PARIS--(BUSINESS WIRE)--Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a publié le 20 Avril 2018 ses résultats du premier trimestre 2018.
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(Indiqués en millions, excepté |
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| Trois mois clos le | Variation | |||||||||||||||||
| 31 mars 2018 | 31 décembre 2017 | 31 mars 2017 | Séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||||
| Chiffre d’affaires | 7 829 USD | 8 179 USD | 6 894 USD | -4 % | 14 % | |||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 974 USD | 1 155 USD | 757 USD | -16 % | 29 % | |||||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 12,4 % | 14,1 % | 11,0 % | -169 pdb | 145 pdb | |||||||||||||
| Revenu net (perte) - Base PCGR | 525 USD | (2 255) USD | 279 USD | n/s | 88 % | |||||||||||||
| Bénéfice net, hors charges et crédits* | 525 USD | 668 USD | 347 USD | -21% | 51 % | |||||||||||||
| BPA dilué (perte par action) - Base PCGR | 0,38 USD | (1,63) USD | 0,20 USD | n/s | 90 % | |||||||||||||
| BPA dilué, hors charges et crédits* | 0,38 USD | 0,48 USD | 0,25 USD | -21% | 52 % | |||||||||||||
| *Ces mesures financières ne sont pas conformes aux PCGR. Voir la section ci-dessous intitulée « Charges et crédits » pour obtenir plus de détails | ||||||||||||||||||
| n/s = non significatif | ||||||||||||||||||
Selon Paal Kibsgaard, président et directeur général de Schlumberger, « Conformément aux prévisions, nos résultats au cours du premier trimestre 2018 illustraient largement les facteurs transitoires, avec des réductions d’activité saisonnières dans l’hémisphère nord et des coûts de démarrage de projet prévus, dont les coûts de mobilisation, de réactivation et de redéploiement de l’équipement associés à l’obtention récente de marchés.
« Les activités internationales sous-jacentes ont bien débuté l’année, alors que les unités commerciales du Moyen-Orient, de la Mer du Nord et de Russie sont toutes alignées sur nos attentes du premier trimestre, tandis que les hausses d’activité en Asie étaient compensées par la faiblesse continue en Amérique latine et en Afrique.
« A terre en Amérique du Nord, notre activité de services de forage a poursuivi son expansion, favorisée par une solide demande pour les technologies de forage horizontal. Le chiffre d’affaires a également augmenté grâce à l’accélération de l’activité au Canada. Cependant, l’unité commerciale de pompage terrestre sous pression aux États-Unis a été affectée par une activité inférieure aux prévisions ainsi que par un affaiblissement des prix, une certaine inefficacité, une hausse des coûts de la chaîne d’approvisionnement et des difficultés de logistique ferroviaire. Malgré cela, nous avons continué à déployer les actifs de fracturation disponibles, dont notamment l’équipement de l’infrastructure que nous avons récemment acquise. Nous prévoyons que le marché américain de la fracturation hydraulique terrestre se renforce au cours du second trimestre, que ce soit en termes de tarification ou d’efficacité opérationnelle, et nous poursuivons donc notre programme agressif de réactivation et de remise en service de notre flotte.
« Globalement, le déclin séquentiel du chiffre d'affaires au premier trimestre était essentiellement imputable au Groupe Cameron, qui a enregistré une baisse de 7 % en raison de la diminution des volumes de projet et de la baisse des ventes de produits. Le chiffre d’affaires du Groupe Caractérisation des réservoirs a baissé de 5 % en séquentiel, en raison de la réduction saisonnière des ventes du logiciel de SIS et des licences sismiques multiclients WesternGeco. Le chiffre d’affaires du Groupe Forage et du Groupe Production s’inscrivaient respectivement en baisse à 2 % et 4 % en séquentiel, également à la suite des réductions saisonnières de l’activité dans l’hémisphère nord.
« En observant le marché pétrolier mondial, l’absence d’accumulations de stocks au niveau mondial au cours du premier trimestre, appuyée par les baisses de productions dirigées par l’OPEC et la Russie, confirme que le marché pétrolier est à l’équilibre. Qui plus est, après trois années consécutives de sous-investissement spectaculaire dans les dépenses E&P mondiales, la base de production mondiale a commencé à montrer des signes précoces de faiblesse avec des déclins notables de la production en glissement annuel dans plusieurs pays, dont l’Angola, la Norvège, le Mexique, la Malaisie, la Chine, et l’Indonésie. Dans un contexte où la Libye et le Nigeria produisent quasiment à pleine capacité, où la production vénézuélienne est en chute libre, et où existe un potentiel de nouvelles sanctions contre l’Iran, sans oublier l’augmentation des risques géopolitiques, les seules sources majeures de croissance de l’offre à court terme afin de faire face au déclin mondial de la production et à la forte demande mondiale sont l’Arabie Saoudite, le Koweït, les EAU, la Russie et l’industrie du shiste bitumineux aux États-Unis. Cependant, émergent des problèmes de production concernant le shiste américain, liés à l’interférence entre puits du forage intercalaire, à la production potentiellement inférieure du forage d’extension de superficie de Niveau 1, et aux importantes contraintes en matière d’infrastructure. Il devient par conséquent de plus en plus probable que le secteur sera confronté à des problèmes d’approvisionnement croissants au cours de l’année à venir, et qu’une augmentation significative de l’investissement mondial en E&P sera nécessaire afin de minimiser le déficit imminent.
« Nous restons optimistes sur les perspectives d’une croissance durable de l’activité dans notre entreprise mondiale au cours de l’année 2018 et en 2019. Cela est motivé par une activité accrue des clients et par notre capacité à saisir une importante part des opportunités émergentes alors que les contrats basés sur les performances et les projets intégrés continuent de gagner en dynamique en tant que modèles commerciaux privilégiés par un grand nombre de nos clients. Les récents marchés obtenus, qui comprennent d’importants contrats forfaitaires clés en mains en Arabie Saoudite, des contrats supplémentaires obtenus ailleurs au Moyen-Orient et en Amérique latine, ainsi que de nouveaux projets dans le Bassin du Delaware aux États-Unis, sont des exemples de cette tendance marquée. Notre concentration accrue sur la recherche et l’ingénierie au cours des dernières années, sur l’innovation et la conception de systèmes nous permet désormais de créer une valeur ajoutée pour nos clients comme pour Schlumberger sur ces projets. Cela est favorisé par l’intégration d’une nouvelle génération de matériels et logiciels spécifiquement conçus à notre profonde expertise du domaine et aux tout derniers progrès dans les technologies numériques.
« C’est pourquoi nous sommes enthousiastes sur les perspectives pour Schlumberger. Nous sommes prêts et en bonne voie pour générer une croissance, des rendements financiers et un flux de trésorerie supérieurs en capitalisant sur l’offre et l’expertise les plus vastes du secteur, sur notre échelle inégalée et sur l’efficacité opérationnelle, une solide discipline capitalistique, et une claire volonté de fournir les meilleurs rendements du secteur à nos actionnaires. »
Autres événements
Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 1,4 millions de ses actions ordinaires à un prix moyen par action de 69,79 USD, pour un prix d'achat total de 97 millions USD.
Le 23 février 2018, Schlumberger et Subsea 7 S.A. ont annoncé avoir engagé des négociations exclusives afin de constituer une co-entreprise capitalisant sur le succès de Subsea Integration Alliance, qui a été créée en 2015. La co-entreprise appartiendra à 50 % à Subsea 7 et à 50 % à Schlumberger.
Le 18 avril 2018, le Conseil d'administration de la société a approuvé un dividende trimestriel en numéraire de 0,50 USD par action ordinaire en circulation, payable le 13 juillet 2018 aux actionnaires inscrits à la date du 6 juin 2018.
Chiffre d’affaires consolidé par zone
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(en millions) |
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| Trois mois clos le | Variation | ||||||||||||||||
| 31 mars 2018 | 31 décembre 2017 | 31 mars 2017 | Séquentiel | En glissement annuel | |||||||||||||
| Amérique du Nord |
2 835 USD |
2 811 USD | 1 871 USD | 1 % | 52 % | ||||||||||||
| Amérique latine | 870 | 1 034 | 952 | -16 % | -9 % | ||||||||||||
| Europe/CEI/Afrique | 1 704 | 1 808 | 1 652 | -6 % | 3 % | ||||||||||||
| Moyen-Orient et Asie | 2 309 | 2 396 |
2 318 |
-4 % | 0 % | ||||||||||||
| Autres | 111 | 130 |
101 |
n/s | n/s | ||||||||||||
| 7 829 USD | 8 179 USD | 6 894 USD | -4 % | 14 % | |||||||||||||
| Chiffre d’affaires Amérique du Nord | 2 835 USD | 2 811 USD | 1 871 USD | 1 % | 52 % | ||||||||||||
| Chiffre d’affaires International | 4 883 USD | 5 237 USD | 4 922 USD | -7 % | -1 % | ||||||||||||
| n/s = non significatif | |||||||||||||||||
Le chiffre d’affaires du premier trimestre, à 7,8 milliards USD, a baissé de 4 % en séquentiel, le chiffre d’affaires de l’Amérique du Nord augmentant quant à lui de 1 % tandis que le chiffre d’affaires international diminuait de 7 % en raison de la saisonnalité.
Amérique du Nord
Le chiffre d’affaires de la Zone Amérique du Nord augmentait de 1 % en séquentiel, alors que l’augmentation de l’activité terrestre était partiellement compensée par une baisse du chiffre d’affaires offshore, en raison de la baisse des ventes de licence multiclients de WesternGeco faisant suite aux ventes de fin d’année habituelles, mais en demi-teinte. Le chiffre d’affaires terrestre de l’Amérique du Nord, hors Cameron, a augmenté de 4 % en séquentiel, en ligne avec l’augmentation du nombre de plates-formes terrestres aux États-Unis. La croissance était stimulée par l’accélération de l’activité au Canada et par une activité terrestre accrue du Groupe Forage en Amérique du Nord, en raison de la forte demande continue pour les systèmes orientables rotatifs dans les sections de forage latérales plus longues des puits de shiste bitumineux aux États-Unis. Dans OneStimSM nous avons poursuivi l’ajout de flottes de fracturation hydraulique, mais moins que prévu, en raison de la surcapacité du marché qui a donné lieu à une baisse de l’utilisation, à des inefficacités, et à une tarification plus basse. Des perturbations généralisées dans les livraisons du sable par voie ferroviaire ont également affecté l’activité. Le chiffre d’affaires du Groupe Cameron était en repli saisonnier en séquentiel, à la suite de la vente de produits de fin d’année des Systèmes de surface et Vannes & Mesure.
International
Le chiffre d’affaires dans la Zone Amérique latine diminuait de 16 % en séquentiel, en raison de la baisse du chiffre d’affaires des projets SPM en Équateur due aux retards de projet et du repli de l’activité du Groupe Production en Argentine, suite à la réduction du nombre de plateformes de fracturation hydraulique. L’activité a diminué au Brésil malgré le lancement de nouveaux projets offshore, et l’activité au Venezuela a poursuivi son déclin. Le chiffre d’affaires sur le marché géographique du Mexique et de l’Amérique centrale était en légère hausse à la suite d’une activité accrue des travaux de reconditionnement onshore, malgré le retard de lancement de nouveaux projets de Services de forage intégrés (IDS). Le repli saisonnier du chiffre d’affaires du Groupe Cameron a également contribué à la baisse.
Le chiffre d’affaires de la Zone Europe/CEI/Afrique a baissé de 6 % en séquentiel essentiellement en raison de la baisse de l’activité saisonnière en Russie et dans la région de la Mer Caspienne qui a affecté toutes les lignes de produits. Le marché géographique du RU et de l’Europe continentale subissait également une baisse de l’activité qui était accentuée par les retards dus à la météorologie et aux plans de forage des clients ainsi que par la diminution des ventes de Solutions de logiciels intégrés (SIS). Le chiffre d’affaires sur le marché géographique de l’Afrique sub-saharienne s’inscrivait en léger repli séquentiel pour les lancements de projets intégrés à la fin du trimestre au Gabon, au Nigeria, et au Ghana alors que les activités étaient largement concentrées sur la planification des projets et la mobilisation de l’équipement. Le marché géographique d’Afrique du Nord enregistrait également un léger déclin en séquentiel, en raison de la baisse des ventes de produits, bien que cet effet ait été partiellement compensé par de nouveaux lancements de projets onshore en Libye et au Tchad. Le déclin du chiffre d’affaires de la région était partiellement compensé par le chiffre d’affaires supérieur du Groupe Cameron sur le marché géographique de Russie & d’Asie centrale.
Le chiffre d'affaires de la zone Moyen-Orient et Asie a diminué de 4 % en séquentiel, principalement en raison de la pression tarifaire et de la baisse de l'activité de forage et de fracturation hydraulique terrestre au Moyen-Orient. Le chiffre d’affaires sur le marché géographique d’Extrême Orient & de l’Australie était en baisse, en raison de la diminution des ventes de logiciels SIS alors que l’activité de projets de construction de puits déclinait. Le chiffre d’affaires du marché géographique de l’Asie du Sud-Est était en baisse en raison du moins grand nombre de ventes de licences sismiques multiclients WesternGeco. Le chiffre d’affaires du Groupe Cameron était en légère baisse en séquentiel, la croissance en Asie étant compensée par un chiffre d’affaires saisonnier inférieur au Moyen-Orient. Ces déclins étaient partiellement compensés par un chiffre d’affaires plus élevé sur un projet d’infrastructure de surface à long terme au Moyen-Orient.
Groupe Caractérisation des réservoirs
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(en millions) |
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| Trois mois clos le | Variation | ||||||||||||||||
| 31 mars 2018 | 31 décembre 2017 | 31 mars 2017 | Séquentiel | En glissement annuel | |||||||||||||
| Chiffre d’affaires | 1 556 USD | 1 638 USD | 1 618 USD | -5 % | -4 % | ||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 307 USD | 360 USD | 281 USD | -15 % | 9 % | ||||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 19,7 % | 22,0 % | 17,3 % | -224 pdb | 240 pdb | ||||||||||||
Le chiffre d’affaires de 1,6 milliard USD du groupe Caractérisation des réservoirs, dont 77 % provenaient des marchés internationaux, a baissé de 5 % en séquentiel. Cela était imputable aux effets d’un déclin saisonnier dans l’activité Câbles de forage en Russie et par la baisse des ventes de licences multiclients de WesternGeco dans la partie américaine du Golfe du Mexique, en Asie ainsi qu’en Australie. La baisse des ventes de logiciels SIS a également contribué à la baisse du chiffre d’affaires. Ce déclin était partiellement compensé par l’augmentation de l’activité de Services de test au Brésil, au Qatar, et en Égypte et par un chiffre d’affaires plus élevé sur un projet d’infrastructure de surface à long terme au Moyen-Orient.
La marge d’exploitation avant impôt du groupe de 20 % était de 224 pdb inférieure en séquentiel, en raison de la baisse saisonnière de l’activité à forte marge des Câbles de forage en Russie, et de la baisse des ventes de logiciels SIS.
Le groupe Caractérisation des réservoirs a bénéficié des opérations de Gestion de services intégrés (ISM), de l’obtention de contrats, et de l’application des logiciels intégrés et des connaissances du domaine à l’amélioration des performances opérationnelles.
Au large de Terre-Neuve, ISM a fourni des services liés au forage et aux achèvements sur la plateforme Hebron dont le lancement a eu lieu en novembre.
En Afrique occidentale, Petro Kouilou — une filiale d’Anglo African Oil & Gas PLC en République du Congo — a attribué à Schlumberger un contrat d’ISM pour fournir des services de support de forage pour un puits situé dans le champ de Tilapia dans le Bassin inférieur du Congo. Petro Kouilou détient une participation de 56 % dans le champ de Tilapia et prévoit le début des opérations de forage pour le mois de juin 2018. Les services de Schlumberger comprennent la surveillance du forage, la pose de câbles, la cimentation, le forage, les essais de tige, et la perforation par train de tubage.
L’environnement E&P cognitif DELFI* favorise la collaboration entre les équipes E&P et exploite le plein potentiel de toutes les données et de la science disponibles afin d’optimiser les actifs E&P. La solution de planification numérique de construction de puits DrillPlan* est la première étape dans l’environnement DELFI, et peut fournir un programme de planification de puits en quelques jours seulement au lieu de quelques semaines. Les contrats récents pour l’environnement DELFI et les résultats opérationnels utilisant la solution DrillPlan comprennent les éléments suivants :
• Cantium LLC a attribué à Schlumberger un contrat de SIS sur cinq ans pour les champs Bay Marchand et Main Pass dans la partie américaine du Golfe du Mexique. Le contrat de logiciels en tant que services (SaaS) est pour la fourniture de l’environnement E&P cognitif DELFI.
• Petro-Hunt a essayé la solution DrillPlan sur ses puits dans le Bassin de Williston et en a réduit de plus de 50 % le délai de développement des plans.
• PRI Operating LLC a utilisé la solution dans l’Ouest du Texas afin de réduire le délai de planification du forage pour sept puits horizontaux dans le Bassin du Delaware. La solution DrillPlan a aidé à planifier le premier puits en quatre jours et six autres puits ont été planifiés en un peu plus d’une journée chacun, ce qui a permis de faire économiser au client 18 jours de délai de planification.
En Égypte, Well Services a utilisé Kinetix Shale*, un logiciel de stimulation de la production centré sur les réservoirs, pour Kuwait Petroleum Corporation afin de permettre une augmentation de 500 % de la production sur un puits horizontal dans le champ gazier Apollonia JD comparé aux puits verticaux compensatoires. Ce réservoir de carbonate est essentiellement composé de calcaire tendre fortement poreux, et de calcaire à faible perméabilité, ce qui exige plusieurs phases de fracturation hydraulique. Le logiciel Kinetix Shale a permis un flux de travaux exhaustif de la phase sismique à la simulation pour l’optimisation multiniveaux de ce réservoir non conventionnel.
Également en Égypte, Schlumberger et TGS-NOPEC Geophysical Company ont annoncé un nouveau projet dans la Mer rouge égyptienne, lequel comprendra l’acquisition d’une étude sismique multiclient à bande large à compensation longue en 2D de 10 000 km à l’aide d’un navire tiers. Le projet fait partie d’un accord avec South Valley Egyptian Petroleum Holding Company (GANOPE) dans lequel Schlumberger et TGS bénéficient d’une période minimale de 15 ans de droits multiclients exclusifs sur une zone offshore ouverte d’environ 70 000 km2 sur la Mer rouge égyptienne.
Karachaganak Petroleum Operating BV — un consortium d’ENI, Shell, Chevron, LUKOIL, et KazMunaiGaz — a attribué un contrat de trois ans avec deux extensions optionnelles d’une année à SLS Oil LLP, une co-entreprise entre Schlumberger et Smart Oil LLP (une compagnie pétrolière kazakhe) pour la prestation de services de câbles lisses avancés au Kazakhstan. Les opérations devraient commencer au cours du deuxième trimestre 2018.
Groupe Forage
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(en millions) |
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| Trois mois clos le | Variation | ||||||||||||||||
| 31 mars 2018 | 31 décembre 2017 | 31 mars 2017 | Séquentiel | En glissement annuel | |||||||||||||
| Chiffre d’affaires | 2 126 USD | 2 180 USD | 1 985 USD | -2 % | 7 % | ||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 293 USD | 319 USD | 229 USD | -8 % | 28 % | ||||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 13,8 % | 14,6 % | 11,5 % | -85 pdb | 222 pdb | ||||||||||||
Le chiffre d'affaires du groupe Forage, qui s'est élevé à 2,1 milliards USD et dont 71 % étaient attribuables aux marchés internationaux, a diminué de 2 % en séquentiel, la solide activité de forage directionnel terrestre en Amérique du Nord ayant été plus que compensée par le déclin saisonnier des activités de forage dans les zones Internationales, qui ont le plus affecté les opérations M-I SWACO. L’amélioration du chiffre d’affaires en Amérique du Nord était attribuable à l’adoption croissante des produits et services de Forage & Mesures à la fois offshore et, notamment, sur terre. Cela est dû au maintien de la forte demande pour les systèmes orientables rotatifs nécessaires afin de forer des latéraux plus longs dans les puits de shiste bitumineux ainsi qu’à l’accélération de l’activité de forage hivernale au Canada occidental. La baisse du chiffre d’affaires dans les zones Internationales, était due à la chute saisonnière de l’activité liée aux plateformes dans l’hémisphère nord, aux retards des projets, dus à la météorologie, en Mer du Nord, à l’achèvement des projets IDS sur les marchés géographiques du RU & d’Europe continentale et d’Extrême-Orient & Australie, ainsi qu’à la baisse continue de l’activité de forage au Venezuela. La faiblesse accrue de l’activité internationale était toutefois partiellement compensée par une plus forte activité dans les projets IDS au Koweït et en Irak.
À 14 %, la marge d’exploitation avant impôt du groupe déclinait de 85 pdb, en séquentiel, alors que la dynamique tarifaire résultant de l’adoption accrue des technologies de Forages & Mesures et Trépans & Outils de forage aux États-Unis était plus que compensée par la pression sur les prix et la baisse saisonnière de l’activité sur les marchés internationaux.
Les performances du groupe Forage au cours du premier trimestre étaient sous-tendues par les attributions de contrats de services intégrés, les efficacités opérationnelles d’IDS, et par un large éventail de technologies de trépans qui ont aidé à réduire le coût par baril.
En Russie, Schlumberger était l’un des principaux prestataires de services ayant travaillé avec le Consortium Sakhalin-1 afin de forer l’un des puits ayant le plus long déport du monde, de 15 000 m depuis la plateforme d’Orlan sur le champ de Chayvo dans la mer d’Okhotsk. L’environnement techniquement difficile a nécessité deux années de planification collaborative entre le Consortium Sakhalin-1 et l’équipe intégrée de Schlumberger afin d’optimiser le plan de forage et d’intégrer d’autres services et lignes de produits critiques par l’intermédiaire du Centre d’excellence de forage à long déport, basé à Sakhalin.
Saudi Aramco a attribué à Schlumberger un contrat de forage forfaitaire clés en mains (LSTK) de trois ans afin de fournir des services de construction de plateformes et de puits pour 70 puits de pétrole onshore dans différents champs. Le contrat est doté d’une période d’extension optionnelle de deux ans, les opérations devant commencer au cours du deuxième trimestre 2018.
Au Danemark, Mærsk Olie og Gas, une société de Total, a attribué à Schlumberger un contrat de sept ans avec trois options d’extension d’un an, évalué à 140 millions USD pour la fourniture de produits chimiques de production, la prestation de services de gestion des produits chimiques, et de gestion des réservoirs. Le périmètre des travaux comprend de la chimie standard ainsi que la conception de solutions sur mesure pour la Mer du Nord, comprenant l’analyse en laboratoire, le test, la qualification et la mise en oeuvre de produits. Cette attribution fait suite à un contrat similaire qui s’étendait de 2012 à 2018.
En Amérique du Nord, Shell a attribué à Schlumberger un contrat de trois ans pour la fourniture de fluides de forage, outils spécialisés et la prestation de services de filtrage pour huit puits situés dans la partie américaine du Golfe du Mexique pour le projet de développement Vito. Les technologies comprenaient le fluide de forage de réservoir divalent à haute densité M-I SWACO DIPRO*, le système de rupture de gâteau de filtration haute densité BREAKDOWN HD*, et l’unité de filtrage haut débit Torrential*.
Dans le secteur norvégien de la Mer du Nord, IDS a aidé Aker BP à économiser 12 millions USD sur l’autorisation de dépenses (AFE) concernant une section de puits difficile dans le champ Tambar. L’équipe d’IDS a travaillé en étroite collaboration avec le client afin de réduire de 14 jours le délai de forage par rapport à l’AFE. Le puits a été foré jusqu’à une profondeur totale de 4 360 m en environ sept jours, en un seul cycle de trépan comparé à 37 jours pour neuf cycles de trépan dans les puits environnants. Les technologies déployées comprenaient le service de performance de construction de puits OptiWell*, le sytème orientable rotatif PowerDrive Orbit*, le trépan d’élément diamanté strié AxeBlade*, et le système de fluide à émulsion inverse faible ECD RheGuard*.
Au Koweït, la Kuwait Oil Company a ajouté une troisième plateforme à un contrat existant avec IDS s’étendant jusqu’en 2019 pour la prestation de services de construction de puits intégrés sur les champs de Sabriyah et de Raudhatain. À ce jour, le projet a foré 24 puits. IDS a lancé plusieurs technologies, dont la famille des systèmes orientables rotatifs PowerDrive* ainsi que les technologies de trépans de forage telles que l’élément diamanté conique StingBlade* et les trépans d’éléments diamantés striés AxeBlade.
En Norvège, IDS et Wintershall Norge ont augmenté de 225 % le nombre de mètres forés par jour sur une campagne de cinq puits sur le champ de Brage, livrant chaque puits très en avance sur le planning et pour un montant inférieur au budget. Avant la nouvelle campagne de forage, les difficultés opérationnelles de la construction de puits fréquemment rencontrées sur ce champ en fin de vie avaient donné lieu à une pause d’une année dans les opérations de forage. Au cours de la pause de forage, IDS a collaboré avec Wintershall Norge afin de développer une approche de puits « lean » dans le cadre d’un contrat de prime. Grâce à ce succès, la durée de vie du champ a été étendue.
BW Offshore a attribué à Schlumberger plusieurs contrats de services de construction de puits en parallèle avec l’attribution à Borr Drilling pour le contrat de plateforme sur un projet au Gabon. Les contrats de Schlumberger comprennent la mesure et la diagraphie en cours de forage, les fluides de forage et le contrôle des solides, la cimentation, la diagraphie par câble, la diagraphie du fluide de forage, les trépans et les alésoirs, ainsi que les services et un équipement de repêchage d’urgence, ainsi que les achèvements de puits et les services de gestion du sable. Le forage a commencé à la fin du mois de janvier 2018 et le premier puits a été achevé. Un chef de projet intégré de Schlumberger coordonne plusieurs lignes de produits de Schlumberger sous la direction de l’équipe de forage et des opérations de BW Offshore. La combinaison des services de Schlumberger avec l’offre de plateforme de Borr est la prochaine étape de la fourniture d’opérations de forage à la fois sûres, fiables et efficaces.
Au large du Brésil, les Trépans & Outils de forage ont déployé la technologie d’élément diamanté conique Stinger* pour aider Petrobras à réduire le délai de forage de plus de cinq jours sur le champ Búzios. Cette scène présalée dans le bassin Santos en eau profonde comprend des carbonates durs et des couches de sédiments à faible porosité qui présentent des difficultés en matière de forage. La technologie d’élément Stinger a permis à Petrobras d’atteindre la plus longue section de puits forée en un seul cycle, à savoir 634 m, et au coût par mètre le plus faible sur le champ Búzios.
Groupe Production
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(en millions) |
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| Trois mois clos le | Variation | ||||||||||||||||
| 31 mars 2018 | 31 décembre 2017 | 31 mars 2017 | Séquentiel | En glissement annuel | |||||||||||||
| Chiffre d’affaires | 2 959 USD | 3 079 USD | 2 187 USD | -4 % | 35 % | ||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 216 USD | 315 USD | 110 USD | -31 % | 96 % | ||||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 7,3 % | 10,2 % | 5,0 % | -291 pdb | 227 pdb | ||||||||||||
Le chiffre d’affaires de 3 milliards USD du groupe Production, dont 49 % provenaient des marchés internationaux, a baissé de 4 % en séquentiel. La majeure partie du déclin était enregistrée sur les marchés internationaux, en raison de la chute saisonnière de l’activité en Russie et de la baisse du nombre de plateformes de fracturation hydraulique en Argentine et Arabie saoudite. En séquentiel, le chiffre d’affaires du groupe Production en Amérique du Nord, était marginalement supérieur. Les performances de OneStim ont été affectées par des vents contraires transitoires sur le marché de la fracturation hydraulique, qui comprenaient de modestes augmentations dans l’activité d’achèvement des clients, générant une croissance en demi-teinte du nombre de plateformes en séquentiel. Les ajouts de capacité de fracturation hydraulique observés sur l’ensemble du secteur d’activité combinés aux perturbations des livraisons par voie ferroviaire du sable de l’industrie ont provoqué une plus faible utilisation ainsi qu’une certaine inefficacité et une baisse sur les prix. Globalement, le chiffre d’affaires de SPM était légèrement plus élevé en séquentiel.
À 7 %, la marge d’exploitation avant impôt du groupe diminuait de 291 pdb en séquentiel, en raison des difficultés transitoires précédemment mentionnées qui ont affecté le marché de la fracturation hydraulique en Amérique du Nord. Malgré les perturbations des livraisons de sable par voie ferroviaire qui ont eu lieu sur l’ensemble du secteur, nous avons réussi à garantir un approvisionnement suffisant en sable, une solide qualité de service, et une continuité commerciale générale sur l’ensemble de notre base clients, bien que cela ait généré des coûts supplémentaires affectant la marge d’exploitation du groupe.
Le groupe Production a bénéficié d’attributions de contrats de Services de production intégrée (IPS) ainsi que du déploiement de technologies de stimulation et de levage artificiel.
En Inde, Vedanta Resources — dont les opérations gazières et pétrolières en Inde sont gérées par Cairn Oil & Gas — a attribué à Schlumberger un contrat IPS évalué à 214 millions USD pour deux de ses champs sur le bloc onshore RJ-ON-90/1. L’attribution de contrat comprend le développement intégré de 42 puits sur le champ gazifère profond de Raageshwari ainsi que 39 puits sur le champ pétrolifère d’Aishwariya avec des technologies issues de plusieurs lignes de produits.
En Russie, Well Services a utilisé le service de fracturation BroadBand Sequence* pour Slavneft-Megionneftegaz afin de refracturer un puits horizontal en plusieurs phases dans un réservoir de pétrole de grès classique dans le champ de Tailakovskoye, augmentant ainsi la production de 180 %. Le service BroadBand Sequence a isolé séquentiellement la section ouverte du puits afin de s’assurer que chaque cluster dans chaque zone était fracturé et contribuait au potentiel de production du puits.
Sur terre en Amérique du Nord, Schlumberger a déployé les services de fracturation BroadBand Sequence ainsi que les services de contrôle de la stimulation WellWatcher Stim* sur un puits à haute pression et haute température pour BP, afin d’améliorer le contact avec le réservoir. Le service BroadBand Sequence a relevé le défi d’un correctif de coffrage qui limitait les méthodes de raccordement et de perforation. Ces services ont permis la stimulation d’une section de puits latérale supplémentaire de 3 000 pieds (914,5 mètres) sous le correctif de coffrage, et le service WellWatcher Stim a confirmé que les clusters de perforation correspondants étaient traités efficacement.
Sur le secteur russe de la Mer Caspienne, Well Services a eu recours au service de stimulation par contact étendu OpenPath Reach* pour LUKOIL-Nizhnevolzhskneft afin d’augmenter l’indice d’injectivité dans deux puits horizontaux du champ de Korchagina de 300 % en moyenne, comparé aux niveaux de production antérieurs. Les sections horizontales des puits passent à travers des formations conventionnelles de grès et de carbonate, présentant des problèmes en termes de stimulation et de perméabilité. Le fluide de diversion viscoélastique VDA* a détourné le fluide de traitement dans les zones de carbonate à plus faible injectivité, optimisant le contact avec le réservoir et ainsi que la stimulation des deux puits.
Dans le bassin Permien, une équipe intégrée d’experts pétrochimiques a réalisé une étude d’optimisation des achèvements dans la formation de San Andres pour Mack Energy Corporation. Une combinaison de technologies a été utilisée pour optimiser l’achèvement d’un puits qui a permis une augmentation de 412 % de la production de base par rapport à la première année, ainsi qu’une augmentation de 250 % sur la production moyenne du bassin. Les données acquises via l’outil de résonance magnétique combinable CMR-Plus*, une plate-forme de scan acoustique Sonic Scanner*, et un micro-imageur de formation gros calibre FMI* ont été intégrées dans la création d’un modèle de bassin en 3D. Le logiciel de stimulation de la production centrée sur le réservoir Kinetix Shale ainsi que le simulateur de réservoir INTERSECT* ont été utilisés afin d’optimiser la conception du traitement de fracturation et l’augmentation de la production. Les mesures des services de diagraphie jusqu’au trépan ThruBit* dans le puits latéral ont été intégrées pour un positionnement optimal des perforations, de manière à garantir l’efficacité des clusters.
Dans le Dakota du Nord, Artificial Lift Solutions a utilisé une combinaison de technologies, dans un puits de Bakken Shale afin d’économiser sur les coûts de remplacement et de reconditionnement de l’équipement. Le taux de production initialement élevé du puits avait décliné et fonctionnait dans un environnement difficile en raison de l’abrasion du refoulement de soutènement. Le client devait exploiter le puits avec une seule pompe submersible électrique (ESP) avant de basculer sur un levage artificiel à bas débit. L’installation du système d’ESP REDA Maximus* équipé avec la technologie de phase ESP à durée de vie étendue non conventionnelle Continuum* a augmenté la durée de vie de la pompe de plus du double de la moyenne pour le champ et a évité le report de la production de pétrole.
Au Koweït, Well Services a utilisé le service de conformité d’eau et gaz AllSeal* pour Kuwait Oil Company afin d’augmenter la production de pétrole dans un puits de 900 b/j dans le champ de Khashman. Ce puits produisait initialement avec une coupe d’eau de 96 %, et la solution initiale consistait à retirer la pompe, isoler la zone d’eau, et à perforer un nouvel intervalle, qui exigerait une plate-forme de rechange sur site. À la place, le service AllSeal a injecté un gel particulier dans la zone d’eau afin de l’isoler, économisant ainsi sur les coûts d’exploitation en éliminant le besoin d’une plate-forme. Lorsque le nouvel intervalle a été perforé, la coupe d’eau a été réduite de 90 % et la production pétrolière a augmenté de 300 %.
Groupe Cameron
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(en millions) |
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| Trois mois clos le | Variation | ||||||||||||||||
| 31 mars 2018 | 31 décembre 2017 | 31 mars 2017 | Séquentiel | En glissement annuel | |||||||||||||
| Chiffre d’affaires | 1 310 USD | 1 414 USD | 1 229 USD | -7 % | 7 % | ||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 166 USD | 203 USD | 162 USD | - 18 % | 2 % | ||||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 12,7 % | 14,4 % | 13,2 % | -169 pdb | -50 pdb | ||||||||||||
Le chiffre d’affaires de 1,3 milliard USD du groupe Cameron, dont 56 % provenaient des marchés internationaux, a baissé de 7 % en séquentiel, essentiellement en raison de la baisse saisonnière des volumes des projets et des ventes de produits. Le chiffre d’affaires de OneSubsea était en baisse en raison de la chute de l’arriéré des projets. Les autres lignes de produits de Cameron — Systèmes de forage, Systèmes de surface, et Vannes & Mesures — enregistraient des baisses séquentielles du chiffre d’affaires en raison de la saisonnalité. Par région, le chiffre d’affaires en Russie et Asie augmentait en séquentiel, mais cela a été plus que compensé par la baisse saisonnière du chiffre d’affaires en Amérique du Nord, au Moyen-Orient, et en Amérique latine.
À 13 %, la marge d’exploitation avant impôt du groupe diminuait de 169 pdb en séquentiel, essentiellement en raison de la baisse de l’arriéré des projets dans OneSubsea.
Les performances du Groupe Cameron au cours du premier trimestre ont bénéficié de l’attribution de contrats pour les solutions intégrées d’efficacité capitalistique de OneSubsea et les systèmes de forage sous pression géré (MPD).
Noble Energy a attribué à Schlumberger un contrat d’ingénierie et d’approvisionnement pour un module de traitement de levage unique de 2 000 tonnes devant être installé sur la plateforme Leviathan dans la partie Est de la Méditerranée. Le périmètre du contrat comprend le pré-traitement, le retrait du sel, et la régénération monoéthylène-glycol. Le système de récupération et de régénération PUREMEG* fait partie de l’offre de solution OneSubsea integrée Cela fait suite au contrat que Noble Energy a attribué à OneSubsea en 2017 pour l’approvisionnement d’arbres de production horizontale de 10 000-psi, commandes montées sur arbre, commandes hors arbre, et commandes de panneau supérieur pour le même projet.
Le groupe Cameron a reçu une commande évaluée à 6,7 millions USD de Seadrill Limited pour une commande montante intégrée pour son troisième système MPD fourni par Schlumberger. Une commande montante intégrée permet la manutention efficace du gaz de la colonne et des opérations MPD dans une conception modulaire flexible, assurant une adaptabilité opérationnelle en temps réel.
Dans la partie américaine du golfe du Mexique, OneSubsea et un membre de la Subsea Services Alliance, Helix Energy Solutions, ont achevé la première opération du système de colonne montante d’intervention de 15 000 psi, pour une grande entreprise E&P internationale. Celle-ci utilise un modèle commercial unique, le premier de son genre disponible sur une base locative, qui permet d’économiser les dépenses d’investissement en amont du client ainsi que les frais opérationnels de maintenance et de stockage tout au long de la durée de vie. Le système dont la construction a été lancée au milieu de l’année 2015, gère les besoins d’intervention croissants des puits sous-marins à haute pression.
Tableaux financiers
État consolidé condensé des résultats
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(en millions, sauf montants par action) |
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| Trois mois | |||||||
| Périodes clôturées au 31 mars | 2018 | 2017 | |||||
| Chiffre d’affaires | 7 829 USD | 6 894 USD | |||||
| Intérêts et autres revenus | 42 | 46 | |||||
| Dépenses | |||||||
| Coût des produits d’exploitation | 6 802 | 6 076 | |||||
| Recherche et ingénierie | 172 | 211 | |||||
| Frais généraux et administratifs | 111 | 98 | |||||
| Fusion et intégration (1) | - | 82 | |||||
| Part des actionnaires | 143 | 139 | |||||
| Bénéfice avant impôts | 643 USD | 334 USD | |||||
| Impôt sur le revenu (1) | 113 | 50 | |||||
| Revenu net | 530 USD | 284 USD | |||||
| Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires | 5 | 5 | |||||
| Bénéfice net attribuable à Schlumberger (1) | 525 USD | 279 USD | |||||
| Bénéfice dilué par action de Schlumberger (1) | 0,38 USD | 0,20 USD | |||||
| Moyenne des actions en circulation | 1 385 | 1 393 | |||||
| Moyenne des actions en circulation compte tenu de la dilution | 1 394 | 1 402 | |||||
| Dépréciation et amortissement inclus dans les dépenses (2) | 874 USD | 989 USD | |||||
| (1) | Voir la section intitulée « Charges & crédits » pour obtenir plus de détails | |
| (2) | Inclut la dépréciation des propriétés, des usines et des équipements, et l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et les investissements SPM. | |
Bilan consolidé condensé
| (en millions) | |||||||||
| 31 mars | 31 décembre | ||||||||
| Actifs | 2018 | 2017 | |||||||
| Actifs à court terme | |||||||||
| Encaisse et investissements à court terme | 4 165 USD | 5 089 USD | |||||||
| Comptes clients | 8 472 | 8 084 | |||||||
| Autres actifs à court terme | 5 419 | 5 324 | |||||||
| 18 056 | 18 497 | ||||||||
| Immobilisations corporelles | 11 556 | 11 576 | |||||||
| Données sismiques multiclients | 707 | 727 | |||||||
| Écarts d’acquisition | 25 120 | 25 118 | |||||||
| Immobilisations incorporelles | 9 217 | 9 354 | |||||||
| Autres actifs | 6 822 | 6 715 | |||||||
| 71 478 USD | 71 987 USD | ||||||||
| Passif et fonds propres | |||||||||
| Passif à court terme | |||||||||
| Comptes fournisseurs et charges constatées d’avance | 9 598 USD | 10 036 USD | |||||||
| Passif estimé pour les impôts sur le bénéfice | 1 311 | 1 223 | |||||||
| Emprunts à court terme et portion actuelle | |||||||||
| de la dette à long terme | 4 586 | 3 324 | |||||||
| Dividendes à distribuer | 700 | 699 | |||||||
| 16 195 | 15 282 | ||||||||
| Dette à long terme | 13 526 | 14 875 | |||||||
| Impôts différés | 1 579 | 1 650 | |||||||
| Avantages postérieurs aux départs en retraite | 1 027 | 1 082 | |||||||
| Autres passifs | 1 825 | 1 837 | |||||||
| 34 152 | 34 726 | ||||||||
| Fonds propres | 37 326 | 37 261 | |||||||
| 71 478 USD | 71 987 USD | ||||||||
Liquidité
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(en millions) |
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| Composants de la liquidité |
31 mars |
31 décembre |
31 mars |
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| Encaisse et investissements à court terme | 4 165 USD | 5 089 USD | 7 353 USD | ||||||||
| Investissements à taux fixe, détenus jusqu’à maturité | - | - | 238 | ||||||||
| Emprunts à court terme et partie à court terme de la dette à long terme | (4 586) | (3 324) | (2 449) | ||||||||
| Dette à long terme | (13 526) | (14 875) | (16 538) | ||||||||
| Dette nette (1) | (13 947 USD) | (13 110 USD) | (11 396 USD) | ||||||||
| Détails des variations de la liquidité : | |||||||||||
| Trois | Trois | ||||||||||
| Mois | Mois | ||||||||||
| Périodes clôturées au 31 mars | 2018 | 2017 | |||||||||
| Bénéfice net avant intérêts minoritaires | 530 USD | 284 USD | |||||||||
| Moins-value et autres charges, après impôt avant PASC | - | 68 | |||||||||
| 530 USD | 352 USD | ||||||||||
| Dépréciation et amortissement (2) | 874 | 989 | |||||||||
| Dépenses de rémunération sous forme d’actions | 90 | 88 | |||||||||
| Pensions et autres avantages complémentaires postérieurs aux départs en retraite à payer | 18 | 37 | |||||||||
| Financement de pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ en retraite | (39) | (29) | |||||||||
| Changement des fonds de roulement | (836) | (791) | |||||||||
| Autres | (69) | 10 | |||||||||
| Flux de trésorerie lié à l’exploitation (3) | 568 USD | 656 USD | |||||||||
| Dépenses d’investissement | (454) | (381) | |||||||||
| Investissements SPM | (240) | (144) | |||||||||
| Données sismiques multiclients capitalisées | (26) | (116) | |||||||||
| Flux de trésorerie disponible (4) | (152) | 15 | |||||||||
| Dividendes distribués | (692) | (696) | |||||||||
| Programme de rachat d’actions | (97) | (372) | |||||||||
| Produit des régimes d’actionnariat des employés | 127 | 135 | |||||||||
| (814) | (918) | ||||||||||
| Acquisitions d’entreprises et investissements, déduction faite de la trésorerie acquise et des dettes prises en charge | (13) | (273) | |||||||||
| Autres | (10) | (84) | |||||||||
| Augmentation de la dette nette | (837) | (1 275) | |||||||||
| Dette nette, début de période | (13 110) | (10 121) | |||||||||
| Dette nette, exercice clos | (13 947 USD) | (11 396 USD) | |||||||||
| (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 propriétés, des usines et des équipements, et l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et les investissements SPM. | ||
| (3) | Inclut des prestations de départ de l'ordre de 76 millions USD et de 140 millions USD, durant les trois mois clos respectivement le 31 mars 2018 et le 31 mars 2017. | ||
| (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 Schlumberger à générer de la trésorerie. Une fois les obligations et les besoins commerciaux satisfaits, ces liquidités peuvent être utilisées afin de 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 supérieure à celui-ci. | ||
Charges et Crédits
Outre les résultats financiers déterminés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) aux États-Unis, ce communiqué relatif aux résultats du premier trimestre 2018 inclut également des mesures financières non-PCGR (telles que définies en vertu du Règlement G de la SEC). Le résultat net, hors charges et crédits, ainsi que les mesures dérivées de celui-ci (y compris le BPA dilué, hors charges et crédits ; le résultat net de Schlumberger, hors charges et crédits ; et le 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 ou supérieures à celles-ci. Ce qui suit est un rapprochement de ces mesures non-PCGR aux mesures PCGR comparables.
| (en millions, sauf montants par action) | |||||||||||||||||
| Premier trimestre 2017 | |||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Intérêts |
Net |
Dilué |
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| Chiffre d’affaires net Schlumberger (base PCGR) | 334 USD | 50 USD | 5 USD | 279 USD | 0,20 USD | ||||||||||||
| Fusion et intégration | 82 | 14 | - | 68 | 0,05 | ||||||||||||
| Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits | 416 USD | 64 USD | 5 USD | 347 USD | 0,25 USD | ||||||||||||
| Quatrième trimestre 2017 | |||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Intérêts |
Net |
Dilué |
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| Perte nette Schlumberger (base PCGR) | (2 210 USD) | 62 USD | (17 USD) | (2 255 USD) | (1,63 USD) | ||||||||||||
| Moins-values et autre : | |||||||||||||||||
| Restructuration de WesternGeco Seismic | 1 114 | 20 | - | 1 094 | 0,79 | ||||||||||||
| Dépréciation des investissements au Venezuela | 938 | - | - | 938 | 0,67 | ||||||||||||
| Réductions des effectifs | 247 | 13 | - | 234 | 0,17 | ||||||||||||
| Moins-value des données sismiques multiclients | 246 | 81 | - | 165 | 0,12 | ||||||||||||
| Autres charges de restructuration | 156 | 10 | 22 | 124 | 0,09 | ||||||||||||
| Fusion et intégration | 95 | 26 | - | 69 | 0,05 | ||||||||||||
| Provision pour pertes sur projet de construction à long terme | 245 | 22 | - | 223 | 0,16 | ||||||||||||
| Réforme fiscale américaine | - | (76) | - | 76 | 0,05 | ||||||||||||
| Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits | 831 USD | 158 USD | 5 USD | 668 USD | 0,48 USD | ||||||||||||
|
* Ne totalise pas 100 % en raison de l’arrondissement |
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Aucune charge ni aucun crédit n’a été enregistré au premier trimestre 2018. |
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Groupes Produits
| (en millions) | ||||||||||||||||||||
| Trois mois clos le | ||||||||||||||||||||
| 31 mars 2018 | 31 décembre 2017 | 31 mars 2017 | ||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires |
Résultat |
Chiffre d’affaires |
Résultat |
Chiffre d’affaires |
Résultat |
|||||||||||||||
| Caractérisation des réservoirs | 1 556 USD | 307 USD | 1 638 USD | 360 USD | 1 618 USD | 281 USD | ||||||||||||||
| Forage | 2 126 | 293 | 2 180 | 319 | 1 985 | 229 | ||||||||||||||
| Production | 2 959 | 216 | 3 079 | 315 | 2 187 | 110 | ||||||||||||||
| Cameron | 1 310 | 166 | 1 414 | 203 | 1 229 | 162 | ||||||||||||||
| Éliminations et autres | (122) | (8) | (132) | (42) | (125) | (25) | ||||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 974 | 1 155 | 757 | |||||||||||||||||
| Dépenses d’entreprise et autres | (225) | (219) | (239) | |||||||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | 25 | 25 | 24 | |||||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | (131) | (130) | (126) | |||||||||||||||||
| Charges et crédits | - | (3 041) | (82) | |||||||||||||||||
| 7 829 USD | 643 USD | 8 179 USD | (2 210 USD) | 6 894 USD | 334 USD | |||||||||||||||
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(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 2018 ? |
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| Les dépenses en capital (hors investissements SPM et multiclients) pour l’exercice 2018 devraient atteindre environ 2 milliards USD, un montant similaire aux niveaux de 2017 et 2016. | |||
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2) |
Quel a été le flux de trésorerie lié aux opérations pour le premier trimestre de 2018 ? |
||
| Le flux de trésorerie lié aux opérations pour le premier trimestre 2018 a atteint 568 millions USD, malgré l'utilisation des fonds de roulement habituellement constatée au premier trimestre. L'utilisation des fonds de roulement s'explique par les paiements annuels liés à la rémunération des employés. Les fonds de roulement ont également intégré 76 millions USD d'indemnités de licenciement au cours du premier trimestre 2018. | |||
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3) |
Qu’est-ce qui a été inclus dans la section « Intérêts et autres revenus » pour le premier trimestre 2018 ? |
||
| Les « Intérêts et autres revenus » pour le premier trimestre 2018 s’élevaient à 42 millions USD Ce montant est composé des bénéfices des investissements appliquant la méthode de mise en équivalence de 14 millions USD et des intérêts créditeurs de 28 millions USD. | |||
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4) |
Comment les intérêts créditeurs et les intérêts débiteurs ont-ils évolué au cours du premier trimestre 2018 ? |
||
| Les intérêts créditeurs de 28 millions USD ont baissé de 3 % en séquentiel. Les intérêts débiteurs de 143 millions USD sont restés essentiellement stables en séquentiel. | |||
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5) |
Quelle est la différence entre le bénéfice d’exploitation avant impôts et le bénéfice consolidé avant impôts, de Schlumberger ? |
||
| Il s’agit de postes comprenant principalement les postes d’entreprise, 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, et autres éléments hors exploitation. | |||
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6) |
Quel était le taux d’imposition effectif (TIE) pour le premier trimestre 2018 ? |
||
| Le TIE du premier trimestre 2018, calculé conformément aux PCGR, s'est élevé à 17,6 % contre -2,8 % au quatrième trimestre 2017. Le TIE, hors charges et crédits, s'est élevé à 19,0 % au quatrième trimestre 2017. Aucune charge ni aucun crédit n’ont été enregistrés au premier trimestre 2018. | |||
|
7) |
Quel est l’impact de la réforme fiscale américaine sur Schlumberger ? |
||
| La réforme fiscale américaine a considérablement modifié les lois de l’impôt sur le revenu des sociétés américaines en, notamment, réduisant le taux d’imposition des entreprises américaines à 21 % à compter de 2018, et en créant un système fiscal territorial avec un impôt obligatoire unique sur les revenus étrangers précédemment différés des filiales américaines. | |||
| Après avoir pris en compte l’impact des crédits d’impôt et des pertes fiscales, étrangers, la charge d’impôt payable découlant de l’impôt obligatoire unique sur les revenus étrangers précédemment différés, de la filiale américaine de Schlumberger ne sera pas significative. | |||
| En tant qu’entreprise non américaine, la structure d’entreprise de Schlumberger nous amène à payer principalement des impôts dans les lieux où nous menons nos activités et réalisons des bénéfices, sans avoir à encourir des niveaux d’impôts supplémentaires. Compte tenu de cette structure, l’impact principal de la réforme fiscale américaine sur Schlumberger est qu’un taux d’imposition fédéral inférieur sera appliqué sur les revenus réalisés par notre entreprise américaine. En l’absence de l’impact de la réforme fiscale américaine, notre TIE augmenterait probablement d’environ de 2 à 3 points de pourcentage en 2018 par rapport à notre TIE du quatrième trimestre 2017. Toutefois, l’impact de la réforme fiscale américaine pour 2018 devrait largement compenser cette augmentation. Par conséquent, nous nous attendons à ce que le TIE pour l’exercice 2018 soit proche de notre TIE du quatrième trimestre 2017 avant les charges et crédits. | |||
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8) |
Combien d’actions ordinaires étaient en circulation au 31 mars 2018, et comment ce nombre a-t-il évolué par rapport à la fin du trimestre précédent ? |
||
| Au 31 mars 2018, le nombre d’actions ordinaires en circulation s'élevait à 1,385 milliards. Le tableau suivant représente l'évolution du nombre d’actions en circulation du 31 décembre 2017 au 31 mars 2018. | |||
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(en millions) |
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| Actions en circulation au 31 décembre 2017 | 1 384 | ||||
| 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 |
(1 |
) |
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| Actions en circulation au 31 mars 2018 | 1 385 | ||||
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9) |
Quel était le nombre pondéré moyen d’actions en circulation au cours du premier trimestre 2018 et du quatrième trimestre 2017, 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 a atteint 1,385 milliard durant le premier trimestre 2018, et 1,385 milliard durant le quatrième trimestre 2017. | |||
| 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. |
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(en millions) |
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Premier trimestre |
Quatrième trimestre |
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| Moyenne pondérée des actions en circulation | 1 385 | 1 385 | ||||||||
| Exercice présumé des options sur actions | 2 | 1 | ||||||||
| Actions de négociation restreinte non acquises | 7 | 5 | ||||||||
| Moyenne des actions en circulation, compte tenu de la dilution | 1 394 | 1 391 | ||||||||
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10) |
Que sont les projets de gestion de la production de Schlumberger (SPM, pour Schlumberger Production Management), et comment Schlumberger comptabilise-t-elle le chiffre d’affaires issu de ces projets ? |
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| Les projets SPM se focalisent sur le développement et la cogestion de la production au nom des clients de Schlumberger, dans le cadre de contrats à long terme. Schlumberger investira ses propres services, produits, et dans certains cas, sa propre trésorerie, dans des activités et opérations de développement de gisements. Bien que dans le cadre de certains contrats, Schlumberger comptabilise le chiffre d’affaires, dans la mesure où elle perçoit une rémunération pour une partie des services ou produits fournis par la société, Schlumberger ne sera généralement pas rémunérée au moment de la prestation desdits services ou de la livraison desdits produits. En revanche, Schlumberger comptabilise le chiffre d’affaires en étant rémunérée sur la base du flux de trésorerie généré ou sur une base forfaitaire par baril. Ceci peut inclure certains contrats en vertu desquels Schlumberger est uniquement rémunérée en fonction de la production supplémentaire que la société a contribué à obtenir, selon une base de référence mutuellement convenue. | |||
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11) |
De quelle manière les produits et services de Schlumberger investis dans des projets SPM sont-ils comptabilisés ? |
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| Le chiffre d’affaires et les coûts connexes sont comptabilisés dans le groupe Schlumberger respectif, au titre des services et produits que chaque groupe fournit aux projets SPM de Schlumberger. Ce chiffre d’affaires (fondé sur une tarification sans lien de dépendance) ainsi que le bénéfice connexe sont ensuite éliminés via un ajustement intersociétés qui figure au poste « Éliminations et autres ». (Il est important de souligner que le poste « Éliminations et autres » inclut d’autres éléments qui s’ajoutent aux éliminations SPM). Le coût direct lié à la fourniture de services ou produits par Schlumberger en faveur de projets SPM est ensuite capitalisé au bilan. | |||
| Ces investissements capitalisés, sous forme aussi bien de trésorerie que de coûts directs, comme mentionné précédemment, sont portés en charges au compte de résultats dès que la production en question est achevée, et que le chiffre d’affaires s’y rapportant est comptabilisé. Cette charge d’amortissement est basée sur les unités de la méthode de production, selon laquelle chaque unité se voit attribuer une part au prorata des coûts non amortis en fonction de la production totale estimée. | |||
| Le chiffre d’affaires SPM ainsi que l’amortissement des investissements capitalisés et autres coûts d’exploitation encourus pendant la période sont répercutés dans le groupe Production. | |||
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12) |
Quel était le solde non amorti de l’investissement de Schlumberger dans des projets SPM au 31 mars 2018, et comment a-t-il évolué en termes d’investissement et d’amortissement par rapport au 31 décembre 2017 ? |
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| Le solde non amorti de l’investissement de Schlumberger dans des projets SPM s’élevait approximativement à 4,1 milliards USD au 31 mars 2018, ainsi qu’au 31 décembre 2017. Ces montants sont inclus dans Autres actifs, dans le bilan consolidé condensé de Schlumberger. La variation du solde non amorti de l’investissement de Schlumberger dans des projets SPM a été la suivante : |
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(en millions) |
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| Solde au 31 décembre 2017 | 4 065 USD | |||
| Investissements SPM | 240 | |||
| Amortissement de l’investissement SPM |
(140) |
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| Traduction & autres |
(53) |
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| Solde au 31 mars 2018 | 4 112 USD | |||
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13) |
Quel était le montant des ventes multiclients WesternGeco au premier trimestre 2018 ? |
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| Les ventes multiclients, frais de transfert compris, ont atteint 119 millions USD au premier trimestre 2018 et 166 millions USD au quatrième trimestre 2017. | |||
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14) |
Quel était le carnet de commandes de WesternGeco à la fin du premier trimestre 2018 ? |
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| Le carnet de commandes de WesternGeco, qui repose sur les contrats signés avec les clients, s'est élevé à 358 millions USD à la fin du premier trimestre 2018. Il s'élevait à 399 millions USD à la fin du quatrième trimestre 2017. | |||
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15) |
Quels étaient les commandes et l’arriéré des segments OneSubsea et Systèmes de forage, du groupe Cameron ? |
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| Les commandes et l’arriéré des segments OneSubsea et Systèmes de forage étaient les suivants : |
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(en millions) |
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| Commandes |
Premier trimestre |
Quatrième trimestre |
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| OneSubsea | 329 USD | 282 USD | |||||||
| Systèmes de forage | 218 USD |
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150 USD | ||||||
| Arriéré (en fin de période) | |||||||||
| OneSubsea | 2 002 USD | 2 060 USD | |||||||
| Systèmes de forage | 377 USD |
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408 USD | ||||||
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 30,44 milliards USD en 2017. Pour de plus amples 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 avril 2018. La conférence téléphonique débutera à 8 h 30, heure de l’Est des États-Unis. 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 la « Schlumberger Earnings Conference Call ». À la fin de la conférence, une rediffusion audio sera disponible jusqu’au 20 mai 2018 en composant le +1 (800) 475-6701 en Amérique du Nord, ou le +1 (320) 365-3844 en dehors de l’Amérique du Nord, en indiquant le code d’accès 444396.
La conférence téléphonique sera diffusée simultanément sur le Web à l’adresse www.slb.com/irwebcast en mode audio uniquement. Une rediffusion de la transmission Web sera également disponible sur le même site Web jusqu'au 31 mai 2018.
Le présent communiqué sur les résultats du premier trimestre 2018, 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 spécifiés 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 effets de la réforme fiscale américaine ; notre taux d’imposition effectif ; le succès des projets SPM, 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 les niveaux 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 modifications, retards ou annulations opérationnels ; les déclins de production ; les changements au niveau des réglementations gouvernementales et des exigences réglementaires, notamment 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 retenir les employés clés ; ainsi que d’autres risques et incertitudes détaillés dans le présent communiqué sur les résultats du premier trimestre 2018 et 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.
Le texte du communiqué issu d’une traduction ne doit d’aucune manière être considéré comme officiel. La seule version du communiqué qui fasse foi est celle du communiqué dans sa langue d’origine. La traduction devra toujours être confrontée au texte source, qui fera jurisprudence.
