24/04/2019 às 21h02min - Atualizada em 25/04/2019 às 00h07min

Schlumberger anuncia resultados do primeiro trimestre de 2019

A receita global, de US$ 7,9 bilhões, apresentou uma redução de 4% sequencialmente e um aumento de 1% na comparação anual A receita internacional, de US$ 5 bilhões, apresentou uma redução de 5% sequencialmente e um aumento de 3% na comparação anual A receita da América do Norte, de US$ 2,7 bilhões, apresentou uma redução de 3% sequencialmente, e de 3% na comparação anual O lucro operacional antes dos impostos, de US$ 908 milhões, apresentou redução de 6% sequencialmente, e de 7% na comparação anual O EPS foi de US$ 0,30 O fluxo de caixa das operações foi de US$ 326 milhões Foi aprovado dividendo trimestral em dinheiro de US$ 0,50 por ação

DINO


A Schlumberger Limited (NYSE:SLB) comunicou hoje os resultados do primeiro trimestre de 2019.

                   
(em milhões, exceto por quantidade de ações)
Três meses encerrados emAlteração
31 de março de 2019 31 de dezembro de 2018 31 de março de 2018 SequencialEm relação ao ano anterior
Receita US$ 7.879 US$ 8.180 US$ 7.829 -4%1%
Lucro operacional antes dos impostos US$ 908 US$ 967 US$ 974 -6%-7%
Margem operacional antes dos impostos 11,5% 11,8 % 12,4 % -30 bps-91 bps
Lucro líquido - Base GAAP US$ 421 US$ 538 US$ 525 -22%-20%
Lucro líquido, excluindo encargos e créditos* US$ 421 US$ 498 US$ 525 -15%-20%
EPS diluído - Base GAAP US$ 0,30 US$ 0,39 US$ 0,38 -23%-21%
EPS diluído, excluindo encargos e créditos* US$ 0,30 US$ 0,36 US$ 0,38 -17%-21%
 
Receita da América do Norte US$ 2.738 US$ 2.820 US$ 2.835 -3%-3%
Receita internacional US$ 5.037 US$ 5.283 US$ 4.883 -5%3%
 
Receita da América do Norte, excluindo Cameron US$ 2.178 US$ 2.265 US$ 2.285 -4%-5%
Receita internacional, excluindo Cameron US$ 4.469 US$ 4.581 US$ 4.147 -2%8%
 
*Estas são medidas financeiras não GAAP. Consulte a seção intitulada "Encargos e créditos" para obter detalhes.

O Presidente e CEO da Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentou: “A receita do primeiro trimestre de US$ 7,9 bilhões caiu 4% sequencialmente, refletindo a redução esperada na na atividade em solo na América do Norte e a atividade internacional sazonalmente menor no Hemisfério Norte. Além disso, as vendas reduzidas de licenças sísmicas multiclientes, produtos e softwares após o aumento no quarto trimestre e as entregas menores de projetos de ciclo longo da Cameron contribuíram para a queda sequencial. A maior atividade sequencial na América Latina compensou marginalmente essas quedas.

“Olhando para além dos números do trimestre, nossos resultados de negócios internacionais foram fortes, com Caracterização de Reservatórios, Perfuração e Produção combinados para gerar um crescimento de receita de 8% ano a ano, seguindo nossa expectativa de crescimento de um dígito alto em mercados internacionais em 2019.

“Na América do Norte, a receita do primeiro trimestre foi 3% menor sequencialmente conforme o esperado, impulsionada por preços mais baixos e menor atividade para nossos negócios relacionados a fraturamento hidráulico e perfuração, enquanto a receita de nossa linha de produtos de elevação artificial foi sequencialmente estável. A receita na costa na América do Norte foi ligeiramente inferior sequencialmente, com o aumento da atividade de perfilagem no Golfo do México dos EUA compensado pelas menores vendas de licenças sísmicas multiclientess. A receita da Cameron na América do Norte foi marginalmente mais alta sequencialmente.

“Por segmento de negócio, a receita do primeiro trimestre de Caracterização de Reservatórios caiu 7% sequencialmente devido a vendas sazonalmente menores de software e licenças sísmicas multiclientes. A receita de perfuração caiu 3% sequencialmente devidoàredução da atividade de inverno no Hemisfério Norte, mas aumentaram 12% em relação ao ano anterior em relação ao forte crescimento dos projetos de serviços integrados de perfuração (Integrated Drilling Services, IDS) em vários geomercados. A receita de produção foi 2% mais baixa sequencialmente, impulsionada pela redução da receita da OneStim® na América do Norte e pela redução das vendas de elevadores artificiais nos mercados internacionais. A receita da Cameron diminuiu 7% sequencialmente, principalmente devido às menores entregas de projetos dos negócios de ciclo longo da OneSubsea® e da Drilling Systems após as fortes vendas de final de ano do trimestre anterior.

“Do ponto de vista macro, esperamos que o mercado de petróleo melhore continuamente ao longo de 2019, apoiado por uma sólida perspectiva de demanda combinada com os cortes na produção da OPEP e Rússia, reduzindo o crescimento da produção de óleo de xisto na América do Norte, além do enfraquecimento adicional da base internacional de produção,àmedida que o impacto de quatro anos de subinvestimento se torna cada vez mais evidente.

“Também continuamos a ver sinais claros de que os investimentos em E&P estão começando a se normalizaràmedida que a indústria se direciona para uma administração financeira mais sustentável da base global de recursos. Direcionalmente, isso significa que os investimentos mais altos nos mercados internacionais são necessários simplesmente para manter a produção estável, enquanto a América do Norte está destinada a investimentos menores, com um provável ajuste abaixo da perspectiva atual de crescimento da produção.

“Nossa visão dos mercados internacionais é consistente com pesquisas recentes de terceiros sobre gastos, sugerindo que os investimentos em E&P aumentarão de 7 a 8% em 2019, apoiados por um maior número de sondas e um aumento no número de decisões de investimento final de projetos de clientes. Em linha com isso, os planos de atividades de desenvolvimento offshore continuam a se fortalecer, com entregas de árvores de natal molhadas atingindo seu nível mais alto desde 2013 no ano passado. Também estamos vendo o início de um retornoàatividade de exploração com um interesse renovado na reposição de reservas. Notavelmente, novas descobertas em 2018 estavam no nível mais baixo desde 2000.

“Por outro lado, na América do Norte, o custo mais elevado do capital, a capacidade de endividamento mais baixa e os investidores que buscam retornos maiores sugerem que os níveis futuros de investimento em E&P provavelmente serão ditados pelo fluxo de caixa livre. Portanto, os investimentos em E&P na América do Norte caem 10% em 2019. Além disso, os crescentes desafios técnicos - interferência entre poços origem e outros, saídas da área central e crescimento limitado no comprimento lateral e agente de sustentação por estágio - indicam um crescimento mais moderado da produção de óleo de xisto dos EUA nos próximos anos.

“A normalização dos gastos globais em E&P, com o aumento dos investimentos no mercado internacional e a redução do investimento na América do Norte, representa uma mudança de mercado positiva para a Schlumberger e o bem-vindo retorno de um conjunto de oportunidades muito familiar, dada nossa força global inigualável. Ampliamos ainda mais nossa posição de liderança global com os esforços e investimentos que fizemos nos últimos anos de modernização de nossa plataforma de execução, ampliando nossa oferta de tecnologia, impulsionando a inovação digital e tecnológica, evoluindo nossos modelos de negócios e fortalecendo nossa presença global. Além disso, depois de suportar quatro anos de importantes concessões de preços para apoiar nossos clientes internacionais, vemos a recuperação dos preços dos produtos e do serviço internacional e a melhoria dos nossos retornos financeiros como principal prioridade de negócios - firmemente apoiados pelo aumento dos níveis de atividade, pouca ou nenhuma capacidade de equipamentos sobressalentes e implantação prudente de novo capital. Além disso, a base do nosso plano de negócio para 2019 é um compromisso claro em gerar fluxo de caixa suficiente para cobrir todas as nossas necessidades de negócio, sem aumentar a dívida líquida.”

Demais eventos

Durante o trimestre, a Schlumberger efetuou a recompra de 2,3 milhões de ações ordinárias a um preço médio de US$ 42,79 por ação, totalizando um preço de compra de US$ 98 milhões.

Em 19 de fevereiro de 2019, a Schlumberger e a Rockwell Automation anunciaram que haviam celebrado um contrato para criar uma nova joint venture, a Sensia, a primeira provedora de soluções de automação de campo de petróleo digital totalmente integrada. A Sensia operará como uma entidade independente, com uma divisão do controle acionário de 53% e 47% para a Rockwell Automation e a Schlumberger, respectivamente. A Rockwell Automation fará um pagamento de US$ 250 milhõesàSchlumberger no fechamento. Espera-se que a transação seja concluída no terceiro trimestre de 2019, sujeita a aprovação reguladora e às condições de fechamento costumeiras.

Em 17 de abril de 2019, o Conselho Diretor da Schlumberger aprovou o dividendo trimestral em dinheiro de US$ 0,50 por ação das ações ordinárias em circulação, a ser pago em 12 de julho de 2019 aos acionistas registrados em 5 de junho de 2019.

Receita consolidada por área

    (em milhões)
Três meses encerrados em     Alteração
31 de março de 2019     31 de dezembro de 2018     31 de março de 2018 Sequencial     Em relação ao ano anterior
América do Norte US$ 2.738 US$ 2.820 US$ 2.835 -3%-3%
América Latina 992 978 870 1%14%
Europa/CEI/África 1.707 1.842 1.713 -7%

-

Oriente Médio e Ásia 2.338 2.464 2.300 -5%2%
Outros

104

76 111 n/sn/s
US$ 7.879 US$ 8.180 US$ 7.829 -4%1%
 
Receita da América do Norte US$ 2.738 US$ 2.820 US$ 2.835 -3%-3%
Receita internacional US$ 5.037 US$ 5.283 US$ 4.883 -5%3%
 
Receita da América do Norte, excluindo Cameron US$ 2.178 US$ 2.265 US$ 2.285 -4%-5%
Receita internacional, excluindo Cameron US$ 4.469 US$ 4.581 US$ 4.147 -2%8%
 
n/s = não significativo

A receita do primeiro trimestre de US$ 7,9 bilhões caiu 4% sequencialmente, enquanto a receita da América do Norte de US$ 2,7 bilhões caiu 3%, enquanto a receita internacional de US$ 5 bilhões diminuiu 5% principalmente devidoàsazonalidade.

América do Norte

Na área da América do Norte a receita consolidada de US $ 2,7 bilhões foi 3% menor sequencialmente devido ao preço e atividade mais baixos para ambos os negócios relacionados a fraturamento hidráulico e perfuração, enquanto a receita de nossa linha de produtos de elevação artificial foi estável sequencialmente. Embora o volume de atividade de bombeamento de pressão tenha aumentado devido ao aumento sazonal da atividade de inverno no Canadá, a atividade de completação de poço foi afetada por preços mais baixos. A receita na costa na América do Norte foi ligeiramente inferior sequencialmente, com o aumento da atividade de perfilagem no Golfo do México dos EUA compensado pelas menores vendas de licenças sísmicas multiclientes. A receita da Cameron na América do Norte foi marginalmente mais alta sequencialmente.

Internacional

A receita consolidada na área América Latina de US$ 1 bilhão aumentou 1% sequencialmente do crescimento de receita de dois dígitos nos geomercados do México e da América Central, devidoàalta atividade de exploração offshore para os IOCs, aumento do trabalho de IDS e maior venda de licenças sísmicas multiclientes. No geomercado norte da América Latina, principalmente no Equador, a receita aumentou devidoàmaior atividade de gerenciamento de produção da Schlumberger (Schlumberger Production Management, SPM) e ao aumento da produção. No geomercado sul da América Latina, a receita aumentou ligeiramente devido ao aumento da atividade de fraturamento hidráulico para recursos não convencionais na Argentina eàprodução adicional de um projeto de SPM. O aumento na receita da área foi parcialmente compensado pela menor atividade da Cameron no Brasil.

A receita consolidada da área Europa/CEI/África de US$ 1,7 bilhão diminuiu 7% sequencialmente principalmente devidoàredução da atividade de inverno nos geomercados da Rússia e da Ásia Central que impactou todas as linhas de produtos. A atividade também foi menor nos geomercados do Reino Unido e Europa continental e na Noruega e Dinamarca, exacerbado por atrasos relacionados ao clima eàmanutenção. A receita no geomercado África subsaariana caiu ligeiramente e sequencialmente devidoàredução nas vendas de produtos em Moçambique e Angola eàatividade de exploração limitada, mas crescente. As vendas de software da Software Integrated Solutions (SIS) foram menores em toda a área, enquanto a receita da Cameron também diminuiu, principalmente na Europa.

A receita consolidada na área do Oriente Médio e da Ásia de US$ 2,3 bilhões diminuiu 5% sequencialmente, principalmente devidoàreceita mais baixa no geomercado do Oriente Médio em consequência da menor atividade de projeto de IDS no Iraque e da redução da atividade de fraturamento hidráulico em Omã. A receita no geomercado do Norte do Oriente Médio foi menor devidoàqueda nas vendas de software e produtos SIS no Egito e no Kuwait, mas foi parcialmente compensada pela maior atividade de serviços no Qatar. A receita do projeto Lump-sum turnkey (LSTK) na Arábia Saudita continuou a crescer, mas foi compensada por atrasos relacionados ao clima para as operações sísmicas. A receita nos geomercados do Extremo Oriente da Ásia e da Austrália diminuiu devido ao clima de inverno na China eàdesaceleração da atividade na Austrália durante a temporada de ciclones. A receita da Cameron na área foi menor devido principalmenteàdiminuição da atividade nos geomercados do Oriente Médio e Norte do Oriente Médio. A diminuição na receita da área foi parcialmente compensada pela maior atividade de projeto de IDS na Índia.

Caracterização de Reservatórios

    (em milhões)
Três meses encerrados em     Alteração
31 de março de 2019     31 de dezembro de 2018     31 de março de 2018 Sequencial     Em relação ao ano anterior
Receita US$ 1.543 US$ 1.651 US$ 1.559 -7%-1%
Lucro operacional antes dos impostos US$ 293 US$ 364 US$ 306 -20%-4%
Margem operacional antes dos impostos 19,0% 22,0 % 19,7 % -308 bps-69 bps

A receita de Caracterização de reservatórios de US$ 1,5 bilhões, dos quais 81% vieram dos mercados internacionais, diminuiu 7% sequencialmente. Isso foi impulsionado pelos efeitos de um declínio sazonal na atividade de perfilagem na Rússia e pela redução nas vendas de licenças multiclientes no Golfo do México dos Estados Unidos. Baixas vendas de software SIS, principalmente na Europa/CEI/África e no Oriente Médio e Ásia, também contribuíram para o declínio da receita. As receitas de serviços de teste e da OneSurface® foram basicamente estáveis em comparação com o trimestre anterior.

A margem operacional antes de impostos da Caracterização de reservatórios de 19% foi 308 bps mais baixa sequencialmente devidoà receita sazonalmente menor da atividade de perfilagem nos geomercados da Rússia e da Ásia Central, e diminuição das vendas globais do software SIS e das licenças sísmicas multiclientes WesternGeco®.

No primeiro trimestre, o desempenho de Caracterização de reservatórios se beneficiou da concessão de diversos contratos e da aplicação da tecnologia e conhecimento no domínio para melhorar a eficiência operacional.

A Apache Egypt concedeuàSchlumberger um contrato de dois anos com uma extensão opcional de dois anos para a prestação de serviços de avaliação de formação em 11 poços de exploração no oeste do Egito. As tecnologias a serem implantadas incluem o testador de dinâmica de formação modular MDT*, o serviço de espectroscopia de alta definição Litho Scanner* e o gerador de microimagem de formação de alta definição FMI-HD*.

Na Indonésia, o Gerenciamento Integrado de Serviços (Integrated Services Management, ISM) entregou os três primeiros poços de um projeto de 15 poços antes do prazo e abaixo do orçamento. A estreita colaboração com o ISM providenciada pelo cliente implantou tecnologias de várias linhas de produtos, o que melhorou a eficiência operacional e ajudou o cliente a perfurar uma média de 70 m por dia.

No México, a PEMEX concedeuàWesternGeco um projeto de processamento e recriação de 14.000 km² que requer a integração de mais de 20 conjuntos de dados adquiridos na Bacia de Campeche, no sul do Golfo do México, durante um período de 20 anos. As pesquisas foram conduzidas por várias empresas, incluindo a WesternGeco, e aplicaram várias tecnologias, como wide-azimuth (WAZ), narrow-azimuth (NAZ) e cabos submarinos com geofones e hidrofones. O projeto criará um modelo de terreno integrado para ajudar a PEMEX a se concentrar em alvos profundos e fornecer uma maior compreensão dos complexos reservatórios do pré-sal na Bacia do Campeche. A concessão segue recentes levantamentos wide-azimuth multiclientes e levantamentos proprietários do Q-Seabed* multicomponent seabed seismic system (sistema sísmico multicomponente do fundo do mar) que a WesternGeco executou para a PEMEX.

No México, a Schlumberger e a Shell assinaram um acordo para licenciar um grande conjunto de dados WesternGeco das áreas de Campeche e Perdido. O acordo inclui a aquisição de novos levantamentos multiclientes nessas áreas usando embarcações de terceiros, bem como o licenciamento de dados existentes. Para atender aos prazos da Shell para seus planos na costa do México, a WesternGeco também realizará uma recriação avançada de alta resolução em subconjuntos de dados em paralelo com o processamento de dados para ajudar a Shell a otimizar os locais de perfuração. Em 2018, a Shell venceu 9 dos 19 blocos de petróleo e gás offshore do Golfo do México, concedidos na rodada de licitação do México 2.4. Através desta colaboração com a WesternGeco, a Shell diz que está reforçando seu compromisso de levar tecnologia e rápido progresso ao seu programa de exploração no México.

Desde o lançamento do ambiente cognitivo de exploração e produção (E&P) DELFI* no Fórum Global do SIS em 2017, a Woodside trabalhou de perto com a Schlumberger para implementar sua estratégia digital em todos os fluxos de trabalho de E&P. Um memorando de entendimento (memorandum of understanding, MOU) foi assinado em janeiro com a Schlumberger, como parceira preferida da Woodside, para o acesso antecipado a novas soluções de tecnologia digital, ajudando a Woodside a liderar o setor em implementação de tecnologia digital habilitada para nuvem e inovação em P&D em todos os domínios.

A OMV e a Schlumberger assinaram um MOU para avaliar possíveis modelos de colaboração para soluções digitais. A parceria estratégica ajudará a OMV a acelerar a implantação de sua transformação digital, aproveitando a tecnologia digital da Schlumberger atualmente disponível, bem como a tecnologia digital que ainda está em desenvolvimento.

A MODEC Offshore Production Systems (Singapura) Pte. Ltd. concedeuà Schlumberger dois contratos para o fornecimento de equipamentos de separação e tratamento de óleo e equipamento de processamento de gás CO2 para Unidades Flutuantes de Produção, Armazenamento e Transferência de Petróleo (floating production, storage and offloading, FPSO) offshore no Brasil. Esses contratos incluem o fornecimento do aparelho separador ciclone OneSurface CONSEPT ICD*, tratadores eletrostáticos de óleo e dessalinizadores, e sistemas de membrana para remoção de gás ácido CYNARA*.

Perfuração

    (em milhões)
Três meses encerrados em     Alteração
31 de março de 2019     31 de dezembro de 2018     31 de março de 2018 Sequencial     Em relação ao ano anterior
Receita US$ 2.387 US$ 2.461 US$ 2.126 -3%12%
Lucro operacional antes dos impostos US$ 307 US$ 318 US$ 293 -3%5%
Margem operacional antes dos impostos 12,9% 12,9 % 13,8 % -6 bps-90 bps

A receita de perfuração de US$ 2,4 bilhões, dos quais 74% vieram dos mercados internacionais, diminuiu 3% sequencialmente. Isto foi impulsionado pela menor atividade sazonal de perfuração internacional, principalmente no Hemisfério Norte, que impactou principalmente o M-I SWACO e a Bits & Drilling Tools. A receita da perfuratriz de solo diminuiu quando os projetos foram concluídos no Iraque e na Austrália. A receita de perfuração direcional na América do Norte também foi menor, já que o número de sondas caiu 7% sequencialmente. Essas quedas foram parcialmente compensadas pela maior receita dos contratos de IDS no México, Arábia Saudita e Índia.

A margem operacional de perfuração antes dos impostos, de 13%, ficou estável, apesar da queda na receita.

O desempenho de perfuração se beneficiou da assinatura de contratos IDS e da implantação de tecnologias de perfuração que ajudam a reduzir custos operacionais e melhorar o desempenho.

No setor norueguês do Mar do Norte, a IDS usou uma combinação de tecnologias em três poços para ajudar a Equinor a aumentar a média de metros perfurados por dia em 29% em comparação com poços de correlação semelhantes, reduzindo o custo operacional em US$ 4,9 milhões por poço. Esses poços complexos normalmente exigem várias operações para substituir ferramentas de perfuração comprometidas por choques e vibrações severas. A estreita colaboração com o cliente e o empreiteiro de perfuração possibilitou a economia por meio de um design de poço mais robusto, tempo fixo reduzido e ferramentas e serviços de perfuração mais eficientes. As tecnologias da Schlumberger, incluindo o sistema dirigível rotativo robusto PowerDrive Xceed* e o serviço de mapeamento durante a perfuração do reservatório GeoSphere*, desempenharam um papel importante na economia de tempo de 6,7 dias por poço.

A MOL Norge AS concedeuàSchlumberger um contrato de IDS para dois poços de exploração com uma extensão opcional de dois poços no setor norueguês do Mar do Norte. Espera-se que as operações comecem no primeiro semestre de 2019 e incluam a implantação do serviço de medição de perfurações estreitas DigiScope*, o serviço de geologia fotorrealista Quanta Geo* e a sonda radial Saturn* 3D.

No Iraque, a Basra Oil Company concedeuàSchlumberger um contrato IDS de dois anos com uma extensão opcional de um ano para perfurar 40 poços no campo de Majnoon. Espera-se que as operações comecem no segundo semestre de 2019.

Borr Drilling e OPEX Perforadora S.A. de C.V. recebeu um contrato para nove poços de desenvolvimento offshore no setor do México do Golfo do México. A Schlumberger foi selecionada para fornecer serviços integrados de perfuração e fornecer soluções de poços de ponta a ponta para as novas plataformas elevatórias, Grid e Gersemi. O contrato de dois anos deve começar em meados de 2019.

Na Líbia, a Drilling & Measurements utilizou o serviço de mapeamento durante a perfuração de reservatórios GeoSphere para a Arabian Gulf Oil Company para perfurar um desvio de um poço não produtor. O serviço GeoSphere possibilitou ajustes em tempo real na trajetória do poço para evitar a zona de contato óleo/água, o que levouàprodução de 3.000 bbl/d.

No Kuwait, a Bits & Drilling Tools utilizou a tecnologia de brocas de ligas perfuráveis Direct XCD* para ajudar a Kuwait Oil Company a melhorar o desempenho de perfuração em uma seção complexa do poço. A formação consiste em xisto em colapso e calcário fraturado que muitas vezes levaàperda da composição de fundo do poço e a múltiplos tampões de cimento para controlar as perdas de fluido de perfuração. A tecnologia de brocas Direct XCD foi capaz de perfurar a seção em uma única execução, reduzindo o tempo de perfuração de 49 para 12 dias, eliminando períodos adicionais e tampões de cimento.

Na Permian Basin, a Drilling & Measurements usou o sistema direcional rotativo PowerDrive Orbit* para a Diamondback Energy, Inc. para aumentar a eficiência da perfuração. Em um poço, a taxa de penetração (rate of penetration, ROP) aumentou 42% em comparação com um poço compensado perfurado a partir do mesmo bloco com ferramentas convencionais. O cliente estabeleceu um novo record de comprimento lateral de 13.319 pés - que foi o poço mais rentável perfurado até o momento - e desempenho semelhante foi entregue nos dois poços seguintes no bloco.

Em Oklahoma, a Apache Corporation usou a broca EnduroBlade 360* de elementos rotativos no SCOOP Play. Os elementos rotativos ajudaram a reduzir o tempo de perfuração em seções intercaladas de arenito, calcário e xisto que causam desgaste severo da broca, reduzindo a ROP. A broca EnduroBlade 360 ajudou a Apache a reduzir o tempo de perfuração no poço em 66 horas em comparação com o poço de correlação mais rápido perfurado no mesmo bloco.

Produção

    (em milhões)
Três meses encerrados em     Alteração
31 de março de 2019     31 de dezembro de 2018     31 de março de 2018 Sequencial     Em relação ao ano anterior
Receita US$ 2.890 US$ 2.936 US$ 2.956 -2%-2%
Lucro operacional antes dos impostos US$ 217 US$ 198 US$ 217

10%

-

Margem operacional antes dos impostos 7,5% 6,8 % 7,3 % 76 bps18 bps

A receita de produção de US$ 2,9 bilhões, dos quais 52% vieram dos mercados internacionais, caiu 2% sequencialmente devidoàreceita mais baixa do negócio OneStim na América do Norte e menor receita internacional da Artificial Lift Solutions, principalmente na Rússia, Equador e Índia. Apesar de o volume de atividade de bombeamento de pressão ter aumentado por conta do aumento sazonal da atividade de inverno no Canadá, a receita foi impactada por preços mais baixos. Essas quedas foram parcialmente compensadas pelo aumento da atividade de SPM no Canadá, Equador e Argentina, impulsionado pela maior produção.

A margem operacional de produção antes dos impostos, de 8%, ficou estável, apesar da queda na receita.

O desempenho da produção foi fortalecido pela crescente implantação de tecnologias inovadoras relacionadasàfratura na América do Norte e sua adoção por operadores em várias bacias internacionais.

Na América do Norte, a OneStim continuou a implantar várias tecnologias novas para aumentar a eficiência operacional e a eficácia da estimulação em operações de fraturamento hidráulico.

  • Na superfície, a plataforma de fornecimento de estimulação automatizada inclui um novo sistema automatizado de controle de bombas, que já foi implantado para mais de 30 clientes em todas as bacias da América do Norte. Além disso, a nova tecnologia de distribuição de fluido de fraturamento de conexão dupla MonoFlex* reduz significativamente o tempo de montagem e desmontagem em 90% e limita os riscos de HSE com apenas duas conexões - uma redução em comparação com as 12 a 30 conexões necessárias para sistemas convencionais.
  • No fundo de poços, tecnologias de estimulação inovadoras melhoraram a eficácia e a produção para os operadores, especialmente no contexto dos poços origem e derivados. O software focado em reservatórios que vai da estimulaçãoàprodução, Kinetix Shale*, o serviço de controle de geometria de fratura BroadBand Shield* e o serviço de monitoramento de estimulação WellWatcher Stim* permitiram que os operadores evitassem a interferência nesses poços de origem e derivados usando um fluxo de trabalho diversivo de campo distante projetado em combinação com outras tecnologias.
  • Para maximizar a eficácia da estimulação em poços horizontais cimentados, a OneStim introduziu Fulcrum*, a tecnologia de desempenho de fraturamento através do cimento. A tecnologia é projetada para melhorar o desempenho de fraturamento em poços onde o revestimento é mal centralizado ou as condições de poço limitam as técnicas de remoção de lama. A tecnologia Fulcrum tem sido adotada rapidamente, permitindo que as operadoras aumentem a produção de líquidos em até 41%. No primeiro trimestre de 2019, a tecnologia Fulcrum foi usada na conclusão de 85 poços horizontais nas regiões Permiana, Sul do Texas, Meio Continente e Nordeste.

Em Oklahoma, o OneStim usou o tampão de fraturamento totalmente composto FracXion* e a tecnologia de tampões de fraturamento ReacXion* em uma lateral de alcance estendido para ajudar um cliente a reduzir os custos operacionais no SCOOP Play. O uso de tampões FracXion e ReacXion nos últimos 1.524 m deste poço de 3.048 m em vez de tampões convencionais para todo o poço eliminou o custo associado às operações de intervenção mecânica.

Na Sérvia, a Well Services usou o serviço de controle de geometria de fratura do Broadband Shield para a NIS-Gazprom Neft Serbia. Três tratamentos de fraturamento foram executados com o serviço BroadBand Shield, projetado especificamente para conter a fratura na zona de produção e impedir a penetração na zona de água abaixo. Como resultado do uso de substâncias diversivas de serviço BroadBand Shield, as geometrias de fratura foram contidas com sucesso nas zonas específicas, resultando em um aumento de produção de óleo em múltiplos estágios, sem aumentar o corte de água.

Cameron

    (em milhões)
Três meses encerrados em     Alteração
31 de março de 2019     31 de dezembro de 2018     31 de março de 2018 Sequencial     Em relação ao ano anterior
Receita US$ 1.174 US$ 1.265 US$ 1.310 -7%-10%
Lucro operacional antes dos impostos US$ 137 US$ 127 US$ 166 8%-18%
Margem operacional antes dos impostos 11,6% 10,0
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