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

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Schlumberger annonce ses résultats pour le premier trimestre 2014

ACTUALITÉS ÉCONOMIQUES ET FINANCIÈRES |
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État des résultats consolidés condensés
(en millions USD, sauf montants par action)
Trois mois
Périodes clôturées au 31 mars 2014 2013
Chiffre d?affaires $ 11 239 $ 10 570
Intérêts et autres produits, nets 76 33
Dépenses
Coût des produits d’exploitation 8 745 8 409
Recherche & ingénierie 284 292
Frais généraux et administratifs 106 95
Perte de valeur et autres(1) 92
Intérêts 103 98
Revenu avant impôts 2 077 1 617
Impôts sur le revenu(1) 469 406
Revenus issus des activités poursuivies 1 608 1 211
Bénéfice issu des activités abandonnées 56
Revenu net 1 608 1 267