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SDN Journal Authors: Hovhannes Avoyan, Yeshim Deniz, Sharon Barkai, Michael Bushong, Pat Romanski

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Schlumberger Anuncia los Resultados del Cuarto Trimestre y de Todo el Año 2013

Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy que los ingresos de todo el año 2013 provenientes de las operaciones en curso fueron de 45 270 millones de USD en comparación con 41 730 millones de USD en 2012.

Los ingresos totales de las operaciones en curso atribuibles a Schlumberger durante todo el año 2013, sin incluir cargos y créditos, fueron de 6330 millones de USD, lo que representa ganancias diluidas por acción de 4,75 USD, en comparación con 4,01 USD en 2012.

Resultados del cuarto trimestre

Los ingresos del cuarto trimestre de 2013 fueron de 11 910 millones de USD en comparación con 11 610 millones de USD en el tercer trimestre de 2013 y de 11 080 millones de USD en el cuarto trimestre de 2012.

Los ingresos de las operaciones continuas atribuibles a Schlumberger, sin incluir cargos y créditos, fueron de 1790 millones de USD, lo que representa un aumento del 4 % secuencialmente y un aumento del 28 % con respecto al año anterior. Las ganancias diluidas por acción de las operaciones continuas, sin incluir cargos y créditos, fue de 1,35 USD con respecto a 1,29 USD en el trimestre anterior y de 1,04 USD en el cuarto trimestre de 2012.

Schlumberger registró cargos de 0,09 USD por acción en el cuarto trimestre de 2013 en comparación con 0,06 USD por acción en el cuarto trimestre de 2012. Schlumberger no registró ningún cargo ni crédito durante el tercer trimestre de 2013.

Los ingresos por Servicios en yacimientos petroleros de 11 910 millones de USD aumentaron un 3 % en forma secuencial y se incrementaron un 7 % en forma interanual. Los ingresos operativos antes de impuestos por Servicios en yacimientos petroleros de 2600 millones de USD aumentaron un 4 % en forma secuencial y se incrementaron un 23 % en forma interanual.

El Director ejecutivo de Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentó lo siguiente: “Finalizamos 2013 con ingresos de más de 45 000 millones de USD, un aumento de 8 %, y continuamos creciendo durante el cuarto año consecutivo. Los ingresos de las áreas internacionales aumentaron a 3200 millones de USD, o el 11 %, gracias a una mayor actividad en exploración y desarrollo, tanto en alta mar como en mercados locales clave. En Norteamérica, demostramos nuestra resistencia continua a los desafíos de los mercados locales al incrementar el negocio en casi 400 millones de USD, o 3 %, gracias a nuestra firme posición en el mercado de alta mar, especialmente, en el Golfo de México de los EE. UU. Los ingresos operativos antes de impuestos de todo el año aumentaron 15 %, con las áreas internacionales arrojando un aumento de 24 % y el margen internacional expandiéndose en más de 200 puntos de base durante el segundo año consecutivo para alcanzar el 22,2 %, mientras aún se asigna un margen de 19,7 % en Norteamérica.

Nuestros resultados del cuarto trimestre fueron generados por la sólida actividad en los mercados internacionales clave y ventas de fin de año en el área sismológica multicliente, software y producto en casi todas las áreas. El crecimiento fue más rápido a nivel internacional, donde los ingresos lograron un nuevo récord, aunque todas las áreas alcanzaron récords secuenciales de crecimiento apoyadas en la calidad y eficiencia de nuestra ejecución. Sin embargo, los resultados generales recibieron el impacto de la parada temporal de actividades en el sur de Irak y las ralentizaciones estacionales en Norteamérica, el Mar del Norte, Rusia y China.

Los resultados geográficos fueron liderados por Medio Oriente y Asia, con una continua fortaleza en los mercados clave de Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos, así como también en la actividad de exploración en Malasia y Australia. El trabajo de exploración en aguas profundas y una fuerte actividad de gestión de proyectos en Argentina y Ecuador elevaron la posición de Latinoamérica, mientras que Europa/CEI/África lograron avances mediante una considerable actividad en Angola, Azerbaiyán y Turkmenistán. En Norteamérica, la actividad en aguas profundas en el Golfo de México continuó siendo sólida, mientras que en el continente aumentó la intensidad del servicio, mejoró la eficiencia y las ganancias de las acciones en el mercado y la captación de nueva tecnología fue, nuevamente, compensada por precios débiles en la mayoría de las líneas de productos.

Entre las tecnologías, las ventas de fin de año beneficiaron, mayormente, los grupos de Producción y Caracterización de reservorios. Las ventas de licencias multicliente y de software fueron más que suficientes para compensar los efectos estacionales en la actividad de WesternGeco y Wireline, ya que en las regiones del norte se finalizaron levantamientos sismológicos y proyectos de perforación y exploración. La actividad subyacente fue robusta para el grupo de Perforaciones por la demanda internacional en mercados clave y aumentó en México, Arabia Saudita e Irak para el trabajo integrado de gestión de proyectos. Las ventas de nueva tecnología permanecieron contundentes en todos los grupos, ofreciendo oportunidades selectas para precios más elevados en un mercado internacional competitivo.

La perspectiva económica mundial general continúa sin cambios en su mayoría, con la continua mejora de los aspectos esenciales en los EE. UU. y una Europa determinada, aparentemente, a tener un mayor crecimiento. Estos efectos positivos deben superar el crecimiento más lento en algunas economías en desarrollo y respaldar una recuperación continua en la economía mundial. Como resultado, en gran parte, se han revisado las proyecciones de la demanda ascendente de petróleo en 2014 para alcanzar el mayor crecimiento de la demanda en muchos años. Se espera que la oferta continúe al ritmo de la demanda con un mercado, por tanto, bien equilibrado. Los precios del gas natural a nivel internacional deben ser respaldados por la demanda de Asia y Europa. En los EE. UU. no se perciben cambios en los aspectos fundamentales, con cualquier recuperación considerable en la actividad de perforación de gas seco como una salida para el futuro.

La calidad de nuestros resultados de 2013 fue accionada por fuertes ventas de nueva tecnología y un enfoque firme en la ejecución y gestión de recursos. Con la expectativa de que el gasto en exploración y producción (Exploration and production, E&P) crezca aún más en 2014, liderado por la actividad internacional y la continua fortaleza en las aguas profundas del Golfo de México de los EE. UU., seguimos siendo positivos en cuanto al año que queda por delante sobre la base de una cartera de empresas equilibrada, una amplia presencia geográfica y una gran capacidad operativa, organizativa y de ejecución".

Otros Eventos

  • Durante el trimestre, Schlumberger recompró 11,9 millones de acciones ordinarias a un precio promedio de 89,67 USD cada una, por precio de compra total de 1070 millones de USD.
  • El 16 de enero de 2014, el Directorio aprobó un aumento del 28 % en el dividendo trimestral. El próximo dividendo trimestral, que aumentará a 0,40 USD por acción de acciones ordinarias en circulación, será pagadero el 11 de abril de 2014, para los accionistas de registro el 19 de febrero de 2014.

Servicios en yacimientos petroleros

Resultados de todo el año

Los ingresos de todo el año 2013 de 45 270 millones de USD aumentaron 8 % con respecto a 2012; las áreas internacionales crecieron 11 % y el área de Norteamérica creció 3 %. Los ingresos aumentaron por cuarto año consecutivo, lo que estableció una nueva marca para la compañía.

Según los segmentos, los ingresos de los grupos de Caracterización de reservorios y de Perforaciones aumentaron el 10 % y el 9 %, respectivamente. El aumento en los ingresos en Caracterización de reservorios derivó de las ganancias de acciones en el mercado y una mayor actividad de exploración tanto en alta mar como en los mercados internacionales clave que beneficiaron a Testing Services, WesternGeco, Wireline y Schlumberger Information Solutions (SIS). Los ingresos del grupo Perforaciones se incrementaron a partir de una demanda robusta de los servicios de Perforación y Mediciones al tiempo que la actividad de perforación se fortaleció en el Golfo de México de los EE. UU., la región de África Subsahariana, Rusia y las áreas de Medio Oriente y Asia. Los ingresos aumentaron también en los mercados terrestres clave a nivel internacional en Arabia Saudita, China y Australia con un mayor recuento de plataformas. Los ingresos del grupo de Producción aumentaron en 8 %, en su mayoría a partir de las actividades de Intervención de Pozos, Terminaciones, Elevación artificial, Gestión de producción de Schlumberger (Schlumberger Production Management, SPM) y Servicios de pozo en los geomercados internacionales.

Por área, los ingresos internacionales de 30 930 millones de USD aumentaron en 3150 millones de USD a partir de una mayor actividad en exploración y desarrollo en una serie de geomercados, tanto en alta mar como en mercados continentales clave. El aumento fue liderado por las áreas de Medio Oriente y Asia, que crecieron 23 % a partir de una cartera en expansión de proyectos y actividades en Arabia Saudita, Irak y los Emiratos Árabes Unidos; un aumento de los levantamiento sismológicos junto con el trabajo de exploración y desarrollo en toda Asia; y una actividad de perforación sostenida en el continente y en alta mar, en los geomercados de Australasia y China. El área de Europa/CEI/África aumentó 8 %, lideradas por la región de Rusia y Asia central en cuanto a una sólida actividad continental en el oeste de Siberia y grandes proyectos para alta mar en la isla de Sajalín. La región de África Subsahariana también contribuyó con una gran actividad de exploración y desarrollo. El área de Latinoamérica obtuvo un aumento de 3 % debido, principalmente, a un progreso contundente en los proyectos de SPM en Ecuador y a la enorme actividad de Gestión integrada de proyectos (Integrated Project Management, IPM) en Argentina. Los ingresos en el área de Norteamérica de $13 900 millones aumentaron el 3 %, impulsados por la actividad en alta mar, donde los ingresos aumentaron el 18 %, mientras que los ingresos continentales disminuyeron en 2 %. El aumento de los ingresos de alta mar se generó por la mayor actividad de perforación y exploración, ya que el recuento de plataformas aumentó en 12 %. Los negocios continentales continuaron padeciendo la debilidad de los precios en los servicios de perforación, estimulación y cable eléctrico, a pesar de que el efecto de esto se compensó, parcialmente, por el aumento de la intensidad del servicio, la eficiencia mejorada, las ganancias de las acciones en el mercado y la penetración de la nueva tecnología.

Los ingresos operativos antes de impuestos de todo el año 2013 por 9340 millones de USD aumentaron en 1230 millones de USD, o el 15 %, al tiempo que los ingresos operativos antes de impuestos internacionales por 6880 millones de USD aumentaron un 24 %, mientras que los ingresos operativos antes de impuestos de Norteamérica por 2700 millones de USD se mantuvieron con respecto al año anterior.

El margen operativo antes de impuestos de 20,6 % se incrementó en 119 puntos base (bps) en forma interanual, al tiempo que el margen operativo antes de impuestos internacional se expandió en 225 bps a 22,2 %; por su parte, el margen operativo antes de impuestos de Norteamérica se redujo en 55 bps hasta el 19,7 %. La expansión del margen internacional se debió al aumento de la exploración, la actividad sísmica y de aguas profundas de alta tecnología. El margen de Medio Oriente y Asia marcó una mejora de 309 bps hasta alcanzar el 25 %; el área de Europa/CEI/África registró una mejora de 132 bps hasta alcanzar 20,9 % y Latinoamérica aumentó 214 bps hasta 20,5 %. La contracción del margen en Norteamérica se debió a la debilidad de precios en el continente a pesar de que esto fue compensado, parcialmente, por la continua expansión del margen en alta mar que registró el mayor nivel en cinco años. Por segmento, el margen operativo antes de impuestos del grupo Caracterización de reservorios se expandió en 228 bps a 29,8 %, el grupo Perforaciones aumentó en 156 bps a 19,1 % y el grupo Producción mejoró en 72 bps a 16,4 %. El crecimiento del margen operativo antes de impuestos para los grupos de Caracterización de reservorios y Perforaciones fue el resultado de las actividades de exploración con mayor tecnología en alta mar en Norteamérica y en los mercados internacionales. El margen del grupo de Producción se expandió sobre la base de la mejora de rentabilidad en SPM, Terminaciones y Elevación artificial pero esto fue compensado por el menor margen para los Servicios de pozo como resultado de la presión en los precios, principalmente, en Norteamérica.

Resultados del cuarto trimestre

Los ingresos del cuarto trimestre de 11 910 millones de USD aumentaron 298 millones de USD, o un 3 % secuencialmente, y crecieron el 7 % en forma interanual. Del aumento secuencial de los ingresos, aproximadamente el 75 % provino del repunte al final de año en las ventas de productos y software, mientras que el 25 % provino del aumento en las ventas trascendentales a clientes múltiples. Los ingresos del área internacional de 8150 millones de USD, aumentaron 235 millones de USD, o el 3 % secuencialmente, mientras que los ingresos del área de Norteamérica, de 3650 millones de USD, crecieron 47 millones de USD, o el 1 % secuencialmente. El ingreso del cuarto trimestre continuó estableciendo una nueva marca, tanto para el área de Norteamérica como para la internacional.

Secuencialmente, los ingresos del grupo Caracterización de reservorios crecieron el 1 % hasta 3250 millones de USD, mientras que los del grupo Perforaciones de 4500 millones de USD fue un 2 % más elevado. Los ingresos del grupo Producción aumentaron un 5 % secuencialmente a 4220 millones de USD. El aumento de ingresos en el grupo Caracterización de reservorios se debió, principalmente, a la gran venta internacional de software SIS de fin de año y a un aumento en las ventas multicliente de WesternGeco Este aumento, sin embargo, fue compensado, en gran medida, por un agudo declive estacional en los ingresos de WesternGeco Marine respecto de la menor utilización de buques marítimos luego de la finalización de los estudios en Noruega y Canadá. Wireline también disminuyó secuencialmente hacia la conclusión de los proyectos de exploración en el este de Canadá y el este de África, junto con la ralentización estacional en Rusia. Los ingresos del grupo Perforaciones aumentaron por la demanda internacional de Perforaciones y Mediciones y las tecnologías M-I SWACO en México y Rusia y centro de Asia, así como también en las regiones de Medio Oriente y Asia. Una mayor actividad de proyectos de IPM en México, Arabia Saudita e Irak también contribuyó al aumento. El aumento de ingresos en el grupo Producción fue el resultado, principalmente, de las mejores ventas de productos a fin de año de Terminaciones y Elevación artificial. Los Servicios de intervención de pozos disminuyeron, en gran medida, en el continente norteamericano, mientras que los ingresos de Servicios de pozos aumentaron, principalmente, a partir de la mayor actividad en los mercados internacionales. El recuento de etapas de Servicios de pozo en Norteamérica continental también aumentó aunque los ingresos disminuyeron debido a la continua debilidad de los precios como resultado de la constante sobreoferta de potencia hidráulica.

Secuencialmente por área, Medio Oriente y Asia lideraron el aumento con ingresos de 2940 millones de USD, creciendo el 5 %, principalmente, a partir del constante aumento en la actividad de perforación y el inicio de nuevos proyectos de IPM en Arabia Saudita; las fuertes ventas de productos y el aumento de la actividad en el área sísmica en los Emiratos Árabes Unidos; la venta firme de productos y de software a fin de año en Kuwait; la gran actividad de exploración continental y en alta mar en los geomercados de Australasia, Tailandia y Myanmar; y el aumento de la actividad de buques de WesternGeco en el geomercado de Brunéi, Malasia y Filipinas. No obstante, el aumento fue reducido, parcialmente, por un declive en los ingresos de Irak a partir de la parada temporal de las operaciones relacionadas con un incidente de seguridad. En Latinoamérica, los ingresos de 2000 millones de USD aumentaron en 3 % con México y América central como líderes de la exploración robusta en aguas profundas, además de las mayores actividades de proyectos basados en el continente. La fuerte actividad de perforación y fracturamiento de IPM en Argentina y el firme avance respecto de los proyectos de SPM en Ecuador también hicieron su aporte al aumento. Los ingresos de Europa/CEI/África de 3210 millones de USD aumentaron el 1 %, principalmente, debido a una contundente venta de productos y software en toda el área, en particular, en Europa continental; actividades considerables de prueba y sísmicas en Angola y el aumento de perforación y del área sísmica en alta mar y Azerbaiyán y Turkmenistán. El aumento, no obstante, se redujo en forma parcial por la menor actividad estacional en Rusia y disminuyó la utilización de buques de WesternGeco luego del tránsito estacional de buques fuera del área del Mar del Norte. Los ingresos de Norteamérica de 3650 millones de USD aumentaron el 1 % secuencialmente. El continente siguió padeciendo la debilidad de precios en la perforación, la estimulación y los servicios de cable eléctrico, a pesar de que el efecto de esto fue compensado por el aumento de la intensidad del servicio, una eficiencia mejorada, las ganancias de las acciones en el mercado, la captación de nueva tecnología y la expansión del negocio. Los ingresos de alta mar disminuyeron luego de la finalización estacional de las campañas sísmicas y de exploración en el este de Canadá, mientras que los ingresos en el Golfo de México de los EE. UU. aumentaron debido a las mayores actividades de perforación y prueba.

Los ingresos operativos antes de impuestos en el cuarto trimestre de 2600 millones de USD, aumentaron un 4 % secuencialmente y 23 % con respecto al año anterior. En todo el mundo, los ingresos operativos antes de impuestos de 1920 millones de USD aumentaron un 4 % secuencialmente, mientras que los ingresos operativos antes de impuestos para Norteamérica, de 716 millones de USD, disminuyeron un 2 % secuencialmente. Los ingresos operativos antes de impuestos del cuarto trimestre también establecieron una nueva marca, que fue impulsada por las áreas internacionales.

De manera secuencial, el margen operativo antes de impuestos de 21,9 % aumentó 37 bps, dado que el margen operativo internacional antes de impuestos se expandió en 23 bps hasta el 23,5 %. Los márgenes de las regiones de Medio Oriente y Asia, y Europa/CEI/África permanecieron estables en 26,1 % y 22,6 %, respectivamente, mientras que Latinoamérica se expandió 59 bps hasta alcanzar el 21,2 % en cuanto a la actividad de exploración, perforación y proyectos de mayor margen. El margen operativo antes de impuestos de Norteamérica disminuyó 67 bps hasta 19,6 % debido a una ralentización estacional en la actividad por vacaciones y la continua la debilidad de precios en el continente. Secuencialmente por segmento, el margen operativo antes de impuestos del grupo Caracterización de reservorios se expandió en 132 bps hasta 31,7 % debido a las sólidas ventas del software SIS de fin de año y las licencias multicliente de WesternGeco, mientras que los márgenes operativos antes de impuestos de los grupos de Perforaciones y Producción fueron de 19,6 % y 17,3 %, respectivamente.

Grupo de Caracterización de Reservorio

Los ingresos del cuarto trimestre de 3250 millones de USD aumentaron un 1 % secuencialmente y crecieron un 5 % en forma interanual. El ingreso operativo antes de impuestos de 1030 millones de USD fue un 5 % mayor de manera secuencial y aumentó un 16 % con respecto al año anterior.

Secuencialmente, el aumento de los ingresos se debió, principalmente, a la fuerte venta internacional de software SIS de fin de año y a un aumento en las ventas multicliente de WesternGeco. Sin embargo, estos aumentos fueron compensados, en gran medida, por el agudo declive estacional en los ingresos de WesternGeco Marine en cuanto a la menor utilización de buques luego de la finalización de los estudios en Noruega y Canadá. Wireline también disminuyó secuencialmente en la finalización de los proyectos de exploración en el este de Canadá y el este de África y en la ralentización estacional de la actividad en Rusia.

El margen operativo antes de impuestos de 31,7 % aumentó 132 bps secuencialmente y 309 bps con respecto al año anterior. El aumento secuencial a partir de las fuertes ventas del software SIS a fin de año y las licencias multicliente WesternGeco fue parcialmente compensado por la menor utilización de buques de WesternGeco Marine y la disminución de la actividad de alta tecnología de Wireline luego de la finalización de los proyectos de exploración.

Varios puntos destacados de la tecnología en el grupo de Caracterización de reservorios contribuyeron a los resultados del cuarto trimestre.

En alta mar en India, se utilizaron el comprobador de la dinámica de la formación modular Wireline MDT* y las tecnologías de sonda radial en 3D Saturn* en combinación con el sistema InSitu Fluid Analyzer* (analizador de fluido in situ) para la Corporación de Petróleo y Gas Natural (Oil and Natural Gas Corporation, ONGC) para obtener mediciones de reservorios en el bloque de Mumbai High South. El área de flujo más extensa de la sonda elíptica Saturn permitió la toma de muestras de fluidos de la formación a una movilidad inferior a 0,1 mD/cP, lo cual permitió la finalización de una prueba de formación integral, el análisis de fluido de fondo de pozos y el programa de toma de muestras de fluidos en las secciones del reservorio de baja permeabilidad. El diseño de la sonda Saturn también ofreció mejoras en la eficiencia operativa, lo que permitió a ONGC ahorrar hasta un 75 % en el tiempo de toma de muestras de fluidos comparado con los métodos tradicionales de pruebas en la formación.

En Indonesia, las tecnologías de empaquetador del comprobador de la dinámica de la formación modular Wireline MDT* se utilizaron para que KrisEnergy obtuviera datos de pruebas transitorias de presión de intervalo y muestras de fluidos en un pozo de exploración. La técnica de empaquetador doble arrojó excelentes datos transitorios de presión con una disminución mínima de la presión durante los períodos de bombeo. La combinación de la tecnología MDT y el sistema InSitu Fluid Analyzer* ayudó a identificar una zona de gas y recopilar muestras de gas con calidad de PVT para futuros análisis. La capacidad de monitorización en tiempo real de las tecnologías de Wireline permitió la toma rápida de decisiones para lograr los mejores datos sobre la calidad del reservorio, todos dentro de un plazo de cuatro horas.

En alta mar de la costa atlántica de Canadá, Wireline diseñó un paquete de tecnologías de evaluación en los tres pozos de exploración perforados por Statoil en 2013. El Litho Scanner* (herramienta de espectroscopía) de alta definición se hizo funcionar por primera vez para Statoil y se usó para determinar la mineralogía y el carbono orgánico total. El comprobador de la dinámica de la formación modular MDT configurado con la tecnología Quicksilver Probe*, y el analizador de fluido in situ y los sistemas de empaquetador doble permitieron que se realizaran la prueba transitoria de presión de intervalo y la toma de muestras de fluido en la misma operación. Estas técnicas se utilizaron para determinar las propiedades del reservorio y el perfil de presión dentro del reservorio. Además, se utilizó un perfil sísmico con desplazamiento sucesivo de la fuente ("walkaway") usando tecnología de imágenes sísmicas versátiles VSI* para calibrar mejor los pozos hacia los movimientos sísmicos. La combinación con la tecnología de Wireline proporcionó a Statoil la información necesaria para evaluar sus descubrimientos en Harpoon y Bay du Nord.

En alta mar en Tanzania, el Grupo BG utilizó una combinación de las tecnologías Rt Scanner* y MR Scanner* con el objeto de ayudar a reducir el riesgo de pagos omitidos en las aguas profundas del este de África. El enfoque fue corroborado por las muestras de alta calidad de PVT usando la toma de muestras de baja contaminación Quicksilver Probe y derivó en una mayor evaluación de la estructura. Las zonas identificadas se probaron a 60 MMscfd.

En Venezuela, se utilizó la tecnología de carga hueca de penetración extra profunda Wireline PowerJet Nova* para Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) a fin de mejorar las producción de pozos en la región de Monagas. La campaña de reperforación se realizó exitosamente y llevó a un incremento en la producción de petróleo de más del 350 %, o 17 500 bbl/d, de producción incremental, lo cual superó las expectativas.

En la extensión de esquistos Bakken de Dakota del Norte, se diseñó una combinación de tecnologías de Schlumberger para que Continental Resources la utilizara para ejecutar la mayor operación de monitorización microsísmica de fondo en la historia de la industria. El crecimiento de la fractura hidráulica y el espaciado óptimo de pozos fueron probados en Bakken y las formaciones Tres Cruces usando tres variedades de receptor de imágenes sísmicas versátiles Wireline VSI* que se conducen simultáneamente a tres pozos usando la tecnología de servicios en pozo entubado TuffTRAC*. La tecnología VSI adquirió datos de alta calidad por más de 915 m (3 000 pies) desde la ubicación de los eventos microsísmicos. La operación se completó exitosamente en 63 días e incluyó 293 etapas de fractura con los servicios de monitorización de Wireline conducidos de manera eficiente por más de 91 440 m (300 000 pies) laterales.

En Alemania, se lanzó WesternGeco Amazon Warrior en el astillero de Flensburg, cuyo proyecto cumplió con el plazo y el presupuesto. Los buques del tipo Amazon exhiben cascos construidos a medida y sistemas de propulsión de calidad mundial, desarrollados exclusivamente para operaciones sísmicas usando un diseño de propiedad WesternGeco. Se espera que el buque sea terminado en el primer trimestre de 2014 y comience a funcionar en el segundo trimestre.

En Rusia, IG Seismic Services Ltd (IGSS) ha adquirido su tercer sistema sísmico continental receptor integrado WesternGeco UniQ* el cual estará implementando más de 70 000 canales de registro de recepción con banda ancha UniQ para los proyectos de sus clientes en Rusia durante esta temporada invernal.

ConocoPhillips le ha conferido a Schlumberger un acuerdo de licencia mundial para implementar la plataforma de software de pozos, Techlog*, en todas sus unidades operativas en todo el mundo. La plataforma Techlog permitirá la estandarización del análisis de datos petrofísicos y geológicos en todas las unidades de negocio del cliente. El acuerdo incluye, además, una capacitación integral y un programa de implementación diseñado para respaldar de manera efectiva la implementación global.

En los EAU, las tecnologías de Schlumberger y la experiencia en petrotécnica asistieron a Dragon Oil en un desafiante estudio de reservorios en el activo de Lam Main ubicado en el bloque Cheleken (Turkmenistán). El software optimizador múltiple de realización SIS MEPO* con la ayuda de diseños experimentales y las técnicas de optimización del flujo de trabajo permitieron al cliente evaluar el rango completo de opciones para los desafíos que representan el desarrollo de activos y la producción, así como mitigar los riesgos y mejorar las decisiones de gestión de los reservorios. La tecnología MEPO y los flujos de trabajo asociados permitieron a Dragon Oil generar modelos con ajustes de series históricas en dos meses, comparados con los seis a ocho meses usando métodos convencionales y brindaron al cliente un mayor grado de confianza en cuanto a su plan de desarrollo.

Grupo de Perforación

Los ingresos del cuarto trimestre de 4500 millones de USD subieron 2 % de manera secuencial y crecieron un 9 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 880 millones de USD fue un 2 % inferior de manera secuencial, pero aumentó un 28 % en forma interanual.

De manera secuencial, los ingresos aumentaron por la demanda internacional de Perforación y Mediciones y las tecnologías M-I-SWACO en México, y Rusia y Asia central, así como también en las regiones de Medio Oriente y Asia. Una mayor actividad de proyectos de IPM en México, Arabia Saudita e Irak también contribuyó al aumento.

El margen operativo antes de impuestos disminuyó 69 bps secuencialmente a 19,6 %, pero aumentó 288 bps con respecto al año anterior. El declive secuencial se debió a las demoras en el inicio operativo y a la combinación geográfica de la actividad.

Varias tecnologías del Grupo de Perforación contribuyeron a los resultados del cuarto trimestre.

En China, las tecnologías del grupo Perforación de Schlumberger fueron implementadas para CNOOC (sucursal de Tianjin) para perforar tres pozos de relleno en el yacimiento de alta mar SZ36-1, conocido por su geología compleja y sus desafiantes formaciones no consolidadas. La combinación de las tecnologías para Perforación y Mediciones, una rotativa direccionable de alto espesor de PowerDrive Archer* y la otra de múltiples funciones con registro durante la perforación de EcoScope*, junto con una broca adaptada Smith de compacto de diamantes policristalinos (polycrystalline diamond compact, PDC) y un diseño de sistema optimizado de perforación i-DRILL*, permitió que los pozo fueran colocados directamente en la zona de producción. Esta combinación de tecnologías generó una mejora en la tasa promedio de penetración (Rate of Penetration, ROP) de 130 % por sobre los sistemas de perforación convencionales.

También en China, Perforación y Mediciones emplearon la tecnología de presión de formación durante la perforación StethoScope* para Energy Development Corporation, Inc. (EDC), una empresa de riesgo compartido entre Sinopec y Noble Energy, en un pozo en alta mar en el yacimiento petrolero de Shengli. Un total de 61 pruebas de presión identificaron 12 gradientes de fluidos. La información de gradiente de presión de este trabajo ayudó a EDC a identificar hasta 55 m de nuevas posibles regiones de producción de baja resistencia, que han sido ignoradas en el pasado cuando se las evaluó únicamente usando datos de registro petrofísico.

En Malasia, las tecnologías de Perforación y Mediciones fueron implementadas para Petronas Carigali Sdn. Bhd. para perforar un pozo inyector horizontal en una formación que tenía arenas finas y desgastadas. La combinación de las tecnologías direccionable rotativa de PowerDrive*, de mapas de límites de cuencas PeriScope*, de múltiples funciones de registro durante la perforación de EcoScope y de presión de formación durante la perforación permitió a Petronas Carigali colocar en forma precisa el pozo dentro de la delgada zona objetivo, al tiempo que se aseguraron las importantes mediciones de presión de formación en tiempo real en las arenas altamente desgastadas. La tecnología de Periscope trazó el mapa de las fronteras inferior y superior de manera continua, guiando de manera satisfactoria la direccionabilidad del pozo dentro de la zona objetivo de 1 m y generando el 100 % de exposición de la arena.

En Alta mar en Gabón, las tecnologías del grupo Perforación de Schlumberger fueron implementadas para Total a fin de perforar un pozo de exploración para aguas profundas en una extensión presalina. Se utilizó la tecnología rotativa direccionable de perforación vertical de PowerV* para Perforación y Mediciones para mantener la verticalidad del pozo. En la sección de reservorios, la combinación de la tecnología rotativa direccionable de PowerDrive vorteX* y las brocas adaptadas de Smith perforaron la sección del pozo de manera eficiente, ahorrando un 30 % del tiempo planificado. En general, la combinación de estas tecnologías, junto con las impecables ejecuciones, dieron paso a cero tiempo no productivo en condiciones presalinas que presentaban desafíos.

En Namibia, la tecnología sísmica durante la perforación de seismicVISION* para Perforación y Mediciones fue empleada por HRT Africa Petroleo S.A. (HRT) en tres pozos de exploración en aguas profundas en las cuencas de Orange y Walvis. La tecnología seismicVISION proporcionó datos en tiempo real para el servicio de conectividad mundial InterACT* de PetroTechnical Services, el cual se usó para brindar actualizaciones constantes de la posición de la broca de perforación en la sección sísmica hacia la plataforma de software de E&P Petrel*. La imagen de perfil sísmico vertical en tiempo real a futuro permitió a HRT visualizar las cimas clave de formaciones anticipadas a la broca, lo que ayudó a tomar decisiones de perforación con confianza, eliminando la incertidumbre de la profundidad que, en algunos casos, superó los 100 m.

En el sector del Mar del Norte en el Reino Unido, las tecnologías del grupo Perforación de Schlumberger y la experiencia de Petrotechnical Engineering Center ayudaron a EnQuest a perforar una sección de pozo de 21,6 cm (8,5") con una tripulación reducida en alta mar de cuatro hombres, respaldada por dos ingenieros en el Schlumberger Operations Support Center de Aberdeen. Las tecnologías de dirección rotativa de PowerDrive Xceed*, de múltiples funciones de registro durante la perforación de EcoScope, de presión de formación durante la perforación de StethoScope y la de multipolo sónico durante la perforación de sonicVISION* para Perforación y Mediciones brindaron eficiencia en las perforaciones a fin de permitir el éxito de las operaciones remotas que derivaron en la reducción de dos personas a bordo de una plataforma en alta mar con espacio limitado.

En Rusia, las tecnologías del grupo Perforación de Schlumberger establecieron una nueva marca en yacimientos mientras realizaban la perforación de una sección de pozo de 21,9 cm (8 5/8") en el yacimiento de Samburgskoe, en la región de Novy Urengoy. La tecnología de dirección rotativa impulsada por PowerDrive vorteX* para Perforación y Mediciones junto con una broca personalizada de PDC de Smith lograron una tasa de penetración de 41,4 m/h y un metraje de 1968 m, lo cual representa los mejores resultados en el campo.

En Kazajistán, las tecnologías del grupo Perforación de Schlumberger establecieron un nuevo récord para Zhaikmunai LLP al perforar la sección de 29,5 cm (11 5/8") de un pozo en el yacimiento Chinarevskoe. La combinación de la tecnología de dirección rotativa de PowerDrive X6* de Perforación y Mediciones y una broca de PDC personalizada de Smith con la tecnología de cortador de ONYX* permitió que toda la sección se perforara de una sola pasada a una tasa promedio de penetración de 21,9 m/h, lo cual marca el mejor resultado en el campo hasta la fecha.

En Rusia, Schlumberger implementó la tecnología de elemento de diamante cónico Stinger* en una broca adaptada de Smith para VCNG, una compañía de Rosneft, para perforar una sección de pozo de 31,1 cm (12 1/4") en el yacimiento Verchnechonskoe al este de Siberia. La broca de perforación aumentó la ROP de perforación en más del 63 % comparada con el pozo mejor logrado en el mismo yacimiento y exhibió un mínimo desgaste. Además, toda la sección de 31,1 cm (12 1/4") se perforó en una sola pasada a una ROP promedio 140 % más elevada en comparación con las brocas de PDC convencionales.

En el Mar Caspio, las tecnologías del grupo Perforación realizaron una excelente operación por debajo de la tubería durante la perforación para BP Azerbaijan en un complejo pozo de gran alcance en alta mar en Bakú. La combinación de las herramientas de Perforación y el escariador activado hidráulicamente a pedido de Remedial Rhino XC* junto con la broca de PDC de S con tecnología de cortador ONYX II* permitieron la rápida activación del escariador y la desactivación desde superficie, lo cual ayudó a superar diversos desafíos técnicos, incluido el control de densidad en circulación equivalente. Un análisis de postejecución indicó que las tecnologías de Rhino XC y el cortador de ONYX cumplieron todos los objetivos operativos y, durante la inspección, exhibieron un desgaste mínimo. Este trabajo fue la primera ejecución de un escariador por debajo de la tubería de activación múltiple/desactivación sin bolas en la cuenca del Mar Caspio.

Grupo de Producción

Los ingresos del cuarto trimestre de 4220 millones de USD aumentaron un 5 % secuencialmente y crecieron un 8 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 730 millones de USD fue 3 % mayor de forma secuencial y se incrementó un 26 % con respecto al año anterior.

El aumento en los ingresos se generó, principalmente, debido a las mejores ventas de productos a fin de año de Terminaciones y Elevación artificial, junto con la captación de las nuevas tecnologías y la expansión comercial. Los Servicios de intervención de pozos disminuyeron, en gran medida, en el continente norteamericano, mientras que los ingresos de Servicios de pozos aumentaron, principalmente, a partir de la mayor actividad en los mercados internacionales. La cuenta de etapas de Servicios de Pozo en Norteamérica continental también aumentó, pero los ingresos disminuyeron debido a la continua debilidad de los precios como resultado de la constante oferta excesiva de potencia hidráulica.

El margen operativo antes de impuestos de 17,3 % permaneció igual secuencialmente, pero aumentó 244 bps con respecto al año anterior. El resultado secuencial se atribuyó al impacto favorable de las ventas de productos a fin de año de Terminaciones y Elevación artificial y a la mejor rentabilidad de SPM que fue totalmente compensada por la constante debilidad de los precios de Servicios de pozo y una disminución de la actividad de Servicios de Intervención de Pozos.

Los puntos destacados durante el cuarto trimestre incluyeron los éxitos para varias tecnologías del grupo Producción.

En Rusia, PetroStim, una empresa conjunta de Schlumberger, condujo el primer tratamiento de estimulación en múltiples etapas para Gazpromneft Orenburg en la región oriental del yacimiento de petróleo y gas condensado de Orenburg. El tratamiento de estimulación de cinco etapas se ejecutó a lo largo de una sección horizontal de 600 m de un pozo perforado en una formación de carbonato muy hermética. Como resultado, la producción inicial promedio del pozo fue de aprox. 500 bbl/d, dos veces la producción que se esperaba.

En Kuwait, luego de que Schlumberger evaluara diversos pozos candidatos en conjunto con la Kuwait Oil Company (KOC), el reservorio superior Burgan en el yacimiento de Sabriyah fue estimulado usando la tecnología de fracturación de canal de flujo Well Services HiWAY*. Luego del análisis del servicio de determinación de datos de fractura de DataFRAC*, se finalizó el calendario de la bomba y el tratamiento se ejecutó exitosamente según el diseño. Luego del trabajo, el realizó una prueba de aforo al pozo con aprox. 1000 bfpd con el 20 % de corte de agua; el pozo alcanzó alrededor de 400 bfpd de petróleo adicional por encima de las expectativas iniciales. Esta fue la primera aplicación de la técnica HiWAY en Kuwait y, sobre la base de estos resultados, se está programando un segundo trabajo en el yacimiento cercano de Raudhatain.

En Kuwait, los servicios de Intervención de pozos Well Intervention Blaster* se utilizaron para la Kuwait Oil Company en el tratamiento de estimulación de un pozo recientemente perforado en la formación compacta de piedra caliza en Ratawi. Los servicios de Blaster proporcionaron un medio eficiente de eliminación de residuos sólidos lo cual, junto con un tratamiento de estimulación implementado en tubería flexible, permitió al operador superar en más del doble la producción del pozo.

En Rusia, Well Intervention realizó una intervención compleja de cierre de agua para Lukoil en un pozo horizontal al oeste de Siberia, la cual se planificó por abandono ya que solo producía agua. El sistema Vantage* de registro de tuberías flexibles modulares se utilizó para las mediciones de registro iniciales y postratamiento de producción, a fin de identificar las zonas de escape de agua y evaluar la eficiencia de la operación de cierre de agua. Una vez que se identificaron las zonas de producción de agua, se realizó el tratamiento de cierre de agua usando una solución de lechada de cemento, colocada precisamente usando dos empacadores inflables de tuberías flexibles de CoilFLATE*. Luego de la intervención, el corte de agua disminuyó un 30 %, lo cual permitió al cliente regresar el pozo a la producción.

En alta mar en Nigeria, Servicios de pozo implementaron un sistema de estimulación simplificado con arenisca de OneSTEP* para Star Deep Water Petroleum Limited a fin de superar el aumento de revestimiento y el declive en la producción de dos pozos en la formación 17D del yacimiento en aguas profundas de Agbami. Antes del tratamiento de estimulación matriz, se tomaron muestras de núcleo de la formación para ser analizadas, y se identificó el mecanismo de daño como migración de finos. La estimulación de OneSTEP se bombeó luego de manera eficiente, en forma de fluido de una sola etapa, en comparación con los sistemas de estimulación matriz convencionales que requieren numerosas etapas. El tratamiento de estimulación de OneSTEP remedió efectivamente el deterioro y generó una mejora en la producción en ambos pozos de 90 % y 150 % respectivamente, en comparación con las tasas de producción previas a la estimulación. La operación se ejecutó en forma segura y superó las expectativas del cliente.

En Guyana Francesa, Servicios de pozo colocó exitosamente 11 tapones de cemento de gran extensión de más de 350 m cada uno para Shell en pozos de exploración en el yacimiento ultra profundo de Zaedyus y Priondontes. La ejecución del trabajo fue impecable y los resultados le ahorraron a Shell más de 24 horas de tiempo operativo, lo cual representó, aproximadamente, 1200 millones de USD de ahorro por día en barcos perforadores.

En Arkansas, las tecnologías de estimulación en múltiples etapas de próxima generación de Terminaciones de Schlumberger fueron utilizadas por BHP Billiton para reducir los tiempos de terminación en la zona de esquisto de Fayetteville. La combinación de las tecnologías de materiales degradables y la válvula de disco para rupturas de KickStart* eliminaron la necesidad de una intervención mecánica durante la primera etapa de fracturación hidráulica de cada pozo, junto con las operaciones demandantes de fresado de tapones.

En Colombia, Schlumberger ejecutó el primer relleno con grava de un pozo abierto, selectivo en múltiples zonas para Hocol, una subsidiaria de Ecopetrol, para controlar la producción de arena y el corte de agua elevado en un pozo de la cuenca promontoria de Los Llanos. El diseño de terminación se basó en los sistemas de Sand Management Solutions OptiPAC* Alternate Path con empaquetadores aumentadores de petróleo y una cadena de producción interior híbrida selectiva. La tecnología de registro de producción de pozos horizontales de Wireline Flow Scanner* permitió comprender mejor el comportamiento de los reservorios y brindó los datos de producción para que cada tipo de arena validara el correcto aislamiento de zonas. La combinación de las tecnologías de Schlumberger usadas en este desafiante pozo horizontal ayudó a ofrecer al equipo de activos del cliente una caracterización de reservorios más robusta que lleve a mejorar el manejo de reservorios y la adición de nuevas reservas.

Murphy Sabah Oil Co. Ltd. ha celebrado con Schlumberger un contrato de cuatro años para el suministro de productos y servicios asociados con las actividades de filtro de grava en alta mar en Sabah (Malasia). El contrato incluye los sistemas de Sand Management Solutions OptiPac Alternate Path, el sistema de fluidos de Well Services ClearPAC* para el filtro de grava y la implementación usando el buque de estimulación DeepSTIM* II apto para las condiciones.

CNR International (Costa de Marfil) SARL (CNRI) ha otorgado a Schlumberger los trabajos de terminación en los pozos que se planifica perforar como parte del proyecto Baobab Fase 3 en las aguas de alta mar de Costa de Marfil. El desarrollo incluye la instalación de terminaciones en seis pozos submarinos. El contrato cubre las terminaciones superior e inferior, incluida la filtración de arena y el filtro con grava. Además, el sistema de empaque de grava OptiPAC Alternate Path será utilizado para garantizar el empaque total de los intervalos prolongados horizontales en un entorno desafiante.

En alta mar en Qatar, Schlumberger Completions celebró un contrato de tres años con Maersk Oil Qatar AS para brindar productos y servicios en el yacimiento Block-5. El contrato contempla los calibradores permanentes de fondo, las tecnologías de paquete plano simple y múltiples, las abrazaderas de líneas de control y las mangas y servicios deslizables de control hidráulico. Los primeros calibradores de fondo permanentes de Schlumberger para Maersk Oil Qatar AS se instalaron en 1995 y estos continuaron proporcionando datos confiables, de presión y temperatura en tiempo real. En total, se han instalado 188 calibradores de fondo permanentes de Schlumberger y sensores con sistemas de comunicación de datos a la superficie en este campo en alta mar del cliente, lo que permitió la monitorización remota en tiempo real de pozos para el mejor manejo de reservorios.

En India, Schlumberger ha logrado numerosos contratos de servicios con la Oil India Ltd. para el diseño, la perforación y la terminación de seis pozos horizontales en los yacimientos continentales de Makum, Deohal y North Hapjan. Tradicionalmente, los pozos horizontales en estos yacimientos se han completado con tuberías tradicionales ranuradas. Un factor clave que contribuyó a la celebración de este contrato fue la introducción de los sistemas de dispositivo de control de flujos de entrada FluxRITE* de Schlumberger Completions a fin de lograr un control confiable del agua producida y un mejor manejo de la arena, permitiéndole al cliente maximizar la recuperación de petróleo. El contrato de 18 meses incluye servicios de Perforación y Mediciones, M-I SWACO, Herramientas de Perforación y Servicios Correctivos, Terminaciones, Elevación artificial y Servicios de pozo

Estados financieros

Estado Financiero Consolidado Condensado de Ingresos
                 
(Indicado en millones, excepto los importes de acciones)
 
Cuarto trimestre Doce meses
Períodos finalizados el 31 de diciembre     2013     2012     2013     2012
 
Ingresos $ 11 906 $ 11 083 $ 45 266 $ 41 731
Intereses y otros ingresos, neto(1) 59 35 165 172
Ganancia en la formación de OneSubsea(2) - - 1028 -
Gastos
Costo de los ingresos(2) 9283 8762 35 331 32 885
Investigación e ingeniería 304 304 1174 1153
Generales y administrativos 111 111 416 405
Fusiones e integraciones(2) - 60 - 128
Ajustes de valor y otros(2) - 33 456 33
  Intereses       97       93       391         340
Ingreso antes de impuestos 2170 1755 8691 6959
Impuestos sobre ingresos(2)       487       432       1848         1700
Ingresos de operaciones en curso 1683 1323 6843 5259
Ingresos (pérdidas) de operaciones discontinuadas       -       48       (69 )       260
Ingresos netos 1683 1371 6774 5519
Ingreso neto atribuible a participaciones no controladas       19       9       42         29
Ingreso neto atribuible a Schlumberger     $ 1664     $ 1362     $ 6732       $ 5490
 
Importes de Schlumberger atribuibles a:
Ingresos de operaciones continuadas(2) $ 1664 $ 1314 $ 6801 $ 5230
  Ingresos (pérdidas) de operaciones discontinuadas       -       48       (69 )       260
  Ingresos netos     $ 1664     $ 1362     $ 6732       $ 5490
 
Ganancias diluidas por acción de Schlumberger
Ingresos de operaciones continuadas(2) $ 1,26 $ 0,98 $ 5,10 $ 3,91
  Ingresos (pérdidas) de operaciones discontinuadas       -       0,04       (0,05 )       0,19
  Ingresos netos     $ 1,26     $ 1,02     $ 5,05       $ 4,10
 
Promedio de acciones circulantes 1312 1328 1323 1330
Promedio de acciones circulantes asumiendo la dilución       1326       1336       1333         1339
 
Depreciación y amortización incluidas en los gastos(3)     $ 930     $ 930     $ 3666       $ 3500
 

1) Incluye ingresos por intereses de:

Cuarto trimestre 2013 - 11 millones de USD (2012 -6 millones de USD)

Doce meses 2013 - 31 millones de USD (2012 - 29 millones de USD)

2) Consulte la página 14 para ver detalles de cargos y créditos.

3) Se incluyen los costos de datos sísmicos para múltiples clientes.

 
 
Balance Consolidado Condensado
         
(Indicado en millones)
 
31 dic., 31 de diciembre
Activos     2013     2012
Activos corrientes
Efectivo e inversiones a corto plazo $ 8370 $ 6274
Cuentas por cobrar 11 497 11 351
  Otros activos corrientes       6358       6531
26 225 24 156
Inversiones de ingresos fijos, mantenidas hasta el vencimiento 363 245
Activos fijos 15 096 14 780
Datos sísmicos para múltiples clientes 667 518
Fondo de comercio 14 706 14 585
Otros activos intangibles 4709 4802
Otros activos       5334       2461
        $ 67 100     $ 61 547
 
Pasivos y capital            
Pasivos corrientes
Cuentas por pagar y pasivos acumulados $ 8837 $ 8453
Pasivo estimado para el impuesto sobre el ingreso 1490 1426

Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo

2783 2121
  Dividendos por pagar       415       368
13 525 12 368
Deuda a largo plazo 10 393 9509
Beneficios posteriores a la jubilación 670 2169
Impuestos diferidos 1708 1493
Otros pasivos       1169       1150
27 465 26 689
Capital       39 635       34 858
        $ 67 100     $ 61 547
 
 

Deuda neta

"Deuda neta", una medida no establecida en los Principios Contables Generalmente Aceptados (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP), representa la deuda bruta menos el efectivo, las inversiones a corto plazo y las inversiones con ingreso fijo mantenidas hasta el vencimiento. La dirección considera que la deuda neta brinda información útil sobre el nivel de endeudamiento de Schlumberger al reflejar efectivo e inversiones que se podrían usar para repagar la deuda. Los detalles de los cambios en la deuda neta de todo el año figuran a continuación:

       
(Indicado en millones)
       
Doce meses       2013
Deuda neta, 1.º de enero de 2013 $ (5111 )
Ingresos de operaciones en curso 6801
Depreciación y amortización 3666
Ganancia en la formación de OneSubsea (1028 )
Cargos 608
Gastos en pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación 518
Gastos de compensación basados en acciones 344
Financiamiento de pensiones y otros beneficios posteriores a la jubilación (527 )
Aumento del capital de trabajo (27 )
Gastos de capital (3943 )
Datos sísmicos de múltiples clientes capitalizados (394 )
Dividendos pagados (1608 )
Beneficios de los planes de acciones de empleados 537
Programa de recompra de acciones (2596 )
Pago por transacción de OneSubsea (600 )
Otras adquisiciones de negocios, neto de efectivo y deuda adquirida (610 )
Otros (358 )
Efecto del tipo de cambio sobre la deuda neta   (115 )
Deuda neta, 31 de diciembre de 2013 $ (4443 )
 
Componentes de la Deuda Neta      

31 de diciembre de
2013

       

31 de diciembre de
2012

Efectivo e inversiones a corto plazo $ 8370 $ 6274
Inversiones de ingresos fijos, mantenidas hasta el vencimiento 363 245
Préstamos a corto plazo y porción corriente de la deuda a largo plazo (2783 ) (2121 )
Deuda a largo plazo   (10 393 )   (9509 )
$ (4443 ) $ (5111 )
 
 

Cargos y Créditos

Además de los resultados financieros determinados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en los EE. UU., este comunicado de prensa del cuarto trimestre incluye también medidas financieras que no son GAAP (según la definición del reglamento G de la SEC). A continuación se muestra una conciliación de las medidas que no son GAAP con las medidas GAAP comparables:

                     
(Indicado en millones, excepto los importes de acciones)
   
Cuarto trimestre de 2013
Antes de impuestos     Impuestos    

Intereses
No cont.

    Neto    

Ingresos por acción
diluidos

Clasificación del Estado de Resultados

Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, según se informó

$ 2170 $ 487 $ 19 $ 1664 $ 1,26
Provisión de cuentas por cobrar(1)   152         30       -       122         0,09   Costo de los ingresos

Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, sin incluir cargos y créditos

$ 2322       $ 517     $ 19     $ 1786       $ 1,35  
 
Cuarto trimestre de 2012
Antes de impuestos     Impuestos    

Intereses
No cont.

    Neto    

Ingresos por acción
diluidos

Clasificación del Estado de Resultados

Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, según se informó

$ 1755 $ 432 $ 9 $ 1314 $ 0,98
Costos de fusiones e integración 60 10 - 50 0,04 Fusiones e integración
Reducción de la mano de obra   33         6       -       27         0,02   Costo de los ingresos

Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, sin incluir cargos y créditos

$ 1848       $ 448     $ 9     $ 1391       $ 1,04  
 
Doce meses 2013
Antes de impuestos     Impuestos    

Intereses
No cont.

    Neto    

Ingresos por acción
diluidos

Clasificación del Estado de Resultados

Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, según se informó

$ 8691 $ 1848 $ 42 $ 6801 $ 5,10
Ganancia en la formación de la empresa conjunta OneSubsea (1028 ) - - (1028 ) (0,77 )

Ganancia en la formación de OneSubsea

Ajuste de valor de las inversiones bajo el método de participación patrimonial 364 19 - 345 0,26

Ajustes de valor y otros

Provisión de cuentas por cobrar(1) 152 30 - 122 0,09

Costo de los ingresos

Pérdida por devaluación de la moneda en Venezuela   92         -       -       92         0,07  

Ajustes de valor y otros

Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, sin incluir cargos y créditos

$ 8271       $ 1897     $ 42     $ 6332       $ 4,75  
 
Doce meses 2012
Antes de impuestos     Impuestos    

Intereses
No cont.

    Neto    

Ingresos por acción
diluidos

Clasificación del Estado de Resultados

Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, según se informó

$ 6959 $ 1700 $ 29 $ 5230 $ 3,91
Costos de fusiones e integración 128 16 - 112 0,08 Fusiones e integración
Reducción de la mano de obra   33         6       -       27         0,02   Costo de los ingresos

Ingresos de Schlumberger de operaciones continuadas, sin incluir cargos y créditos

$ 7120       $ 1722     $ 29     $ 5369       $ 4,01  
 
 
No hubo cargos ni créditos en el tercer trimestre de 2013.
 
(1) Relacionado con un cliente de Brasil que se declaró en quiebra.
 
 
Grupos de Producto
(Indicado en millones)
    Período de tres meses finalizado el
31 de diciembre de 2013     30 de septiembre de 2013     31 de diciembre de 2012
Ingresos    

Ingresos
antes de
impuestos

Ingresos    

Ingresos
antes de
impuestos

Ingresos    

Ingresos
antes de
impuestos

Servicios en Yacimientos Petroleros
Caracterización de reservorios $ 3249 $ 1031 $ 3232 $ 983 $ 3093 $ 886
Perforación 4497 880 4415 894 4120 688
Producción 4219 730 4024 707 3906 581
Eliminaciones y otros   (59 )   (37 )   (63 )   (88 )   (36 )   (43 )
11 906 2604 11 608 2496 11 083 2112
Corporativos y otros - (197 ) - (179 ) - (180 )
Ingreso por intereses(1) - 7 - 6 - 6
Gastos por intereses(1) - (92 ) - (92 ) - (90 )
Cargos y créditos   -     (152 )   -     -     -     (93 )
$ 11 906   $ 2170   $ 11 608   $ 2231   $ 11 083   $ 1755  
 
Áreas geográficas
(Indicado en millones)
Período de tres meses finalizado el
31 de diciembre de 2013 30 de septiembre de 2013 31 de diciembre de 2012
Ingresos

Ingresos
antes de
impuestos

Ingresos

Ingresos
antes de
impuestos

Ingresos

Ingresos
antes de
impuestos

Servicios en Yacimientos Petroleros
América del Norte $ 3649 $ 716 $ 3602 $ 730 $ 3422 $ 656
América Latina 2000 425 1934 399 2071 377
Europa/CEI/África 3211 725 3178 714 2958 579
Medio Oriente y Asia 2936 767 2801 730 2485 549
Eliminaciones y otros   110     (29 )   93     (77 )   147     (49 )
11 906 2604 11 608 2496 11 083 2112
Corporativos y otros - (197 ) - (179 ) - (180 )
Ingreso por intereses(1) - 7 - 6 - 6
Gastos por intereses(1) - (92 ) - (92 ) - (90 )
Cargos y créditos   -     (152 )   -     -     -     (93 )
$ 11 906   $ 2170   $ 11 608   $ 2231   $ 11 083   $ 1755  
 

(1) No incluye intereses considerados en los resultados de los grupos de producto y áreas geográficas.

 
Grupos de Producto
(Indicado en millones)
    Doce meses finalizados el
31 de diciembre de 2013     31 de diciembre de 2012
Ingresos    

Ingresos
antes de
impuestos

Ingresos    

Ingresos
antes de
impuestos

Servicios en Yacimientos Petroleros
Caracterización de reservorios $ 12 246 $ 3647 $ 11 159 $ 3069
Perforación 17 317 3309 15 892 2789
Producción 15 927 2619 14 802 2327
Eliminaciones y otros   (224 )   (231 )   (122 )   (68 )
45 266 9344 41 731 8117
Corporativos y otros - (726 ) - (696 )
Ingreso por intereses(1) - 22 - 30
Gastos por intereses(1) - (369 ) - (331 )
Cargos y créditos   -     420     -     (161 )
$ 45 266   $ 8691   $ 41 731   $ 6959  
 
Áreas geográficas
(Indicado en millones)
Doce meses finalizados el
31 de diciembre de 2013 31 de diciembre de 2012
Ingresos

Ingresos
antes de
impuestos

Ingresos

Ingresos
antes de
impuestos

Servicios en Yacimientos Petroleros
América del Norte $ 13 897 $ 2735 $ 13 535 $ 2737
América Latina 7751 1589 7554 1387
Europa/CEI/África 12 366 2589 11 444 2245
Medio Oriente y Asia 10 810 2700 8775 1921
Eliminaciones y otros   442     (269 )   423     (173 )
45 266 9344 41 731 8117
Corporativos y otros - (726 ) - (696 )
Ingreso por intereses(1) - 22 - 30
Gastos por intereses(1) - (369 ) - (331 )
Cargos y créditos   -     420     -     (161 )
$ 45 266   $ 8691   $ 41 731   $ 6959  
 

(1) No incluye intereses considerados en los resultados de los grupos de producto y áreas geográficas.

 

Acerca de Schlumberger

Schlumberger es el proveedor mundial líder de soluciones de tecnología, gestión de proyectos integrados e información para clientes del sector de petróleo y gas en todo el mundo. Con aproximadamente 123 000 empleados de más de 140 nacionalidades y operaciones en más de 85 países, Schlumberger ofrece la mayor gama de productos y servicios del sector, desde la exploración hasta la producción.

Schlumberger Limited tiene sus sedes en París, Houston y en La Haya, y reportó ingresos de sus operaciones continuas por 45 270 millones de USD en 2013. Para obtener más información, visite www.slb.com.

*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.

Corporación Nacional de Petróleo, Gas y Metales de Japón (Japan Oil, Gas and Metals National Corporation, JOGMEC), anteriormente Corporación Nacional de Petróleo de Japón (Japan National Oil Corporation, JNOC) y Schlumberger colaboraron en un proyecto de investigación para desarrollar la tecnología LWD. Los servicios EcoScope and NeoScope usan tecnología resultante de esta cooperación.

Alternate Path es una marca de ExxonMobil Corp y la tecnología está exclusivamente licenciada a Schlumberger.

Notas

Schlumberger desarrollará una llamada conferencia para analizar los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes 17 de enero de 2013. La llamada está programada para comenzar a las 8:00 a. m. hora central de EE. UU. (CT), 9:00 a. m. hora del Este (ET). Para acceder a la llamada, abierta al público, comuníquese con el operador de la llamada conferencia al +1-800-230-1766 dentro de los EE. UU. o al +1-612-288-0340 fuera de América del Norte, aproximadamente, 10 minutos antes de la hora inicial programada para la llamada Pregunte por la “Llamada en Conferencia de las Ganancias de Schlumberger”. Cuando la llamada en conferencia concluya, una reproducción de audio estará disponible hasta el 17 de febrero de 2014 llamando al +1-800-475-6701 dentro de América del Norte, o al +1-320-365-3844 fuera de América del Norte, e indicando el código de acceso 306544.

La llamada en conferencia se transmitirá por la web, simultáneamente, en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio solamente. Conéctese 15 minutos antes del horario indicado para probar su navegador y registrarse para la llamada. En el mismo sitio web se dispondrá también de la reproducción del webcast.

Puede encontrar información complementaria en forma de un documento de preguntas y respuestas sobre este comunicado de prensa e información financiera en www.slb.com/ir.

El texto original en el idioma fuente de este comunicado es la versión oficial autorizada. Las traducciones solo se suministran como adaptación y deben cotejarse con el texto en el idioma fuente, que es la única versión del texto que tendrá un efecto legal.

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