Schlumberger anuncia resultados do quarto trimestre e de todo o ano de 2013
Schlumberger LimitedResultados do ano todo
HOUSTON, EUA--(BUSINESS WIRE)--24 de Janeiro de 2014--A Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informou hoje que a receita total do ano de 2013 de operações contínuas foi de US$ 45,27 bilhões contra US$ 41,73 bilhões em 2012.
O rendimento total do ano de 2013 de operações contínuas atribuíveis à Schlumberger, excluindo os encargos e créditos, foi de US$ 6,33 bilhões, representando um lucro diluído por ação de US$ 4,75 contra US$ 4,01 em 2012.
Resultados do quarto trimestre
A receita do quarto trimestre de 2013 foi de US$ 11,91 bilhões contra US$ 11,61 bilhões no terceiro trimestre de 2013, e US$ 11,08 bilhões no quarto trimestre de 2012.
A receita de operações contínuas atribuída à Schlumberger, excluindo encargos e créditos, foi de US$ 1,79 bilhão um aumento sequencial de 4% e de 28% na comparação anual. Os dividendos diluídos por ação de operações contínuas, excluindo encargos e créditos, foram de US$ 1,35 em comparação com US$ 1,29 do trimestre anterior e US$ 1,04 no terceiro trimestre de 2012.
A Schlumberger registrou despesas de US$ 0,09 por ação no quarto trimestre de 2013, contra US$ 0,06 por ação no quarto trimestre de 2012. A Schlumberger não registrou quaisquer encargos ou créditos no terceiro trimestre de 2013.
A receita da divisão de serviços de campo petrolífero, de US$ 11,91 bilhões, obteve aumento sequencial de 3% e de 7% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos da divisão de serviços de campo petrolífero, de US$ 2,60 bilhões, obteve aumento sequencial de 4% e de 23% na comparação anual.
O diretor executivo da Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentou: "encerramos 2013 com um faturamento de mais de US$ 45 bilhões, aumento de 8%, e com crescimento pelo quarto ano consecutivo. O crescimento da área internacional aumentou US$ 3,2 bilhões, ou 11%, devido à exploração e atividades de desenvolvimento aumentadas -- tanto offshore quanto em mercados-chave em terra. Na América do Norte, demonstramos nossa resiliência aos desafios dos mercados em terra pelo crescimento do negócio em cerca de US$ 400 milhões, ou 3%, ajudado por nossa forte posição no mercado offshore, particularmente no Golfo do México dos EUA. O lucro operacional antes dos impostos de todo o ano cresceu 15%, com o mercado internacional oferecendo um aumento de 24% e margem internacional de mais de 200 pontos de base para o segundo ano consecutivo de expansão chegando a 22,2% enquanto ainda demonstrando uma margem de 19,7% na América do Norte.
Nossos resultados do quarto trimestre foram impulsionados pela atividade contínua nos principais mercados internacionais e produto forte de final de ano, vendas sísmicas multicliente e software em quase todas as áreas. O crescimento foi mais forte internacionalmente, onde a receita estabeleceu um novo recorde, mas todas as áreas registraram crescimento sequencial sustentado pela qualidade e eficácia da nossa execução. Os resultados globais foram, no entanto, impactados pela desativação temporária da atividade no sul do Iraque e lentidões sazonais na América do Norte, Mar do Norte, a Rússia e China.
Os resultados geográficos foram liderados pelo Oriente Médio e pela Ásia, com força continuando nos principais mercados da Arábia Saudita e nos Emirados Árabes, bem como em atividade de exploração na Malásia e na Austrália. O trabalho de exploração em águas profundas e a forte atividade de gestão de projetos na Argentina e Equador impulsionaron o crescimento na alto a América Latina, enquanto a Europa/CIS/África/ fizeram progresso através de uma atividade significativa em Angola, Azerbaijão e Turcomenistão. Na América do Norte, a atividade em águas profundas no Golfo do México continuou a ser forte, enquanto em terra o aumento da intensidade dos serviços, ampliação da eficiência, ganhos de participação de mercado e absorção de tecnologia nova foram novamente compensados por uma fraqueza maior dos preços na maioria das linhas de produtos.
Entre as tecnologias, as vendas de fim de ano beneficiaram mais os grupos de Produção e Caracterização de Reservatórios. As vendas de licença multicliente e de software foram mais do que suficientes para compensar os efeitos sazonais na WesternGeco e a atividade Wireline, já que levantamentos sísmicos e projetos de perfuração para exploração foram concluídos nas regiões ao norte. A atividade subjacente foi robusta para o Grupo de Perfuração na demanda internacional em mercados-chave e cresceu no México, Arábia Saudita e Iraque para o trabalho de gestão de projeto integrados. As vendas de nova tecnologia se mantiveram fortes em todos os grupos, oferecendo oportunidades selecionadas para preços mais elevados em um mercado internacional competitivo.
A perspectiva econômica global continua praticamente inalterada, com os fundamentos continuando a melhorar nos EUA e na Europa aparentemente preparada para um crescimento mais forte. Esses efeitos positivos devem superar o crescimento inferior em algumas economias em desenvolvimento e apoiar uma contínua recuperação da economia mundial. Em grande parte como um resultado, as previsões de demanda de petróleo em 2014 foram revistas em alta para alcançar o maior crescimento de demanda em vários anos. O abastecimento deve manter o ritmo junto com a demanda, com o mercado, portanto, permanecendo bem equilibrado. Os preços do gás natural devem ser apoiados internacionalmente pela demanda na Europa e na Ásia. Nos EUA, não vemos nenhuma mudança nos fundamentos, com alguma recuperação significativa na atividade de perfuração de gás seco sendo algo possível no futuro.
A qualidade dos nossos resultados em 2013 foi impulsionada por fortes vendas de tecnologia nova e um foco inabalável na execução e gestão de recursos. Com a expectativa de uma maior crescimento das despesas da E&P em 2014, lideradas pela atividade internacional e força contínua em águas profundas no Golfo do México, permanecemos positivos sobre o ano que vem montados em um portfólio de negócios equilibrado, pegada geográfica ampla e uma forte capacidade operacional, organizacional e de execução."
Demais eventos
Durante o trimestre, a Schlumberger recomprou 11,9 milhões de ações ordinárias a um preço médio de US$ 89,67, totalizando um preço de compra de US$ 1,07 bilhão.
Em 16 de janeiro de 2014, o Conselho de Administração aprovou um aumento de 28% no dividendo trimestral. O próximo dividendo trimestral, que aumentará para US$ 0,40 por ação ordinária em circulação, será pago em 11 de abril de 2014 aos acionistas registrados em 19 de fevereiro de 2014.
Serviços de campo petrolíferoResultados do ano todo
No ano de 2013, a receita de US$ 45,27 bilhões aumentou 8% em relação a 2012, com as áreas internacionais crescendo em 11% e a área norte-americana em 3%. A receita cresceu pelo quarto ano consecutivo estabelecendo um novo recorde para a empresa.
Em uma base segmental, as receitas dos Grupos de Caracterização de Reservatórios e Perfuração aumentaram 10% e 9%, respectivamente. O aumento na receita de Caracterização de Reservatórios resultou dos ganhos de participação de mercado e maior atividade de exploração em ambos os mercados-chave em terra internacionais e offshore que beneficiaram Testing Services, WesternGeco, Wireline e Schlumberger Information Solutions (SIS). As receitas do Grupo de Perfuração aumentaram pela robusta demanda por serviços de medição e perfuração como atividade de perfuração offshore reforçada no Golfo do México dos EUA, África Subsaariana, Rússia e na área do Oriente Médio e da Ásia. A receita aumentou também em mercados-chave em terra internacionais na Arábia Saudita, China e Austrália na maior contagem de sondas. A receita do Grupo de Produção aumentou em 8%, principalmente a partir das atividades de Well Intervention, Completions, Artificial Lift, Schlumberger Production Managememt (SPM) e Well Services em geomercados internacionais.
Por área, a receita internacional de US$ 30,93 bilhões aumentou US$ 3,15 bilhões com maior atividade de exploração e desenvolvimento em uma série de geomercados - tanto offshore quanto em mercados terrestres importantes. O aumento foi liderado pela região do Oriente Médio e da Ásia, que cresceu 23% de um portfólio crescente de projetos e atividades na Arábia Saudita, Iraque e Emirados Árabes Unidos; aumento dos levantamentos sísmicos, juntamente com a exploração e o trabalho de desenvolvimento da Ásia; e a atividade de perfuração offshore e em terra sustentada nos geomercados da Australásia e da China. A região da África/Europa/CIS aumentou 8%, liderada pela região da Rússia e da Ásia Central em forte atividade em terra na Sibéria Ocidental e robustos projetos offshore em Sakhalin. A região da África Subsaariana também contribuiu para o crescimento com forte atividade de exploração e desenvolvimento. A receita da área da América Latina ficou 3% mais alta, principalmente devido a uma sólido progresso em projetos SPM no Equador e forte atividade de gestão de projetos integrados (IPM) na Argentina. A receita da área da América do Norte de US$ 13,90 bilhões cresceu 3%, impulsionada pela atividade offshore onde a receita subiu 18%, enquanto as receitas em terra diminuíram 2%. O aumento na receita offshore resultou de maior atividade de perfuração e exploração, já que a contagem de sondas cresceu 12%. Os negócios em terra continuaram a passar por fraqueza de preços em serviços de perfuração, estimulação e perfilagem, embora o efeito disto tenha sido parcialmente compensado pela maior intensidade de serviço, melhor eficiência, ganhos de participação de mercado e penetração de tecnologia nova.
No ano de 2013 o lucro operacional antes dos impostos de US$ 9,34 bilhões aumentou US$ 1,23 bilhão, ou 15%, sendo que o lucro operacional antes dos impostos de atividade Internacional de US$ 6,88 bilhões aumentou 24%, enquanto o lucro operacional antes dos impostos de US$ 2,7 bilhões da América do Norte ficou achatado na comparação anual.
A margem operacional antes dos impostos de 20,6% aumentou 119 pontos-base (bps) na comparação anual, sendo que a margem operacional antes dos impostos de atividade Internacional expandiu 225 bps para 22,2% enquanto margem operacional antes dos impostos da América do Norte se contraiu 55 bps para 19,7%. A expansão em margem de atividade Internacional foi devida a uma maior atividade de exploração, sísmica e águas profundas de alta tecnologia. A margem do Oriente Médio e da Ásia apresentaram uma melhora de 309 bps para 25,0%, na Europa/CIS/África aumentou 132 bps para 20,9%, e na América Latina cresceu 214 bps para 20,5%. A contração da margem na América do Norte foi devida à fraqueza dos preços em terra, embora isto tenha sido parcialmente compensado pela continuação da expansão da margem offshore que registrou uma alta recorde de cinco anos. Por segmento, a margem operacional antes dos impostos do Grupo de caracterização de reservatório expandiu-se 228 bps para 29,8%, do Grupo de perfuração aumentou 156 bps para 19,1%, e do Grupo de produção melhorou por 72 bps para 16,4%. O crescimento na margem operacional antes dos impostos para o grupos de Caracterização de Reservatórios e Perfuração foi o resultado das atividades de exploração de alta tecnologia offshore na América do Norte e em mercados internacionais. A margem do grupo de produção se expandiu ao melhorar a rentabilidade em SPM, Completions e Artificial Lift, mas isso foi compensado por margem inferior para Well Services como resultado da pressão de preços principalmente na América do Norte.
Resultados do quarto trimestre
A receita do quarto trimestre, de US$ 11,91 bilhões, aumentou US$ 298 milhões ou 3% sequencialmente, com crescimento de 7% na comparação anual. Do aumento de receita sequencial, aproximadamente 75% vieram do aumento de fim de ano típico em vendas de produtos e software e, 25%, do aumento das vendas sísmicas multiclientes da WesternGeco. A receita da área internacional, de US$ 8,15 bilhões, obteve aumento de US$ 235 milhões, ou 3% sequencialmente , enquanto a receita da área norte-americana, de US$ 3,65 bilhões, obteve aumento de US$ $47 milhões, ou 1% sequencialmente. A receita do quarto trimestre continuou a definir um novo recorde para as áreas da América do Norte e internacional.
Sequencialmente, a receita do Grupo de Caracterização de Reservatórios cresceu 1% atingindo US$ 3,25 bilhões, enquanto que a receita do Grupo de Perfuração de US$ 4,50 bilhões, foi 2% maior. As receitas do Grupo de Produção tiveram aumento de ordem sequencial de 5%, para US$ 4,22 bilhões. O aumento na receita do grupo de Caracterização de Reservatórios resultou principalmente de vendas robustas do software SIS de fim de ano internacionais e um aumento das vendas multiclientes da WesternGeco. Este aumento, no entanto, foi amplamente compensado por um acentuado declínio sazonal nas receitas da WesternGeco Marine na baixa utilização da embarcação, após a conclusão das pesquisas na Noruega e no Canadá. Wireline também diminuiu sequencialmente na conclusão dos projetos de exploração, no leste do Canadá e África Oriental junto com a desaceleração sazonal na Rússia. A receita do Grupo de Perfuração aumentou na demanda internacional para as tecnologias Drilling & Measurememts e M-I SWACO no México, Rússia e na Ásia Central, bem como na área do Oriente Médio e da Ásia. A forte atividade do projeto IPM no México, Arábia Saudita e Iraque também contribuiu para o aumento. O aumento da rceita do Grupo deProdução resultou principalmente das vendas de fim de ano de produtos de Completions e Artificial Lift. Os serviços de intervenção de poços declinaram, principalmente em terra na América do Norte, enquanto a receita dos serviços de poços cresceu principalmente devido a maior atividade nos mercados internacionais. A contagem de etapas de serviços de poços e elevação artificial em terra na América do Norte também aumentou, mas a receita caiu por causa da fraqueza contínua dos preços como resultado do excesso de oferta em potência hidráulica.
Sequencialmente por área, o Oriente Médio e a Ásia lideraram o aumento com uma receita de US$ 2,94 bilhões, crescimento de 5%, principalmente a partir do aumento continuado na atividade de perfuração e o início de novos projetos IPM na Arábia Saudita; fortes vendas de produtos e aumento da atividade sísmica nos Emirados Árabes Unidos; fortes vendas de software e produtos de fim de ano no Kuwait; forte atividade de exploração offshore e em terra na Australásia e geomercados da Tailândia e Myanmar; e aumento da atividade de embarcações marítimas da WesternGeco no geomercado de Brunei, Malásia e Filipinas. O aumento, no entanto, foi parcialmente reduzido por uma diminuição das receitas do Iraque pela desativação temporária em operações ligadas a um incidente de segurança. Na América Latina, a receita de US$ 2 bilhões aumentou 3%, liderada pelo México e América Central em exploração robusta em águas profundas, além de atividades de projetos baseados em terra mais fortes. Forte atividade de faturamento e perfuração da IPM na Argentina e sólido progresso em projetos da SPM no Equador também contribuíram para o aumento. Na África/Europa/CIS, a receita de US$ 3,21 bilhões aumentou 1%, principalmente devido a vendas robustas de produto e software em toda a área, particularmente na Europa Continental; atividades significativas de testes e sísmicas em Angola; e aumento em atividade de perfuração e sísmica offshore no Azerbaijão e Turcomenistão. O aumento, no entanto, foi parcialmente reduzido por menor atividade sazonal na Rússia e diminuição da utilização de embarcações da WesternGeco seguindo o trânsito sazonal de navios fora do mar do Norte. Na América do Norte, a receita de US$ 3,65 bilhões aumentou 1% sequencialmente. A atividade em terra continuou a passar por fraqueza de preços nos serviços de perfuração, estimulação e wireline, embora o efeito disto tenha sido compensado pela maior intensidade do serviço, ganhos de maior fatia de mercado, absorção de nova tecnologia e expansão dos negócios. As receitas offshore declinaram após a conclusão sazonal de campanhas de exploração e sísmicas no leste do Canadá, enquanto a receita no Golfo do México dos EUA cresceu em maiores atividades de testes e perfuração.
O lucro operacional antes dos impostos do quarto trimestre de US$ 2,60 bilhões subiu 4% sequencialmente, e apresentou um aumento 23% na comparação anual. O lucro operacional internacional antes dos impostos, de US$ 1,92 bilhões, obteve aumento sequencial de 4%, enquanto o lucro operacional antes dos impostos na América do Norte, de US$ 716 milhões, declinou 2%, sequencialmente. O lucro operacional antes dos impostos no quarto trimestre também estabeleceu um novo recorde, impulsionado pelas áreas internacionais.
Sequencialmente, a margem operacional antes dos impostos, de 21,9%, aumentou 37 bps, já que a margem operacional Internacional antes dos impostos se expandiu 23 bps para 23,5%. As margens do Oriente Médio e da Ásia e África/CIS/Europa ficaram firmes em 26,1% e 22,6%, respectivamente, enquanto da América Latina expandiu 59 bps para alcançar 21,2% na atividade de perfuração e projetos de exploração de maior margem de lucro. Na América do Norte, a margem operacional antes dos impostos diminuiu 67 bps para 19,6% devido a uma desaceleração sazonal na atividade por causa de feriados e fraqueza contínua dos preços em terra. Sequencialmente por segmento, a margem operacional antes dos impostos do Grupo de Caracterização de Reservatórios expandiu 132 bps para 31,7%, devido às fortes vendas de fim de ano das licenças multicliente de software SIS e da WesternGeco, enquanto as margens operacionais antes dos impostos dos grupos de Perfuração e Produção foram 19,6% e 17,3%, respectivamente.
Grupo de Caracterização de Reservatórios
A receita do quarto trimestre, de US$ 3,25 bilhões, obteve aumento sequencial de 1% e cresceu 5% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos, de US$ 1,03 bilhão, obteve aumento sequencial de 5% e cresceu 16% na comparação anual.
Sequencialmente, a receita aumentada foi principalmente impulsionada pelas vendas robustas internacionais de software SIS de fim de ano e um aumento das vendas de multiclientes da WesternGeco. Estes aumentos, no entanto, foram em grande parte compensados pelo acentuado declínio sazonal em receitas da WesternGeco Marine na baixa utilização das embarcações, após a conclusão as pesquisas na Noruega e no Canadá. Wireline também diminuiu sequencialmente sobre a conclusão de projetos de exploração no leste do Canadá e da África Oriental, e a desaceleração sazonal da atividade na Rússia.
A margem operacional antes dos impostos de 31,7% aumentou 132 bps sequencialmente e 309 pbs na comparação anual. O aumento sequencial oriundo das fortes vendas de fim de licenças multiclientes de software SIS e da WesternGeco foi parcialmente compensado pela menor utilização de embarcações marítimas da WesternGeco Marine e diminuição da atividade de alta tecnologia da Wireline após a conclusão dos projetos de exploração.
Um grande número de destaques tecnológicos em todo o Grupo de Caracterização de Reservatórios contribuiu para os resultados do quarto trimestre.
Offshore India, Wireline MDT* - testador de dinâmica de formação modular e tecnologias de sondagem radial 3D Saturn* em combinação com o sistema InSitu Fluid Analyzer* foram utilizados para a Oil and Natural Gas Corporation (ONGC) obter medidas de reservatórios no campo Mumbai High South. A área de maior fluxo da sonda elíptica Saturn permitiu amostragem fluido de formação em uma mobilidade abaixo de 0,1 mD/cP, que permitiu a conclusão de um teste de formação abrangente, análise do líquido do fundo de poço e programa de recolha de amostras de fluido nas seções do reservatório de baixa permeabilidade. O design da sonda Saturno também forneceu melhorias na eficiência operacional, permitindo à ONGC economizar até 75% no tempo de amostragem do fluido em comparação aos métodos de testes de formação convencional.
Na Indonésia, as tecnologias de tester packer de dinâmicas de formação modular MDT da Wireline foram utilizadas pela KrisEnergy para obter dados de testes de transientes de pressão de intervalo e amostras de fluido em um poço de exploração. A técnica duplo-packer ofereceu excelentes dados transientes de pressão com queda de pressão mínima durante os períodos de bombeamento. A combinação de tecnologia MDT e do sistema InSitu Fluid Analyzer* ajudou a identificar uma zona de influência de gás e coletar amostras de gás de qualidade PVT para posterior análise. A capacidade de monitoramento em tempo real das tecnologias Wireline possibilitou decisões rápidas para conseguir os melhores dados de reservatórios de qualidade, tudo dentro de um prazo de quatro horas.
Offshore Atlantic Canada, Wireline implementou um conjunto de tecnologias de avaliação em três poços de exploração perfurados pela Statoil em 2013. A ferramenta de espectroscopia de alta definição Litho Scanner* foi executada pela primeira vez para a Statoil e usado para determinar a mineralogia e carbono orgânico Total. O testador de dinâmica de formação modular MDT configurado com a tecnologia Quicksilver Probe*, e o InSitu Fluid Analyzer e os sistemas dual packer possibilitaram testes de transientes de intervalo de pressão e amostragem de fluido a serem conduzidos na mesma execução. Estas técnicas foram utilizadas para determinar propriedades do reservatório e o perfil de pressão dentro do reservatório. Além disso, walkaway seismic profiling usando a tecnologia de limagem sísmica versátil VSI* foi usado para calibrar melhor os poços para sísmica. A combinação de tecnologia Wireline deu à Statoil as informações necessárias para avaliar suas descobertas de Harpoon e Bay du Nord.
Offshore Tanzania, BG Group usou uma combinação de tecnologias Rt Scanner* e MR Scanner* com o objetivo de ajudar a baixar o risco de contornar a zona produtiva em águas profundas da África Oriental. A abordagem foi corroborada por amostras de PVT de alta qualidade usando amostragem de baixa contaminação Quicksilver Probe e resultou em mais uma avaliação da estrutura. As zonas identificadas foram testadas em 60 MMscfd.
Na Venezuela, a tecnologia de carga moldada de penetração extra-profunda Wireline PowerJet Nova* foi usada para a PDVSA para melhorar a produção dos poços da região de Monagas. A campanha de nova perfuração foi realizada com sucesso e levou a um aumento na produção de petróleo de mais de 350%, ou 17.500 bbl/d da produção incremental, que superou as expectativas.
No campo de xisto de Bakkem na Dakota do Norte, uma combinação de tecnologias Schlumberger foi projetada especificamente para uso por Continental Resources para executar a operação de monitoramento microssísmico de fundo de poço, o maior do mundo, na história da indústria. O crescimento de fratura hidráulica e espaçamento de poços otimizados foram testados nas formações Bakkem e Three Forks usando três arranjos de receptor de imagem sísmico versátil Wireline VSI* veiculados simultaneamente em três poços, usando a tecnologia de serviços de furo encapsulado TuffTRAC*. A tecnologia VSI adquiriu dados de alta qualidade acima de 3.000 pés da localidade dos eventos microssísmicos. A operação foi concluída com êxito em 63 dias e incluiu 293 estágios de fraturamento com os serviços de monitoramento Wireline eficientemente veiculados em excesso de 300.000 pés de lateral.
Na Alemanha, Amazon Warrior da WesternGeco foi lançado no estaleiro de Flemsburg, com o projeto dentro do prazo e do orçamento. Navios da classe Amazon apresentam o primeiro casco e sistema de propulsão de construção personalizada do mundo, desenvolvidos exclusivamente para operações sísmicas usando um design patenteado WesternGeco. A embarcação deve ser concluída no primeiro trimestre de 2014 e início das operações no segundo trimestre.
Na Rússia, IG Seismic Services Ltd (IGSS) adquiriu seu terceiro sistema sísmico em terra com receptor de ponto integrado UniQ* da WesternGeco, e vai estar implementado mais de 70.000 canais de registro de receptor de ponto de banda larga em projetos para os seus clientes na Rússia nesta temporada de inverno.
ConocoPhillips concedeu para a Schlumberger um acordo de licenciamento global para implementar a plataforma de software wellbore Techlog* em todas as unidades operacionais em todo o mundo. A plataforma Techlog permitirá a padronização da análise de dados de poços petrofísicos e geológicos por meio das unidades de negócios do cliente. O acordo também inclui um programa abrangente de treinamento e implementação projetado para apoiar eficazmente a implementação global.
Nos Emirados Árabes, as tecnologias e conhecimentos petrotécnicos ajudaram a Dragon Oil em um estudo de reservatório desafiador no ativo Lam Main no Chelekem Block em Turcomenistão. O software otimizador de realização múltipla SIS MEPO* com a ajuda de projetos experimentais e técnicas de otimização de fluxo de trabalho permitiram ao cliente avaliar toda a gama de opções para os desafios de desenvolvimento e produção de ativos, e para mitigar os riscos e melhorar as decisões de gestão do reservatório. A tecnologia e fluxos de trabalho associados MEPO permitiram à Dragon Oil a gerar modelos de históricos combinados em dois meses, em comparação com seis a oito meses, usando métodos convencionais, e propiciou ao cliente um maior nível de confiança em seu plano de desenvolvimento.
Grupo de Perfuração
A receita do quarto trimestre, de US$ 4,50 bilhões, obteve aumento sequencial de 2% e cresceu 9% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos de US$ 880 milhões foi 2% inferior sequencialmente, mas aumentou 28% na comparação anual.
Sequencialmente, a receita aumentou na demanda internacional para tecnologias Drilling & Measurememts e M-I SWACO no México e na Rússia e na Ásia Central, bem como na área do Oriente Médio e da Ásia. A forte atividade do projeto IPM no México, Arábia Saudita e Iraque também contribuiu para o aumento.
A margem operacional antes dos impostos aumentou 69 bps sequencialmente para 19,6%, mas declinou 288 bps na comparação anual. O declínio sequencial foi devido a atrasos de start-up operacional e ao mix geográfico da atividade.
Várias tecnologias do Grupo de Perfuração contribuíram para os resultados do terceiro trimestre.
Na China, as tecnologias do Schlumberger Drilling Group foram implementadas para CNOOC (filial de Tianjin) para perfurar três poços de preenchimento no campo offshore SZ36-1, conhecido por sua geologia complexa e desafiantes formações não consolidadas. A combinação de tecnologias multifunção de perfilagem durante a perfuração da EcoScope* e a direcionável e giratória de alta taxa incorporada da Drilling & Measurements PowerDrive Archer*, com uma ponta de broca de diamante policristalino (PCD) personalizada da Smith e projeto de sistema de perfuração projetado da i-DRILL*, permitiram aos poços serem colocadas com precisão na zona produtiva. Esta combinação de tecnologia entregou uma taxa média de 130% de penetração (ROP - rate of penetration - em inglês) de melhoria em relação a sistemas de perfuração convencionais.
Também na China, a Drilling & Measurememts implementou a tecnologia de perfuração sob pressão de formação StethoScope* para a Energy Developmemt Corporation (China), Inc. (EDC), um empreendimento conjunto entre a Sinopec e a Noble Energy, em um poço offshore no campo petrolífero de Shemgli. Um total de 61 testes de pressão identificaram 12 gradientes de fluido. As informações de gradientes de pressão deste trabalho ajudaram a EDC a identificar até 55 m de novas zonas de produção de baixa resistividade em potencial, que tinham sido ignoradas no passado quando avaliadas usando apenas dados de logs petrofísicos.
Na Malásia, as tecnologias Drilling & Measurememts foram implementadas para Petronas Carigali Sdn. Bhd. para perfurar um poço injetor horizontal em uma formação com areias finas e empobrecidas. A combinação das tecnologias PowerDrive* - direcionável e giratória, PeriScope* - mapeamento de limites de camadas, EcoScope - perfuração enquanto se explora multifunção, e StethoScope - perfuração sob pressão de formação permitiu à Petronas Carigali colocar com precisão o poço dentro da zona- alvo fraca, e ao mesmo tempo garantir valiosas medições de pressão de formação em tempo real nas areias altamente esgotadas. A tecnologia de periscópio mapeou os limites superiores e inferiores continuamente, orientando com sucesso o direcionamento do poço dentro da zona-alvo de 1m e resultando em exposição de 100% de areia.
Offshore Gabon, as tecnologias do Drilling Group da Schlumberger foram implementadas para Total para perfurar um poço de exploração em águas ultra-profundas em um campo de pré-sal. A tecnologia direcionável e giratória de perfuração vertical de Drilling & Measurememts PowerV* foi usada para manter a verticalidade do poço. Na seção a combinação da tecnologia direcionável e giratória acionada por PowerDrive vorteX* e pontas de brocas Smith personalizadas perfuraram a seção do poço eficientemente, sendo 30% à frente do tempo planejado. Em geral, a combinação dessas tecnologias, juntamente com uma execução impecável, levou o tempo não produtivo a zero sob condições desafiadoras do pré-sal.
Na Namíbia, a tecnologia de perfuração sísmica enquanto se explora Drilling & Measurememts seismicVISION* foi implementada para a HRT Africa Petroleo S.A. (HRT) em três poços de exploração em águas profundas das bacias Orange e Walvis. A tecnologia seismicVISION forneceu dados em tempo real para o serviço de conectividade global PetroTechnical Services InterACT*, que foram usados para fornecer atualizações contínuas da posição da ponta da broca na seção sísmica para a plataforma de software E&P da Petrel* . A imagem de perfil sísmico vertical adiantada, em tempo real, permitiu à HRT a visualizar as partes superiores da formação principal na frente da ponta da broca, que ajudou a tomar decisões de perfuração com confiança, eliminando a incerteza de profundidade, que em alguns casos, ultrapassou 100 m.
No setor do Reino Unido no Mar do Norte, o conhecimento de Schlumberger Drilling Group Technologies e Petrotechnical Engineering Center ajudou a EnQuest a perfurar uma seção de poço de 8 1/2 polegadas com uma equipe offshore reduzida de quatro homens, apoiada por dois engenheiros no Centro de Suporte de Operações da Schlumberger em Aberdeem. As tecnologias Drilling & Measurememts PowerDrive Xceed* - direcionável e giratória, EcoScope - perfuração enquanto se explora multifuncional, StethoScope - perfuração sob pressão de formação, e sonicVISION*- perfuração enquanto se aplica recursos sônicos, propiciaram a eficiência de perfuração para permitir operações remotas de sucesso que levaram a uma redução de duas pessoas a bordo da plataforma offshore de limitado espaço.
Na Rússia, Schlumberger Drilling Group Technologies estabeleceu um novo recorde de campo para a Eriell durante a perfuração de uma seção de poço de 8 5/8 polegadas no campo de Samburgskoe, na região de Novy Uremgoy. A tecnologia direcionável e giratória de Drilling & Measurememts PowerDrive vorteX* com uma ponta de broca Smith PDC personalizada alcançou uma taxa de penetração de 41,4 m/h e metragem de 1.968 m, que representam os melhores resultados no campo.
No Cazaquistão, Schlumberger Drilling Group Technologies estabeleceu um novo recorde para a Zhaikmunai LLP, enquanto perfurando a seção de 11 5/8 polegadas de um poço no campo de Chinarevskoe. Uma combinação da tecnologia direcionável e giratória de Drilling & Measurememts PowerDrive X6* e uma ponta de broca Smith PDC personalizada com a tecnologia de corte ONYX* permitiu que a seção inteira fosse perfurada em uma única execução a uma taxa média de penetração de 21,9 m/h, que representa o melhor resultado de campo até a data.
Na Rússia, a Schlumberger implementou a tecnologia de elemento cônico de diamante Stinger* em uma ponta de broca Smith personalizada para a VCNG, uma empresa Rosneft, para perfurar uma seção de poço de 12 1/4-in no campo de Verchnechonskoe da Sibéria Oriental. A ponta de broca aumentou o ROP da perfuração por mais de 63% em comparação com o melhor poço de compensação no mesmo campo, e mostrou desgaste mínimo. Além disso, a seção inteira de 12 1/4 polegadas foi perfurada em uma única execução em um ROP médio sendo 140% superior em relação a pontas de brocas PDC convencionais.
No Mar Cáspio, Drilling Group Technologies executou uma operação bem sucedida de perfuração de alargamento, para a BP Azerbaijan em um poço complexo, de estendido alcance, offshore, Baku. A combinação do alargador acionado hidraulicamente Drilling Tools & Remedial Rhino XC* e a ponta de broca Smith PDC personalizada com a tecnologia de corte ONYX II* permitiram rápida ativação e desativação do alargador pela superfície ajudando a superar vários desafios técnicos, incluindo controle de densidade de circulação equivalente. Uma análise após a execução indicou que as tecnologias do cortador ONYX e Rhino XC atenderam todos os objetivos operacionais e, após a inspeção, mostraram desgaste mínimo. Este trabalho foi a primeira execução de alargamento de multiativação/desativação sem bola, na bacia do Mar Cáspio.
Grupo de Produção
A receita do quarto trimestre, de US$ 4,22 bilhões, obteve aumento sequencial de 5% e de 8% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos, de US$ 730 milhões, obteve aumento sequencial de 3%, e cresceu 26% na comparação anual.
O aumento da receita resultou principalmente de vendas mais fortes de fim de ano de produtos de Completions e Artificial Lift, juntamente com a absorção de nova tecnologia e expansão dos negócios. Os serviços de intervenção de poços declinaram, principalmente em terra na América do Norte, enquanto a receita dos serviços de poços cresceu principalmente devido a maior atividade nos mercados internacionais. A contagem das etapas de Well Services em terra na América do Norte também aumentou, mas a receita caiu por fraqueza contínua de preços como resultado do excesso de oferta em potência hidráulica.
Sequencialmente, a margem operacional antes dos impostos de 17,3% foi essencialmente achatada, mas aumentou 244 bps em comparação anual. O resultado sequencial foi atribuído ao impacto favorável de vendas de produtos de fim de ano de Completions and Artificial Lift e rentabilidade SPM melhorada sendo totalmente compensado pela fraqueza continuada dos preços de serviços de serviços de poços na atividade de serviços de intervenção de poços.
Os destaques durante o quarto trimestre incluíram os sucessos para várias tecnologias do Grupo de Produção.
Na Rússia, a PetroStim, um empreendimento conjunto da Schlumberger, realizou o primeiro tratamento de estimulação multiestágio para a Gazpromneft Oremburg, na parte leste do campo de condensado de petróleo e gás de Oremburg. O tratamento de estimulação de cinco estágios foi executado ao longo de uma seção horizontal 600 m de um poço perfurado em uma formação de carbonato muito densa. Como resultado, a média inicial de produção do poço foi aproximadamente 500 bbl/d, duas vezes o esperado.
No Kuwait, após a Schlumberger ter avaliado conjuntamente vários poços candidatos junto com a Kuwait Oil Company (KOC), o reservatório superior de Burgan no campo Sabriyah foi estimulado usando a tecnologia de fraturamento de canais de fluxo de Well Services HiWAY*. Após a análise do serviço de determinação de dados de fraturamento do DataFRAC*, a programação da bomba foi finalizada e o tratamento executado com sucesso conforme o projeto. Após o trabalho, o poço foi testado quanto ao fluxo em aproximadamente 1.000 bfpd com 20% de corte de água, entregando cerca de 400 bopd de petróleo incremental adicional acima das expectativas iniciais. Esta foi a primeira aplicação da técnica HiWAY no Kuwait e, com base nestes resultados, um segundo emprego está sendo programado em campo nas proximidades de Raudhatain.
No Kuwait, os serviços de Well Intervention Blaster* foram utilizados para a Kuwait Oil Company no tratamento de estimulação de um poço recém perfurado na formação de calcário densa de Ratawi. Os serviços da Blaster propiciaram um meio eficiente de remoção do bolo do filtro, que, juntamente com um tratamento de estimulação serpentina empregada, permitiu ao operador a obter o dobro de produção do poço.
Na Rússia, Well Intervention realizou uma intervenção de corte de água complexa para a Lukoil em um poço horizontal na Sibéria Ocidental, que foi planejado para abandono, já que só produzia água. O sistema de cabeça de exploração serpentina modular Vantage* foi usado para as medições de exploração de produção inicial e pós-tratamento para identificar as zonas de ruptura de água e avaliar a eficiência da operação de corte de água. Uma vez identificadas as zonas de produção de água, o tratamento de corte de água foi realizado utilizando uma solução da pasta de cimento, colocada com precisão usando dois embaladores infláveis de flexitubo CoilFLATE*. Após a intervenção, o corte da água diminuiu 30%, o que permitiu ao cliente colocar novamente o poço em produção.
Offshore Nigeria, Well Services implementou um sistema de estimulação de arenito simplificado OneSTEP* para a Star Deep Water Petroleum Limited para superar o aumento da casco e queda de produção em dois poços na formação 17D do campo de Agbami em águas profundas. Antes do tratamento de estimulação da matriz, amostras do núcleo de formação foram tiradas e analisadas, e o mecanismo de dano identificado como migração de resíduos. A estimulação OneSTEP foi então bombeada eficazmente, como um fluido de fase única, em comparação com sistemas de estimulação de matrizes em relação ao convencional que exigem várias etapas. O tratamento de estimulação OneSTEP remediou com eficiência o estrago e conduziu a uma melhoria de produção em ambos os poços de 90% e 150%, respectivamente, em comparação com as taxas de produção pré-estimulação. A operação foi executada com segurança e superou as expectativas do cliente.
Na Guiana Francesa, Well Services colocou com êxito 11 plugues de cimento de comprimento estendido de mais de 350 m cada para a Shell em poços exploratórios no campo ultra profundo de Zaedyus e Priondontes. A execução do trabalho foi impecável, e os resultados pouparam à Shell mais de 24 horas de tempo de funcionamento, representando aproximadamente US$ 1,2 milhão em economias de taxa diária de navio de perfuração.
Em Arkansas, as tecnologias de estimulação de vários estágios da próxima geração de Schlumberger Completions foram usadas para a BHP Billiton para reduzir os tempos de conclusão no campo de xisto de Fayetteville. A combinação de tecnologias de materiais degradáveis e válvula de disco de ruptura KickStart* eliminou a necessidade por intervenção mecânica durante a primeira fase de fraturamento hidráulico de cada poço, juntamente com as operações de fresamento com plugue que consomem muito tempo.
Na Colômbia, a Schlumberger executou o primeiro pacote de perfuração aberta de cascalho multizona, única e seletiva horizontal para a Hocol, uma subsidiária da Ecopetrol, a fim de controlar a produção de areia e corte de água alta em um poço na bacia da orla marítima de Los Llanos. O projeto de conclusão se baseou nos sistemas Sand Managememt Solutions OptiPAC* Alternate Path com embaladores de dilatação de petróleo e uma sequencia de produção interna-seletiva híbrida. A tecnologia de exploração de produção de poço horizontal Wireline Flow Scanner* permitiu uma melhor compreensão do comportamento do reservatório, e forneceu os dados de produção para cada tipo de areia a fim de validar o sucesso de isolamento zonal. A combinação de tecnologias da Schlumberger usada neste desafiador poço horizontal ajudou a oferecer à equipe de ativos do cliente uma caracterização de reservatórios mais robusta, levando a uma gestão melhorada do reservatório e a adição de novas reservas.
Murphy Sabah Oil Co. Ltd. concedeu à Schlumberger um contrato de quatro anos para o abastecimento de produtos e serviços associados às atividades do bloco de cascalho offshore no mar em Sabah, Malásia. O contrato inclui sistemas Sand Managememt Solutions OptiPac Alternate Path, sistema de fluido Well Services ClearPAC* para empacotamento de cascalho, e implementação utilizando o navio de estimulação DeepSTIM * II adequados para a finalidade.
CNR International (Costa do Marfim) SARL (CNRI) concedeu à Schlumberger o trabalho de conclusão de poços planejados a serem perfurados como parte do projeto da Fase 3 de Baobab em águas offshore na Costa do Marfim. O desenvolvimento inclui a instalação de conclusões em seis poços submarinos. O concessão abrange conclusões superiores e inferiores, incluindo telas de areia e empacotamento de cascalho. Além disso, o sistema de pacote de cascalho OptiPAC Alternate Path será usado para garantir o empacotamento completo dos longos intervalos horizontais em um ambiente desafiador.
Offshore Qatar, Schlumberger Completions foi premiado com um contrato de três anos pela Maersk Oil Qatar AS para fornecer produtos e serviços no campo Block-5. A concessão abrange permanentes medidores de fundo de poço, flatpacks únicos e múltiplos, grampos de linha de controle, e mangas e serviços de deslizamento hidraulicamente controláveis. Os primeiros medidores de fundo de poço permanentes da Schlumberger para a Maersk Oil Qatar AS foram instalados em 1995, e os medidores continuam a fornecer dados confiáveis, em tempo real, de pressão e temperatura. No total, 188 medidores e sensores de fundo de poço permanentes da Schlumberger com sistemas de comunicação de dados de superfície foram instalados neste campo offshore do cliente, permitindo monitoramento remoto em tempo real de poços para gestão melhorada do reservatório.
Na Índia, a Schlumberger ganhou um contrato de serviços múltiplos da Oil India Ltd. para o projeto de engenharia, perfuração e conclusão de seis poços horizontais nos campos onshore de Makum, Deohal e Hapjan do Norte. Tradicionalmente, os poços horizontais nestes campos foram concluídos com revestimentos entalhados convencionais. Um fator-chave contribuindo para a concessão deste contrato foi a introdução de sistemas de dispositivos de controle de fluxo de entrada de Schlumberger Completions FluxRITE* para o controle confiável da água produzida e melhor gestão de areia, permitindo ao cliente maximizar a recuperação de petróleo. O contrato de 18 meses inclui serviços a partir de Drilling & Measurememts, M-I SWACO, Drilling Tools & Remedial, Completions, Artificial Lift e Well Services.
Demonstrações financeiras
Demonstrativo condensado de receitas consolidadas
(Apresentação em milhões, exceto por montantes por ação)
Quarto trimestre
Doze Meses
Períodos encerrados em 31 de dezembro
2013
2012
2013
2012
Receita
$
11.906
$
11.083
$
45.266
$
41.731
Juros e outras receitas, líquido (1)
59
35
165
172
Ganho na formação da OneSubsea(2)
-
-
1.028
-
Despesas
Custo da receita(2)
9.283
8.762
35.331
32.885
Pesquisa e Engenharia
304
304
1.174
1.153
Geral e administrativo
111
111
416
405
Fusões e integrações(2)
-
60
-
128
Depreciação e outros (2)
-
33
456
33
Juros
97
93
391
340
Lucro antes dos impostos
2.170
1.755
8.691
6.959
Impostos sobre as receitas(2)
487
432
1.848
1.700
Lucro de operações correntes
1.683
1.323
6.843
5.259
Lucro (prejuízo) de operações emperradas
-
48
(69
)
260
Receita líquida
1.683
1.371
6.774
5.519
Lucro líquido atribuível a interesses não controlados
19
9
42
29
Renda líquida atribuível à Schlumberger
$
1.664
$
1.362
$
6.732
$
5.490
Montantes da Schlumberger atribuíveis a:
Lucro de operações correntes(2)
$
1.664
$
1.314
$
6.801
$
5.230
Lucro (prejuízo) de operações emperradas
-
48
(69
)
260
Receita líquida
$
1.664
$
1.362
$
6.732
$
5.490
Dividendos diluídos por ação da Schlumberger
Lucro de operações correntes(2)
$
1,26
$
0,98
$
5,10
$
3,91
Lucro (prejuízo) de operações emperradas
-
0,04
(0,05
)
0,19
Receita líquida
$
1,26
$
1,02
$
5,05
$
4,10
Média de ações em circulação
1.312
1.328
1.323
1.330
Média de ações em circulação presumindo diluição
1.326
1.336
1.333
1.339
Depreciação e amortização incluídas nas despesas(3)
$
930
$
930
$
3.666
$
3.500
1) Inclui as receitas de juros no:
Quarto trimestre de 2013 - US$ 11 milhões (2012 - US$ 6 milhões)
Doze meses de 2013 - US$ 31 milhões (2012 - US$ 29 milhões)
2) Veja a página 14 para detalhes das despesas e créditos.
3) Incluindo custo de dados sísmicos para vários clientes.
Balanço consolidado condensado
(Apresentação em milhões)
31 de dezembro
31 de dezembro
Ativos
2013
2012
Ativos circulantes
Numerário e investimentos em curto prazo
$
8.370
$
6.274
A receber
11.497
11.351
Outros ativos circulantes
6.358
6.531
26.225
24.156
Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento
363
245
Ativos fixos
15.096
14.780
Dados sísmicos para vários clientes
667
518
Fundo de comércio
14.706
14.585
Outros ativos intangíveis
4.709
4.802
Outros ativos
5.334
2.461
$
67.100
$
61.547
Passivos e patrimônio
Passivo circulante
Contas a pagar e passivo adquirido
$
8.837
$
8.453
Passivo estimado relacionado a imposto de renda
1.490
1.426
Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo
2.783
2.121
Dividendos a pagar
415
368
13.525
12.368
Dívida de longo prazo
10.393
9.509
Benefícios pós-aposentadorias
670
2.169
Impostos diferidos
1.708
1.493
Outros passivos
1.169
1.150
27.465
26.689
Patrimônio
39.635
34.858
$
67.100
$
61.547
Débito líquido
"Débito líquido", uma medida não GAAP, representa o débito bruto menos investimentos em espécie e de curto prazo e investimentos em renda fixa, mantidos até o vencimento. A diretoria acredita que o indicador de débito líquido fornece informações úteis sobre o nível de endividamento da Schlumberger ao informar a quantia em espécie e os investimentos que podem ser usados para amortizar débitos. Detalhes de alterações no débito líquido para o ano inteiro seguem:
(Apresentação em milhões)
Doze Meses
2013
Débito líquido, 1.º de janeiro de 2013
$
(5.111
)
Lucro de operações correntes
6.801
Depreciação e amortização
3.666
Ganho na formação da OneSubsea
(1.028
)
Encargos
608
Pensões e outros benefícios de pós-aposentadoria
518
Despesa de remuneração baseada em ações
344
Pensão e financiamento de outros benefícios pós-aposentadoria
(527
)
Aumento de capital de giro
(27
)
Gastos de capital
(3.943
)
Dados sísmicos multicliente capitalizados
(394
)
Dividendos pagos
(1.608
)
Receitas de planos de ações de funcionários
537
Programa de recompra de ações
(2.596
)
Pagamento por transação da OneSubsea
(600
)
Outras aquisições comerciais, líquido de caixa e dívida adquirida
(610
)
Outros
(358
)
Efeito da moeda na dívida líquida
(115
)
Dívida Líquida, 31 de dezembro de 2013
$
(4.443
)
Componentes da dívida líquida
31 de dezembro de 2013
31 de dezembro de 2012
Numerário e investimentos em curto prazo
$
8.370
$
6.274
Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento
363
245
Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo
