斯伦贝谢宣布2017年第一季度业绩

  • 营收69亿美元,环比下降3%
  • 计算Cameron每股0.05美元的整合费用,GAAP每股收益为0.20美元,
  • 不计Cameron整合费用,每股收益为0.25美元
  • 来自运营的现金流为6.56亿美元
  • 每股0.50美元的季度现金分红为已获得批准

伦敦--()--斯伦贝谢(Schlumberger Limited)(NYSE:SLB)今日公布了2017年第一季度的业绩:

        (单位为百万,每股数额除外)
截至以下日期的3个月     变化幅度
2017年3月31日     2016年12月31日     2016年3月31日** 环比     同比
营收 $6,894 $7,107 $6,520 -3% 6%
税前营业收入 $757 $810 $901 -7% -16%
税前营业利润 11.0% 11.4% 13.8% -42 基点 -284 基点
净收益(亏损)(基于GAAP) $279 $(204) $501 n/m n/m
净利润,扣除费用和信贷* $347 $379 $501 -8% -31%
摊薄后每股收益(每股亏损)(基于GAAP) $0.20 $(0.15) $0.40 n/m n/m
摊薄后每股收益,扣除费用和信贷* $0.25 $0.27 $0.40 -7% -38%
*这些为非GAAP财务指标。详见下文“费用和贷项”部分。
**2016年第一季度不包括,因为收购于2016年4月1日完成。
n/m =无意义

斯伦贝谢董事长兼首席执行官Paal Kibsgaard表示,“在第一季度,北美陆地市场的活动和价格继续提升,迫使我们开始加速部署多条产品线的闲置能力。营收因水力压裂和钻井服务有所增长,同时也日益得到了Artificial Lift、Surface Systems以及阀门与测量业务的支持。随着我们继续实施公司的利润增长策略,尽管我们的产能重启放在了接近本季度末的后期阶段,但营收仍实现了16%的环比增长,而且美国陆地的水力压裂和定向钻井服务也斩获了66%的利润增幅。这些业绩得益于价格恢复方面卓有成效的客户接洽和运营效率的改善,以及及时的资源补充和前瞻性的供应链管理。”

“在国际市场,营收环比下降了7%,归咎于高于预期的活动和销售季节性下滑,尤其是中国、俄罗斯陆地和北海地区。此外,中东关键地区的活动量也出现了环比下降,同时,厄瓜多尔斯伦贝谢生产管理(SPM) Shushufindi项目的生产限令对我们第一季度的业绩也产生了负面影响。然而,来自于公司全球客户的潜在活动和情绪符合我们的预期,例如,这一点在拉美其他地区以及非洲地区趋平的环比营收趋势得到了体现,这也说明了这些区域确实已经触及周期的谷底。”

“在这些业务领域中,第一季度营收的下降主要归咎于Cameron Group。Cameron Group因OneSubsea领域项目数量和Surface Systems产品销售额的减少而出现了9%的环比降幅。油藏描述部门营收环比下降了3%,主要归咎于软件整合解决方案(SIS)和WesternGeco产品线营收的季节性减少。钻井部门和生产部门营收环比均下降1%,原因在于北美陆地水力压裂和定向钻井活动的强劲增长被国际市场季节性营收的下降所抵消。”

“随着公司开始走出有史以来最为严峻的低谷,我们发现,以下四大领域对于行业恢复其实力、提升其能力有着至关重要的作用,它们是:应增加勘探&生产开支,以满足未来数年内不断增长的油气需求;应保护和鼓励对整个油气价值链R&E领域进行投资;应创建新业务模式,促使运营商和供应商开展更紧密的技术合作,并统一二者之间的商业目标;应建立更广泛、更全面、融合了硬件、软件、数据和专长技术的平台。”

“尽管我们仍将建设性地看待原油市场的供需基本面,但新供应侧的持续投资不足将提升中期出现供应赤字的概率,因为储备资源在油田开采的同时得不到足够的补充。值得一提的是,市场对于总量的下降仍十分关注,这意味着生产能够提供有力的支撑,尽管如此,有关基本数据的进一步调查明确显示,多个主要非欧佩克国家正在加速消耗其成熟的已开发原油储备量。”

“在价格恢复集聚动力的同时,行业现金流和生产率仍将受压,并限制行业提升当前勘探生产投资水平的能力。与此同时,价值链仍将专注于试图捕捉已被创造的有限价值,而不是寻求新的方式来共同创造更多的价值。在解决潜在的行业挑战,或确保未来油气供应能够满足预期需求增长方面,这种做法是不可持续的。”

“因此,斯伦贝谢积极地寻求将自身放在有待革新的行业的前沿地带,我们通过前瞻性地管理基础业务,应对商品化的持续压力,根据主流市场环境打造产品和性能,来实现这一目标。与此同时,我们一直在通过执行广泛和积极的并购计划,力求拓展公司的机遇;接洽现有和新的客户,以建立更加紧密的合作和更匹配的业务模式;并将我们的产品从技术支持拓展至与客户一道投资其项目。以上举措的目标是为了给公司的19种产品和服务带来更多的业务。在我们继续认真应对当前行业格局的同时,我们对斯伦贝谢的未来充满了信心,也十分乐观,因为我们深知,对于那些已经准备且有能力在思想和行动方面进行创新的市场参与者来说,当前市场挑战的背后充满了机遇”

其他事件

本季度,斯伦贝谢以平均每股78.97美元的价格回购了470万普通股,回购总额达到了3.72亿美元。

2017年3月24日,斯伦贝谢与Weatherford宣布达成协议,创建合资企业OneStimSM,为美国和加拿大陆地市场非常规储层的开发提供完井产品和服务。合资企业将提供市场上最广泛的多阶段完井产品组合,并提供业界最大的水力压裂作业团队。斯伦贝谢和Weatherford在合资企业的持股比例分别为70%和30%。该交易有望在2017年下半年完成,取决于监管批准和其他惯例成交条件。

2017年3月27日,斯伦贝谢以2.21亿美元的价格,购买了挪威钻井承包商Borr Drilling的少数权益。该交易将让斯伦贝谢和Borr Drilling有能力在近海自升式钻塔市场提供一体化、基于性能的钻井承包服务。

2017年4月12日,斯伦贝谢与YPF宣布,就内乌肯Vaca Muerta的Bandurria Sur Block页岩油田实验项目签署合资初步协议。斯伦贝谢将提供油藏专长,综合的油田调查,钻井和完井服务以及相关的基础设施。该协议涵盖由斯伦贝谢提供的3.9亿美元分期投资,其中包括大量按照市价提供的实物服务。在满足某些成交条件之后,斯伦贝谢将收购合资企业49%的权益,而剩余的51%的权益以及油田的运营权将由YPF持有。

2017年4月20日,公司董事会批准了在外流通普通股每股0.50美元的现金分红,将于2017年7月14日面向2017年6月1日登记在册的股东发放。

各地区的合并营收

            (单位为百万)
截至以下日期的三个月 变化幅度
2017年3月31日     2016年12月31日 环比
北美 $1,871 $1,765 6%
拉美 952 952 -
欧洲/独联体/非洲 1,652 1,834 -10%
中东和亚洲 2,319 2,494 -7%
消除和其他 100 62 n/m
$6,894 $7,107 -3%
 
北美营收 $1,871 $1,765 6%
国际部门营收 $4,922 $5,280 -7%
n/m = 无意义

第一季度营收69亿美元,环比下降3%,北美业务增长6%,国际业务下降7%。

北美

北美的营收出现了环比增长,原因在于非传统陆地活动在本季度加速增长,但被近海活动的下滑部分抵消。陆地营收实现了两位数的环比增长,受益于:段数的增加导致的水力压裂活动的提升;能力利用的改善导致的价格的提升;钻井数量的增加导致的定向钻井产品和服务的提升;以及产品销售、压裂和回流租赁活动的增加导致的Cameron营收的增长。同时,美国陆地业务营收出现了两位数的增长,钻井数量的环比增幅达到了27%,加拿大西部地区的营收因冬季活动的增加而出现了更加强劲的增长,钻井数量的环比增幅达到了56%。近海业务营收的下降归咎于WesternGeco多客户端牌照销售延续了上一季度平淡无奇的年底销售业绩,但这一业绩被Wireline基础设施引导的勘探活动所带来的营收增长所部分抵消。

国际区域

国际营收出现了环比下降,原因在于:Cameron Group项目数量和产品销售业绩下滑;SIS软件许可销售延续了上一季度平淡无奇的年底销售业绩;北半球活动的季节性下滑;新竞标项目方面的持续价格压力。

拉美地区营收环比持平,原因在于巴西营收增长被秘鲁、哥伦比亚和厄瓜多尔GeoMarket的营收下降所抵消(厄瓜多尔SPM Shushufindi项目的生产限令影响了业绩)。阿根廷、玻利维亚和智利GeoMarket营收也出现了下滑,归咎于一系列项目的提前完成所导致的钻井和压裂活动的下降。巴西的营收增长得益于因即将到来的第14次竞标所导致的OneSubsea活动和WesternGeco多客户端许可销售的提升。

欧洲/独联体/非洲地区营收环比下降了10%,主要归咎于俄罗斯和哈萨克斯坦高于寻常的季节性活动减少影响了所有产品线,而英国和欧洲大陆GeoMarket也遭遇了活动和SIS软件许可销售的下滑。营收下降的其他原因在于,几内亚湾项目的完成导致了OneSubsea活动的减少,同时Surface Systems产品销售也出现了下滑。撒哈拉以南非洲地区GeoMarket营收基本持平,原因在于刚果、乍得和埃塞俄比亚陆地活动的强劲增长被安哥拉近海钻井项目的取消和刚果近海项目的推迟所抵消。

中东和亚洲地区营收环比下降了7%,主要归咎于中东地区的价格压力以及陆地钻井和水力压裂活动的减少。澳大利亚营收也出现了下滑,归咎于近海钻井活动的减少,同时恶劣的陆地天气影响了所有产品和服务。中国陆地营收也有所下降,原因在于冬季季节性的下滑,主要影响了生产、钻井和Cameron Group的活动。

油藏描述部门

            (单位为百万)
截至以下日期的三个月 变化幅度
2017年3月31日     2016年12月31日     2016年3月31日 环比     同比
营收 $1,618 $1,676 $1,719 -3% -6%
税前营业收入 $281 $319 $334 -12% -16%
税前营业利润 17.3% 19.0% 19.4% -170 基点 -206 基点

油藏描述部门营收为16亿美元,其中的78%来自于国际市场,环比下降了3%,归咎于不断减少的测试和流程系统订单中项目的完成被科威特和埃及早期生产设施项目取得的进一步进展所部分抵消。Wireline营收出现了增长,得益于以基础设施为主的北美勘探活动。该增长因俄罗斯Wireline营收的季节性减少而部分抵消。继上一季度平淡无奇的年底销售业绩之后,SIS软件许可销售的下降还影响了Group的业绩。

税前运营利润率为17%,环比下降170个基点,高利润Wireline勘探活动的增加被WesternGeco盈利的减少和SIS软件许可销售贡献的下降所大大抵消。

油藏描述部门的业绩因一体化服务管理运营得到了改善,期间,接受了专业训练的项目经理为该项目中的斯伦贝谢产品提供了档期、规划和活动协调。第一季度业绩还因新技术部署和新合同而得到了提振。

在秘鲁,ISM为Repsol秘鲁的Sagari项目协调了服务。钻井现场被划为零排放地区,位于偏远地带,钻井过程中产生的所有岩屑都必须被注入地下或运离现场。ISM团队与Repsol开展紧密合作,提供定向钻井、随钻测井、钻井和完井液体、钻头和扩径、托管加压钻井、井壁清洗工具、固井、电缆测井和打孔、油井测试和碎屑回注服务。结果,这一整合的合作举措让最初两口井的交付时间较原计划提前了6天。

在黑海保加利亚海域,道达尔勘探生产保加利亚公司(Total E&P Bulgaria)钻探了其第一口深水勘探井。斯伦贝谢ISM为钻井的8个单独产品线提供了管理服务,并协调了100多名人员参与该项目。通过与道达尔勘探保加利亚公司的紧密合作,ISM团队发现了钻井优化机遇,从而让井底钻探作业的性能得到了大幅改善。道达尔勘探保加利亚公司对斯伦贝谢为项目所营造的合作环境表示感谢。

在印度近海,斯伦贝谢ISM为Oil India Limited在马纳尔湾的第一口近海深水井提供了钻探和完井服务。公司提供了技术专长和共计19项服务,包括来自于Testing & Process、Wireline、M-I SWACO、Drilling & Measurements、Bits & Drilling Tools、Completions和Well Services产品线的技术。此外,ISM为下套管服务、空中和海上后勤以及海岸基地设施提供了第三方提供商管理服务。

在德州西部,WesternGeco完成了三维宽方位角多客户端调查的采集工作,覆盖Permian盆地南部地区253平方英里的地段,从而让该区域的总覆盖面积提升至655平方英里。该项目得到了油气行业的支持,它将提供相关数据,帮助运营商改善Permian盆地异常活跃并极具挑战性地段的钻井和完井作业的效率。

在阿联酋,沙迦国家石油公司(Sharjah National Oil Corporation)与WesternGeco签订了一项合同,在沙迦部分岸租借地开展483平方公里的三维地震调查。该项目将使用UniQ*陆地地震采集平台技术,来管理该地区复杂断层地质扫描所需的长偏移。该调查是2011年调查的延伸,后者证实了UniQ平台技术的有效性。阿布扎比处理中心将负责数据处理工作,并使用逆时偏移来对这一复杂的地质情况进行成像。

在哈萨克斯坦,Wireline使用了Quanta Geo*真实感图形油藏地质服务,为Karachaganak Petroleum Operating BV(埃尼集团、壳牌、雪佛龙、卢克石油和KazMunaiGas的合资企业)评估致密碳酸盐地层。Quanta Geo服务技术使用了创新的高敏探测器,来探测井壁的垂直和水平特征。客户获得了更好的成像质量(难以通过油基泥浆实现),从而能够更加自信地解读结构和地层特征。

在巴西,Libra Consortium(由巴西石油公司、皇家壳牌、道达尔、中海油和中石油组成)授予SIS一项五年期的合同,提供勘探和生产软件和相关服务。该公司将勘探巴西最大的深水油田,其预估的可开采原油量为80-120亿桶。该合同包括提供Petrel* 勘探软件平台,重点从事地质和地球物理解读、地质建模和油藏工程工作。

在台湾,CPC Corporation授予SIS一项五年期的软件服务合同。该合同包括提供Petrel勘探生产软件平台、Techlog*井壁软件平台和ECLIPSE*油藏模拟器。斯伦贝谢软件组合的广度和深度以及公司提供本土化服务和支持的能力是公司获得这份合同的关键原因。

钻井部门

            (单位为百万)
截至以下日期的三个月 变化幅度
2017年3月31日     2016年12月31日     2016年3月31日 环比     同比
营收 $1,985 $2,013 $2,493 -1% -20%
税前营业收入 $229 $234 $371 -2% -38%
税前营业利润 11.5% 11.6% 14.9% -7 基点 -334 基点

钻井部门营收为20亿美元,其中74%来自于国际市场,环比下降1%,归咎于北美强劲的陆地定向钻井活动被国际地区钻井活动和价格压力所抵消。北美营收的改善得益于钻井和测量、钻头和钻井工具以及M-I SWACO产品和服务的增加。国际地区营收下降的原因在于中东和亚洲地区M-I SWACO产品销售额的下降,中东地区钻井与测量业务价格压力和不利的业务结构,以及英国和欧洲大陆GeoMarket一体化钻井服务(IDS)活动的下降。

尽管营收略有下降,但税前运营利润率为12%,环比基本持平,得益于美国钻井与测量以及钻头与钻井工具技术需求的增加所带来的价格改善,它抵消了国际市场的价格压力。

第一季度钻井部门的业绩因一系列IDS作业的结合而得到了提振,后者提供了项目管理、工程设计和技术优化能力。业绩提升的另一个原因在于新技术的部署和新合同的签署。

在俄罗斯,IDS为Rosneft-Sakhalinmorneftegaz在库页岛Lebedinskoye油田的三口大位移井采用了多项技术和服务。这些技术包括GeoSphere*油藏随钻测绘服务(以使用深水定向电磁测量技术来揭示水下基底和流体接触详细信息)和PowerDrive Xceed*的强化旋转可操控系统(以提供优越的精确度和可靠性)。客户的作业完成时间较原计划提前了103天。此外,2016年这三口井的累计生产量较初步预期高出47%。

在北海英国海域,IDS为挪威国家石油公司开发了一个定制的解决方案,来克服重油田独特的钻井挑战。Mariner油田的特征在于油藏位于浅层。鉴此,IDS计划钻探60个间隔短的大位移水平井。由多个技术中心钻井专家所组成的团队帮助设计了一个定制的井下钻具组合,它能够在24英尺井段提供高达40°的高造斜率。该定制解决方案使用了PowerDrive Archer*高造斜率旋转可操控系统和阶段性扩眼器这两项技术。在2017年第一季度,客户钻探了4口井的24英尺井段,达到了该项目所有的钻井、时间和成本目标。

在挪威,挪威国家石油公司(Statoil Petroleum AS)授予斯伦贝谢和IDS一项合同,涉及挪威北海Sleipner地区的钻井活动。该合同拥有一项创新的业绩激励条款,能够更好地统一运营商和服务公司的利益。该合同包括为两口井和一口任意井提供钻井与测量、油井服务和M-I SWACO的服务。作业预计将于2017年5月开始。

在卡塔尔,RasGas Company Limited授予斯伦贝谢一项五年期的合同,其中包括五次可选的一年期延期,以便为北部气田多达70口井提供多种钻井技术。例如,合同涵盖钻井与测量业务的MicroScope*随钻电阻率测量以及随钻成像服务、钻头与钻井工具的FireStorm*耐磨高强度PDC刀具技术、Wireline ReSOLVE*仪表化电缆修井服务、M-I SWACO HydraHib页岩抑制剂以及油井CemNET服务损控纤维技术和OpenPath增产服务。北部气田是全球最大的非伴生气田,其储量约占全球已知储量的10%。

在阿塞拜疆近海,钻井与测量业务使用了多项技术,帮助阿塞拜疆国家石油公司(SOCAR)在Bulla Deniz油田钻探一口极具挑战性的J形井。除了克服极具挑战性、且通常会降低钻速(低至3.1英尺/小时)的岩石构成之外,这一复杂的油井规划还包括同时钻探和扩大7,218英尺井段的井壁。期间使用的多项技术包括带有arcVISION*阵列电阻率补偿服务的PowerDrive X6*旋转可操控技术、TeleScope*高速随钻遥测服务以及Rhino* XS带有液压增强功能的铰刀。客户在39天的时间内(无非生产性时间)实现了钻井目标,节省了1,440万美元的费用,而原计划为79天。

在德州西部,钻井与测量业务为Parsley Energy使用了一系列技术,以提升Midland和Delaware盆地的大位移分支井的钻探性能。在过去12个月中的80口井的钻探过程中,PowerDrive Orbit*的旋转可操控系统和DynaForce*高性能钻探电机将钻井所需的平均天数较去年降低了17%,而客户分支井每英尺的平均钻井成本降低了30%。

在北美陆地,钻头与钻井工具业务使用了AxeBlade*脊状钻石元件钻头技术,帮助Cabot Oil & Gas改善Marcellus页岩层之前顶部井眼沙土中的钻速。结果,客户2016年每口井的钻井时间减少了13个小时,并藉此节省了约50万美元的成本。

在墨西哥近海,钻井部门为墨西哥石油公司(Pemex)在Yaxche油田极具挑战性的浅水水平井中使用了多项技术。钻井与测量业务GeoSphere*的油藏随钻测绘服务在距离油藏还有18米的实际垂直深度之时便发现了油藏的顶部,并按照计划放置了油井。此外,PeriScope HD*多层地层界面探测服务被用于帮助减少油藏的不确定性。客户最终的生产量达到了4,600桶/天,较预期增加了2,100桶/天。

在墨西哥近海,钻头与钻井工具业务为墨西哥石油公司(Pemex)的浅水勘探井项目引入了Direct XCD*可钻探合金套管技术。该井是全球首个30英尺的套管钻井作业。与该地区传统的钻井作业相比,客户减少了1.3天的钻井时间。

生产部门

            (单位为百万)
截至以下日期的三个月 变化幅度
2017年3月31日     2016年12月31日     2016年3月31日 环比     同比
营收 $2,187 $2,203 $2,376 -1% -8%
税前营业收入 $110 $128 $206 -14% -47%
税前营业利润 5.0% 5.8% 8.7% -78 基点 -365 基点

生产部门营收达到了22亿美元,其中66%来自于国际市场,环比下降1%,归咎于北美陆地强劲的水力压裂活动和价格恢复被厄瓜多尔SPM项目营收的下降、中东陆地钻井和水力压裂活动的减少以及完井产品销售业绩的下降所抵消。

税前运营利润率为5%,环比下降78个基点。在北美,陆地压力泵业务斩获了强劲的环比利润率增幅,超过了60%。尽管北美活动的提升和价格的恢复为部门的利润率增长提供了一臂之力,但这一业绩被SPM营收下降所导致的利润缩减所大大抵消。

生产部门的业绩受益于IPS,后者提供了项目管理、工程设计和技术优化能力。部门的业绩还因新技术的部署、转型动议和一项新合同的签署得到了改善。

在德州南部,IPS提供了多项技术和服务,帮助Lonestar Resources来改善EagleFord页岩油层18口井的原油生产和油田成本。IPS优化了大位移分支井的钻井、增产和完井计划,以克服软质岩石的支撑剂嵌入问题,它会导致油藏与井壁的脱离。同时,优化后的计划还用于限制缝高的扩大(曾延伸至附近的断层)。这些技术包括ThruBit* through-the-bit录井服务、Kinetix Shale*基于油藏的增产到生产软件以及Broadband Sequence*的压裂服务。结果,与其他两个油田的补偿井相比,这些油井每1,000英尺分支井的原油产量的最高增幅达到了86%。

Whiting Petroleum Corporation最近完成了北达科他州13口油井的钻井活动。它使用了Infinity*可溶解压裂桥塞射孔作业系统。Whiting计划暂停该地区多口井的生产,并开展了压裂作业和压裂后清理活动。与传统的压裂桥塞技术相比,Infinity system减少了清理时间,而这也在无形当中减少了13口井的作业时间,并实现了该油田的全面生产。

在科威特,Well Services使用了OpenPath*的增产服务,帮助科威特石油公司(Kuwait Oil Company)提升科威特北部生产地区一口深井的生产率。OpenPath服务整合了增产建模与井壁附近导流系统和经优化的压裂流体选项,以实现井壁覆盖和油藏接触的最大化。客户的天然气产量增加了六倍,原油产量增加了两倍,这一产量符合该井的预期产能。

在伊拉克,Well Services使用了多项技术,帮助BP Iraq N.V.克服Rumaila油田碳酸盐油藏注水井的挑战。公司部署了CoilFLATE*挠性油管过油管膨胀式封隔器以及ACTive PTC* CT实时压力、温度和套管接箍定位工具,以便针对性地对低渗透区进行增产作业。结果,注水能力达到了4,600桶/天,客户的原油产量也因此增加了3,000桶/天。

在哈萨克斯坦,Karachaganak Petroleum Operating BV授予斯伦贝谢两个三年期合同(含有两个一年期的延期),共计2,600万美元,提供挠性油管和测试服务。两个合同的作业已于2017年第一季度开始。

在安哥拉,斯伦贝谢转型计划通过设立作业规划中心,改善了资产利用和劳动力生产率。该中心于2016年第一季度开始运行,专注于每项工作所需资产、产品和劳动力的规划和准备工作。在运行的第一年,该中心减少了750万美元的库存,并实现了资产利用率的翻番。

Cameron Group

                (单位为百万)
截至以下日期的三个月 变化幅度
2017年3月31日     2016年12月31日 2016年3月31日* 环比     同比
营收 $1,229 $1,346 $1,628 -9% -25%
税前营业收入 $162 $188 $236 -14% -31%
税前营业利润 13.2% 14.0% 14.5% -80 基点 -132 基点
 
*2016年第一季度为估计数据,以便比较。

Cameron Group营收达到了12亿美元,其中62%来自于国际市场,环比下滑9%,归咎于OneSubsea项目量的下降以及Surface Systems产品销售的下滑,但上述不利影响被阀门与测量业务的小幅增长所部分抵消。OneSubsea营收下降的原因在于巴西项目量的下降以及美国墨西哥湾活动的减少。Surface Systems销售业绩在欧洲/独联体/非洲和拉美地区出现了下滑,它大大抵消了北美陆地水力压裂和回流租赁活动上升所导致的两位数的营收增长。阀门与测量业务在美国陆地斩获了两位数的增长,同时订单数量也出现了质的变化,但被欧洲/独联体/非洲地区的工程阀门销售业绩的下降所部分抵消。

税前运营利润率为13%,环比下降80个基点,原因在于OneSubsea强劲的项目执行和钻井系统严格的成本控制降低了Surface Systems产品销售量下降所带来的影响。

Cameron Group在第一季度斩获了多个合同,并成功实现了多个整合目标。

OneSubsea高资本效率解决方案是一套标准化设计组合,能够支持精简后的流程、文件编制和制造,从而降低项目周期时间和整体成本。资格预审质量计划、供应商以及材料和焊接规格的采用提升了产品制造生命周期的效率和可靠性。自三年前推出以来,高资本效率解决方案让水下产品平均交货期降低了30%。过去12个月中,75%的OneSubsea合同客户均选择使用OneSubsea高资本效率解决方案组合。

在北美,BP授予OneSubsea一项工程、采购和建造合同,为Mad Dog 2在墨西哥湾的项目提供水下生产系统。OneSubsea高资本效率解决方案包括水下管汇、生产树、单相和多相仪表、水分析传感器、修井仪器、测试设备以及与项目有关的注水井和生产商控制系统。此外,通过Subsea Integration Alliance与OneSubsea开展合作的Subsea 7获得了工程、采购、建造和安装合同,提供水下控制装置、柔性立管、管道系统、脐带缆和相关水下建筑。这两个机构的团队将开展合作,以更好地支持项目目标,并促进项目的管理。

Noble Energy Mediterranean, Ltd.授予OneSubsea一项合同,为地中海东部的Leviathan油田开发项目供应10,000磅/平方英寸的水平生产树、树式控制装置和干舷控制装置。水下控制系统将使用传统的电动液压控制装置,以及与干舷控制装置相连的光纤通信连接。该生产树的选择与此前的合同一致,提升了客户的作业灵活度和维护标准化程度。

在收购Cameron之后的第一个年头,斯伦贝谢成功地开展了一系列整合举措。其中包括推出32个经整合的技术项目,在两个机构推广最佳实践,通过合并157个设施,重新配置了1700多名员工。通过合并产品和服务业务,例如斯伦贝谢测试和Cameron流程系统,斯伦贝谢改善了水面和水下产品,让客户受益匪浅。通过整合斯伦贝谢油井服务增产技术和Cameron非传统资源产品组合,井场效率也得到了改善,其中包括CAMShale压裂流体交付和回流服务。此外,借助合并公司所产生的价值,斯伦贝谢还实现了4亿美元的协同增效效益,并斩获了6亿美元的新订单。

 

财务报表

 

简明合并损益表

 

(单位为百万,每股数额除外)

       
三个月
截至3月31日,         2017     2016
 
营收 $6,894 $6,520
利息和其他收入 46 45
费用
营收成本 6,076 5,460
研究和工程 211 240
一般和管理 98 110
兼并和整合 (1) 82 -
权益         139     133
税前收益(亏损) $334 $622
所得税(亏损税)(1)         50     99
净收益(亏损) $284 $523
可归于非控制性权益的净收益         5     22
可归于斯伦贝谢的净收益 (1)         $279     $501
 
斯伦贝谢的摊薄后每股收益(1)         $0.20     $0.40
 
在外流通平均股数 1,393 1,254
摊薄后在外流通平均股数         1,402     1,259
 
包含在费用中的折旧和摊销(2)         $989     $967
 
(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         2017年3月31日     2016年12月31日
流动资产
现金和短期投资 $7,353 $9,257
应收款项 8,636 9,387
其他流动资产         5,894     5,283
21,883 23,927
固定收益投资,持有至到期 238 238
固定资产 12,507 12,821
多客户端地震数据 1,089 1,073
商誉 25,045 24,990
无形资产 9,743 9,855
其他资产         5,670     5,052
          $76,175     $77,956
 
负债和权益                
流动负债
应付账款和应计负债 $9,408 $10,016
预计的所得税负债 1,215 1,188
短期借款和长期债务
的流动部分 2,449 3,153
应付股息         704     702
13,776 15,059
长期债务 16,538 16,463
递延税 1,908 1,880
退休后福利 1,457 1,495
其他债务         1,442     1,530
35,121 36,427
权益         41,054     41,529
          $76,175     $77,956
 
 
流动性
 
    (单位为百万)
流动性组成部分         2017年3月31日     2016年12月31日 2016年3月31日
现金和短期投资     $7,353     $9,257 $14,432
固定收益投资,持有至到期 238 238 401
短期借款和长期债务的流动部分 (2,449) (3,153) (4,254)
长期债务 (16,538) (16,463) (17,233)
净债务(1) $(11,396) $(10,121) $(6,654)
 
流动性变化明细如下:
 
截至3月31日:             三个月

2017

三个月

2016

扣除非控制性权益前的净收益 $284 $523
合并和整合费用,不含税费 68 -
$352 $523
折旧和摊销(2) 989 967
退休金和其他退休后福利费用 37 60
股票薪酬费用 88 61
退休金和其他退休后福利资金 (29) (45)
营运资金变动 (791) (463)
其他 10 107
运营产生的现金流(3) $656 $1,210
资本支出 (381) (549)
SPM投资 (144) (597)
资本化的多客户端地震数据 (116) (167)
自由现金流(4) 15 (103)
股票回购计划 (372) (475)
已付股息 (696) (629)
雇员股票计划收益 135 163
(918) (1,044)
 
商业收购和投资,不计获得的现金和债务 (273) (81)
其他 (84) 18
净债务的增加 (1,275) (1,107)
会计期间开始时的净债务 (10,121) (5,547)
会计期间结束时的净债务 $(11,396) $(6,654)
 
 
(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2017年3月31日3个月的约1.4亿美元的遣散费和截至2016年3月31日3个月的约2.6亿美元的遣散费。
(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公司产生现金的能力。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,2017年第一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)
 
2017年第一季度
税前         非控制性
权益
  净额   摊薄后

每股收益

斯伦贝谢净收益(基于GAAP) $334     $50   $5   $279   $0.20
合并与整合 82     14     -   68
斯伦贝谢净收益,扣除费用和贷项 $416     $64     $5   $347 $0.25
 
 
2016年第四季度
税前         非控制性
权益
  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年第一季度未发生费用或贷项。

 
生产部门
 
        (单位为百万)
截至以下日期的三个月
2017年3月31日     2016年12月31日     2016年3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 $1,618 $281 $1,676 $319 $1,719 $334
钻井 1,985 229 2,013 234 2,493 371
生产 2,187 110 2,203 128 2,376 206
Cameron 1,229 162 1,346 188 - -
消除和其他 (125) (25) (131) (59) (68) (10)
税前营业收入 757 810 901
企业和其他 (239) (245) (172)
利息收益(1) 24 23 13
利息支出(1) (126) (126) (120)
费用和贷项   (82)   (675)   -
$6,894 $334 $7,107 $(213) $6,520 $622
 
 
(1)   不包括含在生产部门业绩中的利息。
某些此前会计期间项目被重新划分,以与当前会计期间的内容保持一致。
 
 
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。
 
2) 2017年第一季度来自于运营的现金流是多少?
尽管第一季度出现了常见的运营资本消耗,但2017年第一季度来自于运营的现金流达到了6.56亿美元。公司使用运营资本支付了与雇员薪酬有关的年度费用。运营资本还反映了2017年第一季度1.4亿美元的遣散费。
 
3) 2017年第一季度“利息和其他收益”项目都包含哪些内容?
2017年第一季度的“利息和其他收益”为4,600万美元。其中包括1,700万美元的权益法投资收益和2,900万美元的利息收益。
 
4) 2017年第一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,环比持平。利息支出1.39亿美元,环比持平。
 
5) “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。
 
6) 2017年第一季度实际税率(ETR)是多少?
根据GAAP计算,2017年第一季度实际税率为14.8%,2016年第四季度实际税率是8.8%。不计费用和贷项,2017年第一季度实际税率是15.3%;2016年第四季度是15.8%
 
7) 截至2017年3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2017年3月31日,在外流通普通股为13.89亿股。下表显示的是从2016年12月31日至2017年3月31日的在外流通股变化情况。
        (单位为百万)
2016年12月31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 1
根据雇员股票购买计划发行的股票 1
股票回购计划 (5)
2017年3月31日的在外流通股 1,389
 
8)   2017年第一季度和2016年第四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?
2017年第一季度和2016年第四季度期间的在外流通股加权平均数分别为13.93亿股和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)
2017年第一季度     2016年第四季度
在外流通股加权平均数 1,393 1,391
假定行使股票期权 4 5
未到行权期的限售股 5       5
摊薄后在外流通平均股数 1,402       1,401
9)   2017年第一季度WesternGeco多客户端销售情况如何?
2017年第一季度,包括转让费在内的多客户端销售总额为1.38亿美元,2016年第四季度该数字为1.43亿美元。
 
10) 2017年第一季度末 WesternGeco未完成订单情况如何?
2017年第一季度末,WesternGeco未完成订单(基于与客户签订的合同)为6.13亿美元。2016年第四季度末该数字为7.59亿美元。
 
11) Cameron OneSubsea和DrillingSystems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 2017年第一季度   2016年第四季度
OneSubsea $546 $523
DrillingSystems $174 $132
 
未完成订单(会计期间末)
OneSubsea $2,634 $2,526
DrillingSystems $608 $607

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。

备注

斯伦贝谢将于2017年4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417634可于2017年5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。2017年5月30日之前,该网站还将提供网播回放。

这篇2017年第一季度收益报告,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2017年第一季度的收益报告、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。

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斯伦贝谢有限公司
Simon Farrant – 斯伦贝谢有限公司,投资者关系副总裁
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