- 营收为70亿美元，环比下降2%
- 税前营业收入为8.15亿美元，环比增加9%
- GAAP每股收益为0.13美元。扣除Cameron兼并和整合费用，每股收益为0.25美元
- 营业活动产生的现金流为14亿美元。自由现金流为6.99亿美元
- 季度现金股息为每股0.50美元
休斯顿--(美国商业资讯)--斯伦贝谢(Schlumberger Limited) (NYSE:SLB)今日公布了2016年第三季度的业绩。
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（单位为百万，每股数额除外） |
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截至以下日期的三个月 |
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变化幅度 |
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2016年9月30日 |
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2016年6月30日 |
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2015年9月30日 |
环比 |
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同比 |
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营收 |
$7,019 |
$7,164 |
$8,472 |
-2% |
-17% |
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税前营业收入 |
$815 |
$747 |
$1,521 |
9% |
-46% |
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税前营业利润 |
11.6% |
10.4% |
18.0% |
119 bps |
-634 bps |
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净收益（亏损）（基于GAAP） |
$176 |
$(2,160) |
$989 |
n/m |
-82% |
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净利润，扣除费用和信贷* |
$353 |
$316 |
$989 |
12% |
-64% |
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摊薄后每股收益（每股亏损）（基于GAAP） |
$0.13 |
$(1.56) |
$0.78 |
n/m |
-83% |
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摊薄后每股收益，扣除费用和信贷* |
$0.25 |
$0.23 |
$0.78 |
9% |
-68% |
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*这些为非GAAP财务指标。详见“费用和贷项”部分。 |
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n/m = 无意义 |
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斯伦贝谢董事长兼首席执行官Paal Kibsgaard评论说：“第二季度触底之后，我们的业务在第三季度趋于稳定，此前七个季度的预测性营收下滑超过50%。同期，我们的季度成本基数减少60亿美元。
“我们的第三季度营收环比下滑2%，这很大程度上是因为Cameron活动由于未交货订单减少而预计减弱。尽管业务环境充满挑战性，但Cameron依然取得了强劲的财务业绩，其中部分原因在于整合流程取得了出色的进展。
“将Cameron的影响排除在外，营收环比增加1%，这源自北美和中东地区以及澳大利亚和俄罗斯GeoMarkets的活动增加。在北美，陆上活动适度增加，这被美国墨西哥湾钻井平台数减少抵消。同时，俄罗斯夏季钻探活动高峰以及中东和澳大利亚GeoMarkets的新项目被拉美、北海、撒哈拉以南非洲和东南亚持续疲弱抵消。
“这些强劲的业绩通过增量和减量利润率明显表现出来。由于强有力的执行力度、加速整合和高效的成本控制，Cameron Group营收12%的环比下滑仅造成19%的利润率减量；而公司其他业务部营收1%的环比增加则利用了执行和转型效应以产生65%的正增量利润率，不包括上季度减值费用的影响。
“在业务部中，Reservoir Characterization Group第三季度营收增加5%，原因包括WesternGeco在北海进行海洋勘探，并在沙特阿拉伯和科威特开展陆地地震勘探，俄罗斯和哈萨克斯坦测井和试井活动的季节性增加生产部门营收略微下滑1%，原因是拉美、北海和中东的压裂和完井活动减少被北美陆地压裂活动的增加抵消。钻井部门营收也下滑1%，原因在于撒哈拉以南非洲、巴西和亚太地区的深海活动持续下降，这仅被美国陆地定向钻井活动的强劲复苏部分抵消。Cameron Group营收环比下降12%，主要原因在于累计积压订货减少造成产品销售减少。
“第三个季度中，税前经营利润率提高119个基点(bps)至11.6%，原因在于转型计划稳步推进，全球支持结构进一步简化以及选择性开采合同组合的早期进展。利润率也部分因为第二季度的采油量减缩和资产减损而提升。
“在所有运营部门中，油藏描述部门的税前经营利润率环比提高292个基点至19.1%，而钻井部门的利润率提高241个基点至10.8%，生产部门利润率提高41个基点至4.7%。Cameron Group营业利润率环比降低34个基点至16.0%，原因在于未交货订单减少，尽管这已被有力的项目执行和成本控制部分抵消，造成利润率仅降低19%。扣除Cameron兼并和整合费用，摊薄后每股收益为0.25美元，环比提高9%。
“第三季度产生的自由现金流稳健，达到6.99亿美元，原因在于库存和资本支出投资得到严格管理。但是，营运资金受到低于预期的收款影响，因为目前各个地区的多家客户付款普遍延误。这是整个行业持续财务困境的明确体现。
“在全球石油市场，原油供需现在或多或少得到平衡，这从石油库存水平趋于稳定以及季度末开始持续平稳，尤其是在北美地区。与此同时，2017年的石油需求于10月再次修正上调，结合OPEC宣布打算削减产量，这体现出库存将在未来几个季度进一步趋于平稳，这应造成价格上涨。
“在2017年勘探开发投资方面，我们能够了解的情况有限，因为客户依然处于规划过程中。我们依然认为，鉴于行业脆弱的财务状况，广泛的V型复苏不太可能出现，但我们认为2017年北美陆地、中东和俄罗斯市场活动将有所增加。因此，我们确信我们能够把握大部分的上涨形势，从而实现收益正增长。
“凭借无以伦比的成本和现金约束机制，我们对于自己推动增量利润率超过65%和自由现金转化率超过75%的能力深有信心。之后，这将为我们带来对业务进行再投资以及为股东创造稳定现金回报带来巨大的灵活性。这种能力结合我们无与伦比的规模以及在整个公司推动变革的独特能力，很明显让我们在整个行业中脱颖而出。”
其他事件
本季度中，斯伦贝谢以平均每股77.02美元的价格回购了200万股普通股，收购总价为1.56亿美元。
2016年7月25日，斯伦贝谢与Golar LNG Limited宣布创建OneLNG℠，这家合资企业能够将低成本的天然气储量快速转化为液化天然气。斯伦贝谢的油藏知识、钻井孔技术和生产管理能力，结合Golar的低成本FLNG（浮动液化天然气）解决方案预计为天然气资源所有者提供更快、成本更低的开采服务，从而增加资源的净现值。
2016年10月19日，该公司董事会核准于2017年1月13日向截至2016年12月7日的记名股东排放相当于已发行普通股每股0.50美元的季度现金股息。
各地区的合并营收
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（单位为百万） |
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截至以下日期的三个月 |
变化幅度 |
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2016年9月30日 |
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2016年6月30日 |
环比 |
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北美 |
$ |
1,699 |
$ |
1,737 |
-2 |
% |
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拉美 |
992 |
1,007 |
-1 |
% |
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欧洲/独联体/非洲 |
1,872 |
1,948 |
-4 |
% |
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中东和亚洲 |
2,385 |
2,404 |
-1 |
% |
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消除和其他 |
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71 |
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68 |
- |
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$ |
7,019 |
$ |
7,164 |
-2 |
% |
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北美营收 |
$ |
1,699 |
$ |
1,737 |
-2 |
% |
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国际部门营收 |
$ |
5,249 |
$ |
5,359 |
-2 |
% |
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第三季度营收为70亿美元，环比下滑2%，北美市场下降2%，国际市场下降2%。排除Cameron Group的业绩，第三季度营收环比增加1%，原因在于北美以及中东和亚洲地区的业务增长。
北美
北美整体营收环比下跌2%。排除Cameron Group的业绩，陆地业务营收由于钻井和压裂活动增加而环比增长14%，原因在于平均美国陆地钻井平台数环比增加和压裂级数增加17%。定价改进空间有限，美国陆地钻井活动的增加主要源自美国少数独立石油公司。作业量增加被不利的工作和技术组合部分抵消。陆地业务营收增加被Cameron Group销售额降低进一步抵消，因此整体陆地业务营收增长5%。海上业务营收环比下滑13%，原因在于美国墨西哥湾钻井平台数平均减少9%，WesternGeco多客户地震牌照费减少，以及Cameron Group钻井销售额因未交货订单减少而下滑。
国际区域
国际营收环比下跌2%，原因在于多数GeoMarket的定价压力和Cameron Group钻井销售减少。尽管如此，俄罗斯和中亚GeoMarkets的活动显著增加，原因在于夏季季节性钻井活动增加以及中东和澳大利亚的新项目启动。
拉美地区的营收环比下跌1%，原因在于巴西和阿根廷的钻井和生产活动因钻井平台数减少而下滑，同时哥伦比亚和委内瑞拉的活动继续减弱。此下滑带来的影响被墨西哥和中美州GeoMarket的营收增加部分抵消，原因在于WesternGeco的多客户地震牌照销售和Cameron Group销售增加。
欧洲/独联体/非洲地区营收环比下滑4%，在中非和西非、安哥拉和英国GeoMarkets，钻井平台数减少，项目已完工或延误。在尼日利亚，日益恶化的安全状况影响钻井和开采活动，而北非活动减弱。俄罗斯和中亚GeoMarket的营收强劲，因为钻井活动在夏季达到高峰，并且俄罗斯卢布走强。
中东和亚洲地区营收环比下滑1%。这主要因为印尼、阿联酋和东南亚GeoMarket活动减弱，原因在于客户预算持续削减与项目完工。此外，Cameron Group Drilling在当地的销售也有所下滑。但是，这些业绩下滑的影响被沙特阿拉伯、伊拉克和科威特新项目启动、钻井活动增加以及额外的土地地震勘测带来的营收增加抵消。澳大利亚和巴布亚新几内亚GeoMarket的营收也有所增加，原因在于经过连续七个季度业绩下滑之后，钻井活动开始复苏。
油藏描述部门
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（单位为百万，利润率除外） |
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截至以下日期的三个月 |
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变化幅度 |
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2016年9月30日 |
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2016年6月30日 |
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2015年9月30日 |
环比 |
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同比 |
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营收 |
$ |
1,689 |
$ |
1,609 |
$ |
2,380 |
5 |
% |
-29 |
% |
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税前营业收入 |
$ |
322 |
$ |
260 |
$ |
616 |
24 |
% |
-48 |
% |
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税前营业利润 |
19.1 |
% |
16.1 |
% |
25.9 |
% |
292 bps |
-684 bps |
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油藏描述部门的营收为17亿美元，其中76%来自国际业务。营收环比增加5%，原因在于北海WesternGeco海洋勘探增加、沙特阿拉伯和科威特更多的陆地地震勘探、科威特早期开采设施稳步推进、俄罗斯和哈萨克斯坦测井和试井活动的季节性增加。
税前经营利润率为19%，环比增加292个基点，增量利润率达到78%。业绩提升原因在于整个集团开展成本削减举措、上季度破纪录的资产减值的影响以及高利润测井和试井活动的增加。此外，更多WesternGeco海上和陆地地震勘测的盈利能力增加也对业绩提升起到了推动作用。
油藏描述部门的业绩得到多个综合服务管理(ISM)项目、标准作业指导书(SWI)带来的转型效率、技术部署以及本季度的新合同授予的推动。
乌拉圭海上，为Total提供深水勘探井的ISM协调定向钻井、钻头、测井随钻、测井、泥浆录井、固井和钻屑处理服务。该井的钻探深度打打破纪录的3,404米。ISM团队与Total代表和当地政府官员开展合作以应对这个新作业区的进口、许可和后勤挑战，从而如期完井。由于两家公司具有相同的目标，因此该合约为双方提供商业结盟。84天的作业中，客户未出现失时工伤或事故，并且非有效工时不超过一小时。
在北海挪威段，斯伦贝谢通过Ivar Aasen油田综合开发计划，让Det norske oljeselskap ASA (Det norske) 按时完成了所有钻探前作业。持续开发通过组件内部团队以吸引客户开展早期和更大范围的项目参与，综合了钻井、油藏描述和完井纪律。斯伦贝谢人员与Det norske员工在海上以及陆上主要办公地点开展同地协作，促进来自斯伦贝谢多个部门的支持，包括项目管理、钻井和测量、钻头、钻井工具、钻井液和环境服务、电缆测井、修井、地质力学和完井。在给定的时间范围内，我们交付的油井数量是原计划的两倍，同时还能按时开始开采，开采预计于2016年底完成。
在挪威，Statoil向WesternGeco授予了在Gulfaks油田60平米范围内开展4D测绘的合同。此外，Lundin Norway向WesternGeco授予了在Gulfaks油田40平米范围内开展4D测绘的合同。在北海的这两项测绘均将用到Q-Seabed*多组分海底地震系统技术，并由WesternGeco两艘专门针对复杂海底作业的工程船完成。
Petronas通过全资子公司Petronas (E&P) Overseas Ventures Sdn.Bhd.签署了一项协议，为WesternGeco在坎佩切湾的宽方位(WAZ)深水多客户号地震勘探的大部分业务授予了牌照。在政府首次开始向非政府公司发牌后，这个为期三年的项目是墨西哥湾墨西哥水域中首个WAZ多客户宽频带勘探。WesternGeco去年已采集超过80,000平方公里的数据，并提供给参加墨西哥开采的石油和天然气公司。
斯伦贝谢已与英国石油(BP)和Rosneft签订协议，合作开展一项创新研发项目，开发无线陆上地震采集技术，显著转变陆地地震勘探的设计和采集。Rosneft将作为平等合作伙伴加入BP与WesternGeco正在进行的技术开发项目中，该技术预计将改善次表面成像以及勘探、评估和油田开发的效率。采集系统的开发预计将耗时两年。之后，BP和Rosneft将在一段时间内享有该技术的优先使用权限，此后斯伦贝谢将享有独家营销权。
在哈萨克斯坦，Wireline采用MDT*模块式地层动态测试技术为KazMunaiGas子公司Embamunaigas开采三个油井。MDT服务能够一次采集到高品质流体样本以及实时油藏压力测量数据。MDT工具串配有IFA*现场流体分析仪，能够实时提供井下流体分析数据。此外，运用CMR-Plus*组合磁共振技术确定储层渗透性、含水率和油气储集空间是传统核磁共振工具的三至五倍。后续测试证明的油流和采集的数据将有助于客户为邻井的类似储层去除风险。
在俄罗斯和中亚，斯伦贝谢转型计划通过在测试服务作业中采用SWI而提高了稳定性。通过专注于维护、资源规划和服务交付这三个组织领域，采用SWI之后，2016年上半年80,000作业小时中记录的非有效工时为零。
钻井部门
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（单位为百万，利润率除外） |
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截至以下日期的三个月 |
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变化幅度 |
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2016年9月30日 |
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2016年6月30日 |
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2015年9月30日 |
环比 |
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同比 |
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营收 |
$ |
2,021 |
$ |
2,034 |
$ |
3,219 |
-1 |
% |
-37 |
% |
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税前营业收入 |
$ |
218 |
$ |
171 |
$ |
594 |
28 |
% |
-63 |
% |
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税前营业利润 |
10.8 |
% |
8.4 |
% |
18.4 |
% |
241 bps |
-764 bps |
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钻井部门营收为20亿美元，其中79%来自国际市场，环比下滑1%。原因在于影响沙哈拉以南非洲、巴西和亚太地区钻井和测量业绩的深水业务活动继续减少，这被美国陆地钻井活动恢复部分抵消。
尽管营收略微下滑，税前经营利润率为11%，。环比提高241个基点原因在于我们的转型、上季度资产减值的影响以及针对业务活动减少而进一步调整调整GeoMarket资源后委内瑞拉业务亏损缩减。
综合钻井服务(IDS)合同授予、远程作业转型效率以及新技术部署共同推动第三季度钻井部门业绩发展。
在挪威，Wintershall Norge AS向斯伦贝谢授予了四年IDS合同，在挪威大陆架的Brage平台开展作业，并且合同可延期两年。这项主要基于绩效的合同将所有服务合并在一张合约中，并且体现出两家公司作为一个团队开展工作的意图。此外，我们还采取了强有力的举措以优化钻井效率，并扩大Brage油田到2030年乃至以后的后期开采。该计划包括一项始于2017年的五井加密钻井项目。
Pan American Energy LLC子公司Hokchi Energy S.A. de C.V.和E&P Hidrocarburos y Servicios S.A. de C.V.向斯伦贝谢授予了一项IDS合同，委托斯伦贝谢为墨西哥Hokchi油田的评估计划提供钻井、地层测试器试井和弃经服务。这项综合合同包括项目协调、定向钻井和测量以及测井随钻服务。
在北海英国段，斯伦贝谢为Premier Oil提供GeoSphere*油层随钻测绘服务，在Catcher油田钻探六个油井。GeoSphere技术可揭示钻井孔下多达100英尺的地下层面和流体接触的详细信息，精确规划井眼轨迹，同时钻井以避免侧钻。开发前，据预测，由于艰巨的钻井环境，Catcher油田1/3的油井需要侧钻。但是，采用GeoSphere技术钻探的六口井迄今为止均不需要侧钻，并且所有六口油井均达到或超过预期。
在墨西哥海上，Bits & Drilling Tools为Pemex对15口浅水勘探井进行跟管钻进时，运用Direct XCD*可钻合金外壳钻头技术应对具有挑战性的井眼条件。Direct XCD技术采用标准外壳在表面旋转，单次钻探即可直抵最深处。斯伦贝谢提供跟管钻进工程分析以及一项计划以避免因位于计划总深度或以下的所有套管造成的故障。相比传统技术，Direct XCD技术有助于将非有效工时缩短10天。这总共为客户节约了130万美元。
在俄亥俄州，Drilling & Measurements运用一组技术为Eclipse Resources在Utica Shale油田钻井。该技术包括优化定向钻井的PowerDrive vorteX*旋转导向系统以及提供一套可配置集成测量标准的TelePacer*模块化MWD平台。此外还搭配了Smith Bits定制的聚晶金刚石复合片钻头，该钻头配有热稳定金刚石刀，可延长钻头寿命。油井的总测量深度达到27,048英尺，并在18天内完成钻探，侧延伸约18,500英尺。这口井是美国陆上侧延伸最长的油井，Eclipse Resources将其称为“超级侧延伸”。该超级侧延伸油井以一个钻头钻井，通过减少开发储层所需的径向渗透而帮助客户降低成本。
在俄罗斯，Bits & Drilling Tools为Sakhalin Energy Investment Company Ltd.部署了17000系列钻机型扩孔器，为库页岛海上的Lunskoye油田的一口油井扩孔。DTU用于在钻井的同时扩孔，配有三个可伸缩的切割臂，由连续液压打开和保持定位。因此，客户的作业效率得到提高，并且一次就完成了作业，将钻井时间缩短了约45个小时。
在北海英国段，Bits & Drilling Tools采用可减少作业次数的ProMILL*铣削和扩孔系统为Shell在海上Brent Bravo平台完成了一项堵塞报废作业。ProMILL技术将扩孔和分段磨铣整合为一个单作业解决方案，从而在岩层间实现隔离，减少两次作业次数，并且相比传统系统显著更快。
在中国，Drilling & Measurements采用PowerDrive Xceed*加固旋转导向系统技术为Shell在夹地层Daanzhai岩层中实现所需的全角变化率。该作业针对此前两口因井壁失稳问题而坍塌的油井。斯伦贝谢的工程、地下、地质力学和钻井团队合作在作业开始前制定了油井工程计划，采用了邻井中的钻井数据。此外，钻井阶段得到来自成都China Land Operations Center经验丰富的工程师的支持，这些工程师监测作业、完成必要的任务并对挑战进行实时响应。钻井时间缩短了52%，根据每米成本计算，这口油井在业内首屈一指。
生产部门
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（单位为百万，利润率除外） |
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截至以下日期的三个月 |
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变化幅度 |
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2016年9月30日 |
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2016年6月30日 |
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2015年9月30日 |
环比 |
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同比 |
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营收 |
$ |
2,083 |
$ |
2,099 |
$ |
2,915 |
-1 |
% |
-29 |
% |
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税前营业收入 |
$ |
98 |
$ |
90 |
$ |
327 |
9 |
% |
-70 |
% |
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税前营业利润 |
4.7 |
% |
4.3 |
% |
11.2 |
% |
41 bps |
-652 bps |
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生产部门营收为21亿美元，环比基本持平，原因是拉美、北海和中东的压裂和完井活动减少被北美陆地压裂活动的增加抵消。尽管WTI价格提高造成运营商的信心提振，并且北美陆地钻井平台数持续增加，但这对服务定价和经营利润率尚未产生有意义的影响。美国陆地业务的营收增长来自压裂级数量17%的增加，尽管不利的工作和技术组合以及有限的价格提升空间部分抵消了业务活动的增加。
税前营业利润率为5%，环比增加41个基点。原因在于成本管理举措的效益、上季度资产减值的影响以及北美陆地作业量增加带来的资产利用率提升。斯伦贝谢生产管理项目活动继续为该部门带来增值性利润。
生产部门的业绩受益于多项综合生产服务(IPS)合同授予、采用SWI的转型计划以及本季度的新技术部署。
在安曼，阿曼石油开发公司(Petroleum Development Oman)授予了斯伦贝谢一项为期三年的合同（可选择延期七年和五年），委托该公司提供综合螺杆泵设备和服务，覆盖Marmul、Rahab、Thulilat和Qaharier Qatab地区。设备交付和服务从2016年第二季度开始，而与Bahja地区Sadad-Nafoorah油田相关的其他作业范围则在2016年8月起生效的一份独立协议中有所涉及。
在文莱，文莱壳牌石油公司(Brunei Shell Petroleum)向斯伦贝谢授予生产完井和油藏完井合同。这项为期五年的合同将从2017年第三季度生效，并且涉及至少三个钻井平台。
在德克萨斯州南部，斯伦贝谢与Lonestar合作建立GeoEngineered Performance联盟，对Ranger Beall Ranch的Eagle Ford Shale区带的三口油井进行水力压裂作业。前150天的早期生产结果显示，相比2015年7月完井的邻井，同期每横向英尺油藏界面的累计产油量提高了63%。
同样在德克萨斯州南部，Sundance Energy Australia Limited和斯伦贝谢结成联盟伙伴，从2016年第三季度开始，对麦克马伦县的至少五口Eagle Ford油井进行重复压裂。根据协议规定，重复压裂带来的超出油井产量预测的产量将成为斯伦贝谢取得报酬的基础。由IPS主导的重复压裂工作将部署BroadBand*非传统油藏完井服务，并预计可使每口油井的产量较目前提高五至六倍，并且估计的最终可采储量将增加40%至50%。
Laredo Petroleum已与斯伦贝谢结成长期合作关系，共同开发战略以提升二叠纪盆地的完井实效。该合作关系将综合利用带Mangrove*工程增产设计的Petrel* E&P软件平台以建立基础模型，让客户能够增进对当地关键生产驱动因素的理解。该3D岩石物理和地质力学地球建模可支持多油层着陆区和水力压裂完井优化，从而改善开发策略。
在德克萨斯州西部，Well Services运用BroadBand Sequence*压裂服务以提高Wolfcamp Shale岩层中一口平井的产量。传统压裂方法无法应对由叠层组成的岩层深层高压页岩以及非均质性储层。BroadBand Sequence技术对井筒每个区域的每个集群进行依次隔离、压裂和增产，确保充分发掘油井的潜力。因此，相比同样横向长度、分级数量以及使用等量支撑剂和压裂液的邻井，该井的产量增加了42%。
在阿联酋海上，Well Services为Dubai Petroleum采用HiWAY*流路压裂技术和UltraMARINE*海水基压裂液技术，对低渗透、高压力的源岩进行增产。经过8次支撑剂压裂之后，油井增产超过50万磅石油。这8次支撑剂压裂作业是世界首个海上多级源岩支撑剂压裂作业，并于40个小时内完成。
在加拿大西部，斯伦贝谢转型计划通过采用SWI而提高了可靠性并改善了服务交付。通过专注于采用SWI以确保遵守多级增产和尾管悬挂器作业程序，Completions将2016年上半年的非有效工时降低为零。
Cameron Group
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（单位为百万，利润率除外） |
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截至以下日期的三个月 |
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变化幅度 |
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2016年9月30日 |
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2016年6月30日 |
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2015年9月30日* |
环比 |
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同比 |
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营收 |
$ |
1,341 |
$ |
1,525 |
$ |
2,222 |
-12 |
% |
-40 |
% |
|||||||||||||
|
税前营业收入 |
$ |
215 |
$ |
250 |
$ |
390 |
-14 |
% |
-45 |
% |
|||||||||||||
|
税前营业利润 |
16.0 |
% |
16.4 |
% |
17.6 |
% |
-34 bps |
-151 bps |
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*2015年第三季度数据为预测，仅作比较之用。 |
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Cameron Group营收为13亿美元，其中67%来自国际市场，环比下滑12%。在该部门的各业务部中，Drilling报告的业绩下滑幅度最大，原因在于未交货订单减少以及海上服务活动放缓；OneSubsea受到项目进度修订与客户延期的影响；Surface项目交付放缓。但是，Valves & Measurement业绩由于国际项目交付增加而小幅走高。
税前经营利润率为16%，环比下滑34个基点，原因在于高利润的钻井项目量减少。尽管营收显著下滑，利润率环比降幅仅为19%，这源自OneSubsea强有力的项目执行、更高的生产效率以及整个部门强有力的整体成本控制。
Subsea联盟新合同授予、Surface营收协同效应以及本季度的全球框架协议将推动Cameron Group未来增长。
Helix Energy Solutions Group, Inc.和斯伦贝谢组成的Subsea服务联盟宣布推出首款无导管开放水域弃井模块（ROAM）系统。这个18¾英寸的大口径系统可通过以安全、环保的方式将油管置入开放水域，从而提高修井船的弃井能力。ROAM系统将在OneSubsea位于苏格兰阿伯丁生产设施中进行设计和建造。该系统将对现有的介入立管系统和水下介入注油机形成补充，并且预计于2017年第三季度发售。
OneSubsea与BP签署了两份为期五年的全球框架协议，提供海底石油生产系统工程、采购和施工服务以及售后服务。本协议专门针对以供应商为主导的解决方案，并为在全球范围内提供SPS技术和售后服务制定了框架，包括服务人员和租赁设备。
Chevron Thailand Exploration and Production向斯伦贝谢授予一项合同，委托其从2016年第三季度至2018年为六台或更多钻机提供服务。该合同涵盖Cameron Group Surface井口、采油树和系统以及Wireline裸眼井和套管井测井服务；以及M-I SWACO钻井液产品、服务和重晶石供应。该合同基于针对泰国湾高温储层的综合提议授予。
|
财务报表
简明合并损益表 |
|||||||||||||||||
|
|
|
||||||||||||||||
|
（单位为百万，每股数额除外） |
|||||||||||||||||
|
第三季度 |
|
|
9个月 |
||||||||||||||
|
截至9月30日 |
|
|
2016 |
|
|
2015 |
|
|
2016 |
|
|
2015 |
|||||
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
营收 |
$ |
7,019 |
$ |
8,472 |
$ |
20,703 |
$ |
27,731 |
|||||||||
|
利息和其他收入 |
54 |
60 |
153 |
155 |
|||||||||||||
|
费用 |
|||||||||||||||||
|
营收成本 |
6,142 |
6,798 |
17,917 |
22,028 |
|||||||||||||
|
研究和工程 |
253 |
273 |
750 |
819 |
|||||||||||||
|
一般和管理 |
92 |
122 |
305 |
362 |
|||||||||||||
|
减值和其他 (1) |
- |
- |
2,573 |
439 |
|||||||||||||
|
兼并和整合 (1) |
237 |
- |
571 |
- |
|||||||||||||
|
权益 |
|
|
|
149 |
|
|
|
86 |
|
|
|
431 |
|
|
|
|
254 |
|
税前收益（亏损） |
$ |
200 |
$ |
1,253 |
$ |
(1,691 |
) |
$ |
3,984 |
||||||||
|
所得税（亏损税）(1) |
|
|
|
10 |
|
|
|
250 |
|
|
|
(259 |
) |
|
|
|
859 |
|
净收益（亏损） |
$ |
190 |
$ |
1,003 |
$ |
(1,432 |
) |
$ |
3,125 |
||||||||
|
可归于非控制性权益的净收益 |
|
|
|
14 |
|
|
|
14 |
|
|
|
50 |
|
|
|
|
37 |
|
可归于斯伦贝谢的净收益（亏损） (1) |
|
|
$ |
176 |
|
|
$ |
989 |
|
|
$ |
(1,482 |
) |
|
|
$ |
3,088 |
|
|
|||||||||||||||||
|
斯伦贝谢的摊薄后每股收益（亏损） (1) |
|
|
$ |
0.13 |
|
|
$ |
0.78 |
|
|
$ |
(1.10 |
) |
|
|
$ |
2.42 |
|
|
|||||||||||||||||
|
在外流通平均股数 |
1,392 |
1,265 |
1,345 |
1,270 |
|||||||||||||
|
摊薄后在外流通平均股数 |
|
|
|
1,401 |
|
|
|
1,272 |
|
|
|
1,345 |
|
|
|
|
1,278 |
|
|
|||||||||||||||||
|
包含在费用中的折旧和摊销(2) |
|
|
$ |
998 |
|
|
$ |
1,026 |
|
|
$ |
3,078 |
|
|
|
$ |
3,115 |
|
|
||
|
(1) |
详见“费用和贷项”部分。 |
|
|
(2) |
包括财产、工厂和设备的折旧以及无形资产、多客户端地震数据成本和SPM投资摊销。 |
|
|
|
|
|
|||||
|
简明合并损益表 |
||||||||
|
|
||||||||
|
（单位为百万） |
||||||||
|
2016年 |
2015年 |
|||||||
|
9月30日 |
12月31日 |
|||||||
|
资产 |
|
|
|
|
||||
|
流动资产 |
||||||||
|
现金和短期投资 |
$ |
10,756 |
$ |
13,034 |
||||
|
应收款项 |
9,565 |
8,780 |
||||||
|
其他流动资产 |
|
|
|
6,104 |
|
|
|
5,098 |
|
26,425 |
26,912 |
|||||||
|
固定收益投资，持有至到期 |
354 |
418 |
||||||
|
固定资产 |
13,004 |
13,415 |
||||||
|
多客户端地震数据 |
1,042 |
1,026 |
||||||
|
商誉 |
24,957 |
15,605 |
||||||
|
无形资产 |
9,837 |
4,569 |
||||||
|
其他资产 |
|
|
|
4,975 |
|
|
|
6,060 |
|
|
|
|
$ |
80,594 |
|
|
$ |
68,005 |
|
|
||||||||
|
负债和权益 |
|
|
|
|
|
|
||
|
流动负债 |
||||||||
|
应付账款和应计负债 |
$ |
9,439 |
$ |
7,727 |
||||
|
预计的所得税负债 |
1,092 |
1,203 |
||||||
|
短期借款和长期债务的 |
||||||||
|
流动部分 |
3,739 |
4,557 |
||||||
|
应付股息 |
|
|
|
702 |
|
|
|
634 |
|
14,972 |
14,121 |
|||||||
|
长期债务 |
17,538 |
14,442 |
||||||
|
递延税 |
2,622 |
1,075 |
||||||
|
退休后福利 |
1,293 |
1,434 |
||||||
|
其他债务 |
|
|
|
1,595 |
|
|
|
1,028 |
|
38,020 |
32,100 |
|||||||
|
权益 |
|
|
|
42,574 |
|
|
|
35,905 |
|
|
|
|
$ |
80,594 |
|
|
$ |
68,005 |
净债务
“净债务”是指债务总额减去现金、短期投资和持有至到期的固定收益投资。管理层认为，通过反映可以用来偿债的现金和投资，净债务提供了有关斯伦贝谢债务程度的有用信息。
“自由现金流”是指经营产生的现金流减去资本支出、SPM投资和资本化多客户端地震数据。管理层认为，自由现金流是公司的一项重要的流动性衡量标准，投资者和管理层可将其用于衡量我们业务产生现金的能力。如果业务需求得到满足并且义务得到履行，那么这笔现金就可用于向公司进行再投资以实现未来增长或通过股息派发或股票回购的形式返还给股东。自由现金流并非自由支出可用的剩余现金流。
净债务和自由现金流为非GAAP财务指标，应当作为补充资料，而不得取代或优于总债务或运营产生的现金流。
净债务变化明细如下：
|
（单位为百万） |
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
截至9月30日 |
|
|
|
|
2016年 |
|
|
2016年 |
|
|
2015年 |
||||||||
|
|
|||||||||||||||||||
|
可归于非控制性权益的净收益（亏损） |
$ |
(1,432 |
) |
$ |
190 |
$ |
3,125 |
||||||||||||
|
减值和其他费用，不含税费 |
|
2,652 |
|
|
177 |
|
|
383 |
|
||||||||||
|
扣除非控制性权益后的净收益， 不含费用和贷项 |
1,220 |
367 |
3,508 |
||||||||||||||||
|
折旧和摊销 (1) |
3,078 |
998 |
3,115 |
||||||||||||||||
|
退休金和其他退休后福利费用 |
139 |
47 |
326 |
||||||||||||||||
|
股票薪酬费用 |
210 |
65 |
250 |
||||||||||||||||
|
退休金和其他退休后福利资金 |
(127 |
) |
(44 |
) |
(292 |
) |
|||||||||||||
|
营运资金变动 |
(223 |
) |
27 |
(509 |
) |
||||||||||||||
|
其他 |
|
(49 |
) |
|
(54 |
) |
|
229 |
|
||||||||||
|
运营产生的现金流 (2) |
|
4,248 |
|
|
1,406 |
|
|
6,627 |
|
||||||||||
|
|
|||||||||||||||||||
|
资本支出 |
(1,401 |
) |
(403 |
) |
(1,783 |
) |
|||||||||||||
|
SPM投资 |
(869 |
) |
(140 |
) |
(350 |
) |
|||||||||||||
|
资本化的多客户端地震数据 |
|
(497 |
) |
|
(164 |
) |
|
(336 |
) |
||||||||||
|
自由现金流 |
|
1,481 |
|
|
699 |
|
|
4,158 |
|
||||||||||
|
|
|||||||||||||||||||
|
股票回购计划 |
(662 |
) |
(156 |
) |
(1,784 |
) |
|||||||||||||
|
已付股息 |
(1,951 |
) |
(696 |
) |
(1,786 |
) |
|||||||||||||
|
雇员股票计划收益 |
|
344 |
|
|
149 |
|
|
423 |
|
||||||||||
|
|
(788 |
) |
|
(4 |
) |
|
1,011 |
|
|||||||||||
|
|
|||||||||||||||||||
|
商业收购和投资，不计获得的现金和债务 |
(3,866 |
) |
(76 |
) |
(324 |
) |
|||||||||||||
|
经营中断 – 与美国司法部的和解费用 |
- |
- |
(233 |
) |
|||||||||||||||
|
其他 |
|
34 |
|
|
(42 |
) |
|
(271 |
) |
||||||||||
|
净债务的减少（增加） |
(4,620 |
) |
(122 |
) |
183 |
||||||||||||||
|
会计期间开始时的净债务 |
|
(5,547 |
) |
|
(10,045 |
) |
|
(5,387 |
) |
||||||||||
|
会计期间结束时的净债务 |
$ |
(10,167 |
) |
$ |
(10,167 |
) |
$ |
(5,204 |
) |
||||||||||
|
|
|||||||||||||||||||
|
净债务的组成部分 |
|
2016年9月30日 |
|
|
2016年6月30日 |
|
|
2015年12月31日 |
|
|
2015年9月30日 |
||||||||
|
现金和短期投资 |
$ |
10,756 |
$ |
11,192 |
$ |
13,034 |
$ |
6,605 |
|||||||||||
|
固定收益投资，持有至到期 |
354 |
386 |
418 |
439 |
|||||||||||||||
|
短期借款和长期债务的流动部分 |
(3,739 |
) |
(3,371 |
) |
(4,557 |
) |
(4,761 |
) |
|||||||||||
|
长期债务 |
|
(17,538 |
) |
|
(18,252 |
) |
|
(14,442 |
) |
|
(7,487 |
) |
|||||||
|
$ |
(10,167 |
) |
$ |
(10,045 |
) |
$ |
(5,547 |
) |
$ |
(5,204 |
) |
||||||||
|
|
|||||||||||||||||||
|
(1) |
|
包括财产、工厂和设备的折旧以及无形资产、多客户端地震数据成本和SPM投资摊销。 |
|
(2) |
包括截至2016年9月30日9个月的约7亿美元的遣散费和截至2015年9月30日9个月的约6.05亿美元的遣散费，以及2016年第三季度1.7亿美元的遣散费。此外还包括截至2016年9月30日9个月，与收购Cameron相关的约1亿美元一次性交易相关费用。 |
费用和贷项
除了根据美国公认会计准则(GAAP)计算的财务业绩，2016年第三季度收益报告还包括非公认会计准则衡量指标（根据美国证券交易委员会的G条例的定义）。不计费用和贷项的净收益以及由其衍生而来的指标（包括不计费用和贷项的摊薄后每股收益；不计非控制性权益以及费用和贷项的净收益；以及不计费用和贷项的实际税率）均为非GAAP财务指标。管理层认为，从这些财务指标中扣除费用和贷项能够更加有效地评估斯伦贝谢环比运营，并且发掘可能因被排除项目所掩饰的经营趋势。这些指标还被管理层用作确定某些薪酬激励措施的绩效指标。上述非GAAP财务指标应当作为补充资料，而不得取代或优于根据GAAP编制的其他财务业绩衡量指标。以下是这些非公认会计准则衡量指标与可比的公认会计准则衡量指标的调节表。
|
|
|
（单位为百万，每股数额除外） |
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
2016年第三季度 |
||||||||||||||||||||
|
税前 |
|
税 |
|
非控制性 |
|
净额 |
|
摊薄后 每股收益 |
||||||||||||
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
$ |
437 |
$ |
70 |
$ |
14 |
$ |
353 |
$ |
0.25 |
|
|||||||||
|
收购会计库存公允价值调整折旧 |
(149 |
) |
(45 |
) |
- |
(104 |
) |
|||||||||||||
|
兼并相关员工福利和聘用专业人士的费用 |
(46 |
) |
(10 |
) |
- |
(36 |
) |
|||||||||||||
|
其他兼并和整合相关 |
|
(42 |
) |
|
|
(5 |
) |
|
|
- |
|
|
(37 |
) |
||||||
|
斯伦贝谢净收益（基于GAAP） |
$ |
200 |
|
|
$ |
10 |
|
|
$ |
14 |
|
$ |
176 |
|
$ |
0.13 |
|
|||
|
|
||||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||||
|
2016年第二季度 |
||||||||||||||||||||
|
税前 |
|
税 |
|
非控制性 |
|
净额 |
|
摊薄后 每股收益 |
||||||||||||
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
$ |
394 |
$ |
64 |
$ |
14 |
$ |
316 |
$ |
0.23 |
|
|||||||||
|
固定资产减值 |
(1,058 |
) |
(177 |
) |
- |
(881 |
) |
|||||||||||||
|
裁员 |
(646 |
) |
(63 |
) |
- |
(583 |
) |
|||||||||||||
|
存货呆账 |
(616 |
) |
(49 |
) |
- |
(567 |
) |
|||||||||||||
|
多客户端地震数据减值损失 |
(198 |
) |
(62 |
) |
- |
(136 |
) |
|||||||||||||
|
其他重组费用 |
(55 |
) |
- |
- |
(55 |
) |
||||||||||||||
|
收购会计库存公允价值调整折旧 |
(150 |
) |
(45 |
) |
- |
(105 |
) |
|||||||||||||
|
兼并相关员工福利和聘用专业人士的费用 |
(92 |
) |
(17 |
) |
- |
(75 |
) |
|||||||||||||
|
其他兼并和整合相关 |
|
(93 |
) |
|
|
(19 |
) |
|
|
- |
|
|
(74 |
) |
||||||
|
斯伦贝谢净亏损（基于GAAP） |
$ |
(2,514 |
) |
|
$ |
(368 |
) |
|
$ |
14 |
|
$ |
(2,160 |
) |
$ |
(1.56 |
) |
|||
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
（单位为百万，每股数额除外） |
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
2016年前9个月 |
||||||||||||||||||||
|
税前 |
|
税 |
|
非控制性 |
|
净额 |
|
摊薄后 每股收益 |
||||||||||||
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
$ |
1,453 |
$ |
233 |
$ |
50 |
$ |
1,170 |
$ |
0.86 |
|
|||||||||
|
固定资产减值 |
(1,058 |
) |
(177 |
) |
- |
(881 |
) |
|||||||||||||
|
裁员 |
(646 |
) |
(63 |
) |
- |
(583 |
) |
|||||||||||||
|
存货呆账 |
(616 |
) |
(49 |
) |
- |
(567 |
) |
|||||||||||||
|
多客户端地震数据减值损失 |
(198 |
) |
(62 |
) |
- |
(136 |
) |
|||||||||||||
|
其他重组费用 |
(55 |
) |
- |
- |
(55 |
) |
||||||||||||||
|
收购会计库存公允价值调整折旧 |
(299 |
) |
(90 |
) |
- |
(209 |
) |
|||||||||||||
|
兼并相关员工福利和聘用专业人士的费用 |
(138 |
) |
(27 |
) |
(111 |
) |
||||||||||||||
|
其他兼并和整合相关 |
|
(134 |
) |
|
|
(24 |
) |
|
|
- |
|
|
(110 |
) |
||||||
|
斯伦贝谢净亏损（基于GAAP） |
$ |
(1,691 |
) |
|
$ |
(259 |
) |
|
$ |
50 |
|
$ |
(1,482 |
) |
$ |
(1.10 |
) |
|||
|
|
||||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||||
|
2015年前9个月 |
||||||||||||||||||||
|
税前 |
|
税 |
|
非控制性 |
|
净额 |
|
摊薄后 每股收益 |
||||||||||||
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
$ |
4,423 |
$ |
915 |
$ |
37 |
$ |
3,471 |
$ |
2.72 |
|
|||||||||
|
裁员 |
(390 |
) |
(56 |
) |
- |
(334 |
) |
|||||||||||||
|
委内瑞拉货币贬值损失 |
|
(49 |
) |
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
(49 |
) |
||||||
|
斯伦贝谢净收益（基于GAAP） |
$ |
3,984 |
|
|
$ |
859 |
|
|
$ |
37 |
|
$ |
3,088 |
|
$ |
2.42 |
|
|||
|
|
||||||||||||||||||||
|
*2016年第一季度或2015年第二和第三季度没有产生费用或信贷。 |
||||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||
|
生产部门 |
||||||||||||||||||||||||||||||
|
（单位为百万） |
||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
截至以下日期的三个月 |
||||||||||||||||||||||||||||
|
2016年9月30日 |
|
|
2016年6月30日 |
|
|
2015年9月30日 |
||||||||||||||||||||||||
|
营收 |
|
|
税前收益 |
|
营收 |
|
|
税前收益 |
|
营收 |
|
|
税前收益 |
|||||||||||||||||
|
油藏描述 |
$ |
1,689 |
$ |
322 |
$ |
1,609 |
$ |
260 |
$ |
2,380 |
$ |
616 |
||||||||||||||||||
|
钻井 |
2,021 |
218 |
2,034 |
171 |
3,219 |
594 |
||||||||||||||||||||||||
|
生产 |
2,083 |
98 |
2,099 |
90 |
2,915 |
327 |
||||||||||||||||||||||||
|
Cameron |
1,341 |
215 |
1,525 |
250 |
- |
- |
||||||||||||||||||||||||
|
消除和其他 |
(115 |
) |
|
(38 |
) |
(103 |
) |
|
(24 |
) |
(42 |
) |
|
(16 |
) |
|||||||||||||||
|
税前营业收入 |
815 |
747 |
1,521 |
|||||||||||||||||||||||||||
|
企业和其他 |
(267 |
) |
(241 |
) |
(198 |
) |
||||||||||||||||||||||||
|
利息收益(1) |
24 |
24 |
8 |
|||||||||||||||||||||||||||
|
利息支出(1) |
(135 |
) |
(136 |
) |
(78 |
) |
||||||||||||||||||||||||
|
费用和贷项 |
|
|
(237 |
) |
|
|
(2,908 |
) |
|
|
- |
|
||||||||||||||||||
|
$ |
7,019 |
|
$ |
200 |
|
$ |
7,164 |
|
$ |
(2,514 |
) |
$ |
8,472 |
|
$ |
1,253 |
|
|||||||||||||
|
2016年7月1日起，某些业务部在生产部门间转让。截至2016年6月30日三个月的财务数据根据新的结构进行了重新分类。这些转让未产生实质性影响。 |
|
（单位为百万） |
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|
|
|
9个月 |
||||||||||||||||||
|
2016年9月30日 |
|
|
2015年9月30日 |
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|
营收 |
|
|
税前收益 |
营收 |
|
|
税前收益 |
|||||||||||||
|
油藏描述 |
$ |
5,044 |
$ |
913 |
$ |
7,545 |
$ |
1,944 |
||||||||||||
|
钻井 |
6,548 |
760 |
10,610 |
2,044 |
||||||||||||||||
|
生产 |
6,529 |
396 |
9,679 |
1,268 |
||||||||||||||||
|
Cameron |
2,865 |
465 |
- |
- |
||||||||||||||||
|
消除和其他 |
(283 |
) |
|
(72 |
) |
(103 |
) |
|
(34 |
) |
||||||||||
|
税前营业收入 |
2,462 |
5,222 |
||||||||||||||||||
|
企业和其他 |
(679 |
) |
(587 |
) |
||||||||||||||||
|
利息收益(1) |
61 |
22 |
||||||||||||||||||
|
利息支出(1) |
(391 |
) |
(234 |
) |
||||||||||||||||
|
费用和贷项 |
|
|
(3,144 |
) |
|
|
(439 |
) |
||||||||||||
|
$ |
20,703 |
|
$ |
(1,691 |
) |
$ |
27,731 |
|
$ |
3,984 |
|
|||||||||
|
|
||||||||||||||||||||
|
(1) 不包括含在生产部门业绩中的利息。 |
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|
|
||
|
补充信息 |
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|
|
||
|
1) |
营业利润率增幅或降幅如何定义？ |
|
|
营业利润率增幅或降幅等于税前营业收入变化与营收变化的比率。 |
||
|
|
||
|
2) |
2016年第三季度运营产生的现金流是多少？ |
|
|
2016年第三季度运营产生的现金流为14亿美元，并且包含本季度约1.7亿美元的遣散费。 |
||
|
|
||
|
3) |
2016年前九个月运营产生的现金流是多少？ |
|
|
2016年前九个月运营产生的现金流为42亿美元，并包含约7亿美元的遣散费和1亿美元与收购Cameron相关的一次性交易相关费用。 |
||
|
|
||
|
4) |
2016年第三季度自由现金流占不计非控制性权益以及费用和贷项的净收益的比例是多少？ |
|
|
2016年第三季度，自由现金流达到6.99亿美元（包含约1.7亿美元的遣散费），占不计非控制性权益以及费用和贷项的净收益的比例是190%。 |
||
|
|
||
|
5) |
2016年前9个月自由现金流占不计非控制性权益以及费用和贷项的净收益的比例是多少？ |
|
|
2016年前9个月，自由现金流达到15亿美元（包含约7亿美元的遣散费和1亿美元一次性交易相关费用），占不计非控制性权益以及费用和贷项的净收益的比例是121%。 |
||
|
|
||
|
6) |
2016年全年资本支出指引是多少？ |
|
|
2016年资本支出（不包括多客户端和SPM投资）预计达到20亿美元，包括收购的Cameron业务部三个季度的资本支出。 |
||
|
|
||
|
7) |
2016年第三季度“利息和其他收益”项目都包含哪些内容？ |
|
|
2016年第三季度的“利息和其他收益”为5400万美元。其中包括2300万美元的权益法投资收益和3100万美元的利息收益。 |
||
|
|
||
|
8) |
2016年第三季度利息收益和利息支出是如何变化的？ |
|
|
利息收益为3100万美元，环比增加100万美元。利息支出1.49亿美元，环比持平。 |
||
|
|
||
|
9) |
“税前营业收入”和斯伦贝谢税前合并收入有什么区别？ |
|
|
区别包括，未分配至业务部门的企业支出（包括费用和贷项）和利息收益以及利息支出，以及股票的薪酬费用，与某些无形资产（包括因收购Cameron带来的无形资产摊销费用）相关的摊销费用和某些集中管理的项目。 |
||
|
|
||
|
10) |
2016年第三季度实际税率(ETR)是多少？ |
|
|
根据GAAP计算，2016年第三季度实际税率是5.1%；2016年第二季度是14.6%。 |
||
|
|
||
|
不计费用和贷项，2016年第三季度实际税率是16.0%；2016年第二季度是16.2%。 |
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|
|
||
|
11) |
截至2016年9月30日，在外流通的普通股有多少，与上季度末相比有何变化？ |
|
|
截至2016年9月30日，在外流通普通股为13.91亿股。下表显示的是从2016年6月30日至2016年9月30日的在外流通股变化情况。 |
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|
|
|
|
|
（单位为百万） |
|||||||
|
2016年6月30日的在外流通股 |
|
|
|
|
|
1,391 |
|||||
|
出售给期权买方的股份，减去交易的股票 |
- |
||||||||||
|
可行权的限售股 |
- |
||||||||||
|
根据雇员股票购买计划发行的股票 |
2 |
||||||||||
|
股票回购计划 |
(2 |
) |
|||||||||
|
2016年9月30日的在外流通股 |
1,391 |
|
|||||||||
|
12) |
|
2016年第三季度和2016年第二季度在外流通股的加权平均数是多少？这一数字相对于摊薄后在外流通股平均数（用于计算摊薄后每股收益，不计费用和贷项）是如何调整的？ |
|
2016年第三季度和2016年第二季度期间的在外流通股加权平均数分别为13.92亿股和13.89亿股。 |
||
|
|
||
|
在外流通股的加权平均数相对于摊薄后在外流通股平均数（用于计算摊薄后每股收益，不计费用和贷项）的调整如下。 |
|
|
|
|
|
（单位为百万） |
|||||||||
|
|
|
|
|
2016年第三季度 |
|
|
|
2016年第二季度 |
|||||
|
在外流通股加权平均数 |
1,392 |
|
|
|
1,389 |
||||||||
|
假定行使股票期权 |
4 |
3 |
|||||||||||
|
未到行权期的限售股 |
5 |
|
|
|
5 |
||||||||
|
摊薄后在外流通平均股数 |
1,401 |
|
|
|
1,397 |
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|
13) |
|
2016年第三季度多客户端销售情况如何？ |
|
2016年第三季度，包括转让费在内的多客户端销售总额为1.44亿美元，2016年第二季度该数字为1.45亿美元。 |
||
|
|
||
|
14) |
2016年第三季度末 WesternGeco未完成订单情况如何？ |
|
|
2016年第三季度末，WesternGeco未完成订单（基于与客户签订的合同）为8.45亿美元。2016年第二季度末该数字为8.65亿美元。 |
||
|
|
||
|
15) |
Cameron海底和钻井业务的订单和未完成订单是多少？ |
|
|
海底和钻井业务订单和未完成订单如下所示： |
|
|
|
|
|
（单位为百万） |
|||||||||||
|
订单 |
|
|
|
|
2016年第三季度 |
|
|
|
2016年第二季度 |
||||||
|
海底业务 |
$ |
434 |
|
|
|
$ |
315 |
||||||||
|
钻井 |
$ |
179 |
|
$ |
166 |
||||||||||
|
|
|||||||||||||||
|
未完成订单（会计期间末） |
|||||||||||||||
|
海底业务 |
$ |
2,527 |
$ |
2,642 |
|||||||||||
|
钻井 |
$ |
865 |
|
$ |
1,050 |
||||||||||
关于斯伦贝谢
斯伦贝谢是全球领先的石油和天然气行业油藏描述、钻井、开采和加工技术提供商。公司业务覆盖超过85个国家，并拥有来自140多个国家的大约100,000名员工。斯伦贝谢提供业内最为完整的产品与服务链，涵盖从勘探到生产的各个环节，并提供可优化油气回收的综合井口到管线解决方案以提升油藏业绩。
斯伦贝谢有限公司的主要办公地位于巴黎、休斯顿、伦敦和海牙，其2015年公布的营业收入达354.7亿美元。如需了解更多信息，请访问www.slb.com。
*斯伦贝谢或斯伦贝谢旗下公司的商标。
注意事项
斯伦贝谢将于2016年10月21日（星期五）举行电话会议来讨论以上公告和业务前景。此次电话会议将从美国中部时间上午7:00、东部时间上午8:00、伦敦时间下午1:00开始。欲收听此次面向公众开放的电话会议，请在会议既定召开时间之前大约10分钟拨打电话会议总机：+1 (800) 288-8967（北美）或+1 (612) 333-4911（北美之外）。申请收听“斯伦贝谢收益电话会议”。电话会议结束后，通过拨打电话+1 (800) 475-6701（北美）或+1 (320) 365-3844（北美之外）并提供代码399092可于2016年11月21日前收听此次电话会议的音频回放。
此次电话会议将以仅限收听的方式在www.slb.com/irwebcast上同步网络直播。请提前15分钟登录以测试您的浏览器和注册收听电话会议。2016年12月30日之前，该网站还将提供网播回放。
这篇2016年第三季度收益报告，以及公司发布的其他陈述含有联邦证券法规所定义的“前瞻性陈述”，这些陈述包括任何非历史事实的陈述，例如与公司业务前景有关的预测或预期；斯伦贝谢的整体以及每个部门的发展（或每个部门某一产品或地域）；石油和天然气需求和产能增长；石油和天然气价格；运营流程和技术的改善，包括我们的转型计划；斯伦贝谢与油、气行业的资金花费；斯伦贝谢客户的业务策略；Cameron与本公司业务的整合；Cameron交易带来的预期效益；斯伦贝谢合资企业和联盟的成功；未来全球经济形势；以及未来运营的业绩。这些陈述受到风险和不确定性因素的限制，包括但不限于：全球经济形势；斯伦贝谢客户勘探和生产开支的变化以及石油和天然气勘探和开发水平的变化；对我们综合服务与新技术的需求；我们未来的现金流；全球关键区域经济、政治和业务大环境；外汇风险；定价压力；天气和季节性因素；运营调整、延期或取消；产能下降；政府法规和监管要求变化，包括那些与海上石油和天然气勘探、放射性源、爆炸物、化学品、水力压裂服务以及环境相关动议有关的法规；技术无法解决勘探中遇到的新问题；无法成功整合Cameron业务并实现预期协同作用的风险；无法留住关键员工；以及公司2016年第三季度的收益报告和补充信息、最近的10-K、10-Q和8-K表格和我们向美国证券交易委员会提交或提供的报备文件中所列之其他风险和不确定性因素。如果其中或其他的一个或多个风险或不确定性因素成为了现实（或此类业务的发展结果出现了变化），或公司的基本假设出现了错误，那么实际结果可能会与前瞻性陈述中的内容发生重大偏差。斯伦贝谢不打算也没有任何义务因新信息、未来事件或其他事情对此类陈述进行公开更新或修订。
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联系方式：
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