Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a déclaré aujourd?hui un chiffre
d?affaires de 12,6 milliards USD pour le troisième trimestre 2014 par
rapport à 12,1 milliards USD pour le deuxième trimestre 2014, et 11,6
milliards USD pour le troisième trimestre 2013. Le chiffre d?affaires du
troisième trimestre a augmenté de 5 % en séquentiel et de 9 % en
glissement annuel, avec un chiffre d?affaires des zones internationales
de 8,3 milliards USD, soit une hausse de 222 millions USD, ou 3 % en
séquentiel, alors que le chiffre d?affaires de la région Amérique du
Nord de 4,3 milliards USD a augmenté de 367 millions USD, soit une
hausse de 9 % en séquentiel.

Le revenu des activités poursuivies attribuable à Schlumberger était de
1,9 milliard USD, soit une hausse de 8 % en séquentiel et une hausse de
14 % en glissement annuel. Le bénéfice dilué par action des activités
poursuivies était de 1,49 USD par rapport à 1,37 USD au précédent
trimestre, et 1,29 USD au troisième trimestre 2013, une hausse de 9 % en
séquentiel et une hausse de 16 % en glissement annuel.

Le résultat d?exploitation avant impôts du troisième trimestre a atteint
2,8 milliards USD, soit une hausse de 7 % en séquentiel et de 12 % en
glissement annuel. Le résultat d?exploitation avant impôts pour les
zones internationales de 2 milliards USD a augmenté de 5 % en
séquentiel, alors que le bénéfice d?exploitation avant impôts en
Amérique du Nord de 825 millions USD a augmenté de 18 % en séquentiel.

La marge d?exploitation avant impôts au troisième trimestre a atteint
22,2 %, avec une marge d?exploitation avant impôts en Amérique du Nord
s?élevant jusqu?à 19,4 % et une marge d?exploitation avant impôts dans
les zones internationales grimpant à 24,6 %.

Le directeur général de Schlumberger, Paal Kibsgaard, a commenté, « Une
forte activité en Amérique du Nord, soutenue par la région Europe /
Afrique / CEI malgré les sanctions internationales en Russie, ainsi
qu?une croissance robuste dans les zones internationales, avec en tête
l?Amérique latine, ont propulsé les résultats du troisième trimestre à
un nouveau record. Parallèlement, le Moyen-Orient et l?Asie ont très
bien résisté face aux turbulences du nord de l?Irak. Toutes les régions
et tous les groupes d?activités ont enregistré une croissance, grâce à
la pénétration des marchés par de nouvelles technologies et une forte
exécution opérationnelle.

Les résultats par secteur géographique ont été menés par l?Amérique du
Nord et stimulés par le Canada avec une forte reprise saisonnière à
terre et une activité offshore de la côte est largement supérieure.
L?activité à terre en Amérique du Nord affiche également de solides
résultats malgré les conditions climatiques défavorables. En Amérique
latine, tous les marchés ont enregistré une croissance, en particulier
le Mexique, à la fois à terre et offshore, et l?Argentine, avec le
développement des ressources non conventionnelles. Dans la région Europe
/ Afrique subsaharienne / CEI, l?activité d?exploration en Angola et les
nouveaux projets au Congo et en Guinée équatoriale, ainsi que la reprise
saisonnière en Russie ont plus que compensé le ralentissement en
Norvège. Les résultats au Moyen-Orient et en Asie ont été solides,
particulièrement en Arabie Saoudite et à Oman compensant un
ralentissement important au nord de l?Irak et une baisse de l?activité
en Inde.

Parmi les Groupes, Production de Réservoirs a enregistré la plus forte
croissance en séquentiel, avec des résultats attribuables à l?activité
de pompage à pression hydraulique de Well Services (Services pour les
puits) en Amérique du Nord et à la croissance de Production assistée
avec une augmentation du chiffre d?affaires et du développement.
Complétions a également contribué aux résultats du trimestre grâce à de
solides ventes de produits. Le Groupe technologies de Forage a bénéficié
d?une activité de forage supérieure dans plusieurs régions, grâce à une
activité de Gestion intégrée de projet (IPM) plus soutenue au Mexique,
et au déploiement de services haute technologie dans un certain nombre
de GeoMarkets. Les technologies de Testing Services (Services d?essais)
ont tiré la croissance du Groupe Caractérisation de réservoirs, soutenue
par de meilleurs résultats pour les services sismiques marins pendant la
saison estivale, malgré la baisse des ventes de licences multiclients.
En général, les nouvelles technologies de tous les Groupes ont connu une
plus grande pénétration du marché ce qui a permis une tarification
solide des services de base dans un environnement compétitif.

Au cours du trimestre, la perspective de croissance du PIB global a été
quelque peu modérée par des données plus faibles en Europe et en Chine,
même si l?effet de ces dernières a été partiellement compensé par la
vigueur des résultats aux États-Unis. Etant donné la vigueur de
l?économie américaine et les efforts continus pour stimuler et gérer la
croissance en Europe et en Chine, nous continuons de penser que la
reprise lente, mais soutenue de l?économie mondiale demeure intacte.
Alors que les sentiments que suscite le marché sont actuellement dominés
par la crainte de l?offre excédentaire à court terme, et même si la
perspective de la demande de pétrole a été revue légèrement à la baisse,
nous voyons peu de raisons pour l?heure de changer d?opinion : les défis
liés au maintien de l?approvisionnement hors OPEP à l?extérieur de
l?Amérique du Nord, le manque de croissance de la capacité de production
durable de l?OPEP qui exerce une pression sur la capacité de réserve de
l?OPEP, et les risques géopolitiques continus dans certaines régions
productrices clés, entraînent un rapport entre l?offre et la demande
relativement bien équilibré.

Notre vision de l?ensemble du marché continue à prendre en compte des
facteurs aussi bien favorables que défavorables en matière économique et
géopolitique. Nous maintenons, par conséquent, l?hypothèse à long terme
que nous avons décrite à New York au mois de juin et continuons à croire
que nos produits, nos services et notre expertise connaitront une
demande soutenue régulière. Nous sommes également persuadés que les
opportunités existent pour une croissance différentiée grâce à de
nouvelles technologies et une meilleure intégration, et que l?impact de
nos initiatives en matière de fiabilité et d?efficacité soutiendra et
accélérera davantage notre performance financière. »

Autres événements

Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 13,9 millions de ses
actions ordinaires à un prix moyen de 108,41 USD pour un prix d?achat
total de 1,5 milliard USD.

Le 11 août 2014, Schlumberger, OneSubsea(MC), une joint-venture d?une
société internationale du Cameroun et de Schlumberger, et Helix Energy
Solutions Group, Inc. ont conclu une lettre d?intention pour former une
alliance afin de développer des technologies et fournir des services
pour optimiser les coûts et l?efficacité des systèmes d?intervention sur
des puits sous-marins. Après accord sur les conditions définitives de
l?accord final, l?alliance mettra à profit les capacités de Helix,
OneSubsea et Schlumberger pour fournir une offre unique, entièrement
intégrée, combinant le soutien marin et les technologies d?accès et de
contrôle des puits. L?alliance sera axée sur plusieurs objectifs visant
à renforcer les paramètres de fonctionnement de la technologie
d?intervention sous-marine moderne. Ces objectifs comprennent le
développement des applications optimisées par la technologie d?accès
sous-marin et par les solutions spécifiques conçues pour les bassins
profonds et ultra-profonds et des puits subissant des pressions plus
élevées. Un élément important à considérer est la façon de renforcer les
capacités des navires de Helix pour fournir des services d?intervention
et de soutien supplémentaires, tels que la mise en service, la remontée
artificielle, et l?abandon des puits, opérations qui sont généralement
effectuées en utilisant les plateformes de forage.

Amérique du Nord

Le chiffre d?affaires d?Amérique du Nord de 4,3 milliards USD a augmenté
de 9 % en séquentiel, avec une augmentation de 12 % du chiffre
d?affaires offshore et une augmentation de 9 % du chiffre d?affaires sur
la partie terrestre. Le chiffre d?affaires offshore plus élevé était
attribuable à une activité estivale accrue à l?est du Canada et aux
gains de part de marché dans les services de forage sur la partie
américaine du Golfe du Mexique. Le chiffre d?affaires de la partie
terrestre a augmenté avec la forte reprise des marchés terrestres à
l?ouest du Canada après la débâcle printanière saisonnière, alors que le
chiffre d?affaires sur terre des États-Unis a continué à augmenter en
termes du compte des étapes et de l?amélioration de la logistique. Ces
augmentations séquentielles ont été, toutefois, légèrement atténuées par
l?interruption de l?activité pour des raisons climatiques, à la suite
des inondations dans certains bassins et des courants de boucle dans la
partie américaine du Golfe du Mexique. Les récents investissements dans
les technologies Artificial Lift pour s?emparer de la part de marché et
promouvoir la croissance inorganique ont également contribué à
l?augmentation séquentielle.

La marge d?exploitation avant impôts d?Amérique du Nord a augmenté de
137 points de base (bps) à 19,4 %, en séquentiel, alors que l?ouest du
Canada a rebondi après la débâcle printanière saisonnière du précédent
trimestre et alors que les marchés terrestres des États-Unis ont
continué à réaliser des gains d?efficacité, à augmenter la pénétration
des nouvelles technologies, et à améliorer le recouvrement des coûts
logistiques. La marge d?exploitation offshore en Amérique du Nord a
augmenté avec les gains de part de marché et l?assimilation des
technologies. L?accroissement général de la marge a été, toutefois,
modéré par les conditions climatiques défavorables et les courants de
boucle offshore.

En renforçant notre plateforme de croissance en Amérique du Nord,
Schlumberger a conclu une alliance en matière de technologie et de
services avec l?entrepreneur en forage Precision Drilling Corporation,
au mois de juillet. Cet accord donne à Precision Drilling l?accès aux
technologies et aux services de forage de fonds de puits de Schlumberger
pour plus de 300 tours de forage de Precision Drilling en Amérique du
Nord. L?alliance permet d?accroître la portée du marché de Schlumberger
sur les outils et les services de forage, avec les ensembles de fond de
puits de Schlumberger qui ont déjà été déployés dans 27 puits, dans sept
différents bassins sur les terres des États-Unis et au Canada.

Au cours du troisième trimestre, un certain nombre de nouvelles
technologies a permis de répondre aux enjeux des clients dans le
développement des ressources non conventionnelles en Amérique du Nord.
Ces technologies ont entraîné une augmentation de la production et des
opérations plus rentables.

Au Sud du Texas, par exemple, Services de puits a utilisé la technique
de fracturation du BroadBand Sequence* pour BHP Billiton pour augmenter
l?efficacité des traitements de la fracturation hydraulique dans les
nouveaux puits horizontaux, dans la zone de schiste d?Eagle Ford. Dans
un essai pilote sur huit puits, trois puits ont été réalisés au moyen de
la technique du BroadBand Sequence pour augmenter la couverture de
perforation des puits de forage au-delà des traitements de la
fracturation conventionnels. Après 210 jours, une augmentation de 22 %
dans la production normalisée a été réalisée dans les puits où la
technique du BroadBand Sequence a été appliquée, par rapport à une
moyenne de cinq puits de limite.

À l?ouest du Texas, les services de diagraphie ThruBit*, Câbles de
forage (Wireline), ont été utilisés pour Atlantic afin d?optimiser les
exécutions sur un programme de 27 puits horizontaux dans le bassin
Permien. Les réalisations modifiées ont entraîné une augmentation de la
production moyenne des puits par rapport à des puits de limite réalisés
géométriquement. Outre l?augmentation de la production, les coûts de
stimulation ont baissé en réduisant les pressions liées aux pannes et en
supprimant les filtrages.

Sur la partie terrestre des États-Unis, la technologie d?obturation de
la fracturation de composites forables, Diamondback*, de Complétions
Schlumberger, a été déployée pour BHP Billiton afin de supprimer les
événements d?obturation préétablis et le temps non productif y afférent,
dans la réalisation des puits dans la zone de schiste d?Eagle Ford.
Auparavant, le client avait connu une moyenne de plus de deux événements
d?obturation préétablis et plus de 31 heures de temps non productif par
mois y afférent. La technologie d?obturation du composite de Diamondback
a permis de surmonter les obstacles techniques et a contribué à zéro
événement préétabli pendant sept mois consécutifs tout en augmentant
d?un tiers le nombre moyen d?obturateurs établis. Après l?élimination
des événements d?obturation préétablis, le client a pu économiser
200 000 USD par événement, environ.

Outre ces exemples spécifiques, le processus LeanSTIM a démontré
l?optimisation globale de la performance dans les activités de
fracturation hydraulique. Dans les cinq mois de l?application de
LeanSTIM pour un opérateur indépendant au sud du Texas, les opérations
de Schlumberger ont entraîné une augmentation de 54 % dans le compte des
étapes par mois, par équipe. Le client a bénéficié d?un coût par étape
moins élevé, d?une exécution plus rapide des puits, d?une production
sans risques et d?une baisse du fonds de roulement. Schlumberger a
enregistré des bénéfices attribuables aux recettes incrémentielles par
mois, par équipe, aux marges plus élevées par étape, et au nombre
inférieur d?équipes opérationnelles. En adoptant LeanSTIM sur ce projet,
la capacité de pompage a été libérée, permettant à Schlumberger
d?augmenter sa part de marché avec d?autres opérateurs sans devoir
engager des dépenses en capital supplémentaires.

Zones internationales

Le chiffre d?affaires des zones internationales de 8,3 milliards USD a
augmenté de 3 % en séquentiel.

La région Amérique Latine a mené une augmentation internationale
séquentielle avec un chiffre d?affaires de 2 milliards USD, soit une
hausse de 10 %, alors que le Mexique a rebondi avec un travail de
gestion de projet intégrée (IPM) plus strict et une plus forte activité
de forage en eaux profondes, tandis qu?un chiffre d?affaires plus élevé
a été déclaré dans tous les Groupes, au Venezuela, en Argentine, en
Colombie et au Brésil.

Le chiffre d?affaires de la région Europe / CEI / Afrique de 3,3
milliards USD a augmenté de 1 % en séquentiel, à la suite d?une activité
d?exploration largement accrue en Angola, du démarrage de nouveaux
projets au Congo et en Guinée équatoriale, de l?augmentation des ventes
de logiciels au Royaume-Uni, de l?apogée du forage estival et de
l?activité d?exploration en Russie et en Asie Centrale. La croissance du
chiffre d?affaires en Russie a, toutefois, été modérée par des
investissements prudents qui ont retardé certains projets et les
dépenses engagées par certains clients à la suite des sanctions de
l?Union européenne et des États-Unis. Le chiffre d?affaires de la
Norvège a chuté alors que l?activité sismique et de forage prenait fin
après l?activité maximale du deuxième trimestre.

Le chiffre d?affaires de la région Moyen-Orient et Asie de 3 milliards
USD est resté stable en séquentiel alors que la forte activité
d?exploration offshore en Arabie Saoudite, l?augmentation du forage et
des gains de part de marché à Oman, et les activités de levé marin de
WesternGeco plus importantes à Brunei ont été compensées par une baisse
du chiffre d?affaires en Irak, à la suite d?un sérieux ralentissement
des activités au Kurdistan, attribuable aux troubles croissants. L?Inde
a également décliné à la suite de la réalisation des projets.

En séquentiel, la marge d?exploitation avant impôts de 24,6 % des zones
internationales a grimpé de 55 points de base reflétant des marges
d?exploitation incrémentielles de 45 %. En glissement annuel, les marges
d?exploitation incrémentielles internationales étaient de 50 %. La marge
d?exploitation avant impôts de la région Europe / CEI / Afrique a
augmenté de 132 points de base à 23,4 %, celle d?Amérique Latine de 72
points de base à 21,9 % alors que la marge du Moyen-Orient et d?Asie de
27,6 % était essentiellement stable avec le trimestre précédent.

L?expansion de la marge d?exploitation avant impôts des zones
internationales était attribuable à la reprise de l?activité saisonnière
en Russie et en Asie Centrale, en combinaison avec les résultats
d?exploration solides dans les marchés géographiques d?Afrique
subsaharienne et du Moyen-Orient, les ventes de logiciels à marge plus
élevée dans les marchés géographiques de la Mer du Nord, et une forte
activité dans la région d?Amérique Latine. Les effets ont, toutefois,
été limités au cours du trimestre par les coûts liés au respect des
sanctions en Russie, et au ralentissement opérationnel sérieux au
Kurdistan.

Au cours du trimestre, les zones internationales ont observé un certain
nombre d?attributions de contrats.

En Norvège, Statoil a attribué à Schlumberger un contrat d?une valeur
approximative de 180 millions USD pour la prestation des services de
forage intégrés pour diverses licences norvégiennes du plateau
continental y compris le forage d?exploration. Le contrat de deux ans,
avec trois périodes optionnelles de deux ans chacune, inclut les
services de forage directionnel, les mesures en cours de forage, la
diagraphie en cours de forage et des services de diagraphie des boues de
forage. Par ailleurs, Schlumberger fournira un transfert de données en
temps réel, des opérations intégrées avec une assistance onshore, un
forage optimisé et le matériel de forage. Le modèle des services de
forage intégrés fournit l?accès à des technologies de forage
essentielles et à des processus de travail multidisciplinaires,
favorisant des activités rentables par la normalisation et l?accent mis
sur la qualité de l?exécution.

En Équateur, les partenaires du consortium Shushufindi, Schlumberger et
Tecpetrol se sont vu attribuer le contrat des services de gestion de la
production pour les champs du Groupe 1. L?attribution a été basée sur
des conditions commerciales ; une excellente qualité, l?expérience en
termes de sécurité et d?environnement ; des niveaux élevés d?alignement
et d?intégration ; et les aptitudes avérées de Schlumberger pour
l?application de la technologie dans les projets de développement des
champs matures en Équateur. Ce nouveau projet permettra au consortium
d?améliorer les économies d?échelle et, avec les champs de Shushufindi
et Libertador, augmentera davantage la production de Petroamazonas en
Équateur.

Au Koweït, Kuwait Oil Company (KOC) a attribué à WesternGeco un contrat
de cinq ans pour un levé de 4 200 km2 d?azimut plein, 3D, haute
résolution pour les champs de Greater Burgan et Khabrat Ali au moyen de
plusieurs technologies géophysiques intégrées. Le levé, qui inclut à la
fois l?acquisition et le traitement des données, sera réalisé au moyen
du système sismique terrestre à point récepteur intégré UniQ* avec plus
de 200 000 canaux, ce qui en fera l?un des plus importants levés
sismiques au monde, en termes du nombre de canaux. Le contrat inclut
également un profil sismique vertical 3D (VSP) et des techniques
électromagnétiques et magnétotelluriques, qui seront intégrés aux
données sismiques pour une meilleure résolution et une baisse des
risques sous-surfaciques.

Au Mexique, Schlumberger a signé un contrat multiannuel avec la
Commission Nationale des Hydrocarbures (CNH) pour développer et gérer le
Répertoire National des Données (NDR), et préparer les salles de données
pour les premiers appels d?offres nationaux relatifs au pétrole à la
suite de la question de la législation de la réforme de l?énergie. Le
contrat a été attribué sur la base des conditions commerciales, des
solutions technologiques, et de l?expérience mondiale dans le
développement et la gestion des NDR, des centres de données et des
salles de données. Le premier cycle des appels d?offres a été annoncé
pour le premier trimestre de 2015.

Groupe Caractérisation des réservoirs

Le chiffre d?affaires du troisième trimestre de 3,2 milliards USD a
augmenté de 3 % en séquentiel et de 3 % en glissement annuel. Le
bénéfice d?exploitation avant impôts était de 954 millions USD, soit une
hausse de 4 % en séquentiel, mais a baissé de 3 % en glissement annuel.
L?augmentation séquentielle du chiffre d?affaires était principalement
attribuable à une utilisation accrue des technologies de Testing
Services, à la suite d?une forte activité d?exploration au Brésil, ainsi
que sur un certain nombre de marchés géographiques. Le chiffre
d?affaires de WesternGeco a également augmenté, en séquentiel, grâce à
une amélioration de l?activité mondiale des navires entraînant une
utilisation accrue des actifs au cours du trimestre. Par ailleurs,
Schlumberger Information Solutions (SIS) a déclaré une augmentation des
ventes de logiciels, en particulier au Royaume-Uni. Ces augmentations
ont, toutefois, été partiellement compensées par une baisse des ventes
sismiques multiclients de PetroTechnical Services en séquentiel.

La marge d?exploitation avant impôts de 30 % était de 29 points de base
supérieure, en séquentiel, reflétant des marges d?exploitation
incrémentielles de 40 % attribuables à l?utilisation accrue des navires
de WesternGeco, aux fortes ventes de logiciels à marge élevée, et une
plus forte activité de Testing Services.

Outre les attributions de contrats au cours du troisième trimestre, les
nouvelles technologies du Groupe Caractérisation des Réservoirs ont
contribué à répondre aux enjeux des clients en termes de réduction des
risques sous-surfaciques, de caractérisation des réservoirs complexes et
d?amélioration de la production des puits et la récupération de
réservoirs.

Par exemple au Kazakhstan, la technologie de la sonde radiale 3D,
Saturn*, Câbles de forage, a été utilisée pour la première fois pour
Zhaikmunai afin d?obtenir des échantillons de gaz de réservoir à
condensats d?excellente qualité dans un puits, dans des formations de
carbonate hétérogène à faible perméabilité. En raison de l?invasion du
fluide de forage, les précédentes activités d?échantillonnage de puits,
au moyen de méthodes conventionnelles, ont entraîné des niveaux élevés
de filtrat et de faibles pourcentages d?hydrocarbures dans les
échantillons prélevés dans ces zones. La conception de la sonde
elliptique de Saturn a entraîné des améliorations dans l?efficacité
opérationnelle, rendues possibles par un nettoyage plus rapide dans les
zones profondément envahies. Grâce à l?utilisation de la technologie
Saturn, le contenu du fluide des trois différentes zones sélectionnées
du réservoir a été identifié avec succès en quelques heures.

Offshore de l?Australie, la technologie de la sonde radiale 3D Saturn,
de Câbles de forage, a également été déployée pour Apache Corporation
afin de récupérer les échantillons de pétrole et confirmer la présence
d?au moins quatre hauteurs de pétrole discrètes dans un puits de
découverte dans le Bassin de Canning. La plus grande zone de flux et la
meilleure capacité d?étanchéité offertes par la conception d?entrée
elliptique de Saturn ont permis une capture et une récupération
efficaces des échantillons de pétrole du réservoir, surmontant les
obstacles rencontrés lors des précédentes tentatives de récupération des
fluides du réservoir de deux puits de limite, au moyen de méthodes
d?échantillonnage traditionnelles.

À Oman, la technologie de spectroscopie haute définition Litho Scanner*
de Câbles de forage a été appliquée pour la première fois pour Petroleum
Development Oman (PDO) dans trois puits dans une formation de mudstones
riche en matières organiques non conventionnelle. La technologie du
Litho Scanner a fourni le Carbone Organique Total estimé et a aidé à
résorber avec précision la minéralogie complexe de la formation.

En Angola, Total Exploration & Production Angola a attribué à Câbles de
forage de Schlumberger un contrat de trois ans avec une période
optionnelle de deux ans supplémentaires pour fournir des services câblés
d?évaluation de réservoir dans leurs champs de développement, dans le
Bloc 17, leurs puits d?exploration dans le Bloc 32 et leurs puits
d?exploration présalifères dans les Blocs 25 et 40.

En Malaisie, PETRONAS Carigali a attribué à WesternGeco un contrat pour
un levé de 1 050 km2 au moyen d?IsoMetrix*, technologie sismique
isométrique marine, offshore de Sarawak, le tout premier levé
multicapteurs 3D du client. En raison des limites maritimes
internationales dans la région, un levé conventionnel devrait être
acquis dans deux différentes directions. Toutefois, la technologie
IsoMetrix prélève des données 3D dans deux directions à la fois, en
ligne et transversale, en un seul passage, pour fournir une solution
rentable. Le traitement des données sera réalisé dans le centre
Solutions Géographiques de Schlumberger, PetroTechnical, à Kuala Lumpur,
avec une image traitée devant être fournie huit mois après acquisition.

En Norvège, Statoil Petroleum AS a attribué à WesternGeco plusieurs
contrats sismiques offshore y compris deux levés de surveillance 4D au
moyen de la technologie Q-Marine*, sur les champs de Skuld et Heidrun,
dans la mer de Norvège. WesternGeco réalise régulièrement des levés 4D
sur le champ de Heidrun pour Statoil depuis 2001.

Groupe Forage

Le chiffre d?affaires du troisième trimestre de 4,8 milliards USD a
augmenté de 4 % en séquentiel et de 11 % en glissement annuel. Le
bénéfice d?exploitation avant impôts de 1 milliard USD était supérieur
de 7 % en séquentiel et a augmenté de 18 % en glissement annuel.

En séquentiel, l?augmentation du chiffre d?affaires est, en particulier,
attribuable à la forte activité en eaux profondes de Forage & Mesures au
Mexique, en Russie et offshore de l?Amérique du Nord. IPM a également
augmenté grâce à la forte activité du projet au Mexique. Le chiffre
d?affaires des appareils de forage pour l?ensemble du trimestre de Saxon
a également contribué à cette croissance séquentielle.

En séquentiel, la marge d?exploitation avant impôts a augmenté de 60
points de base à 21,7 % reflétant une marge d?exploitation
incrémentielle de 38 % attribuable à une meilleure rentabilité de Forage
& Mesures résultant d?une activité accrue et d?une combinaison
géographique et technologique plus favorable. La meilleure rentabilité
des projets IPM dans la zone Amérique Latine a continué à contribuer à
l?expansion des marges du groupe.

Au cours du troisième trimestre, de nouvelles technologies du groupe
Forage ont augmenté la performance par une meilleure efficacité du
forage, par la garantie de l?intégrité des puits de forage et
l?optimisation du placement des puits.

Offshore de la Malaisie, le service cartographie en cours de forage du
réservoir, GeoSphere*, a été utilisé pour PETRONAS Carigali Sdn. Bhd
dans un puits horizontal dans un champ de pétrole offshore de Sabah,
célèbre pour sa complexité géologique et les risques de forage
considérables. Les précédentes campagnes de forage qui utilisaient des
méthodes de forage conventionnelles ont souvent été confrontées à des
risques sous-surfaciques y compris des fuites de schiste, rendant
difficile le placement précis du puits. La technologie GeoSphere,
déployée pour la première fois dans ce champ, a réduit l?incertitude
géologique en cartographiant le canal sablonneux cible à environ 25 m du
puits, ce qui a permis de poser le puits dans l?épicentre et de le
diriger à l?intérieur du puits de façon optimale. Grâce à l?utilisation
de la technologie GeoSphere, le test du puits initial a confirmé une
production incrémentielle supérieure à 1 700 bbl/j, soit presque le
double de la production cible.

Dans la partie anglaise de la Mer du Nord, la technologie GeoSphere a
été déployée pour poser un puits horizontal dans un réservoir complexe.
Tout en forant la partie de 12 1/4 pouces, la technologie GeoSphere a
cartographié le réservoir en tant qu?unité sablonneuse de 15 pieds avant
de forer à travers, ce qui, avec l?expertise en interprétation des
mesures et les connaissances détaillées de l?actif, ont permis de poser
le puits dans l?angle d?inclinaison optimal. Par conséquent, le tubage a
été réalisé avec efficacité, facilitant le forage de la partie du
réservoir.

En Arabie Saoudite, la technologie du système rotatif orientable,
PowerDrive Orbit* de Forage & Mesures, a été utilisée pour augmenter la
performance du forage dans les sections latérales complexes de 5 7/8
pouces des puits de gaz. La fiabilité et l?efficacité du forage de la
technologie PowerDrive Orbit ont permis de forer jusqu?à présent une
section latérale de 10 470 pieds cumulatifs, entraînant 149 % de métrage
supplémentaire ; 81 % d?heures de forage supplémentaires par rapport aux
réalisations des meilleurs systèmes rotatifs orientables conventionnels
; et une augmentation de 175 % du taux de pénétration (ROP), par rapport
au ROP moyen d?un moteur conventionnel. En général, la technologie de
Forage & Mesures a permis d?économiser un total de 23 jours de forage.

Offshore du Mexique, les technologies intégrées du groupe Forage ont été
utilisées pour PEMEX, afin d?améliorer la performance du forage dans un
puits de développement. La technologie du système rotatif orientable
PowerDrive Orbit, associée à Stinger*, technologie à élément de diamant
conique, sur une mèche de forage personnalisée Smith, a réalisé une
augmentation de 18 % du ROP dans une section de puits de 2 096 m, la
plus longue dans le champ, en un seul coup. Ce qui a entraîné un nouveau
record de forage pour la section la plus rapidement forée dans le champ,
et a permis au client d?économiser plus de 500 000 USD en coûts de
forage.

Offshore de la Chine, les technologies du groupe Forage ont été
déployées pour CNOOC (Branche de Zhanjiang) pour surmonter les obstacles
liés au forage dans les puits d?exploration en eaux profondes, dans le
bassin QiongDong, au sud de la mer de Chine. La combinaison de la
technologie sonique multipolaire en cours de forage, SonicScope*, et la
géomécanique en temps réel de Forage & Mesures ont permis une prévision
précise des pressions interstitielles de la formation, entraînant la
détermination précise de la profondeur du tubage en cours de forage, et
l?optimisation du programme de tubage. Par conséquent, les risques liés
au forage en raison des zones à forte pression, les fenêtres de densité
de boue étroites et les instabilités des puits ont été atténués, et
trois puits ont été forés avec succès. De même, grâce à la fiabilité du
processus qui a entraîné la baisse des risques de forage dans les deux
premiers puits, la taille du trou de 14 3/4 pouces a été supprimée dans
le troisième puits, entraînant une réduction de sept jours de forage et
une économie de coût pour le client d?environ 8 millions USD.

Offshore de la République du Congo, les technologies de Forage & Mesures
ont été déployées pour ENI dans le forage d?un puits de forage complexe
dans le champ de Loango. Le système rotatif orientable au rythme de
construction élevé, PowerDrive Archer*, et les technologies de
diagraphie en cours de forage multifonctions, EcoScope?*,
avec un trépan personnalisé Smith compact en diamant polycristallin, ont
permis de forer un puits complexe 3D au moyen de la surcharge et de le
poser, de façon optimale, dans le réservoir. Le placement du puits dans
le réservoir complexe a été réalisé en utilisant la détection des
limites du lit multicouche, PeriScope HD* et les technologies de
neutrons de densité azimutale, adnVISION*, qui ont permis de
cartographier les couches multiples d?un réservoir hétérogène, et de
réévaluer le positionnement du puits en temps réel. Grâce à
l?utilisation des technologies de Forage & Mesures, y compris le premier
déploiement de la technologie PeriScope HD dans le pays, le puits a été
foré en toute sécurité et a réalisé un contact de réservoir de 100 %.

Au Venezuela, la technologie du système rotatif orientable, PowerDrive
X6*, de Forage & Mesures, a été déployée pour PDVSA dans un puits à
haute température dans le champ de La Ceiba. La technologie PowerDrive
X6 a permis de forer plus de 2 000 pieds en une seule fois, tout en
réduisant le nombre de coups de sept à trois, et en réalisant un temps
inférieur au plateau rotatif, trois fois plus par rapport aux systèmes
de forage conventionnels utilisés dans les puits adjacents.

Groupe Production

Le chiffre d?affaires de 4,7 milliards USD du troisième trimestre a
augmenté de 8 % en séquentiel et de 17 % en glissement annuel. Le
bénéfice d?exploitation avant impôts de 857 millions USD a augmenté de
18 % en séquentiel et de 21 % en glissement annuel. La forte reprise à
la suite de la débâcle printanière saisonnière à l?ouest du Canada,
explique la majorité des augmentations séquentielles de Services de
Puits, même si une proportion considérable est attribuable à
l?augmentation du compte des étapes dans la partie terrestre des
États-Unis, ainsi qu?à une meilleure logistique. Les fortes ventes des
produits de Complétions dans les régions Amérique Latine, Moyen-Orient
et Asie et les produits d?Ascension artificielle en Amérique latine ont
également contribué à cette croissance séquentielle.

La marge d?exploitation avant impôts de 18,3 % a augmenté de 158 points
de base en séquentiel reflétant une marge opérationnelle incrémentielle
de 38 % en réponse à une meilleure rentabilité de Services de puits
alors que l?Ouest canadien a rebondi après la débâcle printanière
saisonnière du trimestre précédent et que la partie terrestre des
États-Unis a continué à se développer en réponse à une meilleure
efficacité, une meilleure utilisation, et le recouvrement des coûts
logistiques.

Les nouvelles technologies du groupe Production ont permis de répondre
aux enjeux d?un certain nombre de clients au cours du troisième
trimestre, en stimulant l?efficacité opérationnelle, en accélérant la
production et en maximisant la récupération des réservoirs.

Offshore de la Malaisie, Intervention sur puits a réalisé le premier
service de stimulation de tubage spiralé en direct en grès du monde,
ACTive Matrix*, dans un puits de gaz à plusieurs étapes pour Petronas
Carigali. En utilisant les mesures au fond des puits en temps réel, le
service ACTive Cleanout* a permis d?optimiser la portée des tubes
spiralés tout en détartrant le puits. En outre, la performance en direct
en puits d?ACTive*, avec les capteurs de température distribuée et le
partiteur chimique au moyen d?une fibre dégradable ont aidé à optimiser
le placement du fluide de stimulation et à éviter la perte des fluides
de traitement dans la zone de perte. La production de gaz
post-stimulation était de 175 % supérieure à la production d?origine
prévue.

En Argentine, Schlumberger a déployé les flux de travail des réservoirs
intégrés pour qu?YPF puisse optimiser les conceptions et les traitements
de la fracturation hydraulique dans la formation de schiste non
conventionnelle de Vaca Muerta. Le logiciel de conception de la
stimulation axée sur les réservoirs, Mangrove*, de Services de Puits, a
été utilisé, avec les données sur le terrain de plusieurs puits de
limite, pour développer la stratégie d?exécution pour un puits candidat.
En outre, un réseau de fracturation hydraulique complexe a été généré en
utilisant UFM*, un modèle de fracturation non conventionnel, et transmis
au simulateur de réservoir haute résolution, INTERSECT*, de Solutions
d?Information de Schlumberger pour des simulations de production et un
rapprochement historique. Suite aux flux de travail des réservoirs
intégrés de Schlumberger, le mécanisme de propagation de la fracturation
dans la formation de schiste de Vaca Muerta est maintenant mieux
compris, permettant au client d?améliorer le retour sur investissement.

Également en Argentine, une combinaison des technologies des Services de
Puits a permis à Petrolera Entre Lomas d?optimiser la stimulation et la
réalisation d?un puits de pétrole dans la formation de schiste non
conventionnelle de Vaca Muerta, dans le champ de Medano de la Mora. Par
l?intégration des informations sur les réservoirs, y compris les
propriétés mécaniques et les données microsismiques, le logiciel de
conception de stimulation axée sur les réservoirs, Mangrove, a fourni
une visualisation en temps opportun des différentes options de
réalisation entraînant l?optimisation de la perforation des puits et de
la stratégie de fracturation. En outre, l?utilisation de la technologie
de fracturation à canal d?écoulement, HiWAY*, avec sa logistique
simplifiée et sa fiabilité opérationnelle, a entraîné un traitement de
la stimulation qui a maximalisé le potentiel du puits. Grâce à
l?utilisation des technologies de Services de Puits, la production
initiale du puits a dépassé les attentes.

En Arabie Saoudite, les technologies d?Intervention sur Puits de
Schlumberger ont réalisé des travaux de reconditionnement pour Saudi
Aramco, dans un puits de gaz sulfureux. La technologie de tubage spiralé
live en puits ACTive a été utilisée dans une opération de détartrage
mécanique à rythme élevé pour maintenir la pression différentielle
nécessaire puisque la technologie de suppression du tartre au jet de Jet
Blaster* a nettoyé le calcaire tenace, et a fourni une surveillance en
temps réel de la pression au fond du trou pour minimiser les risques
d?afflux de gaz. Après l?opération de détartrage du puits, la
technologie ACTive a également été utilisée pour réaliser une
corrélation de profondeur aux rayons gamma en temps réel, tout en
maintenant une pression différentielle optimale dans l?outil de coupe de
tube hydraulique et de perforation, ABRASIJET*, permettant au client
d?économiser un coût supplémentaire nécessaire pour la corrélation de
profondeur.

Au Nigeria, Complétions Schlumberger a mis en place le système de
gestion modulaire à plusieurs zones, IntelliZone Compact*, dans un puits
pour SEPLAT pour mélanger la production à partir de zones multiples tout
en maintenant le contrôle sur chaque zone. Le système IntelliZone
Compact a été mis en place avec succès à l?intérieur d?un filtre à sable
FacsRiteTM. La technologie IntelliZone Compact est conçue
pour optimiser la production et augmenter la récupération, permettant
aux clients d?améliorer la valeur actuelle nette de leur actif.

Offshore de la République du Congo, la technologie du filtre à sable,
FacsRiteTM de Complétions Schlumberger, a été utilisée pour
Total E&P Congo afin de garantir la productivité dans un puits
horizontal sur le champ de Libondo. La technologie de FacsRite a été
sélectionnée au lieu des tubes crépinés à fentes conventionnels en
raison de ses propriétés mécaniques et de ses capacités de rétention du
sable, ainsi que sa conception à zone de débit à grande ouverture.
Depuis sa mise en production, aucune présence de sable, et une
production excellente a été observée, et l?absence d?effets cutanés
néfastes sur le réservoir, a permis au puits de produire mieux du
réservoir.

Au Venezuela, la technologie des comprimés de matière composite
renforcée, Losseal*, de Services de Puits, a été déployée pour PDVSA
pour faire face à la circulation perdue et réduire le temps de forage,
en particulier pour le forage des puits dans la formation complexe du
Colorado, dans le champ de Santa Rosa, dans le district d?Anaco. Dans un
puits, un comprimé de 30 bbl de la technologie Losseal a contribué à
réduire les pertes de fluides de 20 bbl/h à 1 bbl/h en six heures,
permettant des activités de forage sûres et efficaces pour la suite.
L?application de la technologie Losseal a également aidé le client à
éviter plus de 36 heures de temps de forage sur les mesures correctives
supplémentaires, telles que d?autres comprimés à matière et bouchons en
ciment perdus en circulation.

Tableaux financiers

État des résultats consolidés condensés
(en millions USD, sauf montants par action)

Troisième trimestre Neuf mois
Périodes closes le 30 septembre, 2014 2013 2014 2013
Chiffre d?affaires $ 12 646 $ 11 608 $ 35 939 $ 33 360
Intérêts et autres produits, nets 79 43 220 105
Gain sur la formation de OneSubsea(1) 1 028
Dépenses
Coût des produits d?exploitation 9 689 8 926 27 708 26 047
Recherche & ingénierie 301 286 893 870
Frais généraux et administratifs 125 110 353 305
Perte de valeur et autres(1) 456
Intérêt 90 98 282 294
Revenu avant impôts 2 520 2 231 6 923 6 521
Impôts sur le revenu(1) 556 506 1 530 1 361
Revenus issus des activités poursuivies 1 964 1 725 5 393 5 160
Perte issue des activités abandonnées (205 ) (69 )
Revenu net 1 964 1 725 5 188 5 091
Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires 15 10 52

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Schlumberger annonce ses résultats pour le troisième trimestre 2014

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