斯伦贝谢宣布2017年第二季度业绩-文传商讯-中国领先的企业新闻稿

2017年第二季度

在外流通股加权平均数

摊薄后在外流通平均股数

营收75亿美元，环比增长8% 税前运营收入9.5亿美元，环比增长25% 计算每股0.40美元的费用，GAAP每股亏损为0.05美元不计费用，每股收益为0.35美元每股0.50美元的季度现金分红已获得批准

巴黎--(美国商业资讯) -- 斯伦贝谢(Schlumberger Limited)(NYSE:SLB)今日公布了2017年第二季度的业绩：

	（单位为百万，每股数额除外）
	截至以下日期的3个月						变化幅度
	2017年6月30日		2017年3月31日		2016年6月30日		环比		同比
营收	$7,462		$6,894		$7,164		8	%	4	%
税前营业收入	$950		$757		$747		25	%	27	%
税前营业利润	12.7	%	11.0	%	10.4	%	175 基点		231 基点
净收益（亏损）（基于GAAP）	$(74	)	$279		$(2,160	)	n/m		n/m
净收益，扣除费用和信贷*	$488		$347		$316		41	%	54	%
摊薄后每股收益（每股亏损）（基于GAAP）	$(0.05	)	$0.20		$(1.56	)	n/m		n/m
摊薄后每股收益，扣除费用和信贷*	$0.35		$0.25		$0.23		40	%	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，“公司的第二季度营收环比增长了8%，税前运营收入增长了25%，带动每股收益增长了40%。除了季节性的影响之外，公司的所有部门和地区的营收均有所增长。”

“在公司迅速部署闲置水力压裂能力之后，北美营收增长了18%，得益于陆地活动进一步增强，但被美国墨西哥湾近海业务的进一步疲软所部分抵消。在美国陆地，营收环比增长了42%，这一增幅几乎是陆地钻井数增幅23%的两倍，主要受益于大量的完井活动和定价的持续改善所带来的水力压裂业务68%的营收增幅。美国陆地定向钻井业务营收也出现了增长，源于水平井的延长要求使用旋转可操控系统，以及钻探作业频率因先进的钻头技术而不断得到改善。尽管在重新启用设备方面出现了大量的成本，但美国陆地所有产品线在第二季度均处于盈利状态，归功于价格的提升、市场份额的增加、运营效率的改善、及时的资源补给以及前瞻性的供应链管理。”

“在国际市场，受欧洲/独联体/非洲业绩的提振，营收环比增长了4%，得益于俄罗斯和北海冬季业务减缓的恢复。拉美营收也出现了增长，原因在于墨西哥和中美GeoMarket的油藏描述和钻井活动有所增加，以及阿根廷非传统陆地活动的增长。中东和亚洲地区受益于中国季节性的业务反弹、东南亚活动的增长以及伊拉克一体化钻井服务(IDS)活动的增长。”

“在各大业务部门中，生产与钻井部门引领第二季度增长，其营收环比增幅分别达到了14%和6%，源于美国陆地水力压裂和定向钻井活动的增加。油藏描述部门营收增长9%，原因在于除了俄罗斯、独联体和北海地区季节性反弹之外，国际活动均有所增加。Cameron Group营收的环比增幅达到了3%，受益于北美项目数量以及Surface Systems与阀门和测量产品销售的增加。”

“尽管下半年北美活动的展望依然强劲，但我们如今看到，国际市场也释放出更多有利的信号，多个GeoMarket的活动和新项目计划均开始呈现上升趋势。到目前为止，国际市场业务的增长一直集中在西伯利亚西部和欧佩克海湾国家的陆地活动领域。我们还看到，全球众多浅水海盆越来越多的新近海项目正在进行招标筹备和最终的投资决策(FID)。”

“在当前的市场中，我们继续专注于为客户提供服务，推动业务的发展，充分利用过去三年中拓展技术组合、扩大目标市场的成功举措，进一步精简我们的执行团队，并本着通力合作的态度和共同的商业目标，与新老客户开展合作。”

“作为上述发展重点的一部分，我们昨日宣布就收购Eurasia Drilling Company (EDC)多数权益达成新协议。此举加强了双方自2011年建立战略联盟之后所结成的长期、成功的合作关系。交易的完成取决于俄罗斯联邦反垄断服务局(Federal Antimonopoly Service of Russia)的批准。”

“我们仍将在今年下半年继续开展OneStim^SM合资企业交易，此举将让我们进一步利用北美陆地非传统业务的恢复态势。与此同时，我们通过与OneLNG、 YPF、NNPC和FIRST E&P开展新项目，不断加大对斯伦贝谢生产管理的投资，此举不仅为公司各类产品线提供了更多的短期商机，同时还提供了长期的业务基础，并为整个公司带来卓越的全生命周期财务回报。”

“基于上述因素，我们依然对斯伦贝谢的未来持乐观态度，而我们也将密切关注，并采用灵活的措施应对新兴原油市场恢复的格局和步伐。”

其他事件

在本季度，斯伦贝谢以每股72.34美元的平均价格，回购了550万股普通股，总回购额为3.98亿美元。

2017年5月31日，斯伦贝谢与Production Plus创建合资企业，开发HEAL System™ 技术和业务。HEAL System技术旨在通过规避通常存在于非常规资源油层水平井的生产挑战，来降低生产成本。

2017年6月29日，斯伦贝谢、尼日利亚国家石油公司(NNPC)与FIRST E&P签署协议，在尼日利亚近海开发Anyala和Madu油田。根据这一协议，斯伦贝谢将在第一桶油开采出来之前为项目开发提供所需的实物服务和资金。

2017年7月19日，公司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2017年10月13日面向2017年9月6日在册的股东发放。

2017年7月20日，斯伦贝谢宣布了一项协议，收购EDC多数(51%)权益。交易的完成取决于俄罗斯联邦反垄断服务局的批准。

各地区的合并营收

	（单位为百万）
		截至以下日期的3个月			变化幅度
		2017年6月30日	2017年3月31日	2016年6月30日	环比		同比
北美		$2,202	$1,871	$1,737	18	%	27	%
拉美		1,039	952	1,007	9	%	3	%
欧洲/独联体/非洲		1,750	1,652	1,948	6	%	-10	%
中东和亚洲		2,347	2,319	2,404	1	%	-2	%
消除和其他		124	100	68	n/m		n/m
		$7,462	$6,894	$7,164	8	%	4	%

北美营收		$2,202	$1,871	$1,737	18	%	27	%
国际部门营收		$5,136	$4,922	$5,359	4	%	-4	%
n/m =无意义

第二季度营收75亿美元，环比增长8%，北美业务营收增长18%，国际业务营收增长4%。

北美

在北美，随着非传统陆地活动在本季度的增长，营收环比在公司快速部署闲置能力后增长了18%。美国陆地营收环比增长了42%，几乎是陆地钻井数增幅23%的两倍，主要受益于完井活动的增加和定价的持续改善所带来的水力压裂业务68%的营收增幅。随着油井设计和更长的水平井（要求使用旋转可操控系统和钻头技术）继续推动油井生产力的提高，美国陆地定向钻井业务营收也出现了增长。Cameron阀门与测量业务产品销售的增长以及Cameron Surface Systems业务量的增加为公司带来了强劲的财务业绩。然而，美国陆地营收的增长被加拿大西部的季节性春歇和近海营收的降低所部分抵消。

国际地区

拉美地区的营收环比增长了9%，得益于油藏描述和钻井部门在墨西哥的强劲业绩。阿根廷营收也出现了增长，源于非传统陆地活动的增长，但巴西和委内瑞拉活动依然疲软。厄瓜多尔营收出现下滑，受累于SPM Shushufindi项目的减产。然而，这一不良影响在很大程度上被哥伦比亚勘探业务增加带来的营收所抵消。

欧洲/独联体/非洲营收环比上升了6%，原因在于俄罗斯和独联体以及北海地区的业务在冬季放缓之后有所恢复。尽管俄罗斯与欧佩克就减产达成了一致意见，但俄罗斯与独联体地区营收仍出现了增长，得益于库页岛、阿斯特拉罕和哈萨克斯坦近海勘探钻井项目的开始。北海地区的活动有所增加，源于英国和挪威的钻井数量增加，且钻井活动较多。受平稳的钻井数量影响，非洲撒哈拉以南GeoMarket的营收基本持平。同时，该地区陆地业务开始恢复，而且有早期迹象表明，客户准备恢复重大近海项目。

中东与亚洲地区营收环比增长了1%，主要源于SPM季节性反弹、中国的完井活动以及越南和泰国业务量的增加。伊拉克营收因南部IDS斜井项目的交付而出现了增长，而早期生产设施项目进一步的进展和产品销售的改善助长了埃及营收的增加。然而，上述营收增长被科威特营收的下降所部分抵消，原因在于WesternGeco陆地地震收购项目的完成，以及影响钻井活动的季风天气导致印度营收的下滑。

油藏描述部门

	（单位为百万）
	截至以下日期的三个月						变化幅度
	2017年6月30日		2017年3月31日		2016年6月30日		环比		同比
营收	$1,759		$1,618		$1,586		9	%	11	%
税前营业收入	$299		$281		$268		7	%	12	%
税前营业利润	17.0	%	17.3	%	16.9	%	-34 基点		13 基点

油藏描述部门营收为18亿美元，其中78%来自于国际市场，环比增长9%，源于WesternGeco多客户端地震许可销售的增加、Testing & Process中东生产设施项目的进一步进展，以及阿联酋钻杆测试活动的增加。Wireline营收也出现了增长，得益于俄罗斯和独联体以及北海地区季节性活动反弹，以及撒哈拉以南非洲地区GeoMarket近海勘探项目的开始。

税前运营利润率为17%，环比持平，高利润Wireline勘探活动的增加被项目成本增加所导致的Testing & Process盈利的减少所抵消。

油藏描述部门的业绩因一体化服务管理运营得到了改善，期间，接受了专业培训的项目经理为该项目中的斯伦贝谢产品提供了档期、规划和活动协调。第二季度业绩还因新技术部署和新合同而得到了提振。

在越南，Idemitsu以大幅低于预算的成本成功地钻探了一口勘探井。在这一项目中，斯伦贝谢获得了5项合同，同时还任命了一名ISM经理来协调所有斯伦贝谢的服务。钻井和数据采集项目得到了优化，以实现钻井目标，同时将勘探井的整体成本降至最低。Drilling & Measurements StethoScope* 地层随钻测压服务以及EcoScope*^†油藏评估领域多功能随钻录井服务技术成功地在12¼英尺和8½英尺井段进行了作业。斯伦贝谢与客户之间紧密的合作实现了零事故完井作业。

专注于尼日利亚油气勘探和开发机遇的Sirius Petroleum授予斯伦贝谢一项多井合同，涉及Ororo油田的ISM作业。该合同将于2017年晚些时候开始实施，包括定向钻井服务、录井、完井和生产流体、固井和泵服务、坑井介入和增产产品和服务、油井测试服务、油井现场通讯、数据和软件解决方案以及Cameron井口和生产树。

在埃及近海，Testing & Process为Belayim Petroleum Company (Petrobel)部署了多项技术，以完成Shorouk构造单元中 Zohr油田首个评估井的生产测试。生产测试管柱的作业深度为水下1,450米，使用了SenTREE 3*海底树和 Muzic*电缆遥测技术，后者带有 SCAR*内联独立油藏流体采样以及Quartet*井下油藏测试系统。其他技术包括CERTIS*高完整性油藏测试隔离系统、IRDV*智能远程双联阀以及Signature*石英压力计。Testing Manager*油井测试实时数据监控和协作软件的使用实现了实时的瞬态分析，并优化了油井测试方案。

在阿曼，斯伦贝谢为阿曼石油开发公司(PDO)部署了多项技术，以提高萨达德北部7口油田的生产力。这些技术包括QUANTUM RH*可回收水力式密封孔采油封隔器和Testing & Process SXAR自动枪释放系统，以实施能够在单次钻井作业中部署的一体化“射放”完井操作。QUANTUM RH封隔器技术吸收了射孔作业中的强烈冲击，同时让回收变得更加方便。客户每口井的产量平均增加了200 m³/天，其7口井共计节约了70万美元的相关油井成本。

在印度近海，Wireline为Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC)部署了多项技术，以增加油井的产量，并降低其含水率。使用PLT*生产录井工具和PressureXpress*油藏录井测压服务所获得的数据帮助设计了最优的油井维修方案。结果，客户将产量从原来的892桶/天提升至6,100桶/天，并将含水率从原来的7.7%降至2%。

在科威特，Wireline为科威特石油公司(Kuwait Oil Company)在位于异常致密的白垩纪碳酸盐岩储层的一口勘探井中部署了Saturn* 3D圆径探头技术。Saturn探针技术在钻孔壁上放置了自封式水门，以便最大程度地吸收油藏流体。客户节约了14天的钻井时间，相当于67.2万美元的成本。

在俄罗斯， Software Integrated Solutions (SIS)与Gazpromneft Scientific Technology Centre达成技术合作协议，在Petrel* E&P软件平台上为Guru* 提供关联指引和支持软件。该软件能够让各学科的专家在勘探到生产过程中开展合作，并制定最佳的决策。标准三维建模流程让客户受益匪浅，与传统流程相比为客户节约了90%的时间。

在挪威，Aker BP ASA与斯伦贝谢达成了为期4年的框架协议（带有两个两年期延期），涉及在北海挪威海域的Alvheim、Bøyla、Skarv/Snadd和Ula油田采集四维地震数据。该勘测将于2017年开展，并使用IsoMetrix*海洋等距地震技术。Alvheim和Skarv勘测所获四维和三维数据的处理将由WesternGeco Stavanger Geosolutions中心负责。

WesternGeco被授予多个近海地震调查合约，提供采用CLA*连续线采集方法的Q-Marine*点接收海洋地震技术。Repsol Exploracion Guyana, S.A.授予WesternGeco一项4,000平方公里的圭亚那近海（靠近最近发现的重大油田）测绘合约。此外，Tullow授予WesternGeco两项合约，一个是圭亚那近海2,150平方公里的三维测绘，另一个是对最近从乌拉圭采集的数据组进行分析。乌拉圭数据将由WesternGeco Gatwick Geosolutions中心处理，使用叠前深度偏移和带宽处理流程。

BP授予WesternGeco一项合同，对即将在英国设德兰群岛西部Clair Ridge Field采集的最先进的超高密度海床测绘数据进行处理和成像。该测绘将成为该地区未来四维时间推移研究的基础，它包括先进的速度模型建模以及多组件处理和成像技术。

钻井部门

	（单位为百万）
	截至以下日期的三个月						变化幅度
	2017年6月30日		2017年3月31日		2016年6月30日		环比		同比
营收	$2,107		$1,985		$2,034		6	%	4	%
税前营业收入	$302		$229		$171		32	%	77	%
税前营业利润	14.3	%	11.5	%	8.4	%	278 基点		594 基点

钻井部门营收为21亿美元，其中的74%来自于国际市场，环比增长6%，得益于俄罗斯和独联体以及北海地区的业务季节性反弹，以及美国陆地强劲的定向钻井活动，后者让钻井部门大部分产品线获益匪浅。随着油井设计和水平井的延长要求采用先进的旋转可操控系统和创新的钻头技术来提升油井生产力，美国陆地对定向钻井技术的需求也有所提升。上述业绩的增长被加拿大西部季节性春歇和美国墨西哥湾近海业务的下滑所部分抵消。

税前运营利润率为14%，环比增长278个基点，得益于美国陆地钻井与测量以及钻头与钻井工具技术需求的增加所带来的业务量和价格的改善，然而，它被美国墨西哥湾和国际市场的定价压力所部分抵消。

第二季度钻井部门的业绩因一系列IDS作业而得到了提振，后者提供了项目管理、工程设计和技术优化能力。业绩提升的另一个原因在于新技术的部署和新合同的签署。

在俄罗斯，卢克石油(LUKOIL)授予斯伦贝谢一项3年期IDS合同，涉及西伯利亚西部139口井。工作的内容包括来自于钻井与测量、钻头与钻井工具、M-I SWACO、完井和SIS的技术和服务。

在阿曼，Petrogas Kahil授予斯伦贝谢一项为期1年的IDS合约，价值2,000万美元，在Block 55钻探三口勘探井。其中包括提供多项斯伦贝谢的技术，例如Bits & Drilling Tools AxeBlade*脊状金刚石组件钻头、Drilling & Measurements PowerV*垂直钻探旋转可操作系统以及Surface Systems SOLIDrill*模块化紧凑型井口系统。第一口井的作业已于2017年第二季度开始。

在巴林，Bahrain Petroleum Company (BAPCO)授予IDS一项合同，拥有6个月的可选延期，涉及两个近海勘探井。合约包括来自于油藏描述、钻井、生产和Cameron Groups的产品和服务，并涵盖多项技术，例如PowerDrive vorteX*动力旋转可操作系统、GeoFlex*定量钻屑分析和成像服务、FlexSTIM*模块化近海增产系统和CERTIS*高完整性油藏测试封隔系统。作业已于2017年第一季度开始。

Hyperdynamics Corporation子公司SCS Corporation Ltd.授予斯伦贝谢一项钻井服务总合约，涉及几内亚共和国近海Fatala-1深水勘探井。该合约包括电缆录井、随钻测量和录井、钻井流体和固体控制、井内固井、泥浆录井、钻头和铰刀以及紧急打捞设备和服务。斯伦贝谢还将提供IDS项目经理。钻井作业将于2017年第三季度开始。

在美国墨西哥湾，钻井部门为壳牌公司部署了多项技术，以优化Green Canyon 区块极具挑战性的盐层钻井作业。盐层钻井作业会产生非常高的扭矩水平和波动性，可能会导致较低的钻进速度或工具故障。这些技术包括Drilling & Measurements PowerDrive Orbit*旋转可操作系统和Bits & Drilling Tools AxeBlade脊状金刚石组件钻头。结果，客户24小时的钻探深度超过了5,353英尺，这在墨西哥湾尚属首次。同时，客户在16½英尺井段节约了7天的钻井时间。

在奥克拉荷马州，Drilling & Measurements为Casillas Petroleum Corporation部署了PeriScope HD*多层地层界面探测服务，以降低SCOOP油藏区带的风险并优化钻井表现。PeriScope HD服务有能力检测多个地层和流体边界位置，能够通过提供顶部和底部对比不明显地层的实时油藏描绘，改善井位。结果，客户在该区域的分支井井位未发生任何偏差，避免了潜在的落井和侧钻成本。

在北海英国海域，Drilling & Measurements为一家主要运营商部署了多项技术，以改善颇具挑战性油井环境下的钻井性能。OptiDrill* 实时钻井智能服务和PowerDrive Xceed*旋转可操作系统通过将钻头行程从5次减至1次，改善了技术性能。此举为客户节约了约10天的钻井时间，相当于240多万美元。

在北美陆地，Bits & Drilling Tools为一名客户在4口井中部署使用了AxeBlade脊状金刚石组件钻头技术，以克服Bakken 页岩储层的钻井挑战。该地层充满了交错重叠的砂岩、页岩和石灰石夹层，而且抗压强度多变，限制了钻井性能。客户的4口井减少了52小时的作业时间。此外，AxeBlade钻头技术两次打破了客户同一区段24小时的钻探长度记录。

在哥伦比亚，Bits & Drilling Tools为Equion Energy部署了ONYX 360*滚动聚晶金刚石复合片(PDC)刀具技术，以克服Llanos海盆的钻井挑战。ONYX 360刀具技术在钻探三个不同抗压强度地层时提供了更好的钻头耐久性。钻进速度是同一地层探边井钻进速度的3.5倍。客户因此而节约了近300万美元的运营成本。

在中国， Bits & Drilling Tools 为中石油部署了多项技术，以便在哈拉哈塘油田钻探9½英尺弯曲砂岩页岩夹层油井井段。这一颇具挑战性的地质通常需要两至三个传统钻头才能达到目标深度，同时会遭遇严重的冲击和震动。RockStorm*耐磨高强度PDC刀具技术和 Stinger*锥形金刚石组件技术在单次作业中便完成了整个深度的钻探。此举为客户节省了10个钻井作业工作日，相当于15万美元。

在挪威，M-I SWACO为挪威国家石油公司(Statoil)部署了ATC*自动洗舱技术，以降低供应船的健康、安全和环境风险。根据25条船和150个船舱计算的月平均绩效减少了500多个小时/月的密闭空间作业，同时减少了225个小时/月的高空作业。此外，ATC洗舱技术每月减少了80%的用水量。与手动清洗相比，自动洗舱的洁净程度更高。最终，自2016年4月采用这一技术以来，客户每月节约了约50万美元的费用。

生产部门

	（单位为百万）
	截至以下日期的三个月						变化幅度
	2017年6月30日		2017年3月31日		2016年6月30日		环比		同比
营收	$2,496		$2,187		$2,121		14	%	18	%
税前营业收入	$221		$110		$82		101	%	170	%
税前营业利润	8.9	%	5.0	%	3.9	%	382 基点		499 基点

生产部门营收为25亿美元，其中59%来自于国际市场，环比增长14%，主要得益于强劲的水力压裂业务和北美陆地持续的价格恢复，以及完井业务的增加和阶段数26%的增幅。在美国陆地，随着非传统陆地活动在本季度的增长，水力压裂营收在闲置能力得到快速部署后增长了68%。国际营收也因为中国、俄罗斯和独联体地区季节性活动的反弹而出现了增长。阿根廷营收因非传统陆地活动也有所增长。SPM因中国业务的季节性恢复出现了环比增长，然而，它被SPM Shushufindi项目的减产所导致的厄瓜多尔业务的营收下降所部分抵消。

税前运营利润率为9%，环比增长382个基点，得益于北美陆地市场业务量的增长和定价恢复。尽管在第二季度重新启动多个作业团队时出现了大量的成本，但北美水力压裂业务自2015年第一季度以来首次出现了盈利。利润率上升的另一个原因在于压力泵业务垂直整合带来了更多的效益。

生产部门业绩受益于一系列新技术的部署和转型动议。

在北美陆地， Well Services使用BroadBand Sequence*压裂服务，来提升Permian海盆多相Wolfcamp页岩层一口水平页岩井的产量。在部署BroadBand*近一年之后，该油井的产量较3口补偿井（拥有同样的水平长度、阶段数以及支撑剂和流体用量）的平均产量高出了42%。

在德州西部，斯伦贝谢为Manti Tarka Permian部署了多项技术，帮助优化Wolfcamp页岩层的完井作业。这些技术包括Kinetix Shale*基于油藏的增产软件、Wireline ThruBit* through-the-bit录井服务和 Sonic Scanner*声学扫描平台。来自于油田测量和建模的数据帮助优化了完井设计，让水力压裂表面面积增加了60%。与油田的补偿井相比，客户的原油产量提升了25%。

在北美陆地，斯伦贝谢人工升举技术在页岩油田作业领域树立了新的设备基准。REDA Continuum*非传统长寿命电动潜水泵技术(ESP)（用于应对非传统油藏水平井调整，例如流体流动缓慢和有害固体）的可靠性超过了传统的ESP。Continuum ESP技术自2014年9月面世以来已在180多项作业中服役，其作业寿命达到了18个月，超过了以往6-9个月的平均寿命。

在中国，Well Services为中石油部署了多项技术，以提升鄂尔多斯盆地致密砂岩地层两口水平气井的产量。Salik*利用当地砂砾的流动水槽压裂服务取代了半数以上通常所需的陶粒支撑剂，并帮助在水平分支井制造了高导电性裂缝。借助这些技术，客户每口井的产气量较原计划提升了50%。此外，Salik压裂服务帮助降低了20%的油井总成本，相当于9.5万美元。

在北美，转型计划改善了设备可靠性，并降低了维护成本。值得一提的是，位于德州丹顿的可靠性和效率中心(Center for Reliability and Efficiency)通过从其可靠性支持中心监测设备队，为现场作业提供支持。中心还开发了预后健康监测(PHM)功能，来预测设备的可靠性问题。PHM在过去18个月中节约了1,000万美元的运行成本。

Cameron Group

	（单位为百万）
	截至以下日期的三个月						变化幅度
	2017年6月30日		2017年3月31日		2016年6月30日		环比		同比
营收	$1,265		$1,229		$1,525		3	%	-17	%
税前营业收入	$174		$162		$250		8	%	-30	%
税前营业利润	13.8	%	13.2	%	16.4	%	61 基点		-260 基点

Cameron Group营收为13亿美元，其中59%来自于国际市场，环比增长了3%，得益于美国陆地Surface Systems和Valves & Measurement业务量的增加，其增幅与油井数的增幅一致。然而，美国陆地业务的增长被美国墨西哥湾Drilling Systems和OneSubsea活动的减少所部分抵消。国际业务营收略有下滑，归咎于OneSubsea和Drilling Systems项目活动的减少，被俄罗斯和独联体地区Surface Systems 和Valves & Measurement季节性服务活动的反弹导致的营收增长所部分抵消。

税前运营利润率为14%，环比略有增长，源于Surface Systems和Valves & Measurement 项目量和产品销售量的增加，以及OneSubsea持续强劲的项目执行，这些大大抵消了Drilling Systems产品积压订单下降所带来的影响。

Cameron Group本季度业绩有以下亮点。

Cameron Drilling Systems携手M-I SWACO进行产品开发，交付了行业首个OEM深水控压钻井(MPD)系统。这一一体化的解决方案由立管单根、水面歧管、单一的控制系统和供应连接管以及其他设备构成。到目前为止，斯伦贝谢已收到了4套系统的订单，第一套系统于2017年5月交付，其他3套将于今年晚些时候交付。这一深水MPD系统荣获了2017 Offshore Technology Conference Spotlight on New Technology大奖。

TAQA授予OneSubsea一项工程、采购、兴建、安装与调试(EPCIC)合约，涉及北海英国海域的Otter油田。该合约包括海底多相增压系统，并提供甲板和海底控制装置以及相关的油田开发全程服务。该项目将在深海回接TAQA运营的North Cormorant平台，长达30公里，将成为北海英国海域最长的海底多相增压回接。OneSubsea及其Subsea Integration Alliance合作伙伴Subsea 7将交付统包一体化项目，从设计、供应一直到安装和调试。

Noble Energy Mediterranean Ltd. 授予斯伦贝谢一项合同，为以色列近海Leviathan油田深水开发项目提供测量和控制系统。Valves & Measurement系统将涵盖两个大型的多通路计量撬、Caldon气体和液体超声监测转换仪、一个双向体积管和一个能够容纳多个天然气组件分析仪和监控控制系统的建筑。

在美国墨西哥湾，OneSubsea和其Subsea Services Alliance成员Helix Energy Solutions收到了一份意向书，关于从2017年第四季度开始租赁其联合开发的1.5万psi干预立管系统(Intervention Riser System)。于2015年年中开始建造的这一系统将成为业内首个租赁式系统，以满足日渐增长的高压海底井的干预需求。

财务报表

简明合并损益表

	（单位为百万，每股数额除外）

	第二季度				6个月
截至6月30日，	2017		2016		2017		2016

营收	$7,462		$7,164		$14,356		$13,684
利息和其他收入	62		54		108		98
费用
营收成本 ⁽¹⁾	6,468		6,465		12,544		11,925
研究和工程	196		257		406		497
一般和管理	110		103		208		213
减记与其他 ⁽¹⁾	510		2,573		510		2,573
合并与整合 ⁽¹⁾	81		185		164		185
权益	142		149		281		282
税前收益（亏损）	$17		$(2,514	)	$351		$(1,893	)
所得税（亏损税） ⁽¹⁾	98		(368	)	148		(270	)
净收益（亏损）	$(81	)	$(2,146	)	$203		$(1,623	)
可归于非控制性权益的净收益（亏损）	(7	)	14		(2	)	36
可归于斯伦贝谢的净收益（亏损）⁽¹⁾	$(74	)	$(2,160	)	$205		$(1,659	)

斯伦贝谢的摊薄后每股收益（亏损）⁽¹⁾	$(0.05	)	$(1.56	)	$0.15		$(1.26	)

在外流通平均股数	1,387		1,389		1,390		1,321
摊薄后在外流通平均股数	1,387		1,389		1,397		1,321

包含在费用中的折旧和摊销⁽²⁾	$986		$1,113		$1,975		$2,080

⁽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）

	2017年6月30日	2016年12月31日
资产
流动资产
现金和短期投资	$6,218	$9,257
应收款项	8,925	9,387
其他流动资产	6,130	5,283
	21,273	23,927
固定收益投资，持有至到期	13	238
固定资产	12,358	12,821
多客户端地震数据	1,042	1,073
商誉	25,058	24,990
无形资产	9,636	9,855
其他资产	5,482	5,052
	$74,862	$77,956

负债和权益
流动负债
应付账款和应计负债	$9,444	$10,016
预计的所得税负债	1,159	1,188
短期借款和长期债务
的流动部分	2,224	3,153
应付股息	700	702
	13,527	15,059
长期债务	16,600	16,463
递延税	2,000	1,880
退休后福利	1,385	1,495
其他债务	1,398	1,530
	34,910	36,427
权益	39,952	41,529
	$74,862	$77,956

流动性
（单位为百万）
流动性组成部分	2017年6月30日		2017年3月31日		2016年12月31日		2016年6月30日
现金和短期投资	$6,218		$7,353		$9,257		$11,192
固定收益投资，持有至到期	13		238		238		386
短期借款和长期债务的流动部分	(2,224	)	(2,449	)	(3,153	)	(3,371	)
长期债务	(16,600	)	(16,538	)	(16,463	)	(18,252	)
净债务⁽¹⁾	$(12,593	)	$(11,396	)	$(10,121	)	$(10,045	)

流动性变化明细如下：
			6个月		第二		6个月
					季度
截至6月30日，			2017		2017		2016

扣除非控制性权益前的净收益（亏损）			$203		$(81	)	$(1,623	)
减值和其他费用，扣除非控制性权益前的税费			643		574		2,476
			$846		$493		$853
折旧和摊销⁽²⁾			1,975		986		2,080
退休金和其他退休后福利费用			52		15		92
股票薪酬费用			180		92		145
退休金和其他退休后福利资金			(74	)	(45	)	(83	)
营运资金变动			(1,339	)	(548	)	(250	)
其他			(126	)	(135	)	5
运营产生的现金流⁽³⁾			$1,514		$858		$2,842

资本支出			(884	)	(503	)	(998	)
SPM投资			(328	)	(184	)	(729	)
资本化的多客户端地震数据			(190	)	(74	)	(333	)
自由现金流⁽⁴⁾			112		97		782

股票回购计划			(770	)	(398	)	(506	)
已付股息			(1,393	)	(697	)	(1,255	)
雇员股票计划收益			143		8		195
			(1,908	)	(990	)	(784	)

商业收购和投资，不计获得的现金和债务			(364	)	(91	)	(3,790	)
其他			(200	)	(116	)	76
净债务的增加			(2,472	)	(1,197	)	(4,498	)
会计期间开始时的净债务			(10,121	)	(11,396	)	(5,547	)
会计期间结束时的净债务			$(12,593	)	$(12,593	)	$(10,045	)

⁽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6月30日6个月和第二季度的约2.3亿美元和9,000万美元的遣散费以及截至2016年6月30日6个月的约5.45亿美元的遣散费。截至2016年6月30日的6个月还包括约1亿美元的一次性交易相关支出，涉及Cameron的收购。
⁽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公司产生现金的能力。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，2017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；不计非控制性权益以及费用和贷项的净收益；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年第二季度
	税前	税	非控制性权益		净额		摊薄后每股收益*
斯伦贝谢净亏损（基于GAAP）	$17	$98	$(7	)	$(74	)	$(0.05	)
期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		净额		摊薄后每股收益*
斯伦贝谢净收益（基于GAAP）	$351	$148	$(2	)	$205		$0.15
期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

	2017 年第一季度
	税前	税	非控制性权益		净额		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
* 不会因为四舍五入而增加

（单位为百万，每股数额除外）

	2016 年第二季度
	税前		税		非控制性权益	净额		摊薄后每股收益*
斯伦贝谢净亏损（基于GAAP）	$(2,514	)	$(368	)	$14	$(2,160	)	$(1.56	)
减值及其他：
固定资产减值	1,058		177		-	881		0.63
裁员	646		63		-	583		0.42
库存减记	616		49		-	567		0.41
多客户端地震数据减值	198		62		-	136		0.10
其他重组费用	55		-		-	55		0.04
合并与整合：
与合并有关的员工福利和专业人士费用	92		17		-	75		0.05
与合并和整合相关的其他费用	93		19		-	74		0.05
收购会计法库存公允值调整摊销⁽¹⁾	150		45		-	105		0.08
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项	$394		$64		$14	$316		$0.23

	2016 年前6个月
	税前		税		非控制性权益	净额		摊薄后每股收益*
斯伦贝谢净亏损（基于GAAP）	$(1,893	)	$(270	)	$36	$(1,659	)	$(1.26	)
减值及其他：
固定资产减值	1,058		177		-	881		0.66
裁员	646		63		-	583		0.44
库存减记	616		49		-	567		0.43
多客户端地震数据减值	198		62		-	136		0.10
其他重组费用	55		-		-	55		0.04
合并与整合：
与合并有关的员工福利和专业人士费用	92		17		-	75		0.06
与合并和整合相关的其他费用	93		19		-	74		0.06
收购会计法库存公允值调整摊销⁽¹⁾	150		45		-	105		0.08
斯伦贝谢净收益，扣除费用和贷项	$1,015		$162		$36	$817		$0.62

⁽¹⁾ 请参见简明合并损益表中营收成本类目。

* 不会因为四舍五入而增加

生产部门
（单位为百万）
	截至以下日期的三个月
	2017年6月30日				2017年3月31日				2016年6月30日
	营收		税前收益		营收		税前收益		营收		税前收益
油藏描述	$1,759		$299		$1,618		$281		$1,586		$268
钻井	2,107		302		1,985		229		2,034		171
生产	2,496		221		2,187		110		2,121		82
Cameron	1,265		174		1,229		162		1,525		250
消除和其他	(165	)	(46	)	(125	)	(25	)	(102	)	(24	)
税前营业收入			950				757				747
企业和其他			(242	)			(239	)			(241	)
利息收益⁽¹⁾			28				24				24
利息支出⁽¹⁾			(128	)			(126	)			(136	)
费用和贷项			(591	)			(82	)			(2,908	)
	$7,462		$17		$6,894		$334		$7,164		$(2,514	)


（单位为百万）
	截至以下日期的六个月
	2017年6月30日				2016年6月30日
	营收		税前收益		营收		税前收益
油藏描述	$3,377		$580		$3,305		$601
钻井	4,092		531		4,527		542
生产	4,683		331		4,497		288
Cameron	2,494		336		1,525		250
消除和其他	(290	)	(71	)	(170	)	(33	)
税前营业收入			1,707				1,648
企业和其他			(480	)			(414	)
利息收益(1)			52				37
利息支出(1)			(254	)			(256	)
费用和贷项			(674	)			(2,908	)
	$14,356		$351		$13,684		$(1,893	)
⁽¹⁾ 不包括含在生产部门业绩中的利息。

某些此前会计期间项目被重新划分，以与当前会计期间的内容保持一致。


补充信息

1)		2017年全年资本支出指引是多少？
		2017年资本支出（不包括多客户端和SPM投资）预计将达到22亿美元。

2)		2017年第二季度来自于运营的现金流是多少？
		2017年第二季度来自于运营的现金流达到了8.58亿美元，包括9,000万美元的遣散费。

3)		2017年上半年来自于运营的现金流是多少？
		2017年上半年来自于运营的现金流达到了15亿美元，包括2.3亿美元的遣散费。

4)		2017年第二季度“利息和其他收益”项目都包含哪些内容？
		2017年第二季度的“利息和其他收益”为6,200万美元。其中包括2,800万美元的权益法投资收益和3,400万美元的利息收益。

5)		2017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3,400万美元，环比增长500万美元。利息支出1.42亿美元，环比增长300万美元。

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（包括费用和贷项）和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（包括因收购Cameron带来的无形资产摊销费用）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)		2017年第二季度实际税率(ETR)是多少？
		根据GAAP计算，2017年第二季度实际税率为590%，2017年第一季度实际税率是14.8%。不计费用和贷项，2017年第二季度实际税率是18.9%；2017年第一季度是15.3%。

8)		截至2017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2017年6月30日，在外流通普通股为13.85亿股。下表显示的是从2017年3月31日至2017年6月30日的在外流通股变化情况。

（单位为百万）
2017年3月31日的在外流通股			1,389
出售给期权买方的股份，减去交易的股票			-
可行权的限售股			1
根据雇员股票购买计划发行的股票			-
股票回购计划			(5)
2017年6月30日的在外流通股			1,385

9)		2017年第二季度和2017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？
		2017年第二季度和2017年第一季度期间的在外流通股加权平均数分别为13.87亿股和13.93亿股。

		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。

10)		斯伦贝谢 2017年6月30日SPM项目投资未摊销余额是多少？与2016年12月31日相比有何变化？
		斯伦贝谢2017年6月30日和2016年12月31日的SPM项目投资未摊销余额分别约为26亿美元和25亿美元。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）
2016年12月31日余额	$2,458
SPM投资	328
SPM投资摊销	(213	)
2017年6月30日余额	$2,573

11)		2017年第二季度WesternGeco多客户端销售情况如何？
		2017年第二季度，包括转让费在内的多客户端销售总额为1.82亿美元，2017年第一季度该数字为1.38亿美元。

12)		2017年第二季度末 WesternGeco未完成订单情况如何？
		2017年第二季度末，WesternGeco未完成订单（基于与客户签订的合同）为5.66亿美元。2017年第一季度末该数字为6.13亿美元。

13)		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	2017年第二季度	2017年第一季度
OneSubsea	$181	$546
Drilling Systems	$170	$174

未完成订单（会计期间末）
OneSubsea	$2,371	$2,634
Drilling Systems	$566	$608

14)		斯伦贝谢2017年第二季度简明合并损益表“减值和其他”类目都包含哪些内容？
		在2017年第二季度，斯伦贝谢产生了5.1亿美元的税前费用，被划分至减值和其他类目。其中的绝大部分金额与斯伦贝谢与委内瑞拉主要客户所签署的融资协议有关。根据该协议，公司将用7亿美元的应收欠款交换带有利息的期票。斯伦贝谢以其交换之日估计的公允值记账，因此导致了费用的产生。

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2016年公布的营业收入达278.1亿美元。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2017年7月21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423510可于2017年8月21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。2017年8月31日之前，该网站还将提供网播回放。

这篇2017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；Cameron与本公司业务的整合；Cameron交易带来的预期效益；斯伦贝谢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2017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。