Schlumberger anuncia resultados do segundo trimestre de 2013
Schlumberger Limited
PARIS--(BUSINESS WIRE)--25 de Julho de 2013--A Schlumberger Limited (NYSE:SLB) informou hoje as receitas do segundo trimestre de 2013 de US$ 11,18 bilhões, em comparação com US$ 10,57 bilhões no primeiro trimestre de 2013 e US$ 10,34 bilhões no segundo trimestre de 2012.
A receita de operações contínuas atribuída à Schlumberger, excluindo encargos e créditos, foi de US$ 1,54 bilhão um aumento sequencial de 19% e de 14% na comparação anual. Os dividendos diluídos por ação de operações correntes, excluindo encargos e créditos, foram de US$ 1,15 em comparação com US$ 0,97 do trimestre anterior e US$ 1,01 no segundo trimestre de 2012.
A Schlumberger concluiu a desaceleração das operações de serviços no Irã durante o segundo trimestre de 2013. Assim, os resultados históricos deste negócio foram reclassificados para as operações encerradas e todos os períodos anteriores foram ajustados.
A Schlumberger registrou despesas de US$ 0,51 por ação de créditos líquidos no segundo trimestre de 2013 em comparação com US$ 0,07 por ação no trimestre anterior, e encargos de US$ 0,02 por ação no segundo trimestre de 2012.
A receita da divisão de serviços de campo petrolífero, de US$ 11,18 bilhões, obteve aumento sequencial de 6% e de 8% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos da divisão de serviços de campo petrolífero, de US$ 2,28 bilhões, apresentou aumento sequencial de 16% e de 12% na comparação anual.
O diretor executivo da Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentou: Os sólidos resultados do segundo trimestre da Schlumberger foram marcados por uma atividade internacional significativamente maior, nos principais mercados em terra e em alto-mar. Na América do Norte, nos beneficiamos de uma sólida execução em terra e uma atividade em águas profundas ainda mais intensa para alcançar um sólido progresso geral, apesar dos preços competitivos do terra e os efeitos do recesso de primavera no oeste do Canadá. Um crescimento de dois dígitos da receita sequencial foi registrado pelo grupo de caracterização de reservatório e pelo Oriente Médio e a Ásia e pelas áreas da Europa/CEI/África. Todas as áreas mostraram uma sólida execução e um desempenho de integração que, juntamente com as novas vendas de tecnologia, ajudaram as margens operacionais a atingir ou ultrapassar 20% em todos os territórios.
Os resultados internacionais foram liderados pelo Oriente Médio e a Ásia, com a recuperação da exploração de petróleo e da atividade de perfuração na China e na Austrália e crescimento contínuo nos mercados-chave da Arábia Saudita e Iraque, e a atividade sísmica, tanto do mar quanto em terra, mostrou ainda mais progresso. Na Europa/CEI/África, houve a recuperação dos níveis de atividade na Rússia e no Mar do Norte, enquanto o aumento da exploração de petróleo em partes da África Subsaariana impulsionou ainda mais o crescimento. A América Latina viu aumentar a atividade de gestão de projetos integrados, embora o efeito disso tenha sido compensado por trânsitos de navios sísmicos sazonais.
A implantação de novas tecnologias foi grande no trimestre, com crescente interesse dos clientes na formação de novas avaliações e produtos e serviços de intervenção em poços e perfuração. O empreendimento conjunto OneSubsea foi concluído com a Cameron, e estamos ansiosos pelas oportunidades de novas tecnologias e soluções submarinas de última geração que esperamos que esta nova organização nos ofereça. Em outros lugares, a nossa crescente capacidade de integração levou a mudanças organizacionais que combinam o nosso projeto principal e os negócios de gestão da produção, alimentando o crescimento através de perícia conjunta e alinhamento de portfólio.
O quadro econômico mundial desacelerado apresentou pouca alteração desde o primeiro trimestre. Os EUA praticamente não demostraram impacto em relação ao sequestro financeiro, a Zona Euro permanece em recessão, e os dados da China continuam mistos. Dada a falta de mudança, a oferta e demanda de petróleo e gás natural permanecem estáveis, o que também se reflete no preço do petróleo e do gás. Os gastos com exploração e produção, no entanto, subiram, fazendo deste o quarto ano consecutivo com aumentos de dois dígitos nos gastos e mostra a natureza de longo prazo do desenvolvimento de petróleo e gás.
Como resultado, continuamos a ver um crescimento consistente, já que planos de gastos são confirmados pelo panorama de número de sondas e atividades do cliente. Continuamos confiantes no panorama da indústria, no nosso posicionamento estratégico nos mercados em que atuamos, na força do nosso portfólio de tecnologia e em nossa capacidade de melhorar ainda mais o nosso desempenho geral.
Demais eventos
Durante o trimestre, a Schlumberger efetuou a recompra de 6,8 milhões de ações ordinárias a um preço médio de US$ 73,07, totalizando um preço de compra de US$ 500 milhões. Esta recompra completou substancialmente o programa de recompra de ações de US$ 8 bilhões aprovado pelo conselho administrativo, em abril de 2008. Em 30 de junho de 2013, a Schlumberger recomprou mais de 105 milhões de ações ordinárias no âmbito do programa por um preço total de compra de US$ 7,8 bilhões. O saldo remanescente de US$ 187 milhões será esgotado no terceiro trimestre de 2013. Em 18 de julho de 2013 o conselho administrativo aprovou um novo programa de recompra de ações de US$ 10 bilhões que será concluído, no máximo, até 30 de junho de 2018.
Em 24 de junho de 2013, a Cameron e a Schlumberger anunciaram que a OneSubsea, um empreendimento conjunto para fabricação e desenvolvimento de produtos, sistemas e serviços para o mercado de gás e petróleo submarinos, recebeu todas as aprovações regulatórias necessárias. As partes fecharam a transação em 30 de junho de 2013. A Schlumberger reconheceu um ganho de US$ 1,03 bilhões como resultado desta transação.
Serviços de campo petrolífero
A receita do segundo trimestre, de US$ 11,18 bilhões, obteve aumento sequencial de 6% e de 8% na comparação anual, com o aumento de US$ 543 milhões na receita de US$ 7,70 bilhões da área internacional ou 8% de aumento sequencial, enquanto que a área da América do Norte obteve uma receita de US$ 3,36 bilhões, aumentando US$ 67 milhões, ou 2% de aumento sequencial.
Por segmento, a receita de US$ 3,01 bilhões do grupo de caracterização de reservatório obteve 10% de aumento sequencial enquanto que o grupo de perfuração, com receita de US$ 4,29 bilhões, aumentou 4%. Estes aumentos foram devidos a recuperações sazonais, ganhos de participação de mercado e maior atividade de exploração em mercados internacionais e de alto-mar, especialmente para as tecnologias da Wireline. Outras tecnologias que ganharam significativamente durante o trimestre foram lideradas pelo WesternGeco, divisão de Soluções de Informação da Schlumberger (SIS), divisão de Perfuração e Medidas e M-I SWACO. Apesar da queda sazonal no oeste do Canadá, como resultado do recesso de primavera, o grupo de produção registrou um aumento sequencial de 4%. A melhoria da utilização da capacidade de bombeamento de pressão pela indústria em terra nos EUA, o aumento da atividade de intervenção de poços por flexitubo em todo o mundo, e as sólidas vendas internacionais de produtos para acabamento contribuíram para o crescimento.
Geograficamente, o Oriente Médio e a Ásia lideraram o aumento sequencial com a receita de US$ 2,7 bilhões crescendo 11%, devido, principalmente, à recuperação sazonal da atividade de exploração e perfuração na China e no Japão, maior produtividade sísmica em terra pela WesternGeco UniQ* na região, e um crescimento contínuo através de um portfólio diversificado de projetos e atividades na Arábia Saudita e no Iraque. Uma melhor utilização da embarcação WesternGeco e uma atividade de perfuração robusta de GeoMarket na Australásia também contribuíram para o crescimento. A receita de US$ 3,1 bilhões da Europa/CEI/África obteve 10% de aumento nas vendas multiclientes do WesternGeco à frente das concessões de licenciamento na Noruega e da recuperação da perfuração e da atividade de exploração sazonais na Rússia e no Mar do Norte. A receita da África Subsaariana também obteve um aumento sequencial através do aumento da atividade de exploração no Golfo da Guiné, enquanto a atividade em Angola foi subjugada devido a atrasos no projeto. A receita de US$ 1,9 bilhão da América Latina apresentou um aumento mínimo, pois o efeito da sólida atividade de gestão de projetos integrados na Argentina foi, em grande parte, compensada por uma queda na utilização marinha do WesternGeco após o trânsito planejado de embarcações para fora do Brasil. A receita de US$ 3,36 bilhões da América do Norte aumentou 2%, com a alta da receita em alto-mar da América do Norte gerada pela forte atividade em águas profundas da Wireline e do WesternGeco. A receita em terra dos EUA registrou um crescimento de dois dígitos, mas foi compensada pela queda sazonal no oeste do Canadá após o recesso da primavera. Enquanto o número de sondas em terra nos EUA cresceu apenas marginalmente, o número de poços e locais aumentou através da eficiência da perfuração, resultando em melhor utilização da capacidade de bombeamento de pressão pela indústria.
O lucro operacional antes dos impostos do segundo trimestre, de US$ 2,28 bilhões, obteve aumento sequencial de 16% e de 12% na comparação anual. O lucro operacional internacional antes dos impostos, de US$ 1,69 bilhão, obteve 18% de aumento sequencial, enquanto o lucro operacional antes dos impostos na América do Norte, de US$ 662 milhões, obteve 6% de aumento sequencial.
Sequencialmente, a margem operacional antes dos impostos de 20,4% aumentou 178 pontos base (bps), e a margem operacional internacional antes dos impostos expandiu 202 pontos base para 22,0%, o Oriente Médio e a Ásia registraram melhoria da margem sequencial de 178 pontos base atingindo 24,6%, a Europa/CEI/África aumentaram 275 pontos base para 20,6% e a América Latina melhorou 107 pontos base para 20,6%. A expansão nas margens internacionais é devida à recuperação da atividade sazonal combinada com sólidos resultados na África Subsaariana e no Oriente Médio e Ásia. O aumento da exploração de alta margem, atividades sísmicas e em águas profundas também ajudaram a aumentar as margens internacionais. Apesar do efeito do recesso da primavera no oeste do Canadá, a margem operacional antes dos impostos da América do Norte aumentou sequencialmente 65 pontos base para 19,7%. A margem em terra dos EUA expandiu com a melhoria da eficiência, melhor utilização e redução dos custos de matérias-primas no bombeamento de pressão, e a margem em alto-mar da América do Norte aumentou devido à forte atividade da Wireline em águas profundas e ao WesternGeco.
Sequencialmente por segmento, a margem operacional antes dos impostos do grupo de caracterização de reservatórios se expandiu 380 pontos base para 30,1%, devido aos sólidos resultados do WesternGeco e da Wireline. A margem operacional antes dos impostos do grupo de perfuração aumentou 97 pontos base para 18,7%, através da melhoria do desempenho de perfuração e medidas e aumento da rentabilidade nas gestões de projetos integrados no Oriente Médio e na América Latina. A margem operacional antes de impostos do grupo de produção cresceu 116 pontos base para 15,9% na melhoria da lucratividade em serviços de poços, com a melhoria no uso de bombeamento de pressão e da eficiência em terra, nos EUA.
Uma variedade de destaques de integrações e inovações tecnológicas contribuiu para os resultados do segundo trimestre.
A Shell concedeu à Schlumberger um contrato multinacional de serviços integrados de cinco anos para a perfuração de poços de exploração de petróleo e gás em uma plataforma recém-comissionada de águas profundas em operação no Leste, Oeste e Norte da África. O conceito de utilização de uma sonda de perfuração altamente móvel para exploração em águas profundas em ambientes remotos é reforçado pela integração dos serviços com um alcance reduzido, resultando em ganhos de eficiência gerais. Além disso, a continuidade de pessoas e processos, juntamente com a aplicação das lições aprendidas são elementos fundamentais para a redução do risco operacional e de tempo não produtivo.
No setor norueguês do Mar do Norte, um total de 11 contratos para serviços em campos petrolíferos da Schlumberger foram estendidos ao longo dos próximos cinco anos, com a BG Norge cobrindo tanto o desenvolvimento do campo Knarr como outras atividades na plataforma continental. Os contratos incluem a perfuração direcional, medidas e registros durante a perfuração, registro da lama, registro do cabeamento, gestão de fluidos de perfuração, flexitubo, testes em poços, acabamentos e serviços de cimentação.
Nos Emirados Árabes Unidos, a tecnologia de avaliação de recuperação avançada de petróleo melhorada no local em poço único MicroPilot* da Wireline foi implantada em um poço da Abu Dhabi Company for Onshore Operations (ADCO) para retirar água do fundo e injetar óleo bruto na formação. A tecnologia MicroPilot oferece informações valiosas sobre as propriedades da rocha que regula o movimento do óleo e da água no reservatório. Esta informação também ajudou a fazer a ponte entre as escalas principais e de reservatório, permitindo uma melhor modelação de reservatórios.
Nas águas territoriais do Congo, as tecnologias da Schlumberger foram mobilizados para a ENI (Ente Nazionale Idrocarburi S.p.A.) para perfuração e acabamento de um poço altamente complexo no campo Mwafi. A tecnologia de sistema orientável rotativa com alto volume de produção PowerDrive Archer* da divisão de perfuração e medidas, com brocas Smith customizadas, foi usada para perfurar um perfil de poço 3D desafiador através da sobrecarga. A instalação do poço no reservatório foi realizada em tempo real, usando o mapeador de fronteiras de leitos PeriScope* da divisão de perfuração e medidas, nêutrons de densidade azimutal adnVISION* e tecnologias de perfuração sonora multipolo SonicScope*. O poço foi perfurado até a profundidade total com mais de 20 dias de antecedência e completado com um trabalho de fratura em três etapas usando a tecnologia de controle de refluxos de propantes à base de fibras PropGUARD* e a embarcação de estimulação para serviços de poços Bourbon Herald.
Na Colômbia, a tecnologia "slickline digital" para intervenções em poços LIVE* foi implantada para a Chevron em uma campanha de abandono de poços em terra. O serviço LIVE oferece serviços mecânicos de poço revestido e em tempo real em uma única unidade, para recuperar um tampão de isolamento de poço, perfurar vários tubos com as cargas moldadas de penetração profunda PowerJet Omega* da Wireline e operar um corta-tubos químico limpo usando os sistemas de cabeça de disparo eletrônicos eFire* correlacionados em tempo real. A eficiência operacional oferecida por esta combinação de tecnologias da Schlumberger reduziu custos logísticos significativos para a Chevron e reduziu o tempo total de operação planejado de 27 para 21 dias.
Em meados de 2012, a Liquid Robotics e a Schlumberger criaram a Liquid Robotics Oil & Gas, um empreendimento conjunto para desenvolver serviços inovadores para a indústria de petróleo e gás usando o Wave Glider®, o primeiro veículo autônomo marinho do mundo, impulsionado por ondas. Recentemente, em torno da área de Wheatstone, no noroeste da Austrália, Wave Gliders equipados com sensores de metrologia, incluindo turbidez, foram implantados para que a Chevron realizasse levantamentos básicos confiáveis antes do início das operações de dragagem a montante e a jusante. Cobriu-se um total de 1.424 milhas náuticas em um período de 60 dias. Medidas de lapso de tempo adicionais serão tomadas durante e depois das operações para validar a conformidade ambiental. Como a tecnologia do Wave Glider continua a se expandir, os operadores de petróleo e gás em alto-mar continuam a construir confiança na capacidade que possuem de resolver alguns dos desafios de monitoramento ambiental e de exploração da indústria.
Na América do Norte, a Schlumberger foi pioneira na implantação da tecnologia bicombustível para os motores a diesel utilizados em operações de fraturamento hidráulico, tendo implementado a tecnologia no Canadá, há mais de dois anos. As operações de bicombustível possibilitam que um motor a diesel funcione com uma mistura de diesel e gás natural, podendo ser gás natural comprimido, gás natural liquefeito ou gás de campo. Em terra, nos EUA, a Schlumberger tem várias tripulações habilitadas com bicombustível implantadas em todo o país, uma vez que o desenvolvimento da tecnologia para o implemento de soluções otimizadas para o mercado norte-americano continua com os fornecedores de usinas. A Schlumberger completou o 600.° trabalho da empresa em junho de 2013 usando a tecnologia de bicombustível, e as operações de bicombustível ajudaram a diminuir os custos totais de combustível em 25-40%, enquanto reduziram o impacto ambiental sem comprometer a segurança ou o desempenho do motor.
Grupo de caracterização de reservatórios
A receita do segundo trimestre, de US$ 3,01 bilhões, obteve aumento sequencial de 10% e de 11% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos, de US$ 908 milhões, obteve aumento sequencial de 25% e de 21% na comparação anual. Sequencialmente, o aumento da receita foi impulsionado principalmente pelo aumento do uso de serviços da Wireline, como resultado da sólida atividade de exploração no Golfo do México americano, Brasil, África Subsaariana e no Oriente Médio. A receita na Rússia e na China também cresceu sequencialmente após recuperação das atividades sazonais. A receita do WesternGeco aumentou sequencialmente com vendas multiclientes superiores à frente das concessões de licenciamento na Noruega, retorno sazonal da atividade de embarcação marítima no Mar do Norte, e produtividade sísmica em terra UniQ* superior na Arábia Saudita e Kuwait. A receita do SIS também aumentou com as vendas de produtos e manutenção de softwares superiores na América Latina e na Europa/CEI/África.
A margem operacional antes dos impostos de 30,1% aumentou 380 pontos base sequencialmente com sólidas vendas multiclientes de alta margem do WesternGeco e uma robusta atividade da Wireline em águas profundas.
Um grande número de destaques tecnológicos em todo o grupo de caracterização de reservatórios contribuiu para os resultados do segundo trimestre.
No Mar do Norte, o WesternGeco começou a aquisição de dois mapeamentos 4D complexos para a BP (British Petroleum) usando tecnologia de serpentina interpolada profunda de banda-larga DISCover*, sendo essa a primeira vez que tal tecnologia é usada no Mar do Norte. Os mapeamentos, que cobrem aproximadamente 740 km² sobre os campos Magnus, Foinaven, Schiehallion, e Loyal, envolvem obstruções de aterragens e operações simultâneas consideráveis.
O WesternGeco começou a aquisição nos novos quatro pontos de mapeamento multicliente de banda larga 3D: os desfiladeiros DeSoto e Mississippi e as áreas de cume Lloyd no leste do Golfo do México americano. O mapeamento, de azimute estreito, cobre aproximadamente 400 quadras de plataformas continentais externas (Outer Continental Shelf - OCS) com mais de 9.600 km², e usa a tecnologia de banda larga deslizante ObliQ* para otimizar a largura de banda gravada do sinal sísmico. O processamento de dados incluirá a inversão de onda completa e imagem isotrópica transversal inclinada.
A RWE Dea Norge AS concedeu ao WesternGeco um contrato para a aquisição de aproximadamente 1.250 km² de dados sísmicos de banda larga sobre a nova licença APA de 2012 no Mar da Noruega. Este será o primeiro mapeamento exclusivo de terceiros em águas territoriais da Noruega com a aquisição de banda larga deslizante e técnica de imagem ObliQ. As serpentinas Q-Marine Solid* e as fontes de banda larga marinhas calibradas Delta* também serão utilizadas com o objetivo de melhorar a resolução e a definição de erro nas seções Terciária, Cretácea e Jurássica, onde a qualidade dos dados existentes é ruim.
A Shell Canada Limited concedeu ao WesternGeco um contrato de vários anos para a aquisição e processamento de um mapeamento 3D de 12 mil km², de azimute amplo, nas águas territoriais da Nova Escócia, o primeiro mapeamento de azimute amplo adquirido para as águas territoriais do Canadá e o maior programa sísmico na história da Nova Escócia. O mapeamento acontece nas novas licenças de exploração da Shell na Bacia de Shelburne, cerca de 275 km ao sul de Halifax, será conduzido pela WG Magellan e WG Cook, usando a tecnologia de serpentina Q-Marine Solid e é apoiado por duas embarcações de fonte dedicadas Geco Tau e Ocean Odyssey. O mapeamento teve início em junho de 2013, com mais dados a serem adquiridos em 2014.
No setor britânico do Mar do Norte, a tecnologia de sonda radial 3D Saturn* da Wireline foi implantada para a EnQuest a fim de obter amostras de óleo viscoso de alta qualidade em formações não consolidadas rasas. A maior área de fluxo oferecida pelo projeto da sonda elíptica Saturn também levou a melhorias na eficiência operacional, permitindo ao operador economizar até 75% no tempo de amostragem de fluido em comparação com os métodos de amostragem convencionais.
No Golfo do México americano, a Wireline implantou a tecnologia de amostragem de fluido de reservatório de última geração para a Shell, a fim de que esta reduza a incerteza na avaliação de um recente sucesso na exploração em águas profundas. O testador dinâmico de formação modular MDT*, configurado com a densidade do fluído do reservatório InSitu Density*, a viscosidade do fluído do reservatório InSitu Viscosity* e as medições do sensor de cor do fluído do reservatório InSitu Color*, foi utilizado para coletar mais de 17 litros de fluido não contaminado do reservatório. A amostra de fluído de alta qualidade relativamente grande ofereceu ao cliente uma das várias garantias necessárias para avançar seguir em frente com o projeto de exploração. Além disso, a variedade das medidas feitas sobre o fluído durante o processo de amostragem reduziu o tempo de análise de laboratório para o projeto em aproximadamente duas semanas.
Na Austrália, a tecnologia de dispersão dielétrica multifrequencial Dielectric Scanner* da Wireline foi usada para a ConocoPhillips pela primeira vez, para oferecer medidas de saturação de água confiáveis em um reservatório com mineralogia complexa. O cálculo da saturação da água neste reservatório foi difícil devido aos efeitos da mineralogia em medidas de resistividade convencionais. A tecnologia Dielectric Scanner foi capaz de oferecer saturação de água irredutível em um ambiente lamacento à base de óleo independente dos registros de resistividade, análise de dados fundamentais e análise da salinidade da água, e ajudou o cliente a reduzir a incerteza sobre os parâmetros críticos do reservatório.
No Qatar, a tecnologia de plataforma de varredura acústica Sonic Scanner* da Wireline usando um mapeador de reflexão acústica do orifício de perfuração (Borehole Acoustic Reflection Survey - BARS) foi implantada para a Total E&P Qatar, para avaliar as formações do orifício de perfuração através do revestimento. Os dados obtidos com esta tecnologia ofereceram imagiologia confiável para até 30 metros de distância a partir do orifício de perfuração, o que permite a integração das imagens 3D com a superfície sísmica. A capacidade da técnica BARS para avaliar as características de formação e refletores por trás do revestimento permite uma melhor instalação e acabamento otimizado de poços em campos maduros através do deslizamento ou redesign de poços existentes.
No sul do Texas, os serviços de registro ThruBit* da Wireline foram implantados para reparos do poços horizontal depois que a produção de água se tornou excessiva. Uma ferramenta de memória ThruBit, incluindo densidade, porosidade, e sensores de resistividade e sônicos, foi bombeada através da tubulação de reparação para o acabamento do poço. Os dados resultantes indicaram que a produção de água se originou a partir de um único conjunto de fraturas, que posteriormente foi tapado.
Em Dakota do Norte, a tecnologia de avaliação de cimento Isolation Scanner* da Wireline foi implantada para a Zenergy na área xistosa de Bakken. Devido às medidas de atenuação de flexão únicas do equipamento, o serviço Isolation Scanner foi capaz de criar imagens claras do leve cimento por trás do revestimento do poço, superando os desafios enfrentados pelas tecnologias convencionais. Além disso, a ferramenta Isolation Scanner mediu 72 espessuras ultrassônicas radiais para quantificar o desgaste da broca, levando a uma economia significativa para o operador em termos de sequências de fraturamento caras e compressões corretivas.
Na Rússia, a Surgutneftegas adquiriu licenças para exploração e produção do Petrel* da SIS, caracterização de reservatórios GeoFrame*, simulação de reservatórios ECLIPSE* e plataformas de software de poços Techlog*, em conjunto com um contrato de manutenção de três anos. A Surgutneftegas utiliza o software da SIS desde 1995 e decidiu adotar ainda mais as plataformas de software da SIS nas recém-criadas divisões de geologia e geofísica e engenharia de reservatórios, a fim de aumentar a eficiência na tomada de decisão de exploração e produção, melhorar a gestão de recuperação de reservas e otimizar a intervenção de poços.
Grupo de perfuração
A receita do segundo trimestre, de US$ 4,29 bilhões, obteve aumento sequencial de 4% e de 8% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos, de US$ 804 milhões, obteve aumento sequencial de 10% e 11% na comparação anual.
Sequencialmente, as receitas aumentaram principalmente pela sólida atividade internacional e em alto-mar para a divisão de perfuração e medidas e para as tecnologias de M-I SWACO, principalmente na Rússia e no Oriente Médio e Ásia. Além disso, tanto a divisão de perfuração e medidas como a M-I SWACO registraram resultados sólidos no território americano com uma atividade maior, o que foi amplamente compensado pelo efeito do recesso da primavera sazonal no oeste do Canadá.
Sequencialmente, a margem operacional antes de impostos cresceu 97 pontos base a 18,7% a parir do aumento da atividade em terra da divisão de perfuração e medidas nos EUA, Rússia e Oriente Médio e de uma maior rentabilidade em projetos IPM no Oriente Médio e na América Latina.
Várias tecnologias do grupo de perfuração contribuíram para os resultados do segundo trimestre.
Na China, as tecnologias da divisão de perfuração e medidas foram implantadas para a PetroChina Tarim Oilfield Company para perfurar 20 poços em reservatórios anteriormente inexplorados no campo Hade, na região ocidental do país, conhecida por sua geologia complexa e desafiante ambiente de perfuração. Uma combinação do orientável rotativo de alto volume PowerDrive Archer com a avaliação durante a perfuração de formação sem fonte NeoScope*, o mapeador de fronteira de leito PeriScope e as tecnologias de imagiologia durante a perfuração geoVISION* permitiu a colocação precisa de um poço junto a camadas alvo finas e prevenir a perfuração em zonas de água vizinhas. Apesar da formação dura, as tecnologias de perfuração alcançaram o volume de trabalho necessário e aumentaram tanto a metragem por execução como a taxa de penetração. Como resultado, o tempo total de perfuração da profundidade inicial à total foi reduzido de 67 para 42 dias. Além disso, os testes de produção média para os cinco primeiros poços perfurados mostrou um incremento de produção 50% superior à meta do operador.
Na China central, em parceria com a CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited, uma subsidiária da China National Petroleum Corporation (CNPC), as tecnologias do grupo de perfuração da Schlumberger foram implantadas no projeto China Sichuan, da Shell, para fazer furos piloto e poços horizontais no bloco de gás de xisto Fushun. As tecnologias orientáveis rotativas da divisão de perfuração e medidas PowerDrive X6*, PowerDrive vorteX* e PowerDrive Archer, combinadas com a resistividade e imagiologia durante a perfuração MicroScope* e as tecnologias de mapeamento de fronteira de leito PeriScope foram usadas na perfuração da curva e nas seções horizontais. Estes serviços de perfuração integrados foram habilitados pela taxa ROPO* de otimização de penetração e incluiu brocas compactas de diamante policristalino (CDP) com corpo de aço otimizados por xisto Smith Spear* e as tecnologias de circulação WELL COMMANDER* da M-I SWACO. Um total de três poços horizontais de gás de xisto foram perfurados e concluídos, com todos eles alcançando o desempenho de perfuração de quartil superior e de última geração da Shell. As seções laterais dos poços foram colocadas inteiramente nos pontos ideais do reservatório sem desvios geológicos, economizando mais de 54 dias para o operador.
Na Rússia, as brocas Smith estabeleceram novos recordes durante a perfuração dos intervalos verticais de poços de exploração da Wolgademinoil, no campo Avilovskoe. Na seção de 29,5 cm de um poço, as brocas Smith de CDP com corpo de aço e cortadores premium aumentaram a taxa de penetração (TP) em cinco vezes e a metragem em 350%, em comparação com os melhores poços de perfuração. No mesmo poço, mas na secção de 39,3 cm, a TB foi duplicada e a seção concluída em uma única operação, enquanto a metragem de perfuração aumentou 130%.
No Mar Cáspio, a divisão de perfuração e medidas da Schlumberger introduziu o sistema orientável rotativo PowerDrive Xceed* para a LUKOIL-Nizhnevolzhskneft, em um projeto de perfuração de alcance estendido em alto-mar no campo petrolífero Korchagina. A tecnologia PowerDrive Xceed habilitou a perfuração eficiente da seção mais extensa do mundo, de 24,1 cm, e uma economia correspondente de dois dias, em comparação com o plano de construção do poço.
Em Angola, as tecnologias da divisão de perfuração e medidas foram implantadas para a Cabinda Gulf Oil Company para avaliar um poço em desenvolvimento em um sistema canalizado de reservatórios em águas profundas. A formação de pressão durante a perfuração do StethoScope* e as tecnologias multifuncionais de registro durante a perfuração EcoScope* foram usadas para a avaliação de dados petrofísicos e estimativa da magnitude de exaustão e conectividade do reservatório. A combinação de dados petrofísicos com as imagens da densidade azimutal e os dados de registro de lama levaram à identificação de 9,14 m adicionais de pagamento de baixa resistividade, o que permitiu ao operador aprofundar a conclusão geral e aumentar o intervalo perfurado. Além de aumentar as reservas, as tecnologias da divisão de perfuração e medidas ofereceram eficiência operacional através de taxas mais elevadas de aquisição de dados, o que levou a uma redução significativa do tempo não produtivo e uma redução de custos para o operador de aproximadamente 60 horas de tempo de sonda.
No sul do México, o IPM da Schlumberger e as tecnologias do grupo de perfuração apresentaram a aplicação TURBODRILLING para a Pemex, em formações rochosas de alta compressibilidade. A combinação de ferramentas de perfuração com os sistemas turbodrilling (perfuração turbo) Remedial Neyfor* com brocas personalizadas Smith híbridas e impregnadas permitiu perfurar de forma eficaz e construir um ângulo em um intervalo de poço que consiste principalmente de lamito compressível com até 40% de nódulos de silex abrasivos. O intervalo do poço foi perfurado em menos de 211 horas a uma taxa média de penetração de cerca de 2,13 m/h, reduzindo cerca de 96 horas de perfuração à Pemex em comparação com os sistemas convencionais de perfuração.
Na Colômbia, o Centro de Engenharia Petrotécnica do grupo de perfuração da Schlumberger ofereceu serviços de instalação de poços e fluxos de trabalho exclusivos em um poço horizontal com litologia complexa no campo Apiay para a Ecopetrol. A solução integrada incluiu o uso do software de análise, colaboração e visualização de perfuração em tempo real PERFORMView*. O poço foi perfurado e colocado como planejado, sem desvios ou eventos perdidos em buracos.
Em Alberta, no Canadá, os serviços de perfuração por pressão dirigida (PPD) da Schlumberger foram usados pela Shell para reduzir o tempo de perfuração do poço na área de gás não convencional de Duvernay. As seções horizontais destes poços têm janelas de pressão estreitas e se estendem por mais de 2.133 m. Para superar estes desafios, a aplicação de PPD, como parte de um conjunto maior de melhorias para o projeto do poço, ajudou a Shell a melhorar as taxas de perfuração em até 124%.
No Brasil, o sistema de fluido de perfuração misto de metal-óxido à base de água DRILPLEX* da M-I SWACO foi usado para a HRT Oil & Gas para atenuar a grave perda de circulação encontrada durante a perfuração dos primeiros poços terrestres na bacia do Solimões. O sistema DRILPLEX foi eficaz na minimização das lavagens e perdas de fluido para a formação, o que ajudou a otimizar a limpeza do poço. Como resultado, o tempo de perfuração para esse intervalo desafiador foi reduzido de 6-8 dias para 1,8 dias, e o custo reduzido em 45% em comparação com os poços perfurados antes de deslocamento de fluidos tradicionais.
No Brasil, a tecnologia batedeira MD-3 da M-I SWACO foi utilizada pela Diamond Offshore Brasdril em águas profundas, no semissubmersível Ocean Star. O design de tela MD-3 composto e a blindagem otimizada permitiram uma taxa de fluxo consideravelmente maior, aumento da taxa de penetração e redução do custo de fluido de perfuração através da remoção de sólidos e taxas de diluição inferiores. Uma economia geral superior a US$ 13 milhões foi alcançada em um único poço.
Grupo de produção
A receita do segundo trimestre, de US$ 3,93 bilhões, obteve aumento sequencial de 4% e de 6% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos, de US$ 625 milhões, obteve aumento sequencial de 13% e de 4% na comparação anual. Apesar da queda sazonal no oeste do Canadá, como resultado do recesso de primavera, o grupo apresentou um crescimento sequencial geral devido à melhoria da utilização da capacidade de bombeamento de pressão pela indústria em terra, nos EUA, aumento da atividade de flexitubo geral da divisão de intervenção de poços e sólidas vendas internacionais de produtos para acabamento. Enquanto o número de sondas em terra nos EUA cresceu apenas marginalmente, o número de poços e locais aumentou através da eficiência de perfuração, resultando em uma melhor utilização da capacidade de bombeamento de pressão pela indústria. Embora os preços tenham permanecido competitivos, o ritmo de declínio moderou sequencialmente.
A margem operacional antes dos impostos, de 15,9%, aumentou 116 pontos base sequencialmente, mas declinou 23 pontos base na comparação anual. Sequencialmente, a margem aumentou devido, principalmente, à melhoria da rentabilidade das tecnologias da divisão de serviços de poços, como resultado da melhoria da eficiência, melhor uso e redução de custos de matérias-primas no bombeamento de pressão em terra americano, apesar dos preços competitivos. Além disso, as tecnologias da divisão de intervenção de poços e acabamentos registraram uma melhor lucratividade internacional.
Os destaques durante o trimestre incluíram os sucessos de várias tecnologias do grupo de produção.
A Saudi Aramco concedeu à divisão de acabamentos da Schlumberger, pela primeira vez, um contrato de "cinco-mais-dois-anos" para o fornecimento dos produtos e serviços associados às atividades de acabamento de poços na Arábia Saudita. Este é o primeiro contrato celebrado no âmbito do contrato de compras corporativas de 10 anos recentemente assinado por ambas as empresas e estabelece o quadro para os futuros contratos relativos a esse contrato mestre. A concessão teve base no histórico comprovado da Schlumberger quanto ao desempenho de qualidade de produtos e serviços, entrega no prazo e contribuição de conteúdo nacional.
Na Arábia Saudita, a tecnologia "slickline digital" LIVE da divisão de intervenção de poços, que usa um revestimento exclusivo no núcleo do fio slickline convencional para permitir a telemetria, foi usada para a Saudi Aramco para executar operações corretivas em poços no campo Hyra. O cabo LIVE, devido ao seu núcleo "slickline", permite trepidações, caso seja necessário para evitar a execução de um movimento à deriva. Uma ferramenta de ajuste eletro-hidráulico foi depois usada, sem a necessidade de explosivos, para afastar os tampões das gargantilhas com correlação de raios gama em tempo real. A implantação das ferramentas de registro na parte superior das ferramentas mecânicas possibilitou o deslocamento do poço e a marcação correlacionada da operação de perfuração transmitida do tubo, simultaneamente. A eficiência geral do caminhão e da tripulação LIVE permitiu uma redução no número de pessoas no local e uma logística simplificada.
No México, a tecnologia "slickline digital" LIVE da divisão de intervenção de poços foi implantada para a Pemex, em um poço no campo em alto-mar Ku-Maloob-Zaap. A tecnologia LIVE proporcionou serviços de revestimento de poços em tempo real combinados com a capacidade de serviços de mecânica em uma única unidade de campo, com apenas uma sonda necessária para condicionar o poço, calibrar a pressão e temperatura e implantar um perfurador de tubo usando um sistema de cabeça de disparo eletrônico eFire para serviços de teste correlacionados em tempo real. A eficiência do sistema LIVE em uma plataforma de produção em alto-mar muito limitada ajudou a Pemex a aumentar a produção dos poços, evitando assim a necessidade de uma sonda de reparação de alto custo.
Na Rússia, a PetroStim, uma joint-venture da Schlumberger, realizou uma campanha teste de refratura com a tecnologia de canal de fluxo HiWAY* da divisão de serviços de poços para a Slavneft-Megionneftegas, no maduro campo petrolífero de Vatinskoe. A maioria dos poços de produção no campo têm sido fraturadas hidraulicamente, ou o foram ao menos uma vez, e as técnicas de reestimulação convencionais não se mostraram eficazes neste campo. No entanto, os resultados de produção dos primeiros tratamentos HiWay nos reservatórios arenosos da seção Jurássica quase duplicou as expectativas e ampliou as aplicações da tecnologia em campos maduros como uma solução comprovada para aumentar a recuperação de óleo.
Na Rússia, o sistema de acabamento multilateral de nível 5 RapidX* da divisão de acabamentos da Schlumberger foi instalado em um poço nas águas territoriais da ilha Sakhalin para a Exxon Neftegas Limited. Este foi o primeiro poço multilateral concluído em Sakhalin e o primeiro avanço tecnológico para multilaterais (Technology Advancement for Multilaterals, TAML), junção de nível 5, instalado em alto-mar na Rússia. O sistema RapidX permite ao operador acessar novas seções do reservatório ao reentrar em poços existentes e adicionar laterais extras para aumentar a reparação geral.
No Kuwait, a divisão de intervenção de poços da Schlumberger executou uma campanha de intervenção de corte de água para as operações conjuntas Wafra, em poços horizontais abertos usando o embalador inflável por tubulação flexitubo CoilFLATE* e as tecnologias de desempenho em tempo real de poços ACTive* para definir com precisão as condições de poços necessárias para assentamento de embalagem e inflação. O uso destas tecnologias, levou a uma diminuição significativa na produção de água.
Nas águas territoriais do Egito, a divisão de intervenção de poços implantou a tecnologia flexitubo de poços em tempo real ACTive para a Raspetco estimular um poço submarino de gás no campo Sapphire, que estava sofrendo com partículas que haviam migrado e se acumulado perto do poço, reduzindo a produção. A tecnologia ACTive permitiu a colocação controlada de fluido de argila orgânica para os serviços de poços OCA* no poço submarino vivo, monitorando o nível do fluido e otimizando o nitrogênio bombeado através do anel do flexitubo. Os sensores de temperatura distribuídos ACTive, adquiridos enquanto o poço estava fluindo, entregaram um registro de produção quantitativa das zonas produtoras. Como resultado desta intervenção, a produção de gás do poço foi triplicada.
Em Brunei, a divisão de serviços de gestão de areia da Schlumberger implantou os sistemas OptiPac* da Alternate Path, que incorporam diversas personalizações, para a Shell Petroleum (BSP) em poços com trajetória de subida (anzol) perfurados a partir de terra para explorar os reservatórios não consolidados localizados em águas rasas em alto-mar. Para superar as limitações associadas com os acabamentos de revestimento com cascalho tradicionais, a tecnologia OptiPac, incluindo embaladores de dilatação desviada personalizados e válvulas de desvio e quase vazias, foi aplicada em sete poços de alto ângulo, até hoje, com resultados positivos. Em fevereiro de 2013, a divisão de serviços de gerenciamento de areia da Schlumberger estabeleceu um recorde mundial ao completar o revestimento por cascalho mais comprido em um poço anzol, usando a tecnologia OptiPac com 578 m de telas instaladas.
A Petrobras concedeu à divisão de acabamentos da Schlumberger vários contratos para o fornecimento de válvulas de segurança com tubulação-recuperável TRC-II*. Os contratos marcam um total inédito de 108 válvulas de segurança de subsuperfície concedidas para o ambiente de águas profundas e ultraprofundas extremamente desafiador do Brasil.
No Omã, a Daleel Petroleum Company concedeu à divisão de elevação artificial da Schlumberger um contrato baseado no desempenho, no valor de aproximadamente US$ 40 milhões para o fornecimento, instalação, comissionamento e gestão de cerca de 200 sistemas de bombas elétricas submersíveis. O contrato de cinco anos, com opção de uma prorrogação de dois anos, inclui o fornecimento da tecnologia de bombas submersíveis elétricas REDA Maximus*, válvulas XT150 e um total de 18 sistemas de transmissão de pulso.
Tabelas Financeiras
Demonstrativo condensado de receitas consolidadas
(Apresentados em milhões, exceto por montantes por ação)
Segundo trimestre
Seis meses
Períodos concluídos em 30 de junho
2013
2012
2013
2012
Receita
$
11.182
$
10.341
$
21.752
$
20.150
Juros e outras receitas, líquido (1)
30
45
63
92
Ganho na formação da OneSubsea(2)
1.028
-
1.028
-
Despesas
Custo das receitas
8.712
8.119
17.118
15.884
Pesquisa e Engenharia
293
287
585
558
Geral e administrativo
100
101
196
199
Fusões e integrações(2)
-
22
-
37
Por imparidade e demais(2)
364
-
456
-
Juros
98
78
197
158
Lucro antes dos impostos
2.673
1.779
4.291
3.406
Impostos sobre as receitas(2)
449
439
855
833
Lucro de operações correntes
2.224
1.340
3.436
2.573
Lucro (prejuízo) de operações encerradas
(124
)
75
(69
)
147
Receita líquida
2.100
1.415
3.367
2.720
Lucro líquido atribuível a interesses não controlados
5
12
13
17
Renda líquida atribuível à Schlumberger
$
2.095
$
1.403
$
3.354
$
2.703
Montantes da Schlumberger atribuíveis a:
Lucro de operações correntes(2)
$
2.219
$
1.328
$
3.423
$
2.556
Lucro (prejuízo) de operações encerradas
(124
)
75
(69
)
147
Receita líquida
$
2.095
$
1.403
$
3.354
$
2.703
Dividendos diluídos por ação da Schlumberger
Lucro de operações correntes(2)
$
1,66
$
0,99
$
2,56
$
1,91
Lucro (prejuízo) de operações encerradas
(0,09
)
0,06
(0,05
)
0,11
Receita líquida
$
1,57
$
1,05
$
2,51
$
2,02
Média de ações disponíveis
1.327
1.331
1.329
1.333
Média de ações disponíveis presumindo diluição
1.336
1.339
1.339
1.341
Depreciação e amortização incluídas nas despesas(3)
$
910
$
854
$
1.806
$
1.706
1)
Inclui as receitas de juros de:
Segundo trimestre de 2013 - US$ 6 milhões (de 2012 - US$ 6 milhões)
Seis meses de 2013 - US$ 11 milhões (de 2012 - US$ 16 milhões).
2)
Vide páginas 13 e 14 para detalhes das despesas e créditos.
3)
Incluindo custo de dados sísmicos para vários clientes.
Balanço consolidado condensado
(Apresentados em milhões)
30 de junho,
31 de dezembro
Ativos
2013
2012
Ativos circulantes
Numerário e investimentos em curto prazo
$
5.925
$
6.274
A receber
11.277
11.351
Outros ativos circulantes
6.597
6.531
23.799
24.156
Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento
417
245
Ativos fixos
14.742
14.780
Dados sísmicos para vários clientes
634
518
Fundo de comércio
14.407
14.585
Outros ativos intangíveis
4.673
4.802
Outros ativos
4.579
2.461
$
63.251
$
61.547
Passivos e patrimônio
Passivo circulante
Contas a pagar e passivo adquirido
$
7.815
$
8.453
Passivo estimado relacionado a imposto de renda
1.361
1.426
Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo
2.858
2.121
Dividendos a pagar
420
368
12.454
12.368
Dívida de longo prazo
9.098
9.509
Benefícios pós-aposentadorias
2.031
2.169
Impostos diferidos
1.450
1.493
Outros passivos
1.170
1.150
26.203
26.689
Patrimônio
37.048
34.858
$
63.251
$
61.547
Débito líquido
"Débito líquido" representa o débito bruto menos investimentos em espécie e de curto prazo e investimentos em renda fixa mantidos até o vencimento. A diretoria acredita que o indicador de débito líquido fornece informações úteis sobre o nível de endividamento da Schlumberger ao informar a quantia em espécie e os investimentos que podem ser usados para amortizar débitos. Detalhes de alterações no débito líquido para o ano até a data de hoje:
(Apresentados em milhões)
Seis meses
2013
Débito líquido, 1.º de janeiro de 2013
$
(5.111
)
Lucro de operações correntes
3.436
Depreciação e amortização
1.806
Ganho na formação da OneSubsea
(1.028
)
Pensões e outros benefícios de pós-aposentadoria
255
Despesa de remuneração baseada em ações
168
Pensão e financiamento de outros benefícios pós- aposentadoria
(231
)
Aumento de capital de giro
(1.140
)
Gastos de capital
(1.800
)
Dados sísmicos multicliente capitalizados
(222
)
Dividendos pagos
(781
)
Receitas de planos de ações de funcionários
189
Programa de recompra de ações
(692
)
Pagamento por transação da OneSubsea
(600
)
Outras aquisições comerciais, líquido de caixa e dívida adquirida
(117
)
Demais
190
Efeito da moeda na dívida líquida
64
Débito líquido, 30 de junho de 2013
$
(5.614
)
Componentes da dívida líquida
30 de junho de 2013
31 de dezembro de 2012
Numerário e investimentos em curto prazo
$
5.925
$
6.274
Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento
417
245
Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo
(2.858
)
(2.121
)
Dívida de longo prazo
(9.098
)
(9.509
)
$
5.614
)
$
(5.111
)
Encargos e créditos
Além de resultados financeiros, determinados de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos (GAAP) dos EUA, este comunicado de imprensa do segundo trimestre inclui também medidas financeiras não GAAP (tais como definidos no Regulamento G da SEC). O seguinte é uma conciliação destas medidas não GAAP com as medidas GAAP comparáveis:
(apresentados em milhões, exceto por montantes por ação)
Segundo trimestre de 2013
Antes de impostos
Imposto
Encerrados Juros
Líquido
EPS diluível
Classificação de declaração de renda
Renda da Schlumberger de operações contínuas,
como relatado
$
2.673
$
449
$
5
$
2.219
$
1,66
Ganho na formação do empreendimento conjunto OneSubsea
(1.028
)
-
-
(1.028
)
(0,77
)
Ganho na formação da OneSubsea
Imparidade dos investimentos do método de equivalência patrimonial(1)
364
19
-
345
0,26
Imparidade e demais
Renda da Schlumberger de operações contínuas,
excluindo encargos e créditos
$
2.009
$
468
$
5
$
1.536
$
1,15
Primeiro trimestre de 2013
Antes de impostos
Imposto
Encerrados Juros
Líquido
EPS diluível
Classificação de declaração de renda
Renda da Schlumberger de operações contínuas,
como relatado
$
1.618
$
406
$
9
$
1.203
$
0,90
Perda com a desvalorização da moeda na Venezuela
92
-
-
92
0,07
Imparidade e demais
Renda da Schlumberger de operações contínuas,
excluindo encargos e créditos
