16 avril, 2015, Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a annoncé aujourd’hui
ses résultats du premier trimestre 2015.

(en millions USD, sauf montants par action)
Trimestre clos le Variation
31 mars 2015 31 déc. 2014 31 mars 2014 En séquentiel En glissement annuel
Chiffre d?affaires 10 248 $ 12 641 $ 11 239 -19 % -9 %
Bénéfice d?exploitation avant impôts 1 993 2 781 2 368 -28 % -16 %
Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits* 1 358 1 941 1 592 -30 % -15 %
BPA dilué, hors charges et crédits* $ 1,06 $ 1,50 $ 1,21 -29 % -12 %
Marge d?exploitation avant impôts 19,4 % 22,0 % 21,1 % -255 pdb -162 pdb
Chiffre d’affaires Amérique du Nord $ 3 222 $ 4 324 $ 3 684 -25 % -13 %
Bénéfice d?exploitation avant impôts Amérique du Nord 416 849 683 -51 % -39 %
Marge d’exploitation avant impôts Amérique du Nord 12,9 % 19,6 % 18,5 %

-670 pdb

-561 pdb

Chiffre d?affaires International $ 6 889 $ 8 210 $ 7 484 -16 % -8 %
Bénéfice d?exploitation avant impôts International 1 661 1 990 1 706 -17 % -3 %
Marge d?exploitation avant impôts International 24,1 % 24,2 % 22,8 %

-13 pdb

+131 pdb

*Le bénéfice net Schlumberger, incluant charges et crédits,
ressort à 975 millions USD au premier trimestre 2015 contre 302
millions USD au quatrième trimestre 2014 et 1 592 milliards USD au
premier trimestre 2014. Le BPA dilué, incluant charges et crédits,
atteint 0,76 USD au premier trimestre 2015 contre 0,23 USD au
quatrième trimestre 2014, et 1,21 USD au premier trimestre 2014.

Paal Kibsgaard, Président-directeur général de Schlumberger, a déclaré,
« Le chiffre d’affaires au premier trimestre a reculé de 19 % en
séquentiel suite au déclin marqué de l’activité à terre de l’Amérique du
Nord et à la pression sur les prix qui en résulte. Les opérations
internationales ont subi l’impact d’une réduction des dépenses des
clients, en plus des effets saisonniers dans l’Hémisphère nord et de la
dévaluation du rouble russe et du bolivar vénézuélien. Trois quarts du
déclin séquentiel global sont imputables à une baisse de l’activité et
des prix, le reste est dû aux effets de change et aux ventes non
récurrentes de fin d’exercice.

« Parmi les technologies, le chiffre d’affaires du groupe Production
accuse un repli de 22 % en séquentiel suite à une réduction des services
de pompage à basse pression en Amérique du Nord, tandis que le chiffre
d’affaires du groupe Caractérisation de réservoirs et Forage a chuté
respectivement de 21 % et de 15 % en raison d?une baisse marquée des
services liés à l’exploration et au développement de l’activité de
forage. Les ventes de produits, de logiciels et les ventes multiclients
ont également baissé, les clients ayant réduit l’exploration et leurs
dépenses discrétionnaires.

« Malgré la forte baisse séquentielle du chiffre d’affaires, nous avons
pu minimiser son impact sur nos marges grâce à une gestion rapide et
proactive des coûts et à une accélération de notre programme de
transformation à travers les gammes de produits et les GeoMarkets. Ces
mesures ont permis d’améliorer la performance financière en comparaison
avec les cycles industriels précédents, avec une marge d’exploitation
décrémentielle séquentielle globale de 33 %, l’Amérique du Nord et les
zones Internationales ayant déclaré, respectivement, 39 % et 25 %.

« En dépit de la précision de nos préparations au quatrième trimestre,
la chute abrupte de l’activité, notamment en Amérique du Nord, nous a
obligés à prendre des mesures supplémentaires durant le trimestre. Nous
avons notamment pris la difficile décision de procéder à une autre
réduction de nos effectifs à hauteur de 11 000 employés, soit une
réduction totale d’environ 15 % comparativement au pic du troisième
trimestre 2014.

« Pour ce qui est du macro environnement, l’économie mondiale poursuit
sa reprise soutenue et on prévoit toujours que la demande en pétrole
augmente de 1 milliard de bbl/j en 2015. Toutefois, les réductions
significatives des dépenses E&P commencent à avoir un impact sur l?offre
tant en Amérique du Nord qu’à l’international, et l’offre devrait se
resserrer davantage encore dans la deuxième partie de l’année.

« L?Amérique du Nord connaît la plus forte diminution en matière
d?investissements E&P, la baisse des dépenses prévue y est supérieure à
30 % en 2015. Nous considérons qu’une reprise de l’activité de forage à
terre des États-Unis se fera à temps, grâce à l’augmentation de
l’inventaire des constructions de puits sans complétion et du
développement du marché de la refracturation. Nous pensons également
qu’une reprise de l’activité sera loin d’atteindre les niveaux
précédents, prolongeant ainsi la période de faibles prix.

« À l’international, nous nous attendons à ce que les dépenses E&P
baissent d’environ 15 % en 2015, ce qui créera des enjeux en termes de
niveaux d’activité et de prix, mais ces enjeux seront considérablement
inférieurs aux turbulences que nous affrontons en Amérique du Nord. Sur
le plan géographique, nous anticipons une croissance sur nos marchés
clés du Moyen-Orient où les principaux producteurs de l’OPEP continuent
à gagner des parts de marché, alors que les pays non membres de l’OPEP
qui assurent l’approvisionnement international continuent de
s’affaiblir. Ailleurs, nous nous attendons à voir des réductions de
l’ensemble des activités en Amérique latine, en Europe, en Afrique
sub-saharienne, et en Asie, tandis qu’en Russie, nous pensons que
l’activité à terre traditionnelle en Sibérie occidentale restera
résiliente mais que la contribution au chiffre d’affaires de la région
demeurera modérée jusqu’à ce que les effets de change se normalisent.

« Dans un contexte de déclin rapide de l’activité, nous nous concentrons
sur ce que nous pouvons contrôler, c?est à dire nos coûts et notre base
de ressources, le déploiement de notre technologie et de notre
expertise, et la qualité et l’intégrité des produits et des services que
nous fournissons. Nous continuons de travailler en étroite collaboration
avec nos clients pour répondre à leurs objectifs de réduction des coûts
par baril, en introduisant de nouvelles technologies, des améliorations
continues en termes de fiabilité et d’efficacité opérationnelle, mais
aussi grâce à davantage d?intégration et des contrats axés sur le
rendement.

« Dans cet environnement, nous restons confiants en notre capacité à
augmenter notre part de marché, à améliorer la performance en termes de
gains par action comparé à nos pairs de l’industrie, et à réduire
l’intensité des fonds de roulement et des dépenses. Notre effet de
levier international favorable, notre différentiation technologique en
Amérique du Nord, l’accélération de notre programme de transformation et
nos capacités d’exécution inégalées continuent de soutenir notre
surperformance financière et technique ».

Autres événements

Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 8,7 millions de ses
actions ordinaires à un prix moyen par action de 82,98 USD, pour un prix
d’achat total de 719 millions USD.

Le 20 janvier 2015, Schlumberger a convenu d’acquérir une propriété
minoritaire d’environ 46 % dans Eurasia Forage Company Limited
(« EDC »). Le coût total d’acquisition de cette participation
minoritaire, y compris une option permettant à Schlumberger d’acheter à
sa discrétion les actions résiduelles sur une période de deux ans
commençant au troisième anniversaire de la clôture de la transaction, se
chiffre à environ 1,7 milliard USD. Cette transaction est examinée
actuellement par le Service anti-monopole fédéral russe et la Commission
sur les investissements étrangers.

Amérique du Nord

Le chiffre d’affaires de 3,2 milliards USD du premier trimestre a baissé
de 25 % en séquentiel. Aux États-Unis et dans l’Ouest canadien, le
chiffre d’affaires a chuté en réponse à une baisse de l’activité de
pompage sous pression et à une pression accrue sur les prix, précipitée
par la baisse marquée du nombre d’appareils de forage terrestre et à une
débâcle printanière précoce au Canada. Dans la partie américaine du
Golfe du Mexique, l’activité offshore était inchangée en séquentiel mais
le chiffre d’affaires a baissé, essentiellement en réponse à la baisse
des ventes de licences sismiques multiclients.

La marge d’exploitation avant impôts de l’Amérique du Nord a baissé de
670 points de base (pdb) en séquentiel à 12,9 % en réponse à une baisse
de l’activité de pompage sous pression et à la faiblesse des prix dans
la partie terrestre de l’Amérique du Nord. La marge d’exploitation
offshore de l’Amérique du Nord a baissé en réponse à une composition de
revenus défavorable résultant d’un passage de l’exploration à l’activité
de développement et d’une baisse des ventes de licences multiclients à
forte marge. Malgré la sévérité du déclin du chiffre d’affaires, une
exécution focalisée et une intervention rapide en matière de gestion des
coûts ont limité à 39 % la marge décrémentielle séquentielle.

Durant le premier trimestre, de nouvelles technologies et de nouveaux
workflows planifiés ont stimulé la croissance de la production et
l’efficacité opérationnelle en termes de développement de ressources non
conventionnelles nord-américaines.

Au sud du Texas, le service de fracturation BroadBand Sequence* de
Services de puits a été déployé pour Pioneer Natural Resources dans le
but d’augmenter la production d’un puits de schiste horizontal
précédemment fracturé dans la formation Eagle Ford. La technologie
BroadBand Sequence a permis un traitement de refracturation efficace via
une application technique utilisant un liquide composite entièrement
dégradable exclusif constitué d’un mélange de particules et de fibres.
Par conséquent, la production de pétrole et de gaz du puits a augmenté
d’environ 120 % et 89 %, respectivement, dans les 45 premiers jours
suivant la refracturation.

En Louisiane, le service de fracturation BroadBand Sequence a été
déployé pour Comstock dans le schiste de Haynesville pour refracturer un
puits. Le puits produisait 0,5 MMscf/d avant son traitement. Après un
traitement de refracturation, la production a augmenté pour atteindre
4 MMscf/d et la pression d’écoulement a triplé.

En Louisiane également, Well Services a utilisé la technique de
fracturation BroadBand Sequence pour refracturer hydrauliquement un
puits exploité par Sabine Oil et Gas dans la formation de schiste de
Haynesville. Le puits produisait 0,1 MMscf/j auparavant, avec une
pression de tubage de 1000 psi. Après un traitement de refracturation,
la production a augmenté pour atteindre 2,75 MMscf/j avec une pression
de tubage de 5500 psi.

À l’ouest du Texas, les technologies du groupe Forage ont été déployées
pour Cimarex Energy dans le but d’améliorer l’efficacité du forage dans
un puits de développement situé dans la formation de schiste d’Avalon.
La combinaison des technologies de moteur de forage G2 et de trépan en
diamant conique StingBlade* de Forage & Mesures a fourni un excellent
contrôle directionnel et foré la section courbe du puits en un seul
passage avec une vitesse de pénétration moyenne 23 % plus rapide que le
meilleur puits de limite foré en 2014 avec des trépans à molettes
coniques.

Zones Internationales

Le chiffre d?affaires de 6,9 milliards USD des zones Internationales a
chuté de 16 % en séquentiel.

Le chiffre d’affaires de 2,7 milliards USD de la zone
Moyen-Orient & Asie
a chuté de 13 % en séquentiel, ce qui était
essentiellement attribuable à des baisses à deux chiffres en Chine, en
Asie-Pacifique et en Australie. Les Marchés géographiques du
Moyen-Orient sont restés robustes grâce à de nouveaux projets et à une
activité accrue, mais le chiffre d’affaires a baissé en réponse à une
baisse des ventes de produits et de logiciel après la pointe de fin
d’exercice du trimestre précédent. Le chiffre d’affaires du Marché
géographique de l’Inde a également augmenté en séquentiel tandis que
l’activité en Irak est restée faible.

Le chiffre d’affaires de 2,5 milliards USD de la zone
Europe/CEI/Afrique
a diminué de 17 % en séquentiel, essentiellement
en réponse à une faiblesse continue du rouble russe ainsi qu’au déclin
de l’activité saisonnière en Russie. Avec la décélération des dépenses
des clients, l’exploration en mer du Nord britannique a atteint son
niveau le plus bas, tandis que le nombre d’appareils de forage dans le
secteur norvégien était inchangé comparé au trimestre précédent.
L’activité était mixte en Afrique subsaharienne, les travaux offshore et
d’exploration étant en déclin sur les Marchés géographiques de l’Afrique
occidentale, du Tchad, et du Nigeria. L’Afrique du Nord a affiché des
signes précoces mais lents d’activité croissante, tandis que les travaux
en Libye étaient limités aux opérations offshore.

Le chiffre d’affaires de 1,6 milliard USD de la zone
Amérique latine
a chuté de 20 % en réponse à l’effet de change au
Venezuela et à une baisse de l’activité au Mexique, au Brésil, et en
Colombie en réponse aux compressions budgétaires. Ces effets ont été
toutefois en partie compensés par des augmentations légères mais
régulières de l’activité en Argentine, au Venezuela, à Trinidad et aux
Caraïbes.

La marge d’exploitation avant impôts de 24,1 % de la zone Internationale
était essentiellement inchangée séquentiellement. La marge
d’exploitation Moyen-Orient & Asie a augmenté de 30 pdb pour atteindre
28,6 %, tandis que celle de l’Amérique latine a augmenté de 59 pdb pour
atteindre 21,5 %, la région Europe/CEI/Afrique chutant de 133 pdb à
21,0 %. Malgré la sévérité du déclin séquentiel du chiffre d’affaires et
le décalage de plus en plus défavorable de la composition des revenus,
l’impact sur les marges a été minimisé par une exécution ciblée, une
intervention rapide sur toutes les catégories de coûts variables, et
l’accélération de notre programme de transformation sur l’ensemble des
Marchés géographiques. Leurs effets positifs ont limité à 25 % les
marges décrémentielles séquentielles. Comparé au premier trimestre 2014,
les marges internationales ont augmenté de 131 pdb.

Au cours du trimestre, les zones Internationales ont bénéficié d’un
certain nombre de contrats et de succès en termes d’intégration.

À Abu Dhabi, l’Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO) a attribué
à Schlumberger un contrat évalué à environ 185 millions USD pour fournir
des services de construction de puits intégrés sur l’île artificielle
nord de Satah Al Razboot (SARB). Ce contrat de cinq ans couvre des
services de forage directionnel, mesure en cours de forage, diagraphie
en cours de forage, trépans, pêche, cimentation, liquides de forage,
diagraphie de fluide de forage, tubes spiralés, nettoyage de puits de
forage, tests de puits et câbles. Le modèle de services intégrés donne
accès à des technologies de construction de puits et à des processus de
travail multidisciplinaires clés favorisant des activités rentables
grâce à la normalisation et à l?accent mis sur la qualité de l?exécution.

En Angola, Testing Services a remporté un contrat de l’ordre de
200 millions USD par Total Exploration & Production Angola portant sur
des arbres de test sous-marins et des services connexes dans le cadre du
projet de développement en eau très profonde du Block 32 de Kaombo. Ce
contrat de cinq ans inclut la prestation de l’arbre de test sous-marin
SenTREE HP* et des systèmes d’exploitation électrohydrauliques
SenTURIAN* pour installer des finitions sur 59 puits sous-marins.

Chevron Energy Technology Company (ETC), une division de Chevron U.S.A.
Inc., et SIS ont signé un accord de logiciel visant à fournir à
l’ensemble de l’organisation de sciences de la terre de Chevron un accès
universel à la plateforme logicielle E&P de Petrel*. Ce contrat à long
terme inclut le logiciel dans les domaines géologiques, géophysiques et
d’évaluation de réservoir, y compris la plateforme logicielle de puits
de forage Techlog*, le logiciel d’analyse de puits et de réservoir OFM*,
et le système de fourniture et de gestion de données E&P ProSource*.
Cette attribution fait suite à plus de dix ans d’innovation et de
collaboration entre ETC et SIS, et s’aligne avec l’objectif commercial
du client qui est de promouvoir des améliorations continues assurant la
rentabilité des capitaux.

Nexen, une filiale à 100 % de CNOOC Limited, a attribué à SIS un contrat
global de cinq ans pour le logiciel de schiste Petrel pour les workflows
de géosciences. La décision d’adopter la solution de schiste Petrel pour
améliorer l’efficacité, la collaboration et le développement du
personnel technique s’aligne avec l’objectif de Nexen qui est de réduire
le coût et la complexité liés à l’utilisation de multiples outils
logiciels.

Au Gabon, ENI Gabon S.A. a attribué à Schlumberger un contrat de
services intégrés pour forer un puits d’exploration dans le Block D3
offshore, en ciblant les formations présalifères Gamba et Coniquet. Ce
contrat comprend les prestations suivantes : services de forage
directionnel, mesure en cours de forage, diagraphie en cours de forage,
diagraphie de fluides de forage, liquides de forage, contrôle des
solides, cimentation, trépans, diagraphie par câble, sismique de trou de
forage, tests de puits, complétions inférieures, repêchage et tube
spiralé. En outre, Schlumberger assurera la coordination de services
intégrés ainsi que la coordination logistique et opérationnelle de
jusqu’à 14 entreprises tierces. Le modèle de services intégrés permet au
client d’accéder à des technologies de forage et de finitions
essentielles et à des processus de travail multidisciplinaires
permettant des opérations rentables axées sur la qualité de l?exécution.

WesternGeco s’est fait attribuer un levé de 1000 km2 dans les pays du
Gulf Cooperation Council (GCC) en utilisant 170 000 canaux de
technologie point-récepteur UniQ*, ce qui en fait l’un des levés
point-récepteur les plus importants jamais réalisés au Moyen-Orient. La
technologie UniQ est largement utilisée dans la région depuis son
introduction en 2011 en raison de sa capacité à imager efficacement des
réservoirs complexes.

Petrobras Tanzania a attribué à WesternGeco un contrat pour le Mamba 3D,
un levé de 3000 km2 au large de la Tanzanie, en utilisant l’Amazon
Warrior
dans son premier levé à 14 flûtes. Le levé, complété au
premier trimestre, a utilisé la technologie d’acquisition et d’imagerie
haut débit à encoche coulissante ObliQ* et comprenait un traitement à
déploiement rapide à bord. PetroTechnical Services a réalisé le
traitement des données.

Groupe Caractérisation des réservoirs

(en millions USD, sauf pourcentages de marges)
Trimestre clos le Variation
31 mars 2015 31 déc. 2014 31 mars 2014 En séquentiel En glissement annuel
Chiffre d?affaires $ 2 550 $ 3 231 $ 2 979 -21 % -14 %
Bénéfice d?exploitation avant impôts 655 974 792 -33 % -17 %
Marge d?exploitation avant impôts 25,7 % 30,2 % 26,6 % -447 pdb -89 pdb

En séquentiel, le chiffre d’affaires de 2,6 milliards USD du groupe
Caractérisation de réservoir a chuté de 21 %, essentiellement en réponse
à la compression globale des dépenses discrétionnaires et d’exploration
et à une baisse des ventes de logiciel SIS et multiclients suite aux
pics de fin d’exercice du trimestre précédent. Le chiffre d’affaires
Câbles a reculé en réponse à une baisse de l’activité d’exploration sur
les marchés internationaux et à des déclins de change en Europe, en
Norvège et en Russie.

La marge d’exploitation avant impôts de 26 % était en baisse de 447 pdb
en séquentiel sur 47 % de décrémentiels résultant d’une baisse
saisonnière des ventes de logiciel SIS et multiclients et d’une
composition de revenus globale défavorable résultant de la baisse de
l’activité d’exploration à forte marge.

Outre les attributions de contrats au cours du trimestre, les nouvelles
technologies Caractérisation des Réservoirs ont contribué à répondre aux
enjeux des clients en termes de caractérisation de réservoirs complexes,
d’optimisation de la production des puits et de récupération de
réservoirs tout en améliorant l’efficacité opérationnelle.

Au large du Brésil, la technologie de sonde radiale 3D Saturn* de Câbles
a été déployée pour Repsol Sinopec afin de caractériser une colonne
d’hydrocarbures de puits d’exploration dans le champ en eau profonde de
Seat dans le bassin de Campos. La zone d’écoulement étendue et la
couverture radiale 3-D offertes par la conception de sonde elliptique
Saturn ont amélioré l?efficacité opérationnelle avec l?acquisition de
deux échantillons de liquide de réservoir de haute qualité dans
l’intervalle cible ; le client a pu ainsi réduire de jusqu?à 50 % le
temps d?échantillonnage de fluide comparé aux méthodes d?échantillonnage
traditionnelles.

En Inde, la technologie de sonde radiale 3D Saturn de Câbles a été
introduite pour Oil et Natural Gas Corporation Limited (ONGC) dans le
but d’obtenir des échantillons de liquide de réservoir de haute qualité
dans un puits, dans des couches de faible perméabilité en dessous d’une
zone clastique basale dans le bassin de Kutch Saurashtra. La zone
d’écoulement étendue et la capacité d’étanchéité améliorée offertes par
la conception d’entrée elliptique Saturn ont permis d’établir un
écoulement circonférentiel à travers de multiples zones et une gamme
étendue de mobilité liquide. Par conséquent, de l’eau a été identifiée
dans trois zones et deux échantillons d’eau ont été prélevés avec une
efficacité opérationnelle améliorée permettant d’optimiser le programme
de tests de puits et la conception de la complétion.

Au large de l’Inde, les technologies Câbles ont été utilisées pour
acquérir des données d’évaluation de formation dans un puits
d’exploration en eau profonde pour ONGC dans un réservoir caractérisé
par des couches clastiques stratifiées dans le bassin KG. La combinaison
du testeur de dynamique de formation modulaire MDT* et des systèmes à
double garniture et InSitu Fluid Analyzer* a permis d’effectuer des
tests temporaires de la pression interstitielle et un échantillonnage de
fluides dans le même passage et a fourni des informations permettant de
mieux comprendre la découverte de gaz du client. Outre la confirmation
de formations gazières dans des réservoirs clastiques épais, d’autres
gisements peu épais ont été identifiés comme zones gazières
potentielles. Grâce aux informations obtenues à l’aide des technologies
Câbles, le client a pu réévaluer l’économie de la découverte et
optimiser le plan de complétion.

Dans le secteur britannique de mer du Nord, une combinaison de
technologies Câbles a été déployée pour Nexen Petroleum UK Ltd dans le
but de redémarrer la production dans un puits du champ Scott. L’outil
d’enlèvement des débris ReSOLVE* a été initialement utilisé pour enlever
le sable et les débris de la partie supérieure du panier de repêchage
avec un suivi en temps réel du volume collecté. L’actionneur linéaire
ReSOLVE, doté d’un suivi en temps réel, a alors été utilisé pour
récupérer le bouchon sous des restrictions de puits de forage difficiles
nécessitant 52 activations pour réussir à récupérer le bouchon. Par
conséquent, l’intervention sur puits a été exécutée comme prévu et a
permis d’augmenter la production du puits de 285 à 13 000 bbl/j.

Au Kazakhstan, les technologies Câbles ont été déployées pour
Karachaganak Petroleum Operating B.V. (un consortium entre ENI, BG,
Chevron, Lukoil et KazMunaiGaz) dans le but de caractériser un réservoir
de carbonates dans un champ de condensat de gaz. La technologie de
spectroscopie à haute définition Litho Scanner* a été utilisée pour
identifier les lithologies et les propriétés matricielles tandis que la
technologie de micro-imagerie de formation FMI-HD* a été utilisée pour
identifier des caractéristiques géologiques clés et optimiser la
sélection de points de pression et d’acquisition de liquide. La
technologie de testeur de dynamique modulaire MDT avec éléments à double
garniture et le système InSitu Fluid Analyzer ont identifié les liquides
de réservoir et collecté de multiples échantillons en fond de trou qui
ont été utilisés pour améliorer l’estimation des réserves et planifier
un prochain puits dévié. Au total, la technologie MDT a été exploitée
pendant plus d’une semaine et a pompé fiablement plus de 2 300 litres de
liquide dans un environnement H2S à haute concentration.

Également au Kazakhstan, SIS a livré un centre de collaboration et de
visualisation à l’Institut de recherche scientifique de technologies de
production et de forage de KazMunaiGaz LLP afin d’assurer la
caractérisation des réservoirs de pétrole et de gaz complexes du pays.
Le centre ultramoderne est équipé du simulateur de réservoir à haute
résolution INTERSECT*, du logiciel de modélisation de systèmes
pétroliers PetroMod*, du logiciel de puits de forage Techlog et de
l’environnement de connaissances E&P Studio*. Ce déploiement de
technologies SIS permettra à la société pétrolière nationale de
construire des modèles de réservoir d’avant-garde permettant de
surmonter des défis d’exploration complexes.

En Inde, ONGC a attribué un contrat à WesternGeco pour un levé de 3
680 km2 utilisant la technologie sismique point-récepteur Q-Marine* dans
le secteur de Heera-Panna-Bassein (HPB) au large de l’Inde occidentale.
Le levé a pour objectif d’explorer le potentiel de la formation de
Bassein et Panna dans la périphérie orientale et occidentale de la zone
de graben centrale qui est problématique sur le plan opérationnel en
raison de la variation des profondeurs d’eau entre 20 et 70 m et des
multiples installations de production. Deux navires WesternGeco seront
utilisés pour faciliter le tir par en dessous des plateformes de forage
en mer et assurer la finition du projet pendant la saison d’exploitation
2014-15.

Groupe Forage

(en millions USD, sauf pourcentages de marges)
Trimestre clos le Variation
31 mars 2015 31 déc. 2014 31 mars 2014 En séquentiel En glissement annuel
Chiffre d?affaires $ 3 963 $ 4 658 $ 4 331 -15 % -8 %
Bénéfice d?exploitation avant impôts 790 966 881 -18 % -10 %
Marge d?exploitation avant impôts 19,9 % 20,7 % 20,4 % -80 pdb -51 pdb

En séquentiel, le chiffre d’affaires de 4,0 milliards USD du groupe
Forage a chuté de 15 %, ce qui était essentiellement attribuable à la
baisse marquée du nombre d’appareils de forage en Amérique du Nord et
aux effets de change défavorables en Russie et au Venezuela, ainsi
qu’aux déclins de l’activité saisonnière en Russie qui ont
principalement affecté Forage & Mesures et M-I SWACO Technologies. Plus
de 30 % du déclin séquentiel s’est produit dans la partie terrestre de
l’Amérique du Nord en réponse à la baisse d’activité et des prix. Une
réduction des travaux de Gestion de projet intégrée (IPM) en Australie,
au Mexique et en Irak a également contribué à cette baisse.

La marge d’exploitation avant impôts de 20 % a reculé de 80 points de
base en séquentiel. Malgré la baisse du chiffre d’affaires, une
intervention rapide en matière de gestion des coûts et le bénéfice de
notre structure de coûts locale qui a minimisé l’impact des effets de
change défavorables sur le bénéfice d’exploitation avant impôts ont
permis de limiter la marge d’exploitation décrémentielle séquentielle à
25 %.

Au cours du premier trimestre, les nouvelles technologies du groupe
Forage ont optimisé le rendement en améliorant l?efficacité du forage,
en optimisant le placement des puits et en assurant l?intégrité des
puits de forage dans des réservoirs problématiques.

Au Mexique, le système orientable rotatif à ultra haute température
PowerDrive ICE* de Forage & Mesures a été déployé pour Pemex dans le but
de corriger la trajectoire de puits d’une garniture de fond très rigide
qui déviait dans une formation fortement abrasive. La technologie
PowerDrive ICE a livré le puits conformément au plan de forage et
augmenté le taux de pénétration de 16 % comparé au record de champ
précédent, économisant ainsi neuf jours d’exploitation et
1,35 million USD pour le client.

Dans le golfe de Thaïlande, le service de mesures en cours de forage à
ultra haute température TeleScope ICE* de Forage & Mesures a été déployé
pour PTT Exploration et Production Company Limited (PTTEP) dans le but
de forer un puits à pleine profondeur en un seul passage et obtenir des
mesures de fond de trou en temps réel dans un réservoir d’une
température maximale de 204 degrés C. Le client a pu ainsi éliminer un
passage de garniture de fond de trou pour protéger l’électronique et un
passage de gyroscope pour déterminer l’emplacement du puits, économisant
ainsi 12 heures de temps de forage et réduisant les coûts opérationnels
de 300 000 USD.

En Chine, la technologie de détection de limite de lit multicouche
PeriScope HD* de Forage et Mesures a été utilisée pour PetroChina à
l’appui de ses plans de développement dans des champs parvenus à
maturité caractérisés par des réservoirs contenant des pièges de faible
amplitude et des cibles minces. Dans une application pour Xin Jiang Oil
Company, la technologie PeriScope HD a permis le placement d’un puits
horizontal supérieur dans des épaisseurs de réservoirs problématiques
d’environ 1-2 m, et assuré un contact de réservoir de 100 %. Dans un
autre puits pour Tarim Oil Company, la technologie PeriScope HD a
surmonté des brèches et réalisé un placement précis de la section
horizontale d’un puits, près de la partie supérieure du réservoir,
assurant ainsi un contact de réservoir de 100 %.

En Chine également, la technologie de sismique en cours de forage
seismicVISION* de Forage & Mesures a été déployée pour la première fois
dans un levé sismique walkabove terrestre pour PetroChina TOC dans le
bassin de Tarim. Des informations en temps réel de haute qualité ont été
acquises sur un intervalle diagraphé de 6 400 m à l’aide de la
technologie Seismic Guided Forage* et ont été utilisées pour ajuster les
trajectoires de deux puits problématiques, réduisant ainsi le risque du
forage et l’incertitude de la cible finale. L’opération a été exécutée
avec efficacité en éliminant le temps de traitement de données mémoire
et de mise à jour du modèle, ce qui a permis au client d’économiser
36 heures de temps de forage.

Au Canada, le système de forage sous pression contrôlé automatisé de
contrôle de pression annulaire dynamique (DAPC) M-I SWACO a été déployé
pour Apache Corporation sur quatre puits d’exploration dans le bassin de
Liard en Colombie britannique. Historiquement, les régimes de pression
problématiques du bassin ont induit des pertes et des entrées de liquide
de forage qui ont nui à la performance de forage du puits. L’application
de systèmes MPD automatisés DAPC a assuré une pression en fond de puits
quasi constante permettant de forer à pleine profondeur et d’économiser
des coûts significatifs pour le client en réduisant le temps non
productif.

Dans le secteur norvégien de mer du Nord, la technologie de liquides M-I
SWACO WARP* a été utilisée pour une société pétrolière et gazière
internationale sur un puits caractérisé par une fenêtre d’exploitation
de pression de boue restreinte. Les faibles propriétés rhéologiques de
la technologie WARP ont permis une isolation zonale optimale de la
section de puits de 18 5/8 po., ce qui a permis d’accélérer les vitesses
d’entraînement du tubage et d’éliminer les pertes de liquide à la
formation. En outre, les diagraphies d’adhérence du ciment entre le
tubage de puits et le puits de forage ont confirmé que l’isolation
zonale était la meilleure enregistrée à ce jour pour cette section de
puits, ce qui a entraîné une amélioration significative de conformité
réglementaire comparé aux puits de limite du même champ.

Groupe Production

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Schlumberger annonce ses résultats du premier trimestre 2015

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