SLB Schlumberger Ltd

Schlumberger Limited

A Schlumberger Limited (NYSE:SLB) reportou hoje receitas de US$ 11,61 bilhões no terceiro trimestre de 2013, contra US$ 11,18 bilhões no segundo trimestre de 2013 e US$ 10,50 bilhões no terceiro trimestre de 2012.

A receita de operações contínuas atribuída à Schlumberger, excluindo encargos e créditos, foi de US$ 1,71 bilhão — um aumento sequencial de 12% e de 24% na comparação anual. Os dividendos diluídos por ação de operações correntes, excluindo encargos e créditos, foram de US$ 1,29 em comparação com US$ 1,15 do trimestre anterior e US$ 1,04 no terceiro trimestre de 2012.

A Schlumberger registrou despesas de US$ 0,51 por ação de créditos líquidos no segundo trimestre de 2013 e encargos de US$ 0,02 por ação no segundo trimestre de 2012. A Schlumberger não registrou quaisquer encargos ou créditos no terceiro trimestre de 2013.

A receita da divisão de serviços de campo petrolífero, de US$ 11,61 bilhões, obteve aumento sequencial de 4% e de 11% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos da divisão de serviços de campo petrolífero, de US$ 2,50 bilhões, obteve aumento sequencial de 10% e de 20% na comparação anual.

O diretor executivo da Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentou: “Os resultados do terceiro trimestre da Schlumberger atingiram um novo máximo, tanto na receita como no lucro operacional antes dos impostos, impulsionados por um desempenho consistente em todas as regiões geográficas, através de uma forte execução com base na integração, qualidade e eficiência. O negócio internacional cresceu ainda mais, com margens maiores em expansão apesar de alguns atrasos operacionais. O desempenho na América do Norte foi particularmente forte, apesar da fraqueza de preços contínua no mercado territorial. As margens operacionais ultrapassaram os 20% em todas as áreas e se expandiram em todos os grupos de produtos.

Os resultados foram liderados pela América do Norte, com uma nova alta na receita geral apoiada por uma atividade em águas territoriais sólida e da recuperação sazonal da atividade no oeste do Canadá. As operações territoriais norte-americanas mostraram resistência impressionante através da melhoria da eficiência, nova penetração da tecnologia e ganhos por ação de mercado em um mercado altamente competitivo, com a contagem de sondas, em grande parte, constante. Os resultados internacionais foram liderados pelo Oriente Médio e Ásia, com crescimento nos principais mercados da Arábia Saudita e Iraque, a atividade em águas territoriais reforçada na Ásia, perfuração territorial e atividade de estimulação melhorada na China. A Europa/CEI/África viram uma forte atividade de verão na Rússia e na Ásia Central e um aumento sazonal na atividade marinha WesternGeco na área. A atividade na América Latina foi impulsionada pela gestão de projeto integrada e pelas operações de gestão de produção da Schlumberger.

A perspectiva econômica global permanece praticamente inalterada, já que notícias relativamente animadoras entre os países da OCDE e na China compensaram as expectativas de crescimento mais baixas em algumas das principais economias emergentes. Nos EUA, as tendências subjacentes são positivas e o nível de incerteza macroeconômica foi reduzido no curto prazo após a resolução temporária do debate fiscal. A demanda por petróleo em 2013 foi novamente revista e estimativas atuais para 2014 apontam para um crescimento ainda maior na demanda. No geral, o mercado continua a sustentar os preços do petróleo Brent nos níveis atuais, enquanto os preços internacionais de gás natural permanecem estáveis. A revisão ascendente dos gastos com energia e petróleo, feita em junho, continua a ser confirmada pela melhoria da contagem de sondas e aumento da atividade do cliente. Dentro deste panorama, continuamos positivos sobre as perspectivas para o setor.

No mês passado compartilhei uma visão das iniciativas de transformação interna que estamos buscando, juntamente com o potencial que possuem em termos de melhor desempenho financeiro. Acreditamos que o tamanho das nossas operações e a amplitude da nossa oferta representem vantagens competitivas significativas e toda a nossa organização está se concentrando agora em executar estas iniciativas em paralelo a um foco claro em nossa execução operacional através da integração, qualidade e eficiência”.

Demais eventos

• Durante o trimestre, a Schlumberger efetuou a recompra de 10,1 milhões de ações ordinárias a um preço médio de US$ 82,61, totalizando um preço de compra de US$ 833,3 milhões.

Serviços de campo petrolífero

A receita do terceiro trimestre de US$ 11,61 bilhões obteve aumento sequencial de 4% e de 11% na comparação anual. A receita da área internacional, de US$ 7,91 bilhões, obteve aumento sequencial de US$ 209 milhões, ou 3%, enquanto a receita norte-americana, de US$ 3,60 bilhões, obteve aumento de US$ $245 milhões, ou 7%. A receita do terceiro trimestre define um novo recorde para as regiões da América do Norte e internacional.

Por segmento, a receita de US$ 3,23 bilhões do Grupo de Caracterização de Reservatório obteve aumento sequencial de 7%, enquanto que o Grupo de Perfuração, com receita de US$ 4,41 bilhões, aumentou 3%. Estes aumentos foram devidos a uma forte atividade de exploração e perfuração, nos mercados de águas territoriais e territoriais internacionais que beneficiaram as tecnologias perfilagem convencional, serviços de teste, perfuração e medidas e M-I SWACO. A receita da WesternGeco também aumentou pela melhora da atividade de embarcação marítima geral levando ao alto aproveitamento de ativos durante o trimestre. A receita do grupo de produção, de US$ 4,02 bilhões, cresceu 3% apesar da transferência do negócio submarino da Schlumberger no final do segundo trimestre para a OneSubsea™, um empreendimento conjunto da Cameron/Schlumberger. Excluindo este efeito, o Grupo de Produção obteve aumento sequencial de 6%, principalmente, pelos fortes resultados em Serviços em Poços, Acabamentos e Tecnologias de Elevação Artificial e projetos de gestão de produção da Schlumberger. A recuperação sazonal no oeste do Canadá após os resultados da primavera foi responsável pela maior parte do aumento sequencial na atividade da Serviços em Poços, com uma quantidade significativa também vindo de uma maior eficiência nos serviços de fraturamento hidráulico no território norte-americano, que permitiu a implantação de quatro frotas adicionais de equipamento existente, apesar da fraqueza de preços contínua.

Por área, a América do Norte liderou o aumento sequencial, com uma receita de US$ 3,60 bilhões crescendo em 7%. O desempenho na América do Norte foi impulsionado com a criação do negócio em águas territoriais estabelecendo uma nova alta na receita trimestral, a recuperação do oeste do Canadá dos resultados da primavera no trimestre anterior e o território norte-americano em alta com a melhoria na eficiência, crescente penetração de novas tecnologias e ganhos de quota de mercado. A receita do Oriente Médio e Ásia, de US$ 2,80 bilhões, aumentou 5%, principalmente, pelo crescimento contínuo através de uma carteira diversificada de projetos e atividades na Arábia Saudita e no Iraque, enquanto altas taxas de crescimento foram publicadas nos Emirados Árabes Unidos e Catar. Forte atividade de embarcação marítima da WesternGeco nos mercados geográficos de Brunei, Malásia, Filipinas e Indonésia e o aumento das atividades de perfuração e estimulação na China também contribuíram para os bons resultados. A receita Europa/CEI/África, de US$ 3,18 bilhões, aumentou 2% pela alta atividade de embarcação marítima da WesternGeco no Mar do Norte e Guiné Equatorial, pico de perfuração de verão e atividade de exploração na Rússia e na Ásia Central, enquanto a atividade na Angola e na África do Norte continuou a ser subjugada por atrasos no projeto. A receita da área para o terceiro trimestre reflete a ausência de resultados do negócio submarino que foi transferido para o empreendimento conjunto OneSubsea no segundo trimestre de 2013. Excluindo-se o efeito dessa transferência de negócios, a receita para a área obteve aumento sequencial de 5%. A receita da América Latina, de US$ 1,93 bilhões, cresceu 1% com forte crescimento sequencial pulicado na Venezuela e Argentina. Os resultados de produção incremental superiores do projeto de gestão de produção da Schlumberger no Equador também contribuíram para o crescimento. Estes aumentos, no entanto, foram parcialmente compensados por uma baixa no Brasil devido à menor contagem de sondas, tanto em terra como em águas profundas.

O lucro operacional antes dos impostos do terceiro trimestre, de US$ 2,50 bilhões, apresentou aumento sequencial de 10% e de 20% na comparação anual. O lucro operacional internacional antes dos impostos, de US$ 1,84 bilhões, obteve aumento sequencial de 9%, enquanto o lucro operacional antes dos impostos na América do Norte, de US$ 730 milhões, obteve aumento sequencial de 10%. O lucro operacional antes dos impostos no terceiro trimestre também estabeleceu um novo recorde, impulsionado pelas áreas internacionais.

A margem operacional antes dos impostos, de 21,5%, obteve aumentou sequencial de 114 pontos base (bps), já que a margem operacional internacional antes dos impostos expandiu 134 pontos base para 23,3%. O Oriente Médio e Ásia apresentaram melhora na margem sequencial de 151 bps chegando a 26,1%, Europa/CEI/África aumento de 189 bps, para 22,5%, e, América Latina estável em 20,6%. A expansão nas margens internacionais foi devida aos fortes resultados na Rússia e Ásia Central através da implantação de tecnologias de maior margem durante o pico da perfuração de verão e campanhas exploratórias. O aumento das atividades de perfilagem convencional e sísmicas de alta margem também ajudou a aumentar ainda mais as margens internacionais no Oriente Médio e Ásia, com o aumento dos trabalhos de exploração. A margem operacional antes dos impostos da América do Norte obteve aumento sequencial de 57 bps, para 20,3%, já que o oeste do Canadá se recuperou após os resultados da primavera sazonal do trimestre anterior. A margem do território norte-americano continuou a expandir pela melhoria na eficiência, melhor aproveitamento e redução de custos de matérias-primas para os serviços de estimulação de bombeamento por pressão. A margem operacional das águas territoriais da América do Norte continuou a crescer com o aumento da atividade e implantação de tecnologia, mas os resultados globais diminuíram sequencialmente devido a vendas multi clientes inferiores durante o trimestre.

Por segmento, a margem operacional antes dos impostos do Grupo de Caracterização de Reservatório obteve aumento sequencial de 27 pontos base, para 30,4%, devido a fortes atividades de exploração que beneficiaram as tecnologias da Serviços de Testes e Fixa. A margem operacional antes dos impostos do Grupo de Perfuração aumentou 154 pontos base para 20,3%, através da melhoria do desempenho de da Perfuração e Medidas e aumento da rentabilidade nas gestões de projetos integrados (IPM) no Oriente Médio, Ásia e na América Latina. A margem operacional antes dos impostos do Grupo de Produção aumentou 165 pontos base, para 17,6%, com a melhoria da rentabilidade da Serviços em Poços, com a recuperação do oeste do Canadá dos resultados da primavera do trimestre anterior e com a expansão contínua da margem do território norte-americano na melhoria da eficiência, melhor aproveitamento e menores custos de matéria prima. Os projetos de gestão de produção da Schlumberger na América Latina e na Ásia também continuaram a acrescentar às margens de expansão do grupo.

Uma variedade de destaques de integrações e inovações tecnológicas contribuiu para os resultados do terceiro trimestre.

No Turcomenistão, a Schlumberger assinou um contrato pela Turkmengeology State Corporation para as tecnologias do Grupo de Perfuração e serviços de cimentação da Serviços em Poços para acelerar o desenvolvimento de Galkynysh, um dos maiores campos de gás do país. O contrato inclui motores de perfuração, brocas Smith, fluidos de perfuração M-I SWACO e serviços de cimentação Well Services da Schlumberger para uma campanha de poços em desenvolvimento, com o objetivo de aumentar a eficiência operacional e atender às metas de produção de gases agressivos.

No sul do Texas, as tecnologias Schlumberger foram mobilizadas para o consórcio de otimização de acabamentos Eagle Ford da BHP Billiton, Lewis Energy, Marathon Oil e Swift Energy em vários poços horizontais de formação não convencional Eagle Ford. Dados de poços abertos foram adquiridos com os serviços de digitalização acústica triple-combo de perfilagem convencial da Thrubit SureLog* e do Wireline Sonic Scanner*, transmitidos pela tecnologia TuffTRAC*, e usados para gerar projetos de acabamento otimizados com o software de design de estimulação Well Services Mangrove*. A produção de cada poço foi avaliada usando dados do sistema de registro de produção de poços fixo Flow Scanner*, transmitida pela tecnologia de tração de perfilagem convencional de poços MaxTRAC*, e a análise foi realizada usando as plataformas de software de poço Techlog* e o software de exploração e produção Petrel* das Soluções de Informação da Schlumberger - Schlumberger Information Solutions (SIS), para avaliar o impacto do reservatório e da qualidade do acabamento. Como resultado, as tecnologias e fluxos de trabalho da Schlumberger permitiram que os acabamentos otimizados aumentassem o número de clusters de perfuração, que contribuem para a produção em 28%, o que elevou para o quartil superior em desempenho todos os poços de consórcio, em comparação com os seus pares.

A Statoil concedeu à Schlumberger três contratos plurianuais para o fornecimento de fluidos de perfuração e acabamento, gestão de resíduos em águas territoriais e serviços de cimentação na plataforma continental norueguesa. Os contratos de três anos, com até três renovações e dois anos adicionais, abrangem a perfuração e fluidos de acabamento para múltiplas plataformas de perfuração e serviços de cimentação em até nove plataformas e seis plataformas em águas profundas. Isso foi baseado em termos comerciais, em qualidade, saúde, segurança e meio ambiente e no histórico comprovado da Schlumberger em produtos e serviços de qualidade, execução de confiança e implantação de tecnologia.

Grupo de Caracterização de Reservatórios

A receita do terceiro trimestre, de US$ 3.23 bilhões, obteve aumento sequencial de 7% e de 14% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos, de US$ 983 milhões, obteve aumento sequencial de 8% e 23% na comparação anual.

O aumento sequencial da receita foi impulsionado, principalmente, pelo maior aproveitamento das tecnologias de serviços de testes e perfilagem convencional, como resultado da forte atividade de exploração nas áreas do Oriente Médio e Ásia e na Europa/Comunidade de Estados Independentes/África. Isso foi particularmente acentuado na Rússia e Ásia Central, onde a atividade de perfuração e exploração aumentou durante o verão. A receita da WesternGeco também aumentou sequencialmente, pela melhoria da atividade de embarcação marítima geral, levando a um alto aproveitamento de ativos durante o trimestre, apesar do efeito deste ser parcialmente compensado pelas vendas multi clientes sequencialmente inferiores.

A margem operacional antes dos impostos, de 30,4%, obteve aumento sequencial de 27 bps pela atividade de exploração de maior margem robusta para serviços da Fixa na Rússia e no Oriente Médio e Ásia, enquanto a Serviços de Teste, em todas as áreas, também contribuiu para ampliar a margem do grupo.

Um grande número de destaques tecnológicos em todo o Grupo de Caracterização de Reservatórios contribuiu para os resultados do terceiro trimestre.

No Cazaquistão, uma combinação de tecnologias da Fixa foi implantada para a Zhaikmunai LLP, para adquirir o registro de dados de produção em dois poços de produção horizontais, um poço de produção altamente desviado e um poço injetor horizontal localizado no campo Chinarevskoe. As tecnologias de registro de produção de poços desviados e horizontais Wireline Flow Scanner e de serviços de produção PS Platform* foram usados para o registro de aquisição de dados nos poços de produção e injeção, respectivamente. As cordas de ferramentas foram transmitidas de forma eficiente com o sistema de tração de perfilagem convencional de poço MaxTRAC que permite a aquisição de dados, durante a escavando. O perfil de fluxo nos poços produtores foi quantificado com êxito. Os resultados da análise de registro de dados de produção foram usados para monitoramento da produção com intervalo de tempo, atualização do modelo de reservatório dinâmico e localização da fonte de produção de água em alguns poços.

Na Líbia, o testador da dinâmica de formação modular Wireline MDT* e as tecnologias Quicksilver Probe*, em combinação com o sistema InSitu Fluid Analyzer*, foram introduzidos para as operações de petróleo Akakus, para obter amostras de água de alta qualidade a partir de um poço perfurado com lama à base de água. Para estimar com precisão a resistividade e as concentrações iônicas da água de formação, foi essencial obter uma amostra de água livre de contaminação por filtrado de lama à base de água. A tecnologia Quicksilver Probe foi eficaz na separação de filtrado de água de formação, no fundo do poço, enquanto os sensores de poço InSitu Fluid Analyzer permitiram a medição em tempo real dos níveis de contaminação antes da colheita das amostras. Como resultado, duas câmaras de amostras foram enchidas com água de formação pura, livre de qualquer contaminação de filtrado, permitindo ao operador realizar a análise necessária para otimizar o processo de injeção de água do campo.

No oeste do Texas, os Serviços Petrotécnicos da Schlumberger desenvolveu um modelo mecânico da terra para a ExL Petroleum, LP, para mitigar riscos e reduzir os custos de construção de poços horizontais em um campo conhecido por suas condições de perfuração difíceis. A avaliação da formação usou as tecnologias de digitalização acústicas Sonic Scanner e espectroscopia de captura elemental ECS* da Fixa, que foram transmitidas na seção horizontal usando o trator de serviços de buraco revestido TuffTRAC. A combinação dessas tecnologias e o fluxo de trabalho resultante permitiu que o operador reposicionasse as seções laterais dos poços e eliminasse uma sequência de revestimento intermediário, para 10% de economia nos acabamentos (de US$ 200 mil por poço).

A Woodside concedeu à WesternGeco a aquisição do levantamento sísmico 3D de 4 mil km² Fortuna nas águas territoriais de North West Shelf da Austrália usando a tecnologia sísmica isométrica marinha Isometrix*. Programado para começar em dezembro de 2013, este será o primeiro levantamento na Austrália usando a tecnologia Isometrix e fornecerá a base para explorações futuras e programas de avaliação para a Woodside na região. Com este contrato, a tecnologia Isometrix terá sido implantada em águas territoriais em quatro continentes em 2013.

A WesternGeco recebeu um contrato importante da Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO) para um levantamento por cabo de fundo de oceano (Ocean-Bottom Cable - OBC) de 800 km² no campo Umm Shaif nas águas territoriais de Abu Dhabi, usando a tecnologia Q-Seabed* e a técnica de aquisição de fonte sísmica simultânea SimSource*. Duas embarcações fonte serão usadas para o levantamento, com o objetivo de proporcionar ao cliente um conjunto de dados atual e de última geração para permitir decisões sobre desenvolvimento de campo e recuperação secundária.

Na costa brasileira, a Agência Nacional de Petróleo (ANP) concedeu à WesternGeco um contrato para o processamento e interpretação de um levantamento do eletromagnetismo 2D na Bacia do Parecis, uma das bacias de fronteira que está sendo avaliada pela ANP para definir futuras licitações de blocos para exploração e produção. O projeto será gerido pelo Centro de Excelência de Eletromagnetismo Integrado da WesternGeco e inclui o projeto do levantamento, aquisição de dados, processamento de campo e interpretação avançada.

No México, a Pemex concedeu à WesternGeco GeoSolutions um contrato de vários anos no centro de processamento dedicado em Poza Rica, permitindo o acesso a tecnologias de ponta da WesternGeco, incluindo a inversão completa da forma de onda, migração em tempo reverso, perfuração sísmica guiada e migração guiada por física de rochas. Estas tecnologias de última geração apoiarão a Pemex com um nível sem precedentes de soluções integradas para imagem melhorada, caracterização de reservatório e suporte de perfuração.

Em Angola, o setor de Serviços de Testes implantou o sistema de testes de reservatório do poço Quartet* com telemetria sem fio de poço Muzic*, para a Maersk Oil, em águas profundas do Bloco 16. Os serviços que fazem parte do sistema Quartet incluem o sistema de isolamento de testes de reservatório de alta integridade CERTIS*, a tecnologia inteligente de válvulas duplas remotas IRDV*, a linha de amostragem de fluido do reservatório SCAR* e os calibres de quartzo de alta resolução Signature*. O projeto flexível de viagem única do sistema Quartet eliminou a necessidade de várias execuções e a transmissão sem fio com o monitoramento de pressão no poço facilitou a análise transiente em tempo real, que otimizou a tomada de decisão e permitiu que o operador economizasse quatro dias em tempo de sonda dispendiosos.

A Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC) concedeu ao SIS um contrato de licenciamento de software de vários anos para as suas atividades de exploração de gás e petróleo. O contrato inclui a plataforma de software de exploração e produção Petrel para melhor entender o potencial inexplorado do subsolo do país e selecionar, com precisão, as peças certas que aumentam o sucesso da exploração, reduzindo riscos operacionais e incertezas. O contrato também inclui o software de poço Techlog para garantir que os poços a serem perfurados interceptem os pontos-alvo ideais e recolher todos os dados de poços necessários para quantificar o potencial do reservatório. A decisão estratégica de adotar as plataformas tecnológicas da Schlumberger apoia o compromisso da TPDC de redirecionar o foco para as atividades principais de petróleo e gás e acompanhar a sua evolução como uma empresa independente.

No Brasil, a Perenco concedeu aos Serviços Petrotécnicos da Schlumberger um estudo integrado de exploração nos blocos de águas profundas 39, 40 e 41 da bacia do Espírito Santo. O abrangente estudo inclui processamento sísmico, inversão sísmica, dados multi clientes, modelo mecânico da terra e previsões de pressão de poros 3D. Os resultados do estudo apoiarão os planos para a campanha de perfuração de poços exploratórios da Perenco, em 2013, onde poços em águas profundas terão como alvo os reservatórios pós-sal por perfuração através de sequências sedimentares com incertezas e complexidades relativas à desafiadora tectônica pré-sal e sal.

Grupo de Perfuração

A receita do terceiro trimestre, de US$ 4,41 bilhões, obteve aumento sequencial de 3% e de 9% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos, de US$ 894 milhões, obteve aumento sequencial de 11% e 23% na comparação anual.

As receitas aumentaram sequencialmente, principalmente, pelo forte desempenho da M-I SWACO através da recuperação da atividade territorial no oeste do Canadá, aumento do trabalho em águas profundas na América do Norte e aumento da atividade no México e na Rússia. Uma forte atividade da Perfuração e Medidas no Oriente Médio e na Ásia, na Rússia e em águas territoriais da América do Norte também contribuíram para o crescimento.

A margem operacional antes de impostos obteve aumento sequencial de 154 bps, para 20,3%, pelo aumento da rentabilidade da Perfuração e Medidas através de uma atividade mais forte e um mix geográfico e tecnológico mais favorável. Uma melhor rentabilidade em projetos IPM no Oriente Médio e Ásia e na América Latina continuou a contribuir para as margens de expansão do grupo.

Várias tecnologias do Grupo de Perfuração contribuíram para os resultados do terceiro trimestre.

No Curdistão, a Perfuração e Medidas implantou, pela primeira vez, o sistema dirigível rotativo PowerDrive Xceed* para a HKN, Inc. em um poço desviado no campo Mangesh. A tecnologia PowerDrive Xceed ajudou a melhorar o desempenho de perfuração na seção desviada em 44,45 cm para 65%, perfurou a seção cinco dias antes do planejado e começou, com sucesso, o poço de uma posição vertical para uma inclinação de 55° em profundidade, encontrando todos os objetivos do planejamento do poço direcional.

Na China, a Perfuração e Medidas estabeleceu um novo recorde de perfuração na Baía de Bohai para a CNOOC (China National Offshore Oil Corporation) durante a perfuração de oito poços direcionais no campo Qikou. Nas seções do poço de 20,32cm, a tecnologia rotativa direcionável com alimentação PowerDrive vorteX* permitiu aumentar a taxa de penetração em 114%, em comparação com sistemas de perfuração convencionais anteriores. Como resultado da implantação das tecnologias da Perfuração e Medidas, o tempo de construção de poços com profundidade total entre 3.500 metros e 4 mil metros foi significativamente reduzido, permitindo que o operador economizasse cerca de 26 dias de tempo de sonda em comparação com o planejamento de construção do poço.

Na Argélia, a tecnologia de válvulas de perfuração ativada por esferas WELL COMMANDER* da M-I SWACO foi implantada em um conjunto de buracos integrados de fundo da Schlumberger para que a Sonatrach perfurasse uma seção de reservatório de 15,24 cm com as perdas de fluido esperadas. A tecnologia WELL COMMANDER permitiu que o bombeamento controlado de várias pílulas de material de circulação perdidas através da coluna de perfuração, com redução dos riscos de entupimento das ferramentas direcionais e de medição durante a perfuração. Como resultado, a profundidade total do poço foi alcançada de acordo com o planejado, com tempo de inatividade zero.

Nas águas territoriais da Costa do Marfim, a Perfuração e Medidas implantou um conjunto de tecnologia de avaliação de formação para a Foxtrot Internacional, que contou com a aquisição de um conjunto de alta qualidade de medições nucleares sem a necessidade de fontes químicas. A combinação da avaliação de formação sem fonte durante a perfuração NeoScope*† com a ressonância magnética nuclear proVISION*, a pressão de formação durante a perfuração da StethoScope* e as tecnologias sônica durante a perfuração SonicVISION*, a primeira a nível mundial, ajudou o cliente a identificar o conteúdo dos fluídos do reservatório em um reservatório complexo e permitiu a criação de um escoamento horizontal.

Na Rússia, o conhecimento especializado do Centro de Engenharia Petrotécnica e das Tecnologias do Grupo de Perfuração da Schlumgerger ajudou a ERIELL a perfurar com sucesso o primeiro poço horizontal através da complexa formação Achimov no campo Urengoyskoe no noroeste da Sibéria. Um modelo geomecânico foi desenvolvido para superar os principais desafios da perfuração através da formação Achimov, com sua alta sobrepressão, estreita janela de densidade de circulação equivalente e formações instáveis entre as camadas produtivas. A tecnologia de perfuração sônica multipole Drilling & Measurements SonicScope* foi usada para atualizar o modelo geomecânico em tempo real, para evitar problemas de estabilidade em poço dispendiosos. Além disso, a combinação da tecnologia dirigível rotativa PowerDrive X6* com uma broca de compacto de diamante policristalino (polycrystalline diamond compact - PDC) e o sistema de fluído de perfuração Megadril* da M-I SWACO perfurou o poço 15 dias antes do planejado, o que levou a uma economia de custos significativa para o operador.

Nas águas territoriais do México, a integração das tecnologias da Perfuração e Medição com os serviços petrotécnicos da Schlumberger ajudou a Pemex a perfurar uma seção altamente desafiadora em um poço de exploração no campo Chac. O uso da tecnologia sônica multipole durante a perfuração e geomecânica em tempo real permitiu a previsão exata de pressões de poros de formação para que o peso da lama pudesse ser mantido abaixo do valor previsto. Esta operação marcou a primeira vez que a Pemex usou as tecnologias sônica e de registro durante a perfuração para poços de exploração de águas rasas e, como resultado, o cliente economizou a execução de um tubo para revestimento de poços ao perfurar 300 m a mais do que o previsto inicialmente.

Na Rússia, a Schlumberger, no início deste ano, assinou um contrato pela GazpromNeft Orenburg, uma das maiores operadoras do país, para o fornecimento e serviço de brocas Smith nos campos Kapitonovskoe, Tsarichanskoe e Orenburgskoe, na região Orenburg. Isso foi baseado na larga experiência e sólido histórico alcançado pelas brocas Smith com alguns dos grandes operadores da região.

No Canadá, a tecnologia de brocas Smith ajudou a Sinopec Daylight Energy a perfurar um poço horizontal na formação altamente abrasiva Rock Creek, no centro de Alberta. Uma broca de PDC personalizada da Smith com 15,87 cm e tecnologia de corte ONYX 360* permitiu que o operador melhorasse a eficiência através da perfuração de seções mais compridas de poços e reduzisse o número de viagens da broca. Numa aplicação, os cortadores totalmente rotativos ONYX 360 contribuíram para a perfuração de uma seção de poço contínua 80% superior à média de três poços perfurados anteriormente usando brocas de PDC convencionais no mesmo tipo de formação. Na seção horizontal do poço, a tecnologia de corte ONYX 360 também permitiu que uma única execução da broca perfurasse 18% mais rápido do que execuções posteriores da mesma seção horizontal usando brocas convencionais.

No território norte-americano, a Schlumberger implantou a tecnologia de elemento de diamante cônico Stinger* para a Apache Corporation, em mais de 10 poços na Bacia do Anadarko. Na seção vertical de 22,22 cm destes poços, as brocas de PDC personalizadas da Smith com tecnologia Stinger aumentaram a taxa de penetração em mais de 59%, e perfuraram as seções 36% mais rapidamente, comparadas com poços de compensação. Este desempenho levou a uma economia significativa nos custos de perfuração para o cliente.

No Golfo do México, EUA, o sistema dual-alargador de serviços de correção e as ferramentas Rhino RHE* foi implantado para a Noble Energy, em um poço de exploração em águas profundas no panorama Troubadour. A tecnologia Rhino RHE eliminou a necessidade de realizar uma operação de limpeza dedicada que levou a uma redução de 30 horas em tempo de perfuração e uma redução de custos para o operador de aproximadamente US$ 1,3 milhões.

Grupo de Produção

A receita do terceiro trimestre, de US$ 4,02 bilhões, obteve aumento sequencial de 3% e de 10% na comparação anual. O lucro operacional antes dos impostos, de US$ 707 milhões, obteve aumento sequencial de 13% e de 32% na comparação anual.

A receita do grupo aumentou 3%, apesar da transferência do negócio submarino para o empreendimento conjunto OneSubsea. Excluindo o efeito da transferência deste negócio, o grupo cresceu 6%, principalmente, pelos fortes resultados da Well Services, Completions, Artificial Lift (Serviços em Poços, Acabamentos, Elevação Artificial) e SPM. A recuperação dos resultados da primavera sazonal no oeste do Canadá foi responsável pela maior parte do aumento sequencial na Serviços em Poços, enquanto uma proporção significativa veio através da melhoria da eficiência no mercado de fraturamento hidráulico do território norte-americano, com a implantação de frotas e equipes adicionais de ativos existentes, apesar de fraqueza de preços contínua. As fortes vendas da Acabamentos e Produtos de Elevação Artificial na América Latina e Oriente Médio e Ásia também contribuíram para o crescimento.

A margem operacional antes dos impostos, de 17,6%, obteve aumento sequencial de 165 bps na melhoria da rentabilidade da Serviços em Poços, coma recuperação do oeste do Canadá dos resultados da primavera sazonal do trimestre anterior e com a expansão contínua da margem territorial norte-americana melhoria da eficiência, melhor aproveitamento e menor custo de matérias-prima. Os projetos de gestão de produção da Schlumberger na América Latina e na Ásia também continuaram a acrescentar às margens de expansão do grupo.

Os destaques durante o trimestre incluíram os sucessos para várias tecnologias do Grupo de Produção.

Na Rússia, a PetroStim, um empreendimento conjunto da Schlumberger, realizou seu primeiro tratamento de fraturamento da formação de xisto Domanic do bloco Kashaev da DirectNeft, na região Orenburg. O poço de exploração foi estimulado com fluido reticulado convencional com redução de carga de polímero e propantes de força intermediária. O trabalho foi executado de acordo com o plano, e o teste inicial de produção mostrou um potencial significativo.

Na Dakota do Norte, uma combinação das tecnologias Schlumberger foi usada para a Whiting Petroleum para otimizar o projeto de acabamento de poços no maciço de xisto Bakken. Um extenso conjunto de medidas foi tomado de um poço vizinho, incluindo a digitalização acústica Wireline Sonic Scanner, espectroscopia de captura elementar ECS, ressonância magnética CMR-Plus* e dados de registro triaxiais de indução Rt Scanner*. Esses conjuntos de dados foram usados ​​em um modelo que permitiu aos engenheiros da Serviços em Poços recomendar melhorias para o sistema de fluido de fraturamento, contagem de estágio, cronograma de bombeamento e tipo de propantes. Os poços que foram submetidos a este projeto de acabamento otimizado têm desempenho atual no quartil superior para as áreas estudadas da Whiting Petroleum.

A tecnologia de fraturamento hidráulico HiWAY* continua a se impulsionada e a agregar valor para os clientes em todo o mundo. Desde a sua comercialização, a Serviços em Poços da Schlumberger usou a técnica HiWAY em mais de 20 mil tratamentos de fraturamento em 19 países. No final do terceiro trimestre, o número de tratamentos de fraturamento HiWAY em todo o mundo já tinha excedido o número total de 2012 por mais de 21%. Os principais benefícios que levam à expansão da tecnologia HiWAY incluem os ganhos significativos de produção de ambos os reservatórios de petróleo e gás, a poupança associada à redução de água e uso de propantes, a eliminação da interrupção prematura do tratamento e a nova viabilidade das metas marginais ou maduras que não são possíveis com os tratamentos de fraturamento convencionais.

Na Argentina, o software de projeto de estimulação centrado em reservatório Well Services Mangrove permitiu que a Panamerican Energy otimizasse os acabamentos de vários estágios em dois poços exploratórios na área de Lindero Atravesado na bacia de Neuquén. Ao usar um fluxo de trabalho integrado, incluindo a seleção de zonas de pagamento, a aplicação de petrofísica específica para formações de gás apertadas e uma metodologia para completar as zonas de forma eficiente com base em um modelo anisotrópico e o simulador de fraturamento Mangrove, a melhor abordagem de acabamento foi adotada. Com a conclusão bem sucedida dos dois poços, os resultados permitiram que a Panamerican Energy garantisse o orçamento necessário para iniciar uma fase de desenvolvimento na área.

No Egito, a Schlumberger Well Intervention executou uma operação de manutenção para a PHPC-BP, para restaurar a produtividade no poço de gás submarino Ha'py 10. A família ACTive* de tecnologia de bobina de poços ao vivo permitiu a colocação controlada do fluido de tratamento na zona superior do poço, que consiste em dois intervalos de produção. Os sensores de temperatura distribuídos ACTive, adquiridos enquanto o poço estava fluindo, entregaram um registro de produção quantitativa das zonas produtoras e confirmaram a contribuição dos dois intervalos. A combinação de tecnologias Schlumberger entregou os dados em tempo real, que permitiu ao operador tomar decisões oportunas e reduzir o risco operacional. Como resultado desta intervenção, o índice de produtividade da zona superior mais que triplicou e a produção, em geral, do poço foi restaurada.

No Cazaquistão, a Schlumberger Well Interventions e a AMS Co., uma divisão de serviços da CNPC, realizaram sua primeira operação conjunta que consiste em um tratamento de estimulação de carbonato complexo para a CNPC em uma produtora de poço de petróleo no campo Kenkiyak. A Schlumberger realizou o projeto técnico, os fluidos de estimulação e a supervisão do local de trabalho do poço. O tratamento de estimulação foi concluído de acordo com o projeto e o poço recuperou um nível de produção que superou as expectativas do cliente.

Nas águas territoriais do México, a Well Intervention implantou perfis ACTive em poços combinados com desempenho ao vivo e as tecnologias de remoção de escala por jato Jet Blaster* pela primeira vez na estimulação matriz de um poço de alta temperatura no campo Taratunich, para a Pemex. A interpretação dos dados a partir da medição dos sensores de temperatura distribuídos ACTive permitiu que a Pemex otimizasse o tratamento de estimulação em uma formação de carbonato com perfis de permeabilidade altamente contrastantes.

No Omã, a Schlumberger Completions assinou um contrato de US$ 30 milhões pelo PDO para a provisão de um mecanismo a gás, produtos de acabamentos e serviços associados. O contrato de cinco anos, com opção de uma prorrogação de dois anos, foi concedido com base em uma forte submissão técnica e oferta comercial competitiva, enquanto maximizava o conteúdo nacional do Omã e o valor no país, que incluiu a criação de infra-estruturas, o desenvolvimento nacional e a criação de empregos locais.

Na Noruega, a Schlumberger Completions recebeu um contrato de quatro anos da Marathon Oil, para acabamentos mais baixos em seus próximos desenvolvimentos na plataforma continental. A chave para isso foi a combinação da tecnologia ResCheck* com os dispositivos de controle de vazões ResFlow* e a tecnologia de tela de areia de fio único enrolado LineSlot*, permitindo a instalação eficiente da tela autônoma em poços compridos e altamente desviados, resultando em economias substanciais de tempo de sonda.

Na costa indiana, a Schlumberger Artificial Lift assinou um contrato para uma bomba elétrica submersível no valor de US$ 15 milhões pela Cairn India Limited. As vendas de três anos e o contrato de serviços abrange o fornecimento de bombas elétricas submersíveis para retirar petróleo produzido e injetar água em 63 poços nos campos de Mangala, Aishwarya e Thumbli. Este é o primeiro contrato de bomba elétrica submersível atribuído à Schlumberger na Índia por este cliente e a oferta inclui tecnologias como novos projetos em estágio de bombeamento e acionadores de velocidade variável harmônicos abaixo da linha.

Na Malásia, a Schlumberger assinou um contrato de cinco anos para o fornecimento de serviços de cimentação para todos os seis operadores de contratos de partilha de produção que participaram do concurso de cimentação conjunta Pan-Malasiano, incluindo a Petronas Carigali Sdn. Bhd. (PCSB), Murphy Sarawak Oil Co., Ltd. e Murphy Sabah Oil Co., Ltd. O contrato inclui o fornecimento de soluções de cimentação em águas profundas DeepCRETE* da Serviços em Poços, sistema de cimento de auto-cura FUTUR*, sistema de cimento resistente ao CO2 EverCRETE*, comprimidos tapete de compostos reforçados Losseal* e a tecnologia avançada de cimento flexível FlexSTONE*. O escopo do contrato inclui poços convencionais e em águas profundas.

Tabelas Financeiras

        Demonstrativo condensado de receitas consolidadas   (apresentados em milhões, exceto por montantes por ação)   Terceiro trimestre Nove meses Períodos encerrados em 30 de setembro   2013   2012   2013   2012   Receita $ 11.608 $ 10.498 $ 33.360 $ 30.648 Juros e outras receitas, líquido (1) 43 44 105 137 Ganho na formação da OneSubsea(2) - - 1.028 - Despesas Custo das receitas 8.926 8.237 26.047 24.124 Pesquisa e Engenharia 286 291 870 849 Geral e administrativo 110 95 305 294 Fusões e integrações(2) - 32 - 68 Depreciação e outros (2) - - 456 - Juros     98     89     294       246 Lucro antes dos impostos 2.231 1.798 6.521 5.204 Impostos sobre as receitas(2)     506     436     1.361       1.268 Lucro de operações correntes 1.725 1.362 5.160 3.936 Lucro (prejuízo) de operações encerradas     -     65     (69 )     211 Receita líquida 1.725 1.427 5.091 4.147 Lucro líquido atribuível a interesses não controlados     10     3     23       20 Renda líquida atribuível à Schlumberger   $ 1.715   $ 1.424   $ 5.068     $ 4.127   Montantes da Schlumberger atribuíveis a: Lucro de operações correntes(2) $ 1.715 $ 1.359 $ 5.137 $ 3.916 Lucro (prejuízo) de operações encerradas     -     65     (69 )     211 Receita líquida   $ 1.715   $ 1.424   $ 5.068     $ 4.127   Dividendos diluídos por ação da Schlumberger Lucro de operações correntes(2) $ 1,29 $ 1,02 $ 3,84 $ 2,92 Lucro (prejuízo) de operações encerradas     -     0,05     (0,05 )     0,16 Receita líquida   $ 1,29   $ 1,07   $ 3,79     $ 3,08   Média de ações em circulação 1.322 1.328 1.326 1.331 Média de ações em circulação presumindo diluição     1.333     1.336     1.336       1.340   Depreciação e amortização incluídas nas despesas(3)   $ 931   $ 864   $ 2.737     $ 2.570  

1) Inclui as receitas de juros no:

Terceiro trimestre de 2013 - US$ 9 milhões (2012 - US$ 8 milhões)

Nove primeiros meses de 2013 - US$ 20 milhões (2012 - US$ 23 milhões)

2) Veja a página 13 para detalhes das despesas e créditos.

3) Incluindo custo de dados sísmicos para vários clientes.

      Balanço consolidado condensado   (Apresentados em milhões)   30 de setembro 31 de dezembro Ativos   2013     2012 Ativos circulantes Numerário e investimentos em curto prazo $ 6.435 $ 6.274 A receber 12.057 11.351 Outros ativos circulantes     6.601       6.531 25.093 24.156 Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento 363 245 Ativos fixos 14.828 14.780 Dados sísmicos para vários clientes 650 518 Fundo de comércio 14.623 14.585 Outros ativos intangíveis 4.732 4.802 Outros ativos     4.834       2.461     $ 65.123     $ 61.547   Passivos e patrimônio           Passivo circulante Contas a pagar e passivo adquirido $ 8.366 $ 8.453 Passivo estimado relacionado a imposto de renda 1.471 1.426 Empréstimos de curto prazo e proporção atual das dívidas de longo prazo 2.498 2.121 Dividendos a pagar     418       368 12.753 12.368 Dívida de longo prazo 9.916 9.509 Benefícios pós-aposentadorias 1.833 2.169 Impostos diferidos 1.479 1.493 Outros passivos     1.111       1.150 27.092 26.689 Patrimônio     38.031       34.858     $ 65.123     $ 61.547  

Débito líquido

"Débito líquido" representa o débito bruto menos investimentos em espécie e de curto prazo e investimentos em renda fixa mantidos até o vencimento. A diretoria acredita que o indicador de débito líquido fornece informações úteis sobre o nível de endividamento da Schlumberger ao informar a quantia em espécie e os investimentos que podem ser usados para amortizar débitos. Detalhes de alterações no débito líquido para o ano até a data de hoje:

    (Apresentados em milhões)     Nove meses           2013 Débito líquido, 1.º de janeiro de 2013 $ (5.111 ) Lucro de operações correntes 5.137 Depreciação e amortização 2.737 Ganho na formação da OneSubsea (1.028 ) Pensões e outros benefícios de pós-aposentadoria 388 Despesa de remuneração baseada em ações 255 Pensão e financiamento de outros benefícios pós-aposentadoria (468 ) Aumento de capital de giro (1.182 ) Gastos de capital (2.753 ) Dados sísmicos multicliente capitalizados (300 ) Dividendos pagos (1.196 ) Receitas de planos de ações de funcionários 415 Programa de recompra de ações (1.526 ) Pagamento por transação da OneSubsea (600 ) Outras aquisições comerciais, líquido de caixa e dívida adquirida (544 ) Outros 203 Efeito da moeda na dívida líquida   (43 ) Dívida líquida, 30 de setembro de 2013 $ 5.616 )   Componentes da dívida líquida      

30 de setembro de 2013

   

31 de dezembro de2012

Numerário e investimentos em curto prazo $ 6.435 $ 6.274 Investimentos de renda fixa, mantidos até o vencimento 363 245 Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo (2.498 ) (2.121 ) Dívida de longo prazo   (9.916 )   (9.509 ) $ (5.616 ) $ (5.111 )  

Encargos e créditos

Além de resultados financeiros, determinados de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos (GAAP) dos EUA, este comunicado de imprensa do terceiro trimestre inclui também medidas financeiras não GAAP (como definidos no Regulamento G da SEC). O seguinte é uma conciliação destas medidas não GAAP com as medidas GAAP comparáveis:

    (apresentados em milhões, exceto por montantes por ação)         Terceiro trimestre de 2012 Antes dos impostos   Imposto  

EncerradosJuros

  Líquido  

EPSdiluído

Classificação de declaração de renda Renda da Schlumberger de operações contínuas,

como relatado

$ 1.798 $ 436 $ 3 $ 1.359 $ 1,02 Custos de fusão e integração   32       4     -     28       0,02   Fusão & integração Renda da Schlumberger de operações contínuas,

excluindo encargos e créditos

$ 1.830     $ 440   $ 3   $ 1.387     $ 1,04     Nove meses de 2013 Antes dos impostos   Imposto  

EncerradosJuros

  Líquido  

EPSdiluído

Classificação de declaração de renda Renda da Schlumberger de operações contínuas,

como relatado

$ 6.521 $ 1.361 $ 23 $ 5.137 $ 3,84 Perda com a desvalorização da moeda na Venezuela 92 - - 92 0,07 Depreciação e outros Ganho na formação do empreendimento conjunto OneSubsea (1.028 ) - - (1.028 ) (0,77 ) Ganho na formação da OneSubsea Imparidade dos investimentos do método de equivalência patrimonial   364       19     -     345       0,26   Depreciação e outros Renda da Schlumberger de operações contínuas,

excluindo encargos e créditos

$ 5.949     $ 1.380   $ 23   $ 4.546     $ 3,40     Nove meses de 2012 Antes dos impostos   Imposto  

EncerradosJuros

  Líquido  

EPSdiluído

Classificação de declaração de renda Renda da Schlumberger de operações contínuas,

como relatado

$ 5.204 $ 1.268 $ 20 $ 3.916 $ 2,92 Custos de fusão e integração   68       6     -     62       0,05   Fusão & integração Renda da Schlumberger de operações contínuas,

excluindo encargos e créditos

$ 5.272     $ 1.274   $ 20   $ 3.978     $ 2,97     Segundo trimestre 2013 Antes dos impostos   Imposto  

EncerradosJuros

  Líquido  

EPSdiluído

Classificação de declaração de renda Renda da Schlumberger de operações contínuas,

como relatado

$ 2.673 $ 449 $ 5 $ 2.219 $ 1,66 Ganho na formação do empreendimento conjunto OneSubsea (1.028 ) - - (1.028 ) (0,77 ) Ganho na formação da OneSubsea Imparidade dos investimentos do método de equivalência patrimonial   364       19     -     345       0,26   Depreciação e outros Renda da Schlumberger de operações contínuas,

excluindo encargos e créditos

$ 2.009     $ 468   $ 5   $ 1.536     $ 1,15       Não houve encargos ou créditos no terceiro trimestre de 2013.             Grupos de produtos (Apresentados em milhões) Três meses encerrados em 30 de setembro de 2013 30 de junho de 2013 30 de setembro de 2012 Receita

Rendaantes dos impostos

Receita

Rendaantes dosimpostos

Receita

Rendaantes dosimpostos

Serviços de campo petrolífero Caracterização de reservatório $ 3.232 $ 983 $ 3.014 $ 908 $ 2.835 $ 799 Perfuração 4.415 894 4.292 804 4.035 727 Produção 4.024 707 3.926 625 3.655 537 Eliminações e outros   (63 )   (88 )   (50 )   (59 )   (27 )   21   11.608 2.496 11.182 2.278 10.498 2.084 Corporativos e outros - (179 ) - (181 ) - (177 ) Rendimento de juros(1) - 6 - 4 - 8 Despesa com juros(1) - (92 ) - (92 ) - (85 ) Encargos e créditos   -     -     -     664     -     (32 ) $ 11.608   $ 2.231   $ 11.182   $ 2.673   $ 10.498   $ 1.798     Áreas geográficas (Apresentados em milhões) Três meses encerrados em 30 de setembro de 2013 30 de junho de 2013 30 de setembro de 2012 Receita

Rendaantes dos impostos

Receita

Rendaantes dosimpostos

Receita

Rendaantes dosimpostos

Serviços de campo petrolífero América do Norte $ 3.602 $ 730 $ 3.357 $ 662 $ 3.303 $ 612 América Latina 1.934 399 1.913 394 1.860 333 Europa/CEI/África 3.178 714 3.125 643 2.984 645 Oriente Médio e Ásia 2.801 730 2.667 655 2.244 511 Eliminações e outros   93     (77 )   120     (76 )   107     (17 ) 11.608 2.496 11.182 2.278 10.498 2.084 Corporativos e outros - (179 ) - (181 ) - (177 ) Rendimento de juros(1) - 6 - 4 - 8 Despesa com juros(1) - (92 ) - (92 ) - (85 ) Encargos e créditos   -     -     -     664     -     (32 ) $ 11.608   $ 2.231   $ 11.182   $ 2.673   $ 10.498   $ 1.798    

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

        Grupos de produtos (Apresentados em milhões) Nove meses encerrados 30 de setembro de 2013 30 de setembro de 2012 Receita

Rendaantes dos impostos

Receita

Rendaantes dosimpostos

Serviços de campo petrolífero Caracterização de reservatório $ 8.996 $ 2.616 $ 8.066 $ 2.183 Perfuração 12.820 2.429 11.772 2.102 Produção 11.708 1.888 10.896 1.746 Eliminações e outros (164) (193) (86) (26) 33.360 6.740 30.648 6.005 Corporativos e outros - (529) - (516) Rendimento de juros(1) - 15 - 24 Despesa com juros(1) - (277) - (241) Encargos e créditos - 572 - (68) US$ 33.360 US$ 6.521 US$ 30.648 US$ 5.204   Áreas geográficas (Apresentados em milhões) Nove meses encerrados 30 de setembro de 2013 30 de setembro de 2012 Receita

Rendaantes dos impostos

Receita

Rendaantes dosimpostos

Serviços de campo petrolífero América do Norte $ 10.249 $ 2.019 $ 10.112 $ 2.082 América Latina 5.751 1.164 5.483 1.010 Europa/CEI/África 9.154 1.865 8.485 1.666 Oriente Médio e Ásia 7.874 1.933 6.290 1.372 Eliminações e outros 332 (241) 278 (125) 33.360 6.740 30.648 6.005 Corporativos e outros - (529) - (516) Rendimento de juros(1) - 15 - 24 Despesa com juros(1) - (277) - (241) Encargos e créditos - 572 - (68) $ 33.360 $ 6.521 $ 30.648 $ 5.204  

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

 

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 120.000 pessoas representando mais de 140 nacionalidades e trabalhando em cerca de 85 países, a Schlumberger oferece a maior variedade de produtos e serviços, da exploração à produção.

A Schlumberger Limited tem escritórios centrais em Paris, Houston e Haia, e receitas declaradas oriundas de operações continuadas de US$ 41,73 bilhões em 2012. Para outras informações, acesse www.slb.com.

*Marca da Schlumberger ou das Empresas Schlumberger.

†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), anteriormente Japan National Oil Corporation (JNOC), e Schlumberger colaboraram em um projeto de pesquisa para desenvolver tecnologia LWD. Os serviços EcoScope e NeoScope usam a tecnologia que resultou desta colaboração.

Notas :

A Schlumberger realizará uma teleconferência para discutir as perspectivas de divulgação e negócios acima mencionados na sexta-feira, 18 de outubro de 2013. A teleconferência está programada para começar às 08:00 Horário central dos EUA (CT), 09:00 Horário do leste dos EUA (ET). Para acessar a teleconferência, que é aberta ao público, entre em contato com o operador de chamada da conferência em + 1-800-230-1059 na América do Norte, ou + 1-612-234-9959 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 18 de novembro de 2013, 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 298703.

A teleconferência será transmitida em webcast simultaneamente em www.slb.com/irwebcast só para ouvir. Efetue o logon 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.

Informações complementares, na forma de um documento de perguntas e respostas deste comunicado à imprensa e de informações financeiras estão disponíveis em www.slb.com/ir.

A versão oficial e autorizada do comunicado é a emitida na língua original do mesmo. A tradução é apenas uma ajuda, devendo a mesma ser conferida com o texto na sua língua original, que é a única versão com validade legal.

Schlumberger LimitedMalcolm Theobald - vice-presidente de relações com investidores, Schlumberger LimitedJoy V. Domingo - gerente de relações com investidores, Schlumberger LimitedEscritório +1 (713) 375-3535investor-relations@slb.com