- En séquentiel, le chiffre d’affaires a
augmenté de 7,2 milliards USD, soit une hausse de
10 %
- L'acquisition de Cameron a contribué à
un revenu de 1,5 milliards USD
- BPA :
- Perte selon les PCGR par action de 1,56
USD
- Hors charges et crédits, le BPA a été
de 0,23 USD
- Les provisions pour dépréciation sur
les actifs, les réductions d’effectifs et les charges liées à la
fusion et à l’intégration ont totalisé 1,79 USD par
action
- Flux de trésorerie :
- Capacité d'autofinancement de
1,6 milliards USD
- Flux de trésorerie disponible de
0,9 milliards USD
- Le dividende trimestriel en espèces de
0,50 USD par action a été approuvé
(21 JUILLET, 2016)--Schlumberger Limited (NYSE : SLB)
a annoncé aujourd'hui ses résultats pour le deuxième
trimestre 2016.
(en millions, sauf montants par action)
Trois
mois clos le Variation
30 juin 2016 31 mars 2016
30 juin 2015
Séquentiel
En glissement annuel Revenus
7 164 USD
6 520 USD 9 010 USD
10 % **
- 20 % Bénéfice d’exploitation avant impôts
747
USD 901 USD 1 708 USD
- 17 % - 56
% Marge d’exploitation avant impôts
10,4 %
13,8 % 19,0 %
- 340 pdb
- 854 pdb
Bénéfice net (perte) (base PCGR)
(2 160) USD 501 USD 1 124 USD
- 531 % -
292 % Bénéfice net, hors charges et crédits*
316 USD 501
USD 1 124 USD
- 37 % - 72 % BPA non
dilué (perte par action) (Base PCGR)
(1,56) USD 0,40 USD
0,88 USD
- 490 % - 278 % BPA dilué, hors charges
et crédits*
0,23 USD 0,40 USD 0,88 USD
- 43 %
- 74 % *Ces mesures financières ne sont pas
définies par les PCGR. Voir la section intitulée « Charges et
Crédits » pour plus de détails. **Le total des recettes, hors
effets de l'acquisition de Cameron, qui a été clôturée le 1er avril
2016, a baissé de 14 % en séquentiel et de 38 % en
glissement annuel.
Le PDG de Schlumberger, Paal Kibsgaard a commenté en ces
termes : « Au cours du deuxième trimestre, les conditions du
marché se sont dégradées davantage dans la plupart de nos
opérations mondiales, mais malgré les obstacles, il semblerait que
nous ayons atteint le creux de la vague. Alors que nous continuons
à naviguer entre les écueils d’une conjoncture économique
difficile, nous avons une fois de plus obtenu un bénéfice
d'exploitation avant impôts, une marge d'exploitation et un flux de
trésorerie disponible solides. Ces performances ont été réalisées
grâce à nos solides capacités d'exécution et dans certains cas, aux
dépens des recettes, et nous avons maintenant commencé à nous
recentrer sur le recouvrement de nos concessions tarifaires et
l'écrémage de notre portefeuille de contrats.
« Nos recettes du second trimestre ont augmenté de
10 % en séquentiel, reflétant un trimestre entier d'activités
liées à l'acquisition des entreprises Cameron contribuant à des
recettes de 1,5 milliard USD. Sur une base pro forma, les
recettes ont diminué de 12 % en séquentiel avec une chute de
l'Amérique du Nord de 20 % attribuable à la débâcle du
printemps au Canada et à une baisse de 25 % du nombre
d'appareils de forage dans la partie terrestre des États-Unis,
tandis que les recettes internationales ont diminué de 9 % en
raison d'une baisse des activités, de la pression continue sur les
prix et d'une diminution de nos opérations au Venezuela. Toutefois,
notre empreinte géographique étendue et notre vaste portefeuille
technologique ont continué à offrir des avantages uniques qui ont
permis d'atténuer ces effets.
« Au sein des segments, le chiffres d’affaires du Groupe
Caractérisation des réservoirs et du Groupe Production ont
respectivement reculé au deuxième trimestre de 9 % et
11 % en séquentiel, en raison d'une baisse continue de la
demande d'exploration en produits et services d'exploration et liés
au développement, les budgets E&P ayant été davantage réduits.
Les recettes du Groupe Forage ont diminué de 18 % sous l'effet
de la baisse rapide du nombre d'appareils de forage, en particulier
en Amérique du Nord et Amérique latine. Les recettes du Groupe
Cameron ont diminué de 6 % en séquentiel sur une forme pro
forma en raison d'une réduction du carnet de commandes et d'un
ralentissement continu des activités sur le territoire des
États-Unis ayant affecté les activités à cycle court.
« Les marges d'exploitation avant impôts se sont maintenues
au-dessus de 10 % suite à une chute séquentielle de 340 points
de base en raison d'une diminution des activités, de turbulences
des prix, d'une composition défavorable des activités et de la
réduction considérable de nos opérations au Venezuela. La marge
d'exploitation décrémentielle séquentielle sur une forme pro forma
s'est limitée à 38 % résultant d'une gestion solide des coûts
et des ressources, tandis que nous poursuivions nos capacités à
long terme. La baisse des marges a été la plus importante dans le
Groupe Forage, où la marge a chuté de 649 points de base pour
atteindre 8 %. En séquentiel, la marge d'exploitation avant
impôts du Groupe Production a chuté de 459 points de base pour
atteindre 4 %, le Groupe Caractérisation de réservoirs a
diminué de 228 points de base pour atteindre 17 % et le Groupe
Cameron a affiché une marge de 16 %. Le bénéfice dilué par action
de 0,23 %, hors charges et crédits, a connu une baisse de 43 %
en séquentiel.
« Suite à la faiblesse des activités qui persistera tout au
long de 2016 ainsi que prévu, nous avons ajusté de manière
considérable notre base des coûts et des ressources, avec notamment
la mise à pied de plus de 16 000 employés au cours de la
première moitié de 2016 et une rationalisation plus importante de
notre base d'actifs, de nos infrastructures et de nos frais. Cela a
entraîné des frais de restructuration de 646 millions USD au
deuxième trimestre pour la réduction de nos effectifs ainsi qu'une
dépréciation de l'écart d'acquisition hors caisse de
1,9 milliard USD pour immobilisations corporelles, stocks
et données sismiques multiclients. Nous avons également reconnu
335 millions USD en frais de fusion et d'intégration relatifs
à l'acquisition de Cameron.
« Suite au ralentissement économique, nous avons reporté
notre attention de la gestion des marges décrémentielles au
renforcement des parts de marché où nous avons constaté une
augmentation considérable de la réussite de nos contrats. Alors que
les prix du pétrole ont presque doublé par rapport à leurs niveaux
planchers de janvier 2016, nous reportons désormais notre attention
sur le recouvrement des concessions tarifaires temporaires
réalisées et sur la renégociation des contrats présentant des
promesses limitées de viabilité financière à long terme.
« Dans le même temps, les effets des réductions constatés
au niveau des dépenses en E&P sont désormais clairement
visibles dans la chute de la production de pétrole, et alors que la
demande demeure solide, nous nous engageons rapidement vers un
fossé de plus en plus négatif entre l'offre et la demande mondiale
en pétrole. Cela nécessitera une grande capacité à inverser la
tendance, et sans une reprise des prix, l'industrie des services
devra se montrer à la hauteur.
« Alors que nous traversions ce ralentissement, nous avons
effectué une série d'actions qui nous positionnent favorablement
vers un redressement inévitable du marché. Notre bilan financier
demeure solide malgré les investissements que nous avons réalisés
dans notre entreprise et les liquidités que nous avons retournées à
nos actionnaires. Nous avons développé notre portefeuille
technologique, non seulement par l'acquisition principale de
Cameron International, mais également par une série d'acquisitions
plus petites permettant le développement de nouvelles technologies
de production et de forage qui réduiront davantage le coût par
baril. Et nous avons exploité les opportunités de transformation
permettant de créer un avantage concurrentiel significatif et
d'améliorer constamment notre performance intrinsèque.
« Quelle que soit la forme que prendra le redressement, le
tarif des services doit augmenter tout en respectant le besoin des
opérateurs de contrôler leurs coûts dans un contexte de prix du
pétrole probables à moyen et à long terme. Cela offre une occasion
de partager la valeur supplémentaire créée communément par la
collaboration et l'intégration. Par conséquent, nous continuerons à
développer la manière dont nous opérons en tant que société ainsi
que la nature du travail que nous accomplissons, en s’assurant que
nous demeurons à la pointe d'une industrie qui nécessite de plus en
plus de changements fondamentaux. »
Autres événements
Au cours du trimestre, Schlumberger a
racheté 0,4 millions de ses actions ordinaires à un prix
moyen par action de 72,77 USD, pour un prix d'achat total
de 31 millions USD.
Le 1er avril 2016, Schlumberger a finalisé sa fusion
avec Cameron International Corporation (Cameron). La transaction
combine deux portefeuilles de technologies complémentaires dans une
offre de produits et de services allant du forage au pipeline. La
fusion crée une croissance axée sur les technologies, grâce à
l’intégration de l'expertise en réservoirs et en puits de
Schlumberger, avec la technologie Cameron en équipement de tête de
puits et de surface, en contrôle des flux et en traitement. Cette
combinaison se traduira par les premiers systèmes complets de
forage et de production de l’industrie, rendus possibles par
l’expertise de Schlumberger en instrumentation, en traitement des
données, en logiciels de contrôle et en intégration des
systèmes.
Le 1er juin 2016, Schlumberger a annoncé l'acquisition de Saltel
Industries, une société de services, fabrication et ingénierie
offrant des zones extensibles et des garnitures en acier à
l'industrie du gaz et du pétrole. Ces technologies seront intégrées
au sein des produits et des services du Groupe Production.
Le 2 juin 2016, Schlumberger a annoncé l'acquisition d'Omron
Oilfield and Marine, Inc. (Omron Oilfield). Omron Oilfield conçoit,
fabrique, vend et fournit des services de pièces détachées pour les
systèmes de contrôle et d'entraînement automatisé, de centrales et
cabines des foreurs. La Société prévoit que cette acquisition
permettra d'accélérer un certain nombre de projets de production et
de construction de puits Schlumberger, notamment les conceptions de
forage terrestre futures.
Le 23 juin 2016, Schlumberger a clôturé l'acquisition des unités
de tubage spiralé et de forage de tubage spiralé de Xtreme Drilling
et Coil Services Corp. (Xtreme). Xtreme utilise des unités de
forage de tubage spiralé en Arabie Saoudite.
Le 20 juillet 2016, 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
14 octobre 2016 aux actionnaires inscrits à la date du
7 septembre 2016.
Revenus géographiques
Le chiffre d'affaires du deuxième trimestre de
7,2 milliards USD a augmenté de 10 % en séquentiel avec
le chiffre d'affaires de la Zone Internationale et celui de
l'Amérique du Nord ayant augmenté respectivement de 19 et 8 %.
Cela a inclus un trimestre entier d'activités des entreprises
Cameron acquises, ce qui a contribué à la réalisation d'un chiffre
d'affaires de 0,6 milliard USD en Amérique du Nord et de
1,0 milliard USD à l'international.
(en millions)
tel
que déclaré Trois mois clos le Variation
30 juin 2016 31 mars 2016
Séquentiel Amérique du Nord
$ 1 737 $
1 464
19 % Amérique latine
1 007
1 280
- 21 % Europe/CEI/Afrique
1 948 1 698
15 % Moyen-Orient et
Asie
2 404 2 002
20 % Éliminations
et autres
68 77
$ 7 164 $
6 520
10 % Chiffre d'affaires Amérique du
Nord
$ 1 737 $ 1 464
19 %
Chiffre d’affaires International
$ 5 359 $
4 979
8 %
Les commentaires et le tableau suivants
sont présentés sur une base pro forma en partant de la présomtion
que Cameron a été acquis le 1er janvier 2016.
(en millions)
Pro forma - y compris Cameron au 1er
trimestre 2016 Trois mois clos le Variation
30 juin 2016 31 mars 2016
Séquentiel Amérique du Nord
$ 1 737 $
2 165
- 20 % Amérique latine
1 007 1 353
- 26 %
Europe/CEI/Afrique
1 948 2 096
- 7 %
Moyen-Orient et Asie
2 404 2 456
- 2
% Éliminations et autres
68 79
$ 7 164 $ 8 148
- 12 %
Chiffre d'affaires Amérique du Nord
$ 1 737 $
2 165
- 20 % Chiffre d’affaires
International
$ 5 359 $ 5 905
- 9
%
Amérique du Nord
Le chiffre d'affaires pro forma de l'Amérique du Nord a diminué
de 20 % en séquentiel à la suite de la débâcle du printemps au
Canada et de la baisse de 25 % du nombre d'appareils de forage
dans la partie terrestre des États-Unis. Le chiffre d'affaires
foncier a chuté de 22 % en réponse à la baisse de l'activité
des Groupes Forage et Cameron, associée à la pression continue sur
la fixation des prix dans le Groupe Production. Alors que le nombre
des intervalles de fracturation et des flottes actives de pompage
sous pression a augmenté de plus de 15 % en séquentiel, un
mélange défavorable de technologies et de contrats, associé à la
pression sur la fixation des prix, a plus que compensé
l'augmentation du volume. Le chiffre d'affaires de l'activité
offshore en Amérique du Nord a diminué de 17 %, en raison
d'une chute de l'activité du Groupe Forage, bien que cela ait été
en partie compensé par une augmentation des frais de licences
sismiques multiclients WesternGeco.
Zones Internationales
Le chiffre d'affaires pro forma de Zones Internationales a
baissé de 9 % en séquentiel en raison des réductions
budgétaires des clients, de la pression continue sur les prix, des
perturbations au niveau des activités et de la réduction des
opérations au Venezuela.
Le chiffre d'affaires pro forma dans la Zone Amérique
latine a baissé de 26 % en séquentiel, en raison
principalement de la diminution des opérations au Venezuela.
L'activité dans le reste de la Zone a continué à baisser, en
particulier sur les marchés géographiques du Brésil, de l'Amérique
centrale et du Mexique, alors que le nombre des forages offshore et
terrestres ont chuté en raison des contraintes budgétaires des
clients. En outre, le travail de projet intégré a diminué au
Mexique, tandis que les campagnes se terminaient et que les
appareils de forage étaient démobilisés. Le Groupe Forage a
constaté la baisse la plus importante dans la Zone, alors que la
chute du chiffre d'affaires du Groupe Production a été en partie
compensée par des opérations solides de Schlumberger Production
Management (SPM).
Le chiffre d'affaires pro forma de la
Zone Europe/CEI/Afrique a baissé de 7 % en
séquentiel sur les marchés géographiques du Nigéria et Golfe de
Guinée, d'Afrique centrale et de l'ouest et de l'Angola où le
nombre d'appareils de forage a décliné et que les projets se sont
terminés. Le chiffre d'affaires des marchés géographiques de
Norvège et Danemark a baissé en raison d'arrêts de maintenance
saisonniers. Toutefois, le chiffre d'affaires de l'Asie centrale et
de la Russie a augmenté, l'activité s'étant redressée après le
ralentissement hivernal et le rouble russe s'étant renforcé.
Le chiffre d'affaires pro forma de la ZoneMoyen-Orient et
Asie a chuté de 2 % en séquentiel. La raison principale
est liée à une baisse de l'activité sur le marché géographique de
l'Australie et Papouasie-Nouvelle-Guinée et de la région
Asie-Pacifique, et également aux réductions budgétaires des clients
et des complétions des projets, le Groupe Forage ayant été le plus
affecté par ce déclin. Toutefois, le chiffre d'affaires du marché
géographique de la Chine a augmenté suite à une activité plus
importante du Groupe Cameron. Le chiffre d'affaires des marchés
géographiques du Moyen-Orient a été essentiellement stable,
l'augmentation de l'activité pour les Groupes Caractérisation des
réservoirs et Production ayant été compensée par les concessions de
fixation des prix.
Groupe Caractérisation des
Réservoirs
(en millions, sauf pourcentages de marges)
Trois mois clos le Variation
30 juin 2016 31 mars 2016
30 juin 2015
Séquentiel
En glissement annuel Revenus
$
1 593 $ 1 747 $ 2 510
- 9
% - 37 % Bénéfice d’exploitation avant
impôts
266 331 655
- 20 %
- 59 % Marge d’exploitation avant impôts
16,7 % 19,0 % 26,1 %
- 228 pdb
- 943 pdb Marge d'exploitation décrémentielle
43 % 42 %
Le chiffre d'affaires du Groupe Caractérisation des réservoirs
s'est élevé à 1,6 milliard USD, 80 % de ce chiffre
provenant d'opérations internationales. Le chiffre d'affaires a
reculé de 9 % en séquentiel, principalement en raison de la
réduction des opérations au Venezuela et des annulations de projets
ayant affecté l'activité Wireline à l'échelle internationale. Les
ventes de logiciel Solutions logicielles intégrées (Software
Integrated Solutions, SIS) et le chiffre d'affaires des Services de
tests ont chuté également, en particulier en Amérique latine. Ces
baisses ont été en partie compensées par les ventes de licences
sismiques multiclients plus importantes dans le Golfe du Mexique et
les frais de transfert sur le marché géographique brésilien et dans
la Zone Europe/CEI/Afrique.
Les marges d'exploitation avant impôts de 17 % ont chuté
pour atteindre 228 points de base (pdb) en séquentiel en
raison d'une diminution des activités à forte marge de Services de
tests et de Câbles métalliques, en particulier en Amérique latine.
Toutefois, ces effets ont été en partie compensés par
l'amélioration de la rentabilité de WesternGeco en raison d'un
renforcement des ventes des licences sismiques multiclients et des
frais de transfert, bien que les marges décrémentielles aient
augmenté tandis que le Groupe maintenait ses capacités à plus long
terme et son expertise pétrotechnique.
La performance du Groupe Caractérisation des réservoirs a été
stimulée par un certain nombre de gains issus des avantages des
services intégrés, des déploiements technologiques, des initiatives
de transformation et des nouvelles attributions de contrats au
cours du trimestre.
Au large de la Norvège, Gestion des services intégrés
(Integrated Services Management, ISM) a utilisé une combinaison de
technologies de complétion et de forage pour OMV Norge afin de
forer un puits d'évaluation horizontal dans la mer de Barents. La
technologie de cartographie en cours de forage de réservoirs
GeoSphere* de Forage et Mesures a permis un placement optimal des
puits dans le réservoir en utilisant des mesures profondes
électromagnétiques directionnelles. L'efficacité de forage a été
améliorée à l'aide du système orientable rotatif endurci PowerDrive
Xceed* et la technologie à diamant conique Stinger*, tandis que les
services d'analystes de forage Geoservices ont permis l'intégration
de mesures en fond de trou et en surface pour optimiser le
processus de forage, atténuer les risques et réduire le temps
d'improductivité. Le lubrifiant M-I SWACO STARGLIDE* a permis
d'améliorer la réduction des frictions alors que le système de
traitement des eaux de décantation offshore ENVIROUNIT* a permis le
respect des règlementations environnementales. En outre, le système
de perforation acheminé par tubage Testing Services OrientXact* a
permis de diminuer les dommages occasionnés par la perforation en
offrant de la stabilité pendant les chutes de pression et les
appauvrissements. Ainsi, le client a profité d'une section de
461 mètres du puits offrant un débit supérieur avec chute de
pression minimale.
Au large du Canada, Schlumberger a achevé la première phase d'un
contrat ISM pour Statoil dans les eaux profondes du bassin de
Flemish Pass. La phase comprenait neuf puits d'évaluation et
d'exploration avec un total de 24 000 mètres forés au cours
des 19 mois, et aucun incident environnemental, de sécurité ou de
santé n'a eu lieu au cours des 12 000 heures d'exploitation.
L'intégration et la coordination d'une gamme de technologies
Schlumberger ont amélioré l'efficacité du forage, garanti
l'intégrité du puits principal, optimisé le placement du puits et
joué un rôle significatif dans les deux découvertes effectuées par
Statoil au cours de la campagne. L'un des puits a établi un taux
net de record de pénétration de 190,1 m/h alors qu'un autre puits
foré dans une profondeur d'eau de 2 829 m s'est avéré le
plus profond au large du Canada et pour Statoil au niveau
international. Le client a profité d'ISM en complétant le projet à
la date prévue, malgré les enjeux liés aux conditions climatiques,
et a inclus plusieurs des 33 sections à trous parmi les meilleures
performances de forage au monde.
Aux Émirats arabes unis, les services de tests ont déployé la
télémétrie sans fil Muzic* pour Al Hosn Gas au cours des opérations
d'essais d'évaluation dans un champ non développé. Cinq tests de
puits de fond ont été effectués en vue d'évaluer les puits de gaz
présentant un contenu en H2S élevé. La conception souple de la
technologie du système d'essais de réservoirs de fond de puits
Quartet* a éliminé le besoin de procéder à plusieurs passages de
forage, tandis que la transmission sans fil et le contrôle de la
pression de fond de trou ont facilité l'analyse transitoire en
temps réel en vue d'optimiser la prise de décisions et d'offrir des
informations cruciales pour déterminer les propriétés des
réservoirs. En outre, les informations des jauges à quartz
Signature* ont permis d'évaluer la performance des puits pendant
les opérations de stimulation et de soutenir les décisions en
termes d'échantillonnage de surface et de fond de puits.
Dans le Golfe du Mexique, Wireline a présenté le système de
perforation de diagraphie électrique à forte traction MaxPull30*
permettant de compléter cinq descentes d'outils d'enregistrement
sous la tension continue maximale de 20 900 lb dans un puits
en eaux profondes. Au cours d'une de ces descentes, la technologie
MaxPull30 a résisté à une tension de 29 300 lb pour libérer
les outils du mur du puits de forage, ce qui a permis d'éviter une
pêche de quatre jours qui aurait coûté au client 3,1 millions
USD en temps de forage. La tension continue maximale et la tension
instantanée unique permettant de libérer les outils représentent
les tensions les plus élevées enregistrées. Dans le même puits, le
service de carottage latéral rotatif à grand volume XL-Rock* a
permis de retirer avec succès 91 des 109 essais de carottes.
En Chine, la technologie de diagraphie de production de puits
Flow Scanner* de Câbles a été utilisée pour la société de
services techniques de JHOSC Sinopec dans le projet de gaz de
schiste Fuling pour évaluer les opérations à plusieurs intervalles
de fracturation hydraulique dans un environnement de puits
principal difficile. Les enjeux du transport ont été surmontés en
utilisant la technologie de service de diagraphie de production en
temps réel ACTive PS* CT de Service de Puits qui associe la
télémétrie à fibres optiques en temps réel à des outils de pointe
de diagraphie de production par câbles afin de fournir une
efficacité opérationnelle, une production améliorée et une
réduction de l'impact environnemental. Le client a bénéficié de
données précises permettant d'identifier des taux faibles de
production de gaz dans une campagne portant sur 30 puits.
Le programme de transformation Schlumberger a permis à
WesternGeco d'améliorer sa fiabilité opérationnelle marine mondiale
par le biais d'améliorations de l'intégrité de ses opérations.
Depuis 2013, le calendrier non productif a diminué de 62 % via
l'optimisation de l'exécution, de la planification et de la
conception des travaux. Une amélioration de 68 % a joué un
rôle crucial dans la fiabilité des sources marines pendant la même
période en mettant en place une maintenance axée sur la fiabilité
(reliability centered maintenance, RCM) et une observation
procédurale des instructions de travail standards (standard work
instructions, SWI). Par le biais du développement des SWI et du
déploiement du système de gestion des compétences, WesternGeco
cible une utilisation améliorée de sa flotte de navires.
En Amérique du Nord, EP Energy Corp a octroyé à SIS le premier
simulateur de réservoirs de haute résolution INTERSECT* dans le
contrat sur le nuage. Le contrat fait partie du flux de travail
Modèle à Conception d'EP Energy permettant de numériser le
processus d'achèvement pour optimiser les opérations. En outre, EP
Energy a investi dans quatre licences supplémentaires pour la
conception de stimulation Mangrove* dans la plateforme logicielle
E&P Petrel*.
Au Royaume-Uni, Total E&P UK a octroyé à WesternGeco un
contrat pour un levé 4D dans le champ Elgin-Franklin de la Mer du
nord à l'aide de la technologie sismique isométrique marine
IsoMetrix*. Ce projet complexe, qui s'étend sur 250 km2, est le
premier levé de surveillance 4D commercial IsoMetrix au monde, et
il nécessite des opérations simultanées faisant intervenir des
obstructions par en dessous d'un second navire afin de garantir une
imagerie supérieure dans le champ hautement congestionné. Le levé
surveillera les changements du réservoir survenus depuis le levé
précédent WesternGeco de 2012.
Groupe Forage
(en millions, sauf pourcentages de marges)
Trois
mois clos le Variation 30 juin 2016
31 mars 2016 30 juin 2015
Séquentiel
En glissement annuel Revenus
$ 2 034 $
2 493 $ 3 469
- 18 % - 41
% Bénéfice d’exploitation avant impôts
171 371 672
- 54 % - 75 % Marge
d’exploitation avant impôts
8,4 % 14,9 % 19,4 %
- 649 pdb - 1 09- pdb Marge
d'exploitation décrémentielle
44 % 35 %
Le chiffre d'affaires du Groupe Forage de 2,0 milliards
USD, desquels 81 % provenaient des marchés internationaux, a baissé
de 18 % en séquentiel. La raison principale est liée à la baisse
marquée de l'activité de forage associée au dégel printanier au
Canada, à une diminution du nombre d'appareils de forage terrestre
aux États-Unis et en Amérique latine, et à une réduction des
opérations au Venezuela. En outre, la pression continue et
persistante sur les prix a affecté de manière négative le Groupe
Forage et Mesures ainsi que les résultats M-I SWACO dans toutes les
Zones.
La marge d'exploitation avant impôts de 8 % a chuté de
649 bps en séquentiel pour atteindre des décrémentiels plus
élevés alors que le chiffre d'affaires a baissé en raison de la
faiblesse des prix. Cet effet a été exacerbé par une
diminution du nombre des appareils de forage en Amérique du Nord et
la diminution des opérations hautement relutives au Venezuela.
Une combinaison d'attributions de contrats, de gains issus du
programme de transformation, d'avantages des services intégrés et
de nouveaux déploiements technologiques a contribué à la
performance du Groupe Forage au deuxième trimestre.
En Norvège, Centrica E&P Norway a octroyé à Schlumberger un
accord-cadre de services de forage intégrés portant sur quatre ans
pour toutes les activités de forage exploitées par Centrica sur le
plateau continental norvégien. Intégrant tous les services dans un
accord unique, le cadre se base sur l'intention de l'opérateur et
du fournisseur de services de collaborer plus étroitement. Le
modèle du contrat, basé essentiellement sur les performances,
inclut de solides mesures incitatives pour optimiser l'efficacité
du forage et représente une solution avantageuse pour Centrica, ses
partenaires et Schlumberger.
Au large du Brésil, Schlumberger a déployé pour Petrobras la
technologie à diamant conique Stinger* sur un trépan Smith adapté,
afin de forer l'intervalle d'un puits pré-salifère de 12 ¼ pouces
dans le champ Lula. La technologie Stinger a permis de réaliser un
taux de pénétration de 4,37 m/h, supérieur à la meilleure
moyenne sur un puits de refoulement de 22 %, économisant 22
heures, et de forer la section de 441 m en un seul passage,
soit 42 % plus rapidement que la moyenne, économisant ainsi
41 heures supplémentaires. Cette performance a permis à
Petrobras de réaliser une nouvelle référence en termes de
performance au niveau du coût par mètre pour les sections de puits
de 12 ¼ pouces du champ Lula.
Sur le territoire des États-Unis, le Groupe Divers et Outils de
Forage a utilisé la technologie de découpeuses PDC rotatives
(trépan compact en diamant cristallin) ONYX 360* pour établir un
nouveau record pour Unit Petroleum dans la formation non classique
Granite Wash. La technologie ONYX 360 a augmenté la
durabilité des trépans et la surface forée, alors que toute l’arête
en diamant a été utilisée pour forer les formations en lui
imprimant une rotation de 360°. Cela a permis au client de
forer le puits latéral le plus long et le plus rapide de la
formation en dépassant le record précédent de 62 % de longueur
latérale et de 27 % de taux de pénétration.
En Équateur, Schlumberger a utilisé une combinaison de
technologies de forage et de complétions pour forer deux puits pour
ENAP-SIPEC dans le champ Inchi. Les systèmes orientables rotatifs
PowerDrive* du Groupe Forage et Mesures et la technologie de
l'élément en diamant conique StingBlade* ont fourni une efficacité
de forage grâce au soutien à distance d'experts travaillant pour le
Drilling Technology Integration Center. La technologie d’ancrage
par pistolet à dégagement automatique (MAXR) associée aux charges
creuses de pénétration et de perforation profondes Wireline
PowerJet* et le système de perforations propres PURE* ont
optimisé la pénétration et minimisé les dommages aux réservoirs. Le
client a ainsi obtenu une augmentation de 278 % au niveau de
la production combinée des puits. En outre, l'un des puits a été
foré avec un jour et demi d'avance et le second puits avec quatre
jours d'avance, réduisant les coûts de forage d'environ
1,5 millions USD.
En Russie, Divers et Outils de Forage a présenté à GazpromNeft
la technologie de trépan en diamant cannelé AxeBlade* pour forer
des puits dans les champs de condensat de gaz et de pétrole de
Tsarichanskoye et Filatovskoye de la région d'Orenbourg. La
technologie de forage AxeBlade dispose d'une géométrie en forme
cannelée associant l'action de cisaillement d'une trancheuse PDC
traditionnelle à l'action de broyage d'une trancheuse de carbure de
tungstène. Dans l'une des sections du puits, la technologie
AxeBlade a amélioré le taux de pénétration de 45 % comparé aux
meilleurs puits forés à l'aide d'un trépan de forage PDC
traditionnel. De plus, le client a économisé du temps de forage en
complétant la section en trois passages au lieu des cinq passages
habituels.
En Chine, Forage et Mesures a utilisé le système rotatif
orientable PowerDrive Orbit* pour CNOOC afin de faire face à des
conditions de forage difficiles et d'économiser du temps de forage
dans une section de puits de 12 ¼ pouces dans le bassin de
Huangyan. La technologie PowerDrive Orbit a permis de forer
2 498 m en un seul passage, ce qui représente désormais le
record du plus long métrage de passage unique pour cette
technologie dans une section de puits de 12 ¼ pouces, et a
également établi une référence pour la région. Le client a ainsi
évité un passage supplémentaire, économisant 140 000 USD
et 28 heures de temps de forage.
Au large de l'Azerbaïdjan, Divers et Outils de Forage a utilisé
une combinaison de technologie pour permettre à PB Azerbaidjan de
dépasser les difficultés de forage rencontrées dans le champ Chirag
en mer Caspienne. L'alésoir à extension hydraulique Rhino XS* et
l'outil de circulation M-I SWACO WELL COMMANDER ont permis
d'effectuer des opérations complexes de conditionnement de boues et
de nettoyage de puits. L'alésoir Rhino XS dispose d'un composant à
une seule pièce permettant d'obtenir une capacité de traction et de
couple de rotation plus élevée, tandis que les outils WELL
COMMANDER permettent aux opérateurs de favoriser la circulation
pour éliminer les découpes aux points stratégiques de la chaîne de
forage. Suite à cela, le client a gagné 48 heures de temps de
forage sur une plateforme offshore.
Au Gabon, Forage et Mesures a utilisé le système rotatif
dirigeable PowerDrive Archer* à taux de remontée élevé pour
permettre à Shell de forer trois puits dans le champ Rabi. Ces
puits à rayon court et moyen ont été forés en un seul passage de la
fenêtre de déviation jusqu'au bout du drain horizontal. Le client a
bénéficié d'une réduction des coûts et chaque puits a été livré
deux à six jours à l'avance. En outre, le repositionnement des
drains dans le réservoir a permis une augmentation de 20 % de
la production.
En Russie, le programme de transformation Schlumberger a stimulé
des augmentations de productivité humaine par le biais des
opérations à distance. Forage et Mesures a mis en place un système
automatisé de notification permettant d'identifier les projets
d'opérations à distance et de gérer de manière plus efficace la
taille des effectifs via un portail de forage. Depuis la mise en
place du système, l'utilisation des opérations à distance a permis
d'accroître d'environ 50 % le nombre des projets au deuxième
trimestre 2015 et de 75 % le nombre des projets au premier
trimestre 2016. En outre, la taille des effectifs sur site a
diminué de 6 % en 2015 comparé à 2014, ce qui a réduit
l'exposition aux risques de sécurité et d'environnement tout en
maintenant un niveau élevé de qualité des services.
En Norvège, Det norske oljeselskap ASA (Det norske) a octroyé à
M-I SWACO un contrat de quatre ans pour fournir des produits de
spécialités chimiques et des services associés pour les
développements d'Alvheim ainsi que pour les nouveaux développements
offshore d'Ivar Aasen. Un soutien technique sera fourni à toutes
les opérations offshores de la société de la base de Trondheim et
du centre des opérations à distance de Stavanger.
Groupe Production
(en millions, sauf pourcentages de marges)
Trois
mois clos le Variation 30 juin 2016
31 mars 2016 30 juin 2015
Séquentiel
En glissement annuel Revenus
$ 2 099 $
2 348 $ 3 059
- 11 % - 31
% Bénéfice d’exploitation avant impôts
90 208 397
- 57 % -77 % Marge d’exploitation
avant impôts
4,3 % 8,9 % 13,0 %
- 459 pdb - 871 pdb Marge
d'exploitation décrémentielle
48 % 32 %
Le chiffre d'affaires du Groupe Production s'élevant à 2,1
milliards USD a diminué de 11 % en séquentiel avec plus de la
moitié de la réduction du chiffre d'affaires attribuable au déclin
en Amérique du Nord résultant du dégel printanier au Canada et de
la pression accrue sur les prix. Alors que le décompte des
intervalles de fracturation et des flottes actives de pompage sous
pression a augmenté de plus de 15 % en séquentiel, un mélange
défavorable de chiffres d'affaires et de la pression sur la
fixation des prix a plus que compensé l'augmentation du volume
d'activité. La contribution de l'Amérique du Nord au chiffre
d'affaires du Groupe de ce trimestre a diminué à 25 %.
La marge d'exploitation avant impôts de 4 % a diminué de
459 points de base en séquentiel, principalement en raison d'une
réduction de l'activité et d'une augmentation de la faiblesse des
prix dans les services de pompage sous pression sur le territoire
nord-américain. La marge d'exploitation décrémentielle
séquentielle s'est développée suite à la décision de maintenir la
capacité d'exploitation sur certains sites pour défendre la part de
marché malgré une diminution des activités. Les projets solides de
Schlumberger Production Management, pour lesquels la production
mondiale cogérée atteint désormais environ 250 000 bbl/j, ont
continué à augmenter les marges relutives du Groupe.
Les résultats du Groupe Production ont bénéficié de nouveaux
déploiements technologiques et d'initiatives de programmes de
transformation au cours du trimestre.
Au Koweït, Services de Puits a utilisé la technique de fracture
hydraulique de canal d'écoulement HiWAY* dans six puits dans un
réservoir de grès avec un contenu élevé de limon et de schiste dans
la partie sud-est du pays. La technologie HiWAY a augmenté la
conductivité tout en réduisant la consommation d'eau et de
soutènement, ce qui s'est traduit par une empreinte opérationnelle
plus faible ainsi qu'une simplification de la logistique. Bien que
les six puits aient été traités avec des systèmes de stimulation
traditionnels qui n'ont pas induit la production après le
traitement, la technologie HiWAY a permis au client d'atteindre des
taux de débit de production trois fois plus élevés que les attentes
initiales.
À Oman, Finitions a déployé pour PDO la première technologie de
détection distribuée de température (distributed temperature
sensing, DTS) à fibre optique après tubage dans le champ Marmul.
Faisant partie de la récupération assistée du pétrole utilisant un
processus de flux polymères, le champ Marmul a bénéficié de la
combinaison de la technologie DTS et de la technologie de détection
distribuée acoustique, qui fournit des mesures en profondeur
utilisées dans l'analyse des profils de production et d'injection
pour la conformité de la circulation polymère.
Au large du Brésil, Services de Puits a utilisé la technologie
de tubage spiralé par conditionneur gonflable CoilFLATE* pour
Petrobras pendant une campagne de bouchage et d'abandon dans le
bassin de Campos. La technologie CoilFLATE est conçue pour
maintenir le packer en place, offrant un sceau haute pression
fiable à des taux d'inflation élevés, capable de supporter tous les
environnements chimiques et des températures pouvant aller jusqu'à
375 degrés Fahrenheit. En outre, la mesure de température
distribuée ACTive DTS* a permis l'acquisition de données en fond de
puits en temps réel qui ont permis de détecter une fuite et
d'éviter ultérieurement trois journées de forage de travaux de
réparation pour compléter avec succès l'opération.
Au Brésil, Services de Puits a utilisé le service d'intégrité de
puits en temps réel Invizion RT* dans un puits pour Repsol Sinopec
Brasil dans le bassin en eau ultra-profonde de Campos. La
technologie Invizion RT a amélioré les opérations de cimentation
dans la section du puits intermédiaire en offrant une surveillance,
un contrôle et une évaluation du placement du ciment en temps réel.
La capacité à éliminer un projet de haut niveau inutile et à
confimer le niveau supérieur de l'isolation a économisé au client
plus de 12 heures de temps de forage.
Au large de l'Angola, Services de Puits a utilisé une
combinaison de technologies pour Total Exploration & Production
dans le projet Kaombo. Les puits en eaux profondes présentent des
difficultés pour isoler des zones intermédiaires contenant de l'eau
et des hydrocarbures des différentiels réduits de pression
interstitielle et des gradients de fracturation. La technologie de
circulation perdue Losseal Microfracture* associée à la gamme de
matériaux d'écartement MUDPUSH* ont fourni un dévasement optimal et
économisé du temps de forage au cours des opérations de
cimentation.
Sur le territoire américain, Services de Puits a utilisé un
coulis de ciment léger LiteCRETE* pour isoler le tubage de
production nouvellement conçu d'un client avec du ciment dans un
puits du comté de Lea au Nouveau-Mexique. La technologie LiteCRETE
offre une perméabilité et une force de compression exceptionnelles
une fois le ciment sec, et fournit une excellente qualité de
perforation sans réduire l'intégrité du ciment. En éliminant une
colonne de tubage de ce que l'on appelle habituellement une
approche à trois colonnes, le client a économisé environ
500 000 USD.
En Amérique du Nord, le programme de transformation Schlumberger
a apporté des améliorations au niveau de la fiabilité et de l'offre
de services pour les opérations de Services de Puits. La mise en
place de la maintenance axée sur la fiabilité (reliability centered
maintenance, RCM) pour les pompes de fracture hydraulique et les
blenders, associée à un programme de formation du personnel, ont
permis d'économiser environ 9 millions USD sur une
période de neuf mois et de réduire également de 64 % la durée
non productive relative aux blenders. L'utilisation de l'analyse
prédictive a permis aux centres de soutien régionaux de prévoir les
problèmes relatifs aux éléments de pompes de fracturation depuis
septembre 2015, ce qui allié aux autres mesures, a économisé
presque 8 millions USD de matériaux et fournitures. En outre,
l'application de l'analyse prédictive aux données sur le terrain à
partir de 2014 a permis le développement du Pump Asset Care Program
utilisant la RCM et, une fois que ce programme sera entièrement mis
en œuvre, nous prévoyons une augmentation de 8 % de la
disponibilité des actifs et des économies d'un montant cumulé total
de 30 millions USD sur une période de trois ans.
Groupe Cameron
(en millions, sauf pourcentages de marges)
Trois
mois clos le Variation 30 juin 2016
31 mars 2016* 30 juin 2015*
Séquentiel
En glissement annuel Revenus
$ 1 536 $
1 628 $ 2 236
- 6 % - 31
% Bénéfice d’exploitation avant impôts
243 236 328
3 % - 26 % Marge d’exploitation
avant impôts
15,8 % 14,5 % 14,7 %
130 pdb
113 pdb Marge d'exploitation décrémentielle
S.O.
12 % *Le premier trimestre 2016 et le deuxième
trimestre 2015 sont présentés sur une base pro forma à des fins de
comparaison.
Le Groupe Cameron a rapporté un chiffre d'affaires de
1,5 milliards USD et une marge d'exploitation avant
impôts de 16 %. Le chiffre d'affaires, dont 62 % provient des
marchés internationaux, a été affecté par une réduction du carnet
de commandes ainsi que par un ralentissement des activités sur le
territoire américain, ayant impacté principalement les activités à
cycle court des gammes de produits de Surfaces et de Vannes et
Mesures.
La marge d'exploitation avant impôts de 16 % a progressé en
séquentiel sur une base pro forma malgré le ralentissement
économique. Cette progression a été favorisée par une forte
performance au niveau de l'exécution des projets dans les gammes de
produits de OneSubsea, Forage et Systèmes de Processus.
De nouvelles attributions de contrats et des démarrages de
produits ont affecté la performance du Groupe Cameron. Ceux-ci
comprenaient certaines réussites supplémentaires pour OneSubsea,
une société Schlumberger.
Woodside Energy Ltd. a octroyé à OneSubsea un contrat
d'ingénierie, d'approvisionnement, d'intégration et de construction
(engineering, procurement, integration, and construction, EPIC)
totalisant environ 300 millions USD pour le Greater
Enfield Project au large de l'Australie. Le contrat comprend six
arbres sous-marins horizontaux SpoolTree*, six arbres horizontaux
pour le système d'injection d'eau, six compteurs multiphases, une
station de pompage double à haute pression avec des moteurs à haute
tension, une distribution et des contrôles sous-marins, de surface,
ombilicaux, des systèmes de contrôle de reconditionnement et
d'intervention, des services d'atterrage et des services
d'installation et de mise en service.
En Égypte, Belayim Petroleum Company (Petrobel) a octroyé à
OneSubsea un contrat EPIC totalisant plus de
170 millions USD pour la fourniture d'un système de
production sous-marin pour la première étape du champ de gaz de
Zohr situé dans la concession de Shorouk au large de l'Égypte. Ce
contrat suit une étude complète d'ingénierie et de conception
préliminaire (front-end engineering and design, FEED) menée par
OneSubsea au cours de laquelle une équipe multidisciplinaire a
collaboré avec Eni et Petrobel en vue de développer l'architecture
de l'équipement sous-marin pour ce champ à fort volume de gaz avec
la deuxième extension la plus longue au monde (plus de 150 km). La
portée du contrat inclut six arbres sous-marins horizontaux
SpoolTree*, des systèmes de contrôle de reconditionnement et
d'intervention, des services d'atterrage, des produits dérivés, un
système de protection de pression haute intégrité, des contrôles
sous-marins et de surface et une distribution soutenue par la
technologie des communications de fibre optique, la détection d'eau
et le contrôle de salinité à l'aide d'un capteur d'analyse de l'eau
AquaWatcher*, et des services d'approvisionnement et
d'installation.
BP Exploration (Delta) Ltd. et le partenaire Deutsche Erdoel AG
ont octroyé à OneSubsea un contrat pour fournir des systèmes de
production sous-marine pour le champ Giza/Fayoum dans la zone ouest
du delta du Nil et le champ Raven au large de l'Égypte. Giza/Fayoum
sera rattaché aux installations modifiées de Rosetta sur terre et
intégré à une nouvelle usine sur terre pour Raven. La fourniture
des champs de gaz longue distance comprend des arbres sous-marins
de grand diamètre, des systèmes de collecteur incorporant des
systèmes de protection de pression haute intégrité, des systèmes de
connexion et des systèmes de contrôles ainsi que les tests, la
gestion et l'ingénierie des projets.
Dans le Golfe du Mexique, OneSubsea a effectué avec succès
l'approvisionnement et le démarrage des systèmes de stimulation
sous-marin installés en eaux ultra profondes. En réduisant la
contre-pression du réservoir, la technologie de pompe de
stimulation sous-marine a le potentiel d'améliorer de 10 à
30 % le facteur de récupération, ce qui se traduit par 50 à
150 millions de barils de récupération de pétrole
supplémentaire.
Tableaux financiers
État consolidé condensé des
résultats (en millions, sauf montants par action)
Deuxième trimestre Six mois Périodes closes
le 30 juin
2016 2015
2016 2015 Revenus
$ 7 164 $
9 010
$ 13 684 $ 19 258 Intérêts et
autres bénéfices
54 47
98 96 Dépenses Coût des
produits d’exploitation
6 315 7 136
11 774 15 231 Recherche et ingénierie
257
279
497 546 Frais généraux et administratifs
103 120
213 239 Dépréciations et autres (1)
2 573 -
2
573 439 Fusion et intégration(1)et
335 -
335 -
Intérêt
149 86
282 169 Bénéfice (perte)
avant impôts
$ (2 514 ) $ 1 436
$ (1 892 ) $ 2 730 Impôts sur les
bénéfices (perte) (1)
368 )
302
(269 )
608 Résultat net (perte)
$ (2 146 ) $
1 134
$ (1 623 ) $ 2 122
Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires
14 10
36 23 Bénéfice net (perte) attribuable
à Schlumberger(1)
$ (2 160
) $ 1 124
$ (1 659
) $ 2 099 Bénéfice dilué (perte) par
action de Schlumberger (1)
$ (1,56
) $ 0,88
$ 1,26 )
$ 1,64 Moyenne des actions en circulation
1 389
1 269
1 321 1 273 Moyenne des actions en
circulation compte tenu de la dilution
1 389 1 280
1 321 1 282
Dépréciation et amortissement inclus dans les dépenses (2)
$ 1 113 $ 1 047
$ 2 080 $ 2 089
(1)
Voir la section intitulée « Charges
et Crédits » pour plus de détails.
(2)
Inclut la dépréciation de la propriété, de l’usine et des
équipements et l’amortissement des actifs incorporels, les coûts
des données sismiques multiclients et les investissements SPM.
Bilan consolidé condensé
(en millions)
30 juin
31 décembre Actifs
2016
2015 Actifs à court terme Encaisse et investissements à
court terme
$ 11 192 $ 13 034 Comptes
clients
9 374 8 780 Autres actifs courants
6 629
5 098
27 195 26 912 Investissements à taux
fixe, détenus jusqu’à maturité
386 418 Immobilisations
corporelles
13 226 13 415 Données sismiques
multiclients
976 1 026 Écarts d’acquisition
24 603 15 605 Immobilisations incorporelles
9 921 4 569 Autres actifs
4 864 6 060
$ 81 171 $
68 005 Passif et fonds propres
Passif courant Comptes fournisseurs et
charges constatées d’avance
$ 9 494 $ 7 727
Passif estimé pour les impôts sur le bénéfice
1 043
1 203 Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à
long terme
3 371 4 557 Dividendes à distribuer
701 634
14 609 14 121 Dette à long terme
18 252 14 442 Impôts différés
2 631
1 075 Avantages postérieurs aux départs en retraite
1 341 1 434 Autres passifs
1 359 1 028
38 192 32 100 Fonds propres
42 979 35 905
$ 81 171 $
68 005
Dette net
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.
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 nos obligation et besoins
commerciaux satisfaits, ces liquidités peuvent être utilisées pour
réinvestir dans la Société en vue d'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.
La dette nette et le flux de trésorerie disponible sont des
mesures financières non-PCGR pouvant être prises en compte en plus
du flux de trésorerie ou de la dette totale provenant des
opérations, et non à leur place.
Détails des variations de la dette nette :
(en millions) Périodes
closes le 30 juin
Sixmois2016
Deuxièmetrimestre2016
Sixmois2015
Bénéfice net (perte) avant intérêts minoritaires $
(1 623 ) $ (2 146 ) $ 2 122 Dépréciations et autres
charges, net d'impôts 2 476 2 476
383
Bénéfice net avant intérêts minoritaires,
hors charges et crédits
853 330 2 505 Dépréciation et amortissement (1) 2 080
1 113 2 089 Pensions et autres avantages complémentaires
postérieurs aux départs en retraite à payer 92 32 217 Dépenses de
rémunération sous forme d’actions 145 84 167 Financement de
pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ
en retraite (83 ) (38 ) (214 ) Changement des fonds de roulement
(250 ) 213 (837 ) Autres 5 (102 ) 157
Flux de trésorerie lié à
l’exploitation (2)
2 842 1 632
4 084 Dépenses d’investissement
(998 ) 449 ) (1 193 ) Investissements SPM (729 ) (132 ) (222 )
Données sismiques multiclients capitalisées 333 )
(166 ) (221 )
Flux de trésorerie disponible
782 885 2 448
Programme de rachat d’actions (506 ) (31 )
(1 239 ) Dividendes distribués (1 255 ) (626 )
(1 151 ) Produit des régimes d’actionnariat des employés
195 32 256
(784 ) 260 314
Acquisitions d’entreprises et investissements,
déduction faite de la trésorerie acquise et des dettes prises en
charge (3 790 ) (3 709 ) (206 ) Activités abandonnées -
règlement avec le ministère de la Justice américain - - (233 )
Autres 76 58 (86 ) Augmentation
de la dette nette (4 498 ) (3 391 ) (211 ) Dette nette,
début de période (5 547 ) (6 654 )
(5 387 ) Dette nette, exercice clos $ (10 045 ) $
(10 045 ) $ (5 598 )
Composants de la dette nette
30 juin2016
31 mars2016
31 déc.2015
30 juin2015
Encaisse et investissements à court terme $ 11 192 $
14 432 $ 13 034 $ 7 274 Investissements à taux fixe,
détenus jusqu’à maturité 386 401 418 469 Emprunts à court terme et
portion actuelle de la dette à long terme (3 371 ) (4 254
) (4 557 ) (4 231 ) Dette à long terme
(18 252 ) (17 233 ) (14 442 )
(9 110 ) $ (10 045 ) $ (6 654 ) $ (5 547 ) $
(5 598 )
1)
Inclut la dépréciation des propriétés, des usines et des
équipements et l’amortissement des actifs incorporels, les coûts
des données sismiques multiclients et les investissements SPM.
(2) Inclut des indemnités de licenciement d'environ
545 millions USD et de 455 millions USD
durant les six mois clos le 30 juin 2016 et 2015,
respectivement, et de 285 millions USD durant le deuxième
trimestre 2016. Inclut également environ 100 millions USD de
paiements ponctuels liés aux transactions associées à l'acquisition
de Cameron.
Charges et Crédits
Outre les résultats financiers déterminés conformément aux
principes comptables généralement reconnus (PCGR) aux États-Unis,
le présent communiqué de presse portant sur les résultats du
deuxième trimestre de l'année 2016 inclut également des mesures
financières non-PCGR (telles que définies en vertu du 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 imposition effective (hors
charges et crédits) sont des mesures financières hors-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 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 USD, sauf montants par action)
Deuxième trimestre 2016 Avant
impôts Impôts
Intérêtminoritaire
Net
Dilué
BPA
Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits $ 394 $ 64 $ 14
$ 316 $ 0,23 Dépréciations des immobilisations corporelles
(1 058 ) (177 ) - (881 ) Réduction des effectifs 646 ) (63 ) -
(583 ) Dépréciations des stocks (616 ) (49 ) - (567 ) Dépréciation
des données sismiques multiclients (198 ) (62 ) - (136 ) Dépenses
nettes de restructuration (55 ) - - (55 ) Amortissement de
l'inventaire comptable en ajustement de juste valeur (150 ) (45 ) -
(105 ) Frais professionnels et avantages sociaux liés à la fusion
(92 ) (17 ) - (75 ) Autres frais liés à l'intégration et à la
fusion (93 ) (19 ) -
(74 ) Perte nette Schlumberger (base PCGR) $ (2 514 )
$ (368 ) $ 14 $ (2 160 ) $ 1,56 )
(en millions, sauf montants par action)
Six mois 2016 Avant impôts Impôts
Intérêtminoritaire
Net
Dilué
BPA
Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits $ 1 015 $
162 $ 36 $ 817 $ 0,62 Dépréciations des immobilisations
corporelles (1 058 ) (177 ) - (881 ) Réduction des effectifs
(646 ) (63 ) - (583 ) Dépréciations des stocks (616) ) (49 ) - (567
) Dépréciation des données sismiques multiclients (198 ) (62 ) -
(136 ) Dépenses nettes de restructuration (55 ) - - (55 )
Amortissement de l'inventaire comptable en ajustement de juste
valeur (150 ) (45 ) - (105 ) Frais professionnels et avantages
sociaux liés à la fusion (92 ) (17 ) - (75 ) Autre frais liés à
l'intégration et à la fusion (93 ) (19 )
- (74 ) Perte nette Schlumberger (base
PCGR) $ (1 893 ) $ (270 ) $ 36 $
(1 659 ) $ (1,26 )
Six mois 2015 Avant
impôts Impôts
Intérêtminoritaire
Net
Dilué
BPA
Bénéfice net Schlumberger, hors charges et crédits $ 3 169 $
664 $ 23 $ 2 482 $ 1,94 Réduction des effectifs (390 )
(56 ) - (334 ) Perte due à la dévaluation de la monnaie au
Venezuela (49 ) - -
(49 ) Revenus nets Schlumberger (base PCGR) $
2 730 $ 608 $ 23 $
2 099 $ 1,64
Aucune charge ni aucun crédit n’a été
enregistré au premier trimestre 2016 et au deuxième trimestre
2015.
Groupes Produits
(en millions)
Trois mois clos le
30 juin 2016 31 mars 2016
30 juin 2015
Revenus
Bénéfice avant
impôts
Revenus
Bénéficeavantimpôts
Revenus
Bénéficeavantimpôts
Caractérisation des Réservoirs
$ 1 593 $
266 $ 1 747 $ 331 $ 2 510 $ 655 Forage
2
034 171 2 493 371 3 469 672 Production
2 099 90 2 348 208 3 059 397 Cameron
1
536 243 - - - - Éliminations et autres
(98
) (23 ) (68 ) (9 ) (28 )
(16 ) Bénéfice d’exploitation avant impôts
747 901
1 708 Dépenses d’entreprise et autres
(241 )
(172 ) (199 ) Intérêts créditeurs(1)
24 13 6 Intérêts
débiteurs(1)
(136 ) (120 ) (79 ) Charges et crédits
(2 908 ) -
-
$ 7 164 $
(2 514 ) $ 6 520 $ 622 $
9 010 $ 1 436
(en millions)
Six mois clos
le 30 juin 2016 30 juin 2015
Revenus
Bénéfice avant
impôts
Revenus
Bénéficeavantimpôts
Caractérisation des Réservoirs
$ 3,339 $
597 $ 5,165 $ 1 327 Forage
4,527 542
7,391 1 450 Production
4 447 298 6 764 941
Cameron
1 536 243 - - Éliminations et autres
(165 ) (32 ) (62 ) (17 )
Bénéfice d’exploitation avant impôts
1 648 3 701
Dépenses d’entreprise et autres
(413 ) (390 )
Intérêts créditeurs(1)
37 14 Intérêts débiteurs(1)
(256 ) (156 ) Charges et crédits
(2 908 ) (439 )
$ 13
684 $ (1 892 ) $ 19 258
$ 2 730
(1)À l’exclusion des intérêts inclus dans
les résultats des Groupes de Produits.
Informations supplémentaires
1)
Quelle est la définition de la marge
d'exploitation décrémentielle ?
La marge d'exploitation décrémentielle est égale au rapport de la
variation du bénéfice d'exploitation avant impôts et de la
variation du chiffre d'affaires.
2)
Quel a été le flux de trésorerie des
opérations pour le deuxième trimestre de 2016 ?
Le flux de trésorerie lié à l’exploitation s’est élevé à 1,6
milliards USD pour le deuxième trimestre de 2016 et comprenait
environ 285 millions USD d'indemnités de licenciement et 100
millions USD de paiements liés à des transactions ponctuelles
associés à l'acquisition de Cameron au cours du trimestre.
3)
Quel a été le flux de trésorerie des
opérations pour la première moitié de 2016 ?
Le flux de trésorerie lié à l’exploitation s’est élevé à
2,8 milliards USD pour la première moitié de 2016 et
comprenait environ 545 millions USD d'indemnités de
licenciement et 100 millions USD de paiements liés à des
transactions ponctuelles associés à l'acquisition de Cameron au
cours du trimestre.
4)
Quel a été le flux de trésorerie
disponible en pourcentage du bénéfice net avant intérêts
minoritaires et charges et crédits, pour le deuxième trimestre
2016 ?
Le flux de trésorerie disponible s’est élevé à 855 millions
USD et comprenait environ 285 millions USD d'indemnités de
licenciement, 100 millions USD de paiements liés à des
transactions ponctuelles, 449 millions USD de dépenses en
capital, 132 millions USD d'investissements SPM, et
166 millions USD de données sismiques multiclients, le
pourcentage de revenu net avant participations minoritaires et
charges et crédits ayant été de 268 % pour le deuxième
trimestre de 2016.
5)
Quel était le flux de trésorerie
disponible en pourcentage du bénéfice net avant intérêts
minoritaires, hors charges et crédits, pour le premier trimestre
2016 ?
Le flux de trésorerie disponible s’est élevé à 782 millions
USD et comprenait environ 545 millions USD d'indemnités de
licenciement, 100 millions USD de paiements liés à des
transactions ponctuelles, 998 millions de dépenses en capital,
729 millions USD d'investissements SPM et 333 millions
USD de données sismiques multiclients, le pourcentage de revenu net
avant participations minoritaires et charges et crédits ayant été
de 92 % pour la première moitié de 2016.
6)
Quelles sont les projections en termes
de dépenses en capital pour l’exercice
complet 2016 ?
Les dépenses en capital (hors investissements SPM et multiclients)
devrait atteindre 2,2 milliards pour 2016, y compris trois
quarts de dépenses en capital pour les entreprises Cameron
acquises.
7)
Qu’est-ce qui a été inclus dans
« Intérêts et autres revenus » pour le deuxième
trimestre 2016 ?
Les « Intérêts et autres revenus » se sont élevés
à 54 millions USD pour le deuxième
trimestre 2016. Ce montant est composé des bénéfices des
investissements appliquant la méthode de mise en équivalence
de 24 millions USD et des intérêts créditeurs
de 30 millions USD.
8)
Comment les intérêts créditeurs et les
intérêts débiteurs ont-ils changé durant le deuxième
trimestre 2016 ?
Les intérêts créditeurs de 30 millions USD ont
augmenté de 11 millions USD en séquentiel. Les
intérêts débiteurs de 149 millions USD ont augmenté
de 16 millions USD en séquentiel.
9)
Quelle est la différence entre le
bénéfice d’exploitation avant impôts et le bénéfice consolidé avant
impôts de Schlumberger ?
Il s’agit de postes tels que les postes d’entreprise (incluant les
charges et les crédits), les intérêts créditeurs et les intérêts
débiteurs non affectés aux segments, ainsi que les dépenses de
rémunération à base d’actions, les 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), certaines initiatives gérées de
manière centralisée et autres éléments hors exploitation.
10)
Quel a été le taux d’imposition
effectif (TIE) pour le deuxième trimestre 2016 ?
Le TIE du deuxième trimestre 2016 calculé conformément aux PCGR a
été de 14,6 % comparé aux 15,9 % pour le premier trimestre 2016.
Le TIE, hors charges et crédits, s'est élevé à 16,2 %
pour le premier trimestre 2016, contre 15,9 % pour
le premier trimestre 2016.
11)
Combien d’actions ordinaires étaient en
circulation au 30 juin 2016 et comment ce nombre
a-t-il évolué par rapport à la fin du trimestre
précédent ?
Au 30 juin 2016, le nombre d’actions ordinaires en
circulation s'élevait à 1 391 milliards. Le tableau
suivant présente l'évolution du nombre d’actions en circulation
du 31 mars 2016 au 30 juin 2016.
(en millions)
Actions en circulation au 31 mars 2016 1 252
Acquisition de Cameron 138 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 -
Actions en circulation au 30 juin 2016 1 391
12)
Quel était le nombre pondéré moyen
d’actions en circulation au cours du deuxième trimestre 2016
et du premier 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
issus des opérations poursuivies, hors charges et
crédits ?
Le nombre moyen pondéré d’actions en circulation au cours du
deuxième trimestre 2016 et du premier trimestre 2016
était de 1 389 milliards
et 1 254 milliards, 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)
Deuxième trimestre 2016
Premier trimestre2016
Moyenne pondérée des actions en circulation 1 389
1 254 Exercice présumé des options sur actions 3
1 Actions de négociation restreinte non acquises 5
4 Moyenne des actions en circulation, compte tenu de la dilution
1 397
1 259
13)
Quel a été le chiffre d’affaires
multiclients au deuxième trimestre 2016 ?
Les ventes multiclients, frais de transfert compris, se sont
élevées à 145 millions USD au deuxième
trimestre 2016 et à 77 millions USD au premier
trimestre 2016.
14)
Quel était le carnet de commandes de
WesternGeco à la fin du deuxième trimestre 2016 ?
Le carnet de commandes de WesternGeco, qui est basé sur des
contrats signés avec les clients, s’élevait
à 865 millions USD à la fin du deuxième
trimestre 2016. Il était de 966 millions USD à
la fin du premier trimestre 2016.
15)
Quels étaient les commandes et le
carnet de commandes pour les segments Sous-marin et Forage de
Cameron ?
Les commandes et le carnet de commandes pour Sous-marin et Forage
ont été les suivants : (en millions)
Commandes
Deuxième trimestre 2016
Premier trimestre2016
Sous-marin
315 USD 305 USD Forage
166 USD
150 USD
Carnet de commandes (en fin de période)
Sous-marin
2 642 USD 2 870 USD Forage
1 050 USD
1 308 USD
16)
À quoi correspondent les différentes
charges enregistrées par Schlumberger au cours du deuxième
trimestre 2016 ?
Charges pour dépréciation d'actifs
:
En conséquence des conditions du marché du pétrole et du gaz qui ne
cessent de se détériorer et de leur impact sur les perspectives
d'activité, Schlumberger a déterminé que les valeurs comptables de
certains actifs n'étaient désormais plus récupérables et a
également pris certaines décisions qui se sont traduites par les
1,9 milliards USD suivants de charges avant impôts pour
dépréciation des actifs au cours du deuxième trimestre : -- 1
058 milliards USD de dépréciation d'immobilisations corporelles,
lié principalement aux installations et équipement sous utilisés.
-- 616 millions USD pour déprécier la valeur comptable de
certains stocks. -- 198 millions USD de dépréciation des données
sismiques multiclients -- 55 millions USD d'autres frais de
restructuration. Schlumberger ne devrait encourir aucune dépense
importante de trésorerie en conséquence de ces charges pour
dépréciation des actifs.
Réduction des effectifs :
Suite à la faiblesse de l'activité qui devrait persister tout au
long de 2016, Schlumberger a décidé de réduire davantage ses
effectifs. En conséquence, Schlumberger a enregistré une charge
avant impôt de 646 millions USD au cours du deuxième
trimestre, associée à ces réductions d'effectif.
Frais d'intégration et de fusion liés à
l'acquisition de Cameron :
Suite à l'acquisition de Cameron, Schlumberger a enregistré une
charge avant impôt de 335 millions USD consistant en
150 millions USD liés à l'amortissement non liquide des
ajustements comptables d'achats, associée à l'enregistrement de
l'inventaire acquis à sa juste valeur estimée ; 92
millions USD de frais professionnels et d'avantages des employés
liés à la fusion, et 93 millions USD d'autres frais liés à
l'intégration et à la fusion.
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 35,47 milliards USD en 2015. Pour plus
d’informations, veuillez consulter le site Internet
www.slb.com.
*Marque de Schlumberger ou des sociétés Schlumberger.
Notes
Schlumberger tiendra une conférence téléphonique au sujet de
l’annonce ci-dessus et de ses perspectives commerciales le
vendredi 22 juillet 2016. Le début de la conférence
est prévu pour 7 h 00 (heure centrale des États-Unis),
8 h 00 (heure de l’Est), 13 h 00 (heure de
Londres). 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, une
retransmission audio différée sera disponible
jusqu’au 22 août 2016 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 392686.
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 30 septembre 2016.
Le présent communiqué sur les revenus du second
trimestre 2016, ainsi que d’autres déclarations que nous
formulons, contiennent des « déclarations
prévisionnelles » au sens des lois fédérales sur les valeurs
mobilières, notamment 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 au sein de
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 à la
conjoncture économique mondiale ; à des changements dans les
dépenses d’exploration et de production par les clients de
Schlumberger et à des changements dans le niveau d’exploration et
de développement du pétrole et du gaz naturel ; à la demande
pour nos services intégrés et nos nouvelles technologies ; à
nos flux de trésorerie futurs ; au succès de nos efforts de
transformation ; à la conjoncture économique, politique et
commerciale générale dans des régions clés du monde ; au
risque lié aux devises étrangères ; à la pression sur les
prix ; à des facteurs climatiques et saisonniers ; à des
changements opérationnels, des retards ou des annulations ;
aux déclins de production ; à des changements des
réglementations gouvernementales et des exigences réglementaires, y
compris celles qui sont liées à l’exploration de pétrole et de gaz
en mer, aux sources radioactives, aux explosifs, aux produits
chimiques, aux services de fracturation hydraulique et aux
initiatives liées au climat ; à l’incapacité de la technologie
à relever les nouveaux défis dans l'exploration ; à
l’incapacité d'intégrer Cameron avec succès et de réaliser les
synergies attendues ; à l'incapacité à conserver les employés
clés ; ainsi qu'à d'autres risques et incertitudes détaillés
dans les rapport sur les bénéfices de ce deuxième trimestre 2016,
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 (SEC) 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/20160811005578/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 Aug 2024 to Sep 2024
Schlumberger (NYSE:SLB)
Historical Stock Chart
From Sep 2023 to Sep 2024