- Le chiffre d'affaires de
7,1 milliards USD du quatrième trimestre a augmenté de
1 % en séquentiel
- La perte par action PCGR, incluant des
charges de 0,42 USD par action, s'est élevée à 0,15 USD
au quatrième trimestre
- Le bénéfice par action du quatrième
trimestre a atteint 0,27 USD, hors charges
- Le flux de trésorerie lié à
l'exploitation du quatrième trimestre s'est élevé à
2,0 milliards USD. Le flux de trésorerie disponible du
quatrième trimestre a atteint 1,1 milliard USD
- Le flux de trésorerie lié à
l'exploitation de l'exercice complet s'est élevé à
6,3 milliards USD. Le flux de trésorerie disponible de
l'exercice complet a atteint 2,5 milliards USD
- Le dividende trimestriel en espèces de
0,50 USD par action a été approuvé
Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a publié le 20
Janvier 2017 aujourd'hui ses résultats pour l’exercice
complet 2016 et pour le quatrième trimestre 2016.
Résultats de l’exercice complet
(en millions, sauf montants par action)
Douze mois
clos au Variation
31 décembre 2016 31 décembre 2015
En glissement annuel Chiffre d'affaires
$
27 810 $ 35 475
-22%
Bénéfice d’exploitation avant impôts
$ 3 273 $
6 510
-50%
Marge d’exploitation avant impôts
11,8 % 18,4 %
-658 pdb Revenu net (perte) (base PCGR)
$
(1,687 ) $ 2 072
n/s Bénéfice net, hors
charges et crédits*
$ 1 550 $ 4 290
-64%
BPA dilué (perte par action) (Base PCGR)
$ (1,24
) $ 1,63
n/s BPA dilué, hors charges et crédits*
$ 1,14 $ 3,37
-66%
*Ces mesures financières ne sont pas conformes aux PCGR.
Voir la section intitulée « Charges et Crédits »
ci-dessous pour plus de détails. n/s = non significatif
Le chiffre d'affaires de l'exercice complet 2016 s'élevant à
27,8 milliards USD a diminué de 22 % en glissement
annuel, malgré les trois trimestres d'activité du Groupe Cameron
qui ont généré 4,2 milliards USD de chiffre d'affaires. À
l'exclusion de Cameron, le chiffre d'affaires consolidé a diminué
de 34 %.
Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 3,3 milliards
USD de l'exercice complet 2016, qui comprend la contribution
de 653 millions USD du Groupe Cameron, a diminué de
50 % en glissement annuel. La marge consolidée a perdu
658 points de base (pdb), pour atteindre 11,8 %. À
l'exclusion de Cameron, la marge consolidée a perdu 727 pdb,
pour s'établir à 11,1 %.
Résultats du quatrième trimestre
(en millions, sauf montants par action)
Trois mois
clos le Variation
31 décembre 2016 30 sept. 2016
31 décembre 2015
Séquentiel En
glissement annuel Chiffre d'affaires
$ 7 107
$ 7 019 $ 7 744
1%
-8%
Bénéfice d’exploitation avant impôts
$ 810 $ 815 $
1 288
-1%
-37%
Marge d’exploitation avant impôts
11,4 % 11,6 % 16,6
%
-21 pdb -523 pdb Revenu net (perte) (base
PCGR)
$ (204 ) $ 176 $ (1 016 )
n/s
-80%
Bénéfice net, hors charges et crédits*
$ 379 $ 353 $
819
7%
-54%
BPA dilué (perte par action) (Base PCGR)
$ (0,15
) $ 0,13 $ (0,81 )
n/s n/s BPA dilué, hors
charges et crédits*
$ 0,27 $ 0,25 $ 0,65
8%
-58%
*Ces mesures financières ne sont pas conformes aux PCGR.
Voir la section intitulée « Charges et Crédits »
ci-dessous pour plus de détails. n/s = non significatif
Paal Kibsgaard, président et DG de Schlumberger, a
commenté : « La croissance de 1 % du chiffre
d'affaires du quatrième trimestre en séquentiel est attribuable à
une forte activité au Moyen-Orient et en Amérique du Nord, qui a
largement été contrebalancée par une faiblesse continue en Amérique
latine, ainsi que par une diminution de l'activité saisonnière en
Europe, dans la CEI, et en Afrique.
« Dans les différents segments d'activité, l'augmentation
du chiffre d'affaires du quatrième trimestre a été menée par le
groupe Production, qui a enregistré une croissance de 5 % en
raison de la hausse de l'activité de fracturation hydraulique au
Moyen-Orient et dans la partie terrestre de l'Amérique du Nord. Le
chiffre d'affaires du groupe Caractérisation des réservoirs a
augmenté de 1 % en séquentiel en raison de la forte activité
de Tests & Traitement au Koweït, qui a compensé le déclin
saisonnier de l'activité Wireline en Norvège et en Russie. Le
chiffre d'affaires du groupe Forage est resté stable en séquentiel,
dans la mesure où la poursuite d'une forte activité de forage
directionnel en Amérique du Nord a été contrebalancée par des
déclins d'activité dans les régions Europe/CEI/Afrique, ainsi qu'au
Moyen-Orient et en Asie. Le chiffre d'affaires du groupe Cameron
est également resté stable en séquentiel, avec une croissance de
OneSubsea et des Systèmes de Surface qui a été contrebalancée par
une réduction des ventes de produits Vannes & Mesures, ainsi
que par un déclin du carnet de commandes des Systèmes de
forage.
« La marge d'exploitation avant impôts était
essentiellement stable en séquentiel à 11,4 %, les
améliorations de marge dans les groupes Production et Forage ayant
été contrebalancées par les contractions observées dans les groupes
Cameron et Caractérisation des réservoirs. Au cours des récents
trimestres, nous sommes parvenus à stabiliser nos opérations du
point de vue activité et capacité, et ceci nous a permis par la
suite d'affiner et de réduire notre structure de soutien afin de
refléter les niveaux de prix actuels en termes d'activité et de
services. Ceci nous a permis d'enregistrer des frais de
restructuration de 536 millions USD au quatrième
trimestre. Nous avons également enregistré 139 millions USD de
frais relatifs à l'intégration de Cameron et une perte de
dévaluation monétaire en Égypte.
« Nous maintenons notre vue constructive des marchés
pétroliers, dans la mesure où la baisse de l’écart entre l'offre et
la demande s'est poursuivie au quatrième trimestre, comme l'indique
un prélèvement régulier des stocks de l'OCDE. Cette tendance a été
renforcée par les accords OPEP et hors OPEP du mois de décembre
visant à réduire la production, ce qui devrait, avec un certain
décalage, accélérer le prélèvement des stocks, soutenir une
augmentation supplémentaire des prix du pétrole, et engendrer une
hausse des investissements en E&P.
« Nous nous attendons à ce que la croissance des
investissements soit dans un premier temps menée par des opérateurs
terrestres en Amérique du Nord, où des flux de trésorerie
disponible négatifs continus semblent contraignants, dans la mesure
où le financement externe est immédiatement disponible et où la
poursuite de la valeur des fonds propres à court terme prévaut sur
le retour sur investissement à cycle complet. Les rapports relatifs
aux dépenses en E&P indiquent actuellement que les
investissements en E&P nord-américains augmenteront d'environ
30 % en 2017, et qu'ils seront menés par le bassin Permien, ce
qui devrait entraîner une hausse des activités ainsi qu'une reprise
attendue depuis longtemps des prix du secteur des services.
« Sur les marchés internationaux, les opérateurs se
focalisent davantage sur les retours à cycle complet, et les
investissements en E&P sont généralement régis par la
génération de flux de trésorerie disponible des opérateurs. Dans
cette optique, nous nous attendons à ce que la reprise des marchés
internationaux en 2017 démarre plus lentement, en réponse à la
réalité économique à laquelle est confronté le secteur E&P.
Ceci aboutira probablement à une troisième année consécutive de
sous-investissement, avec un faible taux continu d'autorisations de
nouveaux projets et une accélération du déclin de la production
dans la base de production vieillissante. Ces facteurs combinés
viennent accroître la probabilité d'un déficit significatif de
l'offre à moyen terme, qui ne pourra être évité qu'avec une hausse
globale et généralisée des dépenses en E&P, qui devrait débuter
à la fin de l'exercice 2017 et se prolongeant jusqu'en 2018.
« Dans ce contexte et après neuf trimestres consécutifs de
réductions d'effectifs, de réduction des coûts et d'efforts de
restructuration incessants, nous sommes ravis de nous concentrer à
nouveau sur la poursuite de la croissance et sur l'amélioration des
rendements. En gérant cette baisse, nous avons rationalisé notre
structure de coûts, continué de dynamiser l'efficience et la
qualité de nos processus opérationnels, étendu notre offre en
maintenant nos investissements en R&E, et procédé à une série
d'acquisitions stratégiques. La combinaison de ces actions nous a
permis de renforcer notre position de marché mondiale pendant la
baisse d’activité, ce qui nous permettra de maintenir et d'étendre
notre leadership bien établi en termes de marge et de bénéfice, à
la fois en Amérique du Nord et dans tous les marchés internationaux
à l'avenir.
« À l'heure où la croissance du bénéfice demeure un moteur
financier très important pour nous, la génération de trésorerie à
cycle complet est encore plus critique, et c'est dans ce domaine
que nous demeurons unique dans le secteur. Au cours des deux
dernières années de baisse, nous avons généré
7,5 milliards USD de flux de trésorerie disponible, plus
que le reste de nos principaux concurrents combinés. En outre, nous
avons restitué 8,0 milliards USD à nos actionnaires par le
biais de dividendes et de rachats d’actions. Ceci démontre
clairement la robustesse à cycle complet de Schlumberger, la
gestion attentive de notre entreprise, et la force de nos capacités
d'exécution. »
Autres événements
Au cours du trimestre, Schlumberger a
racheté 1,5 million de ses actions ordinaires à un prix
moyen par action de 78,21 USD, pour un prix d'achat total
de 116 millions USD.
Le 5 janvier 2017, Schlumberger a annoncé
l'acquisition de Peak Well Systems, société spécialisée leader dans
la conception et le développement d'outils de forage avancés
destinés au contrôle de flux, à l'intervention sur puits, ainsi
qu'à l'intégrité des puits.
Le 19 janvier 2017, le conseil d'administration de la
société a approuvé un dividende trimestriel en espèces de
0,50 USD par action ordinaire en circulation, payable le
17 avril 2017 aux actionnaires inscrits à la date du
15 février 2017.
Chiffre d'affaires consolidé par zone géographique
(en millions)
Trois mois clos le
Variation 31 décembre 2016
30 sept. 2016
Séquentiel Amérique du Nord
$
1 765 $ 1 699
4 % Amérique latine
952 992
-4 % Europe/CEI/Afrique
1 834 1 872
-2 % Moyen-Orient et Asie
2 494 2 385
5 % Éliminations et autres
62 71
-13 % $
7 107 $ 7 019
1 % Chiffre
d'affaires Amérique du Nord
$ 1 765 $ 1 699
4 % Chiffre d’affaires International
$
5 280 $ 5 249
1 %
Le chiffre d'affaires de 7,1 milliards USD du quatrième
trimestre a augmenté de 1 % en séquentiel, le chiffre
d'affaires de la région Amérique du Nord et Internationale ayant
respectivement augmenté de 4 % et 1 %.
Amérique du Nord
En Amérique du Nord, le chiffre d'affaires a augmenté de
4 % en séquentiel, en réponse à une augmentation de l'activité
terrestre tandis que l'activité offshore a baissé. À l'exclusion
des résultats du groupe Cameron, le chiffre d'affaires de
l'activité terrestre a enregistré une croissance à deux chiffres
favorisée par une forte activité de fracturation hydraulique due à
une augmentation du nombre d'étapes, ainsi que par une plus forte
participation des segments Forage & Mesures, Trépans &
Outils de forage, et des produits et services M-I SWACO due à une
augmentation des appareils de forage. Le chiffre d'affaires de dans
la partie terrestre des Etats-Unis a également enregistré une
croissance à deux chiffres due à une plus forte activité et à une
légère reprise des prix, tandis que le chiffre d'affaires de
l'Ouest canadien a enregistré une croissance solide due à une
intensification de l'activité pendant l'hiver ainsi qu'à une
augmentation des ventes de produits d'ascension artificielle. Le
chiffre d'affaires a également augmenté grâce aux ventes de
licences sismiques multiclients WesternGeco de fin d'année, qui
étaient néanmoins réduites par rapport aux exercices précédents. Le
chiffre d'affaires des segments Valves & Mesures et Systèmes de
forage a diminué.
Zones Internationales
Le chiffre d'affaires International a augmenté de 1 % en
séquentiel en réponse à une solide croissance dans la région
Moyen-Orient & Asie, qui a été partiellement contrebalancée par
une faiblesse persistante dans la région Amérique latine, ainsi que
par une diminution de l'activité saisonnière dans la région
Europe/CEI/Afrique.
Le chiffre d'affaires de la zone Moyen-Orient & Asie
a augmenté de 5 % en séquentiel. Ceci s'explique
principalement par une forte activité liée à la fracturation et aux
Services de production intégrés (SPI) dans le cadre de
développements de ressources terrestres non conventionnelles, ainsi
que par une augmentation de la productivité des équipes sismiques
terrestres en Arabie saoudite. Le chiffre d'affaires en Égypte a
augmenté grâce à une plus forte activité de perforation, tandis
qu'une croissance a été observée au Qatar grâce à davantage de
travaux de diagraphie horizontale. Ces augmentations ont en
revanche été partiellement contrebalancées par des diminutions des
activités Forage & Mesures et Services de forage intégrés
(SFI), ainsi que par de moindres ventes d'équipements sur le marché
géographique de l'Inde, plusieurs projets ayant été achevés et
plusieurs campagnes de puits retardées.
Le chiffre d'affaires de la zone Amérique latine a
diminué de 4 % en séquentiel, principalement sur le marché
géographique Mexique & Amérique centrale, où les contraintes
budgétaires des clients ont conduit à une nette diminution du
nombre d'appareils de forage qui a impacté les opérations onshore
et offshore, affectant les projets à la fois en eaux profondes et
en eaux peu profondes. Le chiffre d'affaires du Mexique a également
diminué à l'issue de fortes ventes de relevés marins et de licences
sismiques multiclients au trimestre dernier. Le chiffre d'affaires
de l'Argentine a diminué car les travaux de développement de
ressources non conventionnelles ont été affectés par des conditions
météorologiques défavorables et autres retards. Ces diminutions ont
néanmoins été partiellement atténuées par une forte activité autour
des forages et projets sur le marché géographique du Pérou, de
Colombie et de l'Équateur, le nombre d'appareils de forage ayant
augmenté de 46 % suite à l'augmentation des prix du
pétrole.
Le chiffre d'affaires de la
zone Europe/CEI/Afrique a diminué de 2 % en
séquentiel, principalement en raison de l'achèvement saisonnier du
pic estival d'activité de forage en Russie ainsi que des campagnes
de services d'exploration en Norvège, ce qui a impacté l'ensemble
des Technologies, en premier lieu desquelles les activités Câbles,
Forage & Mesures, et M-I SWACO. Le marché géographique
d'Afrique sub-saharienne a contribué au déclin du chiffre
d'affaires de la zone, à mesure de la démobilisation des appareils
de forage ainsi que de l'achèvement de plusieurs projets,
principalement en Angola et au Congo. Ces diminutions ont été
partiellement compensées par une solide activité et exécution
autour du projet OneSubsea.
Groupe Caractérisation des réservoirs
(en millions, sauf pourcentages de marges)
Trois
mois clos le Variation
31 décembre 2016 30 sept. 2016
31 décembre 2015
Séquentiel En
glissement annuel Chiffre d'affaires
$ 1 699
$ 1 689 $ 2 193
1 % -23 %
Bénéfice d’exploitation avant impôts
$ 316 $ 322 $
521
-2 % -39 % Marge d’exploitation avant
impôts
18,6 % 19,1 % 23,8 %
-49 pdb
-519 pdb
Le chiffre d'affaires du groupe Caractérisation de réservoirs
s'est élevé à 1,7 milliard USD, 76 % de ce chiffre
étant attribuable aux opérations internationales. Le chiffre
d'affaires a enregistré une hausse de 1 % en séquentiel en
réponse à la montée en capacité de l'activité des projets
d'installations de production en phase initiale au Koweït, d'une
plus forte activité de perforation par Câbles en Égypte, d'un
accroissement des travaux de diagraphie horizontale au Qatar, ainsi
que de l'augmentation des ventes de services de maintenance et de
licences de logiciels. Ces effets ont été partiellement
contrebalancés par une diminution saisonnière de l'activité Câbles
dans l'hémisphère Nord.
La marge d’exploitation avant impôts de 19 % a diminué de
49 pdb en séquentiel, la contribution accrue des ventes de
logiciels et de services de maintenance ayant été plus que
contrebalancée par la baisse des activités à forte marge
d'exploration Câbles.
La performance du groupe Caractérisation de réservoirs a été
renforcée par un certain nombre de projets de Services de gestion
intégrés (SGI), par l'adjudication de nouveaux contrats, des
déploiements technologiques, ainsi que des efficiences de
transformation au cours du trimestre.
En Équateur, Schlumberger a fourni des SGI à Petroamazonas EP et
à Sinopec, afin d'optimiser le forage au niveau du projet de
Tiputini. Les technologies de coupe-tige compact en diamant
cristallin (CDC) ONYX* et d'élément à diamant conique Stinger* de
Trépans & Outils de forage ont permis une meilleure
manœuvrabilité et stabilité, ainsi que des passages plus longs et
plus rapides. Par ailleurs, le service de dispersion diélectrique
multifréquences Wireline Dielectric Scanner* a mesuré directement
les informations sur le volume d'eau et la texture des roches,
tandis que le module Dual-Packer a permis d'isoler l'intervalle
pour l'outil de test de dynamique de formation modulaire MDT*. En
outre, les charges creuses de pénétration ultra-profonde PowerJet
Nova* ont présenté une efficacité améliorée. Le client a réduit son
temps total de forage à 7 jours et demi par rapport aux
11 jours prévus, soit une économie de coûts estimée à
250 000 USD.
En Égypte, Belayim Petroleum Company (Petrobel), une
coentreprise réunissant Egyptian General Petroleum Corporation et
IEOC Production B.V., a confié à Schlumberger Tests &
Traitement un contrat d'une valeur de 70 millions USD
portant sur l'ingénierie, l'approvisionnement, la construction, la
mise en service et l'exploitation d'une installation pour le
gisement gazier Zohr. Cette installation, qui devrait être achevée
dans un délai de 11 mois à compter de la date d'attribution du
contrat, permettra une production gazière accélérée au cours de la
première phase du projet. En outre, l'activité Test &
Traitement a utilisé une combinaison de technologies pour Petrobel,
afin d'achever un test de production du premier puits
d'appréciation offshore de la découverte Zohr dans le bloc Shorouk.
Fonctionnant à une profondeur d'eau de 1 450 m, la rame
de forage de production comprenait un arbre de test sous-marin
SenTREE 3*, combiné à la technologie de télémesure sans fil
Muzic*, qui a activé l'échantillonnage de fluides de réservoir
indépendant en ligne SCAR* et les systèmes de test de réservoir de
fond Quartet*. L'utilisation du logiciel de collaboration et de
contrôle des données en temps réel de tests des puits Testing
Manager* a permis une analyse et optimisation transitoires en temps
réel du programme de test de puits.
Au Mexique, Pemex a attribué à WesternGeco un projet de câble de
fond marin en azimut complète de 2 400 km2 sur le
gisement de Canin Suuk, dans les eaux peu profondes de la baie de
Campêche. Ce gisement est une zone à forte prospectivité dans leur
portefeuille d'exploration, qui nécessite de nouvelles technologies
sismiques pour fournir une meilleure imagerie, compte tenu de sa
complexité en termes de tectonique salifère. Le navire WG Tasman de
WesternGeco, récemment adapté aux opérations de fond marin,
recourra à la technologie sismique de fond marin multicomposants
Q-Seabed*, qui dispose d'un système conçu pour assurer un couplage
uniforme dans toutes les directions. L'acquisition a débuté en
2016, et se poursuivra pendant environ un an.
Au large de la Norvège, le segment Câbles a introduit une
combinaison de technologies permettant à Lundin Norway de surmonter
une formation géologique difficile, et de réduire la durée de
l'intervention dans un puits situé en mer de Barents. La présence
potentielle d'importantes cavités non visibles via une imagerie
sismique depuis la surface a nécessité l'utilisation d'une imagerie
haute résolution à l'intérieur, autour et au-delà du puits de
forage. Les technologies utilisées ont inclus le système hDVS de
détection acoustique distribuée (DAS) recourant à un câble
intégrant des fibres optiques, un vibrateur de fond de puits
Z-Trac*, ainsi qu'un système polyvalent d'imagerie sismique VSI*,
le tout dans un seul train de tige. Les données acquises grâce au
vibrateur et au système d'imagerie de fond de puits ont permis au
client de visualiser des dangers potentiels au-delà du trépan et de
limiter les risques liés au forage. La technologie DAS a réduit la
durée de l'intervention à 30 minutes, par rapport à une
acquisition VSP conventionnelle qui peut nécessiter jusqu'à huit
heures.
Au large des Émirats arabes unis, le segment Test &
Traitement a déployé une combinaison de technologies pour Al Hosn
Gas, sur les gisements de Hail et de Gasha. Cette combinaison de
technologies comprenait une tête électronique de perforation et de
mise à feu guidée par un tube eFire-TCP* et une nouvelle
technologie de corrélation de perforation, les deux utilisant la
télémétrie sans fil Muzic*. La corrélation de profondeur sans fil
correspondait à la méthode traditionnelle de localisateur de joint
de tubage et à rayonnement gamma de Câbles. Par ailleurs, des
données en temps réel en fond de puits ont permis de déterminer les
propriétés du réservoir, d'évaluer la performance du puits pendant
et après la stimulation, et d'appuyer les décisions relatives à
l'échantillonnage de fond de puits afin de réduire de
18 heures le programme initial de test du puits.
Le programme de transformation a permis à Schlumberger de
réduire le nombre d'équipements et les coûts de réparation liés à
la fiabilité des outils, en recourant à une gestion du cycle de vie
technologique (TLM). En Arabie saoudite, par exemple, dans son
Centre de fiabilité et d'efficience du Moyen-Orient (CFE) de
Dhahran, Schlumberger a mis en œuvre un nouveau système de
maintenance pour Tests & Services de traitement, qui a permis
de réduire de 48 % le coût global de réparation des
équipements et de réduire de 21 % les délais d'exécution au
cours des trois premiers mois d'exploitation. En Australie,
WesternGeco a déployé sa source d'énergie sismique marine
nouvellement conçue eSource à bord de l' Amazon Conqueror, dans le
cadre d'un levé multiclients. La méthodologie TLM améliore la
fiabilité de sources sismiques de toutes les sources WesternGeco, y
compris le projet eSource qui utilise une technique d'acquisition
nécessitant une haute fiabilité de la source afin de garantir une
efficience opérationnelle maximale. Entre 2014 et 2016, la
fiabilité des sources de WesternGeco a augmenté de 47 %.
Groupe Forage
(en millions, sauf pourcentages de marges)
Trois
mois clos le Variation
31 décembre 2016 30 sept. 2016
31 décembre 2015
Séquentiel En
glissement annuel Chiffre d'affaires
$ 2 013
$ 2 021 $ 2 953
- -32 % Bénéfice
d’exploitation avant impôts
$ 234 $ 218 $ 494
7 % -53 % Marge d’exploitation avant impôts
11,6 % 10,8 % 16,7 %
81 pdb
-511 pdb
Le chiffre d'affaires du groupe Forage, qui s'est élevé à
2,0 milliards USD et dont 76 % étaient attribuables
aux marchés internationaux, est resté stable en séquentiel, la
poursuite d'une forte activité de forage directionnel en Amérique
du Nord ayant été contrebalancée par des déclins d'activité dans
les zones Internationales. L'amélioration du chiffre d'affaires en
Amérique du Nord s'explique par une plus forte participation des
segments Forage & Mesures, Trépans & Outils de forage,
ainsi que des produits et services M-I SWACO. La diminution du
chiffre d'affaires dans les zones Internationales s'explique par
l'achèvement de projets Forage & Mesures et de projets SFI en
Inde et en Irak, tandis que le ralentissement hivernal en Russie et
en Norvège a affecté l'activité Forage & Mesures ainsi que
l'activité M-I SWACO.
La marge d'exploitation avant impôts de 12 % a augmenté de
81 pdb en séquentiel malgré un chiffre d'affaires inchangé.
Ceci était attribuable aux améliorations tarifaires liées à une
plus grande participation des technologies de forage en réponse à
une activité croissante dans la partie terrestre des Etats-Unis,
qui a principalement concerné les segments Forage & Mesures et
Trépans & Outils de forage. La marge a également progressé en
réponse à l'exécution opérationnelle de SFI, M-I SWACO ainsi
que Trépans & Outils de forage, et aux avantages liés à la
transformation continue dans la mesure où les ressources ont été
alignées pour correspondre à la courbe de la reprise.
Une combinaison de projets SFI, d'attribution de contrats, de
déploiements de nouvelles technologies et d'efficacités de
transformation a contribué à la performance du groupe Forage au
quatrième trimestre.
Dans la région du Conseil de coopération du Golfe (CCG), SFI a
enregistré une amélioration de 40 % de la performance de
forage au cours des trois premiers trimestres 2016 par rapport aux
services de forage non intégrés dans des gisements similaires.
Cette amélioration est basée sur le nombre de pieds forés par heure
en dessous de la table de rotation. Cette réalisation a été
favorisée par une combinaison de technologies de forage, telles que
le système à taux de remontée élevé PowerDrive Archer* et le
système rotatif orientable renforcé PowerDrive Xceed*, destinées
optimiser les temps de forage dans des puits horizontaux et au
cours de forages à portée étendue. Ceci comprenait l'utilisation de
l'analyse d'efficience opérationnelle des forages multipuits
RigHour*, ainsi que le logiciel d'optimisation du taux de
pénétration ROPO*, qui ajuste les paramètres de forage pour
maximiser la performance de forage au fond. Schlumberger a combiné
ces technologies avec des flux de travail intégrés supervisés par
des experts multidisciplinaires en Arabie saoudite et par les
Centres d'intégration technologique de forage d'Abu Dhabi dans le
but de réduire à la fois les coûts de forage et de développement
global.
En Norvège, Statoil a octroyé à Schlumberger un contrat de huit
ans assorti de périodes optionnelles portant sur la fourniture de
services intégrés de construction de puits pour l'une de ses
plateformes auto-élévatrices Cat-J, qui a été conçue pour les
opérations dans des environnements hostiles et des puits peu
profonds du plateau continental norvégien. Schlumberger fournira
des services de planification et d'exécution pour le forage
directionnel, les mesures et la diagraphie en cours de forage, la
diagraphie des fluides de forage, les fluides de complétion et de
forage, la cimentation, le pompage, la récupération des fentes et
le repêchage, la diagraphie par câble électrique, la gestion des
déchets, la complétions, l'isolation mécanique des fonds de puits,
le nettoyage mécanique des puits et la perforation acheminée par
tubage pour le gisement satellite Gullfaks dont l'exploitation
devrait débuter vers la fin de l'année.
Dans le secteur norvégien de la mer du Nord, Forage &
Mesures a utilisé le service de cartographie en cours de forage de
réservoir GeoSphere* pour permettre à ExxonMobil de cartographier
un réservoir injectite complexe et procéder efficacement à un
forage assisté dans les sables cibles du gisement de Balder. En
prenant en compte deux objectifs, éviter les trous de guidage
coûteux dans les puits de développement qui ne parviennent
généralement pas à fournir suffisamment d'informations pour placer
les puits producteurs et éviter la mise en place du tubage dans des
sables injectites fins, la technologie GeoSphere a cartographié la
partie supérieure des sables massifs depuis une profondeur
verticale totale de plus de 20 m en surface et a détecté le
contact pétrole/eau tout en plaçant la section de puits de 12 ¼ po.
avant de pénétrer le réservoir. S'agissant de la section de
réservoir de 8 ½ po., le client a été en mesure de prévoir une
stratégie de forage assisté au-devant du trépan en combinant les
résultats d'interprétation sismique et de cartographie GeoSphere,
et a donc amélioré la productivité des puits.
Dans l'Ouest du Texas, Forage & Mesures a utilisé une
combinaison de technologies et établi un nouveau record de
performance de forage pour un opérateur du bassin Permien.
L'ensemble de fond de puits comprenait les systèmes rotatifs
orientables PowerDrive Orbit* pour optimiser le forage
directionnel, ainsi qu'un moteur de forage haute performance
DynaForce*, qui fournit la plus forte torsion au niveau du trépan
et surpasse les moteurs conventionnels dans le forage à grand
volume. En outre, le système MWD démontable SlimPulse* a fourni des
mesures de direction, d'inclinaison, de face de coupe et de
rayonnement gamma en temps réel pour la transmission d'impulsion
par la boue. Le client a foré un puits latéral de
7 814 pieds en moins de 22 heures, surpassant de
47 % le record de métrage précédent du client dans le bassin
Permien. Par conséquent, le client a réduit de 18 heures le
temps de forage par rapport à un puits latéral précédent.
En Équateur, le système rotatif orientable PowerDrive* X6 de
Forage & Mesures et les technologies de trépan CDC personnalisé
Smith ont été déployés pour Orion Energy pour améliorer les
performances de forage dans un puits du gisement d'Ocano. Grâce au
soutien à distance d'experts du Centre d'intégration technologique
de forage, l'équipe opérationnelle a foré 6 400 pieds de
la section de puits de 16 po. en 30 heures, portant le taux de
pénétration (TDP) à 201 pieds/heure, contre
136 pieds/heure dans des puits similaires, soit une
augmentation nette de 48 %. Le client a ainsi économisé
environ 100 000 USD en coûts de forage, en complétant la
section de puits deux jours avant la date initialement prévue.
En Égypte, le segment Forage & Mesures a utilisé le service
de cartographie en cours de forage de réservoir GeoSphere* pour
Belayim Petroleum Company (Petrobel), coentreprise entre Egyptian
General Petroleum Corporation et IEOC Production B.V., dans le but
d'éliminer un trou de guidage dans le gisement d'Abu Rudeis. Une
non-conformité observée sur la partie supérieure des grès
pétrolifères a dans un premier temps a nécessité un trou de guidage
afin de déterminer la profondeur de tubage intermédiaire, tandis
que les schistes pressurisés situés au-dessus de la zone cible a
nécessité un poids de boue élevé qui a rendu difficile la
pénétration du sable cible en raison des pertes potentielles liées
à la circulation de la boue. La technologie GeoSphere a utilisé des
mesures électromagnétiques directionnelles profondes pour révéler
la stratification souterraine ainsi que les informations de contact
des fluides à plus de 100 pieds du puits de forage, ce qui a
permis de gérer l'incertitude géologique et le risque de forage. En
éliminant le trou de guidage, le client a économisé environ
1,8 million USD.
En Russie, Trépans & Outils de forage a utilisé une
combinaison de technologies de trépans pour LLC LUKOIL-Komi,
société affiliée de production de PAO LUKOIL, pour éliminer quatre
passages de trépan et accroître le TDP d'un puits de limite du
gisement de Kyrtaelskoye, dans la région Timan-Péchora. La
technologie de coupe CDC rotative ONYX360* a augmenté la durabilité
des trépans grâce à sa rotation à 360°, tandis que les éléments à
diamant conique Stinger* ont fourni une résistance supérieure aux
chocs et à l'usure dans cette formation sableuse dure et hautement
abrasive. En outre, en raison de sa conception modulaire, le moteur
orientable PowerPak* de Forage & Mesures a été adapté à
l'environnement de forage. Par conséquent, le client a atteint un
taux de pénétration moyen de 9,3 m/h, soit une augmentation de
40 % par rapport au taux de pénétration maximum atteint dans
les puits de limite. En outre, le client a gagné cinq jours
d'exploitation en forant la section de puits de 8 5/8 po. en
15 jours au lieu des 20 jours prévus.
Dans le bassin du Neuquén, en Argentine, M-I SWACO a utilisé le
fluide de forage à base d'eau en polymère renforcé KLA-SHIELD* pour
permettre à Wintershall Argentina de forer un puits latéral de
3 281 pieds dans une formation problématique caractérisée
par une pression interstitielle anormalement élevée, des fractures
naturelles, des contraintes et une complexité géomécanique
générale. Le système KLA-SHIELD optimisé par le lubrifiant
STARGLIDE pour améliorer le TDP et par l'additif d'anti-accrétion
améliorant le taux de pénétration DRILZONE a fourni une alternative
aux fluides de forage non aqueux. En outre, le logiciel de
simulation des fluides de forage VIRTUAL HYDRAULICS* a tracé la
trajectoire du puits, effectué les simulations de torsion et
d'entrave, évalué la rhéologie en termes de densité de circulation
équivalente, et optimisé le nettoyage du puits. Le client en a
bénéficié en forant le puits et le puits latéral en 70 jours,
sans aucun problème d'éboulement, de gonflement, ou d'étroitesse du
puits de forage.
Le programme de transformation a permis d'améliorer la fiabilité
et l'efficience, ainsi que la fourniture des produits et des
services. Les équipes de conception, d'ingénierie et de maintenance
de Forage & Mesures basées au CFE du Moyen-Orient à Dhahran, en
Arabie saoudite, ont collaboré pour créer des logements modulaires
renforcés destinés aux outils de mesure en cours de forage, et de
réduire leur sensibilité au mouvement et à l'usure dans un
environnement exposé à des chocs importants. Par conséquent, la
fiabilité des outils de plateforme MWD intégrés ImPulse* a augmenté
de 240 %, et la fiabilité des outils de service de neutrons à
densité azimutale adnVISION* a augmenté de 47 % au cours des
six premiers mois d'opération du CFE.
Groupe Production
(en millions, sauf pourcentages de marges)
Trois
mois clos le Variation
31 décembre 2016 30 sept. 2016
31 décembre 2015
Séquentiel En
glissement annuel Chiffre d'affaires
$ 2 179
$ 2 083 $ 2 632
5 % -17 %
Bénéfice d’exploitation avant impôts
$ 132 $ 98 $ 302
34 % - 56 % Marge d’exploitation avant impôts
6,0 % 4,7 % 11,5 %
134 pdb
-542 pdb
Le chiffre d'affaires de 2,2 milliards USD du groupe
Production, dont 72 % provenait des marchés internationaux, a
grimpé de 5 % en séquentiel en réponse à une forte activité de
fracturation dans le cadre de projets d'exploitation de ressources
non conventionnelles dans la partie terrestre du Moyen-Orient,
principalement en Arabie saoudite, ainsi qu'en Amérique du Nord où
le nombre d'appareils de forage terrestres et de plateformes de
fracturation a augmenté. Le chiffre d'affaires de la partie
terrestre des Etats-Unis a augmenté à réponse au volume et à une
légère reprise des prix. Le chiffre d'affaires de l'Ouest canadien
a enregistré une croissance grâce à une intensification de
l'activité pendant l'hiver et à l'augmentation des ventes de
produits d'ascension artificielle. Le chiffre d'affaires de
Cimentation a augmenté de 30 %, principalement en Amérique du
Nord, tandis que celui des SPI a triplé, principalement dans les
zones Internationales.
La marge d'exploitation avant impôts de 6 % a augmenté de
134 pdb en séquentiel en réponse à une augmentation de l'activité,
ce qui a amélioré l'efficience et l'exécution opérationnelle au
Moyen-Orient. La légère reprise des prix dans la partie terrestre
des Etats-Unis a également contribué à l'expansion de la marge.
Au cours du trimestre, les résultats du groupe Production ont
bénéficié d'octrois de contrats, de déploiements de nouvelles
technologiques et d'initiatives de transformation visant à
améliorer l'efficience opérationnelle.
La Kuwait Oil Company a octroyé à Schlumberger un contrat de
fourniture et d'installation d'appareils de contrôle de débit
entrant ResFlow*, qui seront utilisés dans des réservoirs de grès
ainsi que dans un projet de développement de carbonate de
140 puits. La technologie ResFlow contribue à maintenir des
taux de débit entrant uniformes sur l'ensemble de l'intervalle dans
des complétions à découvert, même en présence de variations de
perméabilité et de zones de perte. Ces deux projets de
développement problématiques sur le plan technique nécessitent des
équipements fiables capables de fonctionner dans des puits
complexes afin de contrôler et de comprendre le comportement des
réservoirs.
En Chine, la division Services de puits a utilisé une
combinaison de technologies pour la co-entreprise
Schlumberger-CoPower pour surmonter les problèmes posés par un
réservoir de gaz étroit sous-pressurisé dans le bassin d'Ordos. La
technologie de fluide de fracturation à base de fibres FiberFRAC* a
créé un réseau de fibres dans le fluide de fracturation, offrant un
moyen mécanique de transport et de mise en place de l'agent de
soutènement. En outre, le fluide composite de la gamme de services
de complétion de réservoirs non conventionnels BroadBand* a permis
de minimiser les filtrages potentiels et d'optimiser la
distribution de l'agent de soutènement. Le client a atteint une
production moyenne de près de 2 280 Mscf/j pour
11 puits, comparé à six puits de limite qui utilisaient des
fluides de fracturation conventionnels et dont la production
moyenne était de 812 Mscf/j.
Aux Émirats arabes unis, la technique de fracturation de canal
d'écoulement HiWAY* et le fluide de fracturation à base d'eau de
mer UltraMARINE* de Services de puits ont été déployés dans un
environnement offshore pour stimuler une roche mère à fortes
contraintes et à faible perméabilité pour Dubai Petroleum. Huit
travaux de fracturation utilisant un agent de soutènement ont été
placés avec succès et plus d'un demi-million de livres ont été
pompées. Ces huit travaux sont les premiers traitements de
fracturation hydraulique de roche mère multiétagés offshore à être
effectués dans le monde, et ont été achevés en 40 heures.
En Équateur, la division Services de puits a utilisé le service
d'intégrité de puits Invizion Evaluation* pour permettre à
Shushufindi Consortium de résoudre une problématique d'intégrité
des puits de forage dans le gisement de Shushufindi. L'intégration
de données multipuits utilisant la plateforme logicielle de puits
de forage Techlog* a permis à la technologie Invizion Evaluation
d'identifier le cheminement préférentiel après la mise en place et
les écoulements croisés différentiels entre les sables cibles. À
l'issue de l'optimisation du programme de forage initial grâce à
des formulations de ciment et à des additifs améliorés, le puits
n'a présenté aucun signe de cheminement préférentiel après la mise
en place. Par conséquent, le client a économisé des coûts
potentiels liés à des opérations correctives équivalant à
450 000 USD.
Au large de l'Indonésie, Schlumberger a utilisé le système
MZ-Xpress* afin de procéder à une fracturation multizone et à un
gravillonnage pour ENI dans le cadre du projet Jangkrik. Deux
systèmes MZ-Xpress ont été installés en un seul passage pour
fournir un contrôle multizone du sable dans un puits comprenant
cinq couches productrices de deux tubages de taille différente. Le
client a économisé environ 6,5 jours de temps de forage sur
quatre zones de complétion, soit une économie de coûts de
5,1 millions USD.
En Amérique du Nord, la transformation a permis de réduire le
coût de propriété des actifs et d'améliorer les efficiences
opérationnelles pour Services de puits. Afin d'optimiser
l'inventaire des matériaux et des stocks, une nouvelle organisation
de Planification de l'approvisionnement a analysé les données de
dépense pour garantir que les stocks disponibles soient suffisants
pour les articles fréquemment utilisés et de maximiser les
opportunités de partage. En juin 2016, seulement quatre mois
après sa création, l'organisation avait réduit les stocks
disponibles de 20 %. En outre, l'utilisation des tours
Logistics Control qui centralisent la gestion et la fourniture des
approvisionnements de gisements, tels que l'agent de soutènement
pour les opérations de fracturation hydraulique, a réduit les coûts
relatifs à l'exploitation des sites en effectuant toutes les
opérations de planification, d'approvisionnement tactique, et de
génération de bons de commande afin de garantir une fourniture
rentable d'agent de soutènement au gisement. Depuis leur ouverture
fin 2014, ces tours de contrôle ont permis à la société
d'économiser 250 millions USD de frais de camionnage.
Dans le nord du Texas, la transformation a permis à Services de
puits d'améliorer la fiabilité des outils et de réduire les coûts
de maintenance. Le CFE de Denton a mise en place un outil de
gestion des pronostics d'état (GPE), qui utilise les données de
pompes en temps réel collectées sur le terrain. Au cours des six
mois suivant la mise en œuvre, l'outil GPE a économisé près de
6 millions USD en coûts opérationnels.
Groupe Cameron
(en millions, sauf pourcentages de marges)
Trois
mois clos le Variation
31 décembre 2016 30 sept. 2016
31 décembre 2015*
Séquentiel En
glissement annuel Chiffre d'affaires
$ 1 346
$ 1 341 $ 2 088
- -36 % Bénéfice
d’exploitation avant impôts
$ 188 $ 215 $ 354
-13 % -47 % Marge d’exploitation avant
impôts
14,0 % 16,0 % 17,0 %
-207 pdb
-298 pdb *Le quatrième trimestre 2015 est
présenté sur une base pro forma à des fins de comparaison.
Le chiffre d'affaires de 1,3 milliard USD du groupe
Cameron, dont 71 % provenaient des marchés internationaux,
était stable en séquentiel. Parmi les activités du groupe,
OneSubsea a enregistré une augmentation de 11 % en séquentiel
en réponse à une forte activité et exécution de projets dans les
zones Europe/CEI/Afrique et Amérique latine, tandis que l'activité
Systèmes de surface a généré un solide chiffre d'affaires au
Moyen-Orient. Ces augmentations ont néanmoins été contrebalancées
par le déclin du chiffre d'affaires de Systèmes de forage en
réponse à un carnet de commande décroissant et à la baisse des
réservations. Valves & Mesures a également baissé après les
solides expéditions internationales du trimestre précédent.
La marge d'exploitation avant impôts de 14 % a diminué de
207 pdb en séquentiel en réponse à la baisse du volume de
projets Systèmes de forage à forte marge.
Le groupe Cameron a remporté plusieurs contrats stratégiques,
notamment le plus long raccordement de stimulation multiphase
sous-marin en eau profonde du secteur, ainsi que des contrats
visant à réduire le coût total de propriété des équipements
offshore.
Murphy Exploration & Production Company–USA, une filiale de
Murphy Oil Corporation, a octroyé à la Subsea Integration Alliance
le premier contrat du secteur relatif à un système de stimulation
multiphase sous-marin intégré en eau profonde d'ingénierie,
d'approvisionnement, de construction, d'installation et de mise en
service (IACIM) pour le gisement Dalmatian situé dans la partie
américaine du Golfe du Mexique. Il s'agira du plus long
raccordement de stimulation multiphase sous-marin en eau profonde
du secteur et de la première attribution de projet EPCIC pour la
Subsea Integration Alliance, qui a été formée en juillet 2015
entre OneSubsea, Schlumberger, et Subsea 7. La portée du
contrat couvre la fourniture et l'installation d'un système de
stimulation multiphase sous-marin, de contrôles sous-marins et de
surface, ainsi qu'une liaison ombilicale d'alimentation et de
commande intégrée de 35 km. Les activités d'installation
offshore devraient commencer en 2018.
Statoil a octroyé à OneSubsea un contrat d'ingénierie,
d'approvisionnement et de construction visant à fournir le système
de production sous-marin destiné au gisement de gaz et de
condensats d'Utgard en mer du Nord. La portée du contrat couvre un
système de collecteur sous-marin à châssis d'ancrage, deux têtes de
puits sous-marines et des arbres verticaux mono-diamètre
sous-marins, un système de contrôle de la production, ainsi que des
outils d'intervention et de reconditionnement connexes. En
travaillant en étroite collaboration avec Statoil, OneSubsea
développera un nouveau système de têtes de puits sous-marines
adapté aux eaux relativement peu profondes du gisement d'Utgard.
OneSubsea et Statoil ont déjà travaillé ensemble pour mettre au
point un arbre vertical mono-diamètre sous-marin en tant que
solution normalisée pour les développements sous-marins de Statoil.
Les arbres verticaux, qui font partie des réalisations prévues au
contrat, seront assemblés et testés dans l'installation de
OneSubsea à Horsøy, en Norvège.
Transocean a octroyé à Schlumberger deux contrats de services de
gestion d'équipement de contrôle de pression d'une durée de
10 ans évalués à plus de 350 millions USD. Le
premier contrat inclut la gestion par Schlumberger des colonnes
montantes Cameron de Transocean dans la partie américaine du Golfe
du Mexique, ainsi que le stockage, la maintenance, l'inspection, la
réparation, la recertification, et la gestion orientée données des
colonnes montantes sur les appareils de forage. Le deuxième contrat
prévoit la fourniture d'une gamme complète de solutions
Schlumberger destinées à entretenir et réparer les systèmes de
blocs obturateurs de puits ainsi que d'autres équipements de
contrôle de la pression pour neufs appareils de forage en eau
ultra-profonde et en milieu hostile. Ces contrats contribueront à
réduire le coût total de propriété des équipements offshore et à
accroître la disponibilité des équipements de contrôle de la
pression via des solutions techniques, opérationnelles et
commerciales intégrées.
En Arabie saoudite, le segment Valves & Mesures a été
sélectionné par plusieurs sociétés d'ingénierie,
d'approvisionnement et de construction dirigées par Saudi KAD pour
fournir et installer des clapets à bille GROVE* et des actionneurs
LEDEEN* d'une valeur de plus de 40 millions USD destinés
à soutenir des projets de pipeline clés relatifs aux programmes
Master Gas Phase II et Fadhili Gas. Les installations de
Schlumberger dans le Royaume ainsi que son soutien des activités de
mise en service et d'exécution ont fait de Cameron le partenaire
idéal pour ce projet.
Tableaux financiers
État consolidé condensé des résultats
(en millions, sauf montants par action) Quatrième trimestre
Douze mois Périodes closes le 31 décembre
2016
2015
2016 2015 Chiffre d'affaires
$ 7 107 $ 7 744
$ 27 810
$ 35 475 Intérêts et autres revenus
47 81
200
236 Dépenses Coût des produits d’exploitation
6 193
6 292
24 110 28 321 Recherche &
ingénierie
261 276
1 012 1 094 Frais
généraux & administratifs
99 132
403 494
Dépréciations et autres (1)
599 2 136
3 172
2 575 Fusion & intégration(1)
76 -
648 -
Intérêts
139 91
570 346 Bénéfice (perte)
avant impôts
$ (213 ) (1 102 $ )
$ (1 905 ) $ 2 881 Impôts sur les
bénéfices (perte) (1)
(19 )
(113 )
(278 ) 746
Résultat net (perte)
$ (194 ) (989 $ )
$ (1 627 ) $ 2 135 Bénéfice net
attribuable aux participations minoritaires
10
27
60
63 Bénéfice net (perte) attribuable à Schlumberger(1)
$ (204 )
(1 016 $ )
$ (1 687 )
$ 2 072 Bénéfice dilué (perte) par action de
Schlumberger (1)
$ (0,15 )
(0,81 $ )
$ (1,24 )
$ 1,63 Moyenne des actions en circulation
1 391
1 259
1 357 1 267 Moyenne des actions en
circulation compte tenu de la dilution
1 391 1 259
1 357 1 275
Dépréciation et amortissement inclus dans les dépenses (2)
$ 1 016 $ 963
$ 4 094 $ 4 078
(1)
Voir la section intitulée « Charges &
Crédits » pour plus de détails.
(2)
Inclut la dépréciation des immobilisations corporelles et
l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données
sismiques multiclients et les investissements SPM.
Bilan
consolidé condensé (en millions)
31 décembre 31 décembre Actifs
2016
2015 Actifs à court terme Encaisse et investissements à
court terme
$ 9 257 $ 13 034 Comptes
clients
9 387 8 780 Autres actifs à court terme
5 283 5 098
23 927 26 912 Investissements à taux fixe, détenus
jusqu’à maturité
238 418 Immobilisations corporelles
12 821 13 415 Données sismiques multiclients
1 073 1 026 Écarts d’acquisition
24 990 15 605 Immobilisations incorporelles
9 855 4 569 Autres actifs
5 052 6 060
$
77 956 $ 68 005 Passif et fonds
propres Passif à court terme Comptes
fournisseurs et charges constatées d’avance
$
10 016 $ 7 727 Passif estimé pour les impôts sur
le bénéfice
1 188 1 203
Emprunts à court terme et partie à court
terme de la dette à long terme
3 153 4 557 Dividendes à distribuer
702 634
15 059 14 121 Dette à
long terme
16 463 14 442 Impôts différés
1 880 1 075 Avantages postérieurs aux départs en
retraite
1 495 1 434 Autres passifs
1 530 1 028
36 427
32 100 Fonds propres
41 529
35 905
$ 77 956
$ 68 005
Liquidité
(en millions) Composants de la liquidité
31 décembre2016
30 septembre2016
31 décembre2015
Encaisse et investissements à court terme
9 257
10 756 13 034 Investissements à taux fixe, détenus
jusqu’à maturité
238 354 418 Emprunts à court terme et
partie à court terme de la dette à long terme
(3 153)
(3 739) (4 557) Dette à long terme
(16 463)
(17 538) (14 442) Dette nette (1)
(10 121 $) (10 167 $)
(5 547 $) Détails des variations de la
liquidité : Périodes closes le 31 décembre
Douzemois2016
Quatrièmetrimestre2016
Douzemois2015
Bénéfice net (perte) avant intérêts minoritaires
(1 627 $) (194 $) 2 135 $
Dépréciations et autres charges, net d'impôts
3 236 583
2 218
1 609 $ 389 $ 4 353 $
Dépréciation et amortissement (2)
4 094 1 016
4 078 Pensions et autres avantages complémentaires postérieurs
aux départs en retraite à payer
187 48 438 Dépenses de
rémunération sous forme d’actions
267 57 326 Financement de
pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ
en retraite
(174) (47) (346) Changement des fonds de
roulement
416 639 (478) Autres
(138) (89) 434
Flux
de trésorerie lié à l’exploitation (3)
6 261 $
2 013 $ 8 805 $ Dépenses
d’investissement
(2 055) (654) (2 410)
Investissements SPM
(1 031) (162) (953) Données
sismiques multiclients capitalisées
(630) (133) (486)
Flux de trésorerie disponible (4) 2 545
1 064 4 956 Programme de rachat d’actions
(778) (116) (2 182) Dividendes distribués
(2 647) (696) (2 419) Produit des régimes
d’actionnariat des employés
415 71 448
(465)
323 803 Acquisitions d’entreprises et
investissements, déduction faite de la trésorerie acquise et des
dettes prises en charge
(4 022) (156) (478) Activités
abandonnées - règlement avec le ministère de la Justice américain
- - (233) Autres
(87) (121) (252) (Augmentation)
Baisse de la dette nette
(4 574) 46 (160) Dette nette,
début de période
(5 547) 10 167) (5 387)
Dette nette, exercice clos
(10 121) (10 121)
(5 547) (1) La « dette nette »
représente la dette brute moins l'encaisse, les investissements à
court terme et les investissements 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. La dette nette est une mesure
financière non-PCGR qui doit être prise en compte en plus de la
dette totale, et non pas en remplacement ou supérieure à celle-ci.
(2) Inclut la dépréciation des immobilisations corporelles et
l’amortissement des actifs incorporels, les coûts des données
sismiques multiclients et les investissements SPM. (3) Inclut des
indemnités de licenciement
d'environ 850 millions USD et
810 millions USD au cours des douze mois clos
le 31 décembre 2016 et 2015, respectivement, et
de 150 millions USD au cours du quatrième
trimestre 2016. Inclut également environ
100 millions USD de paiements ponctuels liés aux
transactions associées à l'acquisition de Cameron durant les douze
mois clos le 31 décembre 2016. (4) Le « flux de
trésorerie disponible » représente le flux de trésorerie lié à
l'exploitation moins les dépenses en capital, les investissements
SPM et les coûts capitalisés des données sismiques multiclients. La
direction estime que le flux de trésorerie disponible est une
mesure importante des liquidités pour la société et qu'il est utile
aux investisseurs et à la direction comme méthode permettant de
mesurer la capacité de notre entreprise à générer des espèces. Une
fois les obligations et les besoins commerciaux satisfaits, ces
liquidités peuvent être utilisées pour réinvestir dans la société
pour un développement futur ou pour donner en retour à nos
actionnaires par le biais de rachats d'actions ou de paiements de
dividendes. Le flux de trésorerie disponible ne représente pas le
flux de trésorerie résiduel disponible pour les dépenses
discrétionnaires. Le flux de trésorerie disponible est une mesure
financière non-PCGR qui doit être prise en compte en plus du flux
de trésorerie lié à l'exploitation, et non pas en remplacement ou
supérieures à celui-ci.
Charges et Crédits
Outre les résultats financiers déterminés conformément aux
principes comptables généralement reconnus (PCGR) aux États-Unis,
ce communiqué de presse sur les résultats de l'exercice complet et
du quatrième trimestre 2016 comprend également des mesures
financières non-PCGR (telles que définies par le Règlement G de la
SEC). Le résultat net, hors charges et crédits, ainsi que les
mesures dérivées de celui-ci (y compris BPA dilué, hors charges et
crédits ; résultat net avant participations minoritaires,
hors charges et crédits ; et taux d'imposition effectif,
hors charges et crédits) sont des mesures financières non-PCGR. La
direction estime que l'exclusion des charges et crédits de ces
mesures financières permet d'évaluer plus efficacement la période
d'opérations de Schlumberger au cours de l'exercice et d'identifier
les tendances d'exploitation qui pourraient être masquées par les
articles exclus. Ces mesures sont également utilisées par la
direction comme des mesures de performance pour déterminer certains
régimes d'intéressement. Les mesures financières non PCGR doivent
être envisagées en plus des autres informations financières
présentées en conformité avec PCGR, et non pas en remplacement de
celles-ci. Ce qui suit est un rapprochement de ces mesures non-PCGR
aux mesures PCGR comparables :
(en millions, sauf montants par action)
Quatrième
trimestre 2016 Avant impôts Impôts
Intérêtsminoritaires
Net
BPAdilué
Perte nette Schlumberger (base PCGR) $ (213 ) $ (19 )
$ 10 $ (204 ) $ (0,15 ) Réduction des effectifs 234 6
- 228 Coûts liés aux fermetures d'installations 165 40 - 125 Coûts
liés à l'abandon de certaines activités 98 23 - 75 Fusion &
intégration 76 14 - 62 Perte de dévaluation monétaire en Égypte 63
- - 63 Coûts liés aux résiliations de contrats 39
9 - 30
Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits $ 462
$ 73 $ 10 $ 379 $ 0,27
Troisième trimestre 2016 Avant impôts
Impôts
Intérêtsminoritaires
Net
BPAdilué
Chiffre d'affaires net Schlumberger (base PCGR) $ 200 $ 10 $ 14 $
176 $ 0,13 Amortissement de l'inventaire comptable en
ajustement de juste valeur 149 45 - 104 Frais professionnels et
avantages sociaux liés à la fusion 46 10 - 36 Autre frais liés à
l'intégration et à la fusion 42 5
- 37 Bénéfice net
Schlumberger, hors charges et crédits $ 437 $ 70
$ 14 $ 353 $ 0,25
Quatrième trimestre 2015 Avant impôts Impôts
Intérêtsminoritaires
Net
BPAdilué
Perte nette Schlumberger (base PCGR) $ (1 102 ) $ (113 ) $ 27
$ (1 016 ) $ (0,81 ) Dépréciations des immobilisations
corporelles 776 141 - 635 Réduction des effectifs 530 51 - 479
Dépréciations des stocks 269 27 - 242 Dépréciation du projet SPM en
Colombie 182 36 - 146 Fermetures d'installations 177 37 - 140
Événements géopolitiques 77 - - 77 Coûts liés aux résiliations de
contrats 41 2 - 39 Autres 84 7
- 77 Bénéfice net Schlumberger,
hors charges et crédits $ 1 034 $ 188
$ 27 $ 819 $ 0,65
(en millions, sauf montants par action)
Douze
mois 2016 Avant impôts Impôts
Intérêtsminoritaires
Net
BPAdilué
Perte nette Schlumberger (base PCGR) $ (1 905 ) $ (278
) $ 60 $ (1 687 ) $ (1,24 ) Dépréciations
des immobilisations corporelles 1 058 177 - 881 Réduction des
effectifs 880 69 - 811 Dépréciations des stocks 616 49 - 567
Amortissement de l'inventaire comptable en ajustement de juste
valeur 299 90 - 209 Autre frais liés à l'intégration et à la fusion
211 37 - 174 Dépréciation des données sismiques multiclients 198 62
- 136 Coûts liés aux fermetures d'installations 165 40 - 125 Frais
professionnels et avantages sociaux liés à la fusion 138 27 111
Coûts liés à l'abandon de certaines activités 98 23 - 75 Perte de
dévaluation monétaire en Égypte 63 - - 63 Autres charges de
restructuration 55 - - 55 Coûts liés aux résiliations de contrats
39 9 -
30 Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits
$ 1 915 $ 305 $ 60 $
1 550 $ 1,14
Douze
mois 2015 Avant impôts Impôts
Intérêtminoritaire
Net
BPAdilué
Chiffre d'affaires net Schlumberger (base PCGR) $ 2 881 $ 746
$ 63 $ 2 072 $ 1,63 Réduction des effectifs 920 107 -
813 Dépréciations des immobilisations corporelles 776 141 - 635
Dépréciations des stocks 269 27 - 242 Dépréciation du projet SPM en
Colombie 182 36 - 146 Fermetures d'installations 177 37 - 140
Événements géopolitiques 77 - - 77 Perte de dévaluation monétaire
au Venezuela 49 - - 49 Coûts liés aux résiliations de contrats 41 2
- 39 Autres 84 7 -
77 Bénéfice net Schlumberger, hors charges et
crédits $ 5 456 $ 1 103 $ 63
$ 4 290 $ 3,37
Groupes Produits
(en millions)
Trois mois clos le
31 décembre 2016
30 septembre 2016 31 décembre 2015
Chiffre d'affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d'affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d'affaires
Bénéficeavantimpôts
Caractérisation des réservoirs
$ 1 699 $
316 $ 1 689 $ 322 $ 2 193 $ 521 Forage
2 013 234 2 021 218 2 953 494
Production
2 179 132 2 083 98 2 632
302 Cameron
1 346 188 1 341 215 - -
Éliminations & autres
(130 ) (60
) (115 ) (38 ) (34 ) (29 ) Bénéfice
d’exploitation avant impôts
810 815 1 288 Dépenses
d’entreprise et autres
(245 ) (267 ) (179 ) Intérêts
créditeurs(1)
23 24 8 Intérêts débiteurs(1)
(126
) (135 ) (83 ) Charges & crédits
(675 ) (237 ) (2 136
)
$ 7 107 $ (213 ) $
7 019 $ 200 $ 7 744 $ (1 102 )
(en millions)
Douze mois clos au
31 décembre 2016
31 décembre 2015 Chiffre d'affaires
Bénéficeavantimpôts
Chiffre d'affaires
Bénéficeavantimpôts
Caractérisation des réservoirs
$ 6 743 $
1 228 $ 9 738 $ 2 465 Forage
8 561 994 13 563 2 538 Production
8 709 528 12 311 1 570 Cameron
4 211 653 - - Éliminations et autres
(414
) (130 ) (137 ) (63 ) Bénéfice
d’exploitation avant impôts
3 273 6 510 Dépenses
d’entreprise et autres
(925 ) (768 ) Intérêts
créditeurs(1)
84 30 Intérêts débiteurs(1)
(517
)
(316
)
Charges et crédits
(3 820 )
(2 575 )
$ 27 810 $
(1 905 ) $ 35 475 $ 2 881
(1) À l’exclusion des intérêts inclus dans
les résultats des groupes Produits.
Informations supplémentaires
1)
Quelles sont les projections en termes
de dépenses en capital pour l’exercice
complet 2017 ?
Les dépenses en capital (hors
investissements SPM et multiclients) devraient atteindre
2,2 milliards USD pour 2017. Les dépenses en capital pour
l'exercice complet 2016 s'élevaient à
2,1 milliards USD.
2)
Quel a été le flux de trésorerie
disponible en pourcentage du bénéfice net avant intérêts
minoritaires et charges et crédits, pour le quatrième trimestre
2016 ?
Le flux de trésorerie disponible, qui s'est élevé
à 1,1 milliard USD, incluant environ
150 millions USD de paiements de licenciement, en pourcentage
du bénéfice issu des activités poursuivies avant intérêts
minoritaires et hors charges et crédits, était de 274 % pour
le quatrième trimestre 2016.
3)
Quel a été le flux de trésorerie
disponible en pourcentage du bénéfice net issu des activités
poursuivies avant intérêts minoritaires et hors charges et crédits,
pour l'exercice complet 2016 ?
Le flux de trésorerie disponible, qui s'est élevé
à 2,5 milliards USD, incluant
environ 850 millions USD de paiements relatifs aux
réductions des effectifs et 100 millions USD de paiements
liés aux transactions effectuées dans le cadre de l'acquisition de
Cameron, en pourcentage du bénéfice net avant intérêts
minoritaires, hors charges et crédits, était de 158 %
pour l'exercice complet 2016.
4)
Qu’est-ce qui a été inclus dans la
section « Intérêts et autres revenus » pour le quatrième
trimestre 2016 ?
Les « Intérêts et autres revenus » pour le quatrième
trimestre 2016 étaient de 47 millions USD. Ce
montant est composé de gains des investissements appliquant la
méthode de mise en équivalence de 18 millions USD et
d'intérêts créditeurs de 29 millions USD.
5)
Comment les intérêts créditeurs et les
intérêts débiteurs ont-ils évolué au cours du quatrième trimestre
2016 ?
Les intérêts créditeurs de 29 millions USD ont
baissé de 1 million USD en séquentiel. Les intérêts
débiteurs de 139 millions USD ont baissé de
10 millions USD en séquentiel.
6)
Quelle est la différence entre le
bénéfice d’exploitation avant impôts et le bénéfice consolidé avant
impôts de Schlumberger ?
La différence est essentiellement constituée d'éléments
d’entreprise (charges et crédits inclus), des intérêts créditeurs
et des intérêts débiteurs non affectés aux segments, ainsi que des
dépenses de rémunération à base d’actions, des dépenses
d’amortissement associées à certains actifs incorporels (y compris
les dépenses d’amortissement associées à certains actifs
incorporels résultant de l'acquisition de Cameron), de certaines
initiatives gérées de manière centralisée et d'autres éléments non
opérationnels.
7)
Quel était le taux d’imposition
effectif (TIE) pour le quatrième trimestre 2016 ?
Le TIE du quatrième trimestre 2016 calculé conformément aux PCGR
était de 8,8 % comparé à 5,1 % pour le troisième
trimestre 2016. Le TIE hors charges et crédits s'est élevé à
15,8 % au quatrième trimestre 2016, contre 16,0 % au
troisième trimestre 2016.
8)
Combien d’actions ordinaires étaient en
circulation au 31 décembre 2016, et comment cela
a-t-il évolué par rapport à la fin du trimestre
précédent ?
Au 31 décembre 2016, 1,391 milliard d’actions
ordinaires étaient en circulation. Le tableau suivant représente
l'évolution du nombre d’actions en circulation du
30 septembre 2016 au 31 décembre 2016.
(en millions) Actions en circulation
au 30 septembre 2016 1 391 Actions
vendues aux titulaires d’options, moins les actions échangées 1
Acquisition des actions à négociation restreintes - Actions émises
en vertu du régime d’achat d’actions pour les employés - Programme
de rachat d’actions (1 ) Actions en circulation au
31 décembre 2016 1 391
9)
Quel était le nombre pondéré moyen
d’actions en circulation au quatrième trimestre 2016 et au
troisième trimestre 2016, et comment cela se rapproche-t-il du
nombre moyen d’actions en circulation, compte tenu de la dilution
utilisée dans le calcul des bénéfices dilués par action, hors
charges et crédits ?
Le nombre pondéré moyen d’actions en circulation au cours du
quatrième trimestre 2016 et du troisième trimestre 2016
était de 1,391 milliard et 1,392 milliard
respectivement. Ce qui suit est un rapprochement du nombre pondéré
moyen d’actions en circulation, compte tenu de la dilution utilisée
dans le calcul des bénéfices dilués par action hors charges et
crédits. (en millions)
Quatrième trimestre2016
Troisième trimestre2016
Moyenne pondérée des actions en circulation
1 391
1 392 Exercice présumé des options sur actions
5
4 Actions de négociation restreinte non acquises
5
5 Moyenne des actions en circulation, compte tenu de la
dilution
1 401
1 401
10)
Quel était le montant des ventes
multiclients WesternGeco au quatrième
trimestre 2016 ?
Les ventes multiclients, frais de transfert compris, s'élevaient à
143 millions USD au quatrième trimestre 2016 et à
144 millions USD au troisième trimestre 2016.
11)
Quel était le carnet de commandes de
WesternGeco à la fin du quatrième
trimestre 2016 ?
Le carnet de commandes de WesternGeco, qui est basé sur des
contrats signés avec les clients, s’élevait
à 749 millions USD à la fin du quatrième
trimestre 2016. Il s'élevait à 845 millions USD
à la fin du troisième trimestre 2016.
12)
Quels étaient les commandes et le
carnet de commandes des segments OneSubsea et Systèmes de forage du
groupe Cameron ?
Les commandes et le carnet de commandes des segments OneSubsea et
Systèmes de forage étaient les suivants : (en millions)
Commandes
Quatrième trimestre2016
Troisième trimestre2016
OneSubsea
$ 523 $ 434 Systèmes de forage
$ 132
$ 179
Carnet de commandes (en fin de période)
OneSubsea
$ 2 526 $ 2 527 Systèmes de
forage
$ 607
$ 865
13)
À quoi correspondent les différentes
charges enregistrées par Schlumberger au cours du quatrième
trimestre 2016 ?
Nous procédons à des ajustements
supplémentaires de notre structure globale de soutien et de
l'empreinte de nos installations afin d'aligner nos ressources sur
la forme de la reprise. Nous avons ainsi enregistré des charges de
restructuration de 536 millions USD. Nous avons également
déclaré 139 millions USD de charges avant impôts relatives à
l'acquisition de Cameron et à une perte de dévaluation monétaire en
Égypte. Ces 675 millions USD de charges avant impôts se
composent de ce qui suit :
-- 234 millions USD de coûts de réduction des effectifs
-- 165 millions USD de coûts liés aux fermetures
d'installations -- 98 millions USD de coûts liés à
l'abandon de certaines activités -- 76 millions USD de
coûts d'intégration et de fusion liés à l'acquisition de Cameron --
63 millions USD de perte de dévaluation monétaire en
Égypte -- 39 millions USD de coûts liés aux résiliations
de contrats
À propos de Schlumberger
Schlumberger est le premier fournisseur mondial de technologie
pour le traitement, la production, le forage et la caractérisation
de réservoirs pour l’industrie pétrolière et gazière. Présente dans
plus de 85 pays et comptant près de 100 000 employés de plus de 140
nationalités, Schlumberger offre le plus large éventail de produits
et de services allant de l’exploration à la production, ainsi que
des solutions intégrées allant du forage au pipeline qui optimisent
la récupération des hydrocarbures pour assurer le rendement des
gisements.
Schlumberger Limited, dont les bureaux principaux sont basés à
Paris, Houston, Londres et La Haye, a déclaré un chiffre d’affaires
de 27,81 milliards USD en 2016. Pour plus
d’informations, veuillez consulter le site www.slb.com.
*Marque de Schlumberger ou des sociétés Schlumberger
Notes
Schlumberger tiendra une conférence téléphonique pour discuter
du communiqué de presse sur les résultats et des perspectives
commerciales le vendredi 20 janvier 2017. La
conférence téléphonique débutera à 7 h 30 (heure centrale
des États-Unis), 8 h 30 (heure de l’Est),
14 h 30 (heure de Paris). Pour accéder à la conférence
téléphonique, qui est ouverte au public, veuillez contacter
l'opérateur au +1 (800) 288-8967 en Amérique du Nord ou au +1 (612)
333-4911 en dehors de l'Amérique du Nord,
environ 10 minutes avant le début programmé de la
conférence. Demandez le « Schlumberger Earnings Conference
Call ». À la fin de la conférence téléphonique, une
retransmission audio différée sera disponible jusqu’au
20 février 2017 en composant le +1 (800) 475-6701 en
Amérique du Nord ou le +1 (320) 365-3844 en dehors de l'Amérique du
Nord, et en indiquant le code d’accès 405410.
La conférence téléphonique sera diffusée simultanément sur le
Web à l’adresse www.slb.com/irwebcast en mode audio uniquement.
Veuillez vous connecter 15 minutes avant l’heure prévue
pour tester votre navigateur et vous inscrire à la conférence
téléphonique. Une rediffusion de la transmission Web sera également
disponible sur le même site Web
jusqu'au 31 mars 2017.
Le présent communiqué sur les résultats de l'exercice complet et
du quatrième trimestre 2016, ainsi que d’autres déclarations
que nous formulons, contiennent des « déclarations
prévisionnelles » au sens des lois fédérales sur les valeurs
mobilières, qui contiennent des déclarations qui ne constituent pas
des faits historiques, telles que nos prévisions ou nos attentes
concernant les perspectives commerciales ; la croissance
de Schlumberger dans son ensemble et de chacun de ses segments (et
des produits ou des zones géographiques spécifiées dans chaque
segment) ; la croissance de la demande et de la
production de pétrole et de gaz naturel ; les prix du gaz
naturel et du pétrole ; les améliorations des procédures
d’exploitation et de la technologie, y compris notre programme de
transformation ; les dépenses d’investissement par
Schlumberger et l’industrie du pétrole et du gaz ; les
stratégies commerciales des clients de Schlumberger ; les
bénéfices anticipés de la transaction Cameron ; le succès
des coentreprises et des alliances de Schlumberger ; la
conjoncture économique mondiale future ; et les résultats
d’exploitation futurs. Ces déclarations sont sujettes à des risques
et à des incertitudes y compris, sans toutefois s’y
limiter : la conjoncture économique
mondiale ; les changements dans les dépenses
d’exploration et de production par les clients de Schlumberger et
les changements dans le niveau d’exploration et de développement du
pétrole et du gaz naturel ; la conjoncture économique,
politique et commerciale générale dans des régions clés du
monde ; le risque lié aux devises
étrangères ; la pression tarifaire ; les
facteurs climatiques et saisonniers ; les changements,
retards ou annulations opérationnels ;les déclins de
production ; les changements de réglementations
gouvernementales et d'exigences réglementaires, y compris celles
liées à l’exploration offshore de pétrole et de gaz, aux sources
radioactives, aux explosifs, aux produits chimiques, aux services
de fracturation hydraulique et aux initiatives liées au
climat ; l’incapacité de la technologie à relever les
nouveaux défis dans l'exploration ; l’incapacité à
intégrer Cameron avec succès et à réaliser les synergies
attendues ; l'incapacité à retenir les employés
clés ; ainsi que d'autres risques et incertitudes
détaillés dans le présent communiqué sur les résultats de
l'exercice complet et du quatrième trimestre 2016 et dans les
informations supplémentaires, ainsi que dans nos
formulaires 10-K, 10-Q et 8-K les plus récents, déposés auprès
de la Commission des valeurs mobilières des États-Unis ou fournis à
cette dernière. En cas de concrétisation d’un ou plusieurs de ces
risques ou incertitudes (ou si les conséquences d’un tel
développement évoluaient), ou d’inexactitude de nos hypothèses
sous-jacentes, il est possible que les résultats réels diffèrent
sensiblement des résultats énoncés dans nos déclarations
prévisionnelles. Schlumberger rejette toute intention ou obligation
de publication de mise à jour ou de révision de toute déclaration
prévisionnelle, que ce soit du fait de nouvelles informations,
d’événements futurs ou pour toute autre raison.
Ce texte est la traduction française du communiqué de presse
original officiel en langue anglaise, lequel seul fait foi.
Consultez la
version source sur businesswire.com : http://www.businesswire.com/news/home/20170301005918/fr/
Schlumberger LimitedSimon Farrant – Schlumberger Limited,
vice-président des relations avec les investisseursJoy V. Domingo –
Schlumberger Limited, directeur des relations avec les
investisseursBureau +1 (713) 375-3535investor-relations@slb.com
Schlumberger (NYSE:SLB)
Historical Stock Chart
From Apr 2024 to May 2024
Schlumberger (NYSE:SLB)
Historical Stock Chart
From May 2023 to May 2024