Schlumberger anuncia os resultados do segundo trimestre de 2016

A Schlumberger Limited (NYSE:SLB) comunicou hoje os resultados do segundo trimestre de 2016.

A Schlumberger Limited (NYSE:SLB) comunicou hoje os resultados do
segundo trimestre de 2016.

    (Apresentação em milhões, exceto por quantidade de ações)
Três meses encerrados em     Alteração
30 de junho de 2016     31 de março de 2016     30 de junho de 2015 Sequencial     De um ano para outro
Receita US$ 7.164 US$ 6.520 US$ 9.010 10% ** -20%
Lucro operacional antes dos impostos US$ 747 US$ 901 US$ 1.708 -17% -56%
Margem operacional antes dos impostos 10,4% 13,8% 19,0% -340 bps -854 bps
Receita líquida (perda) (base GAAP) US$ (2.160) US$ 501 US$ 1.124 -531% -292%
Receita líquida, excluindo-se encargos e créditos* US$ 316 US$ 501 US$ 1.124 -37% -72%
EPS diluído (perda por ação) (base GAAP) US$ (1,56) US$ 0,40 US$ 0,88 -490% -278%
EPS diluído, excluindo-se encargos e créditos* US$ 0,23 US$ 0,40 US$ 0,88 -43% -74%
 
*Estas são medidas financeiras não GAAP. Veja a seção intitulada
“Encargos e créditos” para detalhes.
**A receita total, excluindo os efeitos da aquisição da Cameron, que
terminou em 1.º de abril de 2016, diminuiu 14% sequencialmente e 38%
ano a ano.
 

O presidente e CEO da Schlumberger, Paal Kibsgaard comentou: “No segundo
trimestre, as condições do mercado pioraram ainda mais na maior parte de
nossas operações globais, mas apesar dos ventos contrários contínuos que
agora parece ter atingida fase mais baixa do ciclo. Enquanto continuamos
a navegar neste ambiente desafiador, mais uma vez apresentamos um lucro
operacional antes dos impostos, margem operacional e fluxo de caixa
livre robustos. Este desempenho veio como resultado do nosso forte
desempenho e, em alguns casos, à custa de receitas à medida que
começamos a mudar o foco para recuperar as nossas concessões tarifárias
e melhorar a qualidade de nosso portfólio de contratos.

“Nossa receita no segundo trimestre aumentou 10% sequencialmente, o que
reflete um trimestre completo de atividade do negócio adquirido da
Cameron que contribuiu com US$ 1,5 bilhão em receitas. Em uma base pro
forma, a receita diminuiu 12% sequencialmente com a América do Norte
caindo 20% devido à desaceleração de primavera canadense e uma queda de
25% na contagem de sondas de terra nos EUA, enquanto a receita
internacional diminuiu 9% devido à atividade mais baixa, pressão
contínua sobre os preços e uma redução em grande escala nas nossas
operações na Venezuela. No entanto, a nossa ampla presença geográfica e
ampla carteira de tecnologia continuaram a oferecer vantagens únicas que
ajudaram a atenuar esses efeitos.

“Dentre os segmentos de negócio, as receitas no primeiro trimestre dos
grupos de caracterização de reservatório e produção caíram
sequencialmente 9% e 11%, respectivamente, com uma menor demanda
contínua por produtos e serviços relacionados à exploração e
desenvolvimento, enquanto os orçamentos de E&P foram reduzidos ainda
mais. A receita do grupo de perfuração caiu 18%, impactado pela queda
acentuada na contagem de sondas, particularmente no Norte e América
Latina. A receita do Grupo Cameron diminuiu 6% sequencialmente em uma
base pro forma, devido à diminuição da carteira de projetos e um novo
abrandamento da atividade em terra dos EUA, que impactou os negócios de
ciclo curto.

“A margem operacional antes dos impostos foi mantida acima de 10% após
uma queda sequencial de 340 pontos-base, devido à menor atividade,
ventos contrários aos preços, um mix de atividade desfavorável e a
redução significativa de nossas operações na Venezuela. A margem
operacional decremental em uma base sequencial pro forma foi limitada a
38%, como resultado da gestão sólida de custos e de recursos, ao mesmo
tempo em que continuamos a manter a nossa capacidade de longo prazo. A
redução da margem foi maior no grupo de perfuração, onde a margem
contratada aumentou 649 pontos-base (Basis points, bps) chegando a 8%.
Sequencialmente, a margem operacional antes dos impostos do grupo de
produção caiu 459 bps chegando a 4%, o grupo de caracterização de
reservatórios diminuiu 228 bps para 17%, e o Grupo Cameron postou uma
margem de 16%. Lucro diluído por ação de US$ 0,23, excluindo encargos e
créditos, foi 43% menor sequencialmente.

“Como resultado da debilidade na atividade, que irá persistir até 2016
como esperado, fizemos outro ajuste significativo na nossa base de
custos e de recursos, incluindo a demissão de mais de 16.000 empregados
durante o primeiro semestre de 2016 e uma maior racionalização da nossa
força de trabalho, infraestrutura e base de ativos. Isto levou a
US$ 646 milhões em despesas de reestruturação no segundo trimestre para
a redução da força de trabalho, bem como a despesa de US$ 1,9 bilhão,
não monetária, de desvalorização de ativo imobilizado, estoque e dados
sísmicos multiciente. Também reconheceu US$ 335 milhões em encargos de
fusão e integração relacionados com a aquisição da Cameron.

“À medida que a crise se desenvolveu, nós mudamos nosso foco de gestão
de margens decrementais para reforçar ainda mais a quota de mercado,
onde temos visto um aumento significativo nos concursos ganhos. Como o
preço do petróleo quase dobrou a partir de seus pontos baixos de janeiro
de 2016, agora estamos mudando nosso foco para recuperar as concessões
de preços temporários que foram feitas, e para renegociar contratos com
compromisso limitado de viabilidade financeira no longo prazo.

“Ao mesmo tempo, os efeitos dos cortes que temos visto nos gastos de E&P
são agora claramente visíveis na produção de petróleo em queda, e com a
demanda permanecendo forte, estamos caminhando mais rapidamente para uma
crescente diferença negativa entre a oferta e a demanda global por
petróleo. Isso vai exigir habilidade e capacidade significativas para
inverter e, sem recuperação dos preços, a indústria de serviços
enfrentará dificuldades para operar.

“Como já passamos esta crise, temos feito uma série de movimentos que
nos posicionam bem para a inevitável recuperação do mercado. Nosso
balanço permanece forte, apesar dos investimentos que fizemos em nosso
negócio e o dinheiro que temos devolvido aos nossos acionistas.
Expandimos nosso portfólio de tecnologia, não só pela importante
aquisição da Cameron International, mas também por uma série de
aquisições menores que estão possibilitando o desenvolvimento de novas
tecnologias de perfuração e produção integradas que melhorem o menor
custo por barril. E temos alavancado as oportunidades de transformação
para criar uma vantagem competitiva significativa e melhorar
constantemente o nosso desempenho intrínseco.

“Qualquer que seja a forma que leve a recuperação, os preços dos
serviços devem crescer respeitando a necessidade dos operadores de
controlar os seus custos no qual provavelmente será um ambiente de preço
do petróleo de médio para mais. Isso fornece uma oportunidade de
compartilhar o valor adicional que pode ser mutuamente criado através da
colaboração e integração. Vamos, portanto, continuar a desenvolver a
maneira em que operamos como uma empresa, bem como a natureza do
trabalho que nos propomos, garantindo que permanecemos na vanguarda de
uma indústria que precisa cada vez mais uma mudança fundamental”.

Demais eventos

Durante o trimestre, a Schlumberger efetuou a recompra de 0,4 milhão de
ações ordinárias a um preço médio de US$ 72,77 por ação, totalizando um
preço de compra de US$ 31 milhões.

Em 1.º 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 1.º de junho de 2016, a Schlumberger anunciou a aquisição da Saltel
Industries, uma empresa de engenharia, fabricação e serviço que oferece
correções expansíveis e embaladores de aço para a indústria de petróleo
e gás. Essas tecnologias serão integradas em produtos e serviços dentro
do grupo de produção.

Em 2 de junho de 2016, a Schlumberger anuncia a aquisição da Omron
Oilfield and Marine, Inc. (Omron Oilfield). A Omron Oilfield projeta,
fabrica, vende e presta serviços de pós-venda para os sistemas
automatizados de acionamento e controle, usinas de energia e cabines de
perfuradores. A empresa espera que essa aquisição acelere uma série de
projetos de construção de poços Schlumberger e produção, incluindo
projetos futuros da plataforma terra.

Em 23 de junho de 2016, a Schlumberger fechou a aquisição das unidades
de perfuração flexitubo e de tubulação enrolada da Xtreme Drilling and
Coil Services Corp. (Xtreme). A Xtreme opera unidades de perfuração
flexitubo na Arábia Saudita.

Em 20 de julho de 2016, o Conselho Diretor da empresa aprovou o
dividendo trimestral em espécie de US$ 0,50 por ação das ações
ordinárias em circulação, a pagar em 14 de outubro de 2016 aos
acionistas registrados em 7 de setembro de 2016.

Receita geográfica

A receita do segundo trimestre de US$ 7,2 bilhões de dólares aumentou
10% sequencialmente com a receita da América do Norte e internacional
aumentando 19% e 8%, respectivamente. Isto incluiu um trimestre completo
de atividade do negócio adquirido da Cameron, o que contribuiu receita
de US$ 0,6 milhão na América do Norte e US$ 1,0 bilhão
internacionalmente.

           
(Apresentação em milhões)
Conforme relatado Três meses encerrados em Alteração
30 de junho de 2016 31 de março de 2016 Sequencial
América do Norte $ 1.737 $ 1.464 19 %
América Latina 1.007 1.280 -21 %
Europa/CEI/África 1.948 1.698 15 %
Oriente Médio e Ásia 2.404 2.002 20 %
Eliminações e outros   68   77  
$ 7.164 $ 6.520 10 %
 
Receita da América do Norte $ 1.737 $ 1.464 19 %
Receita internacional $ 5.359 $ 4.979 8 %
                   
 

A tabela e os comentários a seguir são apresentadas em base pro
forma assumindo que a Cameron foi adquirida em 1.º de janeiro de
2016.

 
(Apresentação em milhões)
Pro forma – incluindo Cameron no primeiro trimestre de 2016 Três meses encerrados em Alteração
30 de junho de 2016 31 de março de 2016 Sequencial
América do Norte $ 1.737 $ 2.165 -20 %
América Latina 1.007 1.353 -26 %
Europa/CEI/África 1.948 2.096 -7 %
Oriente Médio e Ásia 2.404 2.456 -2 %
Eliminações e outros   68   79  
$ 7.164 $ 8.148 -12 %
 
Receita da América do Norte $ 1.737 $ 2.165 -20 %
Receita internacional $ 5.359 $ 5.905 -9 %
 

América do Norte

A receita pro forma na América do Norte diminuiu 20% sequencialmente,
como resultado da desaceleração da primavera canadense e uma queda de
25% na contagem de sondas de terra nos EUA. As receitas de terra caíram
22% sobre a atividade menor nos grupos de perfuração e Cameron,
combinado com a contínua pressão sobre os preços no grupo de produção.
Enquanto as contagens estágio de fraturamento e frotas de bombeamento
por pressão ativos aumentaram mais de 15% sequencialmente, um mix
desfavorável de trabalho e tecnologia, combinado com a pressão de
preços, mais do que compensou o aumento de volume. As receitas com
offshore da América do Norte diminuíram 17%, principalmente devido à
menor atividade do grupo de perfuração, embora esta tenha sido
parcialmente compensada por maiores taxas de licença sísmicos
multiciente WesternGeco.

Áreas Internacionais

A receita internacional pro forma declinou 9% sequencialmente devido a
cortes de orçamento de clientes, pressão contínua sobre os preços,
interrupções de atividade e com o retrocesso das operações na Venezuela.

A receitas pro forma na área América Latina declinou 26%
sequencialmente, principalmente devido à redução das operações na
Venezuela. A atividade no resto da área continuou a diminuir,
particularmente nos geomercados do México e América Central, e Brasil,
enquanto a contagem de sondas de terra e offshore diminuiu devido às
restrições orçamentais dos clientes. Além disso, o trabalho de projeto
integrado diminuiu no México com o fim da campanha e sondas foram
desmobilizadas. O grupo de perfuração viu a maior queda na área,
enquanto o declínio na receita grupo de produção foi parcialmente
compensado por robustas operações Schlumberger Production Management
(SPM).

A receita pro forma da área Europa/CEI/África diminuiu 7%
sequencialmente, principalmente nos geomercados da Nigéria e Golfo da
Guiné, Central e África Ocidental e Angola, onde a contagem de sonda
diminuiu e projetos finalizaram. A receita do geomercado da Noruega e
Dinamarca diminuiu devido a paradas sazonais para manutenção. A receita
da Rússia e da Ásia Central aumentou, enquanto a atividade se recuperou
após a desaceleração do inverno e o rublo russo reforçado.

A receita pro forma da área Oriente Médio e Ásia declinou 2%
sequencialmente. Isto foi principalmente devido à menor atividade na
região dos geomercados da Ásia Pacífico e Austrália e Papua Nova Guiné
e, como resultado de cortes no orçamento do cliente e conclusões do
projeto, com o grupo de perfuração mais afetado por este declínio. No
entanto, a receita do geomercado da China aumentou com uma maior
atividade do Grupo Cameron. A receita do geomercado do Oriente Médio foi
essencialmente plana, com o aumento da atividade dos grupos de Produção
e Caracterização de Reservatórios compensada por concessões de preços.

Grupo de caracterização de reservatórios

    (Apresentação em milhões, exceto porcentagens de margem)
Três meses encerrados em     Alteração
30 de junho de 2016     31 de março de 2016     30 de junho de 2015 Sequencial     De um ano para outro
Receita $ 1.593 $ 1.747 $ 2.510 -9 % -37 %
Lucro operacional antes dos impostos 266 331 655 -20 % -59 %
Margem operacional antes dos impostos 16,7 % 19,0 % 26,1 % -228 bps -943 bps
Margem operacional decremental 43 % 42 %
 

A receita do grupo de caracterização de reservatórios foi de
US$ 1,6 bilhão, sendo 80% provenientes de operações internacionais. A
receita foi 9% menor sequencialmente, principalmente devido à redução de
operações na Venezuela e cancelamentos de projetos que impactaram a
atividade de wireline internacionalmente. A receita de serviços de teste
e vendas de software de soluções integradas (Software Integrated
Solutions, SIS) também diminuiu, especialmente na América Latina. Essas
quedas foram parcialmente compensadas pelo aumento das vendas de licença
de vários clientes sísmicos no Golfo do México dos EUA e taxas de
transferência no geomercado do Brasil e área Europa/CEI/África.

A margem operacional antes de impostos de 17% diminuiu 228 pontos-base
(bps) sequencialmente devido à redução de wireline de alta margem e
atividades de serviços de teste, particularmente na América Latina.
Esses efeitos, no entanto, foram parcialmente compensados por maior
rentabilidade em WesternGeco com taxas de vendas de licença e de
transferência multiciente sísmicos superiores, embora a margem
decremental permaneça elevada porque o Grupo manteve os recursos e
experiência petrotécnica de longo prazo.

O desempenho do grupo de caracterização de reservatórios foi
impulsionado por uma série de benefícios de serviços integrados,
implementações de tecnologia, iniciativas de transformação e novas
adjudicações de contratos durante o trimestre.

No offshore da Noruega, a Gestão de Serviços Integrados (Integrated
Services Management, ISM) usou uma combinação de tecnologias de
perfuração e acabamento de OMV Norge para perfurar uma avaliação
horizontal de poço no Mar de Barents. A tecnologia de Perfuração e
Medições GeoSphere* de mapeamento de reservatório permitiu a localização
ideal durante a perfuração do poço no reservatório usando medições
eletromagnéticas direcionais profundas. A eficiência de perfuração foi
melhorada usando diamante elemento cônico Stinger* e o robusto sistema
dirigível rotativo PowerDrive Xceed* enquanto serviços Geoservices
Drilling Analyst* permitiu a integração de medições de superfície e
fundo de poço para otimizar o processo de perfuração, mitigar riscos e
reduzir o tempo improdutivo. O lubrificante M-I SWACO STARGLIDE*
possibilitou uma redução de atrito reforçada enquanto o sistema
ENVIROUNIT* de tratamento de água despejada em offshore garantiu o
cumprimento das normas ambientais. Além disso, o sistema perfurante
orientado transmitido por tubulação Testing Services OrientXact*
minimizou danos de perfuração, fornecendo estabilidade durante o
levantamento e depleção. Como resultado, o cliente se beneficiou de uma
seção de 461 m de poço que fornece caudais elevados sob levantamento
mínimo.

Offshore do Canadá, a Schlumberger concluiu a primeira fase de um
contrato de ISM para a Statoil no ambiente de águas profundas da bacia
Flemish Pass. A fase incluiu nove poços de exploração e avaliação com um
total de 24.000 m perfurados em mais de 19 meses, sem ocorrência de
incidentes de saúde, segurança ou ambientais durante as 12.000 horas de
funcionamento. A integração e coordenação de várias tecnologias da
Schlumberger melhorou a eficiência de perfuração, garantiu a integridade
do poço, otimizou a localização do poço, e desempenhou um papel
significativo nas duas descobertas feitas pela Statoil durante esta
campanha. Um poço estabeleceu uma taxa líquida de registro de penetração
de 190,1 m/h, enquanto outro poço que foi perfurado em águas com uma
profundidade de 2.829 m foi o mais profundo para o offshore do Canadá e
Statoil globalmente. O cliente se beneficiou de ISM, completando o
projeto até a data prevista, apesar dos desafios relacionados com o
clima, e incluiu várias das seções de 33 buracos entre as suas
performances de perfuração de topo em todo o mundo.

Nos Emirados Árabes Unidos, os serviços de teste implantaram a
telemetria sem fio Muzic* para Al Hosn Gas durante as operações de teste
de avaliação em um campo subdesenvolvido. Cinco poços de teste foram
realizados para avaliar poços de gás com um elevado conteúdo de H2S. O
design flexível da tecnologia Quartet* de sistema de teste do fundo do
reservatório eliminou a necessidade de vários testes, enquanto a
transmissão e monitoramento sem fio da pressão de fundo do poço
facilitou a análise transiente em tempo real para otimizar a tomada de
decisões e fornecer informações críticas para determinar as propriedades
do reservatório. Além disso, as informações dos medidores de quartzo
Signature* ajudou a avaliar o desempenho do poço durante as operações de
estimulação e decisões apoiadas de amostragem de fundo de poço e de
superfície.

No Golfo do México nos EUA, a Wireline introduziu o sistema de alta
tração MaxPull30*, de transporte de wireline para completar cinco
descidas de ferramentas de registro sob tensão máxima contínua de
20.900 lb em um poço em águas profundas. Durante uma descida, a
tecnologia MaxPull30 resistiu 29.300 lb de tensão para liberar as
ferramentas da parede do poço, o que evitou um trabalho de pesca de
quatro dias que teria custado US$ 3,1 milhões ao cliente em tempo de
sonda. A tração máxima contínua e a tração única instantânea para
liberar as ferramentas permanecem como as mais altas tensões gravadas.
No mesmo poço, os serviços de perfuração rotativa da parede lateral de
grande volume XL-Rock*, recuperou com êxito 91 dos 109 núcleos tentados.

Na China, a tecnologia de registro de produção de poço Wireline Flow
Scanner* foi usada pela empresa de serviços técnicos da JHOSC Sinopec no
projeto Fuling de gás de xisto para avaliar operações de fraturamento
hidráulico de vários estágios em um ambiente de poço desafiador. Os
desafios de transporte foram superados usando a tecnologia em tempo real
Well Services ACTive PS* CT, serviço de log de produção que combina em
tempo real a telemetria de fibra óptica com ferramentas de medição de
produção de wireline avançadas para oferecer maior eficiência
operacional, uma produção melhorada e um impacto ambiental reduzido. O
cliente se beneficiou de dados precisos para identificar as baixas taxas
de produção de gás em uma campanha de 30 poços.

O programa de transformação Schlumberger permitiu à WesternGeco aumentar
a sua fiabilidade operacional global do meio marinho através de
melhorias na integridade das operações. Desde 2013, a taxa de tempo
improdutivo diminuiu 62% através da otimização da concepção do trabalho,
planejamento e execução. Uma contribuição fundamental para esse
resultado foi uma melhoria de 68% na confiabilidade da fonte marinha
durante o mesmo período através da implementação de manutenção centrada
em confiabilidade (reliability centered maintenance, RCM) e aderência
processual a instruções padrão de trabalho (Standard Work Instructions,
SWI). Através do desenvolvimento de SWI e implantação do Sistema de
Gestão de Competências, a WesternGeco tem como alvo uma melhor
utilização de sua frota de navios.

Na América do Norte, EP Energy Corp concedeu à SIS o primeiro simulador
de reservatório INTERSECT* de alta resolução no contrato Cloud. O
contrato faz parte do modelo da EP Energy para conceber fluxo de
trabalho que digitaliza o processo de conclusão para otimizar as
operações. Além disso, a EP Energy investiu em quatro licenças
adicionais do design de engenharia de estimulação Mangrove* na
plataforma de software E&P da Petrel*.

No Reino Unido, a Total E&P UK concedeu à WesternGeco um contrato para
um levantamento 4D no campo Elgin-Franklin no Mar do Norte, usando
tecnologia sísmica isométrica marinha Isometrix*. O complexo projeto de
250 km2, que é o primeiro levantamento do monitor Isometrix 4D comercial
do mundo, requer operações simultâneas com um segundo navio processando
obstruções para garantir imagem superior no campo altamente
congestionado. A pesquisa irá monitorar as alterações no reservatório
desde o levantamento anterior da WesternGeco em 2012.

Grupo de perfuração

                   
(Apresentação em milhões, exceto porcentagens de margem)
Três meses encerrados em Alteração
30 de junho de 2016 31 de março de 2016 30 de junho de 2015 Sequencial De um ano para outro
Receita $ 2.034 $ 2.493 $ 3.469 -18 % -41 %
Lucro operacional antes dos impostos 171 371 672 -54 % -75 %
Margem operacional antes dos impostos 8,4 % 14,9 % 19,4 % -649 bps -1,096 bps
Margem operacional decremental 44 % 35 %
 

A receita do grupo de perfuração de US$ 2,0 bilhões, dos quais 81%
vieram dos mercados internacionais, diminuiu 18% sequencialmente. Isto
foi resultado principalmente de uma queda acentuada na atividade de
perfuração a partir de uma combinação da desaceleração da primavera no
Canadá, a diminuição da contagem de plataforma em terra nos EUA e na
América Latina, e a redução das operações na Venezuela. Além disso, a
pressão contínua e persistente sobre os preços impactou negativamente
nos resultados de Perfuração e Medições e M-I SWACO em todas as áreas.

A margem operacional antes de impostos de 8% contraiu 649 bps
sequencialmente, levando a decrementais mais elevados conforme a queda
da receita na debilidade de preços. Este efeito foi agravado pela
diminuição da contagem de plataforma na América do Norte e pelo
retrocesso das operações altamente agregadoras na Venezuela.

Uma combinação de adjudicações de contratos, ganhos por programa de
transformação, benefícios integrados de serviços e novas implementações
de tecnologia contribuíram para o desempenho do grupo de perfuração no
segundo trimestre.

Na Noruega, a Centrica E&P Norway concedeu à Schlumberger um acordo
estrutural de quatro anos de serviços integrados de perfuração para
todas as atividades de perfuração operados pela Centrica na plataforma
continental norueguesa. Combinando todos os serviços num único contrato,
a estrutura está baseada na intenção do provedor e operador do serviço
para trabalhar em conjunto mais de perto. O modelo de contrato, que é em
grande parte baseada no desempenho, inclui fortes incentivos para
otimizar a eficiência de perfuração e é uma situação em que todos saem
ganhando, a Centrica, seus parceiros e a Schlumberger.

Offshore do Brasil, a Schlumberger implantou a tecnologia de elemento de
diamante cônico Stinger* em uma broca personalizada Smith para Petrobras
para perfurar a intervalo de 12 ¼-pol em um poço pré-sal no campo Lula.
A tecnologia Stinger atingiu uma taxa média de penetração (rate of
penetration, ROP) de 4,37 m/h superando a melhor média em um poço
compensado em 22%, economizando 22 horas e perfurando uma seção de 441-m
em uma única execução, 42% mais rápido do que a média economizando um
adicional de 41 horas. Esse desempenho ajudou a Petrobras a estabelecer
uma nova referência de desempenho de custo por metro para seções de poço
de 12 ¼-pol no campo Lula.

Em terra dos EUA, Ferramentas de fragmentação e perfuração usou a
tecnologia ONYX 360* de cortador compacto de diamante policristalino
giratório (polycrystalline diamond compact, PDC) para estabelecer um
novo recorde para a Unidade de petróleo na formação não convencional
Granite Wash. A tecnologia ONYX 360 aumentou a durabilidade da broca e
terreno perfurado, uma vez que toda a borda de diamante foi usada para
perfurar as formações, enquanto a mesma girava 360°. Isso permitiu que o
cliente perfurasse o poço lateral mais longo e mais rápido na formação,
superando o recorde anterior de 62% no comprimento lateral e de 27% na
taxa de penetração.

No Equador, a Schlumberger usou uma combinação de tecnologias de
perfuração e acabamento para perfurar dois poços para a ENAP-SIPEC no
campo Inchi. Os sistemas orientáveis rotativos de perfuração e medições
PowerDrive* e a tecnologia de fragmentação com elemento de diamante
cônico StingBlade* forneceram eficiência com a perfuração com suporte
remoto de especialistas que trabalham no Centro de Integração de
Tecnologia de perfuração. As conclusões liberam automaticamente uma
âncora arma (MAXR) combinada com cargas moldadas Wireline PowerJet* de
penetração profunda e o sistema PURE* de perfurações limpas, maximizaram
a penetração e reduziram os danos ao reservatório. Como resultado, o
cliente alcançou um aumento de 278% na produção combinada das cavidades.
Além disso, um poço foi perfurado em um dia e meio à frente, e o segundo
poço quatro dias antes do plano original, reduzindo os custos de
perfuração em aproximadamente US$ 1,5 milhão.

Na Rússia, Ferramentas de fragmentação e perfuração introduziu a
tecnologia de fragmentação com elemento de diamante AxeBlade* sulcado
por Gazpromneft para perfurar poços nos campos condensados de óleo e gás
de Tsarichanskoye e Filatovskoye da região de Orenburg. A tecnologia de
bit AxeBlade apresenta uma geometria em forma de cume que combina a ação
de um cortador PDC convencional com a ação de moagem de uma inserção de
corte de carboneto de tungstênio. Em uma seção de poço, a tecnologia
AxeBlade aumentou a taxa de penetração em 45% em comparação com o melhor
poço compensado perfurado com uma broca PDC convencional. Além disso, o
cliente economiza tempo de sonda ao preencher a seção em três execuções
em vez de cinco usuais.

Na China, Perfuração e Medições usou o sistema dirigível rotativa
PowerDrive Orbit* para a CNOOC superar condições de perfuração difíceis
e economizar tempo de sonda em uma seção de poço 12 ¼-pol na Bacia de
Huangyan. A tecnologia PowerDrive Orbit perfurou 2.498 m em uma única
execução, que é hoje considerado um recorde para a mais longa medição em
uma única execução para esta tecnologia em uma seção de poço 12 ¼-pol, e
também estabeleceu um ponto de referência para a região. Como resultado,
o cliente evitou uma execução adicional, economizando US$ 140 mil e
28 horas de tempo de sonda.

Offshore do Azerbaidjão, Ferramentas de fragmentação e perfuração usou
uma combinação de tecnologia para a BP Azerbaidjão superar os desafios
de perfuração no campo Chirag no Mar Cáspio. O alargador expansível
hidraulicamente Rhino XS* e a ferramenta circulante M-I SWACO WELL
COMMANDER habilitou complexas operações condicionadas pela lama e
operações de limpeza de poço. O alargador Rhino XS tem um corpo de peça
única que permite maior capacidade de tração e torque de carga, enquanto
as ferramentas WELL COMMANDER permitem aos operadores impulsionar a
circulação para remover estacas em pontos estratégicos da coluna de
perfuração. Como resultado, o cliente economizou 48 horas de tempo de
perfuração em uma plataforma offshore.

No Gabão, Perfuração e Medições usou o sistema dirigível rotativa de
alta taxa de compilação PowerDrive Archer* para a Shell perfurar três
poços no campo de Rabi. Estes poços de raio curto ou médio foram
perfurados em uma única execução da janela do desviador até o fim do
dreno horizontal. O cliente se beneficiou da redução dos custos já que
cada poço desviado foi entregue dois a seis dias antes do planejado.
Além disso, o posicionamento dos drenos no reservatório permitiu um
aumento de produção de 20%.

Na Rússia, o programa de transformação da Schlumberger permitiu o
aumento da produtividade das pessoas através de operações remotas.
Perfuração e Medições implementou um sistema de notificação automática
que ajuda a identificar tarefas para operações remotas e administra mais
eficientemente o tamanho da equipe através de um portal de perfuração.
Desde a implementação do sistema, o uso de operações remotas aumentou de
cerca de 50% das tarefas no segundo trimestre de 2015 para 75% das
tarefas no primeiro trimestre de 2016. Além disso, o tamanho da equipe
local diminuiu 6% em 2015 em comparação com 2014, o que reduziu a
exposição a riscos de segurança e ambientais, mantendo um alto nível de
qualidade de serviço.

Na Noruega, Det norske oljeselskap ASA (Det norske) concedeu à M-I SWACO
quatro anos de contrato para fornecer produtos químicos especiais e
serviços associados para a Alvheim e os novos projetos offshore Ivar
Aasen. O suporte técnico será fornecido a todas as operações offshore da
empresa a partir da base de apoio de Trondheim e do centro de operações
remotas Stavanger.

Grupo de produção

                   
(Apresentação em milhões, exceto porcentagens de margem)
Três meses encerrados em Alteração
30 de junho de 2016 31 de março de 2016 30 de junho de 2015 Sequencial De um ano para outro
Receita $ 2.099 $ 2.348 $ 3.059 -11 % -31 %
Lucro operacional antes dos impostos 90 208 397 -57 % -77 %
Margem operacional antes dos impostos 4,3 % 8,9 % 13,0 % -459 bps -871 bps
Margem operacional decremental 48 % 32 %
 

A receita do grupo de produção de US$ 2,1 bilhões diminuiu 11%
sequencialmente, com mais de metade da redução da receita atribuível a
um declínio na América do Norte a partir da desaceleração primavera
canadense e aumento da pressão sobre os preços. Enquanto a contagem do
estágio de bombeamento a pressão de fraturamento e frotas de ativos
aumentou mais de 15% sequencialmente, um mix de receitas desfavorável
combinado com a pressão de preços mais do que compensou o aumento no
volume de atividade. A contribuição da América do Norte à receita do
Grupo neste trimestre caiu para 25%.

A margem operacional antes de impostos de 4% decresceu 459 bps
sequencialmente, principalmente pela menor atividade e debilidade
crescente de preços em serviços de bombeamento de pressão em terra na
América do Norte. A margem operacional decremental sequencial foi
ampliada como resultado da decisão de manter a capacidade operacional em
determinados locais para defender a quota de mercado apesar da menor
atividade. Os projetos robustos de gestão da produção da Schlumberger, a
partir da qual a produção de cogestão em todo o mundo já atingiu cerca
de 250.000 bbl/d, continua a contribuir para margens agregadoras para o
Grupo.

Os resultados do grupo de produção se beneficiaram de uma série de novas
implementações de tecnologia e iniciativas do programa de transformação
durante o trimestre.

No Kuwait, Serviços de Poços utilizou a técnica de fraturamento de fluxo
canais HiWay* em seis poços em um reservatório de arenito com alta de
xisto e silte na parte sudeste do país. A tecnologia HiWay incrementou a
condutividade enquanto também reduz o consumo de água e propante, que se
traduz em uma pegada operacional menor, bem como em uma logística mais
simples. Embora os seis poços tenham sido tratados com sistemas
convencionais de estimulação que não induzem a produção depois do
tratamento, a tecnologia HIWAY ajudou o cliente a atingir caudais de
produção, três vezes maiores do que as expectativas iniciais.

Em Omã, Conclusões implantou a primeira tecnologia de sensor de
temperatura distribuída (distributed temperature sensing, DTS) de fibra
óptica por trás da carcaça para PDO no campo Marmul. Atualmente em
recuperação avançada de petróleo usando um processo de inundação de
polímero, o campo de Marmul se beneficiou da combinação da tecnologia de
detecção acústica distribuída e DTS, que fornecem medições em
profundidade utilizadas na análise de perfis de injeção e produção para
a conformidade inundação polímero.

Offshore do Brasil, Serviços de Poços utilizou a tecnologia de
empacotador inflável CoilFLATE* de flexitubo através de tubulação para a
Petrobras durante uma campanha de conecta e abandona na bacia de Campos.
A tecnologia CoilFLATE está projetada para manter o empacotador no
lugar, proporcionando uma vedação de alta pressão confiável em inflação
de grandes proporções, que pode resistir a qualquer ambiente químico e
temperaturas de até 375 graus F. Além disso, a medição de temperatura
distribuída ACTive DTS* habilitou a aquisição de dados de fundo de poço
em tempo real que detectou um vazamento e, posteriormente, evitou três
dias de reparação desnecessária da plataforma de trabalho, a fim de
concluir com êxito a operação.

No Brasil, Serviços de Poços utilizou o serviço de integridade do poço
em tempo real Invizion RT* em um poço para a Repsol Sinopec Brasil na
bacia de águas ultraprofundas de Campos. A tecnologia Invizion RT
melhorou operações na cimentação de seção de poço intermediário,
permitindo monitoramento, controle e avaliação de colocação de cimento
em tempo real. A capacidade de eliminar um trabalho de aperto de topo de
linha e confirmar o topo do isolamento economizou ao cliente mais de
12 horas de tempo de sonda.

Offshore de Angola, Serviços de Poços usou uma combinação de tecnologias
para Total Exploration & Production no projeto Kaombo. Os poços em águas
profundas apresentam desafios para isolar zonas intermediárias de água
de rolamento e tendo por hidrocarbonetos com diferenciais de pressão de
poros estreitos e gradientes de fratura. A tecnologia de circulação
perdida Losseal Microfracture* combinada com a família do espaçador
MUDPUSH* forneceu uma remoção de lama ideal e economizou tempo de sonda
durante as operações de cimentação.

Em terra nos EUA, Serviços de Poços usou LiteCRETE* suspensão leve de
cimento para isolar o revestimento de produção recém-projetado de um
cliente com cimento à superfície em um condado de Lea, poço do Novo
México. A tecnologia LiteCRETE tem resistência à compressão excepcional
e permeabilidade quando definido e oferece excelente qualidade de
perfuração, sem reduzir a integridade do cimento. Ao eliminar uma coluna
de revestimento do que é geralmente uma abordagem de três cordas, o
cliente economizou aproximadamente US$ 500 mil.

Na América do Norte, o programa de transformação da Schlumberger
permitiu melhorias na confiabilidade e prestação de serviços para as
operações de Serviços de Poços. Implementando RCM para misturadores e
bombas de fraturamento hidráulico, juntamente com um programa de
treinamento de pessoal abrangente economizou aproximadamente
US$ 9 milhões em um período de nove meses e também reduziu o tempo
improdutivo relacionado com o misturador em 64%. O uso de análise
preditiva permitiu aos Centros de Suporte Regionais prever problemas de
equipamento para componentes de alta potência da bomba de fraturamento
desde setembro de 2015, que, combinada com outras medidas, economizou
cerca de US$ 8 milhões em materiais e suprimentos. Além disso, a
aplicação da análise preditiva para dados de campo a partir de 2014
permitiu o desenvolvimento de um Programa de Cuidado de Bombas que
utiliza RCM e, uma vez plenamente implementado, esperamos que esta
aumente a disponibilidade de ativos em 8% e acumule uma economia total
de US$ 30 milhões ao longo de um período de três anos.

Grupo Cameron

                   
(Apresentação em milhões, exceto porcentagens de margem)
Três meses encerrados em Alteração
30 de junho de 2016 31 de março de 2016* 30 de junho de 2015* Sequencial De um ano para outro
Receita $ 1.536 $ 1.628 $ 2.236 -6 % -31 %
Lucro operacional antes dos impostos 243 236 328 3 % -26 %
Margem operacional antes dos impostos 15,8 % 14,5 % 14,7 % 130 bps 113 bps
Margem operacional decremental NA 12 %
 
*No primeiro trimestre de 2016 e no segundo trimestre 2015 são
apresentadas em base pro forma para fins comparativos.
 

O Grupo Cameron registrou uma receita de US$ 1,5 milhão e margem
operacional antes de impostos de 16%. A Receita, da qual 62% vieram de
mercados internacionais, foi impactada por uma carteira de projetos em
declínio, bem como um novo abrandamento da atividade em terra nos EUA
afetou principalmente os negócios de ciclo curto das válvulas e medição
e linhas de produtos de superfície.

A margem operacional antes de impostos de 16% melhorou sequencialmente
em uma base pro forma, apesar da desaceleração do mercado. Esta foi
impulsionada pela forte execução do projeto de OneSubsea, Perfuração e
linhas de produtos de sistemas de processo.

Novas concessões de contratos e lançamentos de projeto impactaram o
desempenho do Grupo Cameron. Estes incluíram um número de sucessos
adicionais da OneSubsea, uma empresa Schlumberger.

A Woodside Energy Ltd. premiou a OneSubsea com um contrato de
engenharia, suprimento, integração e construção (engineering,
procurement, integration, and construction; EPIC), totalizando
aproximadamente US$ 300 milhões para o offshore Greater Enfield Project
da Austrália. O contrato inclui seis árvores submarinas horizontais
SpoolTree*; seis árvores horizontais para o sistema de injeção de água;
seis metros multifásicos; uma estação de bomba dupla de alto impulso com
motores de alta tensão, controles umbilical, do lado superior, de
submarinos e de distribuição; sistemas de intervenção e controle de
recondicionamento; corda de desembarque; e instalação e serviços de
comissionamento.

No Egito, a Belayim Petroleum Company (Petrobel) adjudicou um contrato
EPIC totalizando mais de US$ 170 milhões à OneSubsea para o fornecimento
de um sistema de produção submarina para a primeira fase do campo de gás
Zohr localizado na Concessão Shorouk no offshore do Egito. O prêmio
segue um estudo acelerado de engenharia de front-end e design (front-end
engineering and design, FEED) pela OneSubsea em que uma equipe
multidisciplinar colaborou com a Eni e a Petrobel para desenvolver a
arquitetura de equipamentos submarinos para este campo de alto volume de
gás com a segunda saída mais longa do mundo, de mais de 150 km. O escopo
do contrato inclui seis árvores submarinas SpoolTree* horizontais
sistemas de controle de intervenção e recondicionamento, corda de
desembarque, amarre, sistema de proteção de pressão de alta integridade,
controles e distribuição de convés e submarino habilitados pela
tecnologia de comunicações de fibra óptica, detecção de água e
monitoramento da salinidade usando o sensor análise de água AquaWatcher*
e instalação e serviços de comissionamento.

A Exploration (Delta) Ltd. e seu sócio Deutsche Erdoel AG concederam à
OneSubsea um contrato para fornecer sistemas de produção submarina para
os campos de Giza/Fayoum no delta do Nilo Ocidental e Raven no offshore
do Egito. Giza/Fayoum vai ser ligada novamente às instalações onshore
Rosetta e integrada com uma nova planta onshore de Raven. Alimentação
para os campos de gás de longa distância inclui árvores submarinas de
grande porte, sistemas múltiplos que incorporam sistemas de proteção de
pressão de alta integridade, sistemas de conexão, e controla sistemas
juntamente com engenharia, gerenciamento e teste de projeto.

No Golfo do México, a OneSubsea executou com sucesso o comissionamento e
colocação em funcionamento de sistemas submarinos impulsionadores
instalados em águas ultraprofundas. Ao reduzir a contrapressão no
reservatório, a tecnologia de bomba submarina de impulsão tem o
potencial de melhorar o fator de recuperação de 10% a 30%, o que se
traduz em entre 50 e 150 milhões de barris de recuperação de óleo
adicional.

 

Tabelas Financeiras

         
Demonstrativo condensado de receitas consolidadas
 
(Apresentação em milhões, exceto por quantidade de ações)
 
Segundo trimestre Seis meses
Períodos concluídos em 30 de junho,     2016   2015   2016   2015
 
Receita $ 7.164 $ 9.010 $ 13.684 $ 19.258
Juros e outras receitas 54 47 98 96
Despesas
Custo das receitas 6.315 7.136 11.774 15.231
Pesquisa e engenharia 257 279 497 546
Geral e administrativo 103 120 213 239
Desinvestimentos e outros (1) 2.573 2.573 439
Fusões e integrações(1) 335 335
Juros       149       86     282       169
Receita (perda) antes de impostos $ (2.514 ) $ 1.436 $ (1.892 ) $ 2.730
Impostos sobre as receitas (perdas) (1)       (368 )     302     (269 )     608
Receita líquida (perda) $ (2.146 ) $ 1.134 $ (1.623 ) $ 2.122
Lucro líquido atribuível a juros não controlados       14       10     36       23
Lucro (perda) líquido atribuível à Schlumberger(1)     $ (2.160 )   $ 1.124   $ (1.659 )   $ 2.099
 
Ganhos diluídos (perda) por ação da Schlumberger(1)     $ (1,56 )   $ 0,88   $ (1,26 )   $ 1,64
 
Média de ações em circulação 1.389 1.269 1.321 1.273
Média de ações em circulação presumindo diluição       1.389       1.280     1.321       1.282
 
Depreciação e amortização incluídas nas despesas (2)     $ 1.113     $ 1.047   $ 2.080     $ 2.089
 

(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)
 
30 de junho, 31 de dezembro,
Ativos     2016       2015
Ativos circulantes
Caixa e investimentos em curto prazo $ 11.192 $ 13.034
A receber 9.374 8.780
Outros ativos circulantes       6.629         5.098
27.195 26.912
Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento 386 418
Ativos fixos 13.226 13.415
Dados sísmicos para vários clientes 976 1.026
Fundo de comércio 24.603 15.605
Ativos intangíveis 9.921 4.569
Outros ativos       4.864         6.060
      $ 81.171       $ 68.005
 
Passivos e patrimônio              
Passivo circulante
Contas a pagar e passivo adquirido $ 9.494 $ 7.727
Passivo estimado relativo a imposto de renda 1.043 1.203
Empréstimos de curto prazo e proporção atual
das dívidas de longo prazo 3.371 4.557
Dividendos a pagar       701         634
14.609 14.121
Dívida de longo prazo 18.252 14.442
Impostos diferidos 2.631 1.075
Benefícios pós-aposentadorias 1.341 1.434
Outros passivos       1.359         1.028
38.192 32.100
Patrimônio       42.979         35.905
      $ 81.171       $ 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.

“Fluxo de caixa livre” representa o fluxo de caixa das operações menos
as despesas de capital, investimentos SPM e custos de dados sísmicos
multicliente capitalizados. A administração acredita que o fluxo de
caixa livre é uma medida de liquidez importante para a Empresa e que é
útil para os investidores e para a gestão como uma medida da capacidade
do nosso negócio de geração de caixa. Uma vez que as necessidades e as
obrigações das empresas sejam atendidas, este dinheiro pode ser usado
para reinvestir na empresa para o crescimento futuro ou para devolver a
nossos acionistas por meio de pagamentos de dividendos ou recompra de
ações. O fluxo de caixa livre não representa o fluxo de caixa residual
disponível para despesas discricionárias.

Dívida líquida e fluxo de caixa livre são medidas financeiras não GAAP
que devem ser consideradas, além de, e não como substituto para, ou
superior a, a dívida total ou fluxo de caixa das operações.

Seguem detalhes de alterações na dívida líquida:

   
(Apresentação em milhões)
     
Períodos concluídos em 30 de junho,        

Seis
meses
2016

 

Segundo
trimestre de
2016

 

Seis
meses
2015

 
Receita líquida (perda) antes dos juros não controlados $ (1.623 ) $ (2.146 ) $ 2.122
Desinvestimentos e outros encargos, líquido de imposto   2.476     2.476     383  

Receita líquida antes dos juros não controlados, excluindo-se
encargos e créditos

853 330 2.505
Depreciação e amortização(1) 2.080 1.113 2.089
Pensões e outros benefícios de pós-aposentadoria 92 32 217
Despesa de remuneração baseada em ações 145 84 167
Pensão e financiamento de outros benefícios pós-aposentadoria (83 ) (38 ) (214 )
Mudança no capital de giro (250 ) 213 (837 )
Outros   5     (102 )   157  

Fluxo de caixa das operações (2)

  2.842     1.632     4.084  
 
Despesas de capital (998 ) (449 ) (1.193 )
Investimentos SPM (729 ) (132 ) (222 )
Dados sísmicos multicliente capitalizados   (333 )   (166 )   (221 )
Fluxo de caixa livre   782     885     2.448  
 
Programa de recompra de ações (506 ) (31 ) (1.239 )
Dividendos pagos (1.255 ) (626 ) (1.151 )
Receitas de planos de ações de funcionários   195     32     256  
  (784 )   260     314  
 
Aquisições e investimentos de negócios, líquido de caixa adquirido
mais dívida adquirida
(3.790 ) (3.709 ) (206 )
Operações descontinuadas – liquidação com o Departamento de Justiça
dos Estados Unidos
(233 )
Outros   76     58     (86 )
Aumento na dívida líquida (4.498 ) (3.391 ) (211 )
Dívida líquida, começo do período   (5.547 )   (6.654 )   (5.387 )
Dívida líquida, final do período $ (10.045 ) $ (10.045 ) $ (5.598 )
 

Componentes da dívida líquida

   

30 de junho de
2016

 

31 de março de
2016

 

31 de dezembro de
2015

 

30 de junho de
2015

Caixa e investimentos em curto prazo $ 11.192 $ 14.432 $ 13.034 $ 7.274
Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento 386 401 418 469
Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo (3.371 ) (4.254 ) (4.557 ) (4.231 )
Dívida de longo prazo   (18.252 )   (17.233 )   (14.442 )   (9.110 )
$ (10.045 ) $ (6.654 ) $ (5.547 ) $ (5.598 )
 

(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 pagamento de indenizações de aproximadamente US$ 545 milhões
e US$ 455 milhões durante os seis meses findos em 30 de junho de
2015 e 2016, respectivamente, US$ 285 milhões durante o segundo
trimestre de 2016. Também inclui aproximadamente US$ 100 milhões em
pagamentos relacionados com transações pontuais associadas com a
aquisição da Cameron.
 

Encargos e créditos

Além de resultados financeiros determinados de acordo com os princípios
contábeis geralmente aceitos (generally accepted accounting principles,
GAAP) dos EUA, este comunicado de imprensa do segundo trimestre de 2016
inclui também medidas financeiras não GAAP (como definido no Regulamento
G da SEC). O lucro líquido, excluindo encargos e créditos, bem como
medidas dele derivadas (incluindo EPS diluído, excluindo encargos e
créditos; o lucro líquido antes de interesses não controlados, excluindo
encargos e créditos; e imposto efetivo, excluindo encargos e créditos)
são medidas financeiras não GAAP. A administração acredita que a
exclusão dos encargos e créditos destas medidas financeiras permite
avaliar de forma mais eficaz o período de operações da Schlumberger
durante o período e identificar as tendências operacionais que poderiam
ser mascarados pelos itens excluídos. Estas medidas também são
utilizadas pela administração como medidas de desempenho na determinação
de certa compensação de incentivo. As medidas financeiras não GAAP
anteriores devem ser consideradas, além de, e não como um substituto
para ou superior a, outras medidas de desempenho financeiras preparadas
de acordo com GAAP. O seguinte é uma reconciliação destas medidas não
GAAP com as medidas GAAP comparáveis.

  (Apresentação em milhões, exceto por quantidade de ações)
       
Segundo trimestre de 2016

Antes dos impostos

 

Imposto

 

Juros
Não Cont.

  Líquido  

Diluída
EPS

Receita líquida da Schlumberger, excluindo-se encargos e créditos $ 394 $ 64 $ 14 $ 316 $ 0,23  
Desinvestimento de ativos fixos (1.058 ) (177 ) (881 )
Redução de empregados (646 ) (63 ) (583 )
Baixas de estoque (616 ) (49 ) (567 )
Insuficiência de dados sísmicos multicliente (198 ) (62 ) (136 )
Outros encargos de reestruturação (55 ) (55 )
Amortização do ajuste a valor justo da contabilização de compra de
inventário
(150 ) (45 ) (105 )
Benefícios dos empregados relacionados com a fusão e honorários
profissionais
(92 ) (17 ) (75 )
Outros relacionados à fusão e integração   (93 )     (19 )         (74 )
Perda líquida Schlumberger (base GAAP) $ (2.514 )   $ (368 )   $ 14   $ (2.160 ) $ (1,56 )
 
(Apresentação em milhões, exceto por quantidade de ações)
       
Seis meses de 2016
Antes dos impostos   Imposto  

Juros
Não Cont.

  Líquido  

Diluída
EPS

Receita líquida da Schlumberger, excluindo-se encargos e créditos $ 1.015 $ 162 $ 36 $ 817 $ 0,62  
Desinvestimento de ativos fixos (1.058 ) (177 ) (881 )
Redução de empregados (646 ) (63 ) (583 )
Baixas de estoque (616 ) (49 ) (567 )
Insuficiência de dados sísmicos multicliente (198 ) (62 ) (136 )
Outros encargos de reestruturação (55 ) (55 )
Amortização do ajuste a valor justo da contabilização de compra de
inventário
(150 ) (45 ) (105 )
Benefícios dos empregados relacionados com a fusão e honorários
profissionais
(92 ) (17 ) (75 )
Outros relacionados à fusão e integração   (93 )     (19 )         (74 )
Perda líquida Schlumberger (base GAAP) $ (1.893 )   $ (270 )   $ 36   $ (1.659 ) $ (1,26 )
 
Seis meses de 2015
Antes dos impostos   Imposto  

Juros
Não Cont.

  Líquido  

Diluída
EPS

Receita líquida da Schlumberger, excluindo-se encargos e créditos $ 3.169 $ 664 $ 23 $ 2.482 $ 1,94  
Redução de empregados (390 ) (56 ) (334 )
Perda pela desvalorização da moeda na Venezuela   (49 )               (49 )
Lucro líquido Schlumberger (base GAAP) $ 2.730     $ 608     $ 23   $ 2.099   $ 1,64  
 

Não houve encargos ou créditos durante o primeiro trimestre de
2016 e segundo trimestre de 2015.

 

Grupos de produtos

(Apresentação em milhões)
      Três meses encerrados em
30 de junho de 2016     31 de março de 2016     30 de junho de 2015
Receita    

Lucro
antes dos
impostos

Receita    

Lucro
antes dos
impostos

Receita    

Lucro
antes dos
impostos

Caracterização de reservatórios $ 1.593 $ 266 $ 1.747 $ 331 $ 2.510 $ 655
Perfuração 2.034 171 2.493 371 3.469 672
Produção 2.099 90 2.348 208 3.059 397
Cameron 1.536 243
Eliminações e outros (98 )   (23 ) (68 )   (9 ) (28 )   (16 )
Lucro operacional antes dos impostos 747 901 1.708
Corporativos e outros (241 ) (172 ) (199 )
Rendimento de juros(1) 24 13 6
Despesa com juros(1) (136 ) (120 ) (79 )
Encargos e créditos     (2.908 )            
$ 7.164   $ (2.514 ) $ 6.520   $ 622   $ 9.010   $ 1.436  
               
(Apresentação em milhões)
Seis meses concluídos
30 de junho de 2016 30 de junho de 2015
Receita

Lucro
antes dos
impostos

Receita

Lucro
antes dos
impostos

Caracterização de reservatórios $ 3.339 $ 597 $ 5.165 $ 1.327
Perfuração 4.527 542 7.391 1.450
Produção 4.447 298 6.764 941
Cameron 1.536 243
Eliminações e outros (165 )   (32 ) (62 )   (17 )
Lucro operacional antes dos impostos 1.648 3.701
Corporativos e outros (413 ) (390 )
Rendimento de juros(1) 37 14
Despesa com juros(1) (256 ) (156 )
Encargos e créditos     (2.908 )     (439 )
$ 13.684   $ (1.892 ) $ 19.258   $ 2.730  
 

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

 

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 o fluxo de caixa operacional para o segundo trimestre
de 2016?

Fluxo de caixa das operações foi de US$ 1,6 bilhão no segundo
trimestre de 2016 e incluiu cerca de US$ 285 milhões em indenizações
e US$ 100 milhões em pagamentos relacionados com transações pontuais
associados com a aquisição da Cameron durante o trimestre.
 

3)

Qual foi o fluxo de caixa das operações para o primeiro
semestre de 2016?

Fluxo de caixa das operações foi de US$ 2,8 bilhões para o primeiro
semestre de 2016 e incluiu cerca de US$ 545 milhões em indenizações
e US$ 100 milhões em pagamentos relacionados com transações pontuais
associados com a aquisição da Cameron durante o trimestre.
 

4)

Qual foi o fluxo de caixa livre como porcentagem da receita
líquida antes dos juros não controlados e encargos e créditos,
durante o segundo trimestre de 2016?

Fluxo de caixa livre, que foi de US$ 855 milhões e incluiu cerca de
US$ 285 milhões em indenizações, US$ 100 milhões em transações
relacionadas a pagamentos pontuais, US$ 449 milhões de capex,
US$ 132 milhões de investimentos SPM, e US$ 166 milhões em dados
sísmicos multiciente, como uma percentagem do lucro líquido antes de
interesses não controlados e os encargos e créditos foi de 268% para
o segundo trimestre de 2016.
 

5)

Qual foi o fluxo de caixa livre como porcentagem da receita
líquida antes dos juros não controlados e encargos e créditos,
durante o primeiro semestre de 2016?

O fluxo de caixa livre, que foi de US$ 782 milhões e incluiu cerca
de US$ 545 milhões em indenizações, US$ 100 milhões em transações
relacionadas a pagamentos pontuais, US$ 998 milhões capex,
US$ 729 milhões de investimentos SPM, e US$ 333 milhões em dados
sísmicos multiciente, como uma percentagem do lucro líquido antes de
interesses não controlados e os encargos e créditos foi de 92% para
o primeiro semestre de 2016.
 

6)

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

Capex (excluindo investimentos multicliente e SPM) deverá ser de
US$ 2,2 bilhões para 2016, incluindo três quartos de capex para o
negócio adquirido da Cameron.
 

7)

O que foi incluído em “Juros e outras receitas, líquido” para o
segundo trimestre de 2016?

“Juros e outros rendimentos” para o segundo trimestre de 2016 foi de
US$ 54 milhões. Esse valor consistiu de ganhos com investimentos de
método da equivalência patrimonial de US$ 24 milhões e receita de
juros de US$ 30 milhões.
 

8)

Como as receitas de juros e as despesas com juros mudaram
durante o segundo trimestre de 2016?

A renda sobre juros, de US$ 30 milhões, aumentou em US$ 11 milhões
sequencialmente. A renda sobre juros, de US$ 149 milhões, aumentou
em US$ 16 milhões sequencialmente.
 

9)

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 (com amortização associadas de ativos intangíveis
resultantes da aquisição da Cameron), algumas iniciativas
gerenciadas de modo centralizado e outros itens não operacionais.
 

10)

Qual foi a taxa de impostos efetiva (effective tax rate, ETR)
para o segundo trimestre de 2016?

A ETR para o segundo trimestre de 2016 calculada de acordo com GAAP
foi de 14,6%, em comparação com 15,9% para o primeiro trimestre de
2016.
 
O ETR para o primeiro trimestre de 2016, excluindo os encargos e
créditos, foi de 16,2%, em comparação com 15,9% para o primeiro
trimestre de 2016.
 

11)

Quantas ações ordinárias estavam em circulação em 30 de junho
de 2016 e qual foi a sua alteração a partir do fim do trimestre
anterior?

Havia 1,391 bilhão de ações ordinárias em circulação em 30 de junho
de 2016. A tabela a seguir mostra a alteração no número de ações em
circulação entre 31 de março de 2016 e 30 de junho de 2016.

 

(Apresentação em milhões)

Ações em circulação em 31 de março de 2016 1.252
Aquisição da Cameron 138
Ações vendidas a funcionários, menos as ações permutadas 1
Ações restritas exercidas
Ações emitidas para o plano de compra de ações de funcionários
Programa de recompra de ações
Ações em circulação em 30 de junho de 2016. 1.391
 

12)

Qual foi a média ponderada do número de ações em circulação
durante o quarto trimestre de 2016 e o quarto trimestre de 2016 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 segundo
trimestre de 2016 e o primeiro trimestre de 2016 foi de 1,389 bilhão
e 1,254 bilhão, respectivamente.
 
Foi a média ponderada do número de ações em circulação 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.
  (Apresentação em milhões)

Segundo trimestre de
2016

     

Primeiro trimestre de
2016

Média ponderada de ações em circulação 1.389    

 

1.254
Exercício de opções de ações presumido 3

 

1
Ações restritas não exercidas 5    

 

4
Média de ações em circulação, assumindo diluição 1.397    

 

1.259
 

13)

De quanto foram as vendas multiclientes no segundo trimestre de
2016?

As vendas multicliente, incluindo as taxas de transferência foram de
US$ 145 milhões no segundo trimestre de 2016 e US$ 77 milhões no
primeiro trimestre de 2016.
 

14)

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

A pendência da WesternGeco que é baseada nos contratos assinados com
os clientes foi de US$ 865 milhões no final do segundo trimestre de
2016. Era de US$ 966 milhões ao final do primeiro trimestre de 2016.
 

15)

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

Segundo
trimestre de 2016

     

Primeiro trimestre de
2016

Submarino US$ 315       US$ 305
Perfuração US$ 166

 

US$ 150
 
Pendência (ao final do período)
Submarino US$ 2.642 US$ 2.870
Perfuração US$ 1.050

 

US$ 1.308
 

16)

A que se relacionam os vários encargos registrados pela
Schlumberger durante o segundo trimestre de 2016?

 

Despesas de desvalorização de ativos:

Como resultado das condições de mercado para o setor de petróleo e
gás, que continuaram a se deteriorar, e seu impacto no panorama de
atividades, a Schlumberger determinou que os valores de carregamento
de certos ativos não eram mais recuperáveis e também tomou certas
decisões que resultaram em US$ 1,9 bilhão de seguintes
desvalorizações e encargos de reestruturação durante o segundo
trimestre:
— US$ 1,058 bilhão em prejuízos de recurso fixos desvalorizados
relacionados principalmente a equipamentos e instalações
subutilizadas.
— US$ 616 milhões para baixar o valor de carregamento de certos
estoques.
— US$ 198 milhões por redução de dados sísmicos multicliente.
— US$ 55 milhões em outras despesas de reestruturação.
A Schlumberger não espera incorrer em despesas de caixa
significativas como resultado desses encargos de desinvestimento de
ativos.

 

Redução de empregados:

Como resultado da debilidade na atividade que pensamos que irá
persistir até 2016, a Schlumberger decidiu reduzir ainda mais o seu
quadro de funcionários. Como resultado, a Schlumberger registrou um
encargo antes de impostos de US$ 646 milhões durante o segundo
trimestre, associado com estas reduções de quadro de pessoal.
 

Encargos de fusão e integração relacionados com a aquisição da
Cameron:

Em conexão com a aquisição da Cameron pela Schlumberger, a
Schlumberger registrou US$ 335 milhões em encargos antes dos
impostos que consistem de US$ 150 milhões referente à amortização
não monetária de ajustes contábeis de compra associados com o
registro de estoques adquiridos pelo seu valor justo estimado;
US$ 92 milhões em benefícios relacionados aos funcionários
relacionados com a fusão e honorários profissionais; e
US$ 93 milhões em outras fusões e despesas de integração
relacionados.
 

Sobre a Schlumberger

A Schlumberger é a maior fornecedora mundial de tecnologia para
caracterização, perfuração, produção e processamento de reservatórios
para o setor de petróleo e gás. Atuando em mais de 85 países e com
aproximadamente 100 mil funcionários de mais de 140 nacionalidades, a
Schlumberger fornece a mais ampla variedade de produtos e serviços do
mercado, da exploração à produção,além de soluções integradas “do poço
ao oleoduto” que otimizam a recuperação de hidrocarbonetos para
proporcionar desempenho de reservatório.

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 http://www.slb.com.

*Marca da Schlumberger ou das empresas Schlumberger.

Notas.

A Schlumberger realizará uma teleconferência para discutir o anúncio
citado acima e as perspectivas de negócios na sexta-feira, 22 de julho
de 2016. A teleconferência está programada para começar às 7h. (horário
central dos EUA – CT), 8h. (horário da costa leste dos EUA), 13h
(horário de Londres). 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 dez 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 agosto 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 392686.

A teleconferência será transmitida pela internet simultaneamente em
http://www.slb.com/irwebcast apenas com áudio. Faça login 15 minutos antes do
tempo para testar o seu navegador e registrar-se para a teleconferência.
A reprodução pela internet também estará disponível no mesmo site até 30
de setembro de 2016.

Esta divulgação dos ganhos do segundo 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; 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 segundo 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 (Securities and Exchange Commission, SEC). 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.

Contato:

Schlumberger Limited
Simon Farrant – Schlumberger Limited,
vice-presidente de relações com investidores
Joy V. Domingo –
Schlumberger Limited, gerente de relações com investidores
Escritório
+1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

Fonte: BUSINESS WIRE

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