Schlumberger Limited
Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a déclaré
aujourd'hui un chiffre d'affaires des activités poursuivies de
11,24 milliards USD pour le premier trimestre 2014, contre
11,91 milliards USD au quatrième trimestre 2013 et 10,57
milliards USD au premier trimestre 2013.
Le bénéfice issu des activités poursuivies attribuable à
Schlumberger, hors charges et crédits, s'élevait à 1,59 milliards
USD— une baisse de 11 % en séquentiel, mais une augmentation
de 23 % en glissement annuel. Le bénéfice par action dilué
issu des activités poursuivies, hors charges et crédits, s'élevait
à $1,21 contre $1,35 au trimestre précédent, et $0,97 au troisième
trimestre 2013.
Schlumberger a enregistré des charges de $0,09 par action au
quatrième trimestre 2013 et de $0,07 par action au premier
trimestre 2013. Schlumberger n'a pas enregistré de charges ni de
crédits au premier trimestre 2014.
Le chiffre d'affaires de 11,24 milliards USD du segment Services
sur champs pétroliers a baissé de 6 % en séquentiel, mais a
augmenté de 6 % en glissement annuel. Le bénéfice
d'exploitation avant impôts de 2,37 milliards USD du segment
Services sur champs pétroliers a baissé de 9 % en séquentiel
mais augmenté de 21 % en glissement annuel.
Le PDG de Schlumberger, Paal Kibsgaard, a commenté en ces
termes : « La promotion des ventes de nouvelles
technologies et l'expansion des activités d'intégration ont stimulé
nos résultats du premier trimestre malgré l'hiver rigoureux qui a
eu des répercussions sur nos opérations en Russie, en Chine et en
Amérique du Nord. Alors que les résultats séquentiels ont
enregistré une baisse habituelle des ventes de produits, logiciels
et licences multiclients après de solides résultats de fin d'année,
des taux de croissance en glissement annuel robustes ont été
générés par les zones Moyen Orient & Asie et Amérique du Nord,
bien que toutes les zones géographiques aient bénéficié de
l'attention croissante portée sur l'excellence et l'efficacité
opérationnelle.
À l'international, la performance a été guidée par une
progression de la croissance sur les marchés clés d'Arabie
saoudite, des Émirats arabes Unis et dans les eaux profondes de
l'Australie, et par la robustesse en Afrique subsaharienne, des
travaux de projet en Équateur, et des activités liées au schiste en
Argentine. L'activité dans la partie terrestre de l'Amérique du
Nord était robuste en réponse à l'intensité accrue des services,
des gains de part de marché et l'adoption de nouvelles
technologies, malgré les rigueurs de l'hiver et les prix
compétitifs du pompage par pression. Les activités offshore de
l'Amérique du Nord ont affiché un léger déclin dû à des retards
opérationnels et des activités de reconditionnement prolongées.
En termes de prix, les tendances générales ont peu changé, mais
de nouvelles technologies à des prix plus élevés ont continué de
pénétrer le marché et contribué aux résultats de marge
d'exploitation, en particulier quand elles étaient combinées à une
qualité de service de premier ordre. Notre performance globale dans
ce domaine a été étayée par notre organisation d'ingénierie, de
fabrication et de soutien qui continue de livrer de nouveaux
produits innovants à nos opérations sur le terrain, avec une solide
performance ‘clé en main’.
Les fondamentaux de la reprise économique mondiale restent
intacts malgré l'hiver particulièrement rigoureux qui a sévi dans
certaines parties de l'hémisphère Nord, certains signes de
ralentissement de la croissance en Chine, et la précarité de la
situation en Ukraine. Ces facteurs sont toutefois probablement
temporaires de nature et les marchés du pétrole continuent d'être
plus serrés que prévu, stimulés par de solides tendances de la
demande, une baisse de la capacité en pièces détachées, et une
baisse des stocks de l'OCDE. L'offre continue de croître en
Amérique du Nord, tandis que d'autres zones ont de la difficulté à
répondre à leurs cibles de production. Aux États-Unis, les
tendances du gaz naturel ont été boostées par les températures
hivernales, mais l'offre et la demande devraient se normaliser au
cours des prochains mois.
Par conséquent, nous continuons de croire que les dépenses liées
aux puits de nos clients vont augmenté de plus de 6 % en 2014,
et que les taux de croissance des dépenses seront divisés
relativement équitablement entre les marchés internationaux et
nord-américains, dynamisés par des sociétés pétrolières
indépendantes et nationales. Nous restons donc positifs en ce qui
concerne l'année qui s'annonce, avec notre large empreinte
géographique, notre portefeuille équilibré de technologies, et une
organisation agile qui offre à la fois une protection contre les
perturbations potentielles du marché, et la capacité à capitaliser
sur les opportunités qu'il présente ».
Autres événements
- Au cours du trimestre, Schlumberger a
racheté 9,96 millions de ses actions ordinaires à un prix moyen par
action de 90,31 USD et pour un prix d'achat total de 899 millions
USD.
- Le 13 mars 2014, Schlumberger a annoncé
la conclusion d'un accord d'achat des actions résiduelles de SES
Holdings Limited (« Saxon »), un prestataire
international de services de forage terrestre basé à Calgary,
auprès de First Reserve et de certains membres de la direction de
Saxon. Saxon exploite actuellement un parc de 87 plateformes de
forages (70 de forage et 17 de reconditionnement) dans 10
pays et fournit des services de soutien à 35 autres plateformes à
l'échelle mondiale. La transaction est assujettie aux conditions de
clôture conventionnelles, y compris l'octroi des approbations
réglementaires.
Services sur champs pétroliers
Le chiffre d'affaires de 11,24 milliards USD a baissé de
6 % en séquentiel, mais augmenté de 6 % en glissement
annuel. Le chiffre d'affaires de 7,48 milliards USD de la
Zone Internationale a augmenté de 322 millions USD,
soit 5 % en glissement annuel, tandis que le chiffre
d'affaires de 3,68 milliards USD de la zone Amérique du
Nord a augmenté de 394 millions USD, soit 12 % en
glissement annuel. Les fortes ventes saisonnières de produits, de
logiciels et multiclients de fin d'année enregistrées au quatrième
trimestre 2013 représentaient environ la moitié de la baisse
séquentielle du chiffre d'affaires séquentiel. Le reste du déclin
séquentiel était dû aux ralentissements saisonniers des activités
liés aux conditions météorologiques en Russie et en
Chine ; l'achèvement de levés sismiques marins au Brésil,
en Norvège, en Malaisie et en mer Caspienne ; ainsi qu'aux
retards contractuels et opérationnels enregistrés au Brésil et au
Mexique. Toutefois, ces effets séquentiels ont été en partie
compensés par de solides activités de pompage par pression dans la
partie terrestre des États-Unis et au Canada, partiellement
tempérées par un hiver particulièrement rigoureux.
Vu l'impact considérable que les facteurs de fin d'année et
saisonniers ont exercé sur la performance séquentielle, les
paragraphes suivants sont axés sur la croissance en glissement
annuel, sauf indication contraire.
Le chiffre d'affaires de 3,68 milliards USD de la zone
Amérique du Nord a augmenté de 12 %. Bien que
l'activité terrestre ait été temporairement perturbée par un hiver
rigoureux, des résultats généralement robustes ont été obtenus en
réponse à une intensité accrue des services, des gains de parts de
marché, et l'adoption des nouvelles technologies sur un marché de
pompage par pression où les prix sont restés compétitifs. Le
chiffre d'affaires terrestre a également bénéficié de l'expansion
de l'activité d'ascension artificielle. Les activités offshore de
l'Amérique du Nord ont affiché un léger déclin en réponse à des
retards opérationnels et des activités de reconditionnement
prolongées.
Le chiffre d'affaires International a progressé de
5 %, mené principalement par la zone Moyen Orient &
Asie avec un chiffre d'affaires de 2,84 milliards USD en hausse
de 19 %, principalement en réponse à la solide activité
enregistrée en Arabie saoudite et dans les Émirats arabes Unis et à
une activité de forage et une adoption de technologies robustes en
Asie du Sud-est et en eau profonde au large de l'Australie. Le
chiffre d'affaires de 2,88 milliards USD de la zone
Europe/CEI/Afriquea augmenté de 1 %, mené par le marché
géographique d'Afrique centrale/occidentale en réponse à une solide
activité de développement et d'exploration, et par la Norvège,
stimulé par des gains de parts de marché dans les services de
forage. Le chiffre d'affaires de la région Russie et Asie centrale
a légèrement augmenté, l'activité croissante dans l'Arctique et la
mer Caspienne étant contrebalancée par une perturbation des
activités résultant d'un hiver rigoureux et de l'impact de la
baisse du rouble russe. Le chiffre d'affaires de la zone pour le
premier trimestre reflète l'absence des résultats de l'activité
sous-marine Framo, transférée à la joint-venture OneSubsea™ au
deuxième trimestre 2013. En excluant l'effet de ce transfert
d'activité, le chiffre d'affaires de la zone Europe/CEI/Afrique a
augmenté de 3 %. Le chiffre d'affaires de 1,76 milliard USD de
la zone Amérique latine a baissé de 8 %,
essentiellement attribuable à une baisse significative des
activités et des prix au Brésil, de pair avec la réduction du
nombre d'appareils de forage au Mexique due aux dépenses
budgétaires. Ces effets ont été toutefois en partie compensés par
les travaux accrus dans le projet Shushufindi de Schlumberger
Project Management (SPM) en Equateur et une solide activité dans le
schiste de Vaca Muerta en Argentine.
Par segment, le chiffre d'affaires de 2,85 milliards USD du
groupe Caractérisation de réservoir a augmenté de
51 millions USD, soit 2 %, mené par Câbles et Services de
test, et dynamisé par l'exploration offshore et par Schlumberger
Information Solutions (SIS) avec les ventes accrues de logiciels
dans toutes les zones internationales. WesternGeco a affiché un
déclin en réponse à une baisse de l'utilisation du parc de navires
marins et à une réduction des ventes multiclients. Le chiffre
d'affaires de 4,33 milliards USD du groupe Forages a
augmenté de 269 millions USD, soit 7 %, sous l'effet de la
demande robuste pour les technologies Forages & Mesures et M-I
SWACO en Arabie saoudite, en Australie et dans la région d'Asie du
Sud-est. Le chiffre d'affaires de 4,12 milliards USD du groupe
Production a augmenté de 357 millions USD, soit 10 %, avec
une croissance à double chiffre des technologies de pompage par
pression enregistrée par Services de puits dans la partie terrestre
de l'Amérique du Nord et une activité SPM accrue.
Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 2,37 milliards
USD du segment Services sur champs pétroliers au premier trimestre
a baissé de 9 % en séquentiel, mais augmenté de 21 % en
glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts pour
l'International de 1,71 milliard USD a augmenté de 278
millions USD, soit 20 % en glissement annuel, tandis que le
bénéfice d'exploitation avant impôts de 683 millions USD de
l'Amérique du Nord a augmenté de 56 millions USD, soit
9 % en glissement annuel.
En séquentiel, la marge d'exploitation avant impôts a glissé de
80 points de base à 21,1 % en réponse aux effets de fin
d'année et de saisonnalité. La dilution de marge du premier
trimestre, due aux effets typiques des conditions météorologiques
hivernales saisonnières et de fin d'année, était de 127 points de
base. La marge pour l'International a légèrement baissé de
73 points de base à 22,8 %, tandis que la marge pour
l'Amérique du Nord a baissé de 107 points de base pour se
stabiliser à 18,5 %.
En glissement annuel, la marge d'exploitation avant impôts a
progressé de 248 points de base, la marge d’exploitation avant
impôts pour l'International ayant progressé
de 286 points de base et la marge d’exploitation avant
impôts de l’Amérique du Nord ayant chuté
de 53 points de base. La marge de la région
Moyen-Orient & Asie a enregistré une amélioration
de 349 points de base en glissement annuel pour
atteindre 26,3 % ; la région
Europe/CEI/Afrique a augmenté de 253 points de
base pour atteindre 20,3 %, et la région Amérique
latine a progressé de 160 points de base pour atteindre
21,1 %. Le léger déclin de la marge en Amérique du Nord
était essentiellement attribuable à une faiblesse des prix sur la
partie terrestre pour les technologies de pompage par pression de
Services de puits et les retards du forage dans la partie
américaine du Golfe du Mexique. L'expansion robuste de la marge
pour l'International a été dynamisée par l'adoption de
nouvelles technologies, les efforts visant à gérer les coûts et les
ressources, et la contribution continue relutive pour la marge des
activités liées à l'intégration.
En glissement annuel par segment, la marge d'exploitation avant
impôts du groupe Caractérisation des réservoirs a augmenté
de 129 points de base à 27,3 % en réponse à la rentabilité
améliorée de Câbles et de Services de test et à une augmentation
des ventes de logiciel SIS, tandis que la marge d'exploitation
avant impôts du groupe Forage a progressé de 249 points de
base pour atteindre 20,3 % en réponse à l'intégration accrue
des technologies, aux marges accrues enregistrées par Forages &
Mesures, et à la rentabilité améliorée de l'activité de projet IPM
(Gestion intégrée de projet). La marge d'exploitation avant impôts
du groupe Production a progressé de 313 points de base pour
atteindre 17,9 %, essentiellement en réponse à une
amélioration des efficacités de coût et aux ventes de nouvelles
technologies dans Services de puits et Complétions, bien que cet
effet ait été en partie contrebalancé par les prix de reconduction
de contrat.
Globalement, la performance de Schlumberger durant le premier
trimestre a été marquée par un certain nombre de hauts points
technologiques dus à l'efficacité, la fiabilité et l'intégration
des services.
En Chine, les technologies du groupe Forages ont été déployées
pour ConocoPhillips China en vue d'améliorer l'efficacité du forage
et d'obtenir des mesures de pression de réservoir fiables dans un
puits offshore du champ pétrolier Peng Lai 19-3 dans la Baie de
Bohai. La combinaison des technologies orientables rotatives
PowerDrive Xceed* et PowerDrive vorteX* de Forages & Mesures
avec le système de communication C-Link IMAG a permis un contrôle
précis de la trajectoire des puits, un taux de pénétration (TDP)
accru, et un nettoyage de trou amélioré. En outre, le système
fluide à base d'eau haute performance M-I SWACO ULTRADRIL* a été
utilisé pour optimiser la stabilité du schiste et le TDP,
améliorant encore davantage l'efficacité globale du forage. Par
conséquent, des TDP record ont été réalisés pour les sections de
12 1/4 po. et de 8 1/2 po. avec une amélioration globale
de 22 % par rapport au record précédent. Par ailleurs, dans la
section de 8 1/2 po., la technologie de pression en cours de forage
de formation StethoScope* a obtenu des mesures en temps réel
permettant de prédire les tendances de pression interstitielle dans
le réservoir. Dans l'ensemble, cette combinaison de technologies
Schlumberger a fourni au client une évaluation améliorée de la
formation, une exécution de haute qualité avec zéro NPT, et une
économie AFE totale de quatre jours.
Au Mexique, Pemex a attribué à Schlumberger trois contrats de
projet intégrés pluriannuels évalués collectivement à plus de 1,9
milliard USD, ce qui représentait l'adjudication combinée la plus
importante du méga appel d'offres conclu récemment. Schlumberger
est le seul prestataire de services à avoir décroché un contrat
dans chaque projet, y compris l'activité de projet intégré en cours
dans la région Sud, et l'activité continue dans la région Pemex
Nord. L'adjudication était basée sur les termes commerciaux, QHSE,
et le palmarès technologique éprouvé de Schlumberger au Mexique
dans les environnements de puits complexes profonds du Sud, ainsi
que l'efficacité de ses processus de forage et de ses services
associés dans des projets antérieurs. En outre, Schlumberger a
entamé l'exécution d'un contrat de quatre ans pour des services
intégrés en eaux profondes au large du Mexique, évalués à plus de
240 millions USD. Le premier puits en eau profonde dans le cadre de
ce contrat a commencé en mars 2014.
En Norvège, Schlumberger s'est fait attribuer un contrat de
services de construction de puits intégrés par Det norske
oljeselskap ASA pour le forage d'exploration et le développement du
champ Ivar Aasen dans la partie Nord de la mer du Nord, à l'ouest
du champ de Johan Sverdrup. Ce contrat de cinq ans avec deux
périodes d'un an chacune en option, comprend la prestation de la
gamme complète des services de construction de puits, de
l'exploration au développement. L'attribution du contrat était
basée sur la solution de technologie entièrement intégrée offerte
par Schlumberger en termes de performance technique et financière,
l'objectif étant de fournir des opérations sures et efficaces.
Schlumberger fera également partie intégrante du processus de
construction de puits, et fournira des services basés sur un
contrat maximisant les gains potentiels résultant de l'innovation
technologique, de la fiabilité et de l'efficacité du processus.
Au large de la Thaïlande, Schlumberger a réalisé le premier levé
sismique en cours de forage du secteur pour Salamander Energy. La
technologie sismique en cours de forage seismicVISION* de Forages
& Mesures a été utilisée dans le cadre d'un levé sismique
« walkabove » dans le but d'obtenir des informations de
vélocité en temps réel et une imagerie sismique. Une combinaison
des technologies sismiques de trou de forage intégré Q-Borehole*,
de navigation et positionnement sismique SWINGS* de Câbles, et de
source acoustique TRISOR* de WesternGeco a été déployée avec un tir
à distance à partir de l'appareil de forage en utilisant une
technologie radio pour tirer les canons et transmettre des données
à partir du navire source. Au total, 53 niveaux sismiques en temps
réel consécutifs ont été utilisés pour actualiser la conversion
temps-profondeur, ce qui a permis de placer le trépan sur la carte
sismique. En outre, les données en mémoire ont fourni plus de 100
niveaux sismiques consécutifs pour l'imagerie sismique finale. Les
technologies Schlumberger ont assuré l'efficacité opérationnelle et
aidé l'opérateur à réduire l'incertitude du forage, ce qui a
facilité le succès du forage d'un puits jusqu'à la profondeur
totale prévue.
En Russie, PetroStim, une société Schlumberger, a fourni un
service de cartographie de fracture hydraulique Microseismic
Services StimMAP* à une grande société pétrolière russe en Sibérie
occidentale. Quatre étages de fracturation hydraulique ont été
réalisés dans un puits de traitement horizontal et surveillés
depuis un puits d'observation à proximité en utilisant la
technologie d'imagerie sismique versatile VSI* de Câbles avec des
détecteurs de fond de trou à 3 composants. Les directions de
croissance de fracture ont été clairement détectées pour tous les
étages, malgré la faible perméabilité de la formation et des taux
de pompage réduits. Au total, plus de 400 événements
micro-sismiques ont été détectés avec la confiance statistique
requise pour une bonne interprétation micro-sismique, ce qui a
permis au client de réduire l'incertitude du forage et de la
planification du développement du champ, générant ainsi
potentiellement des économies de coût significatives.
Groupe Caractérisation des réservoirs
Le chiffre d'affaires de 2,85 milliards USD du premier trimestre
a baissé de 14 % en séquentiel, mais augmenté de 2 % en
glissement annuel. Les déclins séquentiels étaient essentiellement
dus à la baisse des ventes de logiciel SIS et multiclients après de
solides performances en fin d'année. La croissance du chiffre
d'affaires en glissement annuel a été menée par Câbles et Services
de test et dynamisée par l'exploration offshore et par SIS avec
l'augmentation des ventes de logiciel dans toutes les zones
Internationales. WesternGeco a toutefois affiché un déclin en
réponse à une baisse de l'utilisation du parc de navires marins et
à une réduction des ventes multiclients.
Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 779 millions USD
était en baisse de 24 % en séquentiel, mais en hausse de
7 % en glissement annuel. La marge d'exploitation avant impôts
de 27,3 % a baissé de 384 points de base en séquentiel en
réponse à la baisse saisonnière des ventes de logiciel SIS et
multiclients WesternGeco. En glissement annuel, la marge
d'exploitation avant impôts a progressé de 129 points de base en
réponse à la rentabilité améliorée de Câbles et à l'augmentation
des ventes de logiciel SIS.
Un certain nombre de succès technologiques clés et d'attribution
de nouveaux contrats ont contribué à la performance du groupe
Caractérisation des réservoirs au cours du premier trimestre.
En Norvège, Statoil Petroleum AS, agissant en tant qu'opérateur
au nom d'un groupe partenaire de 33 sociétés de pétrole et de gaz,
a attribué à WesternGeco un grand projet d'acquisition sismique et
de traitement de données conjoint comprenant trois levés 3D
totalisant environ 8 000 km2 dans le sud-est de la mer de
Barents sur le plateau continental norvégien (PCN). Cette nouvelle
zone est la première à être ouverte sur le PCN depuis 1994. Le
projet multi-navires utilisera la technologie d'acquisition et
d'imagerie à large bande coulissante ObliQ*, qui nécessitera le
traitement des données à bord des navires.
En mer du Nord, BP a attribué à WesternGeco un contrat
multi-projet pour une acquisition par câbles de flûte pendant la
saison 2014-2015 en mer du Nord pour inclure un levé de
surveillance 4D de 220 km2 avec une continuation vers le haut
sur le champ de Tambar en Norvège suivi d'un levé 3D de
1 000 km2 à l'ouest des Shetlands. La continuation vers
le haut permet de collecter des données sous des obstructions
telles que des installations de production. Cette attribution fait
suite à un contrat précédent complété en 2013 et comporte une
option de prolongation jusqu'à 2016.
Kuwait Gulf Oil Company (KGOC) et Saudi Arabian Chevron Inc. ont
attribué à WesternGeco un contrat pour un levé sismique 3D de
4 612 km2 couvrant l'ensemble de la Zone divisée (PZ)
terrestre, une zone située entre le Royaume d'Arabie saoudite et
Koweït, exploitée par Wafra Joint Operations. Un système sismique
terrestre point-récepteur intégré UniQ* avec plus de 150 000
canaux sera utilisé pour le projet, ce qui en fera le deuxième levé
sismique terrestre le plus important au monde à avoir été réalisé
en termes de nombre de canaux.
Dans le secteur britannique de la Mer du Nord, Chevron a
attribué à WesternGeco un levé de surveillance 4D
« Q-on-Q » sur le champ Alba, un projet d'acquisition
complexe qui sera acquis par l'Amazon Warrior utilisant les
technologies de contrôle de propagation sismique Q-Marine* et DSC*
de propagation dynamique pour assurer la répétabilité des levés.
Cet octroi inclut également trois projets de traitement de données
complets où le traitement 4D de quatre cuvées de données sera
réalisé, ainsi qu'une migration de profondeur pré-stack 3D des
données 2014. WesternGeco entretient une collaboration de longue
date avec Chevron sur le champ Alba.
En Libye, les technologies Câbles ont été introduites pour WAHA
OIL COMPANY dans le but de soutenir la caractérisation du réservoir
de grès nubien principal. L'outil de diagraphie CMR-Plus* permet de
résoudre un couche productrice de faible résistance au-dessus du
réservoir primaire, tandis que la caractérisation de fluide CMR
MRF* a indiqué que le réservoir était mouillé d'huile, entraînant
des conséquences sur les plans de développement futurs. La sonde de
spectroscopie de capture élémentaire ECS* a quantifié la
minéralogie et l'estimation de porosité des volumes d'argile et de
calcite. La combinaison des technologies de micro-imageur à l'huile
OBMI* et d'imageur de trou de forage ultrasonique UBI* a permis à
WAHA de réaliser une interprétation géologique complète en
économisant plus de 10 heures de temps de forage. L'anisotropie de
cisaillement haute densité de la plate-forme de balayage acoustique
Sonic Scanner*, combinée à des images UBI et OBMI à haute
résolution a fourni une caractérisation de contrainte de rupture du
réservoir fracturé étanche.
Au Kurdistan, la technologie de sonde radiale 3D Saturn* de
Câbles a été déployée pour OMV dans le but d'obtenir des
échantillons de sol de haute qualité dans un puits d'exploration
vertical du champ de BinaBawi. La plus grande zone de flux offerte
par la conception de sonde elliptique Saturn a amélioré
l'efficacité opérationnelle avec l'acquisition de quatre
échantillons de fluide dans deux intervalles différents, y compris
un profil d'identification de fluide, et permis au client
d'économiser jusqu'à 50 % de temps d'échantillonnage de fluide
comparé aux méthodes d'échantillonnage conventionnelles.
À Trinidad et Tobago, la technologie de test de dynamique de
formation modulaire MDT* de Câbles avec des éléments à double
garniture a été déployée dans un puits pour Centrica Energy dans le
but d'obtenir des données de perméabilité fiables. Le « mini
essai aux tiges » couvrait quatre intervalles, et a été mené
en un seul passage de diagraphie, ce qui a permis au client
d'économiser sept jours de temps de forage comparé à un essai de
puits conventionnel. En outre, la combinaison des technologies
d'induction triaxiale Rt Scanner*, de balayage acoustique Sonic
Scanner, de dispersion diélectrique multifréquence Dielectric
Scanner*, et de micro-imageur à base d'huile OBMI a été utilisée
pour caractériser le réservoir.
Au Kazakhstan, un outil à câble intégré Platform Express* de
Câbles a été utilisé pour Altius Petroleum International B.V. dans
le but d'acquérir des diagraphies dans des puits peu profonds du
champ terrestre d'Akzhar. La sélection de Schlumberger comme
prestataire de services unique pour des services d'acquisition et
d'interprétation de diagraphie en trou ouvert a permis à Altius
Petroleum International de rester en-dessous du budget pour 38
puits et a réduit de 50 % les délais de livraison des
informations. Ces informations en temps opportun ont permis au
client d'éviter les coûts inutiles liés à la cimentation du puits
et à la préparation du caisson.
La National Oil Corporation of Kenya (National Oil) a signé avec
Schlumberger un accord de collaboration portant sur un levé
sismique multiclients 2D sur longue distance de 9 500 km
couvrant une zone en eau profonde extensive au large du Kenya. Cet
accord utilise les technologies du groupe Caractérisation des
réservoirs de Schlumberger pour acquérir, traiter et interpréter
les données en collaboration avec National Oil dans le but
d'effectuer un transfert de connaissances et développer le
personnel technique. Le levé sera acquis à l'aide des technologies
de câble flûte Q-Marine Solid* et à large bande coulissante ObliQ.
Schlumberger PetroTechnical Services utilisera le logiciel de
traitement de données sismiques Omega* pour l'imagerie et le
traitement, et la plate-forme logicielle E&P SIS Petrel* pour
l'interprétation et la modélisation géologique. L'accord inclut
également des services de soutien visant à optimiser
l'infrastructure de systèmes d'information et de gestion de données
intégrée de National Oil.
En Inde, les systèmes de diagraphie de production de puits
Câbles Flow Scanner* et de tracteur de câble de fond de trou
MaxTRAC* ont été utilisés pour Oil and Natural Gas Corporation
Limited (ONGC) dans le but d'acquérir des informations de profilage
de production dans un puits horizontal à haute température
problématique dans le champ offshore de Mumbai High South. Le
tracteur MaxTRAC a réussi à porter l'outil Flow Scanner à une
profondeur totale sur un intervalle producteur contenant une
complétion intelligente. Les mesures fiables de taux de production
en fond de trou ont permis au client de prendre des décisions
critiques en termes de développement du champ.
Groupe Forage
Le chiffre d'affaires de 4,33 milliards USD du premier trimestre
a baissé de 2 % en séquentiel, mais augmenté de 7 % en
glissement annuel. Le chiffre d'affaires a baissé en séquentiel
suite à un déclin des ventes de produits M-I SWACO après une solide
fin d'année 2013. En glissement annuel, le chiffre d'affaires a
augmenté de 269 millions USD sous l'effet d'une croissance robuste
des technologies Forages & Mesures avec la consolidation de
l'activité de forage en Arabie saoudite, en Irak, en Norvège, en
Chine, en Australie et dans la région d'Asie du Sud-est.
Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 881 millions USD
était inchangé en séquentiel, mais en hausse de 22 % en
glissement annuel. La marge d'exploitation avant impôts de
20,3 % a augmenté de 51 points de base en séquentiel sous
l'effet d'une amélioration des prix résultant d'un mélange de plus
hautes technologies pour les services Forages & Mesures,
essentiellement dans la zone Moyen Orient & Asie, et d'une
rentabilité améliorée des projets IPM. En glissement annuel, la
marge d'exploitation avant impôts a augmenté de 249 points de base
en réponse à une intégration de technologie accrue, une
amélioration des marges Forages & Mesures, et une rentabilité
améliorée de l'activité de projet IPM.
La performance du premier trimestre a été marquée par
l'intégration de technologies et l'efficacité des services sur
l'ensemble des gammes de produits du groupe Forages.
En Chine, les technologies Forages & Mesures ont établi des
records de forage de puits pour Shell dans le projet de formation
pétrolifère de gaz de schiste de la province de Sichuan. La
technologie de système orientable rotatif à taux de remontée élevé
PowerDrive Archer* a démontré sa fiabilité avec un nombre record de
309 heures de fonctionnement continu et a permis de surmonter des
pendages de formation élevés durant le placement d'un puits
horizontal problématique. En outre, le service de résistivité et
d'imagerie en cours de forage MicroScope* a fourni des informations
d'imagerie de haute qualité sur une section de réservoir record de
2 043 m. Dans un autre puits, le système orientable rotatif
PowerDrive vorteX a battu le record de métrage de forage et
amélioré de 92 % la performance de forage globale comparé aux
puits de limite. Les technologies Forages & Mesures ont ainsi
livré jusqu'ici un puits dans le quartile supérieur et quatre puits
de premier ordre sur la base des services fournis et des économies
de coûts réalisées par le client.
En Chine également, les technologies Forages & Mesures ont
été déployées pour la CNOOC Panyu Operating Company dans le but de
forer des puits horizontaux dans le champ pétrolifère mature de
Panyu dont le pourcentage de volume d'eau de champ moyen est de
91 %. Une combinaison de la technologie orientable rotative à
taux de remontée élevé PowerDrive Archer, la technologie orientable
rotative PowerDrive Xceed, la technologie de cartographie de limite
de lit PeriScope*, de diagraphie en cours de forage multifonction
EcoScope†*, et de densité de neutrons azimutale adnVISION* a
amélioré l'efficacité du forage et permis de placer les puits dans
une position optimale pour drainer les hydrocarbures résiduels.
Cette combinaison de technologies a foré avec succès un total de 25
puits horizontaux, et a permis d'inverser la baisse de production
du champ, avec comme résultat une augmentation de 68 % de la
production de pétrole comparé au plan initial, et une production de
pétrole incrémentielle cumulative de 45 % par rapport aux
prévisions.
En Russie, les technologies Forages & Mesures ont été
utilisées pour VSNK-Rosneft Oil Company dans le but de forer un
puits horizontal problématique dans le champ non conventionnel de
Yurubcheno-Tohomskoe en Sibérie orientale. La combinaison des
technologies de mesure en cours de forage intégrée ImPulse*, de
neutrons de densité azimutale adnVISION et de diagraphie sonique en
cours de forage par trajets multiples SonicScope* a fourni les
mesures de qualité requises pour la caractérisation des fractures
de formation. Les technologies de diagraphie en cours de forage de
Schlumberger ont également amélioré l'efficacité, ce qui a permis
au client d'économiser trois jours de temps de forage et les coût
associés.
En Égypte, la technologie à élément de diamant conique Stinger*
de Schlumberger a aidé BAPETCO, une joint-venture entre Shell et
l'Egyptian General Petroleum Cooperation, à réaliser une
performance de forage dans le quartile supérieur dos à dos dans le
champ Obayed. Dans la section de 8 1/2 po. du premier puits, les
trépans compacts en diamant polycristallin (PDC) personnalisés
Smith avec la technologie Stinger ont augmenté le TDP de plus de
30 % comparé aux meilleures déviations du champ. Dans la
section de 8 1/2 po. du deuxième puits, le TDP utilisant la
technologie Stinger correspondait à celui du champ le plus
performant, et la section a été forée à une profondeur totale,
remplaçant deux trépans conventionnels et augmentant de 45 %
le métrage foré. La combinaison de la technologie Stinger et
d'hydraulique validée par la dynamique numérique des fluides a
également produit de nouveaux records de forage pour les passages
les plus longs et les plus rapides du champ Obayed.
Dans la partie terrestre des États-Unis, les technologies du
groupe Forage de Schlumberger ont permis à Cimarex Energy Co.
d'enregistrer des temps de forage record sur des puits du bassin du
Delaware. La technologie de système orientable rotatif à taux de
remontée élevé PowerDrive Archer de Forage & Mesures, avec un
trépan PDC Smith résistant à l'abrasion personnalisé et la
technologie de viscosité M-I SWACO DUO-VIS*, a foré un puits record
dans l'intervalle de sable de Second Bone Spring en seulement huit
jours, soit deux jours et demi de moins que le meilleur puits
précédent et quatre jours de moins que la moyenne pour la région.
Cette combinaison de technologies a économisé 170 000 USD
comparé au meilleur puits précédent et 260 000 USD par rapport
à la moyenne pour la région.
Également dans la partie terrestre des États-Unis, la
technologie de trépan Smith a permis à LINN Energy LLC de réduire
le nombre moyen de trépans utilisés pour forer les sections
latérales dans leurs puits du bassin d'Anadarko. Le trépan PDC
Smith à six lames personnalisé combiné avec la technologie de
fraise ONYX 360* a foré un intervalle entier de 8 3/4 po. sans
endommager irréparablement aucun trépan pour la toute première fois
dans cette formation. Grâce à la technologie de fraise ONYX 360,
les latéraux ont été forés avec efficacité en économisant un temps
de forage et un coût de trépan approximatif de plus de 85 000
USD par puits.
Ailleurs dans la partie terrestre des États-Unis, les trépans
PDC à haute résistance d'abrasion SHARC* de Schlumberger ont permis
à Murex Petroleum Corporation d'afficher une performance de forage
record dans un puits du bassin de Williston. La technologie de
trépan SHARC, alliée à un autre trépan PDC Smith personnalisé, a
foré un puits à partir du caisson superficiel à une profondeur
totale de 18 835 pieds en utilisant seulement trois trépans,
un chacun dans les sections verticale, courbée et latérale. Par
ailleurs, le taux moyen de pénétration était 15 % plus rapide
que le meilleur puits de limite du champ, économisant 100 000
USD de coûts de puits.
Dans la partie terrestre des États-Unis, M-I SWACO a déployé la
technologie chimiquement améliorée RHE-USE* pour Noble Energy dans
le but d'enlever les solides à faible gravité des fluides de forage
non-aqueux utilisés pour forer des puits dans le bassin Nord-est.
La technologie RHE-USE a permis au client de réduire sa
consommation d'huile de base et de baryte, éliminé les coûts
d'équipement de transfert de solides de forage, et réduit les coûts
de boue et de transport, générant ainsi des économies de coût de
200 000 USD comparé aux tampons de fluides de contrôle de
solides conventionnels.
Dans la partie américaine du Golfe du Mexique, Services de puits
a introduit le système d'élimination de boue à base d'huile de
micro-émulsion stable MudSCRUB-SX* sur un puits en eau profonde
pour un client majeur au large de la Louisiane. Les applications du
système MudSCRUB-SX comprenaient le placement d'un bouchon dans le
caisson de 20 po. du puits, et un bouchon mis en place durant une
opération de cimentation sous pression de sabot de 16 po. pour
isoler une formation de forage descendant faible. La combinaison de
la formulation exclusive du système MudSCRUB-SX et du logiciel de
placement de bouchon de Services de puits a entraîné un excellent
nettoyage de trou et réduit la contamination du fluide. La
performance optimale de la boue a permis au client d'économiser le
coût et le temps associés aux additifs supplémentaires et aux
étages de pompage multiples utilisés dans les traitements
d'enlèvement de boue traditionnels, ainsi que le temps de
réparation potentiel associé aux opérations de cimentation
ultérieures.
En Pologne, la technologie de systèmes orientables rotatifs à
taux de remontée élevé PowerDrive Archer de Forages & Mesures a
été utilisée pour BNK Petroleum dans le puits horizontal de Gapowo
B-1 dans le but de forer des schistes à pression anormale du
Silurien et de l'Ordovicien inférieurs. La technologie PowerDrive
Archer a permis d'atterrir le puits conformément au plan,
surmontant ainsi les défis présentés par les méthodes de forage
conventionnelles en termes de réalisation des taux d'accumulation
nécessaires. Dans le même puits, le système orientable rotatif
PowerDrive X6* a été déployé pour forer la plus longue section
latérale à ce jour, en un seul passage, sur un puits de gaz de
schiste de Pologne. En outre, des images à rayonnement gamma en
temps réel du service d'imagerie en cours de forage geoVISION* ont
confirmé la structure de formation de la section latérale, ce qui a
permis d'orienter et de maintenir le puits de forage dans les
limites des zones cibles pour maximiser le contact avec le
réservoir de schiste.
Groupe Production
Le chiffre d'affaires de 4,12 milliards USD du premier trimestre
a baissé de 2 % en séquentiel, mais augmenté de 10 % en
glissement annuel. Le déclin séquentiel était essentiellement dû à
la baisse des ventes de produits Complétions et Ascension
artificielle suite à leurs fortes performances en fin d'année. Les
technologies de pompage par pression de Services de puits étaient
supérieures en raison de l'intensité accrue des services dans la
partie terrestre des États-Unis, malgré la perturbation d'un hiver
rigoureux et les prix de reconduction de contrat. Le chiffre
d'affaires de Services de puits était également supérieur en
réponse à une activité hivernale de pointe dans l'Ouest
canadien.
Le chiffre d'affaires en glissement annuel a augmenté de 357
millions USD sous l'effet d'une croissance à double chiffre des
technologies de pompage par pression de Services de puits dans la
partie terrestre de l'Amérique du Nord. Le chiffre d'affaires SPM a
progressé de plus de 50 %, les projets d'Amérique latine
continuant leur progression en avance sur les plans de travail.
Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 737 millions USD
était en hausse de 1 % en séquentiel et en hausse de 33 %
en glissement annuel. La marge d'exploitation avant impôts de
17,9 % a progressé de 60 points de base en séquentiel en
réponse à une rentabilité améliorée des technologies Services de
puits et Intervention sur puits, tant dans la partie terrestre
d'Amérique du Nord que dans les zones Internationales. Cette
amélioration est due à une activité hivernale de pointe dans
l'Ouest canadien et à des efficacités d'exploitation dans la partie
terrestre des États-Unis, bien qu'elle ait subi l'effet d'une
faiblesse continue des prix dans la partie terrestre des
États-Unis.
La marge d'exploitation avant impôts a progressé de 313 points
de base, essentiellement en réponse à des efficacités de coût et à
l'amélioration des ventes de nouvelles technologies dans Services
de puits et Complétions, bien que cet effet ait été en partie
contrebalancé par les prix de reconduction de contrat.
Le premier trimestre a été marqué par un certain nombre de
points saillants en termes d'innovation technologique,
d'intégration, d'efficacité de processus et de fiabilité dans
l'ensemble du groupe Production.
Dans l'Ouest du Texas, une combinaison de technologies
Schlumberger a été utilisée pour Clayton Williams dans le but
d'optimiser la stimulation de puits dans leur cible de schiste
d'Upper Wolfcamp. Le logiciel de conception de stimulation axée sur
les réservoirs Mangrove* de Services de puits utilisant les
services de diagraphie ThruBit* de Câbles, y compris le rayonnement
gamma spectral, a permis d'augmenter de plus de 100 % les taux
de production de pointe sur 30 jours dans les nouveaux puits
comparé aux puits complétés précédemment dans la formation
pétrolifère. Clayton Williams attribue l'amélioration de la
production au workflow Mangrove et aux données de diagraphie en
trou ouvert de haute qualité obtenues dans les latérales.
En Chine, la technologie de fracturation à canal d'écoulement
HiWAY* de Services de puits a été utilisée pour PetroChina
Changqing Oil Company dans deux puits pilotes verticaux dans le
gisement de gaz de Sulige du bassin d'Ordos. Historiquement, les
puits forés dans les réservoirs étanches et sous-pressurisés n'ont
fourni qu'une production marginale. Grâce au traitement HiWAY, la
production initiale de chaque puits a surpassé par un facteur de
trois et demi la production moyenne de puits de limite verticaux et
était équivalente à la production moyenne de puits de limite
horizontaux. Cette application de la technologie HiWAY a fourni au
client les économies associées à une utilisation réduite d'eau et
de soutènement et à une viabilité accrue de cibles marginales que
ne permettent pas les traitements de fracturation
conventionnels.
En Chine, la technologie de fluides de diversion chargés en
fibres StimMORE* de Services de puits a été utilisée pour CNPC
Tarim Oilfield Company dans la fracturation hydraulique de puits de
gaz étanche à haute température et à pression extrêmement élevée du
champ Kuche dans le bassin de Tarim. Une approche intégrée alliant
la compréhension du réservoir à l'utilisation de la technologie de
diversion StimMORE a permis de maximiser le contact de la zone
superficielle de la fracture hydraulique avec le réservoir et le
puits de forage. Au total, huit puits ont été traités avec succès à
l'aide de la technologie StimMORE, et les taux de production de
puits moyens post-travail étaient 60 % supérieurs à la moyenne
des puits de limite stimulés par des méthodes conventionnelles dans
le même champ.
Au Kazakhstan, Services de puits a complété la première campagne
de stimulation à dix étages pour Karachaganak Petroleum Operating
B.V. sur un puits horizontal dans le champ Karachaganak.
L'opération comprenait cinq traitements de fracturation par acide
et cinq traitements d'acidification de matrice dans un carbonate
naturellement fracturé, et a été exécutée en 28 jours, plus de deux
fois plus rapidement que les campagnes précédentes sur des puits
similaires du même champ. Un nettoyage post stimulation initial et
un reflux de puits ont également indiqué qu'il était dans le
quartile supérieur en termes de production dans le champ parmi un
total de 90 puits de production
Dans la partie américaine du Golfe du Mexique, Intervention sur
puits a déployé les services par câble lisse numériques LIVE* pour
Walter Oil & Gas dans une opération d'isolation zonale et de
remise en production sans sondeuse. Les services LIVE ont combiné
des capacités de corrélation et de perforation en temps réel à une
solution plus compacte légère et efficace pour exécuter une
intervention réussie dans les limites de l'espace de grue et de
pont de la plate-forme.
Également dans la partie américaine du Golfe du Mexique, la
technologie de circulation perdue PressureNET* de Services de puits
a été incorporée pour la toute première fois à un fluide écarteur
pondéré, et pompée devant un système de ciment contenant la
technologie de fibre avancée CemNET* pour contrôler les pertes tout
en installant le revêtement de production dans un puits. Cette
combinaison de technologies Services de puits a fourni une
couverture de ciment fiable à travers toutes les zones critiques et
évité des travaux de réparation potentiels de 2,7 millions USD pour
le client en eau profonde.
En Australie, Schlumberger Complétions a décroché un contrat de
40 millions USD d'INPEX. Ce contrat couvre les complétions
supérieures et intermédiaires des 20 premiers puits de la Phase I
du prochain de développement Ichthys. Le champ d'application du
projet couvre des puits de gaz très productifs nécessitant des
complétions fortement alliées de grand diamètre.
Au Brésil, Schlumberger Ascension artificielle a décroché un
contrat axé sur la performance d'une valeur approximative de 50
millions USD par Petrobras pour fournir, installer et surveiller
des systèmes de pompe submersible électrique dans six puits
sous-marins du champ offshore de Parque Das Baleias. Le contrat de
cinq ans était basé sur le bilan de réussite éprouvé en termes de
fourniture de pompe submersible électrique à haute fiabilité REDA
Maximus* dans les environnements en eau profonde et en eau très
profonde extrêmement problématiques du Brésil.
Tableaux financiers
État des
résultats consolidés condensés (en millions USD, sauf montants
par action) Trois mois Périodes clôturées au 31 mars
2014 2013
Chiffre d’affaires
$ 11 239 $ 10 570 Intérêts et
autres produits, nets
76 33 Dépenses Coût des produits
d'exploitation
8 745 8 409 Recherche &
ingénierie
284 292 Frais généraux et administratifs
106 95 Perte de valeur et autres(1)
- 92 Intérêts
103
98 Revenu avant impôts
2 077 1 617 Impôts
sur le revenu(1)
469
406 Revenus issus des activités
poursuivies
1 608 1 211 Bénéfice issu des
activités abandonnées
-
56 Revenu net
1 608
1 267 Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires
16
8 Bénéfice net attribuable à Schlumberger
$ 1 592 $
1 259 Montants Schlumberger attribuables au :
Bénéfice issu des activités poursuivies (1)
$
1 592 $ 1 203 Bénéfice issu des activités abandonnées
-
56 Revenu net
$
1 592 $ 1 259 Bénéfice
dilué par action de Schlumberger Bénéfice issu des activités
poursuivies (1)
$ 1,21 $ 0,90 Bénéfice issu des
activités abandonnées
-
0,04 Revenu net
$ 1,21 $ 0,94
Moyenne des actions en circulation
1 306 1 330
Moyenne des actions en circulation après dilution
1 318
1 340 Dépréciation & amortissement inclus dans les
dépenses(2)
$ 932
$ 896
(1)Cf. page 13 pour plus de détails sur
les charges et crédits.
(2)Inclut les coûts des données sismiques
multiclients
État des résultats consolidés condensés
(en millions USD)
31 mars 31 déc. Actifs
2014 2013 Actif à court terme Encaisse
et investissements à court terme
$ 7 078 $
8 370 Comptes clients
11 680 11 497 Autres
actifs courants
6 595 6 358
25 353 26 225 Investissements à taux fixe, détenus
jusqu’à maturité
358 363 Immobilisations corporelles
15 114 15 096 Données sismiques multiclients
696 667 Écarts d’acquisition
14 832 14 706
Autres immobilisations incorporelles
4 713 4 709
Autres actifs
5 651
5 334
$ 66 717 $
67 100 Passif et fonds propres
Passif courant Comptes
fournisseurs et charges constatées d’avance
$
8 272 $ 8 837 Passif estimé pour les impôts sur le
bénéfice
1 731 1 490 Emprunts à court terme et
portion actuelle de la dette à long terme
1 369
2 783 Dividende à distribuer
527 415
11 899 13 525 Dette à long terme
11 120 10 393 Avantages postérieurs aux départs en
retraite
663 670 Impôts différés
1 708
1 708 Autre passif
1 147 1 169
26 537 27 465 Fonds propres
40 180
39 635
$
66 717 $ 67 100
Dette nette
La « dette nette » représente la dette brute moins la
trésorerie, les placements à court terme et les placements en
instruments à taux fixe, détenus jusqu'à maturité. La direction
estime que la dette nette fournit des informations utiles sur le
niveau d’endettement de Schlumberger en reflétant la trésorerie et
les investissements qui pourraient être utilisés pour rembourser la
dette. Détails des changements au niveau de la dette nette pour le
premier trimestre :
(en millions USD)
Trois mois
2014 Dette nette, 1er janvier 2014
$
(4 443
)
Revenus issus des activités poursuivies
1 592
Dépréciation et amortissement
932 Pensions et autres
avantages complémentaires postérieurs aux départs en retraite à
payer
86 Dépenses de rémunération sous forme d’actions
77 Financement de pensions et autres avantages
complémentaires postérieurs au départ en retraite
(72
) Augmentation des fonds de roulement
(870 )
Dépenses d’investissement
(864 ) Données sismiques
multiclients capitalisées
(82 ) Dividendes distribués
(410 ) Produit des régimes d’actionnariat des
employés
280 Programme de rachat d’actions
(899
) Acquisitions d'entreprises et investissements, déduction
faite de l'encaisse et des dettes assumées
(239 )
postes
(121 ) Effet de change sur la dette nette
(20 ) Dette nette, 31 mars 2014
$
(5 053
)
31 mars 31 déc. Composants de la dette nette
2014 2013
Encaisse et investissements à court terme
$
7 078 $ 8 370 Investissements à taux fixe, détenus
jusqu’à maturité
358 363 Emprunts à court terme et portion
actuelle de la dette à long terme
(1 369 )
(2 783 ) Dette à long terme
(11 120
) (10 393 )
$
(5 053
)
$ (4 443 )
Charges & Crédits
Outre les résultats financiers déterminés conformément aux
principes comptables généralement reconnus (PCGR), ce communiqué
des résultats du premier trimestre comprend également des mesures
financières non-PCGR (telles que définies dans le 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 2013 Participations Dilué
Avant impôts Impôts
minoritaires Net
BPA Classification de l’état des résultats
Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger tel que
déclaré $ 2 170 $ 487 $ 19 $ 1 664 $ 1,26 Provision pour
comptes débiteurs 152 30
-
122 0,09 Coût des ventes
Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger hors
charges & crédits $ 2 322 $
517 $ 19 $
1 786 $ 1,35
Premier
trimestre 2013 Participations Dilué Avant impôts
Impôts minoritaires
Net BPA
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
Aucune charge ni aucun crédit n’a été enregistré(e) au premier
trimestre 2014.
Groupes Produits (en millions USD)
Trimestre clos au 31 mars 2014 31 déc. 2013 31 mars
2013
Chiffre d’affaires
Bénéfice avant
impôts
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Services sur champs pétroliers Caractérisation des réservoirs
$ 2 852 $ 779 $ 3 306 $
1 031 $ 2 801 $ 729 Forage
4 331 881
4 440 880 4 062 725 Production
4 116
737 4 219 730 3 759 555 Éliminations & autres
(60 ) (29 ) (59 )
(37 ) (52 ) (44 )
11 239
2 368 11 906 2 604 10 570 1 965 Dépenses
d’entreprise & autres
- (201 ) - (197 ) -
(169 ) Intérêts créditeurs(1)
- 7 - 7 - 6 Intérêts
débiteurs(1)
- (97 ) - (92 ) - (93 ) Charges
& crédits
- -
- (152 ) - (92 )
$
11 239 $ 2 077 $
11 906 $ 2 170 $ 10 570 $ 1 617
Zones géographiques (en millions USD)
Trimestre clos au 31 mars 2014 31 déc. 2013 31 mars
2013
Chiffre d’affaires
Bénéfice avant
impôts
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Services sur champs pétroliers Amérique du Nord
$
3 684 $ 683 $ 3 649 $ 716 $ 3 290 $
627 Amérique latine
1 758 371 2 003 425 1
904 371 Europe/CEI/Afrique
2 881 585 3 225
726 2 863 509 Moyen-Orient et Asie
2 845
749 2 923 766 2 394 547 Éliminations & autres
71 (20 ) 106
(29 ) 119 (89 )
11 239 2 368 11 906 2 604 10 570
1 965 Dépenses d’entreprise & autres
- (201
) - (197 ) - (169 ) Intérêts créditeurs(1)
- 7
- 7 - 6 Intérêts débiteurs(1)
- (97 ) - (92 )
- (93 ) Charges & crédits
-
- - (152 ) -
(92 )
$ 11 239 $
2 077 $ 11 906 $ 2 170 $
10 570 $ 1 617
(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
123 000 personnes de plus de 140 nationalités
différentes et exerçant 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
45,27 milliards USD en 2013. 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.
Notes
Schlumberger tiendra une téléconférence pour discuter de
l'annonce ci-dessus et de ses perspectives commerciales le jeudi 17
avril 2014. Le début de la conférence est prévu pour
7 h 00, heure centrale des États-Unis, 8 h 00,
heure de l'Est (ET), 14 h 00 (heure de Paris). Pour
accéder à l'appel, qui sera ouvert au public, contacter l'opérateur
de la conférence téléphonique au +1-866-269-9609 en Amérique du
Nord, ou au +1-612-332-0923 en dehors de l'Amérique du Nord,
environ 10 minutes avant l'heure de commencement prévue de la
conférence. Demandez « Schlumberger Earnings Conference
Call ». À la fin de l’appel, une retransmission audio différée
sera disponible jusqu’au 17 mai 2014 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
316978.
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 LimitedSimon Farrant – Vice-président des relations
avec les investisseursJoy V. Domingo – Directrice des relations
avec les investisseursBureau +1 (713)
375-3535investor-relations@slb.com
Schlumberger (NYSE:SLB)
Gráfico Histórico do Ativo
De Jun 2024 até Jul 2024
Schlumberger (NYSE:SLB)
Gráfico Histórico do Ativo
De Jul 2023 até Jul 2024