Schlumberger annonce ses résultats pour le premier trimestre 2013

Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a déclaré aujourd'hui un chiffre d'affaires de 10,67 milliards USD pour le premier trimestre 2013, contre 11,17 milliards USD au quatrième trimestre 2012 et 9,92 milliards USD au premier trimestre 2012.

Le bénéfice issu des activités poursuivies attribuable à Schlumberger, hors charges et crédits, s'élevait à 1,35 milliard USD—en baisse de 6 % en séquentiel, mais en hausse de 4 % en glissement annuel. Le bénéfice par action dilué issu des activités poursuivies, hors charges et crédits, s'élevait à 1,01 USD contre 1,08 USD au trimestre précédent, et à 0,96 USD au premier trimestre 2012.

Schlumberger a enregistré des charges de 0,07 USD par action au premier trimestre 2013, contre 0,06 USD par action au trimestre précédent, et de 0,01 USD par action au premier trimestre 2012.

Le chiffre d'affaires de 10,67 milliards USD du segment Oilfield Services (Services sur champs pétroliers) a baissé de 5 % en séquentiel, mais augmenté de 8 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 2,0 milliards USD du segment Oilfield Services a baissé de 6 % en séquentiel, mais a augmenté de 4 % en glissement annuel.

Le PDG de Schlumberger, Paal Kibsgaard a fait remarqué que, « La force internationale, combinée à la résilience à des conditions de marché difficiles en Amérique du Nord, s'est traduite par une solide performance au premier trimestre. Tandis que nos résultats séquentiels reflètent les effets du ralentissement saisonnier normal dans l'hémisphère Nord et en Extrême-Orient, ainsi que des ventes de produits plus faibles qu'au quatrième trimestre, nos chiffres en glissement annuel démontrent le potentiel du marché international, la force de notre exécution et l'importance de nos capacités d'intégration.

La croissance internationale en glissement annuel a dépassé le nombre d'appareils de forage, menée par la région Moyen-Orient et Asie avec une forte activité sur les marchés clés tels que l'Arabie Saoudite, l'Irak, l'Australie et la Chine. En Europe/CEI/Afrique, ce sont la force dans la région subsaharienne et la croissance de la Russie et de la mer Caspienne, ainsi que de la mer du Nord qui ont été les moteurs de la performance. L'Amérique latine a été stimulée par l'activité de gestion de la production en Équateur, par la force des marchés géographiques du Mexique et d'Amérique centrale et par la croissance sur les marchés géographiques d'Argentine, de Bolivie et du Chili. En Amérique du Nord, la forte activité au Canada et de solides résultats de la partie américaine du golfe du Mexique, ont partiellement compensé une plus grande faiblesse des prix et de l'activité à terre aux États-Unis.

Les tendances internationales des prix au premier trimestre sont restées inchangées, avec une poursuite de la progression lente, mais constante, du revenu par appareil de forage, observée depuis maintenant six trimestres consécutifs. Cette progression a été favorisée par l'activité, mais aussi par une association de technologies dans laquelle nous continuons à introduire des services de pointe, soutenus par une forte performance en matière d'exécution et d'exploitation. En Amérique du Nord, les prix des services à terre ont fléchi de manière générale et une pression plus importante a été observée sur les contrats de pompage de compression.

Au premier trimestre, les nouvelles au sein de l'environnement macroéconomique mondial ont été mitigées de la part des principales économies, notamment la Chine, les États-Unis et la zone euro. Il n'en reste pas moins que les perspectives globales pour 2013 restent largement inchangées par rapport à nos premières projections, aussi bien en termes de croissance du PIB, qu'en termes de facteurs fondamentaux pour les marchés mondiaux du pétrole et du gaz naturel. Nous prévoyons toujours que la croissance des réserves de pétrole en Amérique du Nord va se poursuivre, tandis que l'autre production hors OPEP devrait continuer à connaître des difficultés ; nous prévoyons par ailleurs que la capacité de réserve mondiale restera à ses niveaux actuels (sauf changement macroéconomique ou événement géopolitique inattendu).

Nous continuons, en conséquence, à observer une croissance forte et régulière, en ligne avec nos attentes dans les régions clés, notamment en Afrique subsaharienne, en Russie, au Moyen-Orient, en Chine et en Australie. Les perspectives pour l'Amérique du Nord demeurent incertaines, avec une activité des appareils de forage plus faible que prévu et une faiblesse persistante des prix. Et tandis que le froid et le fléchissement de la production de gaz naturel ont entraîné des retraits considérables de gaz stocké, ceci ne s'est encore traduit par aucun changement dans l'activité de forage du gaz sec.

Dans cet environnement, nous restons concentrés sur le surrendement opérationnel et financier sur chaque marché où nous sommes présents. Et au vu de l'engagement et de l'entrain affichés par la société dans son ensemble, je suis certain qu'à l'avenir, nous allons continuer à générer des rendements supérieurs pour nos investisseurs ».

Autres événements

• Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 2,5 millions de ses actions ordinaires à un prix moyen de 77,63 USD pour un prix d'achat total de 193 millions USD.

État des résultats consolidés condensés (en millions USD, sauf montants par action) Trois mois Périodes clôturées au 31 mars 2013 2012 Chiffre d'affaires $ 10 668 $ 9 918 Intérêts et autres bénéfices(1) 33 47 Charges Coût des produits d'exploitation 8442 7 810 Recherche & ingénierie 295 275 Frais généraux et administratifs 95 98 Fusion & intégration(2) - 15 Restructuration & autre(2) 92 - Intérêts 98 80 Revenu avant impôts 1 679 1 687 Impôts sur le revenu(2) 412 400

Bénéfice issu des activités poursuivies

1 267 1 287 Bénéfice issu des activités abandonnées - 19 Résultat net 1 267 1 306

Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires

8 5 Bénéfice net attribuable à Schlumberger $ 1259 $ 1 301 Montants Schlumberger attribuables au : Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger (2) $ 1259 $ 1 282 Bénéfice issu des activités abandonnées - 19 Résultat net $ 1 259 $ 1 301 Bénéfice dilué par action de Schlumberger Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger (2) $ 0,94 $ 0,95 Bénéfice issu des activités abandonnées - 0,01 Résultat net(3) $ 0,94 $ 0,97 Moyenne des actions en circulation 1 330 1 334 Moyenne des actions en circulation après dilution 1 340 1 344 Dépréciation et amortissement inclus dans les dépenses(4) $ 896 $ 851 1) Inclut les intérêts créditeurs : Trois mois 2013 - 6 millions USD (2012 - 10 millions USD) 2) Cf. page 6 pour plus de détails sur les charges et crédits. 3) Il se peut que les montants ne tombent pas juste, du fait qu'ils ont été arrondis. 4) Inclut le coût des données sismiques multiclients. État des résultats consolidés condensés (en millions USD) 31 mars 31 déc. Actifs 2013 2012 Actif à court terme Encaisse et investissements à court terme $ 5 561 $ 6 274 Comptes clients 11 502 11 351 Autres actifs courants 6 664 6 531 23 727 24 156 Investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité 266 245 Immobilisations corporelles 14 805 14 780 Données sismiques multiclients 582 518 Survaleur 14 580 14 585 Autres immobilisations incorporelles 4 734 4 802 Autres actifs 2 734 2 461 $ 61 428 $ 61 547 Passif et fonds propres Passif à court terme Comptes fournisseurs et charges constatées d'avance $ 7 842 $ 8 453 Passif estimé pour les impôts sur le bénéfice 1 548 1 426 Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme 2 962 2 121 Dividende à distribuer 419 368 12 771 12 368 Dette à long terme 8 138 9 509 Avantages postérieurs aux départs en retraite 2 056 2 169 Impôts différés 1 506 1 493 Autre passif 1 176 1 150 25 647 26 689 Fonds propres 35 781 34 858 $ 61 428 $ 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) Trois mois 2013 Dette nette, 1er janvier 2013 $ (5 111 ) Bénéfice issu des activités poursuivies 1 267 Dépréciation et amortissement 896 Pensions et autres avantages complémentaires postérieurs aux départs en retraite à payer 128 Excédent des fonds propres par rapport aux dividendes reçus (23 ) Dépenses de rémunération sous forme d'actions 81 Financement de pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ en retraite (177 ) Augmentation des fonds de roulement (924 ) Dépenses en capital (894 ) Données sismiques multiclients capitalisées (117 ) Dividendes distribués (365 ) Produit des régimes d'actionnariat des employés 166 Programme de rachat d'actions (193 ) Acquisitions d'entreprises et investissements, déduction faite de l'encaisse et des dettes assumées (39 ) Autres (94 ) Effet de change sur la dette nette 126 Dette nette, 31 mars 2013 $ (5 273 ) Composants de la dette nette

31 mars
2013

31 déc.
2012

Encaisse et investissements à court terme $ 5 561 $ 6 274 Investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité 266 245 Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme (2 962 ) (2 121 ) Dette à long terme (8 138 ) (9 509 ) $ (5 273 ) $ (5 111 )

Charges & Crédits

Outre les résultats financiers déterminés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR), ce document 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) Premier trimestre 2013 Avant impôts Impôts

Participations
minoritaires

Net

BPA
dilué

Classification de l'état des résultats Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger tel que déclaré $ 1 679 $ 412 $ 8 $ 1 259 $ 0,94 Perte due à la dévaluation de la monnaie au Venezuela 92 - - 92 0,07 Restructuration & autre Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger hors charges & crédits $ 1 771 $ 412 $ 8 $ 1 351 $ 1,01 Quatrième trimestre 2012 Avant impôts Impôts

Participations
minoritaires

Net

BPA
dilué

Classification de l'état des résultats Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger tel que déclaré $ 1 807 $ 436 $ 9 $ 1 362 $ 1,02 Charges de restructuration et de fusion 60 10 - 50 0,04 Fusion & intégration Compression des effectifs 33 6 - 27 0,02 Restructuration & autre Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger hors charges & crédits $ 1 900 $ 452 $ 9 $ 1 439 $ 1,08 Premier trimestre 2012 Avant impôts Impôts

Participations
minoritaires

Net

BPA
dilué

Classification de l'état des résultats Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger tel que déclaré $ 1 687 $ 400 $ 5 $ 1 282 $ 0,95 Charges de restructuration et de fusion 15 2 - 13 0,01 Fusion & intégration Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger hors charges & crédits $ 1 702 $ 402 $ 5 $ 1 295 $ 0,96 Groupes de produits (en millions USD) Trois mois clos au 31 mars 2013 31 déc. 2012 31 mars 2012

Bénéfice

Bénéfice

Bénéfice avant avant avant

Chiffre d'affaires

impôts

Chiffre d'affaires

Impôts

Chiffre d'affaires

Impôts Services sur champs pétroliers Caractérisation des réservoirs(1) $ 2 803 $ 758 $ 3 148 $ 918 $ 2 582 $ 674 Forage 4 132 741 4 137 696 3 785 657 Production(1) 3 785 573 3 927 592 3 542 620 Éliminations & autres (52 ) (46 ) (38 ) (42 ) 9 (8 ) 10 668 2 026 11 174 2 164 9 918 1 943 Dépenses d'entreprise & autres - (168 ) - (180 ) - (171 ) Intérêts créditeurs(2) - 6 - 6 - 10 Intérêts débiteurs(2) - (93 ) - (90 ) - (80 ) Charges & crédits - (92 ) - (93 ) - (15 ) $ 10 668 $ 1 679 $ 11 174 $ 1 807 $ 9 918 $ 1 687 Zones géographiques (en millions USD) Trois mois clos au 31 mars 2013 31 déc. 2012 31 mars 2012 Bénéfice Bénéfice Bénéfice avant avant avant Chiffre d'affaires impôts Chiffre d'affaires Impôts Chiffre d'affaires Impôts Services sur champs pétroliers Amérique du Nord(1) $ 3 290 $ 627 $ 3 422 $ 656 $ 3 433 $ 777 Amérique latine 1 904 371 2 071 377 1 766 323 Europe/CEI/Afrique 2 851 508 2 958 579 2 577 428 Moyen-Orient et Asie 2 505 609 2 577 601 2 064 476 Éliminations et autres(1) 118 (89 ) 146 (49 ) 78 (61 ) 10 668 2 026 11 174 2 164 9 918 1 943 Dépenses d'entreprise & autres - (168 ) - (180 ) - (171 ) Intérêts créditeurs(2) - 6 - 6 - 10 Intérêts débiteurs(2) - (93 ) - (90 ) - (80 ) Charges & crédits - (92 ) - (93 ) - (15 ) $ 10 668 $ 1 679 $ 11 174 $ 1 807 $ 9 918 $ 1 687 Certains montants de la période précédente ont été reclassés afin de les adapter à la présentation de l'année en cours.

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

Oilfield Services (Services sur champs pétroliers)

Le chiffre d'affaires du premier trimestre de 10,67 milliards USD a baissé de 5 % en séquentiel, mais a augmenté de 8 % en glissement annuel, avec un chiffre d'affaires pour la région Internationale de 7,26 milliards USD en hausse de 853 millions USD, soit 13 % en glissement annuel, tandis que le chiffre d'affaires pour la région Amérique du Nord de 3,29 milliards USD a baissé de 144 millions USD, soit 4 % en glissement annuel. Les fortes ventes de fin d'année de produits, de logiciels et multiclients, enregistrées au quatrième trimestre 2012, ont représenté plus de la moitié de la baisse séquentielle du chiffre d'affaires. Le reste de la baisse séquentielle s'explique par des ralentissements de l'activité saisonnière en mer du Nord, en Russie et en Chine, par des retards de travaux liés au climat sur les marchés géographiques du Brunei, de la Malaisie et des Philippines et de l'Australasie, ainsi que par une baisse des prix consécutive à des capacités excédentaires à terre aux États-Unis. Cependant, ces effets séquentiels ont été partiellement contrebalancés par une forte activité d'exploration et de forage en Angola, ainsi que par une forte activité en projets hivernaux dans l'Ouest canadien et en Alaska.

Étant donné l'impact considérable que les facteurs de fin d'année et saisonniers ont eu sur la performance séquentielle, sauf indication contraire, les paragraphes suivants se concentrent sur une base de glissement annuel.

Le chiffre d'affaires International a augmenté de 13 %, distançant le nombre d'appareils de forage qui a augmenté de 7 % en glissement annuel. Cette augmentation a été favorisée par la zone Moyen-Orient & Asie avec un chiffre d'affaires de 2,5 milliards USD, en hausse de 21 %, principalement grâce à des résultats solides sur l'ensemble des technologies en Arabie Saoudite, à de forts résultats de la Gestion intégrée de projets (Integrated Project Management, IPM) en Irak et par une activité de forage soutenue à terre et en mer sur les marchés géographiques d'Australasie et de Chine. Le chiffre d'affaires pour l'Europe/CEI/Afrique de 2,9 milliards USD a augmenté de 11 %, favorisé par la région d'Afrique subsaharienne, qui connaît une forte activité de forage de développement et d'exploration. La région Russie et Asie centrale a connu une forte activité au large de Sakhaline, ainsi qu'une forte activité à terre en Sibérie occidentale et au Kazakhstan, tandis que le marché géographique de la mer du Nord affichait une croissance soutenue, au moment où l'activité passait de l'exploration au développement et à des projets liés à la production. Le chiffre d'affaires de 1,9 milliard USD pour l'Amérique latine a progressé de 8 %, principalement en Équateur à partir d'une forte avancée du projet Shushufindi de Schlumberger Production Management (SPM). Un chiffre d'affaires important a également été enregistré par les marchés géographiques Mexique & Amérique centrale et Argentine, Bolivie & Chili, tandis que celui du Brésil est resté stable. Le chiffre d'affaires de 3,3 milliards USD pour l'Amérique du Nord a baissé de 4 %—en raison principalement de l'activité à terre qui a chuté de 11 % en glissement annuel, tandis que l'activité en mer, elle, a progressé de 26 %. La hausse du chiffre d'affaires en mer s'explique par une plus forte activité de forage, le nombre d'appareils de forage en eau profonde ayant augmenté de plus de 30 % en glissement annuel dans la partie américaine du golfe du Mexique. Le déclin du chiffre d'affaires à terre s'explique principalement par la faiblesse des prix à la fois pour les services de pompage à pression et pour d'autres technologies, le nombre global d'appareils de forage ayant chuté de 15 % en glissement annuel.

Par segment, le chiffre d'affaires de 2,8 milliards USD du groupe Reservoir Characterization a augmenté de 221 millions USD, soit 9 %, favorisé par une croissance à deux chiffres des segments Testing Services et SIS (Schlumberger Information Solutions), due à une meilleure activité d'exploration en mer et à un accroissement des ventes de logiciels dans toutes les régions internationales. WesternGeco a progressé grâce à une plus forte utilisation des navires à de meilleurs prix et à une meilleure productivité sismique UniQ* et conventionnelle à terre au Moyen-Orient et en Australie. Le chiffre d'affaires du groupe Drilling de 4,1 milliards USD a augmenté de 347 millions USD, soit 9 %, favorisé par une solide croissance des services Drilling & Measurements, alors que l'activité de forage en mer s'est renforcée dans la partie américaine du golfe du Mexique, en Afrique subsaharienne, à Sakhaline, en Asie et en Australie, et que le nombre d'appareils de forage s'est accru sur les principaux marchés internationaux à terre en Arabie Saoudite, en Chine et en Australie. L'activité Drilling Tools & Remedial s'est accrue dans toutes les régions et le chiffre d'affaires IPM a fortement progressé, alors que des projets en Irak et en Australie se sont accélérés. Le chiffre d'affaires de 3,8 milliards USD du groupe Production a augmenté de 243 millions USD, soit 7 %, avec une croissance à deux chiffres affichée par Artificial Lift, Well Intervention, Completions et les technologies de production Well Services dans les régions internationales. Framo et Subsea Services Technologies ont affiché une croissance de plus de 50 %, tandis que le chiffre d'affaires SPM a plus que doublé au fur et à mesure que survenaient des projets plus tôt que prévu en Amérique latine. La hausse du chiffre d'affaires du groupe Production a quant à elle été partiellement contrebalancée par un déclin des bénéfices du pompage à pression à terre en Amérique du Nord.

Le bénéfice d'exploitation avant impôts du premier trimestre de 2,0 milliards USD a baissé de 6 % en séquentiel, mais a augmenté de 4 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 1,5 milliard USD au plan international a progressé de 262 millions USD, soit 21 % en glissement annuel, tandis que le bénéfice d'exploitation avant impôts de 627 millions USD pour l'Amérique du Nord a chuté de 150 millions USD, soit 19 % en glissement annuel.

En séquentiel et malgré un chiffre d'affaires en déclin qui s'explique par les effets de la fin d'année et par la saisonnalité, la marge d'exploitation avant impôts de 19,0 % a baissé de seulement 37 points de base (bps), la marge pour l' international restant stable à 20,5 % et la marge pour l'Amérique du Nord s'établissant à 19,1 %.

En glissement annuel, la marge d'exploitation avant impôts de 19,0% a chuté légèrement de 59 bps, alors que la marge d'exploitation avant impôts pour l'international progressait de 135 bps à 20,5 %, tandis que la marge d'exploitation avant impôts pour l'Amérique du Nord déclinait de 356 bps, à 19,1 %. La région Moyen-Orient & Asie a affiché une progression de la marge en glissement annuel de 125 points de base pour atteindre 24,3 %, la région Europe/CEI/Afrique a progressé de 120 points de base à 17,8 % et la région Amérique latine a progressé de 123 points de base à 19,5 %. La baisse de la marge en Amérique du Nord s'explique principalement par la pression sur les prix pour les technologies de production Well Services à terre, tandis que l'expansion de la marge pour l'international, s'explique par de fortes contributions des Testing Services et des Drilling & Measurements Technologies, sur une rentabilité accrue découlant d'une plus forte activité d'exploration et de forage en mer. La plus grande rentabilité des activités liées aux projets IPM et SPM dans les régions Amérique latine et Moyen-Orient & Asie a également contribué à cette marge internationale étendue.

En glissement annuel par segment, la marge d'exploitation avant impôts du groupe Reservoir Characterization s'est étendue de 94 bps à 27,0 %, grâce à une rentabilité accrue des Testing Services, tandis que la marge d'exploitation avant impôts du groupe Drilling a progressé de 57 bps à 17,9 % en raison de meilleures marges enregistrées par Drilling & Measurements. La marge d'exploitation avant impôts du groupe Production a baissé de 237 bps à 15,1 %, en raison principalement de prix inférieurs pour les technologies de production Well Services à terre aux États-Unis, même si l'effet de cette baisse a en partie été contrebalancé par une meilleure rentabilité sur les projets SPM en Amérique latine.

Un certain nombre de points saillants dans l'intégration de la technologie ont contribué aux résultats du premier trimestre.

Saudi Aramco et Schlumberger ont travaillé en étroite collaboration sur un projet commun en vue de développer et de mettre en place une technologie de caractérisation du système de pores, pour le plus gros champ pétrolifère au monde. Appelé CIPHER, du nom de l'approche de décodage utilisée, cette technique intègre des données de résonance magnétique nucléaire sensibles aux textures avec des enregistrements d'images sur d'autres mesures de porosité spectrale, afin d'obtenir une évaluation complète du système de pores des réservoirs carbonatés. Les systèmes complexes de pores des roches carbonatées exigent des détails sur les géométries des pores carbonatés, donnée essentielle pour mieux déterminer la perméabilité et prévoir la récupération du pétrole finale. La compréhension de ces détails sur le système de pores carbonatés est essentielle pour l'évaluation de la formation carbonatée. CIPHER va permettre une modification des étapes dans la capacité de prévision et d'exploitation de Saudi Aramco en vue d'une récupération de pétrole maximale.

Dans l'Est canadien, Wireline a déployé les services d'échantillonnage de roches et de fluides dernière génération, afin d'améliorer à la fois la qualité des mesures et l'efficacité de l'exploitation dans un puits en mer. La technologie XL-Rock* du carottier rotatif latéral sur d'importants volumes, à l'aide d'un nouveau modèle de trépan permettant de contrôler le poids du trépan depuis la surface, a récupéré près de 80 % des essais de carottes, certaines d'entre elles ayant été faites dans des zones non consolidées d'une résistance à la compression inférieure à 500 psi. Par ailleurs, des échantillons de fluide à faible contamination ont été récupérés dans plusieurs zones tests à l'aide du testeur modulaire de la dynamique des formations MDT*, équipé de la technologie Quicksilver Probe* d'extraction concentrée et du système InSitu Fluid Analyzer*. Cette combinaison de technologies a permis de recueillir des échantillons représentatifs de roches et de fluides, avec un niveau de précision et une efficacité opérationnelle sans précédent.

Dans l'ouest du Texas, l'intégration des technologies Schlumberger a permis à Endeavor d'optimiser un modèle de puits horizontal dans la formation de schiste argileux de Wolfcamp, dans le bassin Permian. Une combinaison des technologies Wireline ECS* de spectroscopie de capture élémentaire et Sonic Scanner* de balayage acoustique, a été utilisée pour caractériser une section du schiste argileux Wolfcamp plus profonde que ce qui avait été ciblé à l'origine. Au cours du forage, un appareil de mappage des limites du lit Schlumberger PeriScope*, a été utilisé pour conserver le puits horizontal dans les limites de la cible plus profonde. Une complétion horizontale à haut débit a ensuite été installée, accompagnée d'un traitement de stimulation en 19 intervalles, exécuté grâce à la technologie Well Services HiWAY* de fracturation hydraulique du chenal d'écoulement. Cette solution Schlumberger intégrée a permis à l'opérateur, d'augmenter la production pétrolière de ce puits sur 60 jours, de 34 % par rapport au puits de limite le plus proche dans le même champ.

En Arabie Saoudite, Schlumberger Completions a installé le premier système modulaire trilatéral au monde, IntelliZone Compact*, de gestion multizone de 8,9 cm, dans un gisement en mer pour Saudi Aramco. La technologie IntelliZone Compact est un système nouvelle génération de complétions intelligentes intégrées, qui comprend une vanne de contrôle du flux opérée à distance, un double système de surveillance en temps réel équipé d'un capteur avec position d'étranglement, ainsi qu'une garniture d'étanchéité traversante dans une seule unité. Le système est conçu pour optimiser la production tout en améliorant l'efficacité de l'installation et en minimisant les interventions futures.

Au Japon, la première production en mer au monde de gaz à partir de couches d'hydrate de méthane a été confirmée par Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC). Une combinaison des technologies Schlumberger d'évaluation des formations, de forage, de complétions et de surveillance a été utilisée par JOGMEC lors du forage de deux puits de surveillance et d'un puits de production, et lors d'essais d'écoulement du puits de production par dissociation de l'hydrate de méthane. Parmi les technologies Schlumberger utilisées, citons la technologie WellWatcher* de surveillance du réservoir et de la production en temps réel, combinée avec la détection distribuée de la température par fibre optique et avec un réseau de capteurs numériques haute résolution. De plus, les technologies de la plateforme de balayage acoustique Wireline Sonic Scanner avec la modélisation Borehole Acoustic Reflection Survey (BARS) et l'analyse après tubage ABC* ont été utilisées avant et après l'essai de production. Ces technologies Schlumberger ont joué un rôle déterminant au sein de ce projet révolutionnaire, pour permettre à JOGMEC de valider la méthode et l'économie de la production de gaz à partir d'hydrates de méthane.

Reservoir Characterization Group (Caractérisation de réservoirs)

Le chiffre d'affaires de 2,80 milliards USD du premier trimestre a baissé de 11 % en séquentiel, mais a augmenté de 9 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 758 millions USD a baissé de 18 % en séquentiel, mais a augmenté de 13 % en glissement annuel. En séquentiel, les baisses s'expliquent essentiellement par le fléchissement des ventes multiclients WesternGeco et des ventes de logiciels SIS après leurs fortes performances de fin d'année, effets qui ont été en partie compensés par une plus grande utilisation des navires de la part de WesternGeco.

En glissement annuel, le chiffre d'affaires a augmenté de 221 millions USD, favorisé par une croissance à deux chiffres dans l'activité Testing Services et dans les ventes de logiciels SIS, qui ont découlé d'une plus grande activité d'exploration en mer et d'un accroissement des ventes sur l'ensemble des régions internationales. WesternGeco a progressé grâce à une plus forte utilisation des navires à de meilleurs prix et grâce à une meilleure productivité sismique UniQ et conventionnelle à terre au Moyen-Orient et en Australie.

La marge d'exploitation avant impôts de 27,0 % a baissé de 215 points de base en séquentiel, mais elle a augmenté de 94 points de base en glissement annuel. Le déclin de la marge séquentielle s'explique par des ventes saisonnières multiclients WesternGeco et de logiciels SIS plus faibles.

En glissement annuel, la marge d'exploitation avant impôts s'est élargie en raison d'une plus grande rentabilité des Testing Services, qui ont bénéficié d'une activité d'exploration en mer à forte marge.

Un certain nombre de points saillants technologiques du portefeuille du groupe Reservoir Characterization ont contribué aux résultats du premier trimestre.

WesternGeco vient tout juste d'achever l'acquisition du premier levé multiclients haute résolution à large bande en Nouvelle-Zélande, en préparation de la phase d'offre d'achat des superficies en 2014. Réalisé au large de Taranaki, le levé a utilisé plusieurs technologies WesternGeco, notamment la technologie à flûtes Q-Marine, la technologie d'acquisition et d'imagerie à large bande coulissante ObliQ*, la technologie à source marine calibrée sismique à large bande Delta*, ainsi que la méthode Continuous Line Acquisition* pour une couverture optimale en eaux peu profondes. En raison des considérations environnementales dans la région, WesternGeco a travaillé en étroite collaboration avec les agences environnementales et réglementaires locales, afin de garantir que le levé soit réalisé sans risque et de manière responsable, et qu'il soit recommandé par le ministère néo-zélandais de la Conservation.

WesternGeco s'est vu attribuer un contrat par Thombo Petroleum Ltd. pour l'acquisition et le traitement d'un levé 3D à l'aide de la technologie sismique isométrique marine IsoMetrix* au-dessus du Bloc 2B au large de l'Afrique du Sud. Le levé couvre une région optimale de 686 km2 qui s'étend au-dessus du graben A-J1, dont Thombo Petroleum dit qu'il contient un gisement de pétrole, ainsi que d'autres prospects et filons autour de ses bordures. Thombo a décrit l'utilisation de la technologie IsoMetrix comme une étape importante dans leur évaluation des réserves et des ressources.

Au large de l'Angola, WesternGeco a réalisé un levé de surveillance 4D de 600 km2 à l'aide de la technologie Q-Marine* au-dessus des champs Girassol, Jasmin, Dalia et Rosa exploités par Total Exploration et Production Angola. Cette région fortement encombrée comprend deux unités de production, de stockage et de déchargement, deux stations de chargement de pétroliers et un puits de forage, exigeant l'utilisation d'une technique de torpillage souterrain, avec un navire-source supplémentaire pour éclairer le réservoir sous les installations de surface.

BP a octroyé à WesternGeco l'un des plus gros contrats de traitement de données et d'imagerie de tous les temps, pour près de 900 km2 de données de câble océanique de fond dans le bassin South Columbus de Trinité-et-Tobago. Les levés ont été effectués sur deux périodes hivernales, à l'aide de la technologie Q-Seabed* et de la technique d'acquisition de source sismique simultanée SimSource*. L'attribution du contrat fait partie d'une collaboration pluriannuelle sur plusieurs projets entre les deux entreprises, qui a finalement couronné de succès une équipe combinée BP/WesternGeco, lauréate du prix BP Helios de renommée mondiale.

Suite à la disponibilité du système sismique intégré de réception ponctuelle à terre UniQ en location-bail ou à l'achat, plusieurs entreprises déploient déjà la technologie. IG Seismic Services Ltd (IGSS) a fait l'acquisition d'un système à 40 000 chenaux, qui a fonctionné avec succès en Russie. Sichuan Geophysical Company (SCGC) en Chine a loué un système à 45 000 chenaux et terminé un projet pour PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company avec une efficacité record. Un contrat de location-bail d'un an est également toujours en vigueur pour le déploiement du système UniQ sur des projets au Mexique.

En Australie, le service expert Wireline MR Scanner* de résonance magnétique a été utilisé pour Apache, dans un réservoir glauconieux complexe, afin de permettre la visualisation du fluide dans un puits de développement dans le champ Stag. La forte concentration en glauconie a affecté les enregistrements de résistivité, de telle sorte que les saturations et même les types de fluides n'étaient pas identifiables à l'aide des techniques de diagraphie conventionnelles. L'identification des fluides par MR Scanner a cependant permis de fournir la saturation, mais aussi d'identifier les contacts eau/pétrole/gaz. Ce résultat positif a poussé Apache à incorporer la technologie au programme de développement de puits de leur champ.

Au Koweït, la technologie Wireline Dielectric Scanner* de dispersion diélectrique multifréquence a été utilisée pour le compte de la Kuwait Oil Company (KOC), afin de détecter des zones d'eau exploitables dans un puits horizontal du champ Raudhatain, avec une stratigraphie complexe et des variations dans la sédimentologie. En conséquence, le testeur modulaire de la dynamique des formations MDT avec la technologie d'extraction concentrée Quicksilver Probe, a été utilisé pour quantifier la proportion d'eau dans les zones d'intérêt et a confirmé les résultats obtenus par le service Dielectric Scanner. Cette caractérisation des fluides a aidé le client à optimiser le modèle de complétion et à obtenir un drainage efficace du pétrole du réservoir pour une récupération maximale.

En Alaska, le tracteur des services de trous entubés Wireline TuffTRAC* et les charges creuses de pénétration et de perforation profondes PowerJet Omega* ont été déployés pour reperforer quatre puits pour le compte de Cook Inlet Natural Gas Storage dans le champ de gaz naturel Kenai. Tous les puits du champ avaient auparavant été perforés en surpression et les essais d'écoulement obtenus avaient été en deçà des prévisions. De manière à minimiser les dommages de perforation et à permettre un tunnel de perforation plus efficace, les puits ont été reperforés à une pression équilibrée, favorisant une hausse des taux d'injection de 50 à 300 %.

En Colombie, les technologies Wireline Flow Scanner* d'enregistrement de la production sur puits horizontal et dévié et RST* de saturation des réservoirs, ont été utilisées en vue de l'acquisition de données d'évaluation des formations dans cinq puits à ciel ouvert à massif filtrant pour le compte de Hocol S.A. L'interprétation des données fournie par Schlumberger PetroTechnical Services a permis au client de mieux comprendre le profil de la production et les propriétés des réservoirs, ainsi que leur influence sur la performance de la production le long des sections horizontales des puits. Hocol S.A. envisage désormais une nouvelle stratégie de développement des gisements, comprenant des améliorations à la fois des modèles de forage et de complétions.

Au Kazakhstan, la technologie Wireline PressureXpress* de pression du réservoir pendant l'enregistrement, a été déployée pour le compte de Karachaganak Petroleum Operating B.V. (un consortium entre ENI, BG, Chevron, Lukoil et KazMunaiGaz) dans un puits horizontal à portée étendue de 15,2 cm, enregistrant le levé de pression de formation le plus profond jamais réalisé dans le champ Karachaganak. L'outil PressureXpress a été déployé sur la tige de forage sur une section horizontale difficile de 1200 m, en utilisant les pratiques d'excellence en matière de conception du projet, d'exécution du calendrier et de surveillance en temps réel. Les données acquises ont permis à l'opérateur de mieux comprendre le régime de pression de la plateforme de forage principale vers le Western Buildup.

En Colombie, la plateforme de balayage acoustique Wireline Sonic Scanner et la technologie d'imagerie par ultrason USI* avec le logiciel d'évaluation de l'adhésivité du ciment CBL Adviser*, ont été utilisées pour le compte d'Union Temporal IJP, afin d'évaluer les caractéristiques de fracture à proximité du forage du puits, dans un puits produisant du pétrole dans le champ Palagua. Grâce au soutien pluridisciplinaire de caractérisation des réservoirs de la part de Schlumberger PetroTechnical Services, la hauteur et la propagation des fractures ont été décrites dans le détail, permettant de nouvelles estimations quant à la productivité du puits. Le client a désormais des projets de procéder à la même série de travaux sur deux puits supplémentaires.

En Russie, Schlumberger Testing Services a effectué un essai de puits complexe à des débits élevés pour le compte de Venineft, au large de Sakhaline. En dépit de conditions climatiques difficiles, d'un appareil de forage en mer avec une fenêtre d'exploitation limitée et d'un grand écart de coût, l'opération d'essai du puits s'est déroulée sans problème, avec un gain de temps de forage de 10 % par rapport à ce qui était prévu. Ce succès a été possible grâce à un modèle d'essai de puits personnalisé, à une préparation minutieuse du travail à effectuer, à une surveillance des données en temps réel et à la collaboration entre Venineft et les équipes Schlumberger en mer et à terre.

Au sein des EAU, un nouvel accord-cadre a été signé avec Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO). Ce contrat de trois ans permet à toutes les unités commerciales ADCO d'accéder à la technologie logicielle, aux conseils techniques et aux services de formation Schlumberger E&P. À travers sa capacité unique de délivrer des solutions pétrochimiques de bout en bout, notamment la modélisation sismique et géologique, la simulation de réservoirs et l'économie pétrolière, Schlumberger continue à se distinguer en tant que partenaire technologique de confiance d'ADCO.

En Afrique du Sud, Sasol Petroleum International a choisi le logiciel Schlumberger Petrel* E&P comme plateforme de choix pour la modélisation et l'interprétation sismique, pour tous leurs actifs mondiaux. Cela fait partie d'un projet de logiciel scientifique stratégique, de gestion des données et d'environnement de procédé. Le logiciel Petrel offrira aux équipes d'actifs l'intégration nécessaire et sera le principal catalyseur de l'environnement collaboratif de « réflexion et de planification ».

En Pologne, Polish Oil and Gas Company S.A. (PGNiG) a opté pour le logiciel Petrel E&P comme plateforme de choix pour la modélisation des réservoirs et l'interprétation sismique sur tous leurs actifs nationaux, en se concentrant particulièrement sur les régions de concession du gaz de schiste. La décision d'adopter la plateforme technologique Petrel s'inscrit dans la lignée de l'engagement de PGNiG envers l'amélioration de l'exploration et du développement conventionnels et non conventionnels des réservoirs de gaz naturel.

Drilling Group (Groupe Forage)

Le chiffre d'affaires de 4,1 milliards USD du premier trimestre est resté stable en séquentiel, mais a augmenté de 9 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 741 millions USD a augmenté de 7 % en séquentiel et de 13 % en glissement annuel. Le chiffre d'affaires est resté stable en séquentiel, alors qu'un déclin des ventes de produits M-I SWACO suite à une forte croissance en fin d'année, a été contrebalancé par des revenus plus élevés des services Drilling & Measurements, par une amélioration des prix découlant d'une association de technologies plus favorable et d'un accroissement de l'activité dans la région Europe/CEI/Afrique et au Moyen-Orient.

En glissement annuel, le chiffre d'affaires a augmenté de 347 millions USD, favorisé par une solide croissance des technologies Drilling & Measurements, alors que l'activité de forage en mer s'est renforcée dans la partie américaine du golfe du Mexique, en Afrique subsaharienne, à Sakhaline, en Asie et en Australie, et que le nombre d'appareils de forage s'est accru sur les principaux marchés internationaux à terre en Arabie Saoudite, en Chine et en Australie. L'activité Drilling Tools & Remedial s'est accrue dans toutes les régions et l'IPM a fortement progressé au moment où des projets en Irak et en Australie se sont accélérés.

La marge d'exploitation avant impôts de 17,9 % a augmenté de 111 points de base en séquentiel et a progressé de 57 points de base en glissement annuel. En séquentiel, la marge a progressé suite à de meilleurs prix obtenus d'une association de technologies plus poussées pour les services Drilling & Measurements et du fait d'une meilleure rentabilité des projets IMP au Moyen-Orient.

En glissement annuel, la marge d'exploitation avant impôts a progressé par une hausse de l'activité de forage dans la partie américaine du golfe du Mexique et dans les régions internationales, et par des prix plus favorables issus d'une meilleure association de technologies (en particulier dans le segment Drilling & Measurements).

Un grand nombre de technologies du groupe Drilling ont contribué aux résultats du premier trimestre.

En Chine, la première mise en place du système rotatif orientable Schlumberger PowerDrive Archer* à taux de remontée élevé et de la plateforme à modèle de trépan de forage intégré Smith IDEAS*, a battu deux records sur champ en forant trois puits profonds pour le compte de PetroChina dans le champ Hade—le trajet de trépan unique le plus long dans un intervalle de 21,6 cm et le taux de pénétration le plus rapide. De plus, la technologie PowerDrive Archer a également établi un record mondial avec la profondeur verticale totale la plus profonde jamais forée depuis sa commercialisation en 2012. La combinaison des technologies PowerDrive Archer et Smith Bits a permis le forage en un seul trajet, depuis la mise en marche du puits jusqu'à la pose des colonnes du puits, ce qui a permis à l'opérateur d'économiser jusqu'à cinq trajets, ou jusqu'à sept jours par puits par rapport aux systèmes de forage antérieurs. La synergie fournie par les technologies a également permis à PetroChina de raccourcir la section d'accumulation et d'augmenter l'exposition du réservoir de près de 20 %.

Également en Chine, Drilling & Measurements a établi plusieurs records de forage sur le projet Changbei en 2012, pour le compte de Shell. À ce jour, sur quatre puits latéraux doubles complétés, trois sont considérés comme « les meilleurs de leur catégorie » et un figure dans le « quartile de tête » par rapport aux puits forés dans le même champ au cours de ces six dernières années. Le contrat de forage basé sur la performance va dans le sens des objectifs de Shell et a déjà généré des économies considérables au client de 101 jours d'avance sur le total des dépenses planifiées autorisées. Cela a été possible grâce aux efforts conjoints du personnel de terrain de Drilling & Measurements et de l'équipe Shell Changbei.

Dans le sud de la mer de Chine, le système orientable rotatif PowerDrive* de Drilling & Measurements et la technologie multifonctions EcoScope*† d'enregistrement pendant le forage et la technologie PeriScope de mappage des limites du lit ont été déployés pour le groupe d'opérateurs CACT (CNOOC, Chevron et ENI) afin de mettre au point des réservoirs arrivés à maturité hautement laminés, dans un projet de forage horizontal de rentrée du puits. En plaçant avec précision les sections latérales complètes des puits horizontaux à l'intérieur du réservoir cible d'une épaisseur de 2 m, l'opérateur a pu améliorer le drainage des hydrocarbures. En conséquence, les puits horizontaux ont pu produire à des débits plus élevés et avec une proportion d'eau bien plus faible que les prévisions.

En Russie, les technologies du goupe Drilling de Schlumberger ont établi une nouvelle référence en matière de performance de forage horizontal pour le compte d'Eriell dans le champ Samburgskoe de la région de Novy Urengoy. La combinaison de la technologie Drilling & Measurements de Schlumberger PowerDrive X6* orientable rotative et d'un trépan personnalisé Smith compact en diamant polycristallin avec technologie de coupe de premier ordre a atteint un taux de pénétration de 32 m/h pendant le forage d'un puits horizontal, établissant un nouveau record sur champ.

Également en Russie, Drilling & Measurements a déployé la technologie MicroScope* de résistivité et d'imagerie pendant le forage pour le compte de Lukoil dans la région de Perm. Le service a fait preuve d'une grande efficacité dans la formation carbonatée du gisement pétrolifère de Pavlovskoye, fournissant des informations plus précises sur la résistivité de la formation dans l'environnement hautement résistif, sur les pendages structuraux et sur les fractures, au cours du forage. Le fait d'avoir ces informations en temps réel a permis de positionner avec succès deux puits horizontaux dans la zone la plus productive du réservoir. La valeur éprouvée des mesures MicroScope a créé de nouvelles opportunités de croissance rapide de cette technologie dans la région Volga Oural et sur le marché russe.

Ailleurs en Russie, les technologies du groupe Drilling de Schlumberger ont récemment été présentées pour le compte de Gazprom Burienie dans le champ Dulisma en Sibérie orientale. L'intégration de moteurs orientables Drilling & Measurements PowerPak* et de trépans Smith personnalisés a permis le forage d'une section de puits horizontal de 21,6 cm avec le profil le plus compliqué jamais foré par le client dans ce champ. La technologie Smith Bits PDC a en particulier relevé les défis techniques dans la section des dolérites de la formation pour forer 1383 m en un seul trajet, contre trois trajets minimum requis sur les puits déjà forés.

Au large de l'Australie, les technologies du groupe Drilling de Schlumberger ont été déployées pour le compte de Vermilion Oil & Gas, afin de forer un puits d'une grande difficulté dans un champ dont le réservoir manque fortement de consolidation. Ces technologies comprenaient notamment le système orientable rotatif Drilling & Measurements PowerDrive Archer à taux de remontée élevé, le service EcoScope multifonctions d'enregistrement pendant le forage, le mappage PeriScope des limites du lit et les trépans Smith personnalisés en utilisant la plateforme à modèle de forage intégré IDEAS, ainsi que le service d'optimisation des levés WellDefined TVD*. Cette combinaison a permis le positionnement précis du puits, tout en maintenant une trajectoire difficile au sein de la zone désirée et entre les puits déjà forés. La technologie PeriScope a pu enregistrer un cône d'eau anticipé et a guidé le pilotage à l'intérieur du sable désiré. Cette opération a été menée en un seul trajet de 2200 m.

En Thaïlande, la technologie Drilling & Measurements de Schlumberger de mesure pendant le forage, s'est récemment vu attribuer un contrat de la part de PTTEP pour tous leurs travaux au large de la Thaïlande. Ce contrat sur trois ans marque le retour de l'activité Drilling & Measurements de Schlumberger sur le marché du filiforage dans le golfe de Thaïlande. Cet environnement difficile, à température ultra élevée, exige une technologie spéciale de mesure pendant le forage, capable de fonctionner à 200 degrés Celsius.

En Équateur, la technologie Smith Bits a aidé EP Petroecuador à atteindre le taux de pénétration le plus rapide enregistré dans la section de 31,1 cm d'un puits foré dans le champ Auca. Le trépan personnalisé de 31,1 cm Smith PDC, avec technologie de coupe ONYX*, a présenté une usure minimale et a aidé l'opérateur à gagner plus de trois jours par rapport aux puits similaires antérieurs, qui utilisaient deux ou trois trépans PDC conventionnels.

En Argentine, le système orientable rotatif Schlumberger PowerDrive Archer à taux de remontée élevé et les trépans Smith personnalisés, ont été déployés pour le compte d'Apache, pour forer un puits horizontal dans la formation de schiste non conventionnel de Vaca Muerta, dans le bassin Neuquen. Cette combinaison de technologies de forage Schlumberger a permis d'optimiser la courbe du puits et les sections de drainage, qui ont été forées en un seul trajet à un taux moyen de pénétration de 35 % supérieur à ceux des puits de limite. En conséquence, la section de 21,6 cm a atteint la profondeur totale du puits, 7 jours avant la date prévue.

En 2013, l'application d'un système de forage intégré Schlumberger comprenant un trépan, un fluide de forage et un moteur, a aidé Vintage Production California LLC, filiale en propriété exclusive d'Occidental Petroleum Corporation (Vintage), à réduire les coûts de construction de puits de 36 % et d'améliorer l'efficacité opérationnelle de 33 % dans leurs opérations de California Rose Field. L'approche hors série du système de forage s'est traduite par une réduction de 9,4 jours pour le forage d'un puits de 3962,4 mètres. Cette amélioration de la performance s'explique par la contribution des moteurs à boue Schlumberger pour les sections supérieures du trou, d'un système orientable rotatif PowerDrive pour la section latérale et d'un trépan Smith PDC personnalisé. Le système a délivré une section courbée de 8°/30,48 m à un taux de pénétration optimal. Les fluides M-I SWACO ont été utilisés pour l'inhibition et l'onctuosité de l'argile, tout en conservant les solides à faible gravité sous contrôle, ce qui a réduit les heures improductives, liées à l'érosion de l'outil au fond du puits et des éléments de l'appareil de forage. L'équipe de collaboration sur le site du puits entre Schlumberger et Vintage, a géré avec succès le nettoyage du trou et a évité le blocage du conduit de forage, tout en optimisant le système de forage pour arriver aux résultats mentionnés plus haut. La facilité d'accès à l'ensemble des données par les services de cimentation Schlumberger a favorisé des conceptions en ciment optimales et opportunes, qui ont permis une isolation efficace de la zone.

Au Brésil, IPM a terminé le forage de trois puits en mer pour le compte de Vanco dans le bassin Santos, connu pour présenter des conditions de forage difficiles telles que des vibrations induites par la formation, des niveaux sévères de glissement saccadé et des gradients de température élevés. Les technologies Schlumberger déployées ont été fournies par un centre de soutien interactif des opérations de forage OSC* et ont atteint le record du Brésil pour le trajet de section de 44,5 cm le plus long. Globalement, une économie de 21 jours a été réalisée par rapport au plan de dépenses approuvé par l'opérateur.

Également au Brésil, la technologie des fluides M-I SWACO WARP* a été utilisée pour le compte de Petrobras, sur un puits d'exploration HPHT en eau profonde avec une étroite fenêtre d'exploitation de pression de la boue. La technologie WARP a permis de forer le puits comme prévu et a amélioré la capacité de récupération des données des outils de mesure pendant le forage et d'enregistrement pendant le forage, avec des intensités de signal jusqu'à dix fois plus élevées que celles des systèmes à fluides de forage conventionnels. Cette meilleure performance du fluide de forage a permis à Petrobras d'être plus confiant envers les données fournies par les technologies Drilling & Measurements StethoScope* de compression de la formation pendant le forage, TeleScope* de télémétrie haute vitesse pendant le forage et sonicVISION* de détection acoustique pendant le forage.

Ailleurs au Brésil, le fluide de barytine micronisée M-I SWACO WARP Fluids Technology, a permis de déployer la technologie d'imagerie de sondage par ultrason Wireline UBI* pour le compte d'OGX sur un puits d'exploration HPHT en eau profonde, dans le bassin Santos. En utilisant un matériau de lestage exclusif de 2 à 4 microns, environ 10 fois plus petit que la barytine API standard, la technologie WARP a délivré un poids de boue élevé de 17,2 ppg, doté de faibles propriétés rhéologiques et sans affaissement ni tassement de la barytine. Cette combinaison de technologies Schlumberger a fourni à OGX une meilleure évaluation de la formation, tout en réduisant le risque opérationnel dans un environnement HPHT difficile.

Production Group (Groupe Production)

Le chiffre d'affaires de 3,8 milliards USD du premier trimestre a baissé de 4 % en séquentiel, mais a augmenté de 7 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 573 millions USD a baissé de 3 % en séquentiel et de 8 % en glissement annuel. Les déclins séquentiels s'expliquent principalement par des ventes de produits Completions et Artificial Lift plus faibles, après la forte croissance connue en fin d'année. De plus, les technologies de production Well Services ont également été moins élevées en raison de prix plus faibles découlant d'une capacité excédentaire à terre aux États-Unis, malgré une hausse du nombre d'intervalles en raison des profits générés par l'activité hivernale dans l'Ouest canadien.

En glissement annuel, le chiffre d'affaires a augmenté de 243 millions USD, favorisé par une croissance à deux chiffres dans les technologies de production Artificial Lift, Well Intervention, Completions et Well Services dans les régions internationales. Framo et Subsea Services Technologies ont affiché une croissance de plus de 50 %, tandis que le chiffre d'affaires SPM a plus que doublé au fur et à mesure que survenaient plus tôt que prévu des projets en Amérique latine. La hausse du chiffre d'affaires du groupe a quant à elle été partiellement réduite par un déclin des recettes du pompage de compression à terre aux États-Unis.

La marge d'exploitation avant impôts de 15,1 % est restée stable en séquentiel, mais a baissé de 237 points de base en glissement annuel. En séquentiel, la marge a progressé grâce à une meilleure rentabilité des activités liées aux projets SPM en Amérique latine et à de meilleurs résultats Well Services à la fois dans la partie américaine du golfe du Mexique et dans les régions internationales. Cette expansion a toutefois été contrebalancée par une faiblesse des prix à terre aux États-Unis. Ailleurs en Amérique du Nord, la marge Well Services à terre a progressé de 135 bps en raison d'un nombre d'intervalles plus élevé dans l'Ouest canadien et de coûts du guar plus faibles.

En glissement annuel, la marge d'exploitation avant impôts a baissé en raison principalement de prix inférieurs pour les technologies de production Well Services à terre aux États-Unis, même si l'effet de cette baisse a partiellement été contrebalancé par une meilleure rentabilité des projets SPM en Amérique latine.

Parmi les points saillants du trimestre, citons notamment les succès de certaines technologies du groupe Production.

En Roumanie, la bouillie Well Services LiteCRETE* a été déployée pour le compte d'OMV Petrom dans le champ Dealu Batran comme la technologie optimale pour cimenter les gisements épuisés enclins à des pertes de fluides. Suite à la mise en place de la technologie LiteCRETE sur de nombreux puits, les pertes ont été atténuées et l'isolation de la zone a été consolidée par des diagraphies d'adhésivité du ciment et de densité variable. L'opérateur a ainsi évité le recours à des opérations correctives de cimentation et a économisé sur les coûts associés aux appareils et aux services de forage.

En Russie, un traitement de fracturation hydraulique réussi a été réalisé pour le premier projet SPM avec TNK-BP Varyeganneftegas dans le champ Novo-Khokhryakovskoye. Le débit initial du puits a dépassé les attentes du client de 50 %. Les données obtenues après évaluation de la fracture serviront pour l'optimisation future de la complétion du puits horizontal.

En Russie, la technologie de cimentation à base de béton Well Services CemCRETE*, a été déployée pour le compte d'Open Joint Stock Company (OJSC) Verkhnechonskneftegaz, afin d'améliorer de manière significative la qualité du revêtement en ciment et de prolonger la durée de vie de leurs puits dans le champ VCNG, en Sibérie orientale. De plus, le département de forage du client a décidé de remplacer la technologie de cimentation conventionnelle par l'additif pour ciment Well Services LITEFIL* pour les bouillies de faible densité, sur tous les puits du champ VCNG au cours de l'année 2013.

Dans le sud du Mexique, Schlumberger a achevé le premier puits horizontal dans le champ Terra, en utilisant plus de 500 m de colonne perdue à fentes, dans une zone productive carbonatée hautement hétérogène, pour le compte de Pemex. Un traitement de stimulation a été réalisé à l'aide de l'émulsion Well Services SXE* superX et de fluides de stimulation viscoélastiques de dérivation VDA*, ce qui a permis une production de pétrole initiale d'environ 5000 b/j, soit 66 % supérieure aux prévisions. Suite à cela, le client est actuellement en train de forer un deuxième puits horizontal dans le même champ, où il projette de réaliser un traitement de stimulation similaire. Cela a pu être fait grâce à l'ingénierie personnalisée et au travail d'équipe entre Pemex et les opérations Schlumberger sur le terrain.

Au Koweït, les technologies Well Intervention Services de Schlumberger ont été déployées pour le compte de KOC, afin de réactiver un puits qui a arrêté de produire en 2000. Pour la première fois, une nouvelle approche a été adoptée sur ce champ, en combinant la stimulation de la matrice de performance directement à l'intérieur du puits ACTive* en utilisant des capteurs de température à détection distribuée, avec le service de perforation et de découpage hydrauliques de tubes ABRASIJET*. De plus, des fluides activés ont été utilisés pour optimiser la pénétration du traitement à l'intérieur de la formation et pour augmenter le contact avec le réservoir en vue de résultats optimaux. L'intervention a été planifiée et exécutée avec succès, permettant au puits de recommencer à couler et contribuant positivement à la production de KOC.

Dans le secteur britannique de la mer du Nord, les technologies Completions de Schlumberger ont été déployées pour le compte de Xcite Energy lors d'une complétion intelligente multizone unique dans le champ Bentley. La famille IntelliZone* de systèmes de gestion par zone a été combinée au système à valve d'isolation des formations contrôlé en surface SFIV*, permettant de contrôler le flux de deux puits horizontaux pendant un test étendu du puits. De plus, la technologie WellWatcher de surveillance de la production et du réservoir en temps réel et les capteurs de température à détection distribuée, ont été déployés afin de surveiller les paramètres de production, tandis qu'une pompe électrique submersible équipée d'un entraînement à vitesse variable, a fourni le levier nécessaire pour produire le puits. Un total sans précédent de 14 lignes de commande a été installé à l'intérieur du puits pour délivrer un système de gestion intégré multizone, ce qui a permis d'effectuer des tests de production et une acquisition des données efficaces sur les deux puits, sans intervention coûteuse sur le puits.

En Norvège, Schlumberger a fourni une gamme complète de produits et de services à Shell sur deux puits sous-marins de gaz naturel, sur le gisement en mer d'Ormen Lange. Parmi les produits offerts, citons les systèmes à valve OptiPac* Alternate Path‡, WellWatcher de surveillance du réservoir et de la production en temps réel et FIV* d'isolation de la formation. La technologie OptiPac a permis de poser un massif filtrant positif du puits, dans une formation fortement épuisée, améliorant ainsi la longévité de la complétion. Les deux puits ont été mis en service avec succès en activant de manière fiable l'outil FIV à travers un véhicule opéré à distance, simplifiant ainsi les opérations et permettant à l'opérateur d'économiser 15 millions USD sur les coûts de durée d'utilisation de l'appareil de forage par puits.

En Indonésie, l'activité Artificial Lift de Schlumberger s'est vu attribuer un contrat de service sur six ans par CNOOC, durant la vie utile de la pompe électrique submersible, pour l'équipement et les services de la pompe électrique submersible, sur 144 puits dans le gisement en mer du sud de Sumatra. L'octroi du contrat était fondé sur l'expérience avérée depuis près de 40 ans de Schlumberger dans la fourniture de systèmes hautement fiables pour les conditions difficiles des puits dans le champ du sud de Sumatra.

Au Canada, l'activité Completions de Schlumberger a utilisé le système de stimulation Falcon* en plusieurs intervalles, avec des coagulants solubles gradués pour le compte de Mancal Energy, afin de réaliser 6 nouveaux puits, notamment la stimulation d'un total de 95 intervalles. Les coagulants solubles ont été activés par des fluides de forage. Leur utilisation comme alternative aux coagulants Falcon standard réduit la probabilité d'intervention par tubage enroulé au cours du processus de complétion, qui, dans cette région, peut coûter 200 000 USD par puits.

En Russie, un certain nombre d'applications de la technologie Schlumberger ont été menées avec succès en 2012 pour Gazpromneft-Razvitie dans le champ Messoyakha. La technologie Schlumberger Drilling & Measurements Periscope de mappage des limites du lit a été utilisée pour un meilleur positionnement des sections de puits horizontaux et pour une meilleure compréhension des conditions du réservoir. Deux puits horizontaux ont également été achevés à l'aide de cribles à maille comprimés en acier inoxydable MeshRite* de Sand Management Services de Schlumberger, afin de réduire le refoulement de sable pendant la production. L'activité Testing Services de Schlumberger a de plus fourni des services de test de puits étendus sur deux emplacements de puits sur le champ East Messoyakha. L'exploitation contrôlée et sans risque du point de vue environnemental a permis à Gazpromneft-Razvitie de confirmer les réserves en place et de renforcer leur confiance dans un développement d'emplacements de puits à grande échelle.

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 basés à Paris, Houston et La Haye, a déclaré un chiffre d'affaires de 42,15 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 téléconférence pour discuter de l'annonce ci-dessus et de ses perspectives commerciales le vendredi 19 avril 2013. Le début de la téléconférence est prévu pour 8 h 00 heure centrale des États-Unis, 9 h 00 heure de New York. Pour accéder à la téléconférence, qui est ouverte au public, veuillez contacter l'opérateur au [phone] en Amérique du Nord, ou au [phone] en dehors de l'Amérique du Nord, environ 10 minutes avant le début programmé de la conférence. Demandez « Schlumberger Earnings Conference Call ». À la fin de la téléconférence, une retransmission audio différée sera disponible jusqu'au 19 mai 2013 en composant le [phone] en Amérique du Nord, ou le [phone] en dehors de l'Amérique du Nord, en indiquant le code d'accès 280257.

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
Malcolm Theobald – Schlumberger Limited, vice-président des relations avec les investisseurs
Joy V. Domingo – Schlumberger Limited, directeur des relations avec les investisseurs
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