SLB Schlumberger Ltd

• Chiffre d'affaires de 7,0 milliards USD, en baisse de 2 % en séquentiel
• Le bénéfice d’exploitation avant impôts de 815 millions USD a augmenté de 9 % en séquentiel
• Le BPA PCGR était de 0,13 USD. À l'exclusion des charges de fusion et d'intégration de Cameron, le BPA était de 0,25 USD
• Le flux de trésorerie lié à l'exploitation s'élevait à 1,4 milliard USD. Le flux de trésorerie disponible s'élevait à 699 millions USD
• Le dividende trimestriel en espèces de 0,50 USD par action a été approuvé

Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a annoncé le 20 Octobre ses résultats pour le troisième trimestre 2016.

    (en millions, sauf montants par action) Trois mois clos le     Variation 30 septembre 2016     30 juin 2016     30 septembre 2015 Séquentiel     En glissement annuel Chiffre d'affaires 7 019 USD 7 164 USD 8 472 USD -2 % -17 % Bénéfice d’exploitation avant impôts 815 USD 747 USD 1 521 USD 9 % -46 % Marge d’exploitation avant impôts 11,6 % 10,4 % 18,0 % 119 pdb -634 pdb Revenu net (perte) (base PCGR) 176 USD (2 160) USD 989 USD n/s -82 % Bénéfice net, hors charges et crédits* 353 USD 316 USD 989 USD 12 % -64 % BPA non dilué (perte par action) (Base PCGR) 0,13 USD (1,56) USD 0,78 USD n/s -83 % BPA dilué, hors charges et crédits* 0,25 USD 0,23 USD 0,78 USD 9 % -68 %   *Ces mesures financières ne sont pas définies par les PCGR. n/s = non significatif

Paal Kibsgaard, président-directeur général de Schlumberger, a déclaré, « Après avoir atteint le creux de la vague au deuxième trimestre de cette année, notre entreprise s'est stabilisée au troisième trimestre après une chute de plus de 50 % de son chiffre d'affaires pro forma durant les sept trimestres précédents. Pendant la même période, nous avons éliminé 6 milliards USD de nos coûts de base trimestriels.

« Notre chiffre d'affaires du troisième trimestre a baissé de 2 % en séquentiel, en grande partie attribuable à la réduction prévue de l'activité chez Cameron en réponse au déclin du carnet de commandes de produits. Malgré un environnement commercial difficile, Cameron a généré de solides résultats financiers qui ont été en partie soutenus par l'excellent progrès du processus d'intégration.

« À l'exclusion de Cameron, le chiffre d'affaires a augmenté de 1 % en séquentiel,stimulé par une activité accrue dans les zones Amérique du Nord et Moyen-Orient ainsi que dans les Marchés géographiques d'Australie et de Russie. En Amérique du Nord, une modeste augmentation de l'activité dans la partie terrestre a été partiellement tempérée par une baisse du nombre d'appareils de forage dans la partie américaine du Golfe du Mexique. En même temps, une activité accrue au plus fort des campagnes de forage d'été en Russie et de nouveaux projets dans les Marchés géographiques du Moyen-Orient et d'Australie ont été contrebalancés par une faiblesse continue en Amérique latine, en mer du Nord, en Afrique subsaharienne et en Asie du Sud-Est.

« La solide nature de ces résultats est apparente dans la performance de la marge incrémentielle et décrémentielle. La baisse séquentielle de 12 % du chiffre d'affaires du Cameron Group s'est traduite par une marge décrémentielle de seulement 19 % en réponse à une solide exécution, une intégration accélérée, et un contrôle efficace des coûts ; tandis que l'augmentation séquentielle de 1 % du chiffre d'affaires pour le reste de la société a bénéficié d'une solide exécution et des effets de transformation pour générer des marges incrémentielles supérieures à 65 %, à l'exclusion des effets des provisions pour dépréciation du dernier trimestre.

« Parmi les secteurs d'activité, le chiffre d'affaires du troisième trimestre du groupe Caractérisation de réservoir a augmenté de 5 % en réponse à l'augmentation des campagnes sismiques de WesternGeco en mer du Nord, à des campagnes sismiques terrestres supplémentaires en Arabie saoudite et au Koweït, au solide progrès des installations de production au Koweït, et à l'augmentation saisonnière de l'activité Câbles et Tests en Russie et au Kazakhstan. Le chiffre d'affaires du groupe Production a légèrement reculé de 1 %, la baisse de l'activité de fracturation et de complétions en Amérique latine, en mer du Nord et au Moyen-Orient ayant été compensée par une augmentation de l'activité de fracturation en Amérique du Nord. Le chiffre d'affaires du groupe Forage a également reculé de 1 % en réponse au déclin prolongé de l'activité en eau profonde en Afrique subsaharienne, au Brésil, et dans la région Asie-Pacifique, qui était seulement partiellement compensée par une solide reprise de l'activité de forage directionnel dans la partie terrestre des États-Unis. Le chiffre d'affaires du Cameron Group était séquentiellement inférieur à 12 % ce qui était essentiellement attribuable à une baisse des ventes de produits résultant d'un carnet de commande en déclin.

« Les marges d'exploitation avant impôts se sont améliorées de 119 points de base (pdb) à 11,6 % au troisième trimestre en réponse au progrès régulier de notre programme de transformation, de la rationalisation continue de notre structure de support mondiale, et de nos premières initiatives de revalorisation de notre portefeuille de contrats. Les marges ont été également partiellement améliorées par les réductions de capacité et les dépréciations d'actifs que nous avons réalisées au deuxième trimestre.

« Parmi les groupes, la marge d'exploitation avant impôts de Caractérisation des réservoirs s'est améliorée de 292 pdb en séquentiel à 19,1 % tandis que la marge du groupe Forage a augmenté de 241 pdb à 10,8 % et la marge du groupe Production a augmenté de 41 pdb à 4,7 %. Séquentiellement, la marge d'exploitation du Cameron Group a reculé de 34 pdb à 16,0 % en réponse à un carnet de commandes en déclin, bien que ceci ait été partiellement atténué par une solide exécution de projets et des contrôles serrés des coûts entraînant une marge décrémentielle de seulement 19 %. Le bénéfice dilué par action de 0,25 USD, à l'exclusion des charges de fusion et d'intégration de Cameron, s'est amélioré de 9 % en séquentiel.

« La génération d'un flux de trésorerie disponible de 699 millions USD au troisième trimestre était solide grâce à la gestion rigoureuse de l'inventaire et des investissements en dépenses de capital. Les fonds de roulement ont été toutefois négativement affectés par des collectes plus faibles que prévu car nous constatons actuellement les retards généralisés des paiements des clients dans toutes les régions. Ceci indique clairement la détresse financière persistante à travers l'industrie.

« Sur le marché pétrolier mondial, l'offre et la demande en pétrole brut sont désormais plus ou moins équilibrés comme l'indiquent l'aplatissement des niveaux de stocks de pétrole et le commencement de prélèvements constants vers la fin du trimestre—notamment en Amérique du Nord. En même temps, la demande en pétrole pour 2017 a été révisée une nouvelle fois à la hausse en octobre et, de pair avec l'intention annoncée par l'OPEP de réduire la production, ceci suggère d'autres prélèvements sur stocks au cours des prochains trimestres qui devraient entraîner un mouvement à la hausse des prix.

« En termes d'investissement E&P 2017, la visibilité demeure limitée car nos clients sont encore engagés dans le processus de planification. Nous maintenons qu'une reprise en V au sens large est peu probable étant donné la fragilité de l'état financier de l'industrie, tout en constatant une reprise de l'activité en 2017 sur les marchés de la partie terrestre de l'Amérique du Nord, du Moyen-Orient et de Russie. Nous nous assurons donc d'être placés de manière optimale pour capturer une grande part de cette reprise et pouvoir la transformer ensuite en contributions positives au résultat net.

« Grâce à la discipline inégalée que nous avons établie en termes de coût et de trésorerie, nous sommes confiants en notre capacité à générer des marges incrémentielles supérieures à 65 % et un taux de conversion en liquidité de plus de 75 %. À l'avenir, ceci nous donnera la flexibilité significative à la fois de réinvestir dans notre entreprise et de rétribuer régulièrement nos actionnaires. Cette capacité, de pair avec notre taille inégalée et notre capacité unique à apporter des changements à travers notre société, nous différencie clairement des autres intervenants de l'industrie ».

Autres événements

Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 2 millions de ses actions ordinaires à un prix moyen par action de 77,02 USD, pour un prix d'achat total de 156 millions USD.

Le 25 juillet 2016, Schlumberger et Golar LNG Limited ont annoncé la création de OneLNG℠, une joint-venture visant à développer rapidement des réserves de gaz à faible coût en GLN. Le réservoir de connaissances, les technologies de puits de forage, et les capacités de gestion de la production de Schlumberger, combinées à la solution FLNG (Floating LNG) à faible coût de Golar, devraient permettre aux propriétaires de ressources gazières de réaliser un développement plus rapide et moins coûteux qui augmentera la valeur actuelle nette des ressources.

Le 19 octobre 2016, le conseil d'administration de la société a approuvé un dividende trimestriel en espèces de 0,50 USD par action ordinaire en circulation, payable le 13 janvier 2017 aux actionnaires inscrits à la date du 7 décembre 2016.

Chiffre d'affaires consolidé par zone géographique

    (en millions)     Trois mois clos le Variation 30 septembre 2016     30 juin 2016 Séquentiel Amérique du Nord $ 1 699 $ 1 737 -2 % Amérique latine 992 1 007 -1 % Europe/CEI/Afrique 1 872 1 948 -4 % Moyen-Orient et Asie 2 385 2 404 -1 % Éliminations et autres   71   68 -   $ 7 019 $ 7 164 -2 %   Chiffre d'affaires Amérique du Nord $ 1 699 $ 1 737 -2 % Chiffre d’affaires International $ 5 249 $ 5 359 -2 %

Le chiffre d'affaires de 7,0 milliards USD du troisième trimestre a reculé de 2 % en séquentiel, l'Amérique du Nord reculant de 2 % et l'international en baisse de 2 %. À l'exclusion des résultats du Cameron Group, le chiffre d'affaires du troisième trimestre a augmenté de 1 % en séquentiel, mené par la croissance dans les zones Amérique du Nord, Moyen-Orient & Asie.

Amérique du Nord

En Amérique du Nord, le chiffre d'affaires global a baissé de 2 % en séquentiel. À l'exclusion des résultats du Cameron Group, le chiffre d'affaires de la partie terrestre a progressé de 14 % en séquentiel en réponse à une activité accrue du forage et de la fracturation, le nombre moyen d'appareils de forage dans la partie terrestre des États-Unis ayant augmenté en séquentiel et le nombre d'étages de fracturation ayant augmenté de 17 %. Les améliorations des prix étaient limitées et la majeure partie de l'augmentation de l'activité de forage à terre aux États-Unis était attribuable à des petits groupes indépendants d'Amérique du Nord. Ce volume de travaux accru a été en partie contrebalancé par des combinaisons défavorables de travaux et de technologie. L'augmentation du chiffre d'affaires terrestre a été également contrebalancée par une baisse des ventes du Cameron Group, de sorte que le chiffre d'affaires terrestre global a augmenté de 5 %. Le chiffre d'affaires offshore a reculé de 13 % en séquentiel en réponse à un déclin de 9 % du nombre moyen d'appareils de forage dans la partie américaine du Golfe du Mexique, d'une réduction des honoraires de licence sismique multiclients WesternGeco, et d'une baisse des ventes Forage du Cameron Group en réponse à un déclin du carnet de commandes.

Zones Internationales

Le chiffre d'affaires International a reculé de 2 % en séquentiel en réponse à une pression continue sur les prix dans la plupart des Marchés géographiques et à une baisse des ventes Forage du Cameron Group. Malgré cela, de solides améliorations de l'activité ont été constatées dans les Marchés géographiques de Russie et d'Asie centrale en réponse à la robustesse du forage estival saisonnier et à de nouveaux projets au Moyen-Orient et en Australie.

Le chiffre d'affaires de la zone Amérique latine a reculé de 1 % en séquentiel avec le déclin de l'activité de forage et de production au Brésil et en Argentine en réponse à une baisse du nombre d'appareils de forage tandis que l'activité restait modérée en Colombie et au Venezuela. L'effet de ce déclin a été en partie compensé par une augmentation du chiffre d'affaires dans le marché géographique Mexique & Amérique centrale en réponse à une augmentation des ventes de licences sismiques multiclients WesternGeco et des ventes du Cameron Group.

Le chiffre d'affaires de la zone Europe/CEI/Afrique a reculé de 4 % en séquentiel, principalement sur les Marchés géographiques d'Afrique centrale et de l'Ouest, d'Angola et du Royaume-Uni où le nombre d'appareils de forage a baissé et où des projets ont été complétés ou retardés. Au Nigeria, la détérioration de la situation de sécurité a affecté l'activité de forage et de production tandis qu'elle était contenue en Afrique du Nord. Le chiffre d'affaires des Marchés géographiques de Russie et d'Asie centrale était solide, avec la culmination du forage durant la saison estivale et l'appréciation du rouble russe.

Le chiffre d'affaires de la zone Moyen-Orient & Asie a reculé de 1 % en séquentiel. Ceci était essentiellement attribuable à une activité réduite dans les Marchés géographiques de l'Indonésie, des Émirats arabes unis, et d'Asie du Sud-Est en réponse aux compressions budgétaires continues des clients et à l'achèvement de projets. En outre, les ventes Forage du Cameron Group ont également baissé. L'effet de ces déclins a été toutefois atténué par un chiffre d'affaires accru en Arabie saoudite, en Irak et au Koweït avec de nouveaux projets, une activité de forage accrue, et des levés sismiques terrestres supplémentaires. Le chiffre d'affaires du marché géographique Australie & et Papouasie Nouvelle Guinée a également augmenté avec la reprise du forage suite à sept trimestres consécutifs de déclin.

Groupe Caractérisation des Réservoirs

    (en millions, sauf pourcentages de marges) Trois mois clos le     Variation 30 septembre 2016     30 juin 2016     30 septembre 2015 Séquentiel     En glissement annuel Chiffre d'affaires $ 1 689 $ 1 609 $ 2 380 5 % -29 % Bénéfice d’exploitation avant impôts $ 322 $ 260 $ 616 24 % -48 % Marge d’exploitation avant impôts 19,1 % 16,1 % 25.9 % 292 pdb -684 pdb

Le chiffre d'affaires du groupe Caractérisation des réservoirs s'élevait à 1,7 milliard USD, 76 % de ce chiffre étant issu des opérations internationales. Le chiffre d'affaires était en hausse de 5 % en séquentiel en réponse à une augmentation des levés marins WesternGeco en mer du Nord, une activité sismique terrestre accrue en Arabie saoudite et au Koweït, le solide progrès des installations de production initiales au Koweït, une activité Câbles et Tests accrue en Russie et au Kazakhstan durant la saison estivale, et une augmentation des livraisons de systèmes de procédés au Brésil et en Irak.

La marge d'exploitation avant impôts de 19 % a augmenté de 292 pdb en séquentiel et généré une marge incrémentielle de 78 %. Cette amélioration était attribuable aux bénéfices des initiatives de coût dans l'ensemble du Groupe, à l'impact des dépréciations d'actifs enregistrées au cours du dernier trimestre et à une activité à forte marge accrue de Câbles et Services de test. Les résultats ont été également attribuables à une rentabilité accrue résultant de l'augmentation des levés sismiques marins et terrestres WesternGeco.

La performance du groupe Caractérisation de réservoir a été améliorée par un certain nombre de projets Services intégrés de gestion (Integrated Services Management (ISM)), des efficacités de transformation utilisant des instructions de travail standard (ITS), des déploiements de technologie, et de nouvelles attributions de contrats durant le trimestre.

Au large de l'Uruguay, ISM a coordonné les services de forage directionnel, les trépans, la diagraphie en cours de forage, les câbles métalliques, la diagraphie des boues de forage, la cimentation et le traitement des déblais de forage sur un puits d'exploration en eau profonde pour Total. Le puits a été foré à une profondeur d'eau record de 3404 m. L'équipe ISM a collaboré avec des représentants de Total et des fonctionnaires de l'administration locale pour résoudre les défis en termes d'importation, de licence et de logistique dans cette nouvelle région d'exploitation, ce qui a permis de compléter le puits à temps. Le contrat a fourni un alignement commercial entre les deux sociétés en raison de leurs objectifs partagés. Durant les 84 jours d'exploitation, le client a constaté zéro blessure ou accident avec perte de temps et moins d'une heure de temps non productif.

Dans le secteur norvégien de la mer du Nord, Schlumberger a aidé Det norske oljeselskap ASA (Det norske) à atteindre tous les jalons de préforage via un plan de développement intégré dans le champ Ivar Aasen. Ce développement continu intègre les disciplines de forage, caractérisation de réservoir et complétions en établissant une équipe interne pour mettre en œuvre un engagement de projet étendu avec le client. La collocation du personnel Schlumberger avec celui de Det norske offshore et dans l'emplacement du bureau primaire à terre, a facilité le support en provenance de nombreuses disciplines Schlumberger, y compris la gestion de projet, le forage et les mesures, les trépans, les outils de forage, les liquides et les services environnementaux, la diagraphie par câble, les services de puits, la géomécanique et les complétions. Le client a bénéficié de la livraison de deux fois plus de puits que prévu dans les délais fixés et a respecté les délais impartis pour commencer la production telle que planifiée, ce qui devrait être avant la fin de 2016.

En Norvège, Statoil a attribué à WesternGeco un contrat de levé de suivi 4D sur 60 km2 du champ Gulfaks. En outre, Lundin Norway a attribué à WesternGeco un contrat de levé de suivi 4D sur 40 km2 du champ Edvard Grieg. Chaque levé en mer du Nord utilisera la technologie de système sismique de fond marin multicomposants Q-Seabed* et sera entrepris par deux navires WesternGeco spécialement équipés pour des opérations complexes sur fond marin.

Petronas, via sa filiale à 100 % Petronas (E&P) Overseas Ventures Sdn. Bhd., a signé un accord visant à utiliser sous licence une partie significative du levé sismique multiclients en eau profonde multi-azimutal (wide-azimuth (WAZ)) WesternGeco dans la Baie de Campeche. Ce projet de trois ans est le premier levé WAZ à large bande multiclients dans les eaux mexicaines du golfe du Mexique et suit l'ouverture, pour la toute première fois, de campagnes d'octroi de licences par le gouvernement à des sociétés non gouvernementales. L'année dernière, WesternGeco a acquis plus de 80 000 km2 de données qui sont accessibles aux sociétés pétrolières et gazières qui participent à l'exploration au Mexique.

Schlumberger a conclu des accords avec BP et Rosneft visant à collaborer sur un projet de recherche et de développement innovant dont l'objectif est de développer une technologie d'acquisition sismique terrestre sans câble qui pourrait changer significativement la conception et l'acquisition de levés sismiques terrestres. Rosneft rejoindra le projet en cours de BP avec WesternGeco en tant que partenaire égal pour développer la technologie, ce qui devrait améliorer l'imagerie souterraine et l'efficacité de l'exploration, de l'évaluation et du développement de champ. Le développement du système d'acquisition devrait durer deux ans. BP et Rosneft auront alors un accès préférentiel à la technologie pendant une certaine période de temps, suite à quoi Schlumberger détiendra les droits de marketing exclusifs.

Au Kazakhstan, Câbles a utilisé la technologie de testeur de dynamique de formation modulaire MDT* dans trois puits pour Embamunaigas, une filiale de KazMunaiGas. Le service MDT a permis l'acquisition d'échantillons de liquides de haute qualité et de mesures de pression de réservoir en temps réel en un seul passage. Équipé d'un analyseur de liquide in situ IFA*, le train de tiges MDT a fourni des données d'analyse de liquide de fond de puits en temps réel. En outre, l'utilisation de la technologie de résonance magnétique combinable CMR-Plus* a déterminé la perméabilité du réservoir, le pourcentage en volume d'eau et le volume poreux d'hydrocarbure à des vitesses trois à cinq fois plus rapides qu'un outil de résonance magnétique conventionnel. Des tests subséquents ont indiqué un écoulement de pétrole et les données collectées permettront au client de sécuriser des couches similaires dans des puits adjacents.

En Russie et en Central Asie, le programme de transformation Schlumberger a permis d'augmenter la fiabilité en utilisant des ITS pour les opérations de Services de test. En focalisant sur trois domaines organisationnels distincts, la maintenance, la planification des ressources, et la prestation de services, l'adoption d'ITS a permis une prestation de services record de zéro temps non productif pour 80 000 heures d'exploitation durant la première moitié de 2016.

Groupe Forage

 

    (en millions, sauf pourcentages de marges) Trois mois clos le     Variation 30 septembre 2016     30 juin 2016     30 septembre 2015 Séquentiel     En glissement annuel Chiffre d'affaires $ 2 021 $ 2 034 $ 3 219 -1 % -37 % Bénéfice d’exploitation avant impôts $ 218 $ 171 $ 594 28 % -63 % Marge d’exploitation avant impôts 10,8 % 8,4 % 18,4 % 241 pdb -764 pdb

Le chiffre d'affaires de 2,0 milliards USD du groupe Forage, dont 79 % provenaient des marchés internationaux, a baissé de 1 % en séquentiel. Ceci était dû au déclin continu de l'activité en eau profonde qui a impacté les résultats Forage & Mesures en Afrique subsaharienne, au Brésil, et dans la région Asie-Pacifique, en partie compensés par la reprise de l'activité de forage dans la partie terrestre des États-Unis.

La marge d'exploitation avant impôts de 11 % a augmenté de 241 PDB en séquentiel malgré le léger déclin du chiffre d'affaires. Ceci était attribuable aux bénéfices de notre transformation, à l'impact des dépréciations d'actifs enregistrées au dernier trimestre, ainsi qu'aux pertes réduites au Venezuela après un autre redimensionnement des ressources de Marché géographique à des niveaux correspondant à l'activité réduite.

Une combinaison d'attributions de contrats Integrated Forage Services (Integrated Drilling Services, (IDS)), d'efficacités de transformation provenant des opérations reculées et de nouveaux déploiements technologiques a contribué à la performance du groupe Forage au troisième trimestre.

En Norvège, Wintershall Norge AS a attribué à Schlumberger un contrat IDS de quatre ans avec deux extensions de deux ans en option sur la plateforme Brage sur le plateau continental norvégien. Ce contrat, largement basé sur la performance, combine tous les services en un seul contrat et représente l'intention des deux sociétés de travailler en équipe. En outre, il existe de fortes incitations pour optimiser l'efficacité du forage et d'étendre la production de fin de vie du champ Brage jusqu'à 2030 et au-delà. Le plan prévoit une campagne de forage intercalaire de cinq puits commençant en 2017.

Hokchi Energy S.A. de C.V., une filiale de Pan American Energy LLC, et E&P Hidrocarburos y Servicios S.A. de C.V., ont attribué à Schlumberger un contrat IDS pour la fourniture de services de forage, d'essais aux tiges, et de fermeture pour un plan d'évaluation dans le champ Hokchi du Mexique. Le contrat intégré couvre des services de coordination de projet, de forage directionnel, et de mesures et diagraphie en cours de forage.

Dans le secteur britannique de mer du Nord, Schlumberger a fourni à Premier Oil un service de cartographie de réservoir en cours de forage GeoSphere* visant à forer six puits dans le champ Catcher. La technologie GeoSphere, qui révèle des détails sur le litage souterrain et le contact du liquide à plus de 100 pieds du puits de forage, a permis de planifier précisément les trajectoires de puits tout en forant pour éviter la nécessité de forages déviés. Avant le développement, il a été prédit que les conditions de forage difficiles rendraient un forage dévié du champ Catcher nécessaire pour un puits sur trois. Toutefois, aucun des six puits forés à ce jour à l'aide de la technologie GeoSphere n'a nécessité de forage dévié et les six puits ont répondu aux attentes ou les ont surpassées.

Au large du Mexique, Trépans & Outils de Forage a utilisé la technologie de trépan de tubage en alliage adapté pour le forage Direct XCD* pour Pemex afin de répondre aux conditions de trou de forage difficiles de 15 puits d'exploration en eau peu profonde. La technologie Direct XCD utilise un tubage standard qui subit une rotation à la surface pour forer et tuber la profondeur totale en un seul passage. Schlumberger a fourni une analyse d'ingénierie de tubage en cours de forage combinée à un plan visant à éviter les défaillances provoquées dans le tubage sécurisé aux profondeurs totales prévues ou plus profondément. La technologie Direct XCD a permis de réduire le temps non productif de 10 jours comparé à une approche conventionnelle. Le client a économisé 1,3 million USD au total.

Dans l'Ohio, Forage & Mesures a utilisé une combinaison de technologies pour forer un puits pour Eclipse Resources dans le champ Utica Shale. Les technologies comprenaient le système motorisé rotatif orientable PowerDrive vorteX* qui a optimisé le forage directionnel et la plateforme MWD modulaire TelePacer* qui a fourni un ensemble de mesures intégrées personnalisable. Ces technologies ont été combinées à un trépan compact en diamant polycristallin personnalisé Smith Bits avec des inserts en diamant stables thermiquement stables pour prolonger la durée du trépan. Le puits était d'une profondeur totale mesurée de 27 048 pieds et a été foré en moins de 18 jours avec une extension latérale complétée d'environ 18 500 pieds. Ce puits est le plus long latéral horizontal à terre jamais foré aux États-Unis et Eclipse Resources l'a baptisé « super latéral ». Foré en un seul passage de trépan, ce super latéral a permis au client de réduire ses coûts en réduisant le nombre de pénétrations horizontales nécessaires pour développer le réservoir.

En Russie, Trépans & Outils de forage a déployé un élargisseur de type forage (drilling-type underreamer, (DTU)) de la série 17000 (DTU) pour Sakhalin Energy Investment Company Ltd. afin d'élargir un puits dans le champ Lunskoye au large de l'Ile de Sakhalin. Utilisé pour élargir en cours de forage, le DTU comporte trois bras de coupe rétractables qui sont ouverts et maintenus en place par une pression hydraulique continue. Par conséquent, le client a amélioré l'efficacité opérationnelle et économisé environ 45 heures de temps de forage en complétant l'opération en un seul passage.

Dans le secteur britannique de mer du Nord, Trépans & Outils de forage a utilisé le système de fraisage et élargisseur réducteur de passages ProMILL* pour compléter une opération « boucher et abandonner » pour Shell sur la plateforme offshore Brent Bravo. La technologie ProMILL, qui combine un élargisseur et une fraise à couper en une solution à un seul passage pour réaliser une isolation zonale de roche à roche, a économisé deux passages et était significativement plus rapide que les systèmes conventionnels.

En Chine, Forage & Mesures a utilisé la technologie du système orientable rotatif renforcé PowerDrive Xceed* pour Shell afin de réaliser la déviation en patte de chien sévère requise dans un puits de la formation inter-stratifiée Daanzhai. Cette opération était en réponse au forage de deux puits précédents qui s'étaient effondrés à cause de problèmes d'instabilité des parois en cours de forage. Les équipes d'ingénierie, de sous-sol, de géomécanique et de forage de Schlumberger ont collaboré pour fournir un plan d'ingénierie de puits préalable au travail incorporant des données de forage de puits de limite. La phase de forage était également soutenue par des ingénieurs expérimentés dans le Centre d'opérations à terre de Chine à Chengdu qui a contrôlé les opérations, réalisé les tâches essentielles, et répondu aux problèmes en temps réel. Le client a obtenu une réduction du temps de forage de 52 % et, sur la base du coût par mètre, le puits se classe parmi les meilleurs de sa classe pour le champ.

Groupe Production

    (en millions, sauf pourcentages de marges) Trois mois clos le     Variation 30 septembre 2016     30 juin 2016     30 septembre 2015 Séquentiel     En glissement annuel Chiffre d'affaires $ 2 083 $ 2 099 $ 2 915 -1 % -29 % Bénéfice d’exploitation avant impôts $ 98 $ 90 $ 327 9 % -70 % Marge d’exploitation avant impôts 4,7 % 4,3 % 11,2 % 41 pdb -652 pdb

Le chiffre d'affaires de 2,1 milliards USD du groupe Production était essentiellement inchangé en séquentiel, la baisse de l'activité de fracturation et de complétions en Amérique latine, en mer du Nord et au Moyen-Orient ayant été compensée par une augmentation de l'activité de fracturation en Amérique du Nord. Bien que l'augmentation du prix de WTI ait rassuré les opérateurs et entraîné une augmentation continue du nombre d'appareils de forage à terre en Amérique du Nord, elle n'a pas encore exercé un effet significatif sur les prix des services et les marges d'exploitation. La croissance du chiffre d'affaires dans la partie terrestre des États-Unis était attribuable à une augmentation de 17 % du nombre d'étapes de fracturation, bien qu'un mix défavorable de tâches et de technologie combiné à une amélioration limitée des prix ait en partie contrebalancé l'activité accrue.

La marge d'exploitation avant impôts de 5 % a augmenté de 41 pdb en séquentiel. Ceci était attribuable aux bénéfices des initiatives de gestion des coûts, à l'impact des dépréciations d'actifs enregistrées au cours du dernier trimestre, et à une utilisation améliorée des actifs résultant d'un volume de travail accru dans la partie terrestre de l'Amérique du Nord. L'activité du projet Gestion de la production de Schlumberger a continué de contribuer des marges relutives au Groupe.

Les résultats du groupe Production ont bénéficié d'un certain nombre d'attributions de contrats Integrated Production Services (IPS), d'initiatives de transformation utilisant des ITS, et de nouveaux déploiements technologiques au cours du trimestre.

À Oman, Petroleum Development Oman a attribué à Schlumberger un contrat de trois ans avec des extensions de sept et de cinq ans en option pour la fourniture d'équipements et de services de pompe à cavité progressante intégrés couvrant les zones de Marmul, Rahab, Thulilat, et Qaharier Qatab. La livraison des équipements et des services a commencé au deuxième trimestre 2016 tandis qu'un cahier de charges supplémentaire lié aux champs de Sadad-Nafoorah dans la zone de Bahja est couvert par un accord de concession distinct qui a commencé en août 2016.

À Brunei, Schlumberger s'est fait attribuer des contrats de travaux de complétion supérieure et inférieure par Brunei Shell Petroleum. Le contrat de cinq ans commence au premier trimestre 2017 et portera sur un minimum de trois appareils de forage.

Dans le sud du Texas, Schlumberger s'est associé à Lonestar pour établir une GeoEngineered Performance Alliance dans le but de fracturer hydrauliquement trois puits dans la formation de schiste Eagle Ford sur la concession de Ranger Beall Ranch. Les résultats de production préliminaires des 150 premiers jours ont indiqué une amélioration de 63 % de la production de pétrole cumulative par pied latéral de contact de réservoir pour la même période comparé aux puits de limite complétés en juillet 2015.

Également au sud du Texas, Sundance Energy Australie Limited et Schlumberger ont conclu une alliance visant à refracturer au moins cinq puits Eagle Ford à McMullen County, dès le troisième trimestre 2016. Conformément à l'accord, les augmentations de production résultant des traitements de refracturation qui dépassent les prévisions de production des puits fournissent la base des rémunérations de Schlumberger. La campagne de refracturation, menée par IPS, déploie les services de complétion de réservoirs non conventionnels BroadBand* et devrait générer une augmentation de production de cinq à six fois le taux de production actuel pour chaque puits et une amélioration de 40 % à 50 % des réserves ultimes récupérables estimées.

Laredo Petroleum a conclu un partenariat à long terme avec Schlumberger pour développer des stratégies visant à améliorer l'efficacité des complétions de puits dans le bassin Permien. Ce partenariat adopte une approche intégrée utilisant des technologies telles que la plateforme logicielle E&P Petrel* avec la conception de stimulation technique Mangrove* pour construire un modèle de base permettant au client de mieux comprendre les moteurs de production clés dans la zone. La modélisation terrestre pétrophysique et géomécanique 3D supporte une optimisation de la zone d'atterrissage et de la complétion de fracture hydraulique dans de multiples zones productrices afin d'améliorer les stratégies de développement.

Dans l'ouest du Texas, Services de puits a utilisé le service de fracturation BroadBand Sequence* pour augmenter la production dans un puits horizontal dans la formation de schiste de Wolfcamp. Les méthodes de fracturation conventionnelles sont rendues difficiles par les schistes sous haute pression de la formation qui sont constitués de couches stratifiées, ainsi que par l'hétérogénéité du réservoir. La technologie BroadBand Sequence a isolé, fracturé et stimulé séquentiellement chaque grappe dans chaque zone du puits pour assurer leur contribution au plein potentiel du puits. Par conséquent, la production de ce puits a augmenté de 42 % comparé aux puits de limite dont la longueur latérale, le nombre d'étages et les volumes d'agent de soutènement et de liquides utilisés sont similaires.

Au large des Émirats arabes unis, Services de puits a utilisé la technique de fracturation de canal d'écoulement HiWAY* et la technologie de liquide de fracturation à base d'eau de mer UltraMARINE* pour stimuler une roche mère à fortes contraintes et à faible perméabilité pour Dubai Petroleum. Huit travaux de fracturation utilisant un agent de soutènement ont été placés avec succès et plus d'un demi millions de livres ont été pompées. Les huit travaux représentent les premiers traitements de fracturation par agent de soutènement de roche mère, multiétagés offshore et ont été complétés en 40 heures.

Dans l'ouest du Canada, le programme de transformation Schlumberger a permis d'améliorer la fiabilité de fourniture des services en utilisant des ITS. En se concentrant sur l'utilisation d'ITS pour assurer l'observance de la procédure pour les opérations de stimulation multiétagée et de colonne perdue, Complétions a réduit à zéro le temps non productif pour les six premiers mois de 2016.

Groupe Cameron

    (en millions, sauf pourcentages de marges) Trois mois clos le     Variation 30 septembre 2016     30 juin 2016     30 septembre 2015* Séquentiel     En glissement annuel Chiffre d'affaires $ 1 341 $ 1 525 $ 2 222 -12 % -40 % Bénéfice d’exploitation avant impôts $ 215 $ 250 $ 390 -14 % -45 % Marge d’exploitation avant impôts 16,0 % 16,4 % 17,6 % -34 pdb -151 pdb   *Le troisième trimestre 2015 est présenté sur une base pro forma à des fins de comparaison.

Le chiffre d'affaires de 1,3 milliard USD du groupe Forage, desquels 67 % provenaient des marchés internationaux, a baissé de 12 % en séquentiel. Parmi les activités du groupe, Forage a enregistré le déclin le plus important résultant d'un carnet de commandes en baisse et d'un ralentissement de l'activité des services offshore ; OneSubsea a subi l'impact des révisions de planification des projets et des retards de la part des clients ; et Surface a également constaté un ralentissement des expéditions de projets. Vannes & Mesure était toutefois très légèrement en hausse en réponse à l'augmentation des expéditions pour des projets internationaux.

La marge d'exploitation avant impôts de 16 % a décliné de 34 pdb en séquentiel en réponse à la baisse du volume du projets Forage à forte marge. Malgré la baisse significative du chiffre d'affaires, la marge décrémentielle séquentielle était seulement de 19 %, renforcée par une solide exécution de projets dans OneSubsea, une efficacité améliorée de la fabrication, et un solide contrôle global des coûts dans l'ensemble du groupe.

De nouvelles attributions de contrats pour les alliances Subsea, des synergies du chiffre d'affaires Surface, et un accord cadre global durant le trimestre contribueront à la croissance future du Cameron Group.

La Subsea Services Alliance, une collaboration entre Helix Energy Solutions Group, Inc. et Schlumberger, a annoncé le lancement du développement du premier système de module de fermeture sans tube prolongateur en pleine mer (riserless open-water abandonment module, (ROAM)). Le système à grand diamètre de 18¾ po. améliorera la capacité d'abandon de puits à partir d'un navire d'intervention sur puits en permettant de tirer le tubage en pleine mer de manière sécurisée et contenue sur le plan environnemental. Le système ROAM sera conçu et construit dans l'installation de fabrication OneSubsea à Aberdeen, en Écosse. Ce système, qui complétera les systèmes de tube de prolongement d'intervention existants et les lubrifiants d'intervention sous-marins, devrait être disponible sur le marché au troisième trimestre 2017.

OneSubsea a signé avec BP deux accords cadres globaux de cinq ans portant sur l'ingénierie, l'approvisionnement et la construction de systèmes de production sous-marins (SPS), et des services d'après-vente. Ces accords, spécifiquement formulés pour accueillir des solutions dirigées par les fournisseurs, fournissent un cadre pour la fourniture de technologie SPS et de services après-vente à l'échelle mondiale, y compris le personnel de service et l'équipement de location.

Chevron Thailand Exploration and Production a attribué à Schlumberger un contrat de services pour au moins six appareils de forage qui commencera au troisième trimestre 2016 et continuera en 2018. Ce contrat couvre les têtes de puits, têtes de production et systèmes Surface du Cameron Group ; des services de diagraphie en trou en découvert et tubé Câbles ; ainsi que des liquides de forage, M-I SWACO, des services et la fourniture de baryte. Ce contrat a été attribué sur la base d'une proposition intégrée conçue pour les réservoirs à haute température du Golfe de Thaïlande.

Tableaux financiers

 

État consolidé condensé des résultats

   

(en millions, sauf montants par action)

Troisième trimestre     Neuf mois Périodes closes le 30 septembre,     2016     2015     2016     2015         Chiffre d'affaires $ 7 019 $ 8 472 $ 20 703 $ 27 731 Intérêts et autres bénéfices 54 60 153 155 Dépenses Coût des produits d’exploitation 6 142 6 798 17 917 22 028 Recherche et ingénierie 253 273 750 819 Frais généraux et administratifs 92 122 305 362 Dépréciations et autres (1) - - 2 573 439 Fusion et intégration(1)et 237 - 571 - Intérêts       149       86       431         254 Bénéfice (perte) avant impôts $ 200 $ 1 253 $ (1 691 ) $ 3 984 Impôts sur les bénéfices (perte) (1)       10       250       (259 )       859 Résultat net (perte) $ 190 $ 1 003 $ (1 432 ) $ 3 125 Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires       14       14       50         37 Bénéfice net (perte) attribuable à Schlumberger(1)     $ 176     $ 989     $ (1 482 )     $ 3 088   Bénéfice dilué (perte) par action de Schlumberger (1)     $ 0,13     $ 0,78     $ (1,10 )     $ 2,42   Moyenne des actions en circulation 1 392 1 265 1 345 1 270 Moyenne des actions en circulation compte tenu de la dilution       1 401       1 272       1 345         1 278   Dépréciation et amortissement inclus dans les dépenses (2)     $ 998     $ 1 026     $ 3 078       $ 3 115  

(1)

Voir la section intitulée « Charges et Crédits » pour plus de détails.

(2)

Inclut la dépréciation des propriétés, des usines et des équipements et l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et les investissements SPM.         Bilan consolidé condensé   (en millions)   30 septembre, 31 décembre Actifs     2016     2015 Actifs à court terme Encaisse et investissements à court terme $ 10 756 $ 13 034 Comptes clients 9 565 8 780 Autres actifs courants       6 104       5 098 26 425 26 912 Investissements à taux fixe, détenus jusqu’à maturité 354 418 Immobilisations corporelles 13 004 13 415 Données sismiques multiclients 1 042 1 026 Écarts d’acquisition 24 957 15 605 Immobilisations incorporelles 9 837 4 569 Autres actifs       4 975       6 060       $ 80 594     $ 68 005   Passif et fonds propres             Passif courant Comptes fournisseurs et charges constatées d’avance $ 9 439 $ 7 727 Passif estimé pour les impôts sur le bénéfice 1 092 1 203 Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme 3 739 4 557 Dividendes à distribuer       702       634 14 972 14 121 Dette à long terme 17 538 14 442 Impôts différés 2 622 1 075 Avantages postérieurs aux départs en retraite 1 293 1 434 Autres passifs       1 595       1 028 38 020 32 100 Fonds propres       42 574       35 905       $ 80 594     $ 68 005

Dette net

La « dette nette » représente la dette brute moins l'encaisse, les investissements à court terme et les investissements 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.

Le « flux de trésorerie disponible » représente le flux de trésorerie lié à l'exploitation moins les dépenses en capital, les investissements SPM et les coûts capitalisés des données sismiques multiclients. La direction estime que le flux de trésorerie disponible est une mesure importante des liquidités pour la société et qu'il est utile aux investisseurs et à la direction comme méthode permettant de mesurer la capacité de notre entreprise à générer des espèces. Une fois nos obligation et besoins commerciaux satisfaits, ces liquidités peuvent être utilisées pour réinvestir dans le développement futur de la société ou donner en retour à nos actionnaires par le biais de rachats d'actions ou de paiements de dividendes. Le flux de trésorerie disponible ne représente pas le flux de trésorerie résiduel disponible pour les dépenses discrétionnaires.

La dette nette et le flux de trésorerie disponible sont des mesures financières non-PCGR pouvant être prises en compte en plus du flux de trésorerie ou de la dette totale provenant des opérations, et non à leur place.

Détails des variations de la dette nette :

(en millions)               Périodes closes le 30 septembre,        

Neufmois2016

   

Troisièmetrimestre2016

   

Neufmois2015

  Bénéfice net (perte) avant intérêts minoritaires $ (1 432 ) $ 190 $ 3 125 Dépréciations et autres charges, net d'impôts   2 652     177     383   Bénéfice net avant intérêts minoritaires,

hors charges & crédits

1 220 367 3 508 Dépréciation et amortissement (1) 3 078 998 3 115 Pensions et autres avantages complémentaires postérieurs aux départs en retraite à payer 139 47 326 Dépenses de rémunération sous forme d’actions 210 65 250 Financement de pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ en retraite (127 ) (44 ) (292 ) Changement des fonds de roulement (223 ) 27 (509 ) Autres   (49 )   (54 )   229  

Flux de trésorerie lié à l’exploitation (2)

  4 248     1 406     6 627     Dépenses d’investissement (1 401 ) (403 ) (1 783 ) Investissements SPM (869 ) (140 ) (350 ) Données sismiques multiclients capitalisées   (497 )   (164 )   (336 ) Flux de trésorerie disponible   1 481     699     4 158     Programme de rachat d’actions (662 ) (156 ) (1 784 ) Dividendes distribués (1 951 ) (696 ) (1 786 ) Produit des régimes d’actionnariat des employés   344     149     423     (788 )   (4 )   1 011     Acquisitions d’entreprises et investissements, déduction faite de la trésorerie acquise et des dettes prises en charge (3 866 ) (76 ) (324 ) Activités abandonnées - règlement avec le ministère de la Justice américain - - (233 ) Autres   34     (42 )   (271 ) (Augmentation) Baisse de la dette nette (4 620 ) (122 ) 183 Dette nette, début de période   (5 547 )   (10 045 )   (5 387 ) Dette nette, exercice clos $ (10 167 ) $ (10 167 ) $ (5 204 )   Composants de la dette nette  

30 septembre2016

   

30 juin2016

   

31 décembre2015

   

30 septembre2015

Encaisse et investissements à court terme $ 10 756 $ 11 192 $ 13 034 $ 6 605 Investissements à taux fixe, détenus jusqu’à maturité 354 386 418 439 Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme (3 739 ) (3 371 ) (4 557 ) (4 761 ) Dette à long terme   (17 538 )   (18 252 )   (14 442 )   (7 487 ) $ (10 167 ) $ (10 045 ) $ (5 547 ) $ (5 204 )  

(1)

  Inclut la dépréciation des propriétés, des usines et des équipements et l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et les investissements SPM.

(2)

Inclut des paiements de licenciement d'environ 700 millions et 605 millions USD durant les neuf mois clos le 30 septembre 2016 et 2015, respectivement, et de 170 millions USD durant le troisième trimestre 2016. Inclut également environ 100 millions USD de paiements ponctuels liés aux transactions associées à l'acquisition de Cameron durant les neuf mois clos le 30 septembre 2016.

Charges et 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 2016 inclut également des mesures financières hors PCGR (telles que définies en vertu du Règlement G de la SEC). Le résultat net, hors charges et crédits, ainsi que les mesures dérivées de celui-ci (y compris le BPA dilué, hors charges et crédits ; le résultat net avant participations minoritaires, hors charges et crédits ; et et le taux d'imposition effectif (hors charges et crédits) sont des mesures financières hors-PCGR. La direction estime que l'exclusion des charges et crédits de ces mesures financières permet d'évaluer plus efficacement la période d'opérations de Schlumberger au cours de l'exercice et d'identifier les tendances d'exploitation qui pourraient être masquées par les articles exclus. Ces mesures sont également utilisées par la direction comme des mesures de performance pour déterminer certains régimes d'intéressement. Les mesures financières hors PCGR doivent être considérées en plus des informations financières présentées conformément à PCGR, et non pas en remplacement ou supérieures à celles-ci. Ce qui suit est un rapprochement de ces mesures non-PCGR aux mesures PCGR comparables :

    (en millions, sauf montants par action)         Troisième trimestre 2016 Avant impôts   Impôts  

Intérêtminoritaire

  Net   Dilué

BPA

Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits $ 437 $ 70 $ 14 $ 353 $ 0,25   Amortissement de l'inventaire comptable en ajustement de juste valeur (149 ) (45 ) - (104 ) Frais professionnels et avantages sociaux liés à la fusion (46 ) (10 ) - (36 ) Autre frais liés à l'intégration et à la fusion   (42 )     (5 )     -     (37 ) Chiffre d'affaires net Schlumberger (base PCGR) $ 200     $ 10     $ 14   $ 176   $ 0,13       Deuxième trimestre 2016 Avant impôts   Impôts  

Intérêtminoritaire

  Net   Dilué

BPA

Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits $ 394 $ 64

$

14 $ 316 $ 0,23   Dépréciations des immobilisations corporelles (1 058 ) (177 ) - (881 ) Réduction des effectifs (646 ) (63 ) - (583 ) Dépréciations des stocks (616 ) (49 ) - (567 ) Dépréciation des données sismiques multiclients (198 ) (62 ) - (136 ) Dépenses nettes de restructuration (55 ) - - (55 ) Amortissement de l'inventaire comptable en ajustement de juste valeur (150 ) (45 ) - (105 ) Frais professionnels et avantages sociaux liés à la fusion (92 ) (17 ) - (75 ) Autre frais liés à l'intégration et à la fusion   (93 )     (19 )     -     (74 ) Perte nette Schlumberger (base PCGR) $ (2 514 )   $ (368 )   $ 14   $ (2 160 ) $ 1,56 )     (en millions, sauf montants par action)         Neuf mois 2016 Avant impôts   Impôts  

Intérêtminoritaire

  Net   Dilué

BPA

Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits $ 1 453 $ 233 $ 50 $ 1 170 $ 0,86   Dépréciations des immobilisations corporelles (1 058 ) (177 ) - (881 ) Réduction des effectifs (646 ) (63 ) - (583 ) Dépréciations des stocks (616 ) (49 ) - (567 ) Dépréciation des données sismiques multiclients (198 ) (62 ) - (136 ) Dépenses nettes de restructuration (55 ) - - (55 ) Amortissement de l'inventaire comptable en ajustement de juste valeur (299 ) (90 ) - (209 ) Frais professionnels et avantages sociaux liés à la fusion (138 ) (27 ) (111 ) Autre frais liés à l'intégration et à la fusion   (134 )     (24 )     -     (110 ) Perte nette Schlumberger (base PCGR) $ (1 691 )   $ (259 )   $ 50   $ (1 482 ) $ (1,10 )     Neuf mois 2015 Avant impôts   Impôts  

Intérêtminoritaire

  Net   Dilué

BPA

Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits $ 4 423 $ 915 $ 37 $ 3 471 $ 2,72   Réduction des effectifs (390 ) (56 ) - (334 ) Perte due à la dévaluation de la monnaie au Venezuela   (49 )     -       -     (49 ) Chiffre d'affaires net Schlumberger (base PCGR) $ 3 984     $ 859     $ 37   $ 3 088   $ 2,42    

Aucune charge ni aucun crédit n’a été enregistré au premier trimestre 2016 ni au deuxième et au troisième trimestre 2015.

 

Groupes Produits

(en millions)     Trois mois clos le 30 septembre 2016     30 juin 2016     30 septembre 2015 Chiffre d'affaires    

Bénéfice avant impôts

  Chiffre d'affaires    

Bénéficeavantimpôts

  Chiffre d'affaires    

Bénéficeavantimpôts

Caractérisation des Réservoirs $ 1 689 $ 322 $ 1 609 $ 260 $ 2 380 $ 616 Forage 2 021 218 2 034 171 3 219 594 Production 2 083 98 2 099 90 2 915 327 Cameron 1 341 215 1 525 250 - - Éliminations et autres (115 )   (38 ) (103 )   (24 ) (42 )   (16 ) Bénéfice d’exploitation avant impôts 815 747 1 521 Dépenses d’entreprise et autres (267 ) (241 ) (198 ) Intérêts créditeurs(1) 24 24 8 Intérêts débiteurs(1) (135 ) (136 ) (78 ) Charges et crédits     (237 )     (2 908 )     -   $ 7 019   $ 200   $ 7 164   $ (2 514 ) $ 8 472   $ 1 253   Le 1er juillet 2016, certaines unités commerciales ont été transférées parmi les groupes Produits. Les données financières pour les trois mois clos le 30 juin 2016 ont été reclassées pour correspondre à cette nouvelle présentation. Les effets de ces transferts n'étaient pas significatifs. (en millions)     Neuf mois clos au 30 septembre 2016     30 septembre 2015 Chiffre d'affaires    

Bénéfice avant impôts

Chiffre d'affaires    

Bénéficeavantimpôts

Caractérisation des réservoirs $ 5 044 $ 913 $ 7 545 $ 1 944 Forage 6 548 760 10 610 2 044 Production 6 529 396 9 679 1 268 Cameron 2 865 465 - - Éliminations et autres 283 )   (72 ) (103 )   (34 ) Bénéfice d’exploitation avant impôts 2 462 5 222 Dépenses d’entreprise et autres (679 ) (587 ) Intérêts créditeurs(1) 61 22 Intérêts débiteurs(1) (391 ) (234 ) Charges et crédits     (3 144 )     (439 ) $ 20 703   $ (1 691 ) $ 27 731   $ 3 984    

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

 

Informations supplémentaires

 

1)

Quelle est la définition de la marge d'exploitation décrémentielle ?

La marge d'exploitation décrémentielle est égale au rapport de la variation du bénéfice d'exploitation avant impôts et de la variation du chiffre d'affaires.  

2)

Quel a été le flux de trésorerie des opérations pour le troisième trimestre de 2016 ?

Le flux de trésorerie lié à l'exploitation était de 1,4 milliard USD pour le troisième trimestre 2016 et incluait environ 170 millions USD d'indemnités de licenciement durant le trimestre.  

3)

Quel a été le flux de trésorerie des opérations pour les neuf premiers mois 2016 ?

Le flux de trésorerie lié à l’exploitation s’élevait à 4,2 milliards USD pour les neuf premiers mois de 2016 et incluait environ 700 millions USD d'indemnités de licenciement et 100 millions USD de paiements liés à des transactions ponctuelles associés à l'acquisition de Cameron.  

4)

Quel a été le flux de trésorerie disponible en pourcentage du bénéfice net avant intérêts minoritaires et charges et crédits, pour le troisième trimestre 2016 ?

Le flux de trésorerie disponible, qui s'élevait à 699 millions USD, incluant environ 170 millions USD d'indemnités de licenciement, en pourcentage du bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires et hors charges et crédits, était de 190 % pour le troisième trimestre 2016.  

5)

Quel était le flux de trésorerie disponible en pourcentage du bénéfice net avant intérêts minoritaires, hors charges et crédits, pour les neuf premiers mois de 2016 ?

Le flux de trésorerie, qui s'élevait à 1,5 milliard USD, incluant environ 700 millions USD d'indemnités de licenciement, 100  millions USD de paiements liés aux transactions ponctuelles, en pourcentage du bénéfice net avant intérêts minoritaires, hors charges et crédits, était de 121 % pour les neufs premiers mois de 2016.  

6)

Quelles sont les projections en termes de dépenses en capital pour l’exercice complet 2016 ?

Les dépenses en capital (hors investissements SPM et multiclients) devraient atteindre 2,0 milliards USD pour 2016, y compris trois quarts des dépenses en capital pour les entreprises Cameron acquises.  

7)

Qu’est-ce qui a été inclus dans « Intérêts et autres revenus, nets » pour le troisième trimestre 2016 ?

Les « Intérêts et autres revenus, nets » étaient de 54 millions USD pour le troisième trimestre  2016. Ce montant est composé des bénéfices des investissements appliquant la méthode de mise en équivalence de 23 millions USD et des intérêts créditeurs de 31 millions USD.  

8)

Comment les intérêts créditeurs et les intérêts débiteurs ont-ils changé au cours du troisième trimestre 2016 ?

Les intérêts créditeurs de 31 millions USD ont augmenté de 1 million USD en séquentiel. Les intérêts débiteurs de 149 millions USD étaient stables en séquentiel.  

9)

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 postes d’entreprise (incluant les charges et les crédits), les intérêts créditeurs et les intérêts débiteurs non affectés aux segments, ainsi que les dépenses de rémunération à base d’actions, les dépenses d’amortissement associées à certains actifs incorporels (y compris les dépenses d’amortissement associées à certains actifs incorporels résultant de l'acquisition de Cameron), certaines initiatives gérées de manière centralisée et autres éléments hors exploitation.  

10)

Quel était le taux d’imposition effectif (TIE) pour le troisième trimestre 2016 ?

Le TIE du troisième trimestre 2016 calculé conformément aux PCGR était de 5,1 % comparé à 14,6 % pour le deuxième trimestre 2016.   Le TIE, hors charges et crédits, était de 16,0 % pour le troisième trimestre 2016, contre 16,2 % pour le deuxième trimestre 2016.  

11)

Combien d’actions ordinaires étaient en circulation au 30 septembre 2016 et comment cela a-t-il changé par rapport à la fin du trimestre précédent ?

Il y avait 1 391 milliards d'actions ordinaires en circulation au 30 septembre 2016.  Le tableau suivant indique le changement du nombre d'actions en circulation du 30 juin 2016 au 30 septembre 2016.

        (en millions) Actions en circulation au 30 juin 2016           1 391 Actions vendues aux titulaires d’options, moins les actions échangées - Acquisition des actions à négociation restreintes - Actions émises en vertu du régime d’achat d’actions pour les employés 2 Programme de rachat d’actions (2 ) Actions en circulation au 30 septembre 2016 1 391  

12)

 

Quel était le nombre pondéré moyen d’actions en circulation au cours du troisième trimestre 2016 et du deuxième trimestre 2016 et comment cela se rapproche-t-il du nombre moyen d’actions en circulation, compte tenu de la dilution utilisée dans le calcul des bénéfices dilués par action issus des opérations poursuivies, hors charges et crédits ?

Le nombre moyen pondéré d’actions en circulation au cours du troisième trimestre 2016 et du deuxième trimestre 2016 était de 1 392 milliard et 1 389 milliard, respectivement.   Ce qui suit est un rapprochement du nombre pondéré moyen d’actions en circulation, compte tenu de la dilution utilisée dans le calcul des bénéfices dilués par action hors charges et crédits.         (en millions)        

Troisième trimestre2016

     

Deuxième trimestre2016

Moyenne pondérée des actions en circulation 1 392       1 389 Exercice présumé des options sur actions 4 3 Actions de négociation restreinte non acquises 5       5 Moyenne des actions en circulation, compte tenu de la dilution 1 401       1 397

13)

 

À combien se sont élevées les ventes multiclients au troisième trimestre 2016 ?

Les ventes multi-clients, frais de transfert compris, étaient de 144 millions USD au troisième trimestre 2016 et de 145 millions USD au deuxième trimestre 2016.  

14)

Quel était le carnet de commandes de WesternGeco à la fin du troisième trimestre 2016 ?

Le carnet de commandes de WesternGeco, qui est basé sur des contrats signés avec les clients, s’élevait à 845 millions USD à la fin du troisième trimestre 2016. Il était de 865 millions USD à la fin du deuxième trimestre 2016.  

15)

Quels étaient les commandes et le carnet de commandes pour les segments Sous-marin et Forage de Cameron ?

Les commandes et le carnet de commandes pour Sous-marin et Forage ont été les suivants :         (en millions) Commandes        

Troisième trimestre2016

     

Deuxième trimestre2016

Sous-marin $ 434       $ 315 Forage $ 179

 

$ 166   Carnet de commandes (en fin de période) Sous-marin $ 2 527 $ 2 642 Forage $ 865

 

$ 1 050

À propos de Schlumberger

Schlumberger est le premier fournisseur mondial de technologie pour le traitement, la production, le forage et la caractérisation de réservoirs pour l’industrie pétrolière et gazière. Présente dans plus de 85 pays et comptant près de 100 000 employés de plus de 140 nationalités, Schlumberger offre le plus large éventail de produits et de services allant de l’exploration à la production, ainsi que des solutions intégrées allant du forage au pipeline qui optimisent la récupération des hydrocarbures pour assurer le rendement des gisements.

Schlumberger Limited, dont les bureaux principaux sont basés à Paris, Houston, Londres et La Haye, a déclaré un chiffre d’affaires de 35,47 milliards USD en 2015. Pour plus d’informations, veuillez consulter le site www.slb.com.

*Marque de Schlumberger ou des sociétés Schlumberger.

Notes

Schlumberger organisera une conférence téléphonique pour discuter de l’annonce ci-dessus et des perspectives commerciales, le vendredi 21 octobre 2016. Le début de la conférence est prévu pour 7 h 00 (heure centrale des États-Unis), 8 h 00 (heure de l’Est), 13 h 00 (heure de Londres). 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) 333-4911 en dehors de l'Amérique du Nord, environ 10 minutes avant le début programmé de la conférence. Demandez le « Schlumberger Earnings Conference Call ». À la fin de la conférence téléphonique, une rediffusion audio sera disponible jusqu’au 21 novembre 2016 en composant le + 1 (800) 475-6701 en Amérique du Nord, ou le + 1 (320) 365-3844 hors de l'Amérique du Nord, et en indiquant le code d’accès 399092.

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 Web jusqu'au 30 décembre 2016.

Le présent communiqué sur les revenus du troisième trimestre 2016, ainsi que d’autres déclarations que nous formulons, contiennent des « déclarations prévisionnelles » au sens des lois fédérales sur les valeurs mobilières, qui contiennent des déclarations qui ne constituent pas des faits historiques, telles que nos prévisions ou nos attentes concernant les perspectives commerciales ; la croissance de Schlumberger dans son ensemble et de chacun de ses Groupes et de ses segments (et des produits ou des zones géographiques spécifiées dans chaque segment) ; la croissance de la demande et de la production de pétrole et de gaz naturel ; les prix du gaz naturel et du pétrole ; les améliorations des procédures d’exploitation et de la technologie, y compris notre programme de transformation ; les dépenses d’investissement par Schlumberger et l’industrie du pétrole et du gaz ; les stratégies commerciales des clients de Schlumberger ; les bénéfices anticipés de la transaction Cameron ; le succès des coentreprises et des alliances de Schlumberger ; la conjoncture économique mondiale future ; et les résultats d’exploitation futurs. Ces déclarations sont sujettes à des risques et à des incertitudes y compris, sans toutefois s’y limiter, la conjoncture économique mondiale ; les changements dans les dépenses d’exploration et de production par les clients de Schlumberger et les changements dans le niveau d’exploration et de développement du pétrole et du gaz naturel ; la demande pour nos services intégrés et nos nouvelles technologies ; nos flux de trésorerie futurs ; le succès de nos efforts de transformation ; la conjoncture économique, politique et commerciale générale dans des régions clés du monde ; le risque lié aux devises étrangères ; la pression sur les prix ; les facteurs climatiques et saisonniers ; les modifications, retards ou annulations opérationnels ; les déclins de production ; les changements des réglementations gouvernementales et des exigences réglementaires, y compris celles qui sont liées à l’exploration de pétrole et de gaz en mer, aux sources radioactives, aux explosifs, aux produits chimiques, aux services de fracturation hydraulique et aux initiatives liées au climat ; l’incapacité de la technologie à relever les nouveaux défis dans l'exploration ; l’incapacité à intégrer l'entreprise Cameron avec succès et à réaliser les synergies attendues ; l'incapacité à conserver les employés clés ; ainsi que d'autres risques et incertitudes détaillés dans ce rapport sur les bénéfices du troisième trimestre 2016, ainsi que dans nos formulaires 10-K, 10-Q et 8-K les plus récents, déposés auprès de la Commission des valeurs mobilières des États-Unis (SEC) ou fournis à cette dernière. 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.

Ce texte est la traduction française du communiqué de presse original officiel en langue anglaise, lequel seul fait foi.

Consultez la version source sur businesswire.com : http://www.businesswire.com/news/home/20161103006002/fr/

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