HOUSTON--(BUSINESS WIRE)--Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a annoncé le 15 Octobre ses résultats pour le troisième trimestre 2015.
| (en millions USD, sauf montants par action) | |||||||||||||||
| Trois mois clos au | Variation | ||||||||||||||
| 30 septembre 2015 | 30 juin 2015 | 30 septembre 2014 | Séquentiel | En glissement annuel | |||||||||||
| Chiffre d’affaires | 8 472 | 9 010 |
12 646 |
- 6 % | - 33 % | ||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 1 521 | 1 708 | 2 806 | - 11 % | - 46% | ||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies SLB* | 989 | 1 124 | 1 949 | - 12 % | - 49 % | ||||||||||
| BPA dilué issu des activités poursuivies* |
$0,78 |
$0,88 |
$1,49 |
- 11 % | - 48 % | ||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 18,0 % | 19,0 % | 22,2 % |
- 101 pdb |
- 424 pdb | ||||||||||
| Chiffre d'affaires Amérique du Nord | 2 273 | 2 361 |
4 255 |
- 4 % | - 47 % | ||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts Amérique du Nord | 202 | 242 | 825 | - 17 % | - 76 % | ||||||||||
| Marge d'exploitation avant impôts Amérique du Nord | 8,9 % | 10,2 % | 19,4 % | - 136 pdb | - 1 051 pdb | ||||||||||
| Chiffre d’affaires International | 6 068 | 6 525 |
8 309 |
- 7 % | - 27 % | ||||||||||
| Bénéfice d’exploitation International avant impôts | 1 440 | 1 595 | 2 041 | - 10 % | - 29 % | ||||||||||
| Marge d’exploitation International avant impôts | 23,7 % | 24,5 % | 24,6 % | - 72 pdb | - 83 pdb | ||||||||||
| *Aucune charge ni aucun crédit n’ont été enregistrés aux deuxième et troisième trimestres 2015 ni au troisième trimestre 2014. | |||||||||||||||
Paal Kibsgaard, Président-directeur général de Schlumberger, a déclaré : « Le chiffre d’affaires du troisième trimestre de Schlumberger a été marqué par un repli de 6 % en séquentiel, dû à un déclin continu de l’activité de forage, et à une pression persistante sur les prix sur l’ensemble de nos opérations mondiales. Le chiffre d’affaires en Amérique du Nord a chuté de 4 % en séquentiel, alors que nous nous concentrions sur un équilibrage des marges et de la part de marché, tandis que le chiffre d’affaires à l’International chutait quant à lui de 7 % en raison de coupes budgétaires des clients, d’interruptions d’activité, et de l’érosion des prix de service.
La conjoncture commerciale s’est encore dégradée au troisième trimestre. Cependant, les actions de réduction des coûts que nous avions engagées au cours des précédents trimestres, conjuguées à l’accélération de notre programme de transformation, nous ont permis de protéger nos performances financières dans ce qui s’avère constituer le ralentissement le plus grave du secteur depuis des décennies. Grâce à nos actions, nous avons été en mesure de générer des marges d’exploitation avant impôts nettement supérieures à celles observées lors des précédents ralentissements, et nous avons continué à générer des liquidités significatives avec un flux de trésorerie disponible de 1,7 milliard USD au troisième trimestre, représentant 170 % des bénéfices.
Au cours des neuf premiers mois de 2015, le chiffre d'affaires en glissement annuel a chuté de 34 % en Amérique du Nord et de 18 % à l'international. Malgré l’ampleur de ces déclins, nos marges d’exploitation décrémentielles sur la même période ont été limitées à 34 % en Amérique du Nord, et à 23 % à l’international. Ces chiffres continuent d’être sensiblement meilleurs que ceux observés au cours de la crise de 2009.
Parmi les segments, le chiffre d’affaires du Groupe Forage a connu une baisse séquentielle de 7 % au cours du troisième trimestre, en raison de l’affaiblissement de l’activité de forage et de la pression persistante sur les prix tant en Amérique du Nord que dans les régions internationales. Les chiffres d’affaires du Groupe Production et du Groupe Caractérisation des réservoirs ont tous deux baissé de 5 %, tandis que l’activité et les prix des services de pompage sous pression terrestre en Amérique du Nord ont poursuivi leur baisse et que la demande en produits et services d’exploration a encore diminué à l’international.
Alors que nous entrons dans le dernier trimestre de l’année, le marché du pétrole est encore affaibli par les craintes de baisse de croissance de la demande chinoise et par les attentes concernant le calendrier et l’ampleur de l’offre iranienne supplémentaire. Cependant, l’équilibre fondamental entre l’offre et la demande continue de se resserrer, favorisé par une croissance macroéconomique mondiale solide et par un affaiblissement de l’offre, tandis que les coupes spectaculaires dans les investissements E&P commencent à faire effet. Nous prévoyons la poursuite de cette tendance, alors que le marché du pétrole reconnaît plus nettement l’ampleur du défi du remplacement de la production annuelle de ce secteur d’activité.
Cependant, pour les services pétroliers, les perspectives du marché pour les trimestres à venir semblent de plus en plus sombres, avec des prévisions de repli accru de l’activité, tout comme l’absence de flux de trésorerie disponibles épuise les dépenses d’investissement pour un certain nombre de nos clients, les poussant à adopter une attitude prudente sur les dépenses E&P 2016, malgré une amélioration progressive des prix du pétrole. De plus, la saison hivernale aura l'impact habituel sur l’activité au quatrième trimestre, ce qui, cette année, ne devrait pas être compensé par les ventes usuelles de fin d’année de logiciels, produits et licences multi-clients.
Au vu des budgets prudents des clients pour l’année à venir, nous entrons dans une nouvelle période au cours de laquelle nous allons ajuster constamment nos ressources en fonction de l’activité, car la reprise semble aujourd’hui repoussée. Nous restons concentrés sur la gestion de notre base de coûts, et accélérons davantage notre programme de transformation afin d’aider à compenser l’impact de la réduction de nos prix de services. Alors que nous évoluons sur la scène commerciale actuelle, nous continuons notre quête d’un équilibre entre parts de marché et marges opérationnelles, tout en cherchant des opportunités d’élargir notre portefeuille par des fusions et acquisitions ciblées, telles que notre transaction avec Cameron, pour laquelle la planification de l’intégration est déjà bien avancée.
Chez Schlumberger, nous restons confiants quant à notre capacité à résister à ce ralentissement avec plus de succès que nos pairs. Grâce à notre portée mondiale, à la puissance de notre offre technologique et à notre programme de transformation, nous sommes en train de créer le levier qui nous permettra d’augmenter notre part de marché, d’enregistrer des bénéfices supérieurs, et de continuer à générer des niveaux inégalés de flux de trésorerie disponible tout en apportant de la valeur à nos clients par l’amélioration de la production, l’augmentation de la récupération, et la réduction du coût par baril. »
Autres événements
Au cours du troisième trimestre, Schlumberger a racheté 6,9 millions de ses actions ordinaires à un prix moyen par action de 78,76 USD, pour un prix d'achat total de 545 millions USD. Au 30 septembre 2015, dans le cadre du programme de rachat d’actions pour un montant de 10 milliards USD autorisé par le Conseil d’administration du 18 juillet 2013, Schlumberger avait racheté 8,2 milliards USD d’actions.
Le 26 août 2015, Schlumberger et Cameron ont conjointement annoncé avoir conclu un accord de fusion en vertu duquel Cameron fusionnera avec une filiale indirecte détenue à 100 % de Schlumberger dans une transaction en actions et espèces. La transaction a été approuvée à l'unanimité par les conseils d'administration des deux sociétés. Selon les termes de l'accord, les actionnaires de Cameron recevront 0,716 part des actions ordinaires de Schlumberger ainsi qu’un paiement en espèces de 14,44 USD pour chaque action Cameron en circulation. À la clôture, les actionnaires de Cameron détiendront environ 10 % des actions ordinaires en circulation de Schlumberger.
Le 31 août 2015, Schlumberger et IBM ont signé un accord afin de fournir des services intégrés aux clients pétroliers et gaziers en amont. Cela améliorera l’impact des projets des opérations de production.
Le 2 septembre 2015, Schlumberger a annoncé l’acquisition de Novatek Inc. et de Novatek IP, LLC, deux sociétés américaines spécialisées dans la technologie de diamant synthétique essentiellement destiné au secteur pétrolier et gazier.
Le 9 septembre 2015, Schlumberger a signé une lettre d’intention non exécutoire avec une filiale du groupe Bauer, un fournisseur d’équipement allemand, afin de constituer une coentreprise essentiellement liée à l’ingénierie et à la production d’une nouvelle génération de plateformes de forage terrestres.
Le 30 septembre 2015, Schlumberger a acquis T&T Engineering Services, Inc., une société américaine, spécialisée dans la conception de plateformes terrestres. L’acquisition joue un rôle dans la mise en œuvre de la vision de Schlumberger de combiner sa technologie intégrée de forage de puits avec une nouvelle génération de plateformes terrestres hautement efficaces.
Amérique du Nord
Le chiffre d’affaires de 2,3 milliards USD du troisième trimestre en Amérique du Nord a enregistré une baisse de 4 % en séquentiel, tout en surperformant le déclin de 7 % du nombre de plateformes horizontales terrestres aux États-Unis. En raison d’une pression persistante sur les prix, le chiffre d’affaires s’est replié dans le domaine terrestre, tandis que le chiffre d’affaires en Alaska a diminué alors que les projets d’exploration s’achevaient. Dans la partie américaine du Golfe du Mexique, le chiffre d’affaires a légèrement chuté sur les ventes sismiques multi-clients inférieures alors que les ventes technologiques supérieures limitaient l’impact des concessions de prix. Cependant, la tendance du transfert des activités des plateformes d’exploration aux activités de forage et de complétion s’est poursuivie.
La marge d’exploitation avant impôts en Amérique du Nord a baissé de 136 points de base (pdb) de manière séquentielle, pour atteindre 9 %, essentiellement en raison d’une baisse des prix sur les bassins, qui a provoqué l’immobilisation d’un nombre accru d’équipement de pompage sous pression ainsi qu’une réaffectation des équipes. Dans certains bassins, le déploiement du parc de fracturation hydraulique a été maintenu dans la poursuite d'une part de marché et de nouvelles opportunités technologiques. Cette approche équilibrée de la part de marché et des marges sera conservée afin de préserver notre avance sur les niveaux généraux de rentabilité en Amérique du Nord. La marge offshore a également baissé alors que le travail est passé de l’exploration en eaux profondes aux complétions de puits et interventions sur puits.
Au cours des neuf premiers mois de 2015, le chiffre d'affaires en glissement annuel a chuté de 34 % en Amérique du Nord. Malgré cela, la marge d’exploitation décrémentielle a atteint 34 %, ce qui représente une amélioration marquée par rapport aux 58 % affichés pour la même période lors du ralentissement précédent. La marge d'exploitation avant impôts des neuf premiers mois de 2015 a baissé de 772 pdb en glissement annuel, soit moins de la moitié de la baisse de 1 589 pdb déclarée pour la même période de 2009. La robustesse de cette performance a été favorisée par une gestion rapide des coûts et des ressources, les effets positifs croissants du programme de transformation, de solides ventes de nouvelles technologies, et une gestion efficace de la chaîne logistique.
Au cours du troisième trimestre, le programme de transformation a permis une augmentation de la productivité de l’effectif par la combinaison de multi-compétences, d'opérations à distance et du déploiement d’une technologie innovante. En Alaska, grâce à la formation croisée des ingénieurs de mesure pendant le forage au forage directionnel, et à l’affectation de responsabilités clés pour les diverses phases des opérations, incluant l'affectation d'un expert des opérations à distance travaillant dans un Centre d’intégration technologique de forage, le Groupe Forage et Mesures a réduit son équipe de forage de cinq à trois. Cette réduction sur le site du puits a permis au client d’économiser 180 000 USD de frais annualisés.
Durant le troisième trimestre, les nouvelles technologies Schlumberger ont permis d'augmenter la production et l'efficacité opérationnelle en Amérique du Nord.
Le chiffre d’affaires de la technologie de complétion de réservoir non conventionnelle Well Services BroadBand* a dépassé le seuil symbolique de 1 milliard USD depuis son lancement sur le marché, ce qui en fait la nouvelle technologie ayant enregistré la croissance la plus rapide de toute l’histoire de Schlumberger. Parmi les traitements de fracturation en Amérique du Nord au cours du trimestre, 29 % comprenaient la technologie BroadBand.
Dans l’Ouest canadien, la technologie d’élément de diamant conique StingBlade* de Schlumberger a permis à Progress Energy d’améliorer la surface forée et le taux de pénétration (TDP) dans le champ Julienne de Montney Play. Les caractéristiques lithologiques hétérogènes de la sous-surface se traduisent généralement par une usure excessive et des dommages induits par les vibrations sur le trépan de forage, rendant le forage coûteux et les frais difficiles à prévoir. La technologie StingBlade a aidé le client à forer 181 % de surface en plus et à augmenter de 95 % le TDP pour les puits de compensation, générant des économies en termes de temps de forage et de trépans de 178 500 USD sur le puits.
Dans le domaine terrestre aux États-Unis, le Groupe Câbles a utilisé le monocâble wireline encapsulé par du polymère StreamLINE* pour Encana Oil and Gas (USA), Inc. dans la perforation des puits du Bassin DJ du Colorado se trouvant dans la proximité immédiate des limites de la ville. L’engagement d’Encana en faveur de la responsabilité environnementale et sociale exigeait une solution de perforation ne dépassant pas les limitations sonores strictes. La solution était une unité filaire utilisant un câble StreamLINE, une grue électrique, et une remorque de perforation électrique. La technologie de monocâble StreamLINE utilise un régulateur de pression sans graisse afin de réduire l’espace et d'augmenter l’efficacité.
Également sur terre aux États-Unis, le trépan compact en diamant cristallin (PDC) Smith avec la technologie de découpeuses PDC rotatives ONYX 360* a été utilisé pour Chesapeake Energy Corporation afin d’améliorer les performances de forage sur le puits de gaz de schiste de Haynesville Shale et le champ de Colony Granite Wash. La technologie ONYX 360 a augmenté la durabilité des trépans et la surface forée, alors que toute l’arête en diamant a été utilisée pour forer les formations en lui imprimant une rotation de 360°. Le client a ainsi réduit de 40 % à 50 % l’utilisation des trépans dans le puits de gaz de schiste de Haynesville, et doublé la surface forée par embout comparé aux trépans à découpeuse fixe conventionnelle à Colony Wash.
En Alaska, le groupe Forage et Mesures a déployé plusieurs technologies pour ENI afin d’optimiser l’évaluation du positionnement et de la formation de puits de grande ampleur sur l’île de Spy et les sites d’Oliktok Point. Le système orientable rotatif endurci PowerDrive Xceed* a permis une orientation précise dans un environnement difficile alors que les services de délimitation de lit multicouche PeriScope HD* et les services de mesure pendant le forage ont fourni un positionnement de puits avancé. En outre, les services d’évaluation pendant le forage des formations sans source NeoScope* et les services de neutron à densité azimutale adnVISION* ont aidé à caractériser la porosité et la lithologie de la formation, afin d’identifier et de quantifier les zones de champ potentielles. De cette manière, le client a désormais dépassé le seuil d’un million de pieds forés dans le projet, sans interruption non planifiée du trou, grâce à Schlumberger au cours des 18 derniers mois.
Zones Internationales
Le chiffre d'affaires de 6,1 milliards USD des Zones Internationales a reculé de 7 % en séquentiel, en réponse aux réductions budgétaires des clients et aux concessions tarifaires continues.
Le chiffre d'affaires de 2,4 milliards USD de la région Moyen-Orient et Asie a reculé de 8 % en séquentiel, ceci étant essentiellement imputable à une baisse de l'activité en Asie-Pacifique et en Australie suite à une réduction des budgets des clients et au déclin du nombre de puits. Le chiffre d’affaires des GéoMarchés du Moyen-Orient, particulièrement en Arabie saoudite et au Qatar, s’inscrivait également en repli, en raison des effets des concessions tarifaires sur les services, d’un mix de chiffre d’affaires moins favorable et de l’achèvement de projets.
Le chiffre d’affaires de 2,3 milliards USD de la région Europe/CIS/Afrique a chuté de 6 % en séquentiel. En Afrique subsaharienne, l’exploration a diminué, les projets se sont achevés, et les plateformes offshore ont été démobilisées (notamment sur le GéoMarché de l’Angola). Les résultats ont été également affectés par l’achèvement de projets d’exploration au Tchad, en Guinée équatoriale, et en Afrique du Sud et de l’Est. Le chiffre d’affaires en Mer du Nord a connu un déclin en raison d’une baisse du nombre de plateformes, de retards et d'annulations de projets, de remises sur les prix, et de la faiblesse des devises. Ces effets ont toutefois été partiellement compensés par une activité accrue en Russie, au Kazakhstan et en Ouzbékistan, où l’activité de forage a atteint son pic saisonnier au cours de l’été.
Le chiffre d'affaires de 1,4 milliard USD de la Région Amérique latine a baissé de 7 % essentiellement en raison de la baisse de l'activité au Mexique, et d’une faiblesse continue au Brésil résultant des compressions budgétaires soutenues des clients qui ont donné lieu à des réductions du nombre de plateformes. L’activité réduite en Colombie a également contribué à ce déclin. Toutefois, ces réductions ont été partiellement compensées par une stabilité de l’activité au Venezuela et en Équateur.
La marge d’exploitation avant impôts à l’International, de 23,7 %, a diminué de 72 pdb en séquentiel, à la suite des effets des concessions tarifaires et du passage de l’activité d’exploration à margé élevée au travail de développement et de complétion. La marge d'exploitation avant impôts pour le Moyen-Orient et l'Asie a augmenté de 171 pdb pour atteindre 27,0 %, tandis que celle de l'Amérique latine a chuté de 159 pdb pour atteindre 20,7 %, la région Europe/CEI/Afrique ayant vu quant à elle sa marge d'exploitation réduite de 92 pdb pour atteindre 22,2 % lors du pic saisonnier de l’activité de forage en Russie.
Au cours des neuf premiers mois de 2015, le chiffre d'affaires en glissement annuel a chuté de 18 % à l’International, ce qui est plus grave que le déclin de 9 % enregistré au cours de la même période pendant le ralentissement de 2009. Malgré cela, la marge d’exploitation décrémentielle a été de seulement 23%, ce qui représente une amélioration marquée par rapport aux 61 % affichés pour la même période lors du ralentissement précédent. La marge d'exploitation avant impôts au cours des neuf premiers mois de 2015 a augmenté de 29 pdb comparé à la baisse de 358 pdb de la marge déclarée pour la même période en 2009. La robustesse de cette performance est le fruit d'une gestion proactive des coûts et des ressources, des ventes solides de nouvelle technologie, et de l'accélération du programme de transformation axé sur la productivité des effectifs, l'utilisation des actifs, et la réduction des coûts de soutien aux unités.
Au cours du troisième trimestre, le programme de transformation a permis une augmentation de la productivité de l’effectif par la combinaison des multi-compétences, des opérations à distance et du déploiement d’une technologie innovante. À titre d'exemple :
- À Oman, le Groupe Complétion a réduit le nombre élevé d’heures de spécialiste de terrain sur le site du puits en formant les opérateurs de câbles au fonctionnement de la passerelle forable Copperhead Extreme* et aux opérations de connexion de fracturation. Grâce à cette approche polyvalente, la capacité opérationnelle a été augmentée de 15 %, permettant la réaffectation des spécialistes de terrain à d’autres opérations.
- Dans le nord du Mexique, les équipes du Groupe Forage et Mesures du site du puits ont été formées au fonctionnement de la suite d’outils de forage directionnels, permettant aux foreurs directionnels de passer du site de forage au centre de commande en ville. En combinant les multi-compétences et les opérations à distance, le Groupe Forage et Mesures a réduit de 35 % son effectif sur la plateforme, entraînant une diminution des frais de personnel et d’hébergement.
- Au large des Philippines, les technologies avancées du Groupe Forage et Mesure ont permis le forage optimal d’un puits difficile en eau profonde. Afin d’améliorer la productivité des collaborateurs pendant l’opération, un ingénieur a été formé aux services de mesure de la boue et de mesure pendant le forage, afin de favoriser la flexibilité des effectifs et de réduire les coûts opérationnels. Cette combinaison des technologies du Groupe Forage et Mesures et des multi-compétences a permis d’économiser trois jours de temps de forage, soit environ 1,8 million USD, tout en réduisant l’exposition aux risques de santé et de sécurité.
Au cours du troisième trimestre, les zones internationales ont observé un certain nombre d’attributions de contrats.
En Arabie saoudite, WesternGeco s’est vu attribuer deux contrats pluriannuels pour la technologie sismique terrestre UniQ* (une technologie utilisant 50 000 canaux, l’autre 30 000). Les études débuteront au T2 2016 et les équipes pourront travailler sur tous terrains (dunes de sable, sebkhas, zones côtières ou urbaines). WesternGeco déploie la technologie UniQ avec une efficacité inégalée au Moyen-Orient depuis 2009.
Au Koweït, Kuwait Oil Company (KOC) a attribué à Schlumberger un contrat de trois ans pour la prestation de services de construction de puits intégrés sur les champs de Sabriyah et de Raudhatain, dans le nord du pays. Le contrat comprend le forage de plusieurs puits horizontaux ainsi que la prestation de tous les services requis pour le forage des puits. Ce contrat pour des services de forage intégrés est le premier en son genre dans le pays, et il offrira au client un accès direct à l’expertise, aux services et aux technologies de Schlumberger dans le domaine de la construction de puits, par le biais de processus métier multidisciplinaires.
À Oman, Petroleum Development Oman a attribué à Schlumberger un contrat de trois ans basé sur les performances, avec une prolongation optionnelle de sept ans pour la fourniture, l’installation, la mise en service et la gestion de pompes submersibles électriques et d’équipement en surface associé, pour ses champs situés au nord et au sud d’Oman. Les opérations aux termes de ce contrat devraient commencer au T2 2016.
Aux Émirats arabes unis, ADMA-OPCO a attribué à Schlumberger la fourniture de 49 débitmètres multiphasés de surface Vx Spectra* dans le cadre de la prochaine phase de développement de deux champs de grande ampleur. Le débitmètre Vx Spectra effectue des mesures à haute fréquence en utilisant l’analyse de tout le spectre gamma afin de quantifier avec précision le débit du pétrole, du gaz et de l’eau sans séparation de phase (réduisant ainsi la nécessité d’une séparation de la plateforme et diminuant les dépenses d’investissement et opérationnelles du client).
Software Integrated Solutions (SIS) a signé un contrat mondial avec ENI pour la fourniture d’un simulateur de réservoir haute résolution INTERSECT*, et de plateformes logicielles de forage Petrel* E&P et Techlog*. Ce contrat portant sur six ans, d’une valeur de plusieurs millions, comprend une option de prolongation de trois ans. Selon les termes de ce contrat, ENI bénéficie des technologies les plus avancées pour obtenir un taux de succès élevé de son exploration, tout en réduisant également la durée du cycle des phases d’exploration à la production économique.
AAG Energy Holdings Limited, le premier producteur indépendant de méthane houiller (CBM) en Chine, a signé avec Schlumberger un contrat de services logiciels et connexes. Ce contrat de trois ans donne au client un accès à la plateforme et aux technologies de fondation SIS comprenant les logiciels des opérations de production Petrel* E&P et Avocet*, à la simulation de réservoir ECLIPSE*, à l’analyse économique Merak PEEP* et aux simulateurs de débit multiphase en état stable PIPESIM* et de débit multi-phase dynamique OLGA*. En adoptant un modèle technologique innovant, les actifs du client bénéficieront d’un développement efficace, de processus opérationnels avancés, et d’améliorations de la production, conformément à sa stratégie de financement disciplinée et orientée sur la croissance.
À Madagascar, OMV a attribué à WesternGeco un contrat pour une étude 3D sur 3 007 km² utilisant la technologie d’acquisition et d’imagerie à bande large ObliQ* avec un traitement embarqué rapide de migration de temps post-empilement. L’étude couvrira également les zones de plateau et en eau profonde du bloc Grand Prix au large de l'ouest de Madagascar, et représente une étape clé de la phase d’exploration de la campagne d’OMV dans le pays.
|
Groupe Caractérisation des Réservoirs |
|||||||||||||||
| (en millions USD, sauf pourcentages de marges) | |||||||||||||||
| Trois mois clos au | Variation | ||||||||||||||
| 30 septembre 2015 | 30 juin 2015 | 30 septembre 2014 | Séquentiel | En glissement annuel | |||||||||||
| Chiffre d’affaires | 2 301 | 2 425 | 3 322 | - 5 % | - 31 % | ||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 606 | 642 | 967 | - 6 % | - 37 % | ||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 26,3 % | 26,5 % | 29,1 % | - 18 pdb | - 278 pdb | ||||||||||
| Marge d'exploitation décrémentielle | 30 % | 35 % | |||||||||||||
Le chiffre d'affaires de 2,3 milliards USD du groupe Caractérisation des Réservoirs a reculé de 5 % en séquentiel, ce qui est essentiellement imputable aux réductions soutenues des dépenses d'exploration qui ont impacté les activités Câbles et Services de Tests en Amérique latine, Europe/CEI et Afrique et les régions Moyen-Orient et Asie, en raison d’une baisse des ventes sismiques multi-clients dans la partie américaine du Golfe du Mexique et en Australie. Ce déclin a été partiellement compensé par une hausse des activités estivales dans le travail sismique marin dans le Canada de l’Ouest et des projets du groupe Câble en Russie.
La marge d'exploitation avant impôts de 26,3 % est restée essentiellement inchangée séquentiellement. Bien que la composition du chiffre d'affaires ne provienne plus de l’activité d’exploration génératrice de marges élevée, l’augmentation de l’activité sismique maritime et les mesures rapides de gestion des coûts ont permis de limiter la marge d'exploitation décrémentielle à 30 %.
Les nouvelles technologies du groupe 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.
Au Koweït, le groupe Câbles a utilisé le service de mesure sous pression des réservoirs PressureXpress* ainsi que le tracteur de câble tout terrain UltraTRAC* dans la partie latérale horizontale d’un puits dans la formation de carbonate de Mauddud. La technologie PressureXpress a fourni une étude de la pression du réservoir fiable, tandis que le tracteur UltraTRAC a permis le transport de la charge utile importante dans des conditions de forage difficiles, réduisant le temps passé dans le puits, et au final, les coûts. Le client a ainsi économisé plus de 24 heures de temps de forage comparé aux autres méthodes classiques.
En Australie de l'Ouest, le groupe Câbles a déployé la technologie d’évaluation de ciment Isolation Scanner* afin d’évaluer l’intégrité du puits à coffrage double pour Chevron, dans le cadre du projet de développement de gaz naturel liquéfié de Wheatstone. Le service Isolation Scanner combine la technologie d’écho d'impulsion classique avec une imagerie d’ondes de flexion afin de fournir une évaluation en temps réelle de l’état du coffrage. L’utilisation de la technologie Isolation Scanner dans six puits a permis d’économiser 12 heures de temps de collecte de données par puits.
En Australie de l'Ouest, le groupe Câbles de Schlumberger a lancé la technologie de sonde radiale en 3D Saturn* pour AWE Limited dans le bassin de Perth. La technologie 3D de Saturn réduit le délai de récupération des fluides de formation et permet un échantillonnage dans les environnements difficiles. Le succès de Schlumberger à ramener les échantillons de gaz à la surface a été une première pour AWE, grâce à l'utilisation de la sonde radiale en 3D Saturn*. L’échantillon a été prélevé sur un intervalle qui, sur la base des puits environnants, aurait été un échec avec l’utilisation des méthodes d’échantillonnage classiques.
Au Kazakhstan, le Groupe Câbles a déployé la technologie de sonde radiale en 3D Saturn* pour Karachaganak Petroleum Operating B.V., un consortium d’ENI, BG, Chevron, Lukoil, et KazMunaiGaz, afin d’acquérir des mesures de la pression de la formation dans les zones à faible perméabilité dans le champ de Karachaganak. La zone d’écoulement plus large et la couverture radiale en 3D proposées par la conception d’entrée elliptique de Saturn ont permis des améliorations de l’efficacité opérationnelle, avec l’acquisition d’informations critiques sur la pression de la formation utilisées pour le développement, la production, la planification et la gestion du réservoir de ce champ.
WesternGeco réalise actuellement une étude multi-client sur 1 085 km² en utilisant la technologie sismique isométrique maritime IsoMetrix* dans la partie nord de la région pétrolière et gazière de Halten Terrace dans la Mer de Norvège. La zone cible comprend Nordland Ridge, une extension au nord, qui a été sous-développée en raison des mauvaises données sismiques collectées par le passé. La technologie IsoMetrix devrait considérablement améliorer la qualité des données, ce qui devrait encore accentuer le développement dans la région. Le projet est bien soutenu par le secteur E&P, plusieurs entreprises précommandant l’étude.
En Australie, le Groupe Câbles a utilisé la technologie de spectroscopie haute définition Litho Scanner* pour Santos afin d’évaluer le réservoir et la qualité de complétion de la stimulation de fracture future. La technologie Litho Scanner a fourni des mesures de haute précision des principaux éléments afin d’étalonner le modèle pétrophysique dans le cadre d’un bassin limite, ce qui a fortement aidé Santos lors de la phase de reconnaissance.
Au large de la Malaisie, le Groupe Câbles a utilisé une combinaison de technologies pour PETRONAS afin d’évaluer les formations en carbonate de pinacle corallien dans un puits d’évaluation avec des pertes complètes de liquide de forage et un forage de la calotte de boue sous pression. Les technologies comprenaient l’outil de testeur de la dynamique de formation modulaire MDT* avec le système InSitu Fluid Analyzer*, et le carottage rotatif de large volume de paroi latérale XL-Rock*, le micro-imageur de formation haute définition FMI-HD*, le scanner acoustique Sonic Scanner*, et les services de l’imageur sismique polyvalent VSI*, qui ont évalué les formations du réservoir en temps réel et acquis des échantillons de roche et de fluides. Le client a ainsi été en mesure d’améliorer le modèle géologique et d’évaluer les réserves avec plus de précision.
|
Groupe Forage |
|||||||||||||||
| (en millions USD, sauf pourcentages de marges) | |||||||||||||||
| Trois mois clos au | Variation | ||||||||||||||
| 30 septembre 2015 | 30 juin 2015 | 30 septembre 2014 | Séquentiel | En glissement annuel | |||||||||||
| Chiffre d’affaires | 3 256 | 3 511 | 4 821 | - 7 % | - 32 % | ||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 604 | 685 | 1 045 | - 12 % | - 42 % | ||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 18,6 % | 19,5 % | 21,7 % | - 94 pdb | - 312 pdb | ||||||||||
| Marge d'exploitation décrémentielle | 32 % | 28 % | |||||||||||||
Le chiffre d’affaires de 3,3 milliards USD du Groupe Forage a baissé de 7 % en séquentiel, essentiellement en raison d’une pression persistante sur les prix à l’international et du déclin de l’activité qui ont impacté le Groupe Forage et Mesures ainsi que le chiffre d’affaires de M-I SWACO, essentiellement sur les GéoMarchés de la Mer du Nord et de l’Afrique subsaharienne, et dans les régions du Moyen-Orient et de l’Asie, et de l’Amérique latine. Cependant, ces effets ont été partiellement compensés par le pic d’activité saisonnier en été observé en Russie.
La marge d'exploitation avant impôts de 18,6 % a baissé de 94 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 32 %.
Les nouvelles technologies du groupe Forage ont optimisé la performance en améliorant l’efficacité du forage, en optimisant le positionnement des puits et en assurant l’intégrité des puits de forage.
Au large du Brésil, les technologies du Groupe Forage ont permis à Petrobras de forer un puits de développement dans le bassin de Santos en 28,8 jours, établissant ainsi un nouveau record de forage présalifère en eau profonde avec un seul vaisseau de forage derrick. La combinaison du système orientable rotatif PowerDrive Orbit* du Groupe Forage et Mesures et d’un moteur de forage G2 avec une section d’alimentation Dyna-Drill ont aidé à maintenir le contrôle directionnel et une orientabilité constante dans des conditions de forage extrêmes. De même, à la suite de la collaboration technique entre Schlumberger et le Centre de Recherche et de Développement de Petrobras (CENPES), un trépan PDC Smith personnalisé utilisant une technologie de trépan d’élément en diamant conique StingBlade* a permis d’enregistrer une amélioration du TDP. Globalement, le client a économisé 8,2 jours de forage coûteux comparé au plan.
Au large de la Norvège, le Groupe Forage a déployé des technologies afin que Statoil puisse effectuer le forage d’un puits difficile dans le Bloc 15 jusqu’à sa profondeur totale en un seul passage. Afin de forer toutes les sections de puits verticales sans déviation et avec un TDP élevé, les experts du domaine ont conseillé l’utilisation d’un assemblage de fond de trou optimisé pour chaque section, combiné à la technologie de trépan à élément de diamant conique StingBlade*. En appliquant une charge de point concentrée plus élevée sur la roche, la technologie StingBlade a établi de nouveaux records de TDP pour le champ. De plus, la prestation de service a aidé Statoil à dépasser son scénario du « puits parfait », que la société calcule à partir de ses meilleures opérations. Les principaux enseignements du puits sont utilisés par le client afin d’améliorer davantage l’efficacité de forage.
Au Kazakhstan, le groupe Trépans et Technologies Avancées a utilisé la technologie de trépan à élément en diamant conique StingBlade* pour VNISO LLP afin de forer des puits dans des formations de dolomite dure du champ de Zhanazhol. La charge de point concentrée supérieure de l’élément StingBlade sur la roche, conjuguée à la résistance améliorée à l’usure, a amélioré la surface forée et le TDP de manière atteindre avec succès l’objectif d’un seul trépan. Grâce à une multiplication par trois du TDP, le client a ainsi économisé 28 jours de temps de forage comparé aux meilleurs puits de compensation.
Toujours au Kazakhstan, Schlumberger a déployé les technologies du Groupe Forage pour Emir Oil Company afin de forer un intervalle latéral dans le champ de Kariman. La technologie de trépan à élément en diamant conique StingBlade*, avec sa puissance d’impact et sa résistance à l’usure, a optimisé le TDP et facilité le forage de la voie latérale jusqu’à la profondeur en un seul passage. Cela a été possible grâce à une combinaison de logiciels, dont notamment le système d’optimisation des trépans DBOS* et le système d’enregistrement de forage DRS*, le programme de simulation d’hydraulique de forage YieldPoint RT, et la plateforme de conception de trépan intégrée IDEAS*. Le client a ainsi économisé 360 000 USD en achevant le puits en 15 jours au lieu des 35 initialement prévus.
En Angola, M-I SWACO a utilisé une combinaison de systèmes, fluides et outils de complétion pour ENI afin de terminer deux puits sous-marins en eau profonde. Le fluide de forage de réservoir à base d’huile FAZEPRO* a permis une faible perte de liquide, un TDP élevé, et un nettoyage facile tandis que la technologie de déplacement SMART 3D* a fourni un module personnalisé de technologies chimiques, mécaniques et hydrauliques pour ces deux puits. De même, l’outil de circulation WELL COMMANDER* a favorisé la circulation pour éliminer les découpes sur des lieux critiques de la chaîne de forage, après quoi l’outil de validation WELL PATROLLER* a été lancé pour valider l’élimination de tous les débris. La combinaison de ces technologies a permis l’arrêt des puits après l’opération de compression du gravier sans reflux pendant 10 mois. Après le traitement, un puits a atteint un taux de production de 25 000 bbl/j contre une production prévue de 15 000 bbl/j.
Au large de la Birmanie, M-I SWACO a déployé la technologie de liquide de forage synthétique RHELIANT PLUS* afin d’aider Chinnery Assets Limited à relever les défis techniques et logistiques de sa campagne de forage d’exploration le long de la côte occidentale de Birmanie. Malgré les difficultés logistiques à distance, le réseau de Schlumberger au sein du pays a permis la préparation et l’expédition à la plateforme de volumes importants de liquide de forage à rhéologie plane RHELIANT PLUS. La disponibilité de RHELIANT PLUS conjuguée à ses propriétés, parmi lesquelles figurent la stabilité thermique, une rhéologie constante, et la protection de la pointe de barytine ont permis au client d’atteindre comme prévu la profondeur totale du puits en eau profonde.
En Chine, la technologie de détection de limite de lit multicouche PeriScope HD* du Groupe Forage et Mesures a été utilisée pour PetroChina Tarim Oil Company afin de forer un puits horizontal dans un champ mature caractérisé par des trappes de faible amplitude, une cible extrêmement mince d’environ 1 m, et des brèches instables pouvant se percer et entrer directement en contact avec la nappe phréatique. Le positionnement de la section horizontale du puits, à proximité du haut du réservoir, a été critique dans la réalisation des objectifs du plan de développement. La technologie PeriScope HD a aidé à surmonter les difficultés du forage, et à obtenir un meilleur positionnement du puits en obtenant un contact de 100 % avec le réservoir.
Au large de l’Australie, les technologies du Groupe Forage ont utilisé une conception de forage sur mesure pour forer un puits dans le projet de Wheatstone exploité par Chevron. Les technologies combinées comprenaient l’élimination de l’avant-trou par double alésoir Drilling Tools & Remedial Rhino RHE*, l’alésoir à actionnement hydraulique sur demande Rhino XC*, l’alésoir à extension hydraulique Rhino XS*, ainsi que la technologie de mesure pendant le forage du Groupe Forage et Mesures afin d’acquérir des données d’évaluation de la formation. Ce déploiement marque le premier lancement de la technologie Rhino RHE en Australie.
|
Groupe Production |
|||||||||||||||
| (en millions USD, sauf pourcentages de marges) | |||||||||||||||
| Trois mois clos au | Variation | ||||||||||||||
| 30 septembre 2015 | 30 juin 2015 | 30 septembre 2014 | Séquentiel | En glissement annuel | |||||||||||
| Chiffre d’affaires | 2 957 | 3 103 | 4 558 | - 5 % | - 35 % | ||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 327 | 397 | 844 | - 18 % | - 61 % | ||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 11,1 % | 12,8 % | 18,5 % | - 173 pdb | - 744 pdb | ||||||||||
| Marge d'exploitation décrémentielle | 48 % | 32 % | |||||||||||||
Le chiffre d’affaires de 3,0 milliards USD du Groupe Production a baissé de 5 % en séquentiel, les deux tiers de la baisse étant imputables aux contraintes budgétaires des clients sur les marchés de l’International, notamment dans les régions du Moyen-Orient et de l’Asie, de l’Amérique latine, de Mer du Nord, et sur les GéoMarchés d’Afrique subsaharienne, qui ont provoqué une baisse de l’activité ainsi que des concessions tarifaires. L'activité de pompage sous pression a continué de baisser et la pression sur les prix a augmenté, le nombre de plateformes de forage terrestres ayant poursuivi son déclin en Amérique du Nord.
La marge d'exploitation avant impôts de 11,1 % a reculé de 173 pdb en séquentiel alors que la baisse de l'activité et la pression croissante sur les prix se sont poursuivies pendant le trimestre, ces déclins des prix ayant provoqué dans certains bassins l’immobilisation des équipements de pompage et une réaffectation des équipes. Dans d’autres bassins toutefois, le déploiement du parc de fracturation hydraulique a été maintenu.
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.
Au large du Qatar, le Groupe Complétion de Schlumberger a déployé un système de production et de gestion des réservoirs Manara* et sa technologie de coupleur inductif pour Maersk Oil Qatar dans un puits horizontal de grande ampleur dans le champ d'Al Shaheen. Il s'agit du premier puits du monde à avoir utilisé un système de régulation et de contrôle de débit du trou de forage permanent et contrôlé en surface pour une complétion inférieure. La technologie de coupleur inductif Manara a permis une alimentation sans fil ainsi que la communication des données pour l’installation des deux stations Manara au fond du puits. Ces stations ont fourni des mesures infinies de régulation du débit, de coupe d’eau, de la pression, de la température et de l’écoulement à des profondeurs impossibles avec les complétions intelligentes classiques. L’opération a été exécutée avec succès et suite à cela, le client a obtenu un contrôle et une régulation renforcés.
Dans le secteur norvégien de la Mer du Nord, dans le cadre d’un projet de services de construction de puits intégrés de Schlumberger, le Groupe Complétion a mis en place les systèmes de suspente de ligne COLOSSUS* pour Det Norske Oljeselskap ASA dans un puits complexe, avec une section en forme de S et une coudée élevée, dans le champ d'Ivar Aasen. Compte tenu de l’adaptabilité du système COLOSSUS aux conditions de forage difficiles, comprenant des périodes prolongées de rotation à couple élevé, l’opération a été achevée comme prévu. Le client a ainsi économisé sept jours de forage.
Au Koweït, le Groupe Intervention sur Puits a utilisé le gel de réticulation organique OrganoSEAL* avec un appareil de régulation du flux entrant pour arrêter l’eau avec succès dans un puits horizontal. Déployé avec la gamme de services de tubage spiralé en fond de trou en direct ACTive*, le traitement en une phase, à base d’eau OrganoSEAL, a rempli de manière optimale les espaces de pore de la matrice et évité ainsi le besoin d’effectuer des perforations supplémentaires. En outre, la technologie de tubage spiralé par conditionneur gonflable CoilFLATE* a fourni une ancre fiable et un sceau haute pression dans des conditions de trou de forage extrêmes. Cette combinaison de technologies a permis au client d’économiser deux jours de forage et a augmenté la production pétrolière du puits de 250 %.
En Équateur, le Groupe Complétion de Schlumberger a lancé la technologie d’ancrage par pistolet à dégagement automatique MAXR* associée à la technologie de charge modelée à pénétration extra-profonde Testing Services PowerJet Nova* du Groupe Services pour ENAP dans deux puits du champ Paraiso. La technologie MAXR a ancré les pistolets de perforation et les a automatiquement lâchés au moment de la détonation alors que les charges PowerJet Nova augmentaient la pénétration dans les formations de roche sous tension. La production effective de ce puits a atteint environ 1 700 bbl/j, ce qui a dépassé les attentes initiales de 400 bbl/j.
En Égypte, le groupe Intervention sur Puits a utilisé le fluide de stimulation émulsifié SXE* combiné avec le service de jet sous haute pression Jet Blaster* pour Scimitar Production Egypt Ltd., afin de stimuler un puits avec un écoulement zéro dans le champ Rahmi. L’outil Jet Blaster a permis le nettoyage en un passage du trou de forage, par des courants de liquide ciblés et à haute énergie qui ont amélioré l’efficacité de la stimulation de la matrice. À la suite de cette intervention, la production du puits est passée de zéro à 1 500 bbl/j.
Egalement en Égypte, le Groupe Intervention sur Puits a mis en place le premier service de stimulation et de conformité de tubage spiralé en direct ACTive Matrix*, afin de stimuler un puits pour The General Petroleum Company sur une formation de dolomite avec une basse température de 120 °F. La technologie ACTive Matrix a permis d’optimiser le traitement de stimulation par un contrôle en direct des débits d’injection, de la pression dans le trou de forage et de la température. Ainsi, le test du puits de traitement post-stimulation a confirmé une peau négative et une augmentation de la production de zéro à 1 000 bbl/j.
Au large de la Côte d’Ivoire, le Groupe Complétions de Schlumberger a utilisé les écrans de massif filtrant de trou voie alternative OptiPac* pour Canadian Natural Resources Limited, sur un long intervalle de puits horizontal dans le projet de développement sous-marin en Phase III Baobab. C’était la première fois que les opérations omettaient l’utilisation conventionnelle du tuyau de lavage afin de gagner du temps de forage. Le temps de forage total gagné par le client, comprenant les économies générées par la réalisation hors ligne des écrans OptiPac, a été équivalent à environ 1,3 million USD.
Au large de la Malaisie, le Groupe Intervention sur Puits a utilisé le système de perforation et d’activation CT sélectives en temps réel ACTive OptiFIRE* pour REPSOL S.A., afin de perforer plusieurs zones au large de la péninsule de la Malaisie. La technologie ACTive OptiFIRE a fourni des mesures en temps réel critiques et permis un contrôle fiable de la détonation sans perturber la dynamique des fluides dans le puits. Suite à cela, le client a gagné un jour de forage.
Au Pakistan, le Groupe Intervention sur Puits a lancé le fluide de diversion viscoélastique VDA* pour Ocean Pakistan Limited afin d’effectuer une stimulation de matrice sur une section de puits de 14 pieds sur une formation difficile du champ Ratana. La technologie VDA a réussi à dévier le liquide de traitement de stimulation restant dans des zones d’injectivité plus faible. Le client a obtenu une augmentation de la production de 1,5 MMscf/j à 13 MMscf/j, ainsi que 400 bbl/j de condensat post-traitement.
|
Tableaux financiers |
|||||||||||||||
| État consolidé condensé des résultats | |||||||||||||||
| (en millions USD, sauf montants par action) | |||||||||||||||
| Troisième trimestre | Neuf mois | ||||||||||||||
| Périodes closes le 30 septembre, | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 | |||||||||||
| Chiffre d’affaires | $ | 8 472 | $ | 12 646 | $ | 27 731 | $ | 35 939 | |||||||
| Intérêts et autres bénéfices | 60 | 79 | 155 | 220 | |||||||||||
| Dépenses | |||||||||||||||
| Coût des produits d’exploitation | 6 798 | 9 689 | 22 028 | 27 708 | |||||||||||
| Recherche et ingénierie | 273 | 301 | 819 | 893 | |||||||||||
| Frais généraux et administratifs | 122 | 125 | 362 | 353 | |||||||||||
| Restructuration et autre (1) |
- |
- |
439 |
- |
|||||||||||
| Intérêt | 86 | 90 | 254 | 282 | |||||||||||
| Bénéfice avant impôts | $ | 1 253 | $ | 2 520 | $ | 3 984 | $ | 6 923 | |||||||
| Impôts sur les bénéfices (1) | 250 | 556 | 859 | 1 530 | |||||||||||
| Revenus issus des activités poursuivies | 1 003 | 1 964 | 3 125 | 5 393 | |||||||||||
| Perte issue des activités abandonnées |
- |
- |
- |
(205 | ) | ||||||||||
| Revenu net | 1 003 | 1 964 | 3 125 | 5 188 | |||||||||||
| Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires | 14 | 15 | 37 | 52 | |||||||||||
| Bénéfice net attribuable à Schlumberger | $ | 989 | $ | 1 949 | $ | 3 088 | $ | 5 136 | |||||||
| Montants Schlumberger attribuables au : | |||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies (1) | $ | 989 | $ | 1 949 | $ | 3 088 | $ | 5 341 | |||||||
| Perte issue des activités abandonnées |
- |
- |
- |
(205 | ) | ||||||||||
| Revenu net | $ | 989 | $ | 1 949 | $ | 3 088 | $ | 5 136 | |||||||
| Bénéfice dilué par action de Schlumberger | |||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies (1) | $ | 0,78 | $ | 1,49 | $ | 2,42 | $ | 4,07 | |||||||
| Perte issue des activités abandonnées |
- |
- |
- |
(0,16 | ) | ||||||||||
| Revenu net | $ | 0,78 | $ | 1,49 | $ | 2,42 | $ | 3,91 | |||||||
| Moyenne des actions en circulation | 1 265 | 1 294 | 1 270 | 1 300 | |||||||||||
| Moyenne des actions en circulation après dilution | 1 272 | 1 310 | 1 278 | 1 314 | |||||||||||
| Dépréciation et amortissement inclus dans les dépenses (2) | $ | 1 026 | $ | 1 032 | $ | 3 115 | $ | 3 029 | |||||||
|
(1) Voir section intitulée « Charges et crédits » pour plus de détails. (2) Inclut la dépréciation des immobilisations corporelles et l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multi-clients et les investissements SPM. |
|||||||||||||||
| État consolidé condensé des résultats | |||||||||||
| (en millions USD) | |||||||||||
| 30 septembre, | 31 décembre, | ||||||||||
| Actifs | 2015 | 2014 | |||||||||
| Actifs à court terme | |||||||||||
| Encaisse et investissements à court terme | $ | 6 605 | $ | 7 501 | |||||||
| Comptes clients | 9 372 | 11 171 | |||||||||
| Autres actifs courants | 5 555 | 6 022 | |||||||||
| 21 532 | 24 694 | ||||||||||
| Investissements à taux fixe, détenus jusqu’à maturité | 439 | 442 | |||||||||
| Immobilisations corporelles | 14 554 | 15 396 | |||||||||
| Données sismiques multi-clients | 966 | 793 | |||||||||
| Écarts d’acquisition | 15 610 | 15 487 | |||||||||
| Autres immobilisations incorporelles | 4 524 | 4 654 | |||||||||
| Autres actifs | 5 717 | 5 438 | |||||||||
| $ | 63 342 | $ | 66 904 | ||||||||
| Passif et fonds propres | |||||||||||
| Passif courant | |||||||||||
| Comptes fournisseurs et charges constatées d’avance | $ | 7 186 | $ | 9 246 | |||||||
| Passif estimé pour les impôts sur le bénéfice | 1 425 | 1 647 | |||||||||
| Emprunts à court terme et portion actuelle | |||||||||||
| de la dette à long terme | 4 761 | 2 765 | |||||||||
| Dividende à distribuer | 638 | 518 | |||||||||
| 14 010 | 14 176 | ||||||||||
| Dette à long terme | 7 487 | 10 565 | |||||||||
| Avantages postérieurs aux départs en retraite | 1 282 | 1 501 | |||||||||
| Impôts différés | 1 276 | 1 296 | |||||||||
| Autres passifs | 1 108 | 1 317 | |||||||||
| 25 163 | 28 855 | ||||||||||
| Fonds propres | 38 179 | 38 049 | |||||||||
| $ | 63 342 | $ | 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 septembre, |
Neuf
Mois 2015 |
Troisième
Trimestre 2015 |
Neuf
Mois 2014 |
||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires | 3 125 | 1 003 | 5 393 | ||||||||
| Restructuration et autres charges, après impôt | 383 |
- |
- |
||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires | |||||||||||
| hors charges et crédits | 3 508 | 1 003 | 5 393 | ||||||||
| Dépréciation et amortissement (1) | 3 115 | 1 026 | 3 029 | ||||||||
| Pensions et autres avantages complémentaires postérieurs aux départs en retraite à payer | 326 | 109 | 266 | ||||||||
| Dépenses de rémunération sous forme d’actions | 250 | 83 | 246 | ||||||||
| Financement de pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ en retraite | (292) | (78) | (318) | ||||||||
| (Augmentation) Baisse du fonds de roulement (2) | (509) | 328 | (991) | ||||||||
| Autres | 229 | 72 | (343) | ||||||||
| Flux de trésorerie lié à l’exploitation | 6 627 | 2 543 | 7 282 | ||||||||
| Dépenses d’investissement | (1 783) | (590) | (2 766) | ||||||||
| Investissements SPM | (350) | (128) | (569) | ||||||||
| Données sismiques multiclients capitalisées | (336) | (115) | (212) | ||||||||
| Flux de trésorerie disponible (3) | 4 158 | 1 710 | 3 735 | ||||||||
| Programme de rachat d’actions | (1 784) | (545) | (3 582) | ||||||||
| Dividendes distribués | (1 786) | (635) | (1 451) | ||||||||
| Produit des régimes d’actionnariat des employés | 423 | 167 | 795 | ||||||||
| 1 011 | 697 | (503) | |||||||||
| Acquisitions d’entreprises et investissements, déduction faite de la trésorerie acquise et des dettes prises en charge | (324) | (118) | (1 049) | ||||||||
| Activités abandonnées - règlement avec le ministère de la Justice américain | (233) |
- |
- |
||||||||
| Autres | (271) | (185) | 150 | ||||||||
| Baisse (Augmentation) de la dette nette | 183 | 394 | (1 402) | ||||||||
| Dette nette, début de période | (5 387) | (5 598) | (4 443) | ||||||||
| Dette nette | (5 204) | (5 204) | (5 845) | ||||||||
| Composants de la dette nette |
30 septembre |
30 juin |
31 décembre |
30 septembre |
|||||||
| Encaisse et investissements à court terme | 6 605 | 7 274 | 7 501 | 6 759 | |||||||
| Investissements à taux fixe, détenus jusqu’à maturité | 439 | 469 | 442 | 473 | |||||||
| Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme | (4 761) | (4 231) | (2 765) | (1 451) | |||||||
| Dette à long terme | (7 487) | (9 110) | (10 565) | (11 626) | |||||||
| (5 204) | (5 598) | (5 387) | (5 845) | ||||||||
|
(1) |
Inclut la dépréciation de la propriété, de l’usine et des équipements et l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multi-clients et les investissements SPM. | |
|
(2) |
Inclut des paiements de licenciement d'environ 605 millions USD durant les neuf mois clos le 30 septembre 2015 et de 150 millions USD durant le troisième 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 multi-clients 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) aux États-Unis, ce communiqué de presse sur les résultats du troisième 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) | ||||||||||||||||||||||
| Neuf mois 2015 | ||||||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Participations |
Net |
BPA
Dilué |
||||||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, hors charges et crédits | 4 423 | 915 | 37 | 3 471 | 2,72 | |||||||||||||||||
| 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 | 3 984 | 859 | 37 | 3 088 | 2,42 | |||||||||||||||||
| Aucune charge ni aucun crédit n’ont été enregistrés aux deuxième et troisième trimestres 2015, pas plus que sur les neufs premiers mois de 2014. | ||||||||||||||||||||||
| Groupes Produits | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| (en millions USD) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Trois mois clos au | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 30 septembre 2015 | 30 juin 2015 | 30 septembre 2014 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
|||||||||||||||||||||||||||||||
| Caractérisation des Réservoirs | $ | 2 301 | $ | 606 | $ | 2 425 | $ | 642 | $ | 3 322 | $ | 967 | ||||||||||||||||||||||||
| Forage | 3 256 | 604 | 3 511 | 685 | 4 821 | 1 045 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Production | 2 957 | 327 | 3 103 | 397 | 4 558 | 844 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Éliminations et autres | (42 | ) | (16 | ) | (29 | ) | (16 | ) | (55 | ) | (50 | ) | ||||||||||||||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 1 521 | 1 708 | 2 806 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Dépenses d’entreprise et autres | - | (198 | ) | - | (199 | ) | - | (210 | ) | |||||||||||||||||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | - | 8 | - | 6 | - | 8 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | - | (78 | ) | - | (79 | ) | - | (84 | ) | |||||||||||||||||||||||||||
| $ | 8 472 | $ | 1 253 | $ | 9 010 | $ | 1 436 | $ | 12 646 | $ | 2 520 | |||||||||||||||||||||||||
| Zones géographiques | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| (en millions USD) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Trois mois clos au | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 30 septembre 2015 | 30 juin 2015 | 30 septembre 2014 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
|||||||||||||||||||||||||||||||
| Amérique du Nord | $ | 2 273 | $ | 202 | $ | 2 361 | $ | 242 | $ | 4 255 | $ | 825 | ||||||||||||||||||||||||
| Amérique latine | 1 422 | 295 | 1 537 | 343 | 2 036 | 446 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Europe/CEI/Afrique | 2 274 | 505 | 2 413 | 513 | 3 303 | 774 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Moyen-Orient et Asie | 2 372 | 641 | 2 575 | 740 | 2 970 | 820 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Éliminations et autres | 131 | (122 | ) | 124 | (130 | ) | 82 | (59 | ) | |||||||||||||||||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 1 521 | 1 708 | 2 806 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Dépenses d’entreprise et autres | - | (198 | ) | - | (199 | ) | - | (210 | ) | |||||||||||||||||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | - | 8 | - | 6 | - | 8 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | - | (78 | ) | - | (79 | ) | - | (84 | ) | |||||||||||||||||||||||||||
| $ | 8 472 | $ | 1 253 | $ | 9 010 | $ | 1 436 | $ | 12 646 | $ | 2 520 | |||||||||||||||||||||||||
|
(1) À l’exclusion des intérêts inclus dans les résultats des Groupes Produits et Zones géographiques. |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Groupes Produits | ||||||||||||||||||||||||
| (en millions USD) | ||||||||||||||||||||||||
| Neuf mois clos au | ||||||||||||||||||||||||
| 30 septembre 2015 | 30 septembre 2014 | |||||||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
|||||||||||||||||||||
| Caractérisation des Réservoirs | $ | 7 278 | $ | 1 903 | $ | 9 536 | $ | 2 693 | ||||||||||||||||
| Forage | 10 729 | 2 080 | 13 804 | 2 907 | ||||||||||||||||||||
| Production | 9 827 | 1 274 | 12 752 | 2 276 | ||||||||||||||||||||
| Éliminations et autres | (103 | ) | (35 | ) | (153 | ) | (81 | ) | ||||||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 5 222 | 7 795 | ||||||||||||||||||||||
| Dépenses d’entreprise et autres | - | (587 | ) | - | (628 | ) | ||||||||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | - | 22 | - | 23 | ||||||||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | - | (234 | ) | - | (267 | ) | ||||||||||||||||||
| Charges et crédits | - | (439 | ) | - | - | |||||||||||||||||||
| $ | 27 731 | $ | 3 984 | $ | 35 939 | $ | 6 923 | |||||||||||||||||
| Zones géographiques | ||||||||||||||||||||||||
| (en millions USD) | ||||||||||||||||||||||||
| Neuf mois clos au | ||||||||||||||||||||||||
| 30 septembre 2015 | 30 septembre 2014 | |||||||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
Chiffre d’affaires |
Bénéfice |
|||||||||||||||||||||
| Amérique du Nord | $ | 7 856 | $ | 860 | $ | 11 827 | $ | 2 208 | ||||||||||||||||
| Amérique latine | 4 606 | 992 | 5 646 | 1 210 | ||||||||||||||||||||
| Europe/CEI/Afrique | 7 225 | 1 550 | 9 452 | 2 082 | ||||||||||||||||||||
| Moyen-Orient et Asie | 7 650 | 2 154 | 8 781 | 2 396 | ||||||||||||||||||||
| Éliminations et autres | 394 | (334 | ) | 233 | (101 | ) | ||||||||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 5 222 | 7 795 | ||||||||||||||||||||||
| Dépenses d’entreprise et autres | - | (587 | ) | - | (628 | ) | ||||||||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | - | 22 | - | 23 | ||||||||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | - | (234 | ) | - | (267 | ) | ||||||||||||||||||
| Charges et crédits | - | (439 | ) | - | - | |||||||||||||||||||
| $ | 27 731 | $ | 3 984 | $ | 35 939 | $ | 6 923 | |||||||||||||||||
|
(1)À l’exclusion des intérêts inclus dans les résultats des groupes Produits et Zones géographiques. |
||||||||||||||||||||||||
|
Informations supplémentaires |
||
|
1) |
Quelle est la définition de la marge d'exploitation décrémentielle ? |
|
| 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. | ||
|
2) |
Quelles ont été la marge bénéficiaire d’exploitation avant impôts et la marge d’exploitation décrémentielle pour le troisième trimestre 2015 ? |
|
| La marge bénéficiaire d’exploitation avant impôts a été de 18,0 %. La marge d'exploitation décrémentielle a été de 31 % en glissement annuel et la marge d’exploitation décrémentielle en séquentiel a atteint 35 %. | ||
|
3) |
Quelles ont été la marge bénéficiaire d’exploitation avant impôts et la marge d’exploitation décrémentielle pour les neuf premiers mois de 2015 ? |
|
| La marge bénéficiaire d'exploitation avant impôts a été de 18,8 % et la marge d’exploitation décrémentielle en glissement annuel a atteint 31 %. | ||
|
4) |
Quel a été le flux de trésorerie disponible en pourcentage du bénéfice net avant intérêts minoritaires, hors charges et crédits, pour le troisième trimestre 2015 ? |
|
| Le flux de trésorerie, qui s'est élevé à 1,7 milliard USD, incluant environ 150 millions USD d'indemnités de licenciement, en pourcentage du bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires, hors charges et crédits, a été de 170 % pour le troisième trimestre 2015. | ||
|
5) |
Quel a été le flux de trésorerie disponible en pourcentage du bénéfice net avant intérêts minoritaires, hors charges et crédits, pour les neuf premiers mois de 2015 ? |
|
|
Le flux de trésorerie, qui s'est élevé à 4,2 milliards USD, incluant environ 605 millions USD d'indemnités de licenciement, en pourcentage du bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires, hors charges et crédits, a été de 119 % pour les neufs premiers mois de 2015. |
||
|
6) |
Quelles sont les projections en termes de dépenses en capital pour l’exercice 2015 ? |
|
| Les dépenses en capital (hors investissements SPM et multiclients) devraient toujours s’élever à 2,5 milliards USD pour 2015, comme prévu. | ||
|
7) |
Qu’est-ce qui a été inclus dans « Intérêts et autres revenus, nets » pour le troisième trimestre 2015 ? |
|
| Les « Intérêts et autres revenus, nets » ont été de 60 millions USD pour le troisième trimestre de 2015. Ce montant est composé d'un bénéfice des investissements appliquant la méthode de mise en équivalence de 47 millions USD et des intérêts créditeurs de 13 millions USD. | ||
|
8) |
Comment les intérêts créditeurs et les intérêts débiteurs ont-ils changé au cours du troisième trimestre 2015 ? |
|
|
Les intérêts créditeurs de 13 millions USD ont augmenté de 1 million USD en séquentiel. Les intérêts débiteurs de 86 millions USD sont restés stables en séquentiel. |
||
|
9) |
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. | ||
|
10) |
Quel a été le taux d’imposition effectif (TIE), hors charges et crédits, pour le troisième trimestre 2015 ? |
|
|
Le TIE a été de 20,0 % pour le troisième trimestre 2015, par rapport à 21,1 % pour le deuxième trimestre 2015. |
||
|
11) |
Combien d’actions ordinaires étaient en circulation au 30 septembre 2015 et comment cela a-t-il changé par rapport à la fin du trimestre précédent ? |
|
| Au 30 septembre 2015, le nombre d’actions ordinaires en circulation était de 1 261 milliards. Le tableau suivant représente la variation du nombre d’actions en circulation du 30 juin 2015 par rapport au 30 septembre 2015. | ||
|
|
(en millions USD) |
||
| Actions en circulation au 30 juin 2015 | 1 265 | ||
| Actions vendues aux titulaires d’options, moins les actions échangées | - | ||
| Acquisition des actions à négociation restreintes | - | ||
| Actions émises en vertu du régime d’achat d’actions pour les employés | 2 | ||
| Programme de rachat d’actions | (7 | ) | |
| Actions en circulation au 30 septembre 2015 | 1 261 | ||
|
12) |
Quel était le nombre moyen pondéré d’actions en circulation au cours du troisième trimestre 2015 et au deuxième trimestre 2015 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 troisième trimestre 2015 et du deuxième trimestre 2015 était de 1 272 milliards et 1 280 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) | |||||||||
|
Troisième trimestre |
Deuxième trimestre |
||||||||
| Moyenne pondérée des actions en circulation | 1 265 |
|
1 269 | ||||||
| Exercice présumé des options sur actions | 3 |
|
7 | ||||||
| Actions de négociation restreinte non acquises | 4 |
|
4 | ||||||
| Moyenne des actions en circulation après dilution | 1 272 |
|
1 280 | ||||||
|
13) |
À combien se sont élevées les ventes multi-clients au troisième trimestre 2015 ? |
|
| Les ventes multi-clients, frais de transfert compris, se sont élevées à 60 millions USD au troisième trimestre 2015 et à 84 millions USD au deuxième trimestre 2015. | ||
|
14) |
Quel était le carnet de commandes de WesternGeco à la fin du troisième trimestre 2015 ? |
|
| Le carnet de commandes de WesternGeco, qui est basé sur des contrats signés avec les clients, s’élevait à 910 millions USD à la fin du troisième trimestre 2015. Il était de 514 millions USD à la fin du deuxième trimestre 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 105 000 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 organisera une conférence téléphonique pour discuter de l’annonce ci-dessus et des perspectives commerciales, le vendredi 16 octobre 2015. Le début de la téléconférence est prévu pour 8 h 00, (heure centrale des États-Unis), 9 h 00 (heure de l’Est), 15 h 00 (heure de Paris). Pour accéder à la conférence téléphonique, qui est ouverte au public, veuillez contacter l'opérateur au + 1 (800) 230-1085 en Amérique du Nord, ou au + 1 (612) 234-9960 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 téléphonique, une rediffusion audio sera disponible jusqu’au 16 novembre 2015 en composant le + 1 (800) 475-6701 en Amérique du Nord, ou le + 1 (320) 365-3844 hors de l'Amérique du Nord, et en indiquant le code d’accès 365406.
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 31 décembre 2015.
Ce communiqué relatif aux résultats du troisième 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 d’investissement de Schlumberger et de l’industrie du pétrole et du gaz ; les stratégies commerciales des clients de Schlumberger ; l'intégration de Cameron dans nos activités ; les bénéfices anticipés de la transaction Cameron ; 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 ; l’incapacité de la technologie à répondre aux nouveaux défis de l'exploration ; la satisfaction des conditions de clôture de la fusion avec Cameron ; le risque que la fusion envisagée avec Cameron ne se produise pas, les effets négatifs au cours du déroulement de la fusion envisagée avec Cameron, l'incapacité après la clôture de la fusion avec Cameron d’intégrer avec succès les entreprises fusionnées et de réaliser les synergies escomptées, l'incapacité à retenir des employés clés ; les dépenses pour la fusion ; ainsi que d'autres risques et incertitudes détaillés dans notre communiqué des résultats du troisième 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.
