Schlumberger anuncia resultados do primeiro trimestre de 2016

April 29, 2016

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HOUSTON–(BUSINESS WIRE)–Schlumberger Limited (NYSE:SLB) comunicou hoje os resultados do primeiro trimestre de 2016.

   
(Apresentação em milhões, exceto por quantidade de ações)
Três meses encerrados em     Alteração
31 de março de 2016     31 de dezembro de 2015     31 de março de 2015 Sequencial     De um ano para outro
Receita $ 6.520 $ 7.744 $ 10.248 -16 % -36 %
Lucro operacional antes dos impostos 901 1.288 1.993 -30 % -55 %
Receita líquida da Schlumberger, excluindo-se encargos e créditos* 501 819 1.358 -39 % -63 %
EPS diluído, excluindo-se encargos e créditos* $ 0,40 $ 0,65 $ 1,06 -38 % -62 %
Margem operacional antes dos impostos 13.8 % 16,6 % 19,4 % -281 bps -563 bps
 
Receita da América do Norte $ 1.464 $ 1.955 $ 3.222 -25 % -55 %
Receita operacional da América do Norte antes dos impostos (prejuízo) (10 ) 139 416 -107 % -102 %
Margem operacional da América do Norte antes dos impostos -0,7 % 7,1 % 12,9 % -777 bps -1.357 bps
 
Receita internacional $ 4.979 $ 5.714 $ 6.889 -13 % -28 %
Receita internacional antes dos impostos 1.062 1.259 1.661 -16 % -36 %
Margem internacional antes dos impostos 21,3 % 22,0 % 24,1 % -70 bps -277 bps
 

*

A receita líquida da Schlumberger, incluindo encargos e créditos, foi de US$ 975 milhões, no primeiro trimestre de 2015. O prejuízo líquido da Schlumberger, incluindo encargos e créditos, foi de US$ 1,016 bilhão no quarto trimestre de 2015. Os ganhos por ação, diluídos e incluindo encargos e créditos, foi de US$ 0,76 no primeiro trimestre de 2015. A perda por ação, incluindo encargos e créditos, foi de US$ 0,81 no quarto trimestre de 2015. Não houve encargos ou créditos registrados no primeiro trimestre de 2016. Veja a seção intitulada “Encargos e créditos” para detalhes.

 

O Presidente e CEO da Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentou: “Durante o primeiro trimestre de 2016, o declínio na atividade global e a taxa de interrupção de atividade atingiu níveis inéditos, enquanto o setor mostrou sinais claros de operar em uma crise completa de caixa. O gasto orçado para E&P caiu novamente e afetou substancialmente nossos resultados operacionais. Esperamos que este ambiente continue a deteriorar no próximo trimestre, dada a magnitude e a natureza errática das interrupções em atividade.

Sequencialmente, a queda de 16% na receita do primeiro trimestre foi um dos declínios trimestrais mais acentuados que informamos, desde que esta crise começou. Isso foi levado por uma queda contínua na atividade e em pressão persistente sobre preços em todas as nossas operações globais, assim como atrasos em projetos, cancelamentos de trabalho e interrupções de atividade. A receita na América do Norte caiu 25% sequencialmente, devido à queda de 31% na contagem de plataformas de perfuração em terra, nos EUA, após cortes nos orçamentos de clientes. Ao final do trimestre, a contagem de plataformas de perfuração em terra nos EUA caiu para cerca de 400, representando uma queda de 80% desde o pico, em outubro de 2014. A receita internacional caiu 13%, devido à combinação de cortes nos orçamentos de clientes, interrupções de atividade, desacelerações sazonais de inverno e pressão contínua sobre preços. O declínio na receita internacional foi mais acentuado na área Europa/CIS/África, em que o desempenho sazonalmente mais baixo foi exacerbado pela maior fraqueza do rublo russo. As receitas nas áreas da América Latina e na área da Oriente Médio e Ásia também caíram significativamente.

“Dentre os segmentos de negócio, as receitas no primeiro trimestre nos Grupos de Perfuração e Caracterização de Reservatório caíram sequencialmente por 16% e 20%, respectivamente, com contínua demanda menor por produtos e serviços relacionados a exploração e desenvolvimento, enquanto os orçamentos dos clientes foram reduzidos ainda mais. A receita do Grupo de Produção caiu em 11%, no geral, devido à menos serviços de bombeamento por pressão na América do Norte.

“Como anunciado anteriormente, a fusão com a Cameron foi concluída em 1 de abril de 2016. A Cameron agora é o quarto grupo de produto da Schlumberger, juntamente com os atuais Grupos de Caracterização de Reservatório, Perfuração e Produção. A receita da Cameron no primeiro trimestre foi de US$ 1,6 bilhão.

“Enquanto isso, os cortes nos gastos de E&P continuam. Pesquisas recentes de gastos para 2016 indicam agora reduções mais acentuadas do que previstas anteriormente. As reduções globais nos gastos em 2016 estão chegando a 25%, correspondente a reduções entre 40% e 50% na América do Norte e ao redor de 20%, internacionalmente.

“Neste ambiente, nossa perspectiva geral para os mercados de petróleo permanece inalterada, com o aperto do equilíbrio entre oferta e demanda devendo continuar durante o resto do ano. Embora novas exportações do Irã e maiores estoques globais de petróleo tenham reduzido os preços do petróleo no começo do trimestre, os preços voltaram ao nível de US$ 40, devido a tendências subjacentes do mercado, interrupções de fornecimento e rumores de congelamento da produção. As previsões de crescimento da demanda continuam firmes, embora os níveis de produção da OPEC tenham permanecido iguais, em grande parte, desde o meio de 2015. A produção na América do Norte continua a cair, enquanto os efeitos do declínio se tornam mais pronunciados, embora a produção madura fora da OPEC esteja também caindo em várias regiões.

“Ao navegar por este panorama, permanecemos concentrados em equilibrar a participação de mercado e lucratividade, enquanto também trabalhamos para preservar melhor as capacidades essenciais da empresa no longo prazo. Continuaremos a customizar custos e recursos com atividade, enquanto permanecemos cuidados em recolocar capacidade, dada a natureza imprevisível do mercado atual.

“Em meio a uma crise que se aprofunda e que já entrou em seu sétimo trimestre, ainda estamos otimistas e confiantes sobre nossa perspectiva de médio prazo para a Schlumberger. Nossa incomparável capacidade de gerar caixa no setor de serviços para campos de petróleo nos permite capitalizar várias oportunidades significativas de negócios, ao mesmo tempo em que continuamos a devolver caixa aos nossos acionistas, por meio de dividendos e recompra de ações. Isso, combinado com movimentos estratégicos que fizemos e que incluem a fusão com a Cameron, nos deixa muito bem posicionados quando os mercados começarem a se recuperar”.

Demais eventos

Durante o trimestre, a Schlumberger efetuou a recompra de 7,1 milhões de ações ordinárias a um preço médio de US$ 67,34 por ação, totalizando um preço de compra de US$ 475 milhões.

Em 24 de março de 2016, a Schlumberger anunciou a aquisição da Meta Downhole Limited, uma empresa britânica de engenharia e serviços, que oferece tecnologia e conhecimentos para oferecer soluções de isolamento metal-a-metal downhole em aplicações de integridade de poços.

Em 31 de março de 2016, a Schlumberger adquiriu a Asset Development & Improvement Ltd., uma consultoria britânica líder no setor de petróleo e gás.

Em 1 de abril de 2016, a Schlumberger concluiu sua fusão com a Cameron International Corporation (Cameron). A transação une dois portfólios complementares de tecnologia em uma oferta de produtos e serviços “do poço ao oleoduto”. A fusão gerará crescimento impulsionado pela tecnologia ao integrar o conhecimento em reservatório e poço da Schlumberger com os equipamentos de cabeça de poço e superfície, controle de fluxo e tecnologia de processamento da Cameron. Esta combinação resultará nos primeiros sistemas completos de perfuração e produção do setor, graças ao conhecimento e à experiência da Schlumberger em instrumentação, processamento de dados, software de controle e integração de sistemas.

Em 5 de abril de 2016, a Schlumberger anunciou a conclusão de sua oferta de US$ 1,24 bilhão pelas opções em circulação de conversão de dívida em ação da Cameron.

Em 12 de abril de 2016, a Schlumberger anunciou que irá reduzir suas atividades na Venezuela, para alinhar as operações com cobranças em espécie. Esta medida é resultado da insuficiência de pagamentos recebidos nos últimos trimestres e da falta de progresso na definição de novos mecanismos que façam frente às contas a receber passadas e futuras. A redução nos níveis de atividade já começou e será feita em estreita coordenação com todos os clientes na Venezuela para continuar a prestar serviço àqueles com disponibilidade de fluxo de caixa, possibilitando, por sua vez, uma desaceleração ordenada das operações para os demais.

Em 20 de abril de 2016, o Conselho Diretor da empresa aprovou o dividendo trimestral em dinheiro de US$ 0,50 por ação das ações ordinárias em circulação, a pagar em 8 de julho de 2016 aos acionistas registrados em 1 de junho de 2016.

América do Norte

O faturamento de US$ 1,5 bilhão na América do Norte, no primeiro trimestre, foi uma redução de 25% sequencialmente, pois a contagem de plataformas de terra nos EUA caiu 31% e os orçamentos de E&P dos clientes foram reduzidos ainda mais. As receitas com perfuração em terra caíram 29%, devido a menor atividade, contínua pressão sobre precificação e o início antecipado da quebra de primavera no Canadá. As receitas com offshore caíram 18% com menor atividade, atrasos de projeto e menores vendas de licenças sísmicas para multiclientes.

A margem operacional antes de impostos na América do Norte declinou 777 pontos base (bps) sequencialmente, para -1%, pois maiores cortes nos orçamentos de E&P causados pela crise e amplas interrupções operacionais evitaram ajustes imediatos de custos. Embora o foco tenha se mantido no equilíbrio entre posição de participação de mercado e lucratividade, os fundamentos econômicos de encerrar temporariamente as operações foram ponderadas em relação ao custo de manter os recursos. Desta forma, a margem operacional decremental subiu de 20% para 30%, sequencialmente. Continuaremos a ajustar a capacidade de serviço à atividade, enquanto preservamos as capacidades técnicas e operacionais a longo prazo, e também continuaremos cautelosos ao elevar a capacidade quando a atividade mostrar sinais de recuperação.

No primeiro trimestre, serviços integrados e as novas tecnologias da Schlumberger ajudaram a aumentar a produção e a eficiência operacional na América do Norte.

Nos EUA, terra, o Laboratório Nacional de Tecnologia de Energia (National Energy Technology Laboratory) do Departamento de Energia, e seus parceiros, West Virginia University, a operadora Northeast Natural Energy LLC e a The Ohio State University, formaram o consórcio Marcellus Shale Energy and Environment Laboratory (MSELL), para monitorar a produção de gás não convencional no campo de xisto Marcellus. A Schlumberger foi selecionada como única fornecedora de tecnologia e serviços, com o objetivo de melhor entender o desempenho de produção dos poços a longo prazo e os impactos sociais e ambientais para otimizar a gestão protetora e as estratégias de tratamento dos poços, para futuros desenvolvimentos não convencionais na região. A Schlumberger Integrated Production Services projetou um programa único de estímulo, que maximizou a cobertura do poço. Tecnologias “wireline” incluíram o serviço de geologia de reservatório, fotorealista, Quanta Geo* e o serviço de retirada do dielétrico da parede lateral rotativo em grade volume XL-Rock*, para identificar um alvo preferencial de acomodação lateral. Uma combinação de tecnologias de Drilling & Measurements, notavelmente o sistema orientável de rotação a alta taxa embutida PowerDrive Archer*, o serviço de avaliação acústica de xisto SonicPacer* e o serviço de colocação de poços PayZone Steering*, confinou os poços horizontais no intervalo alvo, enquanto os serviços de integridade de poço Invizion* garantiram isolamento zonal efetivo. Além disso, o sistema de garantia de colocação de propelente MSS WellWatcher Contact* mediu a temperatura distribuída pelo poço e os dados acústicos em tempo real, durante a fratura, para verificar a uniformidade da colocação do propelente. Os poços do projeto foram concluídos com sucesso e agora estão em produção, com resultados iniciais encorajadores.

Nos EUA, terra, Well Services usou o serviço de fratura BroadBand Sequence* para voltar a fraturar vários poços para a Enerplus Resources em Williston Basin, ao leste de Montana e oeste de North Dakota. Especialistas técnicos de várias linhas de produto trabalhando em um Centro de Integração de Tecnologia de Produção ajudaram o cliente a selecionar e a classificar os poços candidatos. A tecnologia BroadBand* superou os desafios colocados pelo poço exposto e a necessidade pelo desvio efetivo, ao isolar as fraturas sequencialmente no poço para garantir que cada “cluster” em cada zona fosse fraturado e contribuísse à produção do poço. Um fluido composto de baixa viscosidade da família BroadBand de serviços de conclusão de reservatórios não convencionais garantiu a suspensão apropriada do propelente e evitou “screen outs” ou o acúmulo indesejado de areia por toda a seção lateral. A análise de gradiente da fratura após o trabalho nos poços indicou que uma nova rocha havia sido encontrada, o que resultou em um aumento na produção de três a seis vezes dentre os quatro poços que foram novamente fraturados.

Nos EUA, terra, a Schlumberger Bits & Drilling Tools estabeleceu um recorde em perfuramento para a BP Lower 48 no campo não convencional de xisto de Woodford. A plataforma de design de brocas integradas IDEAS* foi usada para customizar uma broca MDSi813 com os cortadores compactos de diamante policristalino (PDC) de alto impacto e resistente a desgastes RockStorm*. O projeto customizado melhorou a taxa de penetração e reduziu o número de brocas para perfurar o poço lateral, resultando em uma melhoria de 71% na extensão perfurada, em comparação com a média dos 10 principais poços de compensação comparáveis. Este resultado proporcionou economias AFE de 24 dias e de US$ 1 milhão.

Em North Dakota, Completions usou a tecnologia plug-and-perf dissolvível Infinity* para a Zavanna na formação Bakken. O sistema Infinity usa esferas e assentos de fraturamento degradáveis, ao invés de plugs, para isolar zonas durante o estímulo, e é adequado a várias aplicações e litologias de formação. Uma verificação total de profundidade em um poço não convencional de alta temperatura que usou a tecnologia Infinity confirmou que nada do sistema dissolvível permaneceu. Como resultado, o cliente economizou 50 horas de tempo operacional em um segundo poço, ao eliminar a necessidade da retirada do plug após o estímulo.

Na Califórnia, Bits & Drilling Tools introduziu a broca com elemento cônico de diamante StingBlade* para perfurar três poços geotérmicos em Sonoma e Lake Counties. No passado, as rochas super duras de serpentina, argilito e grauvaca destas formações causavam severos danos às brocas, e perfurações curtas e lentas, com vibrações danosas. A tecnologia StingBlade elevou o ROP em 97%, em comparação com perfurações por cone rolante, e obteve uma média de 5% de aumento na perfuração.

Nos EUA do Golfo do México, Wireline concluiu um programa de aquisição de dados de perfil sísmico vertical em 3D para a BP Exploration and Production Inc. Usando um array de 100 níveis de receptor em um cabo wireline, a Schlumberger estabeleceu um novo recorde, com um total de 47.874 disparos sobre uma grade espiral de pesquisa, com distância acumulada de 1.380 quilômetros.

No Canadá, a WesternGeco recebeu a subscrição para uma pesquisa em 3D em águas profundas para vários clientes, cobrindo mais de 9.000 km² no Flemish Pass, fora da costa de Terra Nova. A aquisição sísmica começará no segundo trimestre de 2016, usando a tecnologia sísmica isométrica marinha IsoMetrix*. O customizado Amazon Conqueror, da WesternGeco, levará 14 sepertinas durante o verão e fornecerá suas primeiras imagens ao final do ano. Em 2017, a medição de mais 9.000 km² deverá fornecer dados sísmicos de alta resolução, de compensação longa e de banda larga para o local.

Áreas Internacionais

A receita de US$ 5,0 bilhões para as Áreas Internacionais caiu 13% sequencialmente, devido a uma combinação de cortes nos orçamentos de clientes, interrupções de atividade, reduções sazonais de inverno, persistentes pressões sobre preços e fraquezas cambiais.

A receita da área do Oriente Médio e Ásia, de US$ 2,0 bilhões, diminuiu 11% sequencialmente, devido, principalmente, à redução sazonal de inverno na China e menor atividade na região da Ásia-Pacífico e Austrália como resultado de cortes no orçamento de clientes. Estes fatores levaram à menor contagem de plataformas, atrasos de trabalhos e cancelamento de projetos. A receita nos GeoMercados do Oriente Médio também foi menor, pois a sólida atividade no Kuwait, Egito e Emirados Árabes Unidos foi mais que compensada pelas receitas menores no restante da região, devido aos efeitos das concessões em preços de serviços e conclusões de projetos.

A receita da área Europa/CIS/Ásia foi de US$ 1,7 bilhão, uma queda de 18% sequencialmente, principalmente na Rússia e Ásia Central, por causa da fraqueza do rublo russo e do início da desaceleração sazonal de inverno. O clima severo, menos explorações e conclusões de projeto no Mar do Norte e muitos atrasos de projetos e cancelamentos de trabalhos na África subsaariana também contribuíram para a queda das receitas.

A receita na área da América Latina, de US$ 1,3 bilhão, caiu 9% sequencialmente, principalmente com a significativa menor atividade no México e na América Central, além de cortes nos orçamentos de clientes nos GeoMercados de Colômbia e Peru, Brasil e Argentina, Bolívia e Chile. Estes efeitos foram parcialmente compensados pelo começo de um novo projeto SPM no Equador.

A margem operacional antes de impostos da Área Internacional, de 21%, caiu 70 bps sequencialmente, devido a cancelamentos de projetos, atrasos de trabalhos e interrupções de atividade, particularmente na Área Europa/CIS/África. Sequencialmente, a margem operacional antes de impostos na Europa/CIS/África caiu 194 bps para 19%, enquanto a América Latina e as Áreas do Oriente Médio e Ásia mantiveram suas margens de 23% e 22%, respectivamente.

A margem operacional decremental sequencial melhorou para 27%, pois decrementais mais altos na Europa/CIS/África foram compensados pelo melhor desempenho na América Latina e Áreas do Oriente Médio e Ásia, devido a ajustes imediatos de recursos.

O primeiro trimestre viu vários eventos e concessões de contratos de grande porte nas áreas internacionais, que destacaram as principais áreas de desempenho da Schlumberger em tecnologia, integração, confiabilidade e eficiência.

Em março, a Schlumberger e o presidente e CEO da Saudi Aramco, Amin H. Nasser, inauguraram o moderno Centro para a Confiabilidade e Eficiência no Oriente Médio (Middle East Center for Reliability and Efficiency, CRE) em Dammam, Arábia Saudita. O CRE no Oriente Médio é a mais nova e maior adição à rede de centros de alta eficiência da Schlumberger, dedicados a serviços avançados de manutenção para tecnologias de campos de petróleo, e marca outro marco importante na busca pela empresa da excelência operacional, através de nosso programa de transformação. Além do CRE no Oriente Médio, no Reino da Arábia Saudita, a rede inclui centros regionais na Malásia, México e Estados Unidos. Testing Services, que centralizou seus ativos no CRE no Oriente Médio em 2015, já alcançou uma elevação de 21% nos tempos de resposta dos ativos.

No Kuwait, a Kuwait Oil Company concedeu à Schlumberger um contrato de cinco anos, avaliado em mais de US$ 450 milhões, para a engenharia, aquisição, construção, comissionamento e operação de duas instalações – uma para a produção de gás Jurassic no campo de Sabriya e o outro para a produção de petróleo pesado no campo de Umm Niqa.

Na China, a CNOOC concedeu à Software Integrated Solutions (SIS) um contrato de três anos para software e serviços relacionados a E&P, o que marca sua quarta concessão consecutiva. O contrato inclui o software de E&P Petrel* e as plataformas de software de poço Techlog*, além do simulador de reservatório em alta resolução INTERSECT*. A plataforma Petrel permite às empresas padronizar os fluxos de trabalho, da exploração à produção, e tomar decisões melhor fundamentadas. O contrato fechado baseou-se no histórico comprovado de SIS em fornecer software líder no setor e serviços de suporte técnico superiores.

Também na China, a PetroChina concedeu à Drilling & Measurements um contrato para 10 poços ultraprofundos e de alta temperatura nas formações carbonadas de Ordovician. O serviço sísmico-durante-perfuração seismicVISION* ajudou a superar incertezas relacionadas à heterogeneidade e variações na velocidade e espessura, nas formações rasas e em rochas vulcânicas Permian. Os caminhos dos poços foram retraçados para alcançar as metas principais de perfuração e evitar riscos à perfuração. No momento, sete poços já estão em produção e estão atendendo as expectativas do cliente.

No Egito, Testing Services ganhou um contrato de três anos, no valor de US$ 60 milhões, da BP Egypt Company para serviços de conclusão, instalação e comissionamento no campo offshore Taurus Libra do Nilo Ocidental. Com a produção esperada para começar em 2017, a Schlumberger fornecerá o pacote de teste do poço, juntamente com serviços de atuação rápida de cabeamento de controle para ancoragem submarina. A perfuração de desenvolvimento começou neste programa, que inclui 21 poços e com produção esperada de 1,2 Bcf/d, ou aproximadamente 25% da produção atual de gás do Egito.

Na Líbia, offshore, a Mellitah Oil e a Gas B.V. concederam à Testing Services e OneSubsea um contrato para serviços de sistema de cabeamento de ancoragem submarina durante o desenvolvimento, em duas fases, do campo Bahr Essalam. O contrato, de dois anos e meio, inclui a instalação da tecnologia de árvore de testes submarinos de conclusão SenTREE 7*, para concluir 13 poços de gás. A tecnologia SenTREE 7, que pode ser customizada para cada tarefa, está avaliada à pressão de trabalho de 10.000 psi e é um método rápido e confiável de desconectar o cabeamento de ancoragem de conclusão durante uma emergência.

Em Moçambique, offshore, a WesternGeco começou uma pesquisa de 14.500 km² pré-custeada com a Western Trident e a WG Amundsen, usando a tecnologia sísmica isométrica marinha IsoMetrix. Esta é a primeira vez em que a tecnologia IsoMetrix será usada simultaneamente por dois navios trabalhando no mesmo projeto. A pesquisa segue o sucesso de um projeto em 2D da WesternGeco em Moçambique, e reflete a tecnologia, o conhecimento local e a experiência que a WesternGeco desenvolveu na área. A pesquisa deve ser concluída no quatro trimestre de 2016.

No México, a WesternGeco recebeu pré-compromissos adicionais de várias petrolíferas de grande porte para o projeto multicliente de azimute amplo em águas profundas Campeche – o primeiro de seu tipo nas águas mexicanas do Golfo do México. Os resultados do projeto Campeche fornecerão informações às empresas de petróleo para as rodadas de licenciamento em 2016 e depois, assim como futuras atividades de avaliação e exploração na área.

No Mar do Norte, a Apache concedeu à WesternGeco um contrato para uma pesquisa de monitoramento de reservatório em 4D de mais de 208 km², no campo Forties e na área ao redor, com extensão opcional. A pesquisa usará a tecnologia sísmica marítima de receptor de ponto Q-Marine*, que é significativamente mais repetível do que os sistemas convencionais de aquisição. A WesternGeco tem uma longa parceria com a Apache no campo Forties, onde vem adquirindo dados sísmicos desde 2010, incluindo duas pesquisas em 4D.

A Schlumberger e a BP conquistaram o prêmio de melhor inovação e tecnologia em petróleo e gás, na categoria subsuperfície, na Conferência ADIPEC 2015 em Abu Dhabi. A colaboração técnica incluiu a tipificação de rochas petrofísicas com modelos mecânicos, que refletiram a litologia local e os regimes de tensão regionais, ajudando a otimizar o valor do estímulo com fratura hidráulica no campo Khazzan, em Omã. O inovador fluxo de trabalho foi beneficiado com um completo entendimento dos controles subsuperfície do campo em capacidade de armazenamento de hidrocarbonetos, capacidade de fluxo, estratigrafia mecânica e influências tectônicas regionais. O novo método para incorporar estes efeitos foi desenvolvido através de uma prova de conceito, para estabelecer melhor eficiência de conclusão, produção superior e economias significativas de custo, em comparação com os poços anteriores no campo Khazzan.

 

Grupo de Caracterização de Reservatórios

    (Apresentação em milhões, exceto porcentagens de margem)
Três meses encerrados em     Alteração
31 de março de 2016     31 de dezembro de 2015     31 de março de 2015 Sequencial     De um ano para outro
Receita US$ 1.747 US$ 2.193 US$ 2.655 -20% -34%
Lucro operacional antes dos impostos 331 521 672 -36% -51%
Margem operacional antes dos impostos 19,0% 23,8% 25,3% -480 bps -635 bps
Margem operacional decremental 43% 38%
 

A receita de US$ 1,7 bilhão do Reservoir Characterization Group declinou 20% sequencialmente, principalmente devido a reduções sazonais de inverno e cancelamentos de projetos que afetaram as atividades de Wireline. A receita de Testing Services declinou significativamente, particularmente no Brasil, enquanto menores vendas de software a multiclientes e de SIS também contribuíram ao declínio das receitas de Group.

A margem operacional antes de impostos, de 19%, declinou 480 bps sequencialmente, devido à reduzida alta margem dos serviços de Wireline. Um declínio na receita de vendas de software a multiclientes e SIS também contribuiu para uma maior margem decremental sequencial.

Uma combinação de ganhos com o programa de transformação, benefícios de serviços integrados e novas instalações de tecnologia contribuíram para o desempenho da linha de produtos de Reservoir Characterization em várias unidades, durante o primeiro trimestre.

Na Malásia, o CRE na Ásia, em Port Klang, usa processos avançados, incluindo manutenção centrada em confiabilidade, para aprimorar a confiabilidade dos equipamentos de campo, juntamente com as melhores práticas para otimizar a utilização do ativo. Em 2015, Testing Services centralizou sua frota regional de equipamentos downhole no CRE na Ásia. A aplicação de rastreabilidade global e um processo de manutenção LEAN melhorou a confiabilidade dos equipamentos e otimizou os custos de manutenção, o que levou à uma redução nos gastos com materiais e suprimentos. Além disso, tempos de resposta mais rápidos dos equipamentos aumentou a disponibilidade dos ativos em 50%.

Na América do Norte, o programa de transformação permitiu um aumento da produtividade da mão de obra através da combinação de polivalência e operações remotas. Quando um cliente no Canadá precisava de medições de resistividade em um poço instável, que estava engaiolado após uma primeira tentativa de registro que fracassou, a ferramenta de resistividade de formação por buraco de gaiola CHFR* foi a solução ideal. Rapidamente, um engenheiro de campo CHFR no Centro de Operações Remotas de Houston (Houston Remote Operations Center) forneceu suporte aos engenheiros de campo canadenses, no local do poço, para concluir 11 horas de registros e análise final. Igualmente, o Centro atendeu a um pedido de cliente no Colorado usando a tecnologia da ferramenta de saturação de reservatório RSTPro* para avaliação do reservatório. O cliente precisava de operações por 24 horas para registrar 20 poços em quatro dias. O Centro cobriu as operações noturnas e concluiu o trabalho dentro do prazo e com zero incidentes de qualidade de serviço. O cliente reduziu custos operacionais, devido a operações remotas e menor exposição a riscos HSE.

O contrato de vários anos para Gestão Integrada de Serviços (Integrated Services Management, ISM) da Schlumberger para a Shell, no projeto Sail and Drill, foi concluído em fevereiro de 2016, após perfurar cinco poços em três países: Benin, Turquia e Gabão. Foi perfurado um total de 16.120 metros, logística complicada foi gerenciada com sucesso e o projeto foi considerado um sucesso operacional. O modelo ISM, incluindo a colocação, integração e objetivos alinhados das equipes Shell e Schlumberger, levou a um desempenho de classe mundial, com melhoria contínua por todo o projeto. O cliente reconheceu o papel chave que a ISM cumpriu no projeto Sail and Drill, ao prestar suporte incomparável durante eventos imprevistos.

Na Romênia, offshore, ISM concluiu um projeto de exploração em águas profundas no Mar Negro. O projeto consistiu de sete poços, com mais de 22.000 m perfurados durante quase dois anos de operações, com uma combinação de perfuração, avaliação da formação e tecnologias de teste que abrangeram 10 diferentes linhas de produto. As tecnologias de perfuração, que incluíam o sistema orientável e rotativo PowerDrive Xceed* e os escareadores acionados hidraulicamente por demanda Rhino XC* e expansível hidraulicamente Rhino XS* estabeleceram um recorde no Mar Negro, para a mais longa seção de 17 1/2 polegadas de 1.551 metros. As tecnologias de caracterização de reservatório incluíram o serviço de geologia de reservatório fotorrealístico Quanta Geo, a sonda radial em 3D Saturn* e a telemetria sem fio Muzic*. Como resultado, os poços foram entregues no orçamento planejado e atender os objetivos do programa do cliente.

Em Abu Dhabi, SIS concluiu com sucesso a instalação de seu projeto de Soluções de Informações para Exploração e Produção (Exploration & Production Information Solutions, EXPRIS) para a Abu Dhabi National Oil Company e suas subsidiárias. O contrato, concedido a SIS em 2012, exige a instalação a mais de 1.000 usuários, dando-lhes acesso eficiente e intuitivo a vários dados geofísicos, geológicos, de perfuração, conclusão de poços, análises de amostra de fluidos, testes de poços e dados de produção. O EXPRIS é embutido aos sistemas de entrega e gestão de dados ProSource* E&P, permitindo aos usuários aplicar os dados em outros aplicativos técnicos, aprimorando assim a produtividade do usuário e a integração da equipe.

No Brasil, a Wireline usou um cabo wireline composto, equilibrado por torque, TuffLINE* para a Petrobras e estabeleceu um novo recorde para perfurar o maior intervalo no menor tempo operacional no campo pré-sal Lula. O cabo composto TuffLINE* superou as desafiantes condições dos poços em águas ultraprofundas, perfurando um total de 134 metros em 34 horas, em 5 passadas nos poços. Isso economizou 29 horas de tempo da plataforma para o cliente.

Na parte norueguesa do Mar do Norte, Wireline executou testes de formação de reservatório e operações de amostragem de fluidos, incluindo testes de tensão em reservatórios conglomeráticos, cal e vistos sobrecarregados, em um poço de avaliação para a Lundin Norway AS no campo Edvard Grieg. A tecnologia de teste de formação durante o deslocamento efetivamente avaliou a permeabilidade, anisotropia e a capacidade de produção da formação, e capturou amostras de fluidos de formação nas zonas carregadas de petróleo, permitindo a avaliação da permeabilidade na zona aquífera. Todos os serviços foram realizados com 100% de eficiência operacional e forneceram dados essenciais para o modelo de terra mecânica do cliente e do plano de desenvolvimento do campo.

Na China, offshore, Wireline usou uma combinação de tecnologias de caracterização de reservatório para a CNOOC em um poço de água ultraprofunda no Mar do Sul da China. Em conjunto com o serviço de retirada de dielétrico da parede lateral, rotativo, em grande volume XL-Rock e a tecnologia de teste da dinâmica de formação modular MDT*, a ferramenta mecânica de retirada de dielétrico da parede lateral MSCT* substituiu os métodos convencionais de perfuração do núcleo. Esta combinação de tecnologias Wireline economizou US$ 1,2 milhão ao cliente e o trabalho foi executado sem falhas, com zero tempo sem produção.

 

Grupo de Perfuração

    (Apresentação em milhões, exceto porcentagens de margem)
Três meses encerrados em     Alteração
31 de março de 2016     31 de dezembro de 2015     31 de março de 2015 Sequencial     De um ano para outro
Receita US$ 2.493 US$ 2.953 US$ 3.922 -16% -36%
Lucro operacional antes dos impostos 371 494 778 -25% -52%
Margem operacional antes dos impostos 14,9% 16,7% 19,8% -183 bps -496 bps
Margem operacional decremental 27% 29%
 

A receita do Drilling Group, de US$ 2,5 bilhão, caiu 16% sequencialmente, a partir de uma queda acentuada na atividade de perfuração, combinada com pressão persistente sobre preços, reduções sazonais de inverno e fraquezas cambiais que afetaram principalmente os resultados de Drilling & Measurements e M-I SWACO.

A margem operacional antes de impostos de 15% reduziu 183 bps sequencialmente, enquanto a receita caiu acentuadamente devido a menor atividade e fraqueza nos preços. A margem decremental, porém, manteve-se sequencialmente em 27%, com o ajuste imediato de recursos.

No primeiro trimestre, a combinação de destaques operacionais, ganhos com o programa de transformação e novas instalações de tecnologia contribuíram ao desempenho da linha de produtos de Drilling Group em locais de todo o mundo.

No Brasil, offshore, o Drilling Group perfurou quatro desafiadores poços pré-sal e um desvio para a Repsol Sinopec, durante uma campanha de 30 meses na bacia de águas ultraprofundas de Campos. Um total de 75 passadas da unidade “bottomhole” perfurou mais de 15 km. Um modelo de negócios colaborativo, com integração de tecnologia, permitiu um salto qualitativo em confiabilidade e eficiência, que levou à conclusão do último dos quatro poços com 26 dias antes do prazo. As equipes de engenharia da Repsol e da Schlumberger colaboraram para criar o melhor projeto de construção de poços. Alcançou-se melhor alinhamento comercial ao usar um modelo baseado em desempenho. Uma combinação de tecnologias “durante perfuração” melhorou a caracterização do complexo reservatório. Confiabilidade da ferramenta de perfuração downhole, o uso de Instruções Padronizadas de Trabalho e o suporte a planejamento e coordenação de ISM manteve o tempo sem produção de Drilling & Measurements a menos de 8 horas, com um tempo operacional total de 7.300 horas. Os perfuradores direcionais de várias habilidades de Drilling & Measurements também usaram a tecnologia de ferramenta circuladora WELL COMMANDER* e o sistema integrado de ampliação do poço Rhino* para elevar a produtividade da mão de obra.

Na Austrália, o programa de transformação permitiu que Drilling & Measurements reduzisse os custos operacionais, usando operações remotas para a Chevron em Barrow Island. Espera-se que o projeto de injeção Barrow Island CO2, que inclui 17 poços, seja o maior projeto de armazenamento de CO2 a longo prazo do mundo, com injeção planeada de 3,3 a 4 milhões de toneladas de CO2 por ano. Ao implementar operações remotas, Drilling & Measurements reduziu custos operacionais; reduziu riscos HSE e reduziu a pegada ambiental. Além disso, a entrega do serviço contribuiu para a eficiência de 99,7% do tempo operacional total.

O programa de transformação também permitiu aumentos na produtividade da mão de obra, por meio de operações remotas nos EUA, terra. Ao estabelecer um centro de comando na bacia permiana, Drilling & Measurements elevou a atividade com operações remotas em 27% e reduziu a exposição a riscos HSE. Como resultado, o ROP foi aprimorado em 82%, o que reduziu os custos de poços e os tempos de entrega para clientes. Além disso, a confiabilidade operacional em 2015 se aproveitou de uma melhora de 31% em relação ao ano anterior. Combinado com estes resultados, o centro de comando de operações remotas também ajudou a equilibrar o transporte de tripulação ao campo.

O Drilling Group atingiu um marco no programa de transformação, ao elevar a produtividade da força de trabalho por meio de várias habilidades em operações para clientes na Itália e no Egito. Na Itália, engenheiros de fluidos de perfuração também foram treinados para operar equipamentos de controle de sólidos, com perfuradores direcionais para operar ferramentas especializadas. Esta presença reduzida no local da plataforma reduziu os riscos HSE e levou a um aumento na capacidade que foi equivalente a 33 homem-anos em 2015. No Egito, o Drilling Group também conseguiu elevar a produtividade da força de trabalho com várias habilidades e operações remotas, com um total de 27 engenheiros de campo e perfuradores direcionais de Drilling & Measurements, M-I SWACO e Bits & Drilling Tools sendo treinados para também operar brocas. Em comparação com operações remotas, isso resultou em menor custo operacional e maior capacidade, equivalente ao trabalho de 162 pessoas.

No Canadá, offshore, a Schlumberger completou um total de 500 dias e 10.000 horas acumuladas em um contrato de vários anos, de serviços integrados, para a Statoil, nas águas profundas de Flemish Pass, sem incidentes HSE. Uma combinação de tecnologias de Drilling & Measurements, Smith Bits, M-I SWACO, Geoservices e Bits & Drilling Tools permitiu que a Statoil alcançasse um novo recorde líquido de ROP de 190,1 m/h, através de várias formações duras em linha, ultrapassando o recorde anterior, estabelecido na mesma campanha em 2015.

Na Austrália, offshore, Drilling & Measurements usou o serviço de mapeamento durante perfuração de reservatório GeoSphere* para a Quadrant Energy Ltd., para perfurar 6 poços multilaterais com 15 laterais, no campo Coniston. A natureza de várias falhas no reservatório significou que apenas 15% a 20% do petróleo no local era recuperável, e a colocação do poço foi de extrema importância para maximizar a recuperação. A tecnologia GeoSphere revelou detalhes da acomodação subsuperfície e de contato do fluido superior a 160 metros do poço, permitindo a melhor colocação do poço e também revelando reservas de petróleo que não foram detectadas anteriormente. Como resultado, a profundidade total das laterais foi ampliada em 3,40 quilômetros e o cliente se beneficiou da maior expectativa de recuperação de petróleo.

No México, offshore, M-I SWACO introduziu tecnologias de gestão dinâmica de pressão para a PEMEX, para perfurar poços de alta pressão e de alta temperatura em águas rasas. O uso de perfuração de pressão gerenciada em um ambiente offshore perfurou através de um curto período operacional, eliminou perdas com fluidos e aumentou o desempenho da perfuração. O cliente pode confirmar os reservatórios e agendar reservas adicionais de petróleo em um terço do tempo convencional de perfuração.

Na Noruega, offshore, Bits & Drilling Tools usou a tecnologia de elemento de diamante cônico Stinger* em uma sonda de perfuração customizada de dois cones TCT para a Statoil, para perfurar uma seção vertical no poço Gymir no Bloco 6706. A seção vertical foi perfurada em uma única passada e, como resultado, a Statoil alcançou um de seus poços mais rapidamente perfurados, do suporte à profundidade total, ao levar menos de duas semanas da configuração da plataforma à sua movimentação. Além disso, o cliente definiu um novo recorde ROP de 92 m/h.

Nos EUA, terra, a tecnologia de broca de perfuração de corte com rolamento ONYX 360*, da Bits & Drilling Tools, melhorou a eficiência da perfuração para a QEP Energy Company em Pinedale Anticline, Wyoming. A tecnologia de broca de perfuração ONYX 360 permite a dissipação do calor durante a rotação da perfuração, elevando a durabilidade da broca em formações altamente abrasivas. A aplicação da tecnologia ONYX 360 permitiu ao cliente melhorar o ROP e reduzir o número de deslocamentos da plataforma e o desgaste da sonda, em comparação com poços de compensação, economizando 11 horas de tempo de perfuração por poço.

 

Grupo de Produção

    (Apresentação em milhões, exceto porcentagens de margem)
Três meses encerrados em     Alteração
31 de março de 2016     31 de dezembro de 2015     31 de março de 2015 Sequencial     De um ano para outro
Receita US$ 2.348 US$ 2.632 US$ 3.705 -11% -37%
Lucro operacional antes dos impostos 208 302 544 -31% -62%
Margem operacional antes dos impostos 8,9% 11,5% 14,7% -258 bps -580 bps
Margem operacional decremental 33% 25%
 

As receitas do Grupo de Produção, de US$ 2,3 bilhões, caíram 11% sequencialmente, com 74% da queda atribuída a um maior declínio na atividade em terra na América do Norte, já que os gastos de clientes com E&P sofreram outra rodada de cortes, que levaram a maior declínio na contagem de plataformas e elevou a pressão sobre preços. Antes da nova rodada de cortes, os preços de mercado para serviços de bombeamento de pressão já estavam em níveis insustentáveis, com várias empresas de serviço em más condições financeiras.

A margem operacional antes de impostos, de 9%, caiu 258 bps sequencialmente, principalmente com maior fraqueza de preços em serviços de bombeamento a pressão. A margem operacional decremental sequencial subiu para 33%, devido a decrementais maiores na América do Norte.

Várias e novas tecnologias do Grupo de Produção ajudaram os clientes a superar seus desafios técnicos durante o trimestre, ao elevar a eficiência operacional, acelerando a produção e aprimorando a recuperação.

A Schlumberger usou uma combinação de tecnologias no México, para alcançar isolamento zonal completo em dois poços de exploração em águas profundas. Os serviços de integração de poço Well Services Invizion permitiram a integração de dados de perfuração, petrofísicos e geomecânicos em tempo real para proporcionar projetos robustos de cementação que ajudaram a melhorar o isolamento zonal e elevou o sucesso dos tratamentos de estímulo. Além disso, o serviço SonicScope*, multipolo sônico-durante-perfuração, de Drilling & Measurements, proporcionou medições de compressão e de corte para estimar a pressão do poro e os gradientes da fratura. Estas duas tecnologias proporcionaram uma ampla análise dos trabalhos de cementação e o isolamento zonal de alta qualidade permitiram ao cliente evitar operações caras de retrabalho, que podem adicionar aproximadamente US$ 1,2 milhão por dia aos custos operacionais.

Em Gana, exploração offshore, Well Services usou o serviço de avaliação da integridade de poços Invizion Evaluation* para Tullow Oil no campo Jubilee. A tecnologia Invizion Evaluation assegurou o isolamento zonal efetivo para um poço, para que as lições aprendidas possam ser aplicadas a outros poços de desenvolvimento. A avaliação ajudou a otimizar a produção e evitou operações de remédio caras, que economizaram US$ 245.000 ao cliente por poço, além de tempo de plataforma avaliado em US$ 1.5 milhão.

No Equador, Artificial Lift instalou com sucesso um sistema de substituição ESP sem plataforma da ZEiTECS Shuttle* em um poço para a ANDES Petroleum. O projeto “plug-and-play” significa que qualquer unidade padrão ESP pode ser recuperada e reinstalada sem que uma plataforma utilize cabos, tubulação em bobina ou hastes de bombeamento. O sistema ZEiTECS Shuttle melhorou a eficiência, reduziu custos operacionais, minimizou o atraso da produção, eliminou as interrupções das operações e reduziu o risco de HSE.

Em Omã, a Schlumberger Well Services introduziu o sistema de cementação de cura automática FUTUR* para a Petroleum Development Oman, fornecendo isolamento zonal de longo prazo nos poços do campo Saih Nihayda. A tecnologia FUTUR é de reparo automático, quando entra em contato com hidrocarbonetos, curando caminhos com sucesso e restaurando a integridade do poço sem a necessidade de intervenção no poço. O isolamento zonal de alta qualidade permitiu ao cliente reduzir a exposição aos riscos HSE e também potencialmente economizar o custo de perfurar poços de substituição.

No Mar do Norte, setor do Reino Unido, Artificial Lift instalou a tecnologia de bombeamento submersível elétrica de alta qualidade MaxFORTE*, para a Apache North Sea Ltd., nos poços do campo Forties. A vida útil ampliada da tecnologia MaxFORTE, comparada com sistemas de bombeamento convencionais, permite ao cliente se beneficiar de menor tempo de operação da plataforma, maior tempo de operação do poço e menor atraso da produção.

Tabelas Financeiras

 

Demonstrativo condensado de receitas consolidadas

     
(Apresentação em milhões, exceto por quantidade de ações)
   
Três meses
Períodos encerrados em 31 de março de      

2016

    2015
 
Receita

$

6.520

$ 10.248
Juros e outras receitas

45

49
Despesas
Custo das receitas

5.460

8.096
Pesquisa e engenharia

240

267
Geral e administrativo

110

119
Restruturação e outros (1)

439
Juros        

133

      82
Lucro antes dos impostos

$

622

$ 1.294
Impostos sobre as receitas (1)        

99

      306
Lucro líquido

523

988
Lucro líquido atribuível a juros não controlados        

22

      13
Receita líquida atribuível à Schlumberger (1)      

$

501

    $ 975
 
Dividendos diluídos por ação da Schlumberger (1)      

$

0,40

    $ 0,76
 
Média de ações em circulação

1.254

1.276
Média de ações em circulação presumindo diluição        

1.259

      1.285
 
Depreciação e amortização incluídas nas despesas (2)      

$

967

    $ 1.042
 
(1) Veja a seção intitulada “Encargos e créditos” para mais informações.
(2) Inclui a depreciação da propriedade, das instalações e do equipamento, e a amortização dos ativos intangíveis, custos dos dados sísmicos de diversos clientes e investimentos SPM.
 
Balanço consolidado condensado
       
(Apresentação em milhões)
 
31 de março, 31 de dezembro,
Ativos       2016   2015
Ativos circulantes
Caixa e investimentos em curto prazo $ 14.432 $ 13.034
A receber 8.382 8.780
Outros ativos circulantes         4.886     5.098
27.700 26.912
Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento 401 418
Ativos fixos 13.259 13.415
Dados sísmicos para vários clientes 1.108 1.026
Fundo de comércio 15.649 15.605
Ativos intangíveis 4.551 4.569
Outros ativos         6.473     6.060
        $ 69.141   $ 68.005
 
Passivos e patrimônio            
Passivo circulante
Contas a pagar e passivo adquirido $ 6.725 $ 7.727
Passivo estimado relativo a imposto de renda 1.269 1.203
Empréstimos de curto prazo e proporção atual
das dívidas de longo prazo 4.254 4.557
Dividendos a pagar         632     634
12.880 14.121
Dívida de longo prazo 17.233 14.442
Benefícios pós-aposentadorias 1.392 1.434
Impostos diferidos 923 1.075
Outros passivos         1.051     1.028
33.479 32.100
Patrimônio         35.662     35.905
        $ 69.141   $ 68.005
 

Dívida líquida

 
“Dívida líquida” representa a dívida bruta menos espécie, investimentos de curto prazo e investimentos em renda fixa mantidos até o vencimento. A gerência acredita que o indicador de dívida líquida fornece informações úteis sobre o nível de endividamento da Schlumberger ao informar a quantia em espécie e os investimentos que podem ser usados para amortizar dívidas.
 
Seguem detalhes de alterações na dívida líquida:
 
(Apresentação em milhões)
 
Períodos encerrados em 31 de março de        

Três
Meses
2016

 

Três
Meses
2015

       
Receita líquida antes dos juros não controlados $ 523 $ 988
Despesas de restruturação, livre de impostos       383  
Receita líquida antes dos juros não controlados,
excluindo encargos e créditos 523 1.371
Depreciação e amortização(1) 967 1.042
Pensões e outros benefícios de pós-aposentadoria 60 114
Despesa de remuneração baseada em ações 61 80
Pensão e financiamento de outros benefícios pós-aposentadoria (45 ) (120 )
Aumento de capital de giro (2) (463 ) (770 )
Outros   107     53  
Fluxo de caixa das operações   1.210     1.770  
 
Despesas de capital (549 ) (606 )
Investimentos SPM (597 ) (109 )
Dados sísmicos multicliente capitalizados   (167 )   (101 )
Fluxo de caixa livre (3)   (103 )   954  
 
Programa de recompra de ações (475 ) (719 )
Dividendos pagos (629 ) (512 )
Receitas de planos de ações de funcionários   163     182  
  (1.044 )   (95 )
 
Aquisições e investimentos de negócios, líquido de caixa adquirido mais dívida adquirida (81 ) (79 )
Outros   18     74  
Aumento na dívida líquida (1.107 ) (100 )
Dívida líquida, começo do período   (5.547 )   (5.387 )
Dívida líquida $ (6.654 ) $ (5.487 )
 
Componentes da dívida líquida  

31 de março de
2016

   

31 de dezembro de
2015

 

31 de março de
2015

Caixa e investimentos em curto prazo $ 14.432 $ 13.034 $ 6.803
Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento 401 418 436
Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo (4.254 ) (4.557 ) (3.828 )
Dívida de longo prazo   (17.233 )   (14.442 )   (8.898 )
$ (6.654 ) $ (5.547 ) $ (5.487 )
 
(1) Inclui a depreciação da propriedade, das instalações e do equipamento, e a amortização dos ativos intangíveis, custos dos dados sísmicos de diversos clientes e investimentos SPM.
 
(2) Inclui pagamentos de indenização trabalhista de aproximadamente US$ 260 milhões e US$ 245 milhões durante os três meses encerrados em 31 de março de 2016 e 31 de março de 2015, respectivamente.
 
(3) “Fluxo de caixa livre” representa o fluxo de caixa das operações menos as despesas de capital, investimentos SPM e dados sísmicos multicliente capitalizados. A gerência acredita que essa é uma medida importante porque representa fundos disponíveis para reduzir a dívida e buscar oportunidades que melhorem o valor das ações como, por exemplo, aquisições e retorno de caixa para os acionistas através de recompras de ações e dividendos.
 

Encargos e créditos

 
Além de resultados financeiros, determinados de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos (GAAP) dos EUA, este comunicado de imprensa sobre ganhos no primeiro trimestre e informações complementares inclui também medidas financeiras não GAAP (como definidos no Regulamento G da SEC). O seguinte é uma reconciliação destas medidas não GAAP com as medidas GAAP comparáveis:
 
(Apresentação em milhões, exceto por quantidade de ações)
 
Quarto trimestre de 2015
Antes dos impostos Imposto

Juros
Não Cont.

Líquido   Diluída

EPS

Receita líquida da Schlumberger, excluindo-se encargos e créditos $ 1.034 $ 188 $ 27 $ 819 $ 0,65  
Desinvestimento de ativos fixos (776 ) (141 ) (635 )
Redução de empregados (530 ) (51 ) (479 )
Baixas de estoque (269 ) (27 ) (242 )
Desinvestimento do projeto SPM na Colômbia (182 ) (36 ) (146 )
Fechamento de unidades (177 ) (37 ) (140 )
Eventos geopolíticos (77 ) (77 )
Encerramento de contratos (41 ) (2 ) (39 )
Outros   (84 )   (7 )     (77 )
Prejuízo líquido da Schlumberger, conforme informado $ (1.102 ) $ (113 ) $ 27 $ (1.016 ) $ (0,81 )
 
Primeiro trimestre de 2015
Antes dos impostos Imposto

Juros
Não Cont.

Líquido   Diluída

EPS

Receita líquida da Schlumberger, excluindo-se encargos e créditos $ 1.733 $ 362 $ 13 $ 1.358 $ 1,06  
Redução de empregados (390 ) (56 ) (334 )
Perda pela desvalorização da moeda na Venezuela   (49 )         (49 )
Receita líquida da Schlumberger, conforme informado $ 1.294   $ 306   $ 13 $ 975   $ 0,76  
 

Não houve encargos ou créditos durante o primeiro trimestre de 2016.

 
Grupos de produtos
(Apresentação em milhões)
    Três meses encerrados em
31 de março de 2016     31 de dezembro de 2015     31 de março de 2015
Receita    

Lucro
pré-
impostos

Receita    

Lucro
antes dos
impostos

Receita    

Lucro
antes dos
impostos

Caracterização de reservatórios $ 1.747 $ 331 $ 2.193 $ 521 $ 2.655 $ 672
Perfuração 2.493 371 2.953 494 3.922 778
Produção 2.348 208 2.632 302 3.705 544
Eliminações e outros (68 )   (9 ) (34 )   (29 ) (34 )   (1 )
Lucro operacional antes dos impostos 901 1.288 1.993
Corporativos e outros (172 ) (179 ) (192 )
Rendimento de juros(1) 13 8 8
Despesa com juros(1) (120 ) (83 ) (76 )
Encargos e créditos               (2.136 )       (439 )
$ 6.520   $ 622   $ 7.744   $ (1.102 ) $ 10.248   $ 1.294  
 
 
Áreas geográficas
(Apresentação em milhões)
Três meses encerrados em
31 de março de 2016 31 de dezembro de 2015 31 de março de 2015
Receita

Lucro
pré-
impostos

Receita

Lucro
antes dos
impostos

Receita

Lucro
antes dos
impostos

América do Norte $ 1.464 (US$ 10 ) $ 1.955 $ 139 $ 3.222 $ 416
América Latina 1.280 296 1.407 324 1.648 354
Europa/CEI/África 1.698 320 2.059 428 2.538 532
Oriente Médio e Ásia 2.002 446 2.248 507 2.703 774
Eliminações e outros 76   (151 ) 75   (110 ) 137   (83 )
Lucro operacional antes dos impostos 901 1.288 1.993
Corporativos e outros (172 ) (179 ) (192 )
Rendimento de juros(1) 13 8 8
Despesa com juros(1) (120 ) (83 ) (76 )
Encargos e créditos               (2.136 )       (439 )
$ 6.520   $ 622   $ 7.744   $ (1.102 ) $ 10.248   $ 1.294  
 

(1) Exclui juros incluídos nos resultados dos Grupos de Produtos e Áreas Geográficas.

 

Informações complementares

 

1)

Qual é a definição de margem operacional decremental?

Margem operacional decremental é igual ao coeficiente da mudança no lucro operacional antes dos impostos sobre a mudança na receita.
 

2)

Qual foi a margem de lucros operacionais pré-impostos e a margem operacional decremental para o primeiro trimestre de 2016?

A margem de lucro operacional antes de impostos foi de 13,8% para o primeiro trimestre de 2016. A margem operacional caiu 29% em relação ao ano passado, e a margem operacional decremental sequencial foi de 32%.
 

3)

Qual foi o fluxo de caixa livre no primeiro trimestre de 2016?

O fluxo de caixa livre foi de -US$ 103 milhões no primeiro trimestre de 2016 e incluiu aproximadamente US$ 260 milhões de pagamentos de indenização trabalhista, US$ 597 milhões de investimentos SPM, US$ 549 milhões de capex e US$ 167 milhões de dados sísmicos multicliente.
 

4)

Qual é a orientação capex para o ano inteiro de 2016?

Espera-se que o capex da Schlumberger (excluindo multicliente e investimentos SPM) seja de US$ 2,0 bilhões para 2016. O capex da Cameron no primeiro trimestre de 2016 foi de US$ 37 milhões e espera-se que chegue a US$ 200 milhões em 2016.
 

5)

O que foi incluído em “Juros e outros rendimentos” para o primeiro trimestre de 2016?

“Juros e outros rendimentos” para o primeiro trimestre de 2016 foi de US$ 45 milhões. Esse valor consistiu de ganhos com investimentos de método da equivalência patrimonial de US$ 25 milhões e receita de juros de US$ 20 milhões.
 

6)

Como os rendimentos de juros e as despesas com juros mudaram durante o primeiro trimestre de 2016?

A renda sobre juros, de US$ 20 milhões, aumentou em US$ 6 milhões sequencialmente. As despesas com juros de US$ 133 milhões subiram US$ 42 milhões sequencialmente.
 

7)

Qual é a diferença entre a receita operacional antes dos impostos e a receita consolidada da Schlumberger antes de impostos?

A diferença consiste, principalmente, de itens corporativos (incluindo encargos e créditos) e renda sobre juros e despesas com juros não alocados aos segmentos, bem como despesas de compensação baseadas nas ações, despesas com amortização associadas a alguns ativos intangíveis, algumas iniciativas gerenciadas de modo centralizado e outros itens não operacionais.
 

8)

Qual foi a taxa de imposto efetiva (ETR), excluindo os encargos e créditos, para o primeiro trimestre de 2016? O ETR para o primeiro trimestre de 2016, excluindo os encargos e créditos, foi de 15,9%, em comparação com 18,2% para o quarto trimestre de 2015.

 
O ETR para o quarto trimestre de 2015, incluindo encargos e créditos, foi de 10,2%.
 

9)

Quantas ações ordinárias estavam em circulação em 31 de março de 2016 e qual foi a sua alteração a partir do fim do trimestre anterior?

Havia 1.252 bilhão de ações ordinárias em circulação em 31 de março de 2016. A tabela a seguir mostra a alteração no número de ações em circulação de 31 de dezembro de 2015 a 31 de março de 2016.
    (Apresentação em milhões)
Ações em circulação em 31 de dezembro de 2015   1.256
Ações vendidas a funcionários, menos as ações permutadas 1
Ações restritas exercidas
Ações emitidas para o plano de compra de ações de funcionários 2
Programa de recompra de ações (7 )

Ações em circulação em 31 de março de 2016

1.252  
 

10)

Qual foi a média ponderada do número de ações em circulação durante o quarto trimestre de 2016 e o quarto trimestre de 2015 e como isso é conciliado com o número médio de ações em circulação, presumindo a diluição usada no cálculo dos ganhos diluídos por ação das operações contínuas, excluindo encargos e créditos?

A média ponderada do número de ações em circulação durante o primeiro trimestre de 2016 e o quarto trimestre de 2015 foi de 1,254 bilhão e 1,259 bilhão, respectivamente. A seguir, a reconciliação do número médio de ações em circulação para a média ponderada do número de ações em circulação, presumindo a diluição.
      (Apresentação em milhões)

Primeiro trimestre
de 2016

     

Quarto trimestre de
2015

Média ponderada de ações em circulação 1.254    

 

1.259
Exercício de opções de ações presumido 1

 

2
Ações restritas não exercidas 4    

 

3
Média de ações em circulação, assumindo diluição 1.259    

 

1.264
 

11)

De quanto foram as vendas multicliente no primeiro trimestre de 2016?

As vendas multicliente, incluindo as taxas de transferência, foram de US$ 77 milhões no primeiro trimestre de 2016 e US$ 117 milhões no quarto trimestre de 2015.
 

12)

Qual foi a pendência da WesternGeco ao final do primeiro trimestre de 2016?

A pendência da WesternGeco, que é baseada nos contratos assinados com os clientes, foi de US$ 966 milhões no final do primeiro trimestre de 2016. Era de US$ 1,13 bilhão ao final do quarto trimestre de 2015.
 

13)

Quantos foram os pedidos e a pendência para os segmentos Submarino e Perfuração da Cameron?

Os pedidos e pendências para Submarino e Perfuração foram como segue:
      (Apresentação em milhões)
Pedidos

Primeiro trimestre
de 2016

     

Quarto trimestre de
2015

Submarino $ 305         $ 481
Perfuração $ 150

 

$ 169
 
Pendência (ao final do período)
Submarino $ 2.870 $ 3.011
Perfuração $ 1.308

 

$ 1.611

Sobre a Schlumberger

A Schlumberger é líder mundial no fornecimento de tecnologia, soluções integradas de gestão e informação de projetos para clientes do setor de gás e petróleo em todo o mundo. Empregando aproximadamente 93 mil pessoas de mais de 140 nacionalidades e trabalhando em mais de 85 países, a Schlumberger oferece a maior variedade de produtos e serviços, da exploração à produção, do setor.

A Schlumberger Limited tem escritórios em Paris, Houston, Londres e Haia, e informou receitas de US$ 35,47 bilhões em 2015. Para mais informações, acesse www.slb.com.

*Marca da Schlumberger ou das empresas Schlumberger.

Notas.

A Schlumberger realizará uma teleconferência para discutir as perspectivas de divulgação e negócios acima mencionados na sexta-feira, 22 de abril de 2016. A teleconferência está programada para começar às 8h (horário central dos EUA), 9h. (horário da costa leste dos EUA), 15h (horário de Paris). Para acessar a teleconferência, que é aberta ao público, entre em contato com o operador da teleconferência em +1 (800) 288-8967 na América do Norte ou +1 (612) 333-4911 fora da América do Norte, cerca de 10 minutos antes do horário de início agendado da conferência. Pergunte por “Schlumberger Earnings Conference Call.” Na conclusão da teleconferência, uma repetição de áudio estará disponível até 22 de maio de 2016, ligando para +1 (800) 475-6701 na América do Norte, ou +1 (320) 365-3844 fora da América do Norte e informando o código de acesso 385312.

A teleconferência será transmitida pela internet simultaneamente em www.slb.com/irwebcast apenas com áudio. Faça login 15 minutos antes do tempo para testar o seu navegador e registrar-se para a teleconferência. A reprodução do webcast também estará disponível no mesmo site até 31 de junho de 2016.

Esta divulgação dos ganhos do primeiro trimestre de 2016 e informações adicionais, bem como outras declarações que fazemos, contêm “declarações prospectivas” de acordo com o significado das leis federais sobre valores mobiliários, que incluem declarações que não são fatos históricos, como nossas previsões ou expectativas relacionadas à previsão do negócio; crescimento da Schlumberger como um todo e para cada um dos seus segmentos (e para produtos e áreas geográficas específicas dentro de cada segmento); demanda de petróleo e gás natural e o crescimento da produção; os preços do petróleo e do gás natural; melhorias nos procedimentos operacionais e nas tecnologias; despesas de capital pela Schlumberger e pelo setor de petróleo e gás; estratégias do negócio dos clientes da Schlumberger; a integração da Cameron aos nossos negócios; os benefícios antecipados da transação da Cameron; o sucesso dos empreendimentos conjuntos e alianças da Schlumberger; condições econômicas globais futuras e resultados futuros das operações. Essas declarações estão sujeitas a riscos e incertezas, incluindo, sem se limitar, a condições econômicas globais; mudanças nos gastos com produção e exploração pelos clientes da Schlumberger e mudanças no nível de desenvolvimento e exploração de petróleo e gás natural; condições gerais econômicas, políticas e comerciais em regiões essenciais do mundo; riscos cambiais; erosão de preços; fatores climáticos e sazonais; atrasos, modificações ou cancelamentos operacionais; queda de produção; mudanças nos requisitos regulatórios e regulações governamentais, inclusive aquelas relacionadas com exploração de gás e petróleo offshore, fontes radioativas, explosivos, produtos químicos, serviços de fraturamento hidráulico e iniciativas relacionadas com o clima; a incapacidade da tecnologia de resolver novos desafios com exploração; a incapacidade de integrar a Cameron com sucesso e realizar as sinergias esperadas; a incapacidade de reter funcionários chave; e outros riscos e incertezas detalhados nesta divulgação dos lucros do quarto trimestre de 2016, Informações Complementares e em nossos mais recentes formulários 10-K,10-Q e 8-K, e outros documentos protocolados na Comissão de Valores Mobiliários dos EUA. Se um ou mais desses ou outros riscos ou incertezas se materializarem (ou as consequências de tais mudanças de desenvolvimento), ou se nossas premissas subjacentes se mostrarem incorretas, os resultados reais podem divergir materialmente daqueles refletidos em nossas declarações prospectivas. A Schlumberger descarta qualquer intenção ou obrigação de atualizar ou revisar tais declarações, seja como resultado de novas informações, eventos futuros ou qualquer outra razão.

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

Category: Oil & Gas