Schlumberger : annonce ses résultats pour le premier trimestre 2014

Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a déclaré aujourd'hui un chiffre d'affaires des activités poursuivies de 11,24 milliards USD pour le premier trimestre 2014, contre 11,91 milliards USD au quatrième trimestre 2013 et 10,57 milliards USD au premier trimestre 2013.

Le bénéfice issu des activités poursuivies attribuable à Schlumberger, hors charges et crédits, s'élevait à 1,59 milliards USD— une baisse de 11 % en séquentiel, mais une augmentation de 23 % en glissement annuel. Le bénéfice par action dilué issu des activités poursuivies, hors charges et crédits, s'élevait à $1,21 contre $1,35 au trimestre précédent, et $0,97 au troisième trimestre 2013.

Schlumberger a enregistré des charges de $0,09 par action au quatrième trimestre 2013 et de $0,07 par action au premier trimestre 2013. Schlumberger n'a pas enregistré de charges ni de crédits au premier trimestre 2014.

Le chiffre d'affaires de 11,24 milliards USD du segment Services sur champs pétroliers a baissé de 6 % en séquentiel, mais a augmenté de 6 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 2,37 milliards USD du segment Services sur champs pétroliers a baissé de 9 % en séquentiel mais augmenté de 21 % en glissement annuel.

Le PDG de Schlumberger, Paal Kibsgaard, a commenté en ces termes : « La promotion des ventes de nouvelles technologies et l'expansion des activités d'intégration ont stimulé nos résultats du premier trimestre malgré l'hiver rigoureux qui a eu des répercussions sur nos opérations en Russie, en Chine et en Amérique du Nord. Alors que les résultats séquentiels ont enregistré une baisse habituelle des ventes de produits, logiciels et licences multiclients après de solides résultats de fin d'année, des taux de croissance en glissement annuel robustes ont été générés par les zones Moyen Orient & Asie et Amérique du Nord, bien que toutes les zones géographiques aient bénéficié de l'attention croissante portée sur l'excellence et l'efficacité opérationnelle.

À l'international, la performance a été guidée par une progression de la croissance sur les marchés clés d'Arabie saoudite, des Émirats arabes Unis et dans les eaux profondes de l'Australie, et par la robustesse en Afrique subsaharienne, des travaux de projet en Équateur, et des activités liées au schiste en Argentine. L'activité dans la partie terrestre de l'Amérique du Nord était robuste en réponse à l'intensité accrue des services, des gains de part de marché et l'adoption de nouvelles technologies, malgré les rigueurs de l'hiver et les prix compétitifs du pompage par pression. Les activités offshore de l'Amérique du Nord ont affiché un léger déclin dû à des retards opérationnels et des activités de reconditionnement prolongées.

En termes de prix, les tendances générales ont peu changé, mais de nouvelles technologies à des prix plus élevés ont continué de pénétrer le marché et contribué aux résultats de marge d'exploitation, en particulier quand elles étaient combinées à une qualité de service de premier ordre. Notre performance globale dans ce domaine a été étayée par notre organisation d'ingénierie, de fabrication et de soutien qui continue de livrer de nouveaux produits innovants à nos opérations sur le terrain, avec une solide performance ‘clé en main’.

Les fondamentaux de la reprise économique mondiale restent intacts malgré l'hiver particulièrement rigoureux qui a sévi dans certaines parties de l'hémisphère Nord, certains signes de ralentissement de la croissance en Chine, et la précarité de la situation en Ukraine. Ces facteurs sont toutefois probablement temporaires de nature et les marchés du pétrole continuent d'être plus serrés que prévu, stimulés par de solides tendances de la demande, une baisse de la capacité en pièces détachées, et une baisse des stocks de l'OCDE. L'offre continue de croître en Amérique du Nord, tandis que d'autres zones ont de la difficulté à répondre à leurs cibles de production. Aux États-Unis, les tendances du gaz naturel ont été boostées par les températures hivernales, mais l'offre et la demande devraient se normaliser au cours des prochains mois.

Par conséquent, nous continuons de croire que les dépenses liées aux puits de nos clients vont augmenté de plus de 6 % en 2014, et que les taux de croissance des dépenses seront divisés relativement équitablement entre les marchés internationaux et nord-américains, dynamisés par des sociétés pétrolières indépendantes et nationales. Nous restons donc positifs en ce qui concerne l'année qui s'annonce, avec notre large empreinte géographique, notre portefeuille équilibré de technologies, et une organisation agile qui offre à la fois une protection contre les perturbations potentielles du marché, et la capacité à capitaliser sur les opportunités qu'il présente ».

Autres événements

• Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 9,96 millions de ses actions ordinaires à un prix moyen par action de 90,31 USD et pour un prix d'achat total de 899 millions USD.
• Le 13 mars 2014, Schlumberger a annoncé la conclusion d'un accord d'achat des actions résiduelles de SES Holdings Limited (« Saxon »), un prestataire international de services de forage terrestre basé à Calgary, auprès de First Reserve et de certains membres de la direction de Saxon. Saxon exploite actuellement un parc de 87 plateformes de forages (70 de forage et 17 de reconditionnement) dans 10 pays et fournit des services de soutien à 35 autres plateformes à l'échelle mondiale. La transaction est assujettie aux conditions de clôture conventionnelles, y compris l'octroi des approbations réglementaires.

Services sur champs pétroliers

Le chiffre d'affaires de 11,24 milliards USD a baissé de 6 % en séquentiel, mais augmenté de 6 % en glissement annuel. Le chiffre d'affaires de 7,48 milliards USD de la Zone Internationale a augmenté de 322 millions USD, soit 5 % en glissement annuel, tandis que le chiffre d'affaires de 3,68 milliards USD de la zone Amérique du Nord a augmenté de 394 millions USD, soit 12 % en glissement annuel. Les fortes ventes saisonnières de produits, de logiciels et multiclients de fin d'année enregistrées au quatrième trimestre 2013 représentaient environ la moitié de la baisse séquentielle du chiffre d'affaires séquentiel. Le reste du déclin séquentiel était dû aux ralentissements saisonniers des activités liés aux conditions météorologiques en Russie et en Chine ; l'achèvement de levés sismiques marins au Brésil, en Norvège, en Malaisie et en mer Caspienne ; ainsi qu'aux retards contractuels et opérationnels enregistrés au Brésil et au Mexique. Toutefois, ces effets séquentiels ont été en partie compensés par de solides activités de pompage par pression dans la partie terrestre des États-Unis et au Canada, partiellement tempérées par un hiver particulièrement rigoureux.

Vu l'impact considérable que les facteurs de fin d'année et saisonniers ont exercé sur la performance séquentielle, les paragraphes suivants sont axés sur la croissance en glissement annuel, sauf indication contraire.

Le chiffre d'affaires de 3,68 milliards USD de la zone Amérique du Nord a augmenté de 12 %. Bien que l'activité terrestre ait été temporairement perturbée par un hiver rigoureux, des résultats généralement robustes ont été obtenus en réponse à une intensité accrue des services, des gains de parts de marché, et l'adoption des nouvelles technologies sur un marché de pompage par pression où les prix sont restés compétitifs. Le chiffre d'affaires terrestre a également bénéficié de l'expansion de l'activité d'ascension artificielle. Les activités offshore de l'Amérique du Nord ont affiché un léger déclin en réponse à des retards opérationnels et des activités de reconditionnement prolongées.

Le chiffre d'affaires International a progressé de 5 %, mené principalement par la zone Moyen Orient & Asie avec un chiffre d'affaires de 2,84 milliards USD en hausse de 19 %, principalement en réponse à la solide activité enregistrée en Arabie saoudite et dans les Émirats arabes Unis et à une activité de forage et une adoption de technologies robustes en Asie du Sud-est et en eau profonde au large de l'Australie. Le chiffre d'affaires de 2,88 milliards USD de la zone Europe/CEI/Afriquea augmenté de 1 %, mené par le marché géographique d'Afrique centrale/occidentale en réponse à une solide activité de développement et d'exploration, et par la Norvège, stimulé par des gains de parts de marché dans les services de forage. Le chiffre d'affaires de la région Russie et Asie centrale a légèrement augmenté, l'activité croissante dans l'Arctique et la mer Caspienne étant contrebalancée par une perturbation des activités résultant d'un hiver rigoureux et de l'impact de la baisse du rouble russe. Le chiffre d'affaires de la zone pour le premier trimestre reflète l'absence des résultats de l'activité sous-marine Framo, transférée à la joint-venture OneSubsea™ au deuxième trimestre 2013. En excluant l'effet de ce transfert d'activité, le chiffre d'affaires de la zone Europe/CEI/Afrique a augmenté de 3 %. Le chiffre d'affaires de 1,76 milliard USD de la zone Amérique latine a baissé de 8 %, essentiellement attribuable à une baisse significative des activités et des prix au Brésil, de pair avec la réduction du nombre d'appareils de forage au Mexique due aux dépenses budgétaires. Ces effets ont été toutefois en partie compensés par les travaux accrus dans le projet Shushufindi de Schlumberger Project Management (SPM) en Equateur et une solide activité dans le schiste de Vaca Muerta en Argentine.

Par segment, le chiffre d'affaires de 2,85 milliards USD du groupe Caractérisation de réservoir a augmenté de 51 millions USD, soit 2 %, mené par Câbles et Services de test, et dynamisé par l'exploration offshore et par Schlumberger Information Solutions (SIS) avec les ventes accrues de logiciels dans toutes les zones internationales. WesternGeco a affiché un déclin en réponse à une baisse de l'utilisation du parc de navires marins et à une réduction des ventes multiclients. Le chiffre d'affaires de 4,33 milliards USD du groupe Forages a augmenté de 269 millions USD, soit 7 %, sous l'effet de la demande robuste pour les technologies Forages & Mesures et M-I SWACO en Arabie saoudite, en Australie et dans la région d'Asie du Sud-est. Le chiffre d'affaires de 4,12 milliards USD du groupe Production a augmenté de 357 millions USD, soit 10 %, avec une croissance à double chiffre des technologies de pompage par pression enregistrée par Services de puits dans la partie terrestre de l'Amérique du Nord et une activité SPM accrue.

Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 2,37 milliards USD du segment Services sur champs pétroliers au premier trimestre a baissé de 9 % en séquentiel, mais augmenté de 21 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts pour l'International de 1,71 milliard USD a augmenté de 278 millions USD, soit 20 % en glissement annuel, tandis que le bénéfice d'exploitation avant impôts de 683 millions USD de l'Amérique du Nord a augmenté de 56 millions USD, soit 9 % en glissement annuel.

En séquentiel, la marge d'exploitation avant impôts a glissé de 80 points de base à 21,1 % en réponse aux effets de fin d'année et de saisonnalité. La dilution de marge du premier trimestre, due aux effets typiques des conditions météorologiques hivernales saisonnières et de fin d'année, était de 127 points de base. La marge pour l'International a légèrement baissé de 73 points de base à 22,8 %, tandis que la marge pour l'Amérique du Nord a baissé de 107 points de base pour se stabiliser à 18,5 %.

En glissement annuel, la marge d'exploitation avant impôts a progressé de 248 points de base, la marge d’exploitation avant impôts pour l'International ayant progressé de 286 points de base et la marge d’exploitation avant impôts de l’Amérique du Nord ayant chuté de 53 points de base. La marge de la région Moyen-Orient & Asie a enregistré une amélioration de 349 points de base en glissement annuel pour atteindre 26,3 % ; la région Europe/CEI/Afrique a augmenté de 253 points de base pour atteindre 20,3 %, et la région Amérique latine a progressé de 160 points de base pour atteindre 21,1 %. Le léger déclin de la marge en Amérique du Nord était essentiellement attribuable à une faiblesse des prix sur la partie terrestre pour les technologies de pompage par pression de Services de puits et les retards du forage dans la partie américaine du Golfe du Mexique. L'expansion robuste de la marge pour l'International a été dynamisée par l'adoption de nouvelles technologies, les efforts visant à gérer les coûts et les ressources, et la contribution continue relutive pour la marge des activités liées à l'intégration.

En glissement annuel par segment, la marge d'exploitation avant impôts du groupe Caractérisation des réservoirs a augmenté de 129 points de base à 27,3 % en réponse à la rentabilité améliorée de Câbles et de Services de test et à une augmentation des ventes de logiciel SIS, tandis que la marge d'exploitation avant impôts du groupe Forage a progressé de 249 points de base pour atteindre 20,3 % en réponse à l'intégration accrue des technologies, aux marges accrues enregistrées par Forages & Mesures, et à la rentabilité améliorée de l'activité de projet IPM (Gestion intégrée de projet). La marge d'exploitation avant impôts du groupe Production a progressé de 313 points de base pour atteindre 17,9 %, essentiellement en réponse à une amélioration des efficacités de coût et aux ventes de nouvelles technologies dans Services de puits et Complétions, bien que cet effet ait été en partie contrebalancé par les prix de reconduction de contrat.

Globalement, la performance de Schlumberger durant le premier trimestre a été marquée par un certain nombre de hauts points technologiques dus à l'efficacité, la fiabilité et l'intégration des services.

En Chine, les technologies du groupe Forages ont été déployées pour ConocoPhillips China en vue d'améliorer l'efficacité du forage et d'obtenir des mesures de pression de réservoir fiables dans un puits offshore du champ pétrolier Peng Lai 19-3 dans la Baie de Bohai. La combinaison des technologies orientables rotatives PowerDrive Xceed* et PowerDrive vorteX* de Forages & Mesures avec le système de communication C-Link IMAG a permis un contrôle précis de la trajectoire des puits, un taux de pénétration (TDP) accru, et un nettoyage de trou amélioré. En outre, le système fluide à base d'eau haute performance M-I SWACO ULTRADRIL* a été utilisé pour optimiser la stabilité du schiste et le TDP, améliorant encore davantage l'efficacité globale du forage. Par conséquent, des TDP record ont été réalisés pour les sections de 12 1/4 po. et de 8 1/2 po. avec une amélioration globale de 22 % par rapport au record précédent. Par ailleurs, dans la section de 8 1/2 po., la technologie de pression en cours de forage de formation StethoScope* a obtenu des mesures en temps réel permettant de prédire les tendances de pression interstitielle dans le réservoir. Dans l'ensemble, cette combinaison de technologies Schlumberger a fourni au client une évaluation améliorée de la formation, une exécution de haute qualité avec zéro NPT, et une économie AFE totale de quatre jours.

Au Mexique, Pemex a attribué à Schlumberger trois contrats de projet intégrés pluriannuels évalués collectivement à plus de 1,9 milliard USD, ce qui représentait l'adjudication combinée la plus importante du méga appel d'offres conclu récemment. Schlumberger est le seul prestataire de services à avoir décroché un contrat dans chaque projet, y compris l'activité de projet intégré en cours dans la région Sud, et l'activité continue dans la région Pemex Nord. L'adjudication était basée sur les termes commerciaux, QHSE, et le palmarès technologique éprouvé de Schlumberger au Mexique dans les environnements de puits complexes profonds du Sud, ainsi que l'efficacité de ses processus de forage et de ses services associés dans des projets antérieurs. En outre, Schlumberger a entamé l'exécution d'un contrat de quatre ans pour des services intégrés en eaux profondes au large du Mexique, évalués à plus de 240 millions USD. Le premier puits en eau profonde dans le cadre de ce contrat a commencé en mars 2014.

En Norvège, Schlumberger s'est fait attribuer un contrat de services de construction de puits intégrés par Det norske oljeselskap ASA pour le forage d'exploration et le développement du champ Ivar Aasen dans la partie Nord de la mer du Nord, à l'ouest du champ de Johan Sverdrup. Ce contrat de cinq ans avec deux périodes d'un an chacune en option, comprend la prestation de la gamme complète des services de construction de puits, de l'exploration au développement. L'attribution du contrat était basée sur la solution de technologie entièrement intégrée offerte par Schlumberger en termes de performance technique et financière, l'objectif étant de fournir des opérations sures et efficaces. Schlumberger fera également partie intégrante du processus de construction de puits, et fournira des services basés sur un contrat maximisant les gains potentiels résultant de l'innovation technologique, de la fiabilité et de l'efficacité du processus.

Au large de la Thaïlande, Schlumberger a réalisé le premier levé sismique en cours de forage du secteur pour Salamander Energy. La technologie sismique en cours de forage seismicVISION* de Forages & Mesures a été utilisée dans le cadre d'un levé sismique « walkabove » dans le but d'obtenir des informations de vélocité en temps réel et une imagerie sismique. Une combinaison des technologies sismiques de trou de forage intégré Q-Borehole*, de navigation et positionnement sismique SWINGS* de Câbles, et de source acoustique TRISOR* de WesternGeco a été déployée avec un tir à distance à partir de l'appareil de forage en utilisant une technologie radio pour tirer les canons et transmettre des données à partir du navire source. Au total, 53 niveaux sismiques en temps réel consécutifs ont été utilisés pour actualiser la conversion temps-profondeur, ce qui a permis de placer le trépan sur la carte sismique. En outre, les données en mémoire ont fourni plus de 100 niveaux sismiques consécutifs pour l'imagerie sismique finale. Les technologies Schlumberger ont assuré l'efficacité opérationnelle et aidé l'opérateur à réduire l'incertitude du forage, ce qui a facilité le succès du forage d'un puits jusqu'à la profondeur totale prévue.

En Russie, PetroStim, une société Schlumberger, a fourni un service de cartographie de fracture hydraulique Microseismic Services StimMAP* à une grande société pétrolière russe en Sibérie occidentale. Quatre étages de fracturation hydraulique ont été réalisés dans un puits de traitement horizontal et surveillés depuis un puits d'observation à proximité en utilisant la technologie d'imagerie sismique versatile VSI* de Câbles avec des détecteurs de fond de trou à 3 composants. Les directions de croissance de fracture ont été clairement détectées pour tous les étages, malgré la faible perméabilité de la formation et des taux de pompage réduits. Au total, plus de 400 événements micro-sismiques ont été détectés avec la confiance statistique requise pour une bonne interprétation micro-sismique, ce qui a permis au client de réduire l'incertitude du forage et de la planification du développement du champ, générant ainsi potentiellement des économies de coût significatives.

Groupe Caractérisation des réservoirs

Le chiffre d'affaires de 2,85 milliards USD du premier trimestre a baissé de 14 % en séquentiel, mais augmenté de 2 % en glissement annuel. Les déclins séquentiels étaient essentiellement dus à la baisse des ventes de logiciel SIS et multiclients après de solides performances en fin d'année. La croissance du chiffre d'affaires en glissement annuel a été menée par Câbles et Services de test et dynamisée par l'exploration offshore et par SIS avec l'augmentation des ventes de logiciel dans toutes les zones Internationales. WesternGeco a toutefois affiché un déclin en réponse à une baisse de l'utilisation du parc de navires marins et à une réduction des ventes multiclients.

Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 779 millions USD était en baisse de 24 % en séquentiel, mais en hausse de 7 % en glissement annuel. La marge d'exploitation avant impôts de 27,3 % a baissé de 384 points de base en séquentiel en réponse à la baisse saisonnière des ventes de logiciel SIS et multiclients WesternGeco. En glissement annuel, la marge d'exploitation avant impôts a progressé de 129 points de base en réponse à la rentabilité améliorée de Câbles et à l'augmentation des ventes de logiciel SIS.

Un certain nombre de succès technologiques clés et d'attribution de nouveaux contrats ont contribué à la performance du groupe Caractérisation des réservoirs au cours du premier trimestre.

En Norvège, Statoil Petroleum AS, agissant en tant qu'opérateur au nom d'un groupe partenaire de 33 sociétés de pétrole et de gaz, a attribué à WesternGeco un grand projet d'acquisition sismique et de traitement de données conjoint comprenant trois levés 3D totalisant environ 8 000 km2 dans le sud-est de la mer de Barents sur le plateau continental norvégien (PCN). Cette nouvelle zone est la première à être ouverte sur le PCN depuis 1994. Le projet multi-navires utilisera la technologie d'acquisition et d'imagerie à large bande coulissante ObliQ*, qui nécessitera le traitement des données à bord des navires.

En mer du Nord, BP a attribué à WesternGeco un contrat multi-projet pour une acquisition par câbles de flûte pendant la saison 2014-2015 en mer du Nord pour inclure un levé de surveillance 4D de 220 km2 avec une continuation vers le haut sur le champ de Tambar en Norvège suivi d'un levé 3D de 1 000 km2 à l'ouest des Shetlands. La continuation vers le haut permet de collecter des données sous des obstructions telles que des installations de production. Cette attribution fait suite à un contrat précédent complété en 2013 et comporte une option de prolongation jusqu'à 2016.

Kuwait Gulf Oil Company (KGOC) et Saudi Arabian Chevron Inc. ont attribué à WesternGeco un contrat pour un levé sismique 3D de 4 612 km2 couvrant l'ensemble de la Zone divisée (PZ) terrestre, une zone située entre le Royaume d'Arabie saoudite et Koweït, exploitée par Wafra Joint Operations. Un système sismique terrestre point-récepteur intégré UniQ* avec plus de 150 000 canaux sera utilisé pour le projet, ce qui en fera le deuxième levé sismique terrestre le plus important au monde à avoir été réalisé en termes de nombre de canaux.

Dans le secteur britannique de la Mer du Nord, Chevron a attribué à WesternGeco un levé de surveillance 4D « Q-on-Q » sur le champ Alba, un projet d'acquisition complexe qui sera acquis par l'Amazon Warrior utilisant les technologies de contrôle de propagation sismique Q-Marine* et DSC* de propagation dynamique pour assurer la répétabilité des levés. Cet octroi inclut également trois projets de traitement de données complets où le traitement 4D de quatre cuvées de données sera réalisé, ainsi qu'une migration de profondeur pré-stack 3D des données 2014. WesternGeco entretient une collaboration de longue date avec Chevron sur le champ Alba.

En Libye, les technologies Câbles ont été introduites pour WAHA OIL COMPANY dans le but de soutenir la caractérisation du réservoir de grès nubien principal. L'outil de diagraphie CMR-Plus* permet de résoudre un couche productrice de faible résistance au-dessus du réservoir primaire, tandis que la caractérisation de fluide CMR MRF* a indiqué que le réservoir était mouillé d'huile, entraînant des conséquences sur les plans de développement futurs. La sonde de spectroscopie de capture élémentaire ECS* a quantifié la minéralogie et l'estimation de porosité des volumes d'argile et de calcite. La combinaison des technologies de micro-imageur à l'huile OBMI* et d'imageur de trou de forage ultrasonique UBI* a permis à WAHA de réaliser une interprétation géologique complète en économisant plus de 10 heures de temps de forage. L'anisotropie de cisaillement haute densité de la plate-forme de balayage acoustique Sonic Scanner*, combinée à des images UBI et OBMI à haute résolution a fourni une caractérisation de contrainte de rupture du réservoir fracturé étanche.

Au Kurdistan, la technologie de sonde radiale 3D Saturn* de Câbles a été déployée pour OMV dans le but d'obtenir des échantillons de sol de haute qualité dans un puits d'exploration vertical du champ de BinaBawi. La plus grande zone de flux offerte par la conception de sonde elliptique Saturn a amélioré l'efficacité opérationnelle avec l'acquisition de quatre échantillons de fluide dans deux intervalles différents, y compris un profil d'identification de fluide, et permis au client d'économiser jusqu'à 50 % de temps d'échantillonnage de fluide comparé aux méthodes d'échantillonnage conventionnelles.

À Trinidad et Tobago, la technologie de test de dynamique de formation modulaire MDT* de Câbles avec des éléments à double garniture a été déployée dans un puits pour Centrica Energy dans le but d'obtenir des données de perméabilité fiables. Le « mini essai aux tiges » couvrait quatre intervalles, et a été mené en un seul passage de diagraphie, ce qui a permis au client d'économiser sept jours de temps de forage comparé à un essai de puits conventionnel. En outre, la combinaison des technologies d'induction triaxiale Rt Scanner*, de balayage acoustique Sonic Scanner, de dispersion diélectrique multifréquence Dielectric Scanner*, et de micro-imageur à base d'huile OBMI a été utilisée pour caractériser le réservoir.

Au Kazakhstan, un outil à câble intégré Platform Express* de Câbles a été utilisé pour Altius Petroleum International B.V. dans le but d'acquérir des diagraphies dans des puits peu profonds du champ terrestre d'Akzhar. La sélection de Schlumberger comme prestataire de services unique pour des services d'acquisition et d'interprétation de diagraphie en trou ouvert a permis à Altius Petroleum International de rester en-dessous du budget pour 38 puits et a réduit de 50 % les délais de livraison des informations. Ces informations en temps opportun ont permis au client d'éviter les coûts inutiles liés à la cimentation du puits et à la préparation du caisson.

La National Oil Corporation of Kenya (National Oil) a signé avec Schlumberger un accord de collaboration portant sur un levé sismique multiclients 2D sur longue distance de 9 500 km couvrant une zone en eau profonde extensive au large du Kenya. Cet accord utilise les technologies du groupe Caractérisation des réservoirs de Schlumberger pour acquérir, traiter et interpréter les données en collaboration avec National Oil dans le but d'effectuer un transfert de connaissances et développer le personnel technique. Le levé sera acquis à l'aide des technologies de câble flûte Q-Marine Solid* et à large bande coulissante ObliQ. Schlumberger PetroTechnical Services utilisera le logiciel de traitement de données sismiques Omega* pour l'imagerie et le traitement, et la plate-forme logicielle E&P SIS Petrel* pour l'interprétation et la modélisation géologique. L'accord inclut également des services de soutien visant à optimiser l'infrastructure de systèmes d'information et de gestion de données intégrée de National Oil.

En Inde, les systèmes de diagraphie de production de puits Câbles Flow Scanner* et de tracteur de câble de fond de trou MaxTRAC* ont été utilisés pour Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC) dans le but d'acquérir des informations de profilage de production dans un puits horizontal à haute température problématique dans le champ offshore de Mumbai High South. Le tracteur MaxTRAC a réussi à porter l'outil Flow Scanner à une profondeur totale sur un intervalle producteur contenant une complétion intelligente. Les mesures fiables de taux de production en fond de trou ont permis au client de prendre des décisions critiques en termes de développement du champ.

Groupe Forage

Le chiffre d'affaires de 4,33 milliards USD du premier trimestre a baissé de 2 % en séquentiel, mais augmenté de 7 % en glissement annuel. Le chiffre d'affaires a baissé en séquentiel suite à un déclin des ventes de produits M-I SWACO après une solide fin d'année 2013. En glissement annuel, le chiffre d'affaires a augmenté de 269 millions USD sous l'effet d'une croissance robuste des technologies Forages & Mesures avec la consolidation de l'activité de forage en Arabie saoudite, en Irak, en Norvège, en Chine, en Australie et dans la région d'Asie du Sud-est.

Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 881 millions USD était inchangé en séquentiel, mais en hausse de 22 % en glissement annuel. La marge d'exploitation avant impôts de 20,3 % a augmenté de 51 points de base en séquentiel sous l'effet d'une amélioration des prix résultant d'un mélange de plus hautes technologies pour les services Forages & Mesures, essentiellement dans la zone Moyen Orient & Asie, et d'une rentabilité améliorée des projets IPM. En glissement annuel, la marge d'exploitation avant impôts a augmenté de 249 points de base en réponse à une intégration de technologie accrue, une amélioration des marges Forages & Mesures, et une rentabilité améliorée de l'activité de projet IPM.

La performance du premier trimestre a été marquée par l'intégration de technologies et l'efficacité des services sur l'ensemble des gammes de produits du groupe Forages.

En Chine, les technologies Forages & Mesures ont établi des records de forage de puits pour Shell dans le projet de formation pétrolifère de gaz de schiste de la province de Sichuan. La technologie de système orientable rotatif à taux de remontée élevé PowerDrive Archer* a démontré sa fiabilité avec un nombre record de 309 heures de fonctionnement continu et a permis de surmonter des pendages de formation élevés durant le placement d'un puits horizontal problématique. En outre, le service de résistivité et d'imagerie en cours de forage MicroScope* a fourni des informations d'imagerie de haute qualité sur une section de réservoir record de 2 043 m. Dans un autre puits, le système orientable rotatif PowerDrive vorteX a battu le record de métrage de forage et amélioré de 92 % la performance de forage globale comparé aux puits de limite. Les technologies Forages & Mesures ont ainsi livré jusqu'ici un puits dans le quartile supérieur et quatre puits de premier ordre sur la base des services fournis et des économies de coûts réalisées par le client.

En Chine également, les technologies Forages & Mesures ont été déployées pour la CNOOC Panyu Operating Company dans le but de forer des puits horizontaux dans le champ pétrolifère mature de Panyu dont le pourcentage de volume d'eau de champ moyen est de 91 %. Une combinaison de la technologie orientable rotative à taux de remontée élevé PowerDrive Archer, la technologie orientable rotative PowerDrive Xceed, la technologie de cartographie de limite de lit PeriScope*, de diagraphie en cours de forage multifonction EcoScope^†*, et de densité de neutrons azimutale adnVISION* a amélioré l'efficacité du forage et permis de placer les puits dans une position optimale pour drainer les hydrocarbures résiduels. Cette combinaison de technologies a foré avec succès un total de 25 puits horizontaux, et a permis d'inverser la baisse de production du champ, avec comme résultat une augmentation de 68 % de la production de pétrole comparé au plan initial, et une production de pétrole incrémentielle cumulative de 45 % par rapport aux prévisions.

En Russie, les technologies Forages & Mesures ont été utilisées pour VSNK-Rosneft Oil Company dans le but de forer un puits horizontal problématique dans le champ non conventionnel de Yurubcheno-Tohomskoe en Sibérie orientale. La combinaison des technologies de mesure en cours de forage intégrée ImPulse*, de neutrons de densité azimutale adnVISION et de diagraphie sonique en cours de forage par trajets multiples SonicScope* a fourni les mesures de qualité requises pour la caractérisation des fractures de formation. Les technologies de diagraphie en cours de forage de Schlumberger ont également amélioré l'efficacité, ce qui a permis au client d'économiser trois jours de temps de forage et les coût associés.

En Égypte, la technologie à élément de diamant conique Stinger* de Schlumberger a aidé BAPETCO, une joint-venture entre Shell et l'Egyptian General Petroleum Cooperation, à réaliser une performance de forage dans le quartile supérieur dos à dos dans le champ Obayed. Dans la section de 8 1/2 po. du premier puits, les trépans compacts en diamant polycristallin (PDC) personnalisés Smith avec la technologie Stinger ont augmenté le TDP de plus de 30 % comparé aux meilleures déviations du champ. Dans la section de 8 1/2 po. du deuxième puits, le TDP utilisant la technologie Stinger correspondait à celui du champ le plus performant, et la section a été forée à une profondeur totale, remplaçant deux trépans conventionnels et augmentant de 45 % le métrage foré. La combinaison de la technologie Stinger et d'hydraulique validée par la dynamique numérique des fluides a également produit de nouveaux records de forage pour les passages les plus longs et les plus rapides du champ Obayed.

Dans la partie terrestre des États-Unis, les technologies du groupe Forage de Schlumberger ont permis à Cimarex Energy Co. d'enregistrer des temps de forage record sur des puits du bassin du Delaware. La technologie de système orientable rotatif à taux de remontée élevé PowerDrive Archer de Forage & Mesures, avec un trépan PDC Smith résistant à l'abrasion personnalisé et la technologie de viscosité M-I SWACO DUO-VIS*, a foré un puits record dans l'intervalle de sable de Second Bone Spring en seulement huit jours, soit deux jours et demi de moins que le meilleur puits précédent et quatre jours de moins que la moyenne pour la région. Cette combinaison de technologies a économisé 170 000 USD comparé au meilleur puits précédent et 260 000 USD par rapport à la moyenne pour la région.

Également dans la partie terrestre des États-Unis, la technologie de trépan Smith a permis à LINN Energy LLC de réduire le nombre moyen de trépans utilisés pour forer les sections latérales dans leurs puits du bassin d'Anadarko. Le trépan PDC Smith à six lames personnalisé combiné avec la technologie de fraise ONYX 360* a foré un intervalle entier de 8 3/4 po. sans endommager irréparablement aucun trépan pour la toute première fois dans cette formation. Grâce à la technologie de fraise ONYX 360, les latéraux ont été forés avec efficacité en économisant un temps de forage et un coût de trépan approximatif de plus de 85 000 USD par puits.

Ailleurs dans la partie terrestre des États-Unis, les trépans PDC à haute résistance d'abrasion SHARC* de Schlumberger ont permis à Murex Petroleum Corporation d'afficher une performance de forage record dans un puits du bassin de Williston. La technologie de trépan SHARC, alliée à un autre trépan PDC Smith personnalisé, a foré un puits à partir du caisson superficiel à une profondeur totale de 18 835 pieds en utilisant seulement trois trépans, un chacun dans les sections verticale, courbée et latérale. Par ailleurs, le taux moyen de pénétration était 15 % plus rapide que le meilleur puits de limite du champ, économisant 100 000 USD de coûts de puits.

Dans la partie terrestre des États-Unis, M-I SWACO a déployé la technologie chimiquement améliorée RHE-USE* pour Noble Energy dans le but d'enlever les solides à faible gravité des fluides de forage non-aqueux utilisés pour forer des puits dans le bassin Nord-est. La technologie RHE-USE a permis au client de réduire sa consommation d'huile de base et de baryte, éliminé les coûts d'équipement de transfert de solides de forage, et réduit les coûts de boue et de transport, générant ainsi des économies de coût de 200 000 USD comparé aux tampons de fluides de contrôle de solides conventionnels.

Dans la partie américaine du Golfe du Mexique, Services de puits a introduit le système d'élimination de boue à base d'huile de micro-émulsion stable MudSCRUB-SX* sur un puits en eau profonde pour un client majeur au large de la Louisiane. Les applications du système MudSCRUB-SX comprenaient le placement d'un bouchon dans le caisson de 20 po. du puits, et un bouchon mis en place durant une opération de cimentation sous pression de sabot de 16 po. pour isoler une formation de forage descendant faible. La combinaison de la formulation exclusive du système MudSCRUB-SX et du logiciel de placement de bouchon de Services de puits a entraîné un excellent nettoyage de trou et réduit la contamination du fluide. La performance optimale de la boue a permis au client d'économiser le coût et le temps associés aux additifs supplémentaires et aux étages de pompage multiples utilisés dans les traitements d'enlèvement de boue traditionnels, ainsi que le temps de réparation potentiel associé aux opérations de cimentation ultérieures.

En Pologne, la technologie de systèmes orientables rotatifs à taux de remontée élevé PowerDrive Archer de Forages & Mesures a été utilisée pour BNK Petroleum dans le puits horizontal de Gapowo B-1 dans le but de forer des schistes à pression anormale du Silurien et de l'Ordovicien inférieurs. La technologie PowerDrive Archer a permis d'atterrir le puits conformément au plan, surmontant ainsi les défis présentés par les méthodes de forage conventionnelles en termes de réalisation des taux d'accumulation nécessaires. Dans le même puits, le système orientable rotatif PowerDrive X6* a été déployé pour forer la plus longue section latérale à ce jour, en un seul passage, sur un puits de gaz de schiste de Pologne. En outre, des images à rayonnement gamma en temps réel du service d'imagerie en cours de forage geoVISION* ont confirmé la structure de formation de la section latérale, ce qui a permis d'orienter et de maintenir le puits de forage dans les limites des zones cibles pour maximiser le contact avec le réservoir de schiste.

Groupe Production

Le chiffre d'affaires de 4,12 milliards USD du premier trimestre a baissé de 2 % en séquentiel, mais augmenté de 10 % en glissement annuel. Le déclin séquentiel était essentiellement dû à la baisse des ventes de produits Complétions et Ascension artificielle suite à leurs fortes performances en fin d'année. Les technologies de pompage par pression de Services de puits étaient supérieures en raison de l'intensité accrue des services dans la partie terrestre des États-Unis, malgré la perturbation d'un hiver rigoureux et les prix de reconduction de contrat. Le chiffre d'affaires de Services de puits était également supérieur en réponse à une activité hivernale de pointe dans l'Ouest canadien.

Le chiffre d'affaires en glissement annuel a augmenté de 357 millions USD sous l'effet d'une croissance à double chiffre des technologies de pompage par pression de Services de puits dans la partie terrestre de l'Amérique du Nord. Le chiffre d'affaires SPM a progressé de plus de 50 %, les projets d'Amérique latine continuant leur progression en avance sur les plans de travail.

Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 737 millions USD était en hausse de 1 % en séquentiel et en hausse de 33 % en glissement annuel. La marge d'exploitation avant impôts de 17,9 % a progressé de 60 points de base en séquentiel en réponse à une rentabilité améliorée des technologies Services de puits et Intervention sur puits, tant dans la partie terrestre d'Amérique du Nord que dans les zones Internationales. Cette amélioration est due à une activité hivernale de pointe dans l'Ouest canadien et à des efficacités d'exploitation dans la partie terrestre des États-Unis, bien qu'elle ait subi l'effet d'une faiblesse continue des prix dans la partie terrestre des États-Unis.

La marge d'exploitation avant impôts a progressé de 313 points de base, essentiellement en réponse à des efficacités de coût et à l'amélioration des ventes de nouvelles technologies dans Services de puits et Complétions, bien que cet effet ait été en partie contrebalancé par les prix de reconduction de contrat.

Le premier trimestre a été marqué par un certain nombre de points saillants en termes d'innovation technologique, d'intégration, d'efficacité de processus et de fiabilité dans l'ensemble du groupe Production.

Dans l'Ouest du Texas, une combinaison de technologies Schlumberger a été utilisée pour Clayton Williams dans le but d'optimiser la stimulation de puits dans leur cible de schiste d'Upper Wolfcamp. Le logiciel de conception de stimulation axée sur les réservoirs Mangrove* de Services de puits utilisant les services de diagraphie ThruBit* de Câbles, y compris le rayonnement gamma spectral, a permis d'augmenter de plus de 100 % les taux de production de pointe sur 30 jours dans les nouveaux puits comparé aux puits complétés précédemment dans la formation pétrolifère. Clayton Williams attribue l'amélioration de la production au workflow Mangrove et aux données de diagraphie en trou ouvert de haute qualité obtenues dans les latérales.

En Chine, la technologie de fracturation à canal d'écoulement HiWAY* de Services de puits a été utilisée pour PetroChina Changqing Oil Company dans deux puits pilotes verticaux dans le gisement de gaz de Sulige du bassin d'Ordos. Historiquement, les puits forés dans les réservoirs étanches et sous-pressurisés n'ont fourni qu'une production marginale. Grâce au traitement HiWAY, la production initiale de chaque puits a surpassé par un facteur de trois et demi la production moyenne de puits de limite verticaux et était équivalente à la production moyenne de puits de limite horizontaux. Cette application de la technologie HiWAY a fourni au client les économies associées à une utilisation réduite d'eau et de soutènement et à une viabilité accrue de cibles marginales que ne permettent pas les traitements de fracturation conventionnels.

En Chine, la technologie de fluides de diversion chargés en fibres StimMORE* de Services de puits a été utilisée pour CNPC Tarim Oilfield Company dans la fracturation hydraulique de puits de gaz étanche à haute température et à pression extrêmement élevée du champ Kuche dans le bassin de Tarim. Une approche intégrée alliant la compréhension du réservoir à l'utilisation de la technologie de diversion StimMORE a permis de maximiser le contact de la zone superficielle de la fracture hydraulique avec le réservoir et le puits de forage. Au total, huit puits ont été traités avec succès à l'aide de la technologie StimMORE, et les taux de production de puits moyens post-travail étaient 60 % supérieurs à la moyenne des puits de limite stimulés par des méthodes conventionnelles dans le même champ.

Au Kazakhstan, Services de puits a complété la première campagne de stimulation à dix étages pour Karachaganak Petroleum Operating B.V. sur un puits horizontal dans le champ Karachaganak. L'opération comprenait cinq traitements de fracturation par acide et cinq traitements d'acidification de matrice dans un carbonate naturellement fracturé, et a été exécutée en 28 jours, plus de deux fois plus rapidement que les campagnes précédentes sur des puits similaires du même champ. Un nettoyage post stimulation initial et un reflux de puits ont également indiqué qu'il était dans le quartile supérieur en termes de production dans le champ parmi un total de 90 puits de production

Dans la partie américaine du Golfe du Mexique, Intervention sur puits a déployé les services par câble lisse numériques LIVE* pour Walter Oil & Gas dans une opération d'isolation zonale et de remise en production sans sondeuse. Les services LIVE ont combiné des capacités de corrélation et de perforation en temps réel à une solution plus compacte légère et efficace pour exécuter une intervention réussie dans les limites de l'espace de grue et de pont de la plate-forme.

Également dans la partie américaine du Golfe du Mexique, la technologie de circulation perdue PressureNET* de Services de puits a été incorporée pour la toute première fois à un fluide écarteur pondéré, et pompée devant un système de ciment contenant la technologie de fibre avancée CemNET* pour contrôler les pertes tout en installant le revêtement de production dans un puits. Cette combinaison de technologies Services de puits a fourni une couverture de ciment fiable à travers toutes les zones critiques et évité des travaux de réparation potentiels de 2,7 millions USD pour le client en eau profonde.

En Australie, Schlumberger Complétions a décroché un contrat de 40 millions USD d'INPEX. Ce contrat couvre les complétions supérieures et intermédiaires des 20 premiers puits de la Phase I du prochain de développement Ichthys. Le champ d'application du projet couvre des puits de gaz très productifs nécessitant des complétions fortement alliées de grand diamètre.

Au Brésil, Schlumberger Ascension artificielle a décroché un contrat axé sur la performance d'une valeur approximative de 50 millions USD par Petrobras pour fournir, installer et surveiller des systèmes de pompe submersible électrique dans six puits sous-marins du champ offshore de Parque Das Baleias. Le contrat de cinq ans était basé sur le bilan de réussite éprouvé en termes de fourniture de pompe submersible électrique à haute fiabilité REDA Maximus* dans les environnements en eau profonde et en eau très profonde extrêmement problématiques du Brésil.

Tableaux financiers

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 changements au niveau de la dette nette pour le premier trimestre :

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 :

Aucune charge ni aucun crédit n’a été enregistré(e) au premier trimestre 2014.

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 123 000 personnes de plus de 140 nationalités différentes et exerçant dans plus de 85 pays, Schlumberger offre la plus vaste gamme de produits et de services du secteur, de l’exploration à la production.

Schlumberger Limited, dont les bureaux principaux sont à Paris, à Houston et à La Haye, a déclaré un chiffre d’affaires de 45,27 milliards USD en 2013. Pour de plus amples renseignements, veuillez consulter le site www.slb.com.

*Marque de Schlumberger ou de sociétés Schlumberger.

^†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), anciennement Japan National Oil Corporation (JNOC) et Schlumberger ont collaboré sur un projet pour développer la technologie LWD. Les services EcoScope et NeoScope utilisent la technologie résultant de cette collaboration.

Notes

Schlumberger tiendra une téléconférence pour discuter de l'annonce ci-dessus et de ses perspectives commerciales le jeudi 17 avril 2014. Le début de la conférence est prévu pour 7 h 00, heure centrale des États-Unis, 8 h 00, heure de l'Est (ET), 14 h 00 (heure de Paris). Pour accéder à l'appel, qui sera ouvert au public, contacter l'opérateur de la conférence téléphonique au +1-866-269-9609 en Amérique du Nord, ou au +1-612-332-0923 en dehors de l'Amérique du Nord, environ 10 minutes avant l'heure de commencement prévue de la conférence. Demandez « Schlumberger Earnings Conference Call ». À la fin de l’appel, une retransmission audio différée sera disponible jusqu’au 17 mai 2014 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 316978.

La téléconférence 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 téléconférence. Une rediffusion de la transmission Web sera également disponible sur le même site Internet.

Des informations supplémentaires sous forme d’un document questions-réponses sur ce communiqué de presse et les tableaux financiers sont accessibles sur www.slb.com/ir.

Le texte du communiqué issu d’une traduction ne doit d’aucune manière être considéré comme officiel. La seule version du communiqué qui fasse foi est celle du communiqué dans sa langue d’origine. La traduction devra toujours être confrontée au texte source, qui fera jurisprudence.