ATTENTION - RECTIFICATION : Revoici la dépêche corrigée: Schlumberger annonce ses résultats du quatrième trimestre et de l'exercice 2012

HOUSTON--()--Schlumberger Limited (NYSE : SLB) a déclaré aujourd'hui un chiffre d'affaires sur l'exercice 2012 de 42,15 milliards USD contre 36,96 milliards USD en 2011.

Le bénéfice issu des activités poursuivies attribuable à Schlumberger pour l'exercice 2012, hors charges et crédits, a été de 5,58 milliards USD, ce qui représente un bénéfice dilué par action de 4,17 USD contre 3,61 USD en 2011.

Résultats du quatrième trimestre

Le chiffre d'affaires du quatrième trimestre 2012 a été de 11,17 milliards USD contre 10,61 milliards USD au troisième trimestre 2012 et de 10,30 milliards USD au quatrième trimestre 2011.

Le bénéfice issu des activités poursuivies attribuable à Schlumberger, hors charges et crédits, a été de 1,44 milliard USD, soit un bénéfice inchangé en séquentiel, ce qui représente une baisse de 3 % en glissement annuel. Le bénéfice dilué par action issu des activités poursuivies, hors charges et crédits, a été de 1,08 USD, le même qu'au trimestre précédent, et de 1,10 USD au quatrième trimestre 2011.

Schlumberger a enregistré des charges de 0,06 USD par action au quatrième trimestre 2012, contre 0,02 USD par action au trimestre précédent, et de 0,06 USD par action au quatrième trimestre 2011.

Le chiffre d'affaires de 11,17 milliards USD du segment Services sur champs pétroliers a progressé de 5 % en séquentiel et de 8 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 2,2 milliards USD du segment Services sur champs pétrolier a augmenté de 1 % en séquentiel et est resté le même en glissement annuel.

Le président-directeur général de Schlumberger, Paal Kibsgaard a indiqué : « Nous avons clôturé l'année avec un chiffre d'affaires de plus de 42 milliards USD, en hausse de 14 %, avec une croissance des Zones internationales de 4 milliards USD, soit 16 %, de loin leur plus forte croissance depuis 2008. La croissance au plan international est venue d'une forte activité d'exploration et de développement, à la fois en mer et sur les principaux marchés à terre. En Amérique du Nord, nous avons prouvé notre résistance aux défis lancés par les marchés à terre, en accroissant les affaires de l'entreprise de plus d'1 milliard USD, soit 9 %, aidés par notre forte position sur le marché offshore, en particulier dans la partie américaine du golfe du Mexique. De plus, le bénéfice d'exploitation avant impôts de l'exercice a augmenté de 14 %, le secteur International connaissant une hausse de 31 % et entraînant une expansion des marges internationales de 226 points de base pour atteindre 20,5 %, soit davantage que les marges nord-américaines de 20,3 %.

Nos résultats du quatrième trimestre ont affiché une poursuite de la croissance sur les principaux marchés, à laquelle s'ajoutent les ventes de produits, de logiciels et multiclients classiques de fin d'exercice. La performance est venue des zones internationales, qui ont fait preuve d'une solide qualité de service et où la capacité de service a été limitée pour certaines lignes de produits. Nos résultats ont néanmoins souffert des ralentissements saisonniers et des retards contractuels préalablement annoncés, ainsi que des coûts de mobilisation et de démarrage de nouveaux projets. En Amérique du Nord, la solide performance dans la partie américaine du golfe du Mexique a pris le pas sur une activité plus faible que prévue au Canada et sur un nouvel affaiblissement des marchés américains à terre.

Une croissance importante du chiffre d'affaires a été enregistrée en Amérique latine et dans les zones Moyen-Orient et Asie. Les marges d'exploitation avant impôts ont progressé en Amérique latine, tandis que dans la zone Moyen-Orient et Asie, les marges ont connu un déclin dans les coûts de combinaison d'activités et ceux de démarrage de projets IPM. Le chiffre d'affaires a baissé de 1 % dans la zone Europe/CEI/Afrique, qui a également vu chuter ses marges en raison des ralentissements saisonniers en mer du Nord et en Russie, combinés à des retards contractuels en Afrique du Nord. Les prix internationaux ont continué à progresser lentement, grâce à une réalisation solide, de nouvelles ventes technologiques et des appels d'offre proactifs sur les contrats de petite à moyenne taille.

En Amérique du Nord, les opérations de forage en eau profonde se sont traduits par une forte activité et par une excellente performance dans la partie américaine du golfe du Mexique, où les résultats ont plus que compensé une activité de forage plus faible et l'impact de prix plus faibles sur le sol américain pour les services de fracturation hydraulique, de forage, de tubage enroulé et de travail au câble dans des trous entubés. En conséquence, le chiffre d'affaires et les marges avant impôts en Amérique du Nord ont tous deux progressé en séquentiel.

Parmi les faits technologiques saillants du trimestre, WesternGeco a conclu la première saison IsoMetrix avec trois projets commerciaux, alors que la technologie continue d'attirer l'attention au moment où l'exploration de prospects de réservoirs difficiles et complexes est en pleine évolution. Deux navires IsoMetrix seront disponibles en 2013. Entre temps, la technologie d'enregistrement Wireline ThruBit* de vidange du trou découvert a connu une pénétration substantielle du marché sur le sol américain et le modèle d'entreprise SPARK* de Well Services a également connu une certaine croissance, de par son approche unique qui consiste à offrir aux clients l'accès à nos systèmes hydrauliques incorporés, tout en utilisant leur propre personnel et leur propre puissance hydraulique.

L'environnement macroéconomique mondial demeure incertain, tandis que les perspectives de croissance du PIB pour 2013 restent inchangées. La demande mondiale en pétrole devrait croître et atteindre des niveaux similaires à ceux de 2012. L'offre connaîtra une nouvelle croissance en Amérique du Nord, tandis que d'autres productions hors OPEP seront probablement toujours confrontées à des problèmes de retard et de déclin. Sauf événements macroéconomiques ou géopolitiques inattendus, les capacités mondiales inutilisées devraient rester largement inchangées.

Avec une hausse prévue des dépenses internationales d'exploration et de production de près de 10 % pour l'année prochaine et une forte activité en perspective pour la partie américaine du golfe du Mexique, Schlumberger présente de bonnes perspectives de croissance, avec un portefeuille d'affaires équilibré, une vaste empreinte géographique et de fortes capacités d'exécution ».

Autres événements

  • Le 15 novembre 2012, Schlumberger et Cameron International Corporation (« Cameron ») ont annoncé la signature d'un accord concernant la création de OneSubsea™, une coentreprise destinée à la fabrication et au développement de produits, de systèmes et de services pour le marché du pétrole et du gaz sous-marins. Schlumberger détiendra 40 % de OneSubsea. La transaction est assujettie aux approbations réglementaires et à d'autres conditions habituelles de signature et devrait être conclue d'ici le deuxième trimestre 2013. En vertu des dispositions de l'accord, Cameron et Schlumberger contribueront chacun à la coentreprise avec l'ensemble de leurs activités sous-marines respectives et Schlumberger effectuera un paiement de 600 millions USD en espèces à Cameron. Cameron sera chargé de la gestion de OneSubsea et Schlumberger comptabilisera à la valeur de consolidation pour son investissement dans la coentreprise.
  • Le 20 décembre 2012, Gazprom Geologorazvedka et Schlumberger ont signé un accord-cadre de coopération technologique destiné à optimiser l'efficacité de l'exploration pour les champs à terre et en mer de Gazprom et les zones de permis de la Fédération de Russie. L'accord comprend l'introduction de la technologie et des produits logiciels Schlumberger, et le développement d'un programme de formation du personnel. Cet accord fait suite à l'accord-cadre technologique signé en 2008 entre Gazprom et Schlumberger.
  • Le 17 janvier 2013, le conseil d'administration a approuvé une augmentation de 13,6 % du dividende trimestriel. Le prochain dividende trimestriel, qui passera à 0,3125 USD par action ordinaire en circulation, sera distribué le 12 avril 2013 aux actionnaires inscrits le 20 février 2013.
 
État des résultats consolidés condensés
                           
(en millions USD, sauf montants par action)
 
Quatrième trimestre Douze mois
Périodes closes le 31 décembre         2012       2011         2012       2011
 
Chiffre d’affaires $ 11 174 $ 10 301 $ 42 149 $ 36 959
Intérêts et autre bénéfice net(1) 35 35 172 130
Charges
Coût des ventes(2) 8798 7997 33 056 28 949
Recherche & ingénierie 307 273 1168 1073
Frais généraux & administratifs(2) 111 98 405 417
Fusion & intégration(2) 60 22 128 113
Restructuration(2) 33 - 33 -
Intérêts           93         86           340         298
Revenu avant impôts 1807 1860 7191 6239
Impôts sur le revenu(2)           436         457           1723         1509
Bénéfice issu des activités poursuivies 1371 1403 5468 4730
Bénéfice issu des activités abandonnées           -         16           51         277
Résultat net 1371 1419 5519 5007
Bénéfice net attribuable aux participations minoritaires           9         5           29         10
Bénéfice net attribuable à Schlumberger         $ 1362       $ 1414         $ 5490       $ 4997
 
Montants Schlumberger attribuables au :
Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger (2) $ 1362 $ 1398 $ 5439 $ 4720
Bénéfice issu des activités abandonnées           -         16           51         277

Résultat net

        $ 1362       $ 1414         $ 5490       $ 4997
 
Bénéfice dilué par action de Schlumberger
Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger (2) $ 1,02 $ 1,04 $ 4,06 $ 3,47
Bénéfice issu des activités abandonnées           -         0,01           0,04         0,20
Résultat net         $ 1,02       $ 1,05         $ 4,10       $ 3,67
 
Moyenne des actions en circulation 1328 1338 1330 1349
Moyenne des actions en circulation après dilution           1336         1347           1339         1361
 
Dépréciation et amortissement inclus dans les dépenses(3)         $ 930       $ 859         $ 3500       $ 3274
 
     
1) Inclut les intérêts créditeurs :
Quatrième trimestre 2012 - 5 millions USD (2011 - 11 millions USD)
Douze mois 2012 - 29 millions USD (2011 - 39 millions USD)
2) Cf. pages 6 pour plus de détails sur les charges et crédits.
3) Inclut le coût des données sismiques multiclients.
 
 
État des résultats consolidés condensés
             
(en millions USD)
 
31 déc. 31 déc.
Actifs         2012       2011
Actif à court terme
Encaisse et investissements à court terme $ 6274 $ 4827
Comptes clients 11 351 9500
Autres actifs courants           6531         6212
24 156 20 539
Investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité 245 256
Immobilisations corporelles 14 780 12 993
Données sismiques multiclients 518 425
Survaleurs 14 585 14 154
Autres immobilisations incorporelles 4802 4882
Autres actifs           2461         1952
          $ 61 547       $ 55 201
 
Passif et fonds propres                  
Passif à court terme
Comptes fournisseurs et charges constatées d’avance $ 8453 $ 7579
Passif estimé pour les impôts sur le bénéfice 1426 1245
Emprunts à court terme et portion actuelle
de la dette à long terme 2121 1377
Dividende à distribuer           368         337
12 368 10 538
Dette à long terme 9509 8556
Avantages postérieurs aux départs en retraite 2169 1732
Impôts différés 1493 1731
Autre passif           1150         1252
26 689 23 809
Fonds propres           34 858         31 392
          $ 61 547       $ 55 201
 

Dette nette

La « dette nette » représente la dette brute moins la trésorerie, les placements à court terme et les placements en instruments à taux fixe, détenus jusqu'à maturité. La direction estime que la dette nette fournit des informations utiles sur le niveau d'endettement de Schlumberger en reflétant la trésorerie et les investissements qui pourraient être utilisés pour rembourser la dette. Détails des changements au niveau de la dette nette pour l'exercice 2012 :

 
(en millions USD)
             
Douze mois         2012
Dette nette, 1er janvier 2012 $ (4850 )
Bénéfice issu des activités poursuivies 5468
Dépréciation et amortissement 3500
Pensions et autres avantages complémentaires postérieurs aux départs en retraite à payer 404
Excédent des fonds propres par rapport aux dividendes reçus (61 )
Dépenses de rémunération sous forme d’actions 335
Financement de pensions et autres avantages complémentaires postérieurs au départ en retraite (673 )
Augmentation des fonds de roulement (1968 )
Dépenses en capital (4695 )
Données sismiques multiclients capitalisées (351 )
Dividendes distribués (1432 )
Produit des régimes d'actionnariat des employés 410
Programme de rachat d'actions (972 )
Acquisitions d'entreprises et investissements, déduction faite de l'encaisse et des dettes assumées (845 )
Produit de la vente de Wilson et de CE Franklin 1027
Autres (363 )
Effet de change sur la dette nette   (45 )
Dette nette, 31 décembre 2012 $ (5111 )
 

 

31 déc.

31 déc.

Composants de la dette nette

        2012      

2011

Encaisse et investissements à court terme $ 6274 $ 4827
Investissements à taux fixe, détenus jusqu'à maturité 245 256
Emprunts à court terme et portion actuelle de la dette à long terme (2121 ) (1377 )
Dette à long terme   (9509 )   (8556 )
$ (5111 ) $ (4850 )
 

Charges et crédits

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

     
(en millions USD, sauf montants par action)
                               
Quatrième trimestre 2012
Avant impôts Impôts Participations Net

Dilué

Classification de l'état des résultats
            minoritaires            

BPA

Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger
tel que déclaré $ 1807 $ 436 $ 9 $ 1362 $ 1,02
Charges de restructuration et de fusion 60 10 - 50 0,04 Fusion & intégration
Compression des effectifs   33         6         -         27         0,02 Restructuration
Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger
hors charges & crédits $ 1900       $ 452       $ 9       $ 1439       $ 1,08
 
Troisième trimestre 2012
Avant impôts Impôts Participations Net

Dilué

Classification de l'état des résultats
            minoritaires            

BPA

Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger
tel que déclaré $ 1857 $ 442 $ 3 $ 1412 $ 1,06
Charges de restructuration et de fusion   32         4         -         28         0,02 Fusion & intégration
Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger
hors charges & crédits $ 1889       $ 446       $ 3       $ 1440       $ 1,08
 
Quatrième trimestre 2011
Avant impôts Impôts Participations Net Dilué Classification de l'état des résultats
            minoritaires            

BPA(*)

Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger
tel que déclaré $ 1860 $ 457 $ 5 $ 1398 $ 1,04
Charges de restructuration et de fusion 22 2 - 20 0,01

Fusion & intégration

Dépréciation des actifs en Libye   60         -         -         60         0,04

Coût des ventes

Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger
hors charges & crédits $ 1942       $ 459       $ 5       $ 1478       $ 1,10
 
Douze mois 2012
Avant impôts Impôts Participations Net Dilué Classification de l'état des résultats
            minoritaires            

BPA(*)

Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger
tel que déclaré $ 7191 $ 1723 $ 29 $ 5439 $ 4,06
Charges de restructuration et de fusion 128 16 - 112 0,08 Fusion & intégration
Compression des effectifs   33         6         -         27         0,02 Coût des ventes
Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger
hors charges & crédits $ 7352       $ 1745       $ 29       $ 5578       $ 4,17
 
Douze mois 2011
Avant impôts Impôts Participations Net Dilué Classification de l'état des résultats
            minoritaires             BPA
Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger
tel que déclaré $ 6239 $ 1509 $ 10 $ 4720 $ 3,47
Charges de restructuration et de fusion 113 18 - 95 0,07 Fusion & intégration
Don à la Fondation Schlumberger 50 10 - 40 0,03 Frais généraux & administratifs
Dépréciation des actifs en Libye   60         -         -         60         0,04 Coût des ventes
Bénéfice issu des activités poursuivies Schlumberger
hors charges & crédits $ 6462       $ 1537       $ 10       $ 4915       $ 3,61
 
(*) Ne totalise pas 100 % en raison de l'arrondissement
 
 
Groupes de produits
(en millions USD)
        Trois mois clos au
31 déc. 2012       30 sept. 2012
Chiffre d’affaires       Bénéfice Chiffre d’affaires       Bénéfice
avant avant
impôts impôts
Services sur champs pétroliers
Reservoir Characterization $ 3150 $ 917 $ 2910 $ 838
Forage 4137 696 4048 733
Production 3924 590 3675 548
Éliminations & autres   (37 )   (39 )   (25 )   23  
11 174 2164 10 608 2142
Dépenses d'entreprise & autres - (180 ) - (176 )
Intérêts créditeurs(1) - 6 - 8
Intérêts débiteurs(1) - (90 ) - (85 )
Charges & crédits   -     (93 )   -     (32 )
$ 11 174   $ 1807   $ 10 608   $ 1857  
 
 
Zones géographiques
(en millions USD)
Trois mois clos au
31 déc. 2012 30 sept. 2012
Chiffre d’affaires Bénéfice Chiffre d’affaires Bénéfice
avant avant
impôts impôts
Services sur champs pétroliers
Amérique du Nord $ 3409 $ 655 $ 3290 $ 610
Amérique latine 2071 377 1860 333
Europe/CEI/Afrique 2958 579 2985 646
Moyen-Orient et Asie 2577 601 2352 570
Éliminations & autres   159     (48 )   121     (17 )
11 174 2164 10 608 2142
Dépenses d'entreprise & autres - (180 ) - (176 )
Intérêts créditeurs(1) - 6 - 8
Intérêts débiteurs(1) - (90 ) - (85 )
Charges & crédits   -     (93 )   -     (32 )
$ 11 174   $ 1807   $ 10 608   $ 1857  
 
 
(1) À l'exclusion des intérêts inclus dans les résultats des groupes Produits et des Zones géographiques.
 
 
Groupes de produits
(en millions USD)
        Douze mois clos au
31 déc. 2012       31 déc. 2011
Chiffre d’affaires       Bénéfice Chiffre d’affaires       Bénéfice
avant avant
impôts impôts
Services sur champs pétroliers
Reservoir Characterization $ 11 424 $ 3212 $ 9929 $ 2449
Forage 15 971 2824 13 860 2254
Production 14 875 2371 13 136 2637
Éliminations & autres   (121 )   (60 )   34   (35 )
42 149 8347 36 959 7305
Dépenses d'entreprise & autres - (694 ) - (590 )
Intérêts créditeurs(1) - 30 - 37
Intérêts débiteurs(1) - (331 ) - (290 )
Charges & crédits   -     (161 )   -   (223 )
$ 42 149   $ 7191   $ 36 959 $ 6239  
 
 
Zones géographiques
(en millions USD)
Douze mois clos au
31 déc. 2012 31 déc. 2011
Chiffre d’affaires Bénéfice Chiffre d’affaires Bénéfice
avant avant
impôts impôts
Services sur champs pétroliers
Amérique du Nord $ 13 485 $ 2736 $ 12 323 $ 3052
Amérique latine 7554 1387 6467 1074
Europe/CEI/Afrique 11 443 2245 9676 1477
Moyen-Orient et Asie 9194 2152 8102 1874
Éliminations & autres   473     (173 )   391   (172 )
42 149 8347 36 959 7305
Dépenses d'entreprise & autres - (694 ) - (590 )
Intérêts créditeurs(1) - 30 - 37
Intérêts débiteurs(1) - (331 ) - (290 )
Charges & crédits   -     (161 )   -   (223 )
$ 42 149   $ 7191   $ 36 959 $ 6239  
 
(1) À l'exclusion des intérêts inclus dans les résultats des groupes de produits et des Zones géographiques.
 

Services sur champs pétroliers

Le chiffre d'affaires de 42,15 milliards USD pour l'exercice 2012 a augmenté de 14 % par rapport à 2011, les Zones internationales connaissant une croissance de 16 % et la Zone Amérique du Nord de 9 %. Le chiffre d'affaires au plan international de 28,2 milliards USD a augmenté de 3,9 milliards USD, grâce à une activité d'exploration et de développement plus importante sur plusieurs marchés géographiques (à la fois en mer et sur les principaux marchés à terre). La hausse au plan international est venue de la zone Europe/CEI/Afrique où le chiffre d'affaires s'est accru de 18 %, principalement grâce à la force des marchés géographiques Russie, Nigeria & golfe de Guinée, Angola, Afrique de l'Est et Mer du Nord. Le chiffre d'affaires de l'Amérique latine a connu une hausse de 17 %, grâce une forte activité d'IPM (Integrated Project Management) à terre et à une solide activité en mer pour Wireline Services et Drilling Group Technologies, principalement sur les marchés géographiques Mexique & Amérique centrale ; Venezuela, Trinité & Tobago et Équateur. Le chiffre d'affaires de la zone Moyen-Orient & Asie a augmenté de 13 % grâce à des résultats remarquables sur les marchés géographiques Arabie Saoudite & Bahreïn ; Australasie; Brunei, Malaisie & Philippines et Chine. Le chiffre d'affaires de l'Amérique du Nord de 13,5 milliards USD a augmenté de 1,2 milliard USD, grâce à une hausse de 38 % du chiffre d'affaires en mer, les robustes services d'exploration et en eau profonde profitant au Reservoir Characterization Group et à Drilling Group Technologies, en particulier dans la partie américaine du golfe du Mexique. Le chiffre d'affaires de l'Amérique du Nord à terre a progressé de 4 % grâce à des produits et des services de Production Group plus performants, même si la hausse a été tempérée par la faiblesse du marché de fracturation hydraulique.

Par segment, le chiffre d'affaires du Reservoir Characterization Group de 11,4 milliards USD a augmenté de 1,5 milliard USD, soit 15 %, toutes les lignes de produits affichant une croissance à deux chiffres venue de la progression de l'activité d'exploration en mer dans toutes les zones. Le chiffre d'affaires de Drilling Group de 16,0 milliards USD a augmenté de 2,1 milliards USD, soit 15 %, grâce à une forte progression des produits et services de M-I SWACO, de Drilling & Measurements et de Drilling Tools & Remedial. Le chiffre d'affaires de Production group de 14,9 milliards USD a augmenté de 1,7 milliard USD, soit 13 %, avec une croissance à deux chiffres affichée par Well Intervention, Completions et Artificial Lift Technologies. Le chiffre d'affaires de Well Services a également augmenté, même si cette hausse s'est principalement limitée à l'activité en mer au plan international et en Amérique du Nord.

Le bénéfice d'exploitation avant impôts pour l'exercice 2012 de 8,3 milliards USD a augmenté de 1,0 milliard USD, soit 14 %, tandis que le bénéfice d'exploitation avant impôts au plan international de 5,8 milliards USD augmentait de 31 % et que le bénéfice d'exploitation avant impôts de l'Amérique du Nord de 2,7 milliards USD chutait de 10 % en glissement annuel.

La marge d'exploitation avant impôts est restée essentiellement la même que l'année précédente à 19,8 %, tandis que la marge d'exploitation avant impôts au plan international connaissait une progression de 226 points de base pour atteindre 20,5 %, alors que la marge d'exploitation avant impôts de l'Amérique du Nord chutait de 448 points de base à 20,3 %. La région Europe/CEI/Afrique a affiché une progression de 435 points de base pour atteindre 19,6 %, l'Amérique latine a progressé de 175 points de base à 18,4 % et la zone Moyen-Orient & Asie a progressé de 27 points de base à 23,4 %. Le déclin en Amérique du Nord a été dû à la pression des prix pour les technologies de production de Well Services à terre. Par segment, la marge d'exploitation avant impôts du Reservoir Characterization Group s'est accrue de 345 points de base à 28,1 % tandis que les marges d'exploitation avant impôts des groupes Drilling et Production étaient respectivement de 17,7 % et 15,9 %.

Résultats du quatrième trimestre

Le chiffre d'affaires de 11,17 milliards USD du quatrième trimestre a augmenté de 567 millions USD soit 5 % en séquentiel et de 873 millions USD soit 8 % en glissement annuel en réponse à la robustesse de l'activité au plan international. De la hausse du chiffre d'affaires en séquentiel, environ 36 % provenait de l'augmentation massive classique de fin d'année des ventes de produits et de logiciels, et 12 % de l'augmentation des ventes multiclients WesternGeco. Séquentiellement, le chiffre d'affaires du Reservoir Characterization Group a augmenté de 8 % pour atteindre 3,2 milliards USD, tandis que le chiffre d'affaires de Drilling Group était supérieur de 2 % à 4,1 milliards USD. Le chiffre d'affaires de Production Group a augmenté de 7 % séquentiellement à 3,9 milliards. Sur le plan géographique, le chiffre d'affaires au plan international de 7,6 milliards USD a augmenté de 409 millions USD, soit 6 % en séquentiel, tandis que le chiffre d'affaires de 3,4 milliards USD de l'Amérique du Nord a augmenté de 118 millions, soit 4 %, séquentiellement.

La hausse séquentielle du chiffre d'affaires du Reservoir Characterization Group a été due principalement à de solides ventes internationales de fin d'année du logiciel Schlumberger Information Solutions (SIS). Testing Services a progressé pour le troisième trimestre consécutif, grâce à une activité plus soutenue sur le marché géographique Arabie Saoudite & Bahreïn. PetroTechnical Services a affiché une croissance du chiffre d'affaires à deux chiffres suite à une forte activité de conseil sur le marché géographique Mexique & Amérique centrale. WesternGeco a légèrement progressé alors que les ventes multiclients de fin d'année et la vente directe de technologie sismique terrestre UniQ* en Russie étaient partiellement contrebalancées par un fort déclin saisonnier dans le chiffre d'affaires de la Marine, en raison d'une moindre utilisation des navires, consécutive aux transits saisonniers hors de la mer du Nord. Le chiffre d'affaires Wireline a progressé grâce à une activité accrue dans la partie américaine du golfe du Mexique, mais il a été largement contrebalancé par un déclin de l'activité saisonnière en Asie. Le chiffre d'affaires de Drilling Group a augmenté en réponse à une demande robuste au plan international et en mer en technologies Drilling & Measurements et M-I SWACO. Drilling Tools & Remedial Services a également contribué à la croissance avec les produits des services Radius sur l'ensemble du trimestre. IPM a légèrement progressé, tandis que la combinaison d'une augmentation des projets en Australie et de nouvelles entreprises en démarrage en Irak et en Argentine a été partiellement contrebalancée par les complétions de projets en Afrique du Nord. L'augmentation du chiffre d'affaires de Production Group est principalement venue de plus fortes ventes du produit Completion and Artificial Lift en fin d'exercice, combinées à de nouveaux projets sous-marins Framo dans la partie américaine du golfe du Mexique et sur les marchés géographiques mer du Nord et Angola. Le chiffre d'affaires de Well Intervention Services a également progressé suite à une activité plus soutenue sur les marchés géographiques Mexique & Amérique centrale et Arabie Saoudite & Bahreïn. Le chiffre d'affaires de Well Services s'est accru, principalement en raison d'une plus grande activité sur les marchés internationaux et sur les marchés d'Amérique du Nord en mer. Le décompte des intervalles Well Services sur le territoire d'Amérique du Nord a également augmenté, mais le chiffre d'affaires a chuté en raison d'une faiblesse persistante des prix due à une surproduction de puissance hydraulique.

Parmi les différentes zones, le chiffre d'affaires de la zone Moyen-Orient & Asie de 2,6 milliards USD a progressé de 10 % en séquentiel, grâce au lancement de nouveaux projets clé en main d'IPM en Irak ; grâce à davantage de services de la part de Testing, Well Intervention et Drilling Group, combinés aux ventes de produits de fin d'exercice sur le marché géographique Arabie Saoudite & Bahreïn ; grâce au démarrage du projet sismique Jurassic, ainsi qu'à de fortes ventes de produits et de logiciels de fin d'exercice au Koweït ; et grâce à une hausse des projets IPM en mer et à une forte activité de forage sur le marché géographique Australasie. En Amérique latine, le chiffre d'affaires de 2,1 milliards USD a augmenté en séquentiel de 11 %, notamment par de fortes ventes de produits et de logiciels de fin d'exercice, par une forte activité de conseil de PetroTechnical Services, et par une activité de stimulation d'intervention sur puits et de fracturation non conventionnelle sur le marché géographique Mexique & Amérique centrale. Une utilisation plus soutenue des navires WesternGeco pour les nouveaux levés sismiques au Brésil, à Trinité et en Uruguay, couplée au démarrage d'un projet IPM en Argentine, a également contribué à cette hausse. En Europe/CEI/Afrique, le chiffre d'affaires de 3,0 milliards USD a chuté de 1 %, principalement à cause d'une moindre utilisation des navires WesternGeco, consécutive au transit saisonnier des navires hors de la mer du Nord. La finalisation de projets IPM, les retards dans les contrats de services en Afrique du Nord et l'achèvement du levé WesternGeco en mer de Kara en Russie, ont également contribué à ce déclin. La baisse séquentielle a néanmoins été partiellement compensée par une activité accrue en Angola et par de meilleures ventes de produits et de logiciels dans la région Russie et Asie centrale et sur le marché géographique d'Europe continentale. Le chiffre d'affaires de l'Amérique du Nord de 3,4 milliards USD a augmenté de 4 % en séquentiel—principalement grâce à l'activité en mer qui a progressé de 24 %, tandis que l'activité à terre a chuté de 2 %. L'augmentation du chiffre d'affaires de l'activité en mer est la conséquence à la fois d'une activité de forage plus importante suite à un accroissement du nombre d'appareils de forage, et de ventes multiclients WesternGeco plus importantes en fin d'exercice. Le déclin du chiffre d'affaires à terre est principalement dû à une faiblesse persistante des prix pour les activités de fracturation hydraulique de Well Services. Un déclin saisonnier de l'activité de forage à terre dirigé et horizontal, combiné à la faiblesse des prix, a également affecté le segment Drilling Group en Amérique du Nord.

Au niveau international, le bénéfice d'exploitation avant impôts de 2,2 milliards USD du quatrième trimestre a augmenté de 1 % en séquentiel et n'a pas bougé en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts au plan international de 1,6 milliard USD a augmenté de 1 % en séquentiel et de 21 % en glissement annuel, tandis que le bénéfice d'exploitation avant impôts de 655 millions USD pour l'Amérique du Nord a augmenté de 7 % en séquentiel, mais a perdu 31 % en glissement annuel.

La marge d'exploitation avant impôts de 19,4 % a chuté de 83 points de base en séquentiel et a perdu 169 points de base en glissement annuel. La marge d'exploitation avant impôts au plan international de 20,5 %, a perdu 104 points de base en séquentiel, mais a gagné 125 points de base en glissement annuel. La baisse des marges en séquentiel est venue d'un ralentissement saisonnier et de retards contractuels plus importants que de coutume dans la zone Europe/CEI/Afrique qui génère traditionnellement des marges plus élevées. En Amérique du Nord, la marge d'exploitation avant impôts de 19,2 % a augmenté de 65 points de base en séquentiel mais a perdu 764 points de base en glissement annuel. En séquentiel, l'expansion des marges a été due à la contribution plus importante des services en mer à fortes marges, en particulier dans la partie américaine du golfe du Mexique, qui a plus que compensé le déclin des marges dans les activités à terre de Drilling Group et de Well Services. Par segment, la marge d'exploitation avant impôts du Reservoir Characterization Group a atteint 29,1 %, tandis que les marges d'exploitation avant impôts des groupes Drilling et Production étaient respectivement de 16,8 % et de 15,0 %.

Reservoir Characterization Group

Le chiffre d'affaires de 3,15 milliards USD du quatrième trimestre a augmenté de 240 millions USD soit 8 % en séquentiel et a progressé de 363 millions USD, soit 13 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 917 millions USD était en hausse de 9 % en séquentiel et a progressé de 18 % en glissement annuel.

En séquentiel, le chiffre d'affaires a augmenté principalement grâce à d'importantes ventes du logiciel SIS au plan international en fin d'exercice, tandis que Testing Services a progressé pour le troisième trimestre consécutif en raison d'une plus forte activité sur les marchés géographiques Arabie Saoudite & Bahreïn et Mexique & Amérique centrale. Le chiffre d'affaires de PetroTechnical Services a également affiché une croissance à deux chiffres, suite à une forte activité de conseil sur le marché géographique Mexique & Amérique centrale. WesternGeco a légèrement progressé, alors que les ventes multiclients de fin d'exercice et la vente directe de technologie sismique terrestre UniQ en Russie, ont été partiellement compensées par le fort déclin saisonnier dans le chiffre d'affaires de la Marine en raison d'une moindre utilisation des navires, consécutive aux transits saisonniers hors de la mer du Nord. Wireline a légèrement progressé du fait d'une activité accrue dans la partie américaine du golfe du Mexique, suite à la reprise qui a suivi l'arrêt des activités associé à l'ouragan Isaac au trimestre précédent, mais cette progression a été contrebalancée par un déclin de l'activité saisonnière en Asie, principalement sur les marchés géographiques Australasie et Chine.

Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 29,1 % a augmenté de 31 points de base en séquentiel et de 122 points de base en glissement annuel. L'expansion des marges en séquentiel a été principalement due à de traditionnellement fortes ventes de fin d'exercice du logiciel SIS et des permis multiclients WesternGeco. Les marges de Testing Services, Wireline et PetroTechnical Services se sont également étendues sur une combinaison technologique plus favorable dans les projets d'exploration et de développement. Ces améliorations ont néanmoins été modérées par de plus faibles marges de WesternGeco Marine, suite à une moindre utilisation des navires.

Un certain nombre de points saillants technologiques du portefeuille du Reservoir Characterization Group a contribué aux résultats du quatrième trimestre.

Au large de la Malaisie, WesternGeco a finalisé le premier levé commercial au monde réalisé en utilisant la technique d'imagerie et d'acquisition à large bande coulissante ObliQ*, combinée à l'acquisition tout azimut à navire unique Coil Shooting* pour PETRONAS. La technique du Coil Shooting a été choisie pour résoudre les problèmes d'éclairage, tandis que la technologie ObliQ a permis une meilleure pénétration sur les cibles plus profondes. Le traitement des données est en cours au centre WesternGeco GeoSolutions de Kuala Lumpur.

Au large de l'Indonésie, BP West Aru, une filiale de BP Plc en Indonésie, a octroyé à WesternGeco, l'un des plus grands levés sismiques marins en 3D qui sera effectué en Indonésie sur un maximum de 9000 km2 dans les nouveaux blocs de concession West Aru I de II. Le projet utilisera la technologie à flûte Q-Marine Solid* et comprendra un vaste traitement des données à bord.

Shell a confié à WesternGeco deux levés d'analyse 4D pour les sociétés Shell, notamment un levé pour Shell Nigeria Exploration and Production Company (SNEPCO) sur le champ Bongo au Nigeria et un levé pour Sarawak Shell Berhad (SSB) au large de la Malaisie. Le levé au Nigeria sera effectué par le WG Amundsen à l'aide de la technologie à flûte Q-Marine Solid ; il s'agit là du deuxième levé 4D effectué par WesternGeco pour SNEPCO sur ce champ. Le levé 4D en Malaisie sera effectué par le Western Patriot.

Suite à un certain nombre de levés effectués avec succès en mer du Nord et à Trinité et Tobago, BP a octroyé à WesternGeco d'autres contrats en mer du Nord, notamment deux levés utilisant le système sismique à composants multiples des fonds marins Q-Seabed* et deux levés d'analyse en 4D utilisant la technique sismique de couverture profonde à large bande calculée par interpolation DISCover*. Les projets commenceront au deuxième trimestre 2013.

Au large des Émirats Arabes Unis, la technologie d'enregistrement Flow Scanner* de la production des forages directionnels et horizontaux de Wireline, en combinaison avec l'outil de saturation des réservoirs RST* a été exécutée pour ZADCO, un consortium entre ADNOC, ExxonMobil et JODCO, sur un puits horizontal à l'aide du système de traction dirigée à l'intérieur du puits MaxTRAC* . Les appareils ont été convoyés à la profondeur totale grâce à deux séances d'enregistrement effectuées sur un intervalle de production qui contenait plusieurs dispositifs de contrôle de venue. La combinaison des mesures des appareils a permis de déterminer avec succès le profil de flux du puits, tandis que la complexité de l'opération du point de vue mécanique n'a connu aucun temps mort et a produit toutes les données requises.

À Myanmar, la technologie d'intervention instrumentée ReSOLVE* de Wireline a été déployée pour Petronas Carigali Myanmar (Hong Kong) Limited, afin d'installer un bouchon destiné à stopper la production d'eau non désirée d'un puits terrestre. L'appareil ReSOLVE a été convoyé par la technologie de traction TuffTRAC* de services en puits tubés, qui a permis de passer les restrictions de complétion pour atteindre la profondeur de pose du bouchon, en surmontant les échecs des tentatives précédentes à l'aide de moyens mécaniques conventionnels. Au cours de l'opération, la technologie ReSOLVE a fourni une indication du statut opérationnel en temps réel, notamment la confirmation positive de la pose du bouchon.

Dans le golfe de Thaïlande, les technologies MDT Forte-HT* d'essais dynamiques à haute température sur les formations modulaires robustes et lnSitu Fluid Analyzer* de Wireline ont été déployées pour PTTEP dans trois puits du champ Arthit dans le bassin haute température North Malay. La technologie a contribué à l'obtention de pressions de formation représentatives et à une identification du fluide et à une teneur en CO2 concluantes, qui ont fourni à l'équipe d'actifs du client des informations critiques en temps réel sur la composition du fluide du réservoir, en distinguant le gaz sec du gaz à condensat, et sur les propriétés du fluide du réservoir dans les conditions qui règnent à l'intérieur du trou de forage, notamment la teneur en CO2 et la perméabilité de la formation.

Dans le sultanat d'Oman, la technologie de microimagerie des formations de gros calibre FMI-HD* de Wireline a été déployée pour PDO sur les puits d'exploration profonds de gaz de réservoir compact, forés à l'aide de fluides de forage à la fois synthétiques et à base de pétrole. Cela a fourni des images d'une résolution supérieure dans des formations élevées résistives et d'une couverture supérieure sur les trous de forage. Cela s'est traduit par une meilleure résolution structurelle, des informations de déblocage plus précises pour la modélisation géochimique et une meilleure sélection des intervalles pour les technologies MDT* d'essais dynamiques sur les formations modulaires.

Dans le secteur britannique de la mer du Nord, les charges profilées pour une pénétration extrêmement profonde PowerJet Nova* de Wireline, ont battu un nouveau record mondial du plus long passage unique de perforation convoyé par travail au câble dans un puits pour Taqa Bratani dans le champ Pelican. Les charges PowerJet Nova ont perforé un intervalle de 128,31 m et ont été convoyées par un câble extrêmement résistant déployé par une unité d'enregistrement à haute tension. Des détonateurs Dual Secure* ont fourni la redondance au système de perforation, tandis que les améliorations du système d'adduction ont permis une opération efficace, de moindres coûts et une plus grande sécurité. L'exécution s'est déroulée sans aucun problème.

Dans les Rocheuses américaines, la technologie d'enregistrement SureLog* Thrubit à triple combinaison de Wireline, a été utilisée pour enregistrer une section horizontale de 3047,94 m d'un puits Oasis Petroleum dans la formation Bakken, à une profondeur de formation de plus de 3047,94 m. En utilisant les services d'enregistrement ThruBit*, le client a été capable de maintenir la circulation, de déployer les appareils d'enregistrement et d'explorer le puits, tout ceci pendant le trajet de conditionnement. La robustesse de la batterie et la conception de l'appareil ont permis 37 heures d'opération en continu, permettant une évaluation pétrophysique de la section horizontale, ainsi qu'une analyse détaillée des options de complétion à l'aide de données qui n'étaient jusqu'alors pas disponibles.

Dans la castine Mississipienne géologiquement complexe du Kansas, la suite d'enregistrements SureLog Thrubit à triple combinaison de Wireline, a été utilisée pour Osage Resources, afin d'optimiser le modèle de complétion du puits et d'améliorer la performance par rapport aux puits adjacents. Le diagraphe horizontal a montré des changements significatifs de porosité et de lithologie sur la longueur latérale et a permis de concevoir les longueurs, les volumes d'eau et les groupes de perforation de l'intervalle de fracturation, afin d'optimiser le traitement. Sur la base de l'interprétation des données du diagraphe, Osage Resources a décidé d'ajouter un intervalle de fracturation supplémentaire au modèle de complétion.

Au Turkménistan, le service de dispersion diélectrique multifréquence Dielectric Scanner* de Wireline, a été déployé pour la première fois dans le pays pour CNPC International Turkmenistan. La technologie Dielectric Scanner a clairement montré le contact gaz-eau et a établi les paramètres d'interprétation nécessaires pour évaluer la saturation en gaz dans la roche magasin carbonatée à faible porosité.

À Myanmar, Schlumberger Testing s'est vu octroyer deux contrats de services distincts, sur des puits d'exploration et d'évaluation en eau profonde dans le champ Zawtika pour PTTEP International Limited. Les services consistent en des batteries d'essais sur l'ensemble des puits, notamment des tests de puits de surface, l'échantillonnage des fluides, un ensemble de tests sous-marins, un essai aux tiges et des perforations guidées par tubes.

Au Pakistan, la technologie d'isolation Testing Services HPHT CERTIS* de test de la haute intégrité des réservoirs, combinée à des jauges HPHT à quartz haute résolution Signature* a exécuté avec succès six opérations de fracturation dans différentes formations de gaz de réservoir compact à Kadanwari pour Eni. Les opérations de fracturation et de reflux ont été réalisées sur 39 jours et la combinaison technologique a permis d'économiser du temps sur le forage et d'obtenir une plus grande sécurité, fiabilité et flexibilité opérationnelle.

Au Brésil, SIS s'est vu octroyer un contrat pour fournir le logiciel, la formation et les services à ANP─l'agence brésilienne de pétrole. Schlumberger fournira les technologies clés, qui comprennent notamment le logiciel Petrel* E&P et la simulation de réservoir ECLIPSE* couvrant tous les domaines d'exploration et de production depuis la géologie et la géophysique, jusqu'à l'ingénierie pétrolière. Le logiciel Schlumberger sera utilisé par l'ANP sur des études portant sur des zones qui seront proposées lors de la 11e procédure d'adjudication du pays en pétrole et gaz naturel, qui devrait avoir lieu en 2013.

En Colombie, l'intégration des technologies Schlumberger de placement et de complétion de puits à l'expertise de PetroTechnical Services, a aidé le forage New Granada Energy et a achevé le premier puits horizontal du champ dans le bassin Eastern Llanos. Les données de mappage des limites du lit PeriScope* de Drilling & Measurements ont été utilisées dans la planification d'une complétion d'un trou découvert, conçue pour éviter la production de sable et pour optimiser le contact avec le réservoir. Avec un indice de production effectif de 30 % et une proportion d'eau de moins de 1 %, New Granada Energy a prévu quatre puits supplémentaires sur ce champ.

Le Schlumberger Reservoir Geomechanics Center of Excellence au Royaume-Uni a terminé une modélisation géomécanique en 3D du champ carbonaté en eau profonde Jabuti, qui fait partie du champ pétrolifère Petrobras Marlim Leste dans le bassin Campos, au Brésil. Le projet a été mené à bien par des équipes multidisciplinaires de Petrobras et de Schlumberger PetroTechnical Services implantées au Brésil, au Royaume-Uni et au Danemark. Des technologies clés ont été combinées pour la première fois dans ce projet, notamment l'inversion sismique AVO, la physique des roches, des modèles 3D de tension à proximité du forage du puits et en plein champ, la restauration structurelle et la modélisation géomécanique prospective. Les résultats ont révélé comment les interactions complexes entre le déclin, les fractures naturelles, les tensions et la perméabilité jouent un rôle critique dans le contrôle de la production du champ et dans la stabilité et l'intégrité du puits.

Au Brésil, une étude de géomécanique intégrée a été attribuée à Schlumberger PetroTechnical Services pour l'optimisation des forages et l'évaluation des risques de production dans le champ en eau profonde Atlanta exploité par Queiroz Galvão Exploracão e Producão (QGEP). Un modèle géologique mécanique en 4D était au cœur de l'étude et a permis au client de sélectionner et d'optimiser des solutions pour la stabilité de forage du puits, la production de sable, le tassement, l'effondrement et la réactivation de la faille, mais il lui a aussi permis de quantifier l'impact et le risque de plusieurs scénarios de production.

Drilling Group

Le chiffre d'affaires de 4,1 milliards USD du quatrième trimestre a augmenté de 88 millions USD soit 2 % en séquentiel et de 332 millions USD soit 9 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 696 millions USD était en baisse de 5 % en séquentiel, mais a augmenté de 7 % en glissement annuel.

Séquentiellement, le chiffre d'affaires a augmenté en réponse à une demande en produits et en services de Drilling & Measurements et de M-I SWACO au plan international et en mer. L'activité de Drilling Tools & Remedial Services a également contribué à la croissance, grâce à un trimestre entier de produits pour les services Radius. Le chiffre d'affaires d'IPM a légèrement progressé, tandis que la combinaison d'une augmentation des projets en Australie et de nouvelles entreprises en démarrage en Irak et en Argentine, a été partiellement contrebalancée par les finalisations de projets en Afrique du Nord. La hausse globale du chiffre d'affaires a été tempérée par un déclin des services liés au forage, principalement à terre en Amérique du Nord, en raison d'un déclin saisonnier de l'activité de forage directionnel et horizontal, couplé à une faiblesse des prix.

La marge d'exploitation avant impôts de 16,8 % a chuté de 128 points de base en séquentiel et a perdu 26 points de base en glissement annuel. Chez Group Technologies, les marges séquentielles de Drilling Tools & Measurements et de Drilling Tools & Remedial Services sont restées stagnantes, tandis que des contractions des marges ont été enregistrées chez M-I SWACO et IPM, en raison de la combinaison géographique et de retards d'exploitation et de démarrage.

Un certain nombre de technologies de Drilling Group ont contribué aux résultats du quatrième trimestre.

Aux Émirats Arabes Unis, ZADCO, un consortium entre ADNOC, ExxonMobil et JODCO, a octroyé à Schlumberger le contrat des services intégrés de forage sur les deux premières îles artificielles (Nord & Sud) pour le champ Upper Zakum, au large d'Abu Dhabi, l'un des plus vastes champs pétrolifères au monde. Le contrat de trois ans est le premier contrat de services intégrés de forage attribué aux Émirats Arabes Unis.

En Malaisie, Schlumberger a battu trois records mondiaux en utilisant la technologie CASING DRILLING™ dans le puits Angsi D14 pour PETRONAS Carigali Sdn Bhd (PCSB). Ces records ont porté sur la plus forte inclinaison de 82,3º ; l'intervalle de tubage de 33,9725 cm le plus profond pendant le forage à 1550 m ; et l'intervalle de forage directionnel de Niveau 3 le plus long avec un trajet de tubage de 33,9725 cm à 1361 m.

En mer de Chine méridionale, la technologie PeriScope* de mappage des limites du lit de Drilling & Measurements, a été déployée dans une campagne de forage de puits horizontaux pour permettre à CNOOC Panyu Operating Company de développer des réservoirs exploités de très longue date avec de fines colonnes de production de pétrole. La technologie PeriScope a permis un placement précis des sections latérales à 0,5 m de la tête du réservoir pour un drainage et une réduction optimaux du pétrole sommital. Ces puits ont depuis lors de hauts rendements de production de pétrole, avec une proportion d'eau très faible ou inexistante et l'équipe de Drilling & Measurements a été distinguée par Panyu Operating Company pour sa contribution à cette performance.

En mer Noire, le service StethoScope* de mesure de la pression dans la formation pendant le forage de Drilling & Measurements, a été déployé pour tester plusieurs zones dans un puits pour la Turkish Petroleum Corporation (TPAO), afin de permettre le calibrage du modèle de pressions interstitielles en temps réel. Cela a évité à TPAO de forer une section de 26,9875 cm et donc de réaliser d'importantes économies de coûts.

Au Nigeria, la technologie StethoScope de mesure de la pression dans la formation pendant le forage de Drilling & Measurements, a été utilisée pour Total, afin d'estimer la pression interstitielle dans les sables du réservoir traversés pendant le forage. Grâce à une meilleure compréhension du régime de pressions interstitielles, le client a pu placer le tubage plus en profondeur et a fait l'économie d'une colonne de tubage par rapport au programme initial. De plus, les points de pression mesurés ont été utilisés pour calculer la mobilité du fluide de formation et ont aidé à optimiser le programme ultérieur d'échantillonnage par testeur dynamique de formation modulaire (TDM).

En Algérie, la technologie de forage vertical PowerV* de Drilling & Measurements, a permis une verticalité contrôlée du puits inférieure à 0,35º dans une formation hautement immergée du Zemoul el Kbar pour Groupement Sonatrach Agip (GSA). La technologie a été utilisée pour forer un total de 3481 m et une trajectoire de puits contrôlée avec une marge de déplacement latéral de 1,4 m. La performance de forage a économisé trois jours au client, par rapport aux puits forés précédemment à l'aide de la technologie standard. Par ailleurs, la technologie PowerV a produit une excellente qualité de forage du puits pour exécuter des diagraphes et déployer le tubage.

En Pologne, la technologie du système rotary dirigeable Schlumberger PowerDrive Archer* à taux de remontée élevé avec trépans de forage personnalisés Smith a été utilisé pour passer d'une inclinaison verticale à une inclinaison horizontale dans un puits à géométrie complexe du champ Lubocino pour Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG). La technologie PowerDrive Archer a construit la courbe en un seul trajet, atterrissant le puits avec succès en toute sécurité sur la position ciblée requise pour surmonter les problèmes rencontrés auparavant par les moteurs conventionnels, dans cette séquence de formations.

En Russie, l'intégration de la technologie rotary dirigeable PowerDrive* de Drilling & Measurements, du système M-I SWACO MEGADRILL* et des trépans de forage Smith a battu un nouveau record de forage russe pour LUKOIL, avec la plus longue section de 21,59 cm en un seul trajet et le taux de pénétration moyen le plus élevé. La performance a ainsi été améliorée de 22,1 jours/1000 m pour passer à 9,5 jours/1000 m et l'opération, qui s'est soldée par un trou d'excellente qualité, a permis la première complétion au monde en deux intervalles avec écrans de détection distribuée de température et de contrôle de venue.

En Russie, les technologies de Schlumberger Drilling Group ont été déployées pour Eriell Corporation sur plusieurs projets en Sibérie occidentale et dans les régions Volga-Oural. Sur un puits du champ Urengoyskoe, des trépans de forage Smith Viking, développés et fabriqués pour la Russie, ont été utilisés avec des moteurs à déplacement positif de Drilling & Measurements, afin d'atteindre de nouvelles références de performance et avec les systèmes rotary dirigeables PowerDrive X5* de Drilling & Measurements où le taux de pénétration a été doublé par rapport aux puits antérieurs. Sur un autre puits du champ Nizhne-Kamenskoe, la combinaison des systèmes de turboforage Smith Neyrfor* et de trépans de forage Smith personnalisés a aidé à réduire les temps de forage de 133 % dans une section du trou.

En Russie, les technologies de Drilling Group ont aidé Rosneft à forer une campagne de rentrée dans des puits dérivés de portée étendue du champ Odoptu-morye. Une combinaison de la technologie rotary dirigeable PowerDrive X6* de Drilling & Measurements avec un trépan de forage et des coulisses spécialement conçus par Smith, a foré un puits dérivé de 1990 m avec une trajectoire de puits complexe en 3D. Le service multifonctions EcoScope d'enregistrement pendant le forage pour le placement des puits, a été utilisé avec l'interprétation de Schlumberger PetroTechnical Services des données obtenues des appareils SonicVISION* de détection acoustique pendant le forage, afin de placer de manière optimale un système de sifflet déviateur Smith Trackmaster*. Cette approche intégrée a permis de forer le puits sept jours avant la date prévue.

En Russie, l'intégration des technologies de Drilling & Measurements et des trépans de forage Smith s'est traduite par une performance record pour Rosneft Vankor dans le projet de développement Vankorskoe. Sur un des puits, le système motorisé rotary dirigeable PowerDrive vorteX* et le trépan de forage Smith personnalisé ont été assistés par le logiciel d'optimisation du taux de pénétration Schlumberger, pour atteindre la profondeur totale avec près de 10 jours d'avance sur le calendrier, battant le record du nombre de mètres par jour du champ. En combinant cet ensemble intégré de forage à la technologie multifonctions EcoScope d'enregistrement pendant le forage, des économies supplémentaires ont été réalisées sur les temps de forage.

Au Brésil, l'intégration des technologies de Drilling Group, notamment le système de forage vertical PowerV, les fluides de forage synthétiques RHELIANT* et les trépans de forage Smith personnalisés, a aidé Shell à réduire de 15 jours le temps de forage de deux puits présalifères dans le bassin Santos. La technologie et la méthodologie proposées par Schlumberger ont contribué à ce que ces puits se trouvent dans le quartile supérieur de puits similaires au Brésil.

En Norvège, un assemblage pour fonds de puits de Drilling Tools & Remedial Services, conçu et optimisé par le système de forage à forte technicité Smith i-DRILL*, a été déployé pour Talisman en utilisant une combinaison de trépan de 31,1150 cm avec une broche fixe à intervalles et un aléseur Rhino XC* à commande hydraulique sur demande. La section du puits a été forée et sous alésée avec un taux moyen de pénétration de 28 % plus rapide que celui prévu. L'appareil Rhino XC s'est activé et désactivé correctement sous les appareils de mesure pendant le forage sans aucun problème lors de l'extraction du trou à travers des argiles gonflées. Le choc et la vibration au fond du puits ont été minimes, la verticalité a été maintenue avec une marge de 0,4° et la section forée a été terminée avec 13 heures d'avance sur ce qui était prévu.

Au Brésil, les trépans de forage Smith et les services Schlumberger Dynamic Pressure Management ont mené avec succès une opération de forage à percussion sur un puits du bassin à terre São Francisco pour Petra Energia. En combinant des marteaux pneumatiques, des trépans pour marteau et des technologies de forage à pression contrôlée, un taux de pénétration de 178 % plus élevé que la moyenne du champ a été atteint. Ce type de solutions mécaniques sur mesure, aident le programme d'exploration de Petra Energia en forant de manière plus efficace, avec un moindre risque et pour un moindre coût.

En Russie, Schlumberger IPM s'est vue attribuer un contrat d'exploration de trois ans par Bashneft Polyus, une coentreprise entre Bashneft et Lukoil, pour les champs Trebsa et Titova dans les territoires du Nord-Ouest. Cette région contient les plus grands champs pétrolifères encore non explorés de Russie. Schlumberger fournira des services de forage et de complétion sous la direction d'IPM.

Production Group

Le chiffre d'affaires de 3,9 milliards USD du quatrième trimestre a augmenté de 249 millions USD soit 7 % en séquentiel et a progressé de 221 millions USD soit 6 % en glissement annuel. Le bénéfice d'exploitation avant impôts de 590 millions USD était en hausse de 8 % en séquentiel, mais a baissé de 24 % en glissement annuel.

En séquentiel, l'augmentation du chiffre d'affaires est venue principalement de plus fortes ventes de produits Completions et Artificial Lift en fin d'exercice, combinées à de nouveaux projets sous-marins Framo dans la partie américaine du golfe du Mexique et sur les marchés géographiques de Mer du Nord et d'Angola. Le chiffre d'affaires de Well Intervention Services a progressé suite à une activité plus soutenue sur les marchés géographiques Mexique & Amérique centrale et Arabie Saoudite & Bahreïn. Le chiffre d'affaires de Well Services s'est accru, principalement en raison d'une plus grande activité sur les marchés internationaux et sur les marchés offshore d'Amérique du Nord. De fortes activités au plan international ont été enregistrées en raison d'une stimulation des opérations de navires au Brésil, d'une activité de fracturation non conventionnelle au Mexique et de nouveaux projets au Koweït et en Irak. Le décompte d'intervalles de Well Services sur le territoire d'Amérique du Nord a également augmenté, mais le chiffre d'affaires des activités terrestres a chuté en raison d'une faiblesse persistante des prix due à une surproduction de puissance hydraulique.

La marge d'exploitation avant impôts a augmenté de 13 points de base en séquentiel, à 15 %, mais a perdu 590 points de base en glissement annuel. La hausse séquentielle est venue essentiellement d'un impact favorable des ventes de produit de Completions et Artificial Lift en fin d'exercice, couplé à une meilleure rentabilité des nouveaux projets sous-marins Framo. Cette augmentation de la marge a été largement contrebalancée par une faiblesse persistante des prix de Well Services.

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

En Argentine, Schlumberger s'est vu attribuer un contrat de services intégrés par Shell pour leur campagne d'exploration dans la formation non conventionnelle Vaca Muerta du bassin Neuquen. Le contrat de 18 mois comprend la gestion du projet, l'ingénierie des puits et l'exécution des services de construction des puits, notamment l'évaluation des formations, la stimulation des réservoirs, le tubage enroulé et les essais de puits. Le premier puits d'exploration horizontal a été foré avec succès en octobre 2012.

Au Pakistan, la technologie Losseal* de comprimés de matière composite renforcée a été déployée pour Oil & Gas Development Company Limited (OGDCL) tout en passant la colonne de tubage de 24,4475 cm dans deux puits Naspha sur le plateau du Potwar, à la suite d'une perte totale de circulation avant le pompage du ciment. Des comprimés Losseal lourds de 16,5 et 17 ppg, qui ont repoussé les limites établies de la technologie, ont été utilisés comme matériau d'écartement et ont rétabli la circulation afin de garantir l'isolation ultérieure de la zone.

En Inde, le fluide de fracturation haute température tolérant au cisaillement ThermaFRAC* de Well Services, a été utilisé avec succès à une profondeur de 4400 m et à une température de 162,78 °C dans un puits à terre pour Cairn Energy India Pty Ltd dans le bassin KG de l'État d'Andra Pradesh. Une collaboration étroite entre Cairn Energy India et Schlumberger a optimisé la conception du fluide ThermaFRAC ainsi que la conception de l'ensemble du travail.

En Tunisie, Well Services a exécuté la première opération à plusieurs intervalles de fracturation hydraulique à chenal d'écoulement à trou découvert HiWAY* pour STORM Venture International dans le champ Bin Tartar. Le traitement s'est fait en sept intervalles, en utilisant la technologie HiWAY, ce qui a considérablement réduit le temps d'exploitation de sept à trois jours, sans aucuns arrêts prématurés du traitement.

Au Congo, la technologie PropGUARD* de Well Services, a été déployée pour Eni dans le champ Mboundi avec de la fibre PropGUARD ajoutée pendant le dernier intervalle de soutènement d'un traitement de fracturation hydraulique. Le puits a répondu au traitement, en s'écoulant naturellement avant d'être soulevé, sans qu'aucun soutènement ne soit observé en surface au cours du reflux et des essais. Les traitements PropGUARD de fracturation hydraulique par application de fibre sont devenus la solution de choix pour accroître la production de pétrole lorsqu'il est nécessaire d'éviter en même temps la production de sable.

Au Pérou, Schlumberger Well Services s'est vu attribuer un contrat de stimulation de 12 puits par Maple Gas Corporation del Peru S.R.L, afin de stimuler des puits verticaux sur les champs matures Agua Caliente et Maquia. La planification et l'exécution du travail sur le premier puits a donné d'étonnants résultats, avec une production de pétrole multipliée par 10 et une proportion d'eau réduite.

Au Koweït, Well Intervention Services a effectué la première performance en direct depuis l'intérieur du puits ACTive* avec détection distribuée de température et service ABRASIJET* de perforation et de découpage hydrauliques de tubes sur un puits horizontal à trou découvert, dans le réservoir de calcaire compact Mauddud pour Kuwait Oil Company. Sur la base de l'interprétation du profil de température DTS, la technologie ABRASIJET a traversé avec succès les zones endommagées pour créer des fentes, obtenant ainsi un meilleur contact avec le réservoir et contournant les dommages causés à proximité du puits. Ces technologies innovantes ont joué un rôle essentiel dans l'accroissement de la production de pétrole du puits.

Toujours au Koweït, Well Intervention Services a déployé la performance ACTive en direct de l'intérieur du puits avec DTS sur une opération de stimulation dans un puits de la Kuwait Oil Company du champ Burgan qui avait été foré et achevé en 1994, mais n'avait pas été mis en production. Sur la base de l'interprétation des profils de température obtenus par DTS et des diagraphes du trou découvert, le calendrier de pompage a été ajusté et les fluides ont été placés de manière optimale sur la section du trou découvert, en ciblant les zones pétrolifères potentielles, afin d'obtenir une stimulation uniforme de la section du réservoir compact. La production de pétrole de ce puits est désormais de 600 barils/j suite à l'implémentation de cette technologie.

Ailleurs au Koweït, l'outil multilatéral Discovery MLT* de Schlumberger Well Intervention Services et la performance en direct ACTive depuis l'intérieur du puits, ont été utilisés pour accéder à une section latérale d'un puits pour Joint Operations. Un traitement de stimulation a été effectué pour contourner les dommages, en utilisant une technologie de surveillance permanente DTS par fibre optique en temps réel. La production après traitement a donné des résultats satisfaisants, donnant naissance à des projets d'opérations similaires dans le développement de puits multilatéraux du champ South Fawares.

Au large de l'Égypte, Well Intervention Services a déployé la technologie ACTive de performance en direct depuis l'intérieur du puits avec DTS au cours d'une opération de stimulation pour Petrobel. Cette intervention a permis l'identification de zones de production d'eau en excès et la prise de décision de les isoler, en temps réel. Parallèlement à cela, la zone de gaz a été stimulée grâce à une garniture d'étanchéité gonflable par le biais d'un tube, qui a été posée avec succès en utilisant les données de fond du puits ACTive. Cette intervention unique d'ascension de l'appareil de forage a optimisé l'efficacité de l'opération, minimisé l'empreinte de l'équipement et aidé à économiser quatre jours de temps de forage en mer.

En Arabie Saoudite, le premier service ACTive de performance en direct de l'intérieur de la matrice du puits a été déployé sur un travail de stimulation du puits avec le service de perforation et de découpage hydrauliques de tubes ABRASIJET. Ces technologies ont permis de découper des fentes sur les zones cibles, tout en surveillant et en optimisant le placement des fluides de stimulation et l'efficacité de la diversion à l'aide de la détection DTS. La performance du puits après stimulation a dépassé les attentes.

En Tunisie, Eni a déployé les services Schlumberger LIVE* de câble lisse numérique sur des interventions visant à perforer de nouveau d'anciens puits non productifs en mer sur une plateforme à deux têtes de puits, avec un espace sur le pont et une capacité de levage limités. La technologie Wireline eFire* à tête de percussion électronique a été utilisée pour la première fois en combinaison avec la technologie de câble lisse numérique DSL*, avec mise en corrélation en temps réel sur plusieurs trajets. Suite à l'intervention, les deux puits ont été achevés avec succès et remis en service. Les services LIVE offrent une solution efficace, légère et compacte, capable de fournir des opérations conventionnelles au câble lisse, grâce à une technologie de perforation avancée utilisant le même équipage et le même matériel.

À propos de Schlumberger

Schlumberger est le plus grand fournisseur au monde de solutions de technologie, de gestion de projet intégrée et d’information à des clients internationaux qui exercent leurs activités dans l’industrie du gaz et du pétrole. Employant plus de 118 000 personnes représentant plus de 140 nationalités et exerçant ses activités dans quelques 85 pays, Schlumberger offre la plus vaste gamme de produits et de services du secteur, de l'exploration à la production.

Schlumberger Limited, dont les bureaux principaux sont situés à Paris, Houston et La Haye, a déclaré un chiffre d'affaires de 42,15 milliards USD en 2012. Pour de plus amples renseignements, veuillez consulter le site www.slb.com.

*Marque de Schlumberger ou de Schlumberger Companies.

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

Notes

Schlumberger tiendra une téléconférence pour discuter de l'annonce ci-dessus et de ses perspectives commerciales le vendredi 18 janvier 2013. Le début de la téléconférence est prévu pour 8 h 00 heure centrale des États-Unis, 9 h 00 heure de New York. Pour accéder à la téléconférence, qui est ouverte au public, veuillez contacter l'opérateur de la téléconférence au +1-800-230-1059 en Amérique du Nord ou au +1-651-291-5254 en dehors de l'Amérique du Nord, environ 10 minutes avant l'heure de commencement prévue pour la conférence. Demandez « Schlumberger Earnings Conference Call ». À la fin de l'appel, une retransmission audio différée sera disponible jusqu'au 18 février 2013 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 269201.

La téléconférence sera diffusée simultanément sur le Web à l'adresse www.slb.com/irwebcast en mode audio uniquement. Veuillez vous connecter 15 minutes avant l'heure prévue pour tester votre navigateur et vous inscrire à la téléconférence. Une rediffusion de la transmission Web sera également disponible sur le même site Internet.

Des informations supplémentaires sous forme d'un document questions-réponses sur ce communiqué de presse et les tableaux financiers sont accessibles sur www.slb.com/ir.

Le texte du communiqué issu d’une traduction ne doit d’aucune manière être considéré comme officiel. La seule version du communiqué qui fasse foi est celle du communiqué dans sa langue d’origine. La traduction devra toujours être confrontée au texte source, qui fera jurisprudence.

Contacts

Schlumberger Limited
Malcolm Theobald, +1 (713) 375-3535
Vice-président des relations avec les investisseurs
ou
Joy V. Domingo, +1 (713) 375-3535
Responsable des relations avec les investisseurs
investor-relations@slb.com

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