Schlumberger annonce ses résultats pour le troisième trimestre 2013

Schlumberger Limited

Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a déclaré aujourd'hui un chiffre d'affaires de 11,61 milliards USD pour le troisième trimestre 2013 contre 11,18 milliards USD pour le deuxième trimestre 2013, et 10,50 milliards USD pour le troisième trimestre 2012.

Le bénéfice issu des activités poursuivies attribuable à Schlumberger, hors charges et crédits, s'élevait à 1,71 milliard USD—en hausse de 12 % en séquentiel et de 24 % en glissement annuel. Le bénéfice par action dilué issu des activités poursuivies, hors charges et crédits, s'élevait à 1,29 USD contre 1,15 USD au trimestre précédent, et 1,04 USD au troisième trimestre 2012.

Schlumberger a enregistré des crédits nets de 0,51 USD par action au deuxième trimestre 2013 et des charges de 0,02 USD par action au troisième trimestre 2012. Schlumberger n'a enregistré aucune charge ni aucun crédit au troisième trimestre 2013.

Le chiffre d'affaires de 11,61 milliards USD du segment Services sur champs pétroliers a augmenté de 4 % en séquentiel et de 11 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 2,50 milliards USD du segment Services sur champs pétroliers a augmenté de 10 % en séquentiel et de 20 % en glissement annuel.

Le PDG de Schlumberger, Paal Kibsgaard, a commenté : « Les résultats de Schlumberger pour le troisième trimestre ont atteint un nouveau record en termes de chiffre d'affaires et de bénéfice d'exploitation avant impôts, dynamisés par une performance constante dans toutes les zones géographiques résultant d'une solide exécution basée sur l'intégration, la qualité et l'efficacité. L'activité internationale a poursuivi sa croissance, avec une augmentation de ses marges principales malgré certains retards opérationnels. La performance était particulièrement robuste en Amérique du Nord malgré une faiblesse continue des prix sur le marché terrestre. Les marges d'exploitation ont dépassé 20 % dans toutes les zones et ont augmenté dans tous les groupes Produits.

Les résultats ont été menés par l'Amérique du Nord qui a établi un nouveau record en termes de chiffre d'affaires global, appuyé par une solide activité offshore et par la reprise saisonnière de l'activité dans l'Ouest canadien. Dans la partie terrestre des États-Unis, les opérations ont fait preuve d'une résilience impressionnante grâce à une efficacité améliorée, la pénétration de nouvelles technologies et des gains de part de marché sur un marché extrêmement concurrentiel avec un nombre d'appareils de forage largement constant. Les résultats à l'international ont été menés par le Moyen-Orient & l'Asie avec une croissance sur les marchés clés d'Arabie saoudite et d'Irak, tandis que l'activité offshore s'est consolidée en Asie, et l'activité de forage et de stimulation s'est améliorée en Chine. La région Europe/CEI/Afrique a constaté une solide activité pendant l'été en Russie et en Asie centrale et une hausse saisonnière de l'activité marine WesternGeco dans la zone. En Amérique latine l'activité a été dynamisée par les opérations Gestion de projet intégrée et Gestion de production Schlumberger.

La conjoncture économique mondiale est largement inchangée, les nouvelles relativement encourageantes parmi les pays de l'OCDE et en Chine ayant contrebalancé la faible croissance prévue dans certaines des économies émergentes majeures. Aux États-Unis, les tendances sous-jacentes sont positives et le niveau d'incertitude macroéconomique a été réduit à court terme après la résolution temporaire du débat fiscal. La demande en pétrole a été révisée une nouvelle fois à la hausse pour 2013 et les estimations actuelles pour 2014 indiquent une croissance encore plus forte de la demande. Globalement, le marché continue de soutenir les prix Brent aux niveaux actuels tandis que les prix du gaz naturel à l'international restent stables. La révision à la hausse des dépenses E&P faite en juin continue d'être confirmée par une amélioration du nombre d'appareils de forage et une activité accrue des clients. Dans un tel contexte, nous restons positifs en ce qui concerne la conjoncture de l'industrie.

Le mois dernier, j'ai parlé des initiatives de transformation interne que nous poursuivons ensemble et de leur potentiel en termes d'optimisation de la performance financière. Nous considérons que l'envergure de nos opérations et l'ampleur de nos prestations constituent des avantages concurrentiels significatifs, et l'ensemble de notre organisation est désormais axée sur l'exécution de ces initiatives en parallèle avec une focalisation tout aussi claire sur notre exécution opérationnelle via l'intégration, la qualité et l'efficacité ».

Autre événement

• Au cours du trimestre, Schlumberger a racheté 10,1 millions de ses actions ordinaires à un prix moyen de 82,61 USD au prix d'achat total de 833,3 millions USD.

Services sur champs pétroliers

Le chiffre d'affaires de 11,61 milliards USD du troisième trimestre était en hausse de 4 % en séquentiel et de 11 % en glissement annuel. Le chiffre d'affaires de 7,91 milliards USD de la zone Internationale a augmenté de 209 millions USD, soit 3 % en séquentiel, tandis que le chiffre d'affaires de 3,6 milliards USD de la zone Amérique du Nord a augmenté de 245 millions USD, soit 7 %, en séquentiel. Le chiffre d'affaires du troisième trimestre a atteint un nouveau record pour les zones Amérique du Nord et International.

Séquentiellement par segment, le chiffre d'affaires de 3,23 milliards USD du groupe Caractérisation des réservoirs a affiché une croissance de 7 %, tandis que le chiffre d'affaires de 4,41 milliards USD du groupe Forage a augmenté de 3 %. Ces augmentations étaient dues à une solide activité d'exploration et de forage, à la fois offshore et sur les marchés terrestres internationaux clés dont les segments Câbles, Services de test, Forage & Mesures et les technologies M-I SWACO ont bénéficié. Le chiffre d'affaires WesternGeco était également en hausse en réponse à une amélioration de l'activité des navires entraînant une utilisation accrue des actifs pendant le trimestre. Le chiffre d'affaires de 4,02 milliards USD du groupe Production a augmenté de 3 % malgré le transfert de l'activité sous-marine Schlumberger à OneSubsea™, une joint-venture Cameron/Schlumberger à la fin du deuxième trimestre. En excluant cet effet, le groupe Production a augmenté de 6 % en séquentiel, ce qui était essentiellement attribuable aux solides résultats des technologies Services de puits, Complétions & Ascension artificielle et des projets Gestion de Production Schlumberger (Schlumberger Production Management, SPM). La reprise saisonnière de l'Ouest canadien suite à la débâcle printanière expliquait la majorité de l'augmentation séquentielle de l'activité Services de puits, qui était également due en grande partie à l'efficacité améliorée des services de fracturation hydraulique dans la partie terrestre des États-Unis qui a permis le déploiement de quatre autres parcs avec l'équipement existant malgré la faiblesse continue des prix.

Séquentiellement par zone, l'Amérique du Nord a mené cette augmentation avec un chiffre d'affaires de 3,60 milliards USD, en hausse de 7 %. La performance de l'Amérique du Nord a été dynamisée par l'activité offshore qui a établi un nouveau record en termes de chiffre d'affaires trimestriel, la partie terrestre de l'Ouest canadien rebondissant après la débâcle printanière saisonnière au trimestre précédent, et l'activité dans la partie terrestre des États-Unis ayant affiché une hausse en réponse à une efficacité améliorée, une pénétration croissante des nouvelles technologies, et des gains de part de marché. Le chiffre d'affaires de 2,80 milliards USD de la zone Moyen-Orient & Asie a augmenté de 5 %, essentiellement en réponse à la croissance continue d'un portefeuille de projets et d'activités diversifié en Arabie saoudite et en Irak, tandis que des taux élevés de croissance ont été enregistrés aux Émirats arabes unis et au Qatar. La solide activité des navires WesternGeco dans les marchés géographiques de Brunei, Malaisie & Philippines et Indonésie, et une augmentation des activités de forage et de stimulation en Chine ont également contribué aux solides résultats. Le chiffre d'affaires de 3,18 milliards USD de la zone Europe/CEI/Afrique a augmenté de 2 % avec l'activité accrue des navires WesternGeco en Mer du Nord et en Guinée équatoriale et l'activité de forage et d'exploration de pointe en Russie et en Asie centrale pendant l'été, tandis que l'activité a continué d'être affaiblie en Angola et en Afrique du Nord par les retards des projets. Le chiffre d'affaires de la zone pour le troisième trimestre reflète l'absence des résultats de l'activité sous-marine qui a été transférée à la joint-venture OneSubsea au deuxième trimestre 2013. En excluant l'effet de ce transfert d'activité, le chiffre d'affaires de la zone a augmenté de 5 % en séquentiel. Le chiffre d'affaires de 1,93 milliard USD de l'Amérique latine a augmenté de 1 %, enregistrant une solide croissance séquentielle au Venezuela et en Argentine. Les solides résultats de production progressifs du projet SPM en Équateur ont également contribué à cette croissance. Ces augmentations ont été toutefois en partie contrebalancées par une baisse au Brésil en raison du nombre réduit d'appareils de forage, tant sur terre qu'en eau profonde.

Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 2,50 milliards USD du troisième trimestre a augmenté de 10 % en séquentiel et de 20 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts International de 1,84 milliard USD a augmenté de 9 % en séquentiel, tandis que le bénéfice d'exploitation avant impôts de 730 millions USD de l'Amérique du Nord a augmenté de 10 % en séquentiel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts du troisième trimestre établit également un nouveau record, dynamisé par les zones internationales.

Séquentiellement, la marge d'exploitation avant impôts de 21,5 % a augmenté de 114 points de base, la marge d'exploitation avant impôts du secteur International ayant augmenté de 134 points de base à 23,3 %. La région Moyen-Orient & Asie a enregistré une amélioration séquentielle de la marge de 151 points de base pour atteindre 26,1 % ; la région Europe/CEI/Afrique a progressé de 189 points de base à 22,5 % tandis que la région Amérique latine était stable à 20,6 %. L'expansion des marges du secteur International était attribuable à de solides résultats en Russie & en Asie centrale résultant du déploiement de technologies à plus fortes marges pendant les campagnes de forage et d'exploration de pointe de l'été. L'augmentation des activités câbles et sismiques à forte marge a également contribué à renforcer les marges internationales au Moyen-Orient & en Asie à mesure que les travaux d'exploration ont augmenté. La marge d'exploitation avant impôts de l'Amérique du Nord a progressé de 57 points de base en séquentiel pour atteindre 20,3 % avec la reprise de l'Ouest canadien suivant la débâcle printanière du trimestre précédent. La marge de la partie terrestre des États-Unis a continué à progresser en réponse à une efficacité améliorée, une meilleure utilisation, et une baisse des coûts des matières premières dans les services de stimulation du pompage à pression. La marge d'exploitation offshore de l'Amérique du Nord a continué à progresser en réponse à l'augmentation de l'activité et du déploiement de technologies mais les résultats généraux ont baissé en séquentiel en réponse à la baisse des ventes multiclients durant le trimestre.

Séquentiellement par segment, la marge d'exploitation avant impôts du groupe Caractérisation des réservoirs a progressé de 27 points de base à 30,4 % en réponse aux solides activités d'exploration dont ont bénéficié les technologies Câbles et Services de test. La marge d'exploitation avant impôts du groupe Forage a augmenté de 154 points de base pour atteindre 20,3 %, en réponse à une amélioration de la performance opérationnelle de l'activité Forage & Mesures et à une meilleure rentabilité des projets de Gestion de projet intégrée en Amérique latine, au Moyen-Orient et en Asie. La marge d'exploitation avant impôts du groupe Production a progressé de 165 points de base à 17,6 % en réponse à une rentabilité améliorée des Services de puits avec la reprise de l'Ouest canadien suivant la débâcle printanière du trimestre précédent et la progression continue de la marge de la partie terrestre des États-Unis en réponse à une efficacité améliorée, une meilleure utilisation, et une baisse des coûts des matières premières. Les projets SPM d'Amérique latine et d'Asie ont également continué à contribuer positivement aux marges croissantes du groupe.

Un certain nombre de points saillants en innovation et intégration technologique ont contribué aux résultats du troisième trimestre.

Au Turkménistan, Schlumberger a remporté un contrat de la Turkmengeology State Corporation pour les technologies du groupe Forage et les services de cimentation de Services de puits afin d'accélérer le développement de Galkynysh, un des plus grands gisements de gaz du pays. Ce contrat portait sur les moteurs de forage Schlumberger, les forets Smith, les liquides de forage M-I SWACO et les services de cimentation de Services de puits pour une campagne de développement de puits, dans le but d'améliorer l'efficacité opérationnelle et de répondre à des objectifs de production gazière agressifs.

Dans le sud du Texas, les technologies Schlumberger ont été déployées pour le Consortium d'optimisation des complétions Eagle Ford de BHP Billiton, Lewis Energy, Marathon Oil et Swift Energy dans plusieurs puits horizontaux de la formation non-conventionnelle Eagle Ford. Des données en trou ouvert ont été acquises avec les services d'enregistrement à triple combinaison SureLog* Thrubit de Câbles et les services de balayage acoustique Sonic Scanner* de Câbles convoyés par la technologie TuffTRAC*, et utilisées pour générer des conceptions de complétions optimisées à l'aide du logiciel de conception de stimulation Mangrove* de Services de puits. La production de chaque puits a été évaluée à l'aide des données du système de diagraphie de production de puits Flow Scanner* de Câbles convoyé par la technologie de tracteur de câble en fond de puits MaxTRAC*, et l'analyse a été effectuée à l'aide du logiciel E&P Petrel* de Schlumberger Information Solutions (SIS) et les plate-formes logicielles de puits Techlog* pour évaluer l'impact de la qualité du réservoir et de la complétion. Les technologies et workflows Schlumberger ont ainsi permis aux complétions optimisées d'augmenter le nombre de grappes de perforation, contribuant 28 % à la production, ce qui a élevé tous les puits du consortium au premier quartile de performance comparé à leurs pairs.

Statoil a octroyé à Schlumberger trois contrats pluriannuels portant sur la prestation de liquides de forage et de complétion, de services de gestion des déchets offshore et de cimentation sur le plateau continental norvégien. Les contrats de trois ans, avec des options de trois fois deux années supplémentaires, couvrent les liquides de forage et de complétion pour de multiples appareils de forage et des services de cimentation sur un maximum de neuf plate-formes et six appareils de forage en eau profonde. Le contrat était basé sur des termes commerciaux, QHSE, et sur les antécédents établis de Schlumberger en matière de qualité des produits et des services, fiabilité de l'exécution, et déploiement de technologies.

Groupe Caractérisation des réservoirs

Le chiffre d'affaires de 3,23 milliards USD du troisième trimestre a augmenté de 7 % en séquentiel et de 14 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 983 millions USD était en hausse de 8 % en séquentiel et de 23 % en glissement annuel.

Séquentiellement, la hausse du chiffre d'affaires était essentiellement attribuable à une utilisation accrue des technologies Câbles et Services de test en réponse à une solide activité d'exploration dans les zones Moyen-Orient & Asie et Europe/CEI/Afrique. Ceci était particulièrement prononcé en Russie & en Asie centrale où l'activité de forage et d'exploration a augmenté pendant l'été. Le chiffre d'affaires WesternGeco a également augmenté en séquentiel en réponse à une amélioration de l'activité mondiale des navires entraînant une utilisation accrue des actifs pendant le trimestre, bien que l'effet de cette amélioration ait été en partie contrebalancé par une baisse séquentielle des ventes multiclients.

La marge d'exploitation avant impôts de 30,4 % a progressé de 27 points de base en séquentiel en réponse à une solide activité d'exploration à forte marge pour Câbles en Russie et dans la zone Moyen-Orient & Asie, tandis que Services de test a également contribué à la marge croissante du groupe dans toutes les zones.

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

Au Kazakhstan, une combinaison de technologies Câbles a été déployée pour Zhaikmunai LLP en vue d'acquérir des données de diagraphie de production dans deux puits de production horizontaux, un puits de production fortement dévié, et un puits d'injection horizontal situé sur le champ Chinarevskoe. Les technologies de diagraphie de puits horizontal et dévié Flow Scanner et de services de production PS Platform* de Câbles ont été utilisées pour l'acquisition de données de diagraphie dans les puits de production et d'injection, respectivement. Les rames d'outils ont été convoyées avec efficacité à l'aide du système de tracteur de câble en fond de puits MaxTRAC qui permet d'acquérir des données pendant la descente du tracteur. Le profil de flux dans les puits producteurs a été quantifié avec succès. Les résultats de l'analyse des données de diagraphie de production ont été utilisés pour le contrôle de la production accéléré, la mise à jour du modèle de réservoir dynamique, et la localisation de la source de production d'eau dans certains puits.

En Libye, le testeur de dynamique de formation modulaire Câble MDT* et les technologies Quicksilver Probe* en combinaison avec le système InSitu Fluid Analyzer* ont été introduits pour Akakus Oil Operations afin d'obtenir des échantillons d'eau de haute qualité d'un puits foré avec une boue à base d'eau. Afin d'estimer précisément la résistivité et les concentrations ioniques de l'eau de formation, l'acquisition d'un échantillon d'eau non contaminé par le filtrat de boue à base d'eau s'est avéré essentiel. La technologie Quicksilver Probe était efficace pour séparer le filtrat de l'eau de formation, tandis que les capteurs de fond de trou InSitu Fluid Analyzer ont permis de mesurer en temps réel les niveaux de contamination avant le prélèvement des échantillons. Par conséquent, deux chambres échantillons ont été remplies d'eau de formation pure, sans aucune contamination de filtrat, afin de permettre à l'opérateur de réaliser l'analyse requise pour optimiser le processus d'injection d'eau du champ.

Dans l'Ouest du Texas, Schlumberger PetroTechnical Services a développé un modèle terrestre mécanique pour ExL Petroleum, LP dans le but de mitiger le risque et de réduire les coûts de construction de puits horizontaux dans des conditions de forage difficiles. L'évaluation de la formation a utilisé les technologies de spectroscopie de capture élémentaire ECS* et de balayage acoustique Sonic Scanner de Câbles, qui ont été convoyées dans la section horizontale à l'aide du tracteur de services de puits tubé TuffTRAC. La combinaison de ces technologies et le workflow qui en a résulté ont permis à l'opérateur de repositionner les sections latérales des puits et d'éliminer une colonne de tubage intermédiaire, ce qui a entraîné des économies de coût de 10 % à hauteur de 200 000 USD par puits.

Woodside a octroyé à WesternGeco l'acquisition du levé sismique 3D de 4 000 km2 Fortuna sur la North West Shelf au large de l'Australie utilisant la technologie sismique isométrique marine IsoMetrix*. Ce levé, qui devrait commencer en décembre 2013, sera le premier en Australie à utiliser la technologie IsoMetrix, et fournira la base pour des programmes d'exploration et d'évaluation futurs pour Woodside dans la région. Dans le cadre de ce contrat, la technologie IsoMetrix sera déployée offshore sur quatre continents en 2013.

WesternGeco a obtenu un contrat majeur d'Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO) pour un levé OBC (Ocean-Bottom Cable) de 800 km2 sur le champ Umm Shaif offshore d'Abu Dhabi, en utilisant la technologie Q-Seabed* et la technique d'acquisition de source sismique simultanée SimSource*. Deux navires sources seront utilisés pour le levé, dans le but de fournir au client un ensemble de données de pointe actuel permettant de prendre des décisions au sujet du développement du champ et de la récupération secondaire.

À terre au Brésil, Agencia Nacional de Petroleo (ANP) a octroyé à WesternGeco un contrat pour le traitement et l'interprétation d'un levé électromagnétique 2D dans le bassin de Parecis, un des bassins frontières en cours d'évaluation par l'ANP pour définir les futurs blocs d'enchères pour l'exploration et la production. Ce projet sera géré par le « WesternGeco Integrated Electromagnetics Center of Excellence » et comprendra la conception du levé, l'acquisition des données, le traitement intra-champ, et une interprétation avancée.

Au Mexique, Pemex a octroyé à WesternGeco GeoSolutions un contrat pluriannuel dans le centre de traitement dédié de Poza Rica, permettant l'accès aux technologies de pointe de WesternGeco, notamment l'inversion des formes d'onde, la migration à rebours, le forage à guidage sismique, et la migration à guidage physique de la roche. Ces technologies de pointe fourniront à Pemex un niveau sans précédent de solutions intégrées offrant une imagerie optimisée, une caractérisation des réservoirs, et une assistance de forage.

En Angola, Services de test a déployé le système de test de réservoir fond de trou Quartet* avec la télémétrie sans fil fond de trou Muzic* pour Maersk Oil dans le Bloc 16 en eau profonde. Les services faisant partie du système Quartet étaient le système d'isolation de test de réservoir à haute intégrité CERTIS*, la technologie à double vanne intelligente à distance IRDV*, l'échantillonnage de liquides de réservoir en ligne SCAR*, et les jauges de quartz haute résolution Signature*. La conception flexible du système à un seul passage Quartet élimine la nécessité de passages multiples, et la transmission et le contrôle sans fil de la pression en fond de trou a facilité l'analyse transitoire en temps réel, facilitant les prises de décision et permettant à l'opérateur d'économiser quatre jours d'utilisation coûteuse des appareils de forage.

Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC) a octroyé à SIS un accord de licence de logiciel pluriannuel pour leurs activités d'exploration pétrolière et gazière. Cet accord inclut la plate-forme logicielle E&P Petrel qui permet de mieux comprendre le potentiel souterrain inexploré du pays et sélectionner avec précision les bonnes formations pétrolifères qui optimisent le succès de l'exploration tout en réduisant les incertitudes et les risques opérationnels. Cet accord inclut également le logiciel de puits Techlog qui garantit que les puits à forer interceptent les zones idéales ciblées et permet de rassembler toutes les données de puits requises pour quantifier le potentiel du réservoir. La décision stratégique d'adopter les plate-formes de technologie Schlumberger appuie l'engagement de TPDC qui est de se recentrer sur ses activités pétrolières et gazières principales et d'accélérer son évolution vers une société d'exploitation indépendante.

Au Brésil, Perenco a octroyé à Schlumberger PetroTechnical Services une étude d'exploration intégrée dans les blocs en eau profonde 39, 40, et 41 du bassin d'Espirito Santo. Cette étude extensive couvre un traitement sismique, l'inversion sismique, les données multiclients, un modèle terrestre mécanique et des prédictions de pression interstitielle 3D. Les résultats de l'étude soutiendront les plans de campagne de forage exploratoire 2013 de Perenco où des puits en eau profonde cibleront des réservoirs post-salifères en forant des séquences sédimentaires avec les incertitudes et les complexités liées à la tectonique sous-salifère et salifère.

Groupe Forage

Le chiffre d'affaires de 4,41 milliards USD du troisième trimestre a augmenté de 3 % en séquentiel et de 9 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 894 millions USD était en hausse de 11 % en séquentiel et en hausse de 23 % en glissement annuel.

Séquentiellement, le chiffre d'affaires a augmenté, essentiellement en réponse à une solide performance de M-I SWACO après la reprise de l'activité terrestre dans l'Ouest canadien, une augmentation des travaux en eau profonde en Amérique du Nord, et une activité accrue au Mexique et en Russie. Une solide activité Forage & Mesures dans la zone Moyen-Orient & Asie, en Russie, et au large de l'Amérique du Nord a également contribué à cette croissance.

Séquentiellement, la marge d'exploitation avant impôts a progressé de 154 points de base à 20,3 % en réponse à la rentabilité améliorée du segment Forage & Mesures résultant d'une activité accrue et d'un mix géographique et technologique plus favorable. La rentabilité améliorée des projets IPM dans les zones Moyen-Orient & Asie et Amérique latine a continué de contribuer à l'expansion des marges du groupe.

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

Au Kurdistan, Forage & Mesures a déployé pour la première fois le système orientable rotatif PowerDrive Xceed* pour HKN, Inc. sur un puits dévié dans le champ Mangesh. La technologie PowerDrive Xceed a permis d'améliorer de 65 % la performance de forage dans la section déviée de 17 1/2 po., a foré la section cinq jours avant la date prévue, et a réussi à donner le coup d'envoi au puits de la verticale à une inclinaison de 55° à faible profondeur, répondant à tous les objectifs du plan de puits dévié.

En Chine, Forage & Mesures a établi un nouveau record de forage dans la Baie de Bohai pour CNOOC en forant huit puits déviés dans le champ de Qikou. Dans les sections de puits de 8 po., la technologie orientable rotative électrique PowerDrive vorteX* a permis d'augmenter le taux de pénétration de 114 % comparé aux systèmes de forage conventionnels précédents. Le déploiement des technologies Forage & Mesures a permis de réduire la durée de construction de puits d'une profondeur totale de 3 500 m à 4 000 m, ce qui a permis à l'opérateur de réduire d'environ 26 jours le temps de forage comparé au plan de construction de puits.

En Algérie, la technologie de vanne de forage à billes M-I SWACO WELL COMMANDER* a été déployée pour Sonatrach dans un ensemble de trous de fond intégrés Schlumberger afin de forer une section de réservoir de 6 po. avec les pertes de liquide anticipées. La technologie WELL COMMANDER a permis le pompage contrôlé de nombreux comprimés de matière en circulation perdus à travers la rame de forage, réduisant les risques de colmatage des outils de mesure en cours de forage et directionnels. Par conséquent, la profondeur totale du puits a été atteinte comme prévu, sans aucun temps d'arrêt.

Au large de la Côte d'Ivoire, Forage & Mesures a déployé pour Foxtrot International une suite de technologie d'évaluation de formation permettant l'acquisition d'un ensemble de mesures nucléaires de haute qualité sans nécessiter de sources chimiques. La combinaison de l'évaluation de formation sans source en cours de forage NeoScope*†, de la résonance magnétique nucléaire proVISION*, de la pression en cours de forage de formation StethoScope*, et des technologies soniques en cours de forage SonicVISION*, une première mondiale, a aidé le client à identifier les contenus liquides du réservoir dans un réservoir complexe et permis de concevoir un drain horizontal.

En Russie, l'expertise de Schlumberger Forage Group Technologies et du Petrotechnical Engineering Center a aidé ERIELL à forer avec succès le premier puits horizontal à travers la formation complexe d'Achimov dans le champ d'Urengoyskoe au nord-ouest de la Sibérie. Un modèle géomécanique a été développé pour surmonter les principales difficultés du forage à travers la formation Achimov qui était caractérisée par sa fenêtre de densité de circulation équivalente étroite à surpression élevée et des formations instables situées entre les couches productrices. La technologie de diagraphie sonique en cours de forage multipolaire Forage & Mesures SonicScope* a été utilisée pour actualiser le modèle géomécanique en temps réel afin d'éviter les problèmes coûteux de stabilité des puits. En outre, la combinaison de la technologie orientable rotative PowerDrive X6* au foret compact en diamant (PDC) polycristallin personnalisé Smith et au système de liquide de forage M-I SWACO Megadril* a permis de forer le puits avec 15 jours d'avance sur la date prévue, générant ainsi une économie de coût significative pour l'opérateur.

Au large du Mexique, l'intégration des technologies Forage & Mesures à Schlumberger PetroTechnical Services a permis à Pemex de forer une section très problématique dans un puits d'exploration du champ Chac. L'utilisation de la technologie de diagraphie sonique en cours de forage multipolaire et de la géomécanique en temps réel SonicScope permettent de prédire exactement les pressions interstitielles de formation pour maintenir le poids de la boue au-dessous de la valeur prévue. C'était la première fois que Pemex utilisait des technologies de diagraphie en cours de forage et de diagraphie sonique en cours de forage pour des puits d'exploration en eau peu profonde et, par conséquent, le client a économisé un passage de tubage en forant à une profondeur supérieure de 300 m à celle prévue à l'origine.

En Russie, Schlumberger a signé en début d'année un contrat avec GazpromNeft Orenburg, un des plus grands opérateurs du pays, pour la fourniture et l'entretien de forets Smith sur les champs Kapitonovskoe, Tsarichanskoe et Orenburgskoe dans la région d'Orenburg. L'attribution de contrat était basée sur la vaste expérience et les solides antécédents démontrés par les forets Smith pour certains des grands opérateurs de la région.

Au Canada, la technologie de foret Smith a aidé Sinopec Daylight Energy à forer un puits horizontal dans la formation hautement abrasive de Rock Creek au centre de l'Alberta. Un foret PDC personnalisé Smith de 6 ¼ po. doté de la technologie de fraise ONYX 360* a permis à l'opérateur d'améliorer son efficacité en forant des sections de puits plus longues et en réduisant le nombre de passages du foret. En une seule application, les fraises entièrement rotatives ONYX 360 ont permis de forer une section de puits continue d'une longueur 80 % supérieure à la moyenne des trois puits forés précédemment à l'aide de forets PDC conventionnels dans le même type de formation. Dans la section horizontale du puits, la fraise ONYX 360 a également permis de forer un seul passage de foret 18 % plus rapidement que des passages subséquents dans la même section horizontale utilisant des forets conventionnels.

Dans la partie terrestre des États-Unis, Schlumberger a déployé la technologie à élément de diamant conique Stinger* pour Apache Corporation dans plus de 10 puits dans le bassin d'Anadarko. Dans la section verticale de 8 3/4 po. de ces puits, les forets PDC personnalisés Smith utilisés avec la technologie Stinger ont augmenté le taux de pénétration de plus de 59 %, et foré les sections 36 % plus rapidement que les puits d'extension. Cette performance a généré des économies de forage significatives pour le client.

Dans la partie américaine du Golfe du Mexique, le système à double alésoir Rhino RHE* de Outils de forage & Services correctifs a été déployé pour Noble Energy dans un puits d'exploration en eau profonde dans le prospect de Troubadour. La technologie Rhino RHE a éliminé la nécessité de réaliser une opération de nettoyage spécialisée, réduisant ainsi de 30 heures le temps de forage et générant une économie de coût de l'ordre de 1,3 million USD pour l'opérateur.

Groupe Production

Le chiffre d'affaires de 4,02 milliards USD du troisième trimestre a augmenté de 3 % en séquentiel et de 10 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 707 millions USD était en hausse de 13 % en séquentiel et en hausse de 32 % en glissement annuel.

Le chiffre d'affaires du groupe a grimpé de 3 % malgré le transfert de l'activité sous-marine à la joint-venture OneSubsea. En excluant l'effet du transfert de cette activité, le groupe a progressé de 6 %, ce qui était essentiellement attribuable aux solides résultats des technologies Services de puits, Complétions & Ascension artificielle et SPM. La reprise suivant la débâcle printanière saisonnière dans l'Ouest canadien représentait la majorité de la progression séquentielle de Services de puits tandis qu'une proportion significative provenait de son efficacité améliorée sur le marché de la fracturation hydraulique dans la partie terrestre des États-Unis avec le déploiement de parcs et d'équipes supplémentaires à partir des actifs existants malgré la faiblesse continue des prix. La robustesse des ventes de produits Complétions et Ascension artificielle dans les zones Amérique latine et Moyen-Orient & Asie a également contribué à cette croissance.

La marge d'exploitation avant impôts de 17,6 % a progressé de 165 points de base en séquentiel en réponse à la rentabilité améliorée de Services de puits alors que l'Ouest canadien a rebondi après la débâcle printanière saisonnière du trimestre précédent et que la marge de la partie terrestre des États-Unis a continué de progresser en réponse à une efficacité améliorée, une meilleure utilisation, et une baisse des coûts des matières premières. Les projets SPM d'Amérique latine et d'Asie ont également continué à contribuer positivement aux marges croissantes du groupe.

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

En Russie, PetroStim, une joint-venture Schlumberger, a réalisé son premier traitement de fracturation dans la formation de schiste Domanic de du bloc Kashaev de DirectNeft dans la région d'Orenburg. Le puits d'exploration a été stimulé à l'aide d'un liquide réticulé conventionnel avec une charge de polymère et un soutènement de résistance intermédiaire réduits. Le travail a été exécuté comme prévu, et le test de production initial a indiqué un potentiel significatif.

Dans le Dakota du Nord, une combinaison de technologies Schlumberger a été utilisée pour Whiting Petroleum afin d'optimiser la conception de la complétion sur des puits de la zone de schiste de Bakken. Un ensemble extensif de mesures a été pris d'un puits voisin, avec le balayage acoustique Sonic Scanner, la spectroscopie de capture élémentaire ECS, la résonance magnétique CMR-Plus*, et des données de diagraphie d'induction triaxiale Rt Scanner* de Câbles. Ces ensembles de données ont été utilisés dans un modèle qui a permis aux ingénieurs de Services de puits de recommander des améliorations concernant le système de liquide de fracturation, le nombre d'étages, le programme de pompage et le type d'agent de soutènement. La performance des puits qui ont fait l'objet de cette conception de complétion optimisée se situe dans le premier quartile pour les zones Whiting Petroleum particulières étudiées.

La technologie de fracturation hydraulique HiWAY* poursuit son élan et ajoute de la valeur aux clients du monde entier. Depuis sa commercialisation, Schlumberger Services de puits utilise la technique HiWAY dans plus de 20 000 traitements de fracturation dans 19 pays. À la fin du troisième trimestre, le nombre de traitements de fracturation HiWAY à l'échelle mondiale avait déjà dépassé de plus de 21 % le nombre total de 2012. Les avantages clés expliquant l'expansion de la technologie HiWAY incluent des gains de production significatifs des réservoirs de gaz et de pétrole, des économies associées à une utilisation réduite de l'eau et des agents de soutènement, l'élimination d'une terminaison de traitement prématurée, et la nouvelle viabilité de cibles marginales ou matures que les traitements de fracturation conventionnels ne permettent pas.

En Argentine, le logiciel de conception de stimulation centrée sur le réservoir Mangrove de Services de puits a permis à PanAmerican Energy d'optimiser les complétions multiphasées de deux puits d'exploration du champ Lindero Atravesado dans le bassin de Neuquén. En utilisant un workflow intégré incluant la sélection de couches productrices, l'application d'une pétrophysique spécifique pour des formations gazières à faible perméabilité, et une méthodologie permettant de compléter les zones avec efficacité en fonction d'un modèle anisotropique et du simulateur de fracturation Mangrove, la meilleure approche de complétion a été adoptée. Suite à la complétion concluante de deux puits, les résultats ont permis à PanAmerican Energy d'obtenir le budget nécessaire pour entamer une phase de développement dans la zone.

En Égypte, Schlumberger Intervention sur puits a réalisé une opération de reconditionnement pour PHPC-BP dans le but de rétablir la productivité du puits gazier sous-marin Ha'py 10. La technologie de tube spiralé fond de trou en direct ACTive* a permis le placement contrôlé du liquide de traitement dans la zone supérieure du puits qui était constitué de deux intervalles de production. La détection température distribuée ACTive, acquise pendant l'écoulement du puits, a permis d'établir un journal de production quantitatif de la zone de production et confirmé la contribution des deux intervalles. La combinaison des technologies Schlumberger a fourni des données en temps réel qui ont permis à l'opérateur de prendre des décisions en temps opportun et de réduire le risque opérationnel. Cette intervention a permis d'augmenter de plus de trois fois l'indice de productivité de la zone supérieure et la production globale du puits a été rétablie.

Au Kazakhstan, Schlumberger Intervention sur puits et AMS Co., une division service de CNPC, ont réalisé leur première opération conjointe, un traitement de stimulation du carbonate complexe pour CNPC dans un puits pétrolier du champ Kenkiyak. Schlumberger a fourni la conception technique, les liquides de stimulation et une supervision des travaux sur le site du puits. Le traitement de stimulation a été complété conformément à la conception et le niveau de production du puits, qui surpassait les attentes du client, a été rétabli.

Au large du Mexique, Intervention sur puits a déployé pour la première fois les technologies combinées de performance de profilage en direct dans le puits ACTive et de détartrage au jet Jet Blaster* dans la stimulation de matrice d'un puits à haute température dans le champ Taratunich pour Pemex. L'interprétation des données de mesure des capteurs de température distribués (DTS) ACTive a permis à Pemex d'optimiser le traitement de stimulation dans une formation de carbonate présentant des profils de perméabilité hautement contrastés.

En Oman, Schlumberger Complétions a obtenu de PDO un contrat de 30 millions USD portant sur la fourniture de produits d'extraction au gaz et de complétion et de services connexes. Le contrat de cinq ans, avec une option d'extension de deux ans, a été attribué sur la base d'une solide soumission technique et d'une offre commerciale concurrentielle, tout en maximisant le contenu national d'Oman et la valeur pour le pays, avec notamment la mise en place de l'infrastructure, le développement des ressortissants, et la création d'emploi dans la région.

En Norvège, Schlumberger Complétions a obtenu un contrat de quatre ans de Marathon Oil pour les complétions inférieures de leurs prochains développements sur le plateau continental. La clé de cette attribution était la combinaison de la technologie ResCheck* avec les dispositifs de contrôle de venue ResFlow* et les technologies de filtre à sable à fil unique enroulé LineSlot* qui a permis l'installation de filtres autonomes efficaces dans des puits longs hautement déviés, générant des économies de temps d'appareil de forage substantielles.

À terre en Inde, Schlumberger Ascension artificielle a signé un contrat de pompe submersible électrique (ESP) de 15 millions USD pour Cairn India Limited. Ce contrat de vente et de services de trois ans couvre la fourniture d'ESP pour lever le pétrole produit et l'eau d'injection de 63 puits dans les champs de Mangala, Aishwarya et Thumbli. Il s'agit du premier contrat ESP à être attribué à Schlumberger en Inde par ce client, et l'offre comprend des technologies telles que de nouvelles conceptions d'étage de pompe et des variateurs de vitesse harmoniques à limite basse.

En Malaisie, Schlumberger a signé un contrat de cinq ans pour la fourniture des services de cimentation aux six opérateurs du contrat de partage de production (PSC) qui ont participé à l'appel d'offre de cimentation pan-malaisien, dont Petronas Carigali Sdn. Bhd. (PCSB), Murphy Sarawak Oil Co., Ltd. et Murphy Sabah Oil Co., Ltd. Ce contrat couvrait la prestation de la solution de cimentation en eau profonde DeepCRETE*, le système de ciment d'auto-réparation FUTUR*, le système de ciment résistant au CO2 EverCRETE*, les comprimés de matière composite renforcée Losseal*, et la technologie de ciment flexible avancée FlexSTONE* de Services de puits. La portée du contrat couvre des puits conventionnels et en eau profonde.

Tableaux financiers

État des résultats consolidés condensés (en millions USD, sauf montants par action) Troisième trimestre Neuf mois Périodes closes le 30 septembre 2013 2012 2013 2012 Chiffre d'affaires $ 11 608 $ 10 498 $ 33 360 $ 30 648 Intérêts et autre bénéfice, net(1) 43 44 105 137 Gain sur la formation de OneSubsea(2) - - 1 028 - Dépenses Coût des produits d'exploitation 8 926 8 237 26 047 24 124 Recherche & ingénierie 286 291 870 849 Frais généraux et administratifs 110 95 305 294 Fusion & intégration(2) - 32 - 68 Détériorations et autres(2) - - 456 - Intérêts 98 89 294 246 Revenu avant impôts 2 231 1 798 6 521 5 204 Impôts sur le revenu(2) 506 436 1 361 1 268 Revenus issus des activités poursuivies 1 725 1 362 5 160 3 936 Bénéfice (perte) issu(e) des activités abandonnées - 65 (69 ) 211 Revenu net 1 725 1 427 5 091 4 147 Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires 10 3 23 20 Bénéfice net attribuable à Schlumberger $ 1 715 $ 1 424 $ 5 068 $ 4 127 Montants Schlumberger attribuables au : Bénéfice issu des activités poursuivies (2) $ 1 715 $ 1 359 $ 5 137 $ 3 916 Bénéfice (perte) issu(e) des activités abandonnées - 65 (69 ) 211 Revenu net $ 1 715 $ 1 424 $ 5 068 $ 4 127 Bénéfice dilué par action de Schlumberger Bénéfice issu des activités poursuivies (2) $ 1,29 $ 1,02 $ 3,84 $ 2,92 Bénéfice (perte) issu(e) des activités abandonnées - 0,05 (0,05 ) 0,16 Revenu net $ 1,29 $ 1,07 $ 3,79 $ 3,08 Moyenne des actions en circulation 1 322 1 328 1 326 1 331 Moyenne des actions en circulation après dilution 1 333 1 336 1 336 1 340 Dépréciation et amortissement inclus dans les dépenses(3) $ 931 $ 864 $ 2 737 $ 2 570

1) Inclut des intérêts créditeurs de :

Troisième trimestre 2013 - 9 millions USD (2012 - 8 millions USD)

Neuf mois 2013 - 20 millions USD (2012 - 23 millions USD)

2) Cf. page 13 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 2013 2012 Actif à court terme Encaisse et investissements à court terme $ 6 435 $ 6 274 Comptes clients 12 057 11 351 Autres actifs courants 6 601 6 531 25 093 24 156 Investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité 363 245 Immobilisations corporelles 14 828 14 780 Données sismiques multiclients 650 518 Écarts d'acquisition 14 623 14 585 Autres immobilisations incorporelles 4 732 4 802 Autres actifs 4 834 2 461 $ 65 123 $ 61 547 Passif et fonds propres Passif courant Comptes fournisseurs et charges constatées d'avance $ 8 366 $ 8 453 Passif estimé pour les impôts sur le bénéfice 1 471 1 426 Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme 2 498 2 121 Dividende à distribuer 418 368 12 753 12 368 Dette à long terme 9 916 9 509 Avantages postérieurs aux départs en retraite 1 833 2 169 Impôts différés 1 479 1 493 Autre passif 1 111 1 150 27 092 26 689 Fonds propres 38 031 34 858 $ 65 123 $ 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) Neuf mois 2013 Dette nette, 1er janvier 2013 $ (5 111 ) Revenus issus des activités poursuivies 5 137 Dépréciation et amortissement 2 737 Gain sur la formation de OneSubsea (1 028 ) Pensions et autres avantages complémentaires postérieurs aux départs en retraite à payer 388 Dépenses de rémunération sous forme d'actions 255 Financement de pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ en retraite (468 ) Augmentation des fonds de roulement (1 182 ) Dépenses d'investissement (2 753 ) Données sismiques multiclients capitalisées (300 ) Dividendes distribués (1 196 ) Produit des régimes d'actionnariat des employés 415 Programme de rachat d'actions (1 526 ) Paiement pour la transaction OneSubsea (600 ) Acquisitions d'entreprises, déduction faite de l'encaisse et des dettes acquises (544 ) Autre 203 Effet de change sur la dette nette (43 ) Dette nette, 30 septembre 2013 $ (5 616 ) Composants de la dette nette

30 sept.
2013

31 déc.
2012

Encaisse et investissements à court terme $ 6 435 $ 6 274 Investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité 363 245 Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme (2 498 ) (2 121 ) Dette à long terme (9 916 ) (9 509 ) $ (5 616 ) $ (5 111 )

Charges & Crédits

Outre les résultats financiers déterminés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) aux États-Unis, ce communiqué de presse sur les résultats du troisième trimestre inclut également des mesures financières non-PCGR (telles que définies en vertu du Règlement G de la SEC). Ce qui suit est un rapprochement de ces mesures non-PCGR aux mesures PCGR comparables :

(en millions USD, sauf montants par action) Troisième trimestre 2012 Avant impôts Impôts

Participations
minoritaires

Net

BPA
dilué

Classification de l'état des résultats

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

tel que déclaré

$ 1 798 $ 436 $ 3 $ 1 359 $ 1,02 Charges de restructuration et de fusion 32 4 - 28 0,02 Fusion & intégration

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

hors charges & crédits

$ 1 830 $ 440 $ 3 $ 1 387 $ 1,04 Neuf mois 2013 Avant impôts Impôts

Participations
minoritaires

Net

BPA
dilué

Classification de l'état des résultats

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

tel que déclaré

$ 6 521 $ 1 361 $ 23 $ 5 137 $ 3,84 Perte due à la dévaluation de la monnaie au Venezuela 92 - - 92 0,07 Détériorations et autres Gain sur la formation de la joint-venture OneSubsea (1 028 ) - - (1 028 ) (0,77 ) Gain sur la formation de OneSubsea Détérioration d'investissements appliquant la méthode de mise en équivalence 364 19 - 345 0,26 Détériorations et autres

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

hors charges & crédits

$ 5 949 $ 1 380 $ 23 $ 4 546 $ 3,40 Neuf mois 2012 Avant impôts Impôts

Participations
minoritaires

Net

BPA
dilué

Classification de l'état des résultats

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

tel que déclaré

$ 5 204 $ 1 268 $ 20 $ 3 916 $ 2,92 Charges de restructuration et de fusion 68 6 - 62 0,05 Fusion & intégration

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

hors charges & crédits

$ 5 272 $ 1 274 $ 20 $ 3 978 $ 2,97 Deuxième trimestre 2013 Avant impôts Impôts

Participations
minoritaires

Net

BPA
dilué

Classification de l'état des résultats

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

tel que déclaré

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

Bénéfice issu des activités poursuivies de Schlumberger

hors charges & crédits

$ 2 009 $ 468 $ 5 $ 1 536 $ 1,15 Aucune charge ni aucun crédit n'a été enregistré au troisième trimestre 2013. Groupes Produits (en millions USD) Trimestre clos au 30 sept. 2013 30 juin 2013 30 sept. 2012 Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Services sur champs pétroliers Caractérisation des réservoirs $ 3 232 $ 983 $ 3 014 $ 908 $ 2 835 $ 799 Forage 4 415 894 4 292 804 4 035 727 Production 4 024 707 3 926 625 3 655 537 Éliminations & autres (63 ) (88 ) (50 ) (59 ) (27 ) 21 11 608 2 496 11 182 2 278 10 498 2 084 Dépenses d'entreprise & autres - (179 ) - (181 ) - (177 ) Intérêts créditeurs(1) - 6 - 4 - 8 Intérêts débiteurs(1) - (92 ) - (92 ) - (85 ) Charges & crédits - - - 664 - (32 ) $ 11 608 $ 2 231 $ 11 182 $ 2 673 $ 10 498 $ 1 798 Zones géographiques (en millions USD) Trimestre clos au 30 sept. 2013 30 juin 2013 30 sept. 2012 Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Services sur champs pétroliers Amérique du Nord $ 3 602 $ 730 $ 3 357 $ 662 $ 3 303 $ 612 Amérique latine 1 934 399 1 913 394 1860 333 Europe/CEI/Afrique 3 178 714 3 125 643 2 984 645 Moyen-Orient et Asie 2 801 730 2 667 655 2 244 511 Éliminations & autres 93 (77 ) 120 (76 ) 107 (17 ) 11 608 2 496 11 182 2 278 10 498 2 084 Dépenses d'entreprise & autres - (179 ) - (181 ) - (177 ) Intérêts créditeurs(1) - 6 - 4 - 8 Intérêts débiteurs(1) - (92 ) - (92 ) - (85 ) Charges & crédits - - - 664 - (32 ) $ 11 608 $ 2 231 $ 11 182 $ 2 673 $ 10 498 $ 1 798

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

Groupes Produits (en millions USD) Neuf mois clos le 30 sept. 2013 30 sept. 2012 Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Services sur champs pétroliers Caractérisation des réservoirs 8 996 USD 2 616 USD 8 066 USD 2 183 USD Forage 12 820 2 429 11 772 2 102 Production 11 708 1 888 10 896 1 746 Éliminations & autres (164) (193) (86) (26) 33 360 6 740 30 648 6 005 Dépenses d'entreprise & autres - (529) - (516) Intérêts créditeurs(1) - 15 - 24 Intérêts débiteurs(1) - (277) - (241) Charges & crédits - 572 - (68) 33 360 USD 6 521 USD 30 648 USD 5 204 USD Zones géographiques (en millions USD) Neuf mois clos le 30 sept. 2013 30 sept. 2013 Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Chiffre d'affaires

Bénéfice
avant
impôts

Services sur champs pétroliers Amérique du Nord 10 249 USD 2 019 USD 10 112 USD 2 082 USD Amérique latine 5 751 1 164 5 483 1 010 Europe/CEI/Afrique 9 154 1 865 8 485 1 666 Moyen-Orient et Asie 7 874 1 933 6 290 1 372 Éliminations & autres 332 (241) 278 (125) 33 360 6 740 30 648 6 005 Dépenses d'entreprise & autres - (529) - (516) Intérêts créditeurs(1) - 15 - 24 Intérêts débiteurs(1) - (277) - (241) Charges & crédits - 572 - (68) 33 360 USD 6 521 USD 30 648 USD 5 204 USD

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

À propos de Schlumberger

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

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

*Marque de Schlumberger ou de sociétés Schlumberger.

†Japan Oil, Gas et Metals National Corporation (JOGMEC), anciennement Japan National Oil Corporation (JNOC) et Schlumberger ont collaboré sur un projet pour développer la technologie LWD. Les services EcoScope et NeoScope utilisent la technologie résultant de cette collaboration.

Notes

Schlumberger organisera une conférence téléphonique pour discuter de l'annonce ci-dessus et de la conjoncture commerciale le vendredi 18 octobre 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 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 l'appel, une retransmission audio différée sera disponible jusqu'au 18 novembre 2013 en composant le [phone] en Amérique du Nord, ou le [phone] en dehors de l'Amérique du Nord, et en indiquant le code d'accès 298703.

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