Schlumberger anuncia resultados do primeiro trimestre de 2013

PARIS - França--(BUSINESS WIRE)--25 de Abril de 2013--A Schlumberger Limited (NYSE:SLB) reportou hoje as receitas do primeiro trimestre de 2013 de US$ 10,67 bilhões, contra US$ 11,17 bilhões no quarto trimestre de 2012 e US$ 9,92 bilhões no primeiro trimestre de 2012.

A receita de operações correntes atribuída à Schlumberger, excluindo encargos e créditos, foi de US$ 1,35 bilhão - um queda sequencial de 6% e um aumento de 4% na comparação anual. Os dividendos diluídos por ação de operações correntes, excluindo encargos e créditos, foram de US$ 1,01 em comparação com US$ 1,08 do trimestre anterior e US$ 0,96 no primeiro trimestre de 2012.

A Schlumberger registrou despesas de US$ 0,07 por ação no primeiro trimestre de 2013, contra US$ 0,06 por ação no trimestre anterior, e US$ 0,01 por ação no primeiro trimestre de 2012.

As receitas da divisão Oilfield Services, de US$ 10,67 bilhões, apresentaram uma queda sequencial de 5% e um aumento de 8% na comparação anual. O lucro operacional pré-impostos da divisão Oilfield Services, de US$ 2,0 bilhões, apresentou queda sequencial de 6% e aumento de 4% na comparação anual.

O diretor executivo da Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentou: A força internacional, em combinação com a resistência às condições de mercado desafiadoras na América do Norte, levaram a um desempenho sólido no primeiro trimestre. Embora nossos resultados sequenciais exibiram os efeitos da desaceleração sazonal normal no hemisfério norte e no extremo oriente, bem como menores vendas de produtos em comparação com o quarto trimestre, os nossos números na comparação anual, demonstraram o potencial do mercado internacional, a força de nossa execução, bem como a importância das nossas capacidades de integração.

O crescimento internacional na comparação anual ultrapassou a contagem de perfurações, liderada pelo Oriente Médio e Ásia com forte atuação nos mercados chave, como Arábia Saudita, Iraque, Austrália e China. Na Europa/CEI/África a força na região Sub-Sahariana, o crescimento na Rússia e no Mar Cáspio, bem como no Mar do Norte conduziram a boa performance. A América Latina foi impulsionada pela atividade de gestão da produção no Equador, a força no México e América Central, e o crescimento nos GeoMarkets da Argentina, Bolívia e Chile. Na América do Norte, forte atividade no Canadá e resultados sólidos no Golfo do México dos EUA compensaram parcialmente os preços e fraqueza de atividades em terra nos EUA.

A evolução dos preços internacionais no primeiro trimestre manteve-se inalterada, com a continuação do progresso lento, mas constante na receita por perfuração que vem sendo observada nos últimos seis trimestres. Isto foi impulsionado não só pela atividade, mas também pela mistura de tecnologia onde continuamos introduzindo serviços de alta qualidade apoiados por uma forte execução e desempenho operacional. Na América do Norte, os preços para os serviços em terra enfraqueceram em geral e foi observado uma maior pressão sobre os contratos de bombeamento de pressão.

O ambiente macroeconômico do mundo viu notícias mistas das principais economias no primeiro trimestre, incluindo China, EUA e zona do euro. Ainda assim, a perspectiva global para 2013 permanece praticamente inalterada a partir de nossas projeções anteriores, tanto em termos de crescimento do PIB, bem como dos fundamentos para os mercados globais de petróleo e gás. Nós ainda esperamos que a oferta de petróleo continue crescendo na América do Norte, enquanto outras produções não OPEP provavelmente continuarão enfrentando desafios, e esperamos que a capacidade de reposição global permaneça em torno dos níveis atuais - ausente de qualquer mudança macroeconômica inesperada ou evento geopolítico.

Como resultado, continuamos vendo um crescimento forte e consistente em sintonia com as nossas expectativas em regiões chave, que incluem África Sub-Saara, Rússia, Oriente Médio, China e Austrália. As perspectivas para a América do Norte permanecem incertas, com atividade de perfuração menores do que o esperado e fraqueza contínua de preços. Enquanto o tempo frio e a produção de gás natural escassa resultaram em retiradas significativas das reservas, estas ainda precisam resultar em qualquer mudança na atividade de perfuração de gás seco.

Neste ambiente, continuamos focados no bom desempenho operacional e financeiro em todos os mercados em que participamos. E com o compromisso e empenho exibido por toda a nossa organização, estou confiante de que continuaremos oferecendo retornos superiores aos nossos investidores daqui para frente.

Outros eventos

• Durante o trimestre, a Schlumberger efetuou a recompra de 2,5 milhões de ações ordinárias a um preço médio de US$ 77,63, totalizando um preço de compra de US$ 193 milhões.

Demonstrativo condensado de receitas consolidadas
		(apresentados em milhões, exceto por montantes por ação)
		Três meses
Períodos encerrados em 31 de março de		2013			2012
Receita		$	10.668		$	9.918
Juros e outras receitas(1)			33			47
Despesas
Custo das receitas			8.442			7.810
Pesquisa e Engenharia			295			275
Geral e administrativo			95			98
Fusões e integrações(2)			-			15
Reestruturação e outros(2)			92			-
Juros			98			80
Lucro antes dos impostos			1.679			1.687
Impostos sobre as receitas(2)			412			400
Lucro de operações correntes			1.267			1.287
Lucro de operações encerradas			-			19
Receita líquida			1.267			1.306
Lucro líquido atribuível a interesses não controlados			8			5
Renda líquida atribuível à Schlumberger		$	1.259		$	1.301
Montantes da Schlumberger atribuíveis a:
Lucro de operações correntes(2)		$	1.259		$	1.282
Lucro de operações encerradas			-			19
Receita líquida		$	1.259		$	1.301
Dividendos diluídos por ação da Schlumberger
Lucro de operações correntes(2)		$	0,94		$	0,95
Lucro de operações encerradas			-			0,01
Receita líquida(3)		$	0,94		$	0,97
Média de ações disponíveis			1.330			1.334
Média de ações disponíveis presumindo diluição			1.340			1.344
Depreciação e amortização incluídas nas despesas(4)		$	896		$	851

1)		Inclui as receitas de juros de:
		Três meses de 2013 - US$ 6 milhões (de 2012 - US$ 10 milhões).
2)		Vide página 6 para obter detalhes das despesas e créditos.
3)		Valores podem não conferir devido a arredondamentos.
4)		Incluindo custo de dados sísmicos para vários clientes.

Balanço consolidado condensado
							(Apresentados em milhões)
			31 de março				31 de dezembro
Ativos			2013				2012
Ativos circulantes
Numerário e investimentos em curto prazo			$	5.561			$	6.274
A receber				11.502				11.351
Outros ativos circulantes				6.664				6.531
				23.727				24.156
Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento				266				245
Ativos fixos				14.805				14.780
Dados sísmicos para vários clientes				582				518
Fundo de comércio				14.580				14.585
Outros ativos intangíveis				4.734				4.802
Outros ativos				2.734				2.461
			$	61.428			$	61.547
Passivos e patrimônio
Passivo circulante
Contas a pagar e passivo adquirido			$	7.842			$	8.453
Passivo estimado relacionado a imposto de renda				1.548				1.426
Empréstimos de curto prazo e proporção atual
das dívidas de longo prazo				2.962				2.121
Dividendos a pagar				419				368
				12.771				12.368
Dívida de longo prazo				8.138				9.509
Benefícios pós-aposentadorias				2.056				2.169
Impostos diferidos				1.506				1.493
Outros passivos				1.176				1.150
				25.647				26.689
Patrimônio				35.781				34.858
			$	61.428			$	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 gerência 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)
Três meses		2013
Débito líquido, 1.º de janeiro de 2013		$	(5.111	)
Lucro de operações correntes			1.267
Depreciação e amortização			896
Pensões e outros benefícios de pós-aposentadoria			128
Excesso de rendimento de capital próprio sobre dividendos recebidos			(23	)
Despesa de remuneração baseada em ações			81
Pensão e financiamento de outros benefícios pós- aposentadoria			(177	)
Aumento de capital de giro			(924	)
Gastos de capital			(894	)
Dados sísmicos multicliente capitalizados			(117	)
Dividendos pagos			(365	)
Receitas de planos de ações de funcionários			166
Programa de recompra de ações			(193	)
Aquisições e investimentos de negócios, líquido de caixa e dívida adquirida			(39	)
Demais			(94	)
Efeito da moeda na dívida líquida			126
Débito líquido, 31 de março de 2013		$	(5.273	)
Componentes da dívida líquida		31 de março de 2013						31 de dezembro de 2012
Numerário e investimentos em curto prazo		$	5.561					$	6.274
Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento			266						245
Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo			(2.962	)					(2.121	)
Dívida de longo prazo			(8.138	)					(9.509	)
		$	(5.273	)				$	(5.111	)

Encargos e créditos

Além de resultados financeiros, determinados de acordo com os princípios contábeis geralmente aceites (GAAP), este documento inclui também medidas financeiras não GAAP (tal como definidos no Regulamento G da SEC). O seguinte é uma conciliação destas medidas não GAAP para as medidas GAAP comparáveis:

(apresentados em milhões, exceto por montantes por ação)
				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				$	1.679				$	412				$	8				$	1.259				$	0,94
Perda com a desvalorização da moeda na Venezuela					92					-					-					92					0,07			Reestruturação e outros
Renda da Schlumberger de operações contínuas,
excluindo encargos e créditos				$	1.771				$	412				$	8				$	1.351				$	1,01
				Quarto trimestre de 2012
				Antes de impostos					Imposto					Encerrados Juros					Líquido					EPS diluível				Classificação de declaração de renda
Renda da Schlumberger de operações contínuas,
como relatado				$	1.807				$	436				$	9				$	1.362				$	1,02
Custos de fusão e integração					60					10					-					50					0,04			Fusão & integração
Redução de empregados					33					6					-					27					0,02			Reestruturação e outros
Renda da Schlumberger de operações contínuas,
excluindo encargos e créditos				$	1.900				$	452				$	9				$	1.439				$	1,08
				Primeiro trimestre de 2012
				Antes de impostos					Imposto					Encerrados Juros					Líquido					EPS diluível				Classificação de declaração de renda
Renda da Schlumberger de operações contínuas,
como relatado				$	1.687				$	400				$	5				$	1.282				$	0,95
Custos de fusão e integração					15					2					-					13					0,01			Fusão & integração
Renda da Schlumberger de operações contínuas,
excluindo encargos e créditos				$	1.702				$	402				$	5				$	1.295				$	0,96

Grupos de produtos
(Apresentados em milhões)
						Três meses encerrados em
						31 de março de 2013														31 de dezembro de 2012														31 de março de 2012
													Renda														Renda													Renda
													Antes														Antes													Antes
						Receita							Impostos							Receita							Impostos							Receita						Impostos
Serviços de Campo Petrolífero
Caracterização de reservatório (1)						$	2.803						$	758						$	3.148						$	918						$	2.582					$	674
Perfuração							4.132							741							4.137							696							3.785						657
Produção(1)							3.785							573							3.927							592							3.542						620
Eliminações e outros							(52	)						(46	)						(38	)						(42	)						9						(8	)
							10.668							2.026							11.174							2.164							9.918						1.943
Corporativos e outros							-							(168	)						-							(180	)						-						(171	)
Rendimento de juros(2)							-							6							-							6							-						10
Despesa com juros(2)							-							(93	)						-							(90	)						-						(80	)
Encargos e créditos							-							(92	)						-							(93	)						-						(15	)
						$	10.668						$	1.679						$	11.174						$	1.807						$	9.918					$	1.687
Áreas geográficas
(Apresentados em milhões)
						Três meses encerrados em
						31 de março de 2013														31 de dezembro de 2012														31 de março de 2012
													Renda														Renda													Renda
													Antes														Antes													Antes
						Receita							Impostos							Receita							Impostos							Receita						Impostos
Serviços de Campo Petrolífero
América do Norte(1)						$	3.290						$	627						$	3.422						$	656						$	3.433					$	777
América Latina							1.904							371							2.071							377							1.766						323
Europa / CEI / África							2.851							508							2.958							579							2.577						428
Oriente Médio e Ásia							2.505							609							2.577							601							2.064						476
Eliminações e outros(1)							118							(89	)						146							(49	)						78						(61	)
							10.668							2.026							11.174							2.164							9.918						1.943
Corporativos e outros							-							(168	)						-							(180	)						-						(171	)
Rendimento de juros(2)							-							6							-							6							-						10
Despesa com juros(2)							-							(93	)						-							(90	)						-						(80	)
Encargos e créditos							-							(92	)						-							(93	)						-						(15	)
						$	10.668						$	1.679						$	11.174						$	1.807						$	9.918					$	1.687

Os valores de alguns períodos anteriores foram reclassificados para manter conformidade com o demonstrativo do ano corrente.

(1) Exclui juros incluídos nos resultados dos grupos de produtos e áreas geográficas.

Serviços de campo petrolífero

As receitas do primeiro trimestre de US$ 10,67 bilhões, apresentaram uma queda sequencial de 5% e um aumento de 8% na comparação anual, com a receita da Área Internacional de US$ 7,26 bilhões um aumento de US$ 853 milhões, ou 13% na comparação anual, enquanto a receita da área da América do Norte de US$ 3,29 bilhões uma queda de US$ 144 milhões, ou 4% na comparação anual. O forte produto de final de ano, as vendas de software e multicliente do quarto trimestre de 2012 foram responsáveis por mais da metade da queda sequencial na receita. O restante da queda sequencial foi devido à lentidão da atividade sazonal no Mar do Norte, Rússia e China, atrasos nos trabalhos relacionados com o clima nos GeoMarkets de Brunei, Malásia e Filipinas e Austrália, bem como preços mais baixos, como resultado de excesso de capacidade em terra nos EUA. No entanto, estes efeitos sequenciais foram parcialmente compensados pela forte exploração e atividade de perfuração na Angola, bem como forte atividade de projeto de inverno no oeste do Canadá e Alasca.

Dado o impacto significativo que os fatores de fim de ano e sazonalidade tiveram sobre o desempenho sequencial, os parágrafos a seguir se concentram em uma base de comparação entre os anos, salvo indicação em contrário.

A receita internacional aumentou 13%, ultrapassando a contagem de perfurações que era de 7% na comparação anual. Este aumento foi liderado pelas áreas do Oriente Médio e Ásia, com faturamento de US$ 2,5 bilhões, crescimento de 21%, principalmente por resultados robustos em todas as tecnologias na Arábia Saudita, forte resultados de Gestão Integrada de Projetos (IPM, Integrated Project Management) no Iraque e atividades de perfuração em terra e costeira estáveis nos GeoMarkets da Australásia e China. A receita das áreas da Europa/CEI/África de US$ 2,9 bilhões aumentaram 11%, lideradas pela região da África Sub-Saara com forte desenvolvimento e perfuração exploratória. A Rússia e a região da Ásia Central presenciou forte atividade costeira em Sakhalin, bem como uma forte atividade em terra no oeste da Sibéria e Cazaquistão enquanto o GeoMarket do Mar do Norte apresentou um crescimento contínuo na medida em que a atividade migrou da exploração para o desenvolvimento e projetos relacionados à produção. A receita da América Latina de US$ 1,9 bilhão apresentou um crescimento de 8%, principalmente no Equador devido a um sólido progresso no projeto de Gestão de Produção da Schlumberger (SPM, Schlumberger Production Management) em Shushufindi. Forte receita também foi presenciada nos GeoMarkets do México e América Central e Argentina, Bolívia e Chile, enquanto a receita no Brasil ficou estável. A receita da América do Norte de US$ 3,3 bilhões diminuiu 4% - principalmente nas atividades em terra, as quais caíram 11% na comparação anual, enquanto nas atividades costeiras cresceu 26%. O aumento da receita nas atividades costeiras resultou da maior atividade de perfuração com o aumento de mais de 30% no número de plataformas em águas profundas no Golfo do México dos EUA na comparação anual. O declínio da renda em terra foi devido principalmente à fraqueza de preços para os serviços de bombeamento de pressão e para outras tecnologias considerando que a contagem geral de perfurações diminuiu 15% na comparação anual.

Por segmento, a receita do Reservoir Characterization Group de US$ 2,8 bilhões aumentou US$ 221 milhões, ou 9%, liderada pelo crescimento de dois dígitos em Serviços de Testes e Soluções de Informação da Schlumberger (SIS, Schlumberger Information Solutions), conduzida por uma maior atividade de exploração costeira e aumento das vendas de software em todas as áreas internacionais. A WesternGeco cresceu em maior utilização de embarcações marinhas com melhores preços, melhorado UniQ* e produtividade sísmica terrestre convencional no Oriente Médio e Austrália. A receita US$ 4,1 bilhões do Grupo de Perfuração teve um aumento de US$ 347 milhões, ou 9%, liderada pela demanda robusta de serviços de Perfurações & Medidas, com atividade de perfuração costeira reforçada no Golfo do México dos EUA, África Sub-Saara, Sakhalin, Ásia e Austrália, e na medida em que as perfurações aumentam nos principais mercados internacionais em terra na Arábia Saudita, China e Austrália. As atividades de Ferramentas de Perfuração & Serviços de Correção expandiram em todas as áreas e as receitas de IPM cresceram fortemente com a entrada em ação dos projetos no Iraque e Austrália. A receita de US$ 3,8 bilhões do Grupo de produção, teve um aumento de US$ 243 milhões, ou 7%, com crescimento de dois dígitos postado pelas divisões de Intervenção de Poços, Conclusões e tecnologias de Serviços Poços nas áreas internacionais. Framo and Subsea Services Technologies registraram um crescimento de mais de 50%, enquanto a receita SPM mais do que duplicou com os projetos na América Latina ficando à frente dos planos. O aumento da receita do Grupo de Produção foi, no entanto, parcialmente compensado por uma queda na receita de bombeamento a pressão em terra na América do Norte.

O lucro operacional pré-impostos do primeiro trimestre da divisão Oilfield Services, de US$ 2,0 bilhões, apresentou queda sequencial de 6% e aumento de 4% na comparação anual. O lucro operacional pré-impostos internacional, de US$ 1,5 bilhão aumentou US$ 262 milhões, ou 21% na comparação anual, enquanto o lucro operacional pré-impostos na América do Norte de US$ 627 milhões caiu US$ 150 milhões, ou 19% na comparação anual.

Sequencialmente, e apesar da receita em declínio a partindo de efeitos de fim de ano e da sazonalidade, a margem operacional pré-impostos de 19,0% caiu apenas 37 pontos base (bps) com margem internacional estável em 20,5% e margem da América do Norte fixando-se em 19,1%.

Na comparação anual, a margem operacional pré-impostos de 19,0% caiu ligeiramente em 59 bps, na medida em que a margem operacional pré-impostos internacional expandiu 135 bps alcançando 20,5% enquanto a margem operacional pré-impostos da América do Norte caiu 356 bps, para 19,1%. Oriente Médio e Ásia apresentaram melhora de 125 bps chegando a 24,3%, na Europa/CEI/África aumento de 120 bps, para 17,8%, e, na América Latina uma melhora em 123 bps, para 19,5%. A queda na margem da América do Norte foi principalmente devido a pressão de preços para produção de tecnologias para Serviços de Poços em terra, enquanto a expansão na margem internacional foi devido a fortes contribuições de Serviços de Testes e de Tecnologias de Perfurações e Medidas na melhoria da rentabilidade da exploração costeira e atividades de perfuração. Aumento da rentabilidade IPM e SPM das atividades relacionadas ao projeto na América Latina e Oriente Médio e Ásia também contribuíram para a margem internacional expandida.

Na comparação anual por segmento, a margem operacional pré-impostos do Grupo de Caracterização de Reservatórios expandiu 94 bps para 27,0% devido a uma melhor rentabilidade em Serviços de Testes enquanto a margem operacional pré-impostos do Grupo de Perfuração aumentou 57 bps para 17,9% partindo de margens melhoradas postadas pelo Perfurações e Medidas. A margem operacional pré-impostos do Grupo de Produção caiu 237 bps para 15,1% devido, principalmente, aos preços mais baixos para a produção de tecnologias para Serviços de Poços em terra nos EUA, embora o efeito desta foi parcialmente compensada pelo aumento da rentabilidade SPM em projetos na América Latina.

Uma variedade de destaques de integrações tecnológicas contribuiu para os resultados do primeiro trimestre.

Saudi Aramco e Schlumberger trabalharam em um projeto conjunto para desenvolver e implementar uma tecnologia de caracterização de sistema de poros personalizada para o maior campo de petróleo do mundo. Chamada de CIPHER, baseada na abordagem de decodificação usada, esta técnica integra dados de ressonância magnética nuclear de textura sensível com os registros de imagem em outras medições de porosidade espectral para obter uma avaliação completa do sistema de poros dos reservatórios carbonáticos. Os sistemas de poros complexos de rochas carbonáticas exigem detalhes das geometrias dos poros de carbonato como um insumo essencial para uma melhor determinação da permeabilidade e para prever a retirada final do petróleo. Entender os detalhes desses sistemas de poros de carbonato é crucial para a avaliação da formação carbonática. O CIPHER permitirá uma mudança na capacidade da Saudi Aramco em prever e operar com a máxima extração de petróleo.

No leste do Canadá, a Wireline implantou a ultima geração de serviços de amostragem de fluido de rocha para melhorar tanto a qualidade de medição quanto a eficiência operacional em um poço costeiro. O XL-Rock*, tecnologia de perfuração de parede lateral rotativo de grande volume com um novo design permitindo que o peso da broca seja controlado a partir da superfície recuperada com aproximadamente 80% de sucesso nas tentativas de núcleos, alguns dos quais foram consolidados em zonas de menos de 500 psi de resistência à compressão . Além disso, amostras de fluidos de baixa contaminação foram recuperados a partir de múltiplas zonas de teste usando o MDT* testador dinâmico de formação modular equipado com Quicksilver Probe* tecnologia de extração focada e o sistema InSitu Analyzer Fluid*. Esta combinação de tecnologias permitiu a extração de amostras de rocha e fluido representativas a serem recolhidas a um nível de precisão e eficiência operacional que não fora atingido previamente.

No oeste do Texas, a integração de tecnologias Schlumberger possibilitou a Endeavor otimizar um projeto de poço horizontal na formação de xisto em Wolfcamp na bacia do Permiano. Uma combinação das tecnologias de captura elemental por espectroscopia Wireline ECS* e escaneamento acústico Sonic Scanner* foi utilizada para caracterizar uma seção do xisto de Wolfcamp mais profundamente do que já se havia sido alcançado. Durante a perfuração, uma cama limitadora mapeadora Schlumberger PeriScope* foi usada para manter o poço horizontal dentro dos limites do objetivo de grande profundidade. Um design de alta vazão de conclusão horizontal foi então instalado, acompanhado por um tratamento de estimulação de 19 estágios executado com tecnologia de fraturamento hidráulico por canais de fluxo dos Serviços de Poços HiWAY* Esta solução Schlumberger integrada permitiu ao operador aumentar a produção de petróleo de 60 dias deste poço em 34% comparado com o poço mais próximo neste mesmo campo.

Na Arábia Saudita, Schlumberger Completions instalou o primeiro trilateral 3 ½ em um do mundo, o IntelliZone Compact*, sistema de gestão multizonal modular em um campo costeiro para a Saudi Aramco. A tecnologia IntelliZone Compact é um sistema de completação inteligente integrado de última geração que consiste em uma válvula de fluxo de controle operada remotamente, um sistema de monitoramento duplo em tempo real com sensor de posição de engasgo e um circuito condutor empacotador em um único aparelho. O sistema é projetado para otimizar a produção, melhorando a eficiência da instalação e minimizando a intervenção futura.

No Japão, a primeira produção costeira mundial de gás a partir de camadas de hidrato de metano foi confirmada pela Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC). Uma combinação das tecnologias de formação de avaliação, perfuração, conclusão e monitoramento da Schlumberger, foi usada pela JOGMEC na perfuração de dois poços de monitoramento e um poço de produção, bem como no ensaio de fluxo do poço de produção por meio de dissociação de hidrato de metano. As tecnologias Schlumberger incluído o reservatório em tempo real e monitoramento de produção WellWatcher* em combinação com sensores de temperatura de fibra óptica distribuídos e um sensor digital de alta resolução. Além disso, a plataforma de escaneamento acústico Wireline Sonic Scanner combinada com a modelagem de Pesquisa do Reflexo Acústico de Perfuração de Petróleo (BARS, Borehole Acoustic Reflection Survey) e análise ABC* através de tecnologias de revestimento foram realizadas antes e após o teste de produção. Estas tecnologias Schlumberger tem sido fundamentais na viabilização da JOGMEC em validar o método e a economia de produção de gás a partir de hidratos de metano neste projeto inovador.

Grupo de Caracterização de Reservatórios

A receita do primeiro trimestre de US$ 2,80 bilhões caiu 11% sequencialmente, mas cresceu 9% na comparação anual. O lucro operacional pré-impostos de US$ 758 milhões foi 18% inferior sequencialmente, mas aumentou 13% na comparação anual. Quedas sequenciais foram principalmente devido à menores vendas de software multi-cliente WesternGeco e SIS seguindo suas fortes elevações de fim de ano, mas estes efeitos foram parcialmente compensados pelo aumento da utilização de embarcações marinhas WesternGeco.

Na comparação anual, a receita aumentou em US$ 221 milhões liderada pelo crescimento de dois dígitos em atividades de Serviços de Testes e vendas de software SIS, que foram impulsionadas pela melhoria das atividades de exploração costeira e aumento das vendas em todas as áreas internacionais. A WesternGeco cresceu em maior utilização de embarcações marinhas com melhores preços, melhorado UniQ* e produtividade sísmica terrestre convencional no Oriente Médio e Austrália.

A margem operacional pré-impostos de 27,0% diminuiu 215 bps sequencialmente, mas aumentou 94 bps na comparação anual. A queda da margem sequencial foi devido à sazonalmente menor de multi-cliente WesternGeco e vendas de software SIS.

A margem operacional na comparação anual pré-impostos se expandiu devido à lucratividade em Serviços de Testes que se beneficiaram das atividades de exploração costeira de alta margem.

Um grande número de destaques tecnológicos em todo o Reservoir Characterization Group contribuiu para os resultados do primeiro trimestre.

A WesternGeco acaba de concluir a aquisição do primeiro multi-cliente de pesquisa alta resolução de banda larga na Nova Zelândia, em preparação para a rodada de perfurações de 2014. Realizada na costa de Taranaki, a pesquisa usou várias tecnologias WesternGeco, incluindo linhas Q-Marine Solid*, ObliQ* aquisição e imagem de banda larga em entalhe deslizante, Delta* fonte sísmica de banda larga marinha calibrada, e o Continuous Line Acquisition* método para saída total em águas rasas. Devido a considerações ambientais na área, a WesternGeco trabalhou em estreita colaboração com os órgãos ambientais e regulatórios locais para garantir que a pesquisa fosse realizada de forma segura e responsável, e foi elogiada pelo Departamento de Conservação da Nova Zelândia.

A WesternGeco recebeu um contrato da Thombo Petroleum Ltd. para a aquisição e processamento de uma pesquisa 3D usando IsoMetrix* tecnologia sísmica marinha isométrica sobre o Bloco 2B ao longo da costa da África do Sul. A pesquisa abrange uma área de saída total de 686 km2 que se estende ao longo do graben A-J1, no qual a Thombo Petroleum disse que contém uma descoberta de petróleo, bem como outras perspectivas em torno de suas margens. A Thombo descreveu o uso da tecnologia Isometrix como um passo importante na sua avaliação das reservas e recursos.

Na costa da Angola, a WesternGeco concluiu uma pesquisa de 600 km2 de monitoramento 4D usando Q-Marine* tecnologia sobre os campos de Girassol, Jasmim, Rosa e Dalia operados pela Total Exploration and Production Angola. A área altamente carregada inclui dois FPSOs, duas estações de carga e uma plataforma de perfuração, que exige a utilização de uma técnica de subexecução com um dispositivo na fonte adicional para iluminar o reservatório abaixo das instalações de superfície.

A BP concedeu a WesternGeco um dos maiores contratos de processamento de dados e imagens nunca antes concebidos para cerca de 900 km2 de dados de fundo do oceano na bacia do Sul de Columbus em Trinidad e Tobago. As pesquisas foram adquiridas ao longo de duas temporadas de inverno usando a tecnologia Q-Seabed* e a SimSource*, técnica de aquisição simultânea de fonte sísmica. Esta conquista faz parte de um multi-projeto de colaboração durante vários anos entre as duas empresas, que resultou em uma combinação de time BP/WesternGeco, globalmente reconhecido e vencedor do prêmio BP Helios.

Após a disponibilização do sistema integrado UniQ, sistema de ponto receptor sísmico em terra para locação ou venda, várias empresas já estão implantando a tecnologia. IG Seismic Services Ltd (IGSS) adquiriu um sistema de 40.000 canais, o qual tem operado com sucesso na Rússia. A Sichuan Geophysical Company (SCGC) na China alugou um sistema de 45 mil canais e completou um projeto para a PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company com eficiência recorde. Um contrato de locação de um ano também foi continuado para implantação do sistema UniQ em projetos no México.

Na Austrália, Wireline MR Scanner*, um serviço especializado de ressonância magnética foi utilizado para a Apache em um reservatório glauconítico complexo para fornecer identificação de fluidos em um desenvolvimento de poço no campo de Stag. A alta concentração de glauconita afetou os logs de resistividade tais como os de saturações e tipos de fluidos, que ainda não tinham sido identificados utilizando técnicas de exploração convencionais. A tipagem de fluído MR Scanner, no entanto, pode fornecer não só a saturação, mas também identificar os contatos de água/óleo/gás. Este resultado bem sucedido levou a Apache a incorporar esta tecnologia no programa de desenvolvimento de poços do seus campos.

No Kuwait, a tecnologia de dispersão dielétrica multifrequência Wireline Dielectric Scanner* foi usada para a Kuwait Oil Company (KOC) para detectar zonas de água produzíveis em um poço horizontal no campo Raudhatain com estratigrafia complexa e variações na sedimentologia. Posteriormente, o testador modular de formação dinâmica MDT em conjunto com a tecnologia de extração focada Quicksilver Probe foi usada para quantificar as faixas de água em zonas de interesse e confirmaram os resultados do serviço de Scanner dielétrico. Esta caracterização do fluido ajudou o cliente a otimizar o projeto de conclusão e alcançar a drenagem do reservatório de petróleo de forma eficaz para a extração máxima.

No Alasca, os serviços de tecnologia tratora de poços revestidos Wireline TuffTRAC* e cargas de penetração de formações extra-profundas PowerJet Omega* foram mobilizadas para voltar a perfurar quatro poços para o Cook Inlet Natural Gas Storage no campo de gás de Kenai. Anteriormente, todos os poços no campo tinham sido perfurados de forma desequilibrada e os testes de fluxo resultantes estavam abaixo das expectativas. Para minimizar os danos de perfuração e permitir a perfuração de um túnel mais eficiente, os poços foram novamente perfurados a uma pressão equilibrada, conduzindo a um aumento na taxa de injeção de 50 a 300%.

Na Colômbia, tecnologias Wireline Flow Scanner* para log de produção de poço horizontal e desviado e RST* para saturação do reservatório foram utilizados para aquisição de dados de avaliação de formação em cinco poços abertos para a Hocol S.A. e a interpretação dos dados fornecidos pela Schlumberger Serviços PetroTécnicos forneceu ao cliente uma melhor compreensão do perfil de produção e das propriedades do reservatório, bem como a sua influência sobre o desempenho de produção ao longo das seções horizontais dos poços. Como resultado, a Hocol SA está planejando uma nova estratégia de desenvolvimento do campo que envolve melhorias em projetos de perfuração e conclusão.

No Cazaquistão, a Wireline PressureXpress*, a tecnologia de pressão e log do reservatório foi implantada para a Karachaganak Petroleum Operating B.V. (um consórcio entre a ENI, BG, Chevron, Lukoil e KazMunaiGaz), em um alcance estendido de 6 poços horizontais, registrando a maior pesquisa de formação sob pressão do campo de Karachaganak. A ferramenta PressureXpress foi implantada em tubo de perfuração em uma seção horizontal desafiadora de 1.200 m usando as melhores práticas de projeto de trabalho, planejamento de execução e monitoramento em tempo real. Os dados adquiridos permitiram que o operador compreendesse melhor o regime de pressão a partir da plataforma principal para o desenvolvimento da perfuração Ocidental.

Na Colômbia, as tecnologias de plataforma de scanner acústico Wireline Sonic Scanner, e imagem ultrassônica USI*, em conjunto com o software de avaliação de cimento CBL Adviser*, foram usadas para a Union Temporal IJP na avaliação das características de fratura em um poço produtor de petróleo no campo Palagua. Com suporte de caracterização de reservatórios multidisciplinar da Schlumberger PetroTechnical Services, a altura e a propagação das fraturas foram descritas em detalhe, permitindo novas estimativas de produtividade do poço. Como resultado, o cliente tem planos para realizar o mesmo fluxo de trabalho em dois poços adicionais.

Na Rússia, Serviços de Testes Schlumberger executaram um complexo teste de poço com altas taxas de fluxo para a Venineft, na costa de Sakhalin. Apesar das condições meteorológicas adversas, uma plataforma costeira com uma janela operacional limitada e um elevado custo de propagação, a operação de teste foi impecável, conduzindo a uma economia de 10% no tempo de perfuração partindo do tempo planejado. Este sucesso foi possível graças a um projeto personalizado de testes de poços, através da preparação do trabalho completo, do monitoramento de dados em tempo real e da colaboração entre as equipes costeiras e em terra da Venineft e da Schlumberger.

Nos Emirados Árabes Unidos, foi assinado um novo acordo com a Abu Dhabi Com