- Le chiffre d'affaires de
10,2 milliards USD du premier trimestre a reculé de 19 %
en séquentiel
- Le BPA de 1,06 USD du premier
trimestre, hors charges et crédits, a reculé de 29 % en
séquentiel
- Le flux de trésorerie disponible de
1,2 milliard USD du premier trimestre, hors paiements de
restructuration, a augmenté de 74 % en glissement annuel
- 8,7 millions d'actions ont été
rachetées au cours du trimestre, pour un montant de
719 millions USD
- Les charges de restructuration et
autres charges du premier trimestre ont atteint 0,30 USD par
action
16 avril, 2015, Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a
annoncé aujourd'hui ses résultats du premier trimestre 2015.
(en millions USD, sauf
montants par action)
Trimestre clos le Variation
31 mars 2015 31 déc. 2014 31 mars 2014
En séquentiel
En glissement annuel Chiffre d’affaires
10 248 $
12 641 $ 11 239
-19 % -9 %
Bénéfice d’exploitation avant impôts
1 993 2 781
2 368
-28 % -16 % Bénéfice net
Schlumberger, hors charges et crédits*
1 358 1 941
1 592
-30 % -15 % BPA dilué, hors
charges et crédits*
$ 1,06 $ 1,50 $ 1,21
-29
% -12 % Marge d’exploitation avant impôts
19,4 % 22,0 % 21,1 %
-255 pdb -162 pdb
Chiffre d'affaires Amérique du Nord
$
3 222 $ 4 324 $ 3 684
-25 %
-13 % Bénéfice d’exploitation avant impôts Amérique
du Nord
416 849 683
-51 % -39 %
Marge d'exploitation avant impôts Amérique du Nord
12,9
% 19,6 % 18,5 %
-670 pdb
-561 pdb
Chiffre d’affaires International
$ 6 889
$ 8 210 $ 7 484
-16 % -8 %
Bénéfice d’exploitation avant impôts International
1 661 1 990 1 706
-17 %
-3 % Marge d’exploitation avant impôts International
24,1 % 24,2 % 22,8 %
-13 pdb
+131 pdb
*Le bénéfice net Schlumberger, incluant
charges et crédits, ressort à 975 millions USD au premier trimestre
2015 contre 302 millions USD au quatrième trimestre 2014 et 1 592
milliards USD au premier trimestre 2014. Le BPA dilué, incluant
charges et crédits, atteint 0,76 USD au premier trimestre 2015
contre 0,23 USD au quatrième trimestre 2014, et 1,21 USD au premier
trimestre 2014.
Paal Kibsgaard, Président-directeur général de Schlumberger, a
déclaré, « Le chiffre d'affaires au premier trimestre a reculé de
19 % en séquentiel suite au déclin marqué de l'activité à
terre de l'Amérique du Nord et à la pression sur les prix qui en
résulte. Les opérations internationales ont subi l'impact d'une
réduction des dépenses des clients, en plus des effets saisonniers
dans l'Hémisphère nord et de la dévaluation du rouble russe et du
bolivar vénézuélien. Trois quarts du déclin séquentiel global sont
imputables à une baisse de l'activité et des prix, le reste est dû
aux effets de change et aux ventes non récurrentes de fin
d'exercice.
« Parmi les technologies, le chiffre d'affaires du groupe
Production accuse un repli de 22 % en séquentiel suite à une
réduction des services de pompage à basse pression en Amérique du
Nord, tandis que le chiffre d'affaires du groupe Caractérisation de
réservoirs et Forage a chuté respectivement de 21 % et de
15 % en raison d’une baisse marquée des services liés à
l'exploration et au développement de l'activité de forage. Les
ventes de produits, de logiciels et les ventes multiclients ont
également baissé, les clients ayant réduit l'exploration et leurs
dépenses discrétionnaires.
« Malgré la forte baisse séquentielle du chiffre d'affaires,
nous avons pu minimiser son impact sur nos marges grâce à une
gestion rapide et proactive des coûts et à une accélération de
notre programme de transformation à travers les gammes de produits
et les GeoMarkets. Ces mesures ont permis d'améliorer la
performance financière en comparaison avec les cycles industriels
précédents, avec une marge d'exploitation décrémentielle
séquentielle globale de 33 %, l'Amérique du Nord et les zones
Internationales ayant déclaré, respectivement, 39 % et
25 %.
« En dépit de la précision de nos préparations au quatrième
trimestre, la chute abrupte de l'activité, notamment en Amérique du
Nord, nous a obligés à prendre des mesures supplémentaires durant
le trimestre. Nous avons notamment pris la difficile décision de
procéder à une autre réduction de nos effectifs à hauteur de
11 000 employés, soit une réduction totale d'environ 15 %
comparativement au pic du troisième trimestre 2014.
« Pour ce qui est du macro environnement, l'économie
mondiale poursuit sa reprise soutenue et on prévoit toujours que la
demande en pétrole augmente de 1 milliard de bbl/j en 2015.
Toutefois, les réductions significatives des dépenses E&P
commencent à avoir un impact sur l’offre tant en Amérique du Nord
qu'à l'international, et l'offre devrait se resserrer davantage
encore dans la deuxième partie de l'année.
« L’Amérique du Nord connaît la plus forte diminution en
matière d’investissements E&P, la baisse des dépenses prévue y
est supérieure à 30 % en 2015. Nous considérons qu'une reprise
de l'activité de forage à terre des États-Unis se fera à temps,
grâce à l'augmentation de l'inventaire des constructions de puits
sans complétion et du développement du marché de la refracturation.
Nous pensons également qu'une reprise de l'activité sera loin
d'atteindre les niveaux précédents, prolongeant ainsi la période de
faibles prix.
« À l'international, nous nous attendons à ce que les
dépenses E&P baissent d'environ 15 % en 2015, ce qui
créera des enjeux en termes de niveaux d'activité et de prix, mais
ces enjeux seront considérablement inférieurs aux turbulences que
nous affrontons en Amérique du Nord. Sur le plan géographique, nous
anticipons une croissance sur nos marchés clés du Moyen-Orient où
les principaux producteurs de l'OPEP continuent à gagner des parts
de marché, alors que les pays non membres de l'OPEP qui assurent
l'approvisionnement international continuent de s'affaiblir.
Ailleurs, nous nous attendons à voir des réductions de l'ensemble
des activités en Amérique latine, en Europe, en Afrique
sub-saharienne, et en Asie, tandis qu'en Russie, nous pensons que
l'activité à terre traditionnelle en Sibérie occidentale restera
résiliente mais que la contribution au chiffre d'affaires de la
région demeurera modérée jusqu'à ce que les effets de change se
normalisent.
« Dans un contexte de déclin rapide de l'activité, nous
nous concentrons sur ce que nous pouvons contrôler, c’est à dire
nos coûts et notre base de ressources, le déploiement de notre
technologie et de notre expertise, et la qualité et l'intégrité des
produits et des services que nous fournissons. Nous continuons de
travailler en étroite collaboration avec nos clients pour répondre
à leurs objectifs de réduction des coûts par baril, en introduisant
de nouvelles technologies, des améliorations continues en termes de
fiabilité et d'efficacité opérationnelle, mais aussi grâce à
davantage d’intégration et des contrats axés sur le rendement.
« Dans cet environnement, nous restons confiants en notre
capacité à augmenter notre part de marché, à améliorer la
performance en termes de gains par action comparé à nos pairs de
l'industrie, et à réduire l'intensité des fonds de roulement et des
dépenses. Notre effet de levier international favorable, notre
différentiation technologique en Amérique du Nord, l'accélération
de notre programme de transformation et nos capacités d'exécution
inégalées continuent de soutenir notre surperformance financière et
technique ».
Autres événements
Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 8,7 millions
de ses actions ordinaires à un prix moyen par action de
82,98 USD, pour un prix d'achat total de 719 millions
USD.
Le 20 janvier 2015, Schlumberger a convenu d'acquérir une
propriété minoritaire d'environ 46 % dans Eurasia Forage
Company Limited (« EDC »). Le coût total d'acquisition de
cette participation minoritaire, y compris une option permettant à
Schlumberger d'acheter à sa discrétion les actions résiduelles sur
une période de deux ans commençant au troisième anniversaire de la
clôture de la transaction, se chiffre à environ
1,7 milliard USD. Cette transaction est examinée
actuellement par le Service anti-monopole fédéral russe et la
Commission sur les investissements étrangers.
Amérique du Nord
Le chiffre d'affaires de 3,2 milliards USD du premier
trimestre a baissé de 25 % en séquentiel. Aux États-Unis et
dans l'Ouest canadien, le chiffre d'affaires a chuté en réponse à
une baisse de l'activité de pompage sous pression et à une pression
accrue sur les prix, précipitée par la baisse marquée du nombre
d'appareils de forage terrestre et à une débâcle printanière
précoce au Canada. Dans la partie américaine du Golfe du Mexique,
l'activité offshore était inchangée en séquentiel mais le chiffre
d'affaires a baissé, essentiellement en réponse à la baisse des
ventes de licences sismiques multiclients.
La marge d'exploitation avant impôts de l'Amérique du Nord a
baissé de 670 points de base (pdb) en séquentiel à 12,9 %
en réponse à une baisse de l'activité de pompage sous pression et à
la faiblesse des prix dans la partie terrestre de l'Amérique du
Nord. La marge d'exploitation offshore de l'Amérique du Nord a
baissé en réponse à une composition de revenus défavorable
résultant d'un passage de l'exploration à l'activité de
développement et d'une baisse des ventes de licences multiclients à
forte marge. Malgré la sévérité du déclin du chiffre d'affaires,
une exécution focalisée et une intervention rapide en matière de
gestion des coûts ont limité à 39 % la marge décrémentielle
séquentielle.
Durant le premier trimestre, de nouvelles technologies et de
nouveaux workflows planifiés ont stimulé la croissance de la
production et l'efficacité opérationnelle en termes de
développement de ressources non conventionnelles
nord-américaines.
Au sud du Texas, le service de fracturation BroadBand Sequence*
de Services de puits a été déployé pour Pioneer Natural Resources
dans le but d'augmenter la production d'un puits de schiste
horizontal précédemment fracturé dans la formation Eagle Ford. La
technologie BroadBand Sequence a permis un traitement de
refracturation efficace via une application technique utilisant un
liquide composite entièrement dégradable exclusif constitué d'un
mélange de particules et de fibres. Par conséquent, la production
de pétrole et de gaz du puits a augmenté d'environ 120 % et
89 %, respectivement, dans les 45 premiers jours suivant
la refracturation.
En Louisiane, le service de fracturation BroadBand Sequence a
été déployé pour Comstock dans le schiste de Haynesville pour
refracturer un puits. Le puits produisait 0,5 MMscf/d avant
son traitement. Après un traitement de refracturation, la
production a augmenté pour atteindre 4 MMscf/d et la pression
d'écoulement a triplé.
En Louisiane également, Well Services a utilisé la technique de
fracturation BroadBand Sequence pour refracturer hydrauliquement un
puits exploité par Sabine Oil et Gas dans la formation de schiste
de Haynesville. Le puits produisait 0,1 MMscf/j auparavant,
avec une pression de tubage de 1000 psi. Après un traitement
de refracturation, la production a augmenté pour atteindre
2,75 MMscf/j avec une pression de tubage de 5500 psi.
À l'ouest du Texas, les technologies du groupe Forage ont été
déployées pour Cimarex Energy dans le but d'améliorer l'efficacité
du forage dans un puits de développement situé dans la formation de
schiste d'Avalon. La combinaison des technologies de moteur de
forage G2 et de trépan en diamant conique StingBlade* de Forage
& Mesures a fourni un excellent contrôle directionnel et foré
la section courbe du puits en un seul passage avec une vitesse de
pénétration moyenne 23 % plus rapide que le meilleur puits de
limite foré en 2014 avec des trépans à molettes coniques.
Zones Internationales
Le chiffre d’affaires de 6,9 milliards USD des zones
Internationales a chuté de 16 % en séquentiel.
Le chiffre d'affaires de 2,7 milliards USD de la
zone Moyen-Orient & Asie a chuté de 13 % en
séquentiel, ce qui était essentiellement attribuable à des baisses
à deux chiffres en Chine, en Asie-Pacifique et en Australie. Les
Marchés géographiques du Moyen-Orient sont restés robustes grâce à
de nouveaux projets et à une activité accrue, mais le chiffre
d'affaires a baissé en réponse à une baisse des ventes de produits
et de logiciel après la pointe de fin d'exercice du trimestre
précédent. Le chiffre d'affaires du Marché géographique de l'Inde a
également augmenté en séquentiel tandis que l'activité en Irak est
restée faible.
Le chiffre d'affaires de 2,5 milliards USD de la
zone Europe/CEI/Afrique a diminué de 17 % en
séquentiel, essentiellement en réponse à une faiblesse continue du
rouble russe ainsi qu'au déclin de l'activité saisonnière en
Russie. Avec la décélération des dépenses des clients,
l'exploration en mer du Nord britannique a atteint son niveau le
plus bas, tandis que le nombre d'appareils de forage dans le
secteur norvégien était inchangé comparé au trimestre précédent.
L'activité était mixte en Afrique subsaharienne, les travaux
offshore et d'exploration étant en déclin sur les Marchés
géographiques de l'Afrique occidentale, du Tchad, et du Nigeria.
L'Afrique du Nord a affiché des signes précoces mais lents
d'activité croissante, tandis que les travaux en Libye étaient
limités aux opérations offshore.
Le chiffre d'affaires de 1,6 milliard USD de la
zone Amérique latine a chuté de 20 % en réponse à
l'effet de change au Venezuela et à une baisse de l'activité au
Mexique, au Brésil, et en Colombie en réponse aux compressions
budgétaires. Ces effets ont été toutefois en partie compensés par
des augmentations légères mais régulières de l'activité en
Argentine, au Venezuela, à Trinidad et aux Caraïbes.
La marge d'exploitation avant impôts de 24,1 % de la zone
Internationale était essentiellement inchangée séquentiellement. La
marge d'exploitation Moyen-Orient & Asie a augmenté de
30 pdb pour atteindre 28,6 %, tandis que celle de
l'Amérique latine a augmenté de 59 pdb pour atteindre
21,5 %, la région Europe/CEI/Afrique chutant de 133 pdb à
21,0 %. Malgré la sévérité du déclin séquentiel du chiffre
d'affaires et le décalage de plus en plus défavorable de la
composition des revenus, l'impact sur les marges a été minimisé par
une exécution ciblée, une intervention rapide sur toutes les
catégories de coûts variables, et l'accélération de notre programme
de transformation sur l'ensemble des Marchés géographiques. Leurs
effets positifs ont limité à 25 % les marges décrémentielles
séquentielles. Comparé au premier trimestre 2014, les marges
internationales ont augmenté de 131 pdb.
Au cours du trimestre, les zones Internationales ont bénéficié
d'un certain nombre de contrats et de succès en termes
d'intégration.
À Abu Dhabi, l'Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO) a
attribué à Schlumberger un contrat évalué à environ
185 millions USD pour fournir des services de
construction de puits intégrés sur l'île artificielle nord de Satah
Al Razboot (SARB). Ce contrat de cinq ans couvre des services de
forage directionnel, mesure en cours de forage, diagraphie en cours
de forage, trépans, pêche, cimentation, liquides de forage,
diagraphie de fluide de forage, tubes spiralés, nettoyage de puits
de forage, tests de puits et câbles. Le modèle de services intégrés
donne accès à des technologies de construction de puits et à des
processus de travail multidisciplinaires clés favorisant des
activités rentables grâce à la normalisation et à l’accent mis sur
la qualité de l’exécution.
En Angola, Testing Services a remporté un contrat de l'ordre de
200 millions USD par Total Exploration & Production
Angola portant sur des arbres de test sous-marins et des services
connexes dans le cadre du projet de développement en eau très
profonde du Block 32 de Kaombo. Ce contrat de cinq ans inclut la
prestation de l'arbre de test sous-marin SenTREE HP* et des
systèmes d'exploitation électrohydrauliques SenTURIAN* pour
installer des finitions sur 59 puits sous-marins.
Chevron Energy Technology Company (ETC), une division de Chevron
U.S.A. Inc., et SIS ont signé un accord de logiciel visant à
fournir à l'ensemble de l'organisation de sciences de la terre de
Chevron un accès universel à la plateforme logicielle E&P de
Petrel*. Ce contrat à long terme inclut le logiciel dans les
domaines géologiques, géophysiques et d'évaluation de réservoir, y
compris la plateforme logicielle de puits de forage Techlog*, le
logiciel d'analyse de puits et de réservoir OFM*, et le système de
fourniture et de gestion de données E&P ProSource*. Cette
attribution fait suite à plus de dix ans d'innovation et de
collaboration entre ETC et SIS, et s'aligne avec l'objectif
commercial du client qui est de promouvoir des améliorations
continues assurant la rentabilité des capitaux.
Nexen, une filiale à 100 % de CNOOC Limited, a attribué à
SIS un contrat global de cinq ans pour le logiciel de schiste
Petrel pour les workflows de géosciences. La décision d'adopter la
solution de schiste Petrel pour améliorer l'efficacité, la
collaboration et le développement du personnel technique s'aligne
avec l'objectif de Nexen qui est de réduire le coût et la
complexité liés à l'utilisation de multiples outils logiciels.
Au Gabon, ENI Gabon S.A. a attribué à Schlumberger un contrat de
services intégrés pour forer un puits d'exploration dans le Block
D3 offshore, en ciblant les formations présalifères Gamba et
Coniquet. Ce contrat comprend les prestations suivantes :
services de forage directionnel, mesure en cours de forage,
diagraphie en cours de forage, diagraphie de fluides de forage,
liquides de forage, contrôle des solides, cimentation, trépans,
diagraphie par câble, sismique de trou de forage, tests de puits,
complétions inférieures, repêchage et tube spiralé. En outre,
Schlumberger assurera la coordination de services intégrés ainsi
que la coordination logistique et opérationnelle de jusqu'à
14 entreprises tierces. Le modèle de services intégrés permet
au client d'accéder à des technologies de forage et de finitions
essentielles et à des processus de travail multidisciplinaires
permettant des opérations rentables axées sur la qualité de
l’exécution.
WesternGeco s'est fait attribuer un levé de 1000 km2 dans
les pays du Gulf Cooperation Council (GCC) en utilisant
170 000 canaux de technologie point-récepteur UniQ*, ce
qui en fait l'un des levés point-récepteur les plus importants
jamais réalisés au Moyen-Orient. La technologie UniQ est largement
utilisée dans la région depuis son introduction en 2011 en raison
de sa capacité à imager efficacement des réservoirs complexes.
Petrobras Tanzania a attribué à WesternGeco un contrat pour le
Mamba 3D, un levé de 3000 km2 au large de la Tanzanie, en
utilisant l'Amazon Warrior dans son premier levé à 14 flûtes.
Le levé, complété au premier trimestre, a utilisé la technologie
d'acquisition et d'imagerie haut débit à encoche coulissante ObliQ*
et comprenait un traitement à déploiement rapide à bord.
PetroTechnical Services a réalisé le traitement des données.
Groupe Caractérisation des réservoirs
(en millions USD, sauf
pourcentages de marges)
Trimestre clos le Variation
31 mars 2015 31 déc. 2014 31 mars 2014
En séquentiel
En glissement annuel Chiffre d’affaires
$
2 550 $ 3 231 $ 2 979
-21 %
-14 % Bénéfice d’exploitation avant impôts
655
974 792
-33 % -17 % Marge
d’exploitation avant impôts
25,7 % 30,2 % 26,6 %
-447 pdb -89 pdb
En séquentiel, le chiffre d'affaires de
2,6 milliards USD du groupe Caractérisation de réservoir
a chuté de 21 %, essentiellement en réponse à la compression
globale des dépenses discrétionnaires et d'exploration et à une
baisse des ventes de logiciel SIS et multiclients suite aux pics de
fin d'exercice du trimestre précédent. Le chiffre d'affaires Câbles
a reculé en réponse à une baisse de l'activité d'exploration sur
les marchés internationaux et à des déclins de change en Europe, en
Norvège et en Russie.
La marge d'exploitation avant impôts de 26 % était en
baisse de 447 pdb en séquentiel sur 47 % de décrémentiels
résultant d'une baisse saisonnière des ventes de logiciel SIS et
multiclients et d'une composition de revenus globale défavorable
résultant de la baisse de l'activité d'exploration à forte
marge.
Outre les attributions de contrats au cours du trimestre, les
nouvelles technologies Caractérisation des Réservoirs ont contribué
à répondre aux enjeux des clients en termes de caractérisation de
réservoirs complexes, d'optimisation de la production des puits et
de récupération de réservoirs tout en améliorant l'efficacité
opérationnelle.
Au large du Brésil, la technologie de sonde radiale 3D Saturn*
de Câbles a été déployée pour Repsol Sinopec afin de caractériser
une colonne d'hydrocarbures de puits d'exploration dans le champ en
eau profonde de Seat dans le bassin de Campos. La zone d'écoulement
étendue et la couverture radiale 3-D offertes par la conception de
sonde elliptique Saturn ont amélioré l’efficacité opérationnelle
avec l’acquisition de deux échantillons de liquide de réservoir de
haute qualité dans l'intervalle cible ; le client a pu ainsi
réduire de jusqu’à 50 % le temps d’échantillonnage de fluide
comparé aux méthodes d’échantillonnage traditionnelles.
En Inde, la technologie de sonde radiale 3D Saturn de Câbles a
été introduite pour Oil et Natural Gas Corporation Limited (ONGC)
dans le but d'obtenir des échantillons de liquide de réservoir de
haute qualité dans un puits, dans des couches de faible
perméabilité en dessous d'une zone clastique basale dans le bassin
de Kutch Saurashtra. La zone d'écoulement étendue et la capacité
d'étanchéité améliorée offertes par la conception d'entrée
elliptique Saturn ont permis d'établir un écoulement
circonférentiel à travers de multiples zones et une gamme étendue
de mobilité liquide. Par conséquent, de l'eau a été identifiée dans
trois zones et deux échantillons d'eau ont été prélevés avec une
efficacité opérationnelle améliorée permettant d'optimiser le
programme de tests de puits et la conception de la complétion.
Au large de l'Inde, les technologies Câbles ont été utilisées
pour acquérir des données d'évaluation de formation dans un puits
d'exploration en eau profonde pour ONGC dans un réservoir
caractérisé par des couches clastiques stratifiées dans le bassin
KG. La combinaison du testeur de dynamique de formation modulaire
MDT* et des systèmes à double garniture et InSitu Fluid Analyzer* a
permis d'effectuer des tests temporaires de la pression
interstitielle et un échantillonnage de fluides dans le même
passage et a fourni des informations permettant de mieux comprendre
la découverte de gaz du client. Outre la confirmation de formations
gazières dans des réservoirs clastiques épais, d'autres gisements
peu épais ont été identifiés comme zones gazières potentielles.
Grâce aux informations obtenues à l'aide des technologies Câbles,
le client a pu réévaluer l'économie de la découverte et optimiser
le plan de complétion.
Dans le secteur britannique de mer du Nord, une combinaison de
technologies Câbles a été déployée pour Nexen Petroleum UK Ltd dans
le but de redémarrer la production dans un puits du champ Scott.
L'outil d'enlèvement des débris ReSOLVE* a été initialement utilisé
pour enlever le sable et les débris de la partie supérieure du
panier de repêchage avec un suivi en temps réel du volume collecté.
L'actionneur linéaire ReSOLVE, doté d'un suivi en temps réel, a
alors été utilisé pour récupérer le bouchon sous des restrictions
de puits de forage difficiles nécessitant 52 activations pour
réussir à récupérer le bouchon. Par conséquent, l'intervention sur
puits a été exécutée comme prévu et a permis d'augmenter la
production du puits de 285 à 13 000 bbl/j.
Au Kazakhstan, les technologies Câbles ont été déployées pour
Karachaganak Petroleum Operating B.V. (un consortium entre ENI, BG,
Chevron, Lukoil et KazMunaiGaz) dans le but de caractériser un
réservoir de carbonates dans un champ de condensat de gaz. La
technologie de spectroscopie à haute définition Litho Scanner* a
été utilisée pour identifier les lithologies et les propriétés
matricielles tandis que la technologie de micro-imagerie de
formation FMI-HD* a été utilisée pour identifier des
caractéristiques géologiques clés et optimiser la sélection de
points de pression et d'acquisition de liquide. La technologie de
testeur de dynamique modulaire MDT avec éléments à double garniture
et le système InSitu Fluid Analyzer ont identifié les liquides de
réservoir et collecté de multiples échantillons en fond de trou qui
ont été utilisés pour améliorer l'estimation des réserves et
planifier un prochain puits dévié. Au total, la technologie MDT a
été exploitée pendant plus d'une semaine et a pompé fiablement plus
de 2 300 litres de liquide dans un environnement H2S à haute
concentration.
Également au Kazakhstan, SIS a livré un centre de collaboration
et de visualisation à l'Institut de recherche scientifique de
technologies de production et de forage de KazMunaiGaz LLP afin
d'assurer la caractérisation des réservoirs de pétrole et de gaz
complexes du pays. Le centre ultramoderne est équipé du simulateur
de réservoir à haute résolution INTERSECT*, du logiciel de
modélisation de systèmes pétroliers PetroMod*, du logiciel de puits
de forage Techlog et de l'environnement de connaissances E&P
Studio*. Ce déploiement de technologies SIS permettra à la société
pétrolière nationale de construire des modèles de réservoir
d'avant-garde permettant de surmonter des défis d'exploration
complexes.
En Inde, ONGC a attribué un contrat à WesternGeco pour un levé
de 3 680 km2 utilisant la technologie sismique point-récepteur
Q-Marine* dans le secteur de Heera-Panna-Bassein (HPB) au large de
l'Inde occidentale. Le levé a pour objectif d'explorer le potentiel
de la formation de Bassein et Panna dans la périphérie orientale et
occidentale de la zone de graben centrale qui est problématique sur
le plan opérationnel en raison de la variation des profondeurs
d'eau entre 20 et 70 m et des multiples installations de
production. Deux navires WesternGeco seront utilisés pour faciliter
le tir par en dessous des plateformes de forage en mer et assurer
la finition du projet pendant la saison d'exploitation 2014-15.
Groupe Forage
(en millions USD, sauf
pourcentages de marges)
Trimestre clos le Variation
31 mars 2015 31 déc. 2014 31 mars 2014
En séquentiel
En glissement annuel Chiffre d’affaires
$
3 963 $ 4 658 $ 4 331
-15 %
-8 % Bénéfice d’exploitation avant impôts
790
966 881
-18 % -10 % Marge
d’exploitation avant impôts
19,9 % 20,7 % 20,4 %
-80 pdb -51 pdb
En séquentiel, le chiffre d'affaires de
4,0 milliards USD du groupe Forage a chuté de 15 %,
ce qui était essentiellement attribuable à la baisse marquée du
nombre d'appareils de forage en Amérique du Nord et aux effets de
change défavorables en Russie et au Venezuela, ainsi qu'aux déclins
de l'activité saisonnière en Russie qui ont principalement affecté
Forage & Mesures et M-I SWACO Technologies. Plus de 30 %
du déclin séquentiel s'est produit dans la partie terrestre de
l'Amérique du Nord en réponse à la baisse d'activité et des prix.
Une réduction des travaux de Gestion de projet intégrée (IPM) en
Australie, au Mexique et en Irak a également contribué à cette
baisse.
La marge d'exploitation avant impôts de 20 % a reculé de
80 points de base en séquentiel. Malgré la baisse du chiffre
d'affaires, une intervention rapide en matière de gestion des coûts
et le bénéfice de notre structure de coûts locale qui a minimisé
l'impact des effets de change défavorables sur le bénéfice
d'exploitation avant impôts ont permis de limiter la marge
d'exploitation décrémentielle séquentielle à 25 %.
Au cours du premier trimestre, les nouvelles technologies du
groupe Forage ont optimisé le rendement en améliorant l’efficacité
du forage, en optimisant le placement des puits et en assurant
l’intégrité des puits de forage dans des réservoirs
problématiques.
Au Mexique, le système orientable rotatif à ultra haute
température PowerDrive ICE* de Forage & Mesures a été déployé
pour Pemex dans le but de corriger la trajectoire de puits d'une
garniture de fond très rigide qui déviait dans une formation
fortement abrasive. La technologie PowerDrive ICE a livré le puits
conformément au plan de forage et augmenté le taux de pénétration
de 16 % comparé au record de champ précédent, économisant
ainsi neuf jours d'exploitation et 1,35 million USD pour
le client.
Dans le golfe de Thaïlande, le service de mesures en cours de
forage à ultra haute température TeleScope ICE* de Forage &
Mesures a été déployé pour PTT Exploration et Production Company
Limited (PTTEP) dans le but de forer un puits à pleine profondeur
en un seul passage et obtenir des mesures de fond de trou en temps
réel dans un réservoir d'une température maximale de
204 degrés C. Le client a pu ainsi éliminer un passage de
garniture de fond de trou pour protéger l'électronique et un
passage de gyroscope pour déterminer l'emplacement du puits,
économisant ainsi 12 heures de temps de forage et réduisant
les coûts opérationnels de 300 000 USD.
En Chine, la technologie de détection de limite de lit
multicouche PeriScope HD* de Forage et Mesures a été utilisée pour
PetroChina à l'appui de ses plans de développement dans des champs
parvenus à maturité caractérisés par des réservoirs contenant des
pièges de faible amplitude et des cibles minces. Dans une
application pour Xin Jiang Oil Company, la technologie PeriScope HD
a permis le placement d'un puits horizontal supérieur dans des
épaisseurs de réservoirs problématiques d'environ 1-2 m, et
assuré un contact de réservoir de 100 %. Dans un autre puits
pour Tarim Oil Company, la technologie PeriScope HD a surmonté des
brèches et réalisé un placement précis de la section horizontale
d'un puits, près de la partie supérieure du réservoir, assurant
ainsi un contact de réservoir de 100 %.
En Chine également, la technologie de sismique en cours de
forage seismicVISION* de Forage & Mesures a été déployée pour
la première fois dans un levé sismique walkabove terrestre pour
PetroChina TOC dans le bassin de Tarim. Des informations en temps
réel de haute qualité ont été acquises sur un intervalle diagraphé
de 6 400 m à l'aide de la technologie Seismic Guided
Forage* et ont été utilisées pour ajuster les trajectoires de deux
puits problématiques, réduisant ainsi le risque du forage et
l'incertitude de la cible finale. L'opération a été exécutée avec
efficacité en éliminant le temps de traitement de données mémoire
et de mise à jour du modèle, ce qui a permis au client d'économiser
36 heures de temps de forage.
Au Canada, le système de forage sous pression contrôlé
automatisé de contrôle de pression annulaire dynamique (DAPC) M-I
SWACO a été déployé pour Apache Corporation sur quatre puits
d'exploration dans le bassin de Liard en Colombie britannique.
Historiquement, les régimes de pression problématiques du bassin
ont induit des pertes et des entrées de liquide de forage qui ont
nui à la performance de forage du puits. L'application de systèmes
MPD automatisés DAPC a assuré une pression en fond de puits quasi
constante permettant de forer à pleine profondeur et d'économiser
des coûts significatifs pour le client en réduisant le temps non
productif.
Dans le secteur norvégien de mer du Nord, la technologie de
liquides M-I SWACO WARP* a été utilisée pour une société pétrolière
et gazière internationale sur un puits caractérisé par une fenêtre
d'exploitation de pression de boue restreinte. Les faibles
propriétés rhéologiques de la technologie WARP ont permis une
isolation zonale optimale de la section de puits de 18
5/8 po., ce qui a permis d'accélérer les vitesses
d'entraînement du tubage et d'éliminer les pertes de liquide à la
formation. En outre, les diagraphies d'adhérence du ciment entre le
tubage de puits et le puits de forage ont confirmé que l'isolation
zonale était la meilleure enregistrée à ce jour pour cette section
de puits, ce qui a entraîné une amélioration significative de
conformité réglementaire comparé aux puits de limite du même
champ.
Groupe Production
(en millions USD, sauf
pourcentages de marges)
Trimestre clos le Variation
31 mars 2015 31 déc. 2014 31 mars 2014
En séquentiel
En glissement annuel Chiffre d’affaires
$
3 769 $ 4 816 $ 3 989
-22 %
-6 % Bénéfice d’exploitation avant impôts
549
889 724
-38 % -24 % Marge
d’exploitation avant impôts
14,6 % 18,5 % 18,2 %
-389 pdb -359 pdb
Le chiffre d'affaires de 3,8 milliards USD du groupe
Production a reculé de 22 % en séquentiel en réponse à une
baisse de l'activité de pompage et à une pression accrue sur les
prix précipitée par une chute marquée du nombre d'appareils de
forage terrestres en Amérique du Nord. Plus de la moitié de la
baisse séquentielle était attribuable à la partie terrestre de
l'Amérique du Nord. Une baisse des ventes de produits Ascension
artificielle et Complétions et des effets de change défavorables
ont également contribué à cette baisse séquentielle.
La marge d'exploitation avant impôts de 14,6 % a reculé de
389 pdb en séquentiel en réponse à une baisse de l'activité et
à une pression accrue sur les prix durant le trimestre—en
particulier sur le marché de la partie terrestre de l'Amérique du
Nord. Malgré le déclin marqué du chiffre d'affaires, une
intervention rapide en matière de gestion des coûts, y compris
l'alignement des ressources avec l'activité, a limité la marge
d'exploitation décrémentielle séquentielle à 32 %.
Les nouvelles technologies du groupe Production ont aidé les
clients à surmonter leurs défis techniques en accélérant la
production, en optimisant la récupération et en augmentant
l'efficacité opérationnelle.
Dans le nord du Dakota, Services de puits a déployé la technique
de fracturation BroadBand Sequence pour Statoil dans le but de de
stimuler les sections de pied en trou ouvert de 901 et 2
553 pieds de deux puits dans la formation de schiste de
Bakken. Les intervalles cibles ont été stimulés en 11 et
24 étapes respectivement. Dans les deux cas, la pression
d'initiation de fracture a augmenté régulièrement, avec des gains
de pression totaux de 1 376 psi et 2 140 psi,
respectivement. Les deux puits coulaient à des taux et des
pressions de production initiaux plus élevés par rapport à leurs
déviations directes.
Au Koweït, les technologies Intervention sur puits ont réalisé
une campagne de reconditionnement pour KOC dans trois puits
problématiques dans les champs de Managish et Sabryia. Avant
l'intervention, le liquide de formation et le tartre avaient bouché
les orifices et les écrans des appareils de contrôle d'admission
entraînant une chute de la production. La technologie de
performance live à l'intérieur du puits avec détection de
température distribuée ACTive* a permis d'identifier les orifices
bouchés, et l'analyse en temps réel des levés de température a
permis de sélectionner les orifices à stimuler sélectivement. Le
packer gonflable multiensemble déployé par tubage spiralé ACTive
Straddle* a été utilisé pour faciliter le placement du traitement
de stimulation sur les orifices sélectionnés afin d'enlever les
dommages et le tartre, tout en surveillant la pression en temps
réel pour confirmer la communication entre les orifices et le
réservoir. Par conséquent, la production de pétrole
post-stimulation des trois puits a doublé et le temps de forage a
été réduit grâce au traitement sélectif des orifices bouchés.
Au Tchad, Services de puits a complété le premier traitement de
fracture hydraulique en utilisant le liquide de fracturation à base
d'eau réticulé YF100FLEX* pour Glencore sur un puits du champ à
terre de Mangara. Avant le traitement, le taux de production
maximal a baissé significativement en raison du dommage de
formation subi durant les recouvrements, ce qui a entraîné la
fermeture éventuelle du puits. Grâce à la technologie Well
Services, le test de puits de traitement de post-fracturation a
confirmé un effet pariétal négatif et quadruplé le taux de
production maximal du puits.
Dans l'Ouest canadien, Seven Generations Energy Ltd. a attribué
à Schlumberger Services de puits un contrat de stimulation pour la
fourniture d'un parc de fracturation hydraulique dans le cadre
d'une exploitation continue 24 heures sur 24. La société
Schlumberger a été sélectionnée comme prestataire de services de
fracturation privilégiée sur la base de sa solide expertise
opérationnelle et technique et de son savoir-faire confirmé en
amélioration de la performance des puits tout en optimisant les
coûts de complétion.
Tableaux financiers
État des résultats consolidés condensés
(en millions USD, sauf montants par action) Trois
mois Périodes clôturées au 31 mars
2015
2014 Chiffre d’affaires
$ 10 248 $
11 239 Intérêts et autres bénéfices
49 76 Dépenses Coût
des produits d’exploitation
8 096 8 745 Recherche
& ingénierie
267 284 Frais généraux et administratifs
119 106 Restructuration & autre (1)
439 - Intérêt
82 103 Bénéfice avant
impôts
$ 1 294 $ 2 077 Impôts sur les
bénéfices (1)
306 469
Revenu net
988 1 608 Bénéfice net attribuable aux
participations minoritaires
13
16 Bénéfice net attribuable à Schlumberger
$
975 $ 1 592 Bénéfice dilué par
action Schlumberger (1)
$ 0,76 $
1,21 Moyenne des actions en circulation
1 276
1 306 Moyenne des actions en circulation après dilution
1 285 1 318
Dépréciation & amortissement inclus dans les dépenses (2)
$ 1 042 $ 1 001
(1)
Voir la section intitulée « Charges et
crédits » pour plus de détails.
(2)
Inclut la dépréciation des immobilisations
corporelles, l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des
données sismiques multiclients et les investissements SPM.
État des résultats consolidés condensés
(en millions USD)
31 mars 31 déc.
Actifs
2015 2014 Actif à court terme
Encaisse et investissements à court terme
$
6 803 $ 7 501 Comptes clients
10 443
11 171 Autres actifs courants
6 148
6 022
23 394 24 694
Investissements à taux fixe, détenus jusqu’à maturité
436
442 Immobilisations corporelles
15 135 15 396
Données sismiques multiclients
850 793 Écarts d’acquisition
15 512 15 487 Autres immobilisations incorporelles
4 575 4 654 Autres actifs
5 509 5 438
$ 65 411 $ 66 904
Passif et fonds propres Passif
courant Comptes fournisseurs et charges constatées d’avance
$ 8 469 $ 9 246 Passif estimé pour les
impôts sur le bénéfice
1 631 1 647 Emprunts à
court terme et portion actuelle de la dette à long terme
3 828 2 765 Dividende à distribuer
644 518
14 572 14 176
Dette à long terme
8 898 10 565 Avantages
postérieurs aux départs en retraite
1 419 1,501 Impôts
différés
1 363 1 296 Autre passif
1 293 1 317
27 545 28 855 Fonds propres
37 866 38 049
$ 65 411 $ 66 904
Dette nette
La « dette nette » représente la dette brute moins la
trésorerie, les placements à court terme et les placements en
instruments à taux fixe, détenus jusqu’à maturité. La direction
estime que la dette nette fournit des informations utiles sur le
niveau d’endettement de Schlumberger en reflétant la trésorerie et
les investissements qui pourraient être utilisés pour rembourser la
dette.
Détails des variations de la dette nette :
(en millions USD) Périodes clôturées
au 31 mars Trois
mois
2015
Trois
mois
2014
Bénéfice net avant intérêts minoritaires $ 988 $ 1 608
Restructuration et autres charges, après impôt 383
-
Bénéfice net avant intérêts
minoritaires, hors charges & crédits
1 371 1 608 Dépréciation et amortissement
(1) 1 042 1 001 Pensions et autres avantages
complémentaires postérieurs aux départs en retraite à payer 114 86
Dépenses de rémunération sous forme d’actions 80 77 Financement de
pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ
en retraite (120 ) (72 ) Augmentation des fonds de roulement (2)
(770 ) (870 ) Autres 53 7
Flux de
trésorerie lié à l’exploitation 1 770
1 837 Dépenses d’investissement
(606 ) (864 ) Investissements SPM (109 ) (202 ) Données sismiques
multiclients capitalisées (101 ) (82 )
Flux de
trésorerie disponible (3)
954
689 Programme de rachat d’actions (719 ) (899
) Dividendes distribués (512 ) (410 ) Produit des régimes
d’actionnariat des employés 182 280
(95 ) (340 )
Acquisitions d’entreprises et investissements, déduction faite de
la trésorerie acquise et des dettes prises en charge (79 ) (239 )
Autres 74 (31 ) Augmentation de la dette nette
(100 ) (610 ) Dette nette, début de période (5 387 )
(4 443 ) Dette nette $ (5 487 ) $ (5 053 )
Composants de la dette nette
31 mars2015
31 déc.2014
31 mars2014
Encaisse et investissements à court terme $ 6,803 $ 7 501 $
7 078 Investissements à taux fixe, détenus jusqu’à maturité
436 442 358 Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette
à long terme (3 828 ) (2 765 ) (1 369 ) Dette à long
terme (8 898 ) (10 565 )
(11 120 ) $ (5 487 ) $ (5 387 ) $ (5 053 )
(1)
Inclut la dépréciation de la propriété, de
l’usine et de l’équipement et l’amortissement des actifs
incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et les
investissements SPM.
(2)
Inclut des prestations de départ de
l'ordre de 245 millions USD durant les trois mois clos le 31 mars
2015.
(3)
Le « flux de trésorerie disponible »
représente le flux de trésorerie lié aux opérations moins les
dépenses en capital, les investissements SPM et les données
sismiques multiclients capitalisées. La direction estime que cette
mesure est importante, car elle représente les fonds disponibles
pour réduire la dette et poursuivre des opportunités améliorant la
valeur pour les actionnaires, telles que la réalisation
d’acquisitions, et le retour d’espèces aux actionnaires via des
rachats d’actions et des dividendes.
Charges & Crédits
Outre les résultats financiers déterminés conformément aux
principes comptables généralement reconnus (PCGR), 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)
Premier trimestre 2015 Avant impôts
Impôts
Participationsminoritaires
Net
BPAdilué
Bénéfice net attribuable à Schlumberger, hors charges & crédits
$ 1 733 $ 362 $ 13 $ 1 358 $ 1,06 Compression des
effectifs (1) (390 ) (56 ) - (334 ) (0,26 ) Perte due à la
dévaluation monétaire au Venezuela (1) (49 ) -
- (49 ) (0,04 )
Bénéfice net attribuable à Schlumberger, tel que publié $
1 294 $ 306 $ 13 $ 975
$ 0,76
Quatrième trimestre 2014
Avant impôts Impôts
Participationsminoritaires
Net
BPAdilué (2)
Bénéfice net attribuable à Schlumberger, hors charges & crédits
$ 2 488 $ 532 $ 15 $ 1 941 $ 1,50 Restructuration de
WesternGeco (806 ) (25 ) - (781 ) (0,60 ) Perte due à la
dévaluation de la monnaie au Venezuela (472 ) - - (472 ) (0,36 )
Compression des effectifs (296 ) (37 ) - (259 ) (0,20 )
Dépréciation du projet SPM (199 ) (72 )
- (127 ) (0,10 ) Bénéfice net
attribuable à Schlumberger, tel que publié $ 715 $
398 $ 15 $ 302 $ 0,23
Aucune charge ni aucun crédit n’a été enregistré(e) au
premier trimestre 2014.
(1) Consulter la section intitulée «
Informations supplémentaires » pour plus de détails sur ces
charges.
(2) Ne totalise pas 100 % en raison de
l'arrondissement
Groupes Produits
(en millions USD)
Trimestre clos le 31 mars
2015 31 déc. 2014 31 mars 2014
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Caractérisation des réservoirs
$ 2 550 $
655 $ 3 231 $ 974 $ 2 979 $ 792 Forage
3 963 790 4 658 966 4 331 881
Production
3 769 549 4 816 889 3 989
724 Éliminations & autres
(34 ) (1
) (64 ) (48 ) (60 ) (29 ) Bénéfice
d’exploitation avant impôts
1 993 2 781 2 368
Dépenses d’entreprise & autres
- (192 ) -
(221 ) - (201 ) Intérêts créditeurs(1)
- 8 - 8 - 7
Intérêts débiteurs(1)
- (76 ) - (80 ) - (97 )
Charges & crédits
- (439
) - (1 773 ) -
-
$ 10 248 $
1 294 $ 12 641 $ 715 $
11 239 $ 2 077
Zones
géographiques (en millions USD)
Trimestre clos
le 31 mars 2015 31 déc. 2014 31 mars 2014
Chiffre
d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d’affaires
Bénéficeavantimpôts
Amérique du Nord
$ 3 222 $ 416 $
4 324 $ 849 $ 3 684 $ 683 Amérique latine
1 648 354 2 053 429 1 758 371 Europe
/CEI /Afrique
2 538 532 3 063 683
2 881 585 Moyen-Orient et Asie
2 703 774
3 094 877 2 845 749 Éliminations & autres
137
(83 ) 107 (57 ) 71 (20 )
Bénéfice d’exploitation avant impôts
1 993 2 781
2 368 Dépenses d’entreprise & autres
- (192
) - (221 ) - (201 ) Intérêts créditeurs(1)
- 8
- 8 - 7 Intérêts débiteurs(1)
- (76 ) - (80 )
- (97 ) Charges & crédits
-
(439 ) - (1 773 ) -
-
$ 10 248 $
1 294 $ 12 641 $ 715 $
11 239 $ 2 077
(1) À l’exclusion des intérêts inclus dans
les résultats des groupes Produits et Zones géographiques.
Informations supplémentaires
1)
Quelles étaient la marge bénéficiaire
d’exploitation avant impôts et la marge d’exploitation
décrémentielle pour le premier trimestre 2015 ? La marge
bénéficiaire d'exploitation avant impôts était de 19,4 % et la
marge d'exploitation décrémentielle en glissement annuel était de
38 %. La marge d'exploitation décrémentielle séquentielle était de
33 %.
2)
Quel était le flux de trésorerie
disponible en pourcentage du bénéfice net avant intérêts
minoritaires, hors charges et crédits, pour le premier trimestre
2015 ?
Le flux de trésorerie disponible, excluant
245 millions USD de prestations de départ, en tant que pourcentage
du bénéfice net avant intérêts minoritaires et charges et crédits,
était de 87 % pour le premier trimestre 2015.
3)
Quelles sont les projections en termes
de dépenses en capital pour la totalité de l’exercice 2015
?
Les dépenses en capital de Schlumberger
(hors investissements SPM et multiclients) devraient se chiffrer à
2,5 milliards USD pour 2015.
4)
Qu’est-ce qui a été inclus dans la
section « Intérêts et autres revenus » pour le premier trimestre
2015 ?
Les « Intérêts et autres revenus » pour le
premier trimestre 2015 s'élevaient à 49 millions USD. Ce montant
est composé d'un bénéfice des investissements appliquant la méthode
de mise en équivalence de 36 millions USD et des intérêts
créditeurs de 13 millions USD.
5)
Comment les intérêts créditeurs et les
intérêts débiteurs ont-ils changé au cours du premier trimestre
2015 ?
Les intérêts créditeurs de 13 millions USD
ont été stables en séquentiel. Les intérêts débiteurs de 82
millions USD ont enregistré une baisse en séquentiel de 5 millions
USD.
6)
Quelle est la différence entre le «
bénéfice d’exploitation avant impôts » et le bénéfice consolidé
avant impôts de Schlumberger ?
Il s’agit de postes tels que les postes
d’entreprise (incluant les charges et les crédits), les intérêts
créditeurs et les intérêts débiteurs non affectés aux segments,
ainsi que les dépenses de rémunération à base d’actions, les
dépenses d’amortissement associées à certains actifs incorporels et
certaines initiatives gérées de manière centralisée.
7)
Quel était le taux d’imposition
effectif (TIE), hors charges et crédits, pour le premier trimestre
2015 ?
Le TIE, hors charges et crédits, s'élevait
à 20,9 % pour le premier trimestre 2015, comparé à 21,4 % pour le
quatrième trimestre 2014.
Le TIE, charges et crédits inclus,
s'élevait à 23,6 % pour le premier trimestre 2015, comparé à 55,6 %
pour le quatrième trimestre 2014.
8)
Combien d’actions ordinaires étaient en
circulation au 31 mars 2015, et comment ce nombre a-t-il évolué par
rapport à la fin du trimestre précédent ?
Au 31 mars 2015, le nombre d’actions
ordinaires en circulation s'élevait à 1 270 milliards. Le tableau
suivant représente l'évolution du nombre d’actions en circulation
du 31 décembre 2014 au 31 mars 2015.
(en millions USD) Actions en circulation au
31 décembre 2014 1 275 Actions vendues aux
titulaires d’options, moins les actions échangées 1 Acquisition des
actions à négociation restreintes 1 Actions émises en vertu du
régime d’achat d’actions pour les employés 2 Programme de rachat
d’actions (9 ) Actions en circulation au 31 mars 2015 1
270
9)
Quel était le nombre moyen pondéré
d’actions en circulation au cours du premier trimestre 2015 et du
quatrième trimestre 2014 et comment cela se rapproche-t-il du
nombre moyen d’actions en circulation, en supposant une dilution
?
Le nombre moyen pondéré d’actions en
circulation au cours du premier trimestre 2015 et du quatrième
trimestre 2014 était de 1 285 milliards et 1 293 milliards,
respectivement. Vous trouverez ci-après le rapprochement de la
moyenne pondérée des actions en circulation et du nombre moyen
d’actions en circulation en supposant une dilution.
(en millions USD)
Premier trimestre2015
Quatrième trimestre2014
Moyenne pondérée des actions en circulation 1 276
1 282 Exercice présumé des options sur actions 5 7
Actions de négociation restreinte non acquises 4 4
Moyenne des actions en circulation après dilution 1 285
1 293
10)
Quelles étaient les ventes multiclients
au premier trimestre 2015 ?
Les ventes multiclients, frais de
transfert compris, s'élevaient à 53 millions USD au premier
trimestre 2015 et à 194 millions USD au quatrième trimestre
2014.
11)
Quel était le carnet de commandes de
WesternGeco à la fin du premier trimestre 2015 ?
Le carnet de commandes de WesternGeco, qui
est basé sur des contrats signés avec les clients, s’élevait à 604
millions USD à la fin du premier trimestre 2015. Il était de 736
millions USD à la fin du quatrième trimestre 2014.
12)
À quoi correspondent les différentes
charges enregistrées par Schlumberger au cours du premier trimestre
2015 ?
Compression des effectifs :
En raison de la baisse marquée de
l'activité en Amérique du Nord, combinée à l'impact d'une baisse de
l'activité internationale en réponse aux compressions budgétaires
des clients résultant de la baisse des prix du pétrole,
Schlumberger a pris la décision de réduire encore plus son effectif
d'environ 11 000 employés. Schlumberger a enregistré une charge
avant impôt de 390 millions USD durant le premier trimestre,
associée à cette réduction de l'effectif et à un programme
d'absence volontaire incitée.
Charge de changes de devises du
Venezuela :
Bien que la monnaie de fonctionnement
utilisée dans le cadre des opérations de Schlumberger au Venezuela
soit le dollar américain, une partie des transactions est libellée
en monnaie locale. Le 31 décembre 2014, Schlumberger a commencé à
appliquer le taux de change SICAD II de 50 bolivars vénézuéliens
contre 1 dollar américain pour ajuster les transactions et soldes
de la monnaie locale en dollars américains. Durant le premier
trimestre 2015, le gouvernement du Venezuela a remplacé le
processus d'enchères SICAD II par un nouveau système de marché des
changes appelé SIMADI. Le taux de change SIMADI était d'environ 192
bolivars vénézuéliens contre 1 dollar américain au 31 mars 2015.
Par conséquent, Schlumberger a enregistré une charge de dévaluation
avant impôt de 49 millions USD durant le premier trimestre de
2015.
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
115 000 personnes de plus de 140 nationalités
différentes et exerçant dans plus de 85 pays, Schlumberger
fournit la plus vaste gamme de produits et de services du secteur,
de l'exploration à la production.
Schlumberger Limited, dont les bureaux principaux sont basés à
Paris, Houston, Londres et La Haye, a déclaré un chiffre d'affaires
de 48,58 milliards USD en 2014. Pour de plus amples
renseignements, veuillez consulter le site www.slb.com.
*Marque de Schlumberger ou des sociétés Schlumberger.
Notes
Schlumberger tiendra une conférence téléphonique pour discuter
de l'annonce ci-dessus et de ses perspectives commerciales le
vendredi 17 avril 2015. Le début de la conférence est
prévu pour 7 h 00 (heure centrale des États-Unis),
8 h 00 (heure de l’Est), 14 h 00 (heure de
Paris). Pour accéder à la conférence téléphonique, qui est ouverte
au public, veuillez contacter l'opérateur au +1 (800) 230-1059 en
Amérique du Nord, ou au +1 (612) 234-9959 en dehors de l'Amérique
du Nord, environ 10 minutes avant le début de la conférence.
Demandez « Schlumberger Earnings Conference Call ». À la
fin de l’appel, une retransmission audio différée sera disponible
jusqu’au 17 mai 2015 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 352390.
La conférence téléphonique sera diffusée simultanément sur le
Web à l’adresse www.slb.com/irwebcast en mode audio uniquement.
Veuillez vous connecter 15 minutes avant l’heure prévue pour
tester votre navigateur et vous inscrire à la conférence
téléphonique. Une rediffusion de la transmission Web sera également
disponible sur le même site Internet.
Pour plus d’informations, veuillez contacter
Simon Farrant – Schlumberger Limited, vice-président des
Relations investisseursJoy V. Domingo – Schlumberger Limited,
responsable des Relations investisseurs
Bureau +1 (713) 375-3535investor-relations@slb.com
Ce communiqué relatif aux résultats du premier trimestre 2015 et
les informations complémentaires, ainsi que d’autres déclarations
que nous formulons contiennent des « énoncés
prospectifs » au sens des lois fédérales sur les valeurs
mobilières, y compris des déclarations qui ne constituent pas des
faits historiques, tels que nos prévisions ou nos attentes
concernant les perspectives commerciales ; la croissance de
Schlumberger dans son ensemble et de chacun de ses segments (et des
produits ou des zones géographiques spécifiés dans chaque
segment) ; la demande en pétrole et gaz naturel et la
croissance de la production ; les prix du gaz naturel et du
pétrole ; les améliorations des procédures et de la
technologie d’exploitation ; les dépenses en capital de
Schlumberger et de l’industrie du pétrole et du gaz ; les
stratégies commerciales des clients de Schlumberger ; le
succès des joint-ventures et des alliances de Schlumberger ;
la conjoncture économique mondiale future ; et les résultats
d’exploitation futurs. Ces déclarations sous-entendent des risques
et des incertitudes y compris, sans toutefois s’y limiter : la
conjoncture économique mondiale ; les changements au niveau
des dépenses d’exploration et de production par les clients de
Schlumberger et les changements en termes d’exploration et de
développement de pétrole et de gaz naturel ; la conjoncture
générale économique, politique et commerciale dans les régions clés
du monde, y compris la Russie et l'Ukraine ; l’érosion des
prix ; les facteurs climatiques et saisonniers ; les
déclins de la production ; les délais opérationnels ; les
changements au niveau des réglementations gouvernementales et des
exigences réglementaires, y compris celles liées à l’exploration
offshore de pétrole et de gaz, aux sources radioactives, explosifs,
aux produits chimiques, aux services de fracturation hydraulique et
aux initiatives liées au climat ; l’incapacité de la
technologie à répondre aux nouveaux enjeux en matière
d’exploration ; ainsi que d'autres risques et incertitudes
détaillés dans notre communiqué des résultats du premier trimestre
2015, dans notre Formulaire 10-K le plus récent, ainsi que dans les
autres documents déposés auprès de la Securities and Exchange
Commission or SEC. En cas de concrétisation d’un ou plusieurs de
ces risques ou incertitudes (ou si les conséquences d’un tel
développement évoluaient), ou d’inexactitude de nos hypothèses
sous-jacentes, il est possible que les résultats réels diffèrent
sensiblement des résultats énoncés dans nos déclarations
prévisionnelles. Schlumberger rejette toute intention ou obligation
de publication de mise à jour ou de révision de toute déclaration
prévisionnelle, que ce soit du fait de nouvelles informations,
d’événements futurs ou pour toute autre raison.
Le texte du communiqué issu d’une traduction ne doit d’aucune
manière être considéré comme officiel. La version faisant 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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