LONDRES--(BUSINESS WIRE)--16 Juillet 2015 -- Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a annoncé aujourd'hui ses résultats du deuxième trimestre 2015.
| (en millions USD, sauf montants par action) | ||||||||||||||||||
| Trois mois clos le | Variation | |||||||||||||||||
| 30 juin 2015 | 31 mars 2015 | 30 juin 2014 | Séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||||
| Chiffre d’affaires | $ | 9 010 | $ | 10 248 | $ | 12 054 | - 12 | % | - 25 | % | ||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 1 708 | 1 993 | 2 621 | - 14 | % | - 35 | % | |||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies SLB, hors charges et crédits* | 1 124 | 1 358 | 1 800 | - 17 | % | - 38 | % | |||||||||||
| BPA dilué issu des activités poursuivies, hors charges et crédits* | $ | 0,88 | $ | 1,06 | $ | 1,37 | - 17 | % | - 36 | % | ||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 19,0 | % | 19,4 | % | 21,7 | % | - 49 pdb | - 278 pdb | ||||||||||
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Chiffre d'affaires Amérique du Nord |
$ | 2 361 | $ | 3 222 | $ | 3 888 | - 27 | % | - 39 | % | ||||||||
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Bénéfice d’exploitation avant impôts Amérique du Nord |
242 | 416 | 700 | - 42 | % | - 65 | % | |||||||||||
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Marge d'exploitation avant impôts Amérique du Nord |
10,2 | % | 12,9 | % | 18,0 | % | - 268 pdb | - 777 pdb | ||||||||||
| Chiffre d’affaires International | $ | 6 525 | $ | 6 889 | $ | 8 087 | - 5 | % | - 19 | % | ||||||||
| Bénéfice d’exploitation International avant impôts | 1 595 | 1 661 | 1 942 | - 4 | % | - 18 | % | |||||||||||
| Marge d’exploitation International avant impôts | 24,5 | % | 24,1 | % | 24,0 | % | +35 pdb | +44 pdb | ||||||||||
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*Le bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, charges et crédits inclus, a été de 975 millions USD au premier trimestre 2015 et de 1,8 milliard USD au deuxième trimestre 2014. Le BPA dilué issu des activités poursuivies, charges et crédits inclus, s'est chiffré à 0,76 USD au premier trimestre 2015 et à 1,37 USD au deuxième trimestre 2014. Aucune charge ni aucun crédit n’ont été enregistrés au cours du deuxième trimestre 2015 ou des six premiers mois de 2014. |
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Paal Kibsgaard, Président-directeur général de Schlumberger, a déclaré : « Le chiffre d'affaires au deuxième trimestre a reculé de 12 % en séquentiel, en réponse à un déclin dramatique des activités à terre en l'Amérique du Nord, avec une chute de 40 % du nombre d'appareils de forage et une érosion continue des prix en Amérique du Nord et dans les Zones Internationales. Le chiffre d'affaires Amérique du Nord a baissé de 27 % en séquentiel, et le chiffre d'affaires International a baissé de 5 % en réponse à l'impact des compressions budgétaires des clients et des concessions tarifaires sur les résultats pendant un trimestre entier.
Malgré des conditions de marché nettement plus difficiles, les marges d'exploitation avant impôts ont été maintenues dans l'ensemble à des niveaux largement supérieurs aux ralentissements précédents grâce à notre gestion proactive des coûts et des ressources, à notre navigation prudente dans l’environnement commercial et à l'accélération de notre programme de transformation. Le succès de nos efforts se constate dans les marges d'exploitation avant impôts de 10,2 % en Amérique du Nord et de 24,5 % à l'international, tout en générant un flux de trésorerie disponible de 1,5 milliard USD représentant 132 % des résultats.
Au cours des six premiers mois de 2015, le chiffre d'affaires en glissement annuel a chuté de 26 % en Amérique du Nord et de 14 % à l'international. Bien que ces déclins soient plus sévères que ceux subis lors du ralentissement de 2009, nous avons réalisé au premier semestre des marges décrémentielles de 37 % en Amérique du Nord et de 18 % à l'international. Ces résultats représentent une amélioration marquée par rapport aux chiffres équivalents qui étaient tous les deux supérieurs à 70 % pour la même période en 2009.
Parmi les segments, le chiffre d'affaires du groupe Production a baissé de 18 % en séquentiel en réponse à la chute sans précédent de l'activité et des prix des services de pompage à haute pression dans l’activité à terre de l'Amérique du Nord. Les chiffres d'affaires du groupe Forage et du groupe Caractérisation de Réservoirs ont reculé de 11 % et de 5 %, respectivement, les déclins de l'activité de forage de développement et des services liés à l'exploration ayant connu un ralentissement.
À l'heure où nous entamons le deuxième semestre de l'année, notre visibilité demeure limitée. En termes d'approvisionnement en pétrole, les premiers signes de stabilisation de la production en Amérique du Nord sont apparus, alors que l’OPEP a de nouveau augmenté ses approvisionnements. La production des non-MPNA et non-OPEP a faibli au premier semestre de l'année en réponse à la chute constatée au Brésil et au Mexique, un autre ralentissement étant attendu lorsque les taux d'investissement réduits prendront pleinement effet. Les toutes dernières données d'approvisionnement, alliées aux solides perspectives de la demande en pétrole à l'échelle mondiale, indiquent un resserrement de l'équilibre mondial de l'offre et de la demande, et ce malgré un approvisionnement supplémentaire en provenance de l'Iran.
On s'attend aujourd'hui à ce que l'investissement E&P en Amérique du Nord chute de plus de 35 % en 2015 en réponse à une baisse de l'activité à terre et d'une pression accrue sur les prix. Nous estimons que le nombre d'appareils de forage en activité en Amérique du Nord a maintenant touché le fond et qu'une lente reprise de l'activité de forage à terre et de complétion pourrait se produire au deuxième semestre de l'année.
Sur le marché international, on prévoit maintenant une baisse de plus de 15 % des dépenses E&P. Nous ne prévoyons aucun ajustement à la hausse des budgets 2015 existants mais entrevoyons une continuation des tendances du premier semestre avec une faible activité d'exploration, une gestion serrée des dépenses liées au développement, et une pression continue sur les prix.
Dans ce contexte difficile, nous restons concentrés sur les facteurs que nous sommes en mesure de contrôler, à savoir notre base de coûts et de ressources, le déploiement efficace de notre technologie et de notre expertise, et la qualité et l'intégrité des produits et des services que nous fournissons à nos clients. Le succès de cette approche est reflété dans nos solides marges internationales malgré la chute du chiffre d'affaires, et dans notre capacité à maximiser notre performance en Amérique du Nord.
Nous restons convaincus de notre capacité à continuer à surmonter le ralentissement actuel mieux que notre environnement, et mieux que lors des ralentissements précédents. Notre force globale, notre différentiation technologique, et la transformation accélérée de notre entreprise créent un excellent socle qui nous permet d'augmenter notre part de marché, d'offrir de plus faibles réductions du bénéfice par action que nos pairs, et de continuer à réduire les fonds de roulement et l'intensité des dépenses en capital tout en générant des niveaux accrus de flux de trésorerie disponible».
Autres événements
Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 5,8 millions de ses actions ordinaires à un prix moyen par action de 90,01 USD, pour un prix d'achat total de 520 millions USD.
Amérique du nord
Le chiffre d'affaires Amérique du nord de 2,4 milliards USD du deuxième trimestre a baissé de 27 % en séquentiel. Aux États-Unis et dans l'Ouest canadien, le chiffre d'affaires a reculé en réponse à une baisse de l'activité de pompage à pression et à une pression persistante sur les prix suite à une réduction de 40 % du nombre d'appareils de forage terrestres, exacerbée par l'arrivée précoce du dégel printanier au Canada. Dans la partie américaine du Golfe du Mexique, le chiffre d'affaires a reculé en réponse à la réduction du nombre d'appareils de forage en eau profonde et au passage de l'activité de l'exploration au développement et à la complétion.
La marge d'exploitation avant impôts pour l'Amérique du nord a baissé de 268 points de base (pdb) en séquentiel, passant à 10,2 %, en réponse à une baisse de l'activité de pompage à pression et à la faiblesse des prix dans la partie terrestre. La marge d'exploitation offshore a reculé en réponse à la composition défavorable des revenus résultant du passage des travaux d'exploration en eau profonde à marge élevée à l'activité de développement et de complétion. Malgré la sévérité du déclin du chiffre d'affaires en Amérique du nord, une exécution focalisée et une action rapide en matière de gestion des coûts a limité à 20 % la marge décrémentielle séquentielle.
Dans la partie terrestre, les prix ont chuté à des niveaux non viables dans certains bassins, ce qui a entraîné l'entreposage des équipements de pompage à pression et la réaffectation des équipes. Dans d'autres bassins, le déploiement du parc de fracturation hydraulique a été maintenu dans la poursuite d'une part de marché et de nouvelles opportunités technologiques.
Au cours du premier semestre de 2015, le chiffre d'affaires a chuté de 26 % en glissement annuel en Amérique du nord, ce qui est supérieur au déclin de 24 % de la même période durant le ralentissement de 2009. Malgré cela, la marge décrémentielle a atteint 37 %, ce qui représente une amélioration marquée par rapport aux 72 % affichés pour la même période lors du ralentissement précédent. La marge d'exploitation avant impôts du premier semestre 2015 a baissé de 648 pdb en glissement annuel, soit moins de la moitié de la baisse de 1 487 pdb déclarée pour le premier semestre de 2009. La robustesse de cette performance a été étayée par une gestion rapide des coûts et des ressources, les effets croissants du programme de transformation, de solides ventes de nouvelles technologies, et une gestion efficace de la chaîne logistique.
Durant le deuxième trimestre, les nouvelles technologies Schlumberger ont permis d'augmenter la production et l'efficacité opérationnelle en Amérique du nord.
Au sud-est du Nouveau Mexique, le groupe Services de Puits a utilisé un fluide composite à faible viscosité de la gamme de services de complétion de réservoirs non conventionnels BroadBand* pour Endeavor Energy Resources, LP afin de stimuler un nouveau puits dans le Bassin Permien avec une complétion « plug-and-perf ». Comparée aux six puits de limite les plus proches complétés en utilisant de l'eau glissante (slickwater) et des quantités similaires d'ergols, la production de pétrole totale du nouveau puits a surpassé de plus de 33 % celle de tous les puits offset au bout de 120 jours.
Au sud du Texas, le groupe Services de puits a utilisé le service de fracturation BroadBand Sequence* pour Encana afin d'accélérer la production et augmenter la récupération dans les puits plus anciens des formations de schiste Eagle Ford et Haynesville. Dans un puits de schiste Eagle Ford par exemple, les opérations de refracturation ont augmenté la production de pétrole de 50 bbl/j à 650 bbl/j et la pression d'écoulement est passée de 250 psi à 5000 psi. Et, dans un puits de gaz de schiste de Haynesville, la production a augmenté de 100 Mscf/j à 5000 Mscf/j tandis que la pression d'écoulement est passée de 1500 psi à 6000 psi.
Dans le nord du Dakota, les groupes Forage et Mesures ont déployé la technologie de système orientable rotatif PowerDrive Orbit* pour WPX Energy pour forer trois sections de puits latérales à long déport dans la formation Middle Bakken. Grâce à sa conception d'actionnement à patin unique et sa technologie « push-the-bit », le système PowerDrive Orbit a surmonté les défis que présente le contrôle de trajectoire des assemblages de forage conventionnels et a réalisé trois latérales de haute qualité dans la zone. Une performance similaire a été répétée sur une latérale à long déport de 14 717 pieds, ce qui représente la plus longue section horizontale forée par un système orientable rotatif dans la zone.
Au sud du Texas, M-I SWACO a utilisé les fluides et la technologie de séparation des déblais SCREEN PULSE* pour Statoil afin de maintenir des conditions de forage optimales et de minimiser les coûts d'élimination et de perte de boue dans un environnement de forage à taux élevé de pénétration dans le schiste Eagle Ford. Précédemment, de grandes quantités de déblais de forage ont transporté des volumes importants de boue de base synthétique (SBM) sur la surface du crible du vibrant avec un potentiel de récupération inférieur. La technologie SCREEN PULSE a aidé le client à réaliser des économies nettes de 68 000 USD pour les deux premiers puits forés en réduisant le coût SBM moyen par pied de 30 % et les coûts de rejet de 13 %.
En Californie, Câbles a déployé la technologie de saturation de réservoir RSTPro* pour un gros client pétrolier et gazier dans le champs de Kern River. Le service RSTPro utilise une analyse spectrale intégrale pour mesurer les concentrations élémentaires, y compris le rapport carbone/oxygène indépendant de la salinité. Combinée aux solutions d'interprétation de Schlumberger Petrotechnical Services, l'utilisation de la technologie a permis de caractériser la saturation en pétrole lourd et de ranimer ce projet désaffecté. Le projet de surveillance de réservoir de Kern River a complété 20 ans de surveillance de la saturation cette année et la production cumulative du champ dépasse aujourd'hui les 2 milliards de barils de pétrole.
Dans la partie américaine du Golfe du Mexique, le testeur de dynamique de formation modulaire MDT* du groupe Câbles, la technologie Quicksilver Probe* et le système InSitu Fluid Analyzer* ont été utilisés pour Chevron pour obtenir des mesures de réservoir dans les découvertes en eau profonde de Guadalupe et Anchor. La combinaison des technologies Schlumberger a permis d'acquérir des échantillons à faible contamination et d'effectuer une analyse en temps réel des fluides en fond de trou. Les résultats ont ensuite été utilisés pour déterminer la connectivité du réservoir et améliorer les connaissances des propriétés d'étanchéité et du comportement de recharge des fluides. L'utilisation de la technologie d'analyse des fluides en fond de trou de Schlumberger a confirmé la valeur d'une prise de décision en temps réel dans la caractérisation des réservoirs.
Dans la partie Atlantique du Canada, le groupe Gestion de projets intégrée (GPI) de Schlumberger a complété la construction et l'évaluation du premier puits foré pour Statoil dans un environnement en eau profonde difficile au large de Terre-Neuve. Les travaux ont été complétés dans le cadre d'un contrat intégré de quatre ans couvrant la gamme complète des services pour le projet d'exploration et d'évaluation du Flemish Pass. Malgré les défis posés par le temps, l'efficacité des services intégrés a permis au projet d'atteindre les objectifs internes du client. De nouvelles technologies Schlumberger telles que le service de géologie de réservoir photoréaliste Quanta Geo* du groupe Câbles, a permis de réduire le risque sous-surfacique et de caractériser les formations complexes. D'autre part, le système orientable rotatif PowerDrive* du groupoe Forage et Mesures, l'élément en diamant conique Smith Bits Stinger*, et les technologies de diagraphie et d'analyse de fluides Geoservices FLAIR* ont stimulé la performance en améliorant l'efficacité du forage, en assurant l'intégrité des puits de forage et en optimisant le placement des puits. Grâce aux technologies et à l'approche intégrée de Schlumberger, plusieurs sections de puits ont été reconnues par Statoil comme constituant leurs meilleures performances de forage à l'échelle mondiale.
Zones Internationales
Le chiffre d'affaires de 6,5 milliards USD des Zones Internationales a reculé de 5 % en séquentiel en réponse aux réductions budgétaires des clients et aux concessions tarifaires continues.
Le chiffre d'affaires de 2,6 milliards USD de la zone Moyen-Orient et Asie a reculé de 5 % en séquentiel, ce qui était essentiellement attribuable à une baisse de l'activité en Asie-Pacifique et en Australie en réponse aux réductions des budgets d'exploration des clients. Les retards des projets ont entraîné une baisse de l'activité en Inde tandis que les activités sont restées limitées en Irak et en Chine. Les marchés géographiques du Moyen-Orient sont restés robustes en réponse à une activité accrue, notamment en Arabie saoudite, aux Émirats arabes unis et au Koweït, mais le chiffre d'affaires de la région a légèrement reculé, les concessions de prix ayant affecté les résultats pendant un trimestre complet.
Le chiffre d'affaires de 2,4 milliards USD de la zone Europe/CEI/Afrique a reculé de 5 % en séquentiel, ce qui était essentiellement attribuable à l'Afrique subsaharienne où l'exploration a baissé et où des plateformes offshore ont été démobilisées. La pression budgétaire des clients en Angola et les retards au Nigeria ont également affecté les résultats. La Russie a rebondi en réponse à une augmentation saisonnière de l'activité terrestre conventionnelle tandis que le rouble russe s'est quelque peu redressé. Le chiffre d'affaires de la Mer du Nord a baissé en réponse à une réduction du nombre d'appareils de forage, à la pression sur les prix et à la transition continue de l'exploration au développement. L'activité de l'Afrique du Nord était légèrement en hausse tandis que les travaux ont continué d'être limités en Lybie où la situation de sécurité reste inchangée.
Le chiffre d'affaires de 1,5 milliard USD de la zone Amérique latine a baissé de 7 % en réponse à une réduction de l'activité au Mexique, au Brésil et en Colombie en réponse aux compressions budgétaires soutenues des clients. Cette réduction a été en partie compensée par une solide exploration et une accélération de l'activité du marché géographique du Venezuela, et de Trinité-et-Tobago. Les activités sont demeurées solides en Argentine et en Équateur.
La marge d'exploitation avant impôts de 24,5 % de la zone Internationale a augmenté de 35 pdb en séquentiel. La marge d'exploitation avant impôts Moyen-Orient et Asie a augmenté légèrement de 8 pdb à 28,7 %, celle de l'Amérique latine a augmenté de 81 pdb à 22,3 %, et celle de l'Europe/CEI/Afrique a augmenté de 29 pdb à 21,3 %. Malgré le déclin séquentiel du chiffre d'affaires et le changement de plus en plus défavorable de la composition des revenus, les marges d'exploitation se sont élargies et ont limité la marge décrémentielle séquentielle à 18 %.
Au cours du premier semestre de 2015, le chiffre d'affaires en glissement annuel a chuté de 14 % dans les zones internationales, un déclin plus important que celui de 5 % au cours de la même période lors du ralentissement de 2009. Malgré cela, la marge décrémentielle s'est élevée à 18 %, ce qui représente une amélioration marquée par rapport aux 73 % déclarés pour la même période lors du ralentissement précédent. La marge d'exploitation avant impôts du premier semestre 2015 est passée à 85 pdb comparé à la baisse de 269 pdb de la marge déclarée pour la même période en 2009. La robustesse de cette performance a résulté d'une gestion proactive des coûts et des ressources, des solides ventes de nouvelle technologie, et de l'accélération du programme de transformation axé sur la productivité de la main d'œuvre, l'utilisation des actifs et la réduction des coûts de soutien des unités.
Au cours du trimestre, les Zones Internationales ont bénéficié d'un certain nombre de contrats et de succès en termes d'intégration.
Saudi Aramco a attribué à Schlumberger un contrat multiservice de deux ans portant sur les technologies de stimulation et de test pour des projets de gaz non classique dans le Royaume d'Arabie Saoudite. Le projet utilise de nouvelles technologies de réservoir non conventionnelles en cours d'essais dans le pays pour optimiser la performance de stimulation.
Dans les pays du Conseil de coopération du Golfe, Schlumberger a obtenu l'extension de trois contrats et s'est fait attribuer un nouveau contrat, collectivement évalués à environ 600 million USD. Les prolongations de contrat de cinq ans pour les services Forage et Mesures et Câbles couvrent le déploiement de technologies telles que les systèmes orientables rotatifs à taux de remontée élevé PowerDrive Archer*, les services de résistivité et d'imagerie en cours de forage MicroScope*, et la diagraphie de spectroscopie à haute définition Litho Scanner*. La troisième prolongation de contrat pour les services Ascension Artificielle incluant les systèmes de pompe submersible électrique à haute température REDA* Hotline, est d'une durée de trois ans et demi. Le nouveau contrat, également d'une durée de cinq ans, porte sur les technologies de cimentation de Services de Puits.
Schlumberger a signé un contrat axé sur le rendement d'une valeur approximative de 395 millions USD sur quatre ans portant sur la fourniture de services de construction de puits intégrés pour un développement de champ de pétrole lourd dans la région maritime du Mexique. En vertu de ce contrat, Schlumberger fournira tous les services de forage et de complétion couvrant la gestion de projet, le forage directionnel, les mesures en cours de forage, la diagraphie en cours de forage, la diagraphie du fluide de forage, les câbles, le fluide de forage, les trépans, le repêchage, la cimentation, le tubage spiralé, les complétions inférieures et les tests de puits. Le forage du premier puits est prévu pour août 2015.
En Irak, ENI a attribué à Schlumberger un contrat de construction de puits intégré couvrant le forage de 30 puits ainsi que la fourniture d'appareils de forage terrestres, le forage directionnel, les mesures en cours de forage, la diagraphie en cours de forage, les trépans, le repêchage, la cimentation, le fluide de forage, la diagraphie du fluide de forage, le nettoyage des puits de forage et les câbles. Schlumberger a livré des puits à ENI en vertu de modèles de contrat intégré similaires dans le passé et cette attribution récente assure la continuité dans le développement en cours du champ.
En Norvège, Statoil Petroleum AS a attribué à M-I SWACO un contrat évalué à environ 135 millions USD pour la fourniture des glycols utilisés dans toutes les opérations de raffinerie offshore et onshore norvégiennes de la société. Ce contrat de quatre ans et demi offre l'option de deux prolongations de trois ans.
En Azerbaïdjan, BP a attribué à Caspian Geophysical, une joint-venture entre WesternGeco et SOCAR, un contrat portant sur l'acquisition de levés sismiques marins en mer Caspienne, y compris l'acquisition 2D, 3D et 4D. L'acquisition des levés devrait prendre environ six mois et sera réalisée à l'aide de la technologie sismique point-récepteur Q-Marine* ; c'est la première fois que ce système d'acquisition sismique à haute spécification a été déployé en mer Caspienne. Les projets seront réalisés en étroite collaboration entre WesternGeco et Caspian Geophysical.
Groupe Caractérisation des Réservoirs
| (en millions USD, sauf pourcentages de marges) | ||||||||||||||||||||||
| Trois mois clos le | Variation | |||||||||||||||||||||
| 30 juin 2015 | 31 mars 2015 | 30 juin 2014 | Séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires | $ | 2 425 | $ | 2 552 | $ | 3 231 | - 5 | % | - 25 | % | ||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 642 | 655 | 933 | - 2 | % | - 31 | % | |||||||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 26,5 | % | 25,6 | % | 28,9 | % | 84 pdb | - 239 pdb | ||||||||||||||
| Marge d'exploitation décrémentielle | 10 | % | 36 | % | ||||||||||||||||||
Le chiffre d'affaires de 2,4 milliards USD du groupe Caractérisation des Réservoirs a reculé de 5 % en séquentiel, ce qui est essentiellement attribuable à des réductions soutenues des dépenses d'exploration qui ont impacté les activités Câbles et Services de Tests en Europe/CEI et Afrique, dans la partie américaine du Golfe du Mexique et en Australie. Ce déclin a été en partie compensé par une augmentation des ventes de licences de logiciel et par un chiffre d'affaires WesternGeco qui s'est légèrement amélioré en réponse à une activité sismique terrestre accrue en Afrique du Nord et aux Émirats arabes unis.
La marge d'exploitation avant impôts de 26,5 % a été supérieure de 84 pdb en séquentiel sur des décrémentiels de 10 %, une composition défavorable des revenus ayant été compensée par la contribution accrue de ventes de licence logicielles à forte marge.
Outre des attributions de contrat au cours du trimestre, les nouvelles technologies Caractérisation des réservoirs ont permis de caractériser des réservoirs complexes, d'optimiser la production des puits et la récupération des réservoirs et d'améliorer l'efficacité opérationnelle.
En Australie, Câbles a introduit la technologie de tracteur de câble tout terrain UltraTRAC* pour Origin Energy afin de collecter des échantillons de réservoir et des mesures de pression dans le Bassin d'Otway au large du Victoria. La technologie UltraTRAC transporte de grosses charges utiles dans des conditions de puits difficiles et dans des puits à grand déport et à pente abrupte. Combinée à la technologie de sonde radiale 3D Saturn*, qui permet un échantillonnage dans des environnements difficiles, il s'agissait de la première introduction de ces deux technologies dans un forage à grand déport en Australie. Cette combinaison efficace de technologies du groupe Câbles a économisé au client environ cinq jours de temps de forage comparé aux méthodes de diagraphie acheminée par tuyau conventionnelles.
Au large des Pays-Bas, le groupe Câbles a utilisé un monocâble wireline encapsulé par du polymère StreamLINE* pour Wintershall Noordzee BV afin d'acheminer un perforateur dans un puits profond, dévié, à haute pression et haute température en mer du Nord. Le câble StreamLINE a un coefficient de friction qui est de moitié inférieur à celui du câble tressé standard équivalent pour réduire la tension du câble. Ceci a permis de compléter les travaux de perforation en un seul passage au lieu de deux, ce qui était critique au succès de l'opération. La solution a économisé au client 12 heures de temps d'intervention, soit un coût estimé de 175 000 USD.
Au large du Mexique, le groupe Câbles a déployé les technologies de sonde radiale Saturn 3D et de carottage latéral rotatif à grand volume XL-Rock* pour PEMEX afin d'obtenir des échantillons de fluide et de roche dans un puits en eau profonde de la formation du Miocène moyen. En outre, la combinaison des mesures de l'outil d'induction triaxiale Rt Scanner* et des images de la technologie de micro-imageur à base d'huile OBMI* a permis de révéler la présence de nouvelles réserves. Ces informations ont permis au client de formuler une nouvelle stratégie d'exploration.
À Oman, les technologies Câbles ont été déployées pour Petroleum Development of Oman (PDO) afin de caractériser le réservoir de carbonate hétérogène de Shuaiba dans un environnement de boue à base d'huile (OBM) difficile. La technologie de réservoir photoréaliste Quanta Geo a été utilisée pour la première fois à Oman pour surmonter le défi OBM et pour identifier les microfractures créées par le testeur de dynamique modulaire MDT équipé de packers à haute performance et d'une pompe à haute pression. PDO a pu ainsi obtenir les propriétés géologiques et géophysiques de rupture pour actualiser le plan de développement du champ et optimiser le plan de complétion.
Au Venezuela, la technologie de diagraphie « through-the-bit » ThruBit* du groupe Câbles a été déployée pour PDVSA dans le but d'acquérir un ensemble de données pétrophysiques standard complet dans des puits fortement déviés du champ pétrolifère Ayacucho de Faja del Orinoco, où seules des données de rayonnement gamma et de résistivité étaient disponibles précédemment. La diagraphie ThruBit permet de diagrapher des puits compliqués de façon fiable et en moins de temps que les méthodes d'acheminement conventionnelles, ce qui contribue à une plus grande précision dans l'évaluation des formations, la modélisation sur le terrain et la planification des puits horizontaux.
Toujours au Venezuela, le groupe Câbles a déployé la technologie d'évaluation de ciment Isolation Scanner* pour Petroindependencia, S.A., une joint-venture entre PDVSA et Chevron, dans le but d'améliorer la conception de centralisation du tubage et d'optimiser les opérations de cimentation dans le champ de Cerro Negro. La combinaison des deux mesures ultrasoniques indépendantes de l'Isolation Scanner et de la capacité de traction inverse efficace offerte par le tracteur de services de puits tubé TuffTRAC* a permis de confirmer de manière positive l'isolation zonale des puits.
En Irak, le groupe Testing Services a déployé les jauges à quartz Signature* validées par la télémétrie sans fil Muzic* pour Chevron afin de transmettre les mesures en fond de trou des puits du champ terrestre Sarta-2. Dans cinq zones testées, les jauges Signature ont collecté fiablement des données en fond de trou dans des conditions difficiles et assuré une transmission continue via le service global InterACT* de connectivité, de collaboration et d'information. Le client a pu répondre aux objectifs de test des puits et réduire le temps de forage grâce à un processus de prise de décision mieux informé.
Aux Émirats arabes unis, ADCO a attribué à Schlumberger un contrat portant sur des services d'analyses de carottes de réservoir conventionnel et non conventionnel au laboratoire. Le contrat de trois ans avec une option de deux ans couvre la prestation de services de manipulation et traitement des carottes, de mesures électriques pétrophysiques et de routine, de pétrologie et de géomécanique. Schlumberger ouvrira un laboratoire d'analyse de roche à Abu Dhabi, en plus du laboratoire d'analyse de fluide actuellement situé à Jebel Ali, aux Émirats arabes unis, afin de fournir aux clients une suite complète de services intégrés de caractérisation de réservoirs de roche et de fluide.
Groupe Forage
| (en millions USD, sauf pourcentages de marges) | ||||||||||||||||||||||
| Trois mois clos le | Variation | |||||||||||||||||||||
| 30 juin 2015 | 31 mars 2015 | 30 juin 2014 | Séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires | $ | 3 511 | $ | 3 963 | $ | 4 653 | - 11 | % | - 25 | % | ||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 685 | 790 | 981 | - 13 | % | - 30 | % | |||||||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 19,5 | % | 19,9 | % | 21,1 | % | - 44 pdb | - 157 pdb | ||||||||||||||
| Marge d'exploitation décrémentielle | 23 | % | 26 | % | ||||||||||||||||||
Le chiffre d'affaires de 3,5 milliards USD du groupe a reculé de 11 % en séquentiel, ce qui est essentiellement attribuable à une autre baisse du nombre d'appareils de forage en Amérique du nord qui a impacté les activités du groupe Forage et Mesures et M-I SWACO. Une baisse de l'activité de forage en Afrique subsaharienne, en Australie et en Colombie a également contribué au déclin.
La marge d'exploitation avant impôts de 19,5 % a baissé de 44 pdb en séquentiel. Malgré la baisse du chiffre d'affaires, les mesures rapides prises pour gérer les coûts ont permis de limiter la marge d'exploitation décrémentielle à 23 %.
Au cours du deuxième trimestre, les technologies du groupe Forage ont optimisé la performance en améliorant l’efficacité du forage, en optimisant le placement des puits et en assurant l’intégrité des puits de forage.
En Mer Caspienne, les technologies du groupe Forage ont été déployées pour BP Exploration Caspian Sea Limited pour forer les sections de 8 1/2 po. et 12 1/4 po. dans un puits du champ de Shah Deniz, au large de l'Azerbaïdjan. C'est la première fois qu'une section problématique de 8 1/2 po. a été forée en un seul passage dans Shah Deniz. Cette section a été forée en combinant la technologie orientable rotative PowerDrive Orbit des groupes Forage et Mesures et un trépan compact en diamant cristallin (PDC) Smith avec la technologie de coupe-tige ONYX* en utilisant la plateforme de conception de trépan intégrée IDEAS*. La section a établi un record de forage de champ de 240 m en 24 heures et a économisé six jours de temps de forage d'une valeur approximative de 2,6 millions USD.
Au large du Brésil, Outils de Forage et Services Correctifs ont déployé la technologie d'alésoir hydraulique sur demande Rhino XC* pour Petrobras afin d'élargir la section tangente de 2700 pieds d'un puits en eau profonde dans une formation salifère instable du champ pétrolier présalifère de Lula. Grâce à la capacité de la technologie Rhino XC à réaliser des trous de plus grande largeur, le client a disposé d'un plus grand dégagement et a maintenu un taux élevé de pénétration (TDP). Dans l'ensemble, l'opération a été complétée en sept jours, économisant à Petrobras trois jours de forage comparé aux puits de limite précédents forés sans utiliser d'élargisseur.
Au large du Canada, les technologies du groupe Forage ont établi un nouveau record de forage pour Statoil dans la découverte de Bay du Nord au nord-est de St. John’s, à Terre-Neuve. La technologie à élément en diamant conique StingBlade* de Schlumberger, alliée aux services Forage et Mesures, Smith Bits, M-I SWACO, Geoservices et Outils de Forage et Services Correctifs, a permis de forer la section sans colonne montante de 17 1/2 po. d'un puits en eau profonde à un TDP de 169,1 m/h, établissant un nouveau record mondial pour Statoil et surpassant de 72 % le record précédent. En outre, les technologies du groupe Forage ont foré à travers de multiples formations de filon dur à un TDP moyen de 35 m/h comparé à un TDP moyen historique de 3 m/h pour ces formations, et ont foré le puits en eau profonde à la profondeur totale en un seul passage.
Au Mexique, les groupes Forage et Mesures ont utilisé la technologie de profil sismique vertical 3D VSP* ainsi que les services de diagraphie sismique en cours de forage seismicVISION* et de diagraphie sonique en cours de forage sonicVISION* pour la société pétrolière nationale du Mexique, dans le but d'optimiser une opération de forage à travers et sous le sel dans un puits d'exploration en eau profonde. Le client a pu ainsi situer la base du sel de façon à placer le tubage à la profondeur correcte tout en réduisant le risque du forage.
Au sud de l'Italie, les technologies du groupe Forage ont été déployées pour ENI pour réaliser un forage dévié horizontal long à travers un réservoir de carbonate naturellement fracturé dans le champ pétrolifère de Val d’Agri. Les systèmes orientables rotatifs PowerDrive X6* et PowerDrive vorteX* des groupes Forage et Mesures, combinés aux trépans Smith, personnalisés à l'aide de la plateforme de conception de trépan intégrée IDEAS, ont foré avec efficacité une trajectoire 3D complexe et une section horizontale de 2200 m tout en assurant le placement précis du puits dans le réservoir. La technologie PowerDrive vorteX a notamment permis de doubler le TDP comparé à la performance des systèmes orientables rotatifs conventionnels dans les puits de limite. En utilisant les technologies du groupe Forage, appuyées par le centre de support des opérations de forage interactif OSC*, le forage dévié a été exécuté comme prévu et le client a économisé 20 jours de temps de forage, soit une valeur approximative de 1,4 million USD.
En Colombie, la technologie de trépans Smith a permis à EQUION ENERGIA d'améliorer la performance de forage dans la formation Mirador dans le Bassin Llanos. Les découpeuses PDC rotatives ONYX 360* ont augmenté la durabilité des trépans en tournant à 360 degrés, ce qui a permis à l'arête en diamant entière de forer la formation et d'augmenter de jusqu'à 57 % la longueur du passage. Le client a économisé 5 jours et demi de temps de forage, soit une valeur approximative de 896 000 USD, en réduisant les coûts de forage et le nombre de passages du trépan.
Au Kazakhstan, la technologie de trépan en diamant conique Stinger de Schlumberger, combinée à un moteur à déplacement à couple élevé, a permis à Hilong Petroleum Engineering Company d'améliorer la performance de forage dans la section de 8 1/2 po. d'un puits terrestre dans le gisement de gaz de Pridorozhnoye. En combinant une force d'impact et une résistance à l'usure supérieures avec une forme conique, la technologie d'élément Stinger a permis un passage plus long et plus rapide à travers la formation de calcaire à silex difficile en augmentant le TDP de 55 % comparé à un puits de limite dans le même champ. Le client a pu ainsi réduire les délais de production et forer un plus grand nombre de puits en économisant 27 jours de temps de forage, soit une valeur approximative de 486 000 USD.
Groupe Production
| (en millions USD, sauf pourcentages de marges) | ||||||||||||||||||||||
| Trois mois clos le | Variation | |||||||||||||||||||||
| 30 juin 2015 | 31 mars 2015 | 30 juin 2014 | Séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires | $ | 3 103 | $ | 3 767 | $ | 4 208 | - 18 | % | - 26 | % | ||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 397 | 549 | 710 | - 28 | % | - 44 | % | |||||||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 12,8 | % | 14,6 | % | 16,9 | % | - 179 pdb | - 406 pdb | ||||||||||||||
| Marge d'exploitation décrémentielle | 23 | % | 28 | % | ||||||||||||||||||
Le chiffre d'affaires de 3,1 milliards USD du groupe Production a reculé de 18 % en séquentiel, plus de 80 % de la baisse étant attribuable à la partie terrestre de l'Amérique du nord. L'activité de pompage à pression a continué de baisser et la pression sur les prix a augmenté, le nombre d'appareils de forage terrestres ayant poursuivi son déclin en Amérique du nord.
La marge d'exploitation avant impôts de 12,8 % a reculé de 179 pdb en séquentiel en réponse à la baisse de l'activité et à la pression croissante sur les prix pendant le trimestre, les prix ayant baissé à des niveaux insoutenables dans certains bassins, entraînant un entreposage des équipements de pompage et une réaffectation des équipes. Le déploiement du parc de fracturation hydraulique a été maintenu dans d'autres bassins. Malgré le déclin marqué du chiffre d'affaires, une intervention rapide en matière de gestion des coûts et un alignement des ressources avec l'activité ont limité à 23 % la marge d'exploitation décrémentielle séquentielle.
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.
En Arabie saoudite, après un investissement et un développement de produits collaboratifs avec Saudi Aramco, Complétions de Schlumberger a déployé Manara*, le premier système de production et de gestion de réservoir au monde permettant de réaliser la détection et le contrôle au niveau compartiment à l'intérieur des embranchements de puits. Le système Manara contrôle l'écoulement en utilisant un étrangleur électrique variable et des capteurs en fond de trou intégrés permettant à l'utilisateur d'attribuer directement la production ou le soutirage par compartiment. La technologie brevetée de coupleur inductif permet une bifurcation ombilicale du puits de forage principal aux embranchements, pour fournir une dorsale de puissance et de communications fiable. Les workflows de la plateforme logicielle d'opérations de production Avocet* offrent une visualisation en temps réel, fournissent à l'utilisateur une interaction améliorée avec les données et réduisent le temps de réponse pour l'optimisation de la surveillance des réservoirs. Cette plateforme de complétion révolutionnaire transfère la capacité de surveillance du réservoir du puits à l'embranchement et au compartiment, augmentant ainsi potentiellement le potentiel de récupération du réservoir.
La conception de stimulation orientée réservoir Mangrove* basée sur la plateforme logicielle E&P Petrel a été utilisée par les groupes d'intégration de technologie (TIG) de Schlumberger pour construire plus de 1 000 puits pour plus de 100 clients dans 19 pays depuis son premier déploiement en 2012. En outre, plus de 20 clients sur quatre continents ont adopté ce workflow de bout en bout unique de Schlumberger pour des formations pétrolifères non conventionnelles en acquérant des licences du logiciel Mangrove depuis le commencement des ventes en 2014.
Au Venezuela, Schlumberger Complétions a déployé un système de colonne perdue non cimentée COLOSSUS UNC* pour Petroindependencia, S.A., afin d'installer rapidement la colonne dans des puits à pétrole lourd à long déport dans des réservoirs de grès non consolidés comportant des pelliculages de schiste dans le champ de Cerro Negro. Étant donné la forte déviation en patte de chien des embranchements non cimentés, le succès dépendait de la mobilité de la colonne. Comme l'injection de vapeur était nécessaire pour permettre la production du pétrole lourd, le matériel de complétion devait également résister à des températures extrêmes. La technologie COLOSSUS UNC a permis de surmonter les défis techniques et a réduit le temps d'installation de la colonne de dix jours à un jour et quart par puits, ce qui a représenté une économie de 590 000 USD, laquelle a permis au client d'atteindre ses objectifs de production pour 25 puits.
Au large du Danemark, Schlumberger a fourni une solution d'intervention sur puits intégrée à Maersk Oil afin de mieux comprendre la production d'eau et de maximiser la récupération des hydrocarbures dans le champ pétrolier parvenu à maturité de Svend, avant l'abandon du champ. Les technologies déployées étaient les services de diagraphie de production CT live ACTive PS*, de saturation de réservoir RST Pro, et FloScan* Imager. Les tests de puits initiaux ont indiqué que les informations acquises de cette opération avaient permis d'optimiser les puits afin de réduire d'un tiers la production d'eau.
Au Mexique, le groupe Intervention sur Puits a déployé le système de perforation et d'activation sélectif en temps réel à tube spiralé ACTive OptiFIRE* pour PEMEX afin d'augmenter la production dans un puits de la région Sud. Dans le passé, la reperforation de la zone cible a été difficile pour les méthodes d'intervention par câble conventionnelles sans tuer le puits ou retarder la production. La technologie Active OptiFIRE a permis le placement précis des perforateurs et confirmé la détonation en fond de trou en un seul passage. Par conséquent, la sécurité de l'intervention a été améliorée et le temps de perforation a été réduit de 75 %, ce qui a permis le nettoyage et le démarrage efficaces du puits sans nécessiter d'équipement d'intervention supplémentaire.
Le groupe Intervention sur Puits a également utilisé la gamme de services de tubage spiralé en fond de trou live ACTive* au large du Mexique pour étendre le tubage de production dans un puits dévié et prolonger sa vie productive en l'éloignant du contact gaz-pétrole. Dans cette application, la technologie ACTive a utilisé des mesures en fond de trou en temps réel pour interpréter et optimiser les traitements et intervenir avec un seul passage dans le trou. En raison du haut niveau de complexité, cette intervention a nécessité une évaluation détaillée de ses aspects techniques, opérationnels et logistiques. Cette opération pleinement intégrée a pris 15 jours à compléter sur une plateforme sans sondeuse, et a économisé le temps et le coût associés à une intervention majeure utilisant une appareil de reconditionnement.
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Tableaux financiers |
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| État consolidé condensé des résultats | ||||||||||||||
| (en millions USD, sauf montants par action) | ||||||||||||||
| Deuxième trimestre | Six mois | |||||||||||||
| Périodes closes le 30 juin | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 | ||||||||||
| Chiffre d’affaires | $ | 9 010 | $ | 12 054 | $ | 19 258 | $ | 23 294 | ||||||
| Intérêts et autres bénéfices | 47 | 64 | 96 | 141 | ||||||||||
| Dépenses | ||||||||||||||
| Coût des produits d’exploitation | 7 136 | 9 269 | 15 231 | 18 017 | ||||||||||
| Recherche et ingénierie | 279 | 309 | 546 | 593 | ||||||||||
| Frais généraux et administratifs | 120 | 123 | 239 | 228 | ||||||||||
| Restructuration et autre (1) | - | - | 439 | - | ||||||||||
| Intérêt | 86 | 90 | 169 | 193 | ||||||||||
| Bénéfice avant impôts | $ | 1 436 | $ | 2 327 | $ | 2 730 | $ | 4 404 | ||||||
| Impôts sur les bénéfices (1) | 302 | 506 | 608 | 975 | ||||||||||
| Revenus issus des activités poursuivies | 1 134 | 1 821 | 2 122 | 3 429 | ||||||||||
| Perte issue des activités abandonnées | - | (205 | ) | - | (205 | ) | ||||||||
| Revenu net | 1 134 | 1 616 | 2 122 | 6 845 | ||||||||||
| Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires | 10 | 21 | 23 | 37 | ||||||||||
| Bénéfice net attribuable à Schlumberger | $ | 1 124 | $ | 1 595 | $ | 2 099 | $ | 3 187 | ||||||
| Montants Schlumberger attribuables au : | ||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies (1) | $ | 1 124 | $ | 1 800 | $ | 2 099 | $ | 3 392 | ||||||
| Perte issue des activités abandonnées | - | (205 | ) |
- |
(205 | ) | ||||||||
| Revenu net | $ | 1 124 | $ | 1 595 | $ | 2 099 | $ | 3 187 | ||||||
| Bénéfice dilué par action de Schlumberger | ||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies (1) | $ | 0,88 | $ | 1,37 | $ | 1,64 | $ | 2,58 | ||||||
| Perte issue des activités abandonnées | - | (0,16 | ) | - | (0,16 | ) | ||||||||
| Revenu net | $ | 0,88 | $ | 1,21 | $ | 1,64 | $ | 2,42 | ||||||
| Moyenne des actions en circulation | 1 269 | 1 300 | 1 273 | 1 303 | ||||||||||
| Moyenne des actions en circulation après dilution | 1 280 | 1 315 | 1 282 | 1 316 | ||||||||||
| Dépréciation et amortissement inclus dans les dépenses (2) | $ | 1 047 | $ | 996 | $ | 2 089 | $ | 1 997 | ||||||
| (1) | Voir la section intitulée « Charges et crédits » pour plus de détails. | |
| (2) | Inclut la dépréciation de la propriété, de l’usine et des équipements et l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et les investissements SPM. |
| État consolidé condensé des résultats | |||||||
| (en millions USD) | |||||||
| 30 juin, | 31 déc. | ||||||
| Actifs | 2015 | 2014 | |||||
| Actifs à court terme | |||||||
| Encaisse et investissements à court terme | $ | 7 274 | $ | 7 501 | |||
| Comptes clients | 9 569 | 11 171 | |||||
| Autres actifs courants | 6 018 | 6 022 | |||||
| 22 861 | 24 694 | ||||||
| Investissements à taux fixe, détenus jusqu’à maturité | 469 | 442 | |||||
| Immobilisations corporelles | 14 848 | 15 396 | |||||
| Données sismiques multiclients | 913 | 793 | |||||
| Écarts d’acquisition | 15 525 | 15 487 | |||||
| Autres immobilisations incorporelles | 4 525 | 4 654 | |||||
| Autres actifs | 5 612 | 5 438 | |||||
| $ | 64 753 | $ | 66 904 | ||||
| Passif et fonds propres | |||||||
| Passif courant | |||||||
| Comptes fournisseurs et charges constatées d’avance | $ | 7 479 | $ | 9 246 | |||
| Passif estimé pour les impôts sur le bénéfice | 1 424 | 1 647 | |||||
|
Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme |
4 231 | 2 765 | |||||
| Dividende à distribuer | 640 | 518 | |||||
| 13 774 | 14 176 | ||||||
| Dette à long terme | 9 110 | 10 565 | |||||
| Avantages postérieurs aux départs en retraite | 1 348 | 1 501 | |||||
| Impôts différés | 1 333 | 1 296 | |||||
| Autres passifs | 1 003 | 1 317 | |||||
| 26 568 | 28 855 | ||||||
| Fonds propres | 38 185 | 38 049 | |||||
| $ | 64 753 | $ | 66 904 | ||||
Dette nette
La « dette nette » représente la dette brute moins l'encaisse, les investissements à court terme et les investissements à taux fixe, détenus jusqu'à échéance. 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 closes le 30 juin |
Six |
Deuxième |
Six |
||||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires | $ | 2 122 | $ | 1 134 | $ | 3 429 | |||||||||||||
| Restructuration et autres charges, après impôt | 383 | - | - | ||||||||||||||||
|
Bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires, hors charges et crédits |
2 505 | 1 134 | 3 429 | ||||||||||||||||
| Dépréciation et amortissement (1) | 2 089 | 1 047 | 1 997 | ||||||||||||||||
| Pensions et autres avantages complémentaires postérieurs aux départs en retraite à payer | 217 | 103 | 190 | ||||||||||||||||
| Dépenses de rémunération sous forme d’actions | 167 | 87 | 162 | ||||||||||||||||
| Financement de pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ en retraite | (214 | ) | (94 | ) | (127 | ) | |||||||||||||
| Augmentation des fonds de roulement (2) | (837 | ) | (67 | ) | (1 090 | ) | |||||||||||||
| Autres | 157 | 104 | (342 | ) | |||||||||||||||
| Flux de trésorerie lié à l’exploitation | 4 084 | 2 314 | 4 219 | ||||||||||||||||
| Dépenses d’investissement | (1 193 | ) | (587 | ) | (1 786 | ) | |||||||||||||
| Investissements SPM | (222 | ) | (113 | ) | (377 | ) | |||||||||||||
| Données sismiques multiclients capitalisées | (221 | ) | (120 | ) | (154 | ) | |||||||||||||
| Flux de trésorerie disponible (3) | 2 448 | 1 494 | 1 902 | ||||||||||||||||
| Programme de rachat d’actions | (1 239 | ) | (520 | ) | (2 074 | ) | |||||||||||||
| Dividendes distribués | (1 151 | ) | (639 | ) | (932 | ) | |||||||||||||
| Produit des régimes d’actionnariat des employés | 256 | 74 | 492 | ||||||||||||||||
| 314 | 409 | (612 | ) | ||||||||||||||||
| Acquisitions d’entreprises et investissements, déduction faite de la trésorerie acquise et des dettes prises en charge | (206 | ) | (127 | ) | (964 | ) | |||||||||||||
| Activités abandonnées - règlement avec le ministère de la Justice américain | (233 | ) | (233 | ) | - | ||||||||||||||
| Autres | (86 | ) | (160 | ) | (47 | ) | |||||||||||||
| Augmentation de la dette nette | (211 | ) | (111 | ) | (1 623 | ) | |||||||||||||
| Dette nette, début de période | (5 387 | ) | (5 487 | ) | (4 443 | ) | |||||||||||||
| Dette nette | $ | (5 598 | ) | $ | (5 598 | ) | $ | (6 066 | ) | ||||||||||
| Composants de la dette nette |
30 juin |
31 mars |
31 déc. |
30 juin |
|||||||||||||||
| Encaisse et investissements à court terme | $ | 7 274 | $ | 6 803 | $ | 7 501 | $ | 6 699 | |||||||||||
| Investissements à taux fixe, détenus jusqu’à maturité | 469 | 436 | 442 | 480 | |||||||||||||||
| Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme | (4 231 | ) | (3 828 | ) | (2 765 | ) | (1 505 | ) | |||||||||||
| Dette à long terme | (9 110 | ) | (8 898 | ) | (10 565 | ) | (11 740 | ) | |||||||||||
| $ | (5 598 | ) | $ | (5 487 | ) | $ | (5 387 | ) | $ | (6 066 | ) | ||||||||
| (1) | Inclut la dépréciation de la propriété, de l’usine et des équipements et l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et les investissements SPM. | |
| (2) | Inclut des paiements de séparation d'environ 455 millions USD durant les six mois clos le 30 juin 2015 et de 210 millions USD durant le deuxième trimestre 2015. | |
| (3) | Le « flux de trésorerie disponible » représente le flux de trésorerie lié à l'exploitation 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 et Crédits
Outre les résultats financiers déterminés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR), ce communiqué de presse sur les résultats du deuxième trimestre inclut également des mesures financières non-PCGR (telles que définies en vertu du Règlement G de la SEC). Ce qui suit est un rapprochement de ces mesures non-PCGR aux mesures PCGR comparables :
| (en millions USD, sauf montants par action) | |||||||||||||||||||||||
| Premier trimestre 2015 | |||||||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Participations |
Net |
BPA |
|||||||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, hors charges et crédits | $ | 1 733 | $ | 362 | $ | 13 | $ | 1 358 | $ | 1,06 | |||||||||||||
| Compression des effectifs | (390 | ) | (56 | ) | - | (334 | ) | (0,26 | ) | ||||||||||||||
| Perte due à la dévaluation de la monnaie au Venezuela | (49 | ) | - | - | (49 | ) | (0,04 | ) | |||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, tel que déclaré | $ | 1 294 | $ | 306 | $ | 13 | $ | 975 | $ | 0,76 | |||||||||||||
| Six mois 2015 | |||||||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Participations |
Net |
BPA |
|||||||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, hors charges et crédits | $ | 3 169 | $ | 664 | $ | 23 | $ | 2 482 | $ | 1.94 | |||||||||||||
| Compression des effectifs | (390 | ) | (56 | ) | - | (334 | ) | (0,26 | ) | ||||||||||||||
| Perte due à la dévaluation de la monnaie au Venezuela | (49 | ) | - | - | (49 | ) | (0,04 | ) | |||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, tel que déclaré | $ | 2 730 | $ | 608 | $ | 23 | $ | 2 099 | $ | 1,64 | |||||||||||||
| Aucune charge ni aucun crédit n’ont été enregistrés au cours du deuxième trimestre 2015 ou des six premiers mois de 2014. | |||||||||||||||||||||||
| Consulter la section intitulée « Informations supplémentaires » pour plus de détails relatifs à ces charges. | |||||||||||||||||||||||
| Groupes Produits | |||||||||||||||||||||||||||||
| (en millions USD) | |||||||||||||||||||||||||||||
| Trois mois clos le | |||||||||||||||||||||||||||||
| 30 juin 2015 | 31 mars 2015 | 30 juin 2014 | |||||||||||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
||||||||||||||||||||||||
| Caractérisation des réservoirs | $ | 2 425 | $ | 642 | $ | 2 552 | $ | 655 | $ | 3 231 | $ | 933 | |||||||||||||||||
| Forage | 3 511 | 685 | 3 963 | 790 | 4 653 | 981 | |||||||||||||||||||||||
| Production | 3 103 | 397 | 3 767 | 549 | 4 208 | 710 | |||||||||||||||||||||||
| Éliminations et autres | (29 | ) | (16 | ) | (34 | ) | (1 | ) | (38 | ) | (3 | ) | |||||||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 1 708 | 1 993 | 2 621 | ||||||||||||||||||||||||||
| Dépenses d’entreprise et autres | - | (199 | ) | - | (192 | ) | - | (216 | ) | ||||||||||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | - | 6 | - | 8 | - | 8 | |||||||||||||||||||||||
| Intérêts débiteurs (1) | - | (79 | ) | - | (76 | ) | - | (86 | ) | ||||||||||||||||||||
| Charges et crédits | - | - | - | (439 | ) | - | - | ||||||||||||||||||||||
| $ | 9 010 | $ | 1 436 | $ | 10 248 | $ | 1 294 | $ | 12 054 | $ | 2 327 | ||||||||||||||||||
| Zones géographiques | |||||||||||||||||||||||||||||
| (en millions USD) | |||||||||||||||||||||||||||||
| Trois mois clos le | |||||||||||||||||||||||||||||
| 30 juin 2015 | 31 mars 2015 | 30 juin 2014 | |||||||||||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
||||||||||||||||||||||||
| Amérique du nord | $ | 2 361 | $ | 242 | $ | 3 222 | $ | 416 | $ | 3 888 | $ | 700 | |||||||||||||||||
| Amérique latine | 1 537 | 343 | 1 648 | 354 | 1 852 | 393 | |||||||||||||||||||||||
| Europe/CEI /Afrique | 2 413 | 513 | 2 538 | 532 | 3 268 | 723 | |||||||||||||||||||||||
| Moyen-Orient et Asie | 2 575 | 740 | 2 703 | 774 | 2 966 | 826 | |||||||||||||||||||||||
| Éliminations et autres | 124 | (130 | ) | 137 | (83 | ) | 80 | (21 | ) | ||||||||||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 1 708 | 1 993 | 2 621 | ||||||||||||||||||||||||||
| Dépenses d’entreprise et autres | - | (199 | ) | - | (192 | ) | - | (216 | ) | ||||||||||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | - | 6 | - | 8 | - | 8 | |||||||||||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | - | (79 | ) | - | (76 | ) | - | (86 | ) | ||||||||||||||||||||
| Charges et crédits | - | - | - | (439 | ) | - | - | ||||||||||||||||||||||
| $ | 9 010 | $ | 1 436 | $ | 10 248 | $ | 1 294 | $ | 12 054 | $ | 2 327 | ||||||||||||||||||
| (1) | À l'exclusion des intérêts inclus dans les résultats des groupes Produits et des Zones Géographiques. |
| Groupes Produits | |||||||||||||||||||
| (en millions USD) | |||||||||||||||||||
| Six mois clos le | |||||||||||||||||||
| 30 juin 2015 | 30 juin 2014 | ||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
||||||||||||||||
| Caractérisation des Réservoirs | $ | 4 977 | $ | 1 297 | $ | 6 214 | $ | 1 726 | |||||||||||
| Forage | 7 474 | 1 475 | 8 984 | 1 862 | |||||||||||||||
| Production | 6 870 | 946 | 8 193 | 1 433 | |||||||||||||||
| Éliminations et autres | (63 | ) | (17 | ) | (97 | ) | (32 | ) | |||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 3 701 | 4 989 | |||||||||||||||||
| Dépenses d’entreprise et autres | - | (390 | ) | - | (417 | ) | |||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | - | 14 | - | 15 | |||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | - | (156 | ) | - | (183 | ) | |||||||||||||
| Charges et crédits | - | (439 | ) | - | - | ||||||||||||||
| $ | 19 258 | $ | 2 730 | $ | 23 294 | $ | 4 404 | ||||||||||||
| Zones géographiques | |||||||||||||||||||
| (en millions USD) | |||||||||||||||||||
| Six mois clos le | |||||||||||||||||||
| 30 juin 2015 | 30 juin 2014 | ||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
||||||||||||||||
| Amérique du nord | $ | 5 584 | $ | 658 | $ | 7 572 | $ | 1 383 | |||||||||||
| Amérique latine | 3 184 | 697 | 3 610 | 764 | |||||||||||||||
| Europe /CEI /Afrique | 4 951 | 1 046 | 6 149 | 1 308 | |||||||||||||||
| Moyen-Orient et Asie | 5 278 | 1 514 | 5 811 | 1 575 | |||||||||||||||
| Éliminations et autres | 261 | (214 | ) | 152 | (41 | ) | |||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 3 701 | 4 989 | |||||||||||||||||
| Dépenses d’entreprise et autres | - | (390 | ) | - | (417 | ) | |||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | - | 14 | - | 15 | |||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | - | (156 | ) | - | (183 | ) | |||||||||||||
| Charges et crédits | - | (439 | ) | - | - | ||||||||||||||
| $ | 19 258 | $ | 2 730 | $ | 23 294 | $ | 4 404 | ||||||||||||
| (1) | À l'exclusion des intérêts inclus dans les résultats des groupes Produits et des Zones Géographiques. |
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Informations supplémentaires |
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1) |
Quelle est la définition de la marge d'exploitation décrémentielle ? |
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| La marge d'exploitation décrémentielle est égale au rapport de la variation du bénéfice d'exploitation avant impôts et de la variation du chiffre d'affaires. | ||
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2) |
Quelle a été la marge bénéficiaire d’exploitation avant impôts et la marge d’exploitation décrémentielle pour le deuxième trimestre 2015 ? |
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| La marge bénéficiaire d'exploitation avant impôts a été de 19,0 % et la marge d'exploitation décrémentielle en glissement annuel de 30 %. La marge d'exploitation décrémentielle séquentielle a été de 23 %. | ||
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3) |
Quelle a été 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 a été de 19,2 % et la marge d'exploitation décrémentielle en glissement annuel de 32 %. | ||
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4) |
Quel a été le flux de trésorerie disponible en pourcentage du bénéfice net avant intérêts minoritaires, hors charges et crédits, pour le deuxième trimestre 2015 ? |
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| Le flux de trésorerie, qui inclut environ 210 millions USD de paiements de séparation, en pourcentage du bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires, hors charges et crédits, a été de 132 % pour le deuxième trimestre 2015. | ||
|
5) |
Quel a été le flux de trésorerie disponible en pourcentage du bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires, hors charges et crédits, pour le premier semestre 2015 ? |
|
| Le flux de trésorerie, qui inclut environ 455 millions USD de paiements de séparation, en pourcentage du bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires, hors charges et crédits, a été de 98 % pour le premier semestre 2015. | ||
|
6) |
Quelles sont les projections en termes de dépenses en capital pour l’exercice 2015 ? |
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| Les dépenses en capital (hors investissements SPM et multiclients) devraient toujours s’élever à 2,5 milliards USD pour 2015, comme prévu. | ||
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7) |
Qu’est-ce qui est inclus dans « Intérêts et autres revenus » pour le deuxième trimestre 2015 ? |
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| Les « Intérêts et autres revenus » se sont élevés à 47 millions USD pour le deuxième trimestre 2015. Ce montant est composé d'un bénéfice des investissements appliquant la méthode de mise en équivalence de 35 millions USD et d'intérêts créditeurs de 12 millions USD. | ||
|
8) |
Comment les intérêts créditeurs et les intérêts débiteurs ont-ils changé durant le deuxième trimestre 2015 ? |
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Les intérêts créditeurs de 12 millions USD ont baissé de 1 million USD en séquentiel. Les intérêts débiteurs de 86 millions USD ont baissé de 4 millions USD en séquentiel. |
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9) |
Quelle est la différence entre le « bénéfice d’exploitation avant impôts » et le bénéfice consolidé avant impôts de Schlumberger ? |
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| 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. | ||
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10) |
Quel a été le taux d’imposition effectif (TIE), hors charges et crédits, pour le deuxième trimestre 2015 ? |
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Le TIE, hors charges et crédits, s'est élevé à 21,1 % pour le deuxième trimestre 2015, comparé à 20,9 % pour le premier trimestre 2015, hors charges et crédits. Aucune charge ni aucun crédit n’ont été enregistrés au deuxième trimestre 2015. |
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Le TIE, charges et crédits inclus, s'est élevé à 23,6 % au premier trimestre 2015. |
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11) |
Combien d’actions ordinaires étaient en circulation au 30 juin 2015 et comment ce nombre a-t-il évolué par rapport à la fin du trimestre précédent ? |
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Au 30 juin 2015, le nombre d’actions ordinaires en circulation s'élevait à 1 265 milliards. Le tableau suivant présente l'évolution du nombre d’actions en circulation du 31 mars 2015 au 30 juin 2015. |
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| (en millions USD) | |||||||
| Actions en circulation au 31 mars 2015 | 1 270 | ||||||
| Actions vendues aux titulaires d’options, moins les actions échangées | 1 | ||||||
| Acquisition des actions à négociation restreintes | - | ||||||
| Actions émises en vertu du régime d’achat d’actions pour les employés | - | ||||||
| Programme de rachat d’actions | (6 | ) | |||||
| Actions en circulation au 30 juin 2015 | 1 265 | ||||||
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12) |
Quel était le nombre moyen pondéré d’actions en circulation au cours du deuxième trimestre 2015 et du premier trimestre 2015 et comment cela se rapproche-t-il du nombre moyen d’actions en circulation, en supposant une dilution ? |
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Le nombre moyen pondéré d’actions en circulation au cours du deuxième trimestre 2015 et du premier trimestre 2015 était de 1 280 milliards et 1 285 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) | |||||||||
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Deuxième trimestre |
Premier trimestre |
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| Moyenne pondérée des actions en circulation | 1 269 | 1 276 | |||||||
| Exercice présumé des options sur actions | 7 | 5 | |||||||
| Actions de négociation restreinte non acquises | 4 | 4 | |||||||
| Moyenne des actions en circulation après dilution | 1 280 | 1 285 | |||||||
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13) |
Quel a été le chiffre d’affaires multiclients au deuxième trimestre 2015 ? |
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Les ventes multiclients, frais de transfert compris, se sont élevées à 84 millions USD au deuxième trimestre 2015 et à 53 millions USD au premier trimestre 2015. |
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14) |
Quel était le carnet de commandes WesternGeco à la fin du deuxième trimestre 2015 ? |
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Le carnet de commandes WesternGeco, qui est basé sur des contrats signés avec les clients, s’élevait à 514 millions USD à la fin du deuxième trimestre 2015. Il était de 604 millions USD à la fin du premier trimestre 2015. |
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15) |
À quoi correspondent les différentes charges enregistrées par Schlumberger au cours du premier trimestre 2015 ? |
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Compression des effectifs : |
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| 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 réduit son effectif d'environ 11 000 employés au premier trimestre. Schlumberger a enregistré une charge avant impôt de 390 millions USD durant le premier trimestre 2015, en réponse à cette réduction des effectifs et à un programme incitatif de congés volontaires. | ||
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Charge de changes de devises du Venezuela : |
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| 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, première société mondiale de services pétroliers, fournit des technologies, des solutions d’information et des services de gestion intégrée de projets, qui optimisent les performances des réservoirs de nos clients de l’industrie pétrolière et gazière internationales. Notre société compte aujourd’hui près de 108 000 collaborateurs de plus de 140 nationalités, dans près de 85 pays. Schlumberger offre le plus large éventail de produits et de services du secteur, allant 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 plus d'informations, veuillez consulter le site Internet www.slb.com.
*Marque de Schlumberger ou des sociétés Schlumberger.
Notes
Schlumberger tiendra une conférence téléphonique au sujet de l’annonce ci-dessus et de ses perspectives commerciales le vendredi 17 juillet 2015. Le début de la téléconférence est prévu pour 8 h 00, (heure centrale des États-Unis), 9 h 00 (heure de l’Est), 14 h 00 (heure de Londres). 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 la conférence, une retransmission audio différée sera disponible jusqu’au 17 août 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 358215.
La conférence téléphonique sera diffusée simultanément sur le Web à l’adresse www.slb.com/irwebcast en mode audio uniquement. Veuillez vous connecter 15 minutes avant l’heure prévue pour tester votre navigateur et vous inscrire à la conférence téléphonique. Une rediffusion de la transmission Web sera également disponible sur le même site Web jusqu'au 30 septembre 2015.
Pour plus d’informations, veuillez contacter
Simon Farrant – Schlumberger Limited, vice-président des Relations
investisseurs
Joy V. Domingo – Schlumberger Limited, directeur des
Relations investisseurs
Bureau +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com
Ce communiqué relatif aux résultats du deuxième trimestre 2015 et les informations supplémentaires, 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 d’exploitation et de la technologie ; 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 économique, politique et commerciale générale 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, aux 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 deuxième trimestre 2015, dans la section « Informations supplémentaires » et dans nos Formulaires 10-K, 10-Q et 8-K les plus récents déposés auprès de la Securities and Exchange Commission ou fournis à cette dernière. En cas de concrétisation d’un ou plusieurs de ces risques ou incertitudes (ou si les conséquences d’un tel développement évoluaient), ou d’inexactitude de nos hypothèses sous-jacentes, il est possible que les résultats réels diffèrent sensiblement des résultats énoncés dans nos déclarations prévisionnelles. Schlumberger rejette toute intention ou obligation de publication de mise à jour ou de révision de toute déclaration prévisionnelle, que ce soit du fait de nouvelles informations, d’événements futurs ou pour toute autre raison.
Ce texte est la traduction française du communiqué de presse original officiel en langue anglaise, lequel seul fait foi.
