SCHLUMBERGER LIMITED 16 avril, 2015, Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a annoncé aujourd'hui ses résultats du premier trimestre 2015.
| (en millions USD, sauf montants par action) | ||||||||||||||||||
| Trimestre clos le | Variation | |||||||||||||||||
| 31 mars 2015 | 31 déc. 2014 | 31 mars 2014 | En séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||||
| Chiffre d’affaires | 10 248 | $ | 12 641 | $ | 11 239 | -19 | % | -9 | % | |||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 1 993 | 2 781 | 2 368 | -28 | % | -16 | % | |||||||||||
| Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits* | 1 358 | 1 941 | 1 592 | -30 | % | -15 | % | |||||||||||
| BPA dilué, hors charges et crédits* | $ | 1,06 | $ | 1,50 | $ | 1,21 | -29 | % | -12 | % | ||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 19,4 | % | 22,0 | % | 21,1 | % | -255 pdb | -162 pdb | ||||||||||
| Chiffre d'affaires Amérique du Nord | $ | 3 222 | $ | 4 324 | $ | 3 684 | -25 | % | -13 | % | ||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts Amérique du Nord | 416 | 849 | 683 | -51 | % | -39 | % | |||||||||||
| Marge d'exploitation avant impôts Amérique du Nord | 12,9 | % | 19,6 | % | 18,5 | % | -670 pdb | -561 pdb | ||||||||||
| Chiffre d’affaires International | $ | 6 889 | $ | 8 210 | $ | 7 484 | -16 | % | -8 | % | ||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts International | 1 661 | 1 990 | 1 706 | -17 | % | -3 | % | |||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts International | 24,1 | % | 24,2 | % | 22,8 | % | -13 pdb | +131 pdb | ||||||||||
*Le bénéfice net Schlumberger, incluant charges et crédits, ressort à 975 millions USD au premier trimestre 2015 contre 302 millions USD au quatrième trimestre 2014 et 1 592 milliards USD au premier trimestre 2014. Le BPA dilué, incluant charges et crédits, atteint 0,76 USD au premier trimestre 2015 contre 0,23 USD au quatrième trimestre 2014, et 1,21 USD au premier trimestre 2014. | ||||||||||||||||||
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Paal Kibsgaard, Président-directeur général de Schlumberger, a déclaré, « Le chiffre d'affaires au premier trimestre a reculé de 19 % en séquentiel suite au déclin marqué de l'activité à terre de l'Amérique du Nord et à la pression sur les prix qui en résulte. Les opérations internationales ont subi l'impact d'une réduction des dépenses des clients, en plus des effets saisonniers dans l'Hémisphère nord et de la dévaluation du rouble russe et du bolivar vénézuélien. Trois quarts du déclin séquentiel global sont imputables à une baisse de l'activité et des prix, le reste est dû aux effets de change et aux ventes non récurrentes de fin d'exercice.
« Parmi les technologies, le chiffre d'affaires du groupe Production accuse un repli de 22 % en séquentiel suite à une réduction des services de pompage à basse pression en Amérique du Nord, tandis que le chiffre d'affaires du groupe Caractérisation de réservoirs et Forage a chuté respectivement de 21 % et de 15 % en raison d’une baisse marquée des services liés à l'exploration et au développement de l'activité de forage. Les ventes de produits, de logiciels et les ventes multiclients ont également baissé, les clients ayant réduit l'exploration et leurs dépenses discrétionnaires.
« Malgré la forte baisse séquentielle du chiffre d'affaires, nous avons pu minimiser son impact sur nos marges grâce à une gestion rapide et proactive des coûts et à une accélération de notre programme de transformation à travers les gammes de produits et les GeoMarkets. Ces mesures ont permis d'améliorer la performance financière en comparaison avec les cycles industriels précédents, avec une marge d'exploitation décrémentielle séquentielle globale de 33 %, l'Amérique du Nord et les zones Internationales ayant déclaré, respectivement, 39 % et 25 %.
« En dépit de la précision de nos préparations au quatrième trimestre, la chute abrupte de l'activité, notamment en Amérique du Nord, nous a obligés à prendre des mesures supplémentaires durant le trimestre. Nous avons notamment pris la difficile décision de procéder à une autre réduction de nos effectifs à hauteur de 11 000 employés, soit une réduction totale d'environ 15 % comparativement au pic du troisième trimestre 2014.
« Pour ce qui est du macro environnement, l'économie mondiale poursuit sa reprise soutenue et on prévoit toujours que la demande en pétrole augmente de 1 milliard de bbl/j en 2015. Toutefois, les réductions significatives des dépenses E&P commencent à avoir un impact sur l’offre tant en Amérique du Nord qu'à l'international, et l'offre devrait se resserrer davantage encore dans la deuxième partie de l'année.
« L’Amérique du Nord connaît la plus forte diminution en matière d’investissements E&P, la baisse des dépenses prévue y est supérieure à 30 % en 2015. Nous considérons qu'une reprise de l'activité de forage à terre des États-Unis se fera à temps, grâce à l'augmentation de l'inventaire des constructions de puits sans complétion et du développement du marché de la refracturation. Nous pensons également qu'une reprise de l'activité sera loin d'atteindre les niveaux précédents, prolongeant ainsi la période de faibles prix.
« À l'international, nous nous attendons à ce que les dépenses E&P baissent d'environ 15 % en 2015, ce qui créera des enjeux en termes de niveaux d'activité et de prix, mais ces enjeux seront considérablement inférieurs aux turbulences que nous affrontons en Amérique du Nord. Sur le plan géographique, nous anticipons une croissance sur nos marchés clés du Moyen-Orient où les principaux producteurs de l'OPEP continuent à gagner des parts de marché, alors que les pays non membres de l'OPEP qui assurent l'approvisionnement international continuent de s'affaiblir. Ailleurs, nous nous attendons à voir des réductions de l'ensemble des activités en Amérique latine, en Europe, en Afrique sub-saharienne, et en Asie, tandis qu'en Russie, nous pensons que l'activité à terre traditionnelle en Sibérie occidentale restera résiliente mais que la contribution au chiffre d'affaires de la région demeurera modérée jusqu'à ce que les effets de change se normalisent.
« Dans un contexte de déclin rapide de l'activité, nous nous concentrons sur ce que nous pouvons contrôler, c’est à dire nos coûts et notre base de ressources, le déploiement de notre technologie et de notre expertise, et la qualité et l'intégrité des produits et des services que nous fournissons. Nous continuons de travailler en étroite collaboration avec nos clients pour répondre à leurs objectifs de réduction des coûts par baril, en introduisant de nouvelles technologies, des améliorations continues en termes de fiabilité et d'efficacité opérationnelle, mais aussi grâce à davantage d’intégration et des contrats axés sur le rendement.
« Dans cet environnement, nous restons confiants en notre capacité à augmenter notre part de marché, à améliorer la performance en termes de gains par action comparé à nos pairs de l'industrie, et à réduire l'intensité des fonds de roulement et des dépenses. Notre effet de levier international favorable, notre différentiation technologique en Amérique du Nord, l'accélération de notre programme de transformation et nos capacités d'exécution inégalées continuent de soutenir notre surperformance financière et technique ».
Autres événements
Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 8,7 millions de ses actions ordinaires à un prix moyen par action de 82,98 USD, pour un prix d'achat total de 719 millions USD.
Le 20 janvier 2015, Schlumberger a convenu d'acquérir une propriété minoritaire d'environ 46 % dans Eurasia Forage Company Limited (« EDC »). Le coût total d'acquisition de cette participation minoritaire, y compris une option permettant à Schlumberger d'acheter à sa discrétion les actions résiduelles sur une période de deux ans commençant au troisième anniversaire de la clôture de la transaction, se chiffre à environ 1,7 milliard USD. Cette transaction est examinée actuellement par le Service anti-monopole fédéral russe et la Commission sur les investissements étrangers.
Amérique du Nord
Le chiffre d'affaires de 3,2 milliards USD du premier trimestre a baissé de 25 % en séquentiel. Aux États-Unis et dans l'Ouest canadien, le chiffre d'affaires a chuté en réponse à une baisse de l'activité de pompage sous pression et à une pression accrue sur les prix, précipitée par la baisse marquée du nombre d'appareils de forage terrestre et à une débâcle printanière précoce au Canada. Dans la partie américaine du Golfe du Mexique, l'activité offshore était inchangée en séquentiel mais le chiffre d'affaires a baissé, essentiellement en réponse à la baisse des ventes de licences sismiques multiclients.
La marge d'exploitation avant impôts de l'Amérique du Nord a baissé de 670 points de base (pdb) en séquentiel à 12,9 % en réponse à une baisse de l'activité de pompage sous pression et à la faiblesse des prix dans la partie terrestre de l'Amérique du Nord. La marge d'exploitation offshore de l'Amérique du Nord a baissé en réponse à une composition de revenus défavorable résultant d'un passage de l'exploration à l'activité de développement et d'une baisse des ventes de licences multiclients à forte marge. Malgré la sévérité du déclin du chiffre d'affaires, une exécution focalisée et une intervention rapide en matière de gestion des coûts ont limité à 39 % la marge décrémentielle séquentielle.
Durant le premier trimestre, de nouvelles technologies et de nouveaux workflows planifiés ont stimulé la croissance de la production et l'efficacité opérationnelle en termes de développement de ressources non conventionnelles nord-américaines.
Au sud du Texas, le service de fracturation BroadBand Sequence* de Services de puits a été déployé pour Pioneer Natural Resources dans le but d'augmenter la production d'un puits de schiste horizontal précédemment fracturé dans la formation Eagle Ford. La technologie BroadBand Sequence a permis un traitement de refracturation efficace via une application technique utilisant un liquide composite entièrement dégradable exclusif constitué d'un mélange de particules et de fibres. Par conséquent, la production de pétrole et de gaz du puits a augmenté d'environ 120 % et 89 %, respectivement, dans les 45 premiers jours suivant la refracturation.
En Louisiane, le service de fracturation BroadBand Sequence a été déployé pour Comstock dans le schiste de Haynesville pour refracturer un puits. Le puits produisait 0,5 MMscf/d avant son traitement. Après un traitement de refracturation, la production a augmenté pour atteindre 4 MMscf/d et la pression d'écoulement a triplé.
En Louisiane également, Well Services a utilisé la technique de fracturation BroadBand Sequence pour refracturer hydrauliquement un puits exploité par Sabine Oil et Gas dans la formation de schiste de Haynesville. Le puits produisait 0,1 MMscf/j auparavant, avec une pression de tubage de 1000 psi. Après un traitement de refracturation, la production a augmenté pour atteindre 2,75 MMscf/j avec une pression de tubage de 5500 psi.
À l'ouest du Texas, les technologies du groupe Forage ont été déployées pour Cimarex Energy dans le but d'améliorer l'efficacité du forage dans un puits de développement situé dans la formation de schiste d'Avalon. La combinaison des technologies de moteur de forage G2 et de trépan en diamant conique StingBlade* de Forage & Mesures a fourni un excellent contrôle directionnel et foré la section courbe du puits en un seul passage avec une vitesse de pénétration moyenne 23 % plus rapide que le meilleur puits de limite foré en 2014 avec des trépans à molettes coniques.
Zones Internationales
Le chiffre d’affaires de 6,9 milliards USD des zones Internationales a chuté de 16 % en séquentiel.
Le chiffre d'affaires de 2,7 milliards USD de la zone Moyen-Orient & Asie a chuté de 13 % en séquentiel, ce qui était essentiellement attribuable à des baisses à deux chiffres en Chine, en Asie-Pacifique et en Australie. Les Marchés géographiques du Moyen-Orient sont restés robustes grâce à de nouveaux projets et à une activité accrue, mais le chiffre d'affaires a baissé en réponse à une baisse des ventes de produits et de logiciel après la pointe de fin d'exercice du trimestre précédent. Le chiffre d'affaires du Marché géographique de l'Inde a également augmenté en séquentiel tandis que l'activité en Irak est restée faible.
Le chiffre d'affaires de 2,5 milliards USD de la zone Europe/CEI/Afrique a diminué de 17 % en séquentiel, essentiellement en réponse à une faiblesse continue du rouble russe ainsi qu'au déclin de l'activité saisonnière en Russie. Avec la décélération des dépenses des clients, l'exploration en mer du Nord britannique a atteint son niveau le plus bas, tandis que le nombre d'appareils de forage dans le secteur norvégien était inchangé comparé au trimestre précédent. L'activité était mixte en Afrique subsaharienne, les travaux offshore et d'exploration étant en déclin sur les Marchés géographiques de l'Afrique occidentale, du Tchad, et du Nigeria. L'Afrique du Nord a affiché des signes précoces mais lents d'activité croissante, tandis que les travaux en Libye étaient limités aux opérations offshore.
Le chiffre d'affaires de 1,6 milliard USD de la zone Amérique latine a chuté de 20 % en réponse à l'effet de change au Venezuela et à une baisse de l'activité au Mexique, au Brésil, et en Colombie en réponse aux compressions budgétaires. Ces effets ont été toutefois en partie compensés par des augmentations légères mais régulières de l'activité en Argentine, au Venezuela, à Trinidad et aux Caraïbes.
La marge d'exploitation avant impôts de 24,1 % de la zone Internationale était essentiellement inchangée séquentiellement. La marge d'exploitation Moyen-Orient & Asie a augmenté de 30 pdb pour atteindre 28,6 %, tandis que celle de l'Amérique latine a augmenté de 59 pdb pour atteindre 21,5 %, la région Europe/CEI/Afrique chutant de 133 pdb à 21,0 %. Malgré la sévérité du déclin séquentiel du chiffre d'affaires et le décalage de plus en plus défavorable de la composition des revenus, l'impact sur les marges a été minimisé par une exécution ciblée, une intervention rapide sur toutes les catégories de coûts variables, et l'accélération de notre programme de transformation sur l'ensemble des Marchés géographiques. Leurs effets positifs ont limité à 25 % les marges décrémentielles séquentielles. Comparé au premier trimestre 2014, les marges internationales ont augmenté de 131 pdb.
Au cours du trimestre, les zones Internationales ont bénéficié d'un certain nombre de contrats et de succès en termes d'intégration.
À Abu Dhabi, l'Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO) a attribué à Schlumberger un contrat évalué à environ 185 millions USD pour fournir des services de construction de puits intégrés sur l'île artificielle nord de Satah Al Razboot (SARB). Ce contrat de cinq ans couvre des services de forage directionnel, mesure en cours de forage, diagraphie en cours de forage, trépans, pêche, cimentation, liquides de forage, diagraphie de fluide de forage, tubes spiralés, nettoyage de puits de forage, tests de puits et câbles. Le modèle de services intégrés donne accès à des technologies de construction de puits et à des processus de travail multidisciplinaires clés favorisant des activités rentables grâce à la normalisation et à l’accent mis sur la qualité de l’exécution.
En Angola, Testing Services a remporté un contrat de l'ordre de 200 millions USD par Total Exploration & Production Angola portant sur des arbres de test sous-marins et des services connexes dans le cadre du projet de développement en eau très profonde du Block 32 de Kaombo. Ce contrat de cinq ans inclut la prestation de l'arbre de test sous-marin SenTREE HP* et des systèmes d'exploitation électrohydrauliques SenTURIAN* pour installer des finitions sur 59 puits sous-marins.
Chevron Energy Technology Company (ETC), une division de Chevron U.S.A. Inc., et SIS ont signé un accord de logiciel visant à fournir à l'ensemble de l'organisation de sciences de la terre de Chevron un accès universel à la plateforme logicielle E&P de Petrel*. Ce contrat à long terme inclut le logiciel dans les domaines géologiques, géophysiques et d'évaluation de réservoir, y compris la plateforme logicielle de puits de forage Techlog*, le logiciel d'analyse de puits et de réservoir OFM*, et le système de fourniture et de gestion de données E&P ProSource*. Cette attribution fait suite à plus de dix ans d'innovation et de collaboration entre ETC et SIS, et s'aligne avec l'objectif commercial du client qui est de promouvoir des améliorations continues assurant la rentabilité des capitaux.
Nexen, une filiale à 100 % de CNOOC Limited, a attribué à SIS un contrat global de cinq ans pour le logiciel de schiste Petrel pour les workflows de géosciences. La décision d'adopter la solution de schiste Petrel pour améliorer l'efficacité, la collaboration et le développement du personnel technique s'aligne avec l'objectif de Nexen qui est de réduire le coût et la complexité liés à l'utilisation de multiples outils logiciels.
Au Gabon, ENI Gabon S.A. a attribué à Schlumberger un contrat de services intégrés pour forer un puits d'exploration dans le Block D3 offshore, en ciblant les formations présalifères Gamba et Coniquet. Ce contrat comprend les prestations suivantes : services de forage directionnel, mesure en cours de forage, diagraphie en cours de forage, diagraphie de fluides de forage, liquides de forage, contrôle des solides, cimentation, trépans, diagraphie par câble, sismique de trou de forage, tests de puits, complétions inférieures, repêchage et tube spiralé. En outre, Schlumberger assurera la coordination de services intégrés ainsi que la coordination logistique et opérationnelle de jusqu'à 14 entreprises tierces. Le modèle de services intégrés permet au client d'accéder à des technologies de forage et de finitions essentielles et à des processus de travail multidisciplinaires permettant des opérations rentables axées sur la qualité de l’exécution.
WesternGeco s'est fait attribuer un levé de 1000 km2 dans les pays du Gulf Cooperation Council (GCC) en utilisant 170 000 canaux de technologie point-récepteur UniQ*, ce qui en fait l'un des levés point-récepteur les plus importants jamais réalisés au Moyen-Orient. La technologie UniQ est largement utilisée dans la région depuis son introduction en 2011 en raison de sa capacité à imager efficacement des réservoirs complexes.
Petrobras Tanzania a attribué à WesternGeco un contrat pour le Mamba 3D, un levé de 3000 km2 au large de la Tanzanie, en utilisant l'Amazon Warrior dans son premier levé à 14 flûtes. Le levé, complété au premier trimestre, a utilisé la technologie d'acquisition et d'imagerie haut débit à encoche coulissante ObliQ* et comprenait un traitement à déploiement rapide à bord. PetroTechnical Services a réalisé le traitement des données.
Groupe Caractérisation des réservoirs
| (en millions USD, sauf pourcentages de marges) | ||||||||||||||||||
| Trimestre clos le | Variation | |||||||||||||||||
| 31 mars 2015 | 31 déc. 2014 | 31 mars 2014 | En séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||||
| Chiffre d’affaires | $ | 2 550 | $ | 3 231 | $ | 2 979 | -21 | % | -14 | % | ||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 655 | 974 | 792 | -33 | % | -17 | % | |||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 25,7 | % | 30,2 | % | 26,6 | % | -447 pdb | -89 pdb | ||||||||||
En séquentiel, le chiffre d'affaires de 2,6 milliards USD du groupe Caractérisation de réservoir a chuté de 21 %, essentiellement en réponse à la compression globale des dépenses discrétionnaires et d'exploration et à une baisse des ventes de logiciel SIS et multiclients suite aux pics de fin d'exercice du trimestre précédent. Le chiffre d'affaires Câbles a reculé en réponse à une baisse de l'activité d'exploration sur les marchés internationaux et à des déclins de change en Europe, en Norvège et en Russie.
La marge d'exploitation avant impôts de 26 % était en baisse de 447 pdb en séquentiel sur 47 % de décrémentiels résultant d'une baisse saisonnière des ventes de logiciel SIS et multiclients et d'une composition de revenus globale défavorable résultant de la baisse de l'activité d'exploration à forte marge.
Outre les attributions de contrats au cours du trimestre, les nouvelles technologies Caractérisation des Réservoirs ont contribué à répondre aux enjeux des clients en termes de caractérisation de réservoirs complexes, d'optimisation de la production des puits et de récupération de réservoirs tout en améliorant l'efficacité opérationnelle.
Au large du Brésil, la technologie de sonde radiale 3D Saturn* de Câbles a été déployée pour Repsol Sinopec afin de caractériser une colonne d'hydrocarbures de puits d'exploration dans le champ en eau profonde de Seat dans le bassin de Campos. La zone d'écoulement étendue et la couverture radiale 3-D offertes par la conception de sonde elliptique Saturn ont amélioré l’efficacité opérationnelle avec l’acquisition de deux échantillons de liquide de réservoir de haute qualité dans l'intervalle cible ; le client a pu ainsi réduire de jusqu’à 50 % le temps d’échantillonnage de fluide comparé aux méthodes d’échantillonnage traditionnelles.
En Inde, la technologie de sonde radiale 3D Saturn de Câbles a été introduite pour Oil et Natural Gas Corporation Limited (ONGC) dans le but d'obtenir des échantillons de liquide de réservoir de haute qualité dans un puits, dans des couches de faible perméabilité en dessous d'une zone clastique basale dans le bassin de Kutch Saurashtra. La zone d'écoulement étendue et la capacité d'étanchéité améliorée offertes par la conception d'entrée elliptique Saturn ont permis d'établir un écoulement circonférentiel à travers de multiples zones et une gamme étendue de mobilité liquide. Par conséquent, de l'eau a été identifiée dans trois zones et deux échantillons d'eau ont été prélevés avec une efficacité opérationnelle améliorée permettant d'optimiser le programme de tests de puits et la conception de la complétion.
Au large de l'Inde, les technologies Câbles ont été utilisées pour acquérir des données d'évaluation de formation dans un puits d'exploration en eau profonde pour ONGC dans un réservoir caractérisé par des couches clastiques stratifiées dans le bassin KG. La combinaison du testeur de dynamique de formation modulaire MDT* et des systèmes à double garniture et InSitu Fluid Analyzer* a permis d'effectuer des tests temporaires de la pression interstitielle et un échantillonnage de fluides dans le même passage et a fourni des informations permettant de mieux comprendre la découverte de gaz du client. Outre la confirmation de formations gazières dans des réservoirs clastiques épais, d'autres gisements peu épais ont été identifiés comme zones gazières potentielles. Grâce aux informations obtenues à l'aide des technologies Câbles, le client a pu réévaluer l'économie de la découverte et optimiser le plan de complétion.
Dans le secteur britannique de mer du Nord, une combinaison de technologies Câbles a été déployée pour Nexen Petroleum UK Ltd dans le but de redémarrer la production dans un puits du champ Scott. L'outil d'enlèvement des débris ReSOLVE* a été initialement utilisé pour enlever le sable et les débris de la partie supérieure du panier de repêchage avec un suivi en temps réel du volume collecté. L'actionneur linéaire ReSOLVE, doté d'un suivi en temps réel, a alors été utilisé pour récupérer le bouchon sous des restrictions de puits de forage difficiles nécessitant 52 activations pour réussir à récupérer le bouchon. Par conséquent, l'intervention sur puits a été exécutée comme prévu et a permis d'augmenter la production du puits de 285 à 13 000 bbl/j.
Au Kazakhstan, les technologies Câbles ont été déployées pour Karachaganak Petroleum Operating B.V. (un consortium entre ENI, BG, Chevron, Lukoil et KazMunaiGaz) dans le but de caractériser un réservoir de carbonates dans un champ de condensat de gaz. La technologie de spectroscopie à haute définition Litho Scanner* a été utilisée pour identifier les lithologies et les propriétés matricielles tandis que la technologie de micro-imagerie de formation FMI-HD* a été utilisée pour identifier des caractéristiques géologiques clés et optimiser la sélection de points de pression et d'acquisition de liquide. La technologie de testeur de dynamique modulaire MDT avec éléments à double garniture et le système InSitu Fluid Analyzer ont identifié les liquides de réservoir et collecté de multiples échantillons en fond de trou qui ont été utilisés pour améliorer l'estimation des réserves et planifier un prochain puits dévié. Au total, la technologie MDT a été exploitée pendant plus d'une semaine et a pompé fiablement plus de 2 300 litres de liquide dans un environnement H2S à haute concentration.
Également au Kazakhstan, SIS a livré un centre de collaboration et de visualisation à l'Institut de recherche scientifique de technologies de production et de forage de KazMunaiGaz LLP afin d'assurer la caractérisation des réservoirs de pétrole et de gaz complexes du pays. Le centre ultramoderne est équipé du simulateur de réservoir à haute résolution INTERSECT*, du logiciel de modélisation de systèmes pétroliers PetroMod*, du logiciel de puits de forage Techlog et de l'environnement de connaissances E&P Studio*. Ce déploiement de technologies SIS permettra à la société pétrolière nationale de construire des modèles de réservoir d'avant-garde permettant de surmonter des défis d'exploration complexes.
En Inde, ONGC a attribué un contrat à WesternGeco pour un levé de 3 680 km2 utilisant la technologie sismique point-récepteur Q-Marine* dans le secteur de Heera-Panna-Bassein (HPB) au large de l'Inde occidentale. Le levé a pour objectif d'explorer le potentiel de la formation de Bassein et Panna dans la périphérie orientale et occidentale de la zone de graben centrale qui est problématique sur le plan opérationnel en raison de la variation des profondeurs d'eau entre 20 et 70 m et des multiples installations de production. Deux navires WesternGeco seront utilisés pour faciliter le tir par en dessous des plateformes de forage en mer et assurer la finition du projet pendant la saison d'exploitation 2014-15.
Groupe Forage
| (en millions USD, sauf pourcentages de marges) | ||||||||||||||||||
| Trimestre clos le | Variation | |||||||||||||||||
| 31 mars 2015 | 31 déc. 2014 | 31 mars 2014 | En séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||||
| Chiffre d’affaires | $ | 3 963 | $ | 4 658 | $ | 4 331 | -15 | % | -8 | % | ||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 790 | 966 | 881 | -18 | % | -10 | % | |||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 19,9 | % | 20,7 | % | 20,4 | % | -80 pdb | -51 pdb | ||||||||||
En séquentiel, le chiffre d'affaires de 4,0 milliards USD du groupe Forage a chuté de 15 %, ce qui était essentiellement attribuable à la baisse marquée du nombre d'appareils de forage en Amérique du Nord et aux effets de change défavorables en Russie et au Venezuela, ainsi qu'aux déclins de l'activité saisonnière en Russie qui ont principalement affecté Forage & Mesures et M-I SWACO Technologies. Plus de 30 % du déclin séquentiel s'est produit dans la partie terrestre de l'Amérique du Nord en réponse à la baisse d'activité et des prix. Une réduction des travaux de Gestion de projet intégrée (IPM) en Australie, au Mexique et en Irak a également contribué à cette baisse.
La marge d'exploitation avant impôts de 20 % a reculé de 80 points de base en séquentiel. Malgré la baisse du chiffre d'affaires, une intervention rapide en matière de gestion des coûts et le bénéfice de notre structure de coûts locale qui a minimisé l'impact des effets de change défavorables sur le bénéfice d'exploitation avant impôts ont permis de limiter la marge d'exploitation décrémentielle séquentielle à 25 %.
Au cours du premier trimestre, les nouvelles technologies du groupe Forage ont optimisé le rendement en améliorant l’efficacité du forage, en optimisant le placement des puits et en assurant l’intégrité des puits de forage dans des réservoirs problématiques.
Au Mexique, le système orientable rotatif à ultra haute température PowerDrive ICE* de Forage & Mesures a été déployé pour Pemex dans le but de corriger la trajectoire de puits d'une garniture de fond très rigide qui déviait dans une formation fortement abrasive. La technologie PowerDrive ICE a livré le puits conformément au plan de forage et augmenté le taux de pénétration de 16 % comparé au record de champ précédent, économisant ainsi neuf jours d'exploitation et 1,35 million USD pour le client.
Dans le golfe de Thaïlande, le service de mesures en cours de forage à ultra haute température TeleScope ICE* de Forage & Mesures a été déployé pour PTT Exploration et Production Company Limited (PTTEP) dans le but de forer un puits à pleine profondeur en un seul passage et obtenir des mesures de fond de trou en temps réel dans un réservoir d'une température maximale de 204 degrés C. Le client a pu ainsi éliminer un passage de garniture de fond de trou pour protéger l'électronique et un passage de gyroscope pour déterminer l'emplacement du puits, économisant ainsi 12 heures de temps de forage et réduisant les coûts opérationnels de 300 000 USD.
En Chine, la technologie de détection de limite de lit multicouche PeriScope HD* de Forage et Mesures a été utilisée pour PetroChina à l'appui de ses plans de développement dans des champs parvenus à maturité caractérisés par des réservoirs contenant des pièges de faible amplitude et des cibles minces. Dans une application pour Xin Jiang Oil Company, la technologie PeriScope HD a permis le placement d'un puits horizontal supérieur dans des épaisseurs de réservoirs problématiques d'environ 1-2 m, et assuré un contact de réservoir de 100 %. Dans un autre puits pour Tarim Oil Company, la technologie PeriScope HD a surmonté des brèches et réalisé un placement précis de la section horizontale d'un puits, près de la partie supérieure du réservoir, assurant ainsi un contact de réservoir de 100 %.
En Chine également, la technologie de sismique en cours de forage seismicVISION* de Forage & Mesures a été déployée pour la première fois dans un levé sismique walkabove terrestre pour PetroChina TOC dans le bassin de Tarim. Des informations en temps réel de haute qualité ont été acquises sur un intervalle diagraphé de 6 400 m à l'aide de la technologie Seismic Guided Forage* et ont été utilisées pour ajuster les trajectoires de deux puits problématiques, réduisant ainsi le risque du forage et l'incertitude de la cible finale. L'opération a été exécutée avec efficacité en éliminant le temps de traitement de données mémoire et de mise à jour du modèle, ce qui a permis au client d'économiser 36 heures de temps de forage.
Au Canada, le système de forage sous pression contrôlé automatisé de contrôle de pression annulaire dynamique (DAPC) M-I SWACO a été déployé pour Apache Corporation sur quatre puits d'exploration dans le bassin de Liard en Colombie britannique. Historiquement, les régimes de pression problématiques du bassin ont induit des pertes et des entrées de liquide de forage qui ont nui à la performance de forage du puits. L'application de systèmes MPD automatisés DAPC a assuré une pression en fond de puits quasi constante permettant de forer à pleine profondeur et d'économiser des coûts significatifs pour le client en réduisant le temps non productif.
Dans le secteur norvégien de mer du Nord, la technologie de liquides M-I SWACO WARP* a été utilisée pour une société pétrolière et gazière internationale sur un puits caractérisé par une fenêtre d'exploitation de pression de boue restreinte. Les faibles propriétés rhéologiques de la technologie WARP ont permis une isolation zonale optimale de la section de puits de 18 5/8 po., ce qui a permis d'accélérer les vitesses d'entraînement du tubage et d'éliminer les pertes de liquide à la formation. En outre, les diagraphies d'adhérence du ciment entre le tubage de puits et le puits de forage ont confirmé que l'isolation zonale était la meilleure enregistrée à ce jour pour cette section de puits, ce qui a entraîné une amélioration significative de conformité réglementaire comparé aux puits de limite du même champ.
Groupe Production
| (en millions USD, sauf pourcentages de marges) | ||||||||||||||||||
| Trimestre clos le | Variation | |||||||||||||||||
| 31 mars 2015 | 31 déc. 2014 | 31 mars 2014 | En séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||||
| Chiffre d’affaires | $ | 3 769 | $ | 4 816 | $ | 3 989 | -22 | % | -6 | % | ||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 549 | 889 | 724 | -38 | % | -24 | % | |||||||||||
| Marge d’exploitation avant impôts | 14,6 | % | 18,5 | % | 18,2 | % | -389 pdb | -359 pdb | ||||||||||
Le chiffre d'affaires de 3,8 milliards USD du groupe Production a reculé de 22 % en séquentiel en réponse à une baisse de l'activité de pompage et à une pression accrue sur les prix précipitée par une chute marquée du nombre d'appareils de forage terrestres en Amérique du Nord. Plus de la moitié de la baisse séquentielle était attribuable à la partie terrestre de l'Amérique du Nord. Une baisse des ventes de produits Ascension artificielle et Complétions et des effets de change défavorables ont également contribué à cette baisse séquentielle.
La marge d'exploitation avant impôts de 14,6 % a reculé de 389 pdb en séquentiel en réponse à une baisse de l'activité et à une pression accrue sur les prix durant le trimestre—en particulier sur le marché de la partie terrestre de l'Amérique du Nord. Malgré le déclin marqué du chiffre d'affaires, une intervention rapide en matière de gestion des coûts, y compris l'alignement des ressources avec l'activité, a limité la marge d'exploitation décrémentielle séquentielle à 32 %.
Les nouvelles technologies du groupe Production ont aidé les clients à surmonter leurs défis techniques en accélérant la production, en optimisant la récupération et en augmentant l'efficacité opérationnelle.
Dans le nord du Dakota, Services de puits a déployé la technique de fracturation BroadBand Sequence pour Statoil dans le but de de stimuler les sections de pied en trou ouvert de 901 et 2 553 pieds de deux puits dans la formation de schiste de Bakken. Les intervalles cibles ont été stimulés en 11 et 24 étapes respectivement. Dans les deux cas, la pression d'initiation de fracture a augmenté régulièrement, avec des gains de pression totaux de 1 376 psi et 2 140 psi, respectivement. Les deux puits coulaient à des taux et des pressions de production initiaux plus élevés par rapport à leurs déviations directes.
Au Koweït, les technologies Intervention sur puits ont réalisé une campagne de reconditionnement pour KOC dans trois puits problématiques dans les champs de Managish et Sabryia. Avant l'intervention, le liquide de formation et le tartre avaient bouché les orifices et les écrans des appareils de contrôle d'admission entraînant une chute de la production. La technologie de performance live à l'intérieur du puits avec détection de température distribuée ACTive* a permis d'identifier les orifices bouchés, et l'analyse en temps réel des levés de température a permis de sélectionner les orifices à stimuler sélectivement. Le packer gonflable multiensemble déployé par tubage spiralé ACTive Straddle* a été utilisé pour faciliter le placement du traitement de stimulation sur les orifices sélectionnés afin d'enlever les dommages et le tartre, tout en surveillant la pression en temps réel pour confirmer la communication entre les orifices et le réservoir. Par conséquent, la production de pétrole post-stimulation des trois puits a doublé et le temps de forage a été réduit grâce au traitement sélectif des orifices bouchés.
Au Tchad, Services de puits a complété le premier traitement de fracture hydraulique en utilisant le liquide de fracturation à base d'eau réticulé YF100FLEX* pour Glencore sur un puits du champ à terre de Mangara. Avant le traitement, le taux de production maximal a baissé significativement en raison du dommage de formation subi durant les recouvrements, ce qui a entraîné la fermeture éventuelle du puits. Grâce à la technologie Well Services, le test de puits de traitement de post-fracturation a confirmé un effet pariétal négatif et quadruplé le taux de production maximal du puits.
Dans l'Ouest canadien, Seven Generations Energy Ltd. a attribué à Schlumberger Services de puits un contrat de stimulation pour la fourniture d'un parc de fracturation hydraulique dans le cadre d'une exploitation continue 24 heures sur 24. La société Schlumberger a été sélectionnée comme prestataire de services de fracturation privilégiée sur la base de sa solide expertise opérationnelle et technique et de son savoir-faire confirmé en amélioration de la performance des puits tout en optimisant les coûts de complétion.
Tableaux financiers | |||||||
| État des résultats consolidés condensés | |||||||
| (en millions USD, sauf montants par action) | |||||||
| Trois mois | |||||||
| Périodes clôturées au 31 mars | 2015 | 2014 | |||||
| Chiffre d’affaires | $ | 10 248 | $ | 11 239 | |||
| Intérêts et autres bénéfices | 49 | 76 | |||||
| Dépenses | |||||||
| Coût des produits d’exploitation | 8 096 | 8 745 | |||||
| Recherche & ingénierie | 267 | 284 | |||||
| Frais généraux et administratifs | 119 | 106 | |||||
| Restructuration & autre (1) | 439 | - | |||||
| Intérêt | 82 | 103 | |||||
| Bénéfice avant impôts | $ | 1 294 | $ | 2 077 | |||
| Impôts sur les bénéfices (1) | 306 | 469 | |||||
| Revenu net | 988 | 1 608 | |||||
| Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires | 13 | 16 | |||||
| Bénéfice net attribuable à Schlumberger | $ | 975 | $ | 1 592 | |||
| Bénéfice dilué par action Schlumberger (1) | $ | 0,76 | $ | 1,21 | |||
| Moyenne des actions en circulation | 1 276 | 1 306 | |||||
| Moyenne des actions en circulation après dilution | 1 285 | 1 318 | |||||
| Dépréciation & amortissement inclus dans les dépenses (2) | $ | 1 042 | $ | 1 001 | |||
(1) | Voir la section intitulée « Charges et crédits » pour plus de détails. | |
(2) | Inclut la dépréciation des immobilisations corporelles, l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et les investissements SPM. |
| État des résultats consolidés condensés | |||||||
| (en millions USD) | |||||||
| 31 mars | 31 déc. | ||||||
| Actifs | 2015 | 2014 | |||||
| Actif à court terme | |||||||
| Encaisse et investissements à court terme | $ | 6 803 | $ | 7 501 | |||
| Comptes clients | 10 443 | 11 171 | |||||
| Autres actifs courants | 6 148 | 6 022 | |||||
| 23 394 | 24 694 | ||||||
| Investissements à taux fixe, détenus jusqu’à maturité | 436 | 442 | |||||
| Immobilisations corporelles | 15 135 | 15 396 | |||||
| Données sismiques multiclients | 850 | 793 | |||||
| Écarts d’acquisition | 15 512 | 15 487 | |||||
| Autres immobilisations incorporelles | 4 575 | 4 654 | |||||
| Autres actifs | 5 509 | 5 438 | |||||
| $ | 65 411 | $ | 66 904 | ||||
| Passif et fonds propres | |||||||
| Passif courant | |||||||
| Comptes fournisseurs et charges constatées d’avance | $ | 8 469 | $ | 9 246 | |||
| Passif estimé pour les impôts sur le bénéfice | 1 631 | 1 647 | |||||
| Emprunts à court terme et portion actuelle | |||||||
| de la dette à long terme | 3 828 | 2 765 | |||||
| Dividende à distribuer | 644 | 518 | |||||
| 14 572 | 14 176 | ||||||
| Dette à long terme | 8 898 | 10 565 | |||||
| Avantages postérieurs aux départs en retraite | 1 419 | 1,501 | |||||
| Impôts différés | 1 363 | 1 296 | |||||
| Autre passif | 1 293 | 1 317 | |||||
| 27 545 | 28 855 | ||||||
| Fonds propres | 37 866 | 38 049 | |||||
| $ | 65 411 | $ | 66 904 | ||||
Dette nette
La « dette nette » représente la dette brute moins la trésorerie, les placements à court terme et les placements en instruments 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.
Détails des variations de la dette nette :
| (en millions USD) | ||||||||||||
| Périodes clôturées au 31 mars |
Trois
mois 2015 |
Trois
mois 2014 | ||||||||||
| Bénéfice net avant intérêts minoritaires | $ | 988 | $ | 1 608 | ||||||||
| Restructuration et autres charges, après impôt | 383 | - | ||||||||||
Bénéfice net avant intérêts minoritaires, hors charges & crédits | 1 371 | 1 608 | ||||||||||
| Dépréciation et amortissement (1) | 1 042 | 1 001 | ||||||||||
| Pensions et autres avantages complémentaires postérieurs aux départs en retraite à payer | 114 | 86 | ||||||||||
| Dépenses de rémunération sous forme d’actions | 80 | 77 | ||||||||||
| Financement de pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ en retraite | (120 | ) | (72 | ) | ||||||||
| Augmentation des fonds de roulement (2) | (770 | ) | (870 | ) | ||||||||
| Autres | 53 | 7 | ||||||||||
| Flux de trésorerie lié à l’exploitation | 1 770 | 1 837 | ||||||||||
| Dépenses d’investissement | (606 | ) | (864 | ) | ||||||||
| Investissements SPM | (109 | ) | (202 | ) | ||||||||
| Données sismiques multiclients capitalisées | (101 | ) | (82 | ) | ||||||||
| Flux de trésorerie disponible (3) | 954 | 689 | ||||||||||
| Programme de rachat d’actions | (719 | ) | (899 | ) | ||||||||
| Dividendes distribués | (512 | ) | (410 | ) | ||||||||
| Produit des régimes d’actionnariat des employés | 182 | 280 | ||||||||||
| (95 | ) | (340 | ) | |||||||||
| Acquisitions d’entreprises et investissements, déduction faite de la trésorerie acquise et des dettes prises en charge | (79 | ) | (239 | ) | ||||||||
| Autres | 74 | (31 | ) | |||||||||
| Augmentation de la dette nette | (100 | ) | (610 | ) | ||||||||
| Dette nette, début de période | (5 387 | ) | (4 443 | ) | ||||||||
| Dette nette | $ | (5 487 | ) | $ | (5 053 | ) | ||||||
| Composants de la dette nette |
31 mars |
31 déc. |
31 mars | |||||||||
| Encaisse et investissements à court terme | $ | 6,803 | $ | 7 501 | $ | 7 078 | ||||||
| Investissements à taux fixe, détenus jusqu’à maturité | 436 | 442 | 358 | |||||||||
| Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme | (3 828 | ) | (2 765 | ) | (1 369 | ) | ||||||
| Dette à long terme | (8 898 | ) | (10 565 | ) | (11 120 | ) | ||||||
| $ | (5 487 | ) | $ | (5 387 | ) | $ | (5 053 | ) | ||||
| (1) | Inclut la dépréciation de la propriété, de l’usine et de l’équipement et l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et les investissements SPM. | |
| (2) | Inclut des prestations de départ de l'ordre de 245 millions USD durant les trois mois clos le 31 mars 2015. | |
| (3) | Le « flux de trésorerie disponible » représente le flux de trésorerie lié aux opérations moins les dépenses en capital, les investissements SPM et les données sismiques multiclients capitalisées. La direction estime que cette mesure est importante, car elle représente les fonds disponibles pour réduire la dette et poursuivre des opportunités améliorant la valeur pour les actionnaires, telles que la réalisation d’acquisitions, et le retour d’espèces aux actionnaires via des rachats d’actions et des dividendes. | |
Charges & Crédits
Outre les résultats financiers déterminés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR), ce communiqué des résultats du premier trimestre comprend également des mesures financières non-PCGR (telles que définies dans le règlement G de la SEC). Ce qui suit est un rapprochement de ces mesures non-PCGR aux mesures PCGR comparables :
| (en millions USD, sauf montants par action) | |||||||||||||||||||
| Premier trimestre 2015 | |||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Participations | Net |
BPA | |||||||||||||||
| Bénéfice net attribuable à Schlumberger, hors charges & crédits | $ | 1 733 | $ | 362 | $ | 13 | $ | 1 358 | $ | 1,06 | |||||||||
| Compression des effectifs (1) | (390 | ) | (56 | ) | - | (334 | ) | (0,26 | ) | ||||||||||
| Perte due à la dévaluation monétaire au Venezuela (1) | (49 | ) | - | - | (49 | ) | (0,04 | ) | |||||||||||
| Bénéfice net attribuable à Schlumberger, tel que publié | $ | 1 294 | $ | 306 | $ | 13 | $ | 975 | $ | 0,76 | |||||||||
| Quatrième trimestre 2014 | |||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Participations | Net |
BPA | |||||||||||||||
| Bénéfice net attribuable à Schlumberger, hors charges & crédits | $ | 2 488 | $ | 532 | $ | 15 | $ | 1 941 | $ | 1,50 | |||||||||
| Restructuration de WesternGeco | (806 | ) | (25 | ) | - | (781 | ) | (0,60 | ) | ||||||||||
| Perte due à la dévaluation de la monnaie au Venezuela | (472 | ) | - | - | (472 | ) | (0,36 | ) | |||||||||||
| Compression des effectifs | (296 | ) | (37 | ) | - | (259 | ) | (0,20 | ) | ||||||||||
| Dépréciation du projet SPM | (199 | ) | (72 | ) | - | (127 | ) | (0,10 | ) | ||||||||||
| Bénéfice net attribuable à Schlumberger, tel que publié | $ | 715 | $ | 398 | $ | 15 | $ | 302 | $ | 0,23 | |||||||||
| Aucune charge ni aucun crédit n’a été enregistré(e) au premier trimestre 2014. | |||||||||||||||||||
(1) Consulter la section intitulée « Informations supplémentaires » pour plus de détails sur ces charges. | |||||||||||||||||||
(2) Ne totalise pas 100 % en raison de l'arrondissement | |||||||||||||||||||
| Groupes Produits | ||||||||||||||||||||||||
| (en millions USD) | ||||||||||||||||||||||||
| Trimestre clos le | ||||||||||||||||||||||||
| 31 mars 2015 | 31 déc. 2014 | 31 mars 2014 | ||||||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires | Bénéfice | Chiffre d’affaires |
Bénéfice | Chiffre d’affaires |
Bénéfice | |||||||||||||||||||
| Caractérisation des réservoirs | $ | 2 550 | $ | 655 | $ | 3 231 | $ | 974 | $ | 2 979 | $ | 792 | ||||||||||||
| Forage | 3 963 | 790 | 4 658 | 966 | 4 331 | 881 | ||||||||||||||||||
| Production | 3 769 | 549 | 4 816 | 889 | 3 989 | 724 | ||||||||||||||||||
| Éliminations & autres | (34 | ) | (1 | ) | (64 | ) | (48 | ) | (60 | ) | (29 | ) | ||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 1 993 | 2 781 | 2 368 | |||||||||||||||||||||
| Dépenses d’entreprise & autres | - | (192 | ) | - | (221 | ) | - | (201 | ) | |||||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | - | 8 | - | 8 | - | 7 | ||||||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | - | (76 | ) | - | (80 | ) | - | (97 | ) | |||||||||||||||
| Charges & crédits | - | (439 | ) | - | (1 773 | ) | - | - | ||||||||||||||||
| $ | 10 248 | $ | 1 294 | $ | 12 641 | $ | 715 | $ | 11 239 | $ | 2 077 | |||||||||||||
| Zones géographiques | ||||||||||||||||||||||||
| (en millions USD) | ||||||||||||||||||||||||
| Trimestre clos le | ||||||||||||||||||||||||
| 31 mars 2015 | 31 déc. 2014 | 31 mars 2014 | ||||||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires | Bénéfice | Chiffre d’affaires |
Bénéfice | Chiffre d’affaires |
Bénéfice | |||||||||||||||||||
| Amérique du Nord | $ | 3 222 | $ | 416 | $ | 4 324 | $ | 849 | $ | 3 684 | $ | 683 | ||||||||||||
| Amérique latine | 1 648 | 354 | 2 053 | 429 | 1 758 | 371 | ||||||||||||||||||
| Europe /CEI /Afrique | 2 538 | 532 | 3 063 | 683 | 2 881 | 585 | ||||||||||||||||||
| Moyen-Orient et Asie | 2 703 | 774 | 3 094 | 877 | 2 845 | 749 | ||||||||||||||||||
| Éliminations & autres | 137 | (83 | ) | 107 | (57 | ) | 71 | (20 | ) | |||||||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | 1 993 | 2 781 | 2 368 | |||||||||||||||||||||
| Dépenses d’entreprise & autres | - | (192 | ) | - | (221 | ) | - | (201 | ) | |||||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | - | 8 | - | 8 | - | 7 | ||||||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | - | (76 | ) | - | (80 | ) | - | (97 | ) | |||||||||||||||
| Charges & crédits | - | (439 | ) | - | (1 773 | ) | - | - | ||||||||||||||||
| $ | 10 248 | $ | 1 294 | $ | 12 641 | $ | 715 | $ | 11 239 | $ | 2 077 | |||||||||||||
(1) À l’exclusion des intérêts inclus dans les résultats des groupes Produits et Zones géographiques. | ||||||||||||||||||||||||
Informations supplémentaires | ||
1) | Quelles étaient la marge bénéficiaire d’exploitation avant impôts et la marge d’exploitation décrémentielle pour le premier trimestre 2015 ? La marge bénéficiaire d'exploitation avant impôts était de 19,4 % et la marge d'exploitation décrémentielle en glissement annuel était de 38 %. La marge d'exploitation décrémentielle séquentielle était de 33 %. | |
2) | Quel était le flux de trésorerie disponible en pourcentage du bénéfice net avant intérêts minoritaires, hors charges et crédits, pour le premier trimestre 2015 ? | |
Le flux de trésorerie disponible, excluant 245 millions USD de prestations de départ, en tant que pourcentage du bénéfice net avant intérêts minoritaires et charges et crédits, était de 87 % pour le premier trimestre 2015. | ||
3) | Quelles sont les projections en termes de dépenses en capital pour la totalité de l’exercice 2015 ? | |
Les dépenses en capital de Schlumberger (hors investissements SPM et multiclients) devraient se chiffrer à 2,5 milliards USD pour 2015. | ||
4) | Qu’est-ce qui a été inclus dans la section « Intérêts et autres revenus » pour le premier trimestre 2015 ? | |
Les « Intérêts et autres revenus » pour le premier trimestre 2015 s'élevaient à 49 millions USD. Ce montant est composé d'un bénéfice des investissements appliquant la méthode de mise en équivalence de 36 millions USD et des intérêts créditeurs de 13 millions USD. | ||
5) | Comment les intérêts créditeurs et les intérêts débiteurs ont-ils changé au cours du premier trimestre 2015 ? | |
Les intérêts créditeurs de 13 millions USD ont été stables en séquentiel. Les intérêts débiteurs de 82 millions USD ont enregistré une baisse en séquentiel de 5 millions USD. | ||
6) | Quelle est la différence entre le « bénéfice d’exploitation avant impôts » et le bénéfice consolidé avant impôts de Schlumberger ? | |
Il s’agit de postes tels que les postes d’entreprise (incluant les charges et les crédits), les intérêts créditeurs et les intérêts débiteurs non affectés aux segments, ainsi que les dépenses de rémunération à base d’actions, les dépenses d’amortissement associées à certains actifs incorporels et certaines initiatives gérées de manière centralisée. | ||
7) | Quel était le taux d’imposition effectif (TIE), hors charges et crédits, pour le premier trimestre 2015 ? | |
Le TIE, hors charges et crédits, s'élevait à 20,9 % pour le premier trimestre 2015, comparé à 21,4 % pour le quatrième trimestre 2014. | ||
Le TIE, charges et crédits inclus, s'élevait à 23,6 % pour le premier trimestre 2015, comparé à 55,6 % pour le quatrième trimestre 2014. | ||
8) | Combien d’actions ordinaires étaient en circulation au 31 mars 2015, et comment ce nombre a-t-il évolué par rapport à la fin du trimestre précédent ? | |
Au 31 mars 2015, le nombre d’actions ordinaires en circulation s'élevait à 1 270 milliards. Le tableau suivant représente l'évolution du nombre d’actions en circulation du 31 décembre 2014 au 31 mars 2015. | ||
| (en millions USD) | |||||
| Actions en circulation au 31 décembre 2014 | 1 275 | ||||
| Actions vendues aux titulaires d’options, moins les actions échangées | 1 | ||||
| Acquisition des actions à négociation restreintes | 1 | ||||
| Actions émises en vertu du régime d’achat d’actions pour les employés | 2 | ||||
| Programme de rachat d’actions | (9 | ) | |||
| Actions en circulation au 31 mars 2015 | 1 270 | ||||
9) | Quel était le nombre moyen pondéré d’actions en circulation au cours du premier trimestre 2015 et du quatrième trimestre 2014 et comment cela se rapproche-t-il du nombre moyen d’actions en circulation, en supposant une dilution ? | |
Le nombre moyen pondéré d’actions en circulation au cours du premier trimestre 2015 et du quatrième trimestre 2014 était de 1 285 milliards et 1 293 milliards, respectivement. Vous trouverez ci-après le rapprochement de la moyenne pondérée des actions en circulation et du nombre moyen d’actions en circulation en supposant une dilution. |
| (en millions USD) | |||||||
Premier trimestre |
Quatrième trimestre | ||||||
| Moyenne pondérée des actions en circulation | 1 276 | 1 282 | |||||
| Exercice présumé des options sur actions | 5 | 7 | |||||
| Actions de négociation restreinte non acquises | 4 | 4 | |||||
| Moyenne des actions en circulation après dilution | 1 285 | 1 293 | |||||
10) | Quelles étaient les ventes multiclients au premier trimestre 2015 ? | |
Les ventes multiclients, frais de transfert compris, s'élevaient à 53 millions USD au premier trimestre 2015 et à 194 millions USD au quatrième trimestre 2014. | ||
11) | Quel était le carnet de commandes de WesternGeco à la fin du premier trimestre 2015 ? | |
Le carnet de commandes de WesternGeco, qui est basé sur des contrats signés avec les clients, s’élevait à 604 millions USD à la fin du premier trimestre 2015. Il était de 736 millions USD à la fin du quatrième trimestre 2014. | ||
12) | À quoi correspondent les différentes charges enregistrées par Schlumberger au cours du premier trimestre 2015 ? | |
Compression des effectifs : | ||
En raison de la baisse marquée de l'activité en Amérique du Nord, combinée à l'impact d'une baisse de l'activité internationale en réponse aux compressions budgétaires des clients résultant de la baisse des prix du pétrole, Schlumberger a pris la décision de réduire encore plus son effectif d'environ 11 000 employés. Schlumberger a enregistré une charge avant impôt de 390 millions USD durant le premier trimestre, associée à cette réduction de l'effectif et à un programme d'absence volontaire incitée. | ||
Charge de changes de devises du Venezuela : | ||
Bien que la monnaie de fonctionnement utilisée dans le cadre des opérations de Schlumberger au Venezuela soit le dollar américain, une partie des transactions est libellée en monnaie locale. Le 31 décembre 2014, Schlumberger a commencé à appliquer le taux de change SICAD II de 50 bolivars vénézuéliens contre 1 dollar américain pour ajuster les transactions et soldes de la monnaie locale en dollars américains. Durant le premier trimestre 2015, le gouvernement du Venezuela a remplacé le processus d'enchères SICAD II par un nouveau système de marché des changes appelé SIMADI. Le taux de change SIMADI était d'environ 192 bolivars vénézuéliens contre 1 dollar américain au 31 mars 2015. Par conséquent, Schlumberger a enregistré une charge de dévaluation avant impôt de 49 millions USD durant le premier trimestre de 2015. | ||
À propos de Schlumberger
Schlumberger est le plus grand fournisseur au monde de solutions de technologie, de gestion de projet intégrée et d’information à des clients internationaux exerçant leurs activités dans l’industrie du gaz et du pétrole. Employant près de 115 000 personnes de plus de 140 nationalités différentes et exerçant dans plus de 85 pays, Schlumberger fournit la plus vaste gamme de produits et de services du secteur, de l'exploration à la production.
Schlumberger Limited, dont les bureaux principaux sont basés à Paris, Houston, Londres et La Haye, a déclaré un chiffre d'affaires de 48,58 milliards USD en 2014. Pour de plus amples renseignements, veuillez consulter le site www.slb.com.
*Marque de Schlumberger ou des sociétés Schlumberger.
Notes
Schlumberger tiendra une conférence téléphonique pour discuter de l'annonce ci-dessus et de ses perspectives commerciales le vendredi 17 avril 2015. Le début de la conférence est prévu pour 7 h 00 (heure centrale des États-Unis), 8 h 00 (heure de l’Est), 14 h 00 (heure de Paris). Pour accéder à la conférence téléphonique, qui est ouverte au public, veuillez contacter l'opérateur au +1 (800) 230-1059 en Amérique du Nord, ou au +1 (612) 234-9959 en dehors de l'Amérique du Nord, environ 10 minutes avant le début de la conférence. Demandez « Schlumberger Earnings Conference Call ». À la fin de l’appel, une retransmission audio différée sera disponible jusqu’au 17 mai 2015 en composant le +1-800-475-6701 en Amérique du Nord, ou le +1-320-365-3844 en dehors de l’Amérique du Nord, et en indiquant le code d’accès 352390.
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 Internet.
Pour plus d’informations, veuillez contacter
Simon Farrant – Schlumberger Limited, vice-président des Relations
investisseurs
Joy V. Domingo – Schlumberger Limited, responsable
des Relations investisseurs
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Ce communiqué relatif aux résultats du premier trimestre 2015 et les informations complémentaires, ainsi que d’autres déclarations que nous formulons contiennent des « énoncés prospectifs » au sens des lois fédérales sur les valeurs mobilières, y compris des déclarations qui ne constituent pas des faits historiques, tels que nos prévisions ou nos attentes concernant les perspectives commerciales ; la croissance de Schlumberger dans son ensemble et de chacun de ses segments (et des produits ou des zones géographiques spécifiés dans chaque segment) ; la demande en pétrole et gaz naturel et la croissance de la production ; les prix du gaz naturel et du pétrole ; les améliorations des procédures et de la technologie d’exploitation ; les dépenses en capital de Schlumberger et de l’industrie du pétrole et du gaz ; les stratégies commerciales des clients de Schlumberger ; le succès des joint-ventures et des alliances de Schlumberger ; la conjoncture économique mondiale future ; et les résultats d’exploitation futurs. Ces déclarations sous-entendent des risques et des incertitudes y compris, sans toutefois s’y limiter : la conjoncture économique mondiale ; les changements au niveau des dépenses d’exploration et de production par les clients de Schlumberger et les changements en termes d’exploration et de développement de pétrole et de gaz naturel ; la conjoncture générale économique, politique et commerciale dans les régions clés du monde, y compris la Russie et l'Ukraine ; l’érosion des prix ; les facteurs climatiques et saisonniers ; les déclins de la production ; les délais opérationnels ; les changements au niveau des réglementations gouvernementales et des exigences réglementaires, y compris celles liées à l’exploration offshore de pétrole et de gaz, aux sources radioactives, explosifs, aux produits chimiques, aux services de fracturation hydraulique et aux initiatives liées au climat ; l’incapacité de la technologie à répondre aux nouveaux enjeux en matière d’exploration ; ainsi que d'autres risques et incertitudes détaillés dans notre communiqué des résultats du premier trimestre 2015, dans notre Formulaire 10-K le plus récent, ainsi que dans les autres documents déposés auprès de la Securities and Exchange Commission or SEC. 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 version faisant foi est celle du communiqué dans sa langue d’origine. La traduction devra toujours être confrontée au texte source, qui fera jurisprudence.
