斯伦贝谢公布2018年第一季度业绩

  • 营收78亿美元,环比下降4%
  • 税前运营收入9.74亿美元,环比下降16%
  • 每股收益0.38美元
  • 来自运营的现金流为5.68亿美元

巴黎--()--斯伦贝谢(Schlumberger Limited)(NYSE:SLB)今日公布了2018年第一季度业绩:

 
              (单位为百万,每股数额除外)
截至以下日期的3个月 变化
2018年3月31日     2017年12月31日     2017年3月31日 环比     同比
营收 $7,829 $8,179 $6,894 -4% 14%
税前营业收入 $974 $1,155 $757 -16% 29%
税前营业利润 12.4% 14.1% 11.0% -169 bps 145 bps
净收益(亏损)(基于GAAP) $525 $(2,255) $279 n/m 88%
净收益,扣除费用和信贷* $525 $668 $347 -21% 51%
摊薄后每股收益(每股亏损)(基于GAAP) $0.38 $(1.63) $0.20 n/m 90%
摊薄后每股收益,扣除费用和信贷* $0.38 $0.48 $0.25 -21% 52%
 
* 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,“正如预测的那样,我们2018年第一季度业绩基本上反映了一些临时性因素的影响,同时北半球的活动出现了季节性下滑,且规划项目的启动成本也出现了下降,包括与近期所获合同相关的装备动员、重新启动和再部署。”

“基础国际业务在今年获得了良好开端,中东、北海和俄罗斯的业务部门均符合公司的第一季度业务预期,然而,亚洲活动的增加被拉美和非洲业务的持续疲软所抵消。”

“在北美陆地,钻井服务业务继续保持增长势头,得益于水平钻井技术的强劲需求。营收的增长还归功于加拿大活动的增长。然而,美国陆地压力泵业务受到了弱于预期的活动、定价下滑、低效、供应链成本增加和铁路物流挑战的影响。尽管如此,我们继续部署现有的压裂资产,包括来自于新收购产能的设备。我们预计,美国陆地水力压裂市场将在第二季度出现改善,包括定价和运营效率,因此,我们将继续积极地开展作业团队的重新启动工作和再部署计划。”

“整体来说,第一季度营收的环比下降的主要原因来自于Cameron Group,其降幅达到了7%,归咎于项目量的季节性下滑以及产品销量的减少。油藏描述部门营收环比下降了5%,归咎于SIS软件和WesternGeco多客户端地震许可销售的季节性下滑。钻井部门和生产部门营收亦因为北半球活动的季节性下滑而分别出现了2%和4%的环比降幅。”

“纵观全球原油市场,一季度全球库存并未出现积压,加之以欧佩克和俄罗斯为首的产能削减,确立了原油市场的平衡状态。更为重要的是,在全球勘探与生产开支连续三年出现大幅下滑之后,全球的生产基地已开始展现出预期的疲软迹象,多个国家的同比产能出现了明显的下滑,例如安哥拉、挪威、墨西哥、马来西亚、中国和印尼。有鉴于利比亚和尼日利亚的产量接近最大产能,委内瑞拉生产出现大幅下滑,伊朗可能面临新制裁,以及全球地缘政治风险的增加,为应对全球产能下降和全球强劲的需求,沙特、科威特、阿联酋、俄罗斯和美国页岩油行业将成为短期供应增长的唯一主要来源。然而,美国页岩油所面临的生产挑战正逐渐显现,它涉及加密钻探井间干预,1级油田探边井可能的产量降低以及大量的基础设施制约。因此,该行业在明年面临不断增长的供应挑战的可能性将加大。与此同时,为尽可能地减少即将到来的供应不足,全球勘探与生产投资必须大幅提升。”

“我们依然乐观地认为,全球业务在2018年到2019年期间的活动将出现可持续增长。它将受益于更多的客户活动以及公司把握大部分新兴机遇的能力,因为基于绩效的合同和一体化项目将继续受到客户的青睐,而且也是公司众多客户的首选业务模式。最近的合同该项目,包括沙特的重大一次性付款统包(LSTK)合同,新获得的中东和拉美合同,以及美国特拉华盆地的新项目,证明了上述市场趋势。公司最近几年加大了对系统创新和设计 R&E的投入,此举如今让公司能够围绕这些项目为客户和斯伦贝谢创造更多的价值。为实现这一目标,公司融合了新一代特定用途软硬件、深厚的领域专长以及数字技术领域最新的成果。”

“因此,我们对斯伦贝谢的展望感到兴奋不已。我们已做好准备,致力于在接下来几年中通过业内最广泛的技术服务和专长,无与伦比的规模和运营效率,强有力的资本管控,以及向股东提供行业领先的现金回报这一明确的愿望,交付卓越的增长、财务回报和自由现金流。”

其他事件

在本季度,斯伦贝谢以每股69.79美元的平均价格回购了140万股普通股,总回购额达到了9,700万美元。

2018年2月23日,斯伦贝谢与Subsea 7 S.A.宣布,双方已达成独家协议,在于2015年创建的Subsea Integration Alliance的成功基础上成立一家合资公司。合资公司将由Subsea 7与斯伦贝谢共同持有,各占50%的股份。

2018年4月18日,公司董事会批准了在外流通普通股每股0.50美元的季度现金派息,将于2018年7月13日向2018年6月6日在册的股东发放。

各地区的合并营收

 
            (单位为百万)
截至以下日期的3个月 变化
2018年3月31日     2017年12月31日     2017年3月31日 环比     同比
北美 $2,835 $2,811 $1,871 1% 52%
拉美 870 1,034 952 -16% -9%
欧洲/独联体/非洲 1,704 1,808 1,652 -6% 3%
中东与亚洲 2,309 2,396 2,318 -4% 0%
其他 111 130 101 n/m n/m
$7,829 $8,179 $6,894 -4% 14%
北美营收 $2,835 $2,811 $1,871 1% 52%
国际营收 $4,883 $5,237 $4,922 -7% -1%
n/m = 无意义

第一季度营收78亿美元,环比下降4%,北美业务营收增长1%,国际业务营收因季节影响下降7%。

北美

北美地区营收环比增长1%,归咎于陆地活动的增加被海上营收的下滑所部分抵消(源于WesternGeco多客户许可销售与往常年底一样毫无起色)。不计Cameron,北美陆地营收环比增长4%,与美国陆地钻机数量增长一致。这一增长得益于加拿大活动的升温,以及美国页岩油井钻探更长水平井段对可旋转操控系统的持续高需求所导致的北美陆地钻机部门活动的增加。在OneStimSM,我们继续扩张水力压裂工作团队,但低于我们的规划,因为市场能力的过剩导致了利用的低下、低效和定价的疲软。业界沙土铁路运送的广泛中断也影响了活动的开展。Cameron Group营收在年底Surface Systems和Valves & Measurement产品销售之后出现了季节性下滑。

国际地区

拉美地区的营收环比下降16%,归咎于项目延迟所导致的SPM项目营收下降,以及水力压裂阶段数的减少所导致的阿根廷生产部门活动的减少。尽管启动了新海上项目,但巴西的活动依然出现了下降,而委内瑞拉的活动则继续下滑。墨西哥和中美GeoMarket的营收略有增长,源于陆地油井维修活动的增加,然而,新一体化钻井服务(IDS)项目的启动遭到推迟。Cameron Group营收的季节性下降亦是营收下滑的原因之一。

欧洲/独联体/非洲地区营收环比下降了6%,主要归咎于影响了所有产品线的俄罗斯和里海地区季节性活动的下滑。英国和欧洲大陆GeoMarket的活动也出现了下滑,而天气和客户钻井计划所导致的延迟以及软件集成解决方案(SIS)软件销量的下降更是加剧了这一现象。非洲撒哈拉以南地区GeoMarket环比略有下降,归咎于加蓬、尼日利亚和加纳的一体化项目的启动有所推迟,因为这些地区的活动大部分都集中在项目规划和装备动员领域。北非GeoMarket环比略有所下降,源于产品销量的减少,尽管这一影响被利比亚和乍得新陆地项目的启动所部分抵消。该地区营收的下滑被Cameron Group俄罗斯和中亚GeoMarket的营收增长所部分抵消。

中东和亚洲地区营收环比下降4%,归咎于定价压力以及钻井和中东陆地水力压裂活动的减少。远东和澳大利亚GeoMarket的营收因SIS软件销量的减少而有所降低,同时油井建造项目活动也出现了下滑。东南亚GeoMarket营收出现了下降,归咎于WesternGeco多客户地震许可销量的减少。Cameron Group营收环比略有下降,源于亚洲的增长被中东营收的季节性下降所抵消。这些下滑被中东长期海上设施项目营收的增长所部分抵消。

油藏描述部门

 
            (单位为百万)
截至以下日期的3个月 变化
2018年3月31日     2017年12月31日     2017年3月31日 环比     同比
营收 $1,556 $1,638 $1,618 -5% -4%
税前运营收入 $307 $360 $281 -15% 9%
税前运营利润率 19.7% 22.0% 17.3% -224 bps 240 bps

油藏描述部门营收16亿美元,其中77%来自于国际市场,环比下降5%,归咎于俄罗斯Wireline活动季节性下降以及美国墨西哥湾、亚洲和澳大利亚WesternGeco多客户端许可销售的减少。SIS软件销量的降低也是营收下降的原因之一。上述业绩的下滑被巴西、卡塔尔和埃及测试服务活动的增加和中东长期海面设施项目营收的增长所部分抵消。

部门税前运营利润率为20%,环比下降224个基点,归咎于高利润的俄罗斯Wireline活动的下滑以及SIS软件销量的下降。

油藏描述部门受益于一体化服务管理作业,新合同授予以及一体化软件和提升运营业绩的专业知识的应用。

在纽芬兰近海,ISM在去年11月启动的Heron平台提供了与钻井和完井相关的服务。

在西非,刚果共和国Anglo African Oil & Gas PLC子公司Petro Kouilou授予斯伦贝谢一项ISM合同,为位于下刚果盆地的Tilapia油田一口油井提供钻井支持服务。Petro Kouilou持有Tilapia油田56%的权益,预计钻井作业将于2018年6月开始。斯伦贝谢提供的服务包括泥浆录井、电缆、固井、钻井、钻杆测试和挠性管传送射孔。

DELFI*认知勘探生产环境能够让不同的勘探生产团队开展合作,并最大化地利用所有现有数据,来优化勘探生产资产。DrillPlan*数字油井建造规划解决方案是构造DELFI环境的第一步,能够在数天而不是数周之内交付油井规划方案。最近的DELFI环境合同和使用DrillPlan解决方案的运营成果包括:

• Cantium LLC授予斯伦贝谢一项五年期SIS合同,涉及美国墨西哥湾的Bay Marchand和Main Pass油田。这项软件即服务(SaaS)合约旨在提供DELFI认知勘探生产环境。

• Petro-Hunt在Williston Basin测试了DrillPlan解决方案,减少了50%以上的油井计划制定时间。

• PRI Operating LLC在德州西部使用DrillPlan解决方案来降低特拉华盆地7口水平井的钻井规划时间。DrillPlan解决方案在4天的时间中完成了第一口油井的规划,后续6口井的规划每口用时略多于一天,共计为客户节省了18天的规划时间。

在埃及,Well Services使用Kinetix Shale*基于油藏的增产软件,帮助科威特石油公司(Kuwait Petroleum Corporation)提升了Apollonia JD气田一口水平井的产量,与补偿垂直井相比,产量增幅达到了500%。这一气田主要由高孔隙率软滑石和低渗透率的石灰石构成,需要进行多个水力压裂阶段。Kinetix Shale软件在这个非传统气藏的多级优化过程中执行了无缝、全面的地震测绘到增产工作流程。

在埃及,斯伦贝谢和TGS-NOPEC Geophysical Company宣布了一个埃及红海新项目,涉及使用第三方船只开展1万公里的二维长偏移宽带多客户端地震调查。该项目是与South Valley Egyptian Petroleum Holding Company (GANOPE)签署的合约的一部分。根据这一合约,斯伦贝谢和TGS将持有埃及红海近海开放区域约7万平方公里的独家客户端权益,期限不低于15年。

埃尼集团(ENI)、壳牌(Shell)、雪佛龙(Chevron)、卢克石油(LUKOIL)和KazMunaiGaz组建的合资公司Karachaganak Petroleum Operating BV授予斯伦贝谢与Smart Oil LLP合资公司SLS Oil LLP(哈萨克石油服务公司)一项三年期合同(拥有两个选择性的一年延长期),涉及在哈萨克斯坦提供高级钢缆服务。该作业预计将于2018年第二季度开始。

钻井部门

 
            (单位为百万)
截至以下日期的3个月 变化
2018年3月31日     2017年12月31日     2017年3月31日 环比     同比
营收 $2,126 $2,180 $1,985 -2% 7%
税前运营收入 $293 $319 $229 -8% 28%
税前运营利润率 13.8% 14.6% 11.5% -85 bps 222 bps

钻井部门营收21亿美元,其中71%来自于国际市场,环比下降2%,归咎于北美强劲的定向钻井活动被国际地区钻井活动的季节性下降(M-I SWACO受影响最大)大大抵消。Drilling & Measurements近海、尤其是陆地产品和服务的增加帮助改善了北美营收。出现这一现象的原因在于在页岩油井中钻探更长水平井所需的旋转可操控系统的需求继续增长以及加拿大西部冬季钻井活动的升温。国际地区的营收有所下降,原因在于北半球钻井相关的活动出现季节性下滑,北海项目因天气原因延迟,英国、欧洲大陆、远东和澳大利亚GeoMarket IDS项目的完成,以及委内瑞拉钻井活动的持续下滑。然而,国际活动的走弱被科威特和伊拉克更加强劲的IDS项目活动所部分抵消。

部门税前运营利润率为14%,环比下降85个基点,归咎于美国Drilling & Measurements和Bits & Drilling Tools业务的增长所带来的持续定价上扬态势被国际市场的定价压力和季节性的活动下滑大大抵消。

钻井部门第一季度业绩得到了一体化服务合同授予、IDS运营效率和广泛系列的钻头技术(帮助降低了客户的每桶原油成本)的支撑。

在俄罗斯,Sakhalin-1 Consortium将钻探世界上最长的大位移井,长度1.5万米,起点为鄂霍次克海Chayvo油田Orlan平台。斯伦贝谢是该项目主要的服务提供商之一。技术挑战环境要求Sakhalin-1 Consortium与斯伦贝谢一体化团队开展两年的合作规划,以优化钻井方案,并通过基于库页岛的大位移卓越钻井中心(Extended-Reach Drilling Center of Excellence)整合其他关键服务和产品线。

沙特国家石油公司已授予斯伦贝谢一项三年期LSTK钻井合约,为不同油田的70口陆地油井提供钻井和油井建造服务。合约拥有一个选择性的两年期延期,作业预计将于2018年第二季度开始。

在丹麦,道达尔旗下公司Mærsk Olie og Gas授予斯伦贝谢一项7年期合约,拥有三个选择性的1年期延期,价值1.4亿美元,提供生产材料、化学品管理服务和储罐管理。业务范围涵盖针对北海的标准化学和定制解决方案设计,包括实验室分析、产品测试、资质审定和实施。在授予该合同之前,双方曾签署了一个类似的合同,期限为2012至2018年。

在北美,壳牌授予斯伦贝谢一项三年期合同,为美国墨西哥湾Vito开发项目的8口井提供钻井液、特种工具和过滤服务。部署的技术包括M-I SWACO DIPRO* 高密度二价油藏钻井液,BREAKDOWN HD*高密度滤饼断路器系统以及Torrential*高流动过滤单元。

在北海挪威海域Tambar油田颇具挑战性的井段,IDS帮助Aker BP较支出权限(AFE)节省了1,200万美元的费用。IDS团队与客户紧密合作,较AFE降低了14天的钻井时间。油井钻探总深度达到了4,360米,通过单只钻头在7天之内完成,而邻近油井则用了9只钻头和37天时间。部署的上述技术包括OptiWell*油井建造性能服务,PowerDrive Orbit*旋转可操控系统,AxeBlade*脊状金刚石组件钻头和RheGuard*低当量循环密度转化乳胶液体系统。

在科威特,科威特石油公司在现有的IDS合约上增加了第三台钻机,该合约将延期至2019年,用于为Sabriyah和Raudhatain油田提供一体化修井服务。到目前为止,该项目已经钻探了24口井。IDS部署了多项技术,包括PowerDrive*旋转可操控系统系列,以及诸如 StingBlade*锥形金刚石组件和AxeBlade脊状金刚石组件钻头等技术。

在挪威,IDS与Wintershall Norge将Brage油田五口井的每日钻进深度提升了225%,以低于预算的成本先于工期完成了每口井的交付。在新钻井活动开展之前,此类处于开发后期的油田经常出现的修井作业挑战导致钻井作业停滞了一年的时间。在歇业期间,IDS与Wintershall Norge签署了一份基于奖励的合同,并共同开发了斜井作业方式。由于此举获得了成功,该油田的开发寿命得以延长。

BW Offshore授予斯伦贝谢多项修井服务合同,并授予Borr Drilling一项合约,为加蓬的一个项目提供钻机。斯伦贝谢合同包括随钻测量和随钻录井、钻井液和固体控制、固井、电缆录井、泥浆录井、钻头和钻孔器、应急打捞设备和服务、完井和沙土管理服务。钻井作业于2018年1月下旬开始,已完成了首口井的作业。在BW Offshore钻井和运营团队的监督下,斯伦贝谢一体化项目经理正在协调多个斯伦贝谢的产品线。斯伦贝谢服务与 Borr Drilling钻机产品的结合为交付安全、可靠和高效的钻井运营奠定了基础。

在巴西近海,Bits & Drilling Tools部署了Stinger*锥形钻石组件技术,帮助巴西石油公司在Búzios油田减少了5天的钻井时间。这一位于Santos Basin深水区的盐层下油藏由硬质碳酸盐和多层低孔隙率的沉积物构成,为钻井带来了挑战。Stinger组件技术让巴西石油公司在单次作业中完成了最长井段(634米)的钻探,并创造了Búzios油田每米最低成本。

生产部门

 
            (单位为百万)
截至以下日期的3个月 变化
2018年3月31日     2017年12月31日     2017年3月31日 环比     同比
营收 $2,959 $3,079 $2,187 -4% 35%
税前运营收入 $216 $315 $110 -31% 96%
税前运营利润率 7.3% 10.2% 5.0% -291 bps 227 bps

生产部门营收30亿美元,其中49%来自于国际市场,环比下降4%。大部分降幅出现在国际市场,归咎于俄罗斯活动的季节性下滑以及阿根廷和沙特水力压裂阶段数的减少。环比来看,生产部门北美营收略有增长。OneStim的业绩受到了水力压裂市场短暂不利因素的影响,这些因素包括客户完井活动的温和增长(导致后续阶段数增长乏力)。全行业水力压裂能力的增长,再加上行业沙土铁路运送的中断,导致了利用率的降低、低效和定价的疲软。总体来说,SPM零售环比略有增长。

该部门税前运营利润率为7%,环比下降291个基点,归咎于此前提及的影响了北美水力压裂市场的暂时不利因素。尽管全行业沙土铁路运送出现了中断,但我们成功地帮助客户群确保了充足的沙土供应,强大的服务品质和总体业务的连续性,不过此举带来了额外的成本,影响了部门的运营利润率。

生产部门还受益于Integrated Production Services (IPS)合同的获得以及增产和人工升举技术的部署。

在印度,Vedanta Resources(其印度油气业务由Cairn Oil & Gas管理)授予斯伦贝谢一项IPS合同,价值2.14亿美元,涉及陆上RJ-ON-90/1区块的两个油气田。该合约涵盖Raageshwari深层气田42口井和Aishwariya油田39口井的综合开发,将采用多个产品线的技术。

在俄罗斯,Well Services为Slavneft-Megionneftegaz部署了BroadBand Sequence*压裂服务,以压裂Tailakovskoye油田传统砂岩油藏的一个多阶段水平井,并将产量提升了180%。BroadBand Sequence服务随后隔离了井筒的裸眼段,以确保每个区域的富油区都能得到压裂,并提升油井的产能潜力。

在北美陆地,斯伦贝谢为BP在高压、高温环境中部署了BroadBand Sequence压裂和WellWatcher Stim*增产监控服务,以加大与油藏的接触面。BroadBand Sequence服务克服了套管补贴(导致栓塞和打孔手段受限)的挑战。这些服务实现了对套管补贴下3,000英尺水平井段的增产。同时,WellWatcher Stim服务确保了相应的打孔井组也得到了有效的处理。

在俄罗斯里海海域,Well Services为LUKOIL-Nizhnevolzhskneft部署了OpenPath Reach*延长接触增产服务,让Korchagina油田两口水平井的吸水指数较此前的生产水平平均提升了300%。这些井的水平段穿过传统的砂岩和碳酸盐地层,带来了增产和渗透性的挑战。VDA*粘弹性液流转向使处理液转移至更低的吸水碳酸盐区,实现了油藏接触面的最大化,并优化了两口井的增产效果。

在Permian Basin,一个全面的石油数据技术专家团队为Mack Energy Corporation在San Andres地层进行了完井优化调查。该团队使用了多项技术来优化一口井的完井工作,使得油井基本产量较第一年提升了412%,较该盆地的平均产量提升了250%。CMR-Plus*可合化磁共振工具、Sonic Scanner*声学扫描平台和FMI*全井眼地层卫星扫描仪所采集的数据被整合用于打造三维盆地模型。Kinetix Shale以油藏为中心的增产到生产软件和INTERSECT*油藏模拟器被用于优化压裂处理设计和产能提升。同时还整合了水平井的ThruBit* through-the-bit录井服务测量,以优化打孔的位置,从而确保从井的效率。

在北达科他州,Artificial Lift Solutions在Bakken Shale使用了多项技术,来节省设备替换和维修成本。油井最初的高产出率出现了下滑,而且支撑剂的返排导致其作业环境恶化。客户在切换至低流动人工升举时需要使用一个电动潜水泵来泄降油井。安装配有Continuum*非传统超长寿命ESP阶段技术的REDA Maximus* ESP系统,让泵的使用寿命较油田的平均水平增加了一倍多, 并避免了原油生产的推迟。

在科威特,Well Services为科威特石油公司部署了AllSeal*水、气一致性服务,将Khashman油田一口油井的产量提升了900桶/天。该井最初生产的原油的含水率达到了96%,而最初的解决方案是取消泵设备,隔离水区,并钻探新的间隔,此举要求在现场放置修井机。然而,AllSeal服务向水区注入了特别的胶体来进行隔离,并借此取消了对修井机的需求,节省了相关成本。在对新的间隔打孔之后,含水率下降了90%,原油产量提升了300%。

Cameron Group

 
            (单位为百万)
截至以下日期的3个月 变化
2018年3月31日     2017年12月31日     2017年3月31日 环比     同比
营收 $1,310 $1,414 $1,229 -7% 7%
税前运营收入 $166 $203 $162 -18% 2%
税前运营利润率 12.7% 14.4% 13.2% -169 bps -50 bps

Cameron Group营收为13亿美元,其中56%来自于国际市场,环比下降7%,归咎于项目数量的季节性下滑以及产品销量的下降。OneSubsea营收因项目未完成订单数量的减少而出现下滑。Cameron的其他产品线——Drilling Systems, Surface Systems和Valves & Measurement——也因季节性的问题出现了营收环比下降。按地域来看,俄罗斯和亚洲营收环比有所增长,但被北美、中东和拉美季节性的营收下降所大大抵消。

Cameron税前利润率为13%,环比下降169个基点,主要归咎于OneSubsea项目未完成订单的下滑。

Cameron Group在第一季度的业绩受益于OneSubsea一体化资本效率解决方案和托管拉力钻井(MPD)系统所获得的新合同。

Noble Energy授予斯伦贝谢一项工程和供应合同,生产2,000吨单动式处理模块。该模块将安装在地中海东部的Leviathan平台。合同内容包括预处理、脱盐和乙二醇再生。PUREMEG*再利用和再生系统是OneSubsea一体化资本效率解决方案服务的一部分。在此之前,Noble Energy曾在2017年授予OneSubsea一项合同,为同一项目供应10,000-psi卧式生产树、树式控制器、非树式控制器和干舷控制器。

Cameron Group获得了Seadrill Limited价值670万美元的购买订单,用于购买可通过灵活的模块化设计,实现有效立管气体处理和MPD运营的一体化立管单根,从而提供实时的运营适应性。

在美国墨西哥湾,OneSubsea和其Subsea Services Alliance成员Helix Energy Solutions为一家首要的国际勘探生产公司完成了首个15,000-psi干预立管系统联合开发作业。该项目使用了一个独特的业务模式,业界首个租赁式业务模式。该模式为客户节约了资本支出预付款,以及终身维护和储存运营成本。该系统于2015年中期开始构建,解决了不断增长的高压力海底油井干预需求。

财务报表

简明合并损益表

 
        (单位为百万,每股数额除外)
 
3个月
截至3月31日,         2018   2017
 
营收 $7,829 $6,894
利息和其他收入 42 46
费用
营收成本 6,802 6,076
研究和工程 172 211
一般和管理 111 98
合并与整合 (1) - 82
权益         143   139
税前收益 $643 $334
所得税 (1)         113   50
净收益 $530 $284
可归于非控制性权益的净收益         5   5
可归于斯伦贝谢的净收益 (1)         $525   $279
 
斯伦贝谢的摊薄后每股收益 (1)         $0.38   $0.20
 
在外流通平均股数 1,385 1,393
摊薄后在外流通平均股数         1,394   1,402
 
包含在费用中的折旧和摊销 (2)         $874   $989
 
(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3月31日       2017年3月31日
流动资产
现金和短期投资 $4,165 $5,089
应收款项 8,472 8,084
其他流动资产         5,419       5,324
18,056 18,497
固定资产 11,556 11,576
多客户端地震数据 707 727
商誉 25,120 25,118
无形资产 9,217 9,354
其他资产         6,822       6,715
          $71,478       $71,987
 
负债和权益                  
流动负债
应付账款和应计负债 $9,598 $10,036
预计的所得税负债 1,311 1,223
短期借款和长期债务的流动部分
应付股息 4,586 3,324
负债和权益         700       699
16,195 15,282
长期债务 13,526 14,875
递延税 1,579 1,650
退休后福利 1,027 1,082
其他债务         1,825       1,837
34,152 34,726
权益         37,326       37,261
          $71,478       $71,987

流动性

 
(单位为百万)
流动性组成部分         2018年

3月31日

    2017年12月31日     2017年3月31日
现金和短期投资         $4,165     $5,089     $7,353
固定收益投资,持有至到期 - - 238
短期借款和长期债务的流动部分 (4,586 ) (3,324 ) (2,449 )
长期债务 (13,526 ) (14,875 ) (16,538 )
净债务(1) $(13,947 ) $(13,110 ) $(11,396 )
 
流动性变化明细如下:
 
Three Three
Months Months
截至3月31日,                 2018       2017
扣除非控制性权益前的净收益 $530 $284
减值和其他费用,扣除非控制性权益前的税费 -   68  
$530 $352
折旧和摊销(2) 874 989
股票薪酬费用 90 88
退休金和其他退休后福利费用 18 37
退休金和其他退休后福利资金 (39 ) (29 )
营运资金变动 (836 ) (791 )
其他 (69 ) 10  
运营产生的现金流(3) $568   $656  
资本支出 (454 ) (381 )
SPM投资 (240 ) (144 )
资本化的多客户端地震数据 (26 ) (116 )
自由现金流(4) (152 ) 15  
已付股息 (692 ) (696 )
股票回购计划 (97 ) (372 )
雇员股票计划收益 127   135  
(814 ) (918 )
 
商业收购和投资,不计获得的现金和债务 (13 ) (273 )
其他 (10 ) (84 )
净债务的增加 (837 ) (1,275 )
会计期间开始时的净债务 (13,110 ) (10,121 )
会计期间结束时的净债务 $(13,947 ) $(11,396 )
 
(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日和2018年3月31日3个月的约7,600万美元和1.4亿美元的遣散费。
(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年第一季度
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) $334     $50     $5     $279     $0.20
合并与整合 82       14       -       68       0.05  
斯伦贝谢净收益,扣除费用和贷项 $416       $64       $5       $347       $0.25  
 
2017年第四季度
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) $(2,210 ) $62 ($17 ) $(2,255 ) $(1.63 )
减值及其他:
WesternGeco地震采集业务重组 1,114 20 - 1,094 0.79
委内瑞拉投资减记 938 - - 938 0.67
裁员 247 13 - 234 0.17
多客户端地震数据减值 246 81 - 165 0.12
其他重组费用 156 10 22 124 0.09
合并与整合 95 26 - 69 0.05
长期建造项目亏损拨备 245 22 - 223 0.16
美国税改 -       (76 )     -       76       0.05  
斯伦贝谢净收益,扣除费用和贷项 $831       $158       $5       $668       $0.48  
 
* 不会因为四舍五入而增加
 
2018年第一季度未发生费用和贷项。

产品部门

 
(单位为百万)
        截至以下日期的3个月
2018年3月31日     2017年12月31日     2017年3月31日
营收     税前营收 营收     税前营收 营收     税前营收
油藏描述 $1,556 $307 $1,638 $360 $1,618 $281
钻井 2,126 293 2,180 319 1,985 229
生产 2,959 216 3,079 315 2,187 110
Cameron 1,310 166 1,414 203 1,229 162
消除和其他 (122 ) (8 ) (132 ) (42 ) (125 ) (25 )
税前营业收入 974 1,155 757
企业和其他 (225 ) (219 ) (239 )
利息收益(1) 25 25 24
利息支出(1) (131 ) (130 ) (126 )
费用和贷项   -     (3,041 )   (82 )
$7,829   $643   $8,179   $(2,210 ) $6,894   $334  
 
(1) 不包括产品部门业绩中包含的利息。

补充信息

 
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年第一季度来自于运营的现金流和自由现金流分别是多少?
尽管公司通常会在第一季度消耗一定的运营资本,但2018年第一季度来自于运营的现金流达到了5.68亿美元。运营资本的使用源于与雇员薪酬有关的年度开支。2018年第一季度的运营资本还反映了2018年第一季度7,600万美元的遣散费。
 
3) 2018年第一季度“利息和其他收益”项目都包含哪些内容?
2018年第一季度的“利息和其他收益”为4,200万美元。其中包括1,400万美元的权益法投资收益和2,800万美元的利息收益。
 
4) 2018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2,800万美元,环比下降300万美元。利息支出1.43亿美元,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、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。
 
6) 2018年第一季度实际税率(ETR)是多少?
根据GAAP计算,2018年第一季度实际税率为17.6%,2017年第四季度实际税率是-2.8%。不计费用和贷项,2017年第四季度实际税率是19.0%。2018年第一季度未发生费用和贷项。
 
7) 美国税改对斯伦贝谢有什么样的影响?
美国税改对美国企业所得税税法进行了大刀阔斧的修改,其中包括:在2018年开始将企业所得税率降至21%;以及建立属地征税体制,对此前美国子公司滞留海外的收益强制征收一次性的税费。
 
考虑外国税收抵免和税损的影响,对斯伦贝谢美国子公司此前滞留海外收益的一次性强制税费所产生的应税现金金额将不会很大。
 
作为一家非美国公司,斯伦贝谢的企业构架导致公司主要在运营和盈利所在地支付税费,且无需缴纳其他税费。鉴于这一构架,美国税改对斯伦贝谢的主要影响在于,联邦税率的降低将影响公司美国业务的收益。如果没有美国税改的影响,公司2018年的实际税率较2017年第四季度有可能上升约2-3个百分点。然而,美国税改在2018年的影响预计将基本抵消这一增长。最终,斯伦贝谢预计2018年全年实际税率将与扣除费用和贷项的2017年第四季度实际税率大体相当。
 
8) 截至2018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2018年3月31日,在外流通普通股为13.85亿股。下表显示的是从2017年12月31日至2018年3月31日的在外流通股变化情况。
 
      (单位为百万)
2017年12月31日的在外流通股 1,384
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 (1 )
2018年3月31日的在外流通股 1,385
 
9) 2018年第一季度和2017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?
2018年第一季度和2017年第四季度期间的在外流通股加权平均数分别为13.85亿股和13.85亿股。
 
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)
2018年第一季度     2017年第四季度
在外流通股加权平均数 1,385 1,385
假定行使股票期权 2 1
未到行权期的限售股 7       5
摊薄后在外流通平均股数 1,394       1,391
 
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 2018年3月31日SPM项目投资未摊销余额是多少?与2017年12月31日相比有何变化?
斯伦贝谢2018年3月31日和2017年12月31日的SPM项目投资未摊销余额均约为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:
 
      (单位为百万)
2017年12月31日余额 $4,065
SPM投资 240
其他增加 (140 )
SPM投资摊销 (53 )
2018年3月31日余额 $4,112
 
13) 2018年第一季度WesternGeco多客户端销售情况如何?
2018年第一季度,包括转让费在内的多客户端销售总额为1.19亿美元,2017年第四季度该数字为1.66亿美元。
 
14) 2018年第一季度末 WesternGeco未完成订单情况如何?
2018年第一季度末,WesternGeco未完成订单(基于与客户签订的合同)为3.58亿美元。2017年第四季度末该数字为3.99亿美元。
 
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 2018年第一季度     2017年第四季度
OneSubsea $329 $282
Drilling Systems $218 $150
 
未完成订单(会计期末)
OneSubsea $2,002 $2,060
Drilling Systems $377 $408

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。

备注

斯伦贝谢将于2018年4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444396,可于2018年5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。2018年5月31日之前,该网站还将提供网播回放。

这篇2018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;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2018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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联系方式:
斯伦贝谢
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
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