SLB Schlumberger Ltd

Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a déclaré aujourd’hui un chiffre d’affaires de 12,6 milliards USD pour le troisième trimestre 2014 par rapport à 12,1 milliards USD pour le deuxième trimestre 2014, et 11,6 milliards USD pour le troisième trimestre 2013. Le chiffre d’affaires du troisième trimestre a augmenté de 5 % en séquentiel et de 9 % en glissement annuel, avec un chiffre d’affaires des zones internationales de 8,3 milliards USD, soit une hausse de 222 millions USD, ou 3 % en séquentiel, alors que le chiffre d’affaires de la région Amérique du Nord de 4,3 milliards USD a augmenté de 367 millions USD, soit une hausse de 9 % en séquentiel.

Le revenu des activités poursuivies attribuable à Schlumberger était de 1,9 milliard USD, soit une hausse de 8 % en séquentiel et une hausse de 14 % en glissement annuel. Le bénéfice dilué par action des activités poursuivies était de 1,49 USD par rapport à 1,37 USD au précédent trimestre, et 1,29 USD au troisième trimestre 2013, une hausse de 9 % en séquentiel et une hausse de 16 % en glissement annuel.

Le résultat d’exploitation avant impôts du troisième trimestre a atteint 2,8 milliards USD, soit une hausse de 7 % en séquentiel et de 12 % en glissement annuel. Le résultat d’exploitation avant impôts pour les zones internationales de 2 milliards USD a augmenté de 5 % en séquentiel, alors que le bénéfice d’exploitation avant impôts en Amérique du Nord de 825 millions USD a augmenté de 18 % en séquentiel.

La marge d’exploitation avant impôts au troisième trimestre a atteint 22,2 %, avec une marge d’exploitation avant impôts en Amérique du Nord s’élevant jusqu’à 19,4 % et une marge d’exploitation avant impôts dans les zones internationales grimpant à 24,6 %.

Le directeur général de Schlumberger, Paal Kibsgaard, a commenté, « Une forte activité en Amérique du Nord, soutenue par la région Europe / Afrique / CEI malgré les sanctions internationales en Russie, ainsi qu’une croissance robuste dans les zones internationales, avec en tête l’Amérique latine, ont propulsé les résultats du troisième trimestre à un nouveau record. Parallèlement, le Moyen-Orient et l’Asie ont très bien résisté face aux turbulences du nord de l’Irak. Toutes les régions et tous les groupes d’activités ont enregistré une croissance, grâce à la pénétration des marchés par de nouvelles technologies et une forte exécution opérationnelle.

Les résultats par secteur géographique ont été menés par l’Amérique du Nord et stimulés par le Canada avec une forte reprise saisonnière à terre et une activité offshore de la côte est largement supérieure. L’activité à terre en Amérique du Nord affiche également de solides résultats malgré les conditions climatiques défavorables. En Amérique latine, tous les marchés ont enregistré une croissance, en particulier le Mexique, à la fois à terre et offshore, et l’Argentine, avec le développement des ressources non conventionnelles. Dans la région Europe / Afrique subsaharienne / CEI, l’activité d’exploration en Angola et les nouveaux projets au Congo et en Guinée équatoriale, ainsi que la reprise saisonnière en Russie ont plus que compensé le ralentissement en Norvège. Les résultats au Moyen-Orient et en Asie ont été solides, particulièrement en Arabie Saoudite et à Oman compensant un ralentissement important au nord de l’Irak et une baisse de l’activité en Inde.

Parmi les Groupes, Production de Réservoirs a enregistré la plus forte croissance en séquentiel, avec des résultats attribuables à l’activité de pompage à pression hydraulique de Well Services (Services pour les puits) en Amérique du Nord et à la croissance de Production assistée avec une augmentation du chiffre d’affaires et du développement. Complétions a également contribué aux résultats du trimestre grâce à de solides ventes de produits. Le Groupe technologies de Forage a bénéficié d’une activité de forage supérieure dans plusieurs régions, grâce à une activité de Gestion intégrée de projet (IPM) plus soutenue au Mexique, et au déploiement de services haute technologie dans un certain nombre de GeoMarkets. Les technologies de Testing Services (Services d’essais) ont tiré la croissance du Groupe Caractérisation de réservoirs, soutenue par de meilleurs résultats pour les services sismiques marins pendant la saison estivale, malgré la baisse des ventes de licences multiclients. En général, les nouvelles technologies de tous les Groupes ont connu une plus grande pénétration du marché ce qui a permis une tarification solide des services de base dans un environnement compétitif.

Au cours du trimestre, la perspective de croissance du PIB global a été quelque peu modérée par des données plus faibles en Europe et en Chine, même si l’effet de ces dernières a été partiellement compensé par la vigueur des résultats aux États-Unis. Etant donné la vigueur de l’économie américaine et les efforts continus pour stimuler et gérer la croissance en Europe et en Chine, nous continuons de penser que la reprise lente, mais soutenue de l’économie mondiale demeure intacte. Alors que les sentiments que suscite le marché sont actuellement dominés par la crainte de l’offre excédentaire à court terme, et même si la perspective de la demande de pétrole a été revue légèrement à la baisse, nous voyons peu de raisons pour l’heure de changer d’opinion : les défis liés au maintien de l’approvisionnement hors OPEP à l’extérieur de l’Amérique du Nord, le manque de croissance de la capacité de production durable de l’OPEP qui exerce une pression sur la capacité de réserve de l’OPEP, et les risques géopolitiques continus dans certaines régions productrices clés, entraînent un rapport entre l’offre et la demande relativement bien équilibré.

Notre vision de l’ensemble du marché continue à prendre en compte des facteurs aussi bien favorables que défavorables en matière économique et géopolitique. Nous maintenons, par conséquent, l’hypothèse à long terme que nous avons décrite à New York au mois de juin et continuons à croire que nos produits, nos services et notre expertise connaitront une demande soutenue régulière. Nous sommes également persuadés que les opportunités existent pour une croissance différentiée grâce à de nouvelles technologies et une meilleure intégration, et que l’impact de nos initiatives en matière de fiabilité et d’efficacité soutiendra et accélérera davantage notre performance financière. »

Autres événements

Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 13,9 millions de ses actions ordinaires à un prix moyen de 108,41 USD pour un prix d’achat total de 1,5 milliard USD.

Le 11 août 2014, Schlumberger, OneSubsea(MC), une joint-venture d’une société internationale du Cameroun et de Schlumberger, et Helix Energy Solutions Group, Inc. ont conclu une lettre d’intention pour former une alliance afin de développer des technologies et fournir des services pour optimiser les coûts et l’efficacité des systèmes d’intervention sur des puits sous-marins. Après accord sur les conditions définitives de l’accord final, l’alliance mettra à profit les capacités de Helix, OneSubsea et Schlumberger pour fournir une offre unique, entièrement intégrée, combinant le soutien marin et les technologies d’accès et de contrôle des puits. L’alliance sera axée sur plusieurs objectifs visant à renforcer les paramètres de fonctionnement de la technologie d’intervention sous-marine moderne. Ces objectifs comprennent le développement des applications optimisées par la technologie d’accès sous-marin et par les solutions spécifiques conçues pour les bassins profonds et ultra-profonds et des puits subissant des pressions plus élevées. Un élément important à considérer est la façon de renforcer les capacités des navires de Helix pour fournir des services d’intervention et de soutien supplémentaires, tels que la mise en service, la remontée artificielle, et l’abandon des puits, opérations qui sont généralement effectuées en utilisant les plateformes de forage.

Amérique du Nord

Le chiffre d’affaires d’Amérique du Nord de 4,3 milliards USD a augmenté de 9 % en séquentiel, avec une augmentation de 12 % du chiffre d’affaires offshore et une augmentation de 9 % du chiffre d’affaires sur la partie terrestre. Le chiffre d’affaires offshore plus élevé était attribuable à une activité estivale accrue à l’est du Canada et aux gains de part de marché dans les services de forage sur la partie américaine du Golfe du Mexique. Le chiffre d’affaires de la partie terrestre a augmenté avec la forte reprise des marchés terrestres à l’ouest du Canada après la débâcle printanière saisonnière, alors que le chiffre d’affaires sur terre des États-Unis a continué à augmenter en termes du compte des étapes et de l’amélioration de la logistique. Ces augmentations séquentielles ont été, toutefois, légèrement atténuées par l’interruption de l’activité pour des raisons climatiques, à la suite des inondations dans certains bassins et des courants de boucle dans la partie américaine du Golfe du Mexique. Les récents investissements dans les technologies Artificial Lift pour s’emparer de la part de marché et promouvoir la croissance inorganique ont également contribué à l’augmentation séquentielle.

La marge d’exploitation avant impôts d’Amérique du Nord a augmenté de 137 points de base (bps) à 19,4 %, en séquentiel, alors que l’ouest du Canada a rebondi après la débâcle printanière saisonnière du précédent trimestre et alors que les marchés terrestres des États-Unis ont continué à réaliser des gains d’efficacité, à augmenter la pénétration des nouvelles technologies, et à améliorer le recouvrement des coûts logistiques. La marge d’exploitation offshore en Amérique du Nord a augmenté avec les gains de part de marché et l’assimilation des technologies. L’accroissement général de la marge a été, toutefois, modéré par les conditions climatiques défavorables et les courants de boucle offshore.

En renforçant notre plateforme de croissance en Amérique du Nord, Schlumberger a conclu une alliance en matière de technologie et de services avec l’entrepreneur en forage Precision Drilling Corporation, au mois de juillet. Cet accord donne à Precision Drilling l’accès aux technologies et aux services de forage de fonds de puits de Schlumberger pour plus de 300 tours de forage de Precision Drilling en Amérique du Nord. L’alliance permet d’accroître la portée du marché de Schlumberger sur les outils et les services de forage, avec les ensembles de fond de puits de Schlumberger qui ont déjà été déployés dans 27 puits, dans sept différents bassins sur les terres des États-Unis et au Canada.

Au cours du troisième trimestre, un certain nombre de nouvelles technologies a permis de répondre aux enjeux des clients dans le développement des ressources non conventionnelles en Amérique du Nord. Ces technologies ont entraîné une augmentation de la production et des opérations plus rentables.

Au Sud du Texas, par exemple, Services de puits a utilisé la technique de fracturation du BroadBand Sequence* pour BHP Billiton pour augmenter l’efficacité des traitements de la fracturation hydraulique dans les nouveaux puits horizontaux, dans la zone de schiste d’Eagle Ford. Dans un essai pilote sur huit puits, trois puits ont été réalisés au moyen de la technique du BroadBand Sequence pour augmenter la couverture de perforation des puits de forage au-delà des traitements de la fracturation conventionnels. Après 210 jours, une augmentation de 22 % dans la production normalisée a été réalisée dans les puits où la technique du BroadBand Sequence a été appliquée, par rapport à une moyenne de cinq puits de limite.

À l’ouest du Texas, les services de diagraphie ThruBit*, Câbles de forage (Wireline), ont été utilisés pour Atlantic afin d’optimiser les exécutions sur un programme de 27 puits horizontaux dans le bassin Permien. Les réalisations modifiées ont entraîné une augmentation de la production moyenne des puits par rapport à des puits de limite réalisés géométriquement. Outre l’augmentation de la production, les coûts de stimulation ont baissé en réduisant les pressions liées aux pannes et en supprimant les filtrages.

Sur la partie terrestre des États-Unis, la technologie d’obturation de la fracturation de composites forables, Diamondback*, de Complétions Schlumberger, a été déployée pour BHP Billiton afin de supprimer les événements d’obturation préétablis et le temps non productif y afférent, dans la réalisation des puits dans la zone de schiste d’Eagle Ford. Auparavant, le client avait connu une moyenne de plus de deux événements d’obturation préétablis et plus de 31 heures de temps non productif par mois y afférent. La technologie d’obturation du composite de Diamondback a permis de surmonter les obstacles techniques et a contribué à zéro événement préétabli pendant sept mois consécutifs tout en augmentant d’un tiers le nombre moyen d’obturateurs établis. Après l’élimination des événements d’obturation préétablis, le client a pu économiser 200 000 USD par événement, environ.

Outre ces exemples spécifiques, le processus LeanSTIM a démontré l’optimisation globale de la performance dans les activités de fracturation hydraulique. Dans les cinq mois de l’application de LeanSTIM pour un opérateur indépendant au sud du Texas, les opérations de Schlumberger ont entraîné une augmentation de 54 % dans le compte des étapes par mois, par équipe. Le client a bénéficié d’un coût par étape moins élevé, d’une exécution plus rapide des puits, d’une production sans risques et d’une baisse du fonds de roulement. Schlumberger a enregistré des bénéfices attribuables aux recettes incrémentielles par mois, par équipe, aux marges plus élevées par étape, et au nombre inférieur d’équipes opérationnelles. En adoptant LeanSTIM sur ce projet, la capacité de pompage a été libérée, permettant à Schlumberger d’augmenter sa part de marché avec d’autres opérateurs sans devoir engager des dépenses en capital supplémentaires.

Zones internationales

Le chiffre d’affaires des zones internationales de 8,3 milliards USD a augmenté de 3 % en séquentiel.

La région Amérique Latine a mené une augmentation internationale séquentielle avec un chiffre d’affaires de 2 milliards USD, soit une hausse de 10 %, alors que le Mexique a rebondi avec un travail de gestion de projet intégrée (IPM) plus strict et une plus forte activité de forage en eaux profondes, tandis qu’un chiffre d’affaires plus élevé a été déclaré dans tous les Groupes, au Venezuela, en Argentine, en Colombie et au Brésil.

Le chiffre d’affaires de la région Europe / CEI / Afrique de 3,3 milliards USD a augmenté de 1 % en séquentiel, à la suite d’une activité d’exploration largement accrue en Angola, du démarrage de nouveaux projets au Congo et en Guinée équatoriale, de l’augmentation des ventes de logiciels au Royaume-Uni, de l’apogée du forage estival et de l’activité d’exploration en Russie et en Asie Centrale. La croissance du chiffre d’affaires en Russie a, toutefois, été modérée par des investissements prudents qui ont retardé certains projets et les dépenses engagées par certains clients à la suite des sanctions de l’Union européenne et des États-Unis. Le chiffre d’affaires de la Norvège a chuté alors que l’activité sismique et de forage prenait fin après l’activité maximale du deuxième trimestre.

Le chiffre d’affaires de la région Moyen-Orient et Asie de 3 milliards USD est resté stable en séquentiel alors que la forte activité d’exploration offshore en Arabie Saoudite, l’augmentation du forage et des gains de part de marché à Oman, et les activités de levé marin de WesternGeco plus importantes à Brunei ont été compensées par une baisse du chiffre d’affaires en Irak, à la suite d’un sérieux ralentissement des activités au Kurdistan, attribuable aux troubles croissants. L’Inde a également décliné à la suite de la réalisation des projets.

En séquentiel, la marge d’exploitation avant impôts de 24,6 % des zones internationales a grimpé de 55 points de base reflétant des marges d’exploitation incrémentielles de 45 %. En glissement annuel, les marges d’exploitation incrémentielles internationales étaient de 50 %. La marge d’exploitation avant impôts de la région Europe / CEI / Afrique a augmenté de 132 points de base à 23,4 %, celle d’Amérique Latine de 72 points de base à 21,9 % alors que la marge du Moyen-Orient et d’Asie de 27,6 % était essentiellement stable avec le trimestre précédent.

L’expansion de la marge d’exploitation avant impôts des zones internationales était attribuable à la reprise de l’activité saisonnière en Russie et en Asie Centrale, en combinaison avec les résultats d’exploration solides dans les marchés géographiques d’Afrique subsaharienne et du Moyen-Orient, les ventes de logiciels à marge plus élevée dans les marchés géographiques de la Mer du Nord, et une forte activité dans la région d’Amérique Latine. Les effets ont, toutefois, été limités au cours du trimestre par les coûts liés au respect des sanctions en Russie, et au ralentissement opérationnel sérieux au Kurdistan.

Au cours du trimestre, les zones internationales ont observé un certain nombre d’attributions de contrats.

En Norvège, Statoil a attribué à Schlumberger un contrat d’une valeur approximative de 180 millions USD pour la prestation des services de forage intégrés pour diverses licences norvégiennes du plateau continental y compris le forage d’exploration. Le contrat de deux ans, avec trois périodes optionnelles de deux ans chacune, inclut les services de forage directionnel, les mesures en cours de forage, la diagraphie en cours de forage et des services de diagraphie des boues de forage. Par ailleurs, Schlumberger fournira un transfert de données en temps réel, des opérations intégrées avec une assistance onshore, un forage optimisé et le matériel de forage. Le modèle des services de forage intégrés fournit l’accès à des technologies de forage essentielles et à des processus de travail multidisciplinaires, favorisant des activités rentables par la normalisation et l’accent mis sur la qualité de l’exécution.

En Équateur, les partenaires du consortium Shushufindi, Schlumberger et Tecpetrol se sont vu attribuer le contrat des services de gestion de la production pour les champs du Groupe 1. L’attribution a été basée sur des conditions commerciales ; une excellente qualité, l’expérience en termes de sécurité et d’environnement ; des niveaux élevés d’alignement et d’intégration ; et les aptitudes avérées de Schlumberger pour l’application de la technologie dans les projets de développement des champs matures en Équateur. Ce nouveau projet permettra au consortium d’améliorer les économies d’échelle et, avec les champs de Shushufindi et Libertador, augmentera davantage la production de Petroamazonas en Équateur.

Au Koweït, Kuwait Oil Company (KOC) a attribué à WesternGeco un contrat de cinq ans pour un levé de 4 200 km2 d’azimut plein, 3D, haute résolution pour les champs de Greater Burgan et Khabrat Ali au moyen de plusieurs technologies géophysiques intégrées. Le levé, qui inclut à la fois l’acquisition et le traitement des données, sera réalisé au moyen du système sismique terrestre à point récepteur intégré UniQ* avec plus de 200 000 canaux, ce qui en fera l’un des plus importants levés sismiques au monde, en termes du nombre de canaux. Le contrat inclut également un profil sismique vertical 3D (VSP) et des techniques électromagnétiques et magnétotelluriques, qui seront intégrés aux données sismiques pour une meilleure résolution et une baisse des risques sous-surfaciques.

Au Mexique, Schlumberger a signé un contrat multiannuel avec la Commission Nationale des Hydrocarbures (CNH) pour développer et gérer le Répertoire National des Données (NDR), et préparer les salles de données pour les premiers appels d’offres nationaux relatifs au pétrole à la suite de la question de la législation de la réforme de l’énergie. Le contrat a été attribué sur la base des conditions commerciales, des solutions technologiques, et de l’expérience mondiale dans le développement et la gestion des NDR, des centres de données et des salles de données. Le premier cycle des appels d’offres a été annoncé pour le premier trimestre de 2015.

Groupe Caractérisation des réservoirs

Le chiffre d’affaires du troisième trimestre de 3,2 milliards USD a augmenté de 3 % en séquentiel et de 3 % en glissement annuel. Le bénéfice d’exploitation avant impôts était de 954 millions USD, soit une hausse de 4 % en séquentiel, mais a baissé de 3 % en glissement annuel. L’augmentation séquentielle du chiffre d’affaires était principalement attribuable à une utilisation accrue des technologies de Testing Services, à la suite d’une forte activité d’exploration au Brésil, ainsi que sur un certain nombre de marchés géographiques. Le chiffre d’affaires de WesternGeco a également augmenté, en séquentiel, grâce à une amélioration de l’activité mondiale des navires entraînant une utilisation accrue des actifs au cours du trimestre. Par ailleurs, Schlumberger Information Solutions (SIS) a déclaré une augmentation des ventes de logiciels, en particulier au Royaume-Uni. Ces augmentations ont, toutefois, été partiellement compensées par une baisse des ventes sismiques multiclients de PetroTechnical Services en séquentiel.

La marge d’exploitation avant impôts de 30 % était de 29 points de base supérieure, en séquentiel, reflétant des marges d’exploitation incrémentielles de 40 % attribuables à l’utilisation accrue des navires de WesternGeco, aux fortes ventes de logiciels à marge élevée, et une plus forte activité de Testing Services.

Outre les attributions de contrats au cours du troisième trimestre, les nouvelles technologies du Groupe Caractérisation des Réservoirs ont contribué à répondre aux enjeux des clients en termes de réduction des risques sous-surfaciques, de caractérisation des réservoirs complexes et d’amélioration de la production des puits et la récupération de réservoirs.

Par exemple au Kazakhstan, la technologie de la sonde radiale 3D, Saturn*, Câbles de forage, a été utilisée pour la première fois pour Zhaikmunai afin d’obtenir des échantillons de gaz de réservoir à condensats d’excellente qualité dans un puits, dans des formations de carbonate hétérogène à faible perméabilité. En raison de l’invasion du fluide de forage, les précédentes activités d’échantillonnage de puits, au moyen de méthodes conventionnelles, ont entraîné des niveaux élevés de filtrat et de faibles pourcentages d’hydrocarbures dans les échantillons prélevés dans ces zones. La conception de la sonde elliptique de Saturn a entraîné des améliorations dans l’efficacité opérationnelle, rendues possibles par un nettoyage plus rapide dans les zones profondément envahies. Grâce à l’utilisation de la technologie Saturn, le contenu du fluide des trois différentes zones sélectionnées du réservoir a été identifié avec succès en quelques heures.

Offshore de l’Australie, la technologie de la sonde radiale 3D Saturn, de Câbles de forage, a également été déployée pour Apache Corporation afin de récupérer les échantillons de pétrole et confirmer la présence d’au moins quatre hauteurs de pétrole discrètes dans un puits de découverte dans le Bassin de Canning. La plus grande zone de flux et la meilleure capacité d’étanchéité offertes par la conception d’entrée elliptique de Saturn ont permis une capture et une récupération efficaces des échantillons de pétrole du réservoir, surmontant les obstacles rencontrés lors des précédentes tentatives de récupération des fluides du réservoir de deux puits de limite, au moyen de méthodes d’échantillonnage traditionnelles.

À Oman, la technologie de spectroscopie haute définition Litho Scanner* de Câbles de forage a été appliquée pour la première fois pour Petroleum Development Oman (PDO) dans trois puits dans une formation de mudstones riche en matières organiques non conventionnelle. La technologie du Litho Scanner a fourni le Carbone Organique Total estimé et a aidé à résorber avec précision la minéralogie complexe de la formation.

En Angola, Total Exploration & Production Angola a attribué à Câbles de forage de Schlumberger un contrat de trois ans avec une période optionnelle de deux ans supplémentaires pour fournir des services câblés d’évaluation de réservoir dans leurs champs de développement, dans le Bloc 17, leurs puits d’exploration dans le Bloc 32 et leurs puits d’exploration présalifères dans les Blocs 25 et 40.

En Malaisie, PETRONAS Carigali a attribué à WesternGeco un contrat pour un levé de 1 050 km2 au moyen d’IsoMetrix*, technologie sismique isométrique marine, offshore de Sarawak, le tout premier levé multicapteurs 3D du client. En raison des limites maritimes internationales dans la région, un levé conventionnel devrait être acquis dans deux différentes directions. Toutefois, la technologie IsoMetrix prélève des données 3D dans deux directions à la fois, en ligne et transversale, en un seul passage, pour fournir une solution rentable. Le traitement des données sera réalisé dans le centre Solutions Géographiques de Schlumberger, PetroTechnical, à Kuala Lumpur, avec une image traitée devant être fournie huit mois après acquisition.

En Norvège, Statoil Petroleum AS a attribué à WesternGeco plusieurs contrats sismiques offshore y compris deux levés de surveillance 4D au moyen de la technologie Q-Marine*, sur les champs de Skuld et Heidrun, dans la mer de Norvège. WesternGeco réalise régulièrement des levés 4D sur le champ de Heidrun pour Statoil depuis 2001.

Groupe Forage

Le chiffre d’affaires du troisième trimestre de 4,8 milliards USD a augmenté de 4 % en séquentiel et de 11 % en glissement annuel. Le bénéfice d’exploitation avant impôts de 1 milliard USD était supérieur de 7 % en séquentiel et a augmenté de 18 % en glissement annuel.

En séquentiel, l’augmentation du chiffre d’affaires est, en particulier, attribuable à la forte activité en eaux profondes de Forage & Mesures au Mexique, en Russie et offshore de l’Amérique du Nord. IPM a également augmenté grâce à la forte activité du projet au Mexique. Le chiffre d’affaires des appareils de forage pour l’ensemble du trimestre de Saxon a également contribué à cette croissance séquentielle.

En séquentiel, la marge d’exploitation avant impôts a augmenté de 60 points de base à 21,7 % reflétant une marge d’exploitation incrémentielle de 38 % attribuable à une meilleure rentabilité de Forage & Mesures résultant d’une activité accrue et d’une combinaison géographique et technologique plus favorable. La meilleure rentabilité des projets IPM dans la zone Amérique Latine a continué à contribuer à l’expansion des marges du groupe.

Au cours du troisième trimestre, de nouvelles technologies du groupe Forage ont augmenté la performance par une meilleure efficacité du forage, par la garantie de l’intégrité des puits de forage et l’optimisation du placement des puits.

Offshore de la Malaisie, le service cartographie en cours de forage du réservoir, GeoSphere*, a été utilisé pour PETRONAS Carigali Sdn. Bhd dans un puits horizontal dans un champ de pétrole offshore de Sabah, célèbre pour sa complexité géologique et les risques de forage considérables. Les précédentes campagnes de forage qui utilisaient des méthodes de forage conventionnelles ont souvent été confrontées à des risques sous-surfaciques y compris des fuites de schiste, rendant difficile le placement précis du puits. La technologie GeoSphere, déployée pour la première fois dans ce champ, a réduit l’incertitude géologique en cartographiant le canal sablonneux cible à environ 25 m du puits, ce qui a permis de poser le puits dans l’épicentre et de le diriger à l’intérieur du puits de façon optimale. Grâce à l’utilisation de la technologie GeoSphere, le test du puits initial a confirmé une production incrémentielle supérieure à 1 700 bbl/j, soit presque le double de la production cible.

Dans la partie anglaise de la Mer du Nord, la technologie GeoSphere a été déployée pour poser un puits horizontal dans un réservoir complexe. Tout en forant la partie de 12 1/4 pouces, la technologie GeoSphere a cartographié le réservoir en tant qu’unité sablonneuse de 15 pieds avant de forer à travers, ce qui, avec l’expertise en interprétation des mesures et les connaissances détaillées de l’actif, ont permis de poser le puits dans l’angle d’inclinaison optimal. Par conséquent, le tubage a été réalisé avec efficacité, facilitant le forage de la partie du réservoir.

En Arabie Saoudite, la technologie du système rotatif orientable, PowerDrive Orbit* de Forage & Mesures, a été utilisée pour augmenter la performance du forage dans les sections latérales complexes de 5 7/8 pouces des puits de gaz. La fiabilité et l’efficacité du forage de la technologie PowerDrive Orbit ont permis de forer jusqu’à présent une section latérale de 10 470 pieds cumulatifs, entraînant 149 % de métrage supplémentaire ; 81 % d’heures de forage supplémentaires par rapport aux réalisations des meilleurs systèmes rotatifs orientables conventionnels ; et une augmentation de 175 % du taux de pénétration (ROP), par rapport au ROP moyen d’un moteur conventionnel. En général, la technologie de Forage & Mesures a permis d’économiser un total de 23 jours de forage.

Offshore du Mexique, les technologies intégrées du groupe Forage ont été utilisées pour PEMEX, afin d’améliorer la performance du forage dans un puits de développement. La technologie du système rotatif orientable PowerDrive Orbit, associée à Stinger*, technologie à élément de diamant conique, sur une mèche de forage personnalisée Smith, a réalisé une augmentation de 18 % du ROP dans une section de puits de 2 096 m, la plus longue dans le champ, en un seul coup. Ce qui a entraîné un nouveau record de forage pour la section la plus rapidement forée dans le champ, et a permis au client d’économiser plus de 500 000 USD en coûts de forage.

Offshore de la Chine, les technologies du groupe Forage ont été déployées pour CNOOC (Branche de Zhanjiang) pour surmonter les obstacles liés au forage dans les puits d’exploration en eaux profondes, dans le bassin QiongDong, au sud de la mer de Chine. La combinaison de la technologie sonique multipolaire en cours de forage, SonicScope*, et la géomécanique en temps réel de Forage & Mesures ont permis une prévision précise des pressions interstitielles de la formation, entraînant la détermination précise de la profondeur du tubage en cours de forage, et l’optimisation du programme de tubage. Par conséquent, les risques liés au forage en raison des zones à forte pression, les fenêtres de densité de boue étroites et les instabilités des puits ont été atténués, et trois puits ont été forés avec succès. De même, grâce à la fiabilité du processus qui a entraîné la baisse des risques de forage dans les deux premiers puits, la taille du trou de 14 3/4 pouces a été supprimée dans le troisième puits, entraînant une réduction de sept jours de forage et une économie de coût pour le client d’environ 8 millions USD.

Offshore de la République du Congo, les technologies de Forage & Mesures ont été déployées pour ENI dans le forage d’un puits de forage complexe dans le champ de Loango. Le système rotatif orientable au rythme de construction élevé, PowerDrive Archer*, et les technologies de diagraphie en cours de forage multifonctions, EcoScope†*, avec un trépan personnalisé Smith compact en diamant polycristallin, ont permis de forer un puits complexe 3D au moyen de la surcharge et de le poser, de façon optimale, dans le réservoir. Le placement du puits dans le réservoir complexe a été réalisé en utilisant la détection des limites du lit multicouche, PeriScope HD* et les technologies de neutrons de densité azimutale, adnVISION*, qui ont permis de cartographier les couches multiples d’un réservoir hétérogène, et de réévaluer le positionnement du puits en temps réel. Grâce à l’utilisation des technologies de Forage & Mesures, y compris le premier déploiement de la technologie PeriScope HD dans le pays, le puits a été foré en toute sécurité et a réalisé un contact de réservoir de 100 %.

Au Venezuela, la technologie du système rotatif orientable, PowerDrive X6*, de Forage & Mesures, a été déployée pour PDVSA dans un puits à haute température dans le champ de La Ceiba. La technologie PowerDrive X6 a permis de forer plus de 2 000 pieds en une seule fois, tout en réduisant le nombre de coups de sept à trois, et en réalisant un temps inférieur au plateau rotatif, trois fois plus par rapport aux systèmes de forage conventionnels utilisés dans les puits adjacents.

Groupe Production

Le chiffre d’affaires de 4,7 milliards USD du troisième trimestre a augmenté de 8 % en séquentiel et de 17 % en glissement annuel. Le bénéfice d’exploitation avant impôts de 857 millions USD a augmenté de 18 % en séquentiel et de 21 % en glissement annuel. La forte reprise à la suite de la débâcle printanière saisonnière à l’ouest du Canada, explique la majorité des augmentations séquentielles de Services de Puits, même si une proportion considérable est attribuable à l’augmentation du compte des étapes dans la partie terrestre des États-Unis, ainsi qu’à une meilleure logistique. Les fortes ventes des produits de Complétions dans les régions Amérique Latine, Moyen-Orient et Asie et les produits d’Ascension artificielle en Amérique latine ont également contribué à cette croissance séquentielle.

La marge d’exploitation avant impôts de 18,3 % a augmenté de 158 points de base en séquentiel reflétant une marge opérationnelle incrémentielle de 38 % en réponse à une meilleure rentabilité de Services de puits alors que l’Ouest canadien a rebondi après la débâcle printanière saisonnière du trimestre précédent et que la partie terrestre des États-Unis a continué à se développer en réponse à une meilleure efficacité, une meilleure utilisation, et le recouvrement des coûts logistiques.

Les nouvelles technologies du groupe Production ont permis de répondre aux enjeux d’un certain nombre de clients au cours du troisième trimestre, en stimulant l’efficacité opérationnelle, en accélérant la production et en maximisant la récupération des réservoirs.

Offshore de la Malaisie, Intervention sur puits a réalisé le premier service de stimulation de tubage spiralé en direct en grès du monde, ACTive Matrix*, dans un puits de gaz à plusieurs étapes pour Petronas Carigali. En utilisant les mesures au fond des puits en temps réel, le service ACTive Cleanout* a permis d’optimiser la portée des tubes spiralés tout en détartrant le puits. En outre, la performance en direct en puits d’ACTive*, avec les capteurs de température distribuée et le partiteur chimique au moyen d’une fibre dégradable ont aidé à optimiser le placement du fluide de stimulation et à éviter la perte des fluides de traitement dans la zone de perte. La production de gaz post-stimulation était de 175 % supérieure à la production d’origine prévue.

En Argentine, Schlumberger a déployé les flux de travail des réservoirs intégrés pour qu’YPF puisse optimiser les conceptions et les traitements de la fracturation hydraulique dans la formation de schiste non conventionnelle de Vaca Muerta. Le logiciel de conception de la stimulation axée sur les réservoirs, Mangrove*, de Services de Puits, a été utilisé, avec les données sur le terrain de plusieurs puits de limite, pour développer la stratégie d’exécution pour un puits candidat. En outre, un réseau de fracturation hydraulique complexe a été généré en utilisant UFM*, un modèle de fracturation non conventionnel, et transmis au simulateur de réservoir haute résolution, INTERSECT*, de Solutions d’Information de Schlumberger pour des simulations de production et un rapprochement historique. Suite aux flux de travail des réservoirs intégrés de Schlumberger, le mécanisme de propagation de la fracturation dans la formation de schiste de Vaca Muerta est maintenant mieux compris, permettant au client d’améliorer le retour sur investissement.

Également en Argentine, une combinaison des technologies des Services de Puits a permis à Petrolera Entre Lomas d’optimiser la stimulation et la réalisation d’un puits de pétrole dans la formation de schiste non conventionnelle de Vaca Muerta, dans le champ de Medano de la Mora. Par l’intégration des informations sur les réservoirs, y compris les propriétés mécaniques et les données microsismiques, le logiciel de conception de stimulation axée sur les réservoirs, Mangrove, a fourni une visualisation en temps opportun des différentes options de réalisation entraînant l’optimisation de la perforation des puits et de la stratégie de fracturation. En outre, l’utilisation de la technologie de fracturation à canal d’écoulement, HiWAY*, avec sa logistique simplifiée et sa fiabilité opérationnelle, a entraîné un traitement de la stimulation qui a maximalisé le potentiel du puits. Grâce à l’utilisation des technologies de Services de Puits, la production initiale du puits a dépassé les attentes.

En Arabie Saoudite, les technologies d’Intervention sur Puits de Schlumberger ont réalisé des travaux de reconditionnement pour Saudi Aramco, dans un puits de gaz sulfureux. La technologie de tubage spiralé live en puits ACTive a été utilisée dans une opération de détartrage mécanique à rythme élevé pour maintenir la pression différentielle nécessaire puisque la technologie de suppression du tartre au jet de Jet Blaster* a nettoyé le calcaire tenace, et a fourni une surveillance en temps réel de la pression au fond du trou pour minimiser les risques d’afflux de gaz. Après l’opération de détartrage du puits, la technologie ACTive a également été utilisée pour réaliser une corrélation de profondeur aux rayons gamma en temps réel, tout en maintenant une pression différentielle optimale dans l’outil de coupe de tube hydraulique et de perforation, ABRASIJET*, permettant au client d’économiser un coût supplémentaire nécessaire pour la corrélation de profondeur.

Au Nigeria, Complétions Schlumberger a mis en place le système de gestion modulaire à plusieurs zones, IntelliZone Compact*, dans un puits pour SEPLAT pour mélanger la production à partir de zones multiples tout en maintenant le contrôle sur chaque zone. Le système IntelliZone Compact a été mis en place avec succès à l’intérieur d’un filtre à sable FacsRiteTM. La technologie IntelliZone Compact est conçue pour optimiser la production et augmenter la récupération, permettant aux clients d’améliorer la valeur actuelle nette de leur actif.

Offshore de la République du Congo, la technologie du filtre à sable, FacsRiteTM de Complétions Schlumberger, a été utilisée pour Total E&P Congo afin de garantir la productivité dans un puits horizontal sur le champ de Libondo. La technologie de FacsRite a été sélectionnée au lieu des tubes crépinés à fentes conventionnels en raison de ses propriétés mécaniques et de ses capacités de rétention du sable, ainsi que sa conception à zone de débit à grande ouverture. Depuis sa mise en production, aucune présence de sable, et une production excellente a été observée, et l’absence d’effets cutanés néfastes sur le réservoir, a permis au puits de produire mieux du réservoir.

Au Venezuela, la technologie des comprimés de matière composite renforcée, Losseal*, de Services de Puits, a été déployée pour PDVSA pour faire face à la circulation perdue et réduire le temps de forage, en particulier pour le forage des puits dans la formation complexe du Colorado, dans le champ de Santa Rosa, dans le district d’Anaco. Dans un puits, un comprimé de 30 bbl de la technologie Losseal a contribué à réduire les pertes de fluides de 20 bbl/h à 1 bbl/h en six heures, permettant des activités de forage sûres et efficaces pour la suite. L’application de la technologie Losseal a également aidé le client à éviter plus de 36 heures de temps de forage sur les mesures correctives supplémentaires, telles que d’autres comprimés à matière et bouchons en ciment perdus en circulation.

 

Tableaux financiers

            État des résultats consolidés condensés (en millions USD, sauf montants par action)

 

Troisième trimestre Neuf mois Périodes closes le 30 septembre,   2014   2013   2014   2013   Chiffre d’affaires $ 12 646 $ 11 608 $ 35 939 $ 33 360 Intérêts et autres produits, nets 79 43 220 105 Gain sur la formation de OneSubsea(1) - - - 1 028 Dépenses Coût des produits d’exploitation 9 689 8 926 27 708 26 047 Recherche & ingénierie 301 286 893 870 Frais généraux et administratifs 125 110 353 305 Perte de valeur et autres(1) - - - 456     Intérêt     90     98     282       294   Revenu avant impôts 2 520 2 231 6 923 6 521 Impôts sur le revenu(1)     556     506     1 530       1 361   Revenus issus des activités poursuivies 1 964 1 725 5 393 5 160 Perte issue des activités abandonnées     -     -     (205 )     (69 ) Revenu net 1 964 1 725 5 188 5 091 Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires     15     10     52       23   Bénéfice net attribuable à Schlumberger   $ 1 949   $ 1 715   $ 5 136     $ 5 068     Montants Schlumberger attribuables au : Bénéfice issu des activités poursuivies (1) $ 1 949 $ 1 715 $ 5 341 $ 5 137     Perte issue des activités abandonnées     -     -     (205 )     (69 )     Revenu net   $ 1 949   $ 1 715   $ 5 136     $ 5 068     Bénéfice dilué par action de Schlumberger Bénéfice issu des activités poursuivies (1) $ 1,49 $ 1,29 $ 4,07 $ 3,84     Perte issue des activités abandonnées     -     -     (0,16 )     (0,05 )     Revenu net   $ 1,49   $ 1,29   $ 3,91     $ 3,79     Moyenne des actions en circulation 1 294 1 322 1 300 1 326 Moyenne des actions en circulation après dilution     1 310     1 333     1 315       1 336     Dépréciation & amortissement inclus dans les dépenses(2)   $ 1 033   $ 988   $ 3 029     $ 2 891     (1)   Cf. page 12 pour plus de détails sur les charges et crédits. (2)

Inclut la dépréciation de la propriété, de l’usine et de l’équipement et l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et les investissements SPM.

  État des résultats consolidés condensés         (en millions USD )   30 sept. 31 déc. Actifs   2014   2013 Actif à court terme Encaisse et investissements à court terme $ 6 759 $ 8 370 Comptes clients 12 352 11 497     Autres actifs courants     6 362     6 358 25 473 26 225 Investissements à taux fixe, détenus jusqu’à maturité 473 363 Immobilisations corporelles 15 809 15 096 Données sismiques multiclients 751 667 Écarts d’acquisition 15 243 14 706 Autres immobilisations incorporelles 4 690 4 709 Autres actifs     5 881     5 334         $ 68 320   $ 67 100   Passif et fonds propres         Passif courant Comptes fournisseurs et charges constatées d’avance $ 8 916 $ 8 837 Passif estimé pour les impôts sur le bénéfice 1 499 1 490

Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme

1 451 2 783     Dividende à distribuer     522     415 12 388 13 525 Dette à long terme 11 626 10 393 Avantages postérieurs aux départs en retraite 606 670 Impôts différés 1 733 1 708 Autre passif     1 280     1 169 27 633 27 465 Fonds propres     40 687     39 635         $ 68 320   $ 67 100  

Dette nette

La « dette nette » représente la dette brute moins la trésorerie, les placements à court terme et les placements en instruments à taux fixe, détenus jusqu’à maturité. La direction estime que la dette nette fournit des informations utiles sur le niveau d’endettement de Schlumberger en reflétant la trésorerie et les investissements qui pourraient être utilisés pour rembourser la dette.

Détails des variations de la dette nette :

      (en millions USD )   Périodes closes le 30 septembre,      

Neufmois2014

 

Troisièmetrimestre2014

 

Neufmois2013

  Bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires $ 5 393 $ 1 964 $ 5 160 Gain sur la formation de OneSubsea - - (1 028 ) Perte de valeur des investissements appliquant la méthode de mise en équivalence et perte de dévaluation monétaire au Venezuela - - 456 Dépréciation et amortissement(1) 3 029 1 032 2 891 Pensions et autres avantages complémentaires postérieurs aux départs en retraite à payer 266 76 388 Dépenses de rémunération sous forme d’actions 246 84 255 Financement de pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ en retraite (318 ) (191 ) (468 ) (Augmentation) Baisse du fonds de roulement (991 ) 99 (1 079 ) Autres   (343 )   (1 )   (4 ) Flux de trésorerie lié à l’exploitation   7 282     3 063     6 571     Dépenses d’investissement (2 766 ) (980 ) (2 753 ) Investissements SPM (569 ) (192 ) (633 ) Données sismiques multiclients capitalisées   (212 )   (58 )   (300 ) Flux de trésorerie disponible(2)   3 735     1 833     2 885     Programme de rachat d’actions (3 582 ) (1 508 ) (1 526 ) Dividendes distribués (1 451 ) (519 ) (1 196 ) Produit des régimes d’actionnariat des employés   795     303     415     (503 )   109     578     Acquisitions d’entreprises et investissements, déduction faite de l’encaisse et des dettes assumées (1 049 ) (85 ) (1 144 ) Autres   150     197     61   (Augmentation) Baisse de la dette nette (1 402 ) 221 (505 ) Dette nette, début de période   (4 443 )   (6 066 )   (5 111 ) Dette nette, 30 septembre $ (5 845 ) $ (5 845 ) $ (5 616 )   Composants de la dette nette  

30 sept.2014

 

30 juin2014

 

31 déc.2013

 

30 sept.2013

Encaisse et investissements à court terme $ 6 759 $ 6 699 $ 8 370 $ 6 435 Investissements à taux fixe, détenus jusqu’à maturité 473 480 363 363 Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme (1 451 ) (1 505 ) (2 783 ) (2 498 ) Dette à long terme   (11 626 )   (11 740 )   (10 393 )   (9 916 ) $ (5 845 ) $ (6 066 ) $ (4 443 ) $ (5 616 )

(1)

  Inclut la dépréciation de la propriété, de l’usine et de l’équipement et l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et les investissements SPM.

(2)

Le « flux de trésorerie disponible » représente le flux de trésorerie lié aux opérations moins les dépenses en capital, les investissements SPM et les données sismiques multiclients capitalisées. La direction estime que cette mesure est importante, car elle représente les fonds disponibles pour réduire la dette et poursuivre des opportunités améliorant la valeur pour les actionnaires, telles que la réalisation d’acquisitions, et le retour d’espèces aux actionnaires via des rachats d’actions et des dividendes.  

Charges & Crédits

Outre les résultats financiers déterminés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) aux États-Unis, ce communiqué de presse sur les résultats du troisième trimestre inclut également des mesures financières non-PCGR (telles que définies en vertu du Règlement G de la SEC). Ce qui suit est un rapprochement de ces mesures non-PCGR aux mesures PCGR comparables :

      (en millions USD, sauf montants par action)           Neuf mois 2013 Avant impôts   Impôts   Intérêts minoritaires   Net   BPA dilué   Classification de l’état des résultats

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, tel que déclaré

$ 6 521 $ 1 361 $ 23 $ 5 137 $ 3,84 Perte due à la dévaluation de la monnaie au Venezuela 92 - - 92 0,07 Détériorations et autres Gain sur la formation de la joint-venture OneSubsea (1 028 ) - - (1 028 ) (0,77 ) Gain sur la formation de OneSubsea Détérioration d’investissements appliquant la méthode de mise en équivalence   364       19     -     345       0,26   Détériorations et autres

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, hors charges & crédits

$ 5 949     $ 1 380   $ 23   $ 4 546     $ 3,40    

Les activités poursuivies n’ont enregistré ni charge, ni crédit au cours des neuf premiers mois de 2014 ou du troisième trimestre 2013.

Groupes Produits (en millions USD )   Trimestre clos le 30 sept. 2014   30 juin 2014   30 sept. 2013 Chiffre d’affaires  

Bénéficeavantimpôts

Chiffre d’affaires  

Bénéficeavantimpôts

Chiffre d’affaires  

Bénéficeavantimpôts

Caractérisation des réservoirs $ 3 184 $ 954 $ 3 095 $ 918 $ 3 289 $ 988 Forage 4 821 1 045 4 653 981 4 358 889 Production 4 697 857 4 344 725 4 024 707 Éliminations & autres (56 )   (50 ) (38 )   (3 ) (63 )   (88 ) Bénéfice d’exploitation avant impôts 2 806 2 621 2 496 Dépenses d’entreprise & autres - (210 ) - (216 ) - (179 ) Intérêts créditeurs(1) - 8 - 8 - 6 Intérêts débiteurs(1)   -     (84 )   -     (86 )   -     (92 ) $ 12 646   $ 2 520   $ 12 054   $ 2 327   $ 11 608   $ 2 231       Zones géographiques (en millions USD ) Trimestre clos le 30 sept. 2014 30 juin 2014 30 sept. 2013 Chiffre d’affaires

Bénéficeavantimpôts

Chiffre d’affaires

Bénéficeavantimpôts

Chiffre d’affaires

Bénéficeavantimpôts

Amérique du Nord $ 4 255 $ 825 $ 3 888 $ 700 $ 3 602 $ 730 Amérique latine 2 036 446 1 852 393 1 934 399 Europe / CEI / Afrique 3 303 774 3 268 723 3 185 714 Moyen-Orient et Asie 2 970 820 2 966 826 2 794 730 Éliminations & autres 82   (59 ) 80   (21 ) 93   (77 ) Bénéfice d’exploitation avant impôts 2 806 2 621 2 496 Dépenses d’entreprise & autres - (210 ) - (216 ) - (179 ) Intérêts créditeurs(1) - 8 - 8 - 6 Intérêts débiteurs(1)   -     (84 )   -     (86 )   -     (92 ) $ 12 646   $ 2 520   $ 12 054   $ 2 327   $ 11 608   $ 2 231    

(1) À l’exclusion des intérêts inclus dans les résultats des groupes Produits et des Zones géographiques.

Groupes Produits (en millions USD )   Neuf mois clos le 30 sept. 2014   30 sept. 2013 Chiffre d’affaires  

Bénéficeavantimpôts

Chiffre d’affaires  

Bénéficeavantimpôts

Caractérisation des réservoirs $ 9 131 $ 2 651 $ 9 157 $ 2 629 Forage 13 804 2 906 12 659 2 413 Production 13 157 2 319 11 708 1 888 Éliminations & autres (153 )   (81 ) (164 )   (190 ) Bénéfice d’exploitation avant impôts 7 795 6 740 Dépenses d’entreprise & autres - (628 ) - (529 ) Intérêts créditeurs(1) - 23 - 15 Intérêts débiteurs(1) - (267 ) - (277 ) Charges & crédits   -     -     -     572   $ 35 939   $ 6 923   $ 33 360   $ 6 521       Zones géographiques (en millions USD ) Neuf mois clos le 30 sept. 2014 30 sept. 2013 Chiffre d’affaires

Bénéficeavantimpôts

Chiffre d’affaires

Bénéficeavantimpôts

Amérique du Nord $ 11 827 $ 2 208 $ 10 249 $ 2 019 Amérique latine 5 646 1 210 5 752 1 164 Europe / CEI / Afrique 9 452 2 082 9 186 1 867 Moyen-Orient et Asie 8 781 2 396 7 844 1 931 Éliminations & autres 233   (101 ) 329   (241 ) Bénéfice d’exploitation avant impôts 7 795 6 740 Dépenses d’entreprise & autres - (628 ) - (529 ) Intérêts créditeurs(1) - 23 - 15 Intérêts débiteurs(1) - (267 ) - (277 ) Charges & crédits   -     -     -     572   $ 35 939   $ 6 923   $ 33 360   $ 6 521    

(1)À l’exclusion des intérêts inclus dans les résultats des groupes Produits et Zones géographiques.

 

Informations supplémentaires

 

1)

 

Quelles étaient la marge bénéficiaire d’exploitation avant impôts et la marge d’exploitation incrémentielle pour les neuf premiers mois de 2014 ?

La marge bénéficiaire d’exploitation avant impôts était de 21,7 % et la marge d’exploitation incrémentielle était de 40,9 % pour les neuf premiers mois de 2014.  

2)

Quel était le flux de trésorerie disponible en pourcentage du revenu issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires pour les neuf premiers mois de 2014 ?

Le flux de trésorerie disponible en pourcentage du bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires était de 69 % pour les neuf premiers mois de 2014.  

3)

Quelles sont les projections en termes de dépenses en capital pour la totalité de l’exercice 2014 ?

Les dépenses en capital de Schlumberger (hors investissements SPM et multiclients) devraient encore s’élever à 3,8 milliards USD pour 2014. Les dépenses en capital pour la totalité de l’exercice 2013 étaient de 3,9 milliards USD.  

4)

Qu’est-ce qui était inclus dans « Intérêts et autres revenus, nets » pour le troisième trimestre 2014 ?

Les « Intérêts et autres revenus, nets » pour le troisième trimestre de 2014 étaient de 79 millions USD. Ce montant était composé de la quote-part du bénéfice net des filiales de 66 millions USD et les intérêts créditeurs de 13 millions USD.  

5)

Comment les intérêts créditeurs et les intérêts débiteurs ont-ils changé au cours du troisième trimestre 2014 ?

Les intérêts créditeurs de 13 millions USD étaient stables en séquentiel. Les intérêts débiteurs de 90 millions USD étaient stables en séquentiel.  

6)

Quelle est la différence entre le « bénéfice d’exploitation avant impôts » et le bénéfice consolidé avant impôts de Schlumberger ?

Il s’agit de postes tels que les dépenses d’entreprise, les intérêts créditeurs et les intérêts débiteurs non affectés aux segments, ainsi que les intérêts sur les prestations médicales post-retraite, les dépenses de rémunération à base d’actions et les dépenses d’amortissement associées à certains actifs incorporels.  

7)

Quel était le taux d’imposition effectif (TIE) pour le troisième trimestre 2014 ?

Le TIE était de 22,1 % pour le troisième trimestre 2014, par rapport à 21,7 % pour le deuxième trimestre 2014.  

8)

Combien d’actions ordinaires étaient en circulation au 30 septembre 2014 et comment cela a-t-il changé par rapport à la fin du trimestre précédent ?

Au 30 septembre 2014, le nombre d’actions ordinaires en circulation était de 1 278 milliards. Le tableau suivant représente le changement du nombre d’actions en circulation du 30 juin 2014 au 30 septembre 2014.

         

(en millions USD)

Actions en circulation au 30 juin 2014   1 296 Actions vendues aux titulaires d’options, moins les actions échangées 2 Acquisition des actions à négociation restreintes 1 Actions émises en vertu du régime d’achat d’actions pour les employés 2 Programme de rachat d’actions (14 ) Les actions en circulation au 30 septembre 2014 1 287    

9)

 

Quel était le nombre moyen pondéré d’actions en circulation au cours du troisième trimestre et comment cela se rapproche-t-il du nombre moyen d’actions en circulation, en supposant une dilution ?

Le nombre moyen pondéré d’actions en circulation au cours des troisième et deuxième trimestres était de 1 294 milliards et 1 300 milliards, respectivement. Vous trouverez ci-après le rapprochement de la moyenne pondérée des actions en circulation et du nombre moyen d’actions en circulation en supposant une dilution.           (en millions USD )  

Troisième trimestre2014

 

Deuxième trimestre2014

Moyenne pondérée des actions en circulation 1 294   1 300 Exercice présumé des options sur actions 12 11 Actions de négociation restreinte non acquises 4   4 Moyenne des actions en circulation après dilution 1 310   1 315  

10)

 

Quelles étaient les ventes multiclients au troisième trimestre 2014 ?

Les ventes multiclients, frais de transfert compris, étaient de 93 millions USD au troisième trimestre 2014 et de 133 millions USD au deuxième trimestre 2014.  

11)

Quel était le carnet de commandes de WesternGeco à la fin du troisième trimestre 2014 ?

Le carnet de commandes de WesternGeco, qui est basé sur des contrats signés avec les clients, s’élevait à 840 millions USD à la fin du troisième trimestre 2014. Il était de 913 millions USD à la fin du deuxième trimestre 2014.  

À propos de Schlumberger

Schlumberger est le plus grand fournisseur au monde de solutions de technologie, de gestion de projet intégrée et d’information à des clients internationaux exerçant leurs activités dans l’industrie du gaz et du pétrole. Employant près de 126 000 personnes de plus de 140 nationalités différentes et opérant dans plus de 85 pays, Schlumberger offre la plus vaste gamme de produits et de services du secteur, de l’exploration à la production.

Schlumberger Limited, dont les bureaux principaux sont basés à Paris, Houston, Londres et La Haye, a déclaré un chiffre d’affaires issu des activités poursuivies de 45,27 milliards USD en 2013. Pour de plus amples renseignements, veuillez consulter le site www.slb.com.

*Marque de Schlumberger ou des sociétés Schlumberger.

†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), anciennement Japan National Oil Corporation (JNOC) et Schlumberger ont collaboré sur un projet pour développer la technologie LWD. Les services EcoScope et NeoScope utilisent la technologie résultant de cette collaboration.

Notes

Schlumberger organisera une conférence téléphonique pour discuter de l’annonce ci-dessus et des perspectives commerciales, le vendredi 17 octobre 2014. Le début de la conférence est prévu pour 7 h (heure centrale des États-Unis), 8 h (heure de l’Est), 14 h (heure de Paris). Pour accéder à la conférence téléphonique, qui est ouverte au public, veuillez contacter l’opérateur au +1-800-288-8967 en Amérique du Nord, ou au +1-612-332-0107 à l’extérieur de l’Amérique du Nord, environ 10 minutes avant l’heure prévue de la conférence. Demandez « Schlumberger Earnings Conference Call ». À la fin de la conférence téléphonique, une rediffusion audio sera disponible jusqu’au 17 novembre 2014 en composant le +1-800-475-6701 en Amérique du Nord, ou le +1-320-365-3844 à l’extérieur de l’Amérique du Nord, et en indiquant le code d’accès 332340.

La conférence téléphonique sera diffusée simultanément sur le Web à l’adresse www.slb.com/irwebcast en mode audio uniquement. Veuillez vous connecter 15 minutes avant l’heure prévue pour tester votre navigateur et vous inscrire à la conférence téléphonique. Une rediffusion de la transmission Web sera également disponible sur le même site Internet.

Ce communiqué relatif aux résultats du troisième trimestre 2014 et les informations complémentaires, ainsi que d’autres déclarations que nous formulons contiennent des « énoncés prospectifs » au sens des lois fédérales sur les valeurs mobilières, y compris des déclarations qui ne constituent pas des faits historiques, tels que nos prévisions ou nos attentes concernant les perspectives commerciales ; la croissance de Schlumberger dans son ensemble et pour chacun de ses segments (et pour des produits spécifiés ou des zones géographiques dans chaque segment) ; la demande en pétrole et gaz naturel et la croissance de la production ; les prix du gaz naturel et du pétrole ; les améliorations des procédures et de la technologie d’exploitation ; les dépenses en capital de Schlumberger et de l’industrie du pétrole et du gaz ; les stratégies commerciales des clients de Schlumberger ; la réussite des joint-ventures et des alliances de Schlumberger ; la conjoncture économique mondiale future ; et les résultats d’exploitation futurs. Ces déclarations impliquent certains risques et incertitudes y compris, sans toutefois s’y limiter : la conjoncture économique mondiale ; les changements au niveau des dépenses d’exploration et de production par les clients de Schlumberger et les changements en termes d’exploration et de développement de pétrole et de gaz naturel ; la conjoncture générale économique, politique et commerciale dans les régions clés du monde, y compris en Russie et en Ukraine ; l’érosion des prix ; les facteurs climatiques et saisonniers ; le déclin de la production ; les délais opérationnels ; les changements au niveau des réglementations gouvernementales et des exigences réglementaires, y compris celles liées à l’exploration offshore de pétrole et de gaz, aux sources radioactives, explosifs, aux produits chimiques, aux services de fracturation hydraulique et aux initiatives liées au climat ; l’incapacité de la technologie à répondre aux nouveaux enjeux en matière d’exploration ; et les autres risques et incertitudes détaillés dans notre communiqué des résultats du troisième trimestre 2014, dans notre Formulaire 10-K le plus récent, ainsi que dans les autres formulaires déposés auprès de la Commission des valeurs mobilières (Securities and Exchange Commission or SEC) des États-Unis. En cas de concrétisation d’un ou plusieurs de ces risques ou incertitudes (ou si les conséquences d’un tel développement évoluaient), ou d’inexactitude de nos hypothèses sous-jacentes, il est possible que les résultats réels diffèrent sensiblement des résultats énoncés dans nos déclarations prévisionnelles. Schlumberger rejette toute intention ou obligation de publication de mise à jour ou de révision de toute déclaration prévisionnelle, que ce soit du fait de nouvelles informations, d’événements futurs ou pour toute autre raison.

Le texte du communiqué issu d’une traduction ne doit d’aucune manière être considéré comme officiel. La seule version du communiqué qui fasse foi est celle du communiqué dans sa langue d’origine. La traduction devra toujours être confrontée au texte source, qui fera jurisprudence.

Schlumberger LimitedSimon Farrant – Schlumberger Limited, vice-président en charge des relations avec les investisseursJoy V. Domingo – Schlumberger Limited, directrice des relations avec les investisseursBureau +1 (713) 375-3535investor-relations@slb.com