Schlumberger anuncia resultados do primeiro trimestre de 2015

Schlumberger Limited (NYSE:SLB) comunicou hoje os resultados do primeiro
trimestre de 2015.

O presidente e diretor executivo da Schlumberger, Paal Kibsgaard
comentou, "A receita do primeiro trimestre da Schlumberger diminui 19%
sequencialmente devido ao declínio severo nas atividades na América do
Norte continental e à pressão dos preços associada. As operações
internacionais foram impactadas pela redução nas despesas dos clientes,
além dos efeitos sazonais no Hemisfério Norte e à queda no valor do
rublo na Rússia e ao bolívar na Venezuela. Três trimestres de declínio
sequencial como um todo foram devido à menor atividade e preços,
enquanto o restante foi o resultado dos efeitos da moeda e das vendas de
final de ano não recorrentes.

"Nas divisões de Tecnologias e Produção, a receita diminuiu 22% em
consequência da queda nos serviços de bombeamento sob pressão na América
do Norte, enquanto as receitas do Grupo de Classificação de
Reservatórios e Perfuração caíram 21% e 15% respectivamente devido à
queda acentuada nos serviços relacionados à exploração e às atividades
de desenvolvimento de perfuração. As vendas de produtos, software e
multiclientes também diminuíram uma vez que os clientes cortaram ainda
mais as despesas discricionárias e com exploração.

"Apesar da gravidade do declínio sequencial das receitas, fomos capazes
de minimizar seu impacto sobre as nossas margens através da imediata
gestão proativa dos custos, bem como através da aceleração do nosso
programa de transformação das linhas de produtos e do GeoMarkets. Essas
ações melhoraram com sucesso o desempenho financeiro em comparação com
os ciclos anteriores da indústria, com uma margem operacional de redução
sequencial como um todo de 33% conforme a América do Norte e as Áreas
Internacional relataram 39% e 25%, respectivamente.

"Apesar das preparações detalhadas que fizemos no quarto trimestre, a
queda súbita nas atividades, especialmente na América do norte, exigiu
que tomássemos medidas adicionais durante o trimestre. Isso incluiu a
difícil decisão de fazer uma redução ainda maior em nossa mão de obra de
11.000 funcionários, levando a uma redução total de cerca de 15% em
comparação com o pico do terceiro trimestre de 2014.

"Olhando para o ambiente macro, a economia global continua em sua firme
recuperação e espera-se que a demanda por petróleo ainda aumente em 1
milhão bbl/d em 2015. Entretanto, reduções significativas nos gastos E&P
estão começando a ter impacto no fornecimento na América do Norte e
internacionalmente e espera-se que o fornecimento seja ainda mais
restrito na segunda metade do ano.

"A maior queda no investimento em E&P está ocorrendo na América do
Norte, onde se espera que o gasto de 2015 tenha uma queda de mais de
30%. Acreditamos que a recuperação na atividade de perfuração em terra
nos EUA será impulsionada ao longo do tempo, conforme o inventário de
construção de poços inacabados e o mercado de refraturamento se expande.
Também antecipamos que uma recuperação na atividade ficará muito aquém
dos níveis anteriores, estendendo assim o período de queda dos preços.

"Internacionalmente, esperamos que os gastos com E&P em 2015 sejam
reduzidos em torno de 15%, o que criará desafios em termos de níveis de
atividades e de preços, mas esses desafios serão consideravelmente
menores do que os tempos difíceis que estamos enfrentando na América do
Norte. Por região, antecipamos um crescimento em nossos mercados-chave
no Oriente Médio, uma vez que os principais produtores da OPEP continuam
a perseguir participações no mercado, enquanto a base de fornecimento
internacional que não faz parte da OPEP continua a se enfraquecer. Nas
demais regiões esperamos ver reduções gerais na atividade na América
Latina, Europa, África Subsaariana e na Ásia, enquanto na Rússia
acreditamos que a atividade em terra convencional no Oeste da Sibéria
continuará a ser resiliente, mas a contribuição com a receita daquela
região continuará moderada até que os efeitos da moeda tenham se
normalizado.

"Em meio ao rápido declínio nas atividades, permanecemos focados naquilo
que podemos controlar, incluindo os nossos custos e a base de recursos,
a implantação da nossa tecnologia e expertise e a qualidade e a
integridade dos produtos e serviços que fornecemos. Continuamos a
trabalhar de perto com os nossos clientes para atender os seus objetivos
de reduzir os custos por barril, através da introdução de novas
tecnologias, melhorias contínuas na confiabilidade e na eficiência
operacional e através de fluxos de trabalho mais integrados e contratos
baseados em desempenho.

"Nesse ambiente, permanecemos confiantes em nossa capacidade de ampliar
a nossa participação no mercado, oferecer desempenho superior nos ganhos
por ação em comparação com os nossos pares na indústria e reduzir o
capital de giro e a intensidade das despesas de capital. A nossa
presença internacional favorável, a nossa diferenciação tecnológica na
América do Norte, a aceleração do nosso programa de transformação e os
nossos recursos de execução incomparáveis continuam a fornecer as bases
para o nosso desempenho superior financeiro e técnico."

Demais eventos

Durante o trimestre, a Schlumberger efetuou a recompra de 8,7 milhões de
ações ordinárias a um preço médio de US$ 82,98 por ação totalizando
preço de compra de US$ 719 milhões.

Em 20 de janeiro de 2015, a Schlumberger concordou em adquirir uma
participação minoritária de 46% da Eurasia Drilling Company Limited
("EDC"). O custo total da aquisição desses ativos minoritários,
incluindo a opção segundo a qual a Schlumberger, a seu critério, poderá
adquirir as ações restantes durante um período de dois anos iniciando no
terceiro aniversário do fechamento da transação, é de aproximadamente
US$ 1,7 bilhão. Essa transação está atualmente sob revisão da Comissão e
Serviço Federal Antimonopólio da Rússia para Investimentos Estrangeiros.

América do Norte

A receita do primeiro trimestre de US$ 3,2 bilhões na América do Norte
caiu 25% sequencialmente. Nos Estados Unidos e no Oeste do Canadá, a
receita caiu devido à redução na atividade de bombeamento de pressão e
ao aumento da pressão sobre os preços, precipitado por uma queda severa
no número de plataformas em terra e à antecipação da interrupção da
primavera no Canadá. No Golfo do México dos Estados Unidos, a atividade
offshore se manteve estável, mas as receitas foram reduzidas devido
principalmente às vendas menores de licenças sísmicas multiclientes.

A margem operacional pré-impostos na América do Norte diminuiu 670
pontos básicos (bps) sequencialmente para 12,9% devido à redução da
atividade de bombeamento de pressão e à redução dos preços em terra da
América do Norte. A margem operacional offshore na América do Norte
diminuiu devido a um mix de receitas desfavorável resultante de uma
mudança da atividade de exploração para a atividade de desenvolvimento e
à redução nas vendas de licenças multicliente com margem mais alta.
Apesar da gravidade do declínio das receitas, a execução focada e a ação
imediata sobre a gestão dos custos limitaram a margem decremental em 39%.

Durante o primeiro trimestre, novas tecnologias e fluxos de trabalho bem
planejados ajudaram no aumento da produção e na eficiência operacional
do desenvolvimento de recursos não convencionais na América do Norte.

No Sul do Texas, o serviço de fraturamento de Well Services BroadBand
Sequence* foi instalado para que a Pioneer Natural Resources aumentasse
a produção de um poço horizontal anteriormente fraturado na formação de
Eagle Ford. A tecnologia de BroadBand Sequence permitiu o tratamento
eficiente do refraturamento através de uma aplicação projetada usando um
fluido composto totalmente degradável composto por uma mistura de
partículas e fibras. Como resultado, a produção de petróleo e gás do
poço aumentou em aproximadamente 120% e 89%, respectivamente nos
primeiros 45 dias após o refraturamento.

Na Luisiana, o serviço de fraturamento BroadBand Sequence foi instalado
para a Comstock no campo de xisto de Haynesville para refraturar um
poço. O poço estava produzindo 0,5 MMscf/d antes de ser tratado. Após o
tratamento do refraturamento, a produção aumentou para 4 MMscf/d com um
aumento de três vezes na pressão de vazão.

Também na in Luisiana, a Well Services usou a técnica de fraturamento
BroadBand Sequence para refraturar hidraulicamente um poço operado pela
Sabine Oil and Gas no campo de xisto de Haynesville. O poço estava
produzindo 0,1 MMscf/d com 1.000 psi de pressão de fechamento do
revestimento. Após o tratamento do refraturamento, a produção aumentou
para 2,75 MMscf/d com 5,500 psi da pressão de fechamento do revestimento.

No Oeste do Texas, tecnologias do Drilling Group foram desenvolvidas
para a Cimarex Energy para melhorar a eficiência da perfuração em um
poço em desenvolvimento no campo de xisto de the Avalon. A combinação do
motor de perfuração G2 da Drilling & Measurements e as tecnologias de
ponta com elemento em diamante cônica da StingBlade* ofereceram
excelente controle direcional e perfuraram a seção curva do poço em uma
única passada com uma taxa média de penetração 23% mais rápida do que o
melhor offset perfurado em 2014 com pontas cônicas redondas híbridas.

Áreas Internacionais

A receita das áreas internacionais de US$ 6,9 bilhões teve uma
diminuição sequencial de 16%.

A receita do Oriente Médio e Ásia de US$ 2,7 bilhões diminui 13%
sequencialmente devido principalmente às quedas de dois dígitos na
China, Ásia-Pacífico e Austrália. Geomarkets do Oriente Médio permaneceu
robusto nos novos projetos e com atividade mais alta, mas receita
diminui devido à redução nas vendas de produtos e softwares após um
período de alta de final de ano no trimestre anterior. A receita no
GeoMarket da Índia também cresceu sequencialmente enquanto a atividade
no Iraque continuou abafada.

A receita da Europa/CIS/África de US$ 2,5 bilhões caiu 17%
sequencialmente devido principalmente ao enfraquecimento do rublo e ao
declínio sazonal da atividade na Rússia. À medida que os gastos do
cliente desaceleraram, a exploração no Mar do Norte na Grã-Bretanha caiu
ao seu menor nível, enquanto o número de plataformas no setor da Noruega
ficou estável em comparação com o trimestre anterior. A atividade
Subsaariana foi uma mistura, com o trabalho offshore e de exploração em
declínio nos GeoMarkets do Leste da África, Chade e Nigéria. O Norte da
África demonstrou alguns sinais precoces, porém lentos, de aumento da
atividade, enquanto o trabalho na Líbia foi limitado às operações
offshore.

A receita na Área da América Latina de US$ 1,6 bilhão caiu 20%
devido ao efeito das taxas de câmbio na Venezuela e a atividade reduzida
no México, Brasil e Colômbia devido aos cortes no orçamento. Esses
efeitos, entretanto, foram parcialmente compensados pelos aumentos de
atividade ligeiros, porém persistentes na Argentina, Venezuela, Trinidad
e Caribe.

A margem operacional pré-impostos na Área Internacional de 24,1% ficou
essencialmente estável sequencialmente. A margem operacional
pré-impostos do Oriente Médio e Ásia aumentou em 30 bps para 28,6%,
enquanto a América Latina aumentou 59 bps para 21,5%, e na
Europa/CIS/África caiu 133 bps para 21,0%. Apesar da gravidade do
declínio da receita sequencial e das mudanças cada vez mais
desfavoráveis no mix de receitas, o impacto nas margens foi minimizado
pela execução focada, ação imediata em todas as categorias de custo
variáveis e a aceleração do nosso programa de transformação nos
GeoMarkets. Efeitos positivos dessas marcas decrementais sequenciais
limitadas até 25%. Comparadas com o primeiro trimestre de 2014, as
margens internacionais aumentaram em 131 bps.

Durante o trimestre, as áreas internacionais viram um número de
fechamentos de contrato e destaques relacionados com integrações.

Em Abu Dhabi, a Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO) fechou
com a Schlumberger um contrato de aproximadamente US$ 185 milhões para o
fornecimento de serviços de construção de poços integrados na ilha
artificial de Satah Al Razboot (SARB) no Norte. O contrato de cinco anos
cobre a perfuração direcional, perfuração durante a medição
(measurement-while-drilling), registro dos dados enquanto perfura
(logging-while-drilling), brocas de perfuração, fishing (recuperação de
objetos perdidos durante a perfuração), cimentação, fluidos de
perfuração, registro do lodo, flexitubo, limpeza do buraco do poço,
teste do poço e serviços de cabeamento. O modelo de serviços integrados
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.

Em Angola, a Testing Services fechou um contrato com a Total Exploration
& Production Angola de aproximadamente US$ 200 milhões para árvores de
teste submarinas e serviços associados do projeto de desenvolvimento de
águas ultra profundas do Bloco 32 de Kaombo. O contrato de cinco anos
inclui o fornecimento de uma árvore de teste submarina SenTREE HP* e de
sistemas operacionais eletro-hidráulicos SenTURIAN* para instalar os
acabamentos em 59 poços submarinos.

A Chevron Energy Technology Company (ETC), uma divisão da Chevron U.S.A.
Inc., e a SIS assinaram um contrato de software para fornecer acesso
universal para toda divisão de geociências da Chevron à plataforma de
software Petrel* E&P. O contrato de longo prazo inclui software em
geologia, geofísica e domínios de avaliação de reservatório, incluindo a
plataforma de software para poços Techlog*, o software de análise de
poços e reservatórios OFM*, o sistema de fornecimento e gerenciamento de
dados E&P ProSource. O acordo permite mais de uma década de inovação e
colaboração entre a ETC e a SIS e se alinha com os objetivos de negócio
do cliente de avançar na melhoria contínua para eficiência do capital.

Nexen, uma subsidiária de propriedade total da CNOOC Limited, fechou com
a SIS um contrato global de cinco anos para o software Petrel Shale para
fluxos de trabalho na área de geociências. A decisão de adotar a solução
Petrel Shale para fornecer uma mudança de etapa na eficiência,
colaboração e desenvolvimento da equipe técnica está alinhada com o
objetivo da Nexen de reduzir os custos e a complexidade associados com o
uso de múltiplas ferramentas de software.

No Gabão, a ENI Gabon S.A. fechou com a Schlumberger um contrato de
serviços integrados para perfurar um poço de exploração no Bloco D3
offshore, visando às formações de pré-sal de Gamba e Coniquet. O
contrato inclui o fornecimento de perfuração, perfuração durante a
medição (measurement-while-drilling), registro dos dados enquanto
perfura (logging-while-drilling), registro de lama, fluidos de
perfuração, controle de sólido, cimentação, brocas de perfuração,
registro do cabeamento, dados sísmicos do furo, testes do poço,
acabamentos inferiores, fishing (recuperação de objetos perdidos durante
a perfuração) e serviços de flexitubos. Além disso, a Schlumberger
fornecerá a coordenação dos serviços integrados, bem como a coordenação
logística e operacional de até 14 empresas terceirizadas. O modelo de
serviços integrados fornece ao cliente acesso às principais tecnologias
de perfuração e acabamentos e aos processos de trabalho
multidisciplinares, permitindo operações com boa relação entre custo e
eficiência e foco na qualidade da execução.

A WesternGeco foi encarregada de realizar uma pesquisa em 1.000-km2 nos
países do Conselho de Cooperação do Golfo usando 170.000 canais da
tecnologia ponto-receptor UniQ* , tornando esta uma das maiores
pesquisas ponto-receptor jamais conduzida no Oriente Médio. A tecnologia
UniQ tem sido amplamente usada na região desde a sua introdução em 2011
devido à sua capacidade de fazer imagens de modo eficiente de
reservatórios complexos.

Petrobras Tanzânia fechou com a WesternGeco um contrato para a Mamba 3D,
uma pesquisa de 3.000-km2 offshore na Tanzânia, usando o Amazon
Warrior em sua primeira pesquisa com 14 streamers (cabos sísmicos
marítimos). A pesquisa, que foi completada no primeiro trimestre, usou a
tecnologia ObliQ* de imageamento e aquisição de banda larga com
sliding-notch e incluiu processamento acelerado integrado. A
PetroTechnical Services realizou o processamento dos dados.

Grupo de Caracterização de Reservatórios

Sequencialmente, a receita do Grupo de Classificação de Reservatórios,
de US$ 2,6 bilhões declinou 21% principalmente devido ao corte como um
todo nas despesas discricionárias e de exploração e às vendas do
software SIS e multicliente mais baixas após as altas do final de ano do
trimestre anterior. O lucro da Wireline diminuiu devido à atividade de
exploração menor nos mercados internacionais e aos declínios das moedas
na Europa, Noruega e Rússia.

A margem operacional pré-impostos de 26% foi 447 bps inferior
sequencialmente em relação aos 47% decrementais das vendas do software
SIS e multiclientes mais baixas e a um mix de receitas como um todo
desfavorável devido à queda na atividade de exploração de margem alta.

Além dos contratos fechados durante o quarto trimestre, novas
tecnologias do Grupo de Classificação de Reservatórios ajudaram a
superar os desafios dos clientes na classificação de reservatórios
complexos, otimizando a produção dos poços e a recuperação de
reservatórios enquanto melhora a eficiência operacional.

A tecnologia de sondas radiais em 3D ,Wireline Saturn* usada no litoral
do Brasil, foi desenvolvida para a Repsol Sinopec classificar colunas de
hidrocarbonetos em poços de exploração nos campos em águas profundas na
bacia de Campos. A área de maior fluxo e a cobertura radial em 3D
oferecida pelo design elíptico da sonda Saturn levou a melhorias na
eficiência operacional, com a aquisição de duas amostras de fluido do
reservatório de alta qualidade ao longo do intervalo alvo, permitindo
que o cliente economizasse mais de 50% no tempo de amostragem de fluidos
em comparação com os métodos de amostragem convencionais.

Na Índia, a tecnologia de sonda radial 3D da Wireline Saturn foi
introduzida para que a Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC)
obtivesse amostras de fluidos do reservatório de alta qualidade em poços
nas camadas com baixa permeabilidade abaixo da zona clástica basal na
bacia de Kutch Saurashtra. A área de fluxo maior e a capacidade de
vedação melhorada oferecidas pelo design de entrada elíptica da Saturn
ajudaram a estabelecer um fluxo circunferencial em múltiplas zonas e uma
ampla gama na mobilidade do fluido. Como resultado, água foi
identificada em três zonas e duas amostras de água foram coletadas com
maior eficiência operacional, permitindo a otimização do programa de
testes do poço e o design do acabamento.

No litoral da Índica, as tecnologias Wireline foram usadas para adquirir
dados da avaliação da formação em um poço de exploração em águas
profundas para a ONGC em um reservatório com camadas clásticas laminadas
na bacia de KG. A combinação do testador dinâmico de formação modular
MDT* com o Analisador de Fluidos InSitu* e sistemas de packer
(obstruidor) duplo permitiram o teste transiente da pressão do intervalo
e a coleta de amostra de fluido sejam feitos na mesma passada e as
informações fornecidas o que permitiu um melhor entendimento da
descoberta de gás pelo cliente. Além de confirmar reservas de gás em
reservatórios clásticos espessos, outros leitos finos foram
identificados como zonas contendo gás em potencial. Como resultado das
informações obtidas pelas tecnologias Wireline, o cliente tem sido capaz
de reavaliar as economias da descoberta, bem como otimizar o plano de
conclusão.

No setor da Grã-Bretanha do Mar do Norte, uma combinação de tecnologias
Wireline foi instalada para a Nexen Petroleum UK Ltd para restaurar a
produção em um poço no campo Scott. A ferramenta de remoção de detritos
ReSOLVE* foi inicialmente usada para remover areia e detritos da parte
superior do coletor de detritos com monitoramento em tempo real do
volume coletado. A ferramenta do acionador linear ReSOLVE, com
monitoramento em tempo real, foi usada para recuperar com sucesso o
plugue sob restrições de poço desafiadoras, exigindo 52 ativações para a
recuperação segura do plugue. Como resultado, a intervenção no poço foi
executada conforme planejado e ajudou a aumentar a produção do poço de
285 para 13.000 bbl/d.

No Cazaquistão, as tecnologias Wireline foram usadas pela Karachaganak
Petroleum Operating B.V. (um consórcio entre a ENI, BG, Chevron, Lukoil
e KazMunaiGaz) para classificar um reservatório de carbonato em um campo
de condensado de gás. A tecnologia de espectroscopia de alta definição
Litho Scanner* foi usada para identificar litologias e propriedades
matrizes enquanto a tecnologia do microimageador de formação FMI-HD* foi
usada para identificar os principais recursos geológicos para otimizar a
escolha da pressão e os pontos de aquisição de fluido. A tecnologia do
testador dinâmico modular MDT com elementos de packer duplo e o sistema
do Analisador de Fluidos InSitu identificaram fluidos do reservatório e
coletaram múltiplas amostras do poço, usados para estimar melhor as
reservas e planejar um poço de desvio lateral futuro. No geral, a
tecnologia MDT foi operada por mais de uma semana e bombeou de modo
confiável mais de 2.300 litros de fluido em um ambiente com alta
concentração de HS2.

Também no Cazaquistão, a SIS disponibilizou um centro de colaboração e
visualização para o Scientific Research Institute of Production and
Drilling Technologies of KazMunaiGaz LLP, a fim de apoiar a
classificação dos reservatórios de petróleo e gás complexos do país. O
centro moderno é equipado com simulador de reservatório de alta
resolução INTERSECT* , software de modelagem de sistemas de petróleo
PetroMod* , software para poços Techlog e o ambiente de conhecimento E&P
Studio*. A instalação dessas tecnologias SIS permitirá que a empresa
nacional de petróleo construa modelos de reservatório avançados de modo
eficiente para superar as mudanças complexas de exploração.

Na Índia, a ONGC fechou com a WesternGeco um contrato para uma pesquisa
de 3.680-km2 usando a tecnologia sísmica ponto-receptor Q-Marine* no
setor offshore da Bacia de Heera-Panna-Bassein (HPB) , na região Oeste
da Índia. O objetivo da pesquisa é explorar o potencial da formação de
Bassein e Panna na periferia leste e oeste da área da fossa tectônica,
que é operacionalmente desafiadora devido à variação nas profundidades
da água entre 20 e 70 m e múltiplas instalações de produção. Duas
embarcações WesternGeco serão usadas para facilitar a instalação das
plataformas offshore e assegurar a conclusão do projeto dentro da
estação de campo de 2014-2015.

Grupo de Perfuração

Sequencialmente, a receita do Drilling Group de US$ 4,0 bilhões diminuiu
15% principalmente devido à queda severa no número de plataformas na
América do Norte e aos efeitos desfavoráveis da moeda na Rússia e na
Venezuela, bem como os declínios na atividade sazonal na Rússia que
afetaram principalmente as tecnologias Drilling & Measurements e M-I
SWACO. Mais de 30% do declínio sequencial foi em terra, na América do
Norte devido à menor atividade e preços. O trabalho da Gestão de
Projetos Integrados Reduzido na Austrália, México e Iraque também
contribuíram para a redução.

A margem operacional pré-impostos de 20% diminui 80 bps sequencialmente.
Apesar do declínio nas receitas, a ação imediata sobre a gestão dos
custos e o benefício da nossa estrutura de custos local que minimizou o
impacto dos efeitos desfavoráveis da moeda nos resultados operacionais
pré-impostos ajudaram a limitar a margem operacional decremental
sequencial em 25%.

As novas tecnologias do Drilling Group impulsionaram o melhor desempenho
no primeiro trimestre ao melhorar a eficiência da perfuração, otimização
da instalação dos poços e a garantia da integridade do poço em
reservatórios desafiadores.

No México, a tecnologia giratória dirigível com temperatura ultra alta
PowerDrive ICE* da Drilling & Measurements foi instalado para a Pemex
para corrigir a trajetória do poço de um conjunto de poços com fundo
compactado que havia se desviado da trajetória em uma formação altamente
abrasiva. A tecnologia PowerDrive ICE permitiu a perfuração do poço de
acordo com o plano de perfuração e aumentou a taxa de penetração em 16%
comparada com o registro de campo anterior, economizando nove dias de
operação e US$1,35 milhão para o cliente.

No Golfo da Tailândia, o serviço de perfuração durante a medição
(measurement-while-drilling) com temperatura ultra alta TeleScope ICE*
da Drilling & Measurements foi usado pela PTT Exploration and Production
Company Limited (PTTEP) para perfurar um poço com profundidade total em
uma só passada e obter as medições do poço em tempo real em um
reservatório com temperatura máxima de 204 graus Celsius. O cliente se
beneficiou da eliminação do deslocamento do conjunto até o fundo do poço
para proteger os eletrônicos, bem como uso de giroscópio para determinar
a localização do poço, economizando 12 horas de tempo de trabalho na
plataforma e reduziu o custo operacional em US$ 300.000,00.

Na China, a tecnologia de detecção de fronteiras do leito multicamadas
PeriScope HD* da Drilling and Measurements foi usada pela PetroChina em
apoio aos seus planos de desenvolvimento em campos maduros
caracterizados por reservatórios com armadilhas (traps) de baixa
amplitude e alvos pouco espessos. Em uma aplicação para a Xin Jiang Oil
Company, a tecnologia PeriScope HD permitiu a instalação de poço
horizontal superior em um reservatório com espessura desafiadora de
aproximadamente 1-2 m e forneceu 100% de contato com o reservatório. Em
outro poço, para a Tarim Oil Company, a tecnologia PeriScope HD superou
uma brecha instável e alcançou a instalação precisa de uma seção
horizontal de um poço, próximo da parte superior do reservatório,
resultando em um contato de reservatório de 100%.

Também na China, a tecnologia de medições sísmicas enquanto perfura
(seismic-while-drilling) seismicVISION* da Drilling & Measurements foi
usada pela primeira vez em uma pesquisa sísmica de superfície em terra
pela PetroChina TOC na bacia de Tarim. As informações de alta qualidade
em tempo real foram coletadas ao longo de um intervalo registrado de
mais de 6.400 metros usando a tecnologia Seismic Guided Drilling* e
usada para ajustar as trajetórias de dois poços desafiadores, reduzindo
o risco de perfuração e diminuindo a incerteza do alvo final. A operação
foi executada de modo eficiente ao eliminar o tempo necessário para o
processamento dos dados da memória e a atualização do modelo, permitindo
ao cliente economizar 36 horas de tempo da plataforma de perfuração.

No Canadá, o sistema de perfuração com gerenciamento automático (DAPC)
para controle dinâmico da pressão anular M-I SWACO foi usado pela Apache
Corporation em quatro poços de exploração na bacia de Liard na Colúmbia
Britânica. Os regimes de pressão desafiadores na bacia têm
historicamente induzido a perdas e influxos do fluido de perfuração o
que tem afetado negativamente o desempenho da perfuração. A aplicação
dos sistemas MPD automatizados DAPC forneceram uma pressão do fundo do
poço quase constante, permitido a perfuração da profundidade total e
economias de custo significativas para o cliente ao reduzir o tempo não
produtivo.

No setor norueguês do Mar do norte, a tecnologia de fluidos M-I SWACO
WARP* foi usada por uma empresa de petróleo e gás internacional em um
poço com uma janela de operação com pressão de lama estreita. As
propriedades reológicas baixas da tecnologia WARP permitiram um
excelente isolamento da área da seção do poço de 18 5/8 pol., o que
levou a velocidades de revestimento maiores e nenhuma perda de fluidos
para a formação. Também, o perfil de cimentação entre o revestimento e o
poço perfurado confirmou que o isolamento da área foi o melhor
registrado até hoje para essa seção do poço, resultando em melhoria
significativa em relação à conformidade regulatória comparada com os
poços de desvio no mesmo campo.

Grupo de Produção

A receita do Grupo de Produção de US$ 3,8 bilhões diminui 22%
sequencialmente devido à redução na atividade de bombeamento de baixa
pressão e o aumento da pressão dos preços precipitado pela queda severa
no número de plataformas em terra na América do Norte. Mais da metade da
diminuição sequencial foi atribuída às atividades em terra na América do
Norte. A venda menor de produtos de acabamento e elevação artificial, e
os efeitos desfavoráveis da moeda também contribuíram para a diminuição
sequencial.

A margem de operação pré-impostos de 14,6% diminuiu 389 bps
sequencialmente, devido à menor atividade e ao aumento da pressão dos
preços mantidos durante o trimestre?especialmente no mercado em terra na
América do Norte. Apesar do declínio severo das receitas, a ação
imediata sobre a gestão dos custos, incluindo o alinhamento dos recursos
à atividade, limitou a margem operacional decremental sequencial em 32%.

As novas tecnologias do Grupo de Produção ajudaram os clientes a superar
seus desafios técnicos ao acelerar a produção, permitindo a recuperação
e aumentando a eficiência operacional.

Na Dakota do Norte, a Well Services fez uso da técnica de fraturamento
BroadBand Sequence para a Statoil para estimular as seções da posição
final horizontal (toe) de poço cru (sem revestimento) de 901 pés e 2.553
pés de dois poços no campo de xisto de Bakken. Os intervalos alvo foram
estimulados em 11 e 24 estágios respectivamente. Nos dois casos, a
pressão inicial da fratura aumentou consistentemente, com ganhos totais
de pressão de 1.376 psi e 2.140 psi, respectivamente. Os dois poços
fluíram com taxas de produção e pressão iniciais mais altas em
comparação com seus desvios diretos.

No Kuwait, as tecnologias da Well Intervention realizaram uma campanha
de workover para a LOC em três poços desafiadores nos campos de Managish
e Sabryia. Antes da intervenção, o fluido da formação e escória haviam
obstruído as portas e os filtros dos dispositivos de controle de influxo
dos poços, provocando a queda na produção. A tecnologia de desempenho em
tempo real nos poços com detecção de temperatura ACTive* ajudou a
identificar as portas lacradas e a análise em tempo real das pesquisas
de temperatura permitiu tomar a decisão sobre quais portas deveriam ser
seletivamente estimuladas. O packer inflável multiconjunto instalado nos
flexitubos ACTive Straddle* foi então usado para instalar de modo
eficiente o tratamento de estímulo nas portas selecionadas para remover
os danos e a escória, enquanto monitorava em tempo real a pressão para
confirmar a comunicação entre as portas e o reservatório. Como
resultado, a produção de petróleo pós-estímulo dos três poços dobrou e o
tempo de trabalho plataforma foi economizado através do tratamento
seletivo das portas lacradas.

No Chade, a Well Services concluiu o primeiro tratamento de fratura
hidráulica, usando fluido de fraturamento à base de água, de ligação
cruzada YF100FLEX*, para a Glencore em um poço no campo onshore de
Mangara. Antes do tratamento de fraturamento, a taxa de pico de produção
do poço caiu significativamente devido aos danos da formação incorridos
durante os workovers, o que levou ao eventual fechamento do poço. Como
resultado do uso da tecnologia da Well Services, o teste do poço com o
tratamento pós-fraturamento confirmou dano negativo e um aumento de
quatro vezes na taxa de produção de pico do poço.

No Oeste do Canadá, a Seven Generations Energy Ltd. fechou com a Well
Services um contrato de estímulo incluindo o fornecimento de uma frota
de fraturamento hidráulico, operando continuamente 24 horas por dia. A
Schlumberger foi escolhida como provedor de serviços de fraturamento
preferida com base em sua expertise técnica e solidez operacional e
registro de rastreamento comprovado na melhoria de desempenho de poços
enquanto otimiza os custos de conclusão.

Dívida líquida

"Dívida líquida" representa a dívida bruta menos espécie, investimentos
de curto prazo e investimentos em renda fixa mantidos até o vencimento.
A gerência acredita que o indicador de dívida líquida fornece
informações úteis sobre o nível de endividamento da Schlumberger ao
informar a quantia em espécie e os investimentos que podem ser usados
para amortizar dívidas.

Seguem detalhes de alterações na dívida líquida:

Encargos e créditos

Além de resultados financeiros determinados de acordo com os princípios
contábeis geralmente aceitos (GAAP) dos EUA, este comunicado de imprensa
do primeiro trimestre inclui também medidas financeiras não GAAP
(conforme definição no Regulamento G da SEC). O seguinte é uma
reconciliação destas medidas não GAAP com as medidas GAAP comparáveis:

Sobre a Schlumberger

A Schlumberger é líder mundial no fornecimento de tecnologia, soluções
integradas de gestão e informação de projetos para clientes do setor de
gás e petróleo em todo o mundo. Empregando aproximadamente 115.000
pessoas representando mais de 140 nacionalidades e trabalhando em mais
de 85 países, a Schlumberger oferece a maior variedade de produtos e
serviços, da exploração à produção.

A Schlumberger Limited tem sedes em Paris, Houston, Londres e Haia e
reportou receitas de US$ 48,58 bilhões em 2014. Para outras informações,
acesse www.slb.com.

*Marca da Schlumberger ou das empresas Schlumberger.

Notas

A Schlumberger realizará uma teleconferência para discutir as
perspectivas de divulgação e negócios acima mencionados na sexta-feira,
17 de Abril de 2015. A teleconferência está programada para começar às
7h. (horário central dos EUA - CT), 8h. (horário da costa leste dos
EUA), 14h (horário de Paris). Para acessar a teleconferência, que é
aberta ao público, entre em contato com o operador da teleconferência em
+1 (800) 230-1059 na América do Norte, ou +1 (612) 234-9959 fora da
América do Norte, cerca de 10 minutos antes do horário de início
agendado da conferência. Pergunte por "Schlumberger Earnings Conference
Call." Na conclusão da teleconferência, uma repetição de áudio estará
disponível até 17 de maio de 2015, ligando para +1 (800) 475-6701 na
América do Norte, ou +1 (320) 365-3844 fora da América do Norte e
informando o código de acesso 352390.

A teleconferência será transmitida pela internet simultaneamente em www.slb.com/irwebcast apenas com áudio. Faça login 15 minutos antes do tempo para testar o seu
navegador e registrar-se para a teleconferência. A reprodução pela
internet também estará disponível no mesmo site.

Para mais informações, contate

Simon Farrant ? Schlumberger Limited, vice-presidente de relações com
investidores
Joy V. Domingo ? Schlumberger Limited, gerente de
relações com investidores

Escritório +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

Este documento, a divulgação dos ganhos do primeiro trimestre de 2015 e
outras declarações que fazemos contêm "declarações prospectivas" de
acordo com o significado das leis de títulos federais, que inclui as
declarações que não são fatos históricos como, por exemplo, previsões ou
expectativas relacionadas à previsão do negócio; crescimento da
Schlumberger como um todo e para cada um dos seus segmentos (e para
produtos e áreas geográficas específicas dentro de cada segmento);
demanda de petróleo e gás natural e o crescimento da produção; preços do
petróleo e do gás natural; melhorias nos procedimentos operacionais e
nas tecnologias; despesas de capital pela Schlumberger e pela indústria
de petróleo e gás; as estratégias do negócio dos clientes da
Schlumberger; o sucesso das joint-ventures e alianças Schlumberger; as
condições econômicas globais futuras e resultados futuros das operações.
Tais declarações estão sujeitas a riscos e incertezas, inclusive, entre
outros, condições econômicas globais; mudanças nos gastos com produção e
exploração pelos clientes da Schlumberger e mudanças no nível de
desenvolvimento e exploração de petróleo e gás natural; condições gerais
econômicas, políticas e comerciais em regiões essenciais do mundo
incluindo Rússia e Ucrânia; erosão de preços; fatores climáticos e
sazonais; atrasos operacionais; mudanças nos requisitos regulatórios e
regulações governamentais, inclusive aquelas relacionadas com exploração
de gás e petróleo offshore, fontes radioativas, explosivos, produtos
químicos, serviços de fraturamento hidráulico e iniciativas relacionadas
com o clima; a inviabilidade da tecnologia em atender novos desafios em
exploração e outros riscos e incertezas detalhados nesta divulgação dos
lucros do primeiro trimestre de 2015, no nosso mais recente formulário
10-K e outros documentos protocolados na Comissão de Valores
Mobiliários. Se um ou mais desses ou outros riscos ou incertezas se
materializarem (ou as consequência de tais mudanças de desenvolvimento),
ou se nossas premissas subjacentes se mostrarem incorretas, os
resultados reais podem divergir materialmente daqueles refletidos em
nossas declarações prospectivas. A Schlumberger descarta qualquer
intenção ou obrigação de atualizar ou revisar tais declarações, seja
como resultado de novas informações, eventos futuros ou qualquer outra
razão.

O texto no idioma original deste anúncio é a versão oficial autorizada.
As traduções são fornecidas apenas como uma facilidade e devem se
referir ao texto no idioma original, que é a única versão do texto que
tem efeito legal.