Schlumberger Limited (NYSE: SLB) informó hoy que los ingresos de todo el año 2012 fueron de 42,15 mil millones USD, en comparación con 36,96 mil millones USD en 2011.

Los ingresos de las operaciones continuas atribuibles a Schlumberger durante todo el año 2012, sin incluir los cargos y créditos, fueron de 5,58 mil millones USD, lo que representa ganancias diluidas por acción de 4,17, en comparación con 3,61 en 2011.

Resultados del Cuarto Trimestre

Los ingresos del cuarto trimestre del 2012 fueron de 11,17 mil millones USD, en comparación con 10,61 mil millones USD en el tercer trimestre del 2012, y 10,30 mil millones USD en el cuarto trimestre del 2011.

Los ingresos de las operaciones continuas atribuibles a Schlumberger, sin incluir los cargos y créditos, fueron de 1,44 mil millones USD, lo que representa una disminución del 3 % secuencialmente con respecto al año anterior. Las ganancias diluidas por acción de las operaciones continuas, sin incluir cargos y créditos, fue de 1,08 USD, como en el trimestre anterior, y 1,10 USD en el cuarto trimestre de 2011.

Schlumberger registró cargos de 0,06 USD por acción en el cuarto trimestre del 2012, en comparación con 0,02 USD por acción en el trimestre anterior, y 0,06 USD por acción en el cuarto trimestre del 2011.

Los ingresos por Servicios en Yacimientos Petroleros por 11,17 mil millones USD aumentaron un 5 % secuencialmente, y un 8 % con respecto al año anterior. Los ingresos operativos antes de impuestos por Servicios en Yacimientos Petroleros por 2,2 mil millones USD aumentaron un 1 % secuencialmente, al igual que el año anterior.

El Director General de Schlumberger, Paal Kibsgaard, declaró: “Hemos finalizado el año con ingresos superiores a 42 mil millones USD, 14 % arriba, con un crecimiento de las áreas internacionales de 4 mil millones USD, o 16 %, su crecimiento más fuerte por mucho desde 2008. Las áreas internacionales crecieron gracias a una sólida exploración y actividad de desarrollo, tanto en alta mar como en mercados locales clave. En Norteamérica, demostramos nuestra resistencia a través de los desafíos de los mercados locales al incrementar el negocio en más de mil millones USD, o 9 %, ayudados por nuestra firme posición en el mercado de alta mar, especialmente en el Golfo de México de los EE. UU. Además, los ingresos antes de impuestos de todo el año crecieron un 14 %; las áreas internacionales arrojaron un aumento de 31 %, lo que produjo una expansión de los márgenes internacionales de 226 puntos básicos (pp.bb.) para alcanzar un 20,5 %, mayor al 20,3 % de los márgenes de Norteamérica.

Nuestros resultados del cuarto trimestre mostraron un crecimiento continuado en mercados clave, además de las típicas ventas de fin de año de productos y software y a clientes múltiples. El rendimiento fue impulsado por las áreas internacionales donde la calidad del servicio fue fuerte, y la capacidad del servicio fue estricta para ciertas líneas de productos. Sin embargo, nuestros resultados se vieron afectados por las ya anunciadas ralentizaciones estacionales y las demoras de los contratos, como así también por los gastos de movilización y de puesta en marcha de nuevos proyectos. En Norteamérica, el fuerte rendimiento en el Golfo de México de los EE. UU. superó a la actividad en Canadá, que fue inferior a la esperada, y debilitó aún más la actividad en los mercados locales de Estados Unidos.

Se registró un importante crecimiento de los ingresos en las áreas de Latinoamérica, Medio Oriente y Asia. Los márgenes operativos antes de impuestos mostraron una mejora en Latinoamérica, mientras que los márgenes de Medio Oriente y Asia disminuyeron en la mezcla de actividad y en los gastos de puesta en marcha del proyecto IPM. Los ingresos disminuyeron en 1 % en las áreas de Europa/CEI/África, que también tuvo márgenes disminuidos debido a las ralentizaciones estacionales en el Mar del Norte y Rusia, en conjunto con las demoras de los contratos en África del Norte. Los precios internacionales continuaron mejorando lentamente impulsados por una fuerte ejecución, ventas de nueva tecnología y una apuesta proactiva a los pequeños y medianos contratos.

En Norteamérica, las operaciones de perforación en aguas profundas provocaron una fuerte actividad y un excelente rendimiento en el Golfo de México de los EE. UU., donde los resultados compensan aún más la baja actividad de perforación y el impacto de los bajos precios en Norteamérica para los servicios de fracturamiento hidráulico, perforación, tubería enrollada y pozos entubados de cable eléctrico. En consecuencia, tanto los ingresos como los márgenes antes de impuestos de Norteamérica avanzaron secuencialmente.

Dentro de los puntos destacados de la tecnología durante el trimestre, WesternGeco finalizó la primera temporada IsoMetrix con tres proyectos comerciales, y la tecnología continúa atrapando la atención a medida que evoluciona la exploración de difíciles y complejas perspectivas de yacimientos. Dos embarcaciones IsoMetrix estarán disponibles en 2013. Mientras tanto, la tecnología de registro de agujero abierto de bombeo abajo Wireline ThruBit* experimentó una importante introducción en Norteamérica, y el modelo de negocio de Well Services SPARK* también tuvo un crecimiento con el enfoque excepcional de ofrecer a los clientes el acceso a nuestros sistemas de fluidos diseñados, mientras utilizan sus propios empleados y potencia hidráulica.

El entorno macroeconómico mundial continúa siendo incierto, mientras que el panorama de crecimiento del PBI para el 2013 continúa sin cambios. Se espera que la demanda mundial de petróleo crezca a niveles similares a los del 2012. El sector de la oferta tendrá un crecimiento mayor en Norteamérica, mientras que es muy probable que otra producción no miembro de OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) continúe enfrentando desafíos de demoras y disminución. Se espera que la capacidad disponible a nivel mundial continúe sin cambio en gran medida debido a la ausencia de cualquier inesperado evento macroeconómico o geopolítico.

Con el aumento del 10 % del gasto previsto para las E y P [exploración y producción] internacionales para el próximo año, y con un panorama de fuerte actividad para el Golfo de México de los EE. UU., Schlumberger está muy bien posicionado para el crecimiento con una equilibrada cartera de negocios, una amplia presencia geográfica y una fuerte capacidad ejecutiva”.

Otros Eventos

• El 15 de noviembre, 2012 Schlumberger y Cameron International Corporation (“Cameron”) anunciaron que habían firmado un contrato con respecto a la creación de OneSubsea™, una empresa conjunta para fabricar y desarrollar productos, sistemas y servicios para el mercado del petróleo y gas submarino. 40 % de OneSubsea pertenecerá a Schlumberger. La transacción está sujeta a las aprobaciones del ente regulador y a otras condiciones de cierre habituales y se espera el cierre para el segundo trimestre del 2013. De acuerdo a las condiciones del contrato, Cameron y Schlumberger aportarán todos sus respectivos negocios submarinos a la empresa conjunta, y Schlumberger realizará un pago en efectivo de 600 millones USD a Cameron. Cameron administrará OneSubsea, y Schlumberger tendrán participación patrimonial por su inversión en la empresa conjunta.
• El 20 de diciembre, 2012, Gazprom Geologorazvedka y Schlumberger firmaron un convenio marco de cooperación tecnológica para maximizar la eficacia de la exploración para el terreno de Gazprom y los campos de alta mar y las áreas con licencia en la Federación Rusa. El convenio incluye la introducción de la tecnología y los productos de software de Schlumberger, y el desarrollo de un programa de entrenamiento para el personal. Este convenio es una continuación del convenio marco de tecnología firmado en 2008 entre Gazprom y Schlumberger.
• El 17 de enero de 2013, el Directorio aprobó un aumento del 13,6 % en el dividendo trimestral. El próximo dividendo trimestral, que aumentará a 0,3125 USD por acción de acciones comunes en circulación, será pagadero el 12 de abril de 2013, para los accionistas de registro el 20 de febrero de 2013.

Deuda neta

"Deuda neta" representa la deuda bruta menos el efectivo, inversiones a corto plazo e inversiones con ingreso fijo mantenidas hasta el vencimiento. La Gerencia considera que la deuda neta proporciona información útil sobre el nivel de endeudamiento de Schlumberger al reflejar efectivo e inversiones que se podrían usar para repagar la deuda. Los detalles de los cambios en la deuda neta de todo el año 2012 figuran a continuación:

Cargos y créditos

Además de los resultados financieros determinados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en los EE. UU. (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP), este documento incluye también medidas financieras "que no son GAAP" (según la definición del reglamento G de la SEC). A continuación se muestra una conciliación de estas medidas que no son -GAAP con las medidas GAAP comparables:

Servicios en yacimientos petroleros

Los ingresos de todo el año 2012 de 42,15 mil millones USD aumentaron 14 % con respecto a 2011; las áreas internacionales crecieron 16 % y el área de Norteamérica creció 9 %. Los ingresos internacionales de 28,2 mil millones USD aumentaron 3,9 mil millones USD a partir de una mayor exploración y actividad de desarrollo en una serie de geomercados, tanto en alta mar como en mercados continentales clave. El crecimiento internacional estuvo liderado por el Área de Europa/ CEI / África, donde los ingresos aumentaron hasta 18 %, principalmente gracias a la fortaleza en los geomercados en Rusia y en Nigeria y el Golfo de Guinea, Angola, África del Este y el Mar del Norte. Los ingresos de Latinoamérica crecieron 17 %, impulsados por una fuerte actividad continental del programa de Gestión Integrada de Proyectos (IPM), y una sólida actividad en alta mar para Servicios de Cable Eléctrico y Tecnologías del Grupo de Perforación, principalmente en los geomercados de México y América Central; Venezuela, Trinidad y Tobago y Ecuador. Los ingresos del Área de Medio Oriente y Asia aumentaron 13 % gracias a los sólidos resultados en los geomercados de Arabia Saudita y Bahrain; Asia Austral; Brunei, Malasia y Filipinas, y China. Los ingresos de Norteamérica por 13,5 mil millones USD aumentaron 1,2 mil millones USD, impulsados por un aumento del 38 % en los ingresos de alta mar, con sólidos servicios de exploración en aguas profundas, que benefician a las tecnologías de Caracterización de Yacimientos y de Grupo de Perforación, especialmente en el Golfo de México de los EE. UU. Los ingresos continentales de Norteamérica mejoraron un 4 % gracias a productos y servicios más fuertes del grupo, aunque el aumento se vio empañado por la debilidad en el mercado de fracturamiento hidráulico.

Por segmento, los ingresos del Grupo de Caracterización de Yacimientos por 11,4 mil millones USD aumentaron 1,5 mil millones USD, o 15 %, y todas las líneas de productos registraron un crecimiento de dos dígitos impulsado por la mejora en la actividad de exploración en alta mar en todas las áreas. Los ingresos del Grupo de Perforación por 16,0 mil millones USD aumentaron 2,1 mil millones USD, o 15 %, impulsados por un fuerte crecimiento en M-I SWACO, Perforación y Mediciones y Herramientas de Perforación y los productos y servicios correctivos. Los ingresos del Grupo de Producción por 14,9 mil millones USD aumentaron 1,7 mil millones USD, o 13 %, con un crecimiento de dos dígitos por parte de las tecnologías de Intervención y Terminaciones de Pozo y de Elevación Artificial. Los ingresos de los Servicios de Pozo también aumentaron, aunque esto se limitó principalmente a la actividad internacional y de alta mar de Norteamérica.

Los ingresos operativos antes de impuestos de todo el año 2012 por 8,3 mil millones USD aumentaron 1,0 mil millones USD, o 14 %, y los ingresos operativos antes de impuestos internacionales por 5,8 mil millones USD aumentaron un 31 %, mientras los ingresos operativos antes de impuestos de Norteamérica por 2,7 mil millones USD disminuyeron un 10 % con respecto al año anterior.

El margen operativo antes de impuesto fue principalmente el mismo con respecto al año anterior a 19,8 %, mientras que el margen operativo antes de impuesto internacional aumentó 226 puntos básicos (pp.bb.) hasta alcanzar 20,5 %. El margen operativo antes de impuesto de Norteamérica disminuyó 448 pp.bb. hasta alcanzar 20,3 %. El Área de Europa/ CEI/ África registró una mejora de 435 pp.bb. hasta alcanzar 19,6 %, Latinoamérica aumentó 175 pp.bb. hasta 18,4 %, y Medio Oriente y Asia tuvieron una mejora de 27 pp.bb. hasta 23,4 %. El descenso en Norteamérica se debió a la presión de los precios para las tecnologías de producción de Servicios de Pozo en el continente. Por segmento, el margen operativo antes de impuestos del Grupo de Caracterización de Yacimiento aumentó 345 bb.pp. a 28,1 %, mientras que los márgenes operativos antes de impuestos de los Grupos de Perforación y Producción fueron de 17,7 % y 15,9 %, respectivamente.

Resultados del cuarto trimestre

Los ingresos del cuarto trimestre de 11,17 mil millones USD aumentaron en 567 millones USD, o 5 % secuencialmente, y 873 millones USD, u 8 % con respecto al año anterior por una actividad internacional sólida. Del aumento secuencial de los ingresos, aproximadamente 36 % provino del típico repunte al final de año en las ventas de productos y software, y 12 % provino del aumento en las ventas a clientes múltiples de WesternGeco. Secuencialmente, los ingresos del Grupo de Caracterización de Yacimiento crecieron un 8 % para alcanzar 3,2 mil millones USD, mientras que los ingresos del Grupo de Perforación de 4,1 mil millones USD fue un 2 % más alto. Los ingresos del Grupo de Producción aumentó un 7 % secuencialmente a 3,9 mil millones USD. Geográficamente, los ingresos internacionales de 7,6 mil millones USD aumentaron 409 millones USD, o 6 % secuencialmente, mientras que los ingresos de Norteamérica de 3,4 mil millones USD crecieron 118 millones USD, o un 4 %, secuencialmente.

El aumento secuencial de los ingresos del Grupo de Caracterización de Yacimientos se debió principalmente a las sólidas ventas internacionales de software de Schlumberger Information Solutions (SIS). Servicios de Prueba aumentaron por tercer trimestre consecutivo gracias a la mayor actividad en el geomercado de Arabia Saudita y Bahrain. Servicios Petrotécnicos registraron un crecimiento de dos dígitos gracias a una fuerte consultoría en el geomercado de México y América Central. WesternGeco aumentó levemente, como las ventas a múltiples clientes a fin de año. Las ventas directas de tecnología sísmica de UniQ* en Rusia continental se vieron parcialmente compensadas por una abrupta disminución estacional de los ingresos de la Marina por el bajo uso de embarcaciones, luego de los tránsitos estacionales fuera del Mar del Norte. Los ingresos del Cable Eléctrico crecieron gracias al aumento de la actividad en el Golfo de México de los EE. UU., pero esto se vio principalmente compensado por el descenso de la actividad estacional en Asia. Los ingresos del Grupo de Perforación aumentaron por la demanda internacional y de alta mar de las tecnologías de Perforación y Mediciones y de M-I SWACO. Herramientas de Perforación y Servicios Correctivos también contribuyeron al crecimiento con los ingresos totales del trimestre por parte de los servicios Radius. IPM mejoró levemente, mientras que la combinación de un aumento de proyectos en Australia y nuevas puestas en marcha en Irak y en Argentina estuvieron parcialmente compensadas por las finalizaciones de los proyectos en África de Norte. El aumento en los ingresos del Grupo de Producción se debió principalmente a las fuertes ventas a fin de año de los productos de Terminaciones y Elevación Artificial, en conjunto con los nuevos proyectos submarinos de Framo en los geomercados del Golfo de México de los EE. UU. y del Mar del Norte y Angola. Los ingresos de los Servicios de Intervención de Pozo también aumentaron gracias a una mayor actividad en los geomercados de Arabia Saudita y Bahrain. Los ingresos de los Servicios de Pozo crecieron principalmente gracias a la mayor actividad en los mercados internacionales y en los mercados de alta mar de Norteamérica. La cuenta de etapas de Servicios de Pozo en Norteamérica continental también aumentó, pero los ingresos disminuyeron debido a la continua debilidad de los precios como resultado de la oferta excesiva de potencia hidráulica.

Dentro de las áreas, los ingresos de Medio Oriente y Asia por 2,6 mil millones USD crecieron 10 % secuencialmente, impulsados por el inicio de nuevos proyectos llave en mano de IPM en Irak; mayores servicios de Grupo de Pruebas, Intervención y Perforación de Pozo, además de ventas de productos a fin de año en el geomercado de Arabia Saudita y Bahrain; el inicio del proyecto sísmico Jurásico, como así también fuertes ventas de productos y software a fin de año en Kuwait; y el aumento de los proyectos de IPM en el continente y una fuerte actividad de perforación en el geomercado de Asia Austral. En Latinoamérica, los ingresos por 2,1 mil millones USD aumentaron 11 % secuencialmente, impulsados por sólidas ventas de software y productos a fin de año, una fuerte consultoría de Servicios Petrotécnicos, una inusual actividad de fracturamiento y de estimulación de la intervención de pozos en el geomercado de México y América Central. Un mayor uso de las embarcaciones de WesternGeco para nuevos estudios sobre adquisición sísmica en Brasil, Trinidad y Uruguay, junto con el inicio de un proyecto de IPM en Argentina, también contribuyó al aumento. En Europa / CEI / África, los ingresos por 3,0 mil millones USD disminuyeron 1 % principalmente debido al bajo uso de las embarcaciones de WesternGeco, después del tránsito estacional de las embarcaciones fuera del Mar del Norte. Los proyectos de IPM finalizados y las demoras de los contratos de servicios en África del Norte y la finalización del estudio de WesternGeco en el mar de Kara en Rusia también contribuyeron a la disminución. Sin embargo, la disminución secuencial estuvo parcialmente compensada por la mayor actividad en Angola y mayores ventas de productos y software en la región de Rusia y Asia Central y en el geomercado de Europa Continental. Los ingresos de Norteamérica por 3,4 mil millones USD aumentaron 4 % secuencialmente, gracias a la actividad de alta mar principalmente, que aumentó 24 %, mientras la continental cayó un 2 %. El aumento de los ingresos de alta mar se debió a una mayor actividad de perforación, como así también el aumento de equipos de perforación en aguas profundas y mayores ventas a múltiples clientes de WesternGeco a fin de año. La disminución de los ingresos continentales se debió principalmente a la continua debilidad de los precios para las actividades de fracturamiento hidráulico de Servicios de Pozo. Un descenso estacional en la actividad de perforación desviada y horizontal, junto con la debilidad de los precios, también afectó al segmento de Grupo de Perforación en Norteamérica.

A nivel mundial, los ingresos operativos antes de impuestos en el cuarto trimestre de 2,2 mil millones USD aumentaron un 1 % secuencialmente, manteniéndose con respecto al año anterior. Los ingresos operativos internacionales antes de impuestos de 1,6 mil millones USD aumentaron un 1 % secuencialmente y un 21 % con respecto al año anterior, mientras que los ingresos operativos antes de impuestos para Norteamérica de 655 millones USD aumentaron 7 % secuencialmente, pero disminuyeron un 31 % con respecto al año anterior.

El margen operativo antes de impuestos de 19,4 % cayó 83 bb.pp. secuencialmente y disminuyó 169 bb.pp. con respecto al año anterior. El margen operativo internacional antes de impuestos de 20.5 % cayó 104 bb.pp. secuencialmente, pero aumentó 125 bb.pp. con respecto al año anterior. La disminución del margen secuencial provino de una ralentización estacional mayor a la habitual y a las demoras contractuales en el Área de Europa / CEI / África, que tradicionalmente atraen mayores márgenes. El margen operativo antes de impuestos de Norte América, de 19,2 % aumentó 65 bb.pp. secuencialmente, pero disminuyó 764 bb.pp. con respecto al año anterior. Secuencialmente, el aumento del margen se debió a la mayor contribución de los servicios de alta mar de mayores márgenes, especialmente en el Golfo de México de los EE. UU., que compensa más aún la disminución del margen de Grupo de Perforación y en las actividades de Servicios de Pozo en el continente. Por segmento, el margen operativo antes de impuestos del Grupo de Caracterización de Yacimiento alcanzó un 29,1 %, mientras que los márgenes operativos antes de impuestos de los Grupos de Perforación y Producción fueron del 16,8 % y el 15,0 %, respectivamente.

Grupos de caracterización de reservorio

Los ingresos del cuarto trimestre de 3,15 mil millones USD aumentaron 240 millones USD, u 8 % secuencialmente, y 363 millones, o un 13 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 917 millones USD fue 9 % superior secuencialmente y aumentó 18 % con respecto al año anterior.

Secuencialmente, los ingresos aumentaron principalmente a través de sólidas ventas internacionales de software SIS a fin de año, mientras que Servicios de Prueba crecieron por tercer trimestre consecutivo gracias a la mayor actividad en los geomercados de Arabia Saudita y Bahrain, y en México y América Central. Los ingresos de los Servicios Petrotécnicos también registraron un crecimiento de dos dígitos gracias a una fuerte consultoría en el geomercado de México y América Central. WesternGeco aumentó levemente, mientras que las ventas a múltiples clientes a fin de año y la venta directa de tecnología sísmica UniQ en Rusia estuvieron parcialmente compensadas por la marcada disminución estacional de los ingresos de la Marina debido al bajo uso de embarcaciones luego de los tránsitos estacionales fuera del Mar del Norte. Cable Eléctrico aumentó levemente gracias a la mayor actividad en el Golfo de México de los EE. UU., después de la recuperación del cierre de la actividad relacionado con el huracán Isaac en el trimestre anterior, pero esto estuvo compensado por una disminución estacional de la actividad en Asia, principalmente en los geomercados de Asia Austral y China.

El margen operativo antes de impuestos de 29,1 % aumentó 31 bb.pp. secuencialmente y se amplió 122 bb.pp. con respecto al año anterior. El aumento del margen secuencial se debió principalmente a las tradicionalmente fuertes ventas de fin de año del software SIS y a las licencias para múltiples clientes de WesternGeco. Los márgenes de Servicios de Pruebas, Cable Eléctrico y Servicios Petrotécnicos también aumentaron gracias a una mezcla tecnológica más favorable en proyectos de exploración y desarrollo. Sin embargo, estas mejoras fueron atenuadas por el menor margen de la Marina de WesternGeco como resultado de una menor utilización de las embarcaciones.

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

En alta mar de Malasia, WesternGeco finalizó el primer estudio comercial en el mundo, utilizando la técnica de adquisición e imágenes en banda ancha con corte de deslizamiento ObliQ* junto con la adquisición de un azimut completo para una sola embarcación de Coil Shooting* para PETRONAS. La técnica de adquisición en espiral fue seleccionada para solucionar los desafíos de iluminación, mientras que la tecnología ObliQ ofrecía una mayor penetración en objetivos más profundos. El procesamiento de datos está en marcha en el centro GeoSolutions en Kuala Lumpur.

En alta mar de Indonesia, BP West Aru, una sucursal de BP Plc en Indonesia, otorgó a WesternGeco uno de los mayores estudios de sísmica marina en 3D a ser realizado en Indonesia en un máximo de 9.000 km2 en los nuevos bloques de concesión de West Aru I y II. El proyecto utilizará la tecnología del cable sísmico marino Q-Marine Solid* e incluirá un amplio procesamiento de datos incorporado.

Shell ha otorgado a WesternGeco dos estudios de monitoreo en 4D para las empresas de Shell, que incluyen un estudio para la Compañía de Exploración y Producción Shell Nigeria (SNEPCO) en el campo de Bongo en Nigeria, y un estudio para Sarawak Shell Berhad (SSB) alta mar de Malasia. El estudio de Nigeria será realizado por WG Amundsen, utilizando la tecnología del cable sísmico marino Q-Marine Solid, y es el segundo estudio en 4D que WesternGeco ha realizado para SNEPCO en este campo. Los estudios en 4D de Malasia serán adquiridos por Western Patriot.

Luego de una serie de exitosos estudios en el Mar del Norte y en Trinidad y Tobago, BP ha otorgado contratos adicionales a WesternGeco para el Mar del Norte, incluyendo dos estudios que utilizan un sistema sísmico con un fondo de mar de componentes múltiples Q-Seabed*, y dos estudios de monitoreo en 4D que utilizan la técnica interpolada profunda de banda ancha del cable sísmico marino DISCover*. Los proyectos comenzarán en el segundo trimestre de 2013.

En alta mar de los Emiratos Árabes Unidos, la tecnología de registro de la producción de pozos desviados y horizontales de Wireline Flow Scanner*, en conjunto con la herramienta de saturación de yacimientos RST*, estuvo administrada por ZADCO, un consorcio entre ADNOC, ExxonMobil y JODCO, en un pozo horizontal que utiliza el sistema de tractor de fondo de pozo MaxTRAC*. Las herramientas fueron transportadas a la profundidad total con dos sesiones de registro durante un intervalo productivo que contenía varios dispositivos de control de entrada. La combinación de las mediciones de las herramientas posibilitó una determinación exitosa del perfil de flujo del pozo y la compleja operación mecánica no sufrió inactividad y proporcionó todos los datos requeridos.

En Myanmar, la tecnología de intervención instrumentada Wireline ReSOLVE* fue ejecutada para instalar un tapón para cortar la producción de agua no deseada de un pozo continental para Petronas Carigali Myanmar (Hong Kong) Limited. La herramienta ReSOLVE fue transportada por la tecnología de tractor de los servicios en pozo entubado TuffTRAC*, que permitió atravesar las restricciones de las terminaciones para alcanzar la profundidad para la instalación del tapón, superando los anteriores intentos fallidos que utilizaron medios mecánicos convencionales. Durante la operación, la tecnología ReSOLVE brindó una indicación del estado operativo en tiempo real, incluyendo la confirmación positiva de la instalación del tapón.

En el Golfo de Tailandia, el comprobador de la dinámica de la formación modular de alta temperatura Wireline MDT Forte-HT* y las tecnologías lnSitu Fluid Analyzer* fueron ejecutadas por PTTEP en tres pozos Arthit en la cuenca de alta temperatura del norte malayo. La tecnología fue esencial para obtener las presiones de formación representativas y la identificación decisiva del fluido y el contenido de CO2, lo que brindó al equipo activo del cliente una información crucial en tiempo real sobre la composición del fluido de yacimiento al diferenciar al gas seco del condensado de gas, y sobre las propiedades del fluido de yacimiento en condiciones de fondo de pozo, incluyendo el contenido de CO2 y la permeabilidad de la formación.

En Omán, la tecnología del microfilmador de formación de paso total Wireline FMI-HD* ha sido ejecutada por PDO en pozos de exploración de gas profundos y compactos perforados con fluidos de perforación de a base petróleo y sintéticos. Esto suministró imágenes con una resolución superior en formaciones de alta resistividad y una mayor cobertura del agujero. Esto resultó en una mejor definición estructural, una información de desglose más precisa para el modelo geomecánico y una mejor selección del intervalo para las tecnologías del comprobador de la dinámica de la formación modular MDT*.

En el área británica del Mar del Norte, las cargas de perforación de penetración profunda Wireline PowerJet Nova* establecieron un nuevo récord de la carrera de perforación transportada por el cable eléctrico más largo en un pozo para Taqa Bratani en el campo Pelican. Las cargas PowerJet Nova perforaron un intervalo de 128 metros (421 pies) y fueron transportadas por un cable extra resistente, y fueron ejecutadas por una unidad de adquisición de registros de alta tensión. Los detonadores Dual Secure* brindaron una redundancia del sistema de perforación, mientras que las mejoras del sistema de traspaso dieron lugar a la eficiencia operativa, costos más bajos y a una mayor seguridad. La ejecución del trabajo fue impecable.

En las Montañas Rocallosas de Estados Unidos, la tecnología triple combo con conexión de línea SureLog* Thrubit fue utilizada para registrar una sección horizontal de 3.048 metros (10.000 pies) de un pozo de Oasis Petroleum en la formación Bakken, a una profundidad de formación de más de 3.048 metros (10.000 pies). Al utilizar los servicios de registro ThruBit*, el cliente pudo mantener la circulación, ejecutar las herramientas de registro y registrar el pozo, todo durante la maniobra de acondicionamiento. La sólida batería y el diseño de las herramientas posibilitaron 37 horas de operación continua, lo que permitió una evaluación petrofísica de la sección horizontal y un completo análisis de las opciones de terminación utilizando información que no estaba disponible anteriormente.

En el área geológicamente compleja de Kansas Mississippian Lime, la tecnología triple combo con conexión de línea SureLog Thrubit fue utilizada para Osage Resources a fin de optimizar el diseño de finalización de pozos y mejorar el rendimiento con respecto a los pozos adyacentes. El registro horizontal demostró importantes cambios en la porosidad y litología a lo largo de la longitud lateral. Esto permitió el diseño de las longitudes de las etapas de fracturamiento, los volúmenes de agua y los conglomerados de perforación para la optimización del tratamiento. Basado en la interpretación de la información del registro, Osage Resources decidió añadir una etapa de fracturamiento adicional al diseño de terminación.

En Turkmenistán, el servicio de dispersión dieléctrica de multifrecuencia Wireline Dielectric Scanner* fue ejecutado por primera vez en el país para CNPC International Turkmenistan. La tecnología dieléctrica del escáner demostró claramente el contacto entre gas y agua y estableció los parámetros de interpretación necesarios para evaluar la saturación de gas en el yacimiento de carbonato de baja porosidad.

En Myanmar, Schlumberger Testing recibió dos contratos separados para servicios en exploración de aguas profundas y evaluación de pozos en el yacimiento Zawtika para PTTEP International Limited. Los servicios consisten en paquetes de pruebas de pozos completos, incluyendo la prueba de pozos superficiales, muestreo de fluidos, árbol de prueba submarina, prueba de formación a través de la columna de perforación y operaciones de perforación con herramientas transportadas con la tubería de producción.

En Paquistán, la tecnología de aislamiento de la prueba del yacimiento de alta integridad Testing Services HPHT CERTIS*, junto con los medidores HPHT de cuarzo de alta resolución Signature*, realizaron con éxito seis trabajos de fracturamiento en diferentes formaciones compactas de gas Kadanwari para Eni. Las operaciones de fracturamiento y contraflujo se terminaron en 39 días; la combinación tecnológica ahorró tiempo del equipo de perforación y brindó mayor seguridad, confiabilidad y flexibilidad operacional.

En Brasil, SIS recibió un contrato para suministrar software, entrenamiento y servicios a ANP, la Agencia Nacional del Petróleo de Brasil. Schlumberger suministrará tecnologías clave, que incluyen el software Petrel* E&P y la simulación de yacimiento ECLIPSE*, abarcando todos los dominios de E y P, desde geología y geofísica hasta ingeniería petrolera. El software Schlumberger será utilizado por la ANP en estudios para las áreas a ser ofrecidas en la 11va. ronda de licitación de petróleo y gas en el país, que se espera que ocurra en 2013.

En Colombia, la integración de las tecnologías de terminación y ubicación del pozo de Schlumberger con el conocimiento específico de PetroTechnical Services ayudaron a New Granada Energy a perforar y a completar el primer pozo horizontal en un campo en la parte este de la Cuenca Llanos. La información del mapeador de límite de capa Drilling & Measurements PeriScope* fue utilizada en la planificación de una terminación en agujero descubierto, diseñada para evitar la producción de arena y para maximizar el contacto del yacimiento. Con el índice de producción alcanzado de 30 % y un corte de agua de menos de 1 %, New Granada Energy ha planificado cuatro pozos adicionales en este campo.

El Centro de Excelencia de Geomecánica de Yacimientos Schlumberger en el Reino Unido ha completado un modelo geomecánico en 3D del campo Jabuti de carbonato en aguas profundas, el cual forma parte del campo petrolero de Petrobras Marlim Leste en la cuenca Campos, Brasil. El proyecto fue ejecutado por equipos interdisciplinarios de Petrobras y Servicios Petrotécnicos de Schlumberger radicados en Brasil, Reino Unido y Dinamarca. Las tecnologías clave fueron combinadas por primera vez en este proyecto, incluyendo la inversión sísmica AVO, física de rocas, modelos de esfuerzo de superficie y de campo completo en 3D, restablecimiento estructural y modelado geomecánico directo. Los resultados revelaron cómo las complejas interacciones entre el agotamiento, las fracturas naturales, los esfuerzos y la permeabilidad juegan un rol crucial en el control de la producción del campo y la estabilidad e integridad del pozo.

En Brasil, Queiroz Galvão Exploracão e Producão (QGEP) otorgó a Servicios Petrotécnicos de Schlumberger la realización de un estudio integrado de geomecánica para la optimización de la perforación y la evaluación del riesgo de producción en el campo de aguas profundas de Atlanta. Un modelo mecánico de la Tierra en 4D fue crucial para el estudio y le permitió al cliente seleccionar y optimizar las soluciones para la estabilidad del pozo, la producción de arena, la compactación, la subsidencia y la reactivación de falla; también permitió cuantificar el impacto y el riesgo de los diferentes panoramas de producción.

Grupo de perforación

Los ingresos del cuarto trimestre de 4,1 mil millones USD aumentaron 88 millones USD, o un 2 % secuencialmente, y 332 millones, o un 9 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 696 millones USD fue 5 % inferior secuencialmente, pero aumentó 7 % con respecto al año anterior.

Secuencialmente, los ingresos aumentaron gracias a la demanda internacional y de alta mar de productos y servicios de Perforación y Mediciones y M-I SWACO. La actividad de las herramientas de perforación y los servicios correctivos también contribuyó al crecimiento, con ingresos de un trimestre completo para los servicios Radius. Los ingresos de IPM aumentaron levemente, mientras que el aumento de proyectos en Australia y nuevas puestas en marcha en Irak y en Argentina estuvieron parcialmente compensadas por las terminaciones de los proyectos en África del Norte. El aumento de los ingresos totales estuvo empañado por un descenso en los servicios relacionados con la perforación, principalmente en Norteamérica, debido al descenso estacional en la actividad de perforación horizontal y desviada, junto con la debilidad de los precios.

El margen operativo antes de impuestos de 16,8 % cayó 128 bb.pp. secuencialmente, y cayó 26 bb.pp. con respecto al año anterior. Dentro de las tecnologías del grupo, los márgenes secuenciales en Perforación y Mediciones y Herramientas de Perforación y Servicios Correctivos no tuvieron movimiento, mientras que se registraron contracciones de márgenes en M-I SWACO e IPM, debido a la mezcla geográfica y las demoras operativas y de arranques.

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

En los EAU, un consorcio entre ADNOC, ExxonMobil y JODCO, otorgó a Schlumberger el contrato por servicios de perforación integrada en las dos primeras islas artificiales (Norte y Sur) para el campo Upper Zakum, alta mar de Abu Dhabi, uno de los campos petroleros más grande del mundo. El contrato por tres años representa el primer contrato de servicios de perforación integrada otorgado en los Emiratos Árabes Unidos.

En Malasia, Schlumberger estableció tres récords mundiales al utilizar la tecnología CASING DRILLING™ en el pozo Angsi D14 para PETRONAS Carigali Sdn Bhd (PCSB). Estos récords abarcaron la mayor inclinación de 82.3º, el más profundo intervalo de revestimiento 13 3/8 durante la perforación a 1.550 m, y el más largo intervalo de perforación direccional de nivel 3, con un revestimiento de 13 3/8 a 1.361 m.

En el Mar de China del Sur, la tecnología del mapeador de límite de capa Drilling & Measurements PeriScope* fue ejecutada en una campaña de perforación de pozo horizontal para permitir que CNOOC Panyu Operating Company desarrolle yacimientos altamente maduros con las delgadas columnas de petróleo restantes. La tecnología PeriScope permitió la colocación exacta de las secciones laterales dentro de los 0,5 m de la parte superior del yacimiento para un drenaje óptimo y una reducción del petróleo atrapado en la parte superior. Los pozos han estado produciendo petróleo a un alto ritmo, con un corte de agua muy bajo o nulo. El equipo de Perforación y Mediciones ha sido reconocido por Panyu Operating Company por su contribución a este desempeño.

En el Mar Negro, el servicio de presión de formación durante la perforación Drilling & Measurements StethoScope* fue ejecutado para probar las múltiples zonas en un pozo para la compañía estatal turca de exploración petrolera (TPAO) para posibilitar la calibración del modelo de presión de poro en tiempo real. Esto permitió a TPAO eliminar la necesidad de perforar una sección de 10 5/8 pulgadas, lo que produjo un importante ahorro en los gastos.

En Nigeria, el servicio de presión de formación durante la perforación Drilling & Measurements StethoScope fue utilizado por Total para calcular la presión de poro en las arenas del yacimiento, penetradas durante la perforación. Con una mejor comprensión del régimen de presión de poro, el cliente pudo colocar la tubería de revestimiento más profundo y ahorró una sarta de revestimiento, en comparación con el programa original. Además, los puntos de presión medidos fueron utilizados para calcular la movilidad del fluido de formación y ayudaron a optimizar el posterior programa de muestreo del probador de la dinámica de la formación modular MDT.

En Argelia, la tecnología de perforación vertical Drilling & Measurements PowerV* brindó una verticalidad controlada de pozo por debajo de 0,35º en una formación muy inclinada en el campo Zemoul el Kbar para Groupement Sonatrach Agip (GSA). La tecnología fue utilizada para perforar un total de 3.481 m y para controlar la trayectoria del pozo dentro de un desplazamiento lateral de 1,4 metros. Este desempeño de la perforación le ahorró al cliente tres días, en comparación con pozos anteriores que fueron perforados con tecnología estándar. Además, la tecnología PowerV proporcionó una excelente calidad de pozo para ejecutar registros y para ejecutar tuberías de revestimiento.

En Polonia, se utilizó la tecnología del sistema rotativo direccional de alta tasa de construcción Schlumberger PowerDrive Archer* con barrenas de perforación personalizadas para construir la inclinación de vertical a horizontal en un pozo de geometría compleja en el campo Lubocino para Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG). La tecnología PowerDrive Archer construyó la curva en una sola maniobra, colocando el pozo con éxito y con toda seguridad en el lugar necesario para superar los desafíos que los motores convencionales habían enfrentado en esta secuencia de formaciones en el pasado.

En Rusia, la integración de la tecnología rotativa direccional Drilling & Measurements PowerDrive*, el sistema M-I SWACO MEGADRILL* y las barrenas de perforación personalizadas Smith lograron un nuevo récord de perforación en Rusia para LUKOIL, con la sección más extensa de 8 1/2 pulgadas en una sola maniobra con la tasa promedio de penetración más alta. Como resultado, el desempeño mejoró de 22,1 días/1000 m a 9,5 días/1000 m. La operación resultó en una excelente calidad de pozo y permitió la primera terminación en dos etapas a nivel mundial, con pantallas de control de entrada y de percepción de distribución de la temperatura.

En Rusia, las tecnologías del Grupo de Perforación Schlumberger fueron ejecutadas por Eriell Corporation en varios proyectos en las regiones de Siberia Occidental y del Volga Urales. En un pozo en el campo Urengoyskoe, las barrenas de perforación Smith Viking, desarrolladas y comercializadas por Rusia, fueron utilizadas con los motores de desplazamiento positivo de Perforación y Mediciones para conseguir nuevos puntos de referencia de desempeño. También se utilizaron con los sistemas rotativos direccionales Drilling & Measurements PowerDrive X5*, donde la velocidad de penetración se duplicó en comparación con los pozos anteriores. En otro pozo en el campo Nizhne-Kamenskoe, la combinación de los sistemas de turbo-perforación Smith Neyrfor* y de las barrenas de perforación personalizadas Smith ayudaron a disminuir los tiempos de perforación en una sección del pozo en 133 %.

En Rusia, las tecnologías del Grupo de Perforación ayudaron a Rosneft a perforar una campaña de re-entrada desviada y con un alcance extendido en el campo Odoptu-morye. Una combinación de la tecnología rotativa direccional Drilling & Measurements PowerDrive X6* con barrenas de perforación Smith y percutores diseñados específicamente perforaron una desviación de 1.990 m con una compleja trayectoria de pozo en 3D. El servicio multifunción de adquisición de registro durante la perforación EcoScope† para la colocación de pozo fue utilizado con la interpretación de la información por parte de los Servicios Petrotécnicos de Schlumberger de las herramientas sónicas durante la perforación de SonicVISION* para instalar óptimamente un sistema de desviación Smith Trackmaster*. Este enfoque integrado logró que el pozo fuera perforado siete días antes de lo planeado.

En Rusia, la integración de las tecnologías de Perforación y Mediciones y de las barrenas de perforación Smith ofreció un desempeño récord para Rosneft Vankor en el proyecto de desarrollo de Vankorskoe. En un pozo, el sistema rotativo direccional accionado PowerDrive vorteX* y las barrenas de perforación personalizadas Smith fueron asistidos por el software de optimización de la velocidad de penetración de Schlumberger para alcanzar la profundidad total casi 10 días antes del cronograma, estableciendo el metraje diario más alto del campo. Al combinar este paquete de perforación integrado con la tecnología multifunción de adquisición de registro durante la perforación EcoScope, se logró ahorrar más tiempo del equipo de perforación.

En Brasil, la integración de las tecnologías del Grupo de Perforación, incluyendo el sistema de perforación vertical PowerV, los fluidos de perforación a base de sintéticos RHELIANT* y las barrenas de perforación personalizadas Smith, ayudó a Shell a tardar 15 días menos en la perforación de dos pozos pre-sal en la Cuenca Santos. La tecnología y la metodología propuestas por Schlumberger contribuyeron a que estos pozos estuvieran dentro del cuartil superior de pozos similares en Brasil.

En Noruega, un arreglo de fondo de pozo de Herramientas de Perforación y Servicios Correctivos, diseñado y optimizado por el sistema de perforación Smith i-DRILL*, fue ejecutado por Talisman, utilizando una combinación de barrenas de 12 1/4 pulgadas con un abridor de agujero por etapas (SHO) y un escariador activado hidráulicamente a pedido Rhino XC*. La sección del pozo fue perforada y ensanchada con una velocidad de penetración promedio 28 % más rápida que la prevista. La herramienta Rhino XC activó y desactivó correctamente por debajo de las herramientas de medición durante la perforación, sin problemas al retirar el agujero a través de las arcillas hinchadas. El shock y la vibración del fondo de pozo fueron mínimos; la verticalidad se mantuvo dentro de 0,4° y la sección perforada se completó 13 horas antes de lo previsto.

En Brasil, las barrenas de perforación Smith y los servicios de Gestión de Presión Dinámica de Schlumberger realizaron con éxito una perforación de percusión en un pozo en la cuenca costera São Francisco para Petra Energia. Al utilizar martillos neumáticos y barrenas de martillos combinados y tecnologías de perforación gestionada, se logró una velocidad de penetración 178 % superior al promedio del campo. Tales soluciones de ingeniería personalizadas están ayudando al programa de exploración de Petra Energia al perforar más eficientemente, con riesgos y costos reducidos.

En Rusia, Bashneft Polyus le otorgó al IPM de Schlumberger un contrato de exploración por tres años, una sociedad de capital de riesgo entre Bashneft y Lukoil, para los campos Trebsa y Titova en los territorios del noroeste. Esta región posee uno de los principales campos petroleros que continúa inexplorado en la costa de Rusia. Schlumberger suministrará servicios de perforación y de terminación dentro de la gestión IPM.

Grupo de producción

Los ingresos del cuarto trimestre de 3,9 mil millones USD aumentaron 249 millones USD, o un 7 % secuencialmente, y 221 millones, o un 6 % con respecto al año anterior. El ingreso operativo antes de impuestos de 590 millones USD fue 8 % superior secuencialmente, pero cayó 24 % con respecto al año anterior.

Secuencialmente, el aumento en los ingresos se debió principalmente a mayores ventas de productos de Terminaciones y Elevación Artificial a fin de año junto con nuevos proyectos submarinos Framo en los geomercados del Golfo de México de los EE. UU. y del Mar del Norte y Angola. Los ingresos de los Servicios de Intervención de Pozo aumentaron gracias a una mayor actividad en los geomercados de México y América Central, y Arabia Saudita y Bahrain. Los ingresos de los Servicios de Pozo aumentaron principalmente gracias a una mayor actividad en los mercados internacionales y en alta mar de Norteamérica. Las actividades internacionales fueron sólidas gracias a las operaciones de embarcaciones de estimulación en Brasil, una inusual actividad de fracturamiento en México y nuevos proyectos en Kuwait e Irak. El conteo de etapas de Servicios de Pozo en Norteamérica en tierra también creció, pero los ingresos en tierra disminuyeron debido a una continua debilidad de los precios por un exceso de oferta de potencia hidráulica.

El margen operativo antes de impuestos aumentó 13 bb.pp. secuencialmente a 15 %, pero cayó 590 bb.pp. con respecto al año anterior. El aumento secuencial fue, en gran medida, atribuible al impacto favorable de las ventas de los productos de Terminaciones y Elevación Artificial a fin de año, junto con el mejoramiento de la rentabilidad de los nuevos proyectos submarinos de Framo. Este aumento del margen estuvo principalmente contrarrestado por la continua debilidad de los precios de Servicios de Pozo.

Los puntos destacados durante el trimestre incluyeron los éxitos para varias tecnologías del grupo de producción.

En Argentina, Shell le ha otorgado a Schlumberger un contrato de servicios integrados para su campaña de exploración en la inusual formación de Vaca Muerta de la cuenca de Neuquén. El contrato de 18 meses engloba la gestión del proyecto, la ingeniería de pozo y la ejecución de los servicios de construcción de pozo, incluyendo la evaluación de la capacitación, estimulación del yacimiento, tubería flexible y prueba de pozo. El primer pozo de exploración horizontal comenzó a operar con éxito en octubre de 2012.

En Paquistán, la tecnología de la píldora de material compuesto y reforzado Losseal* fue ejecutada por Oil & Gas Development Company Limited (OGDCL), mientras se ejecutaba la sarta de revestimiento de 9 5/8 pulgadas en dos pozos Naspha en la Meseta Potwar, después de la pérdida total de la circulación antes de bombear cemento. Las pastillas de peso pesado de 16,5 y 17 ppg de Losseal, que ampliaron el rango establecido de la tecnología, fueron utilizadas como material espaciador y restablecieron la circulación para asegurar la aislación zonal posterior.

En India, el fluido de fracturamiento de alta temperatura y tolerante al corte Well Services ThermaFRAC* ha sido utilizado con éxito a una profundidad de 4.400 m y a una temperatura de 325º F en un pozo en tierra para Cairn Energy India Pty Ltd, en la Cuenca KG, en el estado de Andra Pradesh. La estrecha colaboración entre Cairn Energy India y Schlumberger optimizó el diseño del fluido ThermaFRAC, así también como el diseño del trabajo global.

En Túnez, Servicios de Pozo ejecutó la primera operación de fracturamiento hidráulico de canal de flujo de agujero descubierto en múltiples etapas HiWAY* para STORM Venture International en el campo Bin Tartar. El tratamiento incluyó siete etapas, que utilizaron la tecnología HiWAY, lo que resultó en una importante reducción del tiempo operativo, de siete a tres días, sin terminaciones prematuras del tratamiento.

En Congo, la tecnología Well Services PropGUARD* ha sido ejecutada por Eni en el campo Mboundi. Se agregó fibra PropGUARD durante la última etapa de sustentación de un tratamiento de fracturamiento hidráulico. El pozo respondió al tratamiento, funcionando naturalmente antes de ser elevado, sin observarse ningún agente de sustentación en la superficie durante el contraflujo y la prueba. Los tratamientos de fracturamiento hidráulico con aplicación de fibra PropGUARD se han convertido en la solución elegida para la creciente producción de petróleo cuando es necesario evitar la producción de arena al mismo tiempo.

En Perú, Maple Gas Corporation del Peru S.R.L otorgó a Servicios de Pozo de Schlumberger un contrato de estimulación de 12 pozos para estimular pozos verticales los campos maduros de Agua Caliente y Maquia. La planificación y la ejecución del proyecto en el primer pozo tuvo excelentes resultados, con un aumento de la producción de petróleo de un 10 % y con un corte de agua reducido.

En Kuwait, Servicios de Intervención de Pozo realizó la primera tecnología de desempeño en vivo en el pozo ACTive* con percepción de distribución de la temperatura (DTS) y servicio de perforación y corte de tubería hidráulica ABRASIJET* en un pozo horizontal de agujero descubierto en el compacto yacimiento de piedra caliza Mauddud para Kuwait Oil Company. Basada en la interpretación del perfil de temperatura DTS, la tecnología ABRASIJET perforó con éxito a través de las zonas dañadas para crear ranuras, lo que produjo un aumento del contacto del yacimiento, evitando el daño cercano del pozo. Estas tecnologías innovadoras jugaron un rol esencial en el aumento de la producción de petróleo del pozo.

También en Kuwait, Servicios de Intervención de Pozo ejecutaron la tecnología de desempeño en vivo en el pozo ACTive con DTS en una operación de estimulación en un pozo de Kuwait Oil Company, en el campo Burgan, el cual había sido perforado y terminado en 1994, pero no había sido puesto a producir. Basado en la interpretación de los perfiles de temperatura obtenidos por DTS y en los registros de agujero descubierto suministrados, el cronograma de bombeo fue ajustado y los fluidos fueron colocados en una manera optimizada en la sección del agujero descubierto, apuntando a las potenciales zonas de petróleo a fin de obtener una estimulación uniforme en la compacta sección del yacimiento. El pozo ahora está produciendo petróleo a una tasa de 600 bbl/d como resultado de la aplicación de esta tecnología.

En otra parte de Kuwait, la herramienta multilateral Schlumberger Well Intervention Services Discovery MLT* y la tecnología de desempeño en vivo en el pozo ACTive fueron utilizadas para ingresar a una sección lateral en un pozo para Operaciones Conjuntas. Se realizó un tratamiento de estimulación para evitar el daño, utilizando la tecnología de monitoreo permanente DTS con fibra óptica en tiempo real. La producción postratamiento alcanzó resultados satisfactorios, lo que llevó a planes para operaciones similares en el desarrollo de pozos multilaterales en el campo South Fawares.

En alta mar de Egipto, Servicios de Intervención de Pozo ejecutó la tecnología de desempeño en vivo en el pozo ACTive con DTS en una operación de estimulación para Petrobel. Esta intervención posibilitó la identificación de las zonas productoras de agua en exceso y la toma de decisiones en tiempo real para aislarlas. Paralelamente, la zona de gas fue estimulada utilizando un empacador inflable a través de la tubería de producción, el cual fue instalado con éxito haciendo uso de la información de fondo de pozo ACTive. Esta intervención con un solo equipo de perforación maximizó la eficiencia operativa, minimizó la presencia del equipo y ayudó a ahorrar cuatro días de tiempo del equipo de perforación en alta mar.

En Arabia Saudita, el primer servicio de matriz de la tecnología de desempeño en vivo en el pozo ACTive fue ejecutado en un proyecto de estimulación de pozo con el servicio de perforación y corte de la tubería hidráulica ABRASIJET. Estas tecnologías permitieron el corte de ranuras en las zonas objetivo, mientras que se monitorea y optimiza la colocación de los fluidos de estimulación y la eficiencia de la divergencia, utilizando DTS. El desempeño del pozo luego de la estimulación excedió las expectativas.

En Túnez, Eni ha ejecutado los servicios digitales de línea de acero Schlumberger LIVE* en intervenciones para perforar nuevamente antiguos pozos en alta mar que no producen, en una plataforma con dos cabezales de pozo, con un espacio de cubierta y una capacidad de elevación de grúa limitados. La tecnología de la cabeza de disparo electrónico Wireline eFire* fue utilizada por primera vez en combinación con la tecnología digital de línea de acero DSL*, correlacionada en tiempo real en múltiples maniobras. Luego de la intervención, ambos pozos fueron terminados con éxito y fueron puestos en funcionamiento otra vez. Los servicios LIVE ofrecen una solución de huella baja, eficiente y liviana, capaz de brindar operaciones convencionales de línea de acero con tecnología de perforación de avanzada, con la misma dotación y equipo.

Acerca de Schlumberger

Schlumberger es el proveedor líder mundial de soluciones de tecnología, gestión de proyectos integrados e información para clientes del sector del petróleo y gas a escala mundial. Con más de 118.000 empleados de más de 140 nacionalidades y con operaciones en aproximadamente 85 países, Schlumberger ofrece la mayor gama de productos y servicios del sector, desde la exploración hasta la producción.

Schlumberger Limited tiene oficinas principales en París, Houston y La Haya y reportó ingresos por 42,15 mil millones USD en 2012. Si desea obtener más información, visite www.slb.com.

*Marca de Schlumberger o de las compañías Schlumberger.

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

Notas:

Schlumberger desarrollará una llamada conferencia para analizar los anuncios anteriores y el panorama comercial el viernes, 18 de enero de 2013. La llamada está programada para comenzar a las 8:00 a. m. hora central de los EE. UU. (CT), 9:00 a. m. hora del Este (ET). Para acceder a la llamada, abierta al público, comuníquese con el operador de la llamada conferencia al +1-800-230-1059 dentro de los EE. UU. o al +1-651-291-5254 fuera de Norteamérica, aproximadamente 10 minutos antes de la hora inicial programada para la llamada. Pregunte por la “Llamada conferencia de las ganancias de Schlumberger”. A la conclusión de la llamada conferencia se dispondrá de una reproducción de audio hasta el 18 de febrero de 2013 llamando al +1-800-475-6701 dentro de Norteamérica o al +1-320-365-3844 fuera de Norteamérica y proporcionando el código de acceso 269201.

La llamada conferencia se transmitirá por la web simultáneamente en www.slb.com/irwebcast sobre una base de audio solamente. Conéctese 15 minutos antes de la hora para probar su navegación y registrarse para la llamada. En el mismo sitio Internet se dispondrá también de la reproducción de la transmisión por web.

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

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