Comunicado do Business Wire :Schlumberger Limited

A Schlumberger Limited (NYSE:SLB) informou hoje os resultados do terceiro trimestre de 2018. -0- *T (em milhões, exceto por quantidade de ações) Três meses encerrados emAlteração30 de setembro de 2018 30 de junho de 2018 30 de setembro de 2017 SequencialEm relação ao ano anterior Receita US$ 8.504 US$ 8.303 US$ 7.905 2%8% Lucro operacional antes dos impostos US$ 1.152 US$ 1.094 US$ 1.059 5%9% Margem operacional antes dos impostos 13.5% 13,2% 13,4% 36 bps15 bps Lucro líquido - Base GAAP US$ 644 US$ 430 US$ 545 50%18% Lucro líquido, excluindo encargos e créditos* US$ 644 US$ 594 US$ 581 8%11% EPS diluído - Base GAAP US$ 0,46 US$ 0,31 US$ 0,39 48%18% EPS diluído, excluindo encargos e créditos* US$ 0,46 US$ 0,43 US$ 0,42 7%10% Receita da América do Norte US$ 3.189 US$ 3.139 US$ 2.602 2%23% Receita internacional US$ 5.215 US$ 5.065 US$ 5.147 3%1% Receita da América do Norte, excluindo-se Cameron US$ 2.572 US$ 2.546 US$ 2.086 1%23% Receita internacional, excluindo Cameron US$ 4.559 US$ 4.387 US$ 4.430 4%3% *Estas são medidas financeiras não GAAP. Consulte a seção abaixo intitulada "Encargos e créditos" para obter detalhes. *T O presidente e diretor executivo da Schlumberger, Paal Kibsgaard, comentou: "Nossa receita de US$ 8.5 bilhões no terceiro trimestre cresceu 2% sequencialmente, impulsionada pelas Áreas Internacionais onde a recuperação da atividade geral continuou e onde o crescimento sequencial da receita ultrapassou o da América do Norte pela primeira vez desde o segundo trimestre de 2014. Na América do Norte, o crescimento sequencial permaneceu positivo, mas desacelerou em relação às taxas de trimestres anteriores, uma vez que as restrições de uso na bacia Permian afetaram a atividade de fraturamento hidráulico. "Na América do Norte, a receita no terceiro trimestre de US$ 2,6 bilhões, excluindo Cameron, aumentou 1% sequencialmente impulsionada por Elevação artificial e Perfuração à medida que continuamos a alcançar participação no mercado com base no nosso portfólio líder de tecnologia. A receita de serviços dos nossos negócios de fraturamento hidráulico OneStimSM foi cada vez mais afetada pela redução da atividade e pelos preços ao longo do trimestre. Entretanto, isso foi compensado pelo desempenho eficiente dos nossos negócios de areia verticalmente integrado, que além de atender ao OneStim agora também compete no mercado terceirizado. Na costa da América do Norte, a atividade de perfuração foi afetada pelas operações de manutenção programada da plataforma e pelas operações planejadas de reparação, cuja combinação gerou um mix de atividades menos favorável para a Schlumberger. "Nas Áreas Internacionais, a receita do terceiro trimestre foi de US$ 4.6 bilhões, excluindo Cameron, crescendo 4% sequencialmente, à medida que observamos um crescimento eficiente em todas as regiões operacionais. O desempenho sequencial, excluindo Cameron, foi impulsionado por um crescimento de 7% na América Latina e de 3% no Oriente Médio e Ásia devido a maior atividade em ambas as empresas de petróleo nacionais e independentes nas duas áreas. Isso resultou do aumento contínuo dos nossos projetos de contratos turnkey de preço fixo (lump-sum turnkey - LSTK) na Arábia Saudita e da forte atividade de serviços de perfuração integrados (Integrated Drilling Services, IDS) no Iraque, Índia e México. Entretanto, esse desempenho foi parcialmente compensado por menor atividade de fraturamento hidráulico à medida que concluímos e desmobilizamos um importante contrato no Oriente Médio. Na Europa, CIS e África, nosso crescimento sequencial foi de 4%, uma vez que a forte atividade na Rússia e na África subsaariana mais do que compensou o impacto das controvérsias trabalhistas e da manutenção programada de verão no Mar do Norte. "Voltando às nossas tecnologias, o nosso desempenho foi liderado por Perfuração com 9% de crescimento sequencial à medida que mobilizamos com sucesso mais 19 equipamentos de perfuração para os nossos projetos de perfuração integrados, onde a atividade foi forte, particularmente na Rússia, México, Arábia Saudita, Iraque e Índia. Isso apoiou um crescimento sequencial eficiente para nossas linhas de produtos de IDS, Perfuração e Medições e M-I SWACO. A caracterização de reservatórios cresceu 2% sequencialmente devido à forte atividade nas nossas linhas de produtos Wireline e serviços de testes nos mercados internacionais. A receita de produção ficou amplamente inalterada em comparação com o trimestre anterior devido à redução da atividade de fraturamento hidráulico em terra na América do Norte. A receita da Cameron também ficou sequencialmente estável, com o aumento nas vendas em sistemas de superfície e perfuração compensado por uma receita inferior das nossas linhas de produtos OneSubseaTM e Válvulas e Medições. "Analisando preços e contratos, continuamos a observar melhorias nos termos e condições e taxas básicas de contratos selecionados nos mercados internacionais. Entretanto, isso ainda tem um impacto significativo em nossos resultados. Mas esperamos implantar totalmente nossa capacidade de equipamento internacional restante até o final do ano. Como resultado, prevemos que as discussões sobre preços acelerem nos próximos trimestres, considerando que a certeza da oferta de produtos e serviços se tornará mais importante para nossos clientes. "De uma macroperspectiva, o mercado de petróleo continuou a ficar mais restrito no terceiro trimestre, como pode ser visto por um aumento adicional nos inventários mundiais de petróleo e um aumento significativo nos preços do petróleo, apesar da forte produção continuada dos EUA e crescente produção dos principais países da OPEP. A capacidade de reserva global agora é inferior a 2%. A restrição no equilíbrio da oferta e procura é impulsionado pela aceleração das taxas de declínio na base de produção internacional e é ainda mais agravada pela redução contínua das exportações da Venezuela e do Irã. Os eventos geopolíticos e seu respectivo impacto para a oferta também estão se tornando uma crescente consideração do mercado de petróleo, à medida que a desafiadora situação da segurança em diversos países importantes pode afetar a atividade e a produção de agora em diante. E embora as restrições atuais de uso na bacia Permian na América do Norte devam ser solucionadas nos próximos 12 a 18 meses, diversos desafios relacionados a reservatórios e produção estão surgindo nas bacias de xisto dos EUA que podem refrear as projeções de crescimento de produção mais otimistas. "Com as perspectivas de crescimento econômico global e a procura por petróleo permanecendo forte, continuamos a observar a necessidade de um aumento plurianual em investimento internacional de exploração e produção (E&P), o que é uma notícia muito boa para a Schlumberger. Através do trabalho realizado ao longo dos últimos quatro anos para ampliar nossa oferta externa e modernizar nossa plataforma de execução interna, estamos muito bem posicionados para superar o mercado no próximo período de alta e gerar margens operacionais e retornos de caixa superiores para o benefício dos nossos acionistas." Demais eventos Durante o trimestre, a Schlumberger efetuou a recompra de 1.5 milhão de ações ordinárias a um preço médio de US$ 64,98 por ação, totalizando um preço de compra de US$ 100 milhões. Em 22 de agosto de 2018, a Schlumberger e a Shearwater GeoServices Holding AS anunciaram a assinatura de um contrato definitivo para a Shearwater adquirir os ativos e operações de aquisição sísmica marítima da WesternGeco, a linha de produtos de serviços geofísicos da Schlumberger. A transação está sujeita às aprovações regulatórias e às outras condições habituais de fechamento. A transação deve ser concluída no quarto trimestre de 2018. Em 18 de outubro de 2018, o Conselho de Administração da Schlumberger aprovou um dividendo trimestral em dinheiro de US$ 0,50 por ação das ações ordinárias em circulação, a pagar em 11 de janeiro de 2019 para acionistas com registro em 5 de dezembro de 2018. Receita consolidada por área -0- *T (em milhões) Três meses encerrados emAlteração30 de setembro de 2018 30 de junho de 2018 30 de setembro de 2017 SequencialEm relação ao ano anterior América do Norte US$ 3.189 US$ 3.139 US$ 2.602 2%23% América Latina 978 919 952 6%3% Europa/CEI/África 1.820 1.784 1,843 2%-1% Oriente Médio e Ásia 2.417 2,362 2.352 2%3% Outros 100 99 156 n/sn/sUS$ 8.504 US$ 8.303 US$ 7.905 2%8% Receita da América do Norte US$ 3.189 US$ 3.139 US$ 2.602 2%23% Receita internacional US$ 5.215 US$ 5.065 US$ 5.147 3%1% Receita da América do Norte, excluindo Cameron US$ 2.572 US$ 2.546 US$ 2.086 1%23% Receita internacional, excluindo Cameron US$ 4.559 US$ 4.387 US$ 4.430 4%3% n/s = não significativo Alguns períodos anteriores foram reclassificados para manter conformidade com o demonstrativo do período atual. *T A receita consolidada do terceiro trimestre de US$ 8.5 bilhões aumentou 2% sequencialmente com o crescimento de 2% da América do Norte de US$ 3.2 bilhões e receita internacional de US$ 5.2 bilhões, com crescimento de 3%. América do Norte A receitaconsolidada da área da América do Norte de US$ 3.2 bilhões aumentou 2% sequencialmente devido a um crescimento robusto de produtos e serviços de perfuração em terra, que aumentou 5% sequencialmente, ultrapassando o aumento de 3% na contagem de plataformas terrestres nos EUA. O crescimento foi impulsionado pela procura continuada por sistemas rotativos dirigíveis em poços horizontais. Maiores vendas de produtos de sistemas de elevação artificial também contribuíram para o desempenho da área. Entretanto, a receita do fraturamento hidráulico OneStim foi cada vez mais afetada pela redução da atividade e pelos preços ao longo do trimestre. Esse impacto foi totalmente compensado pelo desempenho eficiente do nosso negócio de areia verticalmente integrado, que além de atender ao OneStim agora também compete no mercado terceirizado. A dinâmica do mercado de bombeamento de pressão mudou neste trimestre e a atividade provavelmente continuará em declínio até que a capacidade de uso da bacia Permian seja solucionada. Consequentemente, OneStim não implantou capacidade de frota de fraturamento hidráulico adicional durante o trimestre. Na costa da América do Norte, houve redução de 1% da receita à medida que a atividade de perfuração foi afetada pelas operações de manutenção programada da plataforma e pelas operações planejadas de reparação, cuja combinação gerou um mix de atividades menos favorável. A receita da Cameron foi sequencialmente superior, com o aumento nas vendas em sistemas de superfície parcialmente compensado por uma receita inferior em OneSubsea e Válvulas e Medições. Internacional A receita consolidada na área da América Latina de US$ 1 bilhão aumentou 6% sequencialmente principalmente devido ao forte desempenho no geomercado da América Central e México, à medida que a receita aumentou devido a maiores vendas de licença sísmica multiclientes e maior atividade de IDS após mobilizações contratuais no trimestre anterior. A receita no geomercado da região norte da América Latina aumentou sequencialmente devido a uma maior atividade na Colômbia e produção superior dos projetos de gerenciamento de produção (Schlumberger Production Management, SPM) no Equador. A receita consolidada na área da Europa/CIS/África de US$ 1,8 bilhãoaumentou 2% sequencialmente, principalmente devido a um forte crescimento de receita na Rússia devido ao pico nas campanhas de perfuração de verão que beneficiaram as linhas de produtos Wireline, Perfuração e Medições e serviços de testes. A receita no geomercado da África subsaariana aumentou após o início de projetos em Gana e Moçambique, maior atividade de perfuração na África Central e Ocidental, e vendas superiores de produtos e equipamentos na Nigéria, Angola e Namíbia. A receita nos geomercados do Reino Unido e Europa Continental e Noruega e Dinamarca reduziu sequencialmente devido ao impacto de controvérsias trabalhistas e da manutenção programada de verão no Mar do Norte, bem como atividade inferior da Cameron. A receita consolidada na área do Oriente Médio e Ásia de US$ 2.4 bilhões aumentou 2% sequencialmente, principalmente devido ao aumento continuado de projetos LSTK na Arábia Saudita e forte atividade de IDS no Iraque e Índia. O crescimento na Arábia Saudita foi parcialmente compensado por uma menor atividade de fraturamento hidráulico após a desmobilização de um importante contrato. O geomercado do Sudeste Asiático registrou crescimento de receita sequencial do trabalho offshore de IDS na Índia, novos projetos de gerenciamento de serviços integrados (Integrated Services Management, ISM) na Malásia e maior atividade em Cameron. A receita no geomercado do Extremo Oriente e Austrália ficou sequencialmente estável, à medida que uma perfuração superior na Indonésia e um retorno da exploração offshore na Austrália foram compensados por uma atividade menor de Cameron. A receita no geomercado no Norte do Oriente Médio reduziu devido a uma receita inferior de OneSurfaceSM no Kuwait. Caracterização de reservatórios -0- *T (em milhões) Três meses encerrados em Alteração30 de setembro de 2018 30 de junho de 2018 30 de setembro de 2017 Sequencial Em relação ao ano anterior Receita US$ 1.673 US$ 1.636 US$ 1.771 2%-6% Lucro operacional antes dos impostos US$ 373 US$ 350 US$ 311 6%20% Margem operacional antes dos impostos 22,3% 21,4% 17,6% 88 bps470 bps*T A receita de Caracterização de reservatórios de US$ 1,7 bilhão, dos quais 79% provenientes de mercados internacionais, aumentou 2% sequencialmente devido ao pico nas atividades de verão na Rússia que beneficiaram as linhas de produtos Wireline e de serviços de testes. A receita de ISM aumentou devido aos projetos de serviços integrados na Malásia, Índia, Catar, Equador e Colômbia. O aumento na receita de Caracterização de reservatórios foi parcialmente compensado pela redução na receita de OneSurface no Kuwait após o término da primeira fase de um projeto de sistema de produção integrada. A receita da WesternGeco e as vendas de software de soluções integradas (Software Integrated Solutions, SIS) foram sequencialmente estáveis. A atividade de aquisição sísmica marítima da WesternGeco continuou reduzindo, mas o efeito disso foi compensado por vendas superiores de licença sísmica multiclientes no México. A margem operacional antes dos impostos de Caracterização de reservatórios de 22% foi 88 pontos de base (bps) superior sequencialmente devido à recuperação das atividades Wireline e serviços de testes com margem maior do pico nas campanhas de verão na Rússia e vendas superiores de licença sísmica multiclientes no México. No terceiro trimestre, o desempenho de Caracterização de reservatórios foi fortalecido por contratos de projetos de ISM, processamento sísmico e interpretação, e serviços de sala de dados virtual. Além disso, a aplicação de tecnologia e conhecimento de domínio melhorou a eficiência operacional. Em Moçambique, a Sasol assinou com a Schlumberger um contrato ISM para o desenvolvimento de fase dois que abrange preenchimento, desenvolvimento, correção, reparação e exploração. Isso inclui tecnologias de diversas linhas de produtos, como o sistema rotativo dirigível a alta taxa incorporada PowerDrive Archer*, copolímero POLYSWELL*, serviços de integridade de poço Invizion* e o serviço de avaliação de cimento Isolation Scanner*. A Turkish Petroleum assinou com a Schlumberger um contrato de ISM no valor de US$ 15 milhões para perfurar o poço de águas profundas Alanya-1 no Mar Mediterrâneo Oriental. ISM vai coordenar diversas linhas de produtos, bem como prestar serviços de gerenciamento de projeto no navio-sonda de águas ultraprofundas da Turkish Petroleum, Fatih. Na Malásia, a Wireline implantou a sonda radial Saturn* 3D em um reservatório de baixa permeabilidade para a Repsol Oil & Gas Malaysia Ltd. para remoção da ambiguidade no tipo de fluido do reservatório entre gás retrógrado e petróleo volátil por amostragem de fluido. A sonda 9-in Saturn, juntamente com o sistema de análise de fluido em poço em tempo real InSitu Fluid Analyzer*, identificou conclusivamente o fluido de fluxo monofásico a uma queda de pressão muito inferior. As operações foram realizadas com um limite de tempo de duas horas por estação, onde o cliente tinha preocupações com o longo tempo parado, com a sonda Saturn alcançando a primeira indicação de fluido do reservatório 10 minutos após o bombeamento. Na Argentina, o Ministério de Energia e Mineração assinou com a Schlumberger um contrato de serviços de sala de dados virtual para a primeira etapa offshore da Argentina. O escopo do contrato inclui a preparação de um banco de dados para três bacias offshore, inclusive dados sísmicos 2D e 3D e respectiva interpretação, perfis de poços, registros de poços e estudos geológicos realizados durante a exploração e a produção. A sala de dados proporcionará às empresas nacionais e internacionais acesso a informações públicas para apoiar o investimento na primeira etapa de licenciamento offshore do país. A Schlumberger e a TGS anunciaram um novo projeto sísmico nodal multiclientes no Golfo do México dos EUA apoiado por pré-financiamento do setor. O projeto, denominado "Amendment", será composto pela aquisição de uma sondagem sísmica multiclientes de 2.350 km2 nas áreas de delineamento do Mississippi Canyon e Atwater Valley. Essa área prolífica inclui superfícies abertas, ativos de produção existentes e novas descobertas. A aquisição de dados usando a tecnologia de aquisição nodal 4C da Fairfield Geotechnologies deve começar no quarto trimestre de 2018. A Eni SpA adotou a plataforma de processamento de dados geofísicos WesternGeco Omega* como sua plataforma preferencial de processamento de tempo, mencionando que o acesso a mais de 400 módulos de processamento no pacote Omega colaborou para seus resultados superiores na adaptação da sequência de processamento ao longo do ciclo de E&P. A Kuwait Oil Company assinou com a WesternGeco o projeto de geração de imagens de profundidade de pré-empilhamento de 2.600 km2 no campo Greater Burgan, sobre o qual a WesternGeco adquiriu anteriormente os dados usando a plataforma de aquisição sísmica terrestre UniQ*. Os dados sísmicos apoiarão atividades de produção e desenvolvimento de médio prazo para o cliente e serão a base das atividades de longo prazo de gerenciamento e desenvolvimento de reservatório em diversos reservatórios. A Turkish Petroleum Corporation (Türkiye Petrolleri AO) assinou com a WesternGeco um contrato plurianual para a prestação de serviços de consultoria de software e geração de imagens de profundidade usando a plataforma de processamento de dados geofísicos Omega, juntamente com serviços internos de geofísica a bordo da sua embarcação sísmica nos Mares Negro, Marmara e Mediterrâneo. Este importante desenvolvimento oferece sinergia entre o campo e o centro de processamento das operações sísmicas da Turkish Petroleum. Perfuração -0- *T (em milhões) Três meses encerrados em Alteração30 de setembro de 2018 30 de junho de 2018 30 de setembro de 2017 Sequencial Em relação ao ano anterior Receita US$ 2.429 US$ 2.234 US$ 2.120 9%15% Lucro operacional antes dos impostos US$ 339 US$ 289 US$ 301 17%13% Margem operacional antes dos impostos 14,0% 12,9% 14,2% 103 bps-22 bps*T A receita de perfuração de US$ 2.4 bilhões, dos quais 73% provenientes dos mercados internacionais, aumentou 9% sequencialmente, impulsionada pelo crescimento em IDS, M-I SWACO e Perfuração e Medições. Esse desempenho foi o resultado da forte atividade de perfuração internacional, mediante a mobilização de mais 19 equipamentos de perfuração para os projetos de IDS e onde uma forte atividade gerou crescimento de dois dígitos na Arábia Saudita, Rússia, Iraque, Índia e México. Uma forte receita de perfuração também foi relatada nas operações terrestres na América do Norte, impulsionada principalmente pelo crescimento continuado eficiente do nosso negócio de perfuração direcional no mercado de reservatórios não convencionais. A receita superior de Perfuração e Medições também aumentou devido ao pico nas campanhas de perfuração de verão na Rússia. A margem operacional antes dos impostos de 14% aumentou 103 bps sequencialmente devido à melhoria da lucratividade em diversos projetos de IDS que começaram no trimestre anterior. O efeito disso foi parcialmente compensado pelo aumento do custo da mobilização de recursos adicionais à medida que a atividade de IDS aumentou em nossas operações internacionais. O desempenho de perfuração beneficiou da assinatura de contratos IDS e da implantação de tecnologias de perfuração que ajudam a reduzir o custo por barril. Isso inclui a mais recente adição à nossa família de elementos de corte 3D, a broca com elementos em diamante hiperbólico HyperBlade*, que melhora a taxa de penetração (ROP) em formações plásticas e suaves normalmente existentes em reservatórios não convencionais. Na Arábia Saudita, IDS ajudou um importante produtor de petróleo a acelerar as operações de perfuração e conclusão, entregando um poço de gás horizontal 13 dias antes do planejado. IDS gerenciou riscos de perfuração e implantou diversas tecnologias, inclusive a broca com elementos em diamante estriado AxeBlade* e o sistema rotativo dirigível mecânico PowerDrive vorteX*. No Iraque, a ExxonMobil Iraq Limited assinou com a Schlumberger um contrato IDS de 42 meses para 30 poços no campo West Qurna. O contrato inclui o fornecimento de equipamentos de perfuração e diversas tecnologias e serviços, e o início da perfuração do primeiro poço ocorreu em julho. No Kuwait, IDS introduziu a tecnologia de brocas de revestimento de liga perfurável Direct XCD* na Kuwait Oil Company para superar os desafios técnicos de perfuração e reduzir o tempo de perfuração nos campos Sabriyah e Raudhatain. Outras tecnologias incluíram os sistemas rotativos dirigíveis PowerDrive*, o lodo de cimento leve LiteCRETE* e o serviço de avaliação de cimento Isolation Scanner. Na Noruega, a MOL Norge AS assinou com a Schlumberger um contrato IDS com base em execução para um poço de exploração no projeto Oppdal/Driva. As operações devem começar no quarto trimestre de 2018. Na Rússia, a Lukoil assinou um contrato com a Schlumberger para a perfuração de três poços de longo alcance com afastamento de 8 km na costa do Mar Báltico. As tecnologias que serão implantadas incluem o serviço de mapeamento de reservatório durante perfuração GeoSphere*, o sistema rotativo dirigível reforçado PowerDrive Xceed* e o cimento leve de alta pressão avançado LiteCRETE HP*. Na costa da Índia, IDS usou uma combinação de tecnologias em um poço de exploração para ajudar um operador a descobrir novos recursos na bacia Krishna Godavari. A execução do projeto de contrato turnkey incluiu o uso do serviço multifunção de registro durante perfuração EcoScope*?, da sonda radial Saturn 3D, da broca com elementos em diamante cônico StingBlade* e do secador de cortes VERTI-G*. Na formação Marcellus, na Pensilvânia, Ferramentas de Perfuração e Brocas usou uma combinação de tecnologias para um cliente de E&P para alcançar um novo recorde ROP médio de 415,1 pés/hora, representando uma melhoria de 62% em comparação com passagens de compensação usando brocas PDC convencionais. As tecnologias incluíram o sistema rotativo dirigível PowerDrive Orbit* e a broca HyperBlade, que perfurou 6.891 pés em 16,6 horas. Em Ohio, Perfuração e Medições usou um sistema PowerDrive Orbit para a Eclipse Resources para perfurar 18 superlaterais no Utica Shale Play. O comprimento lateral médio foi de 18.715 pés e a ROP média foi de 171 pés/hora. O cliente alcançou um novo recorde de perfuração da lateral mais longa de 20.632 pés e da profundidade de poço horizontal total mais longa de 30.493 pés. As tecnologias incluíram o sistema PowerDrive Orbit combinado com brocas Smith PDC personalizadas. Produção -0- *T (em milhões) Três meses encerrados em Alteração 30 de setembro de 2018 30 de junho de 2018 30 de setembro de 2017 Sequencial Em relação ao ano anterior Receita US$ 3.252 US$ 3.257 US$ 2.876 -13% Lucro operacional antes dos impostos US$ 320 US$ 316 US$ 283 1%13% Margem operacional antes dos impostos 9,8% 9,7% 9,8% 14 bps-*T A receita de produção de US$ 3.3 bilhões, dos quais 47% provenientes dos mercados internacionais, ficou sequencialmente estável. A receita de serviços dos negócios de fraturamento hidráulico OneStim foi cada vez mais afetada pela redução da atividade e pelos preços ao longo do trimestre. Entretanto, isso foi totalmente compensado pelo desempenho eficiente do nosso negócio de areia verticalmente integrado, que além de atender ao OneStim agora também concorre no mercado terceirizado. A receita de soluções de elevação artificial aumentou sequencialmente devido à forte atividade de serviço e vendas de produtos na América do Norte e América Latina. Entretanto, isso foi compensado por menor atividade de fraturamento hidráulico internacional à medida que concluímos e desmobilizamos um importante contrato no Oriente Médio. A margem operacional antes dos impostos, de 10%, ficou essencialmente estável sequencialmente, pois a receita permaneceu inalterada em relação ao trimestre anterior. O desempenho de produção foi sustentado pela concessão de novos contratos e pela implantação de tecnologias de conclusão e de estímulo que ajudaram a reduzir os custos operacionais e a melhorar a produtividade do poço. A Eni México assinou um contrato de cinco anos com a Schlumberger com duas extensões opcionais de seis meses para o fornecimento de tecnologias de conclusão em 31 poços offshore. As tecnologias incluem o empacotador de cascalho QUANTUM* e a válvula de isolamento premium FORTRESS*. As operações devem começar no primeiro trimestre de 2019. Na costa de Angola, a Sand Management Services implementou uma combinação de tecnologias para a Total E&P Angola para economizar mais de US$ 100 milhões e ganhar cerca de 1 milhão de BOE de produção adicional no desenvolvimento em águas profundas de Kaombo. A combinação do serviço de pacotes de cascalho OptiPac* Alternate Path? de poço aberto com os empacotadores mecânicos de serviço OSMP* OptiPac permitiu que o cliente alcançasse a meta de produção com seis poços, em vez dos oito planejados. Essa combinação de tecnologias permitiu o isolamento zonal eficaz de reservatórios empilhados complexos em um campo, enquanto em outro campo a capacidade de fechamento da água da tecnologia permitiu uma produção acelerada. Na região oeste do Texas, EUA, a OneStim usou o serviço de diagnóstico de fluido de rocha ShalePrime* para Manti Tarka Permian para aumentar a produção de petróleo em 70% e reduzir os custos de estimulação em 25% em um poço na formação Wolfcamp. O fluxo de trabalho, com base no software de estímulo à produção centrado no reservatório Kinetix Shale*, foi aplicado a um poço horizontal existente para projetar um design ideal de perfuração, conclusão e estímulo. Além disso, o serviço ShalePrime foi utilizado para melhorar a limpeza de fraturas e maximizar a produção. No Kuwait, a Well Services usou o serviço de estímulo de desvio OpenPath Sequence* em cinco poços de alta temperatura e alta pressão da Kuwait Oil Company, para aumentar a produção de petróleo e gás no campo North Kuwait. Embora esse reservatório de gás profundo estivesse produzindo a partir de clusters de perfuração longos, a produção era inferior ao esperado. Após o tratamento, a produção de gás melhorou em 200%, alcançando 400%, e a produção de petróleo melhorou em 100%. Essa tecnologia ajudou a reduzir os custos operacionais eliminando a necessidade de uma sonda de reparação. Na Noruega, a Well Services usou uma combinação de tecnologias para a Aker BP para economizar US$ 615.000, ao superar a circulação perdida em um poço de injeção no campo Ivar Aasen. Uma combinação do tratamento de controle de circulação perdida Losseal Microfracture* e da tecnologia avançada de fibra de controle de perdas CemNET* evitou a necessidade de uma passagem adicional e de trabalho de correção. Cameron -0- *T (em milhões) Três meses encerrados em Alteração30 de setembro de 2018 30 de junho de 2018 30 de setembro de 2017 Sequencial Em relação ao ano anterior Receita US$ 1.298 US$ 1.295 US$ 1.297 -- Lucro operacional antes dos impostos US$ 148 US$ 166 US$ 194 -11%-23% Margem operacional antes dos impostos 11,4% 12,8% 14,9% -140 bps-349 bps*T A receita da Cameron de US$ 1.3 bilhão, dos quais 51% provenientes de mercados internacionais, também ficou sequencialmente estável, com o aumento nas vendas de Sistemas de Superfície e Perfuração compensado por uma receita inferior das linhas de produtos OneSubsea e Válvulas e Medições. As vendas de Sistemas de Superfície aumentaram na América do Norte, enquanto a receita superior de Sistemas de Perfuração resultou da maior atividade de vendas na Europa e vendas superiores de equipamentos de controle de pressão no Oriente Médio. A receita da OneSubsea continuou a reduzir, enquanto a receita inferior de Válvulas e Medições resultou de menores volumes de projetos na Europa e América do Norte. A margem operacional antes dos impostos da Cameron, de 11%, diminuiu 140 bps sequencialmente devido ao impacto de margens inferiores da OneSubsea. A Fieldwood Energy assinou um contrato com a Subsea Integration Alliance - uma parceria global entre a Subsea 7 e a OneSubsea - para o desenvolvimento do campo Katmai em águas profundas no bloco 40 do Green Canyon no Golfo do México dos EUA. Essa solução de desenvolvimento submarino integrada, liderada pelo fornecedor, combina sistemas de produção submarina e conhecimentos de sistemas de umbilicais submarinos, tubos de subida e linhas de fluxo (SURF). O escopo do contrato da OneSubsea inclui o fornecimento de três árvores com opções para árvores adicionais, juntamente com conectores, válvulas, controles superiores, condutores suspensos e conjuntos de terminação umbilical. A Seadrill Limited solicitou à Cameron atualizações de equipamentos de controle de pressão na plataforma Sevan Louisiana no Golfo do México. Essas atualizações, que serão entregues no quarto trimestre de 2018, garantirão que a plataforma atenda às exigências regulamentares. -0- *T Tabelas Financeiras Demonstração consolidada condensada dos resultados (em milhões, exceto por quantidade de ações) Terceiro trimestre Nove meses Períodos encerrados em 30 de setembro, 2018 2017 2018 2017 Receita US$ 8.504 US$ 7.905 US$ 24.636 US$ 22.261 Juros e outras receitas 36 64 118 172 Despesas Custo das receitas 7.324 6.797 21.306 19.343 Pesquisa e engenharia 177 189 524 595 Geral e administrativo 105 115 330 323 Depreciações e outros (1)- - 184 510 Fusões e integrações (1)- 49 - 213 Juros 147 142 434 422 Lucro antes dos impostos US$ 787 US$ 677 US$ 1.976 US$ 1.027 Despesa com impostos (1) 129 121 348 269 Lucro líquido US$ 658 US$ 556 US$ 1.628 US$ 758 Lucro líquido atribuível à participação minoritária 14 11 29 9 Receita líquida atribuível à Schlumberger (1) US$ 644 US$ 545 US$ 1.599 US$ 749 Dividendos diluídos por ação da Schlumberger (1) US$ 0,46 US$ 0,39 US$ 1,15 US$ 0,54 Média de ações em circulação 1.385 1.385 1.385 1.388 Média de ações em circulação presumindo diluição 1.392 1.392 1.393 1.395 Depreciação e amortização incluídas nas despesas (2) US$ 887 US$ 956 US$ 2.637 US$ 2.931 *T-0- *T (1) Consulte a seção intitulada "Encargos e créditos" para obter detalhes. (2) Inclui depreciação de propriedade, instalações e equipamento e amortização de ativos intangíveis, custos de dados sísmicos multicliente e investimentos SPM. *T-0- *T Balanço consolidado condensado (em milhões) 30 de setembro, 31 de dezembro, Ativos 2018 2017 Ativo circulante Caixa e investimentos em curto prazo US$ 2.854 US$ 5.089 Contas a receber 8.409 8.084 Outros ativos circulantes 5.220 5.324 16.483 18.497 Ativos fixos 11.739 11.576 Dados sísmicos multicliente 639 727 Fundo de comércio 25.134 25.118 Ativos intangíveis 8.930 9.354 Outros ativos 7.121 6.715 US$ 70.046 US$ 71.987 Passivos e patrimônio Passivo circulante Contas a pagar e passivo adquirido US$ 9.419 US$ 10.036 Passivo estimado para imposto de renda 1.265 1.223 Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo 3.215 3.324 Dividendos a pagar 701 699 14.600 15.282 Dívida de longo prazo 14.159 14.875 Impostos diferidos 1.529 1.650 Benefícios pós-aposentadoria 957 1.082 Outros passivos 1.853 1.837 33.098 34.726 Patrimônio 36.948 37.261 US$ 70.046 US$ 71.987 *T-0- *T Liquidez (em milhões) 30 de setembro, 30 de junho, 31 de dezembro, 30 de setembro, Componentes da liquidez 2018 2018 2017 2017 Caixa e investimentos em curto prazo US$ 2.854 US$ 3.049 US$ 5.089 US$ 4.952 Empréstimos de curto prazo e posição atual da dívida de longo prazo (3.215) (3.736) (3.324) (1.289) Dívida de longo prazo (14.159) (13.865) (14.875) (15.871) Dívida líquida (1)US$ (14.520) US$ (14.552) US$ (13.110) US$ (12.208) Detalhes de alterações na liquidez: NoveTerceiro Nove MesesTrimestre Meses Períodos encerrados em 30 de setembro, 2018 2018 2017 Receita líquida antes dos juros não controlados US$ 1.628US$ 658 US$ 758 Depreciação e outras despesas, impostos líquidos antes dos juros não controlados 164- 679 US$ 1.792US$ 658 US$ 1.437 Depreciação e amortização (2)2.637887 2.931 Despesas com remuneração baseada em ações 25983 261 Alteração no capital de giro (1.147)191 (1.473) Restituição de imposto federal dos EUA -- 685 Outros (159)8 (429) Fluxo de caixa de operações(3)US$ 3.382US$ 1.827 US$ 3.412 Despesas de capital (1.539)(565) (1.482) Investimentos de SPM (719)(285) (492) Dados sísmicos multicliente capitalizados (63)(16) (223) Fluxo de caixa livre (4)1.061961 1.215 Dividendos pagos (2.077)(692) (2.086) Programa de recompra de ações (300)(100) (868) Rendimentos de planos de ações de funcionários 256125 261 (1.060)294 (1.478) Aquisições e investimentos de negócios, líquido de caixa adquirido mais dívida adquirida (290)(243) (382) Outros (60)(19) (227) (Aumento) redução da dívida líquida (1.410)32 (2.087) Dívida líquida, começo do período (13.110)(14.552) (10.121) Dívida líquida, final do período US$ (14.520)US$ (14.520) US$ (12.208) *T-0- *T (1) "Dívida líquida" representa a dívida bruta menos espécie, investimentos de curto prazo e investimentos em renda fixa mantidos até o vencimento. A gerência acredita que o indicador de dívida líquida oferece informações úteis sobre o nível de endividamento da Schlumberger ao informar a quantia em espécie e os investimentos que podem ser usados para amortizar dívidas. Dívida líquida é uma medida financeira não GAAP, que deve ser considerada adicionalmente, e não como substituto ou superior à dívida total. (2) Inclui depreciação de propriedade, instalações e equipamento e amortização de ativos intangíveis, custos de dados sísmicos multicliente e investimentos SPM. (3) Inclui pagamento de indenizações de aproximadamente US$ 265 milhões e US$ 105 milhões durante os nove meses e o terceiro trimestre encerrado em 30 de setembro de 2018, respectivamente, e US$ 347 milhões e US$ 114 milhões durante os nove meses e o terceiro trimestre encerrados em 30 de setembro de 2017, respectivamente. (4) "Fluxo de caixa livre" representa o fluxo de caixa das operações menos as despesas de capital, investimentos SPM e custos de dados sísmicos multicliente capitalizados. A administração acredita que o fluxo de caixa livre é uma medida de liquidez importante para a empresa e útil para os investidores e para a gestão como uma medida da capacidade da Schlumberger de geração de caixa. Uma vez que as necessidades e as obrigações do negócio são atendidas, esse dinheiro pode ser usado para reinvestir na empresa, para crescimento futuro ou para devolver aos nossos acionistas por meio de pagamentos de dividendos ou recompra de ações. O fluxo de caixa livre não representa o fluxo de caixa residual disponível para despesas discricionárias. O fluxo de caixa livre é uma medida financeira não GAAP que deve ser considerada além de, e não como substituto para, ou superior, ao fluxo de caixa livre de operações. *T Encargos e créditos Além de resultados financeiros determinados de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos (generally accepted accounting principles, GAAP) dos EUA, este comunicado do terceiro trimestre de 2018 inclui também medidas financeiras não GAAP (conforme definição na Norma G da SEC). O lucro líquido, excluindo encargos e créditos, bem como medidas dele derivadas (incluindo EPS diluído, excluindo encargos e créditos; o lucro líquido da Schlumberger, excluindo encargos e créditos; e imposto efetivo, excluindo encargos e créditos) são medidas financeiras não GAAP. A administração acredita que a exclusão dos encargos e créditos destas medidas financeiras permite avaliar, de forma mais eficaz, o período de operações da Schlumberger durante o período e identificar as tendências operacionais que poderiam ser mascarados pelos itens excluídos. Estas medidas também são utilizadas pela administração como medidas de desempenho na determinação de certa compensação de incentivo. As medidas financeiras não GAAP anteriores devem ser consideradas adicionalmente, e não como um substituto ou superior a outras medidas de desempenho financeiras preparadas de acordo com GAAP. O seguinte é uma reconciliação destas medidas não GAAP com as medidas GAAP comparáveis. -0- *T (em milhões, exceto por quantidade de ações) Segundo trimestre de 2018 Encerrados. Diluído Antes dos impostos Impostos Juros Líquido EPS Lucro líquido da Schlumberger (base GAAP) US$ 547 US$ 106 US$ 11 US$ 430 US$ 0,31 Redução da força de trabalho 184 20 - 164 0,12 Lucro líquido da Schlumberger, excluindo encargos e créditos US$ 731 US$126 US$ 11 US$ 594 US$ 0,43 Terceiro trimestre de 2017 Encerrados. Diluído Antes dos impostos Impostos Juros Líquido EPS Lucro líquido da Schlumberger (base GAAP) US$ 677 US$ 121 US$ 11 US$ 545 US$ 0,39 Fusões e integrações 49 13 - 36 0,03 Lucro líquido da Schlumberger, excluindo encargos e créditos US$ 726 US$ 134 US$ 11 US$ 581 US$ 0,42 Nove meses de 2018 Encerrados. Diluído Antes dos impostos Impostos Juros