Schlumberger annonce ses résultats pour le deuxième trimestre 2016

Schlumberger annonce ses résultats pour le deuxième trimestre 2016

• En séquentiel, le chiffre d’affaires a augmenté de 7,2 milliards USD, soit une hausse de 10 %
  • L'acquisition de Cameron a contribué à un revenu de 1,5 milliards USD
• BPA :
  • Perte selon les PCGR par action de 1,56 USD
  • Hors charges et crédits, le BPA a été de 0,23 USD
  • Les provisions pour dépréciation sur les actifs, les réductions d’effectifs et les charges liées à la fusion et à l’intégration ont totalisé 1,79 USD par action
• Flux de trésorerie :
  • Capacité d'autofinancement de 1,6 milliards USD
  • Flux de trésorerie disponible de 0,9 milliards USD
• Le dividende trimestriel en espèces de 0,50 USD par action a été approuvé

(21 JUILLET, 2016)--Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a annoncé aujourd'hui ses résultats pour le deuxième trimestre 2016.

Le PDG de Schlumberger, Paal Kibsgaard a commenté en ces termes : « Au cours du deuxième trimestre, les conditions du marché se sont dégradées davantage dans la plupart de nos opérations mondiales, mais malgré les obstacles, il semblerait que nous ayons atteint le creux de la vague. Alors que nous continuons à naviguer entre les écueils d’une conjoncture économique difficile, nous avons une fois de plus obtenu un bénéfice d'exploitation avant impôts, une marge d'exploitation et un flux de trésorerie disponible solides. Ces performances ont été réalisées grâce à nos solides capacités d'exécution et dans certains cas, aux dépens des recettes, et nous avons maintenant commencé à nous recentrer sur le recouvrement de nos concessions tarifaires et l'écrémage de notre portefeuille de contrats.

« Nos recettes du second trimestre ont augmenté de 10 % en séquentiel, reflétant un trimestre entier d'activités liées à l'acquisition des entreprises Cameron contribuant à des recettes de 1,5 milliard USD. Sur une base pro forma, les recettes ont diminué de 12 % en séquentiel avec une chute de l'Amérique du Nord de 20 % attribuable à la débâcle du printemps au Canada et à une baisse de 25 % du nombre d'appareils de forage dans la partie terrestre des États-Unis, tandis que les recettes internationales ont diminué de 9 % en raison d'une baisse des activités, de la pression continue sur les prix et d'une diminution de nos opérations au Venezuela. Toutefois, notre empreinte géographique étendue et notre vaste portefeuille technologique ont continué à offrir des avantages uniques qui ont permis d'atténuer ces effets.

« Au sein des segments, le chiffres d’affaires du Groupe Caractérisation des réservoirs et du Groupe Production ont respectivement reculé au deuxième trimestre de 9 % et 11 % en séquentiel, en raison d'une baisse continue de la demande d'exploration en produits et services d'exploration et liés au développement, les budgets E&P ayant été davantage réduits. Les recettes du Groupe Forage ont diminué de 18 % sous l'effet de la baisse rapide du nombre d'appareils de forage, en particulier en Amérique du Nord et Amérique latine. Les recettes du Groupe Cameron ont diminué de 6 % en séquentiel sur une forme pro forma en raison d'une réduction du carnet de commandes et d'un ralentissement continu des activités sur le territoire des États-Unis ayant affecté les activités à cycle court.

« Les marges d'exploitation avant impôts se sont maintenues au-dessus de 10 % suite à une chute séquentielle de 340 points de base en raison d'une diminution des activités, de turbulences des prix, d'une composition défavorable des activités et de la réduction considérable de nos opérations au Venezuela. La marge d'exploitation décrémentielle séquentielle sur une forme pro forma s'est limitée à 38 % résultant d'une gestion solide des coûts et des ressources, tandis que nous poursuivions nos capacités à long terme. La baisse des marges a été la plus importante dans le Groupe Forage, où la marge a chuté de 649 points de base pour atteindre 8 %. En séquentiel, la marge d'exploitation avant impôts du Groupe Production a chuté de 459 points de base pour atteindre 4 %, le Groupe Caractérisation de réservoirs a diminué de 228 points de base pour atteindre 17 % et le Groupe Cameron a affiché une marge de 16 %. Le bénéfice dilué par action de 0,23 %, hors charges et crédits, a connu une baisse de 43 % en séquentiel.

« Suite à la faiblesse des activités qui persistera tout au long de 2016 ainsi que prévu, nous avons ajusté de manière considérable notre base des coûts et des ressources, avec notamment la mise à pied de plus de 16 000 employés au cours de la première moitié de 2016 et une rationalisation plus importante de notre base d'actifs, de nos infrastructures et de nos frais. Cela a entraîné des frais de restructuration de 646 millions USD au deuxième trimestre pour la réduction de nos effectifs ainsi qu'une dépréciation de l'écart d'acquisition hors caisse de 1,9 milliard USD pour immobilisations corporelles, stocks et données sismiques multiclients. Nous avons également reconnu 335 millions USD en frais de fusion et d'intégration relatifs à l'acquisition de Cameron.

« Suite au ralentissement économique, nous avons reporté notre attention de la gestion des marges décrémentielles au renforcement des parts de marché où nous avons constaté une augmentation considérable de la réussite de nos contrats. Alors que les prix du pétrole ont presque doublé par rapport à leurs niveaux planchers de janvier 2016, nous reportons désormais notre attention sur le recouvrement des concessions tarifaires temporaires réalisées et sur la renégociation des contrats présentant des promesses limitées de viabilité financière à long terme.

« Dans le même temps, les effets des réductions constatés au niveau des dépenses en E&P sont désormais clairement visibles dans la chute de la production de pétrole, et alors que la demande demeure solide, nous nous engageons rapidement vers un fossé de plus en plus négatif entre l'offre et la demande mondiale en pétrole. Cela nécessitera une grande capacité à inverser la tendance, et sans une reprise des prix, l'industrie des services devra se montrer à la hauteur.

« Alors que nous traversions ce ralentissement, nous avons effectué une série d'actions qui nous positionnent favorablement vers un redressement inévitable du marché. Notre bilan financier demeure solide malgré les investissements que nous avons réalisés dans notre entreprise et les liquidités que nous avons retournées à nos actionnaires. Nous avons développé notre portefeuille technologique, non seulement par l'acquisition principale de Cameron International, mais également par une série d'acquisitions plus petites permettant le développement de nouvelles technologies de production et de forage qui réduiront davantage le coût par baril. Et nous avons exploité les opportunités de transformation permettant de créer un avantage concurrentiel significatif et d'améliorer constamment notre performance intrinsèque.

« Quelle que soit la forme que prendra le redressement, le tarif des services doit augmenter tout en respectant le besoin des opérateurs de contrôler leurs coûts dans un contexte de prix du pétrole probables à moyen et à long terme. Cela offre une occasion de partager la valeur supplémentaire créée communément par la collaboration et l'intégration. Par conséquent, nous continuerons à développer la manière dont nous opérons en tant que société ainsi que la nature du travail que nous accomplissons, en s’assurant que nous demeurons à la pointe d'une industrie qui nécessite de plus en plus de changements fondamentaux. »

Autres événements

Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 0,4 millions de ses actions ordinaires à un prix moyen par action de 72,77 USD, pour un prix d'achat total de 31 millions USD.

Le 1er avril 2016, Schlumberger a finalisé sa fusion avec Cameron International Corporation (Cameron). La transaction combine deux portefeuilles de technologies complémentaires dans une offre de produits et de services allant du forage au pipeline. La fusion crée une croissance axée sur les technologies, grâce à l’intégration de l'expertise en réservoirs et en puits de Schlumberger, avec la technologie Cameron en équipement de tête de puits et de surface, en contrôle des flux et en traitement. Cette combinaison se traduira par les premiers systèmes complets de forage et de production de l’industrie, rendus possibles par l’expertise de Schlumberger en instrumentation, en traitement des données, en logiciels de contrôle et en intégration des systèmes.

Le 1er juin 2016, Schlumberger a annoncé l'acquisition de Saltel Industries, une société de services, fabrication et ingénierie offrant des zones extensibles et des garnitures en acier à l'industrie du gaz et du pétrole. Ces technologies seront intégrées au sein des produits et des services du Groupe Production.

Le 2 juin 2016, Schlumberger a annoncé l'acquisition d'Omron Oilfield and Marine, Inc. (Omron Oilfield). Omron Oilfield conçoit, fabrique, vend et fournit des services de pièces détachées pour les systèmes de contrôle et d'entraînement automatisé, de centrales et cabines des foreurs. La Société prévoit que cette acquisition permettra d'accélérer un certain nombre de projets de production et de construction de puits Schlumberger, notamment les conceptions de forage terrestre futures.

Le 23 juin 2016, Schlumberger a clôturé l'acquisition des unités de tubage spiralé et de forage de tubage spiralé de Xtreme Drilling et Coil Services Corp. (Xtreme). Xtreme utilise des unités de forage de tubage spiralé en Arabie Saoudite.

Le 20 juillet 2016, 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 14 octobre 2016 aux actionnaires inscrits à la date du 7 septembre 2016.

Revenus géographiques

Le chiffre d'affaires du deuxième trimestre de 7,2 milliards USD a augmenté de 10 % en séquentiel avec le chiffre d'affaires de la Zone Internationale et celui de l'Amérique du Nord ayant augmenté respectivement de 19 et 8 %. Cela a inclus un trimestre entier d'activités des entreprises Cameron acquises, ce qui a contribué à la réalisation d'un chiffre d'affaires de 0,6 milliard USD en Amérique du Nord et de 1,0 milliard USD à l'international.

Amérique du Nord

Le chiffre d'affaires pro forma de l'Amérique du Nord a diminué de 20 % en séquentiel à la suite de la débâcle du printemps au Canada et de la baisse de 25 % du nombre d'appareils de forage dans la partie terrestre des États-Unis. Le chiffre d'affaires foncier a chuté de 22 % en réponse à la baisse de l'activité des Groupes Forage et Cameron, associée à la pression continue sur la fixation des prix dans le Groupe Production. Alors que le nombre des intervalles de fracturation et des flottes actives de pompage sous pression a augmenté de plus de 15 % en séquentiel, un mélange défavorable de technologies et de contrats, associé à la pression sur la fixation des prix, a plus que compensé l'augmentation du volume. Le chiffre d'affaires de l'activité offshore en Amérique du Nord a diminué de 17 %, en raison d'une chute de l'activité du Groupe Forage, bien que cela ait été en partie compensé par une augmentation des frais de licences sismiques multiclients WesternGeco.

Zones Internationales

Le chiffre d'affaires pro forma de Zones Internationales a baissé de 9 % en séquentiel en raison des réductions budgétaires des clients, de la pression continue sur les prix, des perturbations au niveau des activités et de la réduction des opérations au Venezuela.

Le chiffre d'affaires pro forma dans la Zone Amérique latine a baissé de 26 % en séquentiel, en raison principalement de la diminution des opérations au Venezuela. L'activité dans le reste de la Zone a continué à baisser, en particulier sur les marchés géographiques du Brésil, de l'Amérique centrale et du Mexique, alors que le nombre des forages offshore et terrestres ont chuté en raison des contraintes budgétaires des clients. En outre, le travail de projet intégré a diminué au Mexique, tandis que les campagnes se terminaient et que les appareils de forage étaient démobilisés. Le Groupe Forage a constaté la baisse la plus importante dans la Zone, alors que la chute du chiffre d'affaires du Groupe Production a été en partie compensée par des opérations solides de Schlumberger Production Management (SPM).

Le chiffre d'affaires pro forma de la Zone Europe/CEI/Afrique a baissé de 7 % en séquentiel sur les marchés géographiques du Nigéria et Golfe de Guinée, d'Afrique centrale et de l'ouest et de l'Angola où le nombre d'appareils de forage a décliné et que les projets se sont terminés. Le chiffre d'affaires des marchés géographiques de Norvège et Danemark a baissé en raison d'arrêts de maintenance saisonniers. Toutefois, le chiffre d'affaires de l'Asie centrale et de la Russie a augmenté, l'activité s'étant redressée après le ralentissement hivernal et le rouble russe s'étant renforcé.

Le chiffre d'affaires pro forma de la ZoneMoyen-Orient et Asie a chuté de 2 % en séquentiel. La raison principale est liée à une baisse de l'activité sur le marché géographique de l'Australie et Papouasie-Nouvelle-Guinée et de la région Asie-Pacifique, et également aux réductions budgétaires des clients et des complétions des projets, le Groupe Forage ayant été le plus affecté par ce déclin. Toutefois, le chiffre d'affaires du marché géographique de la Chine a augmenté suite à une activité plus importante du Groupe Cameron. Le chiffre d'affaires des marchés géographiques du Moyen-Orient a été essentiellement stable, l'augmentation de l'activité pour les Groupes Caractérisation des réservoirs et Production ayant été compensée par les concessions de fixation des prix.

Le chiffre d'affaires du Groupe Caractérisation des réservoirs s'est élevé à 1,6 milliard USD, 80 % de ce chiffre provenant d'opérations internationales. Le chiffre d'affaires a reculé de 9 % en séquentiel, principalement en raison de la réduction des opérations au Venezuela et des annulations de projets ayant affecté l'activité Wireline à l'échelle internationale. Les ventes de logiciel Solutions logicielles intégrées (Software Integrated Solutions, SIS) et le chiffre d'affaires des Services de tests ont chuté également, en particulier en Amérique latine. Ces baisses ont été en partie compensées par les ventes de licences sismiques multiclients plus importantes dans le Golfe du Mexique et les frais de transfert sur le marché géographique brésilien et dans la Zone Europe/CEI/Afrique.

Les marges d'exploitation avant impôts de 17 % ont chuté pour atteindre 228 points de base (pdb) en séquentiel en raison d'une diminution des activités à forte marge de Services de tests et de Câbles métalliques, en particulier en Amérique latine. Toutefois, ces effets ont été en partie compensés par l'amélioration de la rentabilité de WesternGeco en raison d'un renforcement des ventes des licences sismiques multiclients et des frais de transfert, bien que les marges décrémentielles aient augmenté tandis que le Groupe maintenait ses capacités à plus long terme et son expertise pétrotechnique.

La performance du Groupe Caractérisation des réservoirs a été stimulée par un certain nombre de gains issus des avantages des services intégrés, des déploiements technologiques, des initiatives de transformation et des nouvelles attributions de contrats au cours du trimestre.

Au large de la Norvège, Gestion des services intégrés (Integrated Services Management, ISM) a utilisé une combinaison de technologies de complétion et de forage pour OMV Norge afin de forer un puits d'évaluation horizontal dans la mer de Barents. La technologie de cartographie en cours de forage de réservoirs GeoSphere* de Forage et Mesures a permis un placement optimal des puits dans le réservoir en utilisant des mesures profondes électromagnétiques directionnelles. L'efficacité de forage a été améliorée à l'aide du système orientable rotatif endurci PowerDrive Xceed* et la technologie à diamant conique Stinger*, tandis que les services d'analystes de forage Geoservices ont permis l'intégration de mesures en fond de trou et en surface pour optimiser le processus de forage, atténuer les risques et réduire le temps d'improductivité. Le lubrifiant M-I SWACO STARGLIDE* a permis d'améliorer la réduction des frictions alors que le système de traitement des eaux de décantation offshore ENVIROUNIT* a permis le respect des règlementations environnementales. En outre, le système de perforation acheminé par tubage Testing Services OrientXact* a permis de diminuer les dommages occasionnés par la perforation en offrant de la stabilité pendant les chutes de pression et les appauvrissements. Ainsi, le client a profité d'une section de 461 mètres du puits offrant un débit supérieur avec chute de pression minimale.

Au large du Canada, Schlumberger a achevé la première phase d'un contrat ISM pour Statoil dans les eaux profondes du bassin de Flemish Pass. La phase comprenait neuf puits d'évaluation et d'exploration avec un total de 24 000 mètres forés au cours des 19 mois, et aucun incident environnemental, de sécurité ou de santé n'a eu lieu au cours des 12 000 heures d'exploitation. L'intégration et la coordination d'une gamme de technologies Schlumberger ont amélioré l'efficacité du forage, garanti l'intégrité du puits principal, optimisé le placement du puits et joué un rôle significatif dans les deux découvertes effectuées par Statoil au cours de la campagne. L'un des puits a établi un taux net de record de pénétration de 190,1 m/h alors qu'un autre puits foré dans une profondeur d'eau de 2 829 m s'est avéré le plus profond au large du Canada et pour Statoil au niveau international. Le client a profité d'ISM en complétant le projet à la date prévue, malgré les enjeux liés aux conditions climatiques, et a inclus plusieurs des 33 sections à trous parmi les meilleures performances de forage au monde.

Aux Émirats arabes unis, les services de tests ont déployé la télémétrie sans fil Muzic* pour Al Hosn Gas au cours des opérations d'essais d'évaluation dans un champ non développé. Cinq tests de puits de fond ont été effectués en vue d'évaluer les puits de gaz présentant un contenu en H2S élevé. La conception souple de la technologie du système d'essais de réservoirs de fond de puits Quartet* a éliminé le besoin de procéder à plusieurs passages de forage, tandis que la transmission sans fil et le contrôle de la pression de fond de trou ont facilité l'analyse transitoire en temps réel en vue d'optimiser la prise de décisions et d'offrir des informations cruciales pour déterminer les propriétés des réservoirs. En outre, les informations des jauges à quartz Signature* ont permis d'évaluer la performance des puits pendant les opérations de stimulation et de soutenir les décisions en termes d'échantillonnage de surface et de fond de puits.

Dans le Golfe du Mexique, Wireline a présenté le système de perforation de diagraphie électrique à forte traction MaxPull30* permettant de compléter cinq descentes d'outils d'enregistrement sous la tension continue maximale de 20 900 lb dans un puits en eaux profondes. Au cours d'une de ces descentes, la technologie MaxPull30 a résisté à une tension de 29 300 lb pour libérer les outils du mur du puits de forage, ce qui a permis d'éviter une pêche de quatre jours qui aurait coûté au client 3,1 millions USD en temps de forage. La tension continue maximale et la tension instantanée unique permettant de libérer les outils représentent les tensions les plus élevées enregistrées. Dans le même puits, le service de carottage latéral rotatif à grand volume XL-Rock* a permis de retirer avec succès 91 des 109 essais de carottes.

En Chine, la technologie de diagraphie de production de puits Flow Scanner* de Câbles a été utilisée pour la société de services techniques de JHOSC Sinopec dans le projet de gaz de schiste Fuling pour évaluer les opérations à plusieurs intervalles de fracturation hydraulique dans un environnement de puits principal difficile. Les enjeux du transport ont été surmontés en utilisant la technologie de service de diagraphie de production en temps réel ACTive PS* CT de Service de Puits qui associe la télémétrie à fibres optiques en temps réel à des outils de pointe de diagraphie de production par câbles afin de fournir une efficacité opérationnelle, une production améliorée et une réduction de l'impact environnemental. Le client a bénéficié de données précises permettant d'identifier des taux faibles de production de gaz dans une campagne portant sur 30 puits.

Le programme de transformation Schlumberger a permis à WesternGeco d'améliorer sa fiabilité opérationnelle marine mondiale par le biais d'améliorations de l'intégrité de ses opérations. Depuis 2013, le calendrier non productif a diminué de 62 % via l'optimisation de l'exécution, de la planification et de la conception des travaux. Une amélioration de 68 % a joué un rôle crucial dans la fiabilité des sources marines pendant la même période en mettant en place une maintenance axée sur la fiabilité (reliability centered maintenance, RCM) et une observation procédurale des instructions de travail standards (standard work instructions, SWI). Par le biais du développement des SWI et du déploiement du système de gestion des compétences, WesternGeco cible une utilisation améliorée de sa flotte de navires.

En Amérique du Nord, EP Energy Corp a octroyé à SIS le premier simulateur de réservoirs de haute résolution INTERSECT* dans le contrat sur le nuage. Le contrat fait partie du flux de travail Modèle à Conception d'EP Energy permettant de numériser le processus d'achèvement pour optimiser les opérations. En outre, EP Energy a investi dans quatre licences supplémentaires pour la conception de stimulation Mangrove* dans la plateforme logicielle E&P Petrel*.

Au Royaume-Uni, Total E&P UK a octroyé à WesternGeco un contrat pour un levé 4D dans le champ Elgin-Franklin de la Mer du nord à l'aide de la technologie sismique isométrique marine IsoMetrix*. Ce projet complexe, qui s'étend sur 250 km2, est le premier levé de surveillance 4D commercial IsoMetrix au monde, et il nécessite des opérations simultanées faisant intervenir des obstructions par en dessous d'un second navire afin de garantir une imagerie supérieure dans le champ hautement congestionné. Le levé surveillera les changements du réservoir survenus depuis le levé précédent WesternGeco de 2012.

Le chiffre d'affaires du Groupe Forage de 2,0 milliards USD, desquels 81 % provenaient des marchés internationaux, a baissé de 18 % en séquentiel. La raison principale est liée à la baisse marquée de l'activité de forage associée au dégel printanier au Canada, à une diminution du nombre d'appareils de forage terrestre aux États-Unis et en Amérique latine, et à une réduction des opérations au Venezuela. En outre, la pression continue et persistante sur les prix a affecté de manière négative le Groupe Forage et Mesures ainsi que les résultats M-I SWACO dans toutes les Zones.

La marge d'exploitation avant impôts de 8 % a chuté de 649 bps en séquentiel pour atteindre des décrémentiels plus élevés alors que le chiffre d'affaires a baissé en raison de la faiblesse des prix. Cet effet a été exacerbé par une diminution du nombre des appareils de forage en Amérique du Nord et la diminution des opérations hautement relutives au Venezuela.

Une combinaison d'attributions de contrats, de gains issus du programme de transformation, d'avantages des services intégrés et de nouveaux déploiements technologiques a contribué à la performance du Groupe Forage au deuxième trimestre.

En Norvège, Centrica E&P Norway a octroyé à Schlumberger un accord-cadre de services de forage intégrés portant sur quatre ans pour toutes les activités de forage exploitées par Centrica sur le plateau continental norvégien. Intégrant tous les services dans un accord unique, le cadre se base sur l'intention de l'opérateur et du fournisseur de services de collaborer plus étroitement. Le modèle du contrat, basé essentiellement sur les performances, inclut de solides mesures incitatives pour optimiser l'efficacité du forage et représente une solution avantageuse pour Centrica, ses partenaires et Schlumberger.

Au large du Brésil, Schlumberger a déployé pour Petrobras la technologie à diamant conique Stinger* sur un trépan Smith adapté, afin de forer l'intervalle d'un puits pré-salifère de 12 ¼ pouces dans le champ Lula. La technologie Stinger a permis de réaliser un taux de pénétration de 4,37 m/h, supérieur à la meilleure moyenne sur un puits de refoulement de 22 %, économisant 22 heures, et de forer la section de 441 m en un seul passage, soit 42 % plus rapidement que la moyenne, économisant ainsi 41 heures supplémentaires. Cette performance a permis à Petrobras de réaliser une nouvelle référence en termes de performance au niveau du coût par mètre pour les sections de puits de 12 ¼ pouces du champ Lula.

Sur le territoire des États-Unis, le Groupe Divers et Outils de Forage a utilisé la technologie de découpeuses PDC rotatives (trépan compact en diamant cristallin) ONYX 360* pour établir un nouveau record pour Unit Petroleum dans la formation non classique Granite Wash. La technologie ONYX 360 a augmenté la durabilité des trépans et la surface forée, alors que toute l’arête en diamant a été utilisée pour forer les formations en lui imprimant une rotation de 360°. Cela a permis au client de forer le puits latéral le plus long et le plus rapide de la formation en dépassant le record précédent de 62 % de longueur latérale et de 27 % de taux de pénétration.

En Équateur, Schlumberger a utilisé une combinaison de technologies de forage et de complétions pour forer deux puits pour ENAP-SIPEC dans le champ Inchi. Les systèmes orientables rotatifs PowerDrive* du Groupe Forage et Mesures et la technologie de l'élément en diamant conique StingBlade* ont fourni une efficacité de forage grâce au soutien à distance d'experts travaillant pour le Drilling Technology Integration Center. La technologie d’ancrage par pistolet à dégagement automatique (MAXR) associée aux charges creuses de pénétration et de perforation profondes Wireline PowerJet* et le système de perforations propres PURE* ont optimisé la pénétration et minimisé les dommages aux réservoirs. Le client a ainsi obtenu une augmentation de 278 % au niveau de la production combinée des puits. En outre, l'un des puits a été foré avec un jour et demi d'avance et le second puits avec quatre jours d'avance, réduisant les coûts de forage d'environ 1,5 millions USD.

En Russie, Divers et Outils de Forage a présenté à GazpromNeft la technologie de trépan en diamant cannelé AxeBlade* pour forer des puits dans les champs de condensat de gaz et de pétrole de Tsarichanskoye et Filatovskoye de la région d'Orenbourg. La technologie de forage AxeBlade dispose d'une géométrie en forme cannelée associant l'action de cisaillement d'une trancheuse PDC traditionnelle à l'action de broyage d'une trancheuse de carbure de tungstène. Dans l'une des sections du puits, la technologie AxeBlade a amélioré le taux de pénétration de 45 % comparé aux meilleurs puits forés à l'aide d'un trépan de forage PDC traditionnel. De plus, le client a économisé du temps de forage en complétant la section en trois passages au lieu des cinq passages habituels.

En Chine, Forage et Mesures a utilisé le système rotatif orientable PowerDrive Orbit* pour CNOOC afin de faire face à des conditions de forage difficiles et d'économiser du temps de forage dans une section de puits de 12 ¼ pouces dans le bassin de Huangyan. La technologie PowerDrive Orbit a permis de forer 2 498 m en un seul passage, ce qui représente désormais le record du plus long métrage de passage unique pour cette technologie dans une section de puits de 12 ¼ pouces, et a également établi une référence pour la région. Le client a ainsi évité un passage supplémentaire, économisant 140 000 USD et 28 heures de temps de forage.

Au large de l'Azerbaïdjan, Divers et Outils de Forage a utilisé une combinaison de technologie pour permettre à PB Azerbaidjan de dépasser les difficultés de forage rencontrées dans le champ Chirag en mer Caspienne. L'alésoir à extension hydraulique Rhino XS* et l'outil de circulation M-I SWACO WELL COMMANDER ont permis d'effectuer des opérations complexes de conditionnement de boues et de nettoyage de puits. L'alésoir Rhino XS dispose d'un composant à une seule pièce permettant d'obtenir une capacité de traction et de couple de rotation plus élevée, tandis que les outils WELL COMMANDER permettent aux opérateurs de favoriser la circulation pour éliminer les découpes aux points stratégiques de la chaîne de forage. Suite à cela, le client a gagné 48 heures de temps de forage sur une plateforme offshore.

Au Gabon, Forage et Mesures a utilisé le système rotatif dirigeable PowerDrive Archer* à taux de remontée élevé pour permettre à Shell de forer trois puits dans le champ Rabi. Ces puits à rayon court et moyen ont été forés en un seul passage de la fenêtre de déviation jusqu'au bout du drain horizontal. Le client a bénéficié d'une réduction des coûts et chaque puits a été livré deux à six jours à l'avance. En outre, le repositionnement des drains dans le réservoir a permis une augmentation de 20 % de la production.

En Russie, le programme de transformation Schlumberger a stimulé des augmentations de productivité humaine par le biais des opérations à distance. Forage et Mesures a mis en place un système automatisé de notification permettant d'identifier les projets d'opérations à distance et de gérer de manière plus efficace la taille des effectifs via un portail de forage. Depuis la mise en place du système, l'utilisation des opérations à distance a permis d'accroître d'environ 50 % le nombre des projets au deuxième trimestre 2015 et de 75 % le nombre des projets au premier trimestre 2016. En outre, la taille des effectifs sur site a diminué de 6 % en 2015 comparé à 2014, ce qui a réduit l'exposition aux risques de sécurité et d'environnement tout en maintenant un niveau élevé de qualité des services.

En Norvège, Det norske oljeselskap ASA (Det norske) a octroyé à M-I SWACO un contrat de quatre ans pour fournir des produits de spécialités chimiques et des services associés pour les développements d'Alvheim ainsi que pour les nouveaux développements offshore d'Ivar Aasen. Un soutien technique sera fourni à toutes les opérations offshores de la société de la base de Trondheim et du centre des opérations à distance de Stavanger.

Le chiffre d'affaires du Groupe Production s'élevant à 2,1 milliards USD a diminué de 11 % en séquentiel avec plus de la moitié de la réduction du chiffre d'affaires attribuable au déclin en Amérique du Nord résultant du dégel printanier au Canada et de la pression accrue sur les prix. Alors que le décompte des intervalles de fracturation et des flottes actives de pompage sous pression a augmenté de plus de 15 % en séquentiel, un mélange défavorable de chiffres d'affaires et de la pression sur la fixation des prix a plus que compensé l'augmentation du volume d'activité. La contribution de l'Amérique du Nord au chiffre d'affaires du Groupe de ce trimestre a diminué à 25 %.

La marge d'exploitation avant impôts de 4 % a diminué de 459 points de base en séquentiel, principalement en raison d'une réduction de l'activité et d'une augmentation de la faiblesse des prix dans les services de pompage sous pression sur le territoire nord-américain. La marge d'exploitation décrémentielle séquentielle s'est développée suite à la décision de maintenir la capacité d'exploitation sur certains sites pour défendre la part de marché malgré une diminution des activités. Les projets solides de Schlumberger Production Management, pour lesquels la production mondiale cogérée atteint désormais environ 250 000 bbl/j, ont continué à augmenter les marges relutives du Groupe.

Les résultats du Groupe Production ont bénéficié de nouveaux déploiements technologiques et d'initiatives de programmes de transformation au cours du trimestre.

Au Koweït, Services de Puits a utilisé la technique de fracture hydraulique de canal d'écoulement HiWAY* dans six puits dans un réservoir de grès avec un contenu élevé de limon et de schiste dans la partie sud-est du pays. La technologie HiWAY a augmenté la conductivité tout en réduisant la consommation d'eau et de soutènement, ce qui s'est traduit par une empreinte opérationnelle plus faible ainsi qu'une simplification de la logistique. Bien que les six puits aient été traités avec des systèmes de stimulation traditionnels qui n'ont pas induit la production après le traitement, la technologie HiWAY a permis au client d'atteindre des taux de débit de production trois fois plus élevés que les attentes initiales.

À Oman, Finitions a déployé pour PDO la première technologie de détection distribuée de température (distributed temperature sensing, DTS) à fibre optique après tubage dans le champ Marmul. Faisant partie de la récupération assistée du pétrole utilisant un processus de flux polymères, le champ Marmul a bénéficié de la combinaison de la technologie DTS et de la technologie de détection distribuée acoustique, qui fournit des mesures en profondeur utilisées dans l'analyse des profils de production et d'injection pour la conformité de la circulation polymère.

Au large du Brésil, Services de Puits a utilisé la technologie de tubage spiralé par conditionneur gonflable CoilFLATE* pour Petrobras pendant une campagne de bouchage et d'abandon dans le bassin de Campos. La technologie CoilFLATE est conçue pour maintenir le packer en place, offrant un sceau haute pression fiable à des taux d'inflation élevés, capable de supporter tous les environnements chimiques et des températures pouvant aller jusqu'à 375 degrés Fahrenheit. En outre, la mesure de température distribuée ACTive DTS* a permis l'acquisition de données en fond de puits en temps réel qui ont permis de détecter une fuite et d'éviter ultérieurement trois journées de forage de travaux de réparation pour compléter avec succès l'opération.

Au Brésil, Services de Puits a utilisé le service d'intégrité de puits en temps réel Invizion RT* dans un puits pour Repsol Sinopec Brasil dans le bassin en eau ultra-profonde de Campos. La technologie Invizion RT a amélioré les opérations de cimentation dans la section du puits intermédiaire en offrant une surveillance, un contrôle et une évaluation du placement du ciment en temps réel. La capacité à éliminer un projet de haut niveau inutile et à confimer le niveau supérieur de l'isolation a économisé au client plus de 12 heures de temps de forage.

Au large de l'Angola, Services de Puits a utilisé une combinaison de technologies pour Total Exploration & Production dans le projet Kaombo. Les puits en eaux profondes présentent des difficultés pour isoler des zones intermédiaires contenant de l'eau et des hydrocarbures des différentiels réduits de pression interstitielle et des gradients de fracturation. La technologie de circulation perdue Losseal Microfracture* associée à la gamme de matériaux d'écartement MUDPUSH* ont fourni un dévasement optimal et économisé du temps de forage au cours des opérations de cimentation.

Sur le territoire américain, Services de Puits a utilisé un coulis de ciment léger LiteCRETE* pour isoler le tubage de production nouvellement conçu d'un client avec du ciment dans un puits du comté de Lea au Nouveau-Mexique. La technologie LiteCRETE offre une perméabilité et une force de compression exceptionnelles une fois le ciment sec, et fournit une excellente qualité de perforation sans réduire l'intégrité du ciment. En éliminant une colonne de tubage de ce que l'on appelle habituellement une approche à trois colonnes, le client a économisé environ 500 000 USD.

En Amérique du Nord, le programme de transformation Schlumberger a apporté des améliorations au niveau de la fiabilité et de l'offre de services pour les opérations de Services de Puits. La mise en place de la maintenance axée sur la fiabilité (reliability centered maintenance, RCM) pour les pompes de fracture hydraulique et les blenders, associée à un programme de formation du personnel, ont permis d'économiser environ 9 millions USD sur une période de neuf mois et de réduire également de 64 % la durée non productive relative aux blenders. L'utilisation de l'analyse prédictive a permis aux centres de soutien régionaux de prévoir les problèmes relatifs aux éléments de pompes de fracturation depuis septembre 2015, ce qui allié aux autres mesures, a économisé presque 8 millions USD de matériaux et fournitures. En outre, l'application de l'analyse prédictive aux données sur le terrain à partir de 2014 a permis le développement du Pump Asset Care Program utilisant la RCM et, une fois que ce programme sera entièrement mis en œuvre, nous prévoyons une augmentation de 8 % de la disponibilité des actifs et des économies d'un montant cumulé total de 30 millions USD sur une période de trois ans.

Le Groupe Cameron a rapporté un chiffre d'affaires de 1,5 milliards USD et une marge d'exploitation avant impôts de 16 %. Le chiffre d'affaires, dont 62 % provient des marchés internationaux, a été affecté par une réduction du carnet de commandes ainsi que par un ralentissement des activités sur le territoire américain, ayant impacté principalement les activités à cycle court des gammes de produits de Surfaces et de Vannes et Mesures.

La marge d'exploitation avant impôts de 16 % a progressé en séquentiel sur une base pro forma malgré le ralentissement économique. Cette progression a été favorisée par une forte performance au niveau de l'exécution des projets dans les gammes de produits de OneSubsea, Forage et Systèmes de Processus.

De nouvelles attributions de contrats et des démarrages de produits ont affecté la performance du Groupe Cameron. Ceux-ci comprenaient certaines réussites supplémentaires pour OneSubsea, une société Schlumberger.

Woodside Energy Ltd. a octroyé à OneSubsea un contrat d'ingénierie, d'approvisionnement, d'intégration et de construction (engineering, procurement, integration, and construction, EPIC) totalisant environ 300 millions USD pour le Greater Enfield Project au large de l'Australie. Le contrat comprend six arbres sous-marins horizontaux SpoolTree*, six arbres horizontaux pour le système d'injection d'eau, six compteurs multiphases, une station de pompage double à haute pression avec des moteurs à haute tension, une distribution et des contrôles sous-marins, de surface, ombilicaux, des systèmes de contrôle de reconditionnement et d'intervention, des services d'atterrage et des services d'installation et de mise en service.

En Égypte, Belayim Petroleum Company (Petrobel) a octroyé à OneSubsea un contrat EPIC totalisant plus de 170 millions USD pour la fourniture d'un système de production sous-marin pour la première étape du champ de gaz de Zohr situé dans la concession de Shorouk au large de l'Égypte. Ce contrat suit une étude complète d'ingénierie et de conception préliminaire (front-end engineering and design, FEED) menée par OneSubsea au cours de laquelle une équipe multidisciplinaire a collaboré avec Eni et Petrobel en vue de développer l'architecture de l'équipement sous-marin pour ce champ à fort volume de gaz avec la deuxième extension la plus longue au monde (plus de 150 km). La portée du contrat inclut six arbres sous-marins horizontaux SpoolTree*, des systèmes de contrôle de reconditionnement et d'intervention, des services d'atterrage, des produits dérivés, un système de protection de pression haute intégrité, des contrôles sous-marins et de surface et une distribution soutenue par la technologie des communications de fibre optique, la détection d'eau et le contrôle de salinité à l'aide d'un capteur d'analyse de l'eau AquaWatcher*, et des services d'approvisionnement et d'installation.

BP Exploration (Delta) Ltd. et le partenaire Deutsche Erdoel AG ont octroyé à OneSubsea un contrat pour fournir des systèmes de production sous-marine pour le champ Giza/Fayoum dans la zone ouest du delta du Nil et le champ Raven au large de l'Égypte. Giza/Fayoum sera rattaché aux installations modifiées de Rosetta sur terre et intégré à une nouvelle usine sur terre pour Raven. La fourniture des champs de gaz longue distance comprend des arbres sous-marins de grand diamètre, des systèmes de collecteur incorporant des systèmes de protection de pression haute intégrité, des systèmes de connexion et des systèmes de contrôles ainsi que les tests, la gestion et l'ingénierie des projets.

Dans le Golfe du Mexique, OneSubsea a effectué avec succès l'approvisionnement et le démarrage des systèmes de stimulation sous-marin installés en eaux ultra profondes. En réduisant la contre-pression du réservoir, la technologie de pompe de stimulation sous-marine a le potentiel d'améliorer de 10 à 30 % le facteur de récupération, ce qui se traduit par 50 à 150 millions de barils de récupération de pétrole supplémentaire.

Dette net

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.

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 nos obligation et besoins commerciaux satisfaits, ces liquidités peuvent être utilisées pour réinvestir dans la Société en vue d'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.

La dette nette et le flux de trésorerie disponible sont des mesures financières non-PCGR pouvant être prises en compte en plus du flux de trésorerie ou de la dette totale provenant des opérations, et non à leur place.

Détails des variations de la dette nette :

Charges et Crédits

Outre les résultats financiers déterminés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) aux États-Unis, le présent communiqué de presse portant sur les résultats du deuxième trimestre de l'année 2016 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 BPA dilué, hors charges et crédits ; résultat net avant participations minoritaires, hors charges et crédits ; et imposition effective (hors charges et crédits) sont des mesures financières hors-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 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 :

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 35,47 milliards USD en 2015. Pour plus d’informations, veuillez consulter le site Internet www.slb.com.

*Marque de Schlumberger ou des sociétés Schlumberger.

Notes

Schlumberger tiendra une conférence téléphonique au sujet de l’annonce ci-dessus et de ses perspectives commerciales le vendredi 22 juillet 2016. Le début de la conférence est prévu pour 7 h 00 (heure centrale des États-Unis), 8 h 00 (heure de l’Est), 13 h 00 (heure de Londres). 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, une retransmission audio différée sera disponible jusqu’au 22 août 2016 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 392686.

La conférence téléphonique sera diffusée simultanément sur le Web à l’adresse www.slb.com/irwebcast en mode audio uniquement. Veuillez vous connecter 15 minutes avant l’heure prévue pour tester votre navigateur et vous inscrire à la conférence téléphonique. Une rediffusion de la transmission Web sera également disponible sur le même site Web jusqu'au 30 septembre 2016.

Le présent communiqué sur les revenus du second trimestre 2016, ainsi que d’autres déclarations que nous formulons, contiennent des « déclarations prévisionnelles » au sens des lois fédérales sur les valeurs mobilières, notamment 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 au sein de 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 à la conjoncture économique mondiale ; à des changements dans les dépenses d’exploration et de production par les clients de Schlumberger et à des changements dans le niveau d’exploration et de développement du pétrole et du gaz naturel ; à la demande pour nos services intégrés et nos nouvelles technologies ; à nos flux de trésorerie futurs ; au succès de nos efforts de transformation ; à la conjoncture économique, politique et commerciale générale dans des régions clés du monde ; au risque lié aux devises étrangères ; à la pression sur les prix ; à des facteurs climatiques et saisonniers ; à des changements opérationnels, des retards ou des annulations ; aux déclins de production ; à des changements des réglementations gouvernementales et des exigences réglementaires, y compris celles qui sont liées à l’exploration de pétrole et de gaz en mer, aux sources radioactives, aux explosifs, aux produits chimiques, aux services de fracturation hydraulique et aux initiatives liées au climat ; à l’incapacité de la technologie à relever les nouveaux défis dans l'exploration ; à l’incapacité d'intégrer Cameron avec succès et de réaliser les synergies attendues ; à l'incapacité à conserver les employés clés ; ainsi qu'à d'autres risques et incertitudes détaillés dans les rapport sur les bénéfices de ce deuxième trimestre 2016, 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 (SEC) 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.

Schlumberger Limited
Simon Farrant – Schlumberger Limited, vice-président des relations avec les investisseurs
Joy V. Domingo – Schlumberger Limited, directeur des relations avec les investisseurs
Bureau +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

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