斯倫貝謝公佈2017年第三季業績

  • 營收79億美元,較前一季成長6%
  • 稅前營業收入11億美元,較前一季成長11%
  • 依據GAAP的每股盈餘為0.39美元,包括與Cameron整合相關的每股0.03美元費用
  • 不計與Cameron整合相關的費用,每股盈餘為0.42美元
  • 來自營運的現金流為19億美元;自由現金流11億美元

休士頓--()--斯倫貝謝(Schlumberger Limited)(NYSE:SLB)今日公佈2017年第三季業績。

    (單位為百萬,每股數額除外)
截至以下日期的3個月   變化幅度
2017年9月30日   2017年6月30日   2016年9月30日 與前一季相比   與去年同期相比
營收 $7,905 $7,462 $7,019 6% 13%
稅前營業收入 $1,059 $950 $815 11% 30%
稅前營業利潤 13.4 % 12.7 % 11.6 % 66 基點 178 基點
淨利(虧損)(以GAAP為基礎) $545 $(74 ) $176 n/m 209%
淨利,扣除費用和信貸* $581 $488 $353 19% 65%
稀釋後每股盈餘(每股虧損)(以GAAP為基礎) $0.39 $(0.05 ) $0.13 n/m 200%
稀釋後每股盈餘,扣除費用和信貸* $0.42 $0.35 $0.25 20% 68%
 
* 這些為非GAAP財務指標。詳見下文「費用和貸項」部分。
n/m = 無意義

斯倫貝謝董事長兼執行長Paal Kibsgaard表示,「第三季營收較前一季成長6%,同時稅前營業收入成長了11%,也讓不包含Cameron整合費用的每股盈餘達到0.42美元,較第二季高出20%。」

「第三季活動成長再次由北美陸地GeoMarket引領。儘管鑽井數量成長出現下滑,但公司在水力壓裂和鑽井服務領域的市場佔有率繼續上升。我們還看到俄羅斯、北海、亞洲的活動較前一季成長強勁,而全球其他地區的活動基本上與第二季持平。」

「從技術層面來看,營收成長受到生產部門的帶動,後者因北美水力壓裂市場佔有率繼續上升以及中東非傳統資源專案活動增加,而較前一季成長15%。油藏描述部門營收成長了1%,原因在於俄羅斯和北海強勁的Wireline活動被WesternGeco探勘相關活動下降所部分抵消。Cameron Group營收成長3%,受益於北美陸地Surface Systems產品銷售的增加。鑽井部門營收成長1%,原因在於北美陸地PowerDrive Orbit*技術依然供不應求,以及墨西哥和伊拉克已完成的重要整合式鑽井服務(IDS)專案要到2018年初才能繼續。」

「從地域來看,北美營收成長了18%,受益於我們繼續保持較高的閒置水力壓裂能力重新部署率。北美陸地營收較前一季成長23%,遠超過鑽井數量12%的增幅,其中水力壓裂營收成長了42%。在過去6個月中,北美陸地壓裂業務活躍團隊的數量增加了超過一倍,如今已重新部署幾乎所有可用的能力。此舉為現場作業以及銷售網路帶來了短暫性成本和低下的效率,公司將在第四季處理這一問題。 在美國墨西哥灣,第三季活動依舊疲軟,根據現有的客戶計畫,這一地區的展望仍毫無起色。」

「在國際市場,營收與第二季持平,歐洲/獨立國協/非洲業務成長了5%,受益於俄羅斯、中亞、英國和歐洲大陸以及挪威、丹麥GeoMarket強勁的夏季活動。中東和亞洲營收與前一季持平,原因在於沙烏地阿拉伯及巴林、遠東地區和澳洲,以及南亞和東亞GeoMarket的成長被伊拉克IDS專案完成所帶來的下滑抵消。拉美營收下降8%,歸咎於多用戶端地震許可銷售下降以及墨西哥和中美GeoMarket IDS專案完成。」

「就產業總體情況來看,第三季全球原油庫存下降清楚顯示原油市場目前已回歸平衡,過去一個月原油價格的上揚態勢也反映出這一點。這一觀點受到以下幾個有利跡象的支撐。首先,北美陸地的投資意願如今似乎趨於緩和,原因在於探勘生產公司越來越注重財務回報,同時也需要在作業時考慮到現金流問題,而不是追求產量成長。第二,多個主要OPEC海灣國家和俄羅斯發表的言論顯示,各方有可能會延長現行9個月的減產期限。第三,對北美陸地、OPEC海灣和俄羅斯之外生產基地的投資水準仍處於歷史新低,可能會帶來中期全球供應挑戰,並升高追加投資的緊迫性。」

「如今,這些市場趨勢的延續,再加上對全球原油庫存的持續穩定消耗,為原油價格的進一步上揚以及全球探勘生產投資的後續成長奠定了所需的基礎。儘管產業復甦的具體時間仍不是十分確定,但我們看到,如今新湧現的多個市場因素和資料點,讓我們對公司全球業務的展望更加積極和樂觀。值得注意的另外一點是,過去居高不下的原油價格地緣政治風險溢價,如今在很多方面已被供給過剩折扣所取代。鑑於供需平衡明顯趨緊,以及目前全球眾多重要產油地區的地緣政治衝突,地緣政治風險溢價可能會再次成為重要因素。」

「根據這一營運和總體情勢背景,我們將繼續專注於服務客戶,並實施我們的品質和效率計畫,同時伺機進行進一步的策略投資。隨著全球活動緩慢穩定地回升,我們將繼續確保斯倫貝謝居於業界的最前線。最終,我要感謝於9月參加在巴黎舉行的SIS Global Forum的600多名來自200多家探勘生產公司的代表,以及來自60多個國家的產業機構。論壇所展現的對新工作方式的興趣和支持,證實業界正開始擴大合作,並使用數位方式來改善效率,降低每桶原油的成本。」

其他事件

在本季期間,斯倫貝謝以平均每股66.04美元的價格買回150萬股普通股,總價值達到9,800萬美元。

2017年8月22日,斯倫貝謝收購了Petrofac在Petro-SPM Integrated Services S.A. de C.V. (Petro-SPM)的權益,後者在墨西哥經營Pánuco整合式服務合約。收購之後,Petro-SPM成為斯倫貝謝的全資子公司。

2017年10月6日,斯倫貝謝與Borr Drilling簽署加強合作協定,在近海自升式鑽井平臺市場提供整合式績效型鑽井合約。該協議將利用斯倫貝謝的全球業務版圖、基礎設施和技術專長,同時結合Borr Drilling現代化的自升式鑽井平臺團隊。

2017年10月18日,公司董事會批准了流通在外普通股每股0.50美元的季度現金股利,將於2018年1月12日發放給2017年12月6日的在冊股東。

2017年10月19日,斯倫貝謝生產管理(SPM)和加拿大私人探勘生產公司Torxen Energy簽署協議,以約10億美元(約合13億加元)的現金對價從加拿大綜合性石油公司Cenovus Energy手中收購位於加拿大亞伯達省的Palliser Block資產。Palliser Block資產涵蓋油氣井、地面設施和管線網路,以及約80萬英畝地塊的油氣開發權。Palliser Block與今年初授予SPM和Torxen合資企業的地塊相鄰。根據這一協定(取決於慣常成交條件),斯倫貝謝將成為非營運大股東,擁有獨家服務提供權,而Torxen將成為營運商。

各地區的合併營收

    (單位為百萬)
    截至以下日期的3個月   變化幅度
    2017年9月30日   2017年6月30日   2016年9月30日   與前一季相比   與去年同期相比
北美 2,602   $2,202   $1,699 18% 53%
拉美 952 1,039 992 -8% -4%
歐洲/獨立國協/非洲 1,838 1,750 1,872 5% -2%
中東和亞洲 2,357 2,347 2,385 - -1%
其他 156 124 71 n/m n/m
$7,905 $7,462 $7,019 6% 13%
 
北美營收 $2,602 $2,202 $1,699 18% 53%
國際部門營收 $5,147 $5,136 $5,249 - -2%
 
n/m = 無意義

第三季營收達到79億美元,較前一季成長6%,北美營收成長18%,國際營收基本上與前一季持平。

北美

在對公司的水力壓裂能力進行幾乎徹底的重新部署之後,北美地區營收較前一季成長18%,而第三季壓裂活動依然保持強勁的發展動力。該活動的增加被颶風哈維所造成的作業中斷以及美國墨西哥灣近海活動進一步疲軟所部分抵消。北美陸地營收較前一季成長23%,原因在於團隊再部署增加、市場佔有率上升和價格改善,使得水力壓裂營收成長了42%。水力壓裂營收增幅大幅超過市場階段數22%的增幅。與北美陸地定向鑽井相關的營收也成長了22%,原因在於旋轉可操控系統和鑽頭技術推高了鑽探更長分支井的需求。Cameron Surface Systems產品銷售和服務的增加也為這一強勁的財務業績提供了一臂之力。

國際地區

隨著上一季墨西哥和中美GeoMarket油藏描述和鑽探活動的完成,拉美地區的營收較前一季下降8%。拉美北部和南部地區的GeoMarket營收基本上與前一季持平,厄瓜多爾SPM專案以及阿根廷鑽井與生產部門活動出現邊際增量。

歐洲/獨立國協/非洲地區營收較前一季成長5%,受益於俄羅斯和中亞、英國與歐洲大陸、以及挪威和丹麥GeoMarket夏季活動旺季期間所有產品部門的活動均有所增加。俄羅斯與中亞GeoMarket營收的成長受益於生產部門強勁的俄羅斯陸地活動,以及Wireline與Testing & Process在庫頁島和阿斯特拉罕的活動增加。英國和歐洲大陸GeoMarket營收的增加源於義大利IDS專案的重新開始,以及Wireline在英國的活動有所改善。Wireline與生產部門強勁的業務活動,為挪威與丹麥GeoMarket營收的成長提供了一臂之力。

中東與亞洲地區營收基本上與前一季持平。生產與鑽井部門活動的增加主要出現在沙烏地阿拉伯與巴林、遠東與澳洲,以及南亞和東亞GeoMarket。然而,上述增加被IDS專案完成所導致的伊拉克業務下滑所部分抵消。沙烏地阿拉伯活動增加受益於非傳統資源專案增加所導致的整合式生產服務(IPS)與IDS營收成長,同時,遠東與澳洲GeoMarket的營收增加則受益於印尼和澳洲鑽井活動的增加。

油藏描述部門

      (單位為百萬)
    截至以下日期的三個月   變化幅度
2017年9月30日 2017年6月30日 2016年9月30日 與前一季相比 與去年同期相比
營收     $1,771     $1,759   $1,667 1%   6%
稅前營業收入 $311 $299 $329 4% -5%
稅前營業利潤 17.6 % 17.0 % 19.7 % 56 基點 -217 基點

油藏描述部門營收達到18億美元,其中79%來自於國際市場,較前一季成長1%, 源於俄羅斯和中亞以及挪威和丹麥GeoMarket的Wireline與Testing & Process活動出現季節性增加。Wireline與Testing & Process在庫頁島和阿斯特拉罕均斬獲不俗的營收。挪威探勘專案也為業績成長提供了一臂之力。部門業績被WesternGeco營收的降低所部分抵消,主要歸咎於多用戶端地震許可銷售在上一季墨西哥強勁的銷售業績之後出現下降。

稅前營業利潤率為18%,較前一季增加56個基點,原因在於高利潤Wireline活動所斬獲的利潤被多用戶端地震許可銷售所導致的WesternGeco獲利減少所抵消。

第三季的一個亮點便是在巴黎舉辦了2017 SIS Global Forum,共有來自60多個國家、200多家探勘生產公司和產業機構的代表參加此次會議,這些國家所生產的烴類化合物占全球總量的70%。大會的主要議題是善加利用油氣產業領域的資料和技術專長,探討內容包括在合適的時間向正確的人員發送正確的資訊,以及重新思考如何進一步利用合作與數位技術。

在論壇期間,斯倫貝謝推出DELFI*認知型探勘生產環境,它利用數位科技——分析和機器學習、高性能運算和物聯網——促成探勘生產團隊之間的安全合作,改善營運效率,並按照最低的每桶成本對生產進行最佳化。在DELFI環境推出之後,涵蓋全球超過1,000項3D地震測繪、500萬口井、100萬份鑽井日誌以及4億多條生產記錄的探勘生產資料湖已登陸谷歌雲端平臺。

斯倫貝謝還推出了DrillPlan*數位井施工規劃解決方案,該方案是DELFI認知型探勘生產環境的第一步。DrillPlan解決方案是完全整合式井施工產品的一部分,專注於提升用戶合作,能夠為鑽井團隊提供新的合作方式。營運商和服務公司能夠存取單一共用系統中的所有所需資料和理論,此舉可創造循環式工作流程。在這一流程中,計畫將隨著資料的增加而同步改善。

油藏描述部門業績因整合式服務管理(ISM)作業而提升,期間,經特殊培訓的專案經理為專案相關的斯倫貝謝產品線提供時間表制定、規劃和活動協調。新合約和技術部署亦強化了第三季業績。

在墨西哥,ISM幫助Talos Energy LLC鑽探並評估Zama-1探勘井。ISM使用Drilling & Measurements proVISION Plus*隨鑽磁共振測井服務,以便對油藏品質和滲透率進行即時初步評估。PressureXpress*油藏錄井測壓服務確認烴類化合物的流體梯度,並在隨後使用Wireline MDT*帶有InSitu Fluid Analyzer*即時井下流體分析系統的模組地層動態測試儀。油藏流體樣本的相位特性(PVT)分析確認這一原油輕烴油田。

在馬來西亞近海,ISM為Ophir Production Sdn Bhd在高複雜度近海油藏系統中成功交付三口水平生產井提供巨大貢獻,並幫助較原計劃減少了35%的成本,同時節省了20%的鑽井和完井天數。重要的支援技術包括Drilling & Measurements GeoSphere*油藏隨鑽測繪服務、 EcoScope*多功能隨鑽錄井服務、proVISION*核磁共振服務以及Geoservices Drilling Analyst服務。技術與服務的結合還協助創下了12 1/4英寸井眼每天1,000多公尺的鑽井新紀錄。

Statoil Brazil授予斯倫貝謝一項合約,在巴西大陸架執行即將展開的探勘活動,並提供定向鑽井、鑽頭、減震器、加速器、打撈工具、擴孔鑽、擴眼器、隨鑽錄井、電纜、泥漿錄井、固井和測試服務。合約中的工作內容包括鹽層下和鹽層上超深井,已於2017年6月開始。

在挪威,Wireline為Lundin在巴倫支海的一口探勘井中部署了Saturn* 3D圓徑探頭技術。MDT模組地層動態測試儀與Saturn3D技術以及InSitu Fluid Analyzer即時井下流體分析系統的結合,促成對碳酸鹽岩儲層的廣泛評估,並獲得關鍵且具有代表性的地層水樣本。此外,公司使用Techlog*井壁軟體平臺多用感測器水基泥漿污染建模應用軟體,以便更準確地預測水樣本品質和污染。這些技術協助客戶減少了與設計最優油田注水測試計畫有關的風險。

在中國近海,Wireline為中海油湛江公司在中國南海高溫、高壓和超低滲透性井中部署了多項技術,包括Saturn 3D圓徑探頭和MDT Forte*加固型模組化地層動態測試儀。客戶避免了在挑戰環境下進行油井測試活動,節省了約10天的作業時間,相當於200萬美元的費用。

在馬來西亞近海,WesternGeco使用新部署的多用途船(MPV)幫助Roc Oil (Sarawak) Sdn Bhd完成混合地震採集測繪,這在業界尚屬首次。340平方公里的3D地震測繪涉及馬來西亞沙撈越近海,使用了帶有同步記錄(透過拖拽型電纜散佈設備和海底節點)的三源陣列,來克服現有平臺存在的障礙,全部由一條地震船完成。WG Vespucci MPV採集了高品質的旱地地震資料,補充了拖纜地震資料,無需雇用多條採集船和船員,從而節省了成本,提升了效率,並達成測繪目標。

在韓國近海,WesternGeco使用IsoMetrix*海洋等距地震技術,為韓國國家石油公司(Korea National Oil Corporation)在該公司釜山附近最大的烴類化合物產地進行高解析度寬頻地震測繪。該測繪面臨十分複雜的環境,包括航運交通和高密度的捕魚活動,而且由於天氣因素需要在短時間內完成。

鑽井部門

      (單位為百萬)
      截至以下日期的三個月   變化幅度
2017年9月30日 2017年6月30日 2016年9月30日 與前一季相比   與去年同期相比
營收   $2,120     $2,107   $2,021 1% 5%
稅前營業收入 $301 $302 $218 - 38%
稅前營業利潤 14.2 % 14.3 % 10.8 % -14 基點 339 基點

鑽井部門營收達到21億美元,其中73%來自於國際市場,較前一季成長1%。北美陸地與定向鑽井相關的營收有所增加,原因在於鑽探更長分支井的需求使得PowerDrive Orbit旋轉可操控系統和一系列先進鑽頭技術的需求高居不下。然而,國際營收出現下滑,原因在於沙烏地阿拉伯IDS活動的增加以及義大利IDS專案的開始被墨西哥和伊拉克關鍵IDS專案於前一季完成(2018年初才能繼續)所抵消。

稅前營業利潤率達到14%,與前一季持平,原因在於Drilling & Measurements與Bits & Drilling Tools技術需求的增加所帶來的數量和價格改善,被關鍵國際專案完成後的IDS利潤減少所抵消。

鑽井部門第三季業績因多項技術而有強勁表現,包括整合式鑽井系統、井內工具、鑽頭和鑽井流體。這些技術讓客戶克服了技術挑戰,提升了作業可靠性,並降低了成本。

在北美陸地,斯倫貝謝再次打破鑽井記錄。Drilling & Measurements為Eclipse Resources部署了多項技術,以鑽探最長的在岸水平分支井。Utica Shale油田19,630英尺長的「超級分支井」耗費了121個小時的鑽探時間,達到162英尺/小時的鑽進速率(ROP)。這口井打破了Eclipse此前保持的記錄,不僅長度超出158英尺,同時鑽速也高出37%。這口單次作業完成的超長井降低了開發油藏所需的水平鑽探次數,協助客戶降低了整體AFE成本。這些技術包括PowerDrive Orbit旋轉可操控系統和TeleScope*高速隨鑽遙測服務,並結合Smith Bits客製化的聚晶金剛石複合片(PDC)鑽頭。

在新墨西哥,Bits & Drilling Tools為Matador Resources在Wolfcamp Shale油田的一口井中部署了AxeBlade*脊狀金剛石組件鑽頭技術。在歷史上,單次鑽頭作業在這一油田中達到造斜點的機率不到20%。AxeBlade鑽頭技術能提供更高效的切割和散熱,同時還透過加厚金剛石層提供更好的抗正面衝擊性能。借助這一技術,鑽頭在單次作業中便完成了井段的鑽探,且ROP較客戶的2016年平均水準提升了35%。

在北美陸地,Bits & Drilling Tools 幫助Cimarex將STACK Meramec油田的ROP提升了75%。AxeBlade脊狀金剛石元件鑽頭與Drilling & Measurements PowerDrive Orbit旋轉可操控系統技術的結合,以最快的速度完成地層中一英里分支井筒的鑽探。

在哥倫比亞,Bits & Drilling Tools使用ONYX 360*旋轉PDC刀具技術,幫助Equion Energy克服了Llanos盆地的鑽井挑戰。ONYX 360技術提升了鑽頭在鑽探三個不同抗壓強度地層時的耐用度。鑽進速率較同一地層補償井的鑽探高出了3.5倍。結果,客戶節省了近300萬美元的作業成本。

在俄羅斯,Bits & Drilling Tools為LUKOIL-Komi在Bayandyskoe油田的一口井中部署了Direct XCD*可鑽探合金套管鑽頭技術。在此前的補償井中,膨脹性頁岩帶來了井壁穩定性問題。由於需要大範圍地鑽孔,該井的鑽探需要20天才能完成。Direct XCD鑽頭技術僅用了4天便完成鑽井。

在印尼近海,Bits & Drilling Tools幫助Kangean Energy Indonesia在South Saubi探勘作業中的一口垂直深水探勘井,節省了140萬美元的鑽井成本。Rhino RHE*雙鑽孔器鼠眼消除系統為客戶節省了57個小時的作業時間。

在挪威北海海域,M-I SWACO為Aker BP ASA 在Valhall油田的一口井部署了一系列技術,節省了41天的鑽探時間。這些技術包括改善井眼清洗的RheGuard*高性能反相乳化鑽井液系統和改善固井作業的油基WARP濃縮液。客戶還在鑽探時使用RheGuard流體系統,進而在Ivar Aasen油田創下了新紀錄,包括將9 5/8英尺套管下至總深度,且平均鑽速超過300公尺/小時。

生產部門

    (單位為百萬)
截至以下日期的三個月   變化幅度
2017年9月30日   2017年6月30日   2016年9月30日 與前一季相比   與去年同期相比
營收 $2,876 $2,496 $2,104 15% 37%
稅前營業收入 $283 $221 $91 28% 212%
稅前營業利潤 9.8 % 8.9 % 4.3 % 97 基點 552 基點

生產部門營收達到29億美元,其中53%來自於國際市場,較前一季成長15%,源自於北美陸地水力壓裂市場的佔有率持續增加,以及中東非傳統資源專案業務活動的上升。在北美陸地,水力壓裂營收因團隊再部署的增加、市場佔有率上升以及價格改善而成長了42%,超過了市場階段數22%的增幅。 在過去6個月中,公司在北美陸地的活躍壓裂團隊數量增加了超過一倍,而且如今已再次部署了幾乎所有可用能力。SPM也也較前一季成長,歸功於厄瓜多爾和北美陸地項目活動的增加。

稅前營業利潤率達到10%,較前一季增加97個基點,受益於北美陸地活動增加和價格改善,同時第三季多個團隊的再部署為現場作業和配送網路帶來了暫時性成本和效率不彰的現象。利潤率有所提升,歸功於水力壓裂業務供應鏈垂直整合所帶來的效益不斷增加。

生產部門業績受益於一系列新技術的部署。

在北達科他州,Well Service為Whiting Petroleum部署了BroadBand Shield*壓裂裂縫形態控制服務,以增加油井產能,其中有三口井是全球前十名的高產井,於2017年第二和第三季完成鑽探,位於Bakken Shale。BroadBand Shield服務使用多模式分流粒子來控制壓裂裂縫形態,將非期望區出現裂縫的風險降至最低。採用該技術的油井使用更小的壓裂處理設計,既改善了成本,又讓客戶能夠增加烴類化合物產量。

在路易斯安納州,Well Services為Aethon Energy部署了BroadBand Sequence*壓裂服務,並在對Haynesville Shale的四口井區域實施增產之後,讓其中的一口井達到最高產量。BroadBand Sequence服務注入片狀物,以提升分流效果和所有射孔組的產量,而且公司還利用壓力分析,對整個射孔井段的增產進行了驗證。最後,Aethon Energy聘用了斯倫貝謝專業的壓裂團隊,為這一盆地的完井提供全面服務。

在中國,Well Services為中石油長慶油田公司在鄂爾多斯盆地的油氣井部署了BroadBand*非傳統油藏完井服務。BroadBand技術克服了與傳統幾何完井方法有關的挑戰(一部分射孔組和水力壓裂網路對於生產沒有貢獻)。與利用傳統方法增產的補償井相比,借助BroadBand服務,有三口氣井的產量增加了142%,有一口油井的產量增加了300%。此外,在兩口裸眼完井作業過程中,封隔器和套筒系統的取消為客戶節省了約15萬美元。

在奧克拉荷馬州,Artificial Lift Services為Chesapeake Energy部署了Lift IQ*生產生命週期管理服務和客製化電動潛水泵(ESP)技術,將4口水平井的平均ESP運行壽命提升了181%。該油田的特徵在於產量下降迅速、有固體生成,以及氣體體積分數高。使用新設計的帶有井下感應器的ESP,使其運行生命週期從118天增至332天。

在哥倫比亞,Artificial Lift Solutions為客戶部署了REDA Maximus* ESP系統技術,旨在將Llanos盆地的一口磨料井的產量從11,800桶/天提升至21,000桶/天。此外,Maximus ESP系統還盡量降低因固體生成所帶來的油井干預頻率和沖刷損壞,將ESP平均運行壽命從72天增至797天。油井的新產能較目標產能增加了33%。

在俄羅斯近海,Well Services為Lukoil-Nizhevolzhskneft在Korchagina油田部署了OpenPath Sequence*導流增產服務。公司還採用VDA*粘彈性導流流體,將處理液導流至注入能力較低的區域,以提升碳酸鹽地層的產量。此外,MSR*泥漿和除泥器技術取消了濾餅的使用,並恢復了石灰岩地層的滲透性。由於採用矩陣增產處理,注入能力指標得到重大改善。

在挪威北海海域,斯倫貝謝使用Metalmorphology* 金屬對金屬密封盒錨固技術,為客戶節省了5天的不穩定井眼鑽井時間。井壁不穩定性在該油田十分常見,3,604公尺井段包括728公尺可能會妨礙接觸的裸眼。特製防滲系統採用Metalmorphology技術,以避免使用需要極大扭矩才能轉動的長距沉重套柱,也讓其難以利用套管來擴孔。Metalmorphology技術能夠讓營運商將底部套管作為鑽桿的襯墊,以解決鑽孔的限制,並以單次作業達到目標深度。

Cameron Group

    (單位為百萬)
截至以下日期的三個月   變化幅度
      2017年9月30日   2017年6月30日   2016年9月30日   與前一季相比   與去年同期相比
營收 $1,297   $1,265 $1,341 3%   -3%
稅前營業收入 $194 $174 $215 11% -10%
稅前營業利潤 14.9 % 13.8 % 16.0 % 116 基點 -110 基點

Cameron Group營收達到13億美元,其中55%來自於國際市場,較前一季成長3%,受益於北美陸地市場Surface Systems產品銷售量上升,與油井數量的成長保持同步。然而,北美陸地市場的成長被Drilling Systems和OneSubsea國際活動的減少所部分抵消。

稅前營業利潤率達到15%,較前一季增加116個基點,主要歸功於產品銷售量增加所導致的利潤上升,以及北美陸地Surface Systems和Valves & Measurement的價格改善。

Cameron Group本季業績包括以下重點:

在印度,Reliance Industries Limited授予OneSubsea一項工程、採購和建造(EPC)合約,為孟加拉灣近海R Cluster Project供應套裝海底生產系統(SPS)。合約包括生產樹、海底閥組、控制系統、導入系統、多相流量計、干預儀器和測試設備。合約還包括安裝和調試支援以及油田終身服務。雙方於7月正式簽訂合約,預計2018年年中開始交付硬體設備。

OneSubsea和3D at Depth已達成策略合作協定。根據這一協定,雙方將利用OneSubsea的全球資源和設施,共同推廣3D at Depth的LiDAR技術。LiDARi技術又稱為雷射掃描,可用於收集資料以打造精確3D模型,這些模型能夠讓客戶促進海底作業最佳化,並提升整個生產價值鏈的效率。

Drilling Systems取得為Seadrill提供首個海底增壓器(SPI) 的合約。Cameron SPI是佔用空間小的經濟型解決方案,能夠讓客戶透過增加工作壓力(從傳統的5,000psi增至7500psi的額定壓力),提升其儲存在海底已安裝儲能器的可用控制流體。

Drilling Systems與Weatherford Drilling International就Cameron基於固定價格修理計畫的防噴器團隊,簽署了一項服務總協定。這一合約為眾多防噴器(BOP)的維修和再認定提供穩定的價格和可預測的預算。這些操作的標準化使Cameron能夠妥善規劃修理設備的工作量,並預測更換零件的需求量,而這兩項措施將改善週期時間及準時交付的表現。

財務報表

簡明綜合損益表
(單位為百萬,每股數額除外)
     
第三季   9個月  
截至9月30日,   2017   2016   2017   2016
 
營收 $7,905 $7,019 $22,261 $20,703
利息和其他收入 64 54 172 153
費用
營收成本 (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
減損與其他 (1) - - 510 2,573
合併與整合 (1) 49 88 213 272
權益   142   149   422   431
稅前收入(虧損) $677 $200 $1,027 $(1,691)
所得稅(虧損稅) (1)   121   10   269   (259)
淨利(虧損) $556 $190 $758 $(1,432)
可歸於非控制性權益的淨利   11   14   9   50
可歸於斯倫貝謝的淨利(虧損)(1)   $545   $176   $749   $(1,482)
 
斯倫貝謝的稀釋後每股盈餘(虧損)(1)   $0.39   $0.13   $0.54   $(1.10)
 
在外流通平均股數 1,385 1,392 1,388 1,345
稀釋後在外流通平均股數   1,392   1,401   1,395   1,345
 
包含在費用中的折舊和攤銷(2)   $956   $998   $2,931   $3,078
(1)   詳見「費用和貸項」部分。
(2) 包括財產、工廠和設備的折舊以及無形資產、多用戶端地震資料成本和SPM投資攤銷。

簡明綜合資產負債表

   
(單位為百萬)
 
 
資產   2017年9月30日   2016年12月31日
流動資產
現金和短期投資 $4,952 $9,257
應收款項 9,436 9,387
其他流動資產   5,526   5,283
19,914 23,927
固定收入投資,持有至到期 - 238
固定資產 12,338 12,821
多用戶端地震資料 992 1,073
商譽 25,113 24,990
無形資產 9,540 9,855
其他資產   5,672   5,052
    $73,569   $77,956
 
負債和權益        
流動負債
應付帳款和應計負債   $9,715   $10,016
預估的所得稅負債 1,310 1,188
短期借款和長期債務的流動部分 1,289 3,153
應付股利   700   702
13,014 15,059
長期債務 15,871 16,463
遞延稅 1,893 1,880
退休後福利 1,340 1,495
其他債務   1,441   1,530
33,559 36,427
權益   40,010   41,529
    $73,569   $77,956

流動性

(單位為百萬)
流動性組成部分   2017年9月30日   2017年6月30日   2016年12月31日   2016年9月30日
現金和短期投資   $4,952   $6,218   $9,257   $10,756
固定收入投資,持有至到期 - 13 238 354
短期借款和長期債務的流動部分 (1,289) (2,224) (3,153) (3,739)
長期債務 (15,871) (16,600) (16,463) (17,538)
淨債務(1) $(12,208) $(12,593) $(10,121) $(10,167)
 
流動性變化明細如下:
 
9個月 第三季 9個月
 
截至9月30日,       2017   2017   2016
扣除非控制性權益前的淨利(虧損) $758 $556 $(1,432)
減損和其他費用,扣除非控制性權益前的稅費 679 36 2,652
$1,437 $592 $1,220
折舊和攤銷(2) 2,931 956 3,078
退休金和其他退休後福利費用 79 27 139
股票薪酬費用 261 81 210
退休金和其他退休後福利資金 (107) (33) (127)
營運資金變動 (1,473) (134) (223)
美國聯邦退稅 685 685 -
其他 (401) (276) (49)
營運產生的現金流(3) $3,412 $1,898 $4,248
 
資本支出 (1,482) (598) (1,401)
SPM投資 (492) (164) (869)
資本化的多用戶端地震資料 (223) (33) (497)
自由現金流(4) 1,215 1,103 1,481
 
股票買回計畫 (868) (98) (662)
已付股利 (2,086) (693) (1,951)
員工股票計畫收益 261 118 344
(1,478) 430 (788)
 
商業收購和投資,不計獲得的現金和債務 (382) (18) (3,866)
其他 (227) (27) 34
淨債務的(增加)減少 (2,087) 385 (4,620)
會計期開始時的淨債務 (10,121) (12,593) (5,547)
會計期結束時的淨債務 $(12,208) $(12,208) $(10,167)
(1)   「淨債務」是指債務總額減去現金、短期投資和持有至到期的固定收入投資。管理層認為,透過反映可以用來償債的現金和投資,淨債務提供了有關斯倫貝謝債務程度的有用資訊。淨債務為非GAAP財務指標,應當作為補充資料,而不得取代或認為優於總債務。
(2) 包括財產、工廠和設備的折舊以及無形資產、多用戶端地震資料成本和SPM投資攤銷。
(3) 包括截至2017年9月30日的9個月和第三季約3.47億美元和1.14億美元的遣散費,以及截至2016年9月30日的9個月約7億美元的遣散費。截至2016年9月30日的9個月還包括約1億美元的一次性交易相關支出,涉及Cameron的收購。
(4) 「自由現金流」是指經營產生的現金流減去資本支出、SPM投資和資本化多用戶端地震資料。管理層認為,自由現金流是一項重要的流動性衡量標準,投資人和管理層可將其用於衡量公司產生現金的能力。如果業務需求得到滿足並且義務得到履行,那麼這筆現金就可用於向公司進行再投資以促進未來成長,或透過發放股利或買回股票的形式發還給股東。自由現金流並非自由支出可用的剩餘現金流。自由現金流為非GAAP財務指標,應當作為補充資料,而不得取代或認為優於營運產生的現金流。

費用和貸項

除了根據美國公認會計準則(GAAP)計算的財務業績,2017年第三季收益報告還包括非公認會計準則衡量指標(根據美國證券交易委員會的G條例的定義)。不計費用和貸項的淨利以及由其衍生而來的指標(包括不計費用和貸項的稀釋後每股盈餘;不計Cameron整合相關費用的每股盈餘;不計費用和貸項的斯倫貝謝淨利;以及不計費用和貸項的有效稅率)均為非GAAP財務指標。管理層認為,從這些財務指標中扣除費用和貸項能夠更有效地評估斯倫貝謝與前一季相較的經營狀況,並且發現可能因被排除項目所掩飾的經營趨勢。這些指標還被管理層用作確定某些薪酬激勵措施的績效指標。上述非GAAP財務指標應當作為補充資料,而不得取代或認為優於根據GAAP編製的其他財務業績衡量指標。以下是這些非公認會計準則衡量指標與可比的公認會計準則衡量指標的調節表。

(單位為百萬,每股數額除外)
     
2017年第三季
稅前     非控制性權益   淨值   稀釋後每股盈餘
斯倫貝謝淨利(以GAAP為基礎) $677 $121 $11 $545 $0.39
合併與整合 49   13   -   36   0.03
斯倫貝謝淨利,扣除費用和貸項 $726   $134   $11   $581   $0.42
 
2017年第二季
稅前     非控制性權益   淨值   稀釋後每股盈餘 *
斯倫貝謝淨虧損(以GAAP為基礎) $17 $98 $(7) $(74) $(0.05)
期票公允值調整及其他(2) 510 - 12 498 0.36
合併與整合 81   17   -   64   0.05
斯倫貝謝淨利,扣除費用和貸項 $608   $115   $5   $488   $0.35
 
2016年第三季
稅前     非控制性權益   淨值   稀釋後每股盈餘 *
斯倫貝謝淨利(以GAAP為基礎) $200 $10 $14 $176 $0.13
合併與整合:
與合併有關的員工福利和專業人士費用 46 10 - 36 0.03
與合併和整合相關的其他費用 42 5 - 37 0.03
收購會計法庫存公允值調整攤銷(1) 149   45   -   104   0.07
斯倫貝謝淨利,扣除費用和貸項 $437   $70   $14   $353   $0.25
(1)   請參見簡明綜合損益表中營收成本類目。
(2) 請參見簡明綜合損益表中減損及其他類目。
 
*不會因為四捨五入而增加
(單位為百萬,每股數額除外)
     
2017年9個月
稅前     非控制性權益   淨值   稀釋後每股盈餘
斯倫貝謝淨利(以GAAP為基礎) $1,027 $269 $9 $749 $0.54
期票公允值調整及其他(2) 510 - 12 498 0.36
合併與整合 213   44   -   169   0.12
斯倫貝謝淨利,扣除費用和貸項 $1,750   $313   $21   $1,416   $1.02
 
2016 年9個月
稅前     非控制性權益   淨值   稀釋後每股盈餘 *
斯倫貝謝淨虧損(以GAAP為基礎) $(1,691) $(259) $50 $(1,482) $(1.10)
減損及其他:
固定資產減損 1,058 177 - 881 0.65
裁員 646 63 - 583 0.43
庫存減記 616 49 - 567 0.42
多用戶端地震資料減損 198 62 - 136 0.10
其他重整費用 55 - - 55 0.04
合併與整合:
與合併有關的員工福利和專業人士費用 138 27 - 111 0.08
與合併和整合相關的其他費用 134 24 - 110 0.08
收購會計法庫存公允值調整攤銷(1) 299   90   -   209   0.15
斯倫貝謝淨利,扣除費用和貸項 $1,453   $233   $50   $1,170   $0.86
(1) 請參見簡明綜合損益表中營收成本類目。
(2) 請參見簡明綜合併損益表中減損及其他類目。
 
*不會因為四捨五入而增加

產品部門

(單位為百萬)
  截至以下日期的3個月
2017年9月30日   2017年6月30日   2016年9月30日
營收   稅前收入   營收   稅前收入   營收   稅前收入
油藏描述 $1,771 $311 $1,759   $299 $1,667   $329
鑽井 2,120 301 2,107 302 2,021 218
生產 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)
稅前營業收入 1,059 950 815
企業和其他 (234) (242) (267)
利息收入(1) 30 28 24
利息支出(1) (129) (128) (135)
費用和貸項   (49)   (591)   (237)
$7,905 $677 $7,462 $17 $7,019 $200
 
(單位為百萬)
截至以下日期的9個月
2017年9月30日 2016年9月30日
營收   稅前收入 營收   稅前收入
油藏描述 $5,148 $891 $4,972 $930
鑽井 6,212 832 6,548 760
生產 7,559 614 6,601 379
Cameron 3,791 530 2,865 465
消除和其他 (449) (101) (283) (72)
稅前營業收入 2,766 2,462
企業和其他 (715) (679)
利息收入(1) 82 61
利息支出(1) (383) (391)
費用和貸項   (723)   (3,144)
$22,261 $1,027 $20,703 $(1,691)
(1)   不包括生產部門業績中所含的利息。
 
    某些先前會計期項目被重新劃分,以與當前會計期的內容保持一致。

補充資訊

1) 2017年全年資本支出指引是多少?
2017年資本支出(不包括多用戶端和SPM投資)預計將達到21億美元。
 
2) 2017年第三季來自於營運的現金流和自由現金流分別是多少?
2017年第三季來自於營運的現金流達到19億美元,包括1.14億美元的遣散費。2017年第三季自由現金流達到11億美元。
 
3) 2017年前9個月來自於營運的現金流和自由現金流分別是多少?
2017年前9個月來自於營運的現金流達到34億美元,包括3.47億美元的遣散費。2017年前9個月的自由現金流達到12億美元。
 
4) 2017年第三季「利息和其他收入」都包含哪些內容?
2017年第三季的「利息和其他收入」為6,400萬美元。其中包括3,000萬美元的權益法投資收益和3,400萬美元的利息收入。
 
5) 2017年第三季利息收入和利息支出是如何變化的?
利息收入為3,400萬美元,與前一季持平。利息支出為1.42億美元,亦與前一季持平。
 
6) 「稅前營業收入」和斯倫貝謝稅前綜合收入有什麼區別?
區別主要包括未分配至部門的企業項目(包括費用和貸項)和利息收入以及利息支出,以及股票式薪酬費用,與某些無形資產(包括因收購Cameron帶來的無形資產攤銷費用)相關的攤銷費用、某些集中管理的專案和其他非營運項目。
 
7) 2017年第三季有效稅率(ETR)是多少?
根據GAAP計算,2017年第三季有效稅率為17.9%,2017年第二季有效稅率是590%。不計費用和貸項,2017年第三季有效稅率是18.4%;2017年第二季是18.9%。
 
8) 截至2017年9月30日,在外流通的普通股有多少,與上季末相比有何變化?
截至2017年9月30日,在外流通普通股為13.85億股。下表顯示的是從2017年6月30日至2017年9月30日的在外流通股變化情況。
    (單位為百萬)
2017年6月30日的在外流通股 1,385
出售給選擇權買方的股份,減去交易的股票 -
可行權的限售股 -
根據員工股票購買計畫發行的股票 2
股票買回計畫 (2 )
2017年9月30日的在外流通股 1,385  
 
9) 2017年第三季和2017年第二季在外流通股的加權平均數是多少?這一數字相對於稀釋後在外流通股平均數(用於計算稀釋後每股盈餘,不計費用和貸項)是如何調整的?
2017年第三季和2017年第二季期間的在外流通股加權平均數分別為13.85億股和13.87億股。
 
在外流通股的加權平均數相對於稀釋後在外流通股平均數(用於計算稀釋後每股盈餘,不計費用和貸項)的調整如下。
    (單位為百萬)
2017年第三季     2017年第二季
在外流通股加權平均數 1,385   1,387
假定行使股票選擇權 1 1
未到行權期的限售股 6     5
稀釋後在外流通平均股數 1,392     1,393
10)  

斯倫貝謝生產管理(SPM)專案都有哪些?斯倫貝謝如何認列這些專案的營收?

SPM專案依據長期協定,代表客戶專注於發展和共同管理生產。斯倫貝謝將在油田開發活動和作業中投入其自有服務、產品,而且在某些情況下投資現金。雖然在某些情況下,斯倫貝謝會因其提供的部分服務和產品而獲得營收或費用,但通常來講,斯倫貝謝在提供服務或交付產品時並不收費。斯倫貝謝會按照產生的現金流或以每桶為單位的形式,來認列其營收及獲得補償。其中的某些安排可能包括:斯倫貝謝僅根據交付的生產增量(高於雙方同意的基準量)獲得補償。
 
11) 斯倫貝謝在SPM專案中投入的產品和服務是如何記帳的?
營收和相關成本已由斯倫貝謝各部門根據其為SPM專案提供的服務和產品記錄在各自的報表中。這一營收(根據公平訂價)和相關的利潤則透過「消除和其他」項下的公司間調整被消除。(註:「消除和其他」項包括SPM消除在內的其他項目)。與提供斯倫貝謝服務和產品予SPM專案有關的直接成本,隨後以資本化的形式體現在資產負債表上。
 
這些資本化的投資,可能會以現金或此前所提到的直接成本的形式,在達成相關生產或認列相關營收時體現在損益表上。攤銷費用取決於工作量法,其中,每一個單位都將分配一定比例的未攤銷成本(根據總預估產量)
 
 
SPM營收與資本化投資以及這一期間所導致的其他營運成本的攤銷,將反映在生產部門中。
12) 斯倫貝謝 2017年9月30日SPM專案投資未攤銷餘額是多少?與2017年6月30日相比有何變化?
斯倫貝謝2017年9月30日和2017年6月30日的SPM專案投資未攤銷餘額分別約為28億美元和26億美元。這些金額列於斯倫貝謝簡明綜合資產負債表的「其他資產」類目中。斯倫貝謝SPM專案投資未攤銷餘額變化如下:
  (單位為百萬)
2017年6月30日餘額 $2,573
SPM投資 164
其他增加 184
SPM投資攤銷 (117 )
2017年9月30日餘額 $2,804  
13) 2017年第三季WesternGeco多用戶端銷售情況如何?
2017年第三季,包括轉讓費在內的多用戶端銷售總額為1.27億美元,2017年第二季該數字為1.82億美元。
 
14) 2017年第三季末 WesternGeco未完成訂單情況如何?
2017年第三季末,WesternGeco未完成訂單(根據與客戶簽訂的合約)為4.89億美元。2017年第二季末該數字為5.66億美元。
 
15) Cameron OneSubsea和DrillingSystems業務的訂單和未完成訂單是多少?
OneSubsea和DrillingSystems訂單和未完成訂單如下所示:
    (單位為百萬)
訂單 2017年第三季     2017年第二季
OneSubsea $347   $181
Drilling Systems $156 $170
 
未完成訂單(會計期末)
OneSubsea $2,328 $2,371
Drilling Systems $523 $566

關於斯倫貝謝

斯倫貝謝是全球領先的石油和天然氣產業油藏描述、鑽井、開採和加工技術提供商。公司業務遍及超過85個國家,並擁有來自140多個國家的大約100,000名員工。斯倫貝謝提供業界最為完整的產品與服務鏈,涵蓋從探勘到生產的各個環節,並提供可改進油氣回收的整合式井口到管線解決方案,以提升油層績效。

斯倫貝謝有限公司的主要辦公地點位於巴黎、休士頓、倫敦和海牙,2016年公佈的營業收入達278.1億美元。如欲瞭解更多資訊,請造訪www.slb.com

*斯倫貝謝或斯倫貝謝旗下公司的商標。

前身為日本國家石油公司(JNOC)的日本石油天然氣金屬礦產資源機構 (JOGMEC)與斯倫貝謝就開發隨鑽測井技術研究專案展開合作,該技術能夠降低對傳統化學原料的需求。EcoScope Service以脈衝中子發生器(PNG)為設計核心,使用上述合作所開發的技術。安裝在單軸環上的PNG與全方位的測量設備是EcoScope服務的核心元件,能夠提供革命性的隨鑽測井技術。

備註

斯倫貝謝將於2017年10月20日(星期五)舉行電話會議來討論以上公告和業務前景。此次電話會議將從美國東部時間上午8:30開始。欲收聽此次對公眾開放的電話會議,請在會議既定召開時間之前大約10分鐘致電會議總機:+1 (800) 288-8967(北美)或+1 (612) 333-4911(北美之外)。申請收聽「斯倫貝謝收益電話會議」。電話會議結束後,可致電+1 (800) 475-6701(北美)或+1 (320) 365-3844(北美之外)並提供代碼428578,於2017年11月20日前收聽此次電話會議的音訊重播。

此次電話會議將以僅限收聽的方式在www.slb.com/irwebcast上同步網路直播。2017年11月30日之前,該網站還將提供網播重播。

這篇2017年第三季收益報告,以及公司發佈的其他陳述,含有聯邦證券法規所定義的「前瞻性陳述」,這些陳述包括任何非歷史事實的陳述,例如與公司業務前景有關的預測或預期;斯倫貝謝的整體以及每個部門的發展(或每個部門某一產品或地域);石油和天然氣需求和產能增加;石油和天然氣價格;營運流程和技術的改善,包括我們的轉型計畫;斯倫貝謝與油、氣產業的資金花費;斯倫貝謝客戶的業務策略;Cameron交易帶來的預期效益;斯倫貝謝的SPM專案、合資企業和聯盟的成功;未來全球經濟形勢;以及未來營運的業績。這些陳述受到風險和不確定性因素的限制,包括但不限於:全球經濟形勢;斯倫貝謝客戶探勘和生產開支的變化,以及石油和天然氣探勘和開發水準的變化;全球關鍵區域經濟、政治和業務大環境;外匯風險;訂價壓力;天氣和季節性因素;作業調整、延期或取消;產能下降;政府法規和監管要求變化,包括那些與海上石油和天然氣探勘、放射性源、爆炸物、化學品、水力壓裂服務以及環境相關計畫有關的法規;技術無法解決探勘中遇到的新問題;無法成功整合Cameron業務並實現預期綜效的風險;無法留住關鍵員工;以及公司2017年第三季的收益報告、最近的10-K、10-Q和8-K表格和我們向美國證券交易委員會遞交或提供的報備文件中所列之其他風險和不確定性因素。如果其中或其他的一個或多個風險或不確定性因素成為事實(或此類業務的發展結果出現了變化),或公司的基本假設出現錯誤,那麼實際結果可能會與前瞻性陳述中的內容發生重大偏差。斯倫貝謝不打算也沒有任何義務因新資訊、未來事件或其他事情,而對此類陳述進行公開更新或修訂。

免責聲明:本公告之原文版本乃官方授權版本。譯文僅供方便瞭解之用,煩請參照原文,原文版本乃唯一具法律效力之版本。

Contacts

聯絡方式:
Simon Farrant –斯倫貝謝,投資人關係副總裁
Joy V. Domingo – 斯倫貝謝,投資人關係經理
辦公室 +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

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