Schlumberger : annonce les résultats du troisième trimestre 2017

Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a annoncé aujourd’hui ses résultats pour le troisième trimestre 2017.

Paal Kibsgaard, Président-directeur général de Schlumberger a déclaré : « Notre chiffre d’affaires du troisième trimestre a augmenté de 6 % en séquentiel, tandis que le bénéfice d’exploitation avant impôts a augmenté de 11 %, entraînant un BPA hors charges d’intégration de Cameron, de 0,42 USD, soit une augmentation de 20 % par rapport au deuxième trimestre.

« La croissance de l’activité au troisième trimestre a de nouveau été menée par notre marché géographique à terre en Amérique du Nord, au sein duquel nous avons continué de gagner des parts de marché à la fois dans le segment des services de fracturation hydraulique, et de forage, malgré le ralentissement de la croissance du nombre d’appareils de forage. Nous avons également enregistré une solide croissance de l’activité en séquentiel en Russie, en mer du Nord, et en Asie, tandis que notre activité dans le reste du monde a plafonné par rapport au deuxième trimestre.

« D’un point de vue technologique, la croissance du chiffre d’affaires a été dynamisée par le groupe Production, qui a enregistré une augmentation de 15 % en séquentiel grâce aux gains continus de parts de marché sur le marché de la fracturation hydraulique à terre en Amérique du Nord, ainsi qu’à une augmentation de l’activité dans le cadre de projets d’exploitation de ressources non conventionnelles au Moyen-Orient. Le chiffre d’affaires du groupe Caractérisation des réservoirs a augmenté de 1 %, dans la mesure où la forte activité du segment Câbles en Russie et en mer du Nord a partiellement compensé la réduction de l’activité liée à l’exploration de WesternGeco. Le chiffre d’affaires du groupe Cameron a augmenté de 3 %, en raison de la hausse des ventes de produits de Systèmes de surface à terre en Amérique du Nord. Le chiffre d’affaires du groupe Forage a augmenté de 1 % dans la mesure où nous avons liquidé notre technologie PowerDrive Orbit* à terre en Amérique du Nord, et où nous avons achevé plusieurs projets clés de Services de forage intégrés (IDS, pour Integrated Drilling Services) au Mexique et en Irak qui ne reprendront pas avant le début de l’année 2018.

« D’un point de vue géographique, le chiffre d’affaires nord-américain a augmenté de 18 %, dans la mesure où nous avons poursuivi un taux de redéploiement élevé de notre capacité de fracturation hydraulique non utilisée. Le chiffre d’affaires à terre en Amérique du Nord a augmenté de 23 % en séquentiel, dépassant significativement l’augmentation de 12 % du nombre d’appareils de forage, grâce à une hausse du chiffre d’affaires du segment de fracturation hydraulique de 42 %. Au cours des six derniers mois, nous avons plus que doublé le nombre de parcs de fracturation actifs à terre en Amérique du Nord, et avons désormais redéployé la quasi-totalité de notre capacité disponible. Ceci a généré des coûts et inefficiences transitoires pour les différentes opérations de terrain, ainsi que pour notre réseau de distribution, qui seront résolus au cours du quatrième trimestre. Dans le golfe du Mexique américain, l’activité a continué de s’affaiblir au troisième trimestre, et les perspectives demeurent incertaines dans cette région d’après les projets actuels de nos clients.

« Sur les marchés internationaux, le chiffre d’affaires est resté quasiment stable au deuxième trimestre, la zone Europe/CEI/Afrique ayant enregistré une augmentation de 5 % grâce à une forte activité estivale sur les marchés géographiques de Russie et d’Asie centrale, du Royaume-Uni et d’Europe continentale, ainsi que de Norvège et du Danemark. Le chiffre d’affaires du Moyen-Orient et d’Asie est resté stable en séquentiel, dans la mesure où la croissance générée par les marchés géographiques d’Arabie saoudite et du Bahreïn, d’Extrême-Orient et d’Australie, et d’Asie du Sud et de l’Est, a été contrebalancée par un déclin en Irak dû à l’achèvement d’un projet IDS. Le chiffre d’affaires d’Amérique latine a diminué de 8 % en raison de la baisse des ventes de licences sismiques multiclients, et de l’achèvement de projets IDS sur les marchés géographiques du Mexique et d’Amérique centrale.

« En examinant le secteur au niveau macro, la réduction des stocks mondiaux de pétrole au troisième trimestre montre clairement que le marché pétrolier est désormais en équilibre, comme en témoigne la hausse des prix du pétrole au mois dernier. Cette opinion est soutenue par les signes positifs suivants. Premièrement, l’appétit des investisseurs à terre en Amérique du Nord semble désormais diminuer, en raison d’une focalisation de plus en plus importante des sociétés d’E&P sur le rendement financier, et de la nécessité d’exercer leurs activités en respectant les limites de flux de trésorerie plutôt qu’en recherchant la croissance de la production. Deuxièmement, plusieurs commentaires formulés par différents pays du Golfe clés appartenant à l’OPEP, ainsi que par la Russie, suggèrent la possibilité d’une extension des réductions de la production existante au-delà de l’accord actuel de neuf mois. Et troisièmement, les niveaux d’investissements dans la base de production située en dehors de la partie terrestre d’Amérique du Nord, des pays du Golfe appartenant à l’OPEP, et de la Russie, demeurent tous à des niveaux historiquement bas, ce qui augmente la probabilité d’un défi d’approvisionnement mondial à moyen terme, ainsi que l’urgence d’investissements plus élevés.

« La poursuite de ces tendances sur le marché, combinée à des augmentations stables des stocks de pétrole mondiaux, crée désormais les bases requises pour une hausse supplémentaire des prix du pétrole, et une croissance future des investissements mondiaux en E&P. Et bien qu’un certain niveau d’incertitude persiste autour du moment exact de la reprise du secteur, nous constatons aujourd’hui l’émergence d’un certain nombre de facteurs de marché et de points de données qui nous permettent d’aborder de manière de plus en plus positive et optimiste les perspectives de notre activité mondiale. Il est également important de souligner que la prime de risque géopolitique sur le prix du pétrole, qui était très significative par le passé, a désormais été remplacée sur bien des plans par une réduction de surproduction. En raison du resserrement de l’équilibre entre l’offre et la demande, et des tensions géopolitiques actuelles dans de nombreuses régions productrices de pétrole clés à travers le monde, une prime de risque géopolitique peut à nouveau devenir un facteur significatif.

« Compte tenu de ce contexte opérationnel et macro, nous continuons de nous focaliser sur la fourniture de services à nos clients, ainsi que sur la mise en œuvre de nos plans de qualité et d’efficacité, tout en demeurant opportunistes s’agissant d’investissements stratégiques supplémentaires. Nous continuerons de positionner Schlumberger à la tête du secteur, à l’heure où émerge lentement mais sûrement la reprise de l’activité mondiale. Enfin, je souhaite remercier les plus de 600 représentants des plus de 200 sociétés et organisations du secteur de l’E&P, issus de plus de 60 pays qui ont participé au Forum mondial des SIS à Paris, au mois de septembre. L’intérêt et le soutien en faveur des nouveaux moyens de travail manifestés lors du Forum ont confirmé le fait que le secteur commence à exploiter davantage la collaboration et les possibilités numériques, afin d’améliorer l’efficience et de réduire les coûts par baril ».

Autres événements

Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 1,5 million de ses actions ordinaires à un prix moyen par action de 66,04 USD, pour un prix d’achat total de 98 millions USD.

Le 22 août 2017, Schlumberger a procédé à l’acquisition de la participation de Petrofac dans Petro-SPM Integrated Services S.A. de C.V. (Petro-SPM), qui exploite le Contrat de services intégrés Pánuco au Mexique. Par conséquent, Schlumberger possède désormais à 100 % Petro-SPM.

Le 6 octobre 2017, Schlumberger et Borr Drilling ont signé un contrat de collaboration élargie en vue de proposer des contrats de forage intégrés et basés sur les performances, sur le marché de l’élévation offshore, en tirant parti de la présence mondiale de Schlumberger, de ses infrastructures et de son expertise technique, combinées au parc d’élévation moderne de Borr Drilling.

Le 18 octobre 2017, le Conseil d’administration de la Société a approuvé un dividende trimestriel en numéraire de 0,50 USD par action ordinaire en circulation, payable le 12 janvier 2018 aux actionnaires inscrits à la date du 6 décembre 2017.

Le 19 octobre 2017, Schlumberger Production Management (SPM) et Torxen Energy, société privée canadienne spécialisée dans l’E&P, ont conclu un contrat portant sur l’achat de l’actif Palliser Block basé à Alberta, au Canada, auprès de Cenovus Energy, société pétrolière intégrée canadienne, pour une contrepartie en numéraire d’environ 1 milliard USD (1,30 milliard CAD). L’actif Palliser Block se compose de puits pétroliers et gaziers, d’installations de surface, d’un réseau de pipelines, et d’environ 800 000 acres de droits de développement pétrolier et gazier. L’actif Palliser Block borde la superficie accordée à la coentreprise entre SPM et Torxen fondée en début d’année. En vertu du contrat, qui est soumis aux conditions de clôture habituelles, Schlumberger sera le propriétaire non opérationnel majoritaire possédant les droits exclusifs de fourniture des services, et Torxen sera l’opérateur.

Chiffre d’affaires consolidé par zone géographique

Le chiffre d’affaires du troisième trimestre s’élevant à 7,9 milliards USD a augmenté de 6 % en séquentiel, le chiffre d’affaires de la région Amérique du Nord ayant augmenté de 18 %, tandis que le chiffre d’affaires de la région Internationale est resté quasiment stable par rapport au trimestre précédent.

Amérique du Nord

En Amérique du Nord, le chiffre d’affaires a augmenté de 18 % en séquentiel, suite au redéploiement quasiment complet de notre capacité de fracturation hydraulique à terre, à l’heure où la solide activité de fracturation s’est poursuivie au cours du troisième trimestre. L’augmentation de cette activité a été partiellement contrebalancée par l’interruption opérationnelle due à l’ouragan Harvey, ainsi qu’à une plus grande faiblesse de l’activité offshore dans le golfe du Mexique américain. Le chiffre d’affaires à terre en Amérique du Nord a enregistré une croissance de 23 % en séquentiel, grâce à une croissance de 42 % du chiffre d’affaires du segment de fracturation hydraulique, due au redéploiement du parc accru, à des gains de parts de marché, et à une amélioration des prix. La croissance du chiffre d’affaires du segment de fracturation hydraulique a considérablement distancé l’augmentation de 22 % du nombre de plateformes sur le marché. Le chiffre d’affaires relatif au forage directionnel à terre en Amérique du Nord a également enregistré une augmentation de 22 %, dans la mesure où les systèmes rotatifs orientables et les technologies de trépans ont continué de susciter une demande élevée pour le forage de sections latérales plus longues. L’augmentation des ventes de produits et services, du segment des systèmes de surface de Cameron a également contribué à ces solides performances financières.

Zones Internationales

Le chiffre d’affaires dans la zone Amérique latine a diminué de 8 % en séquentiel, à l’issue de l’achèvement d’activités de caractérisation de réservoirs et de forage sur les marchés géographiques d’Amérique centrale et du Mexique au cours du trimestre précédent. Le chiffre d’affaires dans les marchés géographiques d’Amérique latine du Nord et du Sud est resté quasiment stable, avec une légère expansion d’activité dans le cadre de projets SPM en Équateur, et d’activités du groupe Forage et production en Argentine.

Le chiffre d’affaires de la zone Europe/CEI/Afrique a enregistré une augmentation de 5 % en séquentiel, grâce à une hausse de l’activité de tous les groupes de produits pendant le pic des campagnes estivales sur les marchés géographiques de Russie et d’Asie centrale, du Royaume-Uni et d’Europe continentale, ainsi que de Norvège et du Danemark. L’augmentation du chiffre d’affaires sur le marché géographique de Russie et d’Asie centrale a été favorisée par une forte activité à terre du groupe Production en Russie, ainsi que par une activité plus élevée des segments Câbles, et Test et traitement, à Sakhaline et Astrakhan. L’augmentation du chiffre d’affaires sur le marché géographique du Royaume-Uni et d’Europe continentale est due au redémarrage de projets IDS en Italie, ainsi qu’à l’amélioration de l’activité Câbles au Royaume-Uni. La forte activité du segment Câbles et du groupe Production a contribué à l’augmentation du chiffre d’affaires sur le marché géographique de Norvège et du Danemark.

Le chiffre d’affaires de la zone Moyen-Orient & Asie est resté quasiment stable en séquentiel. L’activité des groupes Production et Forage a principalement augmenté sur les marchés géographiques d’Arabie saoudite et du Bahreïn, d’Extrême-Orient et d’Australie, et d’Asie du Sud et de l’Est. Ces augmentations ont néanmoins été contrebalancées par un déclin en Irak, à l’issue de l’achèvement d’un projet IDS. La croissance de l’activité en Arabie saoudite a été favorisée par une augmentation de projets d’exploitation de ressources non conventionnelles, qui a permis aux activités de Services de production intégrés (IPS) et d’IDS d’enregistrer un chiffre d’affaires plus élevé, tandis que la croissance du chiffre d’affaires sur le marché géographique d’Extrême-Orient et d’Australie est due à la hausse de l’activité de forage en Indonésie et en Australie.

Groupe Caractérisation des réservoirs

Le chiffre d’affaires du groupe Caractérisation des réservoirs a atteint 1,8 milliard USD, dont 79 % sont issus des marchés internationaux, soit une augmentation de 1 % en séquentiel, attribuable à la hausse saisonnière des activités des segments Câbles et Test et traitement, sur les marchés géographiques de Russie et d’Asie centrale, et de Norvège et du Danemark. Les segments Câbles, et Test et traitement ont enregistré un chiffre d’affaires élevé à Sakhaline et à Astrakhan. Un projet d’exploration en Norvège a également contribué à cette augmentation. La performance du groupe a été partiellement contrebalancée par la diminution du chiffre d’affaires de WesternGeco, en grande partie attribuable à la baisse des ventes de licences sismiques multiclients, suite aux ventes élevées au Mexique au cours du trimestre précédent.

La marge d’exploitation avant impôts, de 18 % a augmenté de 56 pdb en séquentiel, la contribution accrue des activités Câbles à forte marge ayant été contrebalancée par la baisse de la rentabilité de WesternGeco résultant de la baisse des ventes de licences sismiques multiclients.

L’organisation du Forum mondial SIS 2017 à Paris, qui a vu participer plus de 200 entreprises et organisations du secteur de l’E&P, représentant plus de 60 pays et 70 % de la production mondiale d’hydrocarbures, figure parmi les faits marquants du troisième trimestre. L’un des thèmes clés du congrès était la meilleure utilisation des données et de l’expertise technique dans le secteur pétrolier et gazier, en obtenant l’information adéquate, transmise à la personne adéquate et au moment opportun, ainsi qu’en redéfinissant la manière dont la collaboration et les possibilités numériques peuvent être exploitées davantage.

Lors de ce forum, Schlumberger a présenté l’environnement cognitif d’E&P DELFI*, qui permet une collaboration sécurisée entre les équipes d’E&P, en tirant parti des technologies numériques (analytique et apprentissage machine, informatique haute performance, et Internet des objets) afin d’améliorer l’efficience opérationnelle et d’assurer une production optimisée à un coût minimum par baril. Dans le cadre du lancement de l’environnement DELFI, un lac de données E&P intégrant plus de 1 000 sondages sismiques en 3D, 5 millions de puits, 1 million de diagraphies de puits, et 400 millions de registres de production issus du monde entier, a été déployé sur la plateforme cloud de Google.

Schlumberger a également présenté la solution de planification numérique de construction de puits DrillPlan*, première étape de l’environnement cognitif d’E&P DELFI. La solution DrillPlan fait partie d’une offre de construction de puits entièrement intégrée. Élaborée dans le but d’accroître la collaboration entre les utilisateurs, la solution DrillPlan offre une nouvelle manière de travailler pour les équipes de forage. Les opérateurs et sociétés de services ont accès à l’ensemble des données et contenus scientifiques nécessaires dans un système commun unique, qui crée un flux de travail circulaire dans lequel les plans sont améliorés à mesure que nouvelles données sont ajoutées.

La performance du groupe Caractérisation des réservoirs a été améliorée par les opérations de Gestion des services intégrés (GSI), où des gestionnaires de projet, spécialement formés ont fourni une programmation, une planification et une coordination des activités pour les gammes de produits Schlumberger impliquées dans un projet. La performance du troisième trimestre a également été renforcée par les déploiements technologiques et l’attribution de nouveaux contrats.

Au Mexique, ISM a aidé Talos Energy LLC à forer et évaluer le puits d’exploration Zama-1. ISM a utilisé le service de résonance magnétique en cours de forage, proVISION Plus*, de Forage et mesures, afin de fournir la première évaluation de qualité et de perméabilité du réservoir, en temps réel. Le service de pression du réservoir en cours de diagraphie, PressureXpress* a confirmé un gradient de fluides d’hydrocarbures, suivi du testeur de dynamique de formation modulaire, Wireline MDT*, doté du système d’analyse des fluides de fond de puits en temps réel, InSitu Fluid Analyzer*. L’analyse PVT des échantillons de fluides du réservoir a confirmé la légère découverte d’huile hydrocarbonée.

Au large de la Malaisie, ISM a apporté à Ophir Production Sdn Bhd une contribution significative dans le cadre de la livraison réussie de trois puits de développement horizontaux situés dans un système de réservoir offshore extrêmement complexe, ce qui a permis une réduction des coûts de 35 %, ainsi qu’une réduction de 20 % du nombre de jours de complétion et de forage par rapport au projet initial. Parmi les technologies habilitantes clés figuraient le service de cartographie du réservoir en cours de forage, Drilling & Measurements GeoSphere*, le service de diagraphie multifonction en cours de forage, EcoScope*^†, le service de résonance magnétique nucléaire, proVISION*, ainsi que les services Geoservices Drilling Analyst. Cette combinaison de technologies et de services a également permis d’établir un nouveau record de forage de plus de 1 000 mètres par jour dans un trou de 12 1/4 pouces.

Statoil Brazil a octroyé à Schlumberger un contrat portant sur l’exécution d’une future campagne d’exploration sur le plateau continental brésilien, afin de fournir un forage directionnel, des trépans, des coulisses, des accélérateurs, un repêchage, des aléseurs, des élargisseurs, ainsi que des services de diagraphie en cours de forage, de câbles, de diagraphie des fluides de forage, de cimentation, et de test. Les travaux prévus en vertu du contrat englobent des puits en eaux ultra profondes pré- et post-salification, et ont commencé en juin 2017.

En Norvège, le segment Câbles a utilisé la technologie de sonde radiale 3D, Saturn* dans un puits d’exploration pour la société Lundin en mer de Barents. La combinaison entre le testeur de dynamique de formation modulaire, MDT doté de la technologie 3D, Saturn, et le système d’analyse des fluides de fond de puits en temps réel, InSitu Fluid Analyzer a permis une évaluation étendue de la qualité du réservoir de carbonate, ainsi que l’obtention d’échantillons représentatifs vitaux d’eau de formation. En outre, l’application multicapteur de modelage de la contamination des fluides de forage à base d’eau dans la plateforme logicielle de puits de forage, Techlog* a été utilisée afin de mieux prévoir la qualité et la contamination de l’échantillon d’eau. Ces technologies ont permis au client de réduire les risques associés à la conception du programme de test optimal d’injection d’eau pour le gisement.

Au large de la Chine, le segment Câbles a déployé une combinaison de technologies dans un puits à haute température, haute pression et ultra-faible perméabilité, pour China National Offshore Oil Company Limited (CNOOC) Zhanjiang, en mer de Chine méridionale. Les technologies utilisées ont inclus la sonde radiale 3D, Saturn, et le testeur de dynamique de formation modulaire solide, MDT Forte*. Le client a gagné environ 10 jours de temps opératoire, soit l’équivalent de 2 millions USD, en éliminant la nécessité de mener un test de puits dans des conditions difficiles.

Au large de la Malaisie, WesternGeco a achevé une étude d’acquisition sismique hybride pour Roc Oil (Sarawak) Sdn Bhd, en utilisant un navire multifonction récemment déployé (MPV), une première dans le secteur. L’étude sismique 3D sur 340 km2 a été menée au large de Sarawak, en Malaisie, en utilisant une matrice à trois sources avec enregistrement simultané grâce à un tronçon à flûtes tractées et à des nœuds en fond marin afin de contourner les obstructions de la plateforme existante, le tout depuis un navire sismique unique. Le MPV WG Vespucci a recueilli des données sismiques du fond marin de haute qualité afin de compléter les données sismiques des flûtes, sans avoir à recourir à de multiples navires et équipages d’acquisition, ce qui a abouti à une réduction des coûts, et une efficience accrue, tout en atteignant les objectifs de l’étude.

Au large de la Corée, WesternGeco a lancé la technologie sismique d’isométrie marine, IsoMetrix*, afin de mener une étude sismique à large bande haute résolution pour Korea National Oil Corporation, au-dessus du plus grand gisement de production d’hydrocarbures de la société, situé près de Busan. L’étude a été menée dans un environnement complexe, en présence de trafic maritime, avec une forte activité de pêche, et présentait un échéancier serré pour l’achèvement, en raison de problématiques météorologiques.

Groupe Forage

Le chiffre d’affaires de 2,1 milliards USD du groupe Forage, dont 73 % provenaient des marchés internationaux, a augmenté de 1 % en séquentiel. Le chiffre d’affaires relatif au forage directionnel à terre en Amérique du Nord a également enregistré une augmentation, dans la mesure où les systèmes rotatifs orientables PowerDrive Orbit, et diverses technologies avancées de trépans ont continué de susciter une demande élevée pour le forage de sections latérales plus longues. Le chiffre d’affaires International a néanmoins diminué, dans la mesure où la hausse de l’activité IDS en Arabie saoudite et le démarrage d’un projet IDS en Italie ont été plus que contrebalancés par l’achèvement de plusieurs projets IDS clés au Mexique et en Irak au trimestre précédent, projets qui ne reprendront pas avant le début de l’année 2018.

La marge d’exploitation avant impôts, de 14 % est resté quasiment stable, en séquentiel, dans la mesure où l’augmentation des volumes et les améliorations tarifaires liées à une plus grande participation des technologies des segments Forage et mesures, et Trépans et outils de forage à terre en Amérique du Nord, ont été contrebalancées par une diminution de la rentabilité d’IDS, suite à l’achèvement de projets internationaux clés.

Les performances du groupe Forage au troisième trimestre se sont renforcées grâce à la gamme complète de technologies, parmi lesquelles les systèmes de forage intégrés, les outils de fond de puits, les trépans, et les fluides de forage. Ces technologies ont permis aux clients de surmonter des défis techniques, d’accroître leur fiabilité opérationnelle, et de réduire les coûts.

À terre en Amérique du Nord, Schlumberger a continué de battre des records de forage. Le groupe Forage et mesures a utilisé une combinaison de technologies afin qu’Eclipse Resources puisse forer le plus long latéral horizontal onshore. Ce « super latéral » de 19 630 pieds, situé dans le schiste d’Utica a été foré en 121 heures, en atteignant un taux de pénétration (TDP) total de 162 pieds par heure. Ce puits surpasse le record précédent, également détenu par Eclipse, de 158 pieds, et a été foré 37 % plus rapidement que le premier puits à la longueur record. Foré en un seul passage de trépan, ce super latéral a permis au client de réduire ses coûts AFE globaux en réduisant le nombre de pénétrations horizontales nécessaires pour développer le réservoir. Les technologies ont inclus le système rotatif orientable PowerDrive Orbit, et le service de télémétrie à grande vitesse en cours de forage, TeleScope*, combiné à un trépan en diamant polycristallin compact (DPC) personnalisé, Smith Bits.

Au Nouveau-Mexique, le groupe Trépans et outils de forage a utilisé la technologie de trépan en diamant cannelé, AxeBlade* dans un puits pour Matador Resources dans le schiste de Wolfcamp. Historiquement, les forages en un seul passage de trépan jusqu’à l’amorce de déviation sont réussis dans moins de 20 % des cas dans ce schiste. La technologie de trépan, AxeBlade permet une coupe plus efficace ainsi qu’une dissipation de la chaleur, tout en fournissant une meilleure résistance frontale aux impacts, grâce à une couche de diamant plus épaisse. Cette technologie a permis de forer la section de puits en un seul passage, en atteignant une augmentation de 35 % du TDP par rapport à la moyenne enregistrée en 2016 par le client.

À terre en Amérique du Nord, le groupe Trépans et outils de forage a augmenté de 57 % le TDP pour Cimarex dans la formation STACK Meramec. La combinaison de trépans en diamant cannelé, AxeBlade avec la technologie de systèmes rotatifs orientables, PowerDrive Orbit du groupe Forage et mesures a permis de forer le plus rapidement possible un puits latéral de plusieurs miles de long dans la formation.

En Colombie, le groupe Trépans et outils de forage a utilisé la technologie de coupe PDC rotative, ONYX 360* pour surmonter les défis de forage auxquels était confrontée Equion Energy dans le bassin de Llanos. La technologie ONYX 360 a permis d’augmenter la durabilité du trépan en cours de forage, au travers de trois formations présentant des résistances à la compression, distinctes. Le TDP était 3,5 fois plus élevé que lors des passages de déviations dans les mêmes formations. Par conséquent, le client a économisé près de 3 millions USD de frais d’exploitation.

En Russie, le groupe Trépans et outils de forage a déployé la technologie de trépan à tubage en alliage adapté pour le forage, Direct XCD* dans un puits pour LUKOIL-Komi, de sorte à réduire le délai de construction d’un puits situé dans le gisement de Bayandyskoe. Dans un précédent puits de limite, le gonflement des schistes avait créé des problèmes de stabilité du puits de forage, exigeant 20 jours de travail pour achever le puits en raison de la nécessité d’un alésage extensif. La technologie de trépan, Direct XCD a permis de forer le puits en 4 jours au lieu de 20.

Au large de l’Indonésie, le groupe Trépans et outils de forage a permis à Kangean Energy Indonesia d’économiser plus de 1,4 million USD de coûts de forage dans un puits d’exploration vertical en eaux profondes, situé dans le gisement prospect South Saubi. Le système d’élimination des trous réduits à double aléseur, Rhino RHE* a permis au client d’économiser 57 heures de temps opératoire.

Dans la partie norvégienne de la mer du Nord, M-I SWACO a utilisé une combinaison de technologies pour Aker BP ASA, afin d’économiser 41 jours de temps de forage dans un puits situé dans le gisement Valhall. Ces technologies comprenaient le système de fluides à émulsion inversée haute performance, RheGuard*, de manière à optimiser le nettoyage du trou, et le concentré WARP à base de pétrole, pour optimiser les opérations de cimentation. Le client a également établi de nouveaux records dans le gisement Ivar Aasen en forant avec le système de fluides RheGuard, et en effectuant un tubage de 9 5/8 pouces jusqu’à la profondeur totale avec une vitesse moyenne de plus de 300 mètres par heure.

Groupe Production

Le chiffre d’affaires du groupe Production s’élevant à 2,9 milliards USD, dont 53 % provenaient des marchés internationaux, a enregistré une augmentation de 15 % en séquentiel, en raison de gains continus de parts de marché sur le marché de la fracturation hydraulique à terre en Amérique du Nord, ainsi que d’une hausse d’activité dans le cadre de projets d’exploitation de ressources non conventionnelles au Moyen-Orient. Le chiffre d’affaires de la fracturation hydraulique à terre en Amérique du Nord a enregistré une croissance de 42 %, grâce au redéploiement du parc accru, à des gains de parts de marché, et à une amélioration des prix. Cette croissance a distancé l’augmentation de 22 % du nombre de plateformes sur le marché. Au cours des six derniers mois, la Société a plus que doublé le nombre de parcs de fracturation, actifs à terre en Amérique du Nord, et a désormais redéployé la quasi-totalité de sa capacité disponible. SPM a également enregistré une augmentation en séquentiel, grâce à une activité de projet plus élevée en Équateur et à terre en Amérique du Nord.

La marge d’exploitation avant impôts s’élevant à 10 % a augmenté de 97 pdb en séquentiel, en raison d’une hausse d’activité et d’une amélioration des prix à terre en Amérique du Nord, tandis que le redéploiement de plusieurs parcs au troisième trimestre a généré des coûts et inefficiences transitoires pour les différentes opérations de terrain, de même que pour notre réseau de distribution. La marge a également augmenté grâce aux bénéfices accrus de l’intégration verticale de la chaîne logistique de l’activité de fracturation hydraulique.

Les résultats du groupe Production ont bénéficié d’une série de nouveaux déploiements technologiques.

Dans le Dakota du Nord, le segment Services de puits a utilisé le service de contrôle de la géométrie de fracturation, BroadBand Shield* pour Whiting Petroleum afin de stimuler des puits, dont trois font partie des 10 puits les plus productifs achevés au deuxième et troisième trimestre 2017 dans la formation de schiste de Bakken. Le service BroadBand Shield recourt à des particules d’inversion multimodale pour contrôler la géométrie de fracturation, en minimisant le risque de fracturation dans des zones indésirables. Les puits traités avec cette technologie recourent à des conceptions de traitement de fracturation plus réduites, ce qui permet d’optimiser les coûts tout offrant la possibilité au client d’accélérer la production d’hydrocarbures.

En Louisiane, le segment Services de puits a utilisé le service de fracturation BroadBand Sequence* pour Aethon Energy, et a atteint une production de premier quartile dans un puits après avoir stimulé un remblai à quatre puits dans la formation de schiste de Haynesville. Le service BroadBand Sequence a injecté des bouchons afin de favoriser la diversion et stimuler toutes les grappes de perforation, tandis que l’analyse de la pression a permis de vérifier la stimulation tout au long de l’intervalle perforé. En conséquence, Aethon Energy a octroyé à Schlumberger un parc de fracturation dédiée pour effectuer 100 % de ses complétions dans ce bassin.

En Chine, le segment Services de puits a utilisé les services de complétion de réservoir non conventionnels, BroadBand* pour PetroChina Changqing Oilfield Company (PCOC) dans des puits pétroliers et gaziers situés dans le bassin d’Ordos. Le technologie BroadBand a permis de relever les défis associés à une approche traditionnelle de complétion géométrique, dans le cadre de laquelle une partie des grappes de perforation et des réseaux de fracturation hydraulique ne contribue pas à la production. Les services BroadBand ont permis d’accroître la production à hauteur de 142 % dans ces trois puits gaziers, et de 300 % dans un puits pétrolier, par rapport aux puits de limite traités de manière conventionnelle. En outre, dans deux complétions à découvert, l’élimination d’un remblayeur et d’un système de manchettes a permis au client d’économiser environ 150 000 USD.

En Oklahoma, le segment Services d’extraction artificielle a utilisé le service de gestion du cycle de vie de la production, Lift IQ*, ainsi que la technologie de pompes submersibles électriques (PSE) personnalisées pour Chesapeake Energy, afin d’accroître de 181 % la durée de vie moyenne des PSE de quatre puits horizontaux. Le gisement se caractérise par des déclins rapides de production, une production de matières solides, et des fractions élevées de volume de gaz. En utilisant les nouvelles PSE dotées de capteurs en fond de puits, la durée de vie a augmenté, passant de 118 jours à 332 jours.

En Colombie, le segment Solutions d’extraction artificielle a utilisé pour un client la technologie de système de pompes submersibles électriques, REDA Maximus*, afin d’accroître la production de 11 800 à 21 000 barils par jour, dans un puits abrasif situé dans le bassin des Llanos. En outre, le système PSE Maximus a permis d’accroître la durée de vie des PSE, passant d’une moyenne de 72 jours à 797 jours, en minimisant la fréquence d’intervention sur le puits et les défaillances dues à l’érosion, attribuables à une production élevée de matières solides. Le nouveau niveau de production a dépassé de 33 % l’objectif de production du puits.

Au large de la Russie, le segment Services de puits a utilisé le service de stimulation de diversion, OpenPath Sequence* pour Lukoil-Nizhevolzhskneft dans le gisement de Korchagina. Le fluide de diversion viscoélastique, VDA* a également été utilisé afin de dévier les fluides de traitement vers des zones présentant une injectivité plus faible, et de stimuler la formation de carbonate. En outre, la technologie de retrait des limons et fluides de forage, MSR* a permis de supprimer le gâteau de filtration, et de restaurer la perméabilité dans les formations de grès. Une amélioration significative de l’indice d’injectivité a été atteinte à l’issue de ce traitement par stimulation de la matrice.

Dans la partie norvégienne de la mer du Nord, Schlumberger a utilisé la technologie d’ancrage et de scellement métal à métal, Metalmorphology* afin de permettre à un client de gagner cinq jours de forage dans un puits de forage instable. L’instabilité du puits de forage est courante sur le terrain, et l’intervalle de 3 604 mètres comprenait un trou ouvert de 728 mètres susceptible d’entraver l’accès. Le système de chemisage personnalisé a utilisé la technologie Metalmorphology afin d’éviter l’utilisation d’une colonne de tubage longue et lourde, nécessitant une torsion extrêmement importante lors de la rotation, et rendant difficile l’alésage avec le tubage. La technologie Metalmorphology a permis à l’opérateur d’effectuer la partie inférieure du tubage tel un chemisage sur la tige de forage, afin de gérer les restrictions du puits de forage et d’atteindre la profondeur cible en un seul passage.

Groupe Cameron

Le chiffre d’affaires du groupe Cameron a atteint 1,3 milliard USD, dont 55 % provenaient des marchés internationaux, soit une augmentation de 3 % en séquentiel, qui s’explique par l’augmentation des ventes de produits de Systèmes de surface à terre en Amérique du Nord, s’inscrivant en concordance avec la croissance du nombre de puits. La croissance à terre en Amérique du Nord a néanmoins été partiellement contrebalancée par la baisse de l’activité internationale des groupes Systèmes de forage, et OneSubsea.

La marge d’exploitation avant impôts s’élevant à 15 % a augmenté de 116 pdb en séquentiel, principalement en raison de l’augmentation de la rentabilité due à la hausse des ventes de produits et à l’amélioration des tarifs des segments Systèmes de surface et Valves et mesures, à terre en Amérique du Nord.

Grandes lignes de la performance du groupe Cameron pendant le trimestre.

En Inde, Reliance Industries Limited a octroyé à OneSubsea un contrat d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction (IAC) visant à fournir un système de production sous-marin (SPSM) destiné au projet offshore R Cluster situé dans la baie du Bengale. Ce contrat inclut des arbres de production, des collecteurs sous-marins, un système de contrôle, un système de raccordement, des compteurs multiphases, de l’outillage d’intervention, et des équipements de test. Le contrat inclut en outre l’installation et la fourniture de services de support pendant toute la durée de vie du gisement. Officialisé en juillet, le contrat prévoit des livraisons de matériel à compter du milieu de l’année 2018.

OneSubsea et 3D at Depth ont conclu un accord de collaboration stratégique. Cet accord permet aux sociétés de promouvoir conjointement la technologie de détection et localisation par la lumière (LiDAR) de 3D at Depth, en tirant parti des ressources et installations mondiales de OneSubsea. Également désignée balayage laser, la technologie LiDAR est utilisée pour recueillir des données en vue de créer des modèles 3D précis permettant aux clients d’optimiser leurs opérations sous-marines, et d’accroître les efficiences sur toute la chaîne de valeur de production.

Le segment Systèmes de forage a signé un contrat portant sur la livraison du premier amplificateur de pression sous-marin (APSM) en faveur de Seadrill. L’APSM de Cameron est une solution économique et peu encombrante qui permet aux clients d’augmenter les fluides de contrôle utilisables, stockés dans les accumulateurs installés sous la surface, en augmentant la pression de travail pour passer d’une quantité conventionnelle de 5 000 psi à une pression maximale de 7 500 psi.

Le segment Systèmes de forage a signé un contrat-cadre de services avec Weatherford Drilling International, portant sur son parc de blocs obturateurs de puits (BOP) Cameron selon un programme de réparation à prix fixe. Ce contrat offre une tarification stable, et un budget prévisible pour la réparation et la recertification d’un parc de BOP. En standardisant ces opérations, Cameron est en mesure de mieux prévoir la charge de travail au sein de ses installations de réparation, et de prévoir les besoins concernant les pièces de remplacement, ce qui contribue à améliorer les performances en termes de temps de cycle et de livraison dans les délais impartis.

Tableaux financiers

Liquidité

Charges et Crédits

Outre les résultats financiers déterminés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) aux États-Unis, ce communiqué de presse sur les résultats du troisième trimestre 2017 inclut également des mesures financières hors PCGR (telles que définies en vertu du Règlement G de la SEC). Le résultat net, hors charges et crédits, ainsi que les mesures dérivées de celui-ci (y compris le BPA dilué, hors charges et crédits ; le BPA, hors charges d’intégration de Cameron ; le résultat net de Schlumberger, hors charges et crédits ; et le taux d’imposition effectif, hors charges et crédits) sont des mesures financières non-PCGR. La direction estime que l’exclusion des charges et crédits de ces mesures financières permet d’évaluer plus efficacement la période d’opérations de Schlumberger au cours de l’exercice et d’identifier les tendances d’exploitation qui pourraient être masquées par les articles exclus. Ces mesures sont également utilisées par la direction comme des mesures de performance pour déterminer certains régimes d’intéressement. Les mesures financières non-PCGR doivent être envisagées en plus des autres informations financières présentées en conformité avec PCGR, et non pas en remplacement de celles-ci. Ce qui suit est un rapprochement de ces mesures non-PCGR aux mesures PCGR comparables.

Groupes Produits

Informations supplémentaires

À propos de Schlumberger
Schlumberger est le premier fournisseur mondial de technologie pour le traitement, la production, le forage et la caractérisation de réservoirs pour l’industrie pétrolière et gazière. Présente dans plus de 85 pays et comptant près de 100 000 employés de plus de 140 nationalités, Schlumberger offre le plus large éventail de produits et de services allant de l’exploration à la production, ainsi que des solutions intégrées allant du forage au pipeline qui optimisent la récupération des hydrocarbures pour assurer le rendement des gisements.

Schlumberger Limited, dont les bureaux principaux sont basés à Paris, Houston, Londres et La Haye, a déclaré un chiffre d’affaires de 27,81 milliards USD en 2016. Pour de plus amples informations, veuillez consulter le site www.slb.com.

*Marque de Schlumberger ou des sociétés Schlumberger.

^†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), anciennement Japan National Oil Corporation (JNOC), et Schlumberger ont collaboré sur un projet de recherche pour développer une technologie de diagraphie en cours de forage (DCF) qui réduit la nécessité de sources chimiques traditionnelles. Conçu autour du générateur de neutrons pulsés (GNP), le service EcoScope utilise la technologie résultant de cette collaboration. Le GNP et la suite complète de mesures dans un seul collier sont des composants clés du service EcoScope dont la technologie DCF change la donne.

Notes

Schlumberger tiendra une conférence téléphonique pour discuter du communiqué de presse sur les résultats, et des perspectives commerciales, le vendredi 20 octobre 2017. La conférence téléphonique débutera à 8 h 30, heure de l’Est. Pour accéder à la conférence téléphonique, qui est ouverte au public, veuillez contacter l’opérateur au +1 (800) 288-8967 en Amérique du Nord, ou au +1 (612) 333-4911 en dehors de l’Amérique du Nord, environ 10 minutes avant le début programmé de la conférence. Demandez la « Schlumberger Earnings Conference Call ». À la fin de la conférence téléphonique, une rediffusion audio sera disponible jusqu’au 20 novembre 2017 en composant le +1 (800) 475-6701 en Amérique du Nord, ou le +1 (320) 365-3844 hors de l’Amérique du Nord, et en indiquant le code d’accès 428578.

La conférence téléphonique sera diffusée simultanément sur le Web à l’adresse www.slb.com/irwebcast en mode audio uniquement. Une rediffusion de la transmission Web sera également disponible sur le même site Web jusqu’au 30 novembre 2017.

Le présent communiqué sur les résultats du troisième trimestre 2017, ainsi que d’autres déclarations que nous formulons, contiennent des « déclarations prévisionnelles » au sens des lois fédérales sur les valeurs mobilières, qui contiennent des déclarations qui ne constituent pas des faits historiques, telles que nos prévisions ou nos attentes concernant les perspectives commerciales ; la croissance de Schlumberger dans son ensemble et de chacun de ses segments (et des produits ou des zones géographiques spécifiés dans chaque segment) ; la croissance de la demande et de la production de pétrole et de gaz naturel ; les prix du gaz naturel et du pétrole ; les améliorations des procédures d’exploitation et de la technologie, y compris notre programme de transformation ; les dépenses d’investissement par Schlumberger et l’industrie du pétrole et du gaz ; les stratégies commerciales des clients de Schlumberger ; les bénéfices anticipés de la transaction Cameron ; le succès des projets SPM, des coentreprises et des alliances de Schlumberger ; la conjoncture économique mondiale future ; et les résultats d’exploitation futurs. Ces déclarations sont sujettes à des risques et à des incertitudes y compris, sans toutefois s’y limiter : la conjoncture économique mondiale ; les changements dans les dépenses d’exploration et de production par les clients de Schlumberger, et les changements dans les niveaux d’exploration et de développement du pétrole et du gaz naturel ; la conjoncture économique, politique et commerciale générale dans des régions clés du monde ; le risque lié aux devises étrangères ; la pression tarifaire ; les facteurs climatiques et saisonniers ; les modifications, retards ou annulations opérationnels ; les déclins de production ; les changements au niveau des réglementations gouvernementales et des exigences réglementaires, notamment celles liées à l’exploration offshore de pétrole et de gaz, aux sources radioactives, aux explosifs, aux produits chimiques, aux services de fracturation hydraulique et aux initiatives liées au climat ; l’incapacité de la technologie à relever les nouveaux défis dans l’exploration ; l’incapacité à retenir les employés clés ; ainsi que d’autres risques et incertitudes détaillés dans le présent communiqué sur les résultats du troisième trimestre 2017 et dans nos formulaires 10-K, 10-Q et 8-K les plus récents, déposés auprès de la Commission des valeurs mobilières des États-Unis ou fournis à cette dernière. En cas de concrétisation d’un ou plusieurs de ces risques ou incertitudes (ou si les conséquences d’un tel développement évoluaient), ou d’inexactitude de nos hypothèses sous-jacentes, il est possible que les résultats réels diffèrent sensiblement des résultats énoncés dans nos déclarations prévisionnelles. Schlumberger rejette toute intention ou obligation de publication de mise à jour ou de révision de toute déclaration prévisionnelle, que ce soit, du fait de nouvelles informations, d’événements futurs ou pour toute autre raison.

Ce texte est la traduction française du communiqué de presse original officiel en langue anglaise, lequel seul fait foi.

Consultez la version source sur businesswire.com : http://www.businesswire.com/news/home/20171107006106/fr/