Schlumberger annonce les résultats de l'exercice complet et du quatrième trimestre 2015
- Le chiffre d'affaires de 7,7 milliards USD du quatrième trimestre a reculé de 9 % en séquentiel
- Le BPA de 0,65 USD au quatrième trimestre, hors charges et crédits, a reculé de 17 % en séquentiel
- Au quatrième trimestre, les frais de restructuration et les provisions pour dépréciation ont atteint un total de 1,46 USD par action
- Le flux de trésorerie disponible de 5 milliards USD sur l'exercice complet a représenté 114 % des bénéfices
- Le nouveau programme de rachat d'actions de 10 milliards USD a été approuvé
- Le dividende trimestriel en espèces de 0,50 USD par action a été approuvé
Schlumberger annonce les résultats de l'exercice complet et du quatrième trimestre 2015
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Schlumberger Limited
Simon Farrant ? Schlumberger Limited,
vice-président des relations avec les investisseurs
Joy V. Domingo
? Schlumberger Limited, directeur des relations avec les investisseurs
Bureau
+1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com
21 Janvier, 2016--Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a publié aujourd'hui ses résultats pour l'exercice complet 2015 et pour le quatrième trimestre 2015. Les résultats annuels sont présentés dans le tableau ci-dessous.
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Résultats de l'exercice complet |
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(en millions USD, sauf montants par action) | ||||||||||||||
| Douze mois clos au | Variation | ||||||||||||||
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31 déc. |
31 déc. 2014 | En glissement annuel | |||||||||||||
| Chiffre d'affaires | $ | 35 475 | $ | 48 580 | - 27 | % | |||||||||
| Bénéfice d'exploitation avant impôts | 6 510 | 10 576 | - 38 | % | |||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies, hors charges et crédits* | 4 290 | 7 282 | - 41 | % | |||||||||||
| BPA dilué issu des activités poursuivies, hors charges et crédits* | $ | 3,37 | $ | 5,57 | - 39 | % | |||||||||
| Marge d'exploitation avant impôts | 18,4 | % | 21,8 | % | - 342 pdb | ||||||||||
| Chiffre d'affaires Amérique du Nord | $ | 9 811 | $ | 16 151 | - 39 | % | |||||||||
| Bénéfice d'exploitation avant impôts Amérique du Nord | 999 | 3 057 | - 67 | % | |||||||||||
| Marge d'exploitation avant impôts Amérique du Nord | 10,2 | % | 18,9 | % | - 874 pdb | ||||||||||
| Chiffre d'affaires International | $ | 25 196 | $ | 32 089 | - 21 | % | |||||||||
| Bénéfice d'exploitation International avant impôts | 5 955 | 7 677 | - 22 | % | |||||||||||
| Marge d'exploitation International avant impôts | 23,6 | % | 23,9 | % | - 29 pdb | ||||||||||
*Le bénéfice issu des activités poursuivies, charges et crédits compris, s'est élevé à 2,072 milliards USD en 2015 et à 5,643 milliards USD en 2014. Le BPA dilué issu des activités poursuivies, charges et crédits compris, s'est élevé à 1,63 USD en 2015 et à 4,31 USD en 2014. Voir la section intitulée « Charges et Crédits » pour plus de détails.
Paal Kibsgaard, Président-directeur général de Schlumberger a déclaré : « Le chiffre d'affaires pour l'exercice complet 2015 de 35,5 milliards USD a reculé de 27 % en glissement annuel, en phase avec les réductions des dépenses en capital dans l'upstream, qui se sont traduites par des niveaux d'investissement considérablement réduits dans l'activité Exploration et Production. Le chiffre d'affaires Amérique du Nord a reculé de 39 %, l'activité à terre chutant de 45 % et l'activité en mer baissant de 17 %. Le recul de l'activité à terre a été le plus fort observé depuis 1986, tandis que les dépenses en capital par les clients nord-américains ont reculé de plus de 40 %. Le nombre d'appareils de forage en fin d'année dans la partie terrestre des États-Unis étant de 68 % inférieur au niveau le plus haut de 2014, avec moins de 700 appareils de forage, la surcapacité notoire sur le marché des services à terre n'offre aucun signe de remontée des prix sur le court et le moyen terme.
« Le chiffres d'affaires de l'exercice complet pour les Zones Internationales a reculé de 21 % en raison de réductions budgétaires des clients de plus de 20 %, les compagnies pétrolières nationales et internationales ayant réagi au prix plus faibles des du pétrole et du gaz. Cet effet a été exacerbé par les concessions tarifaires des sociétés de services. Plus d'un tiers du recul du chiffre d'affaires s'explique par la chute de certaines devises par rapport au dollar américain. La performance au sein des Zones géographiques a été gouvernée par une baisse de 26 % en Europe/CEI et Afrique, principalement en raison de la faiblesse du rouble russe. Les activités d'exploration aux Royaume-Uni et en Norvège ont chuté suite à un ralentissement des dépenses des clients. En Afrique sub-saharienne, les appareils de forage en mer ont été démobilisés en raison de la diminution du travail d'exploration et en Afrique du Nord, le travail a progressé lentement, en partie parce que l'activité en Libye est restée timide à cause d'opérations limitées à terre pour des raisons de sécurité. Le chiffre d'affaires dans la Zone Amérique latine a reculé de 22 % en raison d'une activité considérablement diminuée au Mexique, au Brésil et en Colombie, résultat de réductions budgétaires soutenues entraînant des réductions dans le nombre d'appareils de forage. La dévaluation du bolivar vénézuélien a eu un impact sur le chiffre d'affaires du marché géographique Venezuela, Trinidad-et-Tobago. Dans la Zone Moyen-Orient et Asie, le chiffre d'affaires de l'exercice complet a reculé de 17 % en raison d'une chute considérable de l'activité dans la région Asie-Pacifique, en particulier en Australie. Ce recul a néanmoins été partiellement contrebalancé par une solide activité dans les pays du Conseil de coopération du Golfe au Moyen-Orient, en particulier en Arabie Saoudite, au Koweït et à Oman, même si cet effet a été contrebalancé par des concessions tarifaires. L'activité en Iraq a continué à décliner.
« Le bénéfice d'exploitation avant impôts de Schlumberger pour l'exercice complet a reculé de 38 %, avec une marge d'exploitation avant impôts baissant de 342 points de base et passant à 18,4 %. La marge pour l'Amérique du Nord a baissé de 874 points de base, passant à 10,2 %, en réponse à une baisse de l'activité de pompage à haute pression et à la faiblesse des prix à terre. La marge International est restée essentiellement la même qu'en 2014 à 23,6 %, malgré le recul du chiffre d'affaires dû à des concessions tarifaires et à un changement d'orientation de plus en plus défavorable dans la composition du chiffre d'affaires, de l'exploration en mer au développement. Tandis que les chiffres d'affaires dans les Zones Amérique du Nord et Internationales ont respectivement reculé de 39 % et 21 %, les marges d'exploitation décrémentielles ont été limitées à 32 % en Amérique du Nord et à 25 % sur le plan international. Ces chiffres sont sensiblement meilleurs que ceux que nous avions produits pendant la crise de 2009.
« La solidité de ces résultats montre la résilience de notre portefeuille d'activités face aux défis de l'année 2015 en matière d'activité, de prix et de devises étrangères. Notre performance a été générée par l'excellence de l'exécution, par la gestion rapide et proactive des coûts et des ressources et par l'impact croissant de notre programme de transformation.
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Résultats du quatrième trimestre |
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| (en millions USD, sauf montants par action) | |||||||||||||||||||
| Trois mois clos le | Variation | ||||||||||||||||||
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31 déc. |
30 septembre |
31 déc. 2014 | Séquentiel | En glissement annuel | |||||||||||||||
| Chiffre d'affaires | $ | 7 744 | $ | 8 472 | $ | 12 641 | - 9 | % | - 39 | % | |||||||||
| Bénéfice d'exploitation avant impôts | 1 288 | 1 521 | 2 781 | - 15 | % | - 54 | % | ||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies, hors charges et crédits* | 819 | 989 | 1 941 | - 17 | % | - 58 | % | ||||||||||||
| BPA dilué issu des activités poursuivies, hors charges et crédits* | $ | 0,65 | $ | 0,78 | $ | 1,50 | - 17 | % | - 57 | % | |||||||||
| Marge d'exploitation avant impôts | 16,6 | % | 18,0 | % | 22,0 | % | - 132 pdb | - 537 pdb | |||||||||||
| Chiffre d'affaires Amérique du Nord | $ | 1 955 | $ | 2 273 | $ | 4 324 | - 14 | % | - 55 | % | |||||||||
| Bénéfice d'exploitation avant impôts Amérique du Nord | 139 | 202 | 849 | - 31 | % | - 84 | % | ||||||||||||
| Marge d'exploitation avant impôts Amérique du Nord | 7,1 | % | 8,9 | % | 19,6 | % | - 175 pdb | - 1 250 pdb | |||||||||||
| Chiffre d'affaires International | $ | 5 714 | $ | 6 068 | $ | 8 210 | - 6 | % | - 30 | % | |||||||||
| Bénéfice d'exploitation International avant impôts | 1 259 | 1 440 | 1 990 | - 13 | % | - 37 | % | ||||||||||||
| Marge d'exploitation International avant impôts | 22,0 | % | 23,7 | % | 24,2 | % | - 170 pdb | - 220 pdb | |||||||||||
*La perte issue des activités poursuivies, charges et crédits compris, était de 1,016 milliard USD au quatrième trimestre 2015. *Le bénéfice issu des activités poursuivies, charges et crédits compris, était de 302 millions USD au quatrième trimestre 2014. *La perte par action issue des activités poursuivies, charges et crédits compris, a été de 0,81 USD au quatrième trimestre 2015. Le BPA issu des activités poursuivies, charges et crédits compris, s'élevait à 0,23 USD au quatrième trimestre 2014. Aucune charge ni aucun crédit n'ont été enregistrés au cours du troisième trimestre 2015. Voir la section intitulée « Charges et Crédits » pour plus de détails.
« Le chiffre d'affaires du quatrième trimestre a reculé de 9 % en séquentiel, en raison du déclin continu de l'activité des appareils de forage et de la pression persistante sur les prix dans toutes nos opérations mondiales, lesquelles ont également souffert d'interruptions d'activité ainsi que de retards et d'annulations de projets. Le chiffre d'affaires Amérique du Nord a chuté de 14 % en séquentiel, tandis que le nombre d'appareils de forage dans la partie terrestre des États-Unis a reculé de 15 % et que les budgets E&P (Exploration et Production) des clients ont connu un épuisement. Le chiffre d'affaires International a reculé de 6 % en raison de la combinaison de réductions budgétaires des clients, du début du ralentissement saisonnier hivernal, de la pression persistante sur les prix et des ventes de produits, logiciels et licences sismiques multiclients qui se sont dans l'ensemble montrées timides en fin d'année.
« Parmi tous les segments commerciaux, le chiffre d'affaires du Groupe Production a reculé de 10 % en raison d'une baisse des services de pompage à haute pression en Amérique du Nord. Les chiffres d'affaires de Caractérisation des Réservoirs et du Groupe Forage ont respectivement reculé en séquentiel de 7 et 8 %, en raison d'une demande plus faible en produits et services liés à l'exploration dans les Zones Internationales, les budgets des clients ayant connu un épuisement. Ces effets ont été amplifiés par l'absence quasi totale de ventes de produits, logiciels et licences sismiques multiclients en fin d'année, lesquelles avaient habituellement contrebalancé les ralentissements saisonniers hivernaux lors des années précédentes.
« Les attitudes négatives des marchés se sont intensifiées au quatrième trimestre, avec la poursuite de la surproduction pétrolière et l'extension de la tendance baissière dans les stocks mondiaux. Cela a engendré une chute plus prononcée des prix du pétrole, qui ont atteint leur niveau le plus bas depuis 12 ans en janvier 2016. L'aggravation des conditions du marché a ajouté davantage de pression à une crise financière grandissante dans le secteur E&P et a poussé les clients à réaliser d'autres réductions sur des niveaux d'investissements E&P déjà extrêmement faibles. Les budgets des clients ont également connu un épuisement en début de trimestre, générant des annulations non programmées et soudaines d'activité.
« Prévoyant une poursuite de la faiblesse de l'activité pour la première moitié de 2016, nous avons réalisé un autre ajustement important à notre base de coûts et de ressources au cours du quatrième trimestre. Il s'agit d'une réduction supplémentaire de notre effectif de 10 000 employés, ainsi que d'une plus grande rationalisation de nos frais, de notre infrastructure et de notre base d'actifs. Ceci nous a poussé à reconnaître au quatrième trimestre 530 millions USD de frais de restructuration avant impôts pour l'expansion du programme incitatif de congés volontaires et pour la réduction de notre effectif, ainsi qu'une charge pour dépréciation essentiellement hors caisse avant impôts de 1,6 milliard USD pour immobilisations corporelles, dépréciations des stocks, fermetures d'usines, résiliations de contrats et autres dépréciations des actifs.
« En dépit d'une conjoncture économique difficile, nous avons généré environ 5 milliards USD en flux de trésorerie disponible en 2015, après avoir pris en compte des dépenses en capital de 2,4 milliards USD et des investissements de 1,4 milliard USD dans de futurs flux de recettes. Nous avons remboursé 4,6 milliards USD en espèces à nos actionnaires, à travers 2,4 milliards USD en versements de dividendes et 2,2 milliards USD en rachats d'actions. Nous avons également dépensé près de 500 millions USD en acquisitions de technologie, tout en augmentant notre dette nette de seulement 160 millions USD. Notre capacité à générer des liquidités dans ce contexte a été sans précédent dans le secteur des services de champs pétroliers et nous a donné une opportunité en or de capitaliser sur une série d'opportunités d'affaires importantes.
« Au fur et à mesure que la transaction Cameron en cours progresse, les projets d'intégration de préclôture sont pratiquement terminés et nous seront prêts à clôturer la transaction une fois que toutes les autorisations réglementaires auront été reçues. Cela devrait se produire au premier trimestre 2016 et nous avons déjà reçu les approbations des organismes de règlementation aux États-Unis, au Canada, au Brésil et en Russie. De plus, les actionnaires de Cameron ont voté pour adopter l'accord de fusion et nous avons obtenu le financement nécessaire pour notre filiale américaine qui procédera à l'acquisition. Le fait que l'accord porte essentiellement sur des actions, avec 78 % en actions et 22 % en liquidités, nous a largement prémunis contre l'instabilité du marché.
« Dans cet environnement incertain, nous continuons de mettre l'accent sur ce que nous sommes en mesure de contrôler. Tout au long de l'année, nous avons pris un certain nombre de mesures visant à rationaliser et à redimensionner notre entreprise, tandis que nous continuions à faire face à la récession. En poursuivant sur la voie de l'accélération des bénéfices du programme de transformation, à la fois dans nos Technologies et sur nos Marchés Géographiques en 2016, nous sommes convaincus que notre société sortira renforcée face à ses pairs et à ses concurrents industriels, après le redressement des prix du pétrole et l'amélioration des conditions du marché dans notre secteur.
« Nous restons constructifs dans notre vision du marché à moyen terme et continuons à penser que l'équilibre sous-jacent de l'offre et de la demande se resserrera, poussé par la croissance de la demande, en affaiblissant l'offre tandis que les réductions des investissements E&P prennent effet, et par la taille de l'enjeu de remplacement de l'offre annuelle. »
Autres événements
Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 5,4 millions de ses actions ordinaires à un prix moyen par action de 73,86 USD, pour un prix d'achat total de 398 millions USD.
Le 19 octobre 2015, Schlumberger et Energy Recovery, Inc. ont signé un contrat technologique portant sur 15 ans, dans le but de fournir à Schlumberger des droits exclusifs sur le système de pompage hydraulique VorTeq? d'Energy Recovery.
Le 9 novembre 2015, Schlumberger et Ikon Science ont annoncé un accord pour continuer de développer la capacité quantitative d'interprétation sismique sur la plateforme logicielle E&P Petrel*.
Le 16 novembre 2015, Schlumberger a annoncé l'acquisition de Fluid Inclusion Technologies, Inc., une société de services pétroliers et gaziers basée aux États-Unis et spécialisée dans les analyses de laboratoire des fluides piégés dans la matière rocheuse et dans les analyses poussées des gaz de puits de forage.
Le 17 novembre 2015, Schlumberger a reçu une approbation inconditionnelle de la part du ministère américain de la Justice concernant la fusion proposée entre une filiale en propriété exclusive de Schlumberger Limited et Cameron International Corporation (Cameron). En décembre 2015, les autorisations inconditionnelles ont également été reçues de la part des autorités antitrust au Brésil, au Canada et en Russie. Les actionnaires de Cameron ont approuvé à une immense majorité l'accord de fusion lors d'une réunion spéciale le 17 décembre 2015, et la clôture de la fusion proposée est désormais soumise à acceptation de la part de la Commission européenne et de certaines autres juridictions et à la satisfaction ou à la renonciation à d'autres conditions de clôture d'usage.
Le 10 décembre 2015, Schlumberger Holdings Corporation, une filiale américaine indirecte en propriété exclusive de Schlumberger Limited, a émis cinq tranches de billets de premier rang totalisant 6 milliards USD. Ces billets offrent un taux d'intérêt moyen pondéré d'environ 3,15 % et leurs échéances vont de 2017 à 2025. Les produits nets seront utilisés pour les affaires générales de la société, notamment pour le financement d'une partie de l'acquisition en attente de Cameron.
Le 21 janvier 2016, le Conseil d'administration a approuvé le dividende trimestriel en espèces de 0,50 USD par action ordinaire en circulation, à commencer par le dividende payable le 8 avril 2016 aux actionnaires inscrits à la date du 17 février 2016. De plus et étant donné que le programme actuel de rachat d'actions de 10 milliards USD de la société, qui a débuté au troisième trimestre 2013, est sur le point de prendre fin, le Conseil d'administration a également approuvé un nouveau programme de rachat d'actions de 10 milliards USD.
Amérique du Nord
Le chiffre d'affaires du quatrième trimestre pour l'Amérique du Nord s'élevant à 2,0 milliards USD a reculé de 14 % en séquentiel, reflétant pour l'essentiel le déclin de 15 % du nombre d'appareils de forage dans la partie terrestre des États-Unis, tandis que les flux de trésorerie des clients ont diminué et que les budgets E&P ont connu un épuisement. Le chiffre d'affaires à terre a chuté de 18 % suite à une activité plus faible et à une pression persistante sur les prix, tandis que le chiffre d'affaires en mer a reculé de 4 %. La montée habituelle des ventes de licences sismiques multiclients de fin d'année a été généralement timide par rapport aux années précédentes.
La marge d'exploitation avant impôts de la région Amérique du Nord a reculé de 175 points de base (pdb) en séquentiel, passant à 7 %, en conséquence de la pression exercée sur les prix qui a affecté tous les services et produits. Plus spécifiquement sur le marché du pompage à haute pression, les niveaux peu viables des prix du secteur ont entraîné un plus grand entreposage du matériel de pompage et la libération d'équipes. Dans certains bassins cependant, le déploiement du parc de fracturation hydraulique a été maintenu, en quête d'opportunités de part de marché et de nouvelles technologies.
Malgré un déclin du chiffre d'affaires en séquentiel de 14 %, la marge d'exploitation décrémentielle n'a été que de 20 %. La force de cette performance a été étayée par une gestion rapide des coûts et des ressources, par des processus efficaces de la chaîne logistique et par une gestion solide des opérations.
Au cours du quatrième trimestre, les services intégrés et les nouvelles technologies de Schlumberger ont permis d'augmenter la production et l'efficacité opérationnelle en Amérique du Nord.
Dans la partie terrestre des États-Unis, les services de complétion de réservoirs non traditionnels Well Services BroadBand* ont été déployés dans 14 % de puits en plus et dans 52 % étapes en plus par rapport à 2014. La technologie BroadBand optimise la couverture du puits et le contact avec le réservoir, afin d'augmenter la production et la récupération en stimulant et en gardant chaque fracture ouverte de la pointe jusqu'au puits. Les bassins Eagle Ford et Permian ont enregistré la plus forte activité en 2015, tandis que l'activité totale couvrait six bassins et 32 exploitants.
Dans le sud du Texas, une combinaison des technologies Schlumberger a permis à Lonestar Resources Ltd. d'optimiser la production sur un groupe de puits horizontaux de la zone de schiste Eagle Ford. Le logiciel de conception de stimulation axée sur le réservoir Mangrove* de Services sur Puits, a permis d'améliorer le modèle de fracturation hydraulique, en utilisant des mesures des propriétés géologiques acquises par les services de diagraphie Wireline ThruBit*. En conséquence, grâce au modèle de fracturation optimisé, les taux de production à 30 jours sur les puits terminés ont augmenté de 78 % par rapport aux puits de limite sur le même champ.
Également dans la partie terrestre des États-Unis, le système motorisé rotatif orientable PowerDrive Orbit vorteX* de Forage et Mesures a remporté une série de succès dans les bassins Midland et Anadarko. Dans la formation Wolfcamp du bassin Midland, cette technologie a établi un taux de pénétration (« rate of penetration » ou ROP) record en forant une moyenne de 245 pieds par heure pour atteindre un total de plus de 7 100 pieds en 29 heures au fond. Au sein de la même formation, le système PowerDrive Orbit vorteX a foré à un ROP moyen de 203 pieds par heure, à une profondeur totale de 12 600 pieds en un temps record de quatre jours. Forage et Mesures a également déployé pour la première fois la technologie PowerDrive vorteX dans la formation schisteuse Woodford du bassin Anadarko, afin d'augmenter le ROP de 120 % par rapport à la précédente moyenne de puits de la zone, la profondeur verticale totale d'un puits latéral de 14 960 pieds étant le passage le plus long de toutes les tailles de puits de forage dans la formation schisteuse de Woodford de la province pétrolière du centre-sud de l'Oklahoma.
Ailleurs dans la partie terrestre des États-Unis, M-I SWACO a déployé la technologie SCREEN PULSE* séparatrice de fluides et de déblais de forage, afin d'améliorer la performance du processus de contrôle des solides, d'optimiser la récupération du fluide de forage réutilisable de qualité supérieure et de réduire les déchets de déblais de forage générés. Le maintien du fluide de forage dans un état optimal améliore l'efficacité du forage et réduit les coûts de traitement et d'élimination des déchets, tout en améliorant la performance de sécurité sur le site du puits. Depuis son lancement en mai 2015, la technologie SCREEN PULSE a prouvé sa performance avec une réduction des taux de rejet de fluide pouvant aller jusqu'à 50 % et avec une réduction des niveaux d'hydrocarbure dans les déblais de forage d'environ 35 % sur les opérations dans les bassins schisteux Woodford, Eagle Ford, Haynesville et Permian.
Dans la partie Atlantique du Canada, Schlumberger a finalisé la première année d'un contrat de services intégrés pour le compte de Statoil, Inc. au large de Terre-Neuve. L'exploration et l'évaluation du bassin Flemish Pass ont fait appel à une combinaison des technologies Schlumberger qui ont amélioré l'efficacité du forage, assuré l'intégrité du puits et optimisé le placement d'un puits dans une profondeur d'eau de 2 829 m. Le système orientable rotatif endurci PowerDrive Xceed*, l'alésoir à extension hydraulique Rhino XS* et l'élément de diamant conique Stinger* ont permis un forage stable et précis à la profondeur ciblée. Le service de géologie de réservoir photoréaliste Quanta Geo*, le service de spectroscopie haute définition LithoScanner* et la plateforme de balayage acoustique Sonic Scanner* ont caractérisé les formations complexes et réduit le risque sous-surfacique. Déployée au cours d'une descente unique, cette combinaison de technologies a permis au client d'économiser du temps de forage et Statoil a répertorié plusieurs sections à trous parmi leurs meilleures performances de forage dans le monde.
Dans un autre projet en mer dans la partie Atlantique du Canada, Wireline a déployé une combinaison de technologies pour Statoil, Inc. dans l'évaluation des formations et la caractérisation des réservoirs du puits en eau profonde de Bay du Nord. La technologie Wireline comprenait le service d'induction triaxiale Scanner*, le service de géologie de réservoir photoréaliste Quanta Geo et la plateforme de balayage acoustique Sonic Scanner, afin de réduire le risque sous-surfacique et de caractériser les formations complexes. Au résultat, grâce au passage efficace du câble de forage, le client a pu économiser sur le temps de forage.
Zones Internationales
Le chiffre d'affaires des Zones Internationales s'élevant à 5,7 milliards USD a reculé de 6 % sous l'effet combiné de réductions budgétaires des clients, du début du ralentissement saisonnier hivernal, de la pression persistante sur les prix, de la faiblesse des devises et des ventes de produits, logiciels et licences sismiques multiclients qui se sont dans l'ensemble montrées timides en fin d'année.
Le chiffre d'affaires de 2,2 milliards USD de la Zone Moyen-Orient et Asie a reculé de 5 % en séquentiel, principalement à cause d'une baisse de l'activité en Australie et dans la région Asie-Pacifique, suite à des réductions budgétaires des clients et à la finalisation de projets. Le chiffre d'affaires des Marchés Géographiques du Moyen-Orient a lui aussi baissé, la forte activité au Koweït et en Iraq ayant été plus que contrebalancée par des réductions dans le reste de la région, en raison des effets des concessions tarifaires sur les services, d'annulations de projets, de démarrages retardés de nouveaux projets et d'interruptions soudaines d'activités suite à un épuisement des budgets.
Le chiffre d'affaires de la Zone Europe/CEI/Afrique de 2,1 milliards USD a reculé de 9 % en séquentiel principalement en Russie et en Asie centrale, en raison de la faiblesse du rouble russe, du début du ralentissement saisonnier hivernal en Russie au fur et à mesure que les projets d'été prenaient fin, et des réductions d'activité dans la région Caspienne. La forte activité sur les Marchés Géographiques du Nigeria et du Golfe de Guinée, ainsi que d'Afrique du Nord a été largement contrebalancée par une moindre activité sur les Marchés Géographiques du Royaume-Uni, d'Afrique centrale et occidentale et d'Angola, alors que le nombre d'appareils de forage déclinait et que des projets se terminaient.
Le chiffre d'affaires dans la Zone Amérique latine de 1,4 milliard USD a reculé de 1 % en séquentiel, principalement en raison d'une activité considérablement plus faible sur les Marchés Géographiques Colombie et Pérou, Brésil et Bolivie et Chili, du fait de réductions budgétaires des clients et de la faiblesse des devises. Ces effets ont été largement contrebalancés par les relevés d'acquisition sismiques marins et par les ventes de licences sismiques multiclients au Mexique.
La marge d'exploitation avant impôts de la Zone Internationale de 22 %, a reculé de 170 pdb en séquentiel, tandis que la pression sur les prix sur l'ensemble des Zones a été partiellement contrebalancée par la rationalisation des coûts et de la base des ressources, ainsi que par l'accélération du programme de transformation. De plus, les annulations de projets, les retards de démarrages de nouveaux projets et les interruptions soudaines d'activité, ont tous contribué à la réduction en séquentiel de la marge d'exploitation avant impôts, en particulier dans la Zone Moyen-Orient et Asie. La marge d'exploitation avant impôts au Moyen-Orient et en Asie a reculé de 448 pdb passant à 22,5 %, l'Europe/CEI/Afrique a perdu 138 pdb passant à 20,8 %, tandis que l'Amérique latine a augmenté de 229 pdb passant à 23 %, principalement en raison de fortes marges issues de ventes de licences sismiques multiclients au Mexique et en Amérique centrale.
La marge d'exploitation décrémentielle en séquentiel a atteint 51 %, de soudaines interruptions d'exploitation ayant gêné des ajustements rapides des coûts, et la pression sur les prix comptant pour plus d'un tiers du recul du chiffre d'affaires.
Au quatrième trimestre, le programme de transformation a augmenté la productivité des effectifs par le biais d'une combinaison de multi-compétences, d'un soutien de base optimisé et de l'utilisation des actifs. En mer du Nord, par exemple :
La création d'une Équipe de soutien optimisé en janvier 2014 s'est traduite par le fait que les experts de Câbles Métalliques présents sur le terrain ont eu besoin d'environ 2 000 jours de moins sur la base en 2015, par rapport à l'année précédente. Les membres de l'équipe sur le terrain ont donc pu se concentrer davantage sur leurs activités principales sur le site du puits et réduire la quantité de temps passée sur des tâches non essentielles sur la base. Cela a généré des économies annuelles de 1 million USD tout en contribuant à un meilleur équilibre entre vie privée et vie professionnelle pour les employés. Wireline a en outre augmenté l'utilisation des actifs de 54 % par rapport à 2014, en consolidant et en partageant les actifs au sein d'une plus grande zone géographique. L'amélioration de l'utilisation des actifs a à son tour entraîné une réduction des matériaux et des fournitures de plus de 800 000 USD.
Un total de 19 ingénieurs de M-I SWACO Solutions Forage ont été formés sur la façon de réaliser des opérations clés sur le terrain, notamment le déploiement de systèmes de confinement et de collecte des déblais de forage CLEANCUT* et d'unités AUTOMATIC TANK CLEANING* qui peuvent être opérées par un plus petit nombre d'équipes. Dans les quatre premiers mois qui ont suivi la formation, les ingénieurs dotés de multi-compétences ont fait preuve d'une performance professionnelle sécuritaire de haute qualité, tandis que le nombre de personnes à bord a pu être réduit de plus de 350 jours/hommes.
Les équipes de Wireline et Slickline se sont formées mutuellement pour des opérations à bord de navires légers d'intervention pour le compte de trois compagnies pétrolières internationales. À travers des initiatives de multi-compétences, les risques de sécurité ont été réduits grâce à des équipages moins nombreux à bord et les trois clients ont économisé un total combiné de 328 jours de travail.
Le quatrième trimestre a également vu une expansion des services intégrés dans les Zones Internationales ainsi qu'un certain nombre d'attributions de nouveaux contrats.
En Corée du Sud, Gestion des Services Intégrés (« Integrated Services Management » ou ISM) a réalisé un projet d'exploration en eau profonde à puits unique pour le compte de Woodside. Une mobilisation a été nécessaire pendant un laps de temps très court, requérant notamment une logistique complexe liée à l'octroi de licences et à l'importation d'outils de diagraphie, ainsi que des ressources pour une éventuelle récupération des tuyaux. Co-localisé dans la base d'approvisionnement Busan de Woodside, le chef de projet ISM a travaillé aux côtés de l'équipe logistique de Woodside pour importer les ressources et les matériaux requis en provenance de 14 pays. Grâce à l'étroite collaboration entre Schlumberger et Woodside, le matériel, le personnel et les services ont tous été livrés avec succès en temps utile et le projet a été exécuté avec succès conformément au plan de forage.
Au large de la Norvège, les Services Intégrés de Forage (« Integrated Drilling Services » ou IDS) ont fait preuve d'une performance supérieure de forage et de complétion pour le compte de Det Norske Oljeselskap ASA sur le projet Ivar Aasen. La technologie StingBlade* à élément de diamant conique de Schlumberger a contribué à un meilleur taux de pénétration, tandis que le service GeoSphere* de cartographie de réservoirs en cours de forage de Forage et Mesures a été utilisé pour orienter géologiquement trois sections de puits horizontaux allant jusqu'à 2 000 m de long. La technologie GeoSphere a permis de réaliser la délimitation en temps réel des couches du réservoir à des distances supérieures à 30 m, tout en orientant les puits latéraux afin d'optimiser le contact avec le réservoir. Suite à l'étroite collaboration entre les équipes de Det Norske et de Schlumberger, le forage et la réalisation des trois puits se classe parmi les 10 meilleures performances de ces huit dernières années sur le plateau continental norvégien.
En 2015, les Services Intégrés de Production (Integrated Production Services, IPS) ont apporté leur soutien à trois programmes d'abandon sur plusieurs puits pour le compte d'une compagnie pétrolière et gazière internationale, en fournissant une gamme de services de gestion de projet, d'ingénierie de bouchage et d'abandon, ainsi que des services de puits. Les projets étaient à la fois à terre et en mer en Europe et en Asie. Les services Trépans et Outils de Forage, Câbles Métalliques, Services sur Puits, M-I SWACO et Intervention sur Puits ont été intégrés à l'aide des processus d'ingénierie IPS et de gestion de projet, afin d'aider à réduire les coûts du projet, à accroître l'efficacité et à garantir la conformité avec les exigences réglementaires et les exigences du client.
En Norvège, OMV (Norge) AS a conclu un contrat de services intégrés portant sur trois ans avec Schlumberger, avec deux prolongations d'un an pour la fourniture de services d'exploration et d'estimation de forage sur le plateau continental norvégien. Ces services comprennent le traitement des fluides et des déchets de forage, la cimentation, le forage directionnel, les mesures en cours de forage, la diagraphie en cours de forage, la diagraphie de fluides de forage, la diagraphie des câbles de forage, des tests de puits et des services de gestion de projet. Le contrat fournira une validation de concept pour le forage et le pilotage géographique dans un réservoir très peu profond, en vue d'obtenir une productivité élevée des puits horizontaux.
La Oil and Gas Authority britannique a signé avec Schlumberger deux projets sur le plateau continental britannique de la mer du Nord (PCMN) et offrira gratuitement les livrables du projet aux compagnies pétrolières ayant un intérêt dans le PCMN. Ceci s'inscrit dans le cadre de l'objectif du gouvernement britannique qui est de revigorer l'intérêt dans l'exploration sur le PCMN, en particulier dans les zones sous-explorées. WesternGeco réalisera deux relevés sismiques marins 2D dans le Rockall et le Mid North Sea High britanniques et fournira des services de traitement des données, de modélisation de systèmes pétroliers et de données multiclients. Software Integrated Solutions (SIS) fournira les licences pour les principales plateformes logicielles, notamment pour le logiciel E&P Petrel*, l'environnement de connaissances en E&P Studio*, le logiciel d'évaluation des ressources et du risque d'exploration GeoX* et le logiciel de modélisation de systèmes pétroliers PetroMod*.
Au Mexique, Statoil Gulf of Mexico LLC Exploration, a signé un accord pour octroyer une licence à une grande partie du projet multiclients multi-azimutal (« wide-azimuth » ou WAZ) en eau profonde à Campeche de WesternGeco. Ce projet sur trois ans est le premier levé WAZ multiclients haut débit dans les eaux mexicaines du golfe du Mexique et fait suite à l'ouverture, pour la première fois, de campagnes d'octroi de licences par le gouvernement à des sociétés non gouvernementales. La licence Statoil comprend également la collaboration avec WesternGeco dans la phase de traitement sismique.
Au Koweït, la Kuwait Oil Company a conclu avec Schlumberger un contrat de 22 millions USD pour fournir et installer des suspensions de colonnes perdues à haute pression et haute température pour les puits de gaz profonds, dans le cadre du projet de développement Jurassic Gas. Ce développement aux enjeux techniques difficiles, requiert du matériel spécialisé hautement fiable pour fonctionner dans des puits complexes d'une profondeur allant jusqu'à 20 000 pieds.
Statoil, Inc. a conclu avec Schlumberger un contrat portant sur quatre ans avec deux prolongations d'un an pour des services de nettoyage des citernes et de traitement des déchets pour l'ensemble de ses navires de ravitaillement. Le contrat estimé à 100 millions USD comprend la fourniture du système AUTOMATIC TANK CLEANING (ATC) LITE*. Ce système monté sur remorque recycle l'eau de lavage et les déchets liquides et offre une alternative facilement man?uvrable au nettoyage traditionnel. Entièrement automatisé, le système ATC LITE réduit l'exposition du personnel aux risques sanitaires, sécuritaires et environnementaux.
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Groupe Caractérisation des Réservoirs |
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| (en millions USD, sauf pourcentages de marges) | ||||||||||||||||||||
| Trois mois clos le | Variation | |||||||||||||||||||
| 31 déc. 2015 | 30 septembre 2015 | 31 déc. 2014 | Séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||||||
| Chiffre d'affaires | $ | 2 154 | $ | 2 321 | $ | 3 265 | - 7 | % | - 34 | % | ||||||||||
| Bénéfice d'exploitation avant impôts | 520 | 614 | 984 | - 15 | % | - 47 | % | |||||||||||||
| Marge d'exploitation avant impôts | 24,2 | % | 26,4 | % | 30,1 | % | - 230 pdb | - 600 pdb | ||||||||||||
| Marge d'exploitation décrémentielle | 56 | % | 42 | % | ||||||||||||||||
Le chiffre d'affaires du Groupe Caractérisation des Réservoirs s'élevant à 2,2 milliards USD a reculé de 7 % en séquentiel, ce qui est essentiellement imputable aux réductions soutenues des dépenses d'exploration, au début du ralentissement saisonnier hivernal, à la faiblesse des devises et aux interruptions d'exploitation dues à l'épuisement des budgets des clients qui ont affecté les activités Câbles Métalliques, en particulier dans les Zones Europe/CEI et Afrique et Moyen-Orient et Asie. Ce déclin a été en partie contrebalancé par des relevés sismiques marins et par des ventes de licences sismiques multiclients au Mexique. Les ventes de fin d'année en produits et en logiciels ont été timides dans l'ensemble par rapport aux années précédentes.
La marge d'exploitation avant impôts de 24,2 % a reculé de 230 pdb en séquentiel, tandis que la contribution des ventes sismiques multiclients à forte marge a été plus que contrebalancée par un déclin dans les services Câbles Métalliques à forte marge. La marge d'exploitation décrémentielle a été plus élevée qu'au trimestre précédent à 56 %, les activités ayant été affectées par des interruptions soudaines d'exploitation qui ont offert des perspectives limitées d'ajustements rapides des coûts.
Au cours du trimestre, un certain nombre de technologies de Caractérisation des Réservoirs ont permis de caractériser des réservoirs complexes, d'optimiser la production des puits et la récupération des réservoirs et d'améliorer l'efficacité opérationnelle.
En Iraq, Câbles Métalliques a présenté les services de diagraphie LIVE PL* de production de câbles lisses numériques pour la Rumaila Operating Organization dans le champ Rumaila. La technologie LIVE PL a fourni des diagraphies de production en temps réel sur des puits dans lesquels la diagraphie enregistrée était auparavant l'unique option. Le temps de fermeture programmé pour l'opération était de 400 heures, mais dans les faits 100 heures seulement ont été nécessaires. En conséquent, le client a repris la production 12 jours plus tôt que prévu, évitant ainsi 18 000 barils en production différée.
Au large de l'Inde, Câbles Métalliques a présenté la technologie de post-perforation P3* afin de nettoyer les perforations dans un puits pour le compte d'ONGC Ltd. L'Inde dans le champ B-193. En présence de fortes concentrations de gaz sulfureux, la technologie P3 a créé une sous-pression dynamique élevée après deux passages dans un réservoir à basse pression avec des fluides de puits équilibrés. La technologie P3 a utilisé le système de perforations propres PURE* pour retirer les débris de perforation et les dommages occasionnés dans la zone de laminage. En conséquence, le client a atteint une hausse de 330 % de sa production de pétrole et une hausse de 250 % de la pression dans la tête de colonne de production.
Dans le secteur britannique de la mer du Nord, Câbles Métalliques a utilisé une combinaison de technologies pour le compte de TAQA, afin de perforer un puits extrêmement long dans le champ Pelican. Le monocâble métallique encapsulé par du polymère StreamLINE*, dont le coefficient de friction est inférieur de moitié à celui du câble tressé standard équivalent pour réduire la tension du câble, a facilité le déploiement de la rame de perforation de 293 pieds et 3 912 lbm et, grâce à son revêtement en polymère, a réduit le risque d'endommagement du revêtement anticorrosion. De plus, les charges creuses de pénétration ultra-profonde PowerJet Nova*, ont augmenté la pénétration dans la formation rocheuse sous tension pour une injection d'eau maximale. Le client a de ce fait réalisé des économies en temps de location des appareils de forage, en terminant le puits en deux passages au lieu de sept.
En mer du Nord norvégienne, Câbles Métalliques a déployé la technologie de détection hétérodyne par vibrations distribuées (« heterodyne distributed vibration sensing » ou hDVS) pour le compte de Statoil, dans plusieurs puits du champ Kvitebjørn. La technologie hDVS a permis d'enregistrer des relevés de profils sismiques verticaux à l'aide de fibres optiques déjà installées dans le puits, économisant ainsi sur le temps de forage. Ces relevés ont été réalisés en utilisant la technologie d'imagerie sismique polyvalente VSI*, qui a livré des informations précises de calibrage et des images à proximité du puits de forage, afin d'améliorer la compréhension sismique pour l'exploration continue en champ proche. Les opérations combinées de VSI et de hDVS ont été terminées en 20 heures, contre quatre jours en utilisant des méthodes d'imagerie sismique verticale traditionnelles. Le client a par conséquent obtenu des informations de calibrage sismique supplémentaires et a potentiellement économisé 1,5 million USD, soit l'équivalent de trois jours de forage.
Au Venezuela, Complétions et Tests a présenté les implosions contrôlées post-perforation P3 PURE, afin de nettoyer les perforations pour le compte de PDVSA dans un puits du champ El Furrial dans l'est du Venezuela. Les tentatives précédentes faites par la société pour établir une meilleure communication avec le réservoir s'étaient soldées par un échec. La technologie P3 déployée par tubes spiralés a permis une stimulation chimique profonde et efficace des intervalles de réservoir choisis. Suite au traitement, le client a bénéficié de hausses de pression en tête de puits allant jusqu'à 1 500 psi.
En Algérie, Câbles Métalliques a présenté la technologie de sonde radiale 3D Saturn* pour le compte de Sonatrach, afin de produire des échantillons de réservoirs à faible perméabilité avec un effet de contrepoids élevé. La technologie Saturn étend les tests de formation à des fluides et à des environnements du réservoir qui étaient auparavant inaccessibles avec des testeurs de formation traditionnels. Pour la première fois, le client a pu contourner les restrictions de pression différentielle en imposant un différentiel de 7 500 psi sur l'outil et sur l'échantillon de fluide à des mobilités aussi faibles que 0,02 mD/Cp. En conséquence, les sections appauvries du réservoir ont été identifiées, améliorant ainsi la compréhension de Sonatrach de la sous-surface.
Au large du Brésil, le Groupe Caractérisation des Réservoirs a permis à Petrobras de finaliser le premier travail au monde de diagraphie par câbles de forage d'évaluation de formation en eau profonde présalifère grâce aux services de forage sous pression contrôlée (« managed pressure drilling » ou MPD). Le matériel Schlumberger de contrôle de la pression en tête de puits, intégré pour la première fois au système MPD, a permis d'effectuer avec succès deux passages de diagraphie en puits ouvert avec une pression contrôlée en tête de puits de 150 psi. Cette technologie s'est avérée importante dans la réduction des risques de sécurité au cours de l'évaluation de la formation. En conséquence, le client possède désormais des informations cruciales permettant de caractériser le réservoir et de diminuer le risque lié au développement du champ.
À Abou Dhabi, SIS a terminé avec succès le déploiement du projet EXPRIS de solutions d'informations d'exploration et de production pour le compte de l'Abu Dhabi National Oil Company et de ses sociétés exploitantes. Remporté par SIS en 2012, le contrat implique un déploiement vers plus de 1 000 utilisateurs, en leur offrant un accès intuitif et efficace à une variété de données géophysiques, géologiques, de forage, de complétion de puits, d'analyse d'échantillons de fluides, de tests de puits et de données de champs de production. EXPRIS fonctionne à partir de systèmes de gestion et de livraison de données d'exploration et de production ProSource* et permet aux utilisateurs de se servir des données dans d'autres applications techniques, améliorant ainsi la productivité de l'utilisateur tout comme l'intégration au sein de l'équipe.
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Groupe Forage |
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| (en millions USD, sauf pourcentages de marges) | ||||||||||||||||||||
| Trois mois clos le | Variation | |||||||||||||||||||
| 31 déc. 2015 | 30 septembre 2015 | 31 déc. 2014 | Séquentiel | En glissement annuel | ||||||||||||||||
| Chiffre d'affaires | $ | 2 953 | $ | 3 219 | $ | 4 576 | - 8 | % | - 35 | % | ||||||||||
| Bénéfice d'exploitation avant impôts | 494 | 594 | 947 | - 17 | % | - 48 | % | |||||||||||||
| Marge d'exploitation avant impôts | 16,7 | % | 18,4 | % | 20,7 | % | - 173 pdb | - 398 pdb | ||||||||||||
| Marge d'exploitation décrémentielle | 38 | % | 28 | % | ||||||||||||||||
Le chiffre d'affaires Groupe Forage s'élevant à de 3,0 milliards USD a reculé de 8 % en séquentiel, principalement en raison d'une chute de l'activité de forage, d'une pression constante sur les prix, du début du ralentissement saisonnier hivernal, de la faiblesse des devises et des interruptions d'exploitation dues aux budgets épuisés des clients qui ont affecté les chiffres d'affaires de Forage et Mesures et de M-I SWACO, surtout dans les Zones Europe/CEI et Afrique et Moyen-Orient et Asie.
La marge d'exploitation avant impôts de 16,7 % a baissé de 173 pdb en séquentiel, le chiffre d'affaires reculant suite à la faiblesse des prix et aux interruptions soudaines d'exploitation qui ont généré une marge d'exploitation décrémentielle de 38 %.
Les nouvelles technologies du Groupe Forage ont généré une meilleure performance en améliorant l'efficacité, en optimisant le positionnement des puits et en assurant l'intégrité des puits de forage dans de nombreuses régions au cours du trimestre.
Au Mexique, Forage et Mesures a présenté le service GeoSphere de cartographie de réservoir en cours de forage, pour le compte de PEMEX, dans un puits horizontal d'un champ pétrolier au large de Tabasco, région renommée pour sa complexité géologique et pour les risques liés au forage. Les campagnes précédentes qui avaient fait appel à des méthodes de forage traditionnelles avaient souvent été confrontées à des risques sous-surfaciques tels que des fuites de schiste, rendant très difficile le positionnement précis du puits. Déployée pour la première fois dans ce champ et pour le compte de PEMEX au Mexique, la technologie GeoSphere a réduit l'incertitude géologique en cartographiant les couches de sable cibles sur toute la longueur de la section du réservoir, ce qui a permis une orientation optimale du puits à l'intérieur du réservoir. Les informations fournies par la technologie GeoSphere ont également permis d'évaluer avec précision la structure et l'épaisseur de la lithologie, ce qui permis d'actualiser le modèle géologique et d'optimiser la conception et la planification des puits ultérieurs dans la zone.
Au large de la Norvège, Forage et Mesures a utilisé le système rotatif orientable PowerDrive X6* pour le compte de Statoil, Inc., afin de forer un puits dans le champ Valemon. La technologie PowerDrive X6 réduit le couple de forage en vue d'améliorer la performance et la fiabilité. De plus, la plateforme de conception intégrée des trépans de forage IDEAS* a fourni une simulation en quatre dimensions de l'interface de découpe, ce qui a permis de combiner la technologie StingBlade de trépan à élément de diamant conique avec le système PowerDrive X6 pour améliorer le piétage foré et le taux de pénétration (« rate of penetration » ou ROP). Le ROP a non seulement dépassé les attentes du client, mais a établi un record de forage sur 24 heures de 52,69 m/h.
Dans le secteur norvégien de la mer du Nord, Trépans et Outils de Forage a utilisé la turbo-foreuse de tiges de production Neyrfor TTT* pour le compte de BP, afin de rétablir la production de pétrole dans un puits du champ Ula. La technologie Neyrfor TTT a retiré du puits un afflux de plus de 60 m3 de fluide de forage à base de pétrole et établi des conditions de sous-pression avec un ratio élevé d'azote. De plus, l'équipement CIRP* d'insertion et de retrait de complétion sous pression, a perforé une section du puits de 900 m, de telle sorte que les perforateurs pu être retiré sans endommager le puits. Le client a obtenu une hausse de la production de pétrole, qui a été trois plus élevée que ce qui était attendu au départ.
En Roumanie, Lukoil Overseas a utilisé la technologie Seismic Guided Drilling* (SGD) de Schlumberger avec intégration en cours de forage des mesures sismiques de surface et de fond du trou, en combinaison avec les Geoservices de surveillance en temps réel d'une fenêtre de poids de boue, dans le forage réussi de deux puits en mer Noire. Dans le premier puits, le service SGD a prédit une rampe de pression interstitielle et des pressions bénignes consécutives, tout en corrigeant également la position cible du réservoir de plus de 40 m, ce qui a permis au client de forer jusqu'à la profondeur finale, conformément au plan de forage. Dans le deuxième puits, les estimations de pression SGD ont permis de déterminer le poids de boue optimal, en améliorant les positions cibles jusqu'à 60 m et en permettant au client d'atteindre la profondeur finale dans le réservoir bien avant la date prévue.
En Russie, M-I SWACO a utilisé la technologie SCREEN PULSE de séparation des fluides et des déblais pour le compte d'Investgeoservis CJSC. La technologie SCREEN PULSE est une installation rétroactive qui collecte le fluide de forage résiduel des débris sur les tamis vibrants et renvoie le fluide vers le système de circulation. Cette technologie a été utilisée sur deux projets distincts et a permis au client de réduire les volumes de déchets de forage de 26 %, ce qui a permis d'abaisser les coûts de dilution, de traitement, de transport et d'élimination.
Au Kazakhstan, Forage et Mesures a présenté le service StethoScope* de pression de formation en cours de forage sur deux puits horizontaux forés pour le compte de Karachaganak Petroleum Operating B.V. Cette technologie a permis des mesures de pression en temps réel afin de générer des profils qui ont été combinés avec d'autres diagraphies, en vue de modéliser la pression dynamique du réservoir, ce qui est crucial pour en optimiser la récupération. Le client a bénéficié d'une économie estimée à 700 000 USD grâce à la réduction du temps de forage, tout en atténuant le risque opérationnel.
En Iraq, Schlumberger a utilisé la technologie StingBlade à trépan à élément de diamant conique pour le compte de BP, afin d'éviter d'avoir à procéder à plusieurs passages de forage dans les trous de forage du champ Rumaila. La technologie StingBlade a permis d'augmenter le piétage foré et le ROP en raison de sa résistance supérieure à l'usure. Le client a de ce fait foré une section de puits complète en un seul passage avec une amélioration de 63,5 % du taux de pénétration par rapport au ROP moyen des puits de limite, faisant économiser au client plus de trois jours de temps de forage.
En Chine, Forage et Mesures a utilisé une combinaison de technologies d'évaluation des formations, de positionnement du puits et d'optimisation du forage pour le compte de Newfield Exploration Limited, afin de forer neuf trous de puits lors de la campagne de développement du champ LF7-2. Les technologies EcoScope?* de diagraphie multifonctions en cours de forage, PeriScope* de représentation de limite de lit et le système rotatif orientable PowerDrive Orbit* ont été utilisés afin d'orienter de manière optimale les puits de forage horizontaux à proximité du haut du réservoir par des passages uniques, en évitant de procéder à des forages déviés. La performance de forage de la campagne a également amélioré le ROP global, ce qui a permis au client de gagner 11 jours sur le temps de forage, soit une économie 10 % en temps par rapport au plan de forage initial.
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Groupe Production |
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| (en millions USD, sauf pourcentages de marges) | |||||||||||||||||||||||
| Trois mois clos le | Variation | ||||||||||||||||||||||
| 31 déc. 2015 | 30 septembre 2015 | 31 déc. 2014 | Séquentiel | En glissement annuel | |||||||||||||||||||
| Chiffre d'affaires | $ | 2 671 | $ | 2 974 | $ | 4 863 | - 10 | % | - 45 | % | |||||||||||||
| Bénéfice d'exploitation avant impôts | 303 | 330 | 898 | - 8 | % | - 66 | % | ||||||||||||||||
| Marge d'exploitation avant impôts | 11,3 | % | 11,1 | % | 18,5 | % | 24 pdb | - 713 pdb | |||||||||||||||
| Marge d'exploitation décrémentielle | 9 | % | 27 | % | |||||||||||||||||||
Le chiffre d'affaires Groupe Production de 2,7 milliards USD a reculé de 10 % en séquentiel, 80 % de la baisse étant imputable à un déclin prononcé de l'activité à terre en Amérique du Nord, alors que les budgets épuisés des clients ont généré une nouvelle baisse dans le nombre d'appareils de forage et une pression accrue sur les prix. Les prix du marché pour les services de pompage à haute pression ont chuté, pour atteindre des niveaux encore moins viables.
La marge d'exploitation avant impôts de 11,3 % a progressé de 24 pdb en séquentiel, malgré un ralentissement de l'activité et une fragilité grandissante des prix dans les services de pompage à haute pression. La marge d'exploitation décrémentielle en séquentiel a progressé de 9 %, alors que le recul de la marge de pompage à haute pression a été largement contrebalancé par la combinaison de contributions positives aux marges de projets Gestion de la Production de Schlumberger en Amérique latine et de revenus nets plus élevés de la coentreprise OneSubsea.
Les nouvelles technologies du Groupe Production ont permis aux clients de surmonter les défis techniques en accélérant la production, améliorant ainsi la récupération et augmentant l'efficacité opérationnelle.
Dans le sud-est du Koweït, Services sur Puits a réalisé un traitement de fracturation à grande échelle en utilisant la technologie de canal d'écoulement HiWAY* pour le compte de Kuwait Oil Company, dans un puits à l'intérieur d'un réservoir de grès du champ Greater Burgan. La technologie HiWAY a permis de relever les défis de positionnement et de refoulement avec agent de soutènement, fréquemment rencontrés avec les méthodes de fracturation hydraulique traditionnelles. Après le traitement de fracturation, la production de pétrole du puits a atteint un flux naturel continu de 3 000 barils/j.
En Tunisie, Intervention sur Puits a effectué des traitements de stimulation dans deux puits pour le compte de Serept dans le champ Ashtart. La température élevée du réservoir a nécessité un choix précis de fluide, tandis que les courants de fluide ciblés et à haute énergie du service de jet sous haute pression fabriqué Jet Blaster*, ont permis un positionnement précis du fluide de stimulation au plus profond de la matrice du réservoir. En conséquence, la production après traitement a dépassé les attentes du client avec une production multipliée par quatre dans le premier puits et par deux dans le second.
En Équateur, Services sur Puits a déployé le service de fracturation DualSTIM* dans le cadre de la stratégie de remise en production pour le compte de Petroamazonas, afin de s'occuper du déclin de la production dans le champ Parahuacu. La technologie DualSTIM a utilisé des fluides à base d'eau, afin de stimuler ce réservoir fortement épuisé qui présente une perméabilité modérée et une teneur en argile sensible aux fortes concentrations d'eau. Depuis le début de la campagne multi-puits en 2014, la technologie DualSTIM combinée à la fracturation hydraulique a généré une production de pétrole cumulative et graduelle de plus de 400 000 barils.
Toujours en Équateur, Services sur Puits a utilisé les services intégrés d'isolation zonale Invizion* pour le compte de Shushufindi Consortium dans un puits du champ Aguarico. La technologie Invizion a fait le suivi et a évalué les opérations de cimentation en temps réel, ce qui a facilité l'interprétation des résultats. De plus, la technologie a permis l'intégration des données du puits afin d'identifier les problèmes d'isolation zonale ainsi que l'évaluation d'un éventuel impact à court ou long terme.
Ailleurs en Équateur, Intervention sur Puits a utilisé la technologie de stimulation de grès simplifiée OneSTEP* pour le compte d'Orion Energy, afin de faire disparaître les dommages et de résoudre un problème de transport de fluide dans un puits, sans compromettre l'intégrité de la pompe submersible électrique, ce qui a rendu non viables les traitements de stimulation traditionnels. La technologie OneSTEP utilise une seule solution fluide pour faire disparaître les dommages du puits, en vue d'une stimulation plus uniforme des réservoirs de grès avec un moindre risque de désagrégation de la roche. Le client a multiplié la production par deux tout en conservant les sédiments basiques et l'eau à 0,1 %.
Au large du Gabon, Complétions de Schlumberger a utilisé une solution intégrée pour le compte de VAALCO Energy, afin de réaliser trois puits horizontaux dans le développement du champ Etame. La solution comprenait des fluides de forage du réservoir, des technologies de complétion et d'ascension artificielle pour cette complétion en puits ouvert à massif filtrant. En particulier, le système intégré de remblayage hydraulique AquaPac* a utilisé de la saumure pour transporter et placer les graviers autour de tamis préinstallés et éviter la production de sable. La technologie FloPro NT* a été utilisée pour transporter des volumes importants de déblais provenant de la section du réservoir. Sur le plan opérationnel, les puits ont été remplis de gravier avec une productivité des puits répondant aux attentes du client.
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Tableaux financiers |
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| État consolidé condensé des résultats | ||||||||||||||||
| (en millions USD, sauf montants par action) | ||||||||||||||||
| Quatrième trimestre | Douze mois | |||||||||||||||
| Périodes closes le 31 décembre | 2015 | 2014 | 2015 | 2014 | ||||||||||||
| Chiffre d'affaires | $ | 7 744 | $ | 12 641 | $ | 35 475 | $ | 48 580 | ||||||||
| Intérêts et autres bénéfices | 81 | 71 | 236 | 291 | ||||||||||||
| Dépenses | ||||||||||||||||
| Coût des produits d'exploitation | 6 292 | 9 691 | 28 321 | 37 398 | ||||||||||||
| Recherche et ingénierie | 276 | 324 | 1 094 | 1 217 | ||||||||||||
| Frais généraux et administratifs | 132 | 122 | 494 | 475 | ||||||||||||
| Dépréciations et autres (1) | 2 136 | 1 773 | 2 575 | 1 773 | ||||||||||||
| Intérêt | 91 | 87 | 346 | 369 | ||||||||||||
| Bénéfice (perte) avant impôts | $ | (1 102 | ) | $ | 715 | $ | 2 881 | $ | 7 639 | |||||||
| Impôts sur les bénéfices (perte) (1) | (113 | ) | 398 | 746 | 1 928 | |||||||||||
| Revenus (perte) issus des activités poursuivies | (989 | ) | 317 | 2 135 | 5 711 | |||||||||||
| Perte issue des activités abandonnées | - | - | - | (205 | ) | |||||||||||
| Résultat net (perte) | (989 | ) | 317 | 2 135 | 5 506 | |||||||||||
| Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires | 27 | 15 | 63 | 68 | ||||||||||||
| Bénéfice net (perte) attribuable à Schlumberger | $ | (1 016 | ) | $ | 302 | $ | 2 072 | $ | 5 438 | |||||||
| Montants Schlumberger attribuables au : | ||||||||||||||||
| Bénéfice (perte) issu des activités poursuivies (1) | $ | (1 016 | ) | $ | 302 | $ | 2 072 | $ | 5 643 | |||||||
| Perte issue des activités abandonnées | - | - | - | (205 | ) | |||||||||||
| Résultat net (perte) | $ | (1 016 | ) | $ | 302 | $ | 2 072 | $ | 5 438 | |||||||
| Bénéfice dilué par action de Schlumberger | ||||||||||||||||
| Revenus (perte) issus des activités poursuivies (1) | $ | (0,81 | ) | $ | 0,23 | $ | 1,63 | $ | 4,31 | |||||||
| Perte issue des activités abandonnées | - | - | - | (0,16 | ) | |||||||||||
| Résultat net (perte) | $ | (0,81 | ) | $ | 0,23 | $ | 1,63 | $ | 4,16 | |||||||
| Dépréciation et amortissement inclus dans les dépenses (2) | $ | 963 | $ | 1 065 | $ | 4 078 | $ | 4 094 | ||||||||
| (1) | Voir la section intitulée « Charges et crédits » pour plus de détails. | |
| (2) | Inclut la dépréciation de la propriété, de l'usine et des équipements et l'amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et les investissements SPM. | |
| Consultez les « Informations supplémentaires » pour obtenir des détails sur les actions en circulation. |
| Bilan consolidé condensé | |||||||||
| (en millions USD) | |||||||||
| 31 décembre, | 31 décembre, | ||||||||
| Actifs | 2015 | 2014 | |||||||
| Actifs à court terme | |||||||||
| Encaisse et investissements à court terme | $ | 13 034 | $ | 7 501 | |||||
| Comptes clients | 8 780 | 11 171 | |||||||
| Autres actifs courants | 5 098 | 6 022 | |||||||
| 26 912 | 24 694 | ||||||||
| Investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité | 418 | 442 | |||||||
| Immobilisations corporelles | 13 415 | 15 396 | |||||||
| Données sismiques multiclients | 1 026 | 793 | |||||||
| Écarts d'acquisition | 15 605 | 15 487 | |||||||
| Immobilisations incorporelles | 4 569 | 4 654 | |||||||
| Autres actifs | 6 060 | 5 438 | |||||||
| $ | 68 005 | $ | 66 904 | ||||||
| Passif et fonds propres | |||||||||
| Passif courant | |||||||||
| Comptes fournisseurs et charges constatées d'avance | $ | 7 727 | $ | 9 246 | |||||
| Passif estimé pour les impôts sur le bénéfice | 1 203 | 1 647 | |||||||
| Emprunts à court terme et portion actuelle | |||||||||
| de la dette à long terme | 4 557 | 2 765 | |||||||
| Dividende à distribuer | 634 | 518 | |||||||
| 14 121 | 14 176 | ||||||||
| Dette à long terme | 14 442 | 10 565 | |||||||
| Avantages postérieurs aux départs en retraite | 1 434 | 1 501 | |||||||
| Impôts différés | 1 075 | 1 296 | |||||||
| Autres passifs | 1 028 | 1 317 | |||||||
| 32 100 | 28 855 | ||||||||
| Fonds propres | 35 905 | 38 049 | |||||||
| $ | 68 005 | $ | 66 904 | ||||||
Dette nette
La « dette nette » représente la dette brute moins l'encaisse, les investissements à court terme et les investissements à taux fixe, détenus jusqu'à échéance. La direction estime que la dette nette fournit des informations utiles sur le niveau d'endettement de Schlumberger, en reflétant la trésorerie et les investissements qui pourraient être utilisés pour rembourser la dette.
Détails des variations de la dette nette :
| (en millions USD) | |||||||||||||||
|
Périodes closes le 31 décembre |
Douze
Mois 2015 |
Quatrième
Trimestre 2015 |
Douze
Mois 2014 |
||||||||||||
| Bénéfice (perte) issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires | $ | 2 135 | $ | (989 | ) | $ | 5 711 | ||||||||
| Dépréciations et autres charges, net d'impôts | 2 218 | 1 835 | 1 639 | ||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires | |||||||||||||||
| hors charges et crédits | 4 353 | 846 | 7 350 | ||||||||||||
| Dépréciation et amortissement (1) | 4 078 | 963 | 4 094 | ||||||||||||
| Pensions et autres avantages complémentaires postérieurs aux départs en retraite à payer | 438 | 112 | 355 | ||||||||||||
| Dépenses de rémunération sous forme d'actions | 326 | 76 | 329 | ||||||||||||
| Financement de pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ en retraite | (346 | ) | (54 | ) | (390 | ) | |||||||||
| (Augmentation) Baisse du fonds de roulement (2) | (478 | ) | 31 | (36 | ) | ||||||||||
| Autres | 434 | 204 | (507 | ) | |||||||||||
| Flux de trésorerie lié à l'exploitation | 8 805 | 2 178 | 11 195 | ||||||||||||
| Dépenses d'investissement | (2 410 | ) | (627 | ) | (3 976 | ) | |||||||||
| Investissements SPM | (953 | ) | (603 | ) | (740 | ) | |||||||||
| Coûts capitalisés des données sismiques multiclients | (486 | ) | (150 | ) | (321 | ) | |||||||||
| Flux de trésorerie disponible (3) | 4 956 | 798 | 6 158 | ||||||||||||
| Programme de rachat d'actions | (2 182 | ) | (398 | ) | (4 678 | ) | |||||||||
| Dividendes distribués | (2 419 | ) | (633 | ) | (1968 | ) | |||||||||
| Produit des régimes d'actionnariat des employés | 448 | 25 | 825 | ||||||||||||
| 803 | (208 | ) | 337 | ||||||||||||
| Acquisitions d'entreprises et investissements, déduction faite de la trésorerie acquise et des dettes prises en charge | (478 | ) | (154 | ) | (1 501 | ) | |||||||||
| Activités abandonnées - règlement avec le ministère de la Justice américain | (233 | ) | - | - | |||||||||||
| Autres | (252 | ) | 19 | 220 | |||||||||||
| Augmentation de la dette nette | (160 | ) | (343 | ) | (944 | ) | |||||||||
| Dette nette, début de période | (5 387 | ) | (5 204 | ) | (4 443 | ) | |||||||||
| Dette nette | $ | (5 547 | ) | $ | (5 547 | ) | $ | (5 387 | ) | ||||||
| Composants de la dette nette |
31 déc. |
30 septembre |
31 décembre |
||||||||||||
| Encaisse et investissements à court terme | $ | 13 034 | $ | 6 605 | $ | 7 501 | |||||||||
| Investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité | 418 | 439 | 442 | ||||||||||||
| Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme | (4 557 | ) | (4 761 | ) | (2 765 | ) | |||||||||
| Dette à long terme | (14 442 | ) | (7 487 | ) | (10 565 | ) | |||||||||
| $ | (5 547 | ) | $ | (5 204 | ) | $ | (5 387 | ) | |||||||
| (1) | Inclut la dépréciation de la propriété, de l'usine et des équipements et l'amortissement des actifs incorporels, les coûts des données sismiques multiclients et les investissements SPM. | ||
| (2) | Inclut des indemnités de séparation d'environ 810 millions USD au cours des douze mois clos le 31 décembre 2015 et de 205 millions USD durant le quatrième trimestre 2015. | ||
| (3) | Le « flux de trésorerie disponible » représente le flux de trésorerie lié à l'exploitation moins les dépenses en capital, les investissements SPM et les coûts capitalisés des données sismiques multiclients. La direction estime que cette mesure est importante, car elle représente les fonds disponibles pour réduire la dette et poursuivre des opportunités qui apportent une plus-value aux actionnaires, telles que les acquisitions et le retour de trésorerie aux actionnaires à travers des rachats d'actions et des dividendes. |
Charges et Crédits
Outre les résultats financiers déterminés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) aux États-Unis, ce communiqué de presse sur les résultats de l'exercice complet et du quatrième trimestre 2015 comprend également des mesures financières non-PCGR (telles que définies par le Règlement G de la SEC). Ce qui suit est un rapprochement de ces mesures non-PCGR aux mesures PCGR comparables :
| (en millions USD, sauf montants par action) | ||||||||||||||||||||||||
| Quatrième trimestre 2015 | ||||||||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Intérêt |
Net |
Dilué
BPA |
||||||||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, hors charges et crédits | $ | 1 034 | $ | 188 | $ | 27 | $ | 819 | $ | 0,65 | ||||||||||||||
| Dépréciations des immobilisations corporelles | (776 | ) | (141 | ) | - | (635 | ) | |||||||||||||||||
| Compression des effectifs | (530 | ) | (51 | ) | - | (479 | ) | |||||||||||||||||
| Dépréciations des stocks | (269 | ) | (27 | ) | - | (242 | ) | |||||||||||||||||
| Dépréciation du projet SPM en Colombie | (182 | ) | (36 | ) | - | (146 | ) | |||||||||||||||||
| Fermetures d'usines | (177 | ) | (37 | ) | - | (140 | ) | |||||||||||||||||
| Événements géopolitiques | (77 | ) | - | - | (77 | ) | ||||||||||||||||||
| Résiliations de contrats | (41 | ) | (2 | ) | - | (39 | ) | |||||||||||||||||
| Autres | (84 | ) | (7 | ) | - | (77 | ) | |||||||||||||||||
|
Perte de Schlumberger issue des activités poursuivies, telle que déclarée |
$ | (1 102 | ) | $ | (113 | ) | $ | 27 | $ | (1 016 | ) | $ | (0,81 | ) | ||||||||||
| Douze mois 2015 | ||||||||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Intérêt |
Net |
Dilué
BPA |
||||||||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, hors charges et crédits | $ | 5 456 | $ | 1 103 | $ | 63 | $ | 4 290 | $ | 3,37 | ||||||||||||||
| Compression des effectifs | (920 | ) | (107 | ) | - | (813 | ) | |||||||||||||||||
| Dépréciations des immobilisations corporelles | (776 | ) | (141 | ) | - | (635 | ) | |||||||||||||||||
| Dépréciations des stocks | (269 | ) | (27 | ) | - | (242 | ) | |||||||||||||||||
| Dépréciation du projet SPM en Colombie | (182 | ) | (36 | ) | - | (146 | ) | |||||||||||||||||
| Fermetures d'usines | (177 | ) | (37 | ) | - | (140 | ) | |||||||||||||||||
| Événements géopolitiques | (77 | ) | - | - | (77 | ) | ||||||||||||||||||
| Perte due à la dévaluation de la monnaie au Venezuela | (49 | ) | - | - | (49 | ) | ||||||||||||||||||
| Résiliations de contrats | (41 | ) | (2 | ) | - | (39 | ) | |||||||||||||||||
| Autres | (84 | ) | (7 | ) | - | (77 | ) | |||||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, tel que déclaré | $ | 2 881 | $ | 746 | $ | 63 | $ | 2 072 | $ | 1,63 | ||||||||||||||
| (en millions USD, sauf montants par action) | |||||||||||||||||||||||
| Quatrième trimestre 2014 | |||||||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Intérêt |
Net |
BPA
BPA |
|||||||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, hors charges et crédits | $ | 2 488 | $ | 532 | $ | 15 | $ | 1 941 | $ | 1,50 | |||||||||||||
| Restructuration de WesternGeco | (806 | ) | (25 | ) | - | (781 | ) | ||||||||||||||||
| Perte due à la dévaluation de la monnaie au Venezuela | (472 | ) | - | - | (472 | ) | |||||||||||||||||
| Compression des effectifs | (296 | ) | (37 | ) | - | (259 | ) | ||||||||||||||||
| Dépréciation du projet SPM | (199 | ) | (72 | ) | - | (127 | ) | ||||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, tel que déclaré | $ | 715 | $ | 398 | $ | 15 | $ | 302 | $ | 0,23 | |||||||||||||
| Douze mois 2014 | |||||||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts |
Intérêt |
Net |
Dilué
BPA |
|||||||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, hors charges et crédits | $ | 9 412 | $ | 2 062 | $ | 68 | $ | 7 282 | $ | 5,57 | |||||||||||||
| Restructuration de WesternGeco | (806 | ) | (25 | ) | - | (781 | ) | ||||||||||||||||
| Perte due à la dévaluation de la monnaie au Venezuela | (472 | ) | - | - | (472 | ) | |||||||||||||||||
| Compression des effectifs | (296 | ) | (37 | ) | - | (259 | ) | ||||||||||||||||
| Dépréciation du projet SPM | (199 | ) | (72 | ) | - | (127 | ) | ||||||||||||||||
| Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger, tel que déclaré | $ | 7 639 | $ | 1 928 | $ | 68 | $ | 5 643 | $ | 4,31 | |||||||||||||
| Groupes Produits | ||||||||||||||||||||||||||
| (en millions USD) | ||||||||||||||||||||||||||
| Trois mois clos le | ||||||||||||||||||||||||||
| 31 déc. 2015 | 30 septembre 2015 | 31 déc. 2014 | ||||||||||||||||||||||||
| Chiffre d'affaires |
Bénéfice |
Chiffre d'affaires |
Bénéfice |
Chiffre d'affaires |
Bénéfice |
|||||||||||||||||||||
| Caractérisation des Réservoirs | $ | 2 154 | $ | 520 | $ | 2 321 | $ | 614 | $ | 3 265 | $ | 984 | ||||||||||||||
| Forage | 2 953 | 494 | 3 219 | 594 | 4 576 | 947 | ||||||||||||||||||||
| Production | 2 671 | 303 | 2 974 | 330 | 4 863 | 898 | ||||||||||||||||||||
| Éliminations et autres | (34 | ) | (29 | ) | (42 | ) | (17 | ) | (63 | ) | (48 | ) | ||||||||||||||
| Bénéfice d'exploitation avant impôts | 1 288 | 1 521 | 2 781 | |||||||||||||||||||||||
| Dépenses d'entreprise et autres | - | (179 | ) | - | (198 | ) | - | (221 | ) | |||||||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | - | 8 | - | 8 | - | 8 | ||||||||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | - | (83 | ) | - | (78 | ) | - | (80 | ) | |||||||||||||||||
| Charges et crédits | - | (2 136 | ) | - | - | - | (1 773 | ) | ||||||||||||||||||
| $ | 7 744 | $ | (1 102 | ) | $ | 8 472 | $ | 1 253 | $ | 12 641 | $ | 715 | ||||||||||||||
| Zones géographiques | |||||||||||||||||||||||
| (en millions USD) | |||||||||||||||||||||||
| Trois mois clos le | |||||||||||||||||||||||
| 31 déc. 2015 | 30 septembre 2015 | 31 déc. 2014 | |||||||||||||||||||||
| Chiffre d'affaires |
Bénéfice |
Chiffre d'affaires |
Bénéfice |
Chiffre d'affaires |
Bénéfice |
||||||||||||||||||
| Amérique du Nord | $ | 1 955 | $ | 139 | $ | 2 273 | $ | 202 | $ | 4 324 | $ | 849 | |||||||||||
| Amérique latine | 1 407 | 324 | 1 422 | 295 | 2 053 | 429 | |||||||||||||||||
| Europe/CEI/Afrique | 2 059 | 428 | 2 274 | 505 | 3 063 | 683 | |||||||||||||||||
| Moyen-Orient et Asie | 2 248 | 507 | 2 372 | 641 | 3 094 | 877 | |||||||||||||||||
| Éliminations et autres | 75 | (110 | ) | 131 | (122 | ) | 107 | (57 | ) | ||||||||||||||
| Bénéfice d'exploitation avant impôts | 1 288 | 1 521 | 2 781 | ||||||||||||||||||||
| Dépenses d'entreprise et autres | - | (179 | ) | - | (198 | ) | - | (221 | ) | ||||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | - | 8 | - | 8 | - | 8 | |||||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | - | (83 | ) | - | (78 | ) | - | (80 | ) | ||||||||||||||
| Charges et crédits | - | (2 136 | ) | - | - | - | (1 773 | ) | |||||||||||||||
| $ | 7 744 | $ | (1 102 | ) | $ | 8 472 | $ | 1 253 | $ | 12 641 | $ | 715 | |||||||||||
|
(1) À l'exclusion de l'intérêt inclus dans les résultats des Groupes Produits et Zones géographiques. |
|||||||||||||||||||||||
| Groupes Produits | ||||||||||||||||||
| (en millions USD) | ||||||||||||||||||
| Douze mois clos au | ||||||||||||||||||
| 31 déc. 2015 | 31 déc. 2014 | |||||||||||||||||
| Chiffre d'affaires |
Bénéfice |
Chiffre d'affaires |
Bénéfice |
|||||||||||||||
| Caractérisation des Réservoirs | $ | 9 501 | $ | 2 450 | $ | 12 905 | $ | 3 708 | ||||||||||
| Forage | 13 563 | 2 538 | 18 128 | 3 805 | ||||||||||||||
| Production | 12 548 | 1 585 | 17 763 | 3 193 | ||||||||||||||
| Éliminations et autres | (137 | ) | (63 | ) | (216 | ) | (130 | ) | ||||||||||
| Bénéfice d'exploitation avant impôts | 6 510 | 10 576 | ||||||||||||||||
| Dépenses d'entreprise et autres | - | (768 | ) | - | (848 | ) | ||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | - | 30 | - | 31 | ||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | - | (316 | ) | - | (347 | ) | ||||||||||||
| Charges et crédits | - | (2 575 | ) | - | (1 773 | ) | ||||||||||||
| $ | 35 475 | $ | 2 881 | $ | 48 580 | $ | 7 639 | |||||||||||
| Zones géographiques | ||||||||||||||||||
| (en millions USD) | ||||||||||||||||||
| Douze mois clos au | ||||||||||||||||||
| 31 déc. 2015 | 31 déc. 2014 | |||||||||||||||||
| Chiffre d'affaires |
Bénéfice |
Chiffre d'affaires |
Bénéfice |
|||||||||||||||
| Amérique du Nord | $ | 9 811 | $ | 999 | $ | 16 151 | $ | 3 057 | ||||||||||
| Amérique latine | 6 014 | 1 315 | 7 699 | 1 639 | ||||||||||||||
| Europe/CEI/Afrique | 9 284 | 1 979 | 12 515 | 2 765 | ||||||||||||||
| Moyen-Orient et Asie | 9 898 | 2 661 | 11 875 | 3 273 | ||||||||||||||
| Éliminations et autres | 468 | (444 | ) | 340 | (158 | ) | ||||||||||||
| Bénéfice d'exploitation avant impôts | 6 510 | 10 576 | ||||||||||||||||
| Dépenses d'entreprise et autres | - | (768 | ) | - | (848 | ) | ||||||||||||
| Intérêts créditeurs(1) | - | 30 | - | 31 | ||||||||||||||
| Intérêts débiteurs(1) | - | (316 | ) | - | (347 | ) | ||||||||||||
| Charges et crédits | - | (2 575 | ) | - | (1 773 | ) | ||||||||||||
| $ | 35 475 | $ | 2 881 | $ | 48 580 | $ | 7 639 | |||||||||||
|
(1) À l'exclusion des intérêts inclus dans les résultats des groupes Produits et Zones géographiques. |
||||||||||||||||||
|
Informations supplémentaires |
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|
1) |
Quelle est la définition de la marge d'exploitation décrémentielle ? |
|
| La marge d'exploitation décrémentielle est égale au rapport de la variation du bénéfice d'exploitation avant impôts et de la variation du chiffre d'affaires. | ||
|
2) |
Quelles ont été la marge bénéficiaire d'exploitation avant impôts et la marge d'exploitation décrémentielle pour le quatrième trimestre 2015 ? |
|
| Pour le quatrième trimestre 2015, la marge bénéficiaire d'exploitation avant impôts a été de 16,6 %. La marge d'exploitation décrémentielle a été de 31 % en glissement annuel et la marge d'exploitation décrémentielle en séquentiel a atteint 32 %. | ||
|
3) |
Quelles ont été la marge bénéficiaire d'exploitation avant impôts et la marge d'exploitation décrémentielle pour l'exercice complet 2015 ? |
|
|
Pour l'exercice complet 2015, la marge bénéficiaire d'exploitation avant impôts a été de 18,4 %. La marge d'exploitation décrémentielle en glissement annuel a été de 31 %. |
||
|
4) |
Quel a été le flux de trésorerie disponible en pourcentage du bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires et hors charges et crédits, pour le quatrième trimestre 2015 ? |
|
| Le flux de trésorerie disponible, qui s'est élévé à 798 millions USD, incluant environ 205 millions USD de paiements de séparation, en pourcentage du bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires et hors charges et crédits, a été de 94 % pour le quatrième trimestre 2015. | ||
|
5) |
Quel a été le flux de trésorerie disponible en pourcentage du bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires et hors charges et crédits, pour l'exercice complet 2015 ? |
|
| Le flux de trésorerie disponible, qui s'est élévé à 4,96 milliards USD, incluant environ 810 millions USD de paiements de séparation, en pourcentage du bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts minoritaires et hors charges et crédits, a été de 114 % pour l'exercice complet 2015. | ||
|
6) |
Quelles sont les projections en termes de dépenses en capital pour l'exercice complet 2016 ? |
|
| Les dépenses en capital (hors investissements SPM et multiclients) devraient atteindre 2,4 milliards USD pour 2016. Les dépenses en capital pour l'exercice complet 2015 se sont élevées à 2,4 milliards USD. | ||
|
7) |
Qu'est-ce qui a été inclus dans la section « Intérêts et autres bénéfices » pour le quatrième trimestre 2015 ? |
|
| Les « Intérêts et autres bénéfices » pour le quatrième trimestre 2015 se sont élevés à 81 millions USD. Ce montant est composé des bénéfices des investissements appliquant la méthode de mise en équivalence de 67 millions USD et des intérêts créditeurs de 14 millions USD. | ||
|
8) |
Comment les intérêts créditeurs et les intérêts débiteurs ont-ils évolué au cours du quatrième trimestre 2015 ? |
|
| Les intérêts créditeurs de 14 millions USD ont augmenté de 1 million USD en séquentiel. Les intérêts débiteurs de 91 millions USD ont augmenté de 5 millions USD en séquentiel. | ||
|
9) |
Quelle est la différence entre le bénéfice d'exploitation avant impôts et le bénéfice consolidé avant impôts de Schlumberger ? |
|
| Il s'agit de postes tels que les postes d'entreprise (incluant les charges et les crédits), les intérêts créditeurs et les intérêts débiteurs non affectés aux segments, ainsi que les dépenses de rémunération à base d'actions, les dépenses d'amortissement associées à certains actifs incorporels et certaines initiatives gérées de manière centralisée. | ||
|
10) |
Quel a été le taux d'imposition effectif (TIE), hors charges et crédits, pour le quatrième trimestre 2015 ? |
|
|
Le TIE hors charges et crédits, s'est élevé à 18,2 % au quatrième trimestre 2015, contre 20,0 % au troisième trimestre 2015. |
||
|
|
Le TIE, charges et crédits compris, s'est élevé à 10,2 % au quatrième trimestre 2015. |
|
|
11) |
Combien d'actions ordinaires étaient en circulation au 31 décembre 2015 et comment cela a-t-il évolué par rapport à la fin du trimestre précédent ? |
|
| Au 31 décembre 2015, le nombre d'actions ordinaires en circulation s'élevait à 1,256 milliard. Le tableau suivant représente l'évolution du nombre d'actions en circulation du 30 septembre 2015 au 31 décembre 2015. | ||
| (en millions USD) | ||||||||||
| Actions en circulation au 30 septembre 2015 | 1 261 | |||||||||
| Actions vendues aux titulaires d'options, moins les actions échangées | - | |||||||||
| Acquisition des actions à négociation restreintes | - | |||||||||
| Actions émises en vertu du régime d'achat d'actions pour les employés | - | |||||||||
| Programme de rachat d'actions | (5 | ) | ||||||||
| Actions en circulation au 31 décembre 2015 | 1 256 | |||||||||
|
12) |
Quel était le nombre pondéré moyen d'actions en circulation au cours du quatrième trimestre 2015 et du troisième trimestre 2015 et comment cela se rapproche-t-il du nombre moyen d'actions en circulation, compte tenu de la dilution utilisée dans le calcul des bénéfices dilués par action issus des opérations poursuivies, hors charges et crédits ? |
|
| Le nombre pondéré moyen d'actions en circulation au cours du quatrième trimestre 2015 et du troisième trimestre 2015 était respectivement de 1,259 milliard USD et 1,265 milliard USD. Vous trouverez ci-après le rapprochement de la moyenne pondérée des actions en circulation et du nombre moyen d'actions en circulation en supposant une dilution. |
| (en millions USD) | ||||||||||||
|
Quatrième trimestre |
Troisième trimestre |
|||||||||||
| Moyenne pondérée des actions en circulation | 1 259 | 1 265 | ||||||||||
| Exercice présumé des options sur actions | 2 | 3 | ||||||||||
| Actions de négociation restreinte non acquises | 3 | 4 | ||||||||||
| Moyenne des actions en circulation après dilution | 1 264 | 1 272 | ||||||||||
|
13) |
Quelles ont été les ventes multiclients au quatrième trimestre 2015 ? |
|
| Les ventes multiclients, frais de transfert compris, se sont élevées à 117 millions USD au quatrième trimestre 2015 et à 60 millions USD au troisième trimestre 2015. | ||
|
14) |
Quel était le carnet de commandes de WesternGeco à la fin du quatrième trimestre 2015 ? |
|
| Le carnet de commandes de WesternGeco, qui est basé sur les contrats signés avec des clients, s'élevait à 1,13 milliard USD à la fin du quatrième trimestre 2015. Il était de 910 millions USD à la fin du troisième trimestre 2015. | ||
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15) |
Quels sont les taux d'intérêt et les échéances des billets de premier rang issus en décembre 2015, liés au financement d'une partie de l'acquisition en cours de Cameron International Corporation par Schlumberger ? |
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| Schlumberger Holdings Corporation (SHC), une filiale américaine indirecte en propriété exclusive de Schlumberger Limited, a émis cinq tranches de billets de premier rang en décembre 2015 pour un montant total de 6 milliards USD avec les échéances et les taux d'intérêt suivants : 500 millions USD de billets de premier rang à 1,900 % venant à échéance en 2017, 1,3 milliard USD de billets de premier rang à 2,350 % venant à échéance en 2018, 1,6 milliard USD de billets de premier rang à 3,000 % venant à échéance en 2020, 850 millions USD de billets de premier rang à 3,625 % venant à échéance en 2022 et 1,75 milliard USD de billets de premier rang venant à échéance en 2025. | ||
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16) |
À quoi correspondent les différentes charges enregistrées par Schlumberger au cours du quatrième trimestre 2015 ? |
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Réduction d'effectif et programme incitatif de congés volontaires : |
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| Partant des perspectives d'activité pour 2016 et en vue de simplifier davantage sa structure de soutien, Schlumberger a décidé de réduire un peu plus son effectif et d'étendre son programme incitatif de congés volontaires (« incentivized leave of absence » ou ILOA) au cours du quatrième trimestre 2015. En conséquence, Schlumberger a enregistré une charge de 530 millions USD au cours du quatrième trimestre, associée à ces réductions d'effectif et au programme ILOA. | ||
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Provisions pour dépréciation et frais de restructuration : |
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En conséquence des conditions du marché du pétrole et du gaz qui ne cessent de se détériorer et de leur impact sur les perspectives d'activité, Schlumberger a déterminé que les valeurs comptables de certains actifs n'étaient désormais plus récupérables et a également pris certaines décisions qui se sont traduites par une dépréciation et des frais de restructuration au cours du quatrième trimestre 2015 : |
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| -- | 776 millions USD en dépréciations d'immobilisations corporelles principalement liées à la sous-utilisation du pompage à haute pression et d'autres équipements en Amérique du Nord, ainsi que de certains appareils de forage de catégorie inférieure. | ||||
| -- | 269 millions USD pour déprécier la valeur comptable de certains stocks, principalement en Amérique du Nord. | ||||
| -- | 182 millions USD pour réduire la valeur comptable de l'investissement restant dans un projet SPM en Colombie, conséquence du récent déclin du prix des marchandises. Il faut également considérer que le projet touche à sa fin du point de vue contractuel et que le flux de recettes est directement lié aux prix du pétrole. | ||||
| -- | 177 millions USD associés aux usines, notamment la vente attendue de certaines propriétés et la résiliation de certains baux. | ||||
| -- | 77 millions USD liés aux actifs qui ne sont désormais plus récupérables du fait de problèmes géopolitiques dans certains pays du Moyen-Orient. | ||||
| -- | 41 millions USD liés aux frais de résiliations de contrats. | ||||
| -- | 84 millions USD d'autres frais associés aux conditions actuelles du marché, notamment 40 millions USD liés à une dépréciation durable des titres négociables et 15 millions USD liés à la dépréciation d'un investissement appliquant la méthode de mise en équivalence. | ||||
| Schlumberger ne devrait encourir aucune dépense importante de trésorerie en conséquence de ces provisions pour dépréciation et de ces frais de restructuration. | |||||
À propos de Schlumberger
Schlumberger, première société mondiale de services pétroliers, fournit des technologies, des solutions d'information et des services de gestion intégrée de projets, qui optimisent les performances des réservoirs de nos clients de l'industrie pétrolière et gazière internationales. Notre société compte aujourd'hui près de 95 000 collaborateurs de plus de 140 nationalités, dans près de 85 pays. Schlumberger offre le plus large éventail de produits et de services allant de l'exploration à la production.
Schlumberger Limited, dont les bureaux principaux sont basés à Paris, Houston, Londres et La Haye, a déclaré un chiffre d'affaires de 35,47 milliards USD en 2015. Pour plus d'informations, veuillez consulter le site Internet www.slb.com.
*Marque de Schlumberger ou des sociétés Schlumberger.
?Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), anciennement Japan National Oil Corporation (JNOC) et Schlumberger ont collaboré sur un projet pour développer la technologie LWD. Les services EcoScope et NeoScope utilisent la technologie résultant de cette collaboration.
Notes
Schlumberger tiendra une conférence téléphonique pour discuter de l'annonce ci-dessus et des perspectives commerciales le vendredi 22 janvier 2016. Le début de la téléconférence est prévu pour 8 h 00, (heure centrale des États-Unis), 9 h 00 (heure de l'Est), 15 h 00 (heure de Paris). Pour accéder à la conférence téléphonique, qui est ouverte au public, veuillez contacter l'opérateur au +1 (800) 230-1059 en Amérique du nord, ou au +1 (612) 234-9959 en dehors de l'Amérique du nord, environ 10 minutes avant le début de la conférence. Demandez « Schlumberger Earnings Conference Call ». À la fin de la conférence téléphonique, une retransmission audio différée sera disponible jusqu'au 21 février 2016 en composant le +1 (800) 475-6701 en Amérique du Nord ou le +1 (320) 365-3844 hors Amérique du Nord et en indiquant le code d'accès 373076.
La conférence téléphonique sera diffusée simultanément sur le Web à l'adresse www.slb.com/irwebcast en mode audio uniquement. Veuillez vous connecter 15 minutes avant l'heure prévue pour tester votre navigateur et vous inscrire à la conférence téléphonique. Une rediffusion de la transmission Web sera également disponible sur le même site Web jusqu'au 31 mars 2016.
Ce communiqué relatif aux résultats de l'exercice complet et du quatrième trimestre 2015 et les informations supplémentaires, ainsi que d'autres déclarations que nous formulons, contiennent des « déclarations prévisionnelles » au sens des lois fédérales sur les valeurs mobilières, y compris des déclarations qui ne constituent pas des faits historiques, telles que nos prévisions ou nos attentes concernant les perspectives commerciales ; la croissance de Schlumberger dans son ensemble et de chacun de ses segments (et des produits spécifiés ou des zones géographiques spécifiés au sein de chaque segment) ; la demande en pétrole et en gaz naturel et la croissance de la production ; les prix du gaz naturel et du pétrole ; les améliorations des procédures d'exploitation et de la technologie ; les dépenses en capital de Schlumberger et de l'industrie du pétrole et du gaz ; les stratégies commerciales des clients de Schlumberger ; l'intégration de Cameron dans notre société ; les bénéfices anticipés de la transaction Cameron ; le succès des coentreprises et des alliances de Schlumberger ; la conjoncture économique mondiale future ; et les résultats futurs des opérations. Ces déclarations sont sujettes à des risques et à des incertitudes y compris, sans toutefois s'y limiter à la conjoncture économique mondiale ; à des changements au niveau des dépenses d'exploration et de production par les clients de Schlumberger et à des changements en termes d'exploration et de développement du pétrole et du gaz naturel ; à la conjoncture économique, politique et commerciale générale dans des régions clés du monde ; à l'érosion des prix ; à des facteurs climatiques et saisonniers ; à des changements opérationnels, retards ou annulations ; aux déclins de production ; à des changements au niveau des réglementations gouvernementales et des exigences réglementaires, y compris celles qui sont liées à l'exploration de pétrole et de gaz en mer, aux sources radioactives, aux explosifs, aux produits chimiques, aux services de fracturation hydraulique et aux initiatives liées au climat ; à l'incapacité de la technologie à répondre aux nouveaux enjeux en matière d'exploration ; au risque que la fusion envisagée avec Cameron ne se concrétise pas, aux éventuels effets négatifs découlant du déroulement de la fusion envisagée avec Cameron, à l'incapacité après la clôture de la fusion avec Cameron d'intégrer avec succès les entreprises fusionnées et de réaliser les synergies escomptées, et à l'incapacité à conserver les employés clés ; aux dépenses liées à la fusion ; ainsi qu'à d'autres risques et incertitudes détaillés dans notre communiqué des résultats de cet exercice complet et du quatrième trimestre 2015, ainsi que dans les informations supplémentaires et dans nos formulaires 10-K, 10-Q et 8-K les plus récents, déposés auprès de la Commission des valeurs mobilières des États-Unis ou fournis à cette dernière. En cas de concrétisation d'un ou plusieurs de ces risques ou incertitudes (ou si les conséquences d'un tel développement évoluaient), ou d'inexactitude de nos hypothèses sous-jacentes, il est possible que les résultats réels diffèrent sensiblement des résultats énoncés dans nos déclarations prévisionnelles. Schlumberger rejette toute intention ou obligation de publication de mise à jour ou de révision de toute déclaration prévisionnelle, que ce soit du fait de nouvelles informations, d'événements futurs ou pour toute autre raison.
Ce texte est la traduction française du communiqué de presse original officiel en langue anglaise, lequel seul fait foi.
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