巴黎--(美国商业资讯)--斯伦贝谢(Schlumberger Limited)(NYSE: SLB)今日公布了2018年第二季度财务业绩。
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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6月30日 |
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2018年3月31日 |
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2017年6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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$8,303 |
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$7,829 |
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$7,462 |
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6% |
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11% |
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税前营业收入 |
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$1,094 |
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$974 |
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$950 |
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12% |
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15% |
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税前营业利润率 |
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13.2% |
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12.4% |
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12.7% |
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75 bps |
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45 bps |
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净收益（基于GAAP） |
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$430 |
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$525 |
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$(74) |
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-18% |
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n/m |
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净收益，扣除费用和贷项* |
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$594 |
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$525 |
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$488 |
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13% |
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22% |
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摊薄后每股收益（基于GAAP） |
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$0.31 |
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$0.38 |
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$(0.05) |
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-18% |
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n/m |
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摊薄后每股收益，扣除费用和贷项* |
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$0.43 |
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$0.38 |
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$0.35 |
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13% |
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23% |
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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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n/m = 无意义 |
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斯伦贝谢董事长兼首席执行官 Paal Kibsgaard表示：“第二季度对于斯伦贝谢来说是一个十分繁忙而又令人振奋的季度，因为我们实现了多个重大里程碑，以帮助公司为全球勘探生产活动即将出现的大范围复苏做好准备。得益于公司强有力的合约组合以及当前在多个项目中的中标，公司北美和国际市场的营收额出现了强劲的增长。我们史无前例地为公司的国际一体化钻井业务调配了29台新钻机，包括公司在沙特部署的首个商用 Land Rig of the Future。我们成功地推出了精简后的新业务支持机构，制定了为期五年的系统性投资，以进一步实现业务各个环节的专业化。此举将为内部效率、质量、团队工作与合作树立新的标准。其中还包括我们在第二季度对公司的机构设置所进行的最后调整，以彻底移除一整个层级的管理和支持构架。此举将将进一步削减我们的成本基础，并改善公司在未来的灵活性和竞争力。
“有鉴于当前公司在全球开展的新项目数量，公司很好地应对了在资源调配和项目开工方面遇到的挑战。然而，相关成本以及一些运营方面的延期影响了公司第二季度的税前运营利润，导致公司的环比利润增幅出现了低于预期的现象。
“在北美，不计Cameron业务，第二季度营收25亿美元，环比增长12%，公司也在继续部署更多的水力压裂和定向钻井能力。尽管受到了加拿大春歇的影响，但得益于市场份额的增加和运营效率的提升，北美陆地营收增长了9%，而定价依然持平。在水力压裂市场，我们看到，客户对泵服务采购和沙土供应的采购有加速分离的趋势。随着公司多年期垂直整合投资计划完成在即，公司将有能力以极具竞争力的价格投标整合型或单独的沙土供应合同。随着加拿大东部、美国墨西哥湾和加勒比海地区上马新的钻井项目，北美海上活动在第二季度开始回暖，也让近海业务营收环比增长了22%。
“不计Cameron业务，尽管俄罗斯营收毫无起色，而且中东受开工和项目的延期所带来的业绩影响仅出现了名义增长，但国际市场第二季度营收达到了44亿美元，环比增长6%。该增长得益于亚洲和澳大利亚业务18%的增幅，欧洲和非洲业务9%的增幅，以及拉美3%的增幅。这些数字表明，国际市场正在经历大范围的复苏。国际市场定价在第二季度有所改善，虽然我们目前还不知道具体的数字，但市场已经出现了这种趋势，而且公司也在围绕新合约和现有合约与客户协商定价。由于拥有多个大项目来吸收公司在钻井和生产服务领域剩余的闲置能力，公司的设备将在第四季度得到充分的部署。在此之后，我们预计国际定价的复苏将得到进一步的巩固。
“第二季度增长由生产部门主导，得益于北美的OneStimSM业务，其营收环比增长了10%。得益于国际业务量的增幅超过了北半球活动的季节性反弹，油藏描述和钻井部门的营收环比均增长了5%。营收的增长得益于OneSurfaceSM业务的增加，软件一体化解决方案(SIS)销售额的提升，以及中东、印度、墨西哥和北美近海一体化钻井项目的开工。Cameron营收环比下降1%，这归咎于OneSubseaTM 项目量的减少。然而，项目的减少被北美Surface Systems服务活动量的增加以及Valves & Measurement产品销量的增加所部分抵消。
“随着全球原油供需的进一步吃紧，市场基本面继续在朝着有利于公司国际业务的方向转变。全球GDP增长态势依然强劲，而中美贸易摩擦所带来的不利影响可能会在接下来几个季度中变得更加明朗。尽管欧佩克最近做出了提升产能的决定，但全球供应面持续走弱，这归咎于在市场上消移除伊朗产能的地缘政治压力，委内瑞拉产量下降问题的解决无方，以及利比亚出口的持续波动。在北美，Permian Basin额外管道运输能力的缺乏正成为日渐制约产量增长的瓶颈。与此同时，基本上只有少数几个欧佩克成员国才拥有的闲置产能如今已接近十几年以来的最低水平，而全球成熟产区的产能依然在加速下滑。上述态势说明，勘探与生产开支大幅增加的需求正在不断增长，尤其是国际市场，因为有越来越明显的迹象表明，未来几年中有望投产的新项目难以完全满足不断增长的需求。
“正是基于这些观点，我们对公司的业务展望充满了信心。虽然公司在过去四年中遭遇了几十年以来最为严重的业绩下滑，但我们在利用多个市场机遇的同时对公司进行了转型，从而让公司在如今出现的市场大范围复苏的环境下更具竞争力。公司资产组合的扩张使我们的整体潜在市场大幅增加50%，而且公司所有业务活动的效率水平也迈上了新台阶。公司已为利用来自于积极市场基本面的各种增长机遇做好了准备，而且我们对新行业格局所展现出来的活动和定价机遇感到兴奋不已。”
其他事件
本季度，斯伦贝谢以平均每股68.45美元的价格回购了150万股普通股，总回购额达到了1.03亿美元。
2018年7月18日，公司董事会批准了在外流通普通股每股0.50美元的现金派息，将于2018年10月12日面向2018年9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6月30日 |
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2018年3月31日 |
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2017年6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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$3,139 |
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$2,835 |
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$2,202 |
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11% |
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43% |
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拉美 |
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919 |
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870 |
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1,039 |
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6% |
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-12% |
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欧洲/独联体/非洲 |
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1,778 |
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1,704 |
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1,750 |
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4% |
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2% |
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中东与亚洲 |
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2,367 |
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2,309 |
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2,347 |
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3% |
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1% |
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其他 |
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99 |
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111 |
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124 |
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n/m |
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n/m |
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$8,303 |
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$7,829 |
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$7,462 |
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6% |
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11% |
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北美营收 |
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$3,139 |
|
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$2,835 |
|
|
$2,202 |
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|
11% |
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43% |
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国际营收 |
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$5,065 |
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$4,883 |
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$5,136 |
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4% |
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-1% |
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北美营收，不计Cameron 业务 |
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$2,528 |
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$2,265 |
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$1,728 |
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12% |
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46% |
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国际营收，不计 Cameron业务 |
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$4,358 |
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$4,129 |
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$4,348 |
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6% |
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- |
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n/m = 无意义 |
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第二季度合并营收为83亿美元，环比增长6%，其中北美营收为31亿美元，增长11%，国际市场营收51亿美元，环比增长4%。
北美
得益于额外水力压裂和定向钻井能力的持续部署，北美地区合并营收环比增长11%。尽管遭遇加拿大春歇影响，北美陆地营收环比增长9%，超过了美国陆地钻机数量7%和美国陆地市场阶段数8%的增幅。这一业绩得益于市场份额的增加，运营效率的改善，但定价依然持平。美国陆地市场的活动依然十分强劲，客户开发了更加有效的油井设计，该设计在水平井长度和完井数量之间取得了平衡，实现了生产效率的最大化，同时控制了整体成本。本季度，客户采购泵服务和沙土供应出现了加速分离的趋势。然而，斯伦贝谢服务的垂直整合确保了一体化泵服务和沙土供应合约营收的最大潜力。最终，OneStim营收环比增长了17%。北美海上活动开始复苏，加拿大、美国墨西哥湾和加勒比地区新钻井项目开工，推动营收环比增长22%，归功于市场份额的提升和多客户端的销售。Valves & Measurement服务营收和产品销量的提升，连同Surface Systems活动的增加，也助推了该地区财务业绩的强劲增长。
国际业务
得益于Cameron活动和水力压裂阶段数的增加，以及阿根廷非传统陆地业务饶性油管业务的增加所带来的拉美南部GeoMarket的强劲业绩，拉美地区合并营收环比增长6%。墨西哥和中美GeoMarket营收继一体化钻井服务(IDS)活动开始后有所增长，拉美北部地区GeoMarket的营收环比基本持平。
得益于北海和欧洲的钻井活动继冬季下滑之后开始复苏，欧洲/独联体/非洲地区营收增长了4%。非洲撒哈拉以南地区营收因安哥拉、尼日利亚、加纳、象牙海岸和喀麦隆新项目的开始而有所增长；北非营收则因阿尔及利亚、利比亚和乍得活动和产品销售的增加而有所增长；由于夏季海上活动开工的延期，俄罗斯环比持平。北海营收增长源于英国和挪威钻井活动的增长，欧洲大陆营收的增长则主要归功于罗马尼亚钻井活动的增加。
得益于亚洲远东地区和澳大利亚GeoMarket活动的增加，主要位于印尼和澳大利亚近海，同时也得益于中国活动的季节性复苏，中东与亚洲地区合并营收环比增长3%。在中东北部地区的GeoMarket，科威特和埃及的OneSurface一体化生产系统项目取得了喜人的进展，中东东部地区的GeoMarket则受益于伊拉克IDS项目的开工。在东南亚GeoMarket，缅甸、越南和印度的钻井项目开始运营。在沙特，营收的环比增长受到了一些一次性全包(LSTK)项目开工阶段的延期和物流挑战。亚洲远东地区、澳大利亚和中东北部GeoMarket的Cameron业务营收环比下降，部分抵消了该地区活动提升带来的效益。
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6月30日 |
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2018年3月31日 |
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2017年6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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$1,636 |
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$1,556 |
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$1,759 |
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5% |
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-7% |
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税前运营收入 |
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$350 |
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$307 |
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$299 |
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14% |
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17% |
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税前运营利润率 |
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21.4% |
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19.7% |
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17.0% |
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166 bps |
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439 bps |
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得益于活动的增幅超过了北半球活动的季节性反弹，油藏描述营收达到了16亿美元，其中75%都来自于国际市场，环比增长5%。该增长主要源于北美近海新项目中Wireline活动的增加以及亚洲远东地区和澳大利亚GeoMarket的新合约；科威特和埃及OneSurface一体化生产系统项目的持续进展；以及墨西哥、巴西、俄罗斯和科威特SIS软件维护和许可销售的增加。油藏描述营收的增加被WesternGeco活动的减少所部分抵消，原因在于海洋地震测绘合约的逐步结束。
油藏描述税前运营利润率为21%，环比增长166个基点(bps)，得益于高利润Wireline活动的恢复以及SIS软件许可销售的提升。
油藏描述受益于一体化服务管理(ISM)、SIS和WesternGeco合约授予以及有助于提升运营业绩的技术和专业领域知识的应用。
在阿拉斯加，ISM帮助一家首要的独立勘探生产公司完成了6口油井的勘探工作，仅花费了最初批准的五口油井的预算。ISM团队对来自于多个产品线的技术和服务进行了交付优化，此举确认了原油的存在，并验证了油层的潜力。这些技术包括Microscope HD*电阻和高分辨率随钻成像服务，proVISION*核磁共振服务、SonicScope*多极随钻声测服务，以及Saturn* 3D圆径探头。
International Frontier Resources Corporation授予SIS一项软件即服务(SaaS)合同，为该公司在Tecolutla项目中结构复杂、涉及高难度地层构造的油藏描述作业部署DELFI*认知勘探生产环境技术。
在印尼，Pertamina Hulu Mahakam授予斯伦贝谢一项三年期合约，提供勘探生产软件。该软件包括OLGA*动态多阶段流，PIPESIM*稳态多阶段流和ECLIPSE*行业参考级油藏模拟器；ProSource*勘探生产数据管理和交付系统；以及Petrel*勘探生产软件和Avocet*生产运营软件平台。
在泰国，Wireline为KrisEnergy Thailand在Wassana油田部署了高级油藏采样技术，较传统的采样方法减少了超过三天的钻井时间，而在传统采样方法中，重油和松散的沙土会导致样品的污染和泵阻塞。Saturn 3D圆径探头、InSitu Fluid Analyzer*实时井下流体分析系统和 MDT*动态地层测压仪技术，能够让客户确认油藏的储量，并优化未来开发计划。
埃及通用石油公司(EGPC)与斯伦贝谢已经签署了一项期限至少15年的协议，允许WesternGeco对整个苏伊士湾的多客户项目进行商业化运作，面积约为1.25万平方公里。这是公司第二次签署这类协议，其中包括二维和三维地球物理信息采集、处理、再处理和解读服务。
Lundin授予WesternGeco一项70平方公里海底地震(OBS)四维油藏监控测绘数据处理和成像合约，涉及北海挪威海域的Edvard Grieg油田。该项目将使用定制的延时工作流程来提升对油藏的了解，并为油田开发决策提供指导。该项目将由WesternGeco Geosolutions Center的OBS处理团队执行。
WesternGeco收到了来自于Sound Energy的一项直接合约，使用UniQ*陆地地震信息采集平台技术在摩洛哥的Meridja和Tendrara油田进行2,700公里的二维测绘。该项目包括电磁、大地电磁、表面波联合反演以及数据处理方法，上述作业将在斯伦贝谢综合EM 卓越中心开展。
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6月30日 |
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2018年3月31日 |
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2017年6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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$2,234 |
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$2,126 |
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$2,107 |
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5% |
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6% |
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税前运营收入 |
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$289 |
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$293 |
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$302 |
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-1% |
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-4% |
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税前运营利润率 |
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12.9% |
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13.8% |
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14.3% |
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-83 bps |
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-139 bps |
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得益于北美近海活动的增加和北半球国际业务的增长超出了活动量的季节性反弹，钻井部门营收为22亿美元，其中72%来自于国际市场，环比增长5%。中东、印度和墨西哥的IDS项目对M-I SWACO、Drilling & Measurements和Bits & Drilling Tools业务带来了积极影响。北美近海GeoMarket新项目以及亚洲远东地区和澳大利亚GeoMarket、中东和墨西哥、中美洲GeoMarket新合约推动了M-I SWACO业务的增长。得益于澳大利亚、中国、罗马尼亚和北海的新钻井活动，Drilling & Measurements营收有所增加。Stronger Bits & Drilling Tools营收则受益于阿尔及利亚和意大利产品销售的增加。
钻井部门税前运营利润率为13%，环比下降83个基点，这归咎于为国际业务新项目调配资源带来了额外的成本。
第二季度钻井业务表现得到了IDS合约和项目调配的支撑，这些项目均部署了能够降低每桶原油成本的钻井技术。
Equinor授予斯伦贝谢新的整合服务和油井服务合约，涉及挪威大陆架Equinor运营的油田。合约初始期限为四年，包括五个为期两年的选择性延长期。该合约的内容包括一体化钻井服务、固井和泵服务、钻井和完井流体、电测井和完井服务。一体化交付模式将提升服务供应商、钻机供应商和运营商的互动。此外，斯伦贝谢还与该公司签订了意向书，涉及未来Equinor尚未租赁的勘探钻机。
Equinor还围绕其国际业务，授予斯伦贝谢以下新合约：
- 在英国，双方签署了意向书，在北海英国海域的Mariner油田提供一体化钻井和油井服务。
- 在巴西，该公司授予斯伦贝谢一项合同，为 Campos Basin的 Peregrino 油田第一阶段和第二阶段的开发提供一体化钻井服务。
- 在坦桑尼亚，该公司授予斯伦贝谢一项合同，涉及近海的一口勘探井。一体化服务合约包括提供来自于多个产品线的技术以及项目管理服务。
在怀俄明州，斯伦贝谢在一项一体化钻井服务项目中为Wold Energy Partners部署了多项技术，将Powder River Basin中四口井的钻井时间较授权支出计划(AFE)减少了16天以上。这些技术包括ONYX 360*旋转复合金刚石刀具，PowerDrive vorteX*驱动的旋转可操控系统，以及LiteCRETE*轻质水泥浆。
在伊拉克，ENI Iraq BV授予斯伦贝谢一项IDS合约，于2018年开始，用于在Zubair油田的Mishrif地层中建造11口井。合约涉及的技术来自于Schlumberger Land Rigs、Drilling & Measurements、Bits & Drilling Tools、M-I SWACO、Completions、Wireline和Well Services部门。
在挪威，Point Resources AS授予斯伦贝谢一项四年期IDS合约，拥有一个选择性延长期。该合约涉及在挪威大陆架提供生产和勘探井服务，涵盖大多数钻井和完井服务。
在孟加拉，SOCAR AQS International DMCC授予斯伦贝谢一项12个月的IDS合约，涉及在三个不同的油田进行钻井作业，这三个油田分别是Semutang、Begumganj和Madarganj。
在阿曼，IDS帮助HydroCarbon Finder E&P减少了钻井时间，较AFE计划缩短了14天。部署的技术包括EcoScope*†随钻测井服务，PowerDrive Archer*高造斜率旋转可操控系统，PeriScope*地层界面测绘服务，以及MicroScope*电阻随钻成像服务。该油井是客户在Natih-C地层Block-15区域发现的首个油藏。
在阿拉斯加，Drilling & Measurements使用了多项技术，帮助North Slope运营商在北美钻探一口最长的水平分支井，长度达21,748英尺。这口双分支井所使用的技术包括PowerDrive Orbit*旋转可操控系统，PeriScope HD*多层地层界面检测服务，以及SonicScope多极随钻声测服务。
生产部门
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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6月30日 |
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2018年3月31日 |
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2017年6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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|
$3,257 |
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$2,959 |
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|
$2,496 |
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10% |
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30% |
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税前运营收入 |
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$316 |
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$216 |
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$221 |
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46% |
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43% |
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税前运营利润率 |
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9.7% |
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7.3% |
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8.9% |
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239 bps |
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84 bps |
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生产部门营收为33亿美元，其中48%来自于国际市场，环比增长10%。尽管受到加拿大春歇的影响，OneStim北美陆地营收环比增长了17%，超出了美国陆地钻机数量和美国陆地市场阶段数7%和8%的增幅。这一业绩得益于额外能力的部署和运营效率的改善所带来的市场占有率提升，但定价依然持平。本季度，客户对于泵服务和沙土供应的采购出现了加速分离的趋势。然而，斯伦贝谢服务的垂直整合确保公司能够同时参与整合型和独立沙土供应合约，从而充分维持泵服务和沙土供应营收的潜力。北美之外的新合约，包括澳大利亚、印尼、印度，以及中国活动的季节性复苏，推动了国际业务的增长，而沙特的活动受益于增产和饶性油管作业的增加以及完井产品销售额的增加。
生产部门税前运营利润率为10%，环比增239个基点，受益于北美陆地GeoMarket的OneStim水力压裂作业活动和运营效率的改善。利润率也有所增加，得益于压力泵业务的垂直整合。
生产部门受益于OneStim业务的增加、新合约以及先进增产和完井技术的部署。
在德州南部，OneStim承接了Chesapeake Energy的一个项目，涉及持续改善Eagle Ford Shale油藏的运营效率。OneStim通过识别和消除废物、标准化的流程，以及科技的导入，提升了作业总时长和生产效率。成果包括井台间调度时间缩短了50%，单日阶段数放置数量提升了55%，单日泵作业时长增加了17%。Chesapeake每个井台平均节约了15万美元的费用，而且每个井台的作业时间平均减少了四天。
在德州南部，OneStim使用了地球工程方法，帮助Lonestar Resources Ltd.提升产油量。对比Eagle Ford Shale油块的补偿井，最终的产油量增幅高达86%。OneStim结合了多种技术，对两个油田18口井的长梯度分支井的钻井、完井和增产计划进行了优化，并避免了与灰床、断层和周边含水层相关的挑战。与补偿井相比，经地球工程方法改造的油井水平井段每1,000英尺的碳氢化合物产量更高。六口油井的产量平均提升了80%，而高气油比地区四口井的产量提升了86%。ThruBit*过钻头测井服务提升了对岩石属性的认识，同时Kinetix Shale*油藏为中心的增产到生产软件被用于优化完井和增产作业。
在俄罗斯，Well Services为Gazprom Neft部署了BroadBand Precision*一体化完井服务，较原定的AFE计划减少了一口油井超过8天的作业时间。油藏复杂的地质特征适合采用带有多阶段增产措施的水平井。BroadBand Precision服务创造了一项新油田记录，在220个小时内完成了30个压裂阶段，这一速度较原计划提升了约53%。
在哥伦比亚， Ecopetrol授予斯伦贝谢一项6年期合约，提供Artificial Lift Solutions电动潜水泵以及全国范围内的支持服务。这些服务包括带有REDA Continuum*非传统长寿命ESP阶段的REDA Maximus* ESP系统，从而适应预期产能的各种变化。
在科威特北部，Well Services为科威特石油公司部署了ACTive*实时井下饶性油管服务和OpenPath Reach*扩大接触增产服务，并借此让 Sabriya Field四口油井的产油量翻了两番。VDA*粘弹性分流液被用于封堵长水平注水井的漏失带，OpenPath Reach的增产作业打造了一个油藏虫洞网络。此举让油藏的井底压力增加了400psi，改善了注水系统的效果，同时消除了对检修钻机的需求。
在库页岛，斯伦贝谢Completions业务安装了Manara*生产和油藏管理系统，以提升 Odoptu Field油田Sakhalin-1项目的产量。
Cameron
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|
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|
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（单位为百万） |
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|
|
|
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截至以下日期的3个月 |
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变化 |
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|
|
|
|
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|
2018年6月30日 |
|
|
2018年3月31日 |
|
|
2017年6月30日 |
|
|
环比 |
|
|
同比 |
|
营收 |
|
|
|
|
$1,295 |
|
|
$1,310 |
|
|
$1,265 |
|
|
-1% |
|
|
2% |
|
税前运营收入 |
|
|
|
|
$166 |
|
|
$166 |
|
|
$174 |
|
|
- |
|
|
-5% |
|
税前运营利润率 |
|
|
|
|
12.8% |
|
|
12.7% |
|
|
13.8% |
|
|
17 bps |
|
|
-94 bps |
|
|
|||||||||||||||||
Cameron 营收为13亿美元，其中52%来自于国际市场，环比下降1%，主要源于项目订单的下滑所带来的OneSubsea营收的降低。营收的降低被北美Surface Systems活动量和Valves & Measurement销售额的增加所部分抵消，同时，Drilling Systems营收环比基本持平。按地域来看，北美和拉美营收环比有所增长，但被中东和亚洲营收的降低所大大抵消。欧洲/独联体/非洲的营收环比持平。
Cameron税前运营利润率为13%，环比基本持平，原因在于Surface Systems和Valves & Measurement销售额的增加，以及OneSubsea项目执行的改善抵消了订单下滑所导致的Drilling Systems利润率的降低。
Cameron在本季度获得了新的合约，涉及托管压力钻井(MPD)系统和一体化钻井包，以及涵盖压力控制设备管理和生产管理的一体化服务合约。
Transocean授予斯伦贝谢一项合约，为美国墨西哥湾近海的两个MPD系统提供关键组件。MPD系统提升了对整个井筒环空压力状况的控制，并让窄压力余量的钻井作业更加安全和高效。
在挪威，Transocean将挪威北海海域作业的四台浮式钻机纳入现有的斯伦贝谢压力控制设备管理服务合约，为期10年。根据该协议，斯伦贝谢将提供综合的解决方案套件，用于为Transocean的13台超深水恶劣环境钻机的防喷器系统和其他压力控制设备提供维护和服务。
在俄罗斯，卢克石油公司(LUKOIL)授予斯伦贝谢一项合约，涉及提供完整的钻井服务包，包括里海运营所需的压力控制和钻机设备、流体和固体处理，以及固井单元。钻机搭建工作将在阿斯特拉罕进行，预计将于2019年第三季度开始。
Murphy Sabah Oil Co., Ltd.授予斯伦贝谢一项一体化服务合约，涉及马来西亚近海Siakap North-Petai油田三口井的增产作业。合约内容包括项目管理和船只服务、油井增产、流体和泵服务、饶性油管服务和OneSubsea MARS*多应用再注入系统，以及海底模块注入系统。
|
|
||||||||||||||
|
财务报表 |
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|
简明合并损益表 |
||||||||||||||
|
（单位为百万，每股数额除外） |
||||||||||||||
|
|
|
|
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|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
第二季度 |
|
|
6个月 |
||||||
|
截至6月30日， |
|
|
|
|
2018 |
|
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
2017 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
营收 |
|
|
|
|
$8,303 |
|
|
$7,462 |
|
|
$16,131 |
|
|
$14,356 |
|
利息和其他收入 |
|
|
|
|
40 |
|
|
62 |
|
|
82 |
|
|
108 |
|
费用 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
营收成本 |
|
|
|
|
7,179 |
|
|
6,468 |
|
|
13,980 |
|
|
12,544 |
|
研究和工程 |
|
|
|
|
175 |
|
|
196 |
|
|
347 |
|
|
406 |
|
一般和管理 |
|
|
|
|
114 |
|
|
110 |
|
|
225 |
|
|
208 |
|
减值与其他 (1) |
|
|
|
|
184 |
|
|
510 |
|
|
184 |
|
|
510 |
|
合并与整合 (1) |
|
|
|
|
- |
|
|
81 |
|
|
- |
|
|
164 |
|
权益 |
|
|
|
|
144 |
|
|
142 |
|
|
287 |
|
|
281 |
|
税前收益 |
|
|
|
|
$547 |
|
|
$17 |
|
|
$1,190 |
|
|
$351 |
|
税费 (1) |
|
|
|
|
106 |
|
|
98 |
|
|
219 |
|
|
148 |
|
净收益（亏损） |
|
|
|
|
$441 |
|
|
$(81) |
|
|
$971 |
|
|
$203 |
|
可归于非控制性权益的净收益（亏损） |
|
|
|
|
11 |
|
|
(7) |
|
|
16 |
|
|
(2) |
|
可归于斯伦贝谢的净收益（亏损） (1) |
|
|
|
|
$430 |
|
|
$(74) |
|
|
$955 |
|
|
$205 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
斯伦贝谢的摊薄后每股收益（亏损）(1) |
|
|
|
|
$0.31 |
|
|
$(0.05) |
|
|
$0.69 |
|
|
$0.15 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
在外流通平均股数 |
|
|
|
|
1,384 |
|
|
1,387 |
|
|
1,385 |
|
|
1,390 |
|
摊薄后在外流通平均股数 |
|
|
|
|
1,392 |
|
|
1,387 |
|
|
1,393 |
|
|
1,397 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
包含在费用中的折旧和摊销 (2) |
|
|
|
|
$876 |
|
|
$986 |
|
|
$1,750 |
|
|
$1,975 |
|
|
||||||||||||||
|
(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6月30日 |
|
|
|
2017年12月31日 |
|
流动资产 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
现金和短期投资 |
|
|
|
|
$3,049 |
|
|
|
$5,089 |
|
应收款项 |
|
|
|
|
8,606 |
|
|
|
8,084 |
|
其他流动资产 |
|
|
|
|
5,245 |
|
|
|
5,324 |
|
|
|
|
|
|
16,900 |
|
|
|
18,497 |
|
固定资产 |
|
|
|
|
11,504 |
|
|
|
11,576 |
|
多客户端地震数据 |
|
|
|
|
686 |
|
|
|
727 |
|
商誉 |
|
|
|
|
25,121 |
|
|
|
25,118 |
|
无形资产 |
|
|
|
|
9,092 |
|
|
|
9,354 |
|
其他资产 |
|
|
|
|
6,853 |
|
|
|
6,715 |
|
|
|
|
|
|
$70,156 |
|
|
|
$71,987 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
负债和权益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
流动负债 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
应付账款和应计负债 |
|
|
|
|
$9,367 |
|
|
|
$10,036 |
|
预计的所得税负债 |
|
|
|
|
1,264 |
|
|
|
1,223 |
|
短期借款和长期债务的流动部分 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
应付股息 |
|
|
|
|
3,736 |
|
|
|
3,324 |
|
负债和权益 |
|
|
|
|
699 |
|
|
|
699 |
|
|
|
|
|
|
15,066 |
|
|
|
15,282 |
|
长期债务 |
|
|
|
|
13,865 |
|
|
|
14,875 |
|
递延税 |
|
|
|
|
1,541 |
|
|
|
1,650 |
|
退休后福利 |
|
|
|
|
971 |
|
|
|
1,082 |
|
其他债务 |
|
|
|
|
1,816 |
|
|
|
1,837 |
|
|
|
|
|
|
33,259 |
|
|
|
34,726 |
|
权益 |
|
|
|
|
36,897 |
|
|
|
37,261 |
|
|
|
|
|
|
$70,156 |
|
|
|
$71,987 |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|||||||||||||||||
|
流动性 |
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
（单位为百万） |
|||||||||||||||||
|
流动性组成部分 |
|
|
|
|
2018年 6月30日 |
|
|
2018年3月31日 |
|
|
2017年12月31日 |
|
|
2017年6月30日 |
|||
|
现金和短期投资 |
|
|
|
|
$3,049 |
|
|
|
$4,165 |
|
|
|
$5,089 |
|
|
|
$6,218 |
|
固定收益投资，持有至到期 |
|
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
|
|
|
13 |
|
短期借款和长期债务的流动部分 |
|
|
|
|
(3,736) |
|
|
|
(4,586) |
|
|
|
(3,324) |
|
|
|
(2,224) |
|
长期债务 |
|
|
|
|
(13,865) |
|
|
|
(13,526) |
|
|
|
(14,875) |
|
|
|
(16,600) |
|
净债务(1) |
|
|
|
|
$(14,552) |
|
|
|
$(13,947) |
|
|
|
$(13,110) |
|
|
|
$(12,593) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
流动性变化明细如下： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6个月 |
|
|
|
第二季度 |
|
|
|
6个月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至6月30日， |
|
|
|
|
|
|
|
|
2018 |
|
|
|
2018 |
|
|
|
2017 |
|
扣除非控制性权益前的净收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
$971 |
|
|
|
$441 |
|
|
|
$203 |
|
减值和其他费用，扣除非控制性权益前的税费 |
|
|
|
|
|
|
|
|
164 |
|
|
|
164 |
|
|
|
643 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$1,135 |
|
|
|
$605 |
|
|
|
$846 |
|
折旧和摊销(2) |
|
|
|
|
|
|
|
|
1,750 |
|
|
|
876 |
|
|
|
1,975 |
|
股票薪酬费用 |
|
|
|
|
|
|
|
|
176 |
|
|
|
86 |
|
|
|
180 |
|
退休金和其他退休后福利资金 |
|
|
|
|
|
|
|
|
(74) |
|
|
|
(35) |
|
|
|
(74) |
|
营运资金变动 |
|
|
|
|
|
|
|
|
(1,338) |
|
|
|
(502) |
|
|
|
(1,339) |
|
其他 |
|
|
|
|
|
|
|
|
(94) |
|
|
|
(43) |
|
|
|
(74) |
|
运营产生的现金流(3) |
|
|
|
|
|
|
|
|
$1,555 |
|
|
|
$987 |
|
|
|
$1,514 |
|
资本支出 |
|
|
|
|
|
|
|
|
(974) |
|
|
|
(520) |
|
|
|
(884) |
|
SPM投资 |
|
|
|
|
|
|
|
|
(434) |
|
|
|
(194) |
|
|
|
(328) |
|
资本化的多客户端地震数据 |
|
|
|
|
|
|
|
|
(47) |
|
|
|
(21) |
|
|
|
(190) |
|
自由现金流(4) |
|
|
|
|
|
|
|
|
100 |
|
|
|
252 |
|
|
|
112 |
|
已付股息 |
|
|
|
|
|
|
|
|
(1,385) |
|
|
|
(693) |
|
|
|
(1,393) |
|
股票回购计划 |
|
|
|
|
|
|
|
|
(200) |
|
|
|
(103) |
|
|
|
(770) |
|
雇员股票计划收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
131 |
|
|
|
4 |
|
|
|
143 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(1,354) |
|
|
|
(540) |
|
|
|
(1,908) |
|
商业收购和投资，不计获得的现金和债务 |
|
|
|
|
|
|
|
|
(47) |
|
|
|
(34) |
|
|
|
(364) |
|
其他 |
|
|
|
|
|
|
|
|
(41) |
|
|
|
(31) |
|
|
|
(200) |
|
净债务的增加 |
|
|
|
|
|
|
|
|
(1,442) |
|
|
|
(605) |
|
|
|
(2,472) |
|
会计期间开始时的净债务 |
|
|
|
|
|
|
|
|
(13,110) |
|
|
|
(13,947) |
|
|
|
(10,121) |
|
会计期间结束时的净债务 |
|
|
|
|
|
|
|
|
$(14,552) |
|
|
|
$(14,552) |
|
|
|
$(12,593) |
|
|
|||||||||||||||||
|
(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6月30日6个月和第二季度1.6亿美元和8,400万美元的遣散费以及截至2017年6月30日6个月和第二季度的2.3亿美元和9,000万美元的遣散费。 |
|
(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年第二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 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2018年前6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） |
|
|
|
|
$1,190 |
|
|
$219 |
|
|
$16 |
|
|
$955 |
|
|
$0.69 |
|
裁员 |
|
|
|
|
184 |
|
|
20 |
|
|
- |
|
|
164 |
|
|
0.12 |
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
|
|
|
|
$1,374 |
|
|
$239 |
|
|
$16 |
|
|
$1,119 |
|
|
$0.80 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2017年第二季度 |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
税前 |
|
|
税 |
|
|
非控制性权益 |
|
|
净值 |
|
|
摊薄后每股收益* |
|
斯伦贝谢净亏损（基于GAAP） |
|
|
|
|
$17 |
|
|
$98 |
|
|
$(7) |
|
|
$(74) |
|
|
$(0.05) |
|
本票公允值调整及其他 |
|
|
|
|
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 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2017年前6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） |
|
|
|
|
$351 |
|
|
$148 |
|
|
($2) |
|
|
$205 |
|
|
$0.15 |
|
本票公允值调整及其他 |
|
|
|
|
510 |
|
|
- |
|
|
12 |
|
|
498 |
|
|
0.36 |
|
合并与整合 |
|
|
|
|
164 |
|
|
31 |
|
|
- |
|
|
133 |
|
|
0.10 |
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
|
|
|
|
$1,025 |
|
|
$179 |
|
|
$10 |
|
|
$836 |
|
|
$0.60 |
|
|
|||||||||||||||||
|
* 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6月30日 |
|
|
2018年3月31日 |
|
|
2017年6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 |
|
|
|
|
$1,636 |
|
|
$350 |
|
|
$1,556 |
|
|
$307 |
|
|
$1,759 |
|
|
$299 |
|
钻井 |
|
|
|
|
2,234 |
|
|
289 |
|
|
2,126 |
|
|
293 |
|
|
2,107 |
|
|
302 |
|
生产 |
|
|
|
|
3,257 |
|
|
316 |
|
|
2,959 |
|
|
216 |
|
|
2,496 |
|
|
221 |
|
Cameron |
|
|
|
|
1,295 |
|
|
166 |
|
|
1,310 |
|
|
166 |
|
|
1,265 |
|
|
174 |
|
消除和其他 |
|
|
|
|
(119) |
|
|
(27) |
|
|
(122) |
|
|
(8) |
|
|
(165) |
|
|
(46) |
|
税前营业收入 |
|
|
|
|
|
|
|
1,094 |
|
|
|
|
|
974 |
|
|
|
|
|
950 |
|
企业和其他 |
|
|
|
|
|
|
|
(239) |
|
|
|
|
|
(225) |
|
|
|
|
|
(242) |
|
利息收益(1) |
|
|
|
|
|
|
|
11 |
|
|
|
|
|
25 |
|
|
|
|
|
28 |
|
利息支出(1) |
|
|
|
|
|
|
|
(135) |
|
|
|
|
|
(131) |
|
|
|
|
|
(128) |
|
费用和贷项 |
|
|
|
|
|
|
|
(184) |
|
|
|
|
|
- |
|
|
|
|
|
(591) |
|
|
|
|
|
|
$8,303 |
|
|
$547 |
|
|
$7,829 |
|
|
$643 |
|
|
$7,462 |
|
|
$17 |
|
|
||||||||||||||||||||
|
（单位为百万） |
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
截至以下日期的6个月 |
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
2018年6月30日 |
|
|
2017年6月30日 |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
营收 |
|
|
税前营收 |
|
|
营收 |
|
|
税前营收 |
||||||
|
油藏描述 |
|
|
|
|
$3,192 |
|
|
$657 |
|
|
$3,377 |
|
|
$580 |
||||||
|
钻井 |
|
|
|
|
4,360 |
|
|
582 |
|
|
4,092 |
|
|
531 |
||||||
|
生产 |
|
|
|
|
6,216 |
|
|
532 |
|
|
4,683 |
|
|
331 |
||||||
|
Cameron |
|
|
|
|
2,605 |
|
|
332 |
|
|
2,494 |
|
|
336 |
||||||
|
消除和其他 |
|
|
|
|
(242) |
|
|
(35) |
|
|
(290) |
|
|
(71) |
||||||
|
税前营业收入 |
|
|
|
|
|
|
|
2,068 |
|
|
|
|
|
1,707 |
||||||
|
企业和其他 |
|
|
|
|
|
|
|
(464) |
|
|
|
|
|
(480) |
||||||
|
利息收益(1) |
|
|
|
|
|
|
|
36 |
|
|
|
|
|
52 |
||||||
|
利息支出(1) |
|
|
|
|
|
|
|
(266) |
|
|
|
|
|
(254) |
||||||
|
费用和贷项 |
|
|
|
|
|
|
|
(184) |
|
|
|
|
|
(674) |
||||||
|
|
|
|
|
|
$16,131 |
|
|
$1,190 |
|
|
$14,356 |
|
|
$351 |
||||||
|
|
||||||||||||||||||||
|
(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年第二季度来自于运营的现金流和自由现金流分别是多少？ |
|
|
|
2018年第二季度来自于运营的现金流为9.87亿美元，包括8,400万美元的遣散费。 |
|
|
|
|
|
3) |
|
2018年上半年来自于运营的现金流是多少？ |
|
|
|
2018年上半年来自于运营的现金流为16亿美元，包括约1.6亿美元的遣散费。 |
|
|
|
|
|
4) |
|
2018年第二季度“利息和其他收益”项目都包含哪些内容？ |
|
|
|
2018年第二季度的“利息和其他收益”为4,000万美元。其中包括2,800万美元的权益法投资收益和1,200万美元的利息收益。 |
|
|
|
|
|
5) |
|
2018年第二季度利息收益和利息支出是如何变化的？ |
|
|
|
利息收益为1,200万美元，环比下降1,600万美元。利息支出1.44亿美元，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、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。 |
|
|
|
|
|
7) |
|
2018年第二季度实际税率(ETR)是多少？ |
|
|
|
根据GAAP计算，2018年第二季度实际税率为19.3%，2018年第一季度实际税率是17.6%。不计费用和贷项，2018年第二季度实际税率是17.2%。2018年第一季度未发生费用和贷项。 |
|
|
|
|
|
8) |
|
截至2018年6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6月30日，在外流通普通股为13.84亿股。下表显示的是从2018年3月31日至2018年6月30日的在外流通股变化情况。 |
|
|
||
|
（单位为百万） |
||||||
|
2018年3月31日的在外流通股 |
|
|
|
|
|
1,385 |
|
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 |
|
|
|
|
|
- |
|
股票回购计划 |
|
|
|
|
|
(1) |
|
2018年6月30日的在外流通股 |
|
|
|
|
|
1,384 |
|
|
||||||
|
9) |
|
2018年第二季度和2018年第一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年第二季度和2018年第一季度期间的在外流通股加权平均数分别为13.84亿股和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年第二季度 |
|
|
2018年第一季度 |
|
在外流通股加权平均数 |
|
|
|
|
|
1,384 |
|
|
1,385 |
|
假定行使股票期权 |
|
|
|
|
|
1 |
|
|
2 |
|
未到行权期的限售股 |
|
|
|
|
|
7 |
|
|
7 |
|
摊薄后在外流通平均股数 |
|
|
|
|
|
1,392 |
|
|
1,394 |
|
|
|||||||||
|
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6月30日SPM项目投资未摊销余额是多少？与2018年3月31日相比有何变化？ |
|
|
|
斯伦贝谢2018年6月30日和2018年3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） |
|||||
|
2018年3月31日余额 |
|
|
|
|
$4,112 |
|
SPM投资 |
|
|
|
|
194 |
|
SPM投资摊销 |
|
|
|
|
(135) |
|
转化及其他 |
|
|
|
|
(95) |
|
2018年6月30日余额 |
|
|
|
|
$4,076 |
|
|
|||||
|
13) |
|
2018年第二季度WesternGeco多客户端销售情况如何？ |
|
|
|
2018年第二季度，包括转让费在内的多客户端销售总额为1.17亿美元，2018年第一季度该数字为1.19亿美元。 |
|
|
|
|
|
14) |
|
2018年第二季度末 WesternGeco未完成订单情况如何？ |
|
|
|
2018年第二季度末，WesternGeco未完成订单（基于与客户签订的合同）为3.17亿美元。2018年第一季度末该数字为3.58亿美元。 |
|
|
|
|
|
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： |
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|
||
|
|
|
|
|
|
（单位为百万） |
|||
|
订单 |
|
|
|
|
2018年第二季度 |
|
|
2018年第一季度 |
|
OneSubsea |
|
|
|
|
$312 |
|
|
$329 |
|
Drilling Systems |
|
|
|
|
$288 |
|
|
$218
|
|
未完成订单（会计期末） |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
OneSubsea |
|
|
|
|
$1,654 |
|
|
$2,002 |
|
Drilling Systems |
|
|
|
|
$482 |
|
|
$398
|
|
|
||||||||
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。
备注
斯伦贝谢将于2018年7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449359，可于2018年8月31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8月31日之前，该网站还将提供网播回放。
这篇2018年第二季度收益报告，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年第二季度的收益报告、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/20180720005156/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
