reservatórios), uma vez que a demanda por serviços Wireline aumentou à medida que a atividade de perfuração foi retomada na Rússia e na Noruega, enquanto a atividade sísmica cresceu no Mar do Norte e no Oriente Médio. Dentro do Grupo de Perfuração, a M-I SWACO vivenciou uma forte atividade internacional na Rússia, África Subsaariana e América Latina. Perfuração e Medições melhorou com o aumento nas perfurações na América do Norte e na Rússia. O setor de Tecnologias do Grupo de Produção teve um crescimento, uma vez que a utilização de bombeamento sob pressão da indústria melhorou em terra nos EUA, e as vendas de Acabamentos se expandiu internacionalmente. As vendas de nova tecnologia se mantiveram sólidas em todos os grupos, oferecendo oportunidades selecionadas para preços mais elevados em um mercado internacional competitivo.
O panorama econômico global como um todo continua sendo misto, uma vez que a recuperação dos EUA dos efeitos de um inverno excepcionalmente rigoroso combinado com uma previsão mais fraca no Brasil, crescimento pífio na zona do Euro e PIB estável na China produziram um panorama de crescimento do PIB ligeiramente mais cauteloso no curto prazo. Os fundamentos para uma recuperação lenta e firme, entretanto, permanecem intactos. Por outro lado, a lacuna entre o fornecimento e a demanda de petróleo está se estreitando devido à maior demanda e ao suprimento por países fora da OPEC, levando a uma diminuição da capacidade de reserva e consequente suporte para os preços do petróleo, o que determina o ritmo dos gastos dos clientes. Os mercados de gás natural, por outro lado, parecem estar sendo confortavelmente abastecidos com pouca pressão de aumento nos preços.
Acreditamos que esse panorama irá demorar a mudar, e que o cenário para o crescimento que descrevemos em nossa conferência para os investidores em Nova Iorque no último mês é altamente realista. As oportunidades que as novas tecnologias oferecem em resposta aos desafios dos clientes combinadas com uma maior integração levarão a um crescimento financeiro claramente diferenciado, que só pode aumentar com os ganhos oferecidos pela confiabilidade e a eficiência. Nesse ambiente, a Schlumberger continuará a se superando.
Destaques
Os resultados do segundo trimestre se beneficiaram de diversos sucessos de integração e fechamentos de contratos que demonstraram o valor e a diferenciação que os serviços, as tecnologias e os processos das Schlumberger oferecem.
Por exemplo, em Omã, a BP fechou com a Schlumberger um contrato de cinco anos para o fornecimento de produtos e serviços de perfuração e acabamento no projeto de Desenvolvimento do campo de Khazzan. Espera-se que o contrato renda mais de US$ 400 milhões durante o período do contrato, incluindo a aplicação da inovadora tecnologia de estímulo hidráulico e de perfuração da Schlumberger para ajudar a liberar o potencial dos recursos nos desafiadores reservatórios de gás confinado de baixa porosidade.
No começo do ano, na Rússia, a GazpromNeft e a Schlumberger assinaram um contrato de colaboração tecnológica com o objetivo de aumentar a eficiência do projeto de desenvolvimento planejado de xisto de Bazhenov na parte sul do gigante campo de petróleo de Priobskoe, no oeste da Sibéria. As empresas irão trabalhar juntas para a melhoria dos processos do negócio, compartilhando os recursos-chave, incluindo competência científica e petrotécnica, conhecimento sobre os recursos não convencionais e equipamentos e ativos de campo. Será utilizado um enfoque integrado para a classificação do reservatório, para a construção de poços e técnicas de acabamento de poços, incluindo planejamento, execução e avaliação do fraturamento hidráulico usando medições microssísmicas. Através dessa colaboração técnica com a Schlumberger, a GazpromNeft planeja desenvolver fluxos de trabalho sob medida para o desenvolvimento de xisto de Bazhenov e definir as especificações técnicas para o projeto piloto.
Demais eventos
Durante o trimestre, a Schlumberger recomprou 11,53 milhões de ações ordinárias a um preço médio de US$ 101,85 por ação, totalizando um preço de compra de US$ 1,17 bilhão.
Durante o trimestre, a Schlumberger completou a compra das ações restantes 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.
América do Norte
A receita da América do Norte de US$ 3,89 bilhões aumentou 6% sequencialmente, com a receita offshore da América do Norte aumentando 8% após a retomada das atividades de perfuração, apesar de um trimestre tranquilo para as vendas sísmicas de diversos clientes. O crescimento de dois dígitos na receita das atividades em terra nos EUA, com aumento de 5% na contagem de plataformas, foi combinado com uma maior eficiência e ganhos da participação de mercado que foram parcialmente compensados pelo declínio sazonal nas atividades no Oeste do Canadá após o recesso de primavera.
Apesar dos efeitos do recesso sazonal de primavera no Oeste do Canadá e a inflação da commodity de bombeamento sob pressão, a margem operacional bruta na América do Norte diminuiu somente em 53 pontos-base (bps) para 18,0%.
Durante o segundo trimestre, novas tecnologias ajudaram a atender os desafios dos clientes na América do Norte em aumentar a eficiência da perfuração, assegurar a integridade do poço e melhorar a produção do poço.
Por exemplo, no desenvolvimento não convencional de recursos na América do Norte, os serviços de registro ThruBit* para classificar e avaliar a qualidade do reservatório nos poços horizontais dobraram a penetração no mercado em comparação com os últimos dois anos. Em um cenário não convencional, os dados de registro ThruBit ajudaram a aumentar a eficiência da perfuração em 28% em comparação com o enfoque padrão, segundo o qual somente 64% das perfurações contribuíram. A tecnologia ThruBit, adquirida em 2011 e agora desenvolvida em um conjunto completo de medições de poços abertos, oferece uma implementação through-the-bit única, que permite operações de registro e condicionamento do poço simultâneas, sem reduzir o ritmo do processo de perfuração.
Em outros locais do território norte-americano, a Well Intervention implementou serviços de slickline digitais LIVE* para a Devon Energy para diagnosticar problemas de produção em um poço maduro com um design de poço complexo. O recurso em tempo real dos serviços LIVE, usando slickline mecânico aprimorado, combinado com ferramentas de registro da produção, identificou de modo eficiente as características do equipamento do poço, níveis de fluido e pontos de entrada de fluxo permitindo decisões de correção em tempo hábil. Além disso, a versatilidade dos serviços LIVE permitiu a perfuração durante a mesma operação, eliminando a necessidade de solicitar equipamentos adicionais e economizando diversos dias do cliente em operações de recondicionamento.
No Oeste de Oklahoma, o sistema de turboperfuração Drilling Tools & Remedial Neyrfor* foi instalado para aumentar a eficiência da perfuração. Após o operador ter perfurado 2.700 pés (822 metros) do poço usando um motor convencional com mais de 10 deslocamentos da broca, a tecnologia Neyrfor foi usada para perfurar com sucesso os 1.300 pés (396 metros) do poço em um único deslocamento da broca. O melhor desempenho da perfuração eliminou o risco associado com deslocamentos desnecessários da broca, resultando em uma economia de quatro dias de uso da plataforma para o cliente.
Áreas internacionais
As áreas da Europa/Estados Independentes da Commonwealth/África lideraram o aumento da área internacional sequencial com receita de US$ 3,27 bilhões, com aumento de 13% à medida que os níveis das atividades foram retomados na Rússia e na Noruega, e a exploração aumentou na África Subsaariana.
As receitas nas áreas do Oriente Médio e da Ásia de US$ 2,97 bilhões, com aumento de 4% subsequenciais à medida que as atividades de exploração e perfuração se fortaleceram na Austrália e a atividade de desenvolvimento offshore na China melhorou. Além disso, o crescimento continuou na Arábia Saudita, e a atividade sísmica aumentou nos Emirados Árabes Unidos e nos GeoMarkets do Catar.
A receita na América Latina foi de US$ 1,85 bilhão, crescimento de 5% sequenciais à atividade robusta na Colômbia e na Venezuela em todas as tecnologias, incluindo o Gerenciamento da Produção da Schlumberger (SPM, Schlumberger Production Management). Esse aumento, entretanto, foi parcialmente reduzido pela queda contínua na contagem de plataformas e nas atividades no México, enquanto a receita no GeoMarket do Brasil foi sequencialmente similar.
Sequencialmente, a margem operacional bruta na área Internacional de 24,0% aumentou 122 bps após a publicação das margens operacionais incrementais de 39%. O Oriente Médio e a Ásia melhoraram 151 bps sequencialmente para alcançar 27,8%, as regiões da Europa/Estados Independentes da Commonwealth/África aumentaram em 180 bps para 22,1%, enquanto a América Latina ficou relativamente similar ao trimestre anterior a 21,2%.
A expansão nas margens internacionais se deve à recuperação da atividade sazonal combinada com sólidos resultados na África Subsaariana e no Oriente Médio e Ásia. O aumento da exploração de alta margem, atividades sísmicas e em águas profundas também ajudaram a aumentar as margens internacionais incrementais sequenciais.
Uma série de contratos fechados para a nova tecnologia e integração de serviços em todo o portfólio acentuaram a contínua penetração no mercado internacional.
Isso incluiu a execução bem-sucedida de projetos de serviços integrados para a Slavneft-Krasnoyarskneftegas na formação de carbonatos Refey naturalmente fraturados com pressão de formação incomumente baixa no campo de petróleo de Kuyumbinskoye, no leste da Sibéria, na Rússia. O projeto incluiu a coordenação do gerenciamento do projeto com suporte à engenharia de perfuração, brocas, fluidos de perfuração e revestimento de poços, bem como perfuração direcional, medição enquanto perfura, cimentação, colocação de revestimento, acabamento, diagrafia das lamas da perfuração e serviços de wireline. O enfoque de serviços integrados permitiu a perfuração eficiente de um poço horizontal de 3.485 metros de profundidade total, incluindo uma seção horizontal de 1.000 metros em 78 dias, 12 dias antes do planejado. Este desempenho marca um novo benchmark de perfuração na formação geologicamente complexa de Refey.
Em Brunei, a WesternGeco fechou um contrato com a Brunei Shell Petroleum Company Sdn Bhd para realizar uma pesquisa em aproximadamente 1.500 km2 usando a tecnologia sísmica marítima IsoMetrix* no campo offshore de Punyit. A tecnologia IsoMetrix foi selecionada devido à sua capacidade de coletar dados em áreas desafiadoras com águas muito rasas onde o uso de outras técnicas não foi possível.
A WesternGeco também fechou um contrato com a Total E&P do Catar para fazer uma pesquisa sísmica em 4D em 388 km2 para auxiliar no monitoramento da produção do campo de Al Khalij, no Golfo da Arábia, aproximadamente a 100 km da costa do Catar. A pesquisa com diversas embarcações usará a tecnologia de streamer Q-Marine Solid* e técnicas de registro de imagens subaquáticas para assegurar a total cobertura de um reservatório de carbonato complexo.
E na Guiné Equatorial, a Noble Energy fechou um contrato com a WesternGeco para uma pesquisa em 1.700 km2 na Bacia de Douala, usando o Amazon Warrior, a única embarcação para pesquisas sísmicas do mundo construída para esse fim. Esse será o primeiro projeto comercial para a nova embarcação. A pesquisa em 3D com alta resolução também incluirá a tecnologia de streamer Q-Marine Solid, a técnica de imageamento e aquisição de banda larga com sliding-notch ObliQ* e undershooting (registro das imagens subaquáticas) de duas embarcações de duas instalações localizadas dentro das fronteiras do campo.
Por último, na China, a PetroChina fechou contrato de alguns anos com a Schlumberger Information Solutions (SIS) para serviços de treinamento e manutenção de um software petrofísico. O contrato prevê a venda da plataforma do software para poços Techlog*, e inclui serviços de manutenção e treinamento por três anos. A plataforma Techlog permitirá a padronização da análise de dados de poços petrofísicos e geológicos por meio das unidades de negócios do cliente. O contrato fechado baseou-se nos registros de rastreamento comprovados do SIS para o fornecimento de um software e de serviços de suporte técnico líderes da indústria.
Grupo de Classificação de Reservatórios
A receita do segundo trimestre, de US$ 3,10 bilhões, obteve aumento sequencial de 9% e crescimento de 1% na comparação anual. O lucro operacional bruto, de US$ 918 milhões, obteve aumento sequencial de 18%, e cresceu 1% na comparação anual. Em seguida, o aumento da receita se deveu principalmente ao aumento do uso dos serviços de Wireline como resultado de uma atividade de perfuração mais forte no Golfo do México, nos EUA, e da retomada sazonal das atividades na Rússia e na Noruega. A receita do WesternGeco aumentou sequencialmente devido ao retorno das embarcações para o Mar do Norte para a temporada de verão. A receita do SIS também aumentou devido ao aumento nas vendas de software e de suporte.
A margem operacional bruta de 29,7% aumentou 233 bps sequencialmente após a publicação das margens operacionais incrementais de 57%, com uma maior utilização da embarcação WesternGeco, vendas de software com margem alta robusta e atividades de Wireline mais sólidas.
Durante o segundo trimestre, diversas tecnologias do Grupo de Classificação 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 Abu Dabi, a tecnologia de sonda em 3D radial Wireline Saturn* foi instalada para a ADMA-OPCO para obter amostras de óleo e de água em um poço de avaliação no campo offshore de Nasr. 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 oito intervalos, e permitiu que o cliente economizasse até 30% no tempo de amostragem de fluidos em comparação com os métodos de amostragem convencionais.
Na costa da Índia, a tecnologia de sonda radial em 3D Wireline Saturn foi instalada para a Reliance Industries Limited para obter as medidas do reservatório na exploração de poços em águas profundas em um reservatório de arenito de baixa mobilidade na costa leste da Índia. A tecnologia Saturn permitiu a coleta de uma amostra de qualidade dos fluidos da formação nas mobilidades inferiores a 0,03 mD/cP em cerca de um quarto do tempo exigido pelos métodos de testes de formação convencionais. Como resultado, o cliente foi capaz de tomar uma decisão em tempo hábil sobre o design do acabamento do poço e economizar aproximadamente 28 horas de tempo da plataforma.
Em outro local da Índia, o sistema de registro da produção Wireline Flow Scanner* transportado pela tecnologia de trator de wireline no poço, a MaxTRAC*, foi instalado para a Oil and Natural Gas Corporation em um poço horizontal desafiador com um acabamento inteligente no campo de alta temperatura Mumbai High Sout. A tecnologia Flow Scanner permitiu que o cliente avaliasse as taxas de produção de uma nova área importante para o plano de desenvolvimento do campo.
Na Austrália, as tecnologias Wireline foram usadas para a BHP Billiton avaliar a qualidade do reservatório e determinar o ambiente em deposição da formação de Mungaroo na Bacia de North Carnarvon. Em um poço de 12 1/4 pol., o serviço de imageamento geológico de lama não condutiva NGI* fez imagens de alta resolução do furo no fluido de perfuração baseado em óleo ao longo de um intervalo de 2.000 metros para suportar a avaliação da formação dos reservatórios-alvo. Além disso, a tecnologia de perfuração rotatória de grande volume, XL-Rock*, foi usada para recuperar com sucesso 244 perfurações ao longo de cinco operações com recuperação de mais de 97%.
E no Kuwait, a Schlumberger PetroTechnical Services realizou um estudo de avaliação petrofísica em diversos poços para a Kuwait Oil Company na formação de Ahmadi, no campo de Great Burgan. O software para poços SIS Techlog foi usado pelos especialistas em domínio petrofísico para gerar fluxos de trabalho de interpretação baseados nos dados do campo adquiridos de 290 poços. Os resultados desse estudo permitiram que o cliente reduzisse as incertezas sob a superfície e desenvolvesse um plano de aquisição de dados focado para solucionar os desafios do reservatório à medida que os novos poços eram perfurados no campo.
Grupo de Perfuração
A receita do segundo trimestre, de US$ 4,65 bilhões, obteve aumento sequencial de 7% e um crescimento de 10% na comparação anual. O lucro operacional bruto de US$ 981 milhões teve aumento sequencial de 11% e 23% na comparação anual.
Sequencialmente, a receita aumentou principalmente devido à forte atividade internacional para as tecnologias M-I SWACO, principalmente na Rússia, África Subsaariana e América Latina. Além disso, o setor de Drilling & Measurements cresceu na América do Norte e na Rússia, enquanto os serviços da Drilling Tools & Remedial publicaram vendas de equipamentos sólidas. A receita da plataforma da Saxon também contribuiu para o crescimento sequencial.
Sequencialmente, a margem operacional bruta cresceu 74 bps para 21,1% após a publicação das margens operacionais incrementais de 31% das atividades com margens mais altas de Drilling & Measurements na América do Norte e em diversas áreas internacionais.
Durante o segundo trimestre, novas tecnologias do Drilling Group impulsionaram o desempenho através da melhoria na eficiência da perfuração, assegurando a integridade do poço e otimizando a localização do poço.
Na China, as tecnologias de Drilling & Measurements foram usadas para a PetroChina-Shell melhorar a eficiência de perfuração de poços horizontais em um projeto de gás confinado no campo de Chang Bei. A combinação da tecnologia giratória dirigível PowerDrive*, da tecnologia de "telemetria durante a perfuração" de alta velocidade TeleScope* e das tecnologias de "imageamento durante a perfuração" geoVISION*, juntamente com os serviços de localização de poços, permitiu que cada poço fosse perfurado com mais de 20 dias de antecipação em relação ao plano de perfuração. No geral, sete poços foram perfurados com aproximadamente 150 dias de antecipação em relação ao plano, o que permitiu à PetroChina-Shell economizar aproximadamente US$ 12 milhões de custos de construção dos poços. Além disso, quatro poços foram considerados os melhores da classe, e dois poços alcançaram o primeiro quartil com base no fornecimento do serviço e nas economias de custo ao cliente.
No Turquemenistão, a Turkmengeology State Corporation fechou contrato com a Schlumberger para serviços integrados para a perfuração de 10 poços de desenvolvimento no campo de Galkynysh, um dos maiores campos de gás do mundo. O contrato cobre a primeira fase do desenvolvimento do campo e inclui motores de perfuração, brocas, fluidos de perfuração e serviços de cimentação.
Na costa do Brasil, as tecnologias de Drilling & Measurements foram instaladas para que a Shell pudesse aumentar a confiabilidade e a eficiência da perfuração nas seções da parte superior do buraco com desvio de 17 1/2 pol. dos poços em águas profundas na bacia de Campos. A tecnologia giratória dirigível PowerDrive Xceed* personalizada foi usada para perfurar os poços direcionais de modo mais confiante em ambientes sem riser e extremamente desafiadores. Como resultado, a tecnologia perfurou pela primeira vez quatro poços desviados consecutivamente, ao longo de uma distância total de 2.600 metros. Essa melhoria significativa na confiabilidade levou a uma taxa de falha operacional Zero. A tecnologia Xceed personalizada ajudou a eliminar dois deslocamentos da broca planejados de volta à superfície, permitindo que a Shell economizasse dois dias de tempo da plataforma ou aproximadamente US$ 3 milhões. Além disso, a Drilling & Measurements ofereceu maior eficiência e permitiu que o cliente executasse uma campanha de perfuração de sete poços 18 dias antes do planejado.
Em Omã, a tecnologia de brocas Smith ajudou a Petroleum Development Oman (PDO) a definir novos recordes nas seções de 12 1/4 pol. dos poços de exploração perfurados nos campos de Harmal. Uma ponta Smith com tecnologia de cortador ONYX* personalizado, usando a plataforma de design de brocas integrada IDEAS*, alcançou a melhor metragem perfurada em 24 horas. A tecnologia de cortador ONYX também permitiu a perfuração da sapata de revestimento até o ponto de revestimento em uma única passada pela primeira vez, com uma excelente taxa média de penetração de 20 m/h.
No litoral do Azerbaijão, a M-I SWACO, trabalhando com a AZERI M-I, uma joint venture entre a Schlumberger e a SOCAR, usou o sistema de fluido baseado em água de alto desempenho chamado ULTRADRIL* para melhorar a estabilidade do xisto e melhorar a taxa de penetração enquanto perfurava um poço no campo de Gum Deniz para a BEOC. A combinação dos sistemas inibidores ULTRADRIL e ULTRAHIB*, ULTRACAP* e ULTRAFREE* resultou em um fluido de alto desempenho que permitiu que o poço fosse perfurado sem perdas de fluidos. Como resultado do uso dos sistemas de fluidos M-I SWACO, o cliente se beneficiou de economias no tempo da plataforma e nos gastos com produtos químicos em um total de US$ 1 milhão.
Grupo de Produção
A receita do segundo trimestre, de US$ 4,34 bilhões, obteve aumento sequencial de 6% e crescimento de 11% na comparação anual. O lucro operacional bruto de US$ 725 milhões foi reduzido em 2% sequencialmente, mas aumentou 16% na comparação anual. Apesar da queda sazonal no oeste do Canadá, como resultado do recesso de primavera, o grupo apresentou um crescimento sequencial geral devido à melhoria da utilização da capacidade de bombeamento de pressão pela indústria em terra, nos EUA, atividade de serviços em poços internacionais sólidas, aumento da atividade de flexitubo geral da divisão de intervenção de poços, e sólidas vendas internacionais de produtos para acabamento.
A margem operacional bruta de 16,7% diminuiu 123 bps sequencialmente, mas aumentou 75 bps na comparação anual. Sequencialmente, a margem diminuiu principalmente devido ao recesso de primavera no Canadá e à inflação da commodity de bombeamento sob pressão.
As novas tecnologias do Grupo de Produção ajudaram a atender diversos desafios do cliente durante o segundo trimestre ao impulsionar a eficiência operacional, acelerar a produção e maximizar a recuperação de reservatórios.
No México, a Well Services combinou a técnica de fraturamento BroadBand Sequence* com o design de estímulo no centro do reservatório chamada Mangrove* e o software SIS Petrel* E&P para a Pemex para otimizar os acabamentos dos poços horizontais e testar as reservas comerciais no campo de xisto de Pimienta. Uma campanha de três poços levou à produção estabilizada, o que permitiu a qualificação das reservas comprovadas. Além disso, o tempo do tratamento de estímulo foi reduzido em 65% em comparação com os poços concluídos anteriormente.
Na Rússia, a PetroStim, uma empresa Schlumberger, completou um tratamento de fraturamento de seis estágios em um poço horizontal usando a tecnologia de canal de fluxo Well Services HiWAY* para a Gazpromneft-Khantos no campo de óleo de South-Priobskoe. A tecnologia HiWAY permitiu uma redução de 45% no consumo de propante, o que contribuiu para uma maior eficiência operacional e uma redução no custo total de conclusão do poço. Também, a produtividade do poço se beneficiou do uso da tecnologia HiWAY com sua maior condutividade de fratura e limpeza avançada. Como resultado, a produção do poço aumentou em mais de 15%.
As novas tecnologias também foram introduzidas nos projetos integrados SPM.
Na Colômbia, por exemplo, a Well Intervention instalou a tecnologia slickline digital LIVE para a Alianza Casabe, a fim de entender melhor e de melhorar o desempenho dos poços com injeção de água no campo offshore de Casabe. A tecnologia LIVE foi capaz de monitorar a pressão da injeção de água, a temperatura e a vazão em tempo real, enquanto operava as válvulas de controle, permitindo que os tempos de intervenção fossem reduzidos em 90%, e minimizando a injeção deferida associada e os volumes da produção.
E no Equador, as tecnologias do Schlumberger Production Group realizaram a primeira conclusão multizonas seletiva dupla em um poço do Consórcio Shushufindi, fornecendo serviços para a PetroAmazonas. O poço foi concluído com o sistema de gerenciamento multizonas modular IntelliZone Compact* em conjunto com a bomba submergível elétrica AN-1200, a primeira da indústria. Essa combinação eficiente das tecnologias Schlumberger permitiu a produção por duas zonas diferentes, melhorando o fator de recuperação enquanto reduzia o tempo operacional da conclusão em 40% em comparação com o plano, e reduzindo em 55% os possíveis custos operacionais em futuras intervenções no poço.
| Tabelas Financeiras | |||||||||||||||||
| Demonstrativo condensado de receitas consolidadas | |||||||||||||||||
| (Apresentação em milhões, exceto por montantes por ação) | |||||||||||||||||
| Segundo trimestre | Seis meses | ||||||||||||||||
| Períodos concluídos em 30 de junho | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | |||||||||||||
| Receita | $ | 12.054 | $ | 11.182 | $ | 23.294 | $ | 21.752 | |||||||||
| Juros e outras receitas, líquido | 64 | 30 | 141 | 63 | |||||||||||||
| Ganho na formação da OneSubsea(1) | - | 1.028 | - | 1.028 | |||||||||||||
| Despesas | |||||||||||||||||
| Custo das receitas | 9.269 | 8.712 | 18.018 | 17.118 | |||||||||||||
| Pesquisa e Engenharia | 309 | 293 | 593 | 585 | |||||||||||||
| Geral e administrativo | 123 | 100 | 228 | 196 | |||||||||||||
| Depreciação e outros (1) | - | 364 | - | 456 | |||||||||||||
| Juros | 90 | 98 | 193 | 197 | |||||||||||||
| Lucro bruto | 2.327 | 2.673 | 4.403 | 4.291 | |||||||||||||
| Impostos sobre as receitas(1) | 506 | 449 | 974 | 855 | |||||||||||||
| Lucro de operações correntes | 1.821 | 2.224 | 3.429 | 3.436 | |||||||||||||
| Prejuízo por operações encerradas | (205 | ) | (124 | ) | (205 | ) | (69 | ) | |||||||||
| Receita líquida | 1.616 | 2.100 | 3.224 | 3.367 | |||||||||||||
| Lucro líquido atribuível a interesses não controlados | 21 | 5 | 37 | 13 | |||||||||||||
| Renda líquida atribuível à Schlumberger | $ | 1.595 | $ | 2.095 | $ | 3.187 | $ | 3.354 | |||||||||
| Montantes da Schlumberger atribuíveis a: | |||||||||||||||||
| Lucro de operações correntes(1) | $ | 1.800 | $ | 2.219 | $ | 3.392 | $ | 3.423 | |||||||||
| Prejuízo por operações encerradas | (205 | ) | (124 | ) | (205 | ) | (69 | ) | |||||||||
| Receita líquida | $ | 1.595 | $ | 2.095 | $ | 3.187 | $ | 3.354 | |||||||||
| Dividendos diluídos por ação da Schlumberger | |||||||||||||||||
| Lucro de operações correntes(1) | $ | 1,37 | $ | 1,66 | $ | 2,58 | $ | 2,56 | |||||||||
| Prejuízo por operações encerradas | (0,16 | ) | (0,09 | ) | (0,16 | ) | (0.05 | ) | |||||||||
| Receita líquida | $ | 1,21 | $ | 1,57 | $ | 2,42 | $ | 2,51 | |||||||||
| Média de ações em circulação | 1.300 | 1.327 | 1.303 | 1.329 | |||||||||||||
| Média de ações em circulação presumindo diluição | 1.315 | 1.336 | 1.316 | 1.339 | |||||||||||||
| Depreciação e amortização incluídas nas despesas(2) | $ | 995 | $ | 960 | $ | 1.996 | $ | 1.903 | |||||||||
(2) 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) | |||||||
| 30 de junho, | 31 de dezembro | ||||||
| Ativos | 2014 | 2013 | |||||
| Ativos circulantes | |||||||
| Numerário e investimentos em curto prazo | $ | 6.699 | $ | 8.370 | |||
| A receber | 12.251 | 11.497 | |||||
| Outros ativos circulantes | 6.464 | 6.358 | |||||
| 25.414 | 26.225 | ||||||
| Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento | 480 | 363 | |||||
| Ativos fixos | 15.743 | 15.096 | |||||
| Dados sísmicos para vários clientes | 727 | 667 | |||||
| Fundo de comércio | 15.220 | 14.706 | |||||
| Outros ativos intangíveis | 4.738 | 4.709 | |||||
| Outros ativos | 5.764 | 5.334 | |||||
| $ | 68.086 | $ | 67.100 | ||||
| Passivos e patrimônio | |||||||
| Passivo circulante | |||||||
| Contas a pagar e passivo adquirido | $ | 8.692 | $ | 8.837 | |||
| Passivo estimado relativo a imposto de renda | 1.529 | 1.490 | |||||
| Empréstimos de curto prazo e proporção atual | |||||||
| das dívidas de longo prazo | 1.505 | 2.783 | |||||
| Dividendos a pagar | 525 | 415 | |||||
| 12.251 | 13.525 | ||||||
| Dívida de longo prazo | 11.740 | 10.393 | |||||
| Benefícios pós-aposentadorias | 699 | 670 | |||||
| Impostos diferidos | 1.656 | 1.708 | |||||
| Outros passivos | 1.038 | 1.169 | |||||
| 27.384 | 27.465 | ||||||
| Patrimônio | 40.702 | 39.635 | |||||
| $ | 68.086 | $ | 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 seguem:
| (Apresentação em milhões) | ||||||||||||||||
| Períodos concluídos em 30 de junho |
Seis
Meses 2014 |
Segundo trimestre de 2014 |
Seis
Meses 2013 | |||||||||||||
| Rendas das operações contínuas antes dos juros não controlados | $ | 3.429 | $ | 1.821 | $ | 3.436 | ||||||||||
| Ganho na formação da OneSubsea | - | - | (1.028 | ) | ||||||||||||
| Prejuízo dos métodos de investimentos de títulos e perda por desvalorização da moeda na Venezuela | - | - | 456 | |||||||||||||
| Depreciação e amortização(1) | 1.997 | 996 | 1.903 | |||||||||||||
| Pensões e outros benefícios de pós-aposentadoria | 190 | 104 | 255 | |||||||||||||
| Despesa de remuneração baseada em ações | 162 | 85 | 168 | |||||||||||||
| Pensão e financiamento de outros benefícios pós-aposentadoria | (127 | ) | (55 | ) | (231 | ) | ||||||||||
| Aumento de capital de giro | (1.090 | ) | (292 | ) | (1.213 | ) | ||||||||||
| Outros | (342 | ) | (279 | ) | 49 | |||||||||||
| Fluxo de caixa das operações | 4.219 | 2.380 | 3.795 | |||||||||||||
| Gastos de capital | (1.786 | ) | (922 | ) | (1.800 | ) | ||||||||||
| Investimentos SPM | (377 | ) | (175 | ) | (367 | ) | ||||||||||
| Dados sísmicos multicliente capitalizados | (154 | ) | (72 | ) | (222 | ) | ||||||||||
| Fluxo de caixa livre(2) | 1.902 | 1.211 | 1.406 | |||||||||||||
| Programa de recompra de ações | (2.074 | ) | (1.175 | ) | (692 | ) | ||||||||||
| Dividendos pagos | (932 | ) | (522 | ) | (781 | ) | ||||||||||
| Receitas de planos de ações de funcionários | 492 | 212 | 189 | |||||||||||||
| (612 | ) | (274 | ) | 122 | ||||||||||||
| Aquisições e investimentos de negócios, líquido de caixa e dívida adquirida | (964 | ) | (725 | ) | (717 | ) | ||||||||||
| Outros | (47 | ) | (14 | ) | 92 | |||||||||||
| Aumento no débito líquido | (1.623 | ) | (1.013 | ) | (503 | ) | ||||||||||
| Débito líquido, começo do período | (4.443 | ) | (5.053 | ) | (5.111 | ) | ||||||||||
| Débito líquido, 30 de junho | $ | (6.066 | ) | $ | (6.066 | ) | $ | (5.614 | ) | |||||||
| Componentes da dívida líquida | 30 de junho de 2014 |
31 de março de 2014 |
31 de dezembro de 2013 |
30 de junho de 2013 | ||||||||||||
| Numerário e investimentos em curto prazo | $ | 6.699 | $ | 7.078 | $ | 8.370 | $ | 5.925 | ||||||||
| Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento | 480 | 358 | 363 | 417 | ||||||||||||
| Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo | (1.505 | ) | (1.369 | ) | (2.783 | ) | (2.858 | ) | ||||||||
| Dívida de longo prazo | (11.740 | ) | (11.120 | ) | (10.393 | ) | (9.098 | ) | ||||||||
| $ | (6.066 | ) | $ | (5.053 | ) | $ | (4.443 | ) | $ | (5.614 | ) | |||||
| (1) 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. | ||||||||||||||||
| (2) "Fluxo de caixa livre" representa o fluxo de caixa das operações menos as despesas de capital, investimentos SPM e dados sísmicos multiclientes capitalizados. A gerência acredita que essa é uma medida importante porque representa fundos disponíveis para reduzir o débito e buscar oportunidades que melhorem o valor das ações como, por exemplo, aquisições e retorno de caixa para os acionistas através de recompras de ações e dividendos. | ||||||||||||||||
| Encargos e créditos | ||||||||||||||||
| Além de resultados financeiros, determinados de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos (GAAP) dos EUA, este comunicado de imprensa do segundo trimestre inclui também medidas financeiras não GAAP (como definido no Regulamento G da SEC). O seguinte é uma conciliação destas medidas não GAAP com as medidas GAAP comparáveis: | ||||||||||||||||
| (Apresentação em milhões, exceto por montantes por ação) | ||||||||||||||||
| Segundo trimestre de 2013 | ||||||||||||||||
| Bruto | Imposto |
Encerrados Juros | Líquido |
EPS diluído | Classificação de declaração de renda | |||||||||||
| Renda da Schlumberger de operações contínuas, | ||||||||||||||||
| como relatado | $ | 2.673 | $ | 449 | $ | 5 | $ | 2.219 | $ | 1,66 | ||||||
| Ganhos na formação do empreendimento conjunto OneSubsea | (1.028 | ) | - | - | (1.028 | ) | (0,77 | ) | Ganhos na formação da OneSubsea | |||||||
| Depreciação dos investimentos do método de equivalência patrimonial | 364 | 19 | - | 345 | 0,26 | Depreciação e outros | ||||||||||
| Renda da Schlumberger de operações contínuas, | ||||||||||||||||
| excluindo encargos e créditos | $ | 2.009 | $ | 468 | $ | 5 | $ | 1.536 | $ | 1,15 | ||||||
| Primeiro trimestre de 2013 | ||||||||||||||||
| Bruto | Imposto |
Encerrados Juros | Líquido |
EPS diluído | Classificação de declaração de renda | |||||||||||
| Renda da Schlumberger de operações contínuas, | ||||||||||||||||
| como relatado | $ | 1.618 | $ | 406 | $ | 9 | $ | 1.203 | $ | 0,90 | ||||||
| Perda com a desvalorização da moeda na Venezuela | 92 | - | - | 92 | 0,07 | Depreciação e outros | ||||||||||
| Renda da Schlumberger de operações contínuas, | ||||||||||||||||
| excluindo encargos e créditos | $ | 1.710 | $ | 406 | $ | 9 | $ | 1.295 | $ | 0,97 | ||||||
| Seis meses de 2013 | ||||||||||||||||
| Bruto | Imposto |
Encerrados Juros | Líquido |
EPS diluído | Classificação de declaração de renda | |||||||||||
| Renda da Schlumberger de operações contínuas, | ||||||||||||||||
| como relatado | $ | 4.291 | $ | 855 | $ | 13 | $ | 3.423 | $ | 2,56 | ||||||
| Perda com a desvalorização da moeda na Venezuela | 92 | - | - | 92 | 0,07 | Depreciação e outros | ||||||||||
| Ganho na formação do empreendimento conjunto OneSubsea | (1.028 | ) | - | - | (1.028 | ) | (0,77 | ) | Ganho na formação da OneSubsea | |||||||
| Depreciação dos investimentos do método de equivalência patrimonial | 364 | 19 | - | 345 | 0,26 | Depreciação e outros | ||||||||||
| Renda da Schlumberger de operações contínuas, | ||||||||||||||||
| excluindo encargos e créditos | $ | 3.719 | $ | 874 | $ | 13 | $ | 2.832 | $ | 2,12 | ||||||
| Não houve despesas nem créditos registrados nas operações contínuas durante os primeiros seis meses de 2014. | ||||||||||||||||
| Grupos de produtos | ||||||||||||||||||||||||||||||
| (Apresentado em milhões) | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Três meses encerrados em | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 30 de junho de 2014 | 31 de março de 2014 | 30 de junho de 2013 | ||||||||||||||||||||||||||||
| Receita |
Lucro bruto | Receita |
Lucro bruto | Receita |
Lucro bruto | |||||||||||||||||||||||||
| Caracterização de reservatórios | $ | 3.095 | $ | 918 | $ | 2.852 | $ | 779 | $ | 3.067 | $ | 912 | ||||||||||||||||||
| Perfuração | 4.653 | 981 | 4.331 | 881 | 4.239 | 800 | ||||||||||||||||||||||||
| Produção | 4.344 | 725 | 4.116 | 737 | 3.926 | 625 | ||||||||||||||||||||||||
| Eliminações e outros | (38 | ) | (3 | ) | (60 | ) | (29 | ) | (50 | ) | (59 | ) | ||||||||||||||||||
| Lucro operacional bruto | 2.621 | 2.368 | 2.278 | |||||||||||||||||||||||||||
| Corporativos e outros | - | (216 | ) | - | (201 | ) | - | (181 | ) | |||||||||||||||||||||
| Rendimento de juros(1) | - | 8 | - | 7 | - | 4 | ||||||||||||||||||||||||
| Despesa com juros(1) | - | (86 | ) | - | (97 | ) | - | (92 | ) | |||||||||||||||||||||
| Encargos e créditos | - | - | - | - | - | 664 | ||||||||||||||||||||||||
| $ | 12.054 | $ | 2.327 | $ | 11.239 | $ | 2.077 | $ | 11.182 | $ | 2.673 | |||||||||||||||||||
| Áreas geográficas | ||||||||||||||||||||||||||||||
| (Apresentação em milhões) | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Três meses encerrados em | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 30 de junho de 2014 | 31 de março de 2014 | 30 de junho de 2013 | ||||||||||||||||||||||||||||
| Receita |
Lucro bruto | Receita |
Lucro bruto | Receita |
Lucro bruto | |||||||||||||||||||||||||
| América do Norte | $ | 3.888 | $ | 700 | $ | 3.684 | $ | 683 | $ | 3.357 | $ | 662 | ||||||||||||||||||
| América Latina | 1.852 | 393 | 1.758 | 371 | 1.913 | 394 | ||||||||||||||||||||||||
| Europa/CEI/África | 3.268 | 723 | 2.881 | 585 | 3.137 | 644 | ||||||||||||||||||||||||
| Oriente Médio e Ásia | 2.966 | 826 | 2.845 | 749 | 2.655 | 654 | ||||||||||||||||||||||||
| Eliminações e outros | 80 | (21 | ) | 71 | (20 | ) | 120 | (76
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