休斯敦--(美国商业资讯)--斯伦贝谢公司(Schlumberger Limited)(NYSE:SLB)今日公布了其2016年全年和第四季度业绩。
全年业绩
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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12个月 |
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变化幅度 |
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2016年12月31日 |
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2015年12月31日 |
同比 |
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营收 |
$ |
27,810 |
$ |
35,475 |
-22% |
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税前营业收入 |
$ |
3,273 |
$ |
6,510 |
-50% |
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税前营业利润 |
11.8 |
% |
18.4 |
% |
-658 bps |
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净收益（亏损）（基于GAAP） |
$ |
(1,687 |
) |
$ |
2,072 |
n/m |
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净利润，扣除费用和信贷* |
$ |
1,550 |
$ |
4,290 |
-64% |
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摊薄后每股收益（每股亏损）（基于GAAP） |
$ |
(1.24 |
) |
$ |
1.63 |
n/m |
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摊薄后每股收益，扣除费用和信贷* |
$ |
1.14 |
$ |
3.37 |
-66% |
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*这些为非GAAP财务指标。详见下文“费用和贷项”部分。 |
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n/m = 无意义 |
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尽管Cameron Group三个季度的业务贡献了42亿美元的营收，但2016年全年营收为278亿美元，同比下降22%。不计Cameron的业务，合并营收下降了34%。
2016年全年税前运营收入为33亿美元，包括来自于Cameron Group的6.53亿美元，同比下降50%。合并利润率下降了658个基点，至11.8%。不计Cameron，合并利润率下降727个基点，至11.1%。
第四季度业绩
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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12月31日 |
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2016年9月30日 |
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2015年12月31日 |
环比 |
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同比 |
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营收 |
$ |
7,107 |
$ |
7,019 |
$ |
7,744 |
1% |
-8% |
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税前营业收入 |
$ |
810 |
$ |
815 |
$ |
1,288 |
-1% |
-37% |
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税前营业利润 |
11.4 |
% |
11.6 |
% |
16.6 |
% |
-21 bps |
-523 bps |
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净收益（亏损）（基于GAAP） |
$ |
(204 |
) |
$ |
176 |
$ |
(1,016 |
) |
n/m |
-80% |
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净利润，扣除费用和信贷* |
$ |
379 |
$ |
353 |
$ |
819 |
7% |
-54% |
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摊薄后每股收益（每股亏损）（基于GAAP） |
$ |
(0.15 |
) |
$ |
0.13 |
$ |
(0.81 |
) |
n/m |
n/m |
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摊薄后每股收益，扣除费用和信贷* |
$ |
0.27 |
$ |
0.25 |
$ |
0.65 |
8% |
-58% |
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*这些为非GAAP财务指标。详见下文“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表示，“第四季度营收环比增长1%，受益于中东和北美强劲的业务，而该业务基本被乏力的拉美业务以及欧洲、独联体和非洲业务的季节性下滑抵消。
“在所有业务部门中，生产部门领跑第四季度营收增长，其增幅达到了5%，受益于中东和北美陆地的水力压裂业务。油藏描述部门营收环比增长了1%，得益于科威特强劲的测试与流程业务抵消了挪威和俄罗斯Wireline业务的季节性下滑。钻井部门营收环比持平，原因在于北美陆地依旧强劲的定向钻井业务被欧洲/独联体/非洲以及中东和亚洲业务的下降所抵消。Cameron Group营收环比持平，归咎于OneSubsea和Surface Systems的增长被阀门与测量部门产品销售的下滑以及钻井系统订单储备量的下滑所抵消。
“税前运营利润率为11.4%，环比基本持平，原因在于生产和钻井部门利润率的改善被Cameron和油藏描述部门业务的收缩抵消。在最近几个季度中，我们从活动和产能入手，稳定了我们的业务。而此举随后也让我们改善和减少了我们的支持构架，以反映当前的活动和服务定价水平。这也让公司在第四季度产生了5.36亿美元的重组费用。我们还产生了1.39亿美元与Cameron整合有关的费用以及埃及货币贬值损失。
“我们对原油市场仍保持积极的态度，第四季度供需平衡继续吃紧，经合组织国(OECD)原油库存的稳步下降便证实了这一点。12月，这一趋势得到进一步加强，欧佩克(OPEC)和非欧佩克国家同意削减产量，此举在一段时期内将加速库存的下降，支撑原油价格的进一步增长，并导致勘探投资的增加。
“我们预计，投资的增长最初将由北美陆地运营商引领，在这一地区，鉴于外部资金目前已蓄势待发，且人们看重的是短期股价而不是投资在整个周期的回报，持续的负自由现金流似乎愈演愈烈。当前的勘探开支调查显示，2017年NAM勘探投资将上升30%，二叠纪盆地一马当先，它将带来更大的业务量，以及服务行业期盼已久的价格恢复。
“在国际市场，运营商更专注于整个周期的回报，而且勘探投资通常受制于运营商的自由现金流创造能力。基于这一点，我们预计2017年国际市场的恢复将更为缓慢，而且将受累于勘探行业所面临的财务现状。这也有可能导致出现连续第三年投资不足，新项目获批比例的持续低迷，以及老旧生产基地产量加速下滑的情况。上述这些因素将提升中期供应赤字大幅增加的可能性。要避免出现这一现象，唯一的办法就是在全球范围内广泛地提升勘探投资。我们预计勘探投资的提升将在2017年下半年开始显现，并持续至2018年。
“面对这一形势，以及连续9个季度无止尽的裁员、削减成本和重组举措，我们非常高兴地将关注点转移至业务增长和回报改善。随着我们在逆境中前行，我们已经精简了我们的成本和支持构架，继续提升基础效率和业务流程的质量，通过对研发勘探的投资扩大了公司的产品门类，并开展了一系列战略收购。上述这些行动让我们在下行阶段进一步加强了公司在全球市场的地位，也将让我们在今后维持和提升公司在北美和各大国际市场良好的利润率和营收领导地位。
“尽管营收增长仍是公司非常重要的一个财务推动因素，但整个周期的现金创造能力则更为重要。在这一领域，我们在行业内仍是独树一帜的。在业务下行的过去两年中，公司创造了75亿美元的自由现金流，这一金额超过了公司主要竞争者的总和。此外，我们通过分红和股票回购向股东返还了80亿美元。这些都明显地证明了斯伦贝谢整个周期的业务稳健性，公司对业务的认真管理，以及执行能力的加强。”
其他活动
在本季度，斯伦贝谢以78.21美元/股的价格回购了150万股普通股，回购总额1.16亿美元。
2017年1月5日，斯伦贝谢宣布收购Peak Well Systems，后者是一家领先的高级井下流体控制、井修理和井封固工具专业设计和开发公司。
2017年1月19日，公司董事会批准了普通股每股0.50美元的现金分红，将于2017年4月17日向2017年2月15日在册的股东发放。
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 |
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变化幅度 |
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2016年12月31日 |
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2016年9月30日 |
环比 |
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北美 |
$ |
1,765 |
$ |
1,699 |
4% |
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拉美 |
952 |
992 |
-4% |
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欧洲/独联体/非洲 |
1,834 |
1,872 |
-2% |
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中东和亚洲 |
2,494 |
2,385 |
5% |
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消除和其他 |
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62 |
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71 |
-13% |
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$ |
7,107 |
$ |
7,019 |
1% |
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北美营收 |
$ |
1,765 |
$ |
1,699 |
4% |
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国际部门营收 |
$ |
5,280 |
$ |
5,249 |
1% |
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第四季度营收71亿美元，环比上升1%，北美业务增长4%，国际业务增长1%。
北美
北美营收环比增长了4%，得益于陆地业务的增长，但近海业务有所下降。不计Cameron Group业绩，陆地营收斩获了两位数的增长，得益于段数的提升所带来的强劲的水力压裂业务，以及钻井数的增加所导致的Drilling & Measurements、Bits & Drilling Tools, 和M-I SWACO产品和服务销售业绩的增加。美国陆地营收也出现了两位数的增长，得益于业务量的增加和温和的价格恢复，而加拿大西部的营收出现了强势增长，得益于冬季业务的提升以及人工举升产品销售业绩的增加。营收的增加还得益于年底WesternGeco多客户地震牌照销售业绩的提升，然而，这一业绩与前些年相比有所放缓。Valves & Measurement与Drilling Systems的销售业绩出现了下滑。
国际地区
国际地区营收环比上升了1%，得益于中东和亚洲地区强劲的增长，它被拉美地区持续疲软的业务以及欧洲/独联体/非洲地区业务的季节性下降所部分抵消。
中东和亚洲地区营收环比增长了5%。这主要归功于非传统陆地资源开发领域强劲的压裂一体化生产服务(IPS)业务，以及沙特陆地地震业务人员生产力的提升。埃及营收因钻孔业务的增加而有所增长，而卡塔尔营收则受益于水平井测井业务的增加。然而，上述营收增长被Drilling & Measurements和Integrated Drilling Services (IDS)业务的下滑以及印度GeoMarkets项目完成和油井开采延迟所导致的设备销售量的降低所部分抵消。
拉美地区营收环比下降了4%，主要集中在墨西哥和中美GeoMarket业务，这些地区的客户预算窘境导致了整体钻井数量的大幅下滑，对在岸和近海业务以及深水和浅水项目均带来了影响。继上个季度强劲的海洋测绘和多客户端地震牌照销售业绩之后，墨西哥营收也出现了下滑。由于非常规资源开发工作受到了不利天气条件和其他延迟的影响，阿根廷营收有所下降。上述营收的下滑被秘鲁、哥伦比亚和厄瓜多尔GeoMarket强劲的钻井和项目活动所部分抵消。这些地区的钻井数量在原油价格上涨之后增加了46%。
欧洲/独联体/非洲地区营收环比下降了2%，主要归咎于影响了所有技术部门的俄罗斯夏季钻井活动旺季的结束以及挪威勘探服务活动的结束，这些技术部门涉及Wireline、Drilling & Measurements和M-I SWACO。随着钻井的拆除以及项目的完成（主要集中在安哥拉和刚果），撒哈拉以南非洲GeoMarket对该地区的营收带来了负面效应。上述业务的下降被强劲的OneSubsea项目业务和执行所部分抵消。
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12月31日 |
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2016年9月30日 |
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2015年12月31日 |
环比 |
|
同比 |
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营收 |
$ |
1,699 |
$ |
1,689 |
$ |
2,193 |
1% |
-23% |
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|
税前营业收入 |
$ |
316 |
$ |
322 |
$ |
521 |
-2% |
-39% |
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税前营业利润 |
18.6 |
% |
19.1 |
% |
23.8 |
% |
-49 bps |
-519 bps |
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油藏描述部门营收为17亿美元，有76%来自于国际营收。营收环比增长1%，归功于科威特早期生产设施项目活动的增长、Wireline埃及钻孔活动的增加以及卡塔尔水平井测井业务的增加以及软件牌照和维护销售业绩的增加。上述业绩被北半球Wireline业务的季节性下滑所部分抵消。
税前营业利润率达到了19%，环比下降49个基点，原因在于软件和维护服务销售的增加被高利润率的Wireline勘探活动的下降大幅抵消。
油藏描述部门的业绩在本季度得到了数个整合服务管理项目、新合同授予、技术部署和转型效率的提振。
在厄瓜多尔，斯伦贝谢为Petroamazonas EP和中石化提供了ISM服务，以优化Tiputini项目的钻井工作。Bits & Drilling Tools的ONYX*聚晶金刚石复合片刀具和Stinger*锥形金刚石原件技术确保了更好的可操控性和稳定性以及更长、更快速的运作。此外，Wireline Dielectric Sannner*多频非传导性弥散服务直接测量水量和岩石结构信息，而Dual-Packer Module隔离了井段，以便使用MDT*模块地层动态测试仪工具。与此同时，PowerJet Nova*超深井侵切聚能装药提升了效率。客户将总钻井时长从预计的11天降低至7.5天，相当于节省了25万美元的费用。
在埃及，埃及通用石油公司(Egyptian General Petroleum Corporation)与IEOC Production B.V.的合资企业Belayim Petroleum Company (Petrobel)授予斯伦贝谢Testing & Process业务一项价值7,000万美元的合同，在Zohr气田为其设施提供工程、采购、建造、调试和运营服务。该设施预计在合同签署日之后11个月之内完成，它将在项目第一阶段提升天然气产量。此外，Testing & Process为Petrobel使用了多种技术，来完成Zohr在Shorouk断块首个近海评价井的生产测试。生产测试管柱包括一个SenTREE 3*海底测试树，并结合了Muzic*无线遥测技术，后者带有SCAR*内联独立油藏液体取样和Quartet*井内油藏测试系统。Testing Manager*油井测试实时数据监测和协作软件的使用实现了实时的瞬变分析，并优化了油井测试方案。
在墨西哥，墨西哥石油公司(Pemex)授予WesternGeco一个2,400平方公里的全方位角海底电缆项目，位于坎佩切潜水湾的Canin Suuk油田。该油田所在的区域在其勘探资源组合中有着较好的前景。鉴于其盐构造的复杂性，该油田需要使用新的地震技术来提供更好的成像。新转换为海底作业的WesternGeco作业船WG Tasman将使用Q-Seabed*多部件海床地震技术，该技术所提供的系统可用于确保在各个方向实现耦合的一致性。数据采集已于2016年开始，将持续约1年。
在挪威近海，Wireline为Lundin Norway引入了多项技术，来克服巴伦支海一口油井的地质构造挑战，并减少作业时间。潜藏的大型孔洞无法通过表面地震图像发现，而需要对钻孔内部、周边和外部进行高分辨率成像。这些技术包括hDVS分布式传感系统，它使用的是带有光纤的铠装电缆、Z-Trac*井内振动器和VSI*多功能地震成像仪，这些设备均集成在一个单一的下井仪器串中。通过振动器和成像仪在井内采集的数据让客户能够发现钻头前面的潜在险情，从而规避钻井风险。DAS技术将作业时间降至30分钟，而传统的VSP采集可能需要8个小时的时间。
在阿联酋近海，Testing & Process为Al Hosn Gas在Hail和Gasha油田部署了多项技术。这些技术包括eFire-TCP*油管输送打孔电子点火头和新打孔相关技术，这两项技术均配备了Muzic*无线遥测功能。拥有无线功能的深度校正与传统的测井电缆伽马射线以及套管接箍定位器方法一致。此外，实时井内数据帮助确定了油藏特征，在增产期间和过后评估了油井性能，同时为井内采样决策提供了支持，从而将最初的油井测试方案的时间减少18个小时。
通过使用技术生命周期管理(TLM)，转型方案减少了斯伦贝谢的设备数量和工具可靠性维护成本。在沙特，斯伦贝谢在位于达兰的中东可靠性和效率中心(Middle East Center for Reliability and Efficiency)为Testing & Process Services采用了新的维修系统，该系统在作业的前三个月将设备维护的整体成本降低了48%，并将周转时间缩短了21%。在澳大利亚，WesternGeco在Amazon Conqueror上针对多客户测绘工作部署了其新开发的eSource海洋地震能量源技术。TLM方法改善了所有WesternGeco信源的地震源可靠性，包括eSource项目，它所使用的采集技术依靠高信源可靠性来确保实现运营效率的最大化。从2014-2016年，WesternGeco信源的可靠性提升了47%。
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12月31日 |
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2016年9月30日 |
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2015年12月31日 |
环比 |
|
同比 |
|||||||||
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营收 |
$ |
2,013 |
$ |
2,021 |
$ |
2,953 |
- |
-32% |
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税前营业收入 |
$ |
234 |
$ |
218 |
$ |
494 |
7% |
-53% |
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税前营业利润 |
11.6 |
% |
10.8 |
% |
16.7 |
% |
81 bps |
-511 bps |
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钻井部门业务营收为20亿美元，环比持平，其中76%都来自于国际市场，原因在于北美陆地持续强劲的定向钻井业务被国际地区钻井活动的降低所抵消。北美营收的改善源自于Drilling & Measurements、Bits & Drilling Tools和M-I SWACO产品和服务销售业绩的提升。国际地区营收的下降归咎于印度和伊拉克Drilling & Measurement以及IDS项目的完成，而俄罗斯和挪威冬季业务的放缓使Drilling & Measurements和M-I SWACO的业务受到影响。
尽管营收环比持平，但税前运营利润率为12%，环比增长了81个基点。这主要得益于美国陆地不断增加的业务所导致的钻井技术采用的增加，其最大的受益对象是Drilling & Measurements和Bits & Drilling Tools。利润率的提升还得益于IDS、M-I SWACO和Bits & Drilling Tools运营执行力的改善以及按业务恢复进度配备资源之后与持续转型相关的收益。
钻井部门第四季度业绩得益于IDS项目、合同授予、新技术部署和转型效率的共同推动。
在海湾合作委员会地区(GCC)，与类似油田的非一体化钻井服务相比，IDS在2016年前三季度带来了40%的钻井性能改善。这一改善基于转盘下每小时的所钻探的英尺数。这一成绩源于多项钻井技术的结合，例如PowerDrive Archer*的高造率和PowerDrive Xceed*加固旋转可操纵系统，目的在于优化水平井和延伸钻井的钻探时间。其中包括使用RigHour*多井钻井作业效率分析和ROPO*优化软件，它能够调整钻井参数，以实现底部钻井性能的最大化。斯伦贝谢将这些技术与一体化工作流程（由沙特和阿布扎比钻井技术整合中心的多学科专家监测）结合起来，以降低钻井和整个开发成本。
在挪威，挪威国家石油公司授予斯伦贝谢一项8年期合同，其中还包括在可选择期限内为该公司其中一个Cat-J自升式钻井平台提供一体化油井建造服务。这些钻井平台针对挪威大陆架恶劣作业的环境和浅水井打造。斯伦贝谢将为Gullfaks卫星油田的定向钻井、随钻测量/录井、泥浆录井、钻井和完井液、固井、抽吸、井槽恢复和打捞、电缆录井、废弃物管理、完井、井内机械隔离、机械油井清洗和油管输送射孔提供规划和执行服务，作业预计将在今年晚些时候开始。
在北海挪威海域，Drilling & Measurements使用了GeoSphere*油藏随钻测绘服务，帮助埃克森美孚(ExxonMobil)在Balder油田测绘复杂的侵入油藏，并有效地实现了目标砂岩的地质导向。GeoSphere的技术有两项任务：避免开发井中高成本的导向孔，因为这些开发井往往无法提供足够的信息来帮助定位生产井；并避免把套管放入较薄的侵入砂岩中。GeoSphere的技术在距离巨大砂岩顶部20多米的总垂直深度对巨大砂岩的顶部进行了测绘，发现了油水界面，并在穿透油藏之前抵达了12 ¼-英寸井段。在8 ½-英寸油藏段，客户通过结合地震解释与GeoSphere的测绘结果，规划钻头前方的地质导向策略，并藉此提升了油井生产力。
在德克萨斯州西部，Drilling & Measurements使用了多项技术，帮助一名运营商在二叠纪盆地创建了新的钻井性能记录。井底钻具组合包括优化定向钻井的PowerDrive Orbit*旋转可操纵系统，以及DynaForce*高性能钻井电机，该电机为钻头提供了最大的扭矩，并超过了传统大容量钻井电机的表现。此外，SlimPulse*可回收的MWD服务为泥浆脉冲遥测提供了实时的定向、倾斜、刀面和伽马射线测量。客户在不到22个小时的时间内钻探了7,814英尺的水平井，这一数字比客户此前二叠纪盆地水平井深度记录高出了47%。结果，客户的钻井时间较此前水平井缩短了18个小时。
在厄瓜多尔，Drilling & Measurements为Orion Energy开发了配备定制的Smith PDC 钻头技术的PowerDrive*X6旋转可操纵系统，来改善Ocano油田一口井的钻井性能。借助钻井技术整合中心专家的远程支持，作业团队用30个小时的时间在16英尺井段钻探了6,400英尺，将钻进速度提升至201英尺/小时，而类似井的钻进速度为136英尺/小时，净增幅达到了48%。结果，客户较原计划提前两天完成了井段的钻探，节省了约10万美元的钻井成本。
在埃及，Drilling & Measurements使用GeoSphere*油藏随钻测绘服务，帮助埃及通用石油公司与IEOC Production B.V.的合资企业Belayim Petroleum Company (Petrobel) 来排除阿布茹德斯油田的导孔。砂岩含油层顶部的不整合面最初要求钻探一个导孔，以确定中间套管的深度，同时，目标区域上部受压的页岩需要高泥浆比重。考虑到潜在的泥浆循环损失，这一环境为目标砂岩的钻探带来了挑战。GeoSphere技术使用深度定向电磁测量来揭示井眼以下100多英尺深的地下层理和流体接触的具体信息，这些信息有助于管理地质不确定因素和钻井风险。通过排除导孔，客户节省了约180万美元的费用。
在俄罗斯，Bits & Drilling Tools使用了多种钻头技术，帮助PAO LUKOIL旗下生产子公司LLC LUKOIL-Komi取消了4次起钻作业，并提升了Timano-Pechora地区Kyrtaelskoye油田补偿井的钻进速度。ONYX 360*旋转PDC刀具技术利用了360度旋转提升了钻头耐用度，而Stinger*锥形金刚石原件在这一坚硬、高摩擦力的砂岩地质中提供了优越的冲击强度和耐磨度。此外，得益于其模块的设计，Drilling & Measurements的PowerPak*可操纵电机根据钻井环境进行了定制。结果，客户实现了9.3米/小时的平均钻进速度，较补偿井的最大钻速提升了40%。此外，客户在15天内完成了8 5/8英尺井段的钻探，较预期的20天时间节省了5天时间。
在阿根廷内乌肯盆地，M-I SWACO使用了KLA-SHIELD*增强型水基聚合物钻井液，在一个极具挑战的地层中帮助Wintershall Argentina钻探了3,281英尺的水平井，该地层拥有异常高的孔隙压力、天然裂缝、张力和普遍存在的地质力学复杂性。公司利用STARGLIDE ROP增强型润滑剂和DRILZONE提升钻速抗吸积添加剂优化的 KLA-SHIELD系统替代了非水相钻井液。此外，VIRTUAL HYDRAULICS*钻井液模拟软件跟踪了井眼轨迹，对扭矩和阻力进行了模拟，评估了同等循环密度环境中的流变学，同时优化了井眼净化作业。客户在70天内完成了油井和水平井的钻探，且未发生垮落、膨胀或井筒狭窄的问题。
转型项目实现了可靠性和效率的提升，以及产品和服务交付的改善。位于沙特达兰的中东可靠性和效率中心Drilling & Measurements的设计、工程和维修团队协助打造了随钻测绘工具强化模块房屋，以降低其对移动的敏感度，并增加其在高震动环境中的耐久度。结果，在CRE最初6个月的运营中，ImPulse*一体化MWD平台工具的可靠性提升了240%，adnVISION*方位角密度中子服务工具的可靠性提升了47%。
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12月31日 |
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2016年9月30日 |
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2015年12月31日 |
环比 |
|
同比 |
|||||||||
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营收 |
$ |
2,179 |
$ |
2,083 |
$ |
2,632 |
5% |
-17% |
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|
税前营业收入 |
$ |
132 |
$ |
98 |
$ |
302 |
34% |
-56% |
||||||||
|
税前营业利润 |
6.0 |
% |
4.7 |
% |
11.5 |
% |
134 bps |
-542 bps |
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生产部门营收为22亿美元，其中的72%来自于国际市场，环比增长5%，得益于强劲的中东非传统陆地资源开发水力压裂活动，主要集中在沙特和北美（北美陆地钻井数和压裂段数有所增加）。美国陆地营收有所增加，得益于活动数量的回升和温和的价格恢复。加拿大西部营收因季节性冬季活动的增加以及人工举升产品销售的增加而有所增长。固井业务营收增长30%，多集中在北美，IPS营收翻了三番，主要集中在国际地区。
税前运营利润率为6%，环比增长134个基点，得益于业务的增加，后者也提升了中东的业务效率和执行。美国陆地业务价格的温和恢复也助推了利润率的提升。
生产部门业绩受益于合同授予、新技术部署以及本季度旨在改善运营效率的转型动议。
科威特石油公司(Kuwait Oil Company)授予斯伦贝谢一项合同，供应和安装ResFlow*流入控制设备，后者将被用于砂岩油藏和一个140口油井的碳酸盐油藏开发项目。ResFlow技术确保了裸眼完井的整个过程中（即便出现了渗透变化和漏失带）流入率的一致性。这两个具有技术挑战性的项目要求采用可靠、能够在复杂油井环境中运行的设备，目的是为了控制和了解油藏动态。
在中国，Well Services使用了多项技术，帮助斯伦贝谢与CoPower的合资公司克服鄂尔多斯盆地气藏致密、低压的难题。FiberFRAC*基于纤维素的压裂液技术在压裂液中植入了纤维网，提供了一种运输和放置支撑剂的机械手段。此外，BroadBand*非传统油藏完井服务所使用的复合钻井液大大降低了滤砂的需求，并优化了支撑剂的输送。客户的11口井实现了近2,280千立方英尺/天的平均产量，而使用传统压裂液的6口补偿井的平均产量为812千立方英尺/天。
在阿联酋，Well Services HiWAY*流道压裂技术和UltraMARINE*海水基压裂液被部署于近海环境中，以帮助迪拜石油公司(Dubai Petroleum)实现低渗透、高压力生油岩层的增产。公司成功开展了八次支撑剂压裂作业，抽取的重量超过了50万吨。这些是全球第一个多阶段、近海生油岩层水力压裂作业项目，这八次作业共计用时40小时。
在厄瓜多尔，Well Services使用了Invizion Evaluation*油井封固服务，帮助Consortium Shushufindi克服Shushufindi油田的井眼封固挑战。使用Techlog*井眼软件平台整合的多油井数据让Invizion Evaluation技术发现了放置后封窜以及目标砂岩之间的特异横流。在使用改良的封固配方和添加剂对最初的钻井方案进行优化之后，油井没有出现放置后封窜的迹象。结果，客户避免了可能的补救作业成本，相当于45万美元。
在印尼近海，斯伦贝谢在ENI的Jangkrik项目上使用了MZ-Xpress*系统来开展多区压裂和砾石充填。斯伦贝谢在每次作业中均安装了一个MZ-Xpress系统，以便在拥有5个生油层、横跨两个不同套管尺寸的油井中提供多区防砂服务。在完成4个区的作业之后，客户节省了约6.5天的钻井时间，相当于节约了510万美元的成本。
在北美，转型方案减少了Well Services的资产购置成本，并改善了其运营效率。为优化材料和供应库存，新的供应规划组织分析了开支数据，以确保常用物资拥有现货库存，并实现分享机遇的最大化。2016年6月，也就是其创建之后仅4个月，该机构减少了20%的现货库存。此外，物流控制塔的启用实现了对油田物资的集中管理和交付，例如水力压裂作业支撑剂。通过开展所有规划、战略采购和购买订单生成，该控制塔确保了油田支撑剂交付服务的成本效益，从而将运营地的成本降至最低。自2014年底启用以来，这些控制塔为公司节省了2.5亿美元的卡车运输成本。
在北德克萨斯州，转型方案让Well Services改善了工具可靠性，减少了维修成本。位于登顿的可靠性和效率中心采用了预后健康管理(PHM)，使用了从油田所在地采集的实时泵数据。在实施后的6个月中，PHM节省了约600万美元的成本。
Cameron Group
|
（单位为百万，利润率除外） |
||||||||||||||||
|
|
截至以下日期的三个月 |
|
变化幅度 |
|||||||||||||
|
2016年12月31日 |
|
2016年9月30日 |
|
2015年12月31日* |
环比 |
|
同比 |
|||||||||
|
营收 |
$ |
1,346 |
$ |
1,341 |
$ |
2,088 |
- |
-36% |
||||||||
|
税前营业收入 |
$ |
188 |
$ |
215 |
$ |
354 |
-13% |
-47% |
||||||||
|
税前营业利润 |
14.0 |
% |
16.0 |
% |
17.0 |
% |
-207 bps |
-298 bps |
||||||||
|
|
||||||||||||||||
|
*为方便比较，2015年第四季度为估计数据。 |
||||||||||||||||
Cameron Group营收为13亿美元，环比持平，其中的71%来自于国际市场。在该部门的各大业务当中，OneSubsea斩获了11%的环比增长，得益于欧洲/独联体/非洲和拉美地区强劲的项目活动和执行，而Surface Systems在中东斩获了强劲的销售业绩。然而，这些业绩被Drilling Systems营收的下降（归咎于订单库存和预定量的下降）所抵消。Valves & Measurement的业务继前一季度强劲的国际出货量之后也出现了下滑。
税前运营利润率为14%，环比下降207个基点，归咎于高利润率Drilling Systems项目数量的下降。
Cameron Group获得了多个战略合约，包括业界最长的深水海底多相增压回接，以及降低近海设备购置总成本的合同。
墨菲石油公司(Murphy Oil Corporation)子公司Murphy Exploration & Production Company–USA授予Subsea Integration Alliance行业首个深水一体化海底工程、采购、建造、安装和调试(EPCIC)多相增压系统合同，涉及美国墨西哥湾Dalmatian油田。该合同将是行业最长的深水海底多相增压回接以及Subsea Integration Alliance（由OneSubsea、斯伦贝谢和Subsea 7于2015年7月共同成立）获得的首个EPCIC项目。该项目范围包括海底多相增压系统的供应和安装、甲板和海底控制以及35公里长的一体化电力和控制线缆。近海安装作业预计将于2018年开始。
挪威国家石油公司授予OneSubsea一项工程、采购和建造合同，为北海Utgard天然气和凝析气田供应海底生产系统。合同范围包括海底承框管汇系统、两个海底井口装置和垂直单钻孔海底树、生产控制系统和相关修井和检查仪器。OneSubsea将与挪威国家石油公司紧密合作，开发适合Utgard油田较浅水域的新海底井口系统。OneSubsea和挪威国家石油公司已经在共同检验垂直单钻孔海底树作为挪威国家石油公司海底开发作业标准解决方案的可靠性。垂直树是合同可交付成果的一部分，将在OneSubsea位于荷索伊的工厂组装和测试。
Transocean授予斯伦贝谢两个10年期压力控制设备管理服务合同，价值超过了3.5亿美元。首个合同包括斯伦贝谢对美国墨西哥湾Transocean的Cameron隔水管的管理，以及存储、维护、检查、修理、再认证和井架数据驱动型隔水管管理。第二个合同涉及提供全面的斯伦贝谢解决方案，以便为9个Transocean超深水和恶劣环境钻井架的防喷器系统和其他压力控制设备提供维护和服务。这些合同将有助于降低近海设备的总购置成本，并通过一体化技术、运营和商业解决方案提升与压力控制设备有关的正常运行时间。
在沙特，Valves & Measurement被Saudi KAD所主导的多家工程、采购和建造公司选中，为其提供和安装4,000多万美元的GROVE*球阀和LEDEEN*制动器，以便为与Master Gas Phase II和Fadhili Gas有关的关键管道项目提供支持。斯伦贝谢在沙特的设施以及对调试和执行活动的支持，让Cameron成为了该项目理想的合作伙伴。
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
财务报表 |
|||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||
|
简明合并损益表 |
|||||||||||||||
|
（单位为百万，每股数额除外） |
|||||||||||||||
|
第四季度 |
12个月 |
||||||||||||||
|
截至12月31日， |
|
2016 |
|
2015 |
|
2016 |
|
2015 |
|||||||
|
|
|||||||||||||||
|
营收 |
$ |
7,107 |
$ |
7,744 |
$ |
27,810 |
$ |
35,475 |
|||||||
|
利息和其他收入 |
47 |
81 |
200 |
236 |
|||||||||||
|
费用 |
|||||||||||||||
|
营收成本 |
6,193 |
6,292 |
24,110 |
28,321 |
|||||||||||
|
研究和工程 |
261 |
276 |
1,012 |
1,094 |
|||||||||||
|
一般和管理 |
99 |
132 |
403 |
494 |
|||||||||||
|
减值和其他 (1) |
599 |
2,136 |
3,172 |
2,575 |
|||||||||||
|
兼并和整合 (1) |
76 |
- |
648 |
- |
|||||||||||
|
权益 |
|
|
139 |
|
|
|
91 |
|
|
|
570 |
|
|
|
346 |
|
税前收益（亏损） |
$ |
(213 |
) |
($1,102 |
) |
$ |
(1,905 |
) |
$ |
2,881 |
|||||
|
所得税（亏损税）(1) |
|
|
(19 |
) |
|
|
(113 |
) |
|
|
(278 |
) |
|
|
746 |
|
净收益（亏损） |
$ |
(194 |
) |
($989 |
) |
$ |
(1,627 |
) |
$ |
2,135 |
|||||
|
可归于非控制性权益的净收益 |
|
|
10 |
|
|
|
27 |
|
|
|
60 |
|
|
|
63 |
|
可归于斯伦贝谢的净收益（亏损） (1) |
|
$ |
(204 |
) |
|
|
($1,016 |
) |
|
$ |
(1,687 |
) |
|
$ |
2,072 |
|
|
|||||||||||||||
|
斯伦贝谢的摊薄后每股收益（亏损） (1) |
|
$ |
(0.15 |
) |
|
|
($0.81 |
) |
|
$ |
(1.24 |
) |
|
$ |
1.63 |
|
|
|||||||||||||||
|
在外流通平均股数 |
1,391 |
1,259 |
1,357 |
1,267 |
|||||||||||
|
摊薄后在外流通平均股数 |
|
|
1,391 |
|
|
|
1,259 |
|
|
|
1,357 |
|
|
|
1,275 |
|
|
|||||||||||||||
|
包含在费用中的折旧和摊销(2) |
|
$ |
1,016 |
|
|
$ |
963 |
|
|
$ |
4,094 |
|
|
$ |
4,078 |
|
(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。 |
|
|
||||||
|
简明合并资产负债表 |
||||||
|
|
|
|||||
|
（单位为百万） |
||||||
|
2016年 |
2015年 |
|||||
|
资产 |
|
12月31日 |
|
12月31日 |
||
|
流动资产 |
||||||
|
现金和短期投资 |
$ |
9,257 |
$ |
13,034 |
||
|
应收款项 |
9,387 |
8,780 |
||||
|
其他流动资产 |
|
|
5,283 |
|
|
5,098 |
|
23,927 |
26,912 |
|||||
|
固定收益投资，持有至到期 |
238 |
418 |
||||
|
固定资产 |
12,821 |
13,415 |
||||
|
多客户端地震数据 |
1,073 |
1,026 |
||||
|
商誉 |
24,990 |
15,605 |
||||
|
无形资产 |
9,855 |
4,569 |
||||
|
其他资产 |
|
|
5,052 |
|
|
6,060 |
|
|
|
$ |
77,956 |
|
$ |
68,005 |
|
|
||||||
|
负债和权益 |
|
|
|
|
||
|
流动负债 |
||||||
|
应付账款和应计负债 |
$ |
10,016 |
$ |
7,727 |
||
|
预计的所得税负债 |
1,188 |
1,203 |
||||
|
短期借款和长期债务的流动部分 |
3,153 |
4,557 |
||||
|
应付股息 |
|
|
702 |
|
|
634 |
|
15,059 |
14,121 |
|||||
|
长期债务 |
16,463 |
14,442 |
||||
|
递延税 |
1,880 |
1,075 |
||||
|
退休后福利 |
1,495 |
1,434 |
||||
|
其他债务 |
|
|
1,530 |
|
|
1,028 |
|
36,427 |
32,100 |
|||||
|
权益 |
|
|
41,529 |
|
|
35,905 |
|
|
|
$ |
77,956 |
|
$ |
68,005 |
|
流动性 |
|||||||
|
|
|||||||
|
（单位为百万） |
|||||||
|
流动性组成部分 |
|
2016年 |
|
2016年 |
|
2015年 |
|
|
现金和短期投资 |
|
$9,257 |
$10,756 |
$13,034 |
|||
|
固定收益投资，持有至到期 |
238 |
354 |
418 |
||||
|
短期借款和长期债务的流动部分 |
(3,153) |
(3,739) |
(4,557) |
||||
|
长期债务 |
(16,463) |
(17,538) |
(14,442) |
||||
|
净债务(1) |
$(10,121) |
$(10,167) |
$(5,547) |
||||
|
|
|||||||
|
流动性变化明细如下： |
|||||||
|
|
|||||||
|
截至12月31日： |
|
12个月 |
第四季度 |
12个月 |
|||
|
扣除非控制性权益后的净收益（亏损） |
$(1,627) |
$(194) |
$2,135 |
||||
|
减值和其他费用，不含税费 |
3,236 |
583 |
2,218 |
||||
|
$1,609 |
$389 |
$4,353 |
|||||
|
折旧和摊销(2) |
4,094 |
1,016 |
4,078 |
||||
|
退休金和其他退休后福利费用 |
187 |
48 |
438 |
||||
|
股票薪酬费用 |
267 |
57 |
326 |
||||
|
退休金和其他退休后福利资金 |
(174) |
(47) |
(346) |
||||
|
营运资金变动 |
416 |
639 |
(478) |
||||
|
其他 |
(138) |
(89) |
434 |
||||
|
运营产生的现金流(3) |
$6,261 |
$2,013 |
$8,805 |
||||
|
资本支出 |
(2,055) |
(654) |
(2,410) |
||||
|
SPM投资 |
(1,031) |
(162) |
(953) |
||||
|
资本化的多客户端地震数据 |
(630) |
(133) |
(486) |
||||
|
自由现金流(4) |
2,545 |
1,064 |
4,956 |
||||
|
股票回购计划 |
(778) |
(116) |
(2,182) |
||||
|
已付股息 |
(2,647) |
(696) |
(2,419) |
||||
|
雇员股票计划收益 |
415 |
71 |
448 |
||||
|
(465) |
323 |
803 |
|||||
|
商业收购和投资，不计获得的现金和债务 |
(4,022) |
(156) |
(478) |
||||
|
经营中断 – 与美国司法部的和解费用 |
- |
- |
(233) |
||||
|
其他 |
(87) |
(121) |
(252) |
||||
|
净债务的减少（增加） |
(4,574) |
46 |
(160) |
||||
|
会计期间开始时的净债务 |
(5,547) |
(10,167) |
(5,387) |
||||
|
会计期间结束时的净债务 |
$(10,121) |
$(10,121) |
$(5,547) |
||||
|
(1) |
|
“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。净债务为非GAAP财务指标，应当作为补充资料，而不得取代或优于总债务。 |
|
|
(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。 |
||
|
(3) |
包括截至2016年12月31日12个月的约8.5亿美元的遣散费和截至2015年12月31日12个月的约8.1亿美元的遣散费，以及2016年第四季度1.5亿美元的遣散费。此外还包括截至2016年12月31日12个月，与收购Cameron相关的约1亿美元一次性交易相关费用。 |
||
|
(4) |
“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。自由现金流为非GAAP财务指标，应当作为补充资料，而不得取代或优于运营产生的现金流。 |
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年全年和第四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 年第四季度 |
|||||||||||||||||||
|
税前 |
|
税 |
|
非控制性 |
|
净额 |
|
摊薄后 每股收益 |
|||||||||||
|
斯伦贝谢净亏损（基于GAAP） |
$ |
(213 |
) |
|
$ |
(19 |
) |
|
$ |
10 |
|
$ |
(204 |
) |
|
$ |
(0.15 |
) |
|
|
裁员 |
234 |
6 |
- |
228 |
|||||||||||||||
|
设施关闭成本 |
165 |
40 |
- |
125 |
|||||||||||||||
|
与现有某些活动相关的成本 |
98 |
23 |
- |
75 |
|||||||||||||||
|
合并与整合 |
76 |
14 |
- |
62 |
|||||||||||||||
|
埃及货币贬值损失 |
63 |
- |
- |
63 |
|||||||||||||||
|
合同终止成本 |
|
39 |
|
|
|
9 |
|
|
|
- |
|
|
30 |
|
|
||||
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
$ |
462 |
|
|
$ |
73 |
|
|
$ |
10 |
|
$ |
379 |
|
$ |
0.27 |
|
||
|
|
|||||||||||||||||||
|
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（基于GAAP） |
$ |
200 |
$ |
10 |
$ |
14 |
$ |
176 |
$ |
0.13 |
|
||||||||
|
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，扣除费用和贷项 |
$ |
437 |
|
|
$ |
70 |
|
|
$ |
14 |
|
$ |
353 |
|
$ |
0.25 |
|
||
|
|
|||||||||||||||||||
|
2015年第四季度 |
|||||||||||||||||||
|
税前 |
|
税 |
|
非控制性 |
|
净额 |
|
摊薄后 每股收益 |
|||||||||||
|
斯伦贝谢净亏损（基于GAAP） |
$ |
(1,102 |
) |
$ |
(113 |
) |
$ |
27 |
$ |
(1,016 |
) |
$ |
(0.81 |
) |
|||||
|
固定资产减值 |
776 |
141 |
- |
635 |
|||||||||||||||
|
裁员 |
530 |
51 |
- |
479 |
|||||||||||||||
|
存货呆账 |
269 |
27 |
- |
242 |
|||||||||||||||
|
哥伦比亚SPM项目减值 |
182 |
36 |
- |
146 |
|||||||||||||||
|
设施关闭 |
177 |
37 |
- |
140 |
|||||||||||||||
|
地缘政治事件 |
77 |
- |
- |
77 |
|||||||||||||||
|
合同终止成本 |
41 |
2 |
- |
39 |
|||||||||||||||
|
其他 |
|
84 |
|
|
|
7 |
|
|
|
- |
|
|
77 |
|
|||||
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
$ |
1,034 |
|
|
$ |
188 |
|
|
$ |
27 |
|
$ |
819 |
|
$ |
0.65 |
|
||
|
|
（单位为百万，每股数额除外） |
||||||||||||||||||
|
2016年12个月 |
|||||||||||||||||||
|
税前 |
|
税 |
|
非控制性 |
|
净额 |
|
摊薄后 每股收益 |
|||||||||||
|
斯伦贝谢净亏损（基于GAAP） |
$ |
(1,905 |
) |
|
$ |
(278 |
) |
|
$ |
60 |
|
$ |
(1,687 |
) |
|
$ |
(1.24 |
) |
|
|
固定资产减值 |
1,058 |
177 |
- |
881 |
|||||||||||||||
|
裁员 |
880 |
69 |
- |
811 |
|||||||||||||||
|
存货呆账 |
616 |
49 |
- |
567 |
|||||||||||||||
|
收购会计库存公允价值调整折旧 |
299 |
90 |
- |
209 |
|||||||||||||||
|
其他兼并和整合相关 |
211 |
37 |
- |
174 |
|||||||||||||||
|
多客户端地震数据减值 |
198 |
62 |
- |
136 |
|||||||||||||||
|
设施关闭成本 |
165 |
40 |
- |
125 |
|||||||||||||||
|
兼并相关员工福利和聘用专业人士的费用 |
138 |
27 |
111 |
||||||||||||||||
|
与现有某些活动相关的成本 |
98 |
23 |
- |
75 |
|||||||||||||||
|
埃及货币贬值损失 |
63 |
- |
- |
63 |
|||||||||||||||
|
其他重组费用 |
55 |
- |
- |
55 |
|||||||||||||||
|
合同终止成本 |
|
39 |
|
|
|
9 |
|
|
|
- |
|
|
30 |
|
|||||
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
$ |
1,915 |
|
|
$ |
305 |
|
|
$ |
60 |
|
$ |
1,550 |
|
$ |
1.14 |
|
||
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||||
|
2015年12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（基于GAAP） |
$ |
2,881 |
$ |
746 |
$ |
63 |
$ |
2,072 |
$ |
1.63 |
|
||||||||
|
固定资产减值 |
920 |
107 |
- |
813 |
|||||||||||||||
|
裁员 |
776 |
141 |
- |
635 |
|||||||||||||||
|
存货呆账 |
269 |
27 |
- |
242 |
|||||||||||||||
|
哥伦比亚SPM项目减值 |
182 |
36 |
- |
146 |
|||||||||||||||
|
设施关闭 |
177 |
37 |
- |
140 |
|||||||||||||||
|
地缘政治事件 |
77 |
- |
- |
77 |
|||||||||||||||
|
委内瑞拉货币贬值损失 |
49 |
- |
- |
49 |
|||||||||||||||
|
合同终止成本 |
41 |
2 |
- |
39 |
|||||||||||||||
|
其他 |
|
84 |
|
|
|
7 |
|
|
|
- |
|
|
77 |
|
|||||
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
$ |
5,456 |
|
|
$ |
1,103 |
|
|
$ |
63 |
|
$ |
4,290 |
|
$ |
3.37 |
|
||
|
生产部门 |
||||||||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||||||||
|
（单位为百万） |
||||||||||||||||||||||||
|
|
截至以下日期的3个月 |
|||||||||||||||||||||||
|
2016年12月31日 |
|
2016年9月30日 |
|
2015年12月31日 |
||||||||||||||||||||
|
营收 |
|
税前收益 |
营收 |
|
税前收益 |
营收 |
|
税前收益 |
||||||||||||||||
|
油藏描述 |
$ |
1,699 |
$ |
316 |
$ |
1,689 |
$ |
322 |
$ |
2,193 |
$ |
521 |
||||||||||||
|
钻井 |
2,013 |
234 |
2,021 |
218 |
2,953 |
494 |
||||||||||||||||||
|
生产 |
2,179 |
132 |
2,083 |
98 |
2,632 |
302 |
||||||||||||||||||
|
Cameron |
1,346 |
188 |
1,341 |
215 |
- |
- |
||||||||||||||||||
|
消除和其他 |
(130 |
) |
|
(60 |
) |
(115 |
) |
|
(38 |
) |
(34 |
) |
|
(29 |
) |
|||||||||
|
税前营业收入 |
810 |
815 |
1,288 |
|||||||||||||||||||||
|
企业和其他 |
(245 |
) |
(267 |
) |
(179 |
) |
||||||||||||||||||
|
利息收益(1) |
23 |
24 |
8 |
|||||||||||||||||||||
|
利息支出(1) |
(126 |
) |
(135 |
) |
(83 |
) |
||||||||||||||||||
|
费用和贷项 |
|
|
(675 |
) |
|
|
(237 |
) |
|
|
(2,136 |
) |
||||||||||||
|
$ |
7,107 |
|
$ |
(213 |
) |
$ |
7,019 |
|
$ |
200 |
|
$ |
7,744 |
|
$ |
(1,102 |
) |
|||||||
|
|
||||||||||||||||
|
（单位为百万） |
||||||||||||||||
|
截至以下日期的12个月 |
||||||||||||||||
|
2016年12月31日 |
|
2015年12月31日 |
||||||||||||||
|
营收 |
|
税前收益 |
营收 |
|
税前收益 |
|||||||||||
|
油藏描述 |
$ |
6,743 |
$ |
1,228 |
$ |
9,738 |
$ |
2,465 |
||||||||
|
钻井 |
8,561 |
994 |
13,563 |
2,538 |
||||||||||||
|
生产 |
8,709 |
528 |
12,311 |
1,570 |
||||||||||||
|
Cameron |
4,211 |
653 |
- |
- |
||||||||||||
|
消除和其他 |
(414 |
) |
|
(130 |
) |
(137 |
) |
|
(63 |
) |
||||||
|
税前营业收入 |
3,273 |
6,510 |
||||||||||||||
|
企业和其他 |
(925 |
) |
(768 |
) |
||||||||||||
|
利息收益(1) |
84 |
30 |
||||||||||||||
|
利息支出(1) |
(517 |
) |
(316 |
) |
||||||||||||
|
费用和贷项 |
|
|
(3,820 |
) |
|
|
(2,575 |
) |
||||||||
|
$ |
27,810 |
|
$ |
(1,905 |
) |
$ |
35,475 |
|
$ |
2,881 |
|
|||||
|
|
||||||||||||||||
|
(1) 不包括含在生产部门业绩中的利息。 |
||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||
补充信息
|
1) |
|
2017年全年资本支出指引是多少？ |
|
|
|
2017年资本支出（不包括多客户端和SPM投资）预计将达到22亿美元。2016年全年资本支出指引为21亿美元。 |
|
|
||
|
2) |
2016年第四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年第四季度，自由现金流达到11亿美元（包含约1.5亿美元的遣散费），占不计非控制性权益以及费用和贷项的净收益的比例是274%。 |
||
|
|
||
|
3) |
2016年全年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年全年，自由现金流达到25亿美元（包含约8.5亿美元与裁员相关的费用以及1亿美元与Cameron收购交易相关的费用），占不计非控制性权益以及费用和贷项的净收益的比例是158%。 |
||
|
|
||
|
4) |
2016年第四季度“利息和其他收益”项目都包含哪些内容？ |
|
|
2016年第四季度的“利息和其他收益”为4,700万美元。其中包括1,800万美元的权益法投资收益和2,900万美元的利息收益。 |
||
|
|
||
|
5) |
2016年第四季度利息收益和利息支出是如何变化的？ |
|
|
利息收益为2,900万美元，环比增加100万美元。利息支出1.39亿美元，环比下降1,000万美元。 |
||
|
|
||
|
6) |
“税前营业收入”和斯伦贝谢税前合并收入有什么区别？ |
|
|
区别主要包括未分配至部门的企业项目（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、某些集中管理的项目和其他非运营项目。 |
||
|
|
||
|
7) |
2016年第四季度实际税率(ETR)是多少？ |
|
|
根据GAAP计算，2016年第四季度实际税率为8.8%，第三季度实际税率是5.1%。不计费用和贷项，2016年第四季度实际税率是15.8%；2016年第三季度是16.0%。 |
||
|
|
||
|
8) |
截至2016年12月31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12月31日，在外流通普通股为13.91亿股。下表显示的是从2016年9月30日至2016年12月31日的在外流通股变化情况。 |
|
|
|
|
|
（单位为百万） |
|||
|
2016年9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 |
1 |
||||||
|
可行权的限售股 |
- |
||||||
|
根据雇员股票购买计划发行的股票 |
- |
||||||
|
股票回购计划 |
(1 |
) |
|||||
|
2016年12月31日的在外流通股 |
1,391 |
|
|||||
|
|
||
|
9) |
2016年第四季度和2016年第三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年第四季度和2016年第三季度期间的在外流通股加权平均数分别为13.91亿股和13.92亿股。 |
||
|
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） |
|||
|
第四季度 |
|
第三季度 |
||||||
|
在外流通股加权平均数 |
1,391 |
|
1,392 |
|||||
|
假定行使股票期权 |
5 |
4 |
||||||
|
未到行权期的限售股 |
5 |
|
5 |
|||||
|
摊薄后在外流通平均股数 |
1,401 |
|
1,401 |
|||||
|
|
||
|
10) |
2016年第四季度多客户端销售情况如何？ |
|
|
2016年第四季度，包括转让费在内的多客户端销售总额为1.43亿美元，2016年第三季度该数字为1.44亿美元。 |
||
|
|
||
|
11) |
2016年第四季度末 WesternGeco未完成订单情况如何？ |
|
|
2016年第四季度末，WesternGeco未完成订单（基于与客户签订的合同）为7.59亿美元。2016年第三季度末该数字为8.45亿美元。 |
||
|
|
||
|
12) |
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 |
|
第四季度 |
|
第三季度 |
||
|
海底业务 |
$ |
523 |
|
$ |
434 |
|
|
钻井 |
$ |
132 |
|
$ |
179 |
|
|
|
||||||
|
未完成订单（会计期间末） |
||||||
|
海底业务 |
$ |
2,526 |
$ |
2,527 |
||
|
钻井 |
$ |
607 |
|
$ |
865 |
|
|
13) |
|
斯伦贝谢2016年第四季度产生的各种费用都有哪些？ |
|
公司正在对全球支持构架和设施版图进行进一步的调整，以便根据恢复的状况来调整资源配置。此举让公司产生了5.36亿美元的重组费用。公司还产生了1.39亿美元与Cameron收购和埃及货币贬值相关的税前费用。6.75亿美元的税前费用明细如下： |
||
|
-- 2.34亿美元的裁员成本 |
||
|
-- 1.65亿美元的设施关闭成本 |
||
|
-- 9,800万美元与现有某些活动相关的成本 |
||
|
-- 7,600万美元与Cameron收购相关的合并整合成本 |
||
|
-- 6,300万美元埃及货币贬值损失 |
||
|
-- 3,900万美元合同终止成本 |
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2016年公布的营业收入达278.1亿美元。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2017年1月20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7:30、东部时间上午8:30、巴黎时间下午2:30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405410可于2017年2月20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。2017年3月31日之前，该网站还将提供网播回放。
这篇2016年全年和第四季度收益报告，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；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年全年和第四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。
原文版本可在businesswire.com上查阅：http://www.businesswire.com/news/home/20170120005046/en/
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