巴黎-- (美国商业资讯)--斯伦贝谢(Schlumberger Limited, NYSE: SLB)今日公布了2019年第一季度业绩。

斯伦贝谢董事长兼首席执行官Paal Kibsgaard表示：“第一季度营收79亿美元，环比下降了4%，反映了预期之中的北美陆地活动减少以及北半球国际活动的季节性降低。此外，软件、产品和多客户端地震许可销售在经历第四季度增长后出现减少，以及Cameron长周期项目交付数量的减少也是造成环比下降的原因。拉美环比活动的改善略微抵消了这些下滑。

“除了本季度的营收额之外，公司的国际业务业绩十分强劲，油藏描述、钻井和生产共计实现了8%的营收同比增长，符合我们对2019年国际市场高值单位数增长的预期。

“在北美，第一季度营收环比下降3%，符合预期，主要原因在于定价疲软以及水力压裂和钻井相关业务活动量的减少，而人工升举产品线营收环比持平。北美海上营收环比略有下滑，美国墨西哥湾电缆活动的增加被多客户端地震销售许可销售的降低所抵消。北美Cameron营收环比略有上升。

“按业务部门划分，受软件和多客户端地震许可销售的季节性下滑影响，油藏描述部门第一季度营收环比下降7%。北半球冬季活动的减少导致钻井部门营收环比下滑3%，但多个GeoMarket一体化钻井服务(IDS)项目的强势增长让钻井部门营收同比增长12%。受OneStim^®北美营收的下滑以及国际市场人工升举销售降低的影响，生产部门营收环比降低2%。Cameron营收环比下降7%，主要原因在于OneSubsea^®长期业务项目交付的减少以及Drilling Systems上一季度强劲的年底销售业绩。

“从宏观角度来看，我们预计原油市场情绪将在整个2019年得到稳步改善，背后的原因包括：稳健的需求展望、欧佩克国家和俄罗斯减产的完全实施、北美页岩油生产增长的放缓，以及四年投资不足造成的影响越发明显之际国际生产基础的进一步削弱。

 “我们还不断看到很多明确的迹象：勘探与生产投资开始正常化，而且整个行业也倾向于以更加可持续的财务方式来管控全球资源基础。从方向来看，这意味着国际市场必须提升其投资才能保持生产平稳，而北美陆地的投资势必会有所减少，而且当前的生产增长预期有可能会下调。

“我们对国际市场的看法与最近第三方的开支调查一致，这意味着2019年勘探与生产投资将增长7%-8%，原因在于钻井数和客户项目FID数量的增加。与此相对应的是，海上开发活动计划将继续增强，而去年海底树合约自2013年以来增至最高水平。我们还看到，因业界对储量替代的再度关注，勘探活动开始回归人们的视线。我们明显看到，2018年的新油藏发现量创2000年以来的新低。

“相反在北美陆地，资金成本的升高、借贷能力的降低以及寻求提升回报的投资者意味着未来勘探与生产投资水平很有可能取决于自由现金流的多寡。我们据此认为，北美陆地勘探与生产投资在2019年将下降10%。此外，技术挑战的增加——从子母井干预、核心面积的失调以及水平井长度以及每阶段支撑剂的有限增长，这一切都反映了未来美国页岩油生产的增长将更加疲软。

“鉴于我们无与伦比的全球实力，全球勘探与生产支出的正常化，再加上国际市场投资的增加和北美陆地资本支出的减少，对于斯伦贝谢来说意味着积极的市场转变，同时也再次带来了颇受公司欢迎、且异常熟悉的机遇组合。我们利用近些年的举措和投资，进一步拓展了我们在全球的领导地位，包括实现执行平台的现代化、丰富技术产品、推动数字和技术系统创新、升级业务模式，并扩张我们的全球业务版图。另外，为了支持国际客户，在经历了四年的重大定价让步之后，我们看到，国际服务和产品定价的恢复，以及改善自身财务回报已成为公司的业务重点，而活动水平的提升、几乎消失的闲置设备能力，以及审慎的新资本部署对此提供了有力的支撑。此外，2019年业务规划基于明确的承诺，其目的是在不增加净债务的情况下创造充足的现金流，从而满足业务需求。”

其他事件

在本季度，斯伦贝谢回购了230万股普通股，平均价格42.79美元/股，回购总价格为9,800万美元。

2019年2月19日，斯伦贝谢与罗克韦尔自动化(Rockwell Automation)宣布双方已达成协议，建立一家新合资公司Sensia，后者是第一家完全整合的数字油田自动化解决方案提供商。Sensia将作为一家独立的机构运营，罗克韦尔持股53%，而斯伦贝谢持股47%。罗克韦尔将在交易结束时向斯伦贝谢支付2.5亿美元。该交易预计将于2019年夏完成，取决于监管审批和其他惯例成交条件。

2019年4月17日，斯伦贝谢董事会批准了季度现金分红为在外流通普通股每股0.50美元，将于2019年7月12日面向2019年6月5日在册的股东发放。

各地区的合并营收

第一季度营收79亿美元，环比下降4%，北美营收27亿美元，下降3%，而国际营收为50亿美元，下降5%，主要原因在于季节性的影响。

北美

北美地区合并营收27亿美元，环比下降3%，原因在于水力压裂和钻井相关业务定价和活动的降低，而来自于人工升举产品线的营收环比持平。虽然压力泵活动因加拿大季节性冬季活动提升而有所上升，但完井活动受到了定价疲软的影响。北美海上营收环比略有下滑，原因在于美国墨西哥湾电缆活动的增加被多客户端地震许可销售的降低所抵消。北美Cameron营收环比略有回升。

国际

拉美地区合并营收10亿美元，环比增长1%，受益于IOC海上勘探为主的活动的增加、IDS作业的增加以及多客户端地震许可销售的增长所导致的墨西哥与中美GeoMarket双位数的营收增长。在拉美北部GeoMarket，主要是厄瓜多尔，受益于斯伦贝谢生产管理(SPM)活动的增加和生产的增长，营收出现了上升。在拉美南部GeoMarket，受益于阿根廷非传统资源水力压裂活动的增长以及SPM项目的新增产能，营收略有增长。该地区营收的增长被Cameron巴西活动的下滑部分抵消。

欧洲/独联体/非洲地区合并营收17亿美元，环比下降7%，主要归咎于俄罗斯与中亚GeoMarket冬季活动的减少影响了所有的产品线。英国与欧洲大陆以及挪威与丹麦GeoMarket的活动也出现了下滑，天气和维护相关的延迟加剧了这一局势。非洲撒哈拉以南GeoMarket的营收环比略有下滑，原因在于莫桑比克和安哥拉的产量减少，以及勘探活动的有限增长。Software Integrated Solutions软件销售在整个地区有所减少，而Cameron营收也出现了下滑，主要集中在欧洲。

中东与亚洲地区合并营收为23亿美元，环比降低5%，主要归咎于伊拉克IDS项目活动的减少以及阿曼水力压裂活动的减少所导致的中东东部GeoMarket营收的降低。由于产品和SIS软件在埃及和科威特销售的降低，中东北部GeoMarket营收出现下滑，但被卡塔尔服务活动的增加所部分抵消。沙特一次性统包项目营收继续增长，但被陆地地震作业天气相关的延迟所抵消。亚洲远东与澳大利亚GeoMarket因中国冬季天气以及澳大利亚台风季节活动的放缓而有所下降。由于中东东部和北部GeoMarket活动的减少，Cameron在该地区的营收有所降低。该地区营收的降低被印度IDS项目活动的增加所部分抵消。

油藏描述部门

油藏描述营收15亿美元，其中81%来自于国际市场，环比下降7%。这归咎于俄罗斯Wireline活动季节性下滑以及美国墨西哥湾多客户端地震许可销售的下降。SIS软件销售的下滑也是营收下滑的因素之一，这一现象主要集中在欧洲/独联体/非洲和中东及亚洲地区。Testing Service与OneSurface^®营收环比持平。

油藏描述税前运营利润率为19%，环比下降308个基点，原因在于俄罗斯与中亚GeoMarket Wireline活动营收的下滑以及SIS软件与WesternGeco^®多客户端地震许可整体销售的降低。

第一季度，油藏描述部门业绩受益于多项合约的授予，以及旨在改善运营业绩的技术和行业专长的应用。

Apache Egypt授予了斯伦贝谢一项带有一个两年期选择性延长期的两年期合约，用于为埃及西部的11口勘探井提供地层构造评估服务。即将部署的技术包括MDT*模块化构造动态测试器，Litho Scanner*高分辨率光谱学服务以及FMI-HD*高分辨率构造微成像仪。

在印尼一个15口井项目中，Integrated Services Management (ISM)以低于预算的方式提前交付了首批三口井。与客户的紧密合作让ISM部署了来自多个产品线的技术，此举改善了运营效率，并帮助客户实现了70米/天的平均钻速。

在墨西哥，墨西哥石油公司(PEMEX)授予WesternGeco一项1.4万平方公里的处理和再成像项目，该项目要求对过去20年期间采集于墨西哥湾南部坎佩切海盆的20多个数据库进行整合。测绘方涵盖多家公司，包括WesternGeco，而且测绘过程中采用了多项技术，例如宽方位角、窄方位角以及海底电缆。该项目将打造一个一体化的地球模型，以帮助墨西哥石油公司专注于深海目标，并加深对多产的坎佩切海盆复杂盐下油藏的理解。在授予该合约之前，Western Geco已为墨西哥石油公司执行了多客户端宽方位角和专属Q-Seabed*多组件海床地震系统测绘。

在墨西哥，斯伦贝谢与壳牌签署了一项协议，对来自于坎佩切和帕迪多地区的大批WesternGeco数据组进行授权。该协议包括使用第三方船只开展新多客户测绘，以及对现有数据进行授权。为了满足壳牌在墨西哥近海规划的时间线，WesternGeco在对数据子集开展高级高分辨率再成像的同时还将进行数据处理，以帮助壳牌优化钻探位置。2018年，壳牌在墨西哥2.4轮投标中获得了墨西哥湾19个石油和天然气区块中的9块。通过此次与WesternGeco的合作，壳牌称公司将加强其承诺，为墨西哥勘探项目提供技术，并让其获得快速发展。

自2017年在SIS Global Forum推出DELFI*认知型勘探与生产环境以来，Woodside一直与斯伦贝谢紧密合作，在整个勘探与生产工作流程中执行其数字策略。双方在1月签署了合作备忘录，斯伦贝谢已成为Woodside早期接触新数字技术方案过程中的首选合作伙伴，以帮助Woodside引领云端数字技术部署以及各领域的研发创新。

OMV与斯伦贝谢签署了一项合作备忘录，以评估针对数字解决方案的潜在合作模式。该策略合作将通过利用斯伦贝谢现有的以及正在开发中的数字技术，帮助OMV加速对其数字转型的部署。

MODEC Offshore Production Systems (Singapore) Pte. Ltd.授予斯伦贝谢两项合约，为巴西近海的浮式生产储存卸货油轮提供石油分离和处理设备以及二氧化碳气体处理设备。这些合约包括提供OneSurface CONSEPT ICD*分离器入口旋风设备，静电石油脱水器和脱盐器，以及CYNARA*酸性气体去除膜系统。

钻井部门

钻井部门营收24亿美元，其中74%来自于国际市场，环比下降3%，归咎于国际钻井活动（主要在北半球）的季节性减少，受其影响最大的是M-I SWACO与Bits & Drilling Tools。受伊拉克和澳大利亚项目完工影响，陆地井架营收出现下滑。由于井架数环比下降7%，北美陆地定向钻井营收也出现了降低。上述业绩下滑被墨西哥、沙特和印度IDS合约所带来的营收增加部分抵消。

尽管钻井部门营收有所下降，但其税前运营利润为13%，环比基本持平。

钻井业绩受益于IDS合约授予以及旨在降低运营成本和改善业绩的钻井技术的部署。

在北海挪威海域，IDS在三口井中使用了多项技术，帮助Equinor将每日平均钻探深度较类似补偿井提升了29%，并使得每口井的成本减少了490万美元。这些颇具挑战性的井通常需要多次作业来更换被严重震动所损坏的钻井工具。与客户和钻井合约方的密切合作能够通过更加稳健的油井设计、非生产时间的减少以及更加高效的钻井工具和服务，来实现成本的节约。包括PowerDrive Xceed*强化旋转可操控系统以及GeoSphere*油藏随钻测绘服务在内的斯伦贝谢技术发挥了重要的作用，帮助每口井缩短了6.7天的时间。

MOL Norge AS授予斯伦贝谢一项IDS合约，涉及北海挪威海域两口勘探井，且拥有一个可选的两口井续约。作业预计将于2019年上半年开始，而且将部署DigiScope*小口径钻孔随钻测量服务，Quanta Geo*真实感油藏地质服务以及Saturn*三维圆径探头。

在伊拉克，Basra Oil Company授予斯伦贝谢一项两年期IDS合约，拥有可选的一年期延长期，帮助在Majnoon Field钻探40口井。作业预计将于2019年下半年开始。

Borr Drilling与OPEX Perforadora S.A. de C.V.被授予一项合约，涉及墨西哥湾墨西哥海域的9口海上开发井。斯伦贝谢获选提供一体化钻井服务，并交付有关新建自升式平台、Grid与Gersemi的端对端油井解决方案。这个两年期合约预计将于2019年中期开始。

在利比亚，Drilling & Measurements为阿拉伯海湾石油公司(Arabian Gulf Oil Company)部署了GeoSphere油藏随钻测绘服务，对一口非生产型井进行侧钻。GeoSphere服务有助于钻井轨迹的实时调整，以规避油水接触区，并于最终达到了3,000桶/天的产量。

在科威特，Bits & Drilling Tools采用了Direct XCD*可钻探合金套管钻头技术，帮助科威特石油公司改善一个挑战性井段的钻井性能。其构造含有塌方的页岩以及压裂的石灰岩，这些通常会导致底部钻具组合的损失，而且必须采用多个水泥塞来控制钻井液损失。Direct XCD钻头技术在单次作业中便完成了钻井工作，将钻井时间从49天减少至22天，也消除了额外的作业和水泥塞。

在二叠纪盆地，Drilling & Measurements为Diamondback Energy, Inc.部署了PowerDrive Orbit*旋转可操控系统，来提升钻井效率。在其中一口井中，钻进速度(ROP)较同一油田使用传统工具的补偿井提升了42%。客户创造了一项新的水平井长度记录——13,319英尺，是迄今为止已钻探的最具成本效益的油井，并在同一区块的后续两口井中也实现了类似的性能。

在奥克拉荷马，Apache Corporation在SCOOP Play使用了EnduroBlade 360*旋转金刚石组件钻头。旋转钻头组件帮助减少了含有砂岩、石灰岩和页岩的层间井段的钻井时间，这种环境会导致严重的钻头磨损，并降低钻进速率。与同一区块钻速最快的补偿井比较，EnduroBlade 360钻头帮助Apache节省了66个小时钻井时间。

生产部门

钻井部门营收29亿美元，其中52%来自于国际市场，环比下降2%，原因在于北美陆地OneStim业务营收以及国际Artificial Lift Solutions营收的减少，主要涉及俄罗斯、厄瓜多尔和印度。虽然压力泵活动业务量因加拿大季节性冬季活动的增加而有所增长，但其营收因定价疲软而受到拖累。这些下滑被加拿大、厄瓜多尔和阿根廷产量提升所导致的SPM活动增长所部分抵消。

尽管生产部门营收出现了下滑，但其税前运营利润率为8%，环比基本持平。

生产部门业绩得到提振，原因在于其压裂相关创新技术在北美的部署有所增长，而且也得到了多个国际油盆运营商的采用。

在北美，OneStim继续通过部署多项新技术来提升水力压裂作业的运营效率和增产效果。

• 在海上，自动增产交付平台纳入了一个新的自动化泵控制系统。公司已为北美陆地各大油盆的30多位客户部署了这个系统。此外，新的MonoFlex*双连接压裂液体交付技术将搭建和拆卸时间大幅降低了90%，而且与传统设备所需的12-30个连接相比，新系统仅有两个连接，因此降低了HSE风险。
• 在井下，创新的增产技术帮助运营商改善了有效性和生产，尤其是子母井领域。井下Kinetix Shale*以油藏为中心的增产到生产软件、BroadBand Shield*裂缝几何形状控制服务以及WellWatcher Stim*增产监测服务，能够让运营商通过结合经改造的远程分流工作流程和其他流程，避免子母井之间的干预。
• 为了尽可能地提升加固水平井的增产有效性，OneStim引入了Fulcrum*水泥传输压裂性能技术。该技术用于改善压裂性能，适用于那些套管居中度差的油井，或油井环境不利于开展泥浆去除技术的油井。Fulcrum技术迅速得到了业界的采用，能够让运营商获得高达41%的液体生产增幅。在2019年第一季度，Fulcrum技术被用于85口水平井的完井作业，这些井遍布二叠纪盆地、德州南部、中大陆和东北地区。

在奥克拉荷马，OneStim在大位移水平井中使用了FracXion*完全复合材料压裂桥塞和ReacXion*可分解压裂桥塞技术，帮助客户减少SCOOP Play的运营成本。公司在这口长达3,048米的井的最后1,524米井段使用FracXion和ReacXion桥塞，而不是在整个井段使用传统桥塞，这种做法消除了与机械干预作业相关的成本。

在塞尔维亚，Well Services为NIS-Gazprom Neft Serbia部署了Broadband Shield裂缝几何形状控制服务。公司利用BroadBand Shield服务执行了三次压裂，该服务专用于控制生产区的裂缝，并防止其突破底部的含水带。由于使用了BroadBand Shield服务分流剂，目标区的压裂几何形状成功地得到了控制，继而在不提升含水率的情况下让原油产量翻了数番。

Cameron

Cameron营收为12亿美元，其中48%来自于国际市场，环比下降了7%，原因在于OneSubsea和Drilling Systems继上季度年底销售高潮之后长周期业务项目交付的减少，主要涉及国际地区。然而，Cameron北美营收环比略有上涨。OneSubsea营收在非洲撒哈拉南部、中东北部、北非和俄罗斯及中亚GeoMarket出现了下滑。Drilling Systems自上季度产品交付量以及北美海上服务提升之后出现了下滑。Surface Systems营收因澳大利亚、印度和亚洲活动的减少而出现降低，而受益于北美经销商需求的增加，Valves & Measurement营收环比有所增长。

尽管Cameron营收有所下降，但其税前运营利润率达到了12%，环比增长161个基点，原因在于OneSubsea和Drilling Systems盈利能力的改善，以及Valves & Measurement销售额的增加和定价的改善。

在第一季度，Cameron获得了多项合约，涉及一体化海底生产系统、海底环境监测和提供阀门和BOP堆栈和控制。

Woodside授予OneSubsea一项两年期合约，为澳大利亚海上Julimar Development Phase 2交付一体化天然气生产系统。OneSubsea Capital-Efficient Solutions减少了项目周期时间和整体成本，如今已成为所有客户项目密不可分的一部分。

此外，Woodside授予Subsea Integration Alliance两项合约，涉及前端-终端工程与设计(FEED)活动。一项合约的内容是承担与澳大利亚海上Scarborough资源开发相关的海底脐立管和流线(SURF)工程研究。另一项FEED合约则涉及塞内加尔海上SNE Field Development Phase 1独立的FPSO设施，预计将于2022年产出第一桶油。

Valves & Measurement获得了一项合约，为二叠纪盆地提供用于管线基础设施的GROVE*阀门。部署在二叠纪盆地的阀门由德州米德兰新Cameron V&M服务设施提供支持，该服务涵盖修理、翻新和现场阀门测试，以及油田内联故障诊断和补救服务。

Seadrill授予Drilling Systems一项合约，升级West Mira海上钻架主、次级BOP堆栈和控制。这些升级旨在为堆栈在北海的使用做准备，这项工作预计将于2019年第三季度开始。

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，2019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。

2019年和2018年第一季度未发生费用或贷项。.

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。公司产品销售和服务业务覆盖120多个国家，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行政办公室遍布巴黎、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4月18日（周四）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464084，可于2019年5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5月18日之前，该网站还将提供网播回放。

这篇2019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；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；以及在公司2019年第一季度的收益报告、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/20190418005312/en/

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