Schlumberger annonce ses résultats pour le quatrième trimestre et pour l’exercice complet 2007
Schlumberger Limited (NYSE:SLB) a présenté aujourd’hui un chiffre d’affaires de 23,28 milliards de dollars pour 2007, contre 19,23 milliards de dollars en 2006.
Le résultat net, hors charges et crédits, a atteint 5,16 milliards de dollars, ce qui représente des bénéfices dilués par action de 4,18 dollars contre 3,04 en 2006.
Résultats du quatrième trimestre
Le chiffre d’affaires au quatrième trimestre s’est élevé à 6,25 milliards de dollars contre 5,93 milliards de dollars au troisième trimestre 2007 et 5,35 milliards de dollars au quatrième trimestre 2006.
Le résultat net au quatrième trimestre, sans tenir compte d’un bénéfice après impôts de 17 millions de dollars sur la vente au cours du trimestre de certains appareils de forage de reconditionnement, a atteint 1,37 milliards de dollars, soit une hausse de 1 % en séquentiel et une hausse de 21 % en glissement annuel. Les bénéfices dilués par action, sans tenir compte de ce profit, ont atteint 1,11 dollars contre 1,09 dollars au trimestre précédent et 0,92 dollar au quatrième trimestre 2006.
Le chiffre d’affaires de 5,44 milliards de dollars des Services pétroliers, a progressé de 6 % en séquentiel et de 18 % en glissement annuel. Le compartiment avant impôts du bénéfice d’exploitation de 1,54 milliards de dollars a progressé de 2 % en séquentiel et de 16 % en glissement annuel.
Le chiffre d’affaires de 798 millions de dollars de WesternGeco a progressé de 1 % par rapport au trimestre précédent et de 11 % en glissement annuel. Le compartiment avant impôts du bénéfice d’exploitation de 272 millions de dollars a baissé de 11 % en séquentiel mais a progressé de 4 % en glissement annuel.
Le président-directeur général de Schlumberger, Andrew Gould, a remarqué : « Le chiffre d’affaires de Schlumberger en 2007 a progressé de 21 %, une hausse qui s’explique par la forte demande en services pétroliers, en particulier dans l’hémisphère oriental et en Amérique latine. Toutes les technologies ont présenté une amélioration à deux chiffres, les divisions Forage & Mesures, Essai de puits et Gestion de projets intégrée enregistrant les taux de croissance globale les plus élevés.
Au quatrième trimestre, une forte croissance du revenu en séquentiel a contribué de façon significative à la performance globale, tandis qu’un mixage du chiffre d’affaires moins favorable des Services pétroliers, une fixation des prix moins élevée dans les opérations terrestres aux États-Unis, ainsi qu’un certain nombre d’effets climatiques exceptionnels et saisonniers se sont traduits par des marges moins que satisfaisantes.
Par ailleurs, les fortes ventes multi-clients de WesternGeco n’ont pas réussi à compenser une utilisation maritime moins intense pour le trimestre, en raison de la mise en cale de plusieurs navires ou du transit saisonnier des navires vers de nouveaux contrats, avec la baisse de marge qui en découle.
Au cours de la deuxième moitié de 2007, le système IPM ou système de gestion intégrée de la rentabilité, a mobilisé et a démarré 17 appareils de forage pour les projets Mezosoico et Alianza au Mexique. Les résultats du quatrième trimestre ont inclus la passation en charges de frais de démarrage importants, associés aux deux projets.
Cependant, exception faite de la fixation des prix pour certaines activités terrestres des Services pétroliers en Amérique du Nord, les événements du trimestre ont été en grande partie saisonniers ou reflétaient les frais de démarrage des nouvelles activités de gestion intégrée de la rentabilité, et ne sont pas représentatifs d’un changement des tendances sous-jacentes.
En ce qui concerne la croissance à plus court terme, le panorama est plus complexe que dans le passé immédiat. Le forage de gaz naturel en Amérique du Nord ne devrait pas varier beaucoup en l’absence de conditions climatiques difficiles pour ces derniers mois d’hiver. Une forte utilisation de la flotte de plateformes de forage en mer et l’entrée sur le marché d’un nombre limité de nouvelles constructions pendant l’année, vont non seulement limiter la croissance, mais également rendre l’activité vulnérable à l’efficience de production. Il n’en reste pas moins que la croissance de l’activité terrestre en dehors de l’Amérique du Nord restera forte, tandis que les services d’exploration sismique aussi bien terrestres que marins, dans le monde entier, continueront à être fortement sollicités au moment où l’industrie se prépare à un allongement du cycle d’exploration.
Dans ce contexte, la technologie qui aide nos clients à mitiger le risque dans les projets d’exploration et de développement, en augmentant les facteurs de récupération et en améliorant l’efficience de production, vaudra toujours son pesant d’or.
À plus long terme cependant, les niveaux actuels de forage sont insuffisants pour ralentir de manière significative les taux de déclin, améliorer la récupération de réservoirs ou ajouter une nouvelle capacité de production suffisante. L’explosion du nombre de licences d’exploration accordées au cours des trois dernières années, l’expansion continue du nombre de nouvelles plateformes de forage en mer commandées pour être livrées dans le courant ou au-delà de cette décennie, combinées à nos propres projets et à ceux de l’ensemble du secteur, afin d’augmenter à la fois les dépenses d’équipement et celles de recherche et de développement, sont des indicateurs sans équivoque de la croissance à venir. Seule une récession économique généralisée faisant baisser la demande peut, selon nous, venir contrarier cette tendance.
Dans la lignée de cette perspective positive globale, je suis heureux d’annoncer que pour la quatrième année consécutive, le Conseil d’administration a augmenté le dividende trimestriel. »
Autres événements
- Schlumberger a fait l’acquisition de Eastern Echo Holding plc, une société de sismique en mer basée à Dubaï, afin de stimuler les projets destinés à répondre à la demande en services utilisant la technologie sismique WesternGeco Q-Marine* leader sur le marché. Eastern Echo a passé commande d’un total de six navires sismiques 3D haute performance. Ces navires à grande capacité sont parfaitement équipés pour les marchés de l’exploration et de développement du futur.
- Schlumberger a fait l’acquisition de 5,5 % supplémentaires dans la société Framo Engineering AS, ce qui le rend majoritaire avec une participation de 52,75 %. Installée en Norvège, la société Framo fournit des pompes de charge multiphase, de l’équipement de régulation de débit et des systèmes à empilement de têtes d’injection. Schlumberger entamera la consolidation des résultats de Framo au cours du premier trimestre 2008.
- Dans le cadre du programme de rachat de 40 millions d’actions précédemment annoncé et approuvé par le Conseil d’administration au cours du second trimestre 2006, Schlumberger a racheté 5,8 millions d’actions ordinaires à un prix moyen de 95,67 dollars, pour un total de 557 millions de dollars au cours du trimestre. En 2007, Schlumberger a racheté 16,3 millions d’actions ordinaires à un prix moyen de 82,94 dollars, pour un total de 1,35 milliards de dollars. Au 31 décembre 2007, Schlumberger bénéficiait toujours de l’autorisation de rachat de 10,1 millions d’actions ordinaires.
- Le Conseil d’administration de Schlumberger a approuvé une augmentation de 20 % du dividende trimestriel. Le dividende, qui se montera à 21 cents pour chaque action ordinaire restant en circulation, sera payable le 4 avril 2008 aux actionnaires inscrits le 20 février 2008.
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Compte de résultats consolidés |
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| Quatrième trimestre | Douze mois | ||||||||||||
| Pour les périodes finissant le 31 décembre | 2007 | 2006 | 2007 | 2006 | |||||||||
| Chiffre d’affaires | $ | 6 247 713 | $ | 5 349 868 | $ | 23 276 542 | $ | 19 230 478 | |||||
| Intérêts et autres revenus (1)(3) | 142 810 | 86 935 | 431 495 | 286 716 | |||||||||
| Charges | |||||||||||||
| Coût des biens vendus et des services (3) | 4 217 436 | 3 577 381 | 15 481 746 | 13 182 753 | |||||||||
| Frais de recherche et d’ingénierie (3) | 196 520 | 169 482 | 728 491 | 619 316 | |||||||||
| Marketing | 22 960 | 26 230 | 81 545 | 75 704 | |||||||||
| Frais généraux et administratifs | 141 672 | 132 732 | 517 248 | 456 347 | |||||||||
| Intérêts | 71 519 | 63 300 | 274 558 | 234 916 | |||||||||
| Résultat avant impôts et intérêts minoritaires | 1 740 416 | 1 467 678 | 6 624 449 | 4 948 158 | |||||||||
| Impôts sur les bénéfices (3) | 357 203 | 337 064 | 1 447 933 | 1 189 568 | |||||||||
| Résultats avant intérêts minoritaires | 1 383 213 | 1 130 614 | 5 176 516 | 3 758 590 | |||||||||
| Intérêts minoritaires (3) | - | 2 | - | (48 739 | ) | ||||||||
| Résultat net (3) | $ | 1 383 213 | $ | 1 130 616 | $ | 5 176 516 | $ | 3 709 851 | |||||
| Bénéfices dilués par action (3) | $ | 1,12 | $ | 0,92 | $ | 4,20 | $ | 3,01 | |||||
| Nombre moyen d’actions en circulation | 1 194 905 | 1 178 347 | 1 187 944 | 1 181 683 | |||||||||
| Nombre moyen d’actions en circulation après dilution | 1 239 999 | 1 238 047 | 1 238 675 | 1 242 196 | |||||||||
| Dépréciation et amortissement inclus dans les charges (2) | $ | 554 417 | $ | 439 000 | $ | 1 953 987 | $ | 1 561 410 | |||||
| 1) Inclut les intérêts créditeurs de : | |||||||||||||
| Quatrième trimestre 2007 - 48 millions de dollars (2006 - 27 millions de dollars) | |||||||||||||
| Douze mois 2007 - 162 millions de dollars (2006 - 117 millions de dollars) | |||||||||||||
| 2) Frais de données sismiques multi-clients compris | |||||||||||||
| 3) Voir en page 6 les détails des charges et crédits | |||||||||||||
| Bilan simplifié | ||||||
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(Exprimé en en milliers) |
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| Actifs | 31 déc. 2007 | 31 déc. 2006 | ||||
| Actifs à court terme | ||||||
| Encaisse et investissement à court terme | $ | 3 169 033 | $ | 2 998 873 | ||
| Autres actifs à court terme | 7 886 350 | 6 186 789 | ||||
| 11 055 383 | 9 185 662 | |||||
| Investissements à revenu fixe, détenus jusqu’à échéance | 440 127 | 153 000 | ||||
| Immobilisations | 8 007 991 | 5 576 041 | ||||
| Données sismiques multi-clients | 182 282 | 226 681 | ||||
| Fonds commercial | 5 142 083 | 4 988 558 | ||||
| Autres actifs | 3 025 506 | 2 702 196 | ||||
| $ | 27 853 372 | $ | 22 832 138 | |||
| Passif et capitaux propres des actionnaires | ||||||
| Exigibilités | ||||||
| Comptes fournisseurs et frais à payer | $ | 4 550 729 | $ | 3 848 017 | ||
| Provision pour impôts sur les bénéfices |
1 071 888 |
1 136 529 | ||||
| Prêts bancaires et portion actuelle de la dette à long terme | 1 318 227 | 1 321 529 | ||||
| Obligations convertibles | 353 408 | - | ||||
| Dividendes à payer | 210 599 | 148 720 | ||||
|
7 504 851 |
6 454 795 | |||||
| Obligations convertibles | 415 897 | 1 424 990 | ||||
| Autre dette à long terme | 3 378 569 | 3 238 952 | ||||
| Avantages complémentaires de retraite | 840 311 | 1 036 169 | ||||
| Autre passif |
775 975 |
257 349 | ||||
| 12 915 603 | 12 412 255 | |||||
| Intérêts minoritaires | 61 881 | - | ||||
| Capitaux propres des actionnaires | 14 875 888 | 10 419 883 | ||||
| $ | 27 853 372 | $ | 22 832 138 | |||
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Dette nette |
| « Dette nette » représente la dette brute moins l’encaisse, les investissements à court terme et les investissements à revenu fixe, détenus jusqu’à échéance. La direction est convaincue que la dette nette fournit des informations précieuses sur le niveau d’endettement de Schlumberger du fait qu’elle reflète l’encaisse et les investissements qui pourraient être utilisés pour rembourser la dette. Détails de la dette nette ci-dessous : |
| (Exprimé en millions) |
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| Douze mois | 2007 | |||||||
| Dette nette, 1er janvier 2007 | $ | (2 834 | ) | |||||
| Résultat net | 5 177 | |||||||
| Dépréciation et amortissement | 1 954 | |||||||
| Excédent de revenus de capitaux propres par rapport aux dividendes reçus | (189 | ) | ||||||
| Charges & crédits, nets d’impôts | (17 | ) | ||||||
| Hausse des exigences en fonds de roulement | (552 | ) | ||||||
| Contribution américaine admissible au régime de retraite | (150 | ) | ||||||
|
Dépenses en immobilisations (1) |
(3 191 | ) | ||||||
| Dividendes payés | (771 | ) | ||||||
| Produit des régimes d’actionnariat des employés | 622 | |||||||
| Programme de rachat d’actions | (1 355 | ) | ||||||
| Acquisition d’Eastern Echo | (699 | ) | ||||||
| Autres acquisitions d’entreprises | (286 | ) | ||||||
| Conversion d’obligations | 656 | |||||||
| Autres | (94 | ) | ||||||
| Effet de la conversion sur la dette nette | (128 | ) | ||||||
| Dette nette, 31 décembre 2007 | $ | (1 857 | ) | |||||
| Composants de la dette nette | 31 déc. 2007 | 31 déc. 2006 | ||||||
| Encaisse et investissements à court terme | $ | 3 169 | $ | 2 999 | ||||
| Investissements à revenu fixe, détenus jusqu’à échéance | 440 | 153 | ||||||
| Prêts bancaires et portion actuelle de la dette à long terme | (1 318 | ) | (1 322 | ) | ||||
| Obligations convertibles | (769 | ) | (1 425 | ) | ||||
| Autre dette à long terme | (3 379 | ) | (3 239 | ) | ||||
| $ | (1 857 | ) | $ | (2 834 | ) | |||
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(1) Y compris les dépenses de données sismiques multi-clients |
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Charges et crédits |
| Outre les résultats financiers GAAP (établis conformément aux principes comptables généralement reconnus), ce communiqué de presse sur les résultats du quatrième trimestre et de l’exercice complet 2007 comprend également des mesures financières non-GAAP (telles que définies par le règlement G de la Commission des valeurs mobilières des États-Unis (SEC)). Ce qui suit est un rapprochement entre ces mesures non-GAAP et les mesures GAAP comparables : |
| (Exprimé en millions sauf pour les montants par action) | ||||||||||||||||||||||
| Quatrième trimestre 2007 | ||||||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts | Int. min. | Net |
Bénéfice
dilué par action |
Classement compte de résultats | |||||||||||||||||
| Résultat net | $ | 1 740,4 | $ | 357,2 | $ | - | $ | 1 383,2 | $ | 1,12 | ||||||||||||
| Ajouter charges et crédits : | ||||||||||||||||||||||
| - Gain sur la vente d’appareils de forage de reconditionnement | (24,5 | ) | (7,1 | ) | - | (17,4 | ) | (0,01 | ) | Intérêts et autres résultats | ||||||||||||
| Résultat net avant charges et crédits | $ | 1 715,9 | $ | 350,1 | $ | - | $ | 1 365,8 | $ | 1,11 | ||||||||||||
| Douze mois 2007 | ||||||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts | Int. min. | Net |
Bénéfice
dilué par action (*) |
Classement compte de résultats | |||||||||||||||||
| Résultat net | $ | 6 624,4 | $ | 1 447,9 | $ | - | $ | 5 176,5 | $ | 4,20 | ||||||||||||
| Ajouter charges et crédits : | ||||||||||||||||||||||
| - Gain sur la vente d’appareils de forage de reconditionnement | (24,5 | ) | (7,1 | ) | - | (17,4 | ) | (0,01 | ) | Intérêts et autres résultats | ||||||||||||
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Résultat net avant charges et crédits |
$ | 6 599,9 | $ | 1 440,8 | $ | - | $ | 5 159,1 | $ | 4,18 | ||||||||||||
| Douze mois 2006 | ||||||||||||||||||||||
| Avant impôts | Impôts | Int. min. | Net |
Bénéfice
dilué par action (*) |
Classement compte de résultats | |||||||||||||||||
| Résultat net | $ | 4 948,2 | $ | 1 189,6 | $ | (48,7 | ) | $ | 3 709,9 | $ | 3,01 | |||||||||||
| Ajouter charges et crédits : | ||||||||||||||||||||||
| - Frais de R&D en cours de WesternGeco | 21,0 | - | - | 21,0 | 0,02 | Recherche et ingénierie | ||||||||||||||||
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- Perte sur la vente d’investissements
pour
financer la transaction WesternGeco |
9,4 | - | - | 9,4 | 0,01 | Intérêts et autres résultats | ||||||||||||||||
| - Acquittement du visa WesternGeco | 9,7 | (0,3 | ) | (3,2 | ) | 6,8 | 0,01 | Frais de biens vendus et de services | ||||||||||||||
| - Autres frais de R&D en cours | 5,6 | - | - | 5,6 | - | Recherche & ingénierie | ||||||||||||||||
| Résultat net avant charges et crédits | $ | 4 993,9 | $ | 1 189,3 | $ | (51,9 | ) | $ | 3 752,7 | $ | 3,04 | |||||||||||
(*) Il se peut que l’addition ne tombe pas juste en raison de l’arrondissement.
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Diagnostic |
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(Exprimé en millions) |
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| Quatrième trimestre | Douze mois | ||||||||||||||||||||||
| 2007 | 2006 | Variation en % | 2007 | 2006 |
Variation en % |
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| Services pétroliers | |||||||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires | $ | 5 445 | $ | 4 628 | 18 | % | $ | 20 306 | $ | 16 763 | 21 | % | |||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | $ | 1 535 | $ | 1 328 | 16 | % | $ | 5 959 | $ | 4 644 | 28 | % | |||||||||||
| WesternGeco | |||||||||||||||||||||||
| Chiffre d’affaires | $ | 798 | $ | 722 | 11 | % | $ | 2 963 | $ | 2 476 | 20 | % | |||||||||||
| Bénéfice d’exploitation avant impôts | $ | 272 | $ | 262 | 4 | % | $ | 1 060 | $ | 812 | 31 | % | |||||||||||
Le bénéfice d’exploitation avant impôts représente le revenu des compartiments avant impôts et intérêts minoritaires. Le bénéfice d’exploitation avant impôts ne prend pas en compte les dépenses du groupe, les intérêts créditeurs, les intérêts débiteurs, l’amortissement de certains actifs incorporels, l’intérêt sur les avantages médicaux complémentaires de retraite, les frais de compensation liés aux actions et les charges et crédits décrits en page 6, puisque ces éléments ne sont pas attribués aux compartiments.
Services pétroliers
Le chiffre d’affaires de 20,31 milliards de dollars pour l’exercice complet 2007, a progressé de 21 % par rapport à 2006, ce qui s’explique par une croissance de 31 % au Moyen-Orient et en Asie, de 30 % en Europe/CEI/Afrique et de 29 % en Amérique latine. Le chiffre d’affaires en Amérique du Nord est resté essentiellement le même. Le bénéfice d’exploitation avant impôts de 5,96 milliards de dollars en 2007 a été de 28 % supérieur à celui de 2006. Les marges d’exploitation avant impôts de 29,3 % ont progressé de 164 points de base (bps) en 2007 par rapport à 2006.
Le chiffre d’affaires du quatrième trimestre de 5,44 milliards de dollars a été supérieur de 6 % en séquentiel et de 18 % en glissement annuel. Les hausses du chiffre d’affaires en séquentiel ont été les plus fortes dans la zone Moyen-Orient et Asie, avec en tête de liste les GeoMarkets* d’Arabie, du Qatar, de Chine/Japon/Corée et d’Inde, suivis de la zone Amérique latine où la croissance la plus forte a été enregistrée sur les GeoMarkets du Mexique/Amérique centrale, d’Amérique du Sud et du Pérou/Colombie/Équateur. Dans la zone Europe/CEI/Afrique, les hausses les plus fortes sont venues des GeoMarkets de mer du Nord, de mer Caspienne et d’Europe continentale. Une croissance a également été enregistrée en Amérique du Nord, avec en tête les GeoMarkets du Canada et du golfe du Mexique. Parmi les technologies Schlumberger, les systèmes d’injection artificielle, les systèmes de complétions et les solutions d’information Schlumberger ou SIS, ont enregistré une forte croissance grâce aux ventes de produits saisonnières de fin d’année.
Le bénéfice d’exploitation avant impôts de 1,54 milliards de dollars du quatrième trimestre, a progressé de 2 % en séquentiel et de 16 % en glissement annuel. En séquentiel, la croissance a trouvé son origine dans la demande de services de forage et mesures à plus forte marge dans la zone Moyen-Orient et Asie, et dans une augmentation des ventes de produits dans les systèmes d’injection artificielle en Europe/CEI/Afrique, au Moyen-Orient et en Asie, ainsi que dans des ventes de produits dans les systèmes de complétions au Moyen-Orient et en Asie, ainsi qu’en Amérique latine. Cependant, ces hausses ont été contrebalancées par une érosion de la fixation des prix pour les activités terrestres liées à la stimulation de puits aux États-Unis ; par des retards exceptionnels d’exploitation et des retards liés à la météo au Mexique/Amérique centrale ; et par des effets climatiques et saisonniers sur les GeoMarkets de l’Ouest des États-Unis, de mer du Nord et de Russie orientale. Ces événements se sont traduits par une marge globale d’exploitation avant impôts de 28,2 %.
Amérique du Nord
Le chiffre d’affaires de 1,33 milliards de dollars a progressé de 3 % en séquentiel, mais baissé de 7 % en glissement annuel. Le bénéfice d’exploitation avant impôts de 338 millions de dollars a baissé de 3 % en séquentiel et de 23 % en glissement annuel.
En séquentiel, le chiffre d’affaires sur le GeoMarket du Canada a continué à progresser grâce à la demande en services de forage et en technologies de travail au câble. Sur le GeoMarket de la côte américaine du golfe du Mexique, l’activité a partiellement repris après la période de ralentissement engendrée par la saison des cyclones du troisième trimestre, avec une demande plus importante en technologies de travail au câble, essai de puits et services de forage. De plus, de meilleures ventes de produits SIS ont été enregistrées dans toute la zone. Cette performance a été largement contrebalancée par une érosion continue des prix dans les activités liées à la stimulation de puits sur les GeoMarkets terrestres américains, en raison de contraintes d’accès terrestre saisonnières dans l’ouest et à cause d’une activité plus faible en Alaska.
La marge d’exploitation avant impôts pour la zone a baissé en séquentiel pour atteindre 25,4 %, dû à un environnement de prix en baisse pour les services liés à la stimulation de puits dans les GeoMarkets terrestres américain et canadien, et à un levier d’exploitation plus faible en Alaska et au Canada. Cette tendance a été partiellement compensée par un mixage d’activités plus favorable et par une meilleure efficience de production sur le GeoMarket de la côte américaine du golfe du Mexique, couplée aux ventes de produits SIS sur l’ensemble de la zone.
Schlumberger a travaillé avec Trilogy Energy Trust, un opérateur d’actifs matures dans le bassin sédimentaire de l’ouest canadien, afin de palier aux baisses de production et d’améliorer de manière significative la récupération, dans un réservoir complexe de filons de carbonado fracturé naturellement. Cela a été fait en intégrant l’analyse des systèmes d’injection artificielle Schlumberger à proximité d’un puits de forage, à l’expertise en ingénierie de réservoir du groupe DCS (Data & Consulting Services). À l’aide du logiciel d’« interprétation sismique jusqu’à la simulation des réserves » SIS Petrel*, l’équipe DCS a évalué les informations pétrophysiques, géologiques et de couche pétrolifère, afin de construire un modèle géologique détaillé, qui a été intégré à un modèle de simulation. Le déroulement de ce travail de collaboration a aidé Trilogy Energy à identifier près de 20 % de pétrole supplémentaire sur place.
Dans la partie américaine du golfe du Mexique, Schlumberger Wireline a fait l’acquisition d’un profil sismique walkaway complexe pour le compte de BP, afin d’imager une paroi de sel dans le voisinage du puits. Un total de 1 450 points de tir le long de deux lignes de 15 240 mètres ont été récupérés à l’aide d’un outil VSI* (Versatile Seismic Imager). La complexité du travail a nécessité une navigation sophistiquée et un contrôle de la source qui ont contribué au succès global de l’opération.
En travaillant dans le secteur canadien des huiles lourdes, un secteur à croissance rapide et plein de défis technologiques, Schlumberger Testing (Essais) a effectué pour le compte de Suncor, la première opération de SAGD (drainage par gravité au moyen de la vapeur) jamais réalisée, à l’aide du débitmètre Vx* multiphase avancé, dans un environnement où les températures à la surface de la ligne de production peuvent dépasser les 200 degrés Celsius. La technologie a permis l’optimisation de la production en temps réel de ce débit multiphase dans lequel la vapeur, le bitume et l’eau sont mélangés à une forte teneur en gaz sulfureux, ce qui démontre que la technologie Vx multiphase peut être appliquée sur différents types de fluides, depuis le bitume jusqu’au gaz à condensat.
Sur le sol américain, la technologie Schlumberger Wireline Flow Scanner* de diagraphie de la production, a poursuivi son incorporation à la famille Scanner* de mesures avancées de diagraphie du travail au câble, au cours du trimestre. La société Newfield Exploration Company a utilisé l’outil Flow Scanner sur une colonne d’enroulement de la ligne électrique dans quatre puits horizontaux, afin de faire des économies considérables de reconditionnement, en éliminant la nécessité de remplacer la colonne de production avant la diagraphie. L’outil Flow Scanner a également été déployé pour un autre opérateur dans l’est de l’Oklahoma, dans un puits horizontal dans le jeu de gaz non conventionnel de Woodford Shale, afin d’indiquer des absorptions d’eau qui rendaient le puits peu rentable. Les mesures ont indiqué que 75 % de l’eau provenait de perforations qui produisaient seulement 20 % du gaz naturel. L’opérateur a pu par la suite boucher cette zone, éliminant ainsi la majorité de la production d’eau avec seulement une chute minimale de la production de gaz.
L’activité et l’intérêt pour la technologie AbrasiFRAC* — un membre de la famille Contact* de services de complétion et de fracturation étagée — a continué à se renforcer au cours du trimestre, au fur et à mesure que les opérateurs dans toute la zone déployaient la technologie sur plusieurs opérations de stimulation. À une occasion, sur le sol américain, un opérateur a utilisé la technologie AbrasiFRAC pour traiter individuellement tous les sables producteurs lors d’une seule et même opération dans le puits, ce qui s’est traduit par une augmentation de 50 % de la production. Ailleurs, la technologie AbrasiFRAC a été déployée pour un autre opérateur dans un réservoir composé d’une succession de sables fins gazéifères et de sables aquifères. La technologie a permis au client de placer le traitement avec davantage de précision et d’éviter la croissance de la fracture dans les sables aquifères, ce qui s’est traduit par la réduction de la production d’eau et par une augmentation de la production de gaz passée de 33 980 mètres cubes par jour à 84 950 mètres cubes par jour, dans un cas précis. L’utilisation de cette technique s’est également traduite par une réduction considérable des frais de complétion par rapport aux techniques conventionnelles normalement utilisées dans ce champ.
Les opérateurs du nord du Texas dans le bassin du Barnett Shale, continuent à apprécier les avantages de StimMAP* LIVE, le premier service de surveillance de fracturation hydraulique microsismique en temps réel. Grâce à sa capacité de visualisation du réseau de fractures au fur et à mesure qu’il se propage, la technologie a permis à un opérateur de contrôler avec succès le processus de fracturation en détournant la fracture afin d’augmenter le volume du réservoir en contact avec le puits — une mesure vitale pour améliorer la production. Les résultats de ce traitement sont encourageants, avec une hausse de la récupération finale estimée à 11 %.
Amérique latine
Le chiffre d’affaires de 943 millions de dollars a progressé de 9 % en séquentiel et de 40 % en glissement annuel. Le bénéfice d’exploitation avant impôts de 208 millions de dollars a connu une hausse de 2 % en séquentiel et de 47 % en glissement annuel.
Une croissance du chiffre d’affaires en séquentiel a été enregistrée sur tous les GeoMarkets, principalement en raison des activités de gestion intégrée au Mexique/Amérique centrale, Pérou/Colombie/Équateur et Venezuela/Trinité et Tobago. Une plus forte demande en technologies d’essai de puits et des ventes plus importantes de systèmes d’injection artificielle, de systèmes de complétions et de produits SIS en Amérique du sud, combinées à un plus gros volume de ventes de systèmes d’injection artificielle et de produits de systèmes de complétions sur les GeoMarkets du Mexique/Amérique centrale et Pérou/Colombie/Équateur, ont également contribué à la croissance.
La marge d’exploitation avant impôts a décliné en séquentiel pour atteindre 22,1 %, principalement en raison du mixage d’activités dans le GeoMarket Mexique/Amérique centrale, affecté par des frais de démarrage du projet de gestion intégrée de la rentabilité, par des frais tiers supérieurs, ainsi que par les inondations dans le sud et les retards d’exploitation au large. Un mixage inférieur d’activité de forage et de mesures à plus forte marge au Venezuela/Trinité et Tobago et de technologie de travail au câble à plus forte marge au Pérou/Colombie/Équateur a également contribué à ce résultat.
En Colombie, l’Agence nationale d’hydrocarbure a accordé à SIS un contrat de deux ans pour diriger le Centre national de traitement de données. Ce centre est la pierre angulaire d’une promotion internationale efficace de l’industrie colombienne du gaz et du pétrole, et représente la gestion numérique de plus de 75 ans de journaux du secteur, cartes de zonage sismique, contrats et autres informations d’une importance capitale.
En utilisant le concept de développement de champ intelligent, Petrobras Energia Ecuador a mis en œuvre un modèle reposant sur la plateforme SIS Avocet* Integrated Asset Modeler. Grâce à ce projet, il a été possible d’effectuer une évaluation des alternatives à un accroissement de la production globale du champ, d’où le succès consécutif d’une campagne de fracturation hydraulique sur 10 puits, menée par les services de forage. Cela s’est traduit par une augmentation nette de 20 % de la production du champ.
Les systèmes Schlumberger Complétions et Injection artificielle ont été les pionniers dans l’utilisation de la technologie DCC (doubles complétions concentriques) pour produire des fluides non mélangés à partir de deux zones différentes de puits du Bloc 15 en Équateur. Dix puits ont déjà été équipés de systèmes DCC et la technologie a permis à l’opérateur, la filiale UB-15 de Petroecuador, de doubler la production des puits et d’éliminer le coût de puits supplémentaires et de systèmes de complétion conventionnels qui auraient autrement été nécessaires pour répondre aux objectifs de production du champ.
Lors de l’introduction pour UB-15 d’une autre technologie nouvelle, Schlumberger Systèmes d’essais et d’injection artificielle a déployé le système MAXR de perforation par « gun-drop » porté par une colonne avec l’installation de la pompe électrique submersible, pour permettre une perforation pratiquement sans dommage avec nettoyage immédiat du puits et sans production différée. Des charges de pénétration PowerJet Omega* ultra profondes ont été utilisées pour accroître davantage la performance.
Ailleurs en Équateur, la technologie de placement de puits PeriScope* a été utilisée sur un puits horizontal Repsol-YPF pour naviguer 305 mètres dans une épaisseur de sable de 4,57 mètres du haut de l’unité. C’est la première fois qu’un puits horizontal est foré dans cette formation en Équateur. Le puits avait une proportion d’eau initiale de seulement 8 %.
Au Brésil, Schlumberger a signé un contrat de trois ans afin de fournir des services d’exploration et de développement d’une diagraphie du travail au câble pour le compte de Petrobras. Le contrat comprend une option de prolongation, tout en permettant le déploiement des technologies Schlumberger de travail au câble les plus récentes.
Europe/CEI/Afrique
Le chiffre d’affaires de 1,77 milliards de dollars a progressé de 4 % en séquentiel et de 23 % en glissement annuel. Le bénéfice d’exploitation avant impôts de 493 millions de dollars est resté fixe en séquentiel, mais a progressé de 28 % en glissement annuel.
En séquentiel, le GeoMarket de mer du Nord a enregistré la plus forte croissance de chiffre d’affaires, stimulée par une augmentation de la demande en technologies utilisant les systèmes de travail au câble et de forage, ainsi que par des ventes de produits SIS et de systèmes d’injection artificielle plus importantes. Une plus forte demande en technologies de forage et de mesures dans le GeoMarket caspien, la progression des ventes de produits de systèmes d’injection artificielle dans le nord de la Russie, et une forte demande en technologies de forage et mesures, en services de forage et d’essai de puits en Europe continentale, ont également contribué à la croissance. Cette performance a été partiellement contrebalancée par le ralentissement saisonnier sur l’île de Sakhaline et par une activité contenue au Nigeria.
La marge d’exploitation avant impôts en séquentiel a décliné pour atteindre 27,9 %, en raison du ralentissement saisonnier sur l’île de Sakhaline, et de retards liés à la météorologie qui ont entraîné une réduction de la demande en technologies à plus forte marge, de forage et mesures et d’essais de puits en mer du Nord. Un mixage d’activités moins favorable sur les GeoMarkets d’Afrique occidentale, d’Afrique du Sud et d’Afrique du Nord a également contribué à ce résultat.
En Russie, Yuganskneftegaz, une filiale de Rosneft, a accordé à Schlumberger un contrat d’un an pour 287 traitements de fracturation dans la région de Khanty-Mansisk en Sibérie occidentale. Ces opérations se feront grâce aux flottes Schlumberger de fracturation à haut rendement les plus récentes actuellement déployées.
En Italie, STOGIT, la filiale d’Eni responsable du stockage du gaz naturel, a accordé à Schlumberger un contrat pour des services de forage, de diagraphie en cours de forage et de placement de puits sur environ 68 puits, pendant les deux ans et demi à venir. Parmi les technologies clés qui seront déployées, citons le système rotatif orientable PowerDrive X5*, la plateforme EcoScope* de diagraphie en cours de forage pour les opérations tenant compte de l’environnement, la technologie de placement de puits PeriScope, et la transmission InterACT* de données en temps réel sur les emplacements de forage. La nouvelle technologie de résistivité GeoVISION* pour les puits de 15 centimètres de diamètre, sera également exécutée afin d’offrir des images de définition structurelle haute résolution.
Au large des côtes d’Afrique occidentale, Schlumberger Wireline a utilisé avec succès un double outil CHDT* (testeur de la dynamique du trou tubé) à l’aide du système TLC* (conditions de diagraphie difficiles), afin d’obtenir des pressions précises dans un puits fortement dévié, pour le compte de Total. L’essai le plus profond sur ce puits de portée étendue a été fait à une profondeur mesurée de 8 100 m. Total avait besoin des données pour vérifier les prévisions de déclin dans le modèle de réservoir. Avec sa technologie double-CHDT unique dans l’industrie, Schlumberger est le seul capable de réaliser des opérations de travail au câble aussi complexes.
Au large des côtes angolaises, la technologie Schlumberger Wireline MDT* (testeur de la dynamique de formation modulaire) a été déployée pour le compte de Chevron dans un forage fortement dévié, afin d’obtenir des échantillons non contaminés et pour la première fois d’un réservoir dans lequel de nombreuses tentatives s’étaient avérées infructueuses en utilisant les technologies standard.
Le centre OSC (centre de support opérationnel) d’Aberdeen a effectué son premier travail d’essai de puits en temps réel en mer du Nord. Le travail de collaboration avec le centre OSC a permis à AGR Petroleum Services et au personnel de Schlumberger, de réaliser une économie de temps et de coût considérable sur les plateformes de forage. L’assurance de la qualité des données et l’interprétation en temps réel au cours de l’essai ont été des facteurs clés pour le succès de l’opération. De plus, le centre OSC d’Aberdeen a mis en œuvre des services de mesure pendant le forage sur une plateforme Shell Exploration & Production Europe en mer du Nord, augmentant l’efficacité et permettant ainsi de partager l’expertise du personnel terrestre le plus expérimenté.
Dans le secteur norvégien de la mer du Nord, StatoilHydro a utilisé une combinaison des technologies Schlumberger Wireline UltraSonic Imager* et Isolation Scanner* sur plus de 25 puits candidats à l’abandon et à la déviation, afin d’identifier des sections d’argile litée expansée derrière la paroi et de les qualifier comme barrières annulaires. Des procédures d’abandon appropriées exigent qu’un nombre suffisant de barrières annulaires soient en place afin d’éviter toute fuite du réservoir, et face au manque de barrières en ciment traditionnelles, ces puits nécessitent souvent de coûteux travaux correctifs. Cette nouvelle application a éliminé la nécessité d’avoir des barrières en ciment additionnelles et a permis à StatoilHydro de réaliser des économies substantielles.
Moyen-Orient et Asie
Le chiffre d’affaires de 1,35 milliards de dollars a progressé de 10 % en séquentiel et de 30 % en glissement annuel. Le bénéfice d’exploitation avant impôts de 473 millions de dollars a progressé de 8 % en séquentiel et de 40 % en glissement annuel.
La croissance en séquentiel du chiffre d’affaires a résulté d’une forte demande en technologies de forage et mesures et de travail au câble, combinée à un volume plus important de ventes de produits SIS et de systèmes de complétions et d’injection artificielle sur le GeoMarket arabe ; une plus forte demande en technologies de forage et de mesures liées à l’exploration et en produits de systèmes d’injection artificielle au Qatar ; une demande accrue en services de forage et mesures et d’essai de puits en Chine/Japon/Corée ; et une plus forte demande, orientée vers l’exploration des grands fonds marins, en technologies de travail au câble et de forage et mesures, combinée à un plus gros volume des ventes de produits SIS en Inde.
La marge d’exploitation avant impôts de 35 % est la conséquence d’un mixage d’activités plus favorable sur les GeoMarkets arabe et indien, contrebalancé par une demande réduite en technologies de travail au câble, de services de forage et d’essai de puits à marge supérieure sur les GeoMarkets d’Indonésie, Thaïlande/Vietnam et Australie/Papouasie Nouvelle-Guinée.
En Arabie Saoudite, Schlumberger s’est assuré un important contrat pour le Reslink ResFlow*, une technologie de complétion simple, fiable et robuste, par contrôle de venue passif. Les installations d’essai dirigées par Saudi Aramco dans des réservoirs de grès et de carbonado, ont montré une excellente corrélation entre le programme de diagraphie de la production et les simulations développées par Saudi Aramco et Schlumberger, ainsi qu’un meilleur nettoyage du puits de forage. Le succès de la campagne d’essais s’est traduite par l’approbation du système de complétion de venue passif ResFlow et l’obtention du contrat.
Saudi Aramco a également évalué les avantages de la technologie StageFRAC* — qui fait partie de la famille Contact de services de complétion et de fracturation étagée — sur deux puits profonds de gaz dans la formation Khuff. Les premiers résultats de production des deux puits indiquaient des augmentations considérables du taux de production. Sur la base de prévisions de production à long terme, il est estimé que la récupération finale augmentera substantiellement durant la vie économique du puits. Ces résultats ont conduit Saudi Aramco à planifier un nouveau déploiement de la technologie StageFRAC dans des puits de gaz horizontaux.
Ailleurs en Arabie Saoudite, Schlumberger Well Services a réalisé son premier travail à l’aide de la technologie AbrasiFRAC sur une colonne d’enroulement en utilisant un nouvel outil à rainurer, mis au point dans le cadre d’un projet de réponse rapide créé en partenariat avec Saudi Aramco. Le travail a été exécuté dans un puits d’exploration vertical profond de gaz naturel à trou tubé et des essais d’injectivité ont confirmé le succès de l’opération dans la formation peu perméable. Le travail de fracture qui a suivi a multiplié la production par dix.
En Indonésie, Schlumberger Well Services a déployé une nouvelle technologie de fracturation à base de fibre FiberFRAC* avec un fluide de fracturation polymère PrimeFRAC* dans un réservoir de gaz naturel à faible perméabilité, pour le compte de Vico. La combinaison de nouvelles technologies a limité la perte de fluide, contrôlé la croissance de la hauteur de la fracture et conservé la forte conductivité de la fracture pour augmenter les niveaux de production par des facteurs de trois à cinq. Les résultats ont été particulièrement convaincants étant donné les fortes pentes de fracture et des pressions de réservoir sévèrement déprimées dans le champ.
Ailleurs en Indonésie, Schlumberger Wireline a permis à TATELY, une société E&P malaisienne, d’évaluer un réservoir complexe et de concevoir un essai à intervalles de formation à trou tubé, dans un puits à température élevée. Le service a compris une analyse des fluides, afin de déterminer les propriétés des fluides de la formation et de la composition du fond en temps réel à l’aide d’un outil Wireline MDT, équipé de garnitures d’étanchéité haute température et de l’analyseur de fluides sur site. Cette combinaison unique d’outils et le soutien apporté par Schlumberger DCS sur l’emplacement de forage, ont permis que les données du travail soient transmises et traitées pour une interprétation en temps réel de la pression et de l’échantillonnage, permettant à TATELY de prendre la décision d’achever le puits.
En Malaisie, Schlumberger DCS a réalisé une étude du champ Erb West pour le compte de Petronas Carigali Sdn. Bhd. Le projet a utilisé le logiciel SIS Petrel de flux de travail pour la modélisation 3D et le simulateur de réservoir ECLIPSE* pour une modélisation dynamique et une mise en correspondance historique sur 20 ans de production, en utilisant les données provenant de 52 colonnes de complétions, dont 17 sont horizontales. Les résultats de l’étude ont fourni des solutions immédiates pour l’amélioration de la production, des solutions qui ont accru la production du champ de 6 %. De nouvelles données provenant de l’outil d’imagerie Wireline Flow Scanner, ont été récupérées dans plusieurs puits horizontaux et le projet a identifié quatre réservoirs potentiels de développement, et 25 nouveaux emplacements de forage intercalaire.
WesternGeco
Le chiffre d’affaires de 2,96 milliards de dollars pour l’exercice complet 2007 a progressé de 20 % par rapport à 2006. Le bénéfice d’exploitation avant impôts de 1,06 milliards de dollars en 2007 a été de 31 % supérieur à celui de 2006. La marge d’exploitation avant impôts a atteint 35,8 % — soit une hausse de 299 bps en 2007 par rapport à 2006 — démontrant une utilisation élevée et continue des navires, des augmentations de prix dans l’activité Marine et une accélération de la demande en services sismiques d’exploration. Le chiffre d’affaires de la Q-Technology* a atteint 1,14 milliards de dollars, représentant 38 % du chiffre d’affaires pour l’exercice complet 2007.
Le chiffre d’affaires de 798 millions de dollars du quatrième trimestre, a progressé de 1 % par rapport au trimestre précédent et a connu une hausse de 11 % par rapport à la même période l’an dernier. Le bénéfice d’exploitation avant impôts de 272 millions de dollars, a baissé de 11 % en séquentiel, mais a progressé de 4 % en glissement annuel.
En séquentiel, le chiffre d’affaires multi-clients a progressé de 83 % en raison de ventes accrues en Amérique du Nord, en Afrique et en Asie. Cependant, cette hausse a été largement contrebalancée par une baisse du chiffre d’affaires de l’activité Marine, en raison des transits de navires entre deux projets, de la mise en cale de plusieurs navires, et d’une utilisation plus faible des navires. L’utilisation globale des navires en 2007 a été de 93 %.
La marge d’exploitation avant impôts a décliné en séquentiel pour atteindre 34,1 %, au moment où l’activité multi-client à forte marge a été plus que compensée par la moindre utilisation des navires maritimes.
Eni a accordé à WesternGeco deux contrats d’acquisition et de traitement Q-Marine* sur les superficies récemment acquises en Angola et au Mozambique. Le levé effectué en Angola couvrira une base d’au moins 2 200 km carrés — avec des options d’extension de 800 km carrés de plus — et le levé au Mozambique couvrira une superficie de 1 040 km carrés.
Suite à l’étude sismique 3D réussie menée au large de l’Alaska, en mer de Chukchi, WesternGeco a utilisé le navire maritime M/V Gilavar afin de réaliser le premier levé 3D par flûte marine tractée en pleine eau, dans le secteur américain de la mer de Beaufort, pour le compte de Shell Offshore Inc.
En Égypte, Apache a attribué à WesternGeco un contrat d’acquisition et de traitement intégrés de la technologie à capteur unique Q-Land* pour 460 km carrés dans le Salloum, et 800 km carrés dans les concessions de l’ouest de Ghazalat.
WesternGeco a réalisé une enquête CSEM (Controlled-Source ElectroMagnetics) pour Eni au large de la Norvège à l’aide du navire CSEM Toisa Valiant.
WesternGeco et TGS-NOPEC Geophysical Company ASA (TGS) ont signé un accord de coopération pour l’acquisition et le traitement d’un minimum de 650 blocs de plateau continental externe, couvrant environ 15 000 km carrés de données 3D multi-clients en azimut large, dans les zones du canyon du Mississippi et de la vallée Atwater du golfe du Mexique. En vertu de cet accord, WesternGeco et TGS partageront les coûts et les revenus du projet à part égale. La technologie Q sera utilisée pour l’acquisition et le traitement des données, les levés venant considérablement complémenter la bibliothèque de données multi-clients en azimut large de WesternGeco. Tandis que les deux parties commercialiseront ce produit, c’est TGS qui sera responsable des ventes. WesternGeco a acquis plus de 950 blocs de données en azimut large du plateau continental externe depuis juillet 2006 ; 1 300 blocs supplémentaires sont programmés pour 2008.
À propos de Schlumberger
Schlumberger, leader mondial des services pétroliers, fournit des technologies, des solutions d’information et une gestion de projets intégrée, qui optimisent la performance des réservoirs pour les clients qui travaillent dans l’industrie du pétrole et du gaz naturel. La société emploie plus de 80 000 personnes de plus de 140 nationalités, dans près de 80 pays. Schlumberger propose une vaste gamme de produits et de services, depuis l’acquisition et le traitement de données sismiques, l’évaluation des formations, les essais de puits et le forage directionnel jusqu’au cimentage et à la stimulation des puits, l’injection artificielle et les complétions de puits, et la gestion du conseil, des logiciels et de l’information. En 2007, le chiffre d’affaires de Schlumberger s’est élevé à 23,28 milliards de dollars. Pour plus d’informations, visitez le site www.SLB.com.
* Marque de Schlumberger
Notes
Schlumberger tiendra une conférence téléphonique afin de parler de l’annonce faite ci-dessus le vendredi 18 janvier 2008, à 9 h 00 heure de la côte est des États-Unis, 8 h 00 heure du centre des États-Unis (14 h 00, heure de Londres/15 h 00, heure de Paris). Pour accéder à la conférence, qui est ouverte au public, veuillez contacter l’opérateur de la conférence téléphonique en composant le +1 888 428 4480 depuis l’Amérique du Nord ou le +1 651 291 5254 en dehors de l’Amérique du Nord, environ 10 minutes avant l’heure de démarrage programmée de la téléconférence. Demandez la « Conférence téléphonique sur les résultats de Schlumberger. » Une retransmission différée de la conférence téléphonique sera disponible jusqu’au 15 février 2008, en composant le +1 800 475 6701 depuis l’Amérique du Nord ou le +1 320 365 3844 en dehors de l’Amérique du Nord, et en fournissant le code d’accès 899456.
La conférence téléphonique sera diffusée simultanément sur le Web, sur le site www.SLB.com/irwebcast, en mode d’écoute seule. Veuillez vous connecter 15 minutes avant l’heure prévue afin de tester votre navigateur et de vous inscrire pour l’appel. Une retransmission différée de la diffusion sur le Web sera également disponible sur le même site Web.
Des informations supplémentaires sous la forme de questions et de réponses sur ce communiqué de presse et sur les calendriers financiers sont disponibles sur le site www.SLB.com/ir.
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