斯伦贝谢公布2017年第三季度业绩

  • 营收79亿美元,环比增长6%
  • 税前运营收入11亿美元,环比增长11%
  • 依据GAAP的每股收益为每股0.39美元,包括与Cameron整合相关每股0.03美元的费用
  • 不计与Cameron整合相关的费用,每股收益0.42美元
  • 来自运营的现金流达到了19亿美元;自由现金流11亿美元

休斯敦--()--斯伦贝谢(Schlumberger Limited)(NYSE:SLB)今日公布了2017年第三季度业绩。

    (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9月30日   2017年6月30日   2016年9月30日 环比   同比
营收 $7,905 $7,462 $7,019 6% 13%
税前营业收入 $1,059 $950 $815 11% 30%
税前营业利润 13.4 % 12.7 % 11.6 % 66 bps 178 bps
净收益(亏损)(基于GAAP) $545 $(74 ) $176 n/m 209%
净收益,扣除费用和信贷* $581 $488 $353 19% 65%
摊薄后每股收益(每股亏损)(基于GAAP) $0.39 $(0.05 ) $0.13 n/m 200%
摊薄后每股收益,扣除费用和信贷* $0.42 $0.35 $0.25 20% 68%
 
* 这些为非GAAP财务指标。详见下文“费用和贷项”部分。
n/m = 无意义

斯伦贝谢董事长兼首席执行官Paal Kibsgaard表示,“第三季度营收环比增长了6%,同时税前运营收入增长了11%,也让不包含Cameron整合费用的每股收益达到了0.42美元,较第二季度增长了20%。”

“第三季度活动增长再次由北美陆地GeoMarket引领。尽管钻井数量增长出现下滑,但公司在水力压裂和钻井服务领域的市场份额继续提升。我们还看到,俄罗斯、北海、亚洲的活动环比增长强劲,而全球其他地区的活动环比基本持平。”

“从技术层面来看,营收增长得到了生产部门的推动,后者因北美水力压裂市场份额的继续提升以及中东非传统资源项目活动的提升而出现了15%的环比增长。油藏描述部门营收增长了1%,原因在于俄罗斯和北海强劲的Wireline活动被WesternGeco勘探相关的活动的降低所部分抵消。Cameron Group营收增长了3%,得益于北美陆地Surface Systems产品销售的增长。钻井部门营收增长了1%,原因在于北美陆地PowerDrive Orbit*技术依然供不应求以及墨西哥和伊拉克已完成的重要一体化钻井服务(IDS)项目要到2018年初才能继续。”

“从地域来看,北美营收增长了18%,得益于我们继续保持了较高的闲置水力压裂能力重新部署率。北美陆地营收环比增长了23%,超过了钻井数量12%的增幅,其中水力压裂营收增长了42%。在过去6个月中,北美陆地压裂业务活跃团队的数量增长了一倍多,如今已重新部署几乎所有可用的能力。此举为现场作业以及销售网络带来了暂时的成本和低下的效率,公司将在第四季度应对这一问题。 在美国墨西哥湾,第三季度活动依旧疲软,基于现有的客户计划,这一地区的展望仍毫无起色。”

“在国际市场,营收与第二季度持平,欧洲/独联体/非洲业务增长了5%,得益于俄罗斯、中亚、英国和欧洲大陆以及挪威、丹麦GeoMarket强劲的夏季活动。中东和亚洲营收环比持平,原因在于沙特、巴林、远东地区和澳大利亚以及南亚和东亚GeoMarket的增长被伊拉克IDS项目完成所带来的下滑抵消。拉美营收下降了8%,归咎于多客户端地震许可销售的下降以及墨西哥和中美GeoMarket IDS项目的完成。”

“就行业宏观情况来看,第三季度全球原油库存的下降明显地说明了原油市场目前已回归平衡,过去一个月中原油价格的上扬态势也证明了这一点。这一观点得到了以下几个积极迹象的支持。首先,北美陆地的投资意愿如今似乎趋于缓和,原因在于勘探生产公司越来越注重财务回报,同时也需要在运营时考虑到现金流的问题,而不是追求产能的增长。第二,多个首要欧佩克海湾国家和俄罗斯所发表的言论显示,各方有可能会延长当前9个月的产能削减期限。第三,对北美陆地、欧佩克海湾和俄罗斯之外的生产基地的投资水平仍处于历史新低,可能会带来中期全球供应挑战,并提升追加投资的紧迫性。”

“如今,这些市场趋势的延续,再加上对全球原油库存的持续稳定消耗,为原油价格的进一步上扬以及全球勘探生产投资的后续增长奠定了所需的基石。尽管该行业复苏的具体时间仍不是十分确定,但我们看到,如今新涌现的多个市场因素和数据点让我们对公司全球业务的展望更加积极和乐观。值得注意的另外一点是,过去高居不下的原油价格地缘政治风险溢价如今在很多方面已被过度供给折扣所取代。鉴于供需平衡明显趋紧以及当前全球众多重要产油地区的地缘政治冲突,地缘政治风险溢价可能会再次成为一个重要的因素。”

“基于这一运营和宏观背景,我们将继续专注于服务我们的客户,并实施我们的质量和效率计划,同时伺机进行进一步的战略投资。随着全球活动缓慢稳定地回升,我们将继续确保斯伦贝谢处于行业的前沿。最终,我要感谢于9月参加在巴黎举行的SIS Global Forum的600多名来自于200多家勘探生产公司的代表,以及来自于60多个国家的行业机构。论坛所展现的对新工作方式的兴趣和支持说明,该行业正开始加大合作力度,并使用数字方式来改善效率,降低每桶原油的成本。”

其他事件

在本季度,斯伦贝谢以平均每股66.04美元的价格回购了150万普通股,总价值达到了9,800万美元。

2017年8月22日,斯伦贝谢收购了Petrofac在Petro-SPM Integrated Services S.A. de C.V. (Petro-SPM)的权益,后者在墨西哥运营Pánuco一体化合约。收购之后,Petro-SPM成为了斯伦贝谢的全资子公司。

2017年10月6日,斯伦贝谢与Borr Drilling签署了一项强化合作协议,在近海自升式钻井平台市场提供一体化基于性能的钻井合约。该协议将利用斯伦贝谢国际化的业务版图、基础设施和技术专长,同时结合了Borr Drilling现代化的自升式钻井平台团队。

2017年10月18日,公司董事会批准了已发行普通股每股0.50美元的现金分红,将于2018年1月12日面向2017年12月6日在册的股东发放。

2017年10月19日,斯伦贝谢生产管理(SPM)和加拿大私营勘探生产公司Torxen Energy签署一项协议,以约10亿美元(约合13亿加元)的现金对价从加拿大综合性石油公司Cenovus Energy手中收购位于加拿大阿尔伯特省的Palliser Block资产。Palliser Block资产涵盖油气井、地面设施和管道网络,以及约80万英亩地块的油气开发权。Palliser Block与今年年初授予SPM和Torxen合资企业的地块相邻。根据这一协议(取决于惯常成交条件),斯伦贝谢将成为非运营大股东,拥有独家服务提供权,而Torxen将成为运营商。

各地区的合并营收

    (单位为百万)
    截至以下日期的3个月   变化幅度
    2017年9月30日   2017年6月30日   2016年9月30日   环比   同比
北美 2,602   $2,202   $1,699 18% 53%
拉美 952 1,039 992 -8% -4%
欧洲/独联体/非洲 1,838 1,750 1,872 5% -2%
中东和亚洲 2,357 2,347 2,385 - -1%
其他 156 124 71 n/m n/m
$7,905 $7,462 $7,019 6% 13%
 
北美营收 $2,602 $2,202 $1,699 18% 53%
国际部门营收 $5,147 $5,136 $5,249 - -2%
 
n/m = 无意义

第三季度营收达到了79亿美元,环比增长6%,北美营收增长18%,国际营收环比基本持平。

北美

在对公司的水力压裂能力进行几乎彻底的重新部署之后,北美地区营收环比增长了18%,而第三季度压裂活动依然保持着强劲的发展势头。该活动的提升被飓风哈维所造成的运营中断以及美国墨西哥湾近海活动的进一步疲软所部分抵消。北美陆地营收出现了23%的环比增长,原因在于团队再部署增加、市场份额的提升和定价的改善让水力压裂营收增长了42%。水力压裂营收增幅大幅超过了市场阶段数22%的增幅。与北美陆地定向钻井相关的营收也增长了22%,原因在于旋转可操控系统和钻头技术推高了钻探更长水平井的需求。Cameron Surface Systems产品销售和服务的增加也为这一强劲的财务业绩提供了一臂之力。

国际地区

随着上一季度墨西哥和中美GeoMarket油藏描述和钻探活动的完成,拉美地区的营收环比下降了8%。拉美北部和南部地区的GeoMarket营收环比基本持平,厄瓜多尔SPM项目以及阿根廷钻井与生产部门活动出现了边际递增。

欧洲/独联体/非洲地区营收环比增长了5%,得益于俄罗斯和中亚、英国与欧洲大陆、挪威和丹麦GeoMarket夏季活动旺季期间所有产品部门的活动均有所增加。俄罗斯与中亚GeoMarket营收的增长得益于生产部门强劲的俄罗斯陆地活动以及Wireline与Testing & Process在库页岛和阿斯特拉罕活动的增加。英国和欧洲大陆GeoMarket营收的增加源于意大利IDS项目的重新开始,以及Wireline英国活动的改善。Wireline与生产部门强劲的业务为挪威与丹麦GeoMarket营收的增长提供了一臂之力。

中东与亚洲地区营收环比基本持平。生产与钻井部门活动的增长主要出现在沙特与巴林、远东与澳大利亚以及南亚和东亚GeoMarket。然而,上述增长被IDS项目完成所导致的伊拉克业务的下滑所部分抵消。沙特活动的增长得益于非传统资源项目的增加所导致的一体化生产服务(IPS)与IDS营收的增长,同时,远东与澳大利亚GeoMarket的营收增长则得益于印尼和澳大利亚钻井活动的增加。

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9月30日 2017年6月30日 2016年9月30日 环比 同比
营收     $1,771     $1,759   $1,667 1%   6%
税前营业收入 $311 $299 $329 4% -5%
税前营业利润 17.6 % 17.0 % 19.7 % 56 bps -217 bps

油藏描述部门营收达到了18亿美元,其中79%来自于国际市场,环比增长1%, 源于俄罗斯和中亚以及挪威和丹麦GeoMarket的Wireline与Testing & Process活动季节性增长。Wireline与Testing & Process在库页岛和阿斯特拉罕均斩获了不俗的营收。挪威勘探项目也为业绩的增长提供了一臂之力。部门业绩被WesternGeco营收的降低所部分抵消,主要归咎于多客户端地震许可销售在上一季度墨西哥强劲的销售业绩之后出现了下降。

税前运营利润率为18%,环比增长56个基点,原因在于高利润Wireline活动所斩获的利润被多客户端地震许可销售所导致的WesternGeco盈利的减少所抵消。

第三季度其中的一个亮点便是在巴黎举办了2017 SIS Global Forum,共有来自于60多个国家、200多家勘探生产公司和行业机构的代表参加了此次会议,这些国家所生产的烃类化合物占全球总量的70%。大会的主要议题是更好地利用油气行业领域的数据和技术专长,探讨内容包括在合适的时间向正确的人员发送正确的信息,以及重新思考如何进一步利用合作与数字技术。

在论坛期间,斯伦贝谢推出了DELFI*认知型勘探生产环境,它利用数字技术——分析和机器学习、高性能计算和物联网——实现勘探生产团队之间的安全协作,改善运营效率,并按照最低的每桶成本对生产进行优化。在DELFI环境推出之后,勘探生产数据湖将被登陆谷歌云平台,并涵盖全球超过1,000项三维地震测绘、500万口井、100万份钻井日志以及4亿多条生产记录。

斯伦贝谢还推出了DrillPlan*数字井建规划解决方案,该方案是实现DELFI认知型勘探环境的第一步。DrillPlan解决方案是完全一体化的井建产品的一部分,专注于提升用户协作,能够为钻井团队提供新的协作方式。运营商和服务公司能够通过单一的共用系统获取所有所需的数据和理论,此举将打造一个循环的工作流程。在这一流程中,计划将随着数据的增加而得到同步改善。

油藏描述部门业绩因一体化服务管理(ISM)运营而得到了加强,期间,经特殊培训的项目经理将为项目所涉及的斯伦贝谢产品线提供时间表制定、规划和活动协调。第三季度业绩同时还得到了新合同和技术部署的提振。

在墨西哥,ISM帮助Talos Energy LLC钻探并评估了Zama-1勘探井。ISM使用了Drilling & Measurements proVISION Plus*随钻磁共振测井服务,以便对油藏质量和渗透率进行实时初步评估。PressureXpress*油藏录井测压服务确认了烃类化合物的流体梯度,并在随后使用了Wireline MDT*带有InSitu Fluid Analyzer*实时井下流体分析系统的模块地层动态测试仪。油藏流体样本的压力提及温度(PVT)分析确认这一了原油轻烃油田。

在马来西亚近海,ISM为Ophir Production Sdn Bhd在高复杂度近海油藏系统中成功交付三口水平生产井做出了巨大的贡献,并帮助较原计划减少了35%的成本,同时节省了20%的钻井和完井天数。重要的支持技术包括Drilling & Measurements GeoSphere*油藏随钻测绘服务, EcoScope*多功能随钻录井服务,proVISION*核磁共振服务以及Geoservices Drilling Analyst服务。技术与服务的结合还帮助创下了12 1/4英寸井眼每天1,000多米的钻井新纪录。

Statoil Brazil授予斯伦贝谢一项合同,在巴西大陆架执行即将开展的勘探活动,并提供定向钻井、钻头、减震器、加速器、打捞工具、扩孔钻、扩眼器、随钻录井、电缆、泥浆录井、固井和测试服务。合约中的工作内容包括盐层下和盐层上超深井,已于2017年6月开始。

在挪威Wireline为Lundin在巴伦支海的一口勘探井中部署了Saturn* 3D圆径探头技术。MDT模块地层动态测试仪与Saturn三维技术以及InSitu Fluid Analyzer实时井下流体分析系统的结合实现了对碳酸盐岩储层的广泛评估,并获取了关键的具有代表性的地层水样本。此外,公司使用了Techlog*井壁软件平台多用传感器水基泥浆污染建模应用,以便更好地预测水样本质量和污染。这些技术帮助客户减少了与设计最优油田注水测试计划有关的风险。

在中国近海,Wireline为中海油湛江公司在中国南海高温、高压和超低渗透性井中部署了多项技术,包括Saturn 3D圆径探头和MDT Forte*加固型模块化地层动态测试仪。客户节避免了在挑战环境下开展油井测试的活动,省了约10天的运营时间,相当于200万美元的费用。

在马来西亚近海,WesternGeco使用新部署的多用途船(MPV)帮助Roc Oil (Sarawak) Sdn Bhd完成了混合地震采集测绘,这在业界尚属首次。340平方公里的3D地震测绘涉及马来西亚沙捞越近海,使用了带有同步记录(通过拖拽型电缆散布设备和海底节点)的三源阵列,来克服现有平台存在的障碍,全部由一条地震船完成。WG Vespucci MPV采集了高品质的旱地地震数据,补充了拖缆地震数据,无需雇佣多条采集船和船员,从而节省了成本,提升了效率,并实现了测绘目标。

在韩国近海,WesternGeco使用IsoMetrix*海洋等距地震技术,为韩国国家石油公司(Korea National Oil Corporation)在该公司釜山附近最大的烃类化合物产地开展高分辨率宽带地震测绘。该测绘面临十分复杂的环境,包括航运交通和高密度的捕鱼活动,而且出于天气原因需要在短时间内完成。

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9月30日 2017年6月30日 2016年9月30日 环比   同比
营收   $2,120     $2,107   $2,021 1% 5%
税前营业收入 $301 $302 $218 - 38%
税前营业利润 14.2 % 14.3 % 10.8 % -14 bps 339 bps

钻井部门营收达到了21亿美元,其中的73%来自于国际市场,环比增长1%。北美陆地与定向钻井相关的营收有所增加,原因在于钻探更长水平井的需求使得PowerDrive Orbit旋转可操作系统和一系列高级钻头技术的需求高居不下。然而,国际营收出现了下滑,原因在于沙特IDS活动的增加以及意大利IDS项目的开始被上一季度墨西哥和伊拉克关键IDS项目(2018年初才能继续)的完成所抵消。

税前运营利润率达到了14%,环比持平,原因在于Drilling & Measurements与Bits & Drilling Tools技术需求的增加所带来的数量和定价改善被关键国际项目完成后IDS利润的减少所抵消。

钻井部门第三季度业绩得到了多项技术的提振,包括一体化钻井系统、井内工具、钻头和钻井流体。这些技术让客户克服了技术挑战,提升了运营可靠性,并降低了成本。

在北美陆地,斯伦贝谢再次打破了钻井记录。Drilling & Measurements为Eclipse Resources部署了多项技术,以钻探最长的在岸水平井。Utica Shale油田19,630英尺长的“超级水平井”耗费了121个小时的钻探时间,实现了162英尺/小时的钻进速率(ROP)。这口井打破了Eclipse此前保持的记录,不仅长度超出了158英尺,同时钻速也高出37%。这口单次作业完成的超长井通过降低开发油藏所需的水平钻探次数,帮助客户降低了整体AFE成本。这些技术包括PowerDrive Orbit旋转可操作系统和TeleScope*高速随钻遥测服务,并结合了Smith Bits可定制的聚晶金刚石复合片(PDC)钻头。

在新墨西哥,Bits & Drilling Tools为Matador Resources在Wolfcamp Shale油田的一口井中部署了AxeBlade*脊状金刚石组件钻头技术。在历史上,单次钻头作业在这一油田中达到造斜点的概率不到20%。AxeBlade钻头技术实现了更高效的切割和散热,同时还通过加厚金刚石层提供了更好的抗正面冲击性能。借助这一技术,钻头在单次作业中便完成了井段的钻探,且ROP较客户的2016年平均水平提升了35%。

在北美陆地,Bits & Drilling Tools 帮助Cimarex将STACK Meramec油田的ROP提升了75%。AxeBlade脊状金刚石组件钻头与Drilling & Measurements PowerDrive Orbit旋转可操作系统技术的结合以最快的速度完成了地层中一英里水平井筒的钻探。

在哥伦比亚,Bits & Drilling Tools使用ONYX 360*旋转PDC刀具技术,帮助Equion Energy克服了Llanos盆地的钻井挑战。ONYX 360技术提升了钻头在钻探三个不同抗压强度地层时的耐用度。钻进速率较同一地层补偿井的钻探高出了3.5倍。结果,客户节省了近300万美元的运营成本。

在俄罗斯,Bits & Drilling Tools为LUKOIL-Komi在Bayandyskoe油田的一口井中部署了Direct XCD*可钻探合金套管钻头技术。在此前的补偿井中,膨胀性页岩带来了井壁稳定性问题。由于需要大范围地钻孔,该井的钻探需要20天才能完成。Direct XCD钻头技术仅用了4天便完成了钻井。

在印尼近海,Bits & Drilling Tools帮助Kangean Energy Indonesia在South Saubi勘探作业中的一口垂直深水勘探井,节省了140万美元的钻井成本。Rhino RHE*双钻孔器鼠眼消除系统节省了客户57个小时的运营时间。

在挪威北海海域,M-I SWACO为Aker BP ASA 在Valhall油田的一口井部署了一系列技术,节省了41天的钻探时间。这些技术包括优化井眼清洗的RheGuard*高性能反相乳化钻井液系统和优化固井作业的油基WARP浓缩液。客户还通过在钻探时使用RheGuard流体系统,在Ivar Aasen油田创下了新纪录包括将9 5/8英尺套管下至总深度,且平均钻速超过了300米/小时。

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9月30日   2017年6月30日   2016年9月30日 环比   同比
营收 $2,876 $2,496 $2,104 15% 37%
税前营业收入 $283 $221 $91 28% 212%
税前营业利润 9.8 % 8.9 % 4.3 % 97 bps 552 bps

生产部门营收达到了29亿美元,其中53%来自于国际市场,环比增长15%,源于北美陆地水力压裂市场份额的持续增加以及中东非传统资源项目业务的提升。在北美陆地,水力压裂营收因团队再部署的增加、市场份额增长以及定价的改善而增长了42%,超过了市场阶段数22%的增幅。 在过去6个月中,公司将北美陆地活跃压裂团队的数量增加了一倍多,而且如今已再次部署了几乎所有可用能力。SPM也出现了环比增长,归功于厄瓜多尔和北美陆地项目活动的增加。

税前运营利润率达到了10%,环比增长了97个基点,得益于北美陆地活动的增加和定价的改善,同时第三季度多个团队的再部署为现场作业和配送网络带来了临时成本和低效现象。利润率有所提升,归功于水力压裂业务供应链垂直整合所带来的不断增长的效益。

生产部门业绩得益于一系列新技术的部署。

在北达科他州,Well Service为Whiting Petroleum部署了BroadBand Shield*压裂裂缝形态控制服务,以增加油井产能,其中有三口井是全球排名前十的高产井,于2017年第二和第三季度完成钻探,位于Bakken Shale。BroadBand Shield服务使用了多模式分流粒子来控制压裂裂缝形态,将非期望区出现裂缝的风险降至最低。采用该技术的油井使用了更小的压裂处理设计,既优化了成本,又让客户提升了烃类化合物产量。

在路易斯安纳州,Well Services为Aethon Energy部署了BroadBand Sequence*压裂服务,并在对Haynesville Shale的四口井区域实施增产之后让其中的一口井达到了最高产量。BroadBand Sequence服务会注入片状物,以提升分流效果和所有射孔组的产量,而且公司还利用压力分析对整个射孔井段的增产进行了验证。最后,Aethon Energy聘用了斯伦贝谢专业的压裂团队,为这一盆地的完井提供全面的服务。

在中国,Well Services为中石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地的油气井部署了BroadBand*非传统油藏完井服务。BroadBand技术克服了于传统几何完井方法有关的挑战(一部分射孔组和水力压裂网络对于生产没有贡献)。与利用传统方法增产的补偿井相比,借助BroadBand服务,有三口气井的产量增加了142%,有一口油井的产量增加了300%。此外,在两口裸眼完井作业过程中,封隔器和套筒系统的取消为客户节省了约15万美元。

在俄克拉荷马州,Artificial Lift Services为Chesapeake Energy部署了Lift IQ*生产生命周期管理服务和定制式电动潜水泵(ESP)技术,将4口水平井的平均ESP运行寿命提升了181%。该油田的特征在于,产量下降迅速、有固体生成以及气体体积分数高。通过使用新设计的携带井下感应器的ESP,其运行生命周期从118天升至332天。

在哥伦比亚,Artificial Lift Solutions为客户部署了REDA Maximus* ESP系统技术,旨在将Llanos盆地的一口磨料井的产量从11,800桶/天提升至21,000桶/天。此外,Maximus ESP系统还通过最大程度地降低由固体生成所带来的油井干预频率和冲刷损坏,将ESP平均运行寿命从72天提升至797天。油井的新产能较目标产能增加了33%。

在俄罗斯近海,Well Services为Lukoil-Nizhevolzhskneft在Korchagina油田部署了OpenPath Sequence*导流增产服务。公司还采用了VDA*粘弹性导流流体,将处理液导流至注入能力较低的区域,以提升碳酸盐地层的产量。此外,MSR*泥浆和除泥器技术取消了滤饼的使用,并恢复了石灰岩地层的渗透性。由于采用了矩阵增产处理,注入能力指标得到了重大改善。

在挪威北海海域,斯伦贝谢使用Metalmorphology* 金属对金属密封盒锚固技术,为客户节省了5天的不稳定井眼钻井时间。井壁不稳定性在该油田十分常见,3,604米井段包括728米可能会妨碍接触的裸眼。定制防渗系统使用了Metalmorphology技术,以避免使用需要极大扭矩才能转动的长距沉重套柱,也让其难以利用套管来扩孔。Metalmorphology技术能够让运营商将底部套管作为钻杆的衬垫,以解决钻孔的限制,并通过单次作业达到目标深度。

Cameron Group

    (单位为百万)
截至以下日期的三个月   变化幅度
      2017年9月30日   2017年6月30日   2016年9月30日   环比 同比
营收 $1,297   $1,265 $1,341 3%   -3%
税前营业收入 $194 $174 $215 11% -10%
税前营业利润 14.9 % 13.8 % 16.0 % 116 bps -110 bps

Cameron Group营收达到了13亿美元,其中55%来自于国际市场,环比增长3%,得益于北美陆地市场Surface Systems产品销售量的提升,与油井数量的增长保持同步。然而,北美陆地市场的增长被Drilling Systems和OneSubsea国际活动的减少所部分抵消。

税前运营利润率达到了15%,环比增长116个基点,主要归功于产品销售量的增加所导致的利润的提升,以及北美陆地Surface Systems和Valves & Measurement定价的改善。

Cameron Group本季度业绩包括以下亮点:

在印度,Reliance Industries Limited授予OneSubsea一项工程、采购和建造(EPC)合约,为孟加拉湾近海R Cluster Project供应海底生产系统(SPS)套件。合约包括生产树、海底阀组、控制系统、导入系统、多相流量计、干预仪器和测试设备。合约还包括安装和调试支持以及油田终身服务。双方于7月正式签订合约,预计2018年年中开始交付硬件设备。

OneSubsea和3D at Depth已达成战略合作协议。根据这一协议,双方将利用OneSubsea的全球资源和设施,联合推广3D at Depth的LiDAR技术。LiDARi技术,又称为激光扫描,被用于收集用于打造精确3D模型的数据,这些模型能够让客户优化海底业务,并提升整个生产价值链的效率。

Drilling Systems达成了一项合约,为Seadrill交付首个海底增压器(SPI)。Cameron SPI是一个占用空间小的经济型解决方案,能够让客户通过增加工作压力(从传统的5,000psi增至7500psi的额定压力),提升其储存在海底已安装储能器的可用控制流体。

Drilling Systems与Weatherford Drilling International围绕Cameron基于固定价格修理计划的防喷器团队,签署了一项服务总协议。这一合约为众多的防喷器(BOP)的维修和再认定提供了稳定的定价和可预测的预算。通过实现这些操作的标准化,Cameron能够更好地规划修理车间的工作量,并预测更换部件的需求量,而这两项举措将改善周期时间,以及按时交付表现。

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,   2017   2016   2017   2016
 
营收 $7,905 $7,019 $22,261 $20,703
利息和其他收入 64 54 172 153
费用
营收成本 (1) 6,797 6,291 19,343 18,216
研究和工程 189 253 595 750
一般和管理 115 92 323 305
减记与其他 (1) - - 510 2,573
合并与整合 (1) 49 88 213 272
权益   142   149   422   431
税前收益(亏损) $677 $200 $1,027 $(1,691)
所得税(亏损税) (1)   121   10   269   (259)
净收益(亏损) $556 $190 $758 $(1,432)
可归于非控制性权益的净收益   11   14   9   50
可归于斯伦贝谢的净收益(亏损)(1)   $545   $176   $749   $(1,482)
 
斯伦贝谢的摊薄后每股收益(亏损)(1)   $0.39   $0.13   $0.54   $(1.10)
 
在外流通平均股数 1,385 1,392 1,388 1,345
摊薄后在外流通平均股数   1,392   1,401   1,395   1,345
 
包含在费用中的折旧和摊销(2)   $956   $998   $2,931   $3,078
(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)
 
 
资产   2017年9月30日   2016年12月31日
流动资产
现金和短期投资 $4,952 $9,257
应收款项 9,436 9,387
其他流动资产   5,526   5,283
19,914 23,927
固定收益投资,持有至到期 - 238
固定资产 12,338 12,821
多客户端地震数据 992 1,073
商誉 25,113 24,990
无形资产 9,540 9,855
其他资产   5,672   5,052
    $73,569   $77,956
 
负债和权益        
流动负债
应付账款和应计负债   $9,715   $10,016
预计的所得税负债 1,310 1,188
短期借款和长期债务的流动部分 1,289 3,153
应付股息   700   702
13,014 15,059
长期债务 15,871 16,463
递延税 1,893 1,880
退休后福利 1,340 1,495
其他债务   1,441   1,530
33,559 36,427
权益   40,010   41,529
    $73,569   $77,956

流动性

(单位为百万)
流动性组成部分   2017年9月30日   2017年6月30日   2016年12月31日   2016年9月30日
现金和短期投资   $4,952   $6,218   $9,257   $10,756
固定收益投资,持有至到期 - 13 238 354
短期借款和长期债务的流动部分 (1,289) (2,224) (3,153) (3,739)
长期债务 (15,871) (16,600) (16,463) (17,538)
净债务(1) $(12,208) $(12,593) $(10,121) $(10,167)
 
流动性变化明细如下:
 
9个月 第三季度 9个月
 
截至9月30日,       2017   2017   2016
扣除非控制性权益前的净收益(亏损) $758 $556 $(1,432)
减值和其他费用,扣除非控制性权益前的税费 679 36 2,652
$1,437 $592 $1,220
折旧和摊销(2) 2,931 956 3,078
退休金和其他退休后福利费用 79 27 139
股票薪酬费用 261 81 210
退休金和其他退休后福利资金 (107) (33) (127)
营运资金变动 (1,473) (134) (223)
美国联邦退税 685 685 -
其他 (401) (276) (49)
运营产生的现金流(3) $3,412 $1,898 $4,248
 
资本支出 (1,482) (598) (1,401)
SPM投资 (492) (164) (869)
资本化的多客户端地震数据 (223) (33) (497)
自由现金流(4) 1,215 1,103 1,481
 
股票回购计划 (868) (98) (662)
已付股息 (2,086) (693) (1,951)
雇员股票计划收益 261 118 344
(1,478) 430 (788)
 
商业收购和投资,不计获得的现金和债务 (382) (18) (3,866)
其他 (227) (27) 34
净债务的(增加)减少 (2,087) 385 (4,620)
会计期间开始时的净债务 (10,121) (12,593) (5,547)
会计期间结束时的净债务 $(12,208) $(12,208) $(10,167)
(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9月30日9个月和第三季度的约3.47亿美元和1.14亿美元的遣散费以及截至2016年9月30日9个月的约7亿美元的遣散费。截至2016年9月30日的9个月还包括约1亿美元的一次性交易相关支出,涉及Cameron的收购。
(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Cameron整合相关费用的每股收益;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)
     
2017年第三季度
税前     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
 
2017年第二季度
税前     非控制性权益   净值   摊薄后每股收益 *
斯伦贝谢净亏损(基于GAAP) $17 $98 $(7) $(74) $(0.05)
期票公允值调整及其他(2) 510 - 12 498 0.36
合并与整合 81   17   -   64   0.05
斯伦贝谢净收益,扣除费用和贷项 $608   $115   $5   $488   $0.35
 
2016年第三季度
税前     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) $200 $10 $14 $176 $0.13
合并与整合:
与合并有关的员工福利和专业人士费用 46 10 - 36 0.03
与合并和整合相关的其他费用 42 5 - 37 0.03
收购会计法库存公允值调整摊销(1) 149   45   -   104   0.07
斯伦贝谢净收益,扣除费用和贷项 $437   $70   $14   $353   $0.25
(1)   请参见简明合并损益表中营收成本类目。
(2) 请参见简明合并损益表中减值及其他类目。
 
*不会因为四舍五入而增加
(单位为百万,每股数除外)
     
2017年9个月
税前     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
期票公允值调整及其他(2) 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
 
2016 年9个月
税前     非控制性权益   净值   摊薄后每股收益 *
斯伦贝谢净亏损(基于GAAP) $(1,691) $(259) $50 $(1,482) $(1.10)
减值及其他:
固定资产减值 1,058 177 - 881 0.65
裁员 646 63 - 583 0.43
库存减记 616 49 - 567 0.42
多客户端地震数据减值 198 62 - 136 0.10
其他重组费用 55 - - 55 0.04
合并与整合:
与合并有关的员工福利和专业人士费用 138 27 - 111 0.08
与合并和整合相关的其他费用 134 24 - 110 0.08
收购会计法库存公允值调整摊销(1) 299   90   -   209   0.15
斯伦贝谢净收益,扣除费用和贷项 $1,453   $233   $50   $1,170   $0.86
(1) 请参见简明合并损益表中营收成本类目。
(2) 请参见简明合并损益表中减值及其他类目。
 
*不会因为四舍五入而增加

产品部门

(单位为百万)
  截至以下日期的3个月
2017年9月30日   2017年6月30日   2016年9月30日
营收   税前营收   营收   税前营收   营收   税前营收
油藏描述 $1,771 $311 $1,759   $299 $1,667   $329
钻井 2,120 301 2,107 302 2,021 218
生产 2,876 283 2,496 221 2,104 91
Cameron 1,297 194 1,265 174 1,341 215
消除和其他 (159) (30) (165) (46) (114) (38)
税前营业收入 1,059 950 815
企业和其他 (234) (242) (267)
利息收益(1) 30 28 24
利息支出(1) (129) (128) (135)
费用和贷项   (49)   (591)   (237)
$7,905 $677 $7,462 $17 $7,019 $200
 
(单位为百万)
截至以下日期的9个月
2017年9月30日 2016年9月30日
营收   税前收益 营收   税前收益
油藏描述 $5,148 $891 $4,972 $930
钻井 6,212 832 6,548 760
生产 7,559 614 6,601 379
Cameron 3,791 530 2,865 465
消除和其他 (449) (101) (283) (72)
税前营业收入 2,766 2,462
企业和其他 (715) (679)
利息收益(1) 82 61
利息支出(1) (383) (391)
费用和贷项   (723)   (3,144)
$22,261 $1,027 $20,703 $(1,691)
(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21亿美元。
 
2) 2017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?
2017年第三季度来自于运营的现金流达到了19亿美元,包括1.14亿美元的遣散费。2017年第三季度自由现金流达到了11亿美元。
 
3) 2017年前9个月来自于运营的现金流和自由现金流分别是多少?
2017年前9个月来自于运营的现金流达到了34亿美元,包括3.47亿美元的遣散费。2017年前9个月的自由现金流达到了12亿美元。
 
4) 2017年第三季度“利息和其他收益”项目都包含哪些内容?
2017年第三季度的“利息和其他收益”为6,400万美元。其中包括3,000万美元的权益法投资收益和3,400万美元的利息收益。
 
5) 2017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3,400万美元,环比持平。利息支出1.42亿美元,环比持平。
 
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) 2017年第三季度实际税率(ETR)是多少?
根据GAAP计算,2017年第三季度实际税率为17.9%,2017年第二季度实际税率是590%。不计费用和贷项,2017年第三季度实际税率是18.4%;2017年第二季度是18.9%。
 
8) 截至2017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2017年9月30日,在外流通普通股为13.85亿股。下表显示的是从2017年6月30日至2017年9月30日的在外流通股变化情况。
    (单位为百万)
2017年6月30日的在外流通股 1,385
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 )
2017年9月30日的在外流通股 1,385  
 
9) 2017年第三季度和2017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?
2017年第三季度和2017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13.87亿股。
 
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年第三季度     2017年第二季度
在外流通股加权平均数 1,385   1,387
假定行使股票期权 1 1
未到行权期的限售股 6     5
摊薄后在外流通平均股数 1,392     1,393
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。
 
11) 斯伦贝谢在SPM项目中投入的产品和服务是如何记账的?
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)
 
 
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。
12) 斯伦贝谢 2017年9月30日SPM项目投资未摊销余额是多少?与2017年6月30日相比有何变化?
斯伦贝谢2017年9月30日和2017年6月30日的SPM项目投资未摊销余额分别约为28亿美元和26亿美元。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:
  (单位为百万)
2017年6月30日余额 $2,573
SPM投资 164
其他增加 184
SPM投资摊销 (117 )
2017年9月30日余额 $2,804  
13) 2017年第三季度WesternGeco多客户端销售情况如何?
2017年第三季度,包括转让费在内的多客户端销售总额为1.27亿美元,2017年第二季度该数字为1.82亿美元。
 
14) 2017年第三季度末 WesternGeco未完成订单情况如何?
2017年第三季度末,WesternGeco未完成订单(基于与客户签订的合同)为4.89亿美元。2017年第二季度末该数字为5.66亿美元。
 
15) Cameron OneSubsea和DrillingSystems业务的订单和未完成订单是多少?
OneSubsea和DrillingSystems订单和未完成订单如下所示:
    (单位为百万)
订单 第三季度
2017
    第二季度
2017
OneSubsea $347   $181
Drilling Systems $156 $170
 
未完成订单(会计期间末)
OneSubsea $2,328 $2,371
Drilling Systems $523 $566

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。

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。

备注

斯伦贝谢将于2017年10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428578可于2017年11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。2017年11月30日之前,该网站还将提供网播回放。

这篇2017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交易带来的预期效益;斯伦贝谢的SPM项目,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。

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。

Contacts

联系方式:
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

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