Schlumberger annonce ses résultats du deuxième trimestre 2013

Schlumberger Limited

Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a déclaré aujourd'hui un chiffre d'affaires de 11,18 milliards USD pour le deuxième trimestre 2013 comparativement à 10,57 milliards USD au premier trimestre 2013 et à 10,34 milliards USD au deuxième trimestre 2012.

Le bénéfice issu des activités poursuivies attribuable à Schlumberger, hors charges et crédits, s'est élevé à 1,54 milliard USD - en hausse de 19 % en séquentiel et 14 % en glissement annuel. Le bénéfice par action dilué issu des activités poursuivies, hors charges et crédits, était de 1,15 USD contre 0,97 USD au trimestre précédent, et de 1,01 USD au deuxième trimestre 2012.

Schlumberger a complété la réduction de ses opérations de service en Iran au cours du deuxième trimestre 2013. Par conséquent, les résultats historiques de cette activité ont été reclassés dans la catégorie des activités abandonnées, et toutes les périodes antérieures ont été mises à jour.

Schlumberger a enregistré des charges de 0,51 USD par action de crédits nets au second trimestre 2013, contre 0,07 USD par action au trimestre précédent, et des charges de 0,02 USD par action au second trimestre 2012.

Le chiffre d'affaires de 11,18 milliards USD du segment des Services sur champs pétroliers a augmenté de 6 % en séquentiel et de 8 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 2,28 milliards USD du segment Services sur champs pétroliers a augmenté de 16 % en séquentiel et de 12 % en glissement annuel.

Paal Kibsgaard, PDG de Schlumberger, a commenté en ces termes : « Les résultats solides de Schlumberger au deuxième trimestre ont été marqués par une augmentation significative de l'activité internationale, que ce soit en mer ou sur les marchés terrestres clés. En Amérique du Nord, nous avons bénéficié d'une solide exécution au niveau terrestre ainsi que d'un renforcement de nos activités en eaux profondes, ce qui nous a permis d'obtenir un progrès substantiel dans l'ensemble, malgré la concurrence sur le prix des terres et les effets de la débâcle du printemps dans l'ouest du Canada. Une croissance séquentielle à deux chiffres a été enregistrée par le groupe Caractérisation de réservoirs, et par les régions Moyen-Orient & Asie, et Europe/CEI/Afrique. Toutes les régions ont fait preuve d'une bonne performance en termes d'exécution et d'intégration, ce qui, combiné aux nouvelles ventes de technologies, a permis aux marges d'exploitation d'atteindre ou même d'excéder les 20 % sur toutes les zones géographiques.

Les résultats internationaux sont dominés par la région Moyen-Orient & Asie ; les activités d'exploration et de forage ont repris en Chine et en Australie, la croissance a continué sur les marchés clés de l'Arabie Saoudite et de l'Irak, et les activités sismiques, terrestres comme maritimes, ont montré de nouveaux signes de progrès. En ce qui concerne la région Europe/CEI/Afrique, les niveaux d'activité ont repris en Russie et au niveau de la mer du Nord, tandis que les explorations accrues dans certaines parties de l'Afrique subsaharienne ont engendré une croissance supplémentaire. L'Amérique latine a quant à elle connu une augmentation de son activité Gestion de projet intégrée, dont les effets ont été contrebalancés par les transits saisonniers des vaisseaux sismiques.

Tout au cours du trimestre, le déploiement de nouvelles technologies a été particulièrement important, et l'on a pu noter un regain d'intérêt de la part des clients vis-à-vis des produits et services ayant trait aux évaluations de nouvelles formations, aux forets et aux interventions sur puits. La joint-venture OneSubsea™ a été complétée avec Cameron, et nous nous réjouissons à l'avance des opportunités que devrait apporter cette nouvelle organisation en termes de nouvelles technologies et de solutions sous-marines de pointe. Ailleurs, notre capacité croissante en termes d'intégration a conduit à des changements organisationnels visant à combiner nos activités leaders de gestion de production et de projets pour générer de la croissance par le biais d'une mise en commun des expertises et d'un alignement du portefeuille.

Le scénario de « reprise mondiale molle » a peu changé depuis le premier trimestre. Les États-Unis n'ont pratiquement pas été touchés par la séquestration financière, la Zone Euro continue d'être en récession, et les chiffres de la Chine continuent de montrer un tableau mitigé. Étant donné le peu de changement, l'offre et la demande de pétrole et de gaz naturel sont restées stables, ce qui s'est reflété dans les prix du pétrole et du gaz. Les dépenses en matière d'exploration et de production (E&P) ont cependant été révisées à la hausse. C'est donc la quatrième année consécutive que nous constatons une augmentation à deux chiffres des dépenses, ce qui met l'accent sur la nature à long terme des développements pétroliers et gaziers.

Par conséquent, nous continuons de noter une croissance stable alors que les plans de dépenses sont confirmés par les perspectives en matière de nombre de puits et par l'activité clients. Nous continuons d'avoir confiance dans l'avenir de l'industrie, dans notre positionnement stratégique sur les marchés où nous sommes présents, dans la solidité de notre portefeuille de technologies et dans notre capacité à améliorer notre performance globale ».

Autres événements

• Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 6,8 millions de ses actions ordinaires à un prix moyen de 73,07 USD pour un prix d'achat total de 500 millions USD. Ce rachat a permis de parachever de manière forte le programme de rachat d'actions s'élevant à 8 milliards USD qui avait été approuvé par le conseil d'administration en avril 2008. Au 30 juin 2013, Schlumberger avait racheté plus de 105 millions d'actions ordinaires dans le cadre du programme, pour un prix total d'achat de 7,8 milliards USD. Le solde restant de 187 millions USD sera épuisé au troisième trimestre 2013. Le 18 juillet 2013, le conseil d'administration a approuvé un nouveau programme de rachat d'actions s'élevant à 10 milliards USD, programme qui s'achèvera au plus tard le 30 juin 2018.
• Le 24 juin 2013, Cameron et Schlumberger ont annoncé que OneSubsea™, une coentreprise de fabrication et de mise au point de produits, systèmes et services pour le marché du pétrole et du gaz sous-marins, avait obtenu toutes les approbations réglementaires nécessaires. Les parties ont conclu la transaction le 30 juin 2013 Schlumberger a reconnu un gain de 1,03 milliard USD comme résultat de cette transaction.

Services sur champs pétroliers

S'élevant à 11,18 milliards USD, le chiffre d'affaires du deuxième trimestre a augmenté de 6 % en séquentiel et de 8 % en glissement annuel, la Zone internationale représentant 7,70 milliards USD, soit une augmentation de 543 millions USD, ou de 8 % en séquentiel, et la Zone Amérique du Nord enregistrant un chiffre d'affaires de 3,36 milliards USD, soit une augmentation de 67 millions USD, ou de 2 % en séquentiel.

Par segments, le chiffre d'affaires du Groupe Caractérisation de réservoirs s'élevant à 3,01 milliards USD a connu une croissance de 10 % en séquentiel, tandis que le chiffre d'affaires du Groupe de forage est passé à 4,29 milliards d'USD, soit une augmentation de 4 %. Ces augmentations sont dues aux remontées saisonnières, aux gains en matière de parts de marché et à l'accroissement des activités d'exploration, en mer comme sur les marchés terrestres clés, notamment en ce qui concerne les technologies Wireline. Les autres technologies qui ont bénéficié de manière notable au cours du trimestre sont : WesternGeco, Schlumberger Information Solutions (SIS), Forage & Mesures et M-I SWACO. Malgré le déclin saisonnier dans l'ouest du Canada suite à la débâcle du printemps, le Groupe Production a rapporté une hausse séquentielle de 4 %. L'utilisation accrue par l'industrie des capacités de pompage par pression sur les terres américaines, l'augmentation des Interventions sur puits au tube spiralé à l'échelle mondiale, et un bon niveau de vente à l'international pour les produits Complétions sont quelques-uns des facteurs qui ont contribué à la hausse.

Géographiquement, la région Moyen-Orient et Asie a mené la croissance séquentielle avec des bénéfices de 2,7 milliards USD, soit une augmentation de 11 %, s'expliquant principalement par une remontée saisonnière des activités d'exploration et de forage en Chine et au Japon, une activité sismique terrestre plus élevée pour le système UniQ* de WesternGeco dans toute la région, et une croissance soutenue d'un portefeuille diversifié de projets et d'activités en Arabie Saoudite et en Irak. L'utilisation accrue des embarcations maritimes de WesternGeco et une activité de forage robuste sur le marché géographique de l'Australasie ont également contribué à cette croissance. Les revenus de la région Europe/CEI/Afrique s'élevant à 3,1 milliards USD ont augmenté de 10 % grâce à des ventes multiclients plus élevées de la part de WesternGeco en prévision des attributions de licences en Norvège, et à la remontée saisonnière des activités de forage et d'exploration en Russie et en mer du Nord. Les revenus en Afrique subsaharienne ont également connu une croissance séquentielle, grâce notamment à l'augmentation des activités d'exploration dans le golfe de Guinée, et ce malgré un ralentissement de l'activité en Angola dû à des retards de projets. Les revenus en Amérique latine s'élevant à 1,9 milliard USD ont enregistré une légère croissance grâce à une forte activité de Gestion de projet intégrée (GPI) en Argentine, perturbée en grande partie par un déclin de l'utilisation maritime de WesternGeco suite au transit prévu de vaisseaux hors du Brésil. L'Amérique du Nord a rapporté un chiffre d'affaires de 3,36 milliards USD, soit une augmentation de 2 % - avec des revenus en hausse pour l'activité offshore grâce à une activité robuste en eaux profondes de Wireline et à WesternGeco. Sur terre, les États-Unis ont rapporté une croissance à deux chiffres qui a été contrebalancée par le déclin saisonnier dans l'ouest du Canada suite à la débâcle du printemps. Toujours aux États-Unis, si le nombre de stations terrestres de forage n'a que très faiblement augmenté, le nombre de puits et de plateformes a quant à lui connu une hausse notable en raison de l'efficience des activités de forage qui a conduit à une utilisation accrue par l'industrie des capacités de pompage par pression.

Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 2,28 milliards USD du deuxième trimestre a augmenté de 16 % en séquentiel et de 12 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts sur le plan international de 1,69 milliard USD a augmenté de 18 % en séquentiel, tandis que le bénéfice d'exploitation avant impôts de 662 millions USD pour l'Amérique du Nord a augmenté de 6 % en séquentiel.

Séquentiellement, la marge bénéficiaire avant impôts de 20,4 % a connu une croissance de 178 points de base (pdb), tandis que la marge bénéficiaire avant impôts à l'International est passée à 202 pdb (+ 22,0 %), avec pour la région Moyen-Orient et Asie une amélioration séquentielle de la marge de 24,6 % (178 pdb), pour la région Europe/CEI/Afrique une hausse de 20,6 % (275 pdb) et pour l'Amérique latine une croissance de 20,6 % (107 pdb). L'expansion des marges à l'International s'explique par une remontée de l'activité saisonnière et par des résultats solides en Afrique subsaharienne ainsi que dans la région Moyen-Orient & Asie. Les marges élevées pour les activités d'exploration, sismiques et en eaux profondes ont également aidé à booster les marges internationales. Malgré les conséquences de la débâcle du printemps dans l'ouest du Canada, la marge bénéficiaire avant impôts de l'Amérique du Nord a augmenté de 65 pdb en séquentiel, soit une hausse de 19,7 %. La marge concernant les activités terrestres aux États-Unis s'est également accentuée, grâce à une meilleure utilisation et à un coût moindre des matières premières dans le pompage par pression, tandis que la marge pour les activités offshore en Amérique du Nord s'est accrue grâce à une activité robuste en eaux profondes de Wireline et à WesternGeco.

Séquentiellement et par segment, la marge bénéficiaire avant impôts du groupe Caractérisation de réservoirs a terminé à 380 pdb (+30,1 %) grâce aux résultats solides de WesternGeco et de Wireline. La marge bénéficiaire avant impôts du groupe Forage a augmenté de 18,7 % passant à 97 pdb, grâce notamment à une performance améliorée de l'activité Forage & Mesures et à une meilleure rentabilité des projets GPI au Moyen-Orient et en Amérique latine. La marge bénéficiaire avant impôts du groupe Production a augmenté de 15,9 % passant à 116 pdb, grâce à une meilleure rentabilité des Services sur puits s'expliquant par une plus grande utilisation et efficacité du pompage par pression sur les terres américaines.

Un certain nombre de points saillants en matière d'innovation et d'intégration technologique ont contribué aux résultats du deuxième trimestre.

Shell a octroyé à Schlumberger un contrat multinational de services intégrés portant sur cinq ans pour le forage de puits d'exploration pétroliers et gaziers sur une plateforme en eaux profondes récemment commanditée opérant en Afrique de l'Est, de l'Ouest et du Nord. Le concept qui consiste à utiliser une plateforme de forage hautement mobile pour explorer des environnements d'eaux profondes reculés est rehaussé par l'intégration des services et une empreinte réduite, le tout résultant en un gain global en matière d'efficience. En outre, la continuité des personnes et des processus ainsi que la mise en application des leçons apprises sont autant d'outils clés qui permettent de réduire les risques opérationnels et le temps d'improductivité.

Dans le secteur norvégien de la mer du Nord, Schlumberger a vu 11 de ses contrats de services pétroliers avec BG Norge renouvelés pour les cinq prochaines années, le but étant de couvrir le développement du champ de Knarr ainsi que d'autres activités sur le plateau continental. Ces contrats portent sur des services de forage dirigé, de mesure et d'analyse pendant les activités de forage, de diagraphie de boue, de diagraphie électrique, de gestion des fluides de forage, de tubage spiralé, de tests sur puits, de perforation, de complétion et de cimentage.

Aux E.A.U., la technologie améliorée d'évaluation EOR in-situ sur puits unique Wireline MicroPilot* a été introduite dans un puits de l'Abu Dhabi Company for Onshore Operations (ADCO), afin de procéder à l'injection de l'eau du fonds et du pétrole brut de formation. La technologie MicroPilot a permis d'obtenir des renseignements précieux sur les propriétés rocheuses qui déterminent le mouvement du pétrole et de l'eau dans le réservoir. Ces informations aident à combler l'écart entre l'échelle du réservoir et celle du cœur, permettant une meilleure modélisation du réservoir.

Les technologies de Schlumberger ont également été déployées au large du Congo pour ENI dans le forage et l'achèvement d'un puits hautement complexe dans le champ de Mwafi. La technologie de Forage & Mesures PowerDrive Archer* à système manœuvrable rotatif à taux de construction élevé avec éléments de forage customisés a été utilisée pour forer le profil d'un puits en 3D difficile à travers le sol de couverture. Le placement du puits dans le réservoir a été réalisé en temps réel en utilisant la technologie de cartographie de la couche bordière PeriScope*, la technologie de neutrons à densité azimutale adnVISION*, ainsi que la technologie SonicScope* d'émission d'ondes soniques pendant le forage. Le puits a été foré à sa profondeur totale plus de 20 jours en avance sur le programme qui s'est terminé par des travaux de fracturation en trois étapes utilisant la technologie de contrôle du refoulement avec agent de soutènement à base de fibres PropGUARD* ainsi que le vaisseau de stimulation Bourbon Herald de Services sur puits.

En Colombie, la technologie de câble lisse numérique LIVE* développée par Interventions sur puits a été déployée pour le compte de Chevron dans le cadre d'une campagne d'abandon d'un puits onshore. Le service LIVE permet de rassembler les services mécaniques et les services de diagraphie en temps réel dans une seule unité utilisée pour récupérer l'obturateur d'un puits, creuser plusieurs tubages avec les charges de pénétration profonde Wireline PowerJet Omega*, et procéder à une coupe chimique nette de tubages en utilisant la technologie à tête de percussion électronique eFire* de Services de tests. L'efficacité opérationnelle obtenue grâce à cette combinaison de technologies proposées par Schlumberger a permis à Chevron de réduire sensiblement ses coûts logistiques ainsi que le temps total d'exploitation, qui au lieu des 27 jours prévus s'est déroulée sur 21 jours.

À la mi-2012, Liquid Robotics, Inc. et Schlumberger ont créé Liquid Robotics Oil & Gas, une joint-venture avec pour mission d'élaborer des services novateurs destinés à l'industrie pétrolière et gazière utilisant Wave Glider®, le premier engin marin autonome au monde propulsé par le mouvement des vagues. Récemment, autour de Wheatstone dans le nord-ouest de l'Australie, des Wave Gliders équipés de capteurs de métrologie incluant la turbidité ont été déployés pour Chevron, de façon à réaliser des études de base fiables avant le démarrage des opérations de dragage en amont comme en aval. Un total de 1 424 milles nautiques a été couvert au cours d'une période de 60 jours. De nouvelles mesures temporelles seront relevées pendant et après les opérations, de manière à vérifier la conformité environnementale. Alors que les déploiements de la technologie Wave Glider continuent, les exploitants pétroliers et gaziers travaillant en mer peuvent désormais être de plus en plus confiants dans leur capacité à résoudre certains des défis de l'industrie en matière d'exploration et de suivi environnemental.

En Amérique du Nord, la société Schlumberger a été la première à déployer la technologie bi-carburant pour les moteurs diesel utilisés dans les opérations de fracturation hydraulique, après avoir pour la première fois mis en œuvre cette technologie au Canada il y a maintenant plus de deux ans. Grâce au bi-carburant, les moteurs diesel peuvent fonctionner à partir d'un mélange de diesel et de gaz naturel, de type gaz naturel comprimé, gaz naturel liquéfié ou gaz de gisement. Sur terre, aux États-Unis, Schlumberger dispose de nombreuses équipes qui travaillent avec le bi-carburant. Le développement de la technologie continue et des fournisseurs de centrales ont opté pour mettre en œuvre des solutions optimisées pour le marché nord-américain. En juin 2013, Schlumberger a terminé sa 600ème opération utilisant la technologie de bi-carburant. Les opérations à base de bi-carburant ont permis à la société de réduire ses coûts globaux de carburant de 25 à 40 %, tout en diminuant l'impact environnemental, sans compromettre la sécurité ou la performance des moteurs.

Groupe Caractérisation de réservoirs

Le chiffre d'affaires de 3,01 milliards USD du deuxième trimestre a augmenté de 10 % en séquentiel et de 11 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 908 millions USD a augmenté de 25 % en séquentiel et de 21 % en glissement annuel. En séquentiel, l'augmentation du chiffre d'affaires est principalement attribuable à l'utilisation accrue des services Wireline suite aux fortes activités d'exploration dans le Golfe du Mexique côté États-Unis, au Brésil, en Afrique subsaharienne et au Moyen-Orient. Les revenus de la Chine et de la Russie ont également augmenté en séquentiel suite à la reprise des activités saisonnières. L'augmentation du chiffre d'affaires de WesternGeco s'explique par des ventes multiclients plus élevées en prévision des attributions de licences en Norvège, par la reprise saisonnière de l'activité des vaisseaux maritimes en mer du Nord, et par une productivité sismique terrestre UniQ* plus élevée en Arabie Saoudite et au Koweït. Le chiffre d'affaires de SIS a également connu une hausse en raison de ventes de produits et d'activités d'entretien de logiciels plus élevées en Amérique latine et dans la région Europe/CEI/Afrique.

Le bénéfice d'exploitation avant impôts a augmenté de 30,1 % en séquentiel (380 pdb), et ce grâce aux fortes ventes multiclients à marges élevées réalisées par WesternGeco et par l'activité de Wireline en eaux profondes.

Un certain nombre de points saillants technologiques du portefeuille du groupe Caractérisation de réservoirs ont contribué aux résultats du deuxième trimestre.

En mer du Nord, WesternGeco a démarré l'acquisition de deux relevés complexes en 4D pour BP, en utilisant la technique streamer à haut débit profondément interpolée DISCover* ; c'était la première fois que cette technologie était utilisée en mer du Nord. Les relevés, qui couvrent approximativement 740 km2 en englobant les champs de Magnus, de Foinaven, de Schiehallion et de Loyal, font intervenir des obstructions de type « undershooting » ainsi qu'un nombre considérable d'opérations simultanées.

WesternGeco a démarré l'acquisition d'un relevé multiclients Four Point 3D à haut débit dans le Canyon du DeSoto, le Canyon du Mississippi, et dans les zones de Lloyd Ridge dans la partie américaine orientale du Golfe du Mexique. Le relevé à azimuts étroits couvre approximativement 400 blocs de plateau continental sur une surface dépassant les 9 600 km2, et est réalisé grâce à la technologie haut débit à cran coulissant ObliQ* pour optimiser la largeur de bande d'enregistrement du signal sismique. Le traitement des données se fera en utilisant notamment une inversion complète de la forme d'ondes et une imagerie isotropique inclinable transversale.

RWE Dea Norge AS a attribué un contrat à WesternGeco pour l'acquisition d'environ 1 250 km2 de données sismiques haut débit concernant leur nouvelle licence APA 2012 au large de la Norvège. Ce sera la première fois que sera utilisée la technologie d'acquisition et d'imagerie haut débit à cran coulissant ObliQ au large de la Norvège. Les streamers Q-Marine Solid* ainsi que la technologie à sources marines calibrée à large bande Delta* seront également utilisés pour perfectionner la résolution et améliorer le diagnostic technique dans les sections tertiaire, crétacée et jurassique, où les données obtenues jusqu'ici sont de mauvaise qualité.

Shell Canada Limited a également attribué un contrat pluriannuel à WesternGeco pour l'acquisition et le traitement d'un relevé multi-azimutal en 3D de 12 000 km2 au large de la Nouvelle-Écosse ; c'est le tout premier relevé multi-azimutal à être réalisé au large du Canada et le plus important programme sismique en Nouvelle-Écosse à ce jour. Le relevé, qui porte sur les nouvelles licences d'exploration obtenues par Shell dans le bassin de Shelburne, environ 275 km au sud d'Halifax, est réalisé par le WG Magellan et le WG Cook avec la technologie streamer Q-Marine. Les deux navires sont également aidés par deux vaisseaux sources dédiés, le Geco Tau et l'Ocean Odyssey. Le relevé a démarré en juin 2013, et l'on ne prévoit pas que de nouvelles données seront acquises en 2014.

Dans le secteur de la mer du Nord appartenant au Royaume-Uni, la technologie de sonde radiale 3D Wireline Saturn* a été déployée pour le compte d'EnQuest dans le but d'obtenir des échantillons de pétrole visqueux dans les formations non consolidées d'assez faible profondeur. Grâce à l'importante section de circulation que permet la sonde elliptique Saturn, l'exploitant peut réduire de jusqu'à 75 % le temps d'obtention d'échantillons de fluides, par rapport aux méthodes d'échantillonnage traditionnelles.

Dans le Golfe du Mexique côté États-Unis, Wireline a déployé pour Shell la toute nouvelle génération de la technologie d'échantillonnage de fluides de réservoir, dans le but de réduire les incertitudes qui entourent une exploration récente fructueuse réalisée en eaux profondes. Le testeur dynamique de formation modulaire MDT*, configuré avec InSitu Density* pour des mesures de la densité des fluides de réservoir, InSitu Viscosity* pour des mesures de la viscosité des fluides de réservoir et avec le capteur de couleurs des fluides de réservoir InSitu Color*, a été utilisé pour récolter 17 gallons de fluide de réservoir non contaminé. Cet échantillon de taille relativement importante et de bonne qualité a permis au client d'obtenir une des multiples garanties nécessaires pour faire évaluer le projet de l'exploration au développement. En outre, la variété des mesures réalisées sur le fluide lors du processus d'échantillonnage a permis de réduire d'environ deux semaines le temps d'analyse en laboratoire prévu pour le projet.

En Australie, la technologie de dispersion diélectrique à base d'émission multifréquence Wireline Dielectric Scanner* a été utilisée pour la première fois pour ConocoPhillips, dans le but d'obtenir des mesures fiables sur la saturation en eau dans un réservoir à minéralogie complexe. Le calcul de la saturation en eau dans ce réservoir a été difficile en raison des effets de la minéralogie sur les mesures conventionnelles de résistivité. La technologie Dielectric Scanner a permis d'obtenir une mesure irréductible de la saturation en eau dans un environnement boueux à base de pétrole, indépendamment des diagraphies de résistivité, des données d'analyse de base et des analyses de la salinité de l'eau, ce qui a permis de réduire les incertitudes du client concernant certains paramètres critiques liés au réservoir.

Au Qatar, la technologie à plateforme de balayage acoustique Wireline Sonic Scanner* équipée de la modélisation Borehole Acoustic Reflection Survey (BARS) a été déployée pour Total E&P Qatar afin d'évaluer les formations du forage au prétubage. Les données acquises grâce à cette technologie ont permis de recueillir une imagerie fiable jusqu'à 30 mètres du forage, et d'intégrer les images obtenues à la sismique de surface 3D. Grâce à la capacité de la technique BARS à évaluer les spécificités des formations et aux réflecteurs à l'arrière du prétubage, on a pu améliorer le placement du puits, ainsi qu'optimiser en les déviant des puits installés dans des champs matures, ou revoir la conception de puits déjà existants.

Dans le sud du Texas, la technologie de diagraphie Wireline ThruBit* a été déployée pour effectuer des travaux de reconditionnement sur un puits horizontal, après que la production d'eau soit devenue excessive. Un outil de mémoire ThruBit, équipé de capteurs de densité, de porosité, d'ultrasons et de résistivité, a été pompé au travers du tubage du forage jusqu'au fond du trou ouvert. Les données obtenues ont indiqué que la production d'eau était le résultat d'un groupe unique de fractures qui ont été comblées par la suite.

Dans le Dakota du Nord, la technologie d'évaluation du ciment Wireline Isolation Scanner* a été déployée pour Zenergy dans la zone de schiste de Bakken. Grâce à ses mesures d'atténuation par flexion uniques, le service Isolation Scanner a permis d'obtenir des images bien lisibles du ciment léger situé a l'arrière du tubage du puits, dépassant ainsi certains des défis posés par les technologies conventionnelles. En outre, l'outil Isolation Scanner a permis de mesurer 72 épaisseurs radiales ultrasoniques pour quantifier l'usure des trépans de forage, ce qui pour l'exploitant s'est traduit par des économies importantes en termes de périodes d'arrêt et de réparation.

En Russie, Surgutneftegas a acheté des licences pour SIS Petrel* (E&P), GeoFrame* (caractérisation de réservoirs) et ECLIPSE* (simulation de réservoirs) ainsi que pour les plateformes logicielles Techlog* d'analyse de puits. La société a en outre signé un contrat de maintenance portant sur trois ans. Surgutneftegas, qui utilise les logiciels SIS depuis 1995, a décidé d'adopter également les plateformes logicielles SIS pour ses divisions Géologie & Géophysique et Ingénierie des réservoirs récemment créées, afin d'accroître l'efficacité dans la prise de décisions E&P, d'améliorer la gestion des procédure de récupération des réserves, et d'optimiser les interventions sur puits.

Groupe Forage

Le chiffre d'affaires de 4,29 milliards USD du deuxième trimestre a augmenté de 4 % en séquentiel et de 8 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 804 millions USD a augmenté de 10 % en séquentiel et de 11 % en glissement annuel.

Sur le plan séquentiel, le chiffre d'affaires a augmenté en réponse à une activité robuste à l'international et en mer des technologies Forage & Mesures et M-I SWACO, principalement en Russie, au Moyen-Orient et en Asie. En outre, les divisions Forage & Mesures et M-I SWACO ont enregistré des résultats positifs sur les terres américaines en raison d'un accroissement de l'activité, largement contrecarré par les effets de la débâcle saisonnière du printemps dans l'ouest du Canada.

Le bénéfice d'exploitation avant impôts a augmenté de 18,7 % (97pdb) en séquentiel du fait d'un accroissement des activités terrestres pour la division Forage & Mesures aux États-Unis, en Russie et au Moyen-Orient, et d'une amélioration de la rentabilité sur les projets GPI au Moyen-Orient et en Amérique latine.

Un grand nombre de technologies du groupe Forage ont contribué aux résultats du second trimestre.

En Chine, des technologies de Forage & Mesures ont été déployées pour permettre à la PetroChina Tarim Oilfield Company de forer 20 puits dans des réservoirs jusqu'ici inexploités du champ de Hade à l'ouest du pays, champ reconnu pour sa géologie complexe et son environnement de forage difficile. Grâce à une combinaison du système rotatif dirigeable PowerDrive, de l'outil d'évaluation de formation entièrement autonome NeoScope*†, de la technologie de cartographie de la couche bordière PeriScope, et du service d'imagerie pendant le forage geoVISION*, il a été possible de placer correctement un puits le long de couches cibles très fines, sans percer dans des zones d'eau avoisinantes. Malgré la dureté des formations, les technologies de forage utilisées ont permis de respecter le taux de construction prévu et d'améliorer la surface par cycle ainsi que le taux de pénétration. En conséquence, le temps de forage, du démarrage jusqu'au moment où est atteint le point le plus profond, qui devait s'étendre sur un total de 67 jours, est passé à 42 jours. En outre, les tests de production moyenne pour les cinq premiers puits forés ont montré une production supplémentaire supérieure de 50 % par rapport aux objectifs de l'exploitant.

En Chine centrale, en partenariat avec la société CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited, filiale de la China National Petroleum Corporation (CNPC), des technologies du groupe Forage de Schlumberger ont été déployées sur le Shell China Sichuan Project pour forer des trous pilotes et des puits horizontaux dans le bloc de gaz de schiste de Fushun. Dans le forage des sections courbes et horizontales, les technologies de Forage & Mesures PowerDrive X6*, PowerDrive vorteX* et le système manœuvrable rotatif PowerDrive Archer ont été utilisées, en combinaison avec le service de résistivité et d'imagerie pendant le forage MicroScope* et le service de cartographie de la couche bordière PeriScope. Ces services intégrés de forage ont été rendus possibles grâce à l'outil d'optimisation du taux de pénétration ROPO*, aux trépans PDC (diamant polycristallin compact) en acier optimisé Smith Spear* et aux technologies de détournement de la circulation WELL COMMANDER* développées par M-I SWACO. En tout, trois puits horizontaux de gaz de schiste ont été forés et achevés, et l'un d'entre eux a même été reconnu pour sa performance de forage par le prix « Best-In-Class & Top Quartile » (meilleur de sa catégorie et du quartile) de Shell. Les sections latérales des puits ont été placées entièrement dans les « sweet spots » du réservoir, sans aucun souci sur le plan géologique, ce qui a permis à l'exploitant d'économiser plus de 54 jours.

En Russie, les trépans Smith ont établi de nouveaux records dans le forage des intervalles verticaux des puits d'exploration Wolgademinoil dans le champ d'Avilovskoe. Dans la section de 11 5/8 pouces d'un puits, les trépans PDC en acier Smith de qualité supérieure ont permis une multiplication par cinq du taux de pénétration (TDP), et une augmentation de la surface de 350 %, par rapport aux meilleurs puits existants. Toujours dans le même puits, mais cette fois dans la section de 15 1/2-pouces, le TDP a été doublé et la section a été terminée en un seul cycle, avec une hausse de 130 % de la surface forée.

Dans la mer caspienne, Forage & Mesures de Schlumberger a introduit le système orientable rotatif PowerDrive Xceed* pour LUKOIL-Nizhnevolzhskneft sur un projet de forage offshore de grande portée dans le champ pétrolier de Korchagina. La technologie PowerDrive Xceed a permis le forage efficace de la section de 9 1/2-pouces la plus longue du monde, et une économie de deux jours par rapport au programme initial de construction du puits.

En Angola, des technologies de Forage & Mesures ont été déployées pour la Cabinda Gulf Oil Company dans le but d'évaluer un puits de développement situé dans un système de réservoir canalisé en eaux profondes. La technologie de pression de formation en cours de forage StethoScope* ainsi que la technologie de diagraphie pendant le forage multifonctions EcoScope*† ont été utilisées pour l'évaluation des données pétrophysiques ainsi que pour déterminer l'ampleur de l'appauvrissement du puits et sa connectivité. Cette combinaison de données pétrophysiques, d'images de densité azimutale et d'analyse des boues a permis l'identification d'un « pay » supplémentaire à faible résistivité de 9 mètres, grâce auquel l'exploitant a pu approfondir le fourrage et augmenter l'intervalle perforé. En plus d'augmenter les réserves, les technologies de Forage & Mesures ont permis d'atteindre une bonne efficacité opérationnelle par le biais d'un taux d'acquisition des données plus élevé, ce qui a donné lieu à une réduction notable des temps morts ainsi qu'à une économie de coûts d'environ 60 heures de temps de forage pour l'exploitant.

Dans le sud du Mexique, les technologies du groupe Forage et GPI Schlumberger ont introduit l'application TURBODRILLING pour Pemex sur des formations rocheuses à forte compressibilité. En combinant cette application aux systèmes de turboforage développés par Produits de forage & réparation Neyfor*, à la technologie customisée hybride Smith et à des trépans imprégnés, il a été possible de forer efficacement et de construire un angle sur un intervalle de puits constitué principalement de mudstone compressible et de nodules de chert abrasif à hauteur de 40 %. L'intervalle de puits a été foré en moins de 211 heures, à un taux moyen de pénétration proche de 7 pieds/heure, ce qui a permis à Pemex d'économiser environ 96 heures par rapport aux systèmes de forage habituels.

En Colombie, le Schlumberger Drilling Group Petrotechnical Engineering Center a fourni à Ecopetrol des services de placement de puits et des processus exclusifs sur un puits horizontal à la lithologie complexe pour le champ d'Apiay. La solution intégrée proposée a fait intervenir l'utilisation du logiciel de visualisation du forage, de collaboration et d'analyse en temps réel PERFORMView*. Le puits a été foré et placé comme prévu, sans retards ni incidents.

Dans la province canadienne de l'Alberta, les services Forage par pression géré (FPG) de Schlumberger ont été utilisés par Shell pour réduire le temps de forage des puits dans le gisement de gaz de schiste de Duvernay, dont la configuration est inhabituelle. Les sections horizontales de ces puits, qui présentent des fenêtres de pression étroites, s'étendent sur des longueurs dépassant facilement les 2 000 mètres. Pour dépasser ces difficultés, l'application des services d'ingénierie FPG a permis d'apporter de nombreuses améliorations aux conceptions de puits, et Shell a pu augmenter de 124 % la vitesse de ses taux de forage.

Au Brésil, le système M-I SWACO DRILPLEX*, qui fonctionne à partir d'un fluide de forage à base de métal et d'eau oxydée, a été utilisé pour HRT Oil & Gas afin de réduire l'importante perte de circulation à laquelle la société a dû faire face lors du forage des premiers puits terrestres dans le bassin de Solimões. Le système DRILPLEX a été efficace car il a permis de minimiser les lavages et les pertes de fluides en direction de la formation, ce qui a aidé à optimiser le nettoyage du trou. En conséquence, le temps de forage pour cet intervalle difficile, qui était prévu pour 6 à 8 jours, est passé à 1,8 jour, et les coûts ont été réduits de 45 % par rapport aux puits précédemment forés avec des fluides conventionnels.

Au Brésil, la technologie shaker M-I SWACO MD-3 a été utilisée par Diamond Offshore Brasdril sur sa plateforme semi-submersible en eaux profondes Ocean Star. Avec son filtre en composite MD-3 permettant un tri optimisé, il a été possible d'obtenir un débit supérieur, un taux de pénétration amélioré et une réduction des coûts en termes de fluides de forage, grâce à l'enlèvement des matières solides et à des taux de dilution plus faibles. Globalement, des économies dépassant les 13 millions USD ont pu être réalisées sur un seul puits.

Groupe Production

Le chiffre d'affaires de 3,93 milliards USD du deuxième trimestre a augmenté de 4 % en séquentiel et de 6 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 625 millions USD a été supérieur de 13 % en séquentiel et a augmenté de 4 % en glissement annuel. Malgré le déclin saisonnier dans l'ouest du Canada dû à la débâcle du printemps, le groupe a enregistré une croissance séquentielle globale grâce à l'utilisation accrue par l'industrie des capacités de pompage par pression sur les terres américaines, l'augmentation des Interventions sur puits au tube spiralé à l'échelle mondiale, et un bon niveau de vente à l'international pour les produits de Complétions. Aux États-Unis, si le nombre de stations terrestres de forage n'a que très faiblement augmenté, le nombre de puits et de plateformes a quant à lui connu une hausse notable en raison de l'efficience des activités de forage qui a conduit à une utilisation accrue par l'industrie des capacités de pompage par pression. Même si les tarifs sont restés compétitifs, le rythme de leur déclin s'est ralenti sur le plan séquentiel.

La marge d'exploitation avant impôts a augmenté de 116 points de base en séquentiel, à 15,9 %, mais a perdu 23 points de base en glissement annuel. Sur le plan séquentiel, l'expansion de la marge s'explique principalement par une efficacité améliorée ainsi que par une meilleure utilisation et un coût moindre des matières premières dans le pompage par pression sur les terres américaines, et ce malgré une forte concurrence sur les prix. En outre, les technologies Complétions et Interventions sur Puits ont été rentables sur le plan international.

Les points saillants du trimestre ont été les succès de certaines technologies du groupe Production.

Pour la première fois, Complétions de Schlumberger a été attribué par Saudi Aramco un contrat portant sur 5+2 années pour la fourniture de produits et services associés à des activités d'achèvement de puits en Arabie Saoudite. Il s'agit-là du premier contrat conclu en vertu de l'accord d'approvisionnement de 10 ans signé récemment entre les deux entreprises, et qui a mis en place la structure à laquelle se référer pour les futurs contrats signés en vertu de cet accord cadre. Si Schlumberger a obtenu cela, c'est grâce à la qualité démontrée de ses produits et services, à ses livraisons ponctuelles et à sa contribution au contenu national.

En Arabie Saoudite, la technologie de câble lisse numérique LIVE développée par Interventions sur puits, qui utilise un revêtement exclusif sur un câble lisse conventionnel afin de permettre la télémétrie, a été utilisée pour Saudi Aramco afin de procéder à des réparations sur des puits du champ de Hyra. Grâce à son cœur formé d'un câble lisse, le câble LIVE permet de créer un choc pour éviter toute adhérence avec un panier de dérive. Un outil de normalisation électrohydraulique a ensuite été utilisé, sans faire appel à des explosifs, pour séparer les bondes des colliers par le moyen de la corrélation à rayons gamma en temps réel. Le déploiement d'outils de diagraphie en plus des outils mécaniques a permis de dériver le puits, et de réaliser en même temps le marquage du tubage et les opérations de perforation. Dans l'ensemble, grâce à l'efficacité de l'équipe et des engins LIVE dépêchés sur place, il a été possible de réduire le nombre de personnes sur le site et de simplifier la logistique.

Au Mexique, la technologie de câble lisse numérique LIVE développée par Interventions sur puits a été déployée pour Pemex sur le champ offshore de Ku-Maloob-Zaap. Cette technologie LIVE a permis de rassembler en une seule unité les services de diagraphie et les services mécaniques, et une seule opération a été nécessaire pour conditionner le puits, passer les jauges de pression et de température, et déployer en temps réel un perforateur de tubage, équipé d'un système électronique de tête d'amorce de type eFire développé par Services de tests. Grâce à l'efficacité du système LIVE sur cette plateforme de production offshore très limitée, Pemex a pu augmenter la production du puits et éviter des travaux de reconditionnement trop coûteux.

En Russie, PetroStim, une joint-venture de Schlumberger, a conduit une campagne d'essais de refracturation avec la technologie par chenal d'écoulement HiWAY* pour Slavneft-Megionneftegas, dans le champ pétrolier mature de Vatinskoe. La majorité des puits productifs du champ avaient été fracturés de façon hydraulique au moins une fois par le passé, et les méthodes traditionnelles de restimulation ne s'étaient pas avérées efficaces. Cependant, les résultats de production obtenus après les premiers traitements avec HiWAY dans les réservoirs de grès du Jurassique ont été presque deux fois supérieurs aux attentes, et ont permis d'envisager d'élargir l'application de la technologie, qui est désormais une solution prouvée pour l'augmentation de la récupération du pétrole, aux champs matures.

En Russie, un système multilatéral de niveau 5 RapidX*, développé par le groupe Complétions de Schlumberger, a été installé sur un puits pour Exxon Neftegas Limited au large de l'île de Sakhalin. Il s'agissait-là du premier puits multilatéral à être terminé sur Sakhalin et de la première jonction de niveau 5 de type TAML (Technology Advancement for Multilaterals) à être installée au large de la Russie. Le système RapidX permet à l'exploitant d'accéder à de nouvelles sections du réservoir en entrant de nouveau dans des trous de forage déjà existants, et d'ajouter de nouvelles sections latérales pour accroître la récupération globale.

Au Koweït, le service Intervention sur puits de Schlumberger a réalisé une campagne de coupure d'eau pour le compte de Joint Operations Wafra dans des puits horizontaux à trou ouvert en utilisant simultanément la technologie d'entubage par raccord gonflable CoilFLATE* et la technologie ACTive* pour déterminer exactement les conditions de forage nécessaires à l'installation et au gonflage du raccord contrôlé. L'utilisation de ces deux technologies a permis de réduire de manière significative la production d'eau.

Au large de l'Égypte, le service Intervention sur puits a déployé la technologie au tube spiralé ACTive pour Raspetco afin de stimuler un puits de gaz sous-marin où des « fines » avaient migré et s'étaient accumulées près du fourrage pour réduire la production. L'utilisation de la technologie ACTive a permis le placement contrôlé du fluide argileux organique développé par Services OCA* sur puits dans le puits sous-marin, tout en surveillant le niveau de fluide et en optimisant la quantité d'azote pompé à travers l'anneau du tube spiralé. Les données réparties de température obtenues grâce à ACTive pendant l'écoulement du puits ont permis d'établir un journal de production quantitatif des zones de production. Suite à cette intervention, la production de gaz du puits a triplé.

Dans le sultanat de Brunei, les Services Gestion des Sables de Schlumberger ont déployé les systèmes OptiPac* à chemin alternatif‡, incorporant plusieurs custamisations pour Shell Petroleum (BSP) sur des puits en trajectoire montante (hameçon) partant de la terre, afin d'exploiter des réservoirs non consolidés situés au large dans des eaux peu profondes. Afin de surmonter les limitations habituellement associées aux complétions en remblai, la technologie OptiPac, y compris des raccords gonflables en accroche, des quasi-aveugles et des valves déviatrices a été appliquée dans sept puits à angle élevé. À ce jour, les résultats sont positifs. En février 2013, les Services de gestion des sables de Schlumberger ont battu un nouveau record mondial en terminant le plus long remblai jamais réalisé dans un puits en hameçon, avec la technologie OptiPac. 578 mètres d'écrans ont été installés.

Par ailleurs, Petrobras a octroyé au groupe Complétions de Schlumberger plusieurs contrats pour la fourniture de valves de sécurité à tubage démontable TRC-II*. Ces contrats sans précédent portent sur un total de 108 valves de sécurité de subsurface destinées aux environnements extrêmement difficiles que sont les eaux profondes et ultra-profondes du Brésil.

Dans le sultanat d'Oman, le service Pompage artificiel de Schlumberger a décroché un contrat fondé sur le rendement de la part de la Daleel Petroleum Company. Représentant environ 40 millions USD, il porte sur la fourniture, l'installation, la mise en service et la gestion d'environ 200 systèmes de pompes électriques submersibles. Ce contrat de cinq ans avec option de prolongation de deux ans, inclut la fourniture de la technologie de pompe électrique submersible REDA Maximus*, de jauges XT150, et d'un total de 18 systèmes à impulsions.

Tableaux financiers

État des résultats consolidés condensés

(en millions USD, sauf montants par action) Deuxième trimestre Six mois Période close le 30 juin 2013 2012 2013 2012 Chiffre d'affaires $ 11 182 $ 10 341 $ 21 752 $ 20 150 Intérêts et autre bénéfice, net(1) 30 45 63 92 Gain sur la formation de OneSubsea(2) 1 028 - 1 028 - Dépenses Coût des produits d'exploitation 8 712 8 119 17 118 15 884 Recherche & ingénierie 293 287 585 558 Frais généraux et administratifs 100 101 196 199 Fusion & intégration(2) - 22 - 37 Détériorations et autres(2) 364 - 456 - Intérêts 98 78 197 158 Revenu avant impôts 2 673 1 779 4 291 3 406 Impôts sur le revenu(2) 449 439 855 833 Bénéfice issu des activités poursuivies 2 224 1 340 3 436 2 573 Bénéfice (perte) issu(e) des activités abandonnées (124 ) 75 (69 ) 147 Résultat net 2 100 1 415 3 367 2 720 Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires 5 12 13 17 Bénéfice net attribuable à Schlumberger $ 2 095 $ 1 403 $ 3 354 $ 2 703 Montants Schlumberger attribuables au : Bénéfice issu des activités poursuivies (2) $ 2 219 $ 1 328 $ 3 423 $ 2 556 Bénéfice (perte) issu(e) des activités abandonnées (124 ) 75 (69 ) 147 Résultat net $ 2 095 $ 1 403 $ 3 354 $ 2 703 Bénéfice dilué par action de Schlumberger Bénéfice issu des activités poursuivies (2) $ 1,66 $ 0,99 $ 2,56 $ 1,91 Bénéfice (perte) issu(e) des activités abandonnées (0,09 ) 0,06 (0,05 ) 0,11 Résultat net $ 1,57 $ 1,05 $ 2,51 $ 2,02 Moyenne des actions en circulation 1 327 1 331 1 329 1 333 Moyenne des actions en circulation après dilution 1 336 1 339 1 339 1 341 Dépréciation et amortissement inclus dans les dépenses(3) $ 910 $ 854 $ 1 806 $ 1 706

1)

Inclut les intérêts créditeurs :

Deuxième trimestre 2013 - 6 millions USD (2012 - 6 millions USD) Six mois 2013 - 11 millions USD (2012 - 16 millions USD)

2)

Cf. pages 13-14 pour plus de détails sur les charges et crédits.

3)

Inclut le coût des données sismiques multiclients.

État des résultats consolidés condensés (en millions USD) 30 juin 31 déc. Actifs 2013 2012 Actif à court terme Encaisse et investissements à court terme $ 5 925 $ 6 274 Comptes clients 11 277 11 351 Autres actifs courants 6 597 6 531 23 799 24 156 Investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité 417 245 Immobilisations corporelles 14 742 14 780 Données sismiques multiclients 634 518 Écarts d'acquisition 14 407 14 585 Autres immobilisations incorporelles 4 673 4 802 Autres actifs 4 579 2 461 $ 63 251 $ 61 547 Passif et fonds propres Passif courant Comptes fournisseurs et charges constatées d'avance $ 7 815 $ 8 453 Passif estimé pour les impôts sur le bénéfice 1 361 1 426

Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme

2 858 2 121 Dividende à distribuer 420 368 12 454 12 368 Dette à long terme 9 098 9 509 Avantages postérieurs aux départs en retraite 2 031 2 169 Impôts différés 1 450 1 493 Autre passif 1 170 1 150 26 203 26 689 Fonds propres 37 048 34 858 $ 63 251 $ 61 547

Dette nette

La « dette nette » représente la dette brute moins la trésorerie, les placements à court terme et les placements en instruments à taux fixe, détenus jusqu'à maturité. 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. Les détails de la dette nette pour l'année sont les suivants :

(en millions USD) Six mois 2013 Dette nette, 1er janvier 2013 $ (5 111 ) Bénéfice issu des activités poursuivies 3 436 Dépréciation et amortissement 1 806 Gain sur la formation de OneSubsea (1 028 ) Pensions et autres avantages complémentaires postérieurs aux départs en retraite à payer 255 Dépenses de rémunération sous forme d'actions 168 Financement de pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ en retraite (231 ) Augmentation des fonds de roulement (1 140 ) Dépenses en capital (1 800 ) Données sismiques multiclients capitalisées (222 ) Dividendes distribués (781 ) Produit des régimes d'actionnariat des employés 189 Programme de rachat d'actions (692 ) Paiement pour la transaction OneSubsea (600 ) Acquisitions d'entreprises, déduction faite de l'encaisse et des dettes acquises (117 ) Autres 190 Effet de change sur la dette nette 64 Dette nette, 30 juin 2013 $ (5 614 ) Composants de la dette nette

30 juin
2013

31 déc.
2012

Encaisse et investissements à court terme $ 5 925 $ 6 274 Investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité 417 245 Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme (2 858 ) (2 121 ) Dette à long terme (9 098 ) (9 509 ) $ (5 614 ) $ (5 111 )

Charges & Crédits

Outre les résultats financiers déterminés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR), ce communiqué de presse sur les résultats du deuxième trimestre inclut également des mesures financières non-PCGR (telles que définies en vertu du 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) Deuxième trimestre 2013 Avant impôts Impôts

Participations
minoritaires

Net

BPA
dilué

Classification de l'état des résultats

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

tel que déclaré

$ 2 673 $ 449 $ 5 $ 2 219 $ 1,66 Gain sur la formation de la joint-venture OneSubsea (1 028 ) - - (1 028 ) (0,77 ) Gain sur la formation de OneSubsea Détérioration d'investissements appliquant la méthode de mise en équivalence (1) 364 19 - 345 0,26 Détériorations et autres

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

hors charges & crédits

$ 2 009 $ 468 $ 5 $ 1 536 $ 1,15 Premier trimestre 2013 Avant impôts Impôts

Participations
minoritaires

Net

BPA
dilué

Classification de l'état des résultats

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

tel que déclaré

$ 1 618 $ 406 $ 9 $ 1 203 $ 0,90 Perte due à la dévaluation de la monnaie au Venezuela 92 - - 92 0,07 Détériorations et autres

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

hors charges & crédits

$ 1 710 $ 406 $ 9 $ 1 295 $ 0,97 Deuxième trimestre 2012 Avant impôts Impôts

Participations
minoritaires

Net

BPA
dilué

Classification de l'état des résultats

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

tel que déclaré

$ 1 779 $ 439 $ 12 $ 1 328 $ 0,99 Charges de restructuration et de fusion 22 1 - 21 0,02 Fusion & intégration

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

hors charges & crédits

$ 1 801 $ 440 $ 12 $ 1 349 $ 1,01 Premier trimestre 2012 Avant impôts Impôts

Participations
minoritaires

Net

BPA
dilué

Classification de l'état des résultats

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

tel que déclaré

$ 1 628 $ 394 $ 5 $ 1 229 $ 0,91 Charges d'intégration et de fusion 15 2 - 13 0,01 Fusion & intégration

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

hors charges & crédits

$ 1 643 $ 396 $ 5 $ 1 242 $ 0,92 Six mois 2013 Avant impôts Impôts

Participations
minoritaires

Net

BPA
dilué

Classification de l'état des résultats

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

tel que déclaré

$ 4 291 $ 855 $ 13 $ 3 423 $ 2,56 Perte due à la dévaluation de la monnaie au Venezuela 92 - - 92 0,07 Détériorations et autres Gain sur la formation de la joint-venture OneSubsea (1 028 ) - - (1 028 ) (0,77 ) Gain sur la formation de OneSubsea Détérioration d'investissements appliquant la méthode de mise en équivalence (1) 364 19 - 345 0,26 Détériorations et autres

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

hors charges & crédits

$ 3 719 $ 874 $ 13 $ 2 832 $ 2,12 Six mois 2012 Avant impôts Impôts

Participations
minoritaires

Net

EPS
dilué(2)

Classification de l'état des résultats

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

tel que déclaré

$ 3 406 $ 833 $ 17 $ 2 556 $ 1,91 Charges de restructuration et de fusion 37 3 - 34 0,03 Fusion & intégration

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

hors charges & crédits

$ 3 443 $ 836 $ 17 $ 2 590 $ 1,93

(1) Se rapporte à la détérioration de deux investissements appliquant la méthode de mise en équivalence et liés aux activités de forage.

(2) La somme des composantes ne correspond pas au total en raison des arrondis.

Groupes Produits (en millions USD) Trois mois clos au 30 juin 2013 31 mars 2013 30 juin 2012 Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Services sur champs pétroliers Caractérisation de réservoirs $ 3 014 $ 908 $ 2 750 $ 724 $ 2 714 $ 749 Forage 4 292 804 4 113 730 3 977 727 Production 3 926 625 3 759 555 3 718 601 Éliminations & autres (50 ) (59 ) (52 ) (44 ) (68 ) (38 ) 11 182 2 278 10 570 1 965 10 341 2 039 Dépenses d'entreprise & autres - (181 ) - (168 ) - (169 ) Intérêts créditeurs(1) - 4 - 6 - 7 Intérêts débiteurs(1) - (92 ) - (93 ) - (76 ) Charges & crédits - 664 - (92 ) - (22 ) $ 11 182 $ 2 673 $ 10 570 $ 1 618 $ 10 341 $ 1 779 Zones géographiques (en millions USD) Trois mois clos au 30 juin 2013 31 mars 2013 30 juin 2012 Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Services sur champs pétroliers Amérique du Nord $ 3 357 $ 662 $ 3 290 $ 627 $ 3 376 $ 693 Amérique latine 1 913 394 1 904 371 1 857 354 Europe/CEI/Afrique 3 125 643 2 851 508 2 924 592 Moyen-Orient et Asie 2 667 655 2 406 548 2 091 445 Éliminations & autres 120 (76 ) 119 (89 ) 93 (45 ) 11 182 2 278 10 570 1 965 10 341 2 039 Dépenses d'entreprise & autres - (181 ) - (168 ) - (169 ) Intérêts créditeurs(1) - 4 - 6 - 7 Intérêts débiteurs(1) - (92 ) - (93 ) - (76 ) Charges & crédits - 664 - (92 ) - (22 ) $ 11 182 $ 2 673 $ 10 570 $ 1 618 $ 10 341 $ 1 779

(1)À l'exclusion des intérêts inclus dans les résultats des groupes Produits et des zones géographiques.

Groupes Produits (en millions USD) Six mois clos le 30 juin 2013 30 juin 2012 Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Services sur champs pétroliers Caractérisation de réservoirs $ 5 764 $ 1 633 $ 5 231 $ 1 384 Forage 8 405 1 534 7 737 1 374 Production 7 684 1 181 7 241 1 209 Éliminations & autres (101 ) (105 ) (59 ) (45 ) 21 752 4 243 20 150 3 922 Dépenses d'entreprise & autres - (348 ) - (339 ) Intérêts créditeurs(1) - 9 - 16 Intérêts débiteurs(1) - (185 ) - (156 ) Charges & crédits - 572 - (37 ) $ 21 752 $ 4 291 $ 20 150 $ 3 406 Zones géographiques (en millions USD) Six mois clos le 30 juin 2013 30 juin 2012 Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Services sur champs pétroliers Amérique du Nord $ 6 647 $ 1 289 $ 6 809 $ 1 470 Amérique latine 3 817 765 3 623 676 Europe/CEI/Afrique 5 976 1 151 5 501 1 020 Moyen-Orient et Asie 5 073 1 203 4 046 861 Éliminations & autres 239 (165 ) 171 (105 ) 21 752 4 243 20 150 3 922 Dépenses d'entreprise & autres - (348 ) - (339 ) Intérêts créditeurs(1) - 9 - 16 Intérêts débiteurs(1) - (185 ) - (156 ) Charges & crédits - 572 - (37 ) $ 21 752 $ 4 291 $ 20 150 $ 3 406

(1)À l'exclusion des intérêts inclus dans les résultats des groupes Produits et des zones géographiques.

À propos de Schlumberger

Schlumberger est le plus grand fournisseur au monde de solutions de technologie, de gestion de projet intégrée et d'information à des clients internationaux exerçant leurs activités dans l'industrie du gaz et du pétrole. Employant près de 120 000 personnes de plus de 140 nationalités différentes et exerçant ses activités dans plus de 85 pays, Schlumberger offre la plus vaste gamme de produits et de services du secteur, de l'exploration à la production.

Schlumberger Limited, dont les bureaux principaux sont à Paris, à Houston et à La Haye, a déclaré un chiffre d'affaires de 41,73 milliards USD en 2012. Pour de plus amples renseignements, veuillez consulter le site www.slb.com.

*Marque de Schlumberger ou de 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.

‡Alternate Path est une marque d'ExxonMobil Corp et la technologie est octroyée exclusivement sous licence à Schlumberger.

Notes

Schlumberger tiendra une conférence téléphonique au sujet de l'annonce ci-dessus et de ses perspectives commerciales le vendredi 19 juillet 2013. Le début de la téléconférence est prévu pour 8h00, heure centrale des États-Unis, 9h00, heure de New York. Pour accéder à la téléconférence, qui est ouverte au public, veuillez contacter l'opérateur de la téléconférence au [phone] en Amérique du Nord ou au [phone] en dehors de l'Amérique du Nord, environ 10 minutes avant l'heure prévue pour la téléconférence. Demandez « Schlumberger Earnings Conference Call ». À la fin de l'appel, une retransmission audio différée sera disponible jusqu'au 19 août 2013 en composant le [phone] en Amérique du Nord, ou le [phone] en dehors de l'Amérique du Nord, et en indiquant le code d'accès 291800.

La téléconférence 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 téléconférence. Une rediffusion de la transmission Web sera également disponible sur le même site Internet.

Des informations supplémentaires sous forme d'un document questions-réponses sur ce communiqué de presse et les tableaux financiers sont accessibles sur www.slb.com/ir.

Le texte du communiqué issu d'une traduction ne doit d'aucune manière être considéré comme officiel. La seule version du communiqué qui fasse foi est celle du communiqué dans sa langue d'origine. La traduction devra toujours être confrontée au texte source, qui fera jurisprudence.

Schlumberger Limited
Malcolm Theobald, [phone]
Vice-président des relations avec les investisseurs
ou
Joy V. Domingo, [phone]
Directrice des relations avec les investisseurs
[e-mail]

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