Schlumberger annonce ses résultats pour le troisième trimestre 2012

Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a déclaré aujourd'hui un chiffre d'affaires de 10,61 milliards USD pour le troisième trimestre 2012 contre 10,45 milliards USD pour le deuxième trimestre 2012, et 9,55 milliards USD pour le troisième trimestre 2011.

Le bénéfice issu des activités poursuivies attribuable à Schlumberger, hors charges et crédits, s'élevait à 1,44 milliard USD—en hausse de 3 % en séquentiel et 10 % en glissement annuel. Le bénéfice par action dilué issu des activités poursuivies, hors charges et crédits, s'élevait à 1,08 USD contre 1,05 USD au trimestre précédent, et 0,96 USD au troisième trimestre 2011.

Schlumberger a enregistré des charges de 0,02 USD par action aux troisième et deuxième trimestres 2012 et au troisième trimestre 2011.

Le chiffre d'affaires de 10,61 milliards USD du segment Services sur champs pétroliers a progressé de 2 % en séquentiel et de 11 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 2,14 milliards USD de Services sur champs pétrolier a augmenté de 2 % en séquentiel et de 11 % en glissement annuel.

Le président-directeur général de Schlumberger, Paal Kibsgaard, a commenté en ces termes : « Nos résultats trimestriels ont reflété une croissance régulière à l'international bien que la performance sur les marchés régionaux ait varié grâce à un mix d'activité et des changements au niveau des échéanciers de projet. Les marchés clés, tant terrestres qu'offshore, ont continué à stimuler la performance alors que la demande internationale en services de caractérisation et de forage de réservoir a plus que compensé la faiblesse sur le marché du pompage sous pression d'Amérique du Nord.

Les deux régions Moyen-Orient & Asie et Europe/CEI/Afrique ont affiché de solides résultats, tandis que le chiffre d'affaires de l'Amérique latine était inchangé comparé au trimestre précédent en raison de retards opérationnels, mobilisations de projets et changements au niveau du mix d'activités. En Amérique du Nord, une reprise saisonnière lente au Canada, une baisse du nombre d'appareils de forage dans la partie terrestre des États-Unis, une surcapacité continue de fracturation hydraulique, et les effets de l'Ouragan Isaac ont tous eu des répercussions sur la performance.

Les prix à l'international ont poursuivi leur tendance à la hausse pendant le trimestre, en réponse à une hausse des ventes de nouvelle technologie et un solide rendement opérationnel. La capacité de service est demeurée limitée pour les services Sismique, Câbles et Forage & Mesures, et nous avons également constaté des signes de resserrement de capacité dans notre segment Tests de puits. Gestion de la production Schlumberger a continué d'accélérer ses opérations sur le projet Shushufindi en Équateur et sur le champ Carrizo au Mexique, et nous avons commencé à nous mobiliser pour le projet Panuco, également au Mexique.

Parmi les nouvelles technologies Schlumberger, l'activité de stimulation HiWAY a continué de croître, la première acquisition sismique marine commerciale IsoMetrix a été complétée et nous avons introduit plusieurs nouveaux services Câbles uniques pendant le trimestre.

Par rapport à ces résultats, les perspectives pour l'économie mondiale demeurent incertaines. Les interventions de la Banque centrale aux États-Unis et en Europe, avec des signes de ralentissement géré dans l'économie chinoise, ont laissé les estimations pour la croissance mondiale future du PIB largement inchangées. Dans le même temps, l'équilibre de l'offre et de la demande en pétrole continue d'être serré, en réponse à des défis continus en termes de production dans les pays non membres de l'OPEP, et une capacité excédentaire OPEP restant proche de son niveau le plus bas sur cinq ans. Ce paysage global nous mène à croire que les prix du pétrole seront soutenus aux alentours des niveaux actuels tout en restant soumis à une certaine volatilité.

Nous nous attendons toujours à ce que notre activité internationale croisse de plus de 10 % en 2012. En Amérique du Nord, par contre, la robustesse de l'activité dans le Golfe du Mexique continuera d'être testée par la faiblesse du marché de la fracturation hydraulique terrestre et des signes précoces d'un ralentissement de l'activité de tubes spiralés terrestre.

Dans ce marché, nous allons continuer de porter une attention constante sur la qualité et l'efficacité de notre exécution. Ceci, de pair avec notre portefeuille technologique équilibré et notre robustesse inégalée à l'international, crée un environnement dans lequel Schlumberger est très favorablement placé pour livrer d'excellents résultats financiers ».

Autres événements :

• Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 2,2 millions de ses actions ordinaires au prix moyen de 68,19 USD pour un prix d'achat total de 149 millions USD.
• Au cours du trimestre, Schlumberger a émis 1 milliard USD de billets à 1,25 % sur cinq ans, venant à échéance en 2017 et 1 milliard USD de billets à 2,4 % sur dix ans venant à échéance en 2022.

État des résultats consolidés condensés (en millions USD, sauf montants par action) Troisième trimestre Neuf mois Périodes closes le 30 septembre 2012 2011 2012 2011 Chiffre d'affaires $ 10 608 $ 9 546 $ 30 974 $ 26 658

Intérêts et autre bénéfice net(1)

44 34 137 94 Dépenses Coût des produits d'exploitation 8 290 7 444 24 265 20 951 Recherche & ingénierie 289 266 855 800 Frais généraux & administratifs(2) 95 87 294 319 Fusion & intégration(2) 32 26 68 91 Intérêts 89 70 246 212 Revenu avant impôts 1 857 1 687 5 383 $ 4 379 Impôts sur le revenu(2) 442 398 1 287 1 051 Bénéfice issu des activités poursuivies 1 415 1 289 4 096 3 328 Bénéfice issu des activités abandonnées 12 16 51 261 Résultat net 1 427 1 305 4 147 3 589 Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires 3 4 20 5 Bénéfice net attribuable à Schlumberger $ 1 424 $ 1 301 $ 4 127 $ 3 584 Montants Schlumberger attribuables au : Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger (2) $ 1 412 $ 1 285 $ 4 076 $ 3 323 Bénéfice issu des activités abandonnées 12 16 51 261 Résultat net $ 1 424 $ 1 301 $ 4 127 $ 3 584 Bénéfice dilué par action de Schlumberger Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger (2) $ 1,06 $ 0,95 $ 3,04 $ 2,43 Bénéfice issu des activités abandonnées 0,01 0,01 0,04 0,19 Résultat net $ 1,07 $ 0,96 $ 3,08 $ 2,62 Moyenne des actions en circulation 1 328 1 345 1 331 1 352 Moyenne des actions en circulation après dilution 1 336 1 357 1 340 1 365 Dépréciation et amortissement inclus dans les dépenses(3) $ 864 $ 825 $ 2 570 $ 2 415 1) Inclut les intérêts créditeurs : Du troisième trimestre 2012 - 8 millions USD (2011 - 10 millions USD) Des neuf mois 2012 - 23 millions USD (2011 - 28 millions USD) 2)

Cf. page 6 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 sept. 31 déc. Actifs 2012 2011 Actif à court terme Encaisse et investissements à court terme $ 4 760 $ 4 827 Comptes clients 11 450 9 500 Autres actifs courants 6 741 6 212 22 951 20 539 Investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité 246 256 Immobilisations corporelles 14 104 12 993 Données sismiques multiclients 504 425 Goodwill 14 524 14 154 Autres immobilisations incorporelles 4 858 4 882 Autres actifs 2 254 1 952 $ 59 441 $ 55 201 Passif et fonds propres Passif à court terme Comptes fournisseurs et charges constatées d'avance $ 7 913 $ 7 579 Passif estimé pour les impôts sur le bénéfice 1 459 1 245 Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme 1 792 1 377 Dividende à distribuer 368 337 11 532 10 538 Dette à long terme 9 397 8 556 Avantages postérieurs aux départs en retraite 1 398 1 732 Impôts différés 1 642 1 731 Autre passif 1 161 1 252 25 130 23 809 Fonds propres 34 311 31 392 $ 59 441 $ 55 201

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) Neuf mois 2012 Dette nette, 1er janvier 2012 $ (4 850 ) Bénéfice issu des activités poursuivies 4 096 Dépréciation et amortissement 2 570 Pensions et autres avantages complémentaires postérieurs aux départs en retraite à payer 298 Excédent des fonds propres par rapport aux dividendes reçus (87 ) Dépenses de rémunération sous forme d'actions 251 Financement de pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ en retraite (462 ) Augmentation des fonds de roulement (2 816 ) Dépenses en capital (3 162 ) Données sismiques multiclients capitalisées (260 ) Dividendes distribués (1 067 ) Produit des régimes d'actionnariat des employés 385 Programme de rachat d'actions (972 ) Acquisitions d'entreprises et investissements, déduction faite de l'encaisse et des dettes assumées (712 ) Produit de la vente de Wilson 906 Produit de la vente de CE Franklin 122 Autres (472 ) Effet de change sur la dette nette 49 Dette nette, 30 septembre 2012 $ (6 183 ) Composants de la dette nette

30 sept.
2012

31 déc.
2011

Encaisse et investissements à court terme $ 4 760 $ 4 827 Investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité 246 256 Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme (1 792 ) (1 377 ) Dette à long terme (9 397 ) (8 556 ) $ (6 183 ) $ (4 850 )

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) Troisième 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

$ 1 857 $ 442 $ 3 $ 1 412 $ 1,06 Charges de restructuration et de fusion 32 4 - 28 0,02 Fusion & intégration

Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger

hors charges & crédits

$ 1 889 $ 446 $ 3 $ 1 440 $ 1,08 Deuxième 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

$ 1 839 $ 445 $ 12 $ 1 382 $ 1,03 Charges de restructuration et de fusion 22 1 - 21 0,02 Fusion & intégration

Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger

hors charges & crédits

$ 1 861 $ 446 $ 12 $ 1 403 $ 1,05 Troisième trimestre 2011 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 $ 398 $ 4 $ 1 285 $ 0,95 Charges de restructuration et de fusion 26 3 - 23 0,02 Fusion & intégration

Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger

hors charges & crédits

$ 1 713 $ 401 $ 4 $ 1 308 $ 0,96 Neuf mois 2012 Avant impôts Impôts

Participations
minoritaires

Net

BPA
dilué

Classification de l'état des résultats

Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger

tel que déclaré

$ 5 383 $ 1 287 $ 20 $ 4 076 $ 3,04 Charges de restructuration et de fusion 68 6 - 62 0,05 Fusion & intégration

Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger

hors charges & crédits

$ 5 451 $ 1 293 $ 20 $ 4 138 $ 3,09 Neuf mois 2011 Avant impôts Impôts

Participations
minoritaires

Net

BPA
dilué (*)

Classification de l'état des résultats

Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger

tel que déclaré

$ 4 379 $ 1 051 $ 5 $ 3 323 $ 2,43 Charges de restructuration et de fusion 91 17 - 74 0,05 Fusion & intégration Don à la Fondation Schlumberger 50 10 - 40 0,03 Frais généraux & administratifs

Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger

hors charges & crédits

$ 4 520 $ 1 078 $ 5 $ 3 437 $ 2,52 (*) Ne totalise pas 100 % en raison de l'arrondissement Groupes Produits (en millions USD) Trois mois clos au 30 sept. 2012 30 juin 2012 Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Services sur champs pétroliers Caractérisation des réservoirs $ 2 910 $ 838 $ 2 778 $ 784 Forage 4 048 733 4 001 738 Production 3 675 548 3 738 612 Éliminations & autre (25 ) 23 (69 ) (35 ) 10 608 2 142 10 448 2 099 Dépenses d'entreprise & autres - (176 ) - (169 ) Intérêts créditeurs(1) - 8 - 7 Intérêts débiteurs(1) - (85 ) - (76 ) Charges & crédits - (32 ) - (22 ) $ 10 608 $ 1 857 $ 10 448 $ 1 839 Zones géographiques (en millions USD) Trois mois clos au 30 sept. 2012 30 juin 2012 Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Services sur champs pétroliers Amérique du Nord $ 3 290 $ 610 $ 3 367 $ 695 Amérique latine 1 860 333 1 857 354 Europe/CEI/Afrique 2 985 646 2 923 592 Moyen-Orient et Asie 2 352 570 2 200 505 Éliminations & autres 121 (17 ) 101 (47 ) 10 608 2 142 10 448 2 099 Dépenses d'entreprise & autres - (176 ) - (169 ) Intérêts créditeurs(1) - 8 - 7 Intérêts débiteurs(1) - (85 ) - (76 ) Charges & crédits - (32 ) - (22 ) $ 10 608 $ 1 857 $ 10 448 $ 1 839

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

Services sur champs pétroliers

Le chiffre d'affaires de 10,61 milliards USD du troisième trimestre a augmenté de 160 millions USD soit 2 % en séquentiel et 1,1 milliard USD soit 11 % en glissement annuel en réponse à la robustesse de l'activité internationale. Séquentiellement, le chiffre d'affaires du groupe Caractérisation des réservoirs a augmenté de 5 % pour atteindre 2,9 milliards USD tandis que le chiffre d'affaires du groupe Forage était supérieur de 1 % à 4,0 milliards. Le chiffre d'affaires du groupe Production a baissé de 2 % séquentiellement à 3,7 milliards. Sur le plan géographique, le chiffre d'affaires international de 7,2 milliards USD a augmenté de 217 millions, soit 3 %, tandis que le chiffre d'affaires de 3,3 milliards USD de l'Amérique du Nord a baissé de 76 millions, soit 2 %, séquentiellement.

Le chiffre d'affaires du groupe Caractérisation des réservoirs a augmenté séquentiellement en réponse à une utilisation accrue des navires WesternGeco en mer du Nord et en mer de Kara et une productivité sismique terrestre UniQ* améliorée dans la région du Moyen-Orient. Le chiffre d'affaires Services de test a fortement augmenté dans les projets d'exploration et de développement d'Europe, d'Afrique et de la région Amérique latine. Le chiffre d'affaires du groupe Forage a augmenté en réponse à une demande internationale et offshore robuste pour les services Forage & Mesures, principalement dans la région Moyen-Orient & Asie. Outils de forage & Services correctifs ont également contribué à la croissance, notamment par l'ajout des services CASING DRILLING™ et Radius récemment acquis. Le déclin du chiffre d'affaires du groupe Production était principalement attribuable à Services de puits en Amérique du Nord où l'offre excédentaire de la puissance hydraulique a continué d'exercer une pression des prix vers le bas sur une activité inchangée en séquentiel. La baisse du chiffre d'affaires a été partiellement compensée par une augmentation de l'activité Services d'intervention sur puits en mer du Nord et en Russie, et une hausse des ventes de produits Complétions à travers les régions, y compris le démarrage du projet sous-marin en Russie.

Parmi les régions, le chiffre d'affaires Moyen-Orient & Asie de 2,4 milliards USD a augmenté de 7 % séquentiellement, mené par une solide activité offshore dans le marché géographique de l'Australasie ; de solides opérations de reconditionnement, développement et exploration sur le marché géographique d'Arabie saoudite & Bahreïn ; une activité sismique et de forage robuste sur le marché géographique de Brunei, Malaisie & Philippines ; et des travaux de forage et stimulation accrus sur le marché géographique de Chine, Japon & Corée. En Europe/CEI/Afrique, le chiffre d'affaires de 3,0 milliards USD a augmenté de 2 % en réponse à de solides services d'acquisition sismique pour WesternGeco en mer du Nord et en mer de Kara, une activité terrestre robuste en Sibérie occidentale, et une croissance continue de l'exploration en Afrique de l'Est. Ces augmentations ont été en partie contrebalancées par des retards locaux des démarrages d'appareils de forage en Afrique du Nord. En Amérique latine, le chiffre d'affaires de 1,9 milliards USD était inchangé en séquentiel, la contribution du projet de Gestion de projet Schlumberger en Équateur ayant été compensée par des retards opérationnels locaux, des activités de mobilisation, et un changement au niveau du mix d'activités sur d'autres marchés géographiques. Le chiffre d'affaires de 3,3 milliards USD de l'Amérique du Nord a baissé de 2 % en réponse à une reprise saisonnière modeste au Canada, une baisse du nombre d'appareils de forage dans la partie terrestre des États-Unis, la faiblesse continue des prix sur le marché de la fracturation hydraulique dans la partie terrestre des États-Unis, et l'arrêt des activités associé à l'Ouragan Isaac dans la partie américaine du Golfe du Mexique.

Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 2,1 milliards USD du troisième trimestre a augmenté de 2 % en séquentiel et de 11 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts international de 1,5 milliards USD a augmenté de 7 % en séquentiel et de 39 % en glissement annuel tandis que le bénéfice d'exploitation avant impôts de 610 millions USD pour l'Amérique du Nord a baissé de 12 % en séquentiel et de 27 % en glissement annuel.

La marge d'exploitation de 20,2 % avant impôts a augmenté de 11 points de base (bps) en séquentiel et était en baisse de 4 points de base en glissement annuel. La marge d'exploitation avant impôts internationale de 21,5 % a augmenté de 73 points de base en séquentiel et de 330 points de base en glissement annuel en réponse à de solides résultats dans les régions Moyen-Orient & Asie et Europe/CEI/Afrique. En Amérique du Nord, la marge d'exploitation avant impôts de 18,6 % a baissé de 209 points de base en séquentiel et de 669 points de base en glissement annuel en réponse à la baisse du nombre d'appareils de forage dans la partie terrestre des États-Unis et à une baisse des prix attribuable à une capacité de pompage à pression excédentaire. En outre, l'inflation des coûts des matières premières a également continué à avoir des répercussions sur les marges. Par segment, la marge d'exploitation avant impôts du groupe Caractérisation des réservoirs a atteint 28,8 % tandis que les marges d'exploitation avant impôts des groupes Forage et Production étaient de 18,1 % et 14,9 %, respectivement.

Groupe Caractérisation des réservoirs

Le chiffre d'affaires de 2,91 milliards USD du troisième trimestre a augmenté de 133 millions USD, soit 5 % en séquentiel et de 422 millions USD soit 17 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 838 millions USD était en hausse de 7 % en séquentiel et de 38 % en glissement annuel.

En séquentiel, le chiffre d'affaires a augmenté en réponse à une utilisation accrue des navires WesternGeco en mer du Nord et en mer de Kara suite aux transits saisonniers et aux mises en cale sèche du deuxième trimestre, ainsi que d'une amélioration de la productivité UniQ dans la région du Moyen-Orient. La croissance du chiffre d'affaires de Services de tests était également solide en réponse à des projets d'exploration et de développement en Europe, Afrique et en Amérique latine. Le chiffre d'affaires Câbles était en baisse en réponse aux retards des projets en Afrique du Nord, à des interruptions opérationnelles en Norvège et en Colombie, et une croissance limitée dans la partie américaine du Golfe du Mexique en raison de l'arrêt des activités associé à l'Ouragan Isaac. Les ventes de logiciel Schlumberger Information Solutions ont également enregistré une baisse après de solides résultats au trimestre précédent.

Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 28,8 % a augmenté de 58 points de base en séquentiel et de 431 points de base en glissement annuel. L'expansion séquentielle de la marge était essentiellement attribuable à une utilisation accrue des actifs WesternGeco, une amélioration des prix et un mix favorable des ventes de données multiclients. Les marges Services de tests ont augmenté grâce au mix technologique des projets d'exploration et de développement. Ces améliorations ont été toutefois modérées par une baisse des marges Câbles en réponse à des facteurs locaux qui ont retardé et interrompu les activités.

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

Dans le secteur britannique de la mer du Nord, WesternGeco a complété le premier levé isométrique marin commercial IsoMetrix* sur un champ pétrolier exploité par Statoil, avec comme objectifs l'imagerie et la cartographie de multiples réservoirs. Les résultats devraient fournir une image supérieure des sables de canal complexes permettant d'obtenir une meilleure caractérisation de réservoir. Le projet a été entrepris par Western Pride, et le traitement et l'imagerie ont été réalisés dans le centre GeoSolutions de Gatwick, au Royaume-Uni.

Au large de la Malaisie, WesternGeco s'est fait octroyer plusieurs nouveaux contrats de technologie, y compris le premier levé 3D commercial au monde à utiliser la technique d'imagerie et d'acquisition haut débit à cran coulissant marine ObliQ* pour PETRONAS, et un deuxième programme ObliQ pour JX Nippon dans le bloc en eau profonde de Sabah. En outre, Hess Exploration and Production Malaysia B.V. a sélectionné la technologie de streamer interpolé profond DISCover* pour le projet du Bassin Malais Nord. Ce dernier projet comprend neuf champs de gaz offshore et inclut le traitement de jusqu'à 4 500 km2 de données sismiques haut débit 3D à section entière sur deux saisons d'acquisition sismique.

Pendant la saison d'été 2012, WesternGeco a mené deux programmes aux frontières arctiques. Il s'agissait d'un programme de 3000 km2 pour Rosneft en collaboration avec DalMorNeftGeofizica JSC sur le bloc EPNZ-1 de la mer de Kara arctique, un des levés 3D les plus extensifs dans l'arctique russe à ce jour, et un levé pour Chevron utilisant la technologie de streamer Q-Marine Solid* dans la mer de Beaufort canadienne. Les deux programmes sismiques étaient situés dans des régions éloignées et nécessitaient des solutions personnalisées répondant aux défis opérationnels d'un environnement arctique difficile.

WesternGeco s'est fait octroyer un levé de surveillance 4D de 400 km2 sur le champ USAN de Total, au large du Nigeria. Le levé est le premier d'une série de levés à intervalles de temps établis effectués tous les six mois que Total est en train d'entreprendre pour voir un signal 4D marqué sur le champ. Le levé sera réalisé par le navire Amundsen de WesternGeco à l'aide de la technologie de streamer Q-Marine Solid et de Dynamic Spread Control DSC* pour maximiser la répétabilité de source et de récepteur.

Total a également octroyé à WesternGeco un levé 3D de 1200 km2 sur le bloc Austral Fenix au large de l'Argentine qui sera réalisé par le WG Vespucci et un contrat d'acquisition et de traitement 3D de 7000 km2 au large de l'Uruguay qui sera réalisé par le WG Tasman. Le traitement des données pour le projet de l'Uruguay commencera à bord du navire.

Dans la partie occidentale américaine du Golfe du Mexique, WesternGeco a commencé l'acquisition du levé multiclients Revolution V, combinant une acquisition en plein azimut multi-navire Dual Coil Shooting* de pointe à la technologie d'acquisition et d'imagerie haut débit à cran coulissant exclusive ObliQ pour optimiser le potentiel d'imagerie des prospects sous-salins.

À Oman, le micro-imageur de formation haute définition Wireline FMI-HD* a été utilisé dans un puits foré avec de la boue à base d'eau dans un réservoir de carbonate serré et complexe sur le plan minéralogique. Combinant l'image à haute définition de l'outil avec la spectroscopie de capture élémentaire ECS* et les mesures de l'outil de résonance magnétique combinable CMR*, il est devenu possible de sélectionner des stations optimales pour la surveillance de la pression et l'échantillonnage de fluide à l'aide des technologies de sonde radiale 3D Saturn* et InSitu Fluid Analyzer* pour acquérir des données de composition du fluide, ratio gaz-pétrole, densité et viscosité en temps réel.

Au sud du Texas, la technologie triple-combo de câbles SureLog* Thrubit a été déployée pour Forest Oil pour qualifier le potentiel de réservoir et déterminer les propriétés mécaniques de la roche dans des puits de la formation Eagle Ford. Les données ont été utilisées pour optimiser la propagation des fractures dans les formations Eagle Ford et Austin Chalk, avec comme résultat de nouveaux puits avec une production accrue de pétrole et l'élimination de l'eau à forte salinité qui avait entravé la production pétrolifère dans les puits antérieurs complétés sur le même champ. Le système de déploiement de services de diagraphie ThruBit* a permis une diagraphie et un conditionnement de trou de forage en un seul passage sur 24 heures d'utilisation d'appareil de forage comparé à la technologie de diagraphie par tir de forage.

En Irak, la technologie de dispersion diélectrique multifréquence Schlumberger Wireline Dielectric Scanner* a été utilisée pour évaluer un réservoir non classique via la détermination directe de la saturation en hydrocarbure dans un environnement de salinité d'eau de formation inconnu ainsi que de la texture dans un environnement de carbonate complexe. Le service a permis d'identifier trois colonnes de réservoir supplémentaires qui auraient pu être ratées avec des méthodes d'évaluation de formation conventionnelles.

Au Nigeria, la technologie de testeur de dynamique de formation modulaire MDT*, en combinaison avec le système InSitu Fluid Analyzer* a aidé Total E&P Nigeria à évaluer cinq réservoirs potentiels et déterminer leur contenu de fluide. La technologie a permis d'effectuer une analyse compositionnelle donnant un ratio gaz-pétrole en temps réel ainsi que des mesures de fluorescence. Ces mesures, de pair avec le fluide à faible viscosité et la formation à haute perméabilité ont permis de capturer des échantillons à phase unique. En outre, les capteurs de densité de fluide de réservoir InSitu Density* a permis une mesure directe extrêmement précise des densités de fluide de formation.

Également au Nigeria, les technologies Câbles et des méthodes computationnelles ont permis de prouver des sables de réservoir dans un puits offshore d'AMNI International Petroleum Development Company Limited et d'AFREN Energy Resources Limited. La technologie de résonance magnétique experte MR Scanner* a caractérisé avec précision la qualité de la roche et confirmé la présence de sables contenant du gaz, du pétrole et de l'eau. Un traitement 4D a été réalisé pour obtenir une caractérisation complète de la roche et du fluide et une intégration de workflow pétrophysique. Le test de puits subséquent a indiqué des hydrocarbures de haute qualité.

En Russie, la technologie de tracteur de services de puits tubé TuffTRAC* de Câbles a été utilisée sur le champ Korchagin pour LUKOIL pour acheminer les outils de diagraphie dans les puits avec des sections horizontales et fortement déviées. La technologie TuffTRAC a permis une évaluation du ciment par des outils d'adhérence de ciment CBL, de densité variable VDL et d'imagerie ultrasonique USI*, combinés pour la première fois en Russie avec la sonde de neutron à rayons gamma hautement intégrée de Câbles. Le service TuffTRAC a aidé le client à acquérir des données de diagraphie de haute qualité tout en économisant plus de 50 heures comparé au transport de diagraphie de forage conventionnel.

Aux Philippines, Schlumberger Tests a obtenu un contrat d'équipement de test de puits de surface à haut débit et de services d'atterrage sous-marin de Shell pour le développement Malampaya Phase II. Ce développement porte sur deux puits qui seront forés à des profondeurs d'eau de plus de 800 m et sur la livraison d'un ensemble de tests sous-marins SenTREE* adaptés et de systèmes d'exploitation électrohydrauliques de rame d'atterrage sous-marin SenTREE* dans des délais problématiques.

En Malaisie, Schlumberger s'est fait octroyer un contrat par Murphy Sabah Oil Company Limited pour la fourniture de services de tests de puits, de perforation acheminée par tube et d'ensemble de tests sous-marins SenTREE. L'étendue des travaux couvre des services sur le développement du champ Kikeh, ainsi que des travaux d'exploration et d'évaluation dans la région.

Dans les Émirats arabes unis, Schlumberger a livré et installé 21 ensembles d'équipement de surveillance de production de puits multiphase fixes PhaseWatcher* pour un contrôle permanent dans le cadre du plan de développement Umm Sheif et Zakum Phase 1 pour l'Abu Dhabi Marine Operating Company. Le déploiement de ces compteurs, équipés de la technologie de tests de puits multiphase Vx*, a donné des facteurs de réconciliation de production de plus de 90 %. 27 compteurs PhaseWatcher supplémentaires ont été commandés pour la seconde phase du projet ainsi que pour de nouveaux développements de champs.

Groupe Forages

Le chiffre d'affaires de 4 milliards USD du troisième trimestre a augmenté de 47 millions USD soit 1 % en séquentiel et de 473 millions USD soit 13 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 733 millions USD était en baisse de 1 % en séquentiel, mais a augmenté de 21 % en glissement annuel.

En séquentiel, le chiffre d'affaires a progressé en réponse à une demande internationale et offshore robuste pour les services de Forages & Mesures, principalement dans la région Moyen-Orient & Asie. Outils de forage & Services correctifs ont également contribué à la croissance grâce à l'ajout de services FORAGE TUBANT et Radius. Le chiffre d'affaires des produits et services Trépans & Technologies avancées ont augmenté en réponse à la reprise saisonnière de l'activité au Canada, tandis que Gestion de projet intégrée a enregistré une activité accrue sur les projets de gaz non classique sur le marché géographique de l'Australasie. Le chiffre d'affaires M-I SWACO a chuté alors que la croissance en Chine et en Malaisie était plus que contrebalancée par le retard des opérations dans la région Caspienne et une baisse des activités en Norvège et au Danemark.

La marge d'exploitation avant impôts de 18,1 % a baissé de 34 points de base en séquentiel mais augmenté de 121 points de base en glissement annuel. Parmi les Technologies de groupe, les marges séquentielles ont affiché une hausse pour Trépans & Technologies avancées en réponse à une augmentation des ventes de trépans mais elle était insuffisante pour compenser une baisse des marges M-I SWACO attribuables à une baisse du chiffre d'affaires, un mix d'activités adverse, et les retards de démarrage des projets.

Un certain nombre de technologies du groupe Forages ont contribué aux résultats du troisième trimestre.

En Guyane française, le service d'évaluation de formation de source inconnue en cours de forage NeoScope*† a acquis des mesures d'évaluation de formation pour Tullow Oil, ainsi que ses partenaires, dans un puits d'exploration éloigné du champ Zaedyus. L'acquisition de la nouvelle mesure neutron-gamma-densité de source inconnue, ainsi que des données sigma de porosité, spectroscopie et formation ont permis une évaluation et une intégration pétrophysique en temps réel aux modèles de prédiction de pression interstitielle en cours de forage.

Au Gabon, les technologies orientables rotatives PowerDrive Xceed* et de diagraphie en cours de forage multifonction EcoScope*†de Forage & Mesures, ainsi qu'un trépan Smith ont été déployés pour Total pour forer une série de forages à long déport fortement déviés 3D à terre. Ceci comprenait des forages déviés réalisés juste au-dessous du sabot. La combinaison de ces technologies et de la fiabilité de l'outil a fourni à Total des économies de temps importantes allant jusqu'à 50 % en augmentation du taux de pénétration et 40 % de réduction du nombre de passages, et une efficacité opérationnelle de 98 % comparé aux autres technologies et trépans disponibles.

Au large de la Namibie, la technologie seismicVISION* sismique en cours de forage de Forages & Mesures a aidé Chariot Oil & Gas à positionner un puits d'exploration dévié dans le réservoir, sans augmenter la durée d'utilisation de l'appareil de forage, en utilisant des données « check-shot » en temps réel pour suivre la position du trépan sur la section sismique et modifier le chemin de puits prévu pour pénétrer les cibles de réservoir requises. Le workflow était validé par le logiciel E&P Petrel* et le système de livraison de données InterACT* de Schlumberger. En outre, des images de profil sismique vertical du service seismicVISION couvrant plus de 300 m au-devant du trépan a confirmé la profondeur des hauts de formation clés et donné confiance que tous les horizons de réservoir requis avaient été pénétrés. Ceci a supprimé la nécessité de faire passer un tube de 9 5/8 po. et entraîné des économies de coût significatives.

Au Japon, les technologies de diagraphie en cours de forage avancées de Forage & Mesures ont été déployées sur le projet d'hydrate de méthane en eau profonde JOGMEC. Les services d'évaluation de la formation à source inconnue en cours de forage NeoScope, d'orientation de réservoir en temps réel proVISION* et d'image en cours de forage geoVISION* ont fourni la suite complète de mesures requises pour l'évaluation de la formation dans un développement d'hydrate de gaz, y compris la porosité de l'hydrate, la perméabilité du réservoir et l'analyse des fractures.

En Irak, les technologies de la gamme de Forages & Mesures* ont été déployées dans le champ Rumaila exploité par Rumaila Operating Organization pour forer et diagrapher la section de 6 po. Les services de résistivité et d'imagerie en cours de forage MicroScope* et de sonique multipolaire en cours de forage SonicScope* ont diagraphé avec succès la section en surmontant les ravinements et les étranglements qui auraient empêché les outils de diagraphie conventionnels d'atteindre la profondeur totale.

Également en Irak, la technologie Smith Bits a aidé la Rumaila Operating Organization à réaliser le taux de pénétration le plus rapide jamais enregistré dans un puits foré dans le champ Rumaila. Le trépan compact en diamant polycristallin SDi513UPX de 6 po. et la technologie de coupeur ONYX* combinés à un système orientable rotatif PowerDrive* 475 de Forages & Mesures a foré la section de 1 158 m à un taux moyen de 12,7 m/h.

En Russie, la nouvelle technologie de trépan Smith Viking* et les moteurs orientables PowerPak* de Forages & Mesures ont été utilisés pour améliorer le rendement dans les sections de puits de 8 5/8 po. du champ Vankor pour Rosneft. La conception améliorée des trépans Smith Viking a amélioré l'orientabilité dans les sections présentant des profils directionnels 3D difficiles, réduisant ainsi le nombre de passages et améliorant les taux moyens de pénétration comparé aux puits forés précédemment dans le champ. La technologie de trépan Viking a été spécifiquement développée pour le marché du forage terrestre russe.

Dans le champ Cana dans l'Oklahoma, une nouvelle conception du trépan Smith MSi713 qui a amélioré le taux de pénétration a été développée avec la collaboration d'ingénieurs Cimarex. Le trépan a été déployé avec la technologie à taux de remontée élevé PowerDrive Archer* pour réaliser le métrage quotidien le plus élevé jamais foré dans la section courbée des puits du champ.

En Californie, les services de forages déviés Schlumberger ont complété avec succès la première sortie de sifflet déviateur à trois tubages connue en Amérique du Nord en utilisant le système de forage dévié et de sifflet déviateur Trackmaster* avec un broyeur à un passage FasTrack* pour broyer à travers des tubages de 7 po., 8 5/8 po. et 13 3/8 po. en un seul passage.

Dans le secteur norvégien de la mer du Nord, la technologie de boue à base d'huile M-I SWACO EMS-4400 a été déployée pour Statoil sur le puits d'exploration Crux. Comparé aux systèmes alternatifs, le nouveau fluide de forage présentait un profil de viscosité amélioré, une stabilité d'affaissement du barite, une faible perte de fluide à haute pression et haute température ainsi qu'une densité circulante équivalente. Sur ce puits, le système EMS-4400 était formulé pour impacter au minimum la diagraphie géochimique et affichait une performance et une maintenabilité excellentes.

Groupe Production

Le chiffre d'affaires de 3,7 milliards USD du troisième trimestre a baissé de 62 millions USD soit 2 % en séquentiel, mais a augmenté de 202 millions USD soit 6 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 548 millions USD était en baisse de 11 % en séquentiel et de 24 % en glissement annuel.

En séquentiel, le chiffre d'affaires a baissé, ce qui était principalement attribuable à Services de puits dans la partie terrestre de l'Amérique du Nord où l'offre excédentaire de puissance hydraulique a continué d'exercer des pressions vers le bas sur les prix en réponse à des activités inchangées alors que la reprise saisonnière au Canada a été compensée par un déclin dans la partie terrestre des États-Unis. Ce déclin a été en partie compensé par des augmentations du chiffre d'affaires Services de puits dans les régions Moyen-Orient & Asie et Europe/CEI/Afrique, l'activité Services d'intervention sur puits en mer du Nord et en Russie, et une hausse des ventes de produits Complétions à travers toutes les régions y compris le démarrage du projet sous-marin en Russie.

La marge d'exploitation avant impôts a baissé de 148 points de base en séquentiel à 14,9 % et de 572 points de base en glissement annuel. Ce déclin séquentiel était largement attribuable à la chute du nombre d'appareils de forage dans la partie terrestre des États-unis et à la baisse subséquente des prix en raison d'une capacité de pompage à pression excédentaire. En outre, l'inflation des coûts des matières premières a continué d'exercer un impact sur les marges. Ceci a été toutefois en partie compensé par une hausse des marges Complétions grâce à une meilleure utilisation des actifs, ainsi qu'un meilleur mix d'activités pour les technologies Services d'intervention sur puits.

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

En Chine, la technologie de fracture hydraulique flow-channel HiWAY* de Services de puits a été déployée pour PetroChina Changqing sur trois puits verticaux dans le bloc Zhuang 211. Après le traitement, les niveaux de production initiaux des puits ont affiché une amélioration significative comparé aux puits de limite normalisés selon les paramètres de réservoir. D'autres puits sont étudiés pour une application ultérieure de la technique HiWAY.

En Égypte, la technologie de fracture hydraulique flow-channel HiWAY de Services de puits a été déployée pour Qarun Petroleum Company sous des conditions de réservoir à basse température sur des puits d'injection et des puits à refracturer. Sur un puits d'injection, le traitement HiWAY a entraîné un taux d'injection d'eau supérieur à celui des puits de limite, sans contraintes opérationnelles. En outre, sur un puits producteur marginal, le traitement HiWAY a entraîné une augmentation par cinq de la production totale de fluide à une teneur en eau réduite, rendant ainsi le puits économique.

Au Mexique, la technologie de fracture hydraulique flow-channel HiWAY de Services de puits a été déployée avec succès pour Iberoamericana de Hidrocarburos S.A. de C.V. dans le champ Nejo. La production de puits post-stimulation cumulative sur une période de cinq mois était 20 % supérieure aux valeurs moyennes pour la région. En fonction de ces résultats, Iberoamericana de Hidrocarburos envisage de continuer à utiliser la technologie HiWAY sur des puits futurs, et compte étendre la portée des puits à traiter.

En Argentine, Schlumberger a achevé une étude complète sur le terrain utilisant des données de puits exploratoires qui ont entraîné l'amélioration des stratégies de complétion pour le développement de gaz non classique dans la formation de Vaca Muerta. Les workflows avancés ont utilisé des données sismiques 3D, de minéralogie, de modèles géologiques mécaniques 1D, de forage, de complétion, micro-sismiques et de production de pair avec le logiciel de stimulation axée sur le réservoir Mangrove* pour placer des fractures dans une roche de plus haute qualité afin d'améliorer la production.

En Algérie, la technologie de fracturation et de complétion étagée StageFRAC*‡ de Services de puits a été déployée avec succès pour stimuler par fracture une section horizontale de 950 m dans un puits pour Storm Ventures International. L'opération à neuf étapes constituait le plus grand travail étagé exécuté à ce jour sur le continent africain, et d'autres puits sont étudiés actuellement pour une autre mise en œuvre de cette technique.

Afin de répondre à la demande en gaz naturel de l'Arabie saoudite, Saudi Aramco et Schlumberger ont collaboré sur le déploiement de nouvelles technologies visant à améliorer la performance de stimulation sous des conditions de réservoir problématiques. Le fluide de fracturation à haute température résistant au cisaillement ThermaFRAC* a été introduit avec succès pour augmenter la production de gaz dans un réservoir de grès gazéifère profond à haute pression du Royaume. La technique de mélange continu de fluide de fracturation utilisée pendant le traitement a amélioré la flexibilité et l'efficacité opérationnelles globales.

En Inde, Schlumberger a exécuté avec succès trois traitements de stimulation hydraulique à haute pression, haute température utilisant le fluide de fracturation à haute température résistant au cisaillement ThermaFRAC pour Gujarat State Petroleum Corporation Ltd dans le bassin de Krishna-Godavari. Ces traitements ont été effectués dans un environnement problématique sur le plan technique, avec des températures de fond de trou atteignant 212 degrés Celsius (415 degrés Fahrenheit), et des pressions superficielles de 13 500 psi. La formulation simplifiée de la technologie ThermaFRAC a réduit la logistique et le cycle de préparation du travail à moins d'un mois et demi.

À Kuweit, le ciment à stabilité thermique ThermaSTONE* de Services de puits pour applications d'injection de vapeur a été introduit dans une campagne de forage de développement de réservoir thermique d'huile lourde à puits multiples. Comparée aux technologies de cimentation thermique conventionnelles utilisées dans le passé, la technologie ThermaSTONE a été déployée avec succès à une température de 204 degrés Celsius (400 degrés Fahrenheit) et a démontré sa capacité à résister aux changements thermiques et de pression dynamiques qui se produisent pendant l'injection de vapeur.

En Libye, les technologies des Services d'intervention sur puits Schlumberger ont été déployées pour fournir un isolement zonal sélectif dans des puits producteurs de pétrole dans le champ AL JURF pour Mabrouk Oil Operations. Dans une opération de services à tubage spiralé sans appareil de forage, un packer CoilFLATE* a été utilisé pour isoler temporairement une zone en injectant du gel dans la formation, tandis que la technologie de performance live en puits ACTive* a fourni une corrélation de profondeur précise et une assurance qualité du processus de mise en place du packer. Les résultats étaient très concluants et permettront d'optimiser l'opération et la qualité lors de traitements futurs.

Au Brésil, les technologies de performance live en puits ACTive Matrix, de packer gonflable à travers le tubage à tubage spiralé CoilFLATE HPHT et d'élimination de tartre par lançage Jet Blaster* de Services d'intervention sur puits Schlumberger ont été déployées pour évaluer des traitements de stimulation de matrice sur des puits des champs Marlim et Baleias pour Petrobras. Les résultats de la surveillance de pression et de température ACTive, de pair avec une diagraphie de production post-traitement ont démontré que cette combinaison de technologie peut optimiser les traitements de stimulation de matrice dans de multiples zones avec des profils de perméabilité fortement contrastés. La mise au point de cette technique au Brésil a pu voir le jour grâce aux efforts conjoints de Schlumberger Technologies et de l'ingénierie Petrobras.

En Malaisie, Schlumberger Complétions a installé le premier système TODA (Tool Operating and Data Acquisition) pour transmettre des données de sonde de fond de trou permanente dans les puits d'un champ Sabah offshore pour PETRONAS. La transmission des données de puits à partir de la plate-forme offshore jusqu'au bureau de Schlumberger à Kuala Lumpur via satellite a permis aux experts de Schlumberger PetroTechnical Services de travailler sur le plan de gestion de réservoir du client, à l'aide du logiciel d'analyse et d'optimisation de production ponctuel Advanta* pour le contrôle de la qualité et l'analyse comparative des workflows. Grâce à cette solution de production, les déplacements et les interventions du personnel sur la plate-forme offshore ont été réduits, notamment pendant la mousson, générant ainsi des économies de coûts significatives pour le client.

BP a octroyé à Schlumberger les travaux de complétions sur les puits 48-55 du développement Greater Plutonio en Angola, Bloc 18. Ce contrat couvre les complétions supérieures et inférieures y compris les filtres à sable et le gravillonnage. Schlumberger a pour l'instant installé 40 de ces complétions sur le projet Greater Plutonio.

Au Mexique, Levage artificiel Schlumberger s'est fait octroyer un contrat de cinq ans portant sur des pompes submersibles électriques par PEMEX. L'étendue des travaux comprend l'installation de pompes sur 112 puits d'huile lourde offshore, dont certains seront équipés de double complétions. Le contrat comprend la fourniture d'autres produits et services Schlumberger Complétions et des solutions de connectivité des informations.

En Angola, Framo vient de se faire octroyer un contrat de 200 millions USD par Total E&P Angola pour un système de pompage sous-marin multiphase complet pour le GirRI Girassol Resource Initiatives Project. Le système de pompage utilisé par Framo, le leader du secteur en pompage et comptage multiphase sous-marin, est basé sur le tout dernier développement de la technologie hélico-axiale, qui est capable de fournir des pressions différentielles élevées pour améliorer la récupération du pétrole.

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 qui exercent leurs activités dans l'industrie du gaz et du pétrole. Employant plus de 115 000 personnes représentant plus de 140 nationalités et exerçant ses activités dans quelque 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 situés à Paris, Houston et La Haye, a déclaré un chiffre d'affaires de 36,96 milliards USD en 2011. Pour de plus amples renseignements, veuillez consulter le site www.slb.com.

*Marque de Schlumberger ou de Schlumberger Companies.

†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.

‡ StageFRAC Services incorporent la technologie Packers Plus®.

Notes

Schlumberger organisera une conférence téléphonique pour discuter de l'annonce ci-dessus et de ses perspectives commerciales le vendredi 19 octobre 2012. 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 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 de commencement prévue pour la conférence. Demandez « Schlumberger Earnings Conference Call ». À la fin de la conférence téléphonique, une rediffusion audio de celle-ci sera disponible jusqu'au 19 novembre 2012 en appelant le [phone] en Amérique du Nord, ou le [phone] en dehors de l'Amérique du Nord, et en indiquant le code d'accès 255344.

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]
Responsable des relations avec les investisseurs
[e-mail]

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