休斯顿--(美国商业资讯)--斯伦贝谢(NYSE: SLB)今日宣布了2018年第三季度业绩。
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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3个月 |
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变化 |
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2018年9月 30日 |
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2018 年6月30日 |
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2017年9月30日 |
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环比 |
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同比 |
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营收 |
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$8,504 |
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$8,303 |
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$7,905 |
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2% |
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8% |
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税前营业收入 |
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$1,152 |
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$1,094 |
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$1,059 |
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5% |
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9% |
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税前营业利润率 |
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13.5% |
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13.2% |
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13.4% |
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36 bps |
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15 bps |
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净收益（基于GAAP） |
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$644 |
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$430 |
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$545 |
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50% |
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18% |
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净收益，扣除费用和贷项* |
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$644 |
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$594 |
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$581 |
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8% |
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11% |
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摊薄后每股收益（基于GAAP） |
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$0.46 |
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$0.31 |
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$0.39 |
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48% |
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18% |
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摊薄后每股收益，扣除费用和贷项* |
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$0.46 |
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$0.43 |
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$0.42 |
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7% |
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10% |
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北美营收 |
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$3,189 |
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$3,139 |
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$2,602 |
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2% |
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23% |
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国际营收 |
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$5,215 |
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$5,065 |
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$5,147 |
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3% |
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1% |
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北美营收，不计Cameron |
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$2,572 |
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$2,546 |
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$2,086 |
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1% |
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23% |
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国际营收，不计Cameron |
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$4,559 |
|
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$4,387 |
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$4,430 |
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4% |
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3% |
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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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斯伦贝谢董事长兼首席执行官Paal Kibsgaard评论道：“国际地区广泛活动继续恢复，且该地区营收环比增长自2014年第二季度以来首次超过北美业务，受此影响，公司的第三季度营收为85亿美元，环比增长2%。在北美，环比依然呈现出正增长，但较此前季度的增速有所减缓，原因在于Permian输送能力限制影响了水力压裂活动。
“在北美，受人工升举和钻井业务的推动，第三季度营收26亿美元，不计Cameron业务，环比增长1%，而公司领先的技术组合也让自身的市场份额不断增加。来自于OneStimSM 水力压裂业务的服务营收在本季度受活动和定价疲软的影响越来越大。然而，该影响被垂直整合的沙土业务的强劲业绩所抵消，该业务在服务于OneStim的同时还参与第三方市场竞争。在北美近海，钻井活动受到了计划平台维护和油井检修作业的影响，而这两个因素为斯伦贝谢的活动构成带来了不利影响。
“在国际区域，第三季度营收46亿美元，不计Cameron环比增长4%，同时我们继续看到所有运营地区业绩均出现了稳健增长。不计Cameron，环比业绩受益于拉美业务7%的增长以及中东和亚洲业务3%的增长，原因在于这两个地区的国家石油公司和独立石油公司的活动均有所增加。这一业绩得益于沙特一次性统包项目(LSTK)的继续增长以及伊拉克、印度和墨西哥强有力的一体化钻井服务(IDS)活动。然而，该业绩被中东主要合约的完成和遣散所导致的水力压裂活动的降低所部分抵消。在欧洲、独联体和非洲地区，公司的环比增长十分稳健，达到了4%，原因在于俄罗斯和非洲撒哈拉以南地区强劲的活动大大抵消了劳务纠纷和北海夏季预定维修的影响。
“在技术领域，我们的业绩由钻井部门主导，其环比增长达到了9%，而我们也成功地为一体化钻井项目额外调配了19个井架，这些项目带来了强有力的业务活动，其中俄罗斯、墨西哥、沙特、伊拉克和印度尤为明显，为IDS、Drilling & Measurements和M-I SWACO产品线的环比增长提供了有力的支撑。得益于Wireline和Testing Services产品线在国际市场的有力表现，油藏描述部门环比增长2%。生产部门营收与上个季度相比基本上没有什么变化，原因在于北美陆地水力压裂活动的持续疲软。由于Surface Systems和Drilling Systems销售额的增加被OneSubseaTM 和Valves & Measurement产品线营收的降低所抵消，Cameron营收环比持平。
“在价格和合约方面，我们看到国际市场上的部分合约的条款、条件以及基本费率在持续改善。然而，这一点并未对我们的业绩造成重大影响。同时，我们预计在年底之前完全部署剩余的过剩国际设备能力。因此，我们认为定价讨论进程在今后几个季度中将加速，因为对于我们的客户来说，产品和服务供应的确定性将成为他们更加看重的因素。
“从宏观角度来看，原油市场在第三季度继续收紧，而且我们看到，尽管美国的原油生产依然十分强劲，而且欧佩克主要成员国均提升了产量，但国际原油库存出现了进一步的下滑，同时原油价格出现了大幅提升。供需平衡的趋紧归咎于国际生产基地价格的加速下滑，而委内瑞拉和伊朗出口的持续减少则加剧了这一现象。地缘政治活动及其对供应的影响也逐渐成为原油市场越发关注的考虑因素，因为多个主要产油国所面临的安全局势挑战可能会影响今后的活动和产能。尽管北美Permian输送能力限制会在未来12-18个月得到解决，但一系列与油藏和生产相关的挑战在美国页岩盆地不断涌现，可能会给最乐观的生产增长预期蒙上阴影。
“鉴于全球经济增长和原油需求依然十分稳健，我们看到，国际勘探开采投资在未来数年继续增长的需求依然存在，这对于斯伦贝谢来说是一个好消息。通过我们过去四年中在拓展外部服务和实现内部执行平台现代化方面所做的努力，我们如今已拥有绝佳的优势，在即将到来的上升周期中跑赢市场，同时创造卓越的运营收益和现金回报，从而造福我们的股东。”
其他事件
本季度，斯伦贝谢以平均每股64.98美元的价格回购了150万股普通股，回购总额达到了1亿美元。
2018年8月22日，斯伦贝谢和Shearwater GeoServices Holding AS宣布达成最终协议 。Shearwater将收购WesternGeco的海洋地震信息采集资产和业务，以及斯伦贝谢地质物理服务产品线。该交易取决于监管批准和其他惯例成交条件，预计将于2018年第四季度完成。
2018年10月18日，斯伦贝谢董事会批准了已发行普通股每股0.50美元的季度现金分红，将于2019年1月11日面向2018年12月5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3个月 |
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变化 |
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2018年9月 30日 |
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2018 年6月30日 |
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2017年9月30日 |
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环比 |
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同比 |
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北美 |
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$3,189 |
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$3,139 |
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$2,602 |
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|
2% |
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|
23% |
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拉美 |
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978 |
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|
919 |
|
|
952 |
|
|
6% |
|
|
3% |
|
欧洲/独联体/非洲 |
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1,820 |
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1,784 |
|
|
1,843 |
|
|
2% |
|
|
-1% |
|
中东与亚洲 |
|
|
2,417 |
|
|
2,362 |
|
|
2,352 |
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|
2% |
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|
3% |
|
其他 |
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|
100 |
|
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99 |
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156 |
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n/m |
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|
n/m |
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|
$8,504 |
|
|
$8,303 |
|
|
$7,905 |
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|
2% |
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|
8% |
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|
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北美营收 |
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$3,189 |
|
|
$3,139 |
|
|
$2,602 |
|
|
2% |
|
|
23% |
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国际营收 |
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$5,215 |
|
|
$5,065 |
|
|
$5,147 |
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|
3% |
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|
1% |
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北美营收，不计Cameron 业务 |
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$2,572 |
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$2,546 |
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$2,086 |
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1% |
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|
23% |
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国际营收，不计 Cameron业务 |
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$4,559 |
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$4,387 |
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$4,430 |
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|
4% |
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3% |
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n/m = 无意义 |
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某些此前会计日期的项目已被重新归类，以保持与当前会计日期一致。 |
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第三季度合并营收85亿美元，环比增长2%，其中北美营收32亿美元，环比增长2%；国际营收52亿美元，环比增长3%。
北美
得益于陆地钻井产品和服务的强劲增长，北美地区合并营收32亿美元，环比增长2%。陆地钻井产品和服务环比增长5%，超过了美国陆地钻井数量3%的增长。这一增长受益于对水平井旋转可操控系统的持续需求。人工升举系统产品销售业绩的增加也推动了该地区的业绩。 然而，OneStim的水力压裂营收在本季度日益受到活动和定价持续疲软的影响。该影响被垂直整合的沙土业务的强劲业绩完全抵消，这一业务如今不仅为OneStim提供服务，同时也参与第三方市场竞争。压力泵市场的动态在本季度发生了变化，而且相关活动可能会继续下降，除非Permian输送能力得到解决。鉴此，OneStim在本季度并未部署额外的水力压裂作业队。由于钻井活动受到了平台预定维修的影响，北美海上营收下降了1%，这两个因素对业务构成造成了不利影响。Surface Systems销售的增加被OneSubsea和Valves & Measurement营收的下降部分抵消，Cameron营收环比出现增长。
国际地区
得益于墨西哥和中美洲GeoMarket的强劲业绩，拉美地区合并营收达到了10亿美元，环比增长6%。多客户端地震许可销售的增加以及上个季度合约转移所带来的IDS活动增加使得营收有所增长。受益于哥伦比亚活动的增加和厄瓜多尔斯伦贝谢生产管理项目产量的增加，拉美北部GeoMarket的营收环比出现增长。
受益于夏季钻井活动旺季所导致的俄罗斯营收的强劲增长，欧洲/独联体/非洲地区合并营收18亿美元，环比增长2%。同时，Wireline、Drilling & Measurements和Testing Services产品线也因钻井活动旺季而受益。得益于加纳和莫桑比克项目的开始以及尼日利亚、安哥拉和纳米比亚产品和设备销售额的增加，非洲撒哈拉以南地区GeoMarket的营收有所增长。受劳务纠纷和北海原定夏季维护以及Cameron活动减少的影响，英国和欧洲大陆以及挪威和丹麦GeoMarket环比出现了下降。
受益于沙特LSTK项目的持续增加以及伊拉克和与印度强劲的IDS活动，中东和亚洲地区合并营收达到了24亿美元，环比增长2%。受益于印度IDS海上活动，马来西亚一体化服务管理(ISM)新项目以及Cameron活动的增加，南亚和东亚GeoMarket营收出现了环比增长。亚洲远东与澳大利亚GeoMarket营收环比持平，原因在于印尼钻井活动的增加以及澳大利亚海上勘探活动的恢复被Cameron活动的减少所抵消。中东北部GeoMarket的营收因科威特OneSurfaceSM营收的减少而有所下滑。
油藏描述部门
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（单位为百万） |
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截至以下日期的3个月 |
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变化 |
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2018年9月 30日 |
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2018 年6月30日 |
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2017年9月30日 |
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|
环比 |
|
|
同比 |
|
营收 |
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|
$1,673 |
|
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$1,636 |
|
|
$1,771 |
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2% |
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-6% |
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税前运营收入 |
|
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$373 |
|
|
$350 |
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|
$311 |
|
|
6% |
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20% |
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税前运营利润率 |
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22.3% |
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21.4% |
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17.6% |
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88 bps |
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470 bps |
得益于使Wireline和Testing Services产品线受益的俄罗斯夏季活动旺季，油藏描述部门营收17亿美元，其中79%来自于国际市场，环比增长2%。ISM营收因马来西亚、印度、卡塔尔、厄瓜多尔和哥伦比亚的一体化服务项目而有所增长。油藏描述部门营收的增加被一体化生产系统项目第一阶段的结束所导致的科威特OneSurface营收的减少所部分抵消。软件一体化解决方案(SIS)软件销售和WesternGeco营收环比持平。WesternGeco海洋地震采集活动继续下滑，但这一不利影响被墨西哥多客户端地震许可销售的增加所抵消。
受益于高利润率的Wireline和Testing Service活动因俄罗斯夏季旺季而复苏以及墨西哥多用户端地震许可销售的增加，油藏描述部门税前运营利润率为22%，环比增长88个基点。
第三季度，油藏描述部门业绩因ISM项目、地震数据处理和解读以及虚拟数据室服务的合约而得到了提振。此外，技术和行业知识的应用改善了运营效率。
在莫桑比克，Sasol授予斯伦贝谢一项ISM合约，涉及一个分两阶段进行的开发项目，涵盖加密井、开发井、补救、修井和勘探井。该合约涵盖的技术涉及多个产品线，例如PowerDrive Archer*高造斜率旋转可操控系统、POLYSWELL*共聚物、Invizion*完井服务以及Isolation Scanner*固井评价服务。
Turkish Petroleum授予斯伦贝谢一项价值1,500万美元的ISM合约，在地中海东部钻探深水井Alanya-1。ISM将协调多个产品线，并为Turkish Petroleum超深水钻井船Faith提供项目管理服务。
在马来西亚，Wireline为Repsol Oil & Gas Malaysia Ltd.的低渗透率油藏部署了Saturn* 3D圆径探头，以通过流体取样，来确认油藏流体类型到底是反凝析气或是发挥油。9英寸的Saturn探头以及InSitu Fluid Analyzer*实时井下流体分析系统决定性地发现了超低压降环境下的单相流动流体。客户曾担心需要停工很长时间，但公司按照每个平台2小时的时限完成了作业。Saturn探头在抽出后10分钟内便首次实现了油藏流体的辨识。
在阿根廷，能源与矿产开采部(Ministry of Energy & Mining)授予斯伦贝谢一项虚拟数据室服务合约，为其Argentina Offshore Round 1提供服务。合约范围涵盖搜集三个海上盆地的数据库，包括二维和三维地震数据和解读、油井资料、钻井日志，以及在勘探和生产期间开展地质研究。数据室将为全国和国际公司提供访问公共信息的渠道，以支持阿根廷首个海上授权轮的投资。
斯伦贝谢和TGS宣布了一项通过行业预出资进行支持的美国墨西哥湾新多客户端节点地震项目。该项目名为“Amendment”，涵盖在密西西比峡谷和阿特沃特山谷延伸地区对2,350平方公里的面积进行多客户端地震测绘。这个多产的地区拥有开放探区，现有生产资产和新发现。数据采集工作将使用Fairfield Geotechnologies 4C节点采集技术，预计将于2018年第四季度开始。
Eni SpA已将WesternGeco Omega*地球物理数据处理平台作为其首选时间处理平台，公司认为对Omega套件中超过400个处理模块的访问，有助于在整个勘探生产周期内量身打造处理顺序方面获得良好的效果。
科威特石油公司(Kuwait Oil Company)授予WesternGeco叠前深度成像合约，涉及Greater Burgan Field的 2,600平方公里地区。WesternGeco此前使用UniQ*陆地地震采集平台搜集了这些数据。地震数据将支持客户的中期生产和开发活动，并为多个油藏的长期油藏管理和开发活动奠定基础。
Turkish Petroleum Corporation (Türkiye Petrolleri A.O.)授予WesternGeco一项多年期合约，使用Omega地球物理数据处理平台，提供软件和深度成像资讯服务，并为在黑海、马尔马拉海和地中海作业的地震船只提供船上油田内地球物理学服务。这一重要成果有助于油田现场和处理中心协同开展Turkish Petroleum地震作业。
钻井部门
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（单位为百万） |
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截至以下日期的3个月 |
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变化 |
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2018年9月 30日 |
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2018 年6月30日 |
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2017年9月30日 |
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|
环比 |
|
|
同比 |
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营收 |
|
|
$2,429 |
|
|
$2,234 |
|
|
$2,120 |
|
|
9% |
|
|
15% |
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税前运营收入 |
|
|
$339 |
|
|
$289 |
|
|
$301 |
|
|
17% |
|
|
13% |
|
税前运营利润率 |
|
|
14.0% |
|
|
12.9% |
|
|
14.2% |
|
|
103 bps |
|
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-22 bps |
受益于IDS、M-I SWACO和Drilling & Measurements业务，钻井部门营收24亿美元，其中72%来自于国际市场，环比增长9%。这一业绩源于强劲的国际钻井活动，公司也为IDS项目额外调配了19个井架，在这些项目中，强劲的活动为沙特、俄罗斯、伊拉克、印度和墨西哥带来了环比双位数增长。受非传统油藏市场持续强劲定向钻井业务的影响，北美陆地亦出现了强劲的钻井营收。由于俄罗斯钻井活动夏季旺季的来临，Drilling & Measurements营收亦出现了增长。
得益于上一季度开始的多个IDS项目利润率的改善，钻井业务税前运营利润率14%，环比增长103个基点。这一有利影响被IDS活动在国际业务中的扩张所导致的额外资源调用成本部分抵消。
钻井部门的业绩受益于IDS合约授予以及钻井技术的部署，这些技术帮助降低了每桶成本。其中包括3D切割组件家族的最新技术——HyperBlade*双曲金刚石组件钻头，它能够在非传统油藏通常会遇到的软地层和塑性地层中改善钻进速度(ROP)。
在沙特，IDS帮助一家首要原油生产商加快了钻井和完井作业，较原计划提前13天交付水平气井。IDS对钻井风险进行了管理，并部署了多项技术，包括AxeBlade*脊状金刚石组件钻头和配备PowerDrive vorteX*技术的旋转可操控系统。
在伊拉克，埃克森美孚伊拉克有限公司授予斯伦贝谢一个42个月的IDS合约，涉及West Qurna Field的30口油井。该合约包括提供钻架以及多项技术和服务。第一口井已于7月开钻。
在科威特，IDS为科威特石油公司引进了Direct XCD*可钻探合金套管钻头技术，以克服钻井中的技术难题，并减少Sabriyah和Raudhatain Fields钻井时间。其他技术包括PowerDrive*旋转可操控系统，LiteCRETE*轻量固井泥浆，以及Isolation Scanner固井评价服务。
在挪威，MOL Norge AS授予斯伦贝谢绩效式IDS合约，涉及Oppdal/Driva项目的一口勘探井。作业预计将于2018年第四季度开始。
在俄罗斯，卢克石油授予斯伦贝谢一项合约，钻探三口大位移井，从波罗的海海岸向外延伸8公里。部署的技术包括GeoSphere*油藏随钻测绘服务， PowerDrive Xceed*强化旋转可操控系统，以及LiteCRETE HP*高级高压轻量泥浆。
在印度近海，IDS在一口勘探井中部署了多项技术，以帮助运营商发现Krishna Godavari Basin的新资源。统包项目执行过程中使用的技术包括EcoScope*†多功能随钻录井服务， Saturn 3D圆径探头，StingBlade*锥形金刚石组件钻头，以及VERTI-G*钻屑甩干机。
在宾夕法尼亚州的Marcellus Formation，Bits & Drilling Tools为勘探生产客户部署了多项技术，以实现415.1英尺/时的新平均钻进速度记录。这一速度较使用传统PDC钻头的补偿井作业提升了62%。这些技术包括HyperBlade钻头和PowerDrive Orbit*旋转可操控系统，让公司在16.6个小时内钻探了6,891英尺。
在俄亥俄州，Drilling & Measurements为Eclipse Resources部署了PowerDrive Orbit系统，在Utica Shale Play钻探18口超长分支井。分支井平均长度为18,715英尺，平均钻进速度为171英尺/时。客户实现了新的钻井记录——长达20,632英尺的最长分支井，以及总深度30,493英尺的最长水平井。部署的技术包括配备定制的Smith PDC钻头的PowerDrive Orbit系统。
生产部门
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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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|
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|
变化 |
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|
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|||
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|
|
|
2018年9月 30日 |
|
|
2018 年6月30日 |
|
|
2017年9月30日 |
|
|
环比 |
|
|
同比 |
|
营收 |
|
|
$3,252 |
|
|
$3,257 |
|
|
$2,876 |
|
|
- |
|
|
13% |
|
税前运营收入 |
|
|
$320 |
|
|
$316 |
|
|
$283 |
|
|
1% |
|
|
13% |
|
税前运营利润率 |
|
|
9.8% |
|
|
9.7% |
|
|
9.8% |
|
|
14 bps |
|
|
- |
生产部门营收为33亿美元，其中47%来自于国际市场，环比持平。来自于OneStim水力压裂业务的服务营收受本季度活动和定价疲软的影响越来越大。然而，这一影响完全被垂直整合的沙土业务的强劲业绩所抵消。沙土业务如今除了为OneStim提供服务之外，还参与第三方市场竞争。受益于北美和拉美强劲的产品销售和服务活动，来自于人工升举解决方案的营收出现了环比增长。然而，这一领域的增长被国际水力压裂活动的降低所抵消，原因在于中东的主要合约已经完成并遣散。
生产部门税前营收利润率为10%，环比持平，同时营收也与上一季持平。
生产部门业绩得益于合约的授予以及增产和完井技术的部署，这些技术帮助降低了运营成本，改善了油井生产效率。
Eni México授予斯伦贝谢一项5年期合约，涵盖两个6个月选择性延长期，涉及为31口海上油井提供完井技术。这些技术包括QUANTUM*砾石过滤层封隔器以及 FORTRESS*优质隔离阀门。各项作业预计将于2019年第一季度开始。
在安哥拉近海，Sand Management Services为Total E&P Angola部署了多项技术，以便在Kaombo深水开发项目中节省1亿多美元的费用，并增产约100万原油当量桶。通过结合OptiPac*裸眼 Alternate Path‡砾石过滤层服务与OSMP* OptiPac 服务机械封隔器，公司帮助客户实现了6口井的目标产量，原计划是8口。这些技术的联合使用实现了油田中复杂分层油藏的有效层位封隔。在另一个油田中，该技术的水截流能力提升了生产的速度。
在西德州，OneStim为Manti Tarka Permian提供了ShalePrime*岩石流体诊断服务，使其Wolfcamp Formation一口油井的产量增加了70%，并减少了25%的增产成本。该工作流程基于Kinetix Shale*以油藏为中心的增产到生产软件，被应用于现有的一口水平井，以制定最佳的打孔、完井和增产设计。此外，ShalePrime服务被用于改善压裂清洗服务，并实现生产的最大化。
在科威特，Well Services为科威特石油公司的五口高压高温井提供了OpenPath Sequence*导流增产服务，以提升 North Kuwait Field的油气产量。虽然这一深层气藏利用长射孔集群进行生产，但产量却低于预期。在进行上述处理之后，天然气产量获得了200%-400%的提升，原油产量增加了100%。这一技术通过取消对维修井架的需求，帮助降低了运营成本。
在挪威，Well Services为Aker BP部署了多项技术，通过克服Ivar Aasen Field一口注射井的井漏问题，节省了61.5万美元。期间部署的多项技术，包括Losseal Microfracture*井漏控制处理和CemNET* 高级井漏控制纤维技术，免去了额外作业和补救工作。
Cameron
|
|
|
|
（单位为百万） |
||||||||||||
|
|
|
|
截至以下日期的三个月 |
|
|
变化 |
|||||||||
|
|
|
|
2018年9月 30日 |
|
|
2018 年6月30日 |
|
|
2017年9月30日 |
|
|
环比 |
|
|
同比 |
|
营收 |
|
|
$1,298 |
|
|
$1,295 |
|
|
$1,297 |
|
|
- |
|
|
- |
|
税前运营收入 |
|
|
$148 |
|
|
$166 |
|
|
$194 |
|
|
-11% |
|
|
-23% |
|
税前运营利润率 |
|
|
11.4% |
|
|
12.8% |
|
|
14.9% |
|
|
-140 bps |
|
|
-349 bps |
Cameron营收13亿美元，其中51%来自于国际市场，环比持平，原因在于Surface Systems和Drilling Systems的营收增长被OneSubsea和Valves & Measurement产品线营收的降低所抵消。Surface Systems北美销售业绩有所增长，Drilling Systems的营收因欧洲活动服务的增加和中东压力控制设备销售的增加而出现了增长。OneSubsea营收持续下滑，而欧洲和北美项目量的减少导致Valves & Measurement营收出现了下滑。
受OneSubsea利润率下滑的影响，Cameron税前运营利润率为11%，环比下降140个基点。
Fieldwood Energy授予Subsea Integration Alliance（Subsea 7与OneSubsea合作成立的国际机构）一项合约，帮助开发美国墨西哥湾Green Canyon 40 Block的深水Katmai Field项目。这一由供应商主导的一体化海底开发解决方案结合了海底生产系统和海底连接管、竖管和出油管系统(SURF)专长。OneSubsea合约内容包括提供三个采油树，并涵盖额外采油树的选择性条款，以及连接器、阀门、甲板控制、悬空引线和连接管终端集成。
Cameron收到了来自于Seadrill Limited的订单，对墨西哥湾 Sevan Louisiana井架的压力控制设备进行升级。升级工作将于2018年第四季度开展，以确保井架能够满足监管要求。
|
|
||||||||||||
|
财务报表 |
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|
||||||||||||
|
简明合并损益表 |
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|
（单位为百万，每股数额除外） |
||||||||||||
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
第三季度 |
|
|
前9个月 |
||||||
|
截至9月30日， |
|
|
2018 |
|
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
2017 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
营收 |
|
|
$8,504 |
|
|
$7,905 |
|
|
$24,636 |
|
|
$22,261 |
|
利息和其他收入 |
|
|
36 |
|
|
64 |
|
|
118 |
|
|
172 |
|
费用 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
营收成本 |
|
|
7,324 |
|
|
6,797 |
|
|
21,306 |
|
|
19,343 |
|
研究和工程 |
|
|
177 |
|
|
189 |
|
|
524 |
|
|
595 |
|
一般和管理 |
|
|
105 |
|
|
115 |
|
|
330 |
|
|
323 |
|
减值与其他 (1) |
|
|
- |
|
|
- |
|
|
184 |
|
|
510 |
|
合并与整合 (1) |
|
|
- |
|
|
49 |
|
|
- |
|
|
213 |
|
权益 |
|
|
147 |
|
|
142 |
|
|
434 |
|
|
422 |
|
税前收益 |
|
|
$787 |
|
|
$677 |
|
|
$1,976 |
|
|
$1,027 |
|
税费 (1) |
|
|
129 |
|
|
121 |
|
|
348 |
|
|
269 |
|
净收益 |
|
|
$658 |
|
|
$556 |
|
|
$1,628 |
|
|
$758 |
|
可归于非控制性权益的净收益 |
|
|
14 |
|
|
11 |
|
|
29 |
|
|
9 |
|
可归于斯伦贝谢的净收益(1) |
|
|
$644 |
|
|
$545 |
|
|
$1,599 |
|
|
$749 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
斯伦贝谢的摊薄后每股收益 (1) |
|
|
$0.46 |
|
|
$0.39 |
|
|
$1.15 |
|
|
$0.54 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
在外流通平均股数 |
|
|
1,385 |
|
|
1,385 |
|
|
1,385 |
|
|
1,388 |
|
摊薄后在外流通平均股数 |
|
|
1,392 |
|
|
1,392 |
|
|
1,393 |
|
|
1,395 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
包含在费用中的折旧和摊销 (2) |
|
|
$887 |
|
|
$956 |
|
|
$2,637 |
|
|
$2,931 |
|
|
||||||||||||
|
(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） |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
资产 |
|
|
2018年9月30日 |
|
|
2017年12月31日 |
|
流动资产 |
|
|
|
|
|
|
|
现金和短期投资 |
|
|
$2,854 |
|
|
$5,089 |
|
应收款项 |
|
|
8,409 |
|
|
8,084 |
|
其他流动资产 |
|
|
5,220 |
|
|
5,324 |
|
|
|
|
16,483 |
|
|
18,497 |
|
固定资产 |
|
|
11,739 |
|
|
11,576 |
|
多客户端地震数据 |
|
|
639 |
|
|
727 |
|
商誉 |
|
|
25,134 |
|
|
25,118 |
|
无形资产 |
|
|
8,930 |
|
|
9,354 |
|
其他资产 |
|
|
7,121 |
|
|
6,715 |
|
|
|
|
$70,046 |
|
|
$71,987 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
负债和权益 |
|
|
|
|
|
|
|
流动负债 |
|
|
|
|
|
|
|
应付账款和应计负债 |
|
|
$9,419 |
|
|
$10,036 |
|
预计的所得税负债 |
|
|
1,265 |
|
|
1,223 |
|
短期借款和长期债务的流动部分 |
|
|
3,215 |
|
|
3,324 |
|
应付股息 |
|
|
701 |
|
|
699 |
|
|
|
|
14,600 |
|
|
15,282 |
|
长期债务 |
|
|
14,159 |
|
|
14,875 |
|
递延税 |
|
|
1,529 |
|
|
1,650 |
|
退休后福利 |
|
|
957 |
|
|
1,082 |
|
其他债务 |
|
|
1,853 |
|
|
1,837 |
|
|
|
|
33,098 |
|
|
34,726 |
|
权益 |
|
|
36,948 |
|
|
37,261 |
|
|
|
|
$70,046 |
|
|
$71,987 |
|
|
||||||
|
|
||||||||||||
|
流动性 |
||||||||||||
|
（单位为百万） |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
流动性组成部分 |
|
|
2018年9月30日 |
|
|
2018年6月30日 |
|
|
2017 年12月31日 |
|
|
2017年9月30日 |
|
现金和短期投资 |
|
|
$2,854 |
|
|
$3,049 |
|
|
$5,089 |
|
|
$4,952 |
|
短期借款和长期债务的流动部分 |
|
|
(3,215) |
|
|
(3,736) |
|
|
(3,324) |
|
|
(1,289) |
|
长期债务 |
|
|
(14,159) |
|
|
(13,865) |
|
|
(14,875) |
|
|
(15,871) |
|
净债务(1) |
|
|
$(14,520) |
|
|
$(14,552) |
|
|
$(13,110) |
|
|
$(12,208) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
流动性变化明细如下： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至9月30日， |
|
|
|
|
|
2018年前9个月 |
|
|
2018年第三季度 |
|
|
2017 年前9个月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
扣除非控制性权益前的净收益 |
|
|
|
|
|
$1,628 |
|
|
$658 |
|
|
$758 |
|
减值和其他费用，扣除非控制性权益前的税费 |
|
|
|
|
|
164 |
|
|
- |
|
|
679 |
|
|
|
|
|
|
|
$1,792 |
|
|
$658 |
|
|
$1,437 |
|
折旧和摊销(2) |
|
|
|
|
|
2,637 |
|
|
887 |
|
|
2,931 |
|
股票薪酬费用 |
|
|
|
|
|
259 |
|
|
83 |
|
|
261 |
|
运营资金变动 |
|
|
|
|
|
(1,147) |
|
|
191 |
|
|
(1,473) |
|
美国联邦税退税 |
|
|
|
|
|
- |
|
|
- |
|
|
685 |
|
其他 |
|
|
|
|
|
(159) |
|
|
8 |
|
|
(429) |
|
运营产生的现金流(3) |
|
|
|
|
|
$3,382 |
|
|
$1,827 |
|
|
$3,412 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
资本支出 |
|
|
|
|
|
(1,539) |
|
|
(565) |
|
|
(1,482) |
|
SPM投资 |
|
|
|
|
|
(719) |
|
|
(285) |
|
|
(492) |
|
资本化的多客户端地震数据 |
|
|
|
|
|
(63) |
|
|
(16) |
|
|
(223) |
|
自由现金流(4) |
|
|
|
|
|
1,061 |
|
|
961 |
|
|
1,215 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
已付股息 |
|
|
|
|
|
(2,077) |
|
|
(692) |
|
|
(2,086) |
|
股票回购计划 |
|
|
|
|
|
(300) |
|
|
(100) |
|
|
(868) |
|
雇员股票计划收益 |
|
|
|
|
|
256 |
|
|
125 |
|
|
261 |
|
|
|
|
|
|
|
(1,060) |
|
|
294 |
|
|
(1,478) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
商业收购和投资，不计获得的现金和债务 |
|
|
|
|
|
(290) |
|
|
(243) |
|
|
(382) |
|
其他 |
|
|
|
|
|
(60) |
|
|
(19) |
|
|
(227) |
|
净债务的（增加）减少 |
|
|
|
|
|
(1,410) |
|
|
32 |
|
|
(2,087) |
|
会计期间开始时的净债务 |
|
|
|
|
|
(13,110) |
|
|
(14,552) |
|
|
(10,121) |
|
会计期间结束时的净债务 |
|
|
|
|
|
$(14,520) |
|
|
$(14,520) |
|
|
$(12,208) |
|
(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2018年9月30日9个月和第三季度2.65亿美元和1.05亿美元的遣散费以及截至2017年9月30日9个月和第三季度的3.47亿美元和1.14亿美元的遣散费。 |
|
(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斯伦贝谢创造现金的能力。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，2018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；不计费用和贷项的斯伦贝谢净收益；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） |
|||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
2018年第二季度 |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
税前 |
|
|
税 |
|
|
非控制性权益 |
|
|
净值 |
|
|
摊薄后每股收益 |
|
斯伦贝谢净收益（基于GAAP） |
|
|
$547 |
|
|
$106 |
|
|
$11 |
|
|
$430 |
|
|
$0.31 |
|
裁员 |
|
|
184 |
|
|
20 |
|
|
- |
|
|
164 |
|
|
0.12 |
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
|
|
$731 |
|
|
$126 |
|
|
$11 |
|
|
$594 |
|
|
$0.43 |
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
2017年第三季度 |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
税前 |
|
|
税 |
|
|
非控制性权益 |
|
|
净值 |
|
|
摊薄后每股收益 |
|
斯伦贝谢净收益（基于GAAP） |
|
|
$677 |
|
|
$121 |
|
|
$11 |
|
|
$545 |
|
|
$0.39 |
|
合并与整合 |
|
|
49 |
|
|
13 |
|
|
- |
|
|
36 |
|
|
0.03 |
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
|
|
$726 |
|
|
$134 |
|
|
$11 |
|
|
$581 |
|
|
$0.42 |
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
2018年前9个月 |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
税前 |
|
|
税 |
|
|
非控制性权益 |
|
|
净值 |
|
|
摊薄后每股收益 |
|
斯伦贝谢净收益（基于GAAP） |
|
|
$1,976 |
|
|
$348 |
|
|
$29 |
|
|
$1,599 |
|
|
$1.15 |
|
裁员 |
|
|
184 |
|
|
20 |
|
|
- |
|
|
164 |
|
|
0.12 |
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
|
|
$2,160 |
|
|
$368 |
|
|
$29 |
|
|
$1,763 |
|
|
$1.27 |
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
2017年前9个月 |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
税前 |
|
|
税 |
|
|
非控制性权益 |
|
|
净值 |
|
|
摊薄后每股收益 |
|
斯伦贝谢净收益（基于GAAP） |
|
|
$1,027 |
|
|
$269 |
|
|
$9 |
|
|
$749 |
|
|
$0.54 |
|
本票公允值调整及其他 |
|
|
510 |
|
|
- |
|
|
12 |
|
|
498 |
|
|
0.36 |
|
合并与整合 |
|
|
213 |
|
|
44 |
|
|
- |
|
|
169 |
|
|
0.12 |
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
|
|
$1,750 |
|
|
$313 |
|
|
$21 |
|
|
$1,416 |
|
|
$1.02 |
|
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|||||||||||||||
|
2018年第一季度和第三季度未发生费用和贷项。 |
|||||||||||||||
|
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|||||||||||||||
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|
产品部门 |
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|
（单位为百万） |
||||||||||||||||||
|
|
|
|
截至以下日期的三个月 |
|||||||||||||||
|
|
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|
2018年9月30日 |
|
|
2018年6月30日 |
|
|
2017年9月30日 |
|||||||||
|
|
|
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|
|
|
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|
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|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
营收 |
|
|
税前营收 |
|
|
营收 |
|
|
税前营收 |
|
|
营收 |
|
|
税前营收 |
|
油藏描述 |
|
|
$1,673 |
|
|
$373 |
|
|
$1,636 |
|
|
$350 |
|
|
$1,771 |
|
|
$311 |
|
钻井 |
|
|
2,429 |
|
|
339 |
|
|
2,234 |
|
|
289 |
|
|
2,120 |
|
|
301 |
|
生产 |
|
|
3,252 |
|
|
320 |
|
|
3,257 |
|
|
316 |
|
|
2,876 |
|
|
283 |
|
Cameron |
|
|
1,298 |
|
|
148 |
|
|
1,295 |
|
|
166 |
|
|
1,297 |
|
|
194 |
|
消除和其他 |
|
|
(148) |
|
|
(28) |
|
|
(119) |
|
|
(27) |
|
|
(159) |
|
|
(30) |
|
税前营业收入 |
|
|
|
|
|
1,152 |
|
|
|
|
|
1,094 |
|
|
|
|
|
1,059 |
|
企业和其他 |
|
|
|
|
|
(234) |
|
|
|
|
|
(239) |
|
|
|
|
|
(234) |
|
利息收益(1) |
|
|
|
|
|
8 |
|
|
|
|
|
11 |
|
|
|
|
|
30 |
|
利息支出(1) |
|
|
|
|
|
(139) |
|
|
|
|
|
(135) |
|
|
|
|
|
(129) |
|
费用和贷项 |
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
(184) |
|
|
|
|
|
(49) |
|
|
|
|
$8,504 |
|
|
$787 |
|
|
$8,303 |
|
|
$547 |
|
|
$7,905 |
|
|
$677 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
（单位为百万） |
|
|
|
|
|
|
|
|
（单位为百万） |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
截至以下日期的9个月 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
2018年9月30日 |
|
|
2017年9月30日 |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
营收 |
|
|
税前营收 |
|
|
营收 |
|
|
税前营收 |
|
|
|
|
|
|
|
油藏描述 |
|
|
$4,865 |
|
|
$1,030 |
|
|
$5,148 |
|
|
$891 |
|
|
|
|
|
|
|
钻井 |
|
|
6,789 |
|
|
921 |
|
|
6,212 |
|
|
832 |
|
|
|
|
|
|
|
生产 |
|
|
9,468 |
|
|
851 |
|
|
7,559 |
|
|
614 |
|
|
|
|
|
|
|
Cameron |
|
|
3,902 |
|
|
481 |
|
|
3,791 |
|
|
530 |
|
|
|
|
|
|
|
消除和其他 |
|
|
(388) |
|
|
(63) |
|
|
(449) |
|
|
(101) |
|
|
|
|
|
|
|
税前营业收入 |
|
|
|
|
|
3,220 |
|
|
|
|
|
2,766 |
|
|
|
|
|
|
|
企业和其他 |
|
|
|
|
|
(699) |
|
|
|
|
|
(715) |
|
|
|
|
|
|
|
利息收益(1) |
|
|
|
|
|
44 |
|
|
|
|
|
82 |
|
|
|
|
|
|
|
利息支出(1) |
|
|
|
|
|
(405) |
|
|
|
|
|
(383) |
|
|
|
|
|
|
|
费用和贷项 |
|
|
|
|
|
(184) |
|
|
|
|
|
(723) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$24,636 |
|
|
$1,976 |
|
|
$22,261 |
|
|
$1,027 |
|
|
|
|
|
|
|
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||||||||||||||||||
|
(1) |
|
不包括产品部门业绩中包含的利息。 |
|
|
||
|
补充信息 |
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|
1) |
|
2018年全年资本支出指引是多少？ |
|
|
|
2018年资本支出（不包括多客户端和SPM投资）预计将达到20亿美元，与2017年和2016年的水平相当。 |
|
|
|
|
|
2) |
|
2018年第三季度来自于运营的现金流和自由现金流分别是多少？ |
|
|
|
2018年第三季度来自于运营的现金流为18亿美元，包括1.05亿美元的遣散费。 |
|
|
|
|
|
3) |
|
2018年前9个月来自于运营的现金流是多少？ |
|
|
|
2018年前9个月来自于运营的现金流为34亿美元，包括约2.65亿美元的遣散费。 |
|
|
|
|
|
4) |
|
2018年第三季度“利息和其他收益”项目都包含哪些内容？ |
|
|
|
2018年第三季度的“利息和其他收益”为3,600万美元。其中包括2,600万美元的权益法投资收益和1,000万美元的利息收益。 |
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|
|
|
|
5) |
|
2018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1,000万美元，环比下降200万美元。利息支出1.47亿美元，环比增加300万美元。 |
|
|
|
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|
6) |
|
“税前营业收入”和斯伦贝谢税前合并收入有什么区别？ |
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|
|
区别主要包括未分配至部门的企业项目、费用和贷项、利息收益以及利息支出，以及股票的薪酬费用，与某些无形资产相关的摊销费用、某些集中管理的项目和其他非运营项目。 |
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|
|
|
|
7) |
|
2018年第三季度实际税率(ETR)是多少？ |
|
|
|
根据GAAP计算，2018年第三季度实际税率为16.4%，2018年第二季度实际税率是19.3%。不计费用和贷项，2018年第二季度实际税率是17.2%。2018年第三季度未发生费用和贷项。 |
|
|
|
|
|
8) |
|
截至2018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2018年9月30日，在外流通普通股为13.85亿股。下表显示的是从2018年6月30日至2018年9月30日的在外流通股变化情况。 |
|
|
||
|
|
|
（单位为百万） |
|
|
2018年6月30日的在外流通股 |
|
|
1,384 |
|
向期权买方发行的股份，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 |
|
|
3 |
|
股票回购计划 |
|
|
(2) |
|
2018年9月30日的在外流通股 |
|
|
1,385 |
|
|
|||
|
9) |
|
2018年第三季度和2018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？ |
|
|
|
2018年第三季度和2018年第二季度期间的在外流通股加权平均数分别为13.85亿股和13.84亿股。 |
|
|
|
|
|
|
|
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。 |
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|
|
|
|
|
（单位为百万） |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2018 年第三季度 |
|
|
2018年第二季度 |
|
在外流通股加权平均数 |
|
|
1,385 |
|
|
1,384 |
|
假定行使股票期权 |
|
|
- |
|
|
1 |
|
未到行权期的限售股 |
|
|
7 |
|
|
7 |
|
摊薄后在外流通平均股数 |
|
|
1,392 |
|
|
1,392 |
|
|
||||||
|
10) |
|
斯伦贝谢生产管理(SPM)项目都有哪些？斯伦贝谢如何实现这些项目的营收？ |
|
|
|
SPM项目依据长期协议，代表客户专注于发展和共同管理生产。斯伦贝谢将在油田开发活动和作业中投入其自有服务、产品，而且在某些情况下投资现金。虽然在某些情况下，斯伦贝谢会因其提供的部分服务和产品而获得营收或费用，但通常来讲，斯伦贝谢在提供其服务或在交付期产品时并不收费。斯伦贝谢会按照产生的现金流或以每桶为单位的形式，来实现其营收或获得补偿。其中的某些安排可能包括：斯伦贝谢仅根据交付的生产增量（高于双方同意的基准量）获得补偿。 |
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|
|
|
|
11) |
|
斯伦贝谢在SPM项目中投入的产品和服务是如何记账的？ |
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|
|
营收和相关成本已由斯伦贝谢各部门根据其为SPM项目提供的服务和产品体现在各自的报表中。这一营收（基于公正定价）和相关的盈利则通过“消除和其他”项下的公司间调整被消除。（注：“消除和其他”项包括SPM消除在内的其他项）。与向SPM项目提供斯伦贝谢服务和产品有关的直接成本随后以资本化的形式体现在了资产负债表上。 |
|
|
|
|
|
|
|
这些资本化的投资，可能会以现金或此前所提到的直接成本的形式，在相关生产或相关营收实现时体现在损益表上。摊销费用取决于工作量法，其中，每一个单元都将分配一定比例的未摊销成本（基于总预估产量） |
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|
|
|
SPM营收与资本化投资以及这一期间所导致的其他运营成本的摊销，将反映在生产部门中。 |
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12) |
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斯伦贝谢 2018年9月30日SPM项目投资未摊销余额是多少？与2018年6月30日相比有何变化？ |
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斯伦贝谢2018年9月30日和2018年6月30日的SPM项目投资未摊销余额分别约为42亿美元和41亿美元。这些金额被列于斯伦贝谢合并简明资产负债表的“其他资产”类目中。斯伦贝谢SPM项目投资未摊销余额变化如下： |
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|
|
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|
（单位为百万） |
|||
|
2018年6月30日余额 |
|
|
$4,076 |
|
SPM投资 |
|
|
285 |
|
SPM投资摊销 |
|
|
(141) |
|
转化及其他 |
|
|
28 |
|
2018年9月30日余额 |
|
|
$4,248 |
|
|
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|
13) |
|
2018年第三季度WesternGeco多客户端销售情况如何？ |
|
|
|
2018年第三季度，包括转让费在内的多客户端销售总额为1.39亿美元，2018年第二季度该数字为1.17亿美元。 |
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14) |
|
2018年第三季度末 WesternGeco未完成订单情况如何？ |
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2018年第三季度末，WesternGeco未完成订单（基于与客户签订的合同）为3.22亿美元。2018年第二季度末该数字为3.17亿美元。 |
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|
|
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|
15) |
|
Cameron集团的OneSubsea和Drilling Systems业务的订单和未完成订单是多少？ |
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|
OneSubsea和DrillingSystems订单和未完成订单如下所示： |
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|
|
|
（单位为百万） |
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|
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|
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|
订单 |
|
|
2018年第三季度 |
|
|
2018年第二季度 |
|
OneSubsea |
|
|
$425 |
|
|
$312 |
|
Drilling Systems |
|
|
$193 |
|
|
$288 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
未完成订单（会计期末） |
|
|
|
|
|
|
|
OneSubsea |
|
|
$1,654 |
|
|
$1,654 |
|
Drilling Systems |
|
|
$523 |
|
|
$482 |
|
|
|
|
|
|
|
|
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2017年公布的营业收入达304.4亿美元。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 。
†前身为日本国家石油公司(JNOC)的日本石油天然气金属矿产资源机构 (JOGMEC)与斯伦贝谢就开发随钻测井技术研究项目开展合作，该技术能够降低对传统化学原料的需求。EcoScope Service以脉冲中子发生器(PNG)为设计核心，使用了上述合作所开发的技术。安装在单轴环上的PNG与全方位的测量设备是EcoScope服务的核心组件，能够交付革命性的随钻测井技术。
‡埃克森美孚公司标识；仅对斯伦贝谢授权的技术。
备注
斯伦贝谢将于2018年10月19日（星期五）举行电话会议来讨论以上公告和业务前景。此次电话会议将从东部时间上午8:30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453092，可于2018年11月19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。2018年11月30日之前，该网站还将提供网播回放。
这篇2018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；美国税改的影响；公司的有效税率；斯伦贝谢的SPM项目，合资企业和联盟；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2018年第三季度的收益报告、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：https://www.businesswire.com/news/home/20181019005260/en/
免责声明：本公告之原文版本乃官方授权版本。译文仅供方便了解之用，烦请参照原文，原文版本乃唯一具法律效力之版本。
联系方式：
斯伦贝谢有限公司
Simon Farrant – 斯伦贝谢投资者关系副总裁
Joy V. Domingo – 斯伦贝谢投资者关系经理
办公室：+1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com
