Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a déclaré aujourd'hui un
chiffre d'affaires de 11,18 milliards USD pour le deuxième
trimestre 2013 comparativement à 10,57 milliards USD au premier
trimestre 2013 et à 10,34 milliards USD au deuxième trimestre
2012.
Le bénéfice issu des activités poursuivies attribuable à
Schlumberger, hors charges et crédits, s'est élevé à 1,54 milliard
USD - en hausse de 19 % en séquentiel et 14 % en
glissement annuel. Le bénéfice par action dilué issu des activités
poursuivies, hors charges et crédits, était de 1,15 USD contre 0,97
USD au trimestre précédent, et de 1,01 USD au deuxième trimestre
2012.
Schlumberger a complété la réduction de ses opérations de
service en Iran au cours du deuxième trimestre 2013. Par
conséquent, les résultats historiques de cette activité ont été
reclassés dans la catégorie des activités abandonnées, et toutes
les périodes antérieures ont été mises à jour.
Schlumberger a enregistré des charges de 0,51 USD par
action de crédits nets au second trimestre 2013, contre
0,07 USD par action au trimestre précédent, et des charges de
0,02 USD par action au second trimestre 2012.
Le chiffre d'affaires de 11,18 milliards USD du segment des
Services sur champs pétroliers a augmenté de 6 % en séquentiel
et de 8 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation
avant impôts de 2,28 milliards USD du segment Services sur
champs pétroliers a augmenté de 16 % en séquentiel et de
12 % en glissement annuel.
Paal Kibsgaard, PDG de Schlumberger, a commenté en ces termes :
« Les résultats solides de Schlumberger au deuxième trimestre ont
été marqués par une augmentation significative de l'activité
internationale, que ce soit en mer ou sur les marchés terrestres
clés. En Amérique du Nord, nous avons bénéficié d'une solide
exécution au niveau terrestre ainsi que d'un renforcement de nos
activités en eaux profondes, ce qui nous a permis d'obtenir un
progrès substantiel dans l'ensemble, malgré la concurrence sur le
prix des terres et les effets de la débâcle du printemps dans
l'ouest du Canada. Une croissance séquentielle à deux chiffres a
été enregistrée par le groupe Caractérisation de réservoirs, et par
les régions Moyen-Orient & Asie, et Europe/CEI/Afrique. Toutes
les régions ont fait preuve d'une bonne performance en termes
d'exécution et d'intégration, ce qui, combiné aux nouvelles ventes
de technologies, a permis aux marges d'exploitation d'atteindre ou
même d'excéder les 20 % sur toutes les zones
géographiques.
Les résultats internationaux sont dominés par la région
Moyen-Orient & Asie ; les activités d'exploration et de forage
ont repris en Chine et en Australie, la croissance a continué sur
les marchés clés de l'Arabie Saoudite et de l'Irak, et les
activités sismiques, terrestres comme maritimes, ont montré de
nouveaux signes de progrès. En ce qui concerne la région
Europe/CEI/Afrique, les niveaux d'activité ont repris en Russie et
au niveau de la mer du Nord, tandis que les explorations accrues
dans certaines parties de l'Afrique subsaharienne ont engendré une
croissance supplémentaire. L'Amérique latine a quant à elle connu
une augmentation de son activité Gestion de projet intégrée, dont
les effets ont été contrebalancés par les transits saisonniers des
vaisseaux sismiques.
Tout au cours du trimestre, le déploiement de nouvelles
technologies a été particulièrement important, et l'on a pu noter
un regain d'intérêt de la part des clients vis-à-vis des produits
et services ayant trait aux évaluations de nouvelles formations,
aux forets et aux interventions sur puits. La joint-venture
OneSubsea™ a été complétée avec Cameron, et nous nous réjouissons à
l'avance des opportunités que devrait apporter cette nouvelle
organisation en termes de nouvelles technologies et de solutions
sous-marines de pointe. Ailleurs, notre capacité croissante en
termes d'intégration a conduit à des changements organisationnels
visant à combiner nos activités leaders de gestion de production et
de projets pour générer de la croissance par le biais d'une mise en
commun des expertises et d'un alignement du portefeuille.
Le scénario de « reprise mondiale molle » a peu changé depuis le
premier trimestre. Les États-Unis n'ont pratiquement pas été
touchés par la séquestration financière, la Zone Euro continue
d'être en récession, et les chiffres de la Chine continuent de
montrer un tableau mitigé. Étant donné le peu de changement,
l'offre et la demande de pétrole et de gaz naturel sont restées
stables, ce qui s'est reflété dans les prix du pétrole et du gaz.
Les dépenses en matière d'exploration et de production (E&P)
ont cependant été révisées à la hausse. C'est donc la quatrième
année consécutive que nous constatons une augmentation à deux
chiffres des dépenses, ce qui met l'accent sur la nature à long
terme des développements pétroliers et gaziers.
Par conséquent, nous continuons de noter une croissance stable
alors que les plans de dépenses sont confirmés par les perspectives
en matière de nombre de puits et par l'activité clients. Nous
continuons d'avoir confiance dans l'avenir de l'industrie, dans
notre positionnement stratégique sur les marchés où nous sommes
présents, dans la solidité de notre portefeuille de technologies et
dans notre capacité à améliorer notre performance
globale ».
Autres événements
- Au cours du trimestre, Schlumberger a
racheté 6,8 millions de ses actions ordinaires à un prix moyen de
73,07 USD pour un prix d'achat total de 500 millions USD. Ce rachat
a permis de parachever de manière forte le programme de rachat
d'actions s'élevant à 8 milliards USD qui avait été approuvé par le
conseil d'administration en avril 2008. Au 30 juin 2013,
Schlumberger avait racheté plus de 105 millions d'actions
ordinaires dans le cadre du programme, pour un prix total d'achat
de 7,8 milliards USD. Le solde restant de 187 millions USD sera
épuisé au troisième trimestre 2013. Le 18 juillet 2013, le conseil
d'administration a approuvé un nouveau programme de rachat
d'actions s'élevant à 10 milliards USD, programme qui s'achèvera au
plus tard le 30 juin 2018.
- Le 24 juin 2013, Cameron et
Schlumberger ont annoncé que OneSubsea™, une coentreprise de
fabrication et de mise au point de produits, systèmes et services
pour le marché du pétrole et du gaz sous-marins, avait obtenu
toutes les approbations réglementaires nécessaires. Les parties ont
conclu la transaction le 30 juin 2013 Schlumberger a reconnu un
gain de 1,03 milliard USD comme résultat de cette transaction.
Services sur champs pétroliers
S'élevant à 11,18 milliards USD, le chiffre d'affaires du
deuxième trimestre a augmenté de 6 % en séquentiel et de
8 % en glissement annuel, la Zone internationale
représentant 7,70 milliards USD, soit une augmentation de 543
millions USD, ou de 8 % en séquentiel, et la Zone Amérique
du Nord enregistrant un chiffre d'affaires de 3,36 milliards
USD, soit une augmentation de 67 millions USD, ou de 2 % en
séquentiel.
Par segments, le chiffre d'affaires du Groupe Caractérisation
de réservoirs s'élevant à 3,01 milliards USD a connu une
croissance de 10 % en séquentiel, tandis que le chiffre
d'affaires du Groupe de forage est passé à 4,29 milliards
d'USD, soit une augmentation de 4 %. Ces augmentations sont
dues aux remontées saisonnières, aux gains en matière de parts de
marché et à l'accroissement des activités d'exploration, en mer
comme sur les marchés terrestres clés, notamment en ce qui concerne
les technologies Wireline. Les autres technologies qui ont
bénéficié de manière notable au cours du trimestre sont :
WesternGeco, Schlumberger Information Solutions (SIS), Forage &
Mesures et M-I SWACO. Malgré le déclin saisonnier dans l'ouest du
Canada suite à la débâcle du printemps, le Groupe Production
a rapporté une hausse séquentielle de 4 %. L'utilisation
accrue par l'industrie des capacités de pompage par pression sur
les terres américaines, l'augmentation des Interventions sur puits
au tube spiralé à l'échelle mondiale, et un bon niveau de vente à
l'international pour les produits Complétions sont quelques-uns des
facteurs qui ont contribué à la hausse.
Géographiquement, la région Moyen-Orient et Asie a
mené la croissance séquentielle avec des bénéfices de 2,7 milliards
USD, soit une augmentation de 11 %, s'expliquant
principalement par une remontée saisonnière des activités
d'exploration et de forage en Chine et au Japon, une activité
sismique terrestre plus élevée pour le système UniQ* de WesternGeco
dans toute la région, et une croissance soutenue d'un portefeuille
diversifié de projets et d'activités en Arabie Saoudite et en Irak.
L'utilisation accrue des embarcations maritimes de WesternGeco et
une activité de forage robuste sur le marché géographique de
l'Australasie ont également contribué à cette croissance. Les
revenus de la région Europe/CEI/Afrique s'élevant à 3,1
milliards USD ont augmenté de 10 % grâce à des ventes
multiclients plus élevées de la part de WesternGeco en prévision
des attributions de licences en Norvège, et à la remontée
saisonnière des activités de forage et d'exploration en Russie et
en mer du Nord. Les revenus en Afrique subsaharienne ont également
connu une croissance séquentielle, grâce notamment à l'augmentation
des activités d'exploration dans le golfe de Guinée, et ce malgré
un ralentissement de l'activité en Angola dû à des retards de
projets. Les revenus en Amérique latine s'élevant à 1,9
milliard USD ont enregistré une légère croissance grâce à une forte
activité de Gestion de projet intégrée (GPI) en Argentine,
perturbée en grande partie par un déclin de l'utilisation maritime
de WesternGeco suite au transit prévu de vaisseaux hors du Brésil.
L'Amérique du Nord a rapporté un chiffre d'affaires de
3,36 milliards USD, soit une augmentation de 2 % - avec des
revenus en hausse pour l'activité offshore grâce à une activité
robuste en eaux profondes de Wireline et à WesternGeco. Sur terre,
les États-Unis ont rapporté une croissance à deux chiffres qui a
été contrebalancée par le déclin saisonnier dans l'ouest du Canada
suite à la débâcle du printemps. Toujours aux États-Unis, si le
nombre de stations terrestres de forage n'a que très faiblement
augmenté, le nombre de puits et de plateformes a quant à lui connu
une hausse notable en raison de l'efficience des activités de
forage qui a conduit à une utilisation accrue par l'industrie des
capacités de pompage par pression.
Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 2,28 milliards USD du
deuxième trimestre a augmenté de 16 % en séquentiel et de
12 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant
impôts sur le plan international de 1,69 milliard USD a
augmenté de 18 % en séquentiel, tandis que le bénéfice
d'exploitation avant impôts de 662 millions USD pour
l'Amérique du Nord a augmenté de 6 % en séquentiel.
Séquentiellement, la marge bénéficiaire avant impôts de
20,4 % a connu une croissance de 178 points de base (pdb),
tandis que la marge bénéficiaire avant impôts à
l'International est passée à 202 pdb (+ 22,0 %), avec
pour la région Moyen-Orient et Asie une amélioration
séquentielle de la marge de 24,6 % (178 pdb), pour la région
Europe/CEI/Afrique une hausse de 20,6 % (275 pdb) et
pour l'Amérique latine une croissance de 20,6 % (107
pdb). L'expansion des marges à l'International s'explique
par une remontée de l'activité saisonnière et par des résultats
solides en Afrique subsaharienne ainsi que dans la région
Moyen-Orient & Asie. Les marges élevées pour les activités
d'exploration, sismiques et en eaux profondes ont également aidé à
booster les marges internationales. Malgré les conséquences de la
débâcle du printemps dans l'ouest du Canada, la marge bénéficiaire
avant impôts de l'Amérique du Nord a augmenté de 65 pdb en
séquentiel, soit une hausse de 19,7 %. La marge concernant les
activités terrestres aux États-Unis s'est également accentuée,
grâce à une meilleure utilisation et à un coût moindre des matières
premières dans le pompage par pression, tandis que la marge pour
les activités offshore en Amérique du Nord s'est accrue grâce à une
activité robuste en eaux profondes de Wireline et à
WesternGeco.
Séquentiellement et par segment, la marge bénéficiaire avant
impôts du groupe Caractérisation de réservoirs a terminé à
380 pdb (+30,1 %) grâce aux résultats solides de WesternGeco
et de Wireline. La marge bénéficiaire avant impôts du groupe
Forage a augmenté de 18,7 % passant à 97 pdb, grâce
notamment à une performance améliorée de l'activité Forage &
Mesures et à une meilleure rentabilité des projets GPI au
Moyen-Orient et en Amérique latine. La marge bénéficiaire avant
impôts du groupe Production a augmenté de 15,9 % passant à
116 pdb, grâce à une meilleure rentabilité des Services sur puits
s'expliquant par une plus grande utilisation et efficacité du
pompage par pression sur les terres américaines.
Un certain nombre de points saillants en matière d'innovation et
d'intégration technologique ont contribué aux résultats du deuxième
trimestre.
Shell a octroyé à Schlumberger un contrat multinational de
services intégrés portant sur cinq ans pour le forage de puits
d'exploration pétroliers et gaziers sur une plateforme en eaux
profondes récemment commanditée opérant en Afrique de l'Est, de
l'Ouest et du Nord. Le concept qui consiste à utiliser une
plateforme de forage hautement mobile pour explorer des
environnements d'eaux profondes reculés est rehaussé par
l'intégration des services et une empreinte réduite, le tout
résultant en un gain global en matière d'efficience. En outre, la
continuité des personnes et des processus ainsi que la mise en
application des leçons apprises sont autant d'outils clés qui
permettent de réduire les risques opérationnels et le temps
d'improductivité.
Dans le secteur norvégien de la mer du Nord, Schlumberger a vu
11 de ses contrats de services pétroliers avec BG Norge renouvelés
pour les cinq prochaines années, le but étant de couvrir le
développement du champ de Knarr ainsi que d'autres activités sur le
plateau continental. Ces contrats portent sur des services de
forage dirigé, de mesure et d'analyse pendant les activités de
forage, de diagraphie de boue, de diagraphie électrique, de gestion
des fluides de forage, de tubage spiralé, de tests sur puits, de
perforation, de complétion et de cimentage.
Aux E.A.U., la technologie améliorée d'évaluation EOR in-situ
sur puits unique Wireline MicroPilot* a été introduite dans un
puits de l'Abu Dhabi Company for Onshore Operations (ADCO), afin de
procéder à l'injection de l'eau du fonds et du pétrole brut de
formation. La technologie MicroPilot a permis d'obtenir des
renseignements précieux sur les propriétés rocheuses qui
déterminent le mouvement du pétrole et de l'eau dans le réservoir.
Ces informations aident à combler l'écart entre l'échelle du
réservoir et celle du cœur, permettant une meilleure modélisation
du réservoir.
Les technologies de Schlumberger ont également été déployées au
large du Congo pour ENI dans le forage et l'achèvement d'un puits
hautement complexe dans le champ de Mwafi. La technologie de Forage
& Mesures PowerDrive Archer* à système manœuvrable rotatif à
taux de construction élevé avec éléments de forage customisés a été
utilisée pour forer le profil d'un puits en 3D difficile à travers
le sol de couverture. Le placement du puits dans le réservoir a été
réalisé en temps réel en utilisant la technologie de cartographie
de la couche bordière PeriScope*, la technologie de neutrons à
densité azimutale adnVISION*, ainsi que la technologie SonicScope*
d'émission d'ondes soniques pendant le forage. Le puits a été foré
à sa profondeur totale plus de 20 jours en avance sur le programme
qui s'est terminé par des travaux de fracturation en trois étapes
utilisant la technologie de contrôle du refoulement avec agent de
soutènement à base de fibres PropGUARD* ainsi que le vaisseau de
stimulation Bourbon Herald de Services sur puits.
En Colombie, la technologie de câble lisse numérique LIVE*
développée par Interventions sur puits a été déployée pour le
compte de Chevron dans le cadre d'une campagne d'abandon d'un puits
onshore. Le service LIVE permet de rassembler les services
mécaniques et les services de diagraphie en temps réel dans une
seule unité utilisée pour récupérer l'obturateur d'un puits,
creuser plusieurs tubages avec les charges de pénétration profonde
Wireline PowerJet Omega*, et procéder à une coupe chimique nette de
tubages en utilisant la technologie à tête de percussion
électronique eFire* de Services de tests. L'efficacité
opérationnelle obtenue grâce à cette combinaison de technologies
proposées par Schlumberger a permis à Chevron de réduire
sensiblement ses coûts logistiques ainsi que le temps total
d'exploitation, qui au lieu des 27 jours prévus s'est déroulée sur
21 jours.
À la mi-2012, Liquid Robotics, Inc. et Schlumberger ont créé
Liquid Robotics Oil & Gas, une joint-venture avec pour mission
d’élaborer des services novateurs destinés à l’industrie pétrolière
et gazière utilisant Wave Glider®, le premier engin marin autonome
au monde propulsé par le mouvement des vagues. Récemment, autour de
Wheatstone dans le nord-ouest de l'Australie, des Wave Gliders
équipés de capteurs de métrologie incluant la turbidité ont été
déployés pour Chevron, de façon à réaliser des études de base
fiables avant le démarrage des opérations de dragage en amont comme
en aval. Un total de 1 424 milles nautiques a été couvert au cours
d'une période de 60 jours. De nouvelles mesures temporelles seront
relevées pendant et après les opérations, de manière à vérifier la
conformité environnementale. Alors que les déploiements de la
technologie Wave Glider continuent, les exploitants pétroliers et
gaziers travaillant en mer peuvent désormais être de plus en plus
confiants dans leur capacité à résoudre certains des défis de
l'industrie en matière d'exploration et de suivi
environnemental.
En Amérique du Nord, la société Schlumberger a été la première à
déployer la technologie bi-carburant pour les moteurs diesel
utilisés dans les opérations de fracturation hydraulique, après
avoir pour la première fois mis en œuvre cette technologie au
Canada il y a maintenant plus de deux ans. Grâce au bi-carburant,
les moteurs diesel peuvent fonctionner à partir d'un mélange de
diesel et de gaz naturel, de type gaz naturel comprimé, gaz naturel
liquéfié ou gaz de gisement. Sur terre, aux États-Unis,
Schlumberger dispose de nombreuses équipes qui travaillent avec le
bi-carburant. Le développement de la technologie continue et des
fournisseurs de centrales ont opté pour mettre en œuvre des
solutions optimisées pour le marché nord-américain. En juin 2013,
Schlumberger a terminé sa 600ème opération utilisant la technologie
de bi-carburant. Les opérations à base de bi-carburant ont permis à
la société de réduire ses coûts globaux de carburant de 25 à
40 %, tout en diminuant l'impact environnemental, sans
compromettre la sécurité ou la performance des moteurs.
Groupe Caractérisation de réservoirs
Le chiffre d'affaires de 3,01 milliards USD du deuxième
trimestre a augmenté de 10 % en séquentiel et de 11 % en
glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de
908 millions USD a augmenté de 25 % en séquentiel et de
21 % en glissement annuel. En séquentiel, l'augmentation du
chiffre d'affaires est principalement attribuable à l'utilisation
accrue des services Wireline suite aux fortes activités
d'exploration dans le Golfe du Mexique côté États-Unis, au Brésil,
en Afrique subsaharienne et au Moyen-Orient. Les revenus de la
Chine et de la Russie ont également augmenté en séquentiel suite à
la reprise des activités saisonnières. L'augmentation du chiffre
d'affaires de WesternGeco s'explique par des ventes multiclients
plus élevées en prévision des attributions de licences en Norvège,
par la reprise saisonnière de l'activité des vaisseaux maritimes en
mer du Nord, et par une productivité sismique terrestre UniQ* plus
élevée en Arabie Saoudite et au Koweït. Le chiffre d'affaires de
SIS a également connu une hausse en raison de ventes de produits et
d'activités d'entretien de logiciels plus élevées en Amérique
latine et dans la région Europe/CEI/Afrique.
Le bénéfice d'exploitation avant impôts a augmenté de
30,1 % en séquentiel (380 pdb), et ce grâce aux fortes ventes
multiclients à marges élevées réalisées par WesternGeco et par
l'activité de Wireline en eaux profondes.
Un certain nombre de points saillants technologiques du
portefeuille du groupe Caractérisation de réservoirs ont contribué
aux résultats du deuxième trimestre.
En mer du Nord, WesternGeco a démarré l'acquisition de deux
relevés complexes en 4D pour BP, en utilisant la technique streamer
à haut débit profondément interpolée DISCover* ; c'était la
première fois que cette technologie était utilisée en mer du Nord.
Les relevés, qui couvrent approximativement 740 km2 en englobant
les champs de Magnus, de Foinaven, de Schiehallion et de Loyal,
font intervenir des obstructions de type « undershooting » ainsi
qu'un nombre considérable d'opérations simultanées.
WesternGeco a démarré l'acquisition d'un relevé multiclients
Four Point 3D à haut débit dans le Canyon du DeSoto, le Canyon du
Mississippi, et dans les zones de Lloyd Ridge dans la partie
américaine orientale du Golfe du Mexique. Le relevé à azimuts
étroits couvre approximativement 400 blocs de plateau continental
sur une surface dépassant les 9 600 km2, et est réalisé grâce à la
technologie haut débit à cran coulissant ObliQ* pour optimiser la
largeur de bande d'enregistrement du signal sismique. Le traitement
des données se fera en utilisant notamment une inversion complète
de la forme d'ondes et une imagerie isotropique inclinable
transversale.
RWE Dea Norge AS a attribué un contrat à WesternGeco pour
l'acquisition d'environ 1 250 km2 de données sismiques haut débit
concernant leur nouvelle licence APA 2012 au large de la Norvège.
Ce sera la première fois que sera utilisée la technologie
d'acquisition et d'imagerie haut débit à cran coulissant ObliQ au
large de la Norvège. Les streamers Q-Marine Solid* ainsi que la
technologie à sources marines calibrée à large bande Delta* seront
également utilisés pour perfectionner la résolution et améliorer le
diagnostic technique dans les sections tertiaire, crétacée et
jurassique, où les données obtenues jusqu'ici sont de mauvaise
qualité.
Shell Canada Limited a également attribué un contrat pluriannuel
à WesternGeco pour l'acquisition et le traitement d'un relevé
multi-azimutal en 3D de 12 000 km2 au large de la
Nouvelle-Écosse ; c'est le tout premier relevé multi-azimutal à
être réalisé au large du Canada et le plus important programme
sismique en Nouvelle-Écosse à ce jour. Le relevé, qui porte sur les
nouvelles licences d'exploration obtenues par Shell dans le bassin
de Shelburne, environ 275 km au sud d'Halifax, est réalisé par le
WG Magellan et le WG Cook avec la technologie streamer Q-Marine.
Les deux navires sont également aidés par deux vaisseaux sources
dédiés, le Geco Tau et l'Ocean Odyssey. Le relevé a démarré en juin
2013, et l'on ne prévoit pas que de nouvelles données seront
acquises en 2014.
Dans le secteur de la mer du Nord appartenant au Royaume-Uni, la
technologie de sonde radiale 3D Wireline Saturn* a été déployée
pour le compte d'EnQuest dans le but d'obtenir des échantillons de
pétrole visqueux dans les formations non consolidées d'assez faible
profondeur. Grâce à l'importante section de circulation que permet
la sonde elliptique Saturn, l'exploitant peut réduire de jusqu'à
75 % le temps d'obtention d'échantillons de fluides, par
rapport aux méthodes d'échantillonnage traditionnelles.
Dans le Golfe du Mexique côté États-Unis, Wireline a déployé
pour Shell la toute nouvelle génération de la technologie
d'échantillonnage de fluides de réservoir, dans le but de réduire
les incertitudes qui entourent une exploration récente fructueuse
réalisée en eaux profondes. Le testeur dynamique de formation
modulaire MDT*, configuré avec InSitu Density* pour des mesures de
la densité des fluides de réservoir, InSitu Viscosity* pour des
mesures de la viscosité des fluides de réservoir et avec le capteur
de couleurs des fluides de réservoir InSitu Color*, a été utilisé
pour récolter 17 gallons de fluide de réservoir non contaminé. Cet
échantillon de taille relativement importante et de bonne qualité a
permis au client d'obtenir une des multiples garanties nécessaires
pour faire évaluer le projet de l'exploration au développement. En
outre, la variété des mesures réalisées sur le fluide lors du
processus d'échantillonnage a permis de réduire d'environ deux
semaines le temps d'analyse en laboratoire prévu pour le
projet.
En Australie, la technologie de dispersion diélectrique à base
d'émission multifréquence Wireline Dielectric Scanner* a été
utilisée pour la première fois pour ConocoPhillips, dans le but
d'obtenir des mesures fiables sur la saturation en eau dans un
réservoir à minéralogie complexe. Le calcul de la saturation en eau
dans ce réservoir a été difficile en raison des effets de la
minéralogie sur les mesures conventionnelles de résistivité. La
technologie Dielectric Scanner a permis d'obtenir une mesure
irréductible de la saturation en eau dans un environnement boueux à
base de pétrole, indépendamment des diagraphies de résistivité, des
données d'analyse de base et des analyses de la salinité de l'eau,
ce qui a permis de réduire les incertitudes du client concernant
certains paramètres critiques liés au réservoir.
Au Qatar, la technologie à plateforme de balayage acoustique
Wireline Sonic Scanner* équipée de la modélisation Borehole
Acoustic Reflection Survey (BARS) a été déployée pour Total E&P
Qatar afin d'évaluer les formations du forage au prétubage. Les
données acquises grâce à cette technologie ont permis de recueillir
une imagerie fiable jusqu'à 30 mètres du forage, et d'intégrer les
images obtenues à la sismique de surface 3D. Grâce à la capacité de
la technique BARS à évaluer les spécificités des formations et aux
réflecteurs à l'arrière du prétubage, on a pu améliorer le
placement du puits, ainsi qu'optimiser en les déviant des puits
installés dans des champs matures, ou revoir la conception de puits
déjà existants.
Dans le sud du Texas, la technologie de diagraphie Wireline
ThruBit* a été déployée pour effectuer des travaux de
reconditionnement sur un puits horizontal, après que la production
d'eau soit devenue excessive. Un outil de mémoire ThruBit, équipé
de capteurs de densité, de porosité, d'ultrasons et de résistivité,
a été pompé au travers du tubage du forage jusqu'au fond du trou
ouvert. Les données obtenues ont indiqué que la production d'eau
était le résultat d'un groupe unique de fractures qui ont été
comblées par la suite.
Dans le Dakota du Nord, la technologie d'évaluation du ciment
Wireline Isolation Scanner* a été déployée pour Zenergy dans la
zone de schiste de Bakken. Grâce à ses mesures d'atténuation par
flexion uniques, le service Isolation Scanner a permis d'obtenir
des images bien lisibles du ciment léger situé a l'arrière du
tubage du puits, dépassant ainsi certains des défis posés par les
technologies conventionnelles. En outre, l'outil Isolation Scanner
a permis de mesurer 72 épaisseurs radiales ultrasoniques pour
quantifier l'usure des trépans de forage, ce qui pour l'exploitant
s'est traduit par des économies importantes en termes de périodes
d'arrêt et de réparation.
En Russie, Surgutneftegas a acheté des licences pour SIS Petrel*
(E&P), GeoFrame* (caractérisation de réservoirs) et ECLIPSE*
(simulation de réservoirs) ainsi que pour les plateformes
logicielles Techlog* d'analyse de puits. La société a en outre
signé un contrat de maintenance portant sur trois ans.
Surgutneftegas, qui utilise les logiciels SIS depuis 1995, a décidé
d'adopter également les plateformes logicielles SIS pour ses
divisions Géologie & Géophysique et Ingénierie des réservoirs
récemment créées, afin d'accroître l'efficacité dans la prise de
décisions E&P, d'améliorer la gestion des procédure de
récupération des réserves, et d'optimiser les interventions sur
puits.
Groupe Forage
Le chiffre d'affaires de 4,29 milliards USD du deuxième
trimestre a augmenté de 4 % en séquentiel et de 8 % en
glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de
804 millions USD a augmenté de 10 % en séquentiel et de
11 % en glissement annuel.
Sur le plan séquentiel, le chiffre d'affaires a augmenté en
réponse à une activité robuste à l'international et en mer des
technologies Forage & Mesures et M-I SWACO, principalement en
Russie, au Moyen-Orient et en Asie. En outre, les divisions Forage
& Mesures et M-I SWACO ont enregistré des résultats positifs
sur les terres américaines en raison d'un accroissement de
l'activité, largement contrecarré par les effets de la débâcle
saisonnière du printemps dans l'ouest du Canada.
Le bénéfice d'exploitation avant impôts a augmenté de
18,7 % (97pdb) en séquentiel du fait d'un accroissement des
activités terrestres pour la division Forage & Mesures aux
États-Unis, en Russie et au Moyen-Orient, et d'une amélioration de
la rentabilité sur les projets GPI au Moyen-Orient et en Amérique
latine.
Un grand nombre de technologies du groupe Forage ont contribué
aux résultats du second trimestre.
En Chine, des technologies de Forage & Mesures ont été
déployées pour permettre à la PetroChina Tarim Oilfield Company de
forer 20 puits dans des réservoirs jusqu'ici inexploités du champ
de Hade à l'ouest du pays, champ reconnu pour sa géologie complexe
et son environnement de forage difficile. Grâce à une combinaison
du système rotatif dirigeable PowerDrive, de l'outil d'évaluation
de formation entièrement autonome NeoScope*†, de la technologie de
cartographie de la couche bordière PeriScope, et du service
d’imagerie pendant le forage geoVISION*, il a été possible de
placer correctement un puits le long de couches cibles très fines,
sans percer dans des zones d'eau avoisinantes. Malgré la dureté des
formations, les technologies de forage utilisées ont permis de
respecter le taux de construction prévu et d'améliorer la surface
par cycle ainsi que le taux de pénétration. En conséquence, le
temps de forage, du démarrage jusqu'au moment où est atteint le
point le plus profond, qui devait s'étendre sur un total de 67
jours, est passé à 42 jours. En outre, les tests de production
moyenne pour les cinq premiers puits forés ont montré une
production supplémentaire supérieure de 50 % par rapport aux
objectifs de l'exploitant.
En Chine centrale, en partenariat avec la société CNPC Chuanqing
Drilling Engineering Company Limited, filiale de la China National
Petroleum Corporation (CNPC), des technologies du groupe Forage de
Schlumberger ont été déployées sur le Shell China Sichuan Project
pour forer des trous pilotes et des puits horizontaux dans le bloc
de gaz de schiste de Fushun. Dans le forage des sections courbes et
horizontales, les technologies de Forage & Mesures PowerDrive
X6*, PowerDrive vorteX* et le système manœuvrable rotatif
PowerDrive Archer ont été utilisées, en combinaison avec le service
de résistivité et d'imagerie pendant le forage MicroScope* et le
service de cartographie de la couche bordière PeriScope. Ces
services intégrés de forage ont été rendus possibles grâce à
l'outil d'optimisation du taux de pénétration ROPO*, aux trépans
PDC (diamant polycristallin compact) en acier optimisé Smith Spear*
et aux technologies de détournement de la circulation WELL
COMMANDER* développées par M-I SWACO. En tout, trois puits
horizontaux de gaz de schiste ont été forés et achevés, et l'un
d'entre eux a même été reconnu pour sa performance de forage par le
prix « Best-In-Class & Top Quartile » (meilleur de sa catégorie
et du quartile) de Shell. Les sections latérales des puits ont été
placées entièrement dans les « sweet spots » du
réservoir, sans aucun souci sur le plan géologique, ce qui a permis
à l'exploitant d'économiser plus de 54 jours.
En Russie, les trépans Smith ont établi de nouveaux records dans
le forage des intervalles verticaux des puits d'exploration
Wolgademinoil dans le champ d'Avilovskoe. Dans la section de
11 5/8 pouces d'un puits, les trépans PDC en acier Smith de
qualité supérieure ont permis une multiplication par cinq du taux
de pénétration (TDP), et une augmentation de la surface de
350 %, par rapport aux meilleurs puits existants. Toujours
dans le même puits, mais cette fois dans la section de
15 1/2-pouces, le TDP a été doublé et la section a été
terminée en un seul cycle, avec une hausse de 130 % de la
surface forée.
Dans la mer caspienne, Forage & Mesures de Schlumberger a
introduit le système orientable rotatif PowerDrive Xceed* pour
LUKOIL-Nizhnevolzhskneft sur un projet de forage offshore de grande
portée dans le champ pétrolier de Korchagina. La technologie
PowerDrive Xceed a permis le forage efficace de la section de
9 1/2-pouces la plus longue du monde, et une économie de deux
jours par rapport au programme initial de construction du
puits.
En Angola, des technologies de Forage & Mesures ont été
déployées pour la Cabinda Gulf Oil Company dans le but d'évaluer un
puits de développement situé dans un système de réservoir canalisé
en eaux profondes. La technologie de pression de formation en cours
de forage StethoScope* ainsi que la technologie de diagraphie
pendant le forage multifonctions EcoScope*† ont été utilisées pour
l'évaluation des données pétrophysiques ainsi que pour déterminer
l'ampleur de l'appauvrissement du puits et sa connectivité. Cette
combinaison de données pétrophysiques, d'images de densité
azimutale et d'analyse des boues a permis l'identification d'un «
pay » supplémentaire à faible résistivité de 9 mètres, grâce auquel
l'exploitant a pu approfondir le fourrage et augmenter l'intervalle
perforé. En plus d'augmenter les réserves, les technologies de
Forage & Mesures ont permis d'atteindre une bonne efficacité
opérationnelle par le biais d'un taux d'acquisition des données
plus élevé, ce qui a donné lieu à une réduction notable des temps
morts ainsi qu'à une économie de coûts d'environ 60 heures de temps
de forage pour l'exploitant.
Dans le sud du Mexique, les technologies du groupe Forage et GPI
Schlumberger ont introduit l'application TURBODRILLING pour Pemex
sur des formations rocheuses à forte compressibilité. En combinant
cette application aux systèmes de turboforage développés par
Produits de forage & réparation Neyfor*, à la technologie
customisée hybride Smith et à des trépans imprégnés, il a été
possible de forer efficacement et de construire un angle sur un
intervalle de puits constitué principalement de mudstone
compressible et de nodules de chert abrasif à hauteur de 40 %.
L'intervalle de puits a été foré en moins de 211 heures, à un taux
moyen de pénétration proche de 7 pieds/heure, ce qui a permis à
Pemex d'économiser environ 96 heures par rapport aux systèmes de
forage habituels.
En Colombie, le Schlumberger Drilling Group Petrotechnical
Engineering Center a fourni à Ecopetrol des services de placement
de puits et des processus exclusifs sur un puits horizontal à la
lithologie complexe pour le champ d'Apiay. La solution intégrée
proposée a fait intervenir l'utilisation du logiciel de
visualisation du forage, de collaboration et d'analyse en temps
réel PERFORMView*. Le puits a été foré et placé comme prévu, sans
retards ni incidents.
Dans la province canadienne de l'Alberta, les services Forage
par pression géré (FPG) de Schlumberger ont été utilisés par Shell
pour réduire le temps de forage des puits dans le gisement de gaz
de schiste de Duvernay, dont la configuration est inhabituelle. Les
sections horizontales de ces puits, qui présentent des fenêtres de
pression étroites, s'étendent sur des longueurs dépassant
facilement les 2 000 mètres. Pour dépasser ces difficultés,
l'application des services d'ingénierie FPG a permis d'apporter de
nombreuses améliorations aux conceptions de puits, et Shell a pu
augmenter de 124 % la vitesse de ses taux de forage.
Au Brésil, le système M-I SWACO DRILPLEX*, qui fonctionne à
partir d'un fluide de forage à base de métal et d'eau oxydée, a été
utilisé pour HRT Oil & Gas afin de réduire l'importante perte
de circulation à laquelle la société a dû faire face lors du forage
des premiers puits terrestres dans le bassin de Solimões. Le
système DRILPLEX a été efficace car il a permis de minimiser les
lavages et les pertes de fluides en direction de la formation, ce
qui a aidé à optimiser le nettoyage du trou. En conséquence, le
temps de forage pour cet intervalle difficile, qui était prévu pour
6 à 8 jours, est passé à 1,8 jour, et les coûts ont été réduits de
45 % par rapport aux puits précédemment forés avec des fluides
conventionnels.
Au Brésil, la technologie shaker M-I SWACO MD-3 a été utilisée
par Diamond Offshore Brasdril sur sa plateforme semi-submersible en
eaux profondes Ocean Star. Avec son filtre en composite MD-3
permettant un tri optimisé, il a été possible d'obtenir un débit
supérieur, un taux de pénétration amélioré et une réduction des
coûts en termes de fluides de forage, grâce à l'enlèvement des
matières solides et à des taux de dilution plus faibles.
Globalement, des économies dépassant les 13 millions USD ont pu
être réalisées sur un seul puits.
Groupe Production
Le chiffre d'affaires de 3,93 milliards USD du deuxième
trimestre a augmenté de 4 % en séquentiel et de 6 % en
glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 625
millions USD a été supérieur de 13 % en séquentiel et a
augmenté de 4 % en glissement annuel. Malgré le déclin
saisonnier dans l'ouest du Canada dû à la débâcle du printemps, le
groupe a enregistré une croissance séquentielle globale grâce à
l'utilisation accrue par l'industrie des capacités de pompage par
pression sur les terres américaines, l'augmentation des
Interventions sur puits au tube spiralé à l'échelle mondiale, et un
bon niveau de vente à l'international pour les produits de
Complétions. Aux États-Unis, si le nombre de stations terrestres de
forage n'a que très faiblement augmenté, le nombre de puits et de
plateformes a quant à lui connu une hausse notable en raison de
l'efficience des activités de forage qui a conduit à une
utilisation accrue par l'industrie des capacités de pompage par
pression. Même si les tarifs sont restés compétitifs, le rythme de
leur déclin s'est ralenti sur le plan séquentiel.
La marge d'exploitation avant impôts a augmenté de
116 points de base en séquentiel, à 15,9 %, mais a perdu
23 points de base en glissement annuel. Sur le plan
séquentiel, l'expansion de la marge s'explique principalement par
une efficacité améliorée ainsi que par une meilleure utilisation et
un coût moindre des matières premières dans le pompage par pression
sur les terres américaines, et ce malgré une forte concurrence sur
les prix. En outre, les technologies Complétions et Interventions
sur Puits ont été rentables sur le plan international.
Les points saillants du trimestre ont été les succès de
certaines technologies du groupe Production.
Pour la première fois, Complétions de Schlumberger a été
attribué par Saudi Aramco un contrat portant sur 5+2 années pour la
fourniture de produits et services associés à des activités
d'achèvement de puits en Arabie Saoudite. Il s'agit-là du premier
contrat conclu en vertu de l'accord d'approvisionnement de 10 ans
signé récemment entre les deux entreprises, et qui a mis en place
la structure à laquelle se référer pour les futurs contrats signés
en vertu de cet accord cadre. Si Schlumberger a obtenu cela, c'est
grâce à la qualité démontrée de ses produits et services, à ses
livraisons ponctuelles et à sa contribution au contenu
national.
En Arabie Saoudite, la technologie de câble lisse numérique LIVE
développée par Interventions sur puits, qui utilise un revêtement
exclusif sur un câble lisse conventionnel afin de permettre la
télémétrie, a été utilisée pour Saudi Aramco afin de procéder à des
réparations sur des puits du champ de Hyra. Grâce à son cœur formé
d'un câble lisse, le câble LIVE permet de créer un choc pour éviter
toute adhérence avec un panier de dérive. Un outil de normalisation
électrohydraulique a ensuite été utilisé, sans faire appel à des
explosifs, pour séparer les bondes des colliers par le moyen de la
corrélation à rayons gamma en temps réel. Le déploiement d'outils
de diagraphie en plus des outils mécaniques a permis de dériver le
puits, et de réaliser en même temps le marquage du tubage et les
opérations de perforation. Dans l'ensemble, grâce à l'efficacité de
l'équipe et des engins LIVE dépêchés sur place, il a été possible
de réduire le nombre de personnes sur le site et de simplifier la
logistique.
Au Mexique, la technologie de câble lisse numérique LIVE
développée par Interventions sur puits a été déployée pour Pemex
sur le champ offshore de Ku-Maloob-Zaap. Cette technologie LIVE a
permis de rassembler en une seule unité les services de diagraphie
et les services mécaniques, et une seule opération a été nécessaire
pour conditionner le puits, passer les jauges de pression et de
température, et déployer en temps réel un perforateur de tubage,
équipé d'un système électronique de tête d'amorce de type eFire
développé par Services de tests. Grâce à l'efficacité du système
LIVE sur cette plateforme de production offshore très limitée,
Pemex a pu augmenter la production du puits et éviter des travaux
de reconditionnement trop coûteux.
En Russie, PetroStim, une joint-venture de Schlumberger, a
conduit une campagne d'essais de refracturation avec la technologie
par chenal d'écoulement HiWAY* pour Slavneft-Megionneftegas, dans
le champ pétrolier mature de Vatinskoe. La majorité des puits
productifs du champ avaient été fracturés de façon hydraulique au
moins une fois par le passé, et les méthodes traditionnelles de
restimulation ne s'étaient pas avérées efficaces. Cependant, les
résultats de production obtenus après les premiers traitements avec
HiWAY dans les réservoirs de grès du Jurassique ont été presque
deux fois supérieurs aux attentes, et ont permis d'envisager
d'élargir l'application de la technologie, qui est désormais une
solution prouvée pour l'augmentation de la récupération du pétrole,
aux champs matures.
En Russie, un système multilatéral de niveau 5 RapidX*,
développé par le groupe Complétions de Schlumberger, a été installé
sur un puits pour Exxon Neftegas Limited au large de l'île de
Sakhalin. Il s'agissait-là du premier puits multilatéral à être
terminé sur Sakhalin et de la première jonction de niveau 5 de type
TAML (Technology Advancement for Multilaterals) à être installée au
large de la Russie. Le système RapidX permet à l'exploitant
d'accéder à de nouvelles sections du réservoir en entrant de
nouveau dans des trous de forage déjà existants, et d'ajouter de
nouvelles sections latérales pour accroître la récupération
globale.
Au Koweït, le service Intervention sur puits de Schlumberger a
réalisé une campagne de coupure d'eau pour le compte de Joint
Operations Wafra dans des puits horizontaux à trou ouvert en
utilisant simultanément la technologie d'entubage par raccord
gonflable CoilFLATE* et la technologie ACTive* pour déterminer
exactement les conditions de forage nécessaires à l'installation et
au gonflage du raccord contrôlé. L'utilisation de ces deux
technologies a permis de réduire de manière significative la
production d'eau.
Au large de l'Égypte, le service Intervention sur puits a
déployé la technologie au tube spiralé ACTive pour Raspetco afin de
stimuler un puits de gaz sous-marin où des « fines » avaient migré
et s'étaient accumulées près du fourrage pour réduire la
production. L'utilisation de la technologie ACTive a permis le
placement contrôlé du fluide argileux organique développé par
Services OCA* sur puits dans le puits sous-marin, tout en
surveillant le niveau de fluide et en optimisant la quantité
d'azote pompé à travers l'anneau du tube spiralé. Les données
réparties de température obtenues grâce à ACTive pendant
l'écoulement du puits ont permis d'établir un journal de production
quantitatif des zones de production. Suite à cette intervention, la
production de gaz du puits a triplé.
Dans le sultanat de Brunei, les Services Gestion des Sables de
Schlumberger ont déployé les systèmes OptiPac* à chemin
alternatif‡, incorporant plusieurs custamisations pour Shell
Petroleum (BSP) sur des puits en trajectoire montante (hameçon)
partant de la terre, afin d'exploiter des réservoirs non consolidés
situés au large dans des eaux peu profondes. Afin de surmonter les
limitations habituellement associées aux complétions en remblai, la
technologie OptiPac, y compris des raccords gonflables en accroche,
des quasi-aveugles et des valves déviatrices a été appliquée dans
sept puits à angle élevé. À ce jour, les résultats sont positifs.
En février 2013, les Services de gestion des sables de Schlumberger
ont battu un nouveau record mondial en terminant le plus long
remblai jamais réalisé dans un puits en hameçon, avec la
technologie OptiPac. 578 mètres d'écrans ont été installés.
Par ailleurs, Petrobras a octroyé au groupe Complétions de
Schlumberger plusieurs contrats pour la fourniture de valves de
sécurité à tubage démontable TRC-II*. Ces contrats sans précédent
portent sur un total de 108 valves de sécurité de subsurface
destinées aux environnements extrêmement difficiles que sont les
eaux profondes et ultra-profondes du Brésil.
Dans le sultanat d'Oman, le service Pompage artificiel de
Schlumberger a décroché un contrat fondé sur le rendement de la
part de la Daleel Petroleum Company. Représentant environ 40
millions USD, il porte sur la fourniture, l'installation, la mise
en service et la gestion d'environ 200 systèmes de pompes
électriques submersibles. Ce contrat de cinq ans avec option de
prolongation de deux ans, inclut la fourniture de la technologie de
pompe électrique submersible REDA Maximus*, de jauges XT150, et
d'un total de 18 systèmes à impulsions.
Tableaux financiers
État des résultats consolidés
condensés
(en millions USD, sauf montants par action) Deuxième
trimestre Six mois Période close le 30 juin
2013
2012
2013 2012 Chiffre
d’affaires
$ 11 182 $ 10 341
$ 21 752 $
20 150 Intérêts et autre bénéfice, net(1)
30 45
63 92
Gain sur la formation de OneSubsea(2)
1 028 -
1 028 -
Dépenses Coût des produits d'exploitation
8 712 8 119
17
118 15 884 Recherche & ingénierie
293 287
585
558 Frais généraux et administratifs
100 101
196 199
Fusion & intégration(2)
- 22
- 37 Détériorations
et autres(2)
364 -
456 - Intérêts
98 78
197
158 Revenu avant impôts
2 673 1 779
4
291 3 406 Impôts sur le revenu(2)
449
439
855
833 Bénéfice issu des activités poursuivies
2 224
1 340
3 436 2 573 Bénéfice (perte) issu(e) des
activités abandonnées
(124 )
75
(69 ) 147
Résultat net
2 100 1 415
3 367 2 720 Bénéfice net
attribuable aux participations minoritaires
5
12
13
17 Bénéfice net attribuable à Schlumberger
$
2 095 $ 1 403
$
3 354 $ 2 703 Montants
Schlumberger attribuables au : Bénéfice issu des activités
poursuivies (2)
$ 2 219 $ 1 328
$ 3 423
$ 2 556 Bénéfice (perte) issu(e) des activités abandonnées
(124 ) 75
(69 ) 147 Résultat net
$
2 095 $ 1 403
$
3 354 $ 2 703 Bénéfice dilué par
action de Schlumberger Bénéfice issu des activités poursuivies (2)
$ 1,66 $ 0,99
$ 2,56 $ 1,91 Bénéfice
(perte) issu(e) des activités abandonnées
(0,09 ) 0,06
(0,05
) 0,11 Résultat net
$
1,57 $ 1,05
$ 2,51
$ 2,02 Moyenne des actions en circulation
1
327 1 331
1 329 1 333 Moyenne des actions en circulation
après dilution
1 336
1 339
1 339 1 341
Dépréciation et amortissement inclus dans les dépenses(3)
$ 910 $ 854
$ 1
806 $ 1 706
1)
Inclut les intérêts créditeurs :
Deuxième trimestre 2013 - 6 millions USD (2012 - 6 millions USD)
Six mois 2013 - 11 millions USD (2012 - 16 millions USD)
2)
Cf. pages 13-14 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)
30 juin 31 déc. Actifs
2013 2012 Actif à court terme Encaisse et
investissements à court terme
$ 5 925 $ 6 274
Comptes clients
11 277 11 351 Autres actifs courants
6 597 6 531
23 799
24 156 Investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité
417 245 Immobilisations corporelles
14 742
14 780 Données sismiques multiclients
634 518 Écarts
d’acquisition
14 407 14 585 Autres immobilisations
incorporelles
4 673 4 802 Autres actifs
4 579 2 461
$ 63
251 $ 61 547 Passif et fonds propres
Passif courant Comptes fournisseurs et charges
constatées d’avance
$ 7 815 $ 8 453 Passif
estimé pour les impôts sur le bénéfice
1 361 1 426
Emprunts à court terme et portion actuelle
de la dette à long terme
2 858 2 121 Dividende à distribuer
420 368
12 454 12 368 Dette à long
terme
9 098 9 509 Avantages postérieurs aux départs en
retraite
2 031 2 169 Impôts différés
1 450
1 493 Autre passif
1 170
1 150
26 203 26 689 Fonds propres
37 048 34 858
$
63 251 $ 61 547
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. Les détails de la dette nette pour l'année sont les
suivants :
(en millions USD) Six mois
2013 Dette nette, 1er janvier 2013
$
(5 111 ) Bénéfice issu des activités poursuivies
3
436 Dépréciation et amortissement
1 806 Gain sur la
formation de OneSubsea
(1 028 ) Pensions et
autres avantages complémentaires postérieurs aux départs en
retraite à payer
255 Dépenses de rémunération sous forme
d’actions
168 Financement de pensions et autres avantages
complémentaires postérieurs au départ en retraite
(231
) Augmentation des fonds de roulement
(1 140 )
Dépenses en capital
(1 800 ) Données sismiques
multiclients capitalisées
(222 ) Dividendes
distribués
(781 ) Produit des régimes d'actionnariat
des employés
189 Programme de rachat d'actions
(692
) Paiement pour la transaction OneSubsea
(600
) Acquisitions d'entreprises, déduction faite de l'encaisse
et des dettes acquises
(117 ) Autres
190 Effet
de change sur la dette nette
64 Dette nette,
30 juin 2013
$ (5 614 ) Composants de
la dette nette
30 juin 2013
31 déc.2012
Encaisse et investissements à court terme
$ 5 925 $ 6
274 Investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité
417 245 Emprunts à court terme et portion actuelle de la
dette à long terme
(2 858 ) (2 121 ) Dette à
long terme
(9 098 ) (9 509 )
$ (5 614 ) $ (5 111 )
Charges & Crédits
Outre les résultats financiers déterminés conformément aux
principes comptables généralement reconnus (PCGR), ce communiqué de
presse sur les résultats du deuxième trimestre inclut également des
mesures financières non-PCGR (telles que définies en vertu du
Règlement G de la SEC). Ce qui suit est un rapprochement de ces
mesures non-PCGR aux mesures PCGR comparables :
(en millions USD, sauf
montants par action)
Deuxième trimestre 2013 Avant
impôts Impôts
Participationsminoritaires
Net
BPAdilué
Classification de l'état des résultats Bénéfice issu des activités
poursuivies de Schlumberger
tel que déclaré
$ 2 673 $ 449 $ 5 $ 2 219 $ 1,66 Gain sur la formation de la
joint-venture OneSubsea (1 028 ) - - (1 028 ) (0,77 )
Gain sur la formation de OneSubsea Détérioration d'investissements
appliquant la méthode de mise en équivalence (1) 364
19 - 345
0,26 Détériorations et autres Bénéfice issu des
activités poursuivies de Schlumberger
hors charges & crédits
$ 2 009 $ 468 $ 5 $ 1 536
$ 1,15
Premier trimestre 2013 Avant
impôts Impôts
Participationsminoritaires
Net
BPAdilué
Classification de l'état des résultats Bénéfice issu des activités
poursuivies de Schlumberger
tel que déclaré
$ 1 618 $ 406 $ 9 $ 1 203 $ 0,90 Perte due à la dévaluation de la
monnaie au Venezuela 92 -
- 92 0,07 Détériorations
et autres Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger
hors charges & crédits
$ 1 710 $ 406 $ 9 $ 1 295
$ 0,97
Deuxième trimestre 2012 Avant
impôts Impôts
Participationsminoritaires
Net
BPAdilué
Classification de l'état des résultats Bénéfice issu des activités
poursuivies de Schlumberger
tel que déclaré
$ 1 779 $ 439 $ 12 $ 1 328 $ 0,99 Charges de restructuration et de
fusion 22 1 -
21 0,02 Fusion & intégration
Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger
hors charges & crédits
$ 1 801 $ 440 $ 12 $ 1 349
$ 1,01
Premier trimestre 2012
Avant impôts Impôts
Participationsminoritaires
Net
BPAdilué
Classification de l'état des résultats Bénéfice issu des activités
poursuivies de Schlumberger
tel que déclaré
$ 1 628 $ 394 $ 5 $ 1 229 $ 0,91 Charges d'intégration et de
fusion 15 2 -
13 0,01 Fusion & intégration
Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger
hors charges & crédits
$ 1 643 $ 396 $ 5 $ 1 242
$ 0,92
Six mois 2013 Avant
impôts Impôts
Participationsminoritaires
Net
BPAdilué
Classification de l'état des résultats Bénéfice issu des activités
poursuivies de Schlumberger
tel que déclaré
$ 4 291 $ 855 $ 13 $ 3 423 $ 2,56 Perte due à la dévaluation de la
monnaie au Venezuela 92 - - 92 0,07 Détériorations et autres Gain
sur la formation de la joint-venture OneSubsea (1 028 ) - -
(1 028 ) (0,77 ) Gain sur la formation de OneSubsea
Détérioration d'investissements appliquant la méthode de mise en
équivalence (1) 364 19 -
345 0,26 Détériorations
et autres Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger
hors charges & crédits
$ 3 719 $ 874 $ 13 $ 2 832
$ 2,12
Six mois 2012 Avant
impôts Impôts
Participationsminoritaires
Net
EPSdilué(2)
Classification de l'état des résultats Bénéfice issu des activités
poursuivies de Schlumberger
tel que déclaré
$ 3 406 $ 833 $ 17 $ 2 556 $ 1,91 Charges de restructuration
et de fusion 37 3 -
34 0,03 Fusion &
intégration Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger
hors charges & crédits
$ 3 443 $ 836 $ 17 $ 2 590
$ 1,93
(1) Se rapporte à la détérioration de deux investissements
appliquant la méthode de mise en équivalence et liés aux activités
de forage.
(2) La somme des composantes ne correspond pas au total en
raison des arrondis.
Groupes Produits (en millions USD)
Trois
mois clos au 30 juin 2013 31 mars 2013 30 juin 2012
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Services sur champs pétroliers Caractérisation de réservoirs
$ 3 014 $ 908 $ 2 750 $ 724 $ 2 714 $
749 Forage
4 292 804 4 113 730 3 977 727
Production
3 926 625 3 759 555 3 718 601 Éliminations
& autres
(50 ) (59 )
(52 ) (44 ) (68 ) (38 )
11 182
2 278 10 570 1 965 10 341 2 039 Dépenses d'entreprise
& autres
- (181 ) - (168 ) - (169 )
Intérêts créditeurs(1)
- 4 - 6 - 7 Intérêts
débiteurs(1)
- (92 ) - (93 ) - (76 ) Charges
& crédits
- 664
- (92 ) - (22 )
$
11 182 $ 2 673 $ 10 570 $
1 618 $ 10 341 $ 1 779
Zones
géographiques (en millions USD)
Trois mois clos au 30
juin 2013 31 mars 2013 30 juin 2012
Chiffre
d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Services sur champs pétroliers Amérique du Nord
$ 3
357 $ 662 $ 3 290 $ 627 $ 3 376 $ 693 Amérique
latine
1 913 394 1 904 371 1 857 354
Europe/CEI/Afrique
3 125 643 2 851 508 2 924 592
Moyen-Orient et Asie
2 667 655 2 406 548 2 091 445
Éliminations & autres
120
(76 ) 119 (89 ) 93
(45 )
11 182 2 278 10 570 1 965 10 341
2 039 Dépenses d'entreprise & autres
- (181
) - (168 ) - (169 ) Intérêts créditeurs(1)
- 4
- 6 - 7 Intérêts débiteurs(1)
- (92 ) - (93 )
- (76 ) Charges & crédits
-
664 - (92 ) -
(22 )
$ 11 182 $ 2 673
$ 10 570 $ 1 618 $ 10 341 $ 1 779
(1)À l'exclusion des intérêts inclus dans les résultats des
groupes Produits et des zones géographiques.
Groupes
Produits (en millions USD)
Six mois clos le 30 juin
2013 30 juin 2012
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Services sur champs pétroliers Caractérisation de réservoirs
$ 5 764 $ 1 633 $ 5 231 $ 1 384 Forage
8 405 1 534 7 737 1 374 Production
7 684
1 181 7 241 1 209 Éliminations & autres
(101 ) (105 ) (59 )
(45 )
21 752 4 243 20 150 3 922 Dépenses
d'entreprise & autres
- (348 ) - (339 )
Intérêts créditeurs(1)
- 9 - 16 Intérêts débiteurs(1)
- (185 ) - (156 ) Charges & crédits
- 572 - (37
)
$ 21 752 $ 4 291 $ 20
150 $ 3 406
Zones géographiques (en
millions USD)
Six mois clos le 30 juin 2013
30 juin 2012
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Services sur champs pétroliers Amérique du Nord
$ 6
647 $ 1 289 $ 6 809 $ 1 470 Amérique latine
3 817 765 3 623 676 Europe/CEI/Afrique
5
976 1 151 5 501 1 020 Moyen-Orient et Asie
5 073
1 203 4 046 861 Éliminations & autres
239
(165 ) 171 (105 )
21 752 4 243 20 150 3 922 Dépenses d'entreprise &
autres
- (348 ) - (339 ) Intérêts
créditeurs(1)
- 9 - 16 Intérêts débiteurs(1)
-
(185 ) - (156 ) Charges & crédits
-
572 - (37 )
$ 21 752 $ 4 291 $ 20 150
$ 3 406
(1)À l'exclusion des intérêts inclus dans les résultats des
groupes Produits et des zones géographiques.
À propos de Schlumberger
Schlumberger est le plus grand fournisseur au monde de solutions
de technologie, de gestion de projet intégrée et d'information à
des clients internationaux exerçant leurs activités dans
l'industrie du gaz et du pétrole. Employant près de
120 000 personnes de plus de 140 nationalités
différentes et exerçant ses activités dans plus de 85 pays,
Schlumberger offre la plus vaste gamme de produits et de services
du secteur, de l'exploration à la production.
Schlumberger Limited, dont les bureaux principaux sont à Paris,
à Houston et à La Haye, a déclaré un chiffre d’affaires de
41,73 milliards USD en 2012. Pour de plus amples
renseignements, veuillez consulter le site www.slb.com.
*Marque de Schlumberger ou de sociétés Schlumberger.
†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC),
anciennement Japan National Oil Corporation (JNOC) et Schlumberger
ont collaboré sur un projet pour développer la technologie LWD. Les
services EcoScope et NeoScope utilisent la technologie résultant de
cette collaboration.
‡Alternate Path est une marque d'ExxonMobil Corp et la
technologie est octroyée exclusivement sous licence à
Schlumberger.
Notes
Schlumberger tiendra une conférence téléphonique au sujet de
l'annonce ci-dessus et de ses perspectives commerciales le vendredi
19 juillet 2013. Le début de la téléconférence est prévu pour 8h00,
heure centrale des États-Unis, 9h00, heure de New York. Pour
accéder à la téléconférence, qui est ouverte au public, veuillez
contacter l'opérateur de la téléconférence au +1-800-230-1085 en
Amérique du Nord ou au +1-612-288-0340 en dehors de l'Amérique du
Nord, environ 10 minutes avant l'heure prévue pour la
téléconférence. Demandez « Schlumberger Earnings Conference
Call ». À la fin de l'appel, une retransmission audio différée
sera disponible jusqu'au 19 août 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
291800.
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.
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