HOUSTON--(BUSINESS WIRE)--Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a publié le 20 Janvier 2017 aujourd'hui ses résultats pour l’exercice complet 2016 et pour le quatrième trimestre 2016.
Résultats de l’exercice complet
| (en millions, sauf montants par action) | ||||||||||
| Douze mois clos au | Variation | |||||||||
| 31 décembre 2016 | 31 décembre 2015 | En glissement annuel | ||||||||
| Chiffre d'affaires | $ | 27 810 | $ | 35 475 |
-22% |
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| Bénéfice d’exploitation avant impôts | $ | 3 273 | $ | 6 510 |
-50% |
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| Marge d’exploitation avant impôts | 11,8 | % | 18,4 | % | -658 pdb | |||||
| Revenu net (perte) (base PCGR) | $ | (1,687 | ) | $ | 2 072 | n/s | ||||
| Bénéfice net, hors charges et crédits* | $ | 1 550 | $ | 4 290 |
-64% |
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| BPA dilué (perte par action) (Base PCGR) | $ | (1,24 | ) | $ | 1,63 | n/s | ||||
| BPA dilué, hors charges et crédits* | $ | 1,14 | $ | 3,37 |
-66% |
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| *Ces mesures financières ne sont pas conformes aux PCGR. Voir la section intitulée « Charges et Crédits » ci-dessous pour plus de détails. | ||||||||||
| n/s = non significatif | ||||||||||
Le chiffre d'affaires de l'exercice complet 2016 s'élevant à 27,8 milliards USD a diminué de 22 % en glissement annuel, malgré les trois trimestres d'activité du Groupe Cameron qui ont généré 4,2 milliards USD de chiffre d'affaires. À l'exclusion de Cameron, le chiffre d'affaires consolidé a diminué de 34 %.
Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 3,3 milliards USD de l'exercice complet 2016, qui comprend la contribution de 653 millions USD du Groupe Cameron, a diminué de 50 % en glissement annuel. La marge consolidée a perdu 658 points de base (pdb), pour atteindre 11,8 %. À l'exclusion de Cameron, la marge consolidée a perdu 727 pdb, pour s'établir à 11,1 %.
Résultats du quatrième trimestre
| (en millions, sauf montants par action) | ||||||||||||||||
| Trois mois clos le | Variation | |||||||||||||||
| 31 décembre 2016 | 30 sept. 2016 | 31 décembre 2015 | Séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||
| Chiffre d'affaires | $ | 7 107 | $ | 7 019 | $ | 7 744 |
1% |
-8% |
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| Bénéfice d’exploitation avant impôts | $ | 810 | $ | 815 | $ | 1 288 |
-1% |
-37% |
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| Marge d’exploitation avant impôts | 11,4 | % | 11,6 | % | 16,6 | % | -21 pdb | -523 pdb | ||||||||
| Revenu net (perte) (base PCGR) | $ | (204 | ) | $ | 176 | $ | (1 016 | ) | n/s |
-80% |
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| Bénéfice net, hors charges et crédits* | $ | 379 | $ | 353 | $ | 819 |
7% |
-54% |
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| BPA dilué (perte par action) (Base PCGR) | $ | (0,15 | ) | $ | 0,13 | $ | (0,81 | ) | n/s | n/s | ||||||
| BPA dilué, hors charges et crédits* | $ | 0,27 | $ | 0,25 | $ | 0,65 |
8% |
-58% |
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| *Ces mesures financières ne sont pas conformes aux PCGR. Voir la section intitulée « Charges et Crédits » ci-dessous pour plus de détails. | ||||||||||||||||
| n/s = non significatif | ||||||||||||||||
Paal Kibsgaard, président et DG de Schlumberger, a commenté : « La croissance de 1 % du chiffre d'affaires du quatrième trimestre en séquentiel est attribuable à une forte activité au Moyen-Orient et en Amérique du Nord, qui a largement été contrebalancée par une faiblesse continue en Amérique latine, ainsi que par une diminution de l'activité saisonnière en Europe, dans la CEI, et en Afrique.
« Dans les différents segments d'activité, l'augmentation du chiffre d'affaires du quatrième trimestre a été menée par le groupe Production, qui a enregistré une croissance de 5 % en raison de la hausse de l'activité de fracturation hydraulique au Moyen-Orient et dans la partie terrestre de l'Amérique du Nord. Le chiffre d'affaires du groupe Caractérisation des réservoirs a augmenté de 1 % en séquentiel en raison de la forte activité de Tests & Traitement au Koweït, qui a compensé le déclin saisonnier de l'activité Wireline en Norvège et en Russie. Le chiffre d'affaires du groupe Forage est resté stable en séquentiel, dans la mesure où la poursuite d'une forte activité de forage directionnel en Amérique du Nord a été contrebalancée par des déclins d'activité dans les régions Europe/CEI/Afrique, ainsi qu'au Moyen-Orient et en Asie. Le chiffre d'affaires du groupe Cameron est également resté stable en séquentiel, avec une croissance de OneSubsea et des Systèmes de Surface qui a été contrebalancée par une réduction des ventes de produits Vannes & Mesures, ainsi que par un déclin du carnet de commandes des Systèmes de forage.
« La marge d'exploitation avant impôts était essentiellement stable en séquentiel à 11,4 %, les améliorations de marge dans les groupes Production et Forage ayant été contrebalancées par les contractions observées dans les groupes Cameron et Caractérisation des réservoirs. Au cours des récents trimestres, nous sommes parvenus à stabiliser nos opérations du point de vue activité et capacité, et ceci nous a permis par la suite d'affiner et de réduire notre structure de soutien afin de refléter les niveaux de prix actuels en termes d'activité et de services. Ceci nous a permis d'enregistrer des frais de restructuration de 536 millions USD au quatrième trimestre. Nous avons également enregistré 139 millions USD de frais relatifs à l'intégration de Cameron et une perte de dévaluation monétaire en Égypte.
« Nous maintenons notre vue constructive des marchés pétroliers, dans la mesure où la baisse de l’écart entre l'offre et la demande s'est poursuivie au quatrième trimestre, comme l'indique un prélèvement régulier des stocks de l'OCDE. Cette tendance a été renforcée par les accords OPEP et hors OPEP du mois de décembre visant à réduire la production, ce qui devrait, avec un certain décalage, accélérer le prélèvement des stocks, soutenir une augmentation supplémentaire des prix du pétrole, et engendrer une hausse des investissements en E&P.
« Nous nous attendons à ce que la croissance des investissements soit dans un premier temps menée par des opérateurs terrestres en Amérique du Nord, où des flux de trésorerie disponible négatifs continus semblent contraignants, dans la mesure où le financement externe est immédiatement disponible et où la poursuite de la valeur des fonds propres à court terme prévaut sur le retour sur investissement à cycle complet. Les rapports relatifs aux dépenses en E&P indiquent actuellement que les investissements en E&P nord-américains augmenteront d'environ 30 % en 2017, et qu'ils seront menés par le bassin Permien, ce qui devrait entraîner une hausse des activités ainsi qu'une reprise attendue depuis longtemps des prix du secteur des services.
« Sur les marchés internationaux, les opérateurs se focalisent davantage sur les retours à cycle complet, et les investissements en E&P sont généralement régis par la génération de flux de trésorerie disponible des opérateurs. Dans cette optique, nous nous attendons à ce que la reprise des marchés internationaux en 2017 démarre plus lentement, en réponse à la réalité économique à laquelle est confronté le secteur E&P. Ceci aboutira probablement à une troisième année consécutive de sous-investissement, avec un faible taux continu d'autorisations de nouveaux projets et une accélération du déclin de la production dans la base de production vieillissante. Ces facteurs combinés viennent accroître la probabilité d'un déficit significatif de l'offre à moyen terme, qui ne pourra être évité qu'avec une hausse globale et généralisée des dépenses en E&P, qui devrait débuter à la fin de l'exercice 2017 et se prolongeant jusqu'en 2018.
« Dans ce contexte et après neuf trimestres consécutifs de réductions d'effectifs, de réduction des coûts et d'efforts de restructuration incessants, nous sommes ravis de nous concentrer à nouveau sur la poursuite de la croissance et sur l'amélioration des rendements. En gérant cette baisse, nous avons rationalisé notre structure de coûts, continué de dynamiser l'efficience et la qualité de nos processus opérationnels, étendu notre offre en maintenant nos investissements en R&E, et procédé à une série d'acquisitions stratégiques. La combinaison de ces actions nous a permis de renforcer notre position de marché mondiale pendant la baisse d’activité, ce qui nous permettra de maintenir et d'étendre notre leadership bien établi en termes de marge et de bénéfice, à la fois en Amérique du Nord et dans tous les marchés internationaux à l'avenir.
« À l'heure où la croissance du bénéfice demeure un moteur financier très important pour nous, la génération de trésorerie à cycle complet est encore plus critique, et c'est dans ce domaine que nous demeurons unique dans le secteur. Au cours des deux dernières années de baisse, nous avons généré 7,5 milliards USD de flux de trésorerie disponible, plus que le reste de nos principaux concurrents combinés. En outre, nous avons restitué 8,0 milliards USD à nos actionnaires par le biais de dividendes et de rachats d’actions. Ceci démontre clairement la robustesse à cycle complet de Schlumberger, la gestion attentive de notre entreprise, et la force de nos capacités d'exécution. »
Autres événements
Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 1,5 million de ses actions ordinaires à un prix moyen par action de 78,21 USD, pour un prix d'achat total de 116 millions USD.
Le 5 janvier 2017, Schlumberger a annoncé l'acquisition de Peak Well Systems, société spécialisée leader dans la conception et le développement d'outils de forage avancés destinés au contrôle de flux, à l'intervention sur puits, ainsi qu'à l'intégrité des puits.
Le 19 janvier 2017, le conseil d'administration de la société a approuvé un dividende trimestriel en espèces de 0,50 USD par action ordinaire en circulation, payable le 17 avril 2017 aux actionnaires inscrits à la date du 15 février 2017.
Chiffre d'affaires consolidé par zone géographique
| (en millions) | |||||||||
| Trois mois clos le | Variation | ||||||||
| 31 décembre 2016 | 30 sept. 2016 | Séquentiel | |||||||
| Amérique du Nord | $ | 1 765 | $ | 1 699 | 4 % | ||||
| Amérique latine | 952 | 992 | -4 % | ||||||
| Europe/CEI/Afrique | 1 834 | 1 872 | -2 % | ||||||
| Moyen-Orient et Asie | 2 494 | 2 385 | 5 % | ||||||
| Éliminations et autres | 62 | 71 | -13 % | ||||||
| $ | 7 107 | $ | 7 019 | 1 % | |||||
| Chiffre d'affaires Amérique du Nord | $ | 1 765 | $ | 1 699 | 4 % | ||||
| Chiffre d’affaires International | $ | 5 280 | $ | 5 249 | 1 % | ||||
Le chiffre d'affaires de 7,1 milliards USD du quatrième trimestre a augmenté de 1 % en séquentiel, le chiffre d'affaires de la région Amérique du Nord et Internationale ayant respectivement augmenté de 4 % et 1 %.
Amérique du Nord
En Amérique du Nord, le chiffre d'affaires a augmenté de 4 % en séquentiel, en réponse à une augmentation de l'activité terrestre tandis que l'activité offshore a baissé. À l'exclusion des résultats du groupe Cameron, le chiffre d'affaires de l'activité terrestre a enregistré une croissance à deux chiffres favorisée par une forte activité de fracturation hydraulique due à une augmentation du nombre d'étapes, ainsi que par une plus forte participation des segments Forage & Mesures, Trépans & Outils de forage, et des produits et services M-I SWACO due à une augmentation des appareils de forage. Le chiffre d'affaires de dans la partie terrestre des Etats-Unis a également enregistré une croissance à deux chiffres due à une plus forte activité et à une légère reprise des prix, tandis que le chiffre d'affaires de l'Ouest canadien a enregistré une croissance solide due à une intensification de l'activité pendant l'hiver ainsi qu'à une augmentation des ventes de produits d'ascension artificielle. Le chiffre d'affaires a également augmenté grâce aux ventes de licences sismiques multiclients WesternGeco de fin d'année, qui étaient néanmoins réduites par rapport aux exercices précédents. Le chiffre d'affaires des segments Valves & Mesures et Systèmes de forage a diminué.
Zones Internationales
Le chiffre d'affaires International a augmenté de 1 % en séquentiel en réponse à une solide croissance dans la région Moyen-Orient & Asie, qui a été partiellement contrebalancée par une faiblesse persistante dans la région Amérique latine, ainsi que par une diminution de l'activité saisonnière dans la région Europe/CEI/Afrique.
Le chiffre d'affaires de la zone Moyen-Orient & Asie a augmenté de 5 % en séquentiel. Ceci s'explique principalement par une forte activité liée à la fracturation et aux Services de production intégrés (SPI) dans le cadre de développements de ressources terrestres non conventionnelles, ainsi que par une augmentation de la productivité des équipes sismiques terrestres en Arabie saoudite. Le chiffre d'affaires en Égypte a augmenté grâce à une plus forte activité de perforation, tandis qu'une croissance a été observée au Qatar grâce à davantage de travaux de diagraphie horizontale. Ces augmentations ont en revanche été partiellement contrebalancées par des diminutions des activités Forage & Mesures et Services de forage intégrés (SFI), ainsi que par de moindres ventes d'équipements sur le marché géographique de l'Inde, plusieurs projets ayant été achevés et plusieurs campagnes de puits retardées.
Le chiffre d'affaires de la zone Amérique latine a diminué de 4 % en séquentiel, principalement sur le marché géographique Mexique & Amérique centrale, où les contraintes budgétaires des clients ont conduit à une nette diminution du nombre d'appareils de forage qui a impacté les opérations onshore et offshore, affectant les projets à la fois en eaux profondes et en eaux peu profondes. Le chiffre d'affaires du Mexique a également diminué à l'issue de fortes ventes de relevés marins et de licences sismiques multiclients au trimestre dernier. Le chiffre d'affaires de l'Argentine a diminué car les travaux de développement de ressources non conventionnelles ont été affectés par des conditions météorologiques défavorables et autres retards. Ces diminutions ont néanmoins été partiellement atténuées par une forte activité autour des forages et projets sur le marché géographique du Pérou, de Colombie et de l'Équateur, le nombre d'appareils de forage ayant augmenté de 46 % suite à l'augmentation des prix du pétrole.
Le chiffre d'affaires de la zone Europe/CEI/Afrique a diminué de 2 % en séquentiel, principalement en raison de l'achèvement saisonnier du pic estival d'activité de forage en Russie ainsi que des campagnes de services d'exploration en Norvège, ce qui a impacté l'ensemble des Technologies, en premier lieu desquelles les activités Câbles, Forage & Mesures, et M-I SWACO. Le marché géographique d'Afrique sub-saharienne a contribué au déclin du chiffre d'affaires de la zone, à mesure de la démobilisation des appareils de forage ainsi que de l'achèvement de plusieurs projets, principalement en Angola et au Congo. Ces diminutions ont été partiellement compensées par une solide activité et exécution autour du projet OneSubsea.
Groupe Caractérisation des réservoirs
| (en millions, sauf pourcentages de marges) | ||||||||||||||||
| Trois mois clos le | Variation | |||||||||||||||
| 31 décembre 2016 | 30 sept. 2016 | 31 décembre 2015 | Séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||
| Chiffre d'affaires | $ | 1 699 | $ | 1 689 | $ | 2 193 | 1 % | -23 % | ||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | $ | 316 | $ | 322 | $ | 521 | -2 % | -39 % | ||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 18,6 | % | 19,1 | % | 23,8 | % | -49 pdb | -519 pdb | ||||||||
Le chiffre d'affaires du groupe Caractérisation de réservoirs s'est élevé à 1,7 milliard USD, 76 % de ce chiffre étant attribuable aux opérations internationales. Le chiffre d'affaires a enregistré une hausse de 1 % en séquentiel en réponse à la montée en capacité de l'activité des projets d'installations de production en phase initiale au Koweït, d'une plus forte activité de perforation par Câbles en Égypte, d'un accroissement des travaux de diagraphie horizontale au Qatar, ainsi que de l'augmentation des ventes de services de maintenance et de licences de logiciels. Ces effets ont été partiellement contrebalancés par une diminution saisonnière de l'activité Câbles dans l'hémisphère Nord.
La marge d’exploitation avant impôts de 19 % a diminué de 49 pdb en séquentiel, la contribution accrue des ventes de logiciels et de services de maintenance ayant été plus que contrebalancée par la baisse des activités à forte marge d'exploration Câbles.
La performance du groupe Caractérisation de réservoirs a été renforcée par un certain nombre de projets de Services de gestion intégrés (SGI), par l'adjudication de nouveaux contrats, des déploiements technologiques, ainsi que des efficiences de transformation au cours du trimestre.
En Équateur, Schlumberger a fourni des SGI à Petroamazonas EP et à Sinopec, afin d'optimiser le forage au niveau du projet de Tiputini. Les technologies de coupe-tige compact en diamant cristallin (CDC) ONYX* et d'élément à diamant conique Stinger* de Trépans & Outils de forage ont permis une meilleure manœuvrabilité et stabilité, ainsi que des passages plus longs et plus rapides. Par ailleurs, le service de dispersion diélectrique multifréquences Wireline Dielectric Scanner* a mesuré directement les informations sur le volume d'eau et la texture des roches, tandis que le module Dual-Packer a permis d'isoler l'intervalle pour l'outil de test de dynamique de formation modulaire MDT*. En outre, les charges creuses de pénétration ultra-profonde PowerJet Nova* ont présenté une efficacité améliorée. Le client a réduit son temps total de forage à 7 jours et demi par rapport aux 11 jours prévus, soit une économie de coûts estimée à 250 000 USD.
En Égypte, Belayim Petroleum Company (Petrobel), une coentreprise réunissant Egyptian General Petroleum Corporation et IEOC Production B.V., a confié à Schlumberger Tests & Traitement un contrat d'une valeur de 70 millions USD portant sur l'ingénierie, l'approvisionnement, la construction, la mise en service et l'exploitation d'une installation pour le gisement gazier Zohr. Cette installation, qui devrait être achevée dans un délai de 11 mois à compter de la date d'attribution du contrat, permettra une production gazière accélérée au cours de la première phase du projet. En outre, l'activité Test & Traitement a utilisé une combinaison de technologies pour Petrobel, afin d'achever un test de production du premier puits d'appréciation offshore de la découverte Zohr dans le bloc Shorouk. Fonctionnant à une profondeur d'eau de 1 450 m, la rame de forage de production comprenait un arbre de test sous-marin SenTREE 3*, combiné à la technologie de télémesure sans fil Muzic*, qui a activé l'échantillonnage de fluides de réservoir indépendant en ligne SCAR* et les systèmes de test de réservoir de fond Quartet*. L'utilisation du logiciel de collaboration et de contrôle des données en temps réel de tests des puits Testing Manager* a permis une analyse et optimisation transitoires en temps réel du programme de test de puits.
Au Mexique, Pemex a attribué à WesternGeco un projet de câble de fond marin en azimut complète de 2 400 km2 sur le gisement de Canin Suuk, dans les eaux peu profondes de la baie de Campêche. Ce gisement est une zone à forte prospectivité dans leur portefeuille d'exploration, qui nécessite de nouvelles technologies sismiques pour fournir une meilleure imagerie, compte tenu de sa complexité en termes de tectonique salifère. Le navire WG Tasman de WesternGeco, récemment adapté aux opérations de fond marin, recourra à la technologie sismique de fond marin multicomposants Q-Seabed*, qui dispose d'un système conçu pour assurer un couplage uniforme dans toutes les directions. L'acquisition a débuté en 2016, et se poursuivra pendant environ un an.
Au large de la Norvège, le segment Câbles a introduit une combinaison de technologies permettant à Lundin Norway de surmonter une formation géologique difficile, et de réduire la durée de l'intervention dans un puits situé en mer de Barents. La présence potentielle d'importantes cavités non visibles via une imagerie sismique depuis la surface a nécessité l'utilisation d'une imagerie haute résolution à l'intérieur, autour et au-delà du puits de forage. Les technologies utilisées ont inclus le système hDVS de détection acoustique distribuée (DAS) recourant à un câble intégrant des fibres optiques, un vibrateur de fond de puits Z-Trac*, ainsi qu'un système polyvalent d'imagerie sismique VSI*, le tout dans un seul train de tige. Les données acquises grâce au vibrateur et au système d'imagerie de fond de puits ont permis au client de visualiser des dangers potentiels au-delà du trépan et de limiter les risques liés au forage. La technologie DAS a réduit la durée de l'intervention à 30 minutes, par rapport à une acquisition VSP conventionnelle qui peut nécessiter jusqu'à huit heures.
Au large des Émirats arabes unis, le segment Test & Traitement a déployé une combinaison de technologies pour Al Hosn Gas, sur les gisements de Hail et de Gasha. Cette combinaison de technologies comprenait une tête électronique de perforation et de mise à feu guidée par un tube eFire-TCP* et une nouvelle technologie de corrélation de perforation, les deux utilisant la télémétrie sans fil Muzic*. La corrélation de profondeur sans fil correspondait à la méthode traditionnelle de localisateur de joint de tubage et à rayonnement gamma de Câbles. Par ailleurs, des données en temps réel en fond de puits ont permis de déterminer les propriétés du réservoir, d'évaluer la performance du puits pendant et après la stimulation, et d'appuyer les décisions relatives à l'échantillonnage de fond de puits afin de réduire de 18 heures le programme initial de test du puits.
Le programme de transformation a permis à Schlumberger de réduire le nombre d'équipements et les coûts de réparation liés à la fiabilité des outils, en recourant à une gestion du cycle de vie technologique (TLM). En Arabie saoudite, par exemple, dans son Centre de fiabilité et d'efficience du Moyen-Orient (CFE) de Dhahran, Schlumberger a mis en œuvre un nouveau système de maintenance pour Tests & Services de traitement, qui a permis de réduire de 48 % le coût global de réparation des équipements et de réduire de 21 % les délais d'exécution au cours des trois premiers mois d'exploitation. En Australie, WesternGeco a déployé sa source d'énergie sismique marine nouvellement conçue eSource à bord de l' Amazon Conqueror, dans le cadre d'un levé multiclients. La méthodologie TLM améliore la fiabilité de sources sismiques de toutes les sources WesternGeco, y compris le projet eSource qui utilise une technique d'acquisition nécessitant une haute fiabilité de la source afin de garantir une efficience opérationnelle maximale. Entre 2014 et 2016, la fiabilité des sources de WesternGeco a augmenté de 47 %.
Groupe Forage
| (en millions, sauf pourcentages de marges) | ||||||||||||||||
| Trois mois clos le | Variation | |||||||||||||||
| 31 décembre 2016 | 30 sept. 2016 | 31 décembre 2015 | Séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||
| Chiffre d'affaires | $ | 2 013 | $ | 2 021 | $ | 2 953 | - | -32 % | ||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | $ | 234 | $ | 218 | $ | 494 | 7 % | -53 % | ||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 11,6 | % | 10,8 | % | 16,7 | % | 81 pdb | -511 pdb | ||||||||
Le chiffre d'affaires du groupe Forage, qui s'est élevé à 2,0 milliards USD et dont 76 % étaient attribuables aux marchés internationaux, est resté stable en séquentiel, la poursuite d'une forte activité de forage directionnel en Amérique du Nord ayant été contrebalancée par des déclins d'activité dans les zones Internationales. L'amélioration du chiffre d'affaires en Amérique du Nord s'explique par une plus forte participation des segments Forage & Mesures, Trépans & Outils de forage, ainsi que des produits et services M-I SWACO. La diminution du chiffre d'affaires dans les zones Internationales s'explique par l'achèvement de projets Forage & Mesures et de projets SFI en Inde et en Irak, tandis que le ralentissement hivernal en Russie et en Norvège a affecté l'activité Forage & Mesures ainsi que l'activité M-I SWACO.
La marge d'exploitation avant impôts de 12 % a augmenté de 81 pdb en séquentiel malgré un chiffre d'affaires inchangé. Ceci était attribuable aux améliorations tarifaires liées à une plus grande participation des technologies de forage en réponse à une activité croissante dans la partie terrestre des Etats-Unis, qui a principalement concerné les segments Forage & Mesures et Trépans & Outils de forage. La marge a également progressé en réponse à l'exécution opérationnelle de SFI, M-I SWACO ainsi que Trépans & Outils de forage, et aux avantages liés à la transformation continue dans la mesure où les ressources ont été alignées pour correspondre à la courbe de la reprise.
Une combinaison de projets SFI, d'attribution de contrats, de déploiements de nouvelles technologies et d'efficacités de transformation a contribué à la performance du groupe Forage au quatrième trimestre.
Dans la région du Conseil de coopération du Golfe (CCG), SFI a enregistré une amélioration de 40 % de la performance de forage au cours des trois premiers trimestres 2016 par rapport aux services de forage non intégrés dans des gisements similaires. Cette amélioration est basée sur le nombre de pieds forés par heure en dessous de la table de rotation. Cette réalisation a été favorisée par une combinaison de technologies de forage, telles que le système à taux de remontée élevé PowerDrive Archer* et le système rotatif orientable renforcé PowerDrive Xceed*, destinées optimiser les temps de forage dans des puits horizontaux et au cours de forages à portée étendue. Ceci comprenait l'utilisation de l'analyse d'efficience opérationnelle des forages multipuits RigHour*, ainsi que le logiciel d'optimisation du taux de pénétration ROPO*, qui ajuste les paramètres de forage pour maximiser la performance de forage au fond. Schlumberger a combiné ces technologies avec des flux de travail intégrés supervisés par des experts multidisciplinaires en Arabie saoudite et par les Centres d'intégration technologique de forage d'Abu Dhabi dans le but de réduire à la fois les coûts de forage et de développement global.
En Norvège, Statoil a octroyé à Schlumberger un contrat de huit ans assorti de périodes optionnelles portant sur la fourniture de services intégrés de construction de puits pour l'une de ses plateformes auto-élévatrices Cat-J, qui a été conçue pour les opérations dans des environnements hostiles et des puits peu profonds du plateau continental norvégien. Schlumberger fournira des services de planification et d'exécution pour le forage directionnel, les mesures et la diagraphie en cours de forage, la diagraphie des fluides de forage, les fluides de complétion et de forage, la cimentation, le pompage, la récupération des fentes et le repêchage, la diagraphie par câble électrique, la gestion des déchets, la complétions, l'isolation mécanique des fonds de puits, le nettoyage mécanique des puits et la perforation acheminée par tubage pour le gisement satellite Gullfaks dont l'exploitation devrait débuter vers la fin de l'année.
Dans le secteur norvégien de la mer du Nord, Forage & Mesures a utilisé le service de cartographie en cours de forage de réservoir GeoSphere* pour permettre à ExxonMobil de cartographier un réservoir injectite complexe et procéder efficacement à un forage assisté dans les sables cibles du gisement de Balder. En prenant en compte deux objectifs, éviter les trous de guidage coûteux dans les puits de développement qui ne parviennent généralement pas à fournir suffisamment d'informations pour placer les puits producteurs et éviter la mise en place du tubage dans des sables injectites fins, la technologie GeoSphere a cartographié la partie supérieure des sables massifs depuis une profondeur verticale totale de plus de 20 m en surface et a détecté le contact pétrole/eau tout en plaçant la section de puits de 12 ¼ po. avant de pénétrer le réservoir. S'agissant de la section de réservoir de 8 ½ po., le client a été en mesure de prévoir une stratégie de forage assisté au-devant du trépan en combinant les résultats d'interprétation sismique et de cartographie GeoSphere, et a donc amélioré la productivité des puits.
Dans l'Ouest du Texas, Forage & Mesures a utilisé une combinaison de technologies et établi un nouveau record de performance de forage pour un opérateur du bassin Permien. L'ensemble de fond de puits comprenait les systèmes rotatifs orientables PowerDrive Orbit* pour optimiser le forage directionnel, ainsi qu'un moteur de forage haute performance DynaForce*, qui fournit la plus forte torsion au niveau du trépan et surpasse les moteurs conventionnels dans le forage à grand volume. En outre, le système MWD démontable SlimPulse* a fourni des mesures de direction, d'inclinaison, de face de coupe et de rayonnement gamma en temps réel pour la transmission d'impulsion par la boue. Le client a foré un puits latéral de 7 814 pieds en moins de 22 heures, surpassant de 47 % le record de métrage précédent du client dans le bassin Permien. Par conséquent, le client a réduit de 18 heures le temps de forage par rapport à un puits latéral précédent.
En Équateur, le système rotatif orientable PowerDrive* X6 de Forage & Mesures et les technologies de trépan CDC personnalisé Smith ont été déployés pour Orion Energy pour améliorer les performances de forage dans un puits du gisement d'Ocano. Grâce au soutien à distance d'experts du Centre d'intégration technologique de forage, l'équipe opérationnelle a foré 6 400 pieds de la section de puits de 16 po. en 30 heures, portant le taux de pénétration (TDP) à 201 pieds/heure, contre 136 pieds/heure dans des puits similaires, soit une augmentation nette de 48 %. Le client a ainsi économisé environ 100 000 USD en coûts de forage, en complétant la section de puits deux jours avant la date initialement prévue.
En Égypte, le segment Forage & Mesures a utilisé le service de cartographie en cours de forage de réservoir GeoSphere* pour Belayim Petroleum Company (Petrobel), coentreprise entre Egyptian General Petroleum Corporation et IEOC Production B.V., dans le but d'éliminer un trou de guidage dans le gisement d'Abu Rudeis. Une non-conformité observée sur la partie supérieure des grès pétrolifères a dans un premier temps a nécessité un trou de guidage afin de déterminer la profondeur de tubage intermédiaire, tandis que les schistes pressurisés situés au-dessus de la zone cible a nécessité un poids de boue élevé qui a rendu difficile la pénétration du sable cible en raison des pertes potentielles liées à la circulation de la boue. La technologie GeoSphere a utilisé des mesures électromagnétiques directionnelles profondes pour révéler la stratification souterraine ainsi que les informations de contact des fluides à plus de 100 pieds du puits de forage, ce qui a permis de gérer l'incertitude géologique et le risque de forage. En éliminant le trou de guidage, le client a économisé environ 1,8 million USD.
En Russie, Trépans & Outils de forage a utilisé une combinaison de technologies de trépans pour LLC LUKOIL-Komi, société affiliée de production de PAO LUKOIL, pour éliminer quatre passages de trépan et accroître le TDP d'un puits de limite du gisement de Kyrtaelskoye, dans la région Timan-Péchora. La technologie de coupe CDC rotative ONYX360* a augmenté la durabilité des trépans grâce à sa rotation à 360°, tandis que les éléments à diamant conique Stinger* ont fourni une résistance supérieure aux chocs et à l'usure dans cette formation sableuse dure et hautement abrasive. En outre, en raison de sa conception modulaire, le moteur orientable PowerPak* de Forage & Mesures a été adapté à l'environnement de forage. Par conséquent, le client a atteint un taux de pénétration moyen de 9,3 m/h, soit une augmentation de 40 % par rapport au taux de pénétration maximum atteint dans les puits de limite. En outre, le client a gagné cinq jours d'exploitation en forant la section de puits de 8 5/8 po. en 15 jours au lieu des 20 jours prévus.
Dans le bassin du Neuquén, en Argentine, M-I SWACO a utilisé le fluide de forage à base d'eau en polymère renforcé KLA-SHIELD* pour permettre à Wintershall Argentina de forer un puits latéral de 3 281 pieds dans une formation problématique caractérisée par une pression interstitielle anormalement élevée, des fractures naturelles, des contraintes et une complexité géomécanique générale. Le système KLA-SHIELD optimisé par le lubrifiant STARGLIDE pour améliorer le TDP et par l'additif d'anti-accrétion améliorant le taux de pénétration DRILZONE a fourni une alternative aux fluides de forage non aqueux. En outre, le logiciel de simulation des fluides de forage VIRTUAL HYDRAULICS* a tracé la trajectoire du puits, effectué les simulations de torsion et d'entrave, évalué la rhéologie en termes de densité de circulation équivalente, et optimisé le nettoyage du puits. Le client en a bénéficié en forant le puits et le puits latéral en 70 jours, sans aucun problème d'éboulement, de gonflement, ou d'étroitesse du puits de forage.
Le programme de transformation a permis d'améliorer la fiabilité et l'efficience, ainsi que la fourniture des produits et des services. Les équipes de conception, d'ingénierie et de maintenance de Forage & Mesures basées au CFE du Moyen-Orient à Dhahran, en Arabie saoudite, ont collaboré pour créer des logements modulaires renforcés destinés aux outils de mesure en cours de forage, et de réduire leur sensibilité au mouvement et à l'usure dans un environnement exposé à des chocs importants. Par conséquent, la fiabilité des outils de plateforme MWD intégrés ImPulse* a augmenté de 240 %, et la fiabilité des outils de service de neutrons à densité azimutale adnVISION* a augmenté de 47 % au cours des six premiers mois d'opération du CFE.
Groupe Production
| (en millions, sauf pourcentages de marges) | ||||||||||||||||
| Trois mois clos le | Variation | |||||||||||||||
| 31 décembre 2016 | 30 sept. 2016 | 31 décembre 2015 | Séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||
| Chiffre d'affaires | $ | 2 179 | $ | 2 083 | $ | 2 632 | 5 % | -17 % | ||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | $ | 132 | $ | 98 | $ | 302 | 34 % | - 56 % | ||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 6,0 | % | 4,7 | % | 11,5 | % | 134 pdb | -542 pdb | ||||||||
Le chiffre d'affaires de 2,2 milliards USD du groupe Production, dont 72 % provenait des marchés internationaux, a grimpé de 5 % en séquentiel en réponse à une forte activité de fracturation dans le cadre de projets d'exploitation de ressources non conventionnelles dans la partie terrestre du Moyen-Orient, principalement en Arabie saoudite, ainsi qu'en Amérique du Nord où le nombre d'appareils de forage terrestres et de plateformes de fracturation a augmenté. Le chiffre d'affaires de la partie terrestre des Etats-Unis a augmenté à réponse au volume et à une légère reprise des prix. Le chiffre d'affaires de l'Ouest canadien a enregistré une croissance grâce à une intensification de l'activité pendant l'hiver et à l'augmentation des ventes de produits d'ascension artificielle. Le chiffre d'affaires de Cimentation a augmenté de 30 %, principalement en Amérique du Nord, tandis que celui des SPI a triplé, principalement dans les zones Internationales.
La marge d'exploitation avant impôts de 6 % a augmenté de 134 pdb en séquentiel en réponse à une augmentation de l'activité, ce qui a amélioré l'efficience et l'exécution opérationnelle au Moyen-Orient. La légère reprise des prix dans la partie terrestre des Etats-Unis a également contribué à l'expansion de la marge.
Au cours du trimestre, les résultats du groupe Production ont bénéficié d'octrois de contrats, de déploiements de nouvelles technologiques et d'initiatives de transformation visant à améliorer l'efficience opérationnelle.
La Kuwait Oil Company a octroyé à Schlumberger un contrat de fourniture et d'installation d'appareils de contrôle de débit entrant ResFlow*, qui seront utilisés dans des réservoirs de grès ainsi que dans un projet de développement de carbonate de 140 puits. La technologie ResFlow contribue à maintenir des taux de débit entrant uniformes sur l'ensemble de l'intervalle dans des complétions à découvert, même en présence de variations de perméabilité et de zones de perte. Ces deux projets de développement problématiques sur le plan technique nécessitent des équipements fiables capables de fonctionner dans des puits complexes afin de contrôler et de comprendre le comportement des réservoirs.
En Chine, la division Services de puits a utilisé une combinaison de technologies pour la co-entreprise Schlumberger-CoPower pour surmonter les problèmes posés par un réservoir de gaz étroit sous-pressurisé dans le bassin d'Ordos. La technologie de fluide de fracturation à base de fibres FiberFRAC* a créé un réseau de fibres dans le fluide de fracturation, offrant un moyen mécanique de transport et de mise en place de l'agent de soutènement. En outre, le fluide composite de la gamme de services de complétion de réservoirs non conventionnels BroadBand* a permis de minimiser les filtrages potentiels et d'optimiser la distribution de l'agent de soutènement. Le client a atteint une production moyenne de près de 2 280 Mscf/j pour 11 puits, comparé à six puits de limite qui utilisaient des fluides de fracturation conventionnels et dont la production moyenne était de 812 Mscf/j.
Aux Émirats arabes unis, la technique de fracturation de canal d'écoulement HiWAY* et le fluide de fracturation à base d'eau de mer UltraMARINE* de Services de puits ont été déployés dans un environnement offshore pour stimuler une roche mère à fortes contraintes et à faible perméabilité pour Dubai Petroleum. Huit travaux de fracturation utilisant un agent de soutènement ont été placés avec succès et plus d'un demi-million de livres ont été pompées. Ces huit travaux sont les premiers traitements de fracturation hydraulique de roche mère multiétagés offshore à être effectués dans le monde, et ont été achevés en 40 heures.
En Équateur, la division Services de puits a utilisé le service d'intégrité de puits Invizion Evaluation* pour permettre à Shushufindi Consortium de résoudre une problématique d'intégrité des puits de forage dans le gisement de Shushufindi. L'intégration de données multipuits utilisant la plateforme logicielle de puits de forage Techlog* a permis à la technologie Invizion Evaluation d'identifier le cheminement préférentiel après la mise en place et les écoulements croisés différentiels entre les sables cibles. À l'issue de l'optimisation du programme de forage initial grâce à des formulations de ciment et à des additifs améliorés, le puits n'a présenté aucun signe de cheminement préférentiel après la mise en place. Par conséquent, le client a économisé des coûts potentiels liés à des opérations correctives équivalant à 450 000 USD.
Au large de l'Indonésie, Schlumberger a utilisé le système MZ-Xpress* afin de procéder à une fracturation multizone et à un gravillonnage pour ENI dans le cadre du projet Jangkrik. Deux systèmes MZ-Xpress ont été installés en un seul passage pour fournir un contrôle multizone du sable dans un puits comprenant cinq couches productrices de deux tubages de taille différente. Le client a économisé environ 6,5 jours de temps de forage sur quatre zones de complétion, soit une économie de coûts de 5,1 millions USD.
En Amérique du Nord, la transformation a permis de réduire le coût de propriété des actifs et d'améliorer les efficiences opérationnelles pour Services de puits. Afin d'optimiser l'inventaire des matériaux et des stocks, une nouvelle organisation de Planification de l'approvisionnement a analysé les données de dépense pour garantir que les stocks disponibles soient suffisants pour les articles fréquemment utilisés et de maximiser les opportunités de partage. En juin 2016, seulement quatre mois après sa création, l'organisation avait réduit les stocks disponibles de 20 %. En outre, l'utilisation des tours Logistics Control qui centralisent la gestion et la fourniture des approvisionnements de gisements, tels que l'agent de soutènement pour les opérations de fracturation hydraulique, a réduit les coûts relatifs à l'exploitation des sites en effectuant toutes les opérations de planification, d'approvisionnement tactique, et de génération de bons de commande afin de garantir une fourniture rentable d'agent de soutènement au gisement. Depuis leur ouverture fin 2014, ces tours de contrôle ont permis à la société d'économiser 250 millions USD de frais de camionnage.
Dans le nord du Texas, la transformation a permis à Services de puits d'améliorer la fiabilité des outils et de réduire les coûts de maintenance. Le CFE de Denton a mise en place un outil de gestion des pronostics d'état (GPE), qui utilise les données de pompes en temps réel collectées sur le terrain. Au cours des six mois suivant la mise en œuvre, l'outil GPE a économisé près de 6 millions USD en coûts opérationnels.
Groupe Cameron
| (en millions, sauf pourcentages de marges) | ||||||||||||||||
| Trois mois clos le | Variation | |||||||||||||||
| 31 décembre 2016 | 30 sept. 2016 | 31 décembre 2015* | Séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||
| Chiffre d'affaires | $ | 1 346 | $ | 1 341 | $ | 2 088 | - | -36 % | ||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | $ | 188 | $ | 215 | $ | 354 | -13 % | -47 % | ||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 14,0 | % | 16,0 | % | 17,0 | % | -207 pdb | -298 pdb | ||||||||
| *Le quatrième trimestre 2015 est présenté sur une base pro forma à des fins de comparaison. | ||||||||||||||||
Le chiffre d'affaires de 1,3 milliard USD du groupe Cameron, dont 71 % provenaient des marchés internationaux, était stable en séquentiel. Parmi les activités du groupe, OneSubsea a enregistré une augmentation de 11 % en séquentiel en réponse à une forte activité et exécution de projets dans les zones Europe/CEI/Afrique et Amérique latine, tandis que l'activité Systèmes de surface a généré un solide chiffre d'affaires au Moyen-Orient. Ces augmentations ont néanmoins été contrebalancées par le déclin du chiffre d'affaires de Systèmes de forage en réponse à un carnet de commande décroissant et à la baisse des réservations. Valves & Mesures a également baissé après les solides expéditions internationales du trimestre précédent.
La marge d'exploitation avant impôts de 14 % a diminué de 207 pdb en séquentiel en réponse à la baisse du volume de projets Systèmes de forage à forte marge.
Le groupe Cameron a remporté plusieurs contrats stratégiques, notamment le plus long raccordement de stimulation multiphase sous-marin en eau profonde du secteur, ainsi que des contrats visant à réduire le coût total de propriété des équipements offshore.
Murphy Exploration & Production Company–USA, une filiale de Murphy Oil Corporation, a octroyé à la Subsea Integration Alliance le premier contrat du secteur relatif à un système de stimulation multiphase sous-marin intégré en eau profonde d'ingénierie, d'approvisionnement, de construction, d'installation et de mise en service (IACIM) pour le gisement Dalmatian situé dans la partie américaine du Golfe du Mexique. Il s'agira du plus long raccordement de stimulation multiphase sous-marin en eau profonde du secteur et de la première attribution de projet EPCIC pour la Subsea Integration Alliance, qui a été formée en juillet 2015 entre OneSubsea, Schlumberger, et Subsea 7. La portée du contrat couvre la fourniture et l'installation d'un système de stimulation multiphase sous-marin, de contrôles sous-marins et de surface, ainsi qu'une liaison ombilicale d'alimentation et de commande intégrée de 35 km. Les activités d'installation offshore devraient commencer en 2018.
Statoil a octroyé à OneSubsea un contrat d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction visant à fournir le système de production sous-marin destiné au gisement de gaz et de condensats d'Utgard en mer du Nord. La portée du contrat couvre un système de collecteur sous-marin à châssis d'ancrage, deux têtes de puits sous-marines et des arbres verticaux mono-diamètre sous-marins, un système de contrôle de la production, ainsi que des outils d'intervention et de reconditionnement connexes. En travaillant en étroite collaboration avec Statoil, OneSubsea développera un nouveau système de têtes de puits sous-marines adapté aux eaux relativement peu profondes du gisement d'Utgard. OneSubsea et Statoil ont déjà travaillé ensemble pour mettre au point un arbre vertical mono-diamètre sous-marin en tant que solution normalisée pour les développements sous-marins de Statoil. Les arbres verticaux, qui font partie des réalisations prévues au contrat, seront assemblés et testés dans l'installation de OneSubsea à Horsøy, en Norvège.
Transocean a octroyé à Schlumberger deux contrats de services de gestion d'équipement de contrôle de pression d'une durée de 10 ans évalués à plus de 350 millions USD. Le premier contrat inclut la gestion par Schlumberger des colonnes montantes Cameron de Transocean dans la partie américaine du Golfe du Mexique, ainsi que le stockage, la maintenance, l'inspection, la réparation, la recertification, et la gestion orientée données des colonnes montantes sur les appareils de forage. Le deuxième contrat prévoit la fourniture d'une gamme complète de solutions Schlumberger destinées à entretenir et réparer les systèmes de blocs obturateurs de puits ainsi que d'autres équipements de contrôle de la pression pour neufs appareils de forage en eau ultra-profonde et en milieu hostile. Ces contrats contribueront à réduire le coût total de propriété des équipements offshore et à accroître la disponibilité des équipements de contrôle de la pression via des solutions techniques, opérationnelles et commerciales intégrées.
En Arabie saoudite, le segment Valves & Mesures a été sélectionné par plusieurs sociétés d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction dirigées par Saudi KAD pour fournir et installer des clapets à bille GROVE* et des actionneurs LEDEEN* d'une valeur de plus de 40 millions USD destinés à soutenir des projets de pipeline clés relatifs aux programmes Master Gas Phase II et Fadhili Gas. Les installations de Schlumberger dans le Royaume ainsi que son soutien des activités de mise en service et d'exécution ont fait de Cameron le partenaire idéal pour ce projet.
|
Tableaux financiers |
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| État consolidé condensé des résultats | |||||||||||||||
| (en millions, sauf montants par action) | |||||||||||||||
| Quatrième trimestre | Douze mois | ||||||||||||||
| Périodes closes le 31 décembre | 2016 | 2015 | 2016 | 2015 | |||||||||||
| Chiffre d'affaires | $ | 7 107 | $ | 7 744 | $ | 27 810 | $ | 35 475 | |||||||
| Intérêts et autres revenus | 47 | 81 | 200 | 236 | |||||||||||
| Dépenses | |||||||||||||||
| Coût des produits d’exploitation | 6 193 | 6 292 | 24 110 | 28 321 | |||||||||||
| Recherche & ingénierie | 261 | 276 | 1 012 | 1 094 | |||||||||||
| Frais généraux & administratifs | 99 | 132 | 403 | 494 | |||||||||||
| Dépréciations et autres (1) | 599 | 2 136 | 3 172 | 2 575 | |||||||||||
| Fusion & intégration(1) | 76 | - | 648 | - | |||||||||||
| Intérêts | 139 | 91 | 570 | 346 | |||||||||||
| Bénéfice (perte) avant impôts | $ | (213 | ) | (1 102 $ | ) | $ | (1 905 | ) | $ | 2 881 | |||||
| Impôts sur les bénéfices (perte) (1) | (19 | ) | (113 | ) | (278 | ) | 746 | ||||||||
| Résultat net (perte) | $ | (194 | ) | (989 $ | ) | $ | (1 627 | ) | $ | 2 135 | |||||
| Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires | 10 | 27 | 60 | 63 | |||||||||||
| Bénéfice net (perte) attribuable à Schlumberger(1) | $ | (204 | ) | (1 016 $ | ) | $ | (1 687 | ) | $ | 2 072 | |||||
| Bénéfice dilué (perte) par action de Schlumberger (1) | $ | (0,15 | ) | (0,81 $ | ) | $ | (1,24 | ) | $ | 1,63 | |||||
| Moyenne des actions en circulation | 1 391 | 1 259 | 1 357 | 1 267 | |||||||||||
| Moyenne des actions en circulation compte tenu de la dilution | 1 391 | 1 259 | 1 357 | 1 275 | |||||||||||
| Dépréciation et amortissement inclus dans les dépenses (2) | $ | 1 016 | $ | 963 | $ | 4 094 | $ | 4 078 | |||||||
|
(1) |
Voir la section intitulée « Charges & Crédits » pour plus de détails. | |
|
(2) |
Inclut la dépréciation des immobilisations corporelles et l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et les investissements SPM. |
| Bilan consolidé condensé | ||||||
| (en millions) | ||||||
| 31 décembre | 31 décembre | |||||
| Actifs | 2016 | 2015 | ||||
| Actifs à court terme | ||||||
| Encaisse et investissements à court terme | $ | 9 257 | $ | 13 034 | ||
| Comptes clients | 9 387 | 8 780 | ||||
| Autres actifs à court terme | 5 283 | 5 098 | ||||
| 23 927 | 26 912 | |||||
| Investissements à taux fixe, détenus jusqu’à maturité | 238 | 418 | ||||
| Immobilisations corporelles | 12 821 | 13 415 | ||||
| Données sismiques multiclients | 1 073 | 1 026 | ||||
| Écarts d’acquisition | 24 990 | 15 605 | ||||
| Immobilisations incorporelles | 9 855 | 4 569 | ||||
| Autres actifs | 5 052 | 6 060 | ||||
| $ | 77 956 | $ | 68 005 | |||
| Passif et fonds propres | ||||||
| Passif à court terme | ||||||
| Comptes fournisseurs et charges constatées d’avance | $ | 10 016 | $ | 7 727 | ||
| Passif estimé pour les impôts sur le bénéfice | 1 188 | 1 203 | ||||
|
Emprunts à court terme et partie à court terme de la dette à long terme |
3 153 | 4 557 | ||||
| Dividendes à distribuer | 702 | 634 | ||||
| 15 059 | 14 121 | |||||
| Dette à long terme | 16 463 | 14 442 | ||||
| Impôts différés | 1 880 | 1 075 | ||||
| Avantages postérieurs aux départs en retraite | 1 495 | 1 434 | ||||
| Autres passifs | 1 530 | 1 028 | ||||
| 36 427 | 32 100 | |||||
| Fonds propres | 41 529 | 35 905 | ||||
| $ | 77 956 | $ | 68 005 | |||
|
Liquidité |
|||||||
| (en millions) | |||||||
| Composants de la liquidité |
31 décembre |
30 septembre |
31 décembre |
||||
| Encaisse et investissements à court terme | 9 257 | 10 756 | 13 034 | ||||
| Investissements à taux fixe, détenus jusqu’à maturité | 238 | 354 | 418 | ||||
| Emprunts à court terme et partie à court terme de la dette à long terme | (3 153) | (3 739) | (4 557) | ||||
| Dette à long terme | (16 463) | (17 538) | (14 442) | ||||
| Dette nette (1) | (10 121 $) | (10 167 $) | (5 547 $) | ||||
| Détails des variations de la liquidité : | |||||||
| Périodes closes le 31 décembre |
Douze |
Quatrième |
Douze |
||||
| Bénéfice net (perte) avant intérêts minoritaires | (1 627 $) | (194 $) | 2 135 $ | ||||
| Dépréciations et autres charges, net d'impôts | 3 236 | 583 | 2 218 | ||||
| 1 609 $ | 389 $ | 4 353 $ | |||||
| Dépréciation et amortissement (2) | 4 094 | 1 016 | 4 078 | ||||
| Pensions et autres avantages complémentaires postérieurs aux départs en retraite à payer | 187 | 48 | 438 | ||||
| Dépenses de rémunération sous forme d’actions | 267 | 57 | 326 | ||||
| Financement de pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ en retraite | (174) | (47) | (346) | ||||
| Changement des fonds de roulement | 416 | 639 | (478) | ||||
| Autres | (138) | (89) | 434 | ||||
| Flux de trésorerie lié à l’exploitation (3) | 6 261 $ | 2 013 $ | 8 805 $ | ||||
| Dépenses d’investissement | (2 055) | (654) | (2 410) | ||||
| Investissements SPM | (1 031) | (162) | (953) | ||||
| Données sismiques multiclients capitalisées | (630) | (133) | (486) | ||||
| Flux de trésorerie disponible (4) | 2 545 | 1 064 | 4 956 | ||||
| Programme de rachat d’actions | (778) | (116) | (2 182) | ||||
| Dividendes distribués | (2 647) | (696) | (2 419) | ||||
| Produit des régimes d’actionnariat des employés | 415 | 71 | 448 | ||||
| (465) | 323 | 803 | |||||
| Acquisitions d’entreprises et investissements, déduction faite de la trésorerie acquise et des dettes prises en charge | (4 022) | (156) | (478) | ||||
| Activités abandonnées - règlement avec le ministère de la Justice américain | - | - | (233) | ||||
| Autres | (87) | (121) | (252) | ||||
| (Augmentation) Baisse de la dette nette | (4 574) | 46 | (160) | ||||
| Dette nette, début de période | (5 547) | 10 167) | (5 387) | ||||
| Dette nette, exercice clos | (10 121) | (10 121) | (5 547) | ||||
| (1) | La « dette nette » représente la dette brute moins l'encaisse, les investissements à court terme et les investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité. La direction estime que la dette nette fournit des informations utiles sur le niveau d’endettement de Schlumberger, en reflétant la trésorerie et les investissements qui pourraient être utilisés pour rembourser la dette. La dette nette est une mesure financière non-PCGR qui doit être prise en compte en plus de la dette totale, et non pas en remplacement ou supérieure à celle-ci. | ||
| (2) | Inclut la dépréciation des immobilisations corporelles et l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et les investissements SPM. | ||
| (3) | Inclut des indemnités de licenciement d'environ 850 millions USD et 810 millions USD au cours des douze mois clos le 31 décembre 2016 et 2015, respectivement, et de 150 millions USD au cours du quatrième trimestre 2016. Inclut également environ 100 millions USD de paiements ponctuels liés aux transactions associées à l'acquisition de Cameron durant les douze mois clos le 31 décembre 2016. | ||
| (4) | Le « flux de trésorerie disponible » représente le flux de trésorerie lié à l'exploitation moins les dépenses en capital, les investissements SPM et les coûts capitalisés des données sismiques multiclients. La direction estime que le flux de trésorerie disponible est une mesure importante des liquidités pour la société et qu'il est utile aux investisseurs et à la direction comme méthode permettant de mesurer la capacité de notre entreprise à générer des espèces. Une fois les obligations et les besoins commerciaux satisfaits, ces liquidités peuvent être utilisées pour réinvestir dans la société pour un développement futur ou pour donner en retour à nos actionnaires par le biais de rachats d'actions ou de paiements de dividendes. Le flux de trésorerie disponible ne représente pas le flux de trésorerie résiduel disponible pour les dépenses discrétionnaires. Le flux de trésorerie disponible est une mesure financière non-PCGR qui doit être prise en compte en plus du flux de trésorerie lié à l'exploitation, et non pas en remplacement ou supérieures à celui-ci. |
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 de l'exercice complet et du quatrième trimestre 2016 comprend également des mesures financières non-PCGR (telles que définies par le Règlement G de la SEC). Le résultat net, hors charges et crédits, ainsi que les mesures dérivées de celui-ci (y compris BPA dilué, hors charges et crédits ; résultat net avant participations minoritaires, hors charges et crédits ; et taux d'imposition effectif, hors charges et crédits) sont des mesures financières non-PCGR. La direction estime que l'exclusion des charges et crédits de ces mesures financières permet d'évaluer plus efficacement la période d'opérations de Schlumberger au cours de l'exercice et d'identifier les tendances d'exploitation qui pourraient être masquées par les articles exclus. Ces mesures sont également utilisées par la direction comme des mesures de performance pour déterminer certains régimes d'intéressement. Les mesures financières non PCGR doivent être envisagées en plus des autres informations financières présentées en conformité avec PCGR, et non pas en remplacement de celles-ci. Ce qui suit est un rapprochement de ces mesures non-PCGR aux mesures PCGR comparables :
| (en millions, sauf montants par action) | |||||||||||||||||||
| Quatrième trimestre 2016 | |||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Intérêts |
Net |
BPA |
|||||||||||||||
| Perte nette Schlumberger (base PCGR) | $ | (213 | ) | $ | (19 | ) | $ | 10 | $ | (204 | ) | $ | (0,15 | ) | |||||
| Réduction des effectifs | 234 | 6 | - | 228 | |||||||||||||||
| Coûts liés aux fermetures d'installations | 165 | 40 | - | 125 | |||||||||||||||
| Coûts liés à l'abandon de certaines activités | 98 | 23 | - | 75 | |||||||||||||||
| Fusion & intégration | 76 | 14 | - | 62 | |||||||||||||||
| Perte de dévaluation monétaire en Égypte | 63 | - | - | 63 | |||||||||||||||
| Coûts liés aux résiliations de contrats | 39 | 9 | - | 30 | |||||||||||||||
| Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits | $ | 462 | $ | 73 | $ | 10 | $ | 379 | $ | 0,27 | |||||||||
| Troisième trimestre 2016 | |||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Intérêts |
Net |
BPA |
|||||||||||||||
| Chiffre d'affaires net Schlumberger (base PCGR) | $ | 200 | $ | 10 | $ | 14 | $ | 176 | $ | 0,13 | |||||||||
| Amortissement de l'inventaire comptable en ajustement de juste valeur | 149 | 45 | - | 104 | |||||||||||||||
| Frais professionnels et avantages sociaux liés à la fusion | 46 | 10 | - | 36 | |||||||||||||||
| Autre frais liés à l'intégration et à la fusion | 42 | 5 | - | 37 | |||||||||||||||
| Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits | $ | 437 | $ | 70 | $ | 14 | $ | 353 | $ | 0,25 | |||||||||
| Quatrième trimestre 2015 | |||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Intérêts |
Net |
BPA |
|||||||||||||||
| Perte nette Schlumberger (base PCGR) | $ | (1 102 | ) | $ | (113 | ) | $ | 27 | $ | (1 016 | ) | $ | (0,81 | ) | |||||
| Dépréciations des immobilisations corporelles | 776 | 141 | - | 635 | |||||||||||||||
| Réduction des effectifs | 530 | 51 | - | 479 | |||||||||||||||
| Dépréciations des stocks | 269 | 27 | - | 242 | |||||||||||||||
| Dépréciation du projet SPM en Colombie | 182 | 36 | - | 146 | |||||||||||||||
| Fermetures d'installations | 177 | 37 | - | 140 | |||||||||||||||
| Événements géopolitiques | 77 | - | - | 77 | |||||||||||||||
| Coûts liés aux résiliations de contrats | 41 | 2 | - | 39 | |||||||||||||||
| Autres | 84 | 7 | - | 77 | |||||||||||||||
| Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits | $ | 1 034 | $ | 188 | $ | 27 | $ | 819 | $ | 0,65 | |||||||||
| (en millions, sauf montants par action) | |||||||||||||||||||
| Douze mois 2016 | |||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Intérêts |
Net |
BPA |
|||||||||||||||
| Perte nette Schlumberger (base PCGR) | $ | (1 905 | ) | $ | (278 | ) | $ | 60 | $ | (1 687 | ) | $ | (1,24 | ) | |||||
| Dépréciations des immobilisations corporelles | 1 058 | 177 | - | 881 | |||||||||||||||
| Réduction des effectifs | 880 | 69 | - | 811 | |||||||||||||||
| Dépréciations des stocks | 616 | 49 | - | 567 | |||||||||||||||
| Amortissement de l'inventaire comptable en ajustement de juste valeur | 299 | 90 | - | 209 | |||||||||||||||
| Autre frais liés à l'intégration et à la fusion | 211 | 37 | - | 174 | |||||||||||||||
| Dépréciation des données sismiques multiclients | 198 | 62 | - | 136 | |||||||||||||||
| Coûts liés aux fermetures d'installations | 165 | 40 | - | 125 | |||||||||||||||
| Frais professionnels et avantages sociaux liés à la fusion | 138 | 27 | 111 | ||||||||||||||||
| Coûts liés à l'abandon de certaines activités | 98 | 23 | - | 75 | |||||||||||||||
| Perte de dévaluation monétaire en Égypte | 63 | - | - | 63 | |||||||||||||||
| Autres charges de restructuration | 55 | - | - | 55 | |||||||||||||||
| Coûts liés aux résiliations de contrats | 39 | 9 | - | 30 | |||||||||||||||
| Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits | $ | 1 915 | $ | 305 | $ | 60 | $ | 1 550 | $ | 1,14 | |||||||||
| Douze mois 2015 | |||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Intérêt |
Net |
BPA |
|||||||||||||||
| Chiffre d'affaires net Schlumberger (base PCGR) | $ | 2 881 | $ | 746 | $ | 63 | $ | 2 072 | $ | 1,63 | |||||||||
| Réduction des effectifs | 920 | 107 | - | 813 | |||||||||||||||
| Dépréciations des immobilisations corporelles | 776 | 141 | - | 635 | |||||||||||||||
| Dépréciations des stocks | 269 | 27 | - | 242 | |||||||||||||||
| Dépréciation du projet SPM en Colombie | 182 | 36 | - | 146 | |||||||||||||||
| Fermetures d'installations | 177 | 37 | - | 140 | |||||||||||||||
| Événements géopolitiques | 77 | - | - | 77 | |||||||||||||||
| Perte de dévaluation monétaire au Venezuela | 49 | - | - | 49 | |||||||||||||||
| Coûts liés aux résiliations de contrats | 41 | 2 | - | 39 | |||||||||||||||
| Autres | 84 | 7 | - | 77 | |||||||||||||||
| Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits | $ | 5 456 | $ | 1 103 | $ | 63 | $ | 4 290 | $ | 3,37 | |||||||||
|
Groupes Produits |
||||||||||||||||||||||||
| (en millions) | ||||||||||||||||||||||||
| Trois mois clos le | ||||||||||||||||||||||||
| 31 décembre 2016 | 30 septembre 2016 | 31 décembre 2015 | ||||||||||||||||||||||
| Chiffre d'affaires |
Bénéfice |
Chiffre d'affaires |
Bénéfice |
Chiffre d'affaires |
Bénéfice |
|||||||||||||||||||
| Caractérisation des réservoirs | $ | 1 699 | $ | 316 | $ | 1 689 | $ | 322 | $ | 2 193 | $ | 521 | ||||||||||||
| Forage | 2 013 | 234 | 2 021 | 218 | 2 953 | 494 | ||||||||||||||||||
| Production | 2 179 | 132 | 2 083 | 98 | 2 632 | 302 | ||||||||||||||||||
| Cameron | 1 346 | 188 | 1 341 | 215 | - | - | ||||||||||||||||||
| Éliminations & autres | (130 | ) | (60 | ) | (115 | ) | (38 | ) | (34 | ) | (29 | ) | ||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 810 | 815 | 1 288 | |||||||||||||||||||||
| Dépenses d’entreprise et autres | (245 | ) | (267 | ) | (179 | ) | ||||||||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | 23 | 24 | 8 | |||||||||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | (126 | ) | (135 | ) | (83 | ) | ||||||||||||||||||
| Charges & crédits | (675 | ) | (237 | ) | (2 136 | ) | ||||||||||||||||||
| $ | 7 107 | $ | (213 | ) | $ | 7 019 | $ | 200 | $ | 7 744 | $ | (1 102 | ) | |||||||||||
| (en millions) | ||||||||||||||||
| Douze mois clos au | ||||||||||||||||
| 31 décembre 2016 | 31 décembre 2015 | |||||||||||||||
| Chiffre d'affaires |
Bénéfice |
Chiffre d'affaires |
Bénéfice |
|||||||||||||
| Caractérisation des réservoirs | $ | 6 743 | $ | 1 228 | $ | 9 738 | $ | 2 465 | ||||||||
| Forage | 8 561 | 994 | 13 563 | 2 538 | ||||||||||||
| Production | 8 709 | 528 | 12 311 | 1 570 | ||||||||||||
| Cameron | 4 211 | 653 | - | - | ||||||||||||
| Éliminations et autres | (414 | ) | (130 | ) | (137 | ) | (63 | ) | ||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 3 273 | 6 510 | ||||||||||||||
| Dépenses d’entreprise et autres | (925 | ) | (768 | ) | ||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | 84 | 30 | ||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | (517 | ) |
(316 |
) |
||||||||||||
| Charges et crédits | (3 820 | ) | (2 575 | ) | ||||||||||||
| $ | 27 810 | $ | (1 905 | ) | $ | 35 475 | $ | 2 881 | ||||||||
|
(1) À l’exclusion des intérêts inclus dans les résultats des groupes Produits. |
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Informations supplémentaires
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1) |
Quelles sont les projections en termes de dépenses en capital pour l’exercice complet 2017 ? |
|
|
|
|
Les dépenses en capital (hors investissements SPM et multiclients) devraient atteindre 2,2 milliards USD pour 2017. Les dépenses en capital pour l'exercice complet 2016 s'élevaient à 2,1 milliards USD. |
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2) |
Quel a été le flux de trésorerie disponible en pourcentage du bénéfice net avant intérêts minoritaires et charges et crédits, pour le quatrième trimestre 2016 ? |
|
| Le flux de trésorerie disponible, qui s'est élevé à 1,1 milliard USD, incluant environ 150 millions USD de paiements de licenciement, en pourcentage du bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires et hors charges et crédits, était de 274 % pour le quatrième trimestre 2016. | ||
|
3) |
Quel a été le flux de trésorerie disponible en pourcentage du bénéfice net issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires et hors charges et crédits, pour l'exercice complet 2016 ? |
|
| Le flux de trésorerie disponible, qui s'est élevé à 2,5 milliards USD, incluant environ 850 millions USD de paiements relatifs aux réductions des effectifs et 100 millions USD de paiements liés aux transactions effectuées dans le cadre de l'acquisition de Cameron, en pourcentage du bénéfice net avant intérêts minoritaires, hors charges et crédits, était de 158 % pour l'exercice complet 2016. | ||
|
4) |
Qu’est-ce qui a été inclus dans la section « Intérêts et autres revenus » pour le quatrième trimestre 2016 ? |
|
| Les « Intérêts et autres revenus » pour le quatrième trimestre 2016 étaient de 47 millions USD. Ce montant est composé de gains des investissements appliquant la méthode de mise en équivalence de 18 millions USD et d'intérêts créditeurs de 29 millions USD. | ||
|
5) |
Comment les intérêts créditeurs et les intérêts débiteurs ont-ils évolué au cours du quatrième trimestre 2016 ? |
|
| Les intérêts créditeurs de 29 millions USD ont baissé de 1 million USD en séquentiel. Les intérêts débiteurs de 139 millions USD ont baissé de 10 millions USD en séquentiel. | ||
|
6) |
Quelle est la différence entre le bénéfice d’exploitation avant impôts et le bénéfice consolidé avant impôts de Schlumberger ? |
|
| La différence est essentiellement constituée d'éléments d’entreprise (charges et crédits inclus), des intérêts créditeurs et des intérêts débiteurs non affectés aux segments, ainsi que des dépenses de rémunération à base d’actions, des dépenses d’amortissement associées à certains actifs incorporels (y compris les dépenses d’amortissement associées à certains actifs incorporels résultant de l'acquisition de Cameron), de certaines initiatives gérées de manière centralisée et d'autres éléments non opérationnels. | ||
|
7) |
Quel était le taux d’imposition effectif (TIE) pour le quatrième trimestre 2016 ? |
|
| Le TIE du quatrième trimestre 2016 calculé conformément aux PCGR était de 8,8 % comparé à 5,1 % pour le troisième trimestre 2016. Le TIE hors charges et crédits s'est élevé à 15,8 % au quatrième trimestre 2016, contre 16,0 % au troisième trimestre 2016. | ||
|
8) |
Combien d’actions ordinaires étaient en circulation au 31 décembre 2016, et comment cela a-t-il évolué par rapport à la fin du trimestre précédent ? |
|
| Au 31 décembre 2016, 1,391 milliard d’actions ordinaires étaient en circulation. Le tableau suivant représente l'évolution du nombre d’actions en circulation du 30 septembre 2016 au 31 décembre 2016. |
| (en millions) | |||||||
| Actions en circulation au 30 septembre 2016 | 1 391 | ||||||
| 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 | (1 | ) | |||||
| Actions en circulation au 31 décembre 2016 | 1 391 | ||||||
|
9) |
Quel était le nombre pondéré moyen d’actions en circulation au quatrième trimestre 2016 et au troisième trimestre 2016, et comment cela se rapproche-t-il du nombre moyen d’actions en circulation, compte tenu de la dilution utilisée dans le calcul des bénéfices dilués par action, hors charges et crédits ? |
|
| Le nombre pondéré moyen d’actions en circulation au cours du quatrième trimestre 2016 et du troisième trimestre 2016 était de 1,391 milliard et 1,392 milliard respectivement. | ||
| Ce qui suit est un rapprochement du nombre pondéré moyen d’actions en circulation, compte tenu de la dilution utilisée dans le calcul des bénéfices dilués par action hors charges et crédits. |
| (en millions) | ||||||||
|
Quatrième trimestre |
Troisième trimestre |
|||||||
| Moyenne pondérée des actions en circulation |
1 391 |
1 392 | ||||||
| Exercice présumé des options sur actions |
5 |
4 | ||||||
| Actions de négociation restreinte non acquises |
5 |
5 | ||||||
| Moyenne des actions en circulation, compte tenu de la dilution |
1 401 |
1 401 | ||||||
|
10) |
Quel était le montant des ventes multiclients WesternGeco au quatrième trimestre 2016 ? |
|
| Les ventes multiclients, frais de transfert compris, s'élevaient à 143 millions USD au quatrième trimestre 2016 et à 144 millions USD au troisième trimestre 2016. | ||
|
11) |
Quel était le carnet de commandes de WesternGeco à la fin du quatrième trimestre 2016 ? |
|
| Le carnet de commandes de WesternGeco, qui est basé sur des contrats signés avec les clients, s’élevait à 749 millions USD à la fin du quatrième trimestre 2016. Il s'élevait à 845 millions USD à la fin du troisième trimestre 2016. | ||
|
12) |
Quels étaient les commandes et le carnet de commandes des segments OneSubsea et Systèmes de forage du groupe Cameron ? |
|
| Les commandes et le carnet de commandes des segments OneSubsea et Systèmes de forage étaient les suivants : |
| (en millions) | ||||||
| Commandes |
Quatrième trimestre |
Troisième trimestre |
||||
| OneSubsea | $ | 523 | $ | 434 | ||
| Systèmes de forage | $ | 132 |
|
$ | 179 | |
| Carnet de commandes (en fin de période) | ||||||
| OneSubsea | $ | 2 526 | $ | 2 527 | ||
| Systèmes de forage | $ | 607 |
|
$ | 865 | |
|
13) |
À quoi correspondent les différentes charges enregistrées par Schlumberger au cours du quatrième trimestre 2016 ? |
|
|
Nous procédons à des ajustements supplémentaires de notre structure globale de soutien et de l'empreinte de nos installations afin d'aligner nos ressources sur la forme de la reprise. Nous avons ainsi enregistré des charges de restructuration de 536 millions USD. Nous avons également déclaré 139 millions USD de charges avant impôts relatives à l'acquisition de Cameron et à une perte de dévaluation monétaire en Égypte. Ces 675 millions USD de charges avant impôts se composent de ce qui suit : |
||
| -- 234 millions USD de coûts de réduction des effectifs | ||
| -- 165 millions USD de coûts liés aux fermetures d'installations | ||
| -- 98 millions USD de coûts liés à l'abandon de certaines activités | ||
| -- 76 millions USD de coûts d'intégration et de fusion liés à l'acquisition de Cameron | ||
| -- 63 millions USD de perte de dévaluation monétaire en Égypte | ||
| -- 39 millions USD de coûts liés aux résiliations de contrats |
À propos de Schlumberger
Schlumberger est le premier fournisseur mondial de technologie pour le traitement, la production, le forage et la caractérisation de réservoirs pour l’industrie pétrolière et gazière. Présente dans plus de 85 pays et comptant près de 100 000 employés de plus de 140 nationalités, Schlumberger offre le plus large éventail de produits et de services allant de l’exploration à la production, ainsi que des solutions intégrées allant du forage au pipeline qui optimisent la récupération des hydrocarbures pour assurer le rendement des gisements.
Schlumberger Limited, dont les bureaux principaux sont basés à Paris, Houston, Londres et La Haye, a déclaré un chiffre d’affaires de 27,81 milliards USD en 2016. Pour plus d’informations, veuillez consulter le site www.slb.com.
*Marque de Schlumberger ou des sociétés Schlumberger
Notes
Schlumberger tiendra une conférence téléphonique pour discuter du communiqué de presse sur les résultats et des perspectives commerciales le vendredi 20 janvier 2017. La conférence téléphonique débutera à 7 h 30 (heure centrale des États-Unis), 8 h 30 (heure de l’Est), 14 h 30 (heure de Paris). Pour accéder à la conférence téléphonique, qui est ouverte au public, veuillez contacter l'opérateur au +1 (800) 288-8967 en Amérique du Nord ou au +1 (612) 333-4911 en dehors de l'Amérique du Nord, environ 10 minutes avant le début programmé de la conférence. Demandez le « Schlumberger Earnings Conference Call ». À la fin de la conférence téléphonique, une retransmission audio différée sera disponible jusqu’au 20 février 2017 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 405410.
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 mars 2017.
Le présent communiqué sur les résultats de l'exercice complet et du quatrième trimestre 2016, ainsi que d’autres déclarations que nous formulons, contiennent des « déclarations prévisionnelles » au sens des lois fédérales sur les valeurs mobilières, qui contiennent des déclarations qui ne constituent pas des faits historiques, telles 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 spécifiées dans chaque segment) ; la croissance de la demande et de la production de pétrole et de gaz naturel ; les prix du gaz naturel et du pétrole ; les améliorations des procédures d’exploitation et de la technologie, y compris notre programme de transformation ; les dépenses d’investissement par Schlumberger et l’industrie du pétrole et du gaz ; les stratégies commerciales des clients de Schlumberger ; les bénéfices anticipés de la transaction Cameron ; le succès des coentreprises et des alliances de Schlumberger ; la conjoncture économique mondiale future ; et les résultats d’exploitation futurs. Ces déclarations sont sujettes à des risques et à des incertitudes y compris, sans toutefois s’y limiter : la conjoncture économique mondiale ; les changements dans les dépenses d’exploration et de production par les clients de Schlumberger et les changements dans le niveau d’exploration et de développement du pétrole et du gaz naturel ; la conjoncture économique, politique et commerciale générale dans des régions clés du monde ; le risque lié aux devises étrangères ; la pression tarifaire ; les facteurs climatiques et saisonniers ; les changements, retards ou annulations opérationnels ;les déclins de production ; les changements de réglementations gouvernementales et d'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 relever les nouveaux défis dans l'exploration ; l’incapacité à intégrer Cameron avec succès et à réaliser les synergies attendues ; l'incapacité à retenir les employés clés ; ainsi que d'autres risques et incertitudes détaillés dans le présent communiqué sur les résultats de l'exercice complet et du quatrième trimestre 2016 et dans les informations supplémentaires, ainsi que dans nos formulaires 10-K, 10-Q et 8-K les plus récents, déposés auprès de la Commission des valeurs mobilières des États-Unis 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.
