Schlumberger anuncia resultados do terceiro trimestre de 2014
HOUSTON - EUA--(BUSINESS WIRE)--23 de Outubro de 2014--A Schlumberger Limited (NYSE:SLB) reportou hoje receitas de US$ 12,60 bilhões no terceiro trimestre de 2014, contra US$ 12,1 bilhões no segundo trimestre de 2014 e US$ 11,60 bilhões no terceiro trimestre de 2013. A receita do segundo trimestre obteve aumento sequencial de 5% e aumentou 9% na comparação anual, com o aumento de US$ 222 milhões em relação à receita de US$ 8,30 bilhões da área internacional ou 3% de aumento sequencial, enquanto que a área da América do Norte obteve uma receita de US$ 4,30 bilhões, aumentando US$ 367 milhões, ou 9% de aumento sequencial.
A receita de operações contínuas atribuída à Schlumberger foi de US$ 1,90 bilhão um aumento sequencial de 8% e de 14% na comparação anual. O lucro diluído por ação de operações contínuas foi US$ 1,49 contra US$ 1,37 do trimestre anterior, e US$ 1,29 no terceiro trimestre de 2013 - um aumento sequencial de 9% e um aumento de 16% na comparação anual.
O lucro operacional antes dos impostos no segundo trimestre atingiu US$ 2,80 bilhões, aumento sequencial de 7% e de 12% na comparação anual. O lucro operacional internacional antes dos impostos, de US$ 2,0 bilhões, teve um aumento sequencial de 5%, enquanto o lucro operacional antes dos impostos na América do Norte, de US$ 825 milhões, teve aumento sequencial de 18%.
A margem operacional antes dos impostos no terceiro trimestre chegou a 22,2%, com aumento de 19,4% da margem operacional antes dos impostos da América do Norte e a margem operacional internacional antes dos impostos subindo para 24,6%.
O CEO da Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentou que "a intensa atividade na América do Norte e o crescimento firme internacional, liderados pela América Latina e com o suporte da Europa/África/CEI apesar das sanções internacionais na Rússia, levaram os resultados do terceiro trimestre a uma nova alta recorde. Ao mesmo tempo, o Oriente Médio e a Ásia mostraram-se altamente resilientes frente aos ventos contrários significativos do Norte do Iraque. Todas as áreas e todos os grupos registraram crescimento, apoiados pela penetração de nova tecnologia e sólida execução operacional.
Geograficamente, os resultados foram liderados pela América do Norte e impulsionados pelo Canadá com forte recuperação sazonal no território e significante aumento das atividades offshore da costa leste. O território norte-americano também esteve forte apesar do clima adverso. Na América Latina, todos os mercados registraram crescimento - particularmente no México, tanto no território como offshore - e na Argentina, com o desenvolvimento não convencional de recursos. Na Europa/África/CEI subsaariana, a atividade de exploração em Angola e os novos projetos no Congo e Guiné Equatorial juntamente com a recuperação sazonal na Rússia mais do que compensaram a desaceleração na Noruega. Os resultados do Oriente Médio e Ásia foram contínuos, com o fortalecimento na Arábia Saudita e Omã compensando a desaceleração significativa do Norte do Iraque e a menor atividade na Índia.
Entre os grupos, a produção do reservatório registrou o maior crescimento sequencial, com resultados liderados pela atividade de bombeamento de pressão na América do Norte e crescimento da adição de lucro e maior expansão da elevação artificial. Os produtos acabados também contribuíram para o trimestre com maior venda de produtos. O Grupo de Tecnologia de Perfuração foi beneficiado pelo aumento de atividade da plataforma em diversas áreas, trabalho de IPM no México e serviços de alta tecnologia sendo desenvolvidos em diversos geomercados. As tecnologias de serviços de teste lideraram o crescimento no Grupo de Caraterização de Reservatórios, com suporte dos resultados mais sólidos dos serviços sísmicos no mar durante o verão, apesar da queda das vendas de licenças para vários clientes. No geral, a nova tecnologia de todos os grupos viu a maior penetração no mercado liderar preços efetivos em um ambiente competitivo para serviços básicos.
Durante o trimestre, a perspectiva de crescimento no PIB global diminuiu devido, de certa forma, a dados mais fracos da Europa e China, apesar de que o efeito disso foi parcialmente compensado pela força nos EUA. Devido ao fortalecimento da economia dos EUA e aos esforços contínuos para estimular e gerir o crescimento na Europa e China, nós continuamos a acreditar que a recuperação lenta, mas firme, da economia mundial está intacta. Apesar de os sentimentos no mercado estarem sendo atualmente impulsionados pelo medo da oferta excessiva no curto prazo e apesar de a perspectiva da demanda de petróleo ter sido reformulada como ligeiramente em queda, nós não vemos motivos, atualmente, para alterar a nossa visão de que os desafios para manter o abastecimento de países não filiados à OPEP fora da América do Norte, a falta de crescimento da capacidade de produção sustentável da OPEP que mantém a limitação da capacidade de reserva da OPEP e os contínuos riscos geopolíticos em algumas importantes regiões produtivas levam a uma situação de oferta e demanda que está relativamente bem equilibrada.
A nossa visão de que o mercado em geral continua a incluir uma combinação de ventos geopolíticos e econômicos contrários e favoráveis. Assim, nós mantemos a hipótese de longo prazo que delineamos em junho em Nova Iorque, acreditando na demanda firme contínua por nossos produtos, serviços e especialização. Nós também acreditamos firmemente que existem oportunidades para crescimento diferenciado através de nova tecnologia e maior integração, e que o impacto transformacional de nossas iniciativas em termos de confiabilidade e eficiência irão apoiar e acelerar mais ainda nosso bom desempenho financeiro".
Demais eventos
Durante o trimestre, a Schlumberger recomprou 13,9 milhões de ações ordinárias a um preço médio de US$ 108,41 por ação, totalizando um preço de compra de US$ 1,50 bilhão.
Em 11 de agosto de 2014, a Schlumberger, OneSubsea - uma joint venture da Cameron International Corporation e da Schlumberger - e Helix Energy Solutions Group, Inc. firmaram uma carta de intenção para formar uma aliança para desenvolver tecnologias e prestar serviços para otimizar o custo e a eficiência de sistemas de intervenção de poços submarinos. Depois de firmarem acordo sobre os termos finais do contrato definitivo, a aliança alavancará as capacidades da Helix, OneSubsea e Schlumberger para apresentar uma oferta exclusiva e totalmente integrada, combinando suporte marítimo com tecnologias de acesso e controle de poços. A aliança se concentrará em vários objetivos que visam aumentar o envelope operacional da tecnologia para intervenções submarinas de hoje em dia. Esses objetivos incluem a expansão de aplicações viabilizadas pela tecnologia de acesso a poços submarinos e soluções específicas para bacias profundas e ultraprofundas e para ambientes de poços de alta pressão. Uma consideração importante é a evolução da capacidade dos navios da Helix de fornecer serviços de intervenção em poços e serviços de suporte adicionais, tais como comissionamento de poços, suporte artificial de levantamento e abandono, normalmente executados pelas plataformas de perfuração.
América do Norte
A receita da América do Norte de US$ 4,3 bilhões teve aumento sequencial de 9% - com aumento de 12% da receita offshore e aumento de 9% da receita no território. O aumento da receita offshore foi impulsionado pela maior atividade no verão na região leste do Canadá e ganhos de participação no mercado em serviços de perfuração no Golfo do México nos EUA. A receita de território aumentou porque o território da região oeste do Canadá obteve firme recuperação com o recesso sazonal da primavera, enquanto a receita do território dos EUA continuou a crescer com o aumento de número de etapas e melhora da logística. Esses aumentos sequenciais, porém, foram levemente atenuados pela interrupção das atividades relacionada com o clima devido à inundação em algumas bacias e pelas correntes em laço ("loop currents") do Golfo do México. Investimentos recentes nas tecnologias de elevação artificial para capturar participação no mercado e promover o crescimento inorgânico também contribuíram para o aumento sequencial.
A margem operacional antes dos impostos da América do Norte teve aumento sequencial de 137 pontos base (pbs) para 19,4% devido à recuperação da região oeste do Canadá depois do recesso sazonal da primavera do trimestre anterior e à continuação dos ganhos de eficiência, aumento da penetração da nova tecnologia e melhor recuperação dos custos de logística do território dos EUA. A margem operacional offshore da América do Norte melhorou com ganhos de participação no mercado e captação de tecnologia. Porém, a expansão da margem, em geral, foi temperada pelo clima adverso e as correntes em laço offshore.
Com o fortalecimento da nossa plataforma de crescimento na América do Norte, a Schlumberger entrou em uma aliança de tecnologia e serviços com a empreiteira de perfuração Precision Drilling Corporation em julho. Esse acordo oferece à Precision Drilling acesso às tecnologias e serviços de perfuração de poços fundos da Schlumberger para mais de 300 plataformas terrestres na América do Norte. A aliança expande o alcance de mercado da Schlumberger de ferramentas e serviços de perfuração, com conjuntos de poços fundos da Schlumberger tendo já sido empregados em 27 poços em sete diferentes bacias do território dos EUA e Canadá.
Durante o terceiro trimestre, diversas novas tecnologias ajudaram a enfrentar os desafios de clientes no desenvolvimento não convencional de recursos norte-americanos. Essas tecnologias levaram ao aumento da produção e operações mais eficientes.
No sul do Texas, por exemplo, a Well Services utilizou a técnica de fraturamento BroadBand Sequence* para a BHP Billiton aumentar a eficiência dos tratamentos de fraturamento hidráulico em novos poços horizontais na área xistosa de Eagle Ford. Em um teste piloto com oito poços, três poços foram concluídos utilizando a tecnologia BroadBand Sequence para aprimorar a cobertura de perfuração de poços além dos tratamentos convencionais de fraturamento. Após 210 dias, houve um aumento de 22% na produção normalizada em poços nos quais a técnica BroadBand Sequence foi implementada, em comparação com uma média de cinco poços de limite.
No oeste do Texas, os serviços de perfilagem Wireline ThruBit* foram utilizados pela Atlantic para otimizar produtos acabados em um programa de 27 poços horizontais na bacia Permian. Os produtos acabados projetados renderam um aumento na produção média dos poços, comparados com os poços de limite concluídos geometricamente. Além do aumento da produção, os custos de estimulação foram diminuídos através da diminuição das pressões de decomposição e a eliminação de exclusões.
No território dos EUA, a tecnologia de tampões de fraturamento de compostos perfuráveis, Completions Diamondback* da Schlumberger, foi empregada para a BHP Billiton eliminar eventos pré-definidos de tampões e o tempo não produtivo associado na conclusão de poços na área xistosa de Eagle Ford. Anteriormente, o cliente tinha em média mais de dois eventos de tampões pré-definidos e mais de 31 horas de tempo não produtivo associado por mês. A tecnologia de tampões de compostos Diamondback ajudou a superar os desafios técnicos e contribuiu para eliminar os eventos pré-definidos durante sete meses consecutivos, ao mesmo tempo em que aumentou em um terço a média do número de tampões instalados. Como resultado da eliminação de eventos pré-definidos de tampões, o cliente foi capaz de economizar aproximadamente US$ 200.000 por evento.
Além desses exemplos específicos, o processo LeanSTIM indicou otimização geral do desempenho nas operações de fraturamento hidráulico. Nos primeiros cinco meses da implementação do LeanSTIM para um operador independente no sul do Texas, as operações da Schlumberger apresentaram aumento de 54% no número de etapas por mês por equipe. O cliente beneficiou-se de custo mais baixo por etapa, conclusão mais rápida de poços, produção com menor risco e redução do capital de giro. A Schlumberger beneficiou-se com receita incremental por mês por equipe, margens mais altas por etapa e menos equipes operacionais. Através da adoção de LeanSTIM nesse projeto, a capacidade de bombeamento foi liberada, permitindo que a Schlumberger aprimorasse sua participação no mercado com outros operadores sem necessidade de despesas de capital.
Área Internacional
A receita internacional de US$ 8,30 bilhões teve aumentou sequencial de 3%.
A América Latina liderou o aumento sequencial internacional com receita de US$ 2,00 bilhões, crescendo 10% com a recuperação do México com o trabalho de gestão de projetos integrados e o fortalecimento da atividade de perfuração em águas profundas, enquanto receitas maiores foram registradas em todos os grupos na Venezuela, Argentina, Colômbia e Brasil.
A receita da Europa/CEI/África de US$ 3,3 bilhões teve aumento sequencial de 1% com o aumento significativo do trabalho de exploração em Angola, o início de novos projetos no Congo e Guiné Equatorial, aumento das vendas de software no Reino Unido e a perfuração e atividade de exploração no auge do verão na Rússia e Ásia Central. O crescimento da receita na Rússia, porém, foi temperado pelo clima cauteloso para investimentos que adiaram certos projetos e gastos de alguns clientes após as sanções da União Europeia e Estados Unidos. A receita da Noruega foi menor devido à diminuição da atividade de perfuração após o pico da atividade no segundo trimestre.
A receita do Oriente Médio e da Ásia de US$ 3,00 bilhões não apresentou variação sequencial devido ao fato de que o bom desempenho da atividade de exploração offshore na Arábia Saudita, o aumento da perfuração e ganhos de participação no mercado em Oman e o aumento do trabalho de pesquisa marítima da WesternGeco em Brunei foram contrabalanceados pela queda da receita no Iraque devido à forte desaceleração das operações no Curdistão em resposta à crescente agitação. A Índia também teve queda após a conclusão de projetos.
Sequencialmente, a margem operacional antes dos impostos na área internacional de 24,60 % aumentou 55 bps como reflexo das margens operacionais incrementais de 45%. Em relação ao ano anterior, as margens operacionais incrementais internacionais foram de 50%. A margem operacional antes dos impostos da Europa/CEI/África aumentou em 132 bps para 23,4%, a América Latina cresceu 72 bps para 21,9%, enquanto a margem do Oriente Médio e da Ásia de 27,6% ficou essencialmente inalterada em relação ao trimestre anterior.
A expansão da margem operacional antes dos impostos da área internacional ocorreu devido à recuperação da atividade sazonal na Rússia e Ásia Central em combinação com fortes resultados da exploração na África Subsaariana e nos geomercados do Oriente Médio, maior margem da venda de software nos geomercados do Mar do Norte e sólida atividade em toda a América Latina. O efeito, porém, foi limitado durante o trimestre devido aos custos relacionados ao cumprimento de sanções na Rússia e à grave desaceleração operacional no Curdistão.
Durante o trimestre, as áreas internacionais tiverem um grande número de contratos fechados.
Na Noruega, a Statoil fechou um contrato com a Schlumberger avaliado em aproximadamente US$ 180 milhões para o suprimento de serviços integrados de perfuração para várias licenças continentais norueguesas, incluindo perfuração para exploração. O contrato de dois anos, com três períodos opcionais de dois anos cada, inclui o provisionamento de perfuração direcional, medição durante a perfuração, perfilagem durante a perfuração e serviços de perfilagem de lama. Adicionalmente, a Schlumberger oferecerá transferência de dados em tempo real, operações integradas com suporte terrestre, otimização de perfuração e equipamento de perfuração. O modelo integrado de serviços de perfuração oferece acesso a importantes tecnologias de perfuração e processos de trabalho multidisciplinar, permitindo operações com boa relação entre custo e eficiência através da padronização e do enfoque na qualidade da execução.
No Equador, os parceiros de consórcio da Shushufindi, Schlumberger e Tecpetrol, fecharam o contrato de serviços de gerenciamento de produção para campos do grupo 1. O fechamento foi baseado em termos comerciais; alta qualidade; histórico ambiental e de segurança; altos níveis de alinhamento e integração e os registros comprovados da Schlumberger de implementação de tecnologia em projetos de desenvolvimento de campos maduros no Equador. Esse novo projeto permitirá que o consórcio aprimore a economia de escala e, juntamente com os campos da Shushufindi e Libertador, aumentará ainda mais a produção da Petroamazonas no Equador.
No Kwait, a Kuwait Oil Company (KOC) fechou com a WesternGeco um contrato de cinco anos para um levantamento em 3D de alta resolução de 4.200 km2 de azimute total nos campos de Greater Burgan e Khabrat Ali utilizando diversas tecnologias geofísicas integradas. O levantamento, que inclui tanto a coleta como o processamento de dados, será realizado com a utilização do sistema integrado de ponto receptor sísmico em terra UniQ* com mais de 200.000 canais, tornando-o o segundo maior levantamento sísmico terrestre já realizado no mundo em termos de número de canais. O contrato também inclui perfil sísmico vertical 3D e técnicas eletromagnéticas e magnetotelúricas, que serão integradas com os dados sísmicos para maior resolução e menor risco na subsuperfície.
No México, a Schlumberger assinou um contrato de diversos anos com a comissão de hidrocarboneto nacional CNH para criar e gerenciar o repositório nacional de dados (NDR) e preparar as salas de dados para as primeiras ofertas públicas de petróleo do país após a criação da legislação da reforma de energia. O contrato foi fechado com base em termos comerciais, solução de tecnologia e experiência global, além do histórico de criação e gerenciamento de repositórios nacionais de dados, centros de dados e salas de dados. A primeira oferta foi anunciada para o primeiro trimestre de 2015.
Grupo de Caracterização de Reservatórios
A receita do terceiro trimestre, de US$ 3,20 bilhões, obteve aumento sequencial de 3%, mas baixou 3% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos de US$ 954 milhões foi 4% maior sequencialmente, mas baixou 3% na comparação anual. O aumento sequencial em receita foi devido principalmente à maior utilização de tecnologias de serviços de teste como resultado da forte atividade de exploração no Brasil, assim como em diversos outros geomercados. A receita da WesternGeco também aumentou sequencialmente pela melhora da atividade de embarcação marítima global levando ao maior aproveitamento de ativos durante o trimestre. Além disso, a Schlumberger Information Solutions (SIS) apresentou aumento na venda de software, principalmente no Reino Unido. Esses aumentos, porém, foram parcialmente contrabalançados pelas vendas sísmicas multicliente dos serviços Petrotécnicos sequencialmente mais baixas.
A margem operacional, antes dos impostos, de 30% aumentou 29 bps sequencialmente, refletindo margens operacionais incrementais de 40%, com uma maior utilização de embarcação da WesternGeco, vendas de software com margem alta robusta e atividades de serviços de teste mais sólidas.
Além dos contratos fechados durante o terceiro trimestre, novas 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.
No Cazaquistão, por exemplo, a tecnologia de sondagem radial 3D Wireline Saturn* foi utilizada pela primeira vez pela Zhaikmunai para obter amostras de reservatório de gás condensado de alta qualidade em um poço em formações heterogênicas de carbonato de baixa permeabilidade. Devido à invasão de fluido na perfuração, as operações anteriores de amostragem de fundo de poço utilizando métodos convencionais resultaram em altos níveis de filtrado e baixos percentuais de hidrocarbonetos nas amostras dessas zonas. O design da sonda elíptica Saturn levou à melhoria da eficiência operacional devido à limpeza mais rápida de zonas profundamente invadidas. Como resultado da utilização da tecnologia Saturn, o conteúdo do fluido das três zonas de reservatório diferentes selecionadas foi identificado com sucesso em questão de horas.
Em atividades offshore da Austrália, a tecnologia de sondagem radial 3D Saturn foi também empregada pela Apache Corporation para recuperar amostras de petróleo e confirmar a presença de pelo menos quatro colunas pontuais de petróleo na bacia Canning. A maior área de fluxo e a melhor capacidade de vedação oferecida pelo design de canal elíptico da Saturn permitiu a captura e recuperação eficiente de amostras de petróleo do reservatório, superando os desafios encontrados em tentativas anteriores de recuperar fluidos do reservatório em dois poços de limite utilizando métodos de amostragem convencionais.
Em Omã, a tecnologia de espectroscopia de alta definição, Wireline Litho Scanner*, foi executada pela primeira vez para a Petroleum Development Oman (PDO) em três poços em uma formação orgânica rica em lamito não convencional. A tecnologia Litho Scanner apresentou a estimativa do total de carbono orgânico e ajudou a determinar com precisão a mineralogia complexa da formação.
Em Angola, a Total Exploration & Production Angola fechou com a Schlumberger Wireline um contrato de três anos com um período opcional de dois anos adicionais para fornecer serviços de avaliação de reservatório da Wireline em seus campos de desenvolvimento no bloco 17, campos de exploração no bloco 32 e exploração do pré-sal nos blocos 25 e 40.
Na Malásia, a PETRONAS Carigali fechou contrato com a WesternGeco para levantamento de 1.050 km2 utilizando a tecnologia sísmica isométrico marinha IsoMetrix* na área offshore de Sarawak; primeiro levantamento 3D multisensor do cliente. Devido à fronteira marítima internacional na área, um levantamento convencional precisaria ser realizado em duas direções diferentes. Porém, as amostras de dados em 3D da tecnologia IsoMetrix, são realizadas tanto nas direções em linha, como entre linhas, em uma única passada oferecendo uma solução com melhor custo/benefício. O processamento de dados será realizado no centro Schlumberger PetroTechnical Services Geosolutions em Kuala Lumpur, com prazo de entrega de uma imagem processada em oito meses após a coleta.
Na Noruega, a Statoil Petroleum AS fechou diversos contratos sísmicos offshore com a WesternGeco, incluindo dois levantamentos com monitores 4D usando tecnologia Q-Marine* nos campos Skuld e Heidrun no mar norueguês. A WesternGeco vem conduzindo levantamentos 4D regularmente do campo Heidrun para a Statoil desde 2001.
Grupo de Perfuração
A receita do terceiro trimestre, de US$ 4,80 bilhões, obteve aumento sequencial de 4% e de 11% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos, de US$ 1,00 bilhão, obteve aumento sequencial de 7% e cresceu 18% na comparação anual.
Sequencialmente, a receita aumentou principalmente na atividade em águas profundas de perfuração e medição no México, Rússia e offshore da América do Norte. IPM também aumentou em fortes atividades de projetos no México. A receita total do trimestre da plataforma da Saxon também contribuiu para o crescimento sequencial.
A margem operacional antes de impostos teve aumento sequencial de 60 bps, para 21,7%, refletindo margem operacional incremental de 38% do aumento da rentabilidade de perfuração e medição através de uma atividade mais forte e um mix geográfico e tecnológico mais favorável. Uma melhor rentabilidade em projetos IPM na América Latina continuou a contribuir para as margens de expansão do grupo.
Durante o terceiro trimestre, novas tecnologias do Grupo de Perfuração impulsionaram o desempenho através da melhoria na eficiência da perfuração, assegurando a integridade do poço e otimizando a localização do poço.
Na atividade offshore da Malásia, o serviço de mapeamento de reservatório durante a perfuração foi utilizado pela PETRONAS Carigali Sdn. Bhd é um poço horizontal no campo de petróleo offshore Sabah, conhecido por sua complexidade geológica e significativo risco de perfuração. Campanhas passadas de perfuração utilizando métodos convencionais de perfuração geralmente encontraram riscos sob a superfície, incluindo liberação de xisto, que torna o exato posicionamento de poço bastante difícil. A tecnologia GeoSphere, empregada pela primeira vez nesse campo, reduziu a incerteza geológica através do mapeamento do canal de areia de destino a aproximadamente 25m do poço, o que permitiu que o poço fosse assentado no ponto ideal e posicionado de forma ideal dentro do reservatório. Como resultado da utilização da tecnologia GeoSphere, o teste inicial do poço confirmou a produção incremental acima de 1.700 barris/dia, ou seja, quase o dobro da meta de produção.
No setor do Reino Unido no Mar do Norte, a tecnologia GeoSphere foi empregada para posicionar um poço horizontal em um reservatório desafiador. Durante a perfuração da seção de 12 1/4 pol (cerca de 31 cm), a tecnologia GeoSphere mapeou o reservatório como uma unidade de areia de 15 pés (cerca de 4,5 m) antes da perfuração, o que, em conjunto com a especialização em interpretação de medidas e o conhecimento detalhado do ativo, permitiu que o poço fosse bem posicionado no ângulo de inclinação ideal. Como resultado, a vedação ocorreu de forma eficiente, facilitando a perfuração da seção do reservatório.
Na Arábia Saudita, a tecnologia giratória dirigível PowerDrive Orbit* do grupo de perfuração e medição foi utilizada para melhorar o desempenho da perfuração nas difíceis seções laterais de 5 7/8 pol (cerca de 15 cm) de poços de gás. A confiabilidade e eficiência de perfuração da tecnologia PowerDrive Orbit permitiu que uma seção lateral cumulativa de 10.470 pés (cerca de 3.000 m) fosse perfurada até agora, resultando em aumento de 149% de metragem; 81% mais horas de perfuração em comparação com a execução de sistema giratório dirigível convencional; e melhora da taxa de perfuração em 175% em comparação com a taxa de penetração média de motor convencional. No geral, a tecnologia de perfuração e medição ajudou a economizar um total de 23 dias de perfuração.
Nas atividades offshore do México, as tecnologias do grupo de perfuração integradas foram utilizadas pela PEMEX para melhorar o desempenho de perfuração em um poço de desenvolvimento. A tecnologia giratória dirigível PowerDrive Orbit combinada com a tecnologia de elemento cônico de diamante Stinger* em uma broca de perfurador personalizado Smith obteve 18% de melhora em taxa de perfuração (ROP) em uma seção de poço de 2.096 m, a mais longa no campo, em uma única vazão. Isso levou a um novo recorde de perfuração como a seção mais rápida perfurada no campo, e permitiu que o cliente economizasse mais de US$ 500.000 em custos relacionados à plataforma.
Nas atividades offshore da China, as tecnologias do grupo de perfuração foram empregadas pela CNOOC (filial de Zhanjiang) para superar os desafios de perfuração na exploração em poços de águas profundas na bacia QiongDong no mar do sul da China. A combinação da tecnologia de perfilagem sônica durante a perfuração multipolar SonicScope* do grupo de perfuração e medições e a geomecânica em tempo real permitiram a previsão exata da pressão de poros de formação, que levaram à determinação exata da profundidade do revestimento durante a perfuração e à otimização do programa de revestimento. Como resultado, os riscos de perfuração devido às zonas de alta pressão, estreitas janelas de peso de lama e instabilidades do poço foram mitigadas e três poços foram perfurados com êxito. Também, com base na confiança no processo que levou à redução do risco de perfuração nos primeiros dois poços, o tamanho do buraco de 14 3/4 pol (cerca de 37 cm) foi eliminado no terceiro poço, resultando na redução de sete dias na plataforma e uma economia de custo para o cliente de aproximadamente US$ 8 milhões.
Nas atividades offshore da República do Congo, as tecnologias de perfuração e medição foram empregadas pela ENI na perfuração de um poço complexo no campo de Loango. As tecnologias PowerDrive Archer*, giratória dirigível de alta rotação, e EcoScope*, perfilagem multifunção durante a perfuração, com uma broca de diamante compacta policristalina Smith personalizada permitiu que um poço complexo 3D fosse perfurado através da sobrecarga e posicionado de forma ideal no reservatório. O posicionamento do poço no reservatório desafiador foi realizado com uso da tecnologia de detecção de limite de camada múltipla PeriScope HD* e da tecnologia de nêutrons de densidade azimutal adnVISION*, que permitiram o mapeamento de diversas camadas do reservatório heterogêneo e a reavaliação do posicionamento do poço em tempo real. Como resultado do uso das tecnologias de perfuração e medição, incluindo a primeira utilização da tecnologia PeriScope HD no país, o poço foi perfurado com segurança e obteve 100% de contato com o reservatório.
Na Venezuela, a tecnologia giratória dirigível PowerDrive X6* da Drilling & Measurements foi empregada pela PDVSA em poço de temperatura alta no campo La Ceiba. A tecnologia PowerDrive X6 perfurou mais de 2.000 pés (cerca de 600 m) em uma única manobra, reduzindo o número de tentativas de sete para três e alcançando um tempo abaixo da tabela giratória três vezes maior comparado com sistemas de perfuração convencionais usados em poços ajacentes.
Grupo de Produção
A receita do terceiro trimestre, de US$ 4,70 bilhões, obteve aumento sequencial de 8% e de 17% na comparação anual. O lucro operacional, antes dos impostos, de US$ 857 milhões, obteve aumento sequencial de 18%, e cresceu 21% na comparação anual. A forte recuperação do recesso da primavera sazonal no oeste do Canadá foi responsável pela maior parte do aumento sequencial em serviços de poços, apesar de que uma proporção significativa veio do aumento de número de etapas no território dos EUA, assim como na melhora da logística. As fortes vendas de produtos acabados na América Latina, Oriente Médio e Ásia, e a expansão do aumento das vendas de produtos de elevação artificial também contribuíram para o crescimento sequencial.
A margem operacional, antes dos impostos, de 18,3%, obteve aumento sequencial de 158 bps, refletindo margem operacional incremental de 38% na melhoria da rentabilidade de serviços em poços, com a recuperação do oeste do Canadá dos resultados do recesso de primavera sazonal do trimestre anterior e com a expansão contínua do território norte-americano na melhoria da eficiência, melhor aproveitamento e recuperação de custos logísticos.
As novas tecnologias do grupo de produção ajudaram a atender diversos desafios do cliente durante o terceiro trimestre ao impulsionar a eficiência operacional, acelerar a produção e maximizar a recuperação de reservatórios.
Nas atividades offshore da Malásia, a intervenção de poços realizou o primeiro serviço de estimulação de flexitubo de arenito, ACTive Matrix*, em um poço de gás desafiador de diversas etapas para a Petronas Carigali. Usando medidas de poço em tempo real, o serviço ACTive Cleanout* permitiu a otimização do alcance do flexitubo ao mesmo tempo em que descamava o poço. Além disso, o desempenho ao vivo no poço da ACTive* com sensor de temperatura distribuído e desvio químico usando fibra degradável ajudou a otimizar o posicionamento do fluido de estimulação e evitou a perda de fluido de tratamento na zona de perda de circulação superior. A produção de gás após a estimulação foi 175% acima da produção originalmente esperada.
Na Argentina, a Schlumberger empregou fluxos de trabalho integrados de reservatório para YPF para otimizar os projetos e tratamentos de fractura hidráulica na formação de xisto não convencional em Vaca Muerta. O software de projeto de estimulação centrada no reservatório, Well Services Mangrove*, foi utilizado junto com dados de campo de diversos poços de limite, para desenvolver a estratégia de conclusão do poço candidato. Além, uma rede complexa de fratura hidráulica foi gerada usando o modelo de fratura não convencional UFM*, e passou para o simulador de reservatório de alta resolução INTERSECT* da Schlumberger Information Solutions para a produção de simulações e correspondência com históricos. Como resultado dos fluxos de trabalho de reservatório integrados da Schlumberger, o mecanismo de propagação de fratura na formação de xisto em Vaca Muerta agora é melhor compreendido, permitindo que o cliente melhore o retorno sobre o investimento.
Também na Argentina, uma combinação de tecnologias de serviços de poços permitiu que a Petrolera Entre Lomas otimizasse a estimulação e conclusão de um poço de petróleo na formação não convencional de xisto de Vaca Muerta no campo Medano de la Mora. Através da integração das informações do reservatório, incluindo as propriedades mecânicas e dados microssísmicos, o software de projeto de estimulação centrado no reservatório de Mangrove apresentou uma visualização oportuna das diversas opções de conclusão, que levaram à otimização da perfuração do campo e da estratégia de fraturamento. Além, o uso da tecnologia de fraturamento de canal de fluxo HiWAY*, com sua logística simplificada e confiabilidade operacional, resultou em tratamento de estimulação que maximizou o potencial do poço. Como resultado da implementação das tecnologias dos serviços de poços, a produção inicial do poço excedeu as expectativas.
Na Arábia Saudita, as tecnologias de intervenção de poços da Schlumberger realizaram uma operação de restauração para a Saudi Aramco em um poço de gás rico em enxofre. A família de tecnologia de flexitubo ACTive foi usada em uma operação de alta taxa de descamação mecânica para manter a pressão diferencial necessária à medida que a tecnologia de remoção de incrustação por jato Jet Blaster* limpava as camadas de incrustação difíceis e oferecia monitoramento em tempo real da pressão do fundo do poço para minimizar o risco de influxo de gás. Depois da operação de descamação do poço, a tecnologia ACTive também foi usada para conduzir correlação de profundidade de raios gama em tempo real, mantendo a pressão diferencial ideal na ferramenta de perfuração e tubo de corte hidráulico ABRASIJET*, que evitou para o cliente a necessidade de uma tentativa adicional de correlação de profundidade.
Na Nigéria, a área de produtos acabados da Schlumberger instalou o sistema de gerenciamento multizonas modular IntelliZone Compact* em um poço para SEPLAT para misturar a produção de diversas zonas, mantendo controle sobre cada zona. O sistema IntelliZone Compact foi instalado com sucesso dentro de uma tela de areia FacsRiteTM. A tecnologia IntelliZone Compact foi projetada para otimizar a produção e aumentar a recuperação, permitindo que os clientes melhorem o valor presente líquido de seus ativos.
Nas atividades offshore da República do Congo, a tecnologia de tela FacsRiteTM da área de produtos acabados da Schlumberger foi usada pela Total E&P Congo para garantir a produtividade em um poço horizontal no campo Libondo. A tecnologia FacsRite foi escolhida em vez de liner rasgado convencional devido às suas propriedades mecânicas e funcionalidades de retenção de areia complementadas pelo amplo design de vazão máxima. Desde que foi colocada em produção, nenhuma produção de areia e finos foi detectada e a ausência de efeitos peliculares no reservatório permitiu que o poço produzisse o máximo da capacidade do reservatório.
Na Venezuela, a tecnologia de pílula de material composto reforçada da Well Services Losseal* , foi empregada pela PDVSA para superar a perda de circulação e reduzir o tempo na plataforma, especialmente na perfuração de poços na formação desafiante do Colorado no campo Santa Rosa do distrito de Anaco. Em um poço, uma pílula de 30 barris da tecnologia Losseal ajudou a reduzir as perdas de fluido de 20 barris/hora para 1 barril/hora em seis horas, permitindo a continuação das operações de perfuração de forma segura e eficiente. Também, o aplicativo da tecnologia Losseal ajudou o cliente a evitar mais de 36 horas de tempo na plataforma em operações de remediação, como outras perdas de pílulas de material circulante e tampões de cimento.
Dívida líquida
"Dívida líquida" representa a dívida bruta menos investimentos em espécie e de curto prazo e investimentos em renda fixa mantidos até o vencimento. A diretoria acredita que o indicador de dívida líquida fornece informações úteis sobre o nível de endividamento da Schlumberger ao informar a quantia em espécie e os investimentos que podem ser usados para amortizar dívidas.
Detalhes de alterações na dívida líquida seguem:
Encargos e créditos
Além de resultados financeiros, determinados de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos (GAAP) dos EUA, este comunicado de imprensa do terceiro trimestre inclui também medidas financeiras não GAAP (como definidos no Regulamento G da SEC). O seguinte é uma reconciliação destas medidas não GAAP com as medidas GAAP comparáveis:
Não houve despesas nem créditos registrados nas operações contínuas durante os primeiros nove meses de 2014 ou no terceiro trimestre de 2013.
A receita de operações contínuas atribuída à Schlumberger foi de US$ 1,90 bilhão um aumento sequencial de 8% e de 14% na comparação anual. O lucro diluído por ação de operações contínuas foi US$ 1,49 contra US$ 1,37 do trimestre anterior, e US$ 1,29 no terceiro trimestre de 2013 - um aumento sequencial de 9% e um aumento de 16% na comparação anual.
O lucro operacional antes dos impostos no segundo trimestre atingiu US$ 2,80 bilhões, aumento sequencial de 7% e de 12% na comparação anual. O lucro operacional internacional antes dos impostos, de US$ 2,0 bilhões, teve um aumento sequencial de 5%, enquanto o lucro operacional antes dos impostos na América do Norte, de US$ 825 milhões, teve aumento sequencial de 18%.
A margem operacional antes dos impostos no terceiro trimestre chegou a 22,2%, com aumento de 19,4% da margem operacional antes dos impostos da América do Norte e a margem operacional internacional antes dos impostos subindo para 24,6%.
O CEO da Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentou que "a intensa atividade na América do Norte e o crescimento firme internacional, liderados pela América Latina e com o suporte da Europa/África/CEI apesar das sanções internacionais na Rússia, levaram os resultados do terceiro trimestre a uma nova alta recorde. Ao mesmo tempo, o Oriente Médio e a Ásia mostraram-se altamente resilientes frente aos ventos contrários significativos do Norte do Iraque. Todas as áreas e todos os grupos registraram crescimento, apoiados pela penetração de nova tecnologia e sólida execução operacional.
Geograficamente, os resultados foram liderados pela América do Norte e impulsionados pelo Canadá com forte recuperação sazonal no território e significante aumento das atividades offshore da costa leste. O território norte-americano também esteve forte apesar do clima adverso. Na América Latina, todos os mercados registraram crescimento - particularmente no México, tanto no território como offshore - e na Argentina, com o desenvolvimento não convencional de recursos. Na Europa/África/CEI subsaariana, a atividade de exploração em Angola e os novos projetos no Congo e Guiné Equatorial juntamente com a recuperação sazonal na Rússia mais do que compensaram a desaceleração na Noruega. Os resultados do Oriente Médio e Ásia foram contínuos, com o fortalecimento na Arábia Saudita e Omã compensando a desaceleração significativa do Norte do Iraque e a menor atividade na Índia.
Entre os grupos, a produção do reservatório registrou o maior crescimento sequencial, com resultados liderados pela atividade de bombeamento de pressão na América do Norte e crescimento da adição de lucro e maior expansão da elevação artificial. Os produtos acabados também contribuíram para o trimestre com maior venda de produtos. O Grupo de Tecnologia de Perfuração foi beneficiado pelo aumento de atividade da plataforma em diversas áreas, trabalho de IPM no México e serviços de alta tecnologia sendo desenvolvidos em diversos geomercados. As tecnologias de serviços de teste lideraram o crescimento no Grupo de Caraterização de Reservatórios, com suporte dos resultados mais sólidos dos serviços sísmicos no mar durante o verão, apesar da queda das vendas de licenças para vários clientes. No geral, a nova tecnologia de todos os grupos viu a maior penetração no mercado liderar preços efetivos em um ambiente competitivo para serviços básicos.
Durante o trimestre, a perspectiva de crescimento no PIB global diminuiu devido, de certa forma, a dados mais fracos da Europa e China, apesar de que o efeito disso foi parcialmente compensado pela força nos EUA. Devido ao fortalecimento da economia dos EUA e aos esforços contínuos para estimular e gerir o crescimento na Europa e China, nós continuamos a acreditar que a recuperação lenta, mas firme, da economia mundial está intacta. Apesar de os sentimentos no mercado estarem sendo atualmente impulsionados pelo medo da oferta excessiva no curto prazo e apesar de a perspectiva da demanda de petróleo ter sido reformulada como ligeiramente em queda, nós não vemos motivos, atualmente, para alterar a nossa visão de que os desafios para manter o abastecimento de países não filiados à OPEP fora da América do Norte, a falta de crescimento da capacidade de produção sustentável da OPEP que mantém a limitação da capacidade de reserva da OPEP e os contínuos riscos geopolíticos em algumas importantes regiões produtivas levam a uma situação de oferta e demanda que está relativamente bem equilibrada.
A nossa visão de que o mercado em geral continua a incluir uma combinação de ventos geopolíticos e econômicos contrários e favoráveis. Assim, nós mantemos a hipótese de longo prazo que delineamos em junho em Nova Iorque, acreditando na demanda firme contínua por nossos produtos, serviços e especialização. Nós também acreditamos firmemente que existem oportunidades para crescimento diferenciado através de nova tecnologia e maior integração, e que o impacto transformacional de nossas iniciativas em termos de confiabilidade e eficiência irão apoiar e acelerar mais ainda nosso bom desempenho financeiro".
Demais eventos
Durante o trimestre, a Schlumberger recomprou 13,9 milhões de ações ordinárias a um preço médio de US$ 108,41 por ação, totalizando um preço de compra de US$ 1,50 bilhão.
Em 11 de agosto de 2014, a Schlumberger, OneSubsea - uma joint venture da Cameron International Corporation e da Schlumberger - e Helix Energy Solutions Group, Inc. firmaram uma carta de intenção para formar uma aliança para desenvolver tecnologias e prestar serviços para otimizar o custo e a eficiência de sistemas de intervenção de poços submarinos. Depois de firmarem acordo sobre os termos finais do contrato definitivo, a aliança alavancará as capacidades da Helix, OneSubsea e Schlumberger para apresentar uma oferta exclusiva e totalmente integrada, combinando suporte marítimo com tecnologias de acesso e controle de poços. A aliança se concentrará em vários objetivos que visam aumentar o envelope operacional da tecnologia para intervenções submarinas de hoje em dia. Esses objetivos incluem a expansão de aplicações viabilizadas pela tecnologia de acesso a poços submarinos e soluções específicas para bacias profundas e ultraprofundas e para ambientes de poços de alta pressão. Uma consideração importante é a evolução da capacidade dos navios da Helix de fornecer serviços de intervenção em poços e serviços de suporte adicionais, tais como comissionamento de poços, suporte artificial de levantamento e abandono, normalmente executados pelas plataformas de perfuração.
América do Norte
A receita da América do Norte de US$ 4,3 bilhões teve aumento sequencial de 9% - com aumento de 12% da receita offshore e aumento de 9% da receita no território. O aumento da receita offshore foi impulsionado pela maior atividade no verão na região leste do Canadá e ganhos de participação no mercado em serviços de perfuração no Golfo do México nos EUA. A receita de território aumentou porque o território da região oeste do Canadá obteve firme recuperação com o recesso sazonal da primavera, enquanto a receita do território dos EUA continuou a crescer com o aumento de número de etapas e melhora da logística. Esses aumentos sequenciais, porém, foram levemente atenuados pela interrupção das atividades relacionada com o clima devido à inundação em algumas bacias e pelas correntes em laço ("loop currents") do Golfo do México. Investimentos recentes nas tecnologias de elevação artificial para capturar participação no mercado e promover o crescimento inorgânico também contribuíram para o aumento sequencial.
A margem operacional antes dos impostos da América do Norte teve aumento sequencial de 137 pontos base (pbs) para 19,4% devido à recuperação da região oeste do Canadá depois do recesso sazonal da primavera do trimestre anterior e à continuação dos ganhos de eficiência, aumento da penetração da nova tecnologia e melhor recuperação dos custos de logística do território dos EUA. A margem operacional offshore da América do Norte melhorou com ganhos de participação no mercado e captação de tecnologia. Porém, a expansão da margem, em geral, foi temperada pelo clima adverso e as correntes em laço offshore.
Com o fortalecimento da nossa plataforma de crescimento na América do Norte, a Schlumberger entrou em uma aliança de tecnologia e serviços com a empreiteira de perfuração Precision Drilling Corporation em julho. Esse acordo oferece à Precision Drilling acesso às tecnologias e serviços de perfuração de poços fundos da Schlumberger para mais de 300 plataformas terrestres na América do Norte. A aliança expande o alcance de mercado da Schlumberger de ferramentas e serviços de perfuração, com conjuntos de poços fundos da Schlumberger tendo já sido empregados em 27 poços em sete diferentes bacias do território dos EUA e Canadá.
Durante o terceiro trimestre, diversas novas tecnologias ajudaram a enfrentar os desafios de clientes no desenvolvimento não convencional de recursos norte-americanos. Essas tecnologias levaram ao aumento da produção e operações mais eficientes.
No sul do Texas, por exemplo, a Well Services utilizou a técnica de fraturamento BroadBand Sequence* para a BHP Billiton aumentar a eficiência dos tratamentos de fraturamento hidráulico em novos poços horizontais na área xistosa de Eagle Ford. Em um teste piloto com oito poços, três poços foram concluídos utilizando a tecnologia BroadBand Sequence para aprimorar a cobertura de perfuração de poços além dos tratamentos convencionais de fraturamento. Após 210 dias, houve um aumento de 22% na produção normalizada em poços nos quais a técnica BroadBand Sequence foi implementada, em comparação com uma média de cinco poços de limite.
No oeste do Texas, os serviços de perfilagem Wireline ThruBit* foram utilizados pela Atlantic para otimizar produtos acabados em um programa de 27 poços horizontais na bacia Permian. Os produtos acabados projetados renderam um aumento na produção média dos poços, comparados com os poços de limite concluídos geometricamente. Além do aumento da produção, os custos de estimulação foram diminuídos através da diminuição das pressões de decomposição e a eliminação de exclusões.
No território dos EUA, a tecnologia de tampões de fraturamento de compostos perfuráveis, Completions Diamondback* da Schlumberger, foi empregada para a BHP Billiton eliminar eventos pré-definidos de tampões e o tempo não produtivo associado na conclusão de poços na área xistosa de Eagle Ford. Anteriormente, o cliente tinha em média mais de dois eventos de tampões pré-definidos e mais de 31 horas de tempo não produtivo associado por mês. A tecnologia de tampões de compostos Diamondback ajudou a superar os desafios técnicos e contribuiu para eliminar os eventos pré-definidos durante sete meses consecutivos, ao mesmo tempo em que aumentou em um terço a média do número de tampões instalados. Como resultado da eliminação de eventos pré-definidos de tampões, o cliente foi capaz de economizar aproximadamente US$ 200.000 por evento.
Além desses exemplos específicos, o processo LeanSTIM indicou otimização geral do desempenho nas operações de fraturamento hidráulico. Nos primeiros cinco meses da implementação do LeanSTIM para um operador independente no sul do Texas, as operações da Schlumberger apresentaram aumento de 54% no número de etapas por mês por equipe. O cliente beneficiou-se de custo mais baixo por etapa, conclusão mais rápida de poços, produção com menor risco e redução do capital de giro. A Schlumberger beneficiou-se com receita incremental por mês por equipe, margens mais altas por etapa e menos equipes operacionais. Através da adoção de LeanSTIM nesse projeto, a capacidade de bombeamento foi liberada, permitindo que a Schlumberger aprimorasse sua participação no mercado com outros operadores sem necessidade de despesas de capital.
Área Internacional
A receita internacional de US$ 8,30 bilhões teve aumentou sequencial de 3%.
A América Latina liderou o aumento sequencial internacional com receita de US$ 2,00 bilhões, crescendo 10% com a recuperação do México com o trabalho de gestão de projetos integrados e o fortalecimento da atividade de perfuração em águas profundas, enquanto receitas maiores foram registradas em todos os grupos na Venezuela, Argentina, Colômbia e Brasil.
A receita da Europa/CEI/África de US$ 3,3 bilhões teve aumento sequencial de 1% com o aumento significativo do trabalho de exploração em Angola, o início de novos projetos no Congo e Guiné Equatorial, aumento das vendas de software no Reino Unido e a perfuração e atividade de exploração no auge do verão na Rússia e Ásia Central. O crescimento da receita na Rússia, porém, foi temperado pelo clima cauteloso para investimentos que adiaram certos projetos e gastos de alguns clientes após as sanções da União Europeia e Estados Unidos. A receita da Noruega foi menor devido à diminuição da atividade de perfuração após o pico da atividade no segundo trimestre.
A receita do Oriente Médio e da Ásia de US$ 3,00 bilhões não apresentou variação sequencial devido ao fato de que o bom desempenho da atividade de exploração offshore na Arábia Saudita, o aumento da perfuração e ganhos de participação no mercado em Oman e o aumento do trabalho de pesquisa marítima da WesternGeco em Brunei foram contrabalanceados pela queda da receita no Iraque devido à forte desaceleração das operações no Curdistão em resposta à crescente agitação. A Índia também teve queda após a conclusão de projetos.
Sequencialmente, a margem operacional antes dos impostos na área internacional de 24,60 % aumentou 55 bps como reflexo das margens operacionais incrementais de 45%. Em relação ao ano anterior, as margens operacionais incrementais internacionais foram de 50%. A margem operacional antes dos impostos da Europa/CEI/África aumentou em 132 bps para 23,4%, a América Latina cresceu 72 bps para 21,9%, enquanto a margem do Oriente Médio e da Ásia de 27,6% ficou essencialmente inalterada em relação ao trimestre anterior.
A expansão da margem operacional antes dos impostos da área internacional ocorreu devido à recuperação da atividade sazonal na Rússia e Ásia Central em combinação com fortes resultados da exploração na África Subsaariana e nos geomercados do Oriente Médio, maior margem da venda de software nos geomercados do Mar do Norte e sólida atividade em toda a América Latina. O efeito, porém, foi limitado durante o trimestre devido aos custos relacionados ao cumprimento de sanções na Rússia e à grave desaceleração operacional no Curdistão.
Durante o trimestre, as áreas internacionais tiverem um grande número de contratos fechados.
Na Noruega, a Statoil fechou um contrato com a Schlumberger avaliado em aproximadamente US$ 180 milhões para o suprimento de serviços integrados de perfuração para várias licenças continentais norueguesas, incluindo perfuração para exploração. O contrato de dois anos, com três períodos opcionais de dois anos cada, inclui o provisionamento de perfuração direcional, medição durante a perfuração, perfilagem durante a perfuração e serviços de perfilagem de lama. Adicionalmente, a Schlumberger oferecerá transferência de dados em tempo real, operações integradas com suporte terrestre, otimização de perfuração e equipamento de perfuração. O modelo integrado de serviços de perfuração oferece acesso a importantes tecnologias de perfuração e processos de trabalho multidisciplinar, permitindo operações com boa relação entre custo e eficiência através da padronização e do enfoque na qualidade da execução.
No Equador, os parceiros de consórcio da Shushufindi, Schlumberger e Tecpetrol, fecharam o contrato de serviços de gerenciamento de produção para campos do grupo 1. O fechamento foi baseado em termos comerciais; alta qualidade; histórico ambiental e de segurança; altos níveis de alinhamento e integração e os registros comprovados da Schlumberger de implementação de tecnologia em projetos de desenvolvimento de campos maduros no Equador. Esse novo projeto permitirá que o consórcio aprimore a economia de escala e, juntamente com os campos da Shushufindi e Libertador, aumentará ainda mais a produção da Petroamazonas no Equador.
No Kwait, a Kuwait Oil Company (KOC) fechou com a WesternGeco um contrato de cinco anos para um levantamento em 3D de alta resolução de 4.200 km2 de azimute total nos campos de Greater Burgan e Khabrat Ali utilizando diversas tecnologias geofísicas integradas. O levantamento, que inclui tanto a coleta como o processamento de dados, será realizado com a utilização do sistema integrado de ponto receptor sísmico em terra UniQ* com mais de 200.000 canais, tornando-o o segundo maior levantamento sísmico terrestre já realizado no mundo em termos de número de canais. O contrato também inclui perfil sísmico vertical 3D e técnicas eletromagnéticas e magnetotelúricas, que serão integradas com os dados sísmicos para maior resolução e menor risco na subsuperfície.
No México, a Schlumberger assinou um contrato de diversos anos com a comissão de hidrocarboneto nacional CNH para criar e gerenciar o repositório nacional de dados (NDR) e preparar as salas de dados para as primeiras ofertas públicas de petróleo do país após a criação da legislação da reforma de energia. O contrato foi fechado com base em termos comerciais, solução de tecnologia e experiência global, além do histórico de criação e gerenciamento de repositórios nacionais de dados, centros de dados e salas de dados. A primeira oferta foi anunciada para o primeiro trimestre de 2015.
Grupo de Caracterização de Reservatórios
A receita do terceiro trimestre, de US$ 3,20 bilhões, obteve aumento sequencial de 3%, mas baixou 3% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos de US$ 954 milhões foi 4% maior sequencialmente, mas baixou 3% na comparação anual. O aumento sequencial em receita foi devido principalmente à maior utilização de tecnologias de serviços de teste como resultado da forte atividade de exploração no Brasil, assim como em diversos outros geomercados. A receita da WesternGeco também aumentou sequencialmente pela melhora da atividade de embarcação marítima global levando ao maior aproveitamento de ativos durante o trimestre. Além disso, a Schlumberger Information Solutions (SIS) apresentou aumento na venda de software, principalmente no Reino Unido. Esses aumentos, porém, foram parcialmente contrabalançados pelas vendas sísmicas multicliente dos serviços Petrotécnicos sequencialmente mais baixas.
A margem operacional, antes dos impostos, de 30% aumentou 29 bps sequencialmente, refletindo margens operacionais incrementais de 40%, com uma maior utilização de embarcação da WesternGeco, vendas de software com margem alta robusta e atividades de serviços de teste mais sólidas.
Além dos contratos fechados durante o terceiro trimestre, novas 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.
No Cazaquistão, por exemplo, a tecnologia de sondagem radial 3D Wireline Saturn* foi utilizada pela primeira vez pela Zhaikmunai para obter amostras de reservatório de gás condensado de alta qualidade em um poço em formações heterogênicas de carbonato de baixa permeabilidade. Devido à invasão de fluido na perfuração, as operações anteriores de amostragem de fundo de poço utilizando métodos convencionais resultaram em altos níveis de filtrado e baixos percentuais de hidrocarbonetos nas amostras dessas zonas. O design da sonda elíptica Saturn levou à melhoria da eficiência operacional devido à limpeza mais rápida de zonas profundamente invadidas. Como resultado da utilização da tecnologia Saturn, o conteúdo do fluido das três zonas de reservatório diferentes selecionadas foi identificado com sucesso em questão de horas.
Em atividades offshore da Austrália, a tecnologia de sondagem radial 3D Saturn foi também empregada pela Apache Corporation para recuperar amostras de petróleo e confirmar a presença de pelo menos quatro colunas pontuais de petróleo na bacia Canning. A maior área de fluxo e a melhor capacidade de vedação oferecida pelo design de canal elíptico da Saturn permitiu a captura e recuperação eficiente de amostras de petróleo do reservatório, superando os desafios encontrados em tentativas anteriores de recuperar fluidos do reservatório em dois poços de limite utilizando métodos de amostragem convencionais.
Em Omã, a tecnologia de espectroscopia de alta definição, Wireline Litho Scanner*, foi executada pela primeira vez para a Petroleum Development Oman (PDO) em três poços em uma formação orgânica rica em lamito não convencional. A tecnologia Litho Scanner apresentou a estimativa do total de carbono orgânico e ajudou a determinar com precisão a mineralogia complexa da formação.
Em Angola, a Total Exploration & Production Angola fechou com a Schlumberger Wireline um contrato de três anos com um período opcional de dois anos adicionais para fornecer serviços de avaliação de reservatório da Wireline em seus campos de desenvolvimento no bloco 17, campos de exploração no bloco 32 e exploração do pré-sal nos blocos 25 e 40.
Na Malásia, a PETRONAS Carigali fechou contrato com a WesternGeco para levantamento de 1.050 km2 utilizando a tecnologia sísmica isométrico marinha IsoMetrix* na área offshore de Sarawak; primeiro levantamento 3D multisensor do cliente. Devido à fronteira marítima internacional na área, um levantamento convencional precisaria ser realizado em duas direções diferentes. Porém, as amostras de dados em 3D da tecnologia IsoMetrix, são realizadas tanto nas direções em linha, como entre linhas, em uma única passada oferecendo uma solução com melhor custo/benefício. O processamento de dados será realizado no centro Schlumberger PetroTechnical Services Geosolutions em Kuala Lumpur, com prazo de entrega de uma imagem processada em oito meses após a coleta.
Na Noruega, a Statoil Petroleum AS fechou diversos contratos sísmicos offshore com a WesternGeco, incluindo dois levantamentos com monitores 4D usando tecnologia Q-Marine* nos campos Skuld e Heidrun no mar norueguês. A WesternGeco vem conduzindo levantamentos 4D regularmente do campo Heidrun para a Statoil desde 2001.
Grupo de Perfuração
A receita do terceiro trimestre, de US$ 4,80 bilhões, obteve aumento sequencial de 4% e de 11% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos, de US$ 1,00 bilhão, obteve aumento sequencial de 7% e cresceu 18% na comparação anual.
Sequencialmente, a receita aumentou principalmente na atividade em águas profundas de perfuração e medição no México, Rússia e offshore da América do Norte. IPM também aumentou em fortes atividades de projetos no México. A receita total do trimestre da plataforma da Saxon também contribuiu para o crescimento sequencial.
A margem operacional antes de impostos teve aumento sequencial de 60 bps, para 21,7%, refletindo margem operacional incremental de 38% do aumento da rentabilidade de perfuração e medição através de uma atividade mais forte e um mix geográfico e tecnológico mais favorável. Uma melhor rentabilidade em projetos IPM na América Latina continuou a contribuir para as margens de expansão do grupo.
Durante o terceiro trimestre, novas tecnologias do Grupo de Perfuração impulsionaram o desempenho através da melhoria na eficiência da perfuração, assegurando a integridade do poço e otimizando a localização do poço.
Na atividade offshore da Malásia, o serviço de mapeamento de reservatório durante a perfuração foi utilizado pela PETRONAS Carigali Sdn. Bhd é um poço horizontal no campo de petróleo offshore Sabah, conhecido por sua complexidade geológica e significativo risco de perfuração. Campanhas passadas de perfuração utilizando métodos convencionais de perfuração geralmente encontraram riscos sob a superfície, incluindo liberação de xisto, que torna o exato posicionamento de poço bastante difícil. A tecnologia GeoSphere, empregada pela primeira vez nesse campo, reduziu a incerteza geológica através do mapeamento do canal de areia de destino a aproximadamente 25m do poço, o que permitiu que o poço fosse assentado no ponto ideal e posicionado de forma ideal dentro do reservatório. Como resultado da utilização da tecnologia GeoSphere, o teste inicial do poço confirmou a produção incremental acima de 1.700 barris/dia, ou seja, quase o dobro da meta de produção.
No setor do Reino Unido no Mar do Norte, a tecnologia GeoSphere foi empregada para posicionar um poço horizontal em um reservatório desafiador. Durante a perfuração da seção de 12 1/4 pol (cerca de 31 cm), a tecnologia GeoSphere mapeou o reservatório como uma unidade de areia de 15 pés (cerca de 4,5 m) antes da perfuração, o que, em conjunto com a especialização em interpretação de medidas e o conhecimento detalhado do ativo, permitiu que o poço fosse bem posicionado no ângulo de inclinação ideal. Como resultado, a vedação ocorreu de forma eficiente, facilitando a perfuração da seção do reservatório.
Na Arábia Saudita, a tecnologia giratória dirigível PowerDrive Orbit* do grupo de perfuração e medição foi utilizada para melhorar o desempenho da perfuração nas difíceis seções laterais de 5 7/8 pol (cerca de 15 cm) de poços de gás. A confiabilidade e eficiência de perfuração da tecnologia PowerDrive Orbit permitiu que uma seção lateral cumulativa de 10.470 pés (cerca de 3.000 m) fosse perfurada até agora, resultando em aumento de 149% de metragem; 81% mais horas de perfuração em comparação com a execução de sistema giratório dirigível convencional; e melhora da taxa de perfuração em 175% em comparação com a taxa de penetração média de motor convencional. No geral, a tecnologia de perfuração e medição ajudou a economizar um total de 23 dias de perfuração.
Nas atividades offshore do México, as tecnologias do grupo de perfuração integradas foram utilizadas pela PEMEX para melhorar o desempenho de perfuração em um poço de desenvolvimento. A tecnologia giratória dirigível PowerDrive Orbit combinada com a tecnologia de elemento cônico de diamante Stinger* em uma broca de perfurador personalizado Smith obteve 18% de melhora em taxa de perfuração (ROP) em uma seção de poço de 2.096 m, a mais longa no campo, em uma única vazão. Isso levou a um novo recorde de perfuração como a seção mais rápida perfurada no campo, e permitiu que o cliente economizasse mais de US$ 500.000 em custos relacionados à plataforma.
Nas atividades offshore da China, as tecnologias do grupo de perfuração foram empregadas pela CNOOC (filial de Zhanjiang) para superar os desafios de perfuração na exploração em poços de águas profundas na bacia QiongDong no mar do sul da China. A combinação da tecnologia de perfilagem sônica durante a perfuração multipolar SonicScope* do grupo de perfuração e medições e a geomecânica em tempo real permitiram a previsão exata da pressão de poros de formação, que levaram à determinação exata da profundidade do revestimento durante a perfuração e à otimização do programa de revestimento. Como resultado, os riscos de perfuração devido às zonas de alta pressão, estreitas janelas de peso de lama e instabilidades do poço foram mitigadas e três poços foram perfurados com êxito. Também, com base na confiança no processo que levou à redução do risco de perfuração nos primeiros dois poços, o tamanho do buraco de 14 3/4 pol (cerca de 37 cm) foi eliminado no terceiro poço, resultando na redução de sete dias na plataforma e uma economia de custo para o cliente de aproximadamente US$ 8 milhões.
Nas atividades offshore da República do Congo, as tecnologias de perfuração e medição foram empregadas pela ENI na perfuração de um poço complexo no campo de Loango. As tecnologias PowerDrive Archer*, giratória dirigível de alta rotação, e EcoScope*, perfilagem multifunção durante a perfuração, com uma broca de diamante compacta policristalina Smith personalizada permitiu que um poço complexo 3D fosse perfurado através da sobrecarga e posicionado de forma ideal no reservatório. O posicionamento do poço no reservatório desafiador foi realizado com uso da tecnologia de detecção de limite de camada múltipla PeriScope HD* e da tecnologia de nêutrons de densidade azimutal adnVISION*, que permitiram o mapeamento de diversas camadas do reservatório heterogêneo e a reavaliação do posicionamento do poço em tempo real. Como resultado do uso das tecnologias de perfuração e medição, incluindo a primeira utilização da tecnologia PeriScope HD no país, o poço foi perfurado com segurança e obteve 100% de contato com o reservatório.
Na Venezuela, a tecnologia giratória dirigível PowerDrive X6* da Drilling & Measurements foi empregada pela PDVSA em poço de temperatura alta no campo La Ceiba. A tecnologia PowerDrive X6 perfurou mais de 2.000 pés (cerca de 600 m) em uma única manobra, reduzindo o número de tentativas de sete para três e alcançando um tempo abaixo da tabela giratória três vezes maior comparado com sistemas de perfuração convencionais usados em poços ajacentes.
Grupo de Produção
A receita do terceiro trimestre, de US$ 4,70 bilhões, obteve aumento sequencial de 8% e de 17% na comparação anual. O lucro operacional, antes dos impostos, de US$ 857 milhões, obteve aumento sequencial de 18%, e cresceu 21% na comparação anual. A forte recuperação do recesso da primavera sazonal no oeste do Canadá foi responsável pela maior parte do aumento sequencial em serviços de poços, apesar de que uma proporção significativa veio do aumento de número de etapas no território dos EUA, assim como na melhora da logística. As fortes vendas de produtos acabados na América Latina, Oriente Médio e Ásia, e a expansão do aumento das vendas de produtos de elevação artificial também contribuíram para o crescimento sequencial.
A margem operacional, antes dos impostos, de 18,3%, obteve aumento sequencial de 158 bps, refletindo margem operacional incremental de 38% na melhoria da rentabilidade de serviços em poços, com a recuperação do oeste do Canadá dos resultados do recesso de primavera sazonal do trimestre anterior e com a expansão contínua do território norte-americano na melhoria da eficiência, melhor aproveitamento e recuperação de custos logísticos.
As novas tecnologias do grupo de produção ajudaram a atender diversos desafios do cliente durante o terceiro trimestre ao impulsionar a eficiência operacional, acelerar a produção e maximizar a recuperação de reservatórios.
Nas atividades offshore da Malásia, a intervenção de poços realizou o primeiro serviço de estimulação de flexitubo de arenito, ACTive Matrix*, em um poço de gás desafiador de diversas etapas para a Petronas Carigali. Usando medidas de poço em tempo real, o serviço ACTive Cleanout* permitiu a otimização do alcance do flexitubo ao mesmo tempo em que descamava o poço. Além disso, o desempenho ao vivo no poço da ACTive* com sensor de temperatura distribuído e desvio químico usando fibra degradável ajudou a otimizar o posicionamento do fluido de estimulação e evitou a perda de fluido de tratamento na zona de perda de circulação superior. A produção de gás após a estimulação foi 175% acima da produção originalmente esperada.
Na Argentina, a Schlumberger empregou fluxos de trabalho integrados de reservatório para YPF para otimizar os projetos e tratamentos de fractura hidráulica na formação de xisto não convencional em Vaca Muerta. O software de projeto de estimulação centrada no reservatório, Well Services Mangrove*, foi utilizado junto com dados de campo de diversos poços de limite, para desenvolver a estratégia de conclusão do poço candidato. Além, uma rede complexa de fratura hidráulica foi gerada usando o modelo de fratura não convencional UFM*, e passou para o simulador de reservatório de alta resolução INTERSECT* da Schlumberger Information Solutions para a produção de simulações e correspondência com históricos. Como resultado dos fluxos de trabalho de reservatório integrados da Schlumberger, o mecanismo de propagação de fratura na formação de xisto em Vaca Muerta agora é melhor compreendido, permitindo que o cliente melhore o retorno sobre o investimento.
Também na Argentina, uma combinação de tecnologias de serviços de poços permitiu que a Petrolera Entre Lomas otimizasse a estimulação e conclusão de um poço de petróleo na formação não convencional de xisto de Vaca Muerta no campo Medano de la Mora. Através da integração das informações do reservatório, incluindo as propriedades mecânicas e dados microssísmicos, o software de projeto de estimulação centrado no reservatório de Mangrove apresentou uma visualização oportuna das diversas opções de conclusão, que levaram à otimização da perfuração do campo e da estratégia de fraturamento. Além, o uso da tecnologia de fraturamento de canal de fluxo HiWAY*, com sua logística simplificada e confiabilidade operacional, resultou em tratamento de estimulação que maximizou o potencial do poço. Como resultado da implementação das tecnologias dos serviços de poços, a produção inicial do poço excedeu as expectativas.
Na Arábia Saudita, as tecnologias de intervenção de poços da Schlumberger realizaram uma operação de restauração para a Saudi Aramco em um poço de gás rico em enxofre. A família de tecnologia de flexitubo ACTive foi usada em uma operação de alta taxa de descamação mecânica para manter a pressão diferencial necessária à medida que a tecnologia de remoção de incrustação por jato Jet Blaster* limpava as camadas de incrustação difíceis e oferecia monitoramento em tempo real da pressão do fundo do poço para minimizar o risco de influxo de gás. Depois da operação de descamação do poço, a tecnologia ACTive também foi usada para conduzir correlação de profundidade de raios gama em tempo real, mantendo a pressão diferencial ideal na ferramenta de perfuração e tubo de corte hidráulico ABRASIJET*, que evitou para o cliente a necessidade de uma tentativa adicional de correlação de profundidade.
Na Nigéria, a área de produtos acabados da Schlumberger instalou o sistema de gerenciamento multizonas modular IntelliZone Compact* em um poço para SEPLAT para misturar a produção de diversas zonas, mantendo controle sobre cada zona. O sistema IntelliZone Compact foi instalado com sucesso dentro de uma tela de areia FacsRiteTM. A tecnologia IntelliZone Compact foi projetada para otimizar a produção e aumentar a recuperação, permitindo que os clientes melhorem o valor presente líquido de seus ativos.
Nas atividades offshore da República do Congo, a tecnologia de tela FacsRiteTM da área de produtos acabados da Schlumberger foi usada pela Total E&P Congo para garantir a produtividade em um poço horizontal no campo Libondo. A tecnologia FacsRite foi escolhida em vez de liner rasgado convencional devido às suas propriedades mecânicas e funcionalidades de retenção de areia complementadas pelo amplo design de vazão máxima. Desde que foi colocada em produção, nenhuma produção de areia e finos foi detectada e a ausência de efeitos peliculares no reservatório permitiu que o poço produzisse o máximo da capacidade do reservatório.
Na Venezuela, a tecnologia de pílula de material composto reforçada da Well Services Losseal* , foi empregada pela PDVSA para superar a perda de circulação e reduzir o tempo na plataforma, especialmente na perfuração de poços na formação desafiante do Colorado no campo Santa Rosa do distrito de Anaco. Em um poço, uma pílula de 30 barris da tecnologia Losseal ajudou a reduzir as perdas de fluido de 20 barris/hora para 1 barril/hora em seis horas, permitindo a continuação das operações de perfuração de forma segura e eficiente. Também, o aplicativo da tecnologia Losseal ajudou o cliente a evitar mais de 36 horas de tempo na plataforma em operações de remediação, como outras perdas de pílulas de material circulante e tampões de cimento.
| Tabelas Financeiras | ||||||||||||||||
| Demonstrativo condensado de receitas consolidadas | ||||||||||||||||
| (Apresentação em milhões, exceto por quantidade de ações) | ||||||||||||||||
| Terceiro trimestre | Nove meses | |||||||||||||||
| Períodos encerrados em 30 de setembro de | 2014 | 2013 | 2014 | 2013 | ||||||||||||
| Receita | $ | 12.646 | $ | 11.608 | $ | 35.939 | $ | 33.360 | ||||||||
| Juros e outros rendimentos, líquido | 79 | 43 | 220 | 105 | ||||||||||||
| Ganho na formação da OneSubsea(1) | - | - | - | 1.028 | ||||||||||||
| Despesas | ||||||||||||||||
| Custo das receitas | 9.689 | 8.926 | 27.708 | 26.047 | ||||||||||||
| Pesquisa e engenharia | 301 | 286 | 893 | 870 | ||||||||||||
| Geral e administrativo | 125 | 110 | 353 | 305 | ||||||||||||
| Depreciação e outros (1) | - | - | - | 456 | ||||||||||||
| Juros | 90 | 98 | 282 | 294 | ||||||||||||
| Lucro antes dos impostos | 2.520 | 2.231 | 6.923 | 6.521 | ||||||||||||
| Impostos sobre lucro(1) | 556 | 506 | 1.530 | 1.361 | ||||||||||||
| Lucro de operações correntes | 1.964 | 1.725 | 5.393 | 5.160 | ||||||||||||
| Prejuízo por operações encerradas | - | - | (205 | ) | (69 | ) | ||||||||||
| Lucro líquido | 1.964 | 1.725 | 5.188 | 5.091 | ||||||||||||
| Lucro líquido atribuível a juros não controlados | 15 | 10 | 52 | 23 | ||||||||||||
| Lucro líquido atribuível à Schlumberger | $ | 1.949 | $ | 1.715 | $ | 5.136 | $ | 5.068 | ||||||||
| Valores da Schlumberger atribuíveis a: | ||||||||||||||||
| Lucro de operações correntes(1) | $ | 1.949 | $ | 1.715 | $ | 5.341 | $ | 5.137 | ||||||||
| Prejuízo por operações encerradas | - | - | (205 | ) | (69 | ) | ||||||||||
| Lucro líquido | $ | 1.949 | $ | 1.715 | $ | 5.136 | $ | 5.068 | ||||||||
| Dividendos diluídos por ação da Schlumberger | ||||||||||||||||
| Lucro de operações correntes(1) | $ | 1,49 | $ | 1,29 | $ | 4.07 | $ | 3,84 | ||||||||
| Prejuízo por operações encerradas | - | - | (0.16 | ) | (0,05 | ) | ||||||||||
| Lucro líquido | $ | 1,49 | $ | 1,29 | $ | 3,91 | $ | 3,79 | ||||||||
| Média de ações em circulação | 1.294 | 1.322 | 1.300 | 1.326 | ||||||||||||
| Média de ações em circulação presumindo diluição | 1.310 | 1.333 | 1.315 | 1.336 | ||||||||||||
| Depreciação e amortização incluídas nas despesas(2) | $ | 1.033 | $ | 988 | $ | 3.029 | $ | 2.891 | ||||||||
| (1) | Veja a página 12 para obter 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 de diversos clientes e investimentos SPM. |
| Balanço consolidado condensado | ||||||||
| (Apresentação em milhões) | ||||||||
| 30 de setembro de | 31 de dezembro de | |||||||
| Ativos | 2014 | 2013 | ||||||
| Ativos circulantes | ||||||||
| Caixa e investimentos em curto prazo | $ | 6.759 | $ | 8.370 | ||||
| A receber | 12.352 | 11.497 | ||||||
| Outros ativos circulantes | 6.362 | 6.358 | ||||||
| 25.473 | 26.225 | |||||||
| Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento | 473 | 363 | ||||||
| Ativos fixos | 15.809 | 15.096 | ||||||
| Dados sísmicos para vários clientes | 751 | 667 | ||||||
| Fundo de comércio | 15.243 | 14.706 | ||||||
| Outros ativos intangíveis | 4.690 | 4.709 | ||||||
| Outros ativos | 5.881 | 5.334 | ||||||
| $ | 68.320 | $ | 67.100 | |||||
| Passivos e patrimônio | ||||||||
| Passivo circulante | ||||||||
| Contas a pagar e passivo adquirido | $ | 8.916 | $ | 8.837 | ||||
| Passivo estimado relativo a imposto de renda | 1.499 | 1.490 | ||||||
| Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo | 1.451 | 2.783 | ||||||
| Dividendos a pagar | 522 | 415 | ||||||
| 12.388 | 13.525 | |||||||
| Dívida de longo prazo | 11.626 | 10.393 | ||||||
| Benefícios pós-aposentadorias | 606 | 670 | ||||||
| Impostos diferidos | 1.733 | 1.708 | ||||||
| Outros passivos | 1.280 | 1.169 | ||||||
| 27.633 | 27.465 | |||||||
| Patrimônio | 40.687 | 39.635 | ||||||
| $ | 68.320 | $ | 67.100 | |||||
"Dívida líquida" representa a dívida bruta menos investimentos em espécie e de curto prazo e investimentos em renda fixa mantidos até o vencimento. A diretoria acredita que o indicador de dívida líquida fornece informações úteis sobre o nível de endividamento da Schlumberger ao informar a quantia em espécie e os investimentos que podem ser usados para amortizar dívidas.
Detalhes de alterações na dívida líquida seguem:
| (Apresentação em milhões) | ||||||||||||||||
| Períodos encerrados em 30 de setembro, |
Nove meses 2014 |
Terceiro trimestre de 2014 |
Nove meses 2013 | |||||||||||||
| Rendas das operações contínuas antes dos juros não controlados | $ | 5.393 | $ | 1.964 | $ | 5.160 | ||||||||||
| Ganho na formação da OneSubsea | - | - | (1.028 | ) | ||||||||||||
| Método de depreciação de ativos Perda por desvalorização de investimentos e moeda na Venezuela | - | - | 456 | |||||||||||||
| Depreciação e amortização(1) | 3.029 | 1.032 | 2.891 | |||||||||||||
| Pensões e outros benefícios de pós-aposentadoria | 266 | 76 | 388 | |||||||||||||
| Despesa de remuneração baseada em ações | 246 | 84 | 255 | |||||||||||||
| Pensão e financiamento de outros benefícios pós-aposentadoria | (318 | ) | (191 | ) | (468 | ) | ||||||||||
| (Aumento) Diminuição de capital de giro | (991 | ) | 99 | (1.079 | ) | |||||||||||
| Outros | (343 | ) | (1 | ) | (4 | ) | ||||||||||
| Fluxo de caixa das operações | 7.282 | 3.063 | 6.571 | |||||||||||||
| Gastos de capital | (2.766 | ) | (980 | ) | (2.753 | ) | ||||||||||
| Investimentos SPM | (569 | ) | (192 | ) | (633 | ) | ||||||||||
| Dados sísmicos multicliente capitalizados | (212 | ) | (58 | ) | (300 | ) | ||||||||||
| Fluxo de caixa livre(2) | 3.735 | 1.833 | 2.885 | |||||||||||||
| Programa de recompra de ações | (3.582 | ) | (1.508 | ) | (1.526 | ) | ||||||||||
| Dividendos pagos | (1.451 | ) | (519 | ) | (1.196 | ) | ||||||||||
| Receitas de planos de ações de funcionários | 795 | 303 | 415 | |||||||||||||
| (503 | ) | 109 | 578 | |||||||||||||
| Aquisições e investimentos de negócios, líquido de caixa e dívida adquirida | (1.049 | ) | (85 | ) | (1.144 | ) | ||||||||||
| Outros | 150 | 197 | 61 | |||||||||||||
| (Aumento) Diminuição da dívida líquida | (1.402 | ) | 221 | (505 | ) | |||||||||||
| Dívida líquida, começo do período | (4.443 | ) | (6.066 | ) | (5.111 | ) | ||||||||||
| Dívida líquida, 30 de setembro | $ | (5.845 | ) | $ | (5.845 | ) | $ | (5.616 | ) | |||||||
| Componentes da dívida líquida |
30 de setembro de 2014 |
30 de junho de 2014 |
31 de dezembro de 2013 |
30 de setembro de 2013 | ||||||||||||
| Caixa e investimentos em curto prazo | $ | 6.759 | $ | 6.699 | $ | 8.370 | $ | 6.435 | ||||||||
| Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento | 473 | 480 | 363 | 363 | ||||||||||||
| Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo | (1.451 | ) | (1.505 | ) | (2.783 | ) | (2.498 | ) | ||||||||
| Dívida de longo prazo | (11.626 | ) | (11.740 | ) | (10.393 | ) | (9.916 | ) | ||||||||
| $ | (5.845 | ) | $ | (6.066 | ) | $ | (4.443 | ) | $ | (5.616 | ) | |||||
| (1) | Inclui a depreciação da propriedade, da planta e do equipamento, e a amortização dos ativos intangíveis, custos dos dados sísmicos de 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 a dívida 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. | |
Além de resultados financeiros, determinados de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos (GAAP) dos EUA, este comunicado de imprensa do terceiro trimestre inclui também medidas financeiras não GAAP (como definidos no Regulamento G da SEC). O seguinte é uma reconciliação destas medidas não GAAP com as medidas GAAP comparáveis:
| (Apresentação em milhões, exceto por quantidade de ações) | ||||||||||||||||||||||
| Nove meses de 2013 | ||||||||||||||||||||||
| Antes dos impostos | Imposto | Encerrados Juros | Líquido | Lucro por ação - diluído | Classificação de declaração de renda | |||||||||||||||||
| Lucro da Schlumberger de operações contínuas, como relatado | $ | 6.521 | $ | 1.361 | $ | 23 | $ | 5.137 | $ | 3,84 | ||||||||||||
| Perda pela 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 | |||||||||||||
| Método de depreciação de ativos investimentos | 364 | 19 | - | 345 | 0,26 | Depreciação e outros | ||||||||||||||||
| Renda da Schlumberger de operações contínuas, excluindo encargos e créditos | $ | 5.949 | $ | 1.380 | $ | 23 | $ | 4.546 | $ | 3,40 | ||||||||||||
| Grupos de produtos | ||||||||||||||||||||||||
| (Apresentação em milhões) | ||||||||||||||||||||||||
| Três meses encerrados em | ||||||||||||||||||||||||
| 30 de setembro de 2014 | 30 de junho de 2014 | 30 de setembro de 2013 | ||||||||||||||||||||||
| Receita |
Renda antes dos impostos | Receita |
Lucro antes dos impostos | Receita |
Lucro antes dos impostos | |||||||||||||||||||
| Caracterização de reservatórios | $ | 3.184 | $ | 954 | $ | 3.095 | $ | 918 | $ | 3.289 | $ | 988 | ||||||||||||
| Perfuração | 4.821 | 1.045 | 4.653 | 981 | 4.358 | 889 | ||||||||||||||||||
| Produção | 4.697 | 857 | 4.344 | 725 | 4.024 | 707 | ||||||||||||||||||
| Eliminações e outros | (56 | ) | (50 | ) | (38 | ) | (3 | ) | (63 | ) | (88 | ) | ||||||||||||
| Lucro operacional antes dos impostos | 2.806 | 2.621 | 2.496 | |||||||||||||||||||||
| Corporativos e outros | - | (210 | ) | - | (216 | ) | - | (179 | ) | |||||||||||||||
| Rendimento de juros(1) | - | 8 | - | 8 | - | 6 | ||||||||||||||||||
| Despesa com juros(1) | - | (84 | ) | - | (86 | ) | - | (92 | ) | |||||||||||||||
| $ | 12.646 | $ | 2.520 | $ | 12.054 | $ | 2.
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