休斯敦--(美国商业资讯)--斯伦贝谢有限公司(Schlumberger Limited)(NYSE: SLB)今日公布了2018年全年和2018年第四季度的财务业绩。
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（单位为百万，每股数额除外） |
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全年业绩 |
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截至以下日期的12个月 |
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变化 |
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2018年12月31日 |
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2017年12月31日 |
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同比 |
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营收 |
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$32,815 |
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$30,440 |
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8% |
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税前营业收入 |
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$4,187 |
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$3,921 |
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7% |
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税前营业利润率 |
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12.8% |
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12.9% |
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-12 bps |
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净收益（亏损）（基于GAAP） |
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$2,138 |
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$(1,505) |
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n/m |
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净收益，扣除费用和贷项* |
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$2,261 |
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$2,085 |
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8% |
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摊薄后每股收益（亏损）（基于GAAP） |
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|
$1.53 |
|
$(1.08) |
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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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|
$1.62 |
|
$1.50 |
|
8% |
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各地区全年合并营收 |
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北美 |
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$11,984 |
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$9,487 |
|
26% |
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拉美 |
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3,745 |
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3,976 |
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-6% |
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欧洲/独联体/非洲 |
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7,158 |
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7,072 |
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1% |
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中东与亚洲 |
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9,543 |
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9,394 |
|
2% |
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其他 |
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385 |
|
511 |
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n/m |
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$32,815 |
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$30,440 |
|
8% |
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北美营收 |
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|
$11,984 |
|
$9,487 |
|
26% |
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国际营收 |
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$20,446 |
|
$20,442 |
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- |
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北美营收，不计Cameron |
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$9,668 |
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$7,518 |
|
29% |
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国际营收，不计Cameron |
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$17,675 |
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$17,423 |
|
1% |
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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：“2018年全年营收为328亿美元，同比增长8%，也是连续第二年增长。这一业绩得益于北美业务的贡献，其营收达到了120亿美元，增长了26%，OneStim®业绩功不可没，增长了41%。国际业务全年营收达到了204亿美元，与2017年相比基本持平。然而，不计Cameron业务，2018年下半年国际营收出现了3%的同比增长，意味着业务活动自营收连续三年下跌之后开始呈现积极的上升态势。
“生产部门营收达到了124亿美元，增长17%，钻井部门营收达到了93亿美元，增长10%。油藏描述部门营收达到了65亿美元，下降4%，主要原因在于WesternGeco®海洋地震测绘业务的剥离。Cameron营收达到了52亿美元，下降1%，原因在于OneSubsea®和Drilling Systems的长周期业务出现的进一步下滑基本上被Surface Systems与Valves & Measurement的增长所抵消。
“2018年全年税前运营收入为42亿美元，增长7%。由于北美和国际活动增加和战略定位所带来的重启和调配成本抵消了营收增长带来的影响，税前运营利润率为13%，与上年相比基本持平。”
第四季度业绩
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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12月31日 |
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2018年9月30日 |
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2017年12月31日 |
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环比 |
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同比 |
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营收 |
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$8,180 |
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$8,504 |
|
$8,179 |
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-4% |
|
- |
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|
税前营业收入 |
|
$967 |
|
$1,152 |
|
$1,155 |
|
-16% |
|
-16% |
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|
税前营业利润率 |
|
11.8% |
|
13.5% |
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14.1% |
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-172 bps |
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-230 bps |
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净收益（亏损）（基于GAAP） |
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$538 |
|
$644 |
|
$(2,255) |
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-16% |
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n/m |
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|
净收益，扣除费用和贷项* |
|
$498 |
|
$644 |
|
$668 |
|
-23% |
|
-25% |
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|
摊薄后每股收益（亏损）（基于GAAP） |
|
$0.39 |
|
$0.46 |
|
$(1.63) |
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-15% |
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n/m |
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|
摊薄后每股收益，扣除费用和贷项* |
|
$0.36 |
|
$0.46 |
|
$0.48 |
|
-22% |
|
-25% |
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北美营收 |
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$2,820 |
|
$3,189 |
|
$2,811 |
|
-12% |
|
- |
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|
国际营收 |
|
$5,283 |
|
$5,215 |
|
$5,237 |
|
1% |
|
1% |
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北美营收，不计Cameron |
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$2,265 |
|
$2,572 |
|
$2,246 |
|
-12% |
|
1% |
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|
国际营收，不计Cameron |
|
$4,581 |
|
$4,559 |
|
$4,446 |
|
- |
|
3% |
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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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“归咎于北美陆地大多数与生产和Cameron相关业务活动和定价的降低，第四季度营收为82亿美元，环比下降4%。OneSubsea营收的减少也是造成营收下降的原因之一，但随着公司在本季度获得6亿多美元的新项目订单，未完成订单驱动型业务周期已接近尾声。
“尽管原油价格下跌，国际活动依然韧劲十足，其营收环比增长1%。俄罗斯的季节性下滑被中东、亚洲和非洲营收的增长所抵消。欧洲和拉美的营收与前一季度相比持平。
“环比业绩受到了北美陆地与生产和Cameron业务相关活动的严重影响，因为我们看到，北美合并营收环比下降了12%。OneStim营收环比下滑了25%，因为公司决定在本季度后半段让多个作业队转入休眠模式，而且我们还专注于在第四季度投标期间便开始力争多个2019年上半年专项合约。由于公司继续在挪威、沙特、印度、阿根廷、厄瓜多尔、中国和伊拉克为公司的一体化钻井服务(IDS)项目调配额外的井架，钻井部门营收环比增长1%。油藏描述部门营收环比下滑了1%，原因在于Wireline和OneSurface®营收出现了下滑以及软件一体化解决方案(SIS)软件和WesternGeco多客户端地震许可年底销售额十分有限。Cameron营收环比下降3%，主要归咎于OneSubsea和Valves & Measurement产品线营收的下滑。
“从宏观角度来看，第四季度原油价格的大幅下滑主要源于今年早些时候活动的激增导致了美国页岩油生产出现惊人的增长，同时还源于地缘政治对全球供需平衡情绪的负面影响。这些因素的共同作用，再加上人们对全球增长的担忧和美国加息所导致的股票市场大范围抛售，让2018年以近乎完美的平仓风暴收官。
“展望2019年，由于欧佩克和俄罗斯的产能削减的将全面生效，2018年下半年北美陆地活动的减少将影响产能的增加，伊朗原油出口制裁豁免已经过期而且未得到延期，以及中美继续围绕现有的贸易纠纷进行斡旋，我们预计会出现更加积极的供需平衡情绪，该情绪将在今年年内推动原油价格的逐渐恢复。
“与此同时，最近的原油价格波动为2019年勘探开采的开支前景带来了更多的不确定因素，而且客户通常在年初之时会采取更加保守的策略。这一现象最终会再次延缓勘探开采开支出现大范围的恢复，而我们在刚刚在三个月之前便提到了这一预期。
“然而，基于我们最近与客户的讨论，我们看到了一些明确的迹象，勘探开采投资开始常态化，而且反应了全球资源基地采取的更加可持续的财务管理。对于北美陆地勘探开采运营商来说，这意味着未来投资可能会非常接近公司自由现金流可支付的额度。相反，中东和俄罗斯之外的国际市场在经历了4年的投资不足以及对现金流最大化的专注之后，各个国家石油公司和独立企业将开始意识到，哪怕只是为了维持其当前的生产水平，它们也有必要对其资源基地进行投资。
“对于斯伦贝谢来说，这意味着即便按照当前的油价，我们预计国际市场依然会呈现出稳健的单位数增长，而在北美陆地，资本成本的增加以及投资向自由现金流看齐的趋势为钻井和生产活动的前景带来了更多的不确定因素。
“在这一环境下，我们已赋予公司2019年运营计划巨大的灵活性，此举将让我们有能力和信心来应对任何投资和业务活动局面。此外，作为2019年计划的基石，我们明确表示今年的工作重心是在不增加净债务的情况下，创造能够应付所有业务需求的充足现金流。在经历了2018年下半年异常强劲的自由现金流业绩之后，我们将专注于盈利性增长、利润率提升、资金纪律和审慎的运营资本管理，同时，我们十分有信心通过上述方式进一步改善2019年的流动性。”
其他事件
本季度，斯伦贝谢以平均每股48.44美元的价格回购了210万股通股，回购总额达到了1亿美元。
2018年11月15日，Shearwater GeoServices Holding AS完成了对WesternGeco海洋地震测绘资产和业务的收购。斯伦贝谢收到了6亿美元的现金对价以及结算后Shearwater GeoServices Holding AS 15%的股权。
2019年1月16日，斯伦贝谢董事会批准了已发行普通股每股0.50美元的季度现金派息，将于2019年4月12日面向2019年2月13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12月31日 |
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2018年9月30日 |
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2017年12月31日 |
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环比 |
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同比 |
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北美 |
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$2,820 |
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$3,189 |
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$2,811 |
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-12% |
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- |
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拉美 |
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978 |
|
978 |
|
1,034 |
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- |
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-5% |
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欧洲/独联体/非洲 |
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1,842 |
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1,820 |
|
1,816 |
|
1% |
|
1% |
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中东与亚洲 |
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2,464 |
|
2,417 |
|
2,387 |
|
2% |
|
3% |
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其他 |
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76 |
|
100 |
|
131 |
|
n/m |
|
n/m |
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$8,180 |
|
$8,504 |
|
$8,179 |
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-4% |
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- |
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北美营收 |
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$2,820 |
|
$3,189 |
|
$2,811 |
|
-12% |
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- |
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国际营收 |
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$5,283 |
|
$5,215 |
|
$5,237 |
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1% |
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1% |
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北美营收，不计Cameron |
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$2,265 |
|
$2,572 |
|
$2,246 |
|
-12% |
|
1% |
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国际营收，不计Cameron |
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$4,581 |
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$4,559 |
|
$4,446 |
|
- |
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3% |
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n/m = 无意义 |
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第四季度合并营收为82亿美元，环比下降4%，原因在于北美营收为28亿美元，下降12%，而国际营收为53亿美元，增长1%。
北美
北美地区合并营收28亿美元，环比下降12%，原因在于北美陆地大多数与生产和Cameron业务相关的活动和定价出现了下滑。OneStim营收环比下滑25%，而我们决定在本季度后半段将多个作业队转为休眠模式，并从第四季度投标期间便开始力争获得2019年上半年多个专项合同。Cameron陆地营收的下滑归咎于Valves & Measurement和Surface Systems活动的减少。海上业务营收略有下滑，原因在于Cameron活动的减少大大抵消了开发项目钻井活动的增长以及WesternGeco多客户端地震许可销售的增加。
国际
拉美地区合并营收达到了10亿美元，环比持平。在拉美南部GeoMarket，新钻井项目和Cameron Surface System活动的增加助推了营收的增长，但该增长被阿根廷水力压裂运营的减少所部分抵消。在墨西哥和中美GeoMarket，营收的下滑归咎于WesternGeco多客户端地震许可销售较前一季度强劲的业绩有所减少。拉美北部和委内瑞拉GeoMarket营收环比持平。
尽管俄罗斯和北海出现了季节性的活动下滑，欧洲/独联体/非洲地区合并营收达到了18亿美元，环比增长1%。营收增长归功于非洲撒哈拉以南GeoMarket钻井活动的增加以及莫桑比克和安哥拉WesternGeco多客户端地震许可销售的增加。得益于阿尔及利亚新项目水力压裂和钻井活动的增加，以及利比亚修井项目的开始，北非GeoMarket亦出现了营收增长。Cameron营收在整个地区均出现了增长，挪威和丹麦GeoMarket尤为突出。
中东和亚洲地区的合并营收达到了25亿美元，环比增长2%，主要原因在于中东东部GeoMarket营收的增长，而这是因为伊拉克IDS项目强劲的活动、阿曼水力压裂活动的增加以及Wireline和Testing Services阿联酋勘探活动的增加推动了营收的增长。沙特一次性统包(LSTK)项目营收出现了进一步的增长，如今已部署所有25个井架。亚洲远东地区和澳大利亚GeoMarket环比出现增长，原因在于中国钻井和油井建造活动的增加以及该地区GeoMarket SIS软件和WesternGeco多客户端地震许可销售的增加。然而，科威特和埃及OneSurface营收的下降以及IDS项目的完成导致中东北部GeoMarket营收出现环比下滑。Cameron在该地区的营收环比持平，原因在于印度Surface Systems销售的增加被沙特、亚洲远东和澳大利亚GeoMarket活动的减少所抵消。
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12月31日 |
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2018年9月30日 |
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2017年12月31日 |
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环比 |
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同比 |
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营收 |
$1,651 |
|
$1,676 |
|
$1,640 |
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-1% |
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1% |
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税前运营收入 |
$364 |
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$372 |
|
$359 |
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-2% |
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1% |
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税前运营利润率 |
22.0% |
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22.2% |
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21.9% |
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-16 bps |
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17 bps |
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受累于俄罗斯Wireline活动的季节性下滑、北美海上Wireline勘探活动的减少以及中东OneSurface活动的减少，油藏描述营收为17亿美元，其中79%来自于国际市场，环比下降1%。这些影响被年底中国、俄罗斯、印度、越南和挪威SIS软件销售以及卡塔尔、阿联酋、阿曼和伊拉克Testing Services活动的增加所部分抵消。WesternGeco营收环比基本持平，原因在于海洋地震测绘活动继11月该业务剥离之后出现的下滑被莫桑比克、安哥拉、澳大利亚和北美近海年底多客户端地震许可的销售所完全抵消。
油藏描述部门税前运营利润率为22%，环比基本持平，高利润率SIS软件和WesternGeco多客户端地震许可销售被高利润率Wireline营收的季节性下滑所抵消。
第四季度，油藏描述业绩受益于多个合约授予，多个多客户端地震测绘新项目以及改善运营效率所需技术和领域专长的应用。
在墨西哥，必和必拓(BHP Billiton)授予斯伦贝谢一个带有一年期选择性延长期的两年期合约，为墨西哥湾的Trion深水项目提供勘探和评估服务。工作内容涵盖 SonicScope*多极随钻声测服务，Quanta Geo*仿真油藏地质服务，Litho Scanner*高清光谱学服务，以及CLEANCUT*钻屑收集和运输系统。
在澳大利亚，斯伦贝谢为客户部署了 Concert*油井测试实时性能技术，以测试一个大型海上凝析油田的首批开发井。Concert的性能让超高流量井所需的测试差值管理效率迈上了一个新台阶。通过自动化的实时数据搜集和通讯实现的合作分析加快了对测试作业的解读，同时大幅减少了现场员工数量。
在印尼，Integrated Services Management (ISM)为KS Orka的21口地热井部署了多项技术，以减少Sorik Marapi Field的运营成本。储层含有异常坚硬的火山岩和250摄氏度的高温。这些技术包括PowerPak*可操控电机和Xtreme*高压、高温录井平台。
在挪威，Petoro AS授予斯伦贝谢一项两年期软件即服务(SaaS)合约，为其提供DELFI*认知型勘探开采环境技术，以及使用ECLIPSE*行业参考以及INTERSECT*高分辨率油藏模拟器。这些技术将为公司提供有关其活跃许可的深层次信息，从而按最大影响对其进行排序和分析。
Dyas Norge AS授予SIS一项软件即服务合约，在挪威大陆架新发现的Fogelberg气藏部署DELFI认知型勘探开采环境技术。
在斯里兰卡近海，WesternGeco使用第三方地震测绘船，开始为斯里兰卡石油资源开发秘书处(Sri Lanka Petroleum Resources Development Secretariat)和一家首要的油气公司开展5,020公里的2D多客户端测绘工作。这是在斯里兰卡开展的最大规模的测绘，同时也得到了行业的预先融资支持。
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12月31日 |
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2018年9月30日 |
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2017年12月31日 |
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环比 |
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同比 |
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营收 |
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$2,461 |
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$2,429 |
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$2,180 |
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1% |
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13% |
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税前运营收入 |
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$318 |
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$339 |
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$319 |
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-6% |
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税前运营利润率 |
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12.9% |
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14.0% |
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14.6% |
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-105 bps |
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-170 bps |
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随着公司继续为挪威、沙特、印度、阿根廷、厄瓜多尔、中国和伊拉克的一体化钻井项目调配更多的井架，受益于Drilling & Measurements、M-I SWACO和IDS的增长，钻井部门营收达到了25亿美元，其中73%来自于国际市场，环比增长1%。受定向钻井业务的推动，北美陆地的钻井营收依然韧劲十足。然而，上述营收增长被北半球活动，特别是俄罗斯活动的季节性下滑所部分抵消。
钻井部门税前运营利润率为13%，环比下降105个基点，原因在于俄罗斯活动的季节性下滑以及额外资源调配成本的增加，而IDS项目活动在整个国际业务中均有所增加。
本季度钻井业绩受益于多项技术的部署以及多项合同的授予，其中包括打破多项纪录的钻井和钻头技术，以及用于优化采油的GeoSphere油藏随钻测绘服务。
在新墨西哥州特拉华盆地，Drilling & Measurements为XTO Energy部署了PowerDrive Orbit*旋转可操控系统，以钻探拥有最长分支井的最长油井。XTO Energy在James Ranch Unit D12 #191H的钻探总深度达到了26,150英尺，让其成为了Permian Basin最长的水平井。此外，XTO Energy还在LHS Ranch 4-40 4004BH钻探了Permian最长的分支井，长达16,426英尺。PowerDrive Orbit系统帮助打造了接触额外储层的渠道，并通过接触此前无法接触的宝贵储层区域，帮助客户减少了运营成本，优化了每英亩的利用率。
Eni Iraq B.V.授予斯伦贝谢一项IDS合约，涉及Zubair Field至少8口井。在获得这一基于绩效的合约之前，斯伦贝谢还获得了Eni授予的同一油田的合约。该IDS合约包括提供诸多技术，例如DBOS*钻头优化系统、i-DRILL*一体化动态系统分析服务和COLOSSUS*衬管悬挂系统。
在伊拉克，IDS为Eni Iraq B.V.创造了一个新的油井交付记录，从开钻到完成钻井深度仅用了20天，较此前的记录提升了13%。该统包项目要求钻探多个不同类型和复杂度的井，因此需要使用多种技术。其中的一些钻井技术包括ROPO*钻进速率优化软件，RigHour*多井钻探作业效率分析以及StingBlade*锥形金刚石组件钻头。
在德州西部Permian Basin，Drilling & Measurements使用PowerDrive Orbit旋转可操控系统，帮助Apache Corporation进行钻井作业，并在Lower Spraberry 地层节约了27个钻井小时。PowerDrive Orbit系统技术以略多于29小时的时间，在单次作业中钻探了7,600英尺长的分支井，其钻速几乎是该地层中补偿井类似分支井钻速的两倍。后者在使用传统电机时在该地层从顶部到底部的平均钻探时间为56.1小时。
在科罗拉多州 Denver-Julesburg Basin，Bits & Drilling Tools部署了HyperBlade* 双曲线金刚石组件钻头技术，以帮助客户提升两口井的钻探效率。在其中一口井中，HyperBlade钻头技术将垂直井段的钻进速率提升了50%。与采用传统钻头的补偿井相比，此技术为运营商节省了7.5小时的钻井时间。另一口井是该盆地中总长度钻探时间最短的井，其从顶部到底部的钻进速率达到了464.6英尺/时。
在俄罗斯，Bits & Drilling Tools为Orenburgneft部署了一系列技术，为其提供钻井服务，该油井的钻探时长较传统Zaykino-Zorinskoye Field补偿井的钻井时间节约了近75个小时。部署的技术包括AxeBlade*脊状金刚石组件钻头、StingBlade锥形金刚石组件钻头和 3DC*三维刀具。
在北海英国海域的Schiehallion Field，Drilling & Measurements为英国石油公司(BP)部署了GeoSphere油藏随钻测绘服务，减少了两口井出现地质侧钻的概率。GeoSphere服务对离钻孔20-30米的井道沙进行了测绘，此举改善了客户对地层的认知，实现了油藏接触和开采的最大化。
Apache North Sea UK Limited授予斯伦贝谢一项拥有两个一年期选择性延长期的三年期合约，为英国北海的平台和海底钻井项目提供钻井和完井液。新合约已于2018年10月1日生效，作业已于12月开始。
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12月31日 |
|
2018年9月30日 |
|
2017年12月31日 |
|
环比 |
|
同比 |
|||||||||
|
营收 |
|
$2,936 |
|
$3,249 |
|
$3,078 |
|
-10% |
|
-5% |
|||||||||
|
税前运营收入 |
|
$198 |
|
$320 |
|
$316 |
|
-38% |
|
-37% |
|||||||||
|
税前运营利润率 |
|
6.8% |
|
9.9% |
|
10.3% |
|
-310 bps |
|
-351 bps |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
生产部门营收29亿美元，其中53%来自于国际市场，环比下降10%。北美陆地OneStim营收下滑25%，因为公司决定在本季度后半段将多个作业队专为休眠模式，并专注于早在第四季度投标期间就力争获得2019年上半年的专项合同。受阿根廷水力压裂活动降低的影响，Well Services国际营收出现了下滑。上述营收下滑被俄罗斯、欧洲大陆、非洲撒哈拉以南地区、中东和厄瓜多尔强劲的产品销售和服务活动带来的Artificial Lift Solutions营收的增加所部分抵消。
生产部门税前运营利润率为7%，环比下降310个基点，原因在于北美陆地OneStim业务定价和活动出现了下滑。
生产部门业绩得到了合同授予以及固井和水力压裂新技术部署的支撑，它们帮助改善了运营效率和油井生产力。Fulcrum*水泥输送压裂性能技术在水力压裂分支井段提供了卓越的层位封隔。此外，BroadBand Precision*一体化完井服务能够确保对每一个压裂部位进行增产处理，并撑开从压裂点到井壁的压裂部位。BroadBand Shield*压裂几何学控制服务帮助减少了与邻近油井（压裂部位）窜漏的风险，该技术对于加密井和多井井场尤为重要。
沙特阿美(Saudi Aramco)授予斯伦贝谢一项三年期一体化生产服务合约，为南部地区的传统气田提供气井增产和测试服务。该合约拥有一个一年期选择性延长期，涵盖BroadBand Sequence*压裂技术和OpenPath*增产服务的部署。
在Permian Basin，Well Services部署了Fulcrum 水泥输送压裂性能技术，来克服套管后部钻井液移除的挑战，这一现象可能会在水平井的水力压裂过程中破坏层位封隔。在对拥有1万英尺长度分支井的5口井进行加固之后，水泥胶结测井记录显示胶结系数平均改善了55%，较采用传统办法加固的补偿井获得了更为优越的层位封隔效果。OneStim对这5口井进行了水力压裂，并将其早期生产情况与过去两年中10英里范围内采用传统增产办法完井的代表性补偿井的公共数据进行了对比。如果以分支井长度为标准来衡量，经Fulcrum技术处理的三个月累积液体产量均值高出补偿井22%。
在加拿大，OneStim通过挠性油管部署了BroadBand Precision一体化完井服务，让阿尔伯塔省Cardium Formation的每口油井出现了高达160的压裂阶段数。BroadBand Precision服务让压裂阶段的过渡时间降至4分钟。此外，优化后的筛眼孔径提升了安装期间的效率，让每口井节约了高达16小时的钻井时间。
在北达科他州，OneStim部署了多项技术，对一口老水平井附近的加密井进行增产处理，并通过取消原本需要两个星期的清理需求，为客户节约了40万美元的成本。OneStim专家设计了新的增产处理方案，他们使用BroadBand Shield压裂几何学控制服务来消除压裂冲击。这一处理方式通过避免沙堵，维持了最初老油井的产量，与此同时，由于WellWatcher Stim*增产监控服务确认了其压裂hits消除的举措获得了成功。
在英国北海，Well Services使用了 CemPRIME*经改造的化学垫片技术，帮助英国石油公司减少了Achmelvich Field的封堵弃井操作成本。该技术改善了流体相容性，减少了水泥凝固时长所带来的影响，从而让流体系统从使用两个垫片变为使用一个垫片。
Cameron
|
|
|
（单位为百万） |
|||||||||||||||||
|
|
|
截至以下日期的3个月 |
|
|
变化 |
||||||||||||||
|
|
|
2018年12月31日 |
|
2018年9月30日 |
|
2017年12月31日 |
|
环比 |
|
同比 |
|||||||||
|
营收 |
|
$1,265 |
|
$1,298 |
|
$1,414 |
|
-3% |
|
-11% |
|||||||||
|
税前运营收入 |
|
$127 |
|
$148 |
|
$203 |
|
-14% |
|
-37% |
|||||||||
|
税前运营利润率 |
|
10.0% |
|
11.4% |
|
14.4% |
|
-140 bps |
|
-432 bps |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
Cameron营收为13亿美元，其中55%来自于国际市场，环比下滑3%，原因在于OneSubsea和Valves & Measurement产品线营收的降低大大抵消了Surface Systems销售额的增加，而 Drilling Systems营收持平。此外，OneSubsea在本季度拿到了6亿多美元的新项目订单，意味着公司的未完成订单驱动型业务周期已接近尾声。Surface Systems在印度、欧洲、非洲、中东以及拉美地区的销售额有所提升，而Valves & Measurement的营收因北美陆地活动的减少出现了下滑。
Cameron税前运营利润率为10%，环比下降140个基点，原因在于OneSubsea利润率的降低。
在第四季度，Cameron获得了多个一体化海底生产系统和一体化钻井打包方案合约，这些系统和设备将被部署在全球四大主要深水海盆中。此外，OneSubsea 与Subsea 7成立的全球性合作项目Subsea Integration Alliance，在美国墨西哥湾和英国北海执行了创纪录的延伸长度回接安装，减少了实现初次生产的时间。
Equinor授予OneSubsea一项工程、采购和建造(EPC)合约，为挪威北海海域Vigdis Field提供行业首个纯电作动的增压系统。该合约的内容包括拥有多层地基和保护结构的泵站，以及泵模块、甲板设备、脐带缆、以及电力作动的纯电控制系统。该作业已于2018年12月开始，计划于2020年第一季度交付。
Esso Australia Pty. Ltd.授予Subsea Integration Alliance一个澳大利亚近海的一体化海底工程、采购、建造、安装和调试(EPCIC)合约。这个供应商引导的一体化开发解决方案整合了海底生产系统(SPS)以及海底脐带缆、立管和管道(SURF)。这些油井将回接朗福德陆地气厂。海上安装活动计划于2020年开始。
斯伦贝谢海底多相增压系统技术实现了英国北海和美国墨西哥湾最长的回接开发项目。在英国北海的Otter Field，18英里长的回接是一个一体化解决方案的一部分，该解决方案旨在为晚期资产的生产安全性提供保障。在美国墨西哥湾的Dalmatian Field，22英里长的回接是一个采油增产项目的一部分。这些项目均由Subsea Integration Alliance执行。
Equinor和South Atlantic Holding B.V.与斯伦贝谢签署了一项合约，涉及Total Well Delivery 的 Peregrino C平台，并对Cameron EPC合约进行了修订，以获取Cameron的钻井模块。钻井模块位于里约热内卢海岸85公里，将被安装在平台C上，以支持生产和注水井的钻探，这些井位于当前无法从平台A和B接触的储层。借助Total Well Delivery模型，斯伦贝谢将提供全方位的井建造服务、钻井管理服务和高级数字技术解决方案，包括在钻探的22口井中采用DrillPlan*一致性油井建造规划解决方案。这个一体化模型包括钻井模块效率改进、连贯工作流程精简以及油井现场多技能船员提供的最优人力资源。
|
财务报表 |
||||||||
|
|
|
|
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|
简明合并损益表 |
||||||||
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（单位为百万，每股数额除外） |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
第四季度 |
|
12个月 |
||||
|
截至12月31日， |
|
2018 |
|
2017 |
|
2018 |
|
2017 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
营收 |
|
$8,180 |
|
$8,179 |
|
$32,815 |
|
$30,440 |
|
利息和其他收入 |
|
31 |
|
52 |
|
149 |
|
224 |
|
业务出售收益 (1) |
|
215 |
|
- |
|
215 |
|
- |
|
费用 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
营收成本 |
|
7,172 |
|
7,201 |
|
28,478 |
|
26,543 |
|
研究和工程 |
|
178 |
|
192 |
|
702 |
|
787 |
|
一般和管理 |
|
114 |
|
109 |
|
444 |
|
432 |
|
减值与其他 (1) |
|
172 |
|
2,701 |
|
356 |
|
3,211 |
|
合并与整合 (1) |
|
- |
|
95 |
|
- |
|
308 |
|
权益 |
|
142 |
|
143 |
|
575 |
|
566 |
|
税前收入（亏损） |
|
$648 |
|
$(2,210) |
|
$2,624 |
|
$(1,183) |
|
税费 (1) |
|
100 |
|
62 |
|
447 |
|
330 |
|
可归于斯伦贝谢的净收益（亏损）(1) |
|
$548 |
|
$(2,272) |
|
$2,177 |
|
$(1,513) |
|
可归于非控制性权益的净收益（亏损） |
|
10 |
|
(17) |
|
39 |
|
(8) |
|
可归于斯伦贝谢的净收益（亏损） (1) |
|
$538 |
|
$(2,255) |
|
$2,138 |
|
$(1,505) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
斯伦贝谢的摊薄后每股收益（亏损） (1) |
|
$0.39 |
|
$(1.63) |
|
$1.53 |
|
$(1.08) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
在外流通平均股数 |
|
1,384 |
|
1,385 |
|
1,385 |
|
1,388 |
|
摊薄后在外流通平均股数 |
|
1,392 |
|
1,385 |
|
1,393 |
|
1,388 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
包含在费用中的折旧和摊销 (2) |
|
$919 |
|
$906 |
|
$3,556 |
|
$3,837 |
|
(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12月31日 |
|
2017年12月31日 |
|
流动资产 |
|
|
|
|
|
现金和短期投资 |
|
$2,777 |
|
$5,089 |
|
应收款项 |
|
7,881 |
|
8,084 |
|
其他流动资产 |
|
5,073 |
|
5,324 |
|
|
|
15,731 |
|
18,497 |
|
固定资产 |
|
11,679 |
|
11,576 |
|
多客户端地震数据 |
|
601 |
|
727 |
|
商誉 |
|
24,931 |
|
25,118 |
|
无形资产 |
|
8,727 |
|
9,354 |
|
其他资产 |
|
8,838 |
|
6,715 |
|
|
|
$70,507 |
|
$71,987 |
|
|
|
|
|
|
|
负债和权益 |
|
|
|
|
|
流动负债 |
|
|
|
|
|
应付账款和应计负债 |
|
$10,223 |
|
$10,036 |
|
所得税负债预估 |
|
1,155 |
|
1,223 |
|
短期借款和长期债务的流动部分 |
|
1,407 |
|
3,324 |
|
应付股息 |
|
701 |
|
699 |
|
|
|
13,486 |
|
15,282 |
|
长期债务 |
|
14,644 |
|
14,875 |
|
递延税 |
|
1,441 |
|
1,650 |
|
退休后福利 |
|
1,153 |
|
1,082 |
|
其他债务 |
|
3,197 |
|
1,837 |
|
|
|
33,921 |
|
34,726 |
|
权益 |
|
36,586 |
|
37,261 |
|
|
|
$70,507 |
|
$71,987 |
|
|
|
|
|
|
|
流动性 |
||||||
|
|
||||||
|
（单位为百万） |
||||||
|
流动性组成部分 |
|
2018年12月31日 |
|
2018年9月30日 |
|
2017年12月31日 |
|
现金和短期投资 |
|
$2,777 |
|
$2,854 |
|
$5,089 |
|
短期借款和长期债务的流动部分 |
|
(1,407) |
|
(3,215) |
|
(3,324) |
|
长期债务 |
|
(14,644) |
|
(14,159) |
|
(14,875) |
|
净债务(1) |
|
$(13,274) |
|
$(14,520) |
|
$(13,110) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
流动性变化明细如下： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至12月31日， |
|
2018年12个月 |
|
2018年第四季度 |
|
2017年12个月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
扣除非控制性权益前的净收益 |
|
$2,177 |
|
$548 |
|
$(1,513) |
|
减值和其他费用，扣除非控制性权益前的税费 |
|
320 |
|
156 |
|
3,624 |
|
出售WesternGeco海洋地震业务收益，扣除税费 |
|
(196) |
|
(196) |
|
- |
|
|
|
$2,301 |
|
$508 |
|
$2,111 |
|
折旧和摊销(2) |
|
3,556 |
|
919 |
|
3,837 |
|
股票薪酬费用 |
|
345 |
|
86 |
|
343 |
|
运营资金变动 |
|
(442) |
|
705 |
|
(823) |
|
美国联邦税退税 |
|
- |
|
- |
|
685 |
|
其他 |
|
(47) |
|
113 |
|
(490) |
|
运营产生的现金流(3) |
|
$5,713 |
|
$2,331 |
|
$5,663 |
|
资本支出 |
|
(2,160) |
|
(621) |
|
(2,107) |
|
SPM投资 |
|
(981) |
|
(262) |
|
(1,609) |
|
资本化的多客户端地震数据 |
|
(100) |
|
(37) |
|
(276) |
|
自由现金流(4) |
|
2,472 |
|
1,411 |
|
1,671 |
|
已付股息 |
|
(2,770) |
|
(693) |
|
(2,778) |
|
股票回购计划 |
|
(400) |
|
(100) |
|
(969) |
|
雇员股票计划收益 |
|
261 |
|
5 |
|
297 |
|
|
|
(437) |
|
623 |
|
(1,779) |
|
出售WesternGeco海洋地震业务的现金收益，不计撤离的现金 |
|
579 |
|
579 |
|
- |
|
商业收购和投资，不计获得的现金和债务 |
|
(292) |
|
(2) |
|
(847) |
|
其他 |
|
(14) |
|
46 |
|
(363) |
|
净债务的（增加）减少 |
|
(164) |
|
1,246 |
|
(2,989) |
|
会计期间开始时的净债务 |
|
(13,110) |
|
(14,520) |
|
(10,121) |
|
会计期间结束时的净债务 |
|
$(13,274) |
|
$(13,274) |
|
$(13,110) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(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12月31日的12个月和第四季度3.4亿美元和0.75亿美元的遣散费以及截至2017年12月31日12个月和第四季度4.55亿美元和1.08亿美元的遣散费。 |
|
(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年全年和第四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年第四季度 |
||||||||
|
|
|
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） |
|
$648 |
|
$100 |
|
$10 |
|
$538 |
|
$0.39 |
|
出售海洋地震测绘业务收益 |
|
(215) |
|
(19) |
|
- |
|
(196) |
|
(0.14) |
|
资产减值 (1) |
|
172 |
|
16 |
|
- |
|
156 |
|
0.11 |
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
|
$605 |
|
$97 |
|
$10 |
|
$498 |
|
$0.36 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2017年第四季度 |
||||||||
|
|
|
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） |
|
$(2,210) |
|
$62 |
|
$(17) |
|
$(2,255) |
|
$(1.63) |
|
减值与其他： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
WesternGeco地震业务重组 |
|
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 |
|
长期建造项目亏损备抵金 (2) |
|
245 |
|
22 |
|
- |
|
223 |
|
0.16 |
|
美国税改 (3) |
|
- |
|
(76) |
|
- |
|
76 |
|
0.05 |
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
|
$831 |
|
$158 |
|
$5 |
|
$668 |
|
$0.48 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2018年12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） |
|
$2,624 |
|
$447 |
|
$39 |
|
$2,138 |
|
$1.53 |
|
出售海洋地震测绘业务收益 |
|
(215) |
|
(19) |
|
- |
|
(196) |
|
(0.14) |
|
减值与其他： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
裁员 |
|
184 |
|
20 |
|
- |
|
164 |
|
0.12 |
|
资产减值 |
|
172 |
|
16 |
|
- |
|
156 |
|
0.11 |
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
|
$2,765 |
|
$464 |
|
$39 |
|
$2,261 |
|
$1.62 |
|
|
|||||||||
|
（单位为百万，每股数额除外） |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2017年12个月 |
||||||||
|
|
税前 |
|
税 |
|
非控制性权益 |
|
净值 |
|
摊薄后每股收益 |
|
斯伦贝谢净亏损（基于GAAP） |
$(1,183) |
|
$330 |
|
$(8) |
|
$(1,505) |
|
$(1.08) |
|
减值与其他： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
WesternGeco地震业务重组 |
1,114 |
|
20 |
|
- |
|
1,094 |
|
0.79 |
|
委内瑞拉投资减记 |
938 |
|
- |
|
- |
|
938 |
|
0.67 |
|
本票公允值调整及其他 |
510 |
|
- |
|
12 |
|
498 |
|
0.36 |
|
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 |
308 |
|
70 |
|
- |
|
238 |
|
0.17 |
|
长期建造项目亏损备抵金 (2) |
245 |
|
22 |
|
- |
|
223 |
|
0.16 |
|
美国税改 (3) |
- |
|
(76) |
|
- |
|
76 |
|
0.05 |
|
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项 |
$2,581 |
|
$470 |
|
$26 |
|
$2,085 |
|
$1.50 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2018年第三季度未发生费用和贷项。
|
|
|
|
|
(1) |
|
列于简明合并损益表中的“减值与其他”项。 |
|
(2) |
|
列于简明合并损益表中的营收成本项。 |
|
(3) |
|
列于简明合并损益表中的税收费用（优惠）项。 |
|
* 因四舍五入未相加 |
||
|
部门 |
||||||||||||
|
|
||||||||||||
|
（单位为百万） |
||||||||||||
|
|
|
截至以下日期的三个月 |
||||||||||
|
|
|
2018年12月31日 |
|
2018年9月30日 |
|
2017年12月31日 |
||||||
|
|
|
营收 |
|
税前收入 |
|
营收 |
|
税前收入 |
|
营收 |
|
税前收入 |
|
油藏描述 |
|
$1,651 |
|
$364 |
|
$1,676 |
|
$372 |
|
$1,640 |
|
$359 |
|
钻井 |
|
2,461 |
|
318 |
|
2,429 |
|
339 |
|
2,180 |
|
319 |
|
生产 |
|
2,936 |
|
198 |
|
3,249 |
|
320 |
|
3,078 |
|
316 |
|
Cameron |
|
1,265 |
|
127 |
|
1,298 |
|
148 |
|
1,414 |
|
203 |
|
消除和其他 |
|
(133) |
|
(40) |
|
(148) |
|
(27) |
|
(133) |
|
(42) |
|
税前营业收入 |
|
|
|
967 |
|
|
|
1,152 |
|
|
|
1,155 |
|
企业和其他 |
|
|
|
(238) |
|
|
|
(234) |
|
|
|
(219) |
|
利息收益(1) |
|
|
|
8 |
|
|
|
8 |
|
|
|
25 |
|
利息支出(1) |
|
|
|
(132) |
|
|
|
(139) |
|
|
|
(130) |
|
费用和贷项 |
|
|
|
43 |
|
|
|
- |
|
|
|
(3,041) |
|
|
|
$8,180 |
|
$648 |
|
$8,504 |
|
$787 |
|
$8,179 |
|
$(2,210) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
（单位为百万） |
||||||||
|
|
|
截至以下日期的12个月 |
||||||
|
|
|
2018 年12月31日 |
|
2017年12月31日 |
||||
|
|
|
营收 |
|
税前收入 |
|
营收 |
|
税前收入 |
|
油藏描述 |
|
$6,526 |
|
$1,392 |
|
$6,795 |
|
$1,244 |
|
钻井 |
|
9,250 |
|
1,239 |
|
8,392 |
|
1,151 |
|
生产 |
|
12,394 |
|
1,052 |
|
10,630 |
|
936 |
|
Cameron |
|
5,167 |
|
608 |
|
5,205 |
|
733 |
|
消除和其他 |
|
(522) |
|
(104) |
|
(582) |
|
(143) |
|
税前营业收入 |
|
|
|
4,187 |
|
|
|
3,921 |
|
企业和其他 |
|
|
|
(937) |
|
|
|
(934) |
|
利息收益(1) |
|
|
|
52 |
|
|
|
107 |
|
利息支出(1) |
|
|
|
(537) |
|
|
|
(513) |
|
费用和贷项 |
|
|
|
(141) |
|
|
|
(3,764) |
|
|
|
$32,815 |
|
$2,624 |
|
$30,440 |
|
$(1,183) |
|
|
||||||||
|
(1) 不包括产品部门业绩中包含的利息。 |
||||||||
|
|
||||||||
|
补充信息 |
||
|
|
||
|
1) |
|
2019年全年资本支出指引是多少？ |
|
|
|
2019年全年资本支出（不包括多客户端和SPM投资）预计约为15-17亿美元之间，较2018年的22亿美元支出有所下降。 |
|
|
|
|
|
2) |
|
2018年第四季度来自于运营的现金流和自由现金流分别是多少？ |
|
|
|
2018年第四季度来自于运营的现金流为23亿美元。第四季度自由现金流为14亿美元，包括7,500万美元的遣散费，但不计出售WesternGeco海洋地震业务所带来的6亿美元现金收益。 |
|
|
|
|
|
3) |
|
2018年全年来自于运营的现金流和自由现金流分别是多少？ |
|
|
|
2018年全年来自于运营的现金流为57亿美元。2018年全年自由现金流为25亿美元，包括3.4亿美元的遣散费，但不计出售WesternGeco海洋地震业务所带来的6亿美元现金收益。 |
|
|
|
|
|
4) |
|
2018年第四季度“利息和其他收益”项目都包含哪些内容？ |
|
|
|
2018年第四季度的“利息和其他收益”为3,100万美元。其中包括2,100万美元的权益法投资收益和1,000万美元的利息收益。 |
|
|
|
|
|
5) |
|
2018年第四季度利息收益和利息支出是如何变化的？ |
|
|
|
2018年第四季度利息收益为1,000万美元，环比持平。利息支出1.42亿美元，环比下降500万美元。 |
|
|
|
|
|
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年第四季度实际税率(ETR)是多少？ |
|
|
|
根据GAAP计算，2018年第四季度实际税率为15.4%，2018年第三季度实际税率是16.4%。不计费用和贷项，2018年第四季度实际税率是16.0%。2018年第三季度未发生费用和贷项。 |
|
|
|
|
|
8) |
|
截至2018年12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12月31日，在外流通普通股为13.83亿股。下表显示的是从2018年9月30日至2018年12月31日的在外流通股变化情况： |
|
（单位为百万） |
||
|
2018年9月30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 |
|
(2) |
|
2018年12月31日的在外流通股 |
|
1,383 |
|
|
|
|
|
9) |
|
2018年第四季度和2018年第三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年第四季度和2018年第三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 年第四季度 |
|
2018 年第三季度 |
|
在外流通股加权平均数 |
|
1,384 |
|
1,385 |
|
假定行使股票期权 |
|
- |
|
- |
|
未到行权期的限售股 |
|
8 |
|
7 |
|
摊薄后在外流通平均股数 |
|
1,392 |
|
1,392 |
|
|
|
|
|
|
|
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12月31日SPM项目投资未摊销余额是多少？与2018年9月30日相比有何变化？ |
|
|
|
斯伦贝谢2018年12月31日和2018年9月30日的SPM项目投资未摊销余额均约为42亿美元。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9月30日余额 |
|
|
|
|
|
$4,248 |
|
SPM投资 |
|
|
|
|
|
262 |
|
SPM投资摊销 |
|
|
|
|
|
(152) |
|
其他 |
|
|
|
|
|
(157) |
|
2018年12月31日余额 |
|
|
|
|
|
$4,201 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
13) |
|
2018年第四季度WesternGeco多客户端销售情况如何？ |
|
|
|
2018年第四季度，包括转让费在内的多客户端销售总额为1.76亿美元，2018年第三季度该数字为1.39亿美元。 |
|
|
|
|
|
14) |
|
2018年第四季度末 WesternGeco未完成订单情况如何？ |
|
|
|
2018年第四季度末，WesternGeco未完成订单（基于与客户签订的合同）为3.43亿美元。2018年第三季度末该数字为3.22亿美元。 |
|
|
|
|
|
15) |
|
Cameron集团的OneSubsea和Drilling Systems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年第四季度 |
|
2018年第三季度 |
|
OneSubsea |
|
$611 |
|
$425 |
|
Drilling Systems |
|
$196 |
|
$193 |
|
|
|
|
|
|
|
未完成订单（会计期末） |
|
|
|
|
|
OneSubsea |
|
$1,903 |
|
$1,654 |
|
Drilling Systems |
|
$495 |
|
$523 |
|
|
|
|
|
|
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10万名员工。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2018年公布的营业收入达328.2亿美元。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2019年1月18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457252，可于2019年2月18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。2019年2月28日之前，该网站还将提供网播回放。
这篇2018年全年和第四季度收益报告，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；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、水力压裂服务以及气候相关动议有关的法规；技术无法解决勘探中遇到的新问题；无法留住关键员工；以及在公司2018年全年和第四季度的收益报告、最近向美国证券交易委员会递交或提供的10-K、10-Q和8-K表格中所列之其他风险和不确定性因素。如果其中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、未来事件或其他因素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/20190118005170/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：
Simon Farrant – 斯伦贝谢有限公司投资者关系副总裁
Joy V. Domingo – 斯伦贝谢有限公司投资者关系经理
办公电话 +1 (713) 375-3535
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