Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a déclaré
aujourd'hui un chiffre d'affaires sur l'exercice 2012 de
42,15 milliards USD contre 36,96 milliards USD en
2011.
Le bénéfice issu des activités poursuivies attribuable à
Schlumberger pour l'exercice 2012, hors charges et crédits, a
été de 5,58 milliards USD, ce qui représente un bénéfice dilué
par action de 4,17 USD contre 3,61 USD en 2011.
Résultats du quatrième trimestre
Le chiffre d'affaires du quatrième trimestre 2012 a été de
11,17 milliards USD contre 10,61 milliards USD au
troisième trimestre 2012 et de 10,30 milliards USD au
quatrième trimestre 2011.
Le bénéfice issu des activités poursuivies attribuable à
Schlumberger, hors charges et crédits, a été
de 1,44 milliard USD, soit un bénéfice inchangé en
séquentiel, ce qui représente une baisse de 3 % en glissement
annuel. Le bénéfice dilué par action issu des activités
poursuivies, hors charges et crédits, a été de 1,08 USD, le
même qu'au trimestre précédent, et de 1,10 USD au quatrième
trimestre 2011.
Schlumberger a enregistré des charges de 0,06 USD par
action au quatrième trimestre 2012, contre 0,02 USD par action
au trimestre précédent, et de 0,06 USD par action au quatrième
trimestre 2011.
Le chiffre d'affaires de 11,17 milliards USD du segment
Services sur champs pétroliers a progressé de 5 % en
séquentiel et de 8 % en glissement annuel. Le bénéfice
d'exploitation avant impôts de 2,2 milliards USD du segment
Services sur champs pétrolier a augmenté de 1 % en séquentiel
et est resté le même en glissement annuel.
Le président-directeur général de Schlumberger, Paal Kibsgaard a
indiqué : « Nous avons clôturé l'année avec un chiffre
d'affaires de plus de 42 milliards USD, en hausse de
14 %, avec une croissance des Zones internationales de
4 milliards USD, soit 16 %, de loin leur plus forte
croissance depuis 2008. La croissance au plan international
est venue d'une forte activité d'exploration et de développement, à
la fois en mer et sur les principaux marchés à terre. En Amérique
du Nord, nous avons prouvé notre résistance aux défis lancés par
les marchés à terre, en accroissant les affaires de l'entreprise de
plus d'1 milliard USD, soit 9 %, aidés par notre forte
position sur le marché offshore, en particulier dans la partie
américaine du golfe du Mexique. De plus, le bénéfice d'exploitation
avant impôts de l'exercice a augmenté de 14 %, le secteur
International connaissant une hausse de 31 % et entraînant une
expansion des marges internationales de 226 points de base
pour atteindre 20,5 %, soit davantage que les marges
nord-américaines de 20,3 %.
Nos résultats du quatrième trimestre ont affiché une poursuite
de la croissance sur les principaux marchés, à laquelle s'ajoutent
les ventes de produits, de logiciels et multiclients classiques de
fin d'exercice. La performance est venue des zones internationales,
qui ont fait preuve d'une solide qualité de service et où la
capacité de service a été limitée pour certaines lignes de
produits. Nos résultats ont néanmoins souffert des ralentissements
saisonniers et des retards contractuels préalablement annoncés,
ainsi que des coûts de mobilisation et de démarrage de nouveaux
projets. En Amérique du Nord, la solide performance dans la partie
américaine du golfe du Mexique a pris le pas sur une activité plus
faible que prévue au Canada et sur un nouvel affaiblissement des
marchés américains à terre.
Une croissance importante du chiffre d'affaires a été
enregistrée en Amérique latine et dans les zones Moyen-Orient et
Asie. Les marges d'exploitation avant impôts ont progressé en
Amérique latine, tandis que dans la zone Moyen-Orient et Asie, les
marges ont connu un déclin dans les coûts de combinaison
d'activités et ceux de démarrage de projets IPM. Le chiffre
d'affaires a baissé de 1 % dans la zone Europe/CEI/Afrique,
qui a également vu chuter ses marges en raison des ralentissements
saisonniers en mer du Nord et en Russie, combinés à des retards
contractuels en Afrique du Nord. Les prix internationaux ont
continué à progresser lentement, grâce à une réalisation solide, de
nouvelles ventes technologiques et des appels d'offre proactifs sur
les contrats de petite à moyenne taille.
En Amérique du Nord, les opérations de forage en eau profonde se
sont traduits par une forte activité et par une excellente
performance dans la partie américaine du golfe du Mexique, où les
résultats ont plus que compensé une activité de forage plus faible
et l'impact de prix plus faibles sur le sol américain pour les
services de fracturation hydraulique, de forage, de tubage enroulé
et de travail au câble dans des trous entubés. En conséquence, le
chiffre d'affaires et les marges avant impôts en Amérique du Nord
ont tous deux progressé en séquentiel.
Parmi les faits technologiques saillants du trimestre,
WesternGeco a conclu la première saison IsoMetrix avec trois
projets commerciaux, alors que la technologie continue d'attirer
l'attention au moment où l'exploration de prospects de réservoirs
difficiles et complexes est en pleine évolution. Deux navires
IsoMetrix seront disponibles en 2013. Entre temps, la technologie
d'enregistrement Wireline ThruBit* de vidange du trou découvert a
connu une pénétration substantielle du marché sur le sol américain
et le modèle d'entreprise SPARK* de Well Services a également connu
une certaine croissance, de par son approche unique qui consiste à
offrir aux clients l'accès à nos systèmes hydrauliques incorporés,
tout en utilisant leur propre personnel et leur propre puissance
hydraulique.
L'environnement macroéconomique mondial demeure incertain,
tandis que les perspectives de croissance du PIB pour 2013 restent
inchangées. La demande mondiale en pétrole devrait croître et
atteindre des niveaux similaires à ceux de 2012. L'offre connaîtra
une nouvelle croissance en Amérique du Nord, tandis que d'autres
productions hors OPEP seront probablement toujours confrontées à
des problèmes de retard et de déclin. Sauf événements
macroéconomiques ou géopolitiques inattendus, les capacités
mondiales inutilisées devraient rester largement inchangées.
Avec une hausse prévue des dépenses internationales
d'exploration et de production de près de 10 % pour
l'année prochaine et une forte activité en perspective pour la
partie américaine du golfe du Mexique, Schlumberger présente de
bonnes perspectives de croissance, avec un portefeuille d'affaires
équilibré, une vaste empreinte géographique et de fortes capacités
d'exécution ».
Autres événements
- Le 15 novembre 2012, Schlumberger et
Cameron International Corporation (« Cameron ») ont
annoncé la signature d'un accord concernant la création de
OneSubsea™, une coentreprise destinée à la fabrication et au
développement de produits, de systèmes et de services pour le
marché du pétrole et du gaz sous-marins. Schlumberger
détiendra 40 % de OneSubsea. La transaction est
assujettie aux approbations réglementaires et à d'autres conditions
habituelles de signature et devrait être conclue d'ici le deuxième
trimestre 2013. En vertu des dispositions de l'accord, Cameron
et Schlumberger contribueront chacun à la coentreprise avec
l'ensemble de leurs activités sous-marines respectives et
Schlumberger effectuera un paiement de 600 millions USD en
espèces à Cameron. Cameron sera chargé de la gestion de OneSubsea
et Schlumberger comptabilisera à la valeur de consolidation pour
son investissement dans la coentreprise.
- Le 20 décembre 2012, Gazprom
Geologorazvedka et Schlumberger ont signé un accord-cadre de
coopération technologique destiné à optimiser l'efficacité de
l'exploration pour les champs à terre et en mer de Gazprom et les
zones de permis de la Fédération de Russie. L'accord comprend
l'introduction de la technologie et des produits logiciels
Schlumberger, et le développement d'un programme de formation du
personnel. Cet accord fait suite à l'accord-cadre technologique
signé en 2008 entre Gazprom et Schlumberger.
- Le 17 janvier 2013, le conseil
d'administration a approuvé une augmentation de 13,6 % du
dividende trimestriel. Le prochain dividende trimestriel, qui
passera à 0,3125 USD par action ordinaire en circulation, sera
distribué le 12 avril 2013 aux actionnaires inscrits le 20 février
2013.
État des résultats consolidés condensés
(en millions USD, sauf montants par action)
Quatrième trimestre Douze mois Périodes closes le 31
décembre
2012
2011
2012
2011 Chiffre d’affaires
$ 11 174 $
10 301
$ 42 149 $ 36 959 Intérêts et
autre bénéfice net(1)
35 35
172 130 Charges Coût des
ventes(2)
8798 7997
33 056 28 949 Recherche
& ingénierie
307 273
1168 1073 Frais généraux
& administratifs(2)
111 98
405 417 Fusion &
intégration(2)
60 22
128 113 Restructuration(2)
33 -
33 - Intérêts
93 86
340 298 Revenu
avant impôts
1807 1860
7191 6239 Impôts sur le
revenu(2)
436
457
1723 1509 Bénéfice issu des
activités poursuivies
1371 1403
5468 4730 Bénéfice
issu des activités abandonnées
- 16
51 277 Résultat net
1371 1419
5519 5007 Bénéfice net attribuable aux
participations minoritaires
9 5
29 10 Bénéfice net
attribuable à Schlumberger
$
1362 $ 1414
$ 5490 $ 4997 Montants
Schlumberger attribuables au : Bénéfice issu des activités
poursuivies Schlumberger (2)
$ 1362 $ 1398
$
5439 $ 4720 Bénéfice issu des activités abandonnées
- 16
51
277
Résultat net
$ 1362
$ 1414
$ 5490
$ 4997 Bénéfice dilué par action de
Schlumberger Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger
(2)
$ 1,02 $ 1,04
$ 4,06 $ 3,47
Bénéfice issu des activités abandonnées
- 0,01
0,04 0,20
Résultat net
$ 1,02
$ 1,05
$
4,10 $ 3,67 Moyenne des actions
en circulation
1328 1338
1330 1349 Moyenne des
actions en circulation après dilution
1336 1347
1339 1361
Dépréciation et amortissement inclus dans les dépenses(3)
$ 930
$ 859
$ 3500
$ 3274 1) Inclut
les intérêts créditeurs : Quatrième trimestre 2012 -
5 millions USD (2011 - 11 millions USD) Douze mois 2012 -
29 millions USD (2011 - 39 millions USD) 2) Cf. pages 6
pour plus de détails sur les charges et crédits. 3) Inclut le coût
des données sismiques multiclients.
État des
résultats consolidés condensés
(en millions USD)
31 déc. 31
déc. Actifs
2012
2011 Actif à court terme Encaisse et investissements à court
terme
$ 6274 $ 4827 Comptes clients
11 351 9500 Autres actifs courants
6531 6212
24 156 20 539 Investissements à taux fixe, détenus
jusqu'à maturité
245 256 Immobilisations corporelles
14 780 12 993 Données sismiques multiclients
518 425 Survaleurs
14 585 14 154 Autres
immobilisations incorporelles
4802 4882 Autres actifs
2461
1952
$ 61 547
$ 55 201 Passif et fonds propres
Passif à court terme Comptes fournisseurs et charges constatées
d’avance
$ 8453 $ 7579 Passif estimé pour les impôts
sur le bénéfice
1426 1245 Emprunts à court terme et portion
actuelle de la dette à long terme
2121 1377 Dividende à
distribuer
368
337
12 368 10 538 Dette à
long terme
9509 8556 Avantages postérieurs aux départs en
retraite
2169 1732 Impôts différés
1493 1731 Autre
passif
1150
1252
26 689 23 809 Fonds propres
34 858
31 392
$ 61 547 $ 55 201
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 changements au niveau de la dette nette pour
l'exercice 2012 :
(en millions USD)
Douze mois 2012 Dette nette, 1er
janvier 2012 $ (4850 ) Bénéfice issu des activités poursuivies 5468
Dépréciation et amortissement 3500 Pensions et autres avantages
complémentaires postérieurs aux départs en retraite à payer 404
Excédent des fonds propres par rapport aux dividendes reçus (61 )
Dépenses de rémunération sous forme d’actions 335 Financement de
pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ
en retraite (673 ) Augmentation des fonds de roulement (1968 )
Dépenses en capital (4695 ) Données sismiques multiclients
capitalisées (351 ) Dividendes distribués (1432 ) Produit des
régimes d'actionnariat des employés 410 Programme de rachat
d'actions (972 ) Acquisitions d'entreprises et investissements,
déduction faite de l'encaisse et des dettes assumées (845 ) Produit
de la vente de Wilson et de CE Franklin 1027 Autres (363 ) Effet de
change sur la dette nette (45 ) Dette nette, 31 décembre
2012 $ (5111 )
31 déc.
31 déc.
Composants de la dette nette
2012
2011
Encaisse et investissements à court terme $ 6274 $ 4827
Investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité 245 256
Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme
(2121 ) (1377 ) Dette à long terme (9509 ) (8556 ) $
(5111 ) $ (4850 )
Charges et crédits
Outre les résultats financiers déterminés conformément aux
principes comptables généralement reconnus (PCGR), ce document
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)
Quatrième
trimestre 2012 Avant impôts Impôts Participations Net
Dilué
Classification de l'état des résultats
minoritaires
BPA
Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger tel que
déclaré $ 1807 $ 436 $ 9 $ 1362 $ 1,02 Charges de restructuration
et de fusion 60 10 - 50 0,04 Fusion & intégration Compression
des effectifs 33 6
- 27
0,02 Restructuration Bénéfice issu des activités poursuivies
Schlumberger hors charges & crédits $ 1900
$ 452 $ 9 $ 1439
$ 1,08
Troisième trimestre 2012 Avant
impôts Impôts Participations Net
Dilué
Classification de l'état des résultats
minoritaires
BPA
Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger tel que
déclaré $ 1857 $ 442 $ 3 $ 1412 $ 1,06 Charges de restructuration
et de fusion 32 4
- 28
0,02 Fusion & intégration Bénéfice issu des activités
poursuivies Schlumberger hors charges & crédits $ 1889
$ 446 $ 3 $
1440 $ 1,08
Quatrième trimestre
2011 Avant impôts Impôts Participations Net Dilué
Classification de l'état des résultats
minoritaires
BPA(*)
Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger tel que
déclaré $ 1860 $ 457 $ 5 $ 1398 $ 1,04 Charges de restructuration
et de fusion 22 2 - 20 0,01
Fusion & intégration
Dépréciation des actifs en Libye 60
- -
60 0,04
Coût des ventes
Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger hors charges
& crédits $ 1942 $ 459
$ 5 $ 1478 $ 1,10
Douze mois 2012 Avant impôts Impôts Participations
Net Dilué Classification de l'état des résultats
minoritaires
BPA(*)
Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger tel que
déclaré $ 7191 $ 1723 $ 29 $ 5439 $ 4,06 Charges de restructuration
et de fusion 128 16 - 112 0,08 Fusion & intégration Compression
des effectifs 33 6
- 27
0,02 Coût des ventes Bénéfice issu des activités poursuivies
Schlumberger hors charges & crédits $ 7352
$ 1745 $ 29 $ 5578
$ 4,17
Douze mois 2011 Avant impôts
Impôts Participations Net Dilué Classification de l'état des
résultats minoritaires
BPA Bénéfice issu des
activités poursuivies Schlumberger tel que déclaré $ 6239 $ 1509 $
10 $ 4720 $ 3,47 Charges de restructuration et de fusion 113 18 -
95 0,07 Fusion & intégration Don à la Fondation Schlumberger 50
10 - 40 0,03 Frais généraux & administratifs Dépréciation des
actifs en Libye 60 -
- 60
0,04 Coût des ventes Bénéfice issu des activités
poursuivies Schlumberger hors charges & crédits $ 6462
$ 1537 $ 10
$ 4915 $ 3,61 (*) Ne totalise pas
100 % en raison de l'arrondissement
Groupes
de produits (en millions USD) Trois
mois clos au
31 déc. 2012 30 sept.
2012 Chiffre d’affaires
Bénéfice Chiffre d’affaires Bénéfice
avant avant
impôts impôts Services sur champs
pétroliers Reservoir Characterization
$ 3150 $
917 $ 2910 $ 838 Forage
4137 696 4048 733
Production
3924 590 3675 548 Éliminations &
autres
(37 ) (39 )
(25 ) 23
11 174 2164 10 608
2142 Dépenses d'entreprise & autres
- (180
) - (176 ) Intérêts créditeurs(1)
- 6 - 8
Intérêts débiteurs(1)
- (90 ) - (85 ) Charges
& crédits
- (93 )
- (32 )
$ 11 174
$ 1807 $ 10 608 $ 1857
Zones géographiques (en millions USD) Trois
mois clos au
31 déc. 2012 30 sept. 2012 Chiffre
d’affaires Bénéfice Chiffre d’affaires Bénéfice
avant avant
impôts impôts Services sur champs
pétroliers Amérique du Nord
$ 3409 $
655 $ 3290 $ 610 Amérique latine
2071 377 1860
333 Europe/CEI/Afrique
2958 579 2985 646 Moyen-Orient
et Asie
2577 601 2352 570 Éliminations & autres
159 (48 ) 121
(17 )
11 174 2164 10 608 2142
Dépenses d'entreprise & autres
- (180 ) -
(176 ) Intérêts créditeurs(1)
- 6 - 8 Intérêts
débiteurs(1)
- (90 ) - (85 ) Charges &
crédits
- (93 ) -
(32 )
$ 11 174 $
1807 $ 10 608 $ 1857
(1) À l'exclusion des intérêts inclus dans les résultats des
groupes Produits et des Zones géographiques.
Groupes de produits (en millions USD)
Douze mois clos au
31 déc. 2012
31 déc. 2011 Chiffre d’affaires
Bénéfice Chiffre d’affaires Bénéfice
avant avant
impôts impôts Services sur champs
pétroliers Reservoir Characterization
$ 11 424
$ 3212 $ 9929 $ 2449 Forage
15 971
2824 13 860 2254 Production
14 875
2371 13 136 2637 Éliminations & autres
(121 ) (60 ) 34
(35 )
42 149 8347 36 959 7305 Dépenses
d'entreprise & autres
- (694 ) - (590 )
Intérêts créditeurs(1)
- 30 - 37 Intérêts
débiteurs(1)
- (331 ) - (290 ) Charges &
crédits
- (161 ) -
(223 )
$ 42 149 $
7191 $ 36 959 $ 6239
Zones géographiques (en millions USD) Douze mois clos au
31 déc. 2012 31 déc. 2011 Chiffre d’affaires
Bénéfice Chiffre d’affaires Bénéfice
avant avant
impôts impôts Services sur champs pétroliers Amérique du
Nord
$ 13 485 $ 2736 $ 12 323
$ 3052 Amérique latine
7554 1387 6467 1074
Europe/CEI/Afrique
11 443 2245 9676 1477
Moyen-Orient et Asie
9194 2152 8102 1874 Éliminations
& autres
473 (173 )
391 (172 )
42 149 8347 36 959
7305 Dépenses d'entreprise & autres
- (694
) - (590 ) Intérêts créditeurs(1)
- 30 - 37
Intérêts débiteurs(1)
- (331 ) - (290 )
Charges & crédits
- (161
) - (223 )
$ 42 149
$ 7191 $ 36 959 $ 6239 (1)
À l'exclusion des intérêts inclus dans les résultats des groupes de
produits et des Zones géographiques.
Services sur champs pétroliers
Le chiffre d'affaires de 42,15 milliards USD pour
l'exercice 2012 a augmenté de 14 % par rapport à 2011, les
Zones internationales connaissant une croissance de
16 % et la Zone Amérique du Nord de 9 %. Le
chiffre d'affaires au plan international de 28,2 milliards
USD a augmenté de 3,9 milliards USD, grâce à une activité
d'exploration et de développement plus importante sur plusieurs
marchés géographiques (à la fois en mer et sur les principaux
marchés à terre). La hausse au plan international est venue de la
zone Europe/CEI/Afrique où le chiffre d'affaires s'est accru de
18 %, principalement grâce à la force des marchés
géographiques Russie, Nigeria & golfe de Guinée, Angola,
Afrique de l'Est et Mer du Nord. Le chiffre d'affaires de
l'Amérique latine a connu une hausse de 17 %, grâce une forte
activité d'IPM (Integrated Project Management) à terre et à une
solide activité en mer pour Wireline Services et Drilling Group
Technologies, principalement sur les marchés géographiques Mexique
& Amérique centrale ; Venezuela, Trinité & Tobago et
Équateur. Le chiffre d'affaires de la zone Moyen-Orient & Asie
a augmenté de 13 % grâce à des résultats remarquables sur les
marchés géographiques Arabie Saoudite & Bahreïn ;
Australasie; Brunei, Malaisie & Philippines et Chine. Le
chiffre d'affaires de l'Amérique du Nord de 13,5 milliards
USD a augmenté de 1,2 milliard USD, grâce à une hausse de
38 % du chiffre d'affaires en mer, les robustes services
d'exploration et en eau profonde profitant au Reservoir
Characterization Group et à Drilling Group Technologies, en
particulier dans la partie américaine du golfe du Mexique. Le
chiffre d'affaires de l'Amérique du Nord à terre a progressé de
4 % grâce à des produits et des services de Production Group
plus performants, même si la hausse a été tempérée par la faiblesse
du marché de fracturation hydraulique.
Par segment, le chiffre d'affaires du Reservoir
Characterization Group de 11,4 milliards USD a augmenté de
1,5 milliard USD, soit 15 %, toutes les lignes de
produits affichant une croissance à deux chiffres venue de la
progression de l'activité d'exploration en mer dans toutes les
zones. Le chiffre d'affaires de Drilling Group de
16,0 milliards USD a augmenté de 2,1 milliards USD, soit
15 %, grâce à une forte progression des produits et services
de M-I SWACO, de Drilling & Measurements et de Drilling Tools
& Remedial. Le chiffre d'affaires de Production group de
14,9 milliards USD a augmenté de 1,7 milliard USD, soit
13 %, avec une croissance à deux chiffres affichée par Well
Intervention, Completions et Artificial Lift Technologies. Le
chiffre d'affaires de Well Services a également augmenté, même si
cette hausse s'est principalement limitée à l'activité en mer au
plan international et en Amérique du Nord.
Le bénéfice d'exploitation avant impôts pour l'exercice 2012 de
8,3 milliards USD a augmenté de 1,0 milliard USD, soit
14 %, tandis que le bénéfice d'exploitation avant impôts au
plan international de 5,8 milliards USD augmentait de
31 % et que le bénéfice d'exploitation avant impôts de
l'Amérique du Nord de 2,7 milliards USD chutait de
10 % en glissement annuel.
La marge d'exploitation avant impôts est restée essentiellement
la même que l'année précédente à 19,8 %, tandis que la marge
d'exploitation avant impôts au plan international
connaissait une progression de 226 points de base pour
atteindre 20,5 %, alors que la marge d'exploitation avant
impôts de l'Amérique du Nord chutait de 448 points
de base à 20,3 %. La région Europe/CEI/Afrique a affiché une
progression de 435 points de base pour
atteindre 19,6 %, l'Amérique latine a progressé
de 175 points de base à 18,4 % et la zone
Moyen-Orient & Asie a progressé de 27 points de base
à 23,4 %. Le déclin en Amérique du Nord a été dû à la pression
des prix pour les technologies de production de Well Services à
terre. Par segment, la marge d'exploitation avant impôts du
Reservoir Characterization Group s'est accrue de
345 points de base à 28,1 % tandis que les marges
d'exploitation avant impôts des groupes Drilling et
Production étaient respectivement de 17,7 % et
15,9 %.
Résultats du quatrième trimestre
Le chiffre d'affaires de 11,17 milliards USD du quatrième
trimestre a augmenté de 567 millions USD soit 5 % en
séquentiel et de 873 millions USD soit 8 % en glissement
annuel en réponse à la robustesse de l'activité au plan
international. De la hausse du chiffre d'affaires en séquentiel,
environ 36 % provenait de l'augmentation massive classique de
fin d'année des ventes de produits et de logiciels, et 12 % de
l'augmentation des ventes multiclients WesternGeco.
Séquentiellement, le chiffre d'affaires du Reservoir
Characterization Group a augmenté de 8 % pour atteindre
3,2 milliards USD, tandis que le chiffre d'affaires de
Drilling Group était supérieur de 2 % à
4,1 milliards USD. Le chiffre d'affaires de Production
Group a augmenté de 7 % séquentiellement à
3,9 milliards. Sur le plan géographique, le chiffre d'affaires
au plan international de 7,6 milliards USD a augmenté
de 409 millions USD, soit 6 % en séquentiel, tandis que
le chiffre d'affaires de 3,4 milliards USD de l'Amérique du
Nord a augmenté de 118 millions, soit 4 %,
séquentiellement.
La hausse séquentielle du chiffre d'affaires du Reservoir
Characterization Group a été due principalement à de solides
ventes internationales de fin d'année du logiciel Schlumberger
Information Solutions (SIS). Testing Services a progressé pour le
troisième trimestre consécutif, grâce à une activité plus soutenue
sur le marché géographique Arabie Saoudite & Bahreïn.
PetroTechnical Services a affiché une croissance du chiffre
d'affaires à deux chiffres suite à une forte activité de conseil
sur le marché géographique Mexique & Amérique centrale.
WesternGeco a légèrement progressé alors que les ventes
multiclients de fin d'année et la vente directe de technologie
sismique terrestre UniQ* en Russie étaient partiellement
contrebalancées par un fort déclin saisonnier dans le chiffre
d'affaires de la Marine, en raison d'une moindre utilisation des
navires, consécutive aux transits saisonniers hors de la mer du
Nord. Le chiffre d'affaires Wireline a progressé grâce à une
activité accrue dans la partie américaine du golfe du Mexique, mais
il a été largement contrebalancé par un déclin de l'activité
saisonnière en Asie. Le chiffre d'affaires de Drilling
Group a augmenté en réponse à une demande robuste au plan
international et en mer en technologies Drilling & Measurements
et M-I SWACO. Drilling Tools & Remedial Services a également
contribué à la croissance avec les produits des services Radius sur
l'ensemble du trimestre. IPM a légèrement progressé, tandis que la
combinaison d'une augmentation des projets en Australie et de
nouvelles entreprises en démarrage en Irak et en Argentine a été
partiellement contrebalancée par les complétions de projets en
Afrique du Nord. L'augmentation du chiffre d'affaires de
Production Group est principalement venue de plus
fortes ventes du produit Completion and Artificial Lift en fin
d'exercice, combinées à de nouveaux projets sous-marins Framo dans
la partie américaine du golfe du Mexique et sur les marchés
géographiques mer du Nord et Angola. Le chiffre d'affaires de Well
Intervention Services a également progressé suite à une activité
plus soutenue sur les marchés géographiques Mexique & Amérique
centrale et Arabie Saoudite & Bahreïn. Le chiffre d'affaires de
Well Services s'est accru, principalement en raison d'une plus
grande activité sur les marchés internationaux et sur les marchés
d'Amérique du Nord en mer. Le décompte des intervalles Well
Services sur le territoire d'Amérique du Nord a également augmenté,
mais le chiffre d'affaires a chuté en raison d'une faiblesse
persistante des prix due à une surproduction de puissance
hydraulique.
Parmi les différentes zones, le chiffre d'affaires de la zone
Moyen-Orient & Asie de 2,6 milliards USD a
progressé de 10 % en séquentiel, grâce au lancement de
nouveaux projets clé en main d'IPM en Irak ; grâce à davantage
de services de la part de Testing, Well Intervention et Drilling
Group, combinés aux ventes de produits de fin d'exercice sur le
marché géographique Arabie Saoudite & Bahreïn ; grâce au
démarrage du projet sismique Jurassic, ainsi qu'à de fortes ventes
de produits et de logiciels de fin d'exercice au Koweït ; et
grâce à une hausse des projets IPM en mer et à une forte activité
de forage sur le marché géographique Australasie. En Amérique
latine, le chiffre d'affaires de 2,1 milliards USD a
augmenté en séquentiel de 11 %, notamment par de fortes ventes
de produits et de logiciels de fin d'exercice, par une forte
activité de conseil de PetroTechnical Services, et par une activité
de stimulation d'intervention sur puits et de fracturation non
conventionnelle sur le marché géographique Mexique & Amérique
centrale. Une utilisation plus soutenue des navires WesternGeco
pour les nouveaux levés sismiques au Brésil, à Trinité et en
Uruguay, couplée au démarrage d'un projet IPM en Argentine, a
également contribué à cette hausse. En Europe/CEI/Afrique,
le chiffre d'affaires de 3,0 milliards USD a chuté de
1 %, principalement à cause d'une moindre utilisation des
navires WesternGeco, consécutive au transit saisonnier des navires
hors de la mer du Nord. La finalisation de projets IPM, les retards
dans les contrats de services en Afrique du Nord et l'achèvement du
levé WesternGeco en mer de Kara en Russie, ont également contribué
à ce déclin. La baisse séquentielle a néanmoins été partiellement
compensée par une activité accrue en Angola et par de meilleures
ventes de produits et de logiciels dans la région Russie et Asie
centrale et sur le marché géographique d'Europe continentale. Le
chiffre d'affaires de l'Amérique du Nord de 3,4 milliards
USD a augmenté de 4 % en séquentiel—principalement grâce à
l'activité en mer qui a progressé de 24 %, tandis que
l'activité à terre a chuté de 2 %. L'augmentation du chiffre
d'affaires de l'activité en mer est la conséquence à la fois d'une
activité de forage plus importante suite à un accroissement du
nombre d'appareils de forage, et de ventes multiclients WesternGeco
plus importantes en fin d'exercice. Le déclin du chiffre d'affaires
à terre est principalement dû à une faiblesse persistante des prix
pour les activités de fracturation hydraulique de Well Services. Un
déclin saisonnier de l'activité de forage à terre dirigé et
horizontal, combiné à la faiblesse des prix, a également affecté le
segment Drilling Group en Amérique du Nord.
Au niveau international, le bénéfice d'exploitation avant impôts
de 2,2 milliards USD du quatrième trimestre a augmenté de
1 % en séquentiel et n'a pas bougé en glissement annuel. Le
bénéfice d'exploitation avant impôts au plan international de
1,6 milliard USD a augmenté de 1 % en séquentiel et de
21 % en glissement annuel, tandis que le bénéfice
d'exploitation avant impôts de 655 millions USD pour
l'Amérique du Nord a augmenté de 7 % en séquentiel,
mais a perdu 31 % en glissement annuel.
La marge d'exploitation avant impôts de 19,4 % a chuté de
83 points de base en séquentiel et a perdu 169 points de
base en glissement annuel. La marge d'exploitation avant impôts
au plan international de 20,5 %, a perdu 104 points
de base en séquentiel, mais a gagné 125 points de base en
glissement annuel. La baisse des marges en séquentiel est venue
d'un ralentissement saisonnier et de retards contractuels plus
importants que de coutume dans la zone Europe/CEI/Afrique qui
génère traditionnellement des marges plus élevées. En Amérique
du Nord, la marge d'exploitation avant impôts de 19,2 % a
augmenté de 65 points de base en séquentiel mais a perdu
764 points de base en glissement annuel. En séquentiel,
l'expansion des marges a été due à la contribution plus importante
des services en mer à fortes marges, en particulier dans la partie
américaine du golfe du Mexique, qui a plus que compensé le déclin
des marges dans les activités à terre de Drilling Group et de Well
Services. Par segment, la marge d'exploitation avant impôts du
Reservoir Characterization Group a atteint 29,1 %,
tandis que les marges d'exploitation avant impôts des groupes
Drilling et Production étaient respectivement de 16,8 % et
de 15,0 %.
Reservoir Characterization Group
Le chiffre d'affaires de 3,15 milliards USD du quatrième
trimestre a augmenté de 240 millions USD soit 8 % en
séquentiel et a progressé de 363 millions USD, soit 13 %
en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de
917 millions USD était en hausse de 9 % en séquentiel et
a progressé de 18 % en glissement annuel.
En séquentiel, le chiffre d'affaires a augmenté principalement
grâce à d'importantes ventes du logiciel SIS au plan international
en fin d'exercice, tandis que Testing Services a progressé pour le
troisième trimestre consécutif en raison d'une plus forte activité
sur les marchés géographiques Arabie Saoudite & Bahreïn et
Mexique & Amérique centrale. Le chiffre d'affaires de
PetroTechnical Services a également affiché une croissance à deux
chiffres, suite à une forte activité de conseil sur le marché
géographique Mexique & Amérique centrale. WesternGeco a
légèrement progressé, alors que les ventes multiclients de fin
d'exercice et la vente directe de technologie sismique terrestre
UniQ en Russie, ont été partiellement compensées par le fort déclin
saisonnier dans le chiffre d'affaires de la Marine en raison d'une
moindre utilisation des navires, consécutive aux transits
saisonniers hors de la mer du Nord. Wireline a légèrement progressé
du fait d'une activité accrue dans la partie américaine du golfe du
Mexique, suite à la reprise qui a suivi l'arrêt des activités
associé à l'ouragan Isaac au trimestre précédent, mais cette
progression a été contrebalancée par un déclin de l'activité
saisonnière en Asie, principalement sur les marchés géographiques
Australasie et Chine.
Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 29,1 % a
augmenté de 31 points de base en séquentiel et de
122 points de base en glissement annuel. L'expansion des
marges en séquentiel a été principalement due à de
traditionnellement fortes ventes de fin d'exercice du logiciel SIS
et des permis multiclients WesternGeco. Les marges de Testing
Services, Wireline et PetroTechnical Services se sont également
étendues sur une combinaison technologique plus favorable dans les
projets d'exploration et de développement. Ces améliorations ont
néanmoins été modérées par de plus faibles marges de WesternGeco
Marine, suite à une moindre utilisation des navires.
Un certain nombre de points saillants technologiques du
portefeuille du Reservoir Characterization Group a contribué aux
résultats du quatrième trimestre.
Au large de la Malaisie, WesternGeco a finalisé le premier levé
commercial au monde réalisé en utilisant la technique d'imagerie et
d'acquisition à large bande coulissante ObliQ*, combinée à
l'acquisition tout azimut à navire unique Coil Shooting* pour
PETRONAS. La technique du Coil Shooting a été choisie pour résoudre
les problèmes d'éclairage, tandis que la technologie ObliQ a permis
une meilleure pénétration sur les cibles plus profondes. Le
traitement des données est en cours au centre WesternGeco
GeoSolutions de Kuala Lumpur.
Au large de l'Indonésie, BP West Aru, une filiale de BP Plc en
Indonésie, a octroyé à WesternGeco, l'un des plus grands levés
sismiques marins en 3D qui sera effectué en Indonésie sur un
maximum de 9000 km2 dans les nouveaux blocs de concession West Aru
I de II. Le projet utilisera la technologie à flûte Q-Marine Solid*
et comprendra un vaste traitement des données à bord.
Shell a confié à WesternGeco deux levés d'analyse 4D pour les
sociétés Shell, notamment un levé pour Shell Nigeria Exploration
and Production Company (SNEPCO) sur le champ Bongo au Nigeria et un
levé pour Sarawak Shell Berhad (SSB) au large de la Malaisie. Le
levé au Nigeria sera effectué par le WG Amundsen à l'aide de la
technologie à flûte Q-Marine Solid ; il s'agit là du deuxième
levé 4D effectué par WesternGeco pour SNEPCO sur ce champ. Le levé
4D en Malaisie sera effectué par le Western Patriot.
Suite à un certain nombre de levés effectués avec succès en mer
du Nord et à Trinité et Tobago, BP a octroyé à WesternGeco d'autres
contrats en mer du Nord, notamment deux levés utilisant le système
sismique à composants multiples des fonds marins Q-Seabed* et deux
levés d'analyse en 4D utilisant la technique sismique de couverture
profonde à large bande calculée par interpolation DISCover*. Les
projets commenceront au deuxième trimestre 2013.
Au large des Émirats Arabes Unis, la technologie
d'enregistrement Flow Scanner* de la production des forages
directionnels et horizontaux de Wireline, en combinaison avec
l'outil de saturation des réservoirs RST* a été exécutée pour
ZADCO, un consortium entre ADNOC, ExxonMobil et JODCO, sur un puits
horizontal à l'aide du système de traction dirigée à l'intérieur du
puits MaxTRAC* . Les appareils ont été convoyés à la profondeur
totale grâce à deux séances d'enregistrement effectuées sur un
intervalle de production qui contenait plusieurs dispositifs de
contrôle de venue. La combinaison des mesures des appareils a
permis de déterminer avec succès le profil de flux du puits, tandis
que la complexité de l'opération du point de vue mécanique n'a
connu aucun temps mort et a produit toutes les données
requises.
À Myanmar, la technologie d'intervention instrumentée ReSOLVE*
de Wireline a été déployée pour Petronas Carigali Myanmar (Hong
Kong) Limited, afin d'installer un bouchon destiné à stopper la
production d'eau non désirée d'un puits terrestre. L'appareil
ReSOLVE a été convoyé par la technologie de traction TuffTRAC* de
services en puits tubés, qui a permis de passer les restrictions de
complétion pour atteindre la profondeur de pose du bouchon, en
surmontant les échecs des tentatives précédentes à l'aide de moyens
mécaniques conventionnels. Au cours de l'opération, la technologie
ReSOLVE a fourni une indication du statut opérationnel en temps
réel, notamment la confirmation positive de la pose du bouchon.
Dans le golfe de Thaïlande, les technologies MDT Forte-HT*
d'essais dynamiques à haute température sur les formations
modulaires robustes et lnSitu Fluid Analyzer* de Wireline ont été
déployées pour PTTEP dans trois puits du champ Arthit dans le
bassin haute température North Malay. La technologie a contribué à
l'obtention de pressions de formation représentatives et à une
identification du fluide et à une teneur en CO2 concluantes, qui
ont fourni à l'équipe d'actifs du client des informations critiques
en temps réel sur la composition du fluide du réservoir, en
distinguant le gaz sec du gaz à condensat, et sur les propriétés du
fluide du réservoir dans les conditions qui règnent à l'intérieur
du trou de forage, notamment la teneur en CO2 et la perméabilité de
la formation.
Dans le sultanat d'Oman, la technologie de microimagerie des
formations de gros calibre FMI-HD* de Wireline a été déployée pour
PDO sur les puits d'exploration profonds de gaz de réservoir
compact, forés à l'aide de fluides de forage à la fois synthétiques
et à base de pétrole. Cela a fourni des images d'une résolution
supérieure dans des formations élevées résistives et d'une
couverture supérieure sur les trous de forage. Cela s'est traduit
par une meilleure résolution structurelle, des informations de
déblocage plus précises pour la modélisation géochimique et une
meilleure sélection des intervalles pour les technologies MDT*
d'essais dynamiques sur les formations modulaires.
Dans le secteur britannique de la mer du Nord, les charges
profilées pour une pénétration extrêmement profonde PowerJet Nova*
de Wireline, ont battu un nouveau record mondial du plus long
passage unique de perforation convoyé par travail au câble dans un
puits pour Taqa Bratani dans le champ Pelican. Les charges PowerJet
Nova ont perforé un intervalle de 128,31 m et ont été
convoyées par un câble extrêmement résistant déployé par une unité
d'enregistrement à haute tension. Des détonateurs Dual Secure* ont
fourni la redondance au système de perforation, tandis que les
améliorations du système d'adduction ont permis une opération
efficace, de moindres coûts et une plus grande sécurité.
L'exécution s'est déroulée sans aucun problème.
Dans les Rocheuses américaines, la technologie d'enregistrement
SureLog* Thrubit à triple combinaison de Wireline, a été utilisée
pour enregistrer une section horizontale de 3047,94 m d'un
puits Oasis Petroleum dans la formation Bakken, à une profondeur de
formation de plus de 3047,94 m. En utilisant les services
d'enregistrement ThruBit*, le client a été capable de maintenir la
circulation, de déployer les appareils d'enregistrement et
d'explorer le puits, tout ceci pendant le trajet de
conditionnement. La robustesse de la batterie et la conception de
l'appareil ont permis 37 heures d'opération en continu,
permettant une évaluation pétrophysique de la section horizontale,
ainsi qu'une analyse détaillée des options de complétion à l'aide
de données qui n'étaient jusqu'alors pas disponibles.
Dans la castine Mississipienne géologiquement complexe du
Kansas, la suite d'enregistrements SureLog Thrubit à triple
combinaison de Wireline, a été utilisée pour Osage Resources, afin
d'optimiser le modèle de complétion du puits et d'améliorer la
performance par rapport aux puits adjacents. Le diagraphe
horizontal a montré des changements significatifs de porosité et de
lithologie sur la longueur latérale et a permis de concevoir les
longueurs, les volumes d'eau et les groupes de perforation de
l'intervalle de fracturation, afin d'optimiser le traitement. Sur
la base de l'interprétation des données du diagraphe, Osage
Resources a décidé d'ajouter un intervalle de fracturation
supplémentaire au modèle de complétion.
Au Turkménistan, le service de dispersion diélectrique
multifréquence Dielectric Scanner* de Wireline, a été déployé pour
la première fois dans le pays pour CNPC International Turkmenistan.
La technologie Dielectric Scanner a clairement montré le contact
gaz-eau et a établi les paramètres d'interprétation nécessaires
pour évaluer la saturation en gaz dans la roche magasin carbonatée
à faible porosité.
À Myanmar, Schlumberger Testing s'est vu octroyer deux contrats
de services distincts, sur des puits d'exploration et d'évaluation
en eau profonde dans le champ Zawtika pour PTTEP International
Limited. Les services consistent en des batteries d'essais sur
l'ensemble des puits, notamment des tests de puits de surface,
l'échantillonnage des fluides, un ensemble de tests sous-marins, un
essai aux tiges et des perforations guidées par tubes.
Au Pakistan, la technologie d'isolation Testing Services HPHT
CERTIS* de test de la haute intégrité des réservoirs, combinée à
des jauges HPHT à quartz haute résolution Signature* a exécuté avec
succès six opérations de fracturation dans différentes formations
de gaz de réservoir compact à Kadanwari pour Eni. Les opérations de
fracturation et de reflux ont été réalisées sur 39 jours et la
combinaison technologique a permis d'économiser du temps sur le
forage et d'obtenir une plus grande sécurité, fiabilité et
flexibilité opérationnelle.
Au Brésil, SIS s'est vu octroyer un contrat pour fournir le
logiciel, la formation et les services à ANP─l'agence brésilienne
de pétrole. Schlumberger fournira les technologies clés, qui
comprennent notamment le logiciel Petrel* E&P et la simulation
de réservoir ECLIPSE* couvrant tous les domaines d'exploration et
de production depuis la géologie et la géophysique, jusqu'à
l'ingénierie pétrolière. Le logiciel Schlumberger sera utilisé par
l'ANP sur des études portant sur des zones qui seront proposées
lors de la 11e procédure d'adjudication du pays en pétrole et gaz
naturel, qui devrait avoir lieu en 2013.
En Colombie, l'intégration des technologies Schlumberger de
placement et de complétion de puits à l'expertise de PetroTechnical
Services, a aidé le forage New Granada Energy et a achevé le
premier puits horizontal du champ dans le bassin Eastern Llanos.
Les données de mappage des limites du lit PeriScope* de Drilling
& Measurements ont été utilisées dans la planification d'une
complétion d'un trou découvert, conçue pour éviter la production de
sable et pour optimiser le contact avec le réservoir. Avec un
indice de production effectif de 30 % et une proportion d'eau
de moins de 1 %, New Granada Energy a prévu quatre puits
supplémentaires sur ce champ.
Le Schlumberger Reservoir Geomechanics Center of Excellence au
Royaume-Uni a terminé une modélisation géomécanique en 3D du champ
carbonaté en eau profonde Jabuti, qui fait partie du champ
pétrolifère Petrobras Marlim Leste dans le bassin Campos, au
Brésil. Le projet a été mené à bien par des équipes
multidisciplinaires de Petrobras et de Schlumberger PetroTechnical
Services implantées au Brésil, au Royaume-Uni et au Danemark. Des
technologies clés ont été combinées pour la première fois dans ce
projet, notamment l'inversion sismique AVO, la physique des roches,
des modèles 3D de tension à proximité du forage du puits et en
plein champ, la restauration structurelle et la modélisation
géomécanique prospective. Les résultats ont révélé comment les
interactions complexes entre le déclin, les fractures naturelles,
les tensions et la perméabilité jouent un rôle critique dans le
contrôle de la production du champ et dans la stabilité et
l'intégrité du puits.
Au Brésil, une étude de géomécanique intégrée a été attribuée à
Schlumberger PetroTechnical Services pour l'optimisation des
forages et l'évaluation des risques de production dans le champ en
eau profonde Atlanta exploité par Queiroz Galvão Exploracão e
Producão (QGEP). Un modèle géologique mécanique en 4D était au cœur
de l'étude et a permis au client de sélectionner et d'optimiser des
solutions pour la stabilité de forage du puits, la production de
sable, le tassement, l'effondrement et la réactivation de la
faille, mais il lui a aussi permis de quantifier l'impact et le
risque de plusieurs scénarios de production.
Drilling Group
Le chiffre d'affaires de 4,1 milliards USD du quatrième
trimestre a augmenté de 88 millions USD soit 2 % en
séquentiel et de 332 millions USD soit 9 % en glissement
annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de
696 millions USD était en baisse de 5 % en séquentiel,
mais a augmenté de 7 % en glissement annuel.
Séquentiellement, le chiffre d'affaires a augmenté en réponse à
une demande en produits et en services de Drilling &
Measurements et de M-I SWACO au plan international et en mer.
L'activité de Drilling Tools & Remedial Services a également
contribué à la croissance, grâce à un trimestre entier de produits
pour les services Radius. Le chiffre d'affaires d'IPM a légèrement
progressé, tandis que la combinaison d'une augmentation des projets
en Australie et de nouvelles entreprises en démarrage en Irak et en
Argentine, a été partiellement contrebalancée par les finalisations
de projets en Afrique du Nord. La hausse globale du chiffre
d'affaires a été tempérée par un déclin des services liés au
forage, principalement à terre en Amérique du Nord, en raison d'un
déclin saisonnier de l'activité de forage directionnel et
horizontal, couplé à une faiblesse des prix.
La marge d'exploitation avant impôts de 16,8 % a chuté de
128 points de base en séquentiel et a perdu 26 points de
base en glissement annuel. Chez Group Technologies, les marges
séquentielles de Drilling Tools & Measurements et de Drilling
Tools & Remedial Services sont restées stagnantes, tandis que
des contractions des marges ont été enregistrées chez M-I SWACO et
IPM, en raison de la combinaison géographique et de retards
d'exploitation et de démarrage.
Un certain nombre de technologies de Drilling Group ont
contribué aux résultats du quatrième trimestre.
Aux Émirats Arabes Unis, ZADCO, un consortium entre ADNOC,
ExxonMobil et JODCO, a octroyé à Schlumberger le contrat des
services intégrés de forage sur les deux premières îles
artificielles (Nord & Sud) pour le champ Upper Zakum, au large
d'Abu Dhabi, l'un des plus vastes champs pétrolifères au monde. Le
contrat de trois ans est le premier contrat de services intégrés de
forage attribué aux Émirats Arabes Unis.
En Malaisie, Schlumberger a battu trois records mondiaux en
utilisant la technologie CASING DRILLING™ dans le puits Angsi D14
pour PETRONAS Carigali Sdn Bhd (PCSB). Ces records ont porté sur la
plus forte inclinaison de 82,3º ; l'intervalle de tubage de
33,9725 cm le plus profond pendant le forage à
1550 m ; et l'intervalle de forage directionnel de Niveau
3 le plus long avec un trajet de tubage de 33,9725 cm à
1361 m.
En mer de Chine méridionale, la technologie PeriScope* de
mappage des limites du lit de Drilling & Measurements, a été
déployée dans une campagne de forage de puits horizontaux pour
permettre à CNOOC Panyu Operating Company de développer des
réservoirs exploités de très longue date avec de fines colonnes de
production de pétrole. La technologie PeriScope a permis un
placement précis des sections latérales à 0,5 m de la tête du
réservoir pour un drainage et une réduction optimaux du pétrole
sommital. Ces puits ont depuis lors de hauts rendements de
production de pétrole, avec une proportion d'eau très faible ou
inexistante et l'équipe de Drilling & Measurements a été
distinguée par Panyu Operating Company pour sa contribution à cette
performance.
En mer Noire, le service StethoScope* de mesure de la pression
dans la formation pendant le forage de Drilling & Measurements,
a été déployé pour tester plusieurs zones dans un puits pour la
Turkish Petroleum Corporation (TPAO), afin de permettre le
calibrage du modèle de pressions interstitielles en temps réel.
Cela a évité à TPAO de forer une section de 26,9875 cm et donc
de réaliser d'importantes économies de coûts.
Au Nigeria, la technologie StethoScope de mesure de la pression
dans la formation pendant le forage de Drilling & Measurements,
a été utilisée pour Total, afin d'estimer la pression
interstitielle dans les sables du réservoir traversés pendant le
forage. Grâce à une meilleure compréhension du régime de pressions
interstitielles, le client a pu placer le tubage plus en profondeur
et a fait l'économie d'une colonne de tubage par rapport au
programme initial. De plus, les points de pression mesurés ont été
utilisés pour calculer la mobilité du fluide de formation et ont
aidé à optimiser le programme ultérieur d'échantillonnage par
testeur dynamique de formation modulaire (TDM).
En Algérie, la technologie de forage vertical PowerV* de
Drilling & Measurements, a permis une verticalité contrôlée du
puits inférieure à 0,35º dans une formation hautement immergée du
Zemoul el Kbar pour Groupement Sonatrach Agip (GSA). La technologie
a été utilisée pour forer un total de 3481 m et une
trajectoire de puits contrôlée avec une marge de déplacement
latéral de 1,4 m. La performance de forage a économisé trois
jours au client, par rapport aux puits forés précédemment à l'aide
de la technologie standard. Par ailleurs, la technologie PowerV a
produit une excellente qualité de forage du puits pour exécuter des
diagraphes et déployer le tubage.
En Pologne, la technologie du système rotary dirigeable
Schlumberger PowerDrive Archer* à taux de remontée élevé avec
trépans de forage personnalisés Smith a été utilisé pour passer
d'une inclinaison verticale à une inclinaison horizontale dans un
puits à géométrie complexe du champ Lubocino pour Polskie Górnictwo
Naftowe i Gazownictwo (PGNiG). La technologie PowerDrive Archer a
construit la courbe en un seul trajet, atterrissant le puits avec
succès en toute sécurité sur la position ciblée requise pour
surmonter les problèmes rencontrés auparavant par les moteurs
conventionnels, dans cette séquence de formations.
En Russie, l'intégration de la technologie rotary dirigeable
PowerDrive* de Drilling & Measurements, du système M-I SWACO
MEGADRILL* et des trépans de forage Smith a battu un nouveau record
de forage russe pour LUKOIL, avec la plus longue section de
21,59 cm en un seul trajet et le taux de pénétration moyen le
plus élevé. La performance a ainsi été améliorée de 22,1
jours/1000 m pour passer à 9,5 jours/1000 m et
l'opération, qui s'est soldée par un trou d'excellente qualité, a
permis la première complétion au monde en deux intervalles avec
écrans de détection distribuée de température et de contrôle de
venue.
En Russie, les technologies de Schlumberger Drilling Group ont
été déployées pour Eriell Corporation sur plusieurs projets en
Sibérie occidentale et dans les régions Volga-Oural. Sur un puits
du champ Urengoyskoe, des trépans de forage Smith Viking,
développés et fabriqués pour la Russie, ont été utilisés avec des
moteurs à déplacement positif de Drilling & Measurements, afin
d'atteindre de nouvelles références de performance et avec les
systèmes rotary dirigeables PowerDrive X5* de Drilling &
Measurements où le taux de pénétration a été doublé par rapport aux
puits antérieurs. Sur un autre puits du champ Nizhne-Kamenskoe, la
combinaison des systèmes de turboforage Smith Neyrfor* et de
trépans de forage Smith personnalisés a aidé à réduire les temps de
forage de 133 % dans une section du trou.
En Russie, les technologies de Drilling Group ont aidé Rosneft à
forer une campagne de rentrée dans des puits dérivés de portée
étendue du champ Odoptu-morye. Une combinaison de la technologie
rotary dirigeable PowerDrive X6* de Drilling & Measurements
avec un trépan de forage et des coulisses spécialement conçus par
Smith, a foré un puits dérivé de 1990 m avec une trajectoire
de puits complexe en 3D. Le service multifonctions EcoScope†
d'enregistrement pendant le forage pour le placement des puits, a
été utilisé avec l'interprétation de Schlumberger PetroTechnical
Services des données obtenues des appareils SonicVISION* de
détection acoustique pendant le forage, afin de placer de manière
optimale un système de sifflet déviateur Smith Trackmaster*. Cette
approche intégrée a permis de forer le puits sept jours avant la
date prévue.
En Russie, l'intégration des technologies de Drilling &
Measurements et des trépans de forage Smith s'est traduite par une
performance record pour Rosneft Vankor dans le projet de
développement Vankorskoe. Sur un des puits, le système motorisé
rotary dirigeable PowerDrive vorteX* et le trépan de forage Smith
personnalisé ont été assistés par le logiciel d'optimisation du
taux de pénétration Schlumberger, pour atteindre la profondeur
totale avec près de 10 jours d'avance sur le calendrier, battant le
record du nombre de mètres par jour du champ. En combinant cet
ensemble intégré de forage à la technologie multifonctions EcoScope
d'enregistrement pendant le forage, des économies supplémentaires
ont été réalisées sur les temps de forage.
Au Brésil, l'intégration des technologies de Drilling Group,
notamment le système de forage vertical PowerV, les fluides de
forage synthétiques RHELIANT* et les trépans de forage Smith
personnalisés, a aidé Shell à réduire de 15 jours le temps de
forage de deux puits présalifères dans le bassin Santos. La
technologie et la méthodologie proposées par Schlumberger ont
contribué à ce que ces puits se trouvent dans le quartile supérieur
de puits similaires au Brésil.
En Norvège, un assemblage pour fonds de puits de Drilling Tools
& Remedial Services, conçu et optimisé par le système de forage
à forte technicité Smith i-DRILL*, a été déployé pour Talisman en
utilisant une combinaison de trépan de 31,1150 cm avec une
broche fixe à intervalles et un aléseur Rhino XC* à commande
hydraulique sur demande. La section du puits a été forée et sous
alésée avec un taux moyen de pénétration de 28 % plus rapide
que celui prévu. L'appareil Rhino XC s'est activé et désactivé
correctement sous les appareils de mesure pendant le forage sans
aucun problème lors de l'extraction du trou à travers des argiles
gonflées. Le choc et la vibration au fond du puits ont été minimes,
la verticalité a été maintenue avec une marge de 0,4° et la section
forée a été terminée avec 13 heures d'avance sur ce qui était
prévu.
Au Brésil, les trépans de forage Smith et les services
Schlumberger Dynamic Pressure Management ont mené avec succès une
opération de forage à percussion sur un puits du bassin à terre São
Francisco pour Petra Energia. En combinant des marteaux
pneumatiques, des trépans pour marteau et des technologies de
forage à pression contrôlée, un taux de pénétration de 178 %
plus élevé que la moyenne du champ a été atteint. Ce type de
solutions mécaniques sur mesure, aident le programme d'exploration
de Petra Energia en forant de manière plus efficace, avec un
moindre risque et pour un moindre coût.
En Russie, Schlumberger IPM s'est vue attribuer un contrat
d'exploration de trois ans par Bashneft Polyus, une coentreprise
entre Bashneft et Lukoil, pour les champs Trebsa et Titova dans les
territoires du Nord-Ouest. Cette région contient les plus grands
champs pétrolifères encore non explorés de Russie. Schlumberger
fournira des services de forage et de complétion sous la direction
d'IPM.
Production Group
Le chiffre d'affaires de 3,9 milliards USD du quatrième
trimestre a augmenté de 249 millions USD soit 7 % en
séquentiel et a progressé de 221 millions USD soit 6 % en
glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de
590 millions USD était en hausse de 8 % en séquentiel,
mais a baissé de 24 % en glissement annuel.
En séquentiel, l'augmentation du chiffre d'affaires est venue
principalement de plus fortes ventes de produits Completions et
Artificial Lift en fin d'exercice, combinées à de nouveaux projets
sous-marins Framo dans la partie américaine du golfe du Mexique et
sur les marchés géographiques de Mer du Nord et d'Angola. Le
chiffre d'affaires de Well Intervention Services a progressé suite
à une activité plus soutenue sur les marchés géographiques Mexique
& Amérique centrale et Arabie Saoudite & Bahreïn. Le
chiffre d'affaires de Well Services s'est accru, principalement en
raison d'une plus grande activité sur les marchés internationaux et
sur les marchés offshore d'Amérique du Nord. De fortes activités au
plan international ont été enregistrées en raison d'une stimulation
des opérations de navires au Brésil, d'une activité de fracturation
non conventionnelle au Mexique et de nouveaux projets au Koweït et
en Irak. Le décompte d'intervalles de Well Services sur le
territoire d'Amérique du Nord a également augmenté, mais le chiffre
d'affaires des activités terrestres a chuté en raison d'une
faiblesse persistante des prix due à une surproduction de puissance
hydraulique.
La marge d'exploitation avant impôts a augmenté de
13 points de base en séquentiel, à 15 %, mais a perdu
590 points de base en glissement annuel. La hausse
séquentielle est venue essentiellement d'un impact favorable des
ventes de produit de Completions et Artificial Lift en fin
d'exercice, couplé à une meilleure rentabilité des nouveaux projets
sous-marins Framo. Cette augmentation de la marge a été largement
contrebalancée par une faiblesse persistante des prix de Well
Services.
Parmi les points saillants du trimestre, citons notamment les
succès de certaines technologies de Production Group.
En Argentine, Schlumberger s'est vu attribuer un contrat de
services intégrés par Shell pour leur campagne d'exploration dans
la formation non conventionnelle Vaca Muerta du bassin Neuquen. Le
contrat de 18 mois comprend la gestion du projet, l'ingénierie des
puits et l'exécution des services de construction des puits,
notamment l'évaluation des formations, la stimulation des
réservoirs, le tubage enroulé et les essais de puits. Le premier
puits d'exploration horizontal a été foré avec succès en octobre
2012.
Au Pakistan, la technologie Losseal* de comprimés de matière
composite renforcée a été déployée pour Oil & Gas Development
Company Limited (OGDCL) tout en passant la colonne de tubage de
24,4475 cm dans deux puits Naspha sur le plateau du Potwar, à
la suite d'une perte totale de circulation avant le pompage du
ciment. Des comprimés Losseal lourds de 16,5 et 17 ppg, qui ont
repoussé les limites établies de la technologie, ont été utilisés
comme matériau d'écartement et ont rétabli la circulation afin de
garantir l'isolation ultérieure de la zone.
En Inde, le fluide de fracturation haute température tolérant au
cisaillement ThermaFRAC* de Well Services, a été utilisé avec
succès à une profondeur de 4400 m et à une température de
162,78 °C dans un puits à terre pour Cairn Energy India Pty
Ltd dans le bassin KG de l'État d'Andra Pradesh. Une collaboration
étroite entre Cairn Energy India et Schlumberger a optimisé la
conception du fluide ThermaFRAC ainsi que la conception de
l'ensemble du travail.
En Tunisie, Well Services a exécuté la première opération à
plusieurs intervalles de fracturation hydraulique à chenal
d'écoulement à trou découvert HiWAY* pour STORM Venture
International dans le champ Bin Tartar. Le traitement s'est fait en
sept intervalles, en utilisant la technologie HiWAY, ce qui a
considérablement réduit le temps d'exploitation de sept à trois
jours, sans aucuns arrêts prématurés du traitement.
Au Congo, la technologie PropGUARD* de Well Services, a été
déployée pour Eni dans le champ Mboundi avec de la fibre PropGUARD
ajoutée pendant le dernier intervalle de soutènement d'un
traitement de fracturation hydraulique. Le puits a répondu au
traitement, en s'écoulant naturellement avant d'être soulevé, sans
qu'aucun soutènement ne soit observé en surface au cours du reflux
et des essais. Les traitements PropGUARD de fracturation
hydraulique par application de fibre sont devenus la solution de
choix pour accroître la production de pétrole lorsqu'il est
nécessaire d'éviter en même temps la production de sable.
Au Pérou, Schlumberger Well Services s'est vu attribuer un
contrat de stimulation de 12 puits par Maple Gas Corporation del
Peru S.R.L, afin de stimuler des puits verticaux sur les champs
matures Agua Caliente et Maquia. La planification et l'exécution du
travail sur le premier puits a donné d'étonnants résultats, avec
une production de pétrole multipliée par 10 et une proportion d'eau
réduite.
Au Koweït, Well Intervention Services a effectué la première
performance en direct depuis l'intérieur du puits ACTive* avec
détection distribuée de température et service ABRASIJET* de
perforation et de découpage hydrauliques de tubes sur un puits
horizontal à trou découvert, dans le réservoir de calcaire compact
Mauddud pour Kuwait Oil Company. Sur la base de l'interprétation du
profil de température DTS, la technologie ABRASIJET a traversé avec
succès les zones endommagées pour créer des fentes, obtenant ainsi
un meilleur contact avec le réservoir et contournant les dommages
causés à proximité du puits. Ces technologies innovantes ont joué
un rôle essentiel dans l'accroissement de la production de pétrole
du puits.
Toujours au Koweït, Well Intervention Services a déployé la
performance ACTive en direct de l'intérieur du puits avec DTS sur
une opération de stimulation dans un puits de la Kuwait Oil Company
du champ Burgan qui avait été foré et achevé en 1994, mais n'avait
pas été mis en production. Sur la base de l'interprétation des
profils de température obtenus par DTS et des diagraphes du trou
découvert, le calendrier de pompage a été ajusté et les fluides ont
été placés de manière optimale sur la section du trou découvert, en
ciblant les zones pétrolifères potentielles, afin d'obtenir une
stimulation uniforme de la section du réservoir compact. La
production de pétrole de ce puits est désormais de
600 barils/j suite à l'implémentation de cette
technologie.
Ailleurs au Koweït, l'outil multilatéral Discovery MLT* de
Schlumberger Well Intervention Services et la performance en direct
ACTive depuis l'intérieur du puits, ont été utilisés pour accéder à
une section latérale d'un puits pour Joint Operations. Un
traitement de stimulation a été effectué pour contourner les
dommages, en utilisant une technologie de surveillance permanente
DTS par fibre optique en temps réel. La production après traitement
a donné des résultats satisfaisants, donnant naissance à des
projets d'opérations similaires dans le développement de puits
multilatéraux du champ South Fawares.
Au large de l'Égypte, Well Intervention Services a déployé la
technologie ACTive de performance en direct depuis l'intérieur du
puits avec DTS au cours d'une opération de stimulation pour
Petrobel. Cette intervention a permis l'identification de zones de
production d'eau en excès et la prise de décision de les isoler, en
temps réel. Parallèlement à cela, la zone de gaz a été stimulée
grâce à une garniture d'étanchéité gonflable par le biais d'un
tube, qui a été posée avec succès en utilisant les données de fond
du puits ACTive. Cette intervention unique d'ascension de
l'appareil de forage a optimisé l'efficacité de l'opération,
minimisé l'empreinte de l'équipement et aidé à économiser quatre
jours de temps de forage en mer.
En Arabie Saoudite, le premier service ACTive de performance en
direct de l'intérieur de la matrice du puits a été déployé sur un
travail de stimulation du puits avec le service de perforation et
de découpage hydrauliques de tubes ABRASIJET. Ces technologies ont
permis de découper des fentes sur les zones cibles, tout en
surveillant et en optimisant le placement des fluides de
stimulation et l'efficacité de la diversion à l'aide de la
détection DTS. La performance du puits après stimulation a dépassé
les attentes.
En Tunisie, Eni a déployé les services Schlumberger LIVE* de
câble lisse numérique sur des interventions visant à perforer de
nouveau d'anciens puits non productifs en mer sur une plateforme à
deux têtes de puits, avec un espace sur le pont et une capacité de
levage limités. La technologie Wireline eFire* à tête de percussion
électronique a été utilisée pour la première fois en combinaison
avec la technologie de câble lisse numérique DSL*, avec mise en
corrélation en temps réel sur plusieurs trajets. Suite à
l'intervention, les deux puits ont été achevés avec succès et remis
en service. Les services LIVE offrent une solution efficace, légère
et compacte, capable de fournir des opérations conventionnelles au
câble lisse, grâce à une technologie de perforation avancée
utilisant le même équipage et le même matériel.
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 qui exercent leurs activités dans
l’industrie du gaz et du pétrole. Employant plus de 118 000
personnes représentant plus de 140 nationalités et exerçant ses
activités dans quelques 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 situés à
Paris, Houston et La Haye, a déclaré un chiffre d'affaires de
42,15 milliards USD en 2012. Pour de plus amples
renseignements, veuillez consulter le site www.slb.com.
*Marque de Schlumberger ou de Schlumberger Companies.
†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 tiendra une téléconférence pour discuter de
l'annonce ci-dessus et de ses perspectives commerciales le vendredi
18 janvier 2013. Le début de la téléconférence est prévu pour
8 h 00 heure centrale des États-Unis, 9 h 00
heure de New York. Pour accéder à la téléconférence, qui est
ouverte au public, veuillez contacter l'opérateur de la
téléconférence au +1-800-230-1059 en Amérique du Nord ou au
+1-651-291-5254 en dehors de l'Amérique du Nord, environ 10 minutes
avant l'heure de commencement prévue pour la conférence. Demandez
« Schlumberger Earnings Conference Call ». À la fin de
l'appel, une retransmission audio différée sera disponible jusqu'au
18 février 2013 en composant le +1-800-475-6701 en Amérique du
Nord, ou le +1-320-365-3844 en dehors de l'Amérique du Nord, et en
indiquant le code d'accès 269201.
La téléconférence 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 téléconférence. Une rediffusion de
la transmission Web sera également disponible sur le même site
Internet.
Des informations supplémentaires sous forme d'un document
questions-réponses sur ce communiqué de presse et les tableaux
financiers sont accessibles sur www.slb.com/ir.
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 (NYSE:SLB)
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De Jun 2024 até Jul 2024
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