斯伦贝谢宣佈2018年全年和第四季业绩

日期：2019年1月28日下午3:56

• 全年营收328亿美元，较前一年成长8%
• 包含费用和贷项，全年依据GAAP的每股盈餘为1.53美元
• 不计费用和贷项，全年每股盈餘为1.62美元，较前一年增加8%
• 全年来自於营运的现金流和自由现金流分别为57亿美元和25亿美元
• 第四季营收为82亿美元，较前一季减少4%
• 包含费用和贷项，第四季依据GAAP的每股盈餘为0.39美元
• 不计费用和贷项，第四季每股盈餘为0.36美元，较前一季下降22%
• 第四季来自於营运的现金流和自由现金流分别为23亿美元和14亿美元
• 每股0.50美元的季度现金股利已获批准

休士顿--(美国商业资讯)--斯伦贝谢有限公司(Schlumberger Limited)(NYSE: SLB)今日公佈2018年全年和2018年第四季的财务业绩。


	（单位为百万，每股数额除外）
全年业绩	截至以下日期的12个月		变化
	2018年12月31日	2017年12月31日		与上年同期相比
营收	$32,815	$30,440		8%
税前营业收入	$4,187	$3,921		7%
税前营业利润率	12.8%	12.9%		-12 bps
净利（亏损）（依据GAAP）	$2,138	$(1,505)		n/m
净利，扣除费用和贷项*	$2,261	$2,085		8%
稀释后每股盈餘（亏损）（依据GAAP）	$1.53	$(1.08)		n/m
稀释后每股盈餘，扣除费用和贷项*	$1.62	$1.50		8%

各地区全年合併营收

北美	$11,984	$9,487		26%
拉美	3,745	3,976		-6%
欧洲/独立国协/非洲	7,158	7,072		1%
中东与亚洲	9,543	9,394		2%
其他	385	511		n/m
	$32,815	$30,440		8%

北美营收	$11,984	$9,487		26%
国际营收	$20,446	$20,442		-

北美营收，不计Cameron	$9,668	$7,518		29%
国际营收，不计Cameron	$17,675	$17,423		1%

*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

斯伦贝谢董事长兼执行长Paal Kibsgaard表示：“2018年全年营收为328亿美元，较前一年增加8%，也是连续第二年成长。这一业绩受益於北美业务的贡献，其营收达到120亿美元，成长了26%，OneStim^®业绩功不可没，成长41%。国际业务全年营收达到204亿美元，与2017年基本上持平。然而，不计Cameron业务，2018年下半年国际营收较前一年同期成长3%，意味着业务活动自营收连续叁年下跌之后开始呈现积极的上升态势。”

“生产部门营收达到124亿美元，成长17%，钻井部门营收达到93亿美元，成长10%。油藏描述部门营收达到65亿美元，下降4%，主要原因在於WesternGeco^®海洋地震测绘业务的撤资。Cameron营收达到52亿美元，下降1%，原因在於OneSubsea^®和Drilling Systems的长週期业务进一步下滑，基本上被Surface Systems与Valves & Measurement的成长所抵消。”

“2018年全年税前营业收入为42亿美元，成长7%。由於北美和国际活动增加和策略定位所带来的重啟和调配成本抵消了营收成长带来的影响，税前营业利润率为13%，与上年基本上持平。”

第四季业绩

	（单位为百万，每股数额除外）
	截至以下日期的3个月			变化
	2018年12月31日	2018年9月30日	2017年12月31日	与前季相比	与上年同期相比
营收	$8,180	$8,504	$8,179	-4%	-
税前营业收入	$967	$1,152	$1,155	-16%	-16%
税前营业利润率	11.8%	13.5%	14.1%	-172 bps	-230 bps
净利（亏损）（依据GAAP）	$538	$644	$(2,255)	-16%	n/m
净利，扣除费用和贷项*	$498	$644	$668	-23%	-25%
稀释后每股盈餘（亏损）（依据GAAP）	$0.39	$0.46	$(1.63)	-15%	n/m
稀释后每股盈餘，扣除费用和贷项*	$0.36	$0.46	$0.48	-22%	-25%

北美营收	$2,820	$3,189	$2,811	-12%	-
国际营收	$5,283	$5,215	$5,237	1%	1%

北美营收，不计Cameron	$2,265	$2,572	$2,246	-12%	1%
国际营收，不计Cameron	$4,581	$4,559	$4,446	-	3%

*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

“由於北美陆地大多数与生产和Cameron相关的业务活动和订价降低，第四季营收为82亿美元，较前一季下降4%。OneSubsea营收减少也是造成营收下降的原因之一，但随着公司在该季获得6亿多美元的新专案订单，未完成订单驱动型业务活动週期已接近尾声。

“儘管原油价格下跌，国际活动依然韧性十足，营收较前一季增加1%。俄罗斯的季节性下滑被中东、亚洲和非洲营收的成长所抵消。欧洲和拉美的营收与前一季持平。

“与前一季相比的业绩受到北美陆地与生产和Cameron业务相关活动的严重影响，正如我们看到，北美合併营收较前一季下降了12%。OneStim营收较前一季下滑了25%，因为公司决定在本季后半段让多个作业队转为休眠模式，而且我们专注於在第四季投标期间力争2019年上半年的多个专属合约。由於公司继续在挪威、沙乌地阿拉伯、印度、阿根廷、厄瓜多尔、中国和伊拉克为公司的整合式钻井服务(IDS)专案调配额外的井架，钻井部门营收较前一季增加1%。油藏描述部门营收较前一季下滑1%，原因在於Wireline和OneSurface^®营收减少以及软体整合解决方案(SIS)软体和WesternGeco多用户端地震许可的年底销售额十分有限。Cameron营收较前一季下降3%，主要归咎於OneSubsea和Valves & Measurement产品线营收下滑。”

“从总体角度来看，第四季原油价格大跌主要源自於该年稍早时活动激增导致美国页岩油生产出现惊人的成长，同时还源自於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，再加上人们对全球成长的忧虑和美国加息所导致的股票市场大量拋售，形成近乎完美的风暴而结束2018年。

“展望2019年，由於OPEC和俄罗斯的减产将全面生效，2018年下半年北美陆地活动减少影响生产成长，伊朗原油出口制裁豁免已经过期而且未得到延期，以及中美继续就现有的贸易纠纷进行斡旋，我们预期会出现更加正向的供需平衡情绪，进而将在今年內带动原油价格逐渐復甦。

“与此同时，最近的原油价格波动为2019年的探勘开採开支前景带来更多不确定因素，而且客户通常在年初会採取较为保守的策略。这一现象会再次延缓探勘开採开支出现大范围的復甦，而我们在叁个月之前便预期如此。

“然而，根据我们最近与客户的讨论，我们看到明确的跡象显示探勘开採投资开始常态化，而且反应了全球资源基地採取更加永续的财务管理。对於北美陆地探勘开採营运商来说，这表示未来投资可能会非常接近公司自由现金流可支应的额度。相反，中东和俄罗斯以外的国际市场，在经歷了4年的投资不足以及专注於扩大现金流之后，各个国家石油公司和独立企业将开始意识到，就算只是为了维持目前的生产水準，它们也有必要对其资源基地进行投资。

“对於斯伦贝谢来说，这表示即便是目前的油价，我们预期国际市场依然会呈现稳健的个位数成长，而在北美陆地，资金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更多不确定因素。

“在这一环境下，我们已为2019年营运计画建立极大的灵活性，此举将让我们有能力和信心来应付任何投资和业务活动局面。此外，2019年计画的基石是在不增加净债务的情况下，致力於创造能够应付所有业务需求的充足现金流。在经歷了2018年下半年异常强劲的自由现金流绩效之后，我们将专注於获利性成长、利润率提升、资金纪律和审慎的营运资金管理，同时，我们对自己的能力十分有信心，在2019年将能透过上述方式进一步改善流动性状况。”

其他事件

本季期间，斯伦贝谢以平均每股48.44美元的价格买回210万股通股，买回总额达到1亿美元。

2018年11月15日，Shearwater GeoServices Holding AS完成对WesternGeco海洋地震测绘资产和业务的收购。斯伦贝谢收到6亿美元的现金对价以及结算后15%的Shearwater GeoServices Holding AS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美元的季度现金股利，将於2019年4月12日发放给2019年2月13日在册的股东。

各地区的合併营收

	（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			与前季相比	与上年同期相比
北美	$2,820		$3,189		$2,811	-12%		-
拉美	978		978		1,034	-		-5%
欧洲/独立国协/非洲	1,842		1,820		1,816	1%		1%
中东与亚洲	2,464		2,417		2,387	2%		3%
其他	76		100		131	n/m		n/m
	$8,180		$8,504		$8,179	-4%		-

北美营收	$2,820		$3,189		$2,811	-12%		-
国际营收	$5,283		$5,215		$5,237	1%		1%

北美营收，不计Cameron	$2,265		$2,572		$2,246	-12%		1%
国际营收，不计Cameron	$4,581		$4,559		$4,446	-		3%

n/m = 无意义

第四季合併营收为82亿美元，较前一季下降4%，原因在於北美营收为28亿美元，下降12%，而国际营收为53亿美元，增加1%。

北美

北美地区合併营收为28亿美元，较前一季下降12%，原因在於北美陆地大多数与生产和Cameron业务相关的活动和订价出现了下滑。OneStim营收较前一季下滑25%，因为我们决定在本季后半段将多个作业队转为休眠模式，并在第四季投标期间力争获得2019年上半年多个专属合约。Cameron陆地营收的下滑归咎於Valves & Measurement和Surface Systems的活动减少。海上业务营收略有下滑，原因在於Cameron活动减少大幅抵消了开发专案钻井活动的成长以及WesternGeco多用户端地震许可销售的增加。

国际

拉美地区合併营收达到10亿美元，与前一季持平。在拉美南部GeoMarket，新钻井专案和Cameron Surface System的活动增加有助於营收的成长，但该成长被阿根廷水力压裂作业的减少所部分抵消。在墨西哥和中美洲GeoMarket，营收的下滑归咎於WesternGeco多用户端地震许可销售较前一季强劲的业绩有所减少。拉美北部和委內瑞拉GeoMarket营收与前一季持平。

儘管俄罗斯和北海出现季节性的活动下滑，欧洲/独立国协/非洲地区合併营收达到18亿美元，较前一季增加1%。营收成长归功於非洲撒哈拉以南GeoMarket的钻井活动增加，以及莫叁比克和安哥拉WesternGeco多用户端地震许可销售的增加。受益於阿尔及利亚新专案水力压裂和钻井活动的增加，以及利比亚修井专案的开始，北非GeoMarket亦出现营收成长。Cameron营收在整个地区均有所成长，挪威和丹麦GeoMarket尤为突出。

中东和亚洲地区的合併营收达到25亿美元，较前一季增加2%，主要来自於中东东部GeoMarket的营收成长，而这是因为伊拉克IDS专案的活动强劲、阿曼的水力压裂活动增加，以及Wireline和Testing Services在阿拉伯联合大公国的探勘活动增加带动营收成长。沙乌地阿拉伯的总价统包(LSTK)专案营收进一步成长，如今已部署所有25个井架。亚洲远东地区和澳洲GeoMarket较前一季成长，原因在於中国钻井和油井建造活动增加，以及该地区GeoMarket 的SIS软体和WesternGeco多用户端地震许可销售皆告增加。然而，科威特和埃及OneSurface营收的下降以及IDS专案的完成，导致中东北部GeoMarket营收较前一季下滑。Cameron在该地区的营收与前一季持平，原因在於印度Surface Systems销售的增加被沙乌地阿拉伯、亚洲远东地区和澳洲GeoMarket的活动减少所抵消。

油藏描述部门

（单位为百万）

截至以下日期的3个月

变化

2018年12月31日

2018年9月30日

2017年12月31日

与前季相比

与上年同期相比

营收

$1,651

$1,676

$1,640

-1%

税前营业收入

$364

$372

$359

-2%

税前营业利润率

22.0%

22.2%

21.9%

-16 bps

17 bps

油藏描述部门营收为17亿美元，其中79%来自於国际市场，较前一季下降1%，受累於俄罗斯Wireline活动的季节性下滑、北美海上Wireline探勘活动的减少，以及中东OneSurface活动的减少。这些影响被年底在中国、俄罗斯、印度、越南和挪威的SIS软体销售，以及在卡达、阿联、阿曼和伊拉克的Testing Services活动增加所部分抵消。WesternGeco营收基本上与前一季持平，原因在於海洋地震测绘活动继11月该业务出售之后出现的下滑，被莫叁比克、安哥拉、澳洲和北美近海的年底多用户端地震许可销售完全抵消。

油藏描述部门税前营业利润率为22%，基本上与前一季持平，高利润率的SIS软体和WesternGeco多用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。

在第四季，油藏描述业绩受益於取得多个合约、新的多用户端地震测绘，以及运用科技和领域专长改善作业效率。

在墨西哥，必和必拓(BHP Billiton)授予斯伦贝谢一项带有一年期选择性延长的两年期合约，为墨西哥湾的Trion深水专案提供探勘和评估服务。工作內容涵盖 SonicScope*多极随钻声测服务、Quanta Geo*拟真油藏地质服务、Litho Scanner*高画质光谱服务，以及CLEANCUT*钻屑收集和运输系统。

在澳洲，斯伦贝谢为客户部署了 Concert*油井测试即时性能技术，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到达新境界。自动化的即时资料搜集和通讯促成合作分析，加快了对测试作业的解读，同时大幅减少现场人员的人数。

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的作业成本。储层含有异常坚硬的火山岩和摄氏250度的高温。这些技术包括PowerPak*可操控马达和Xtreme*高压、高温测井平臺。

在挪威，Petoro AS授予斯伦贝谢一项两年期软体即服务(SaaS)合约，为其提供DELFI*认知型探勘开採环境技术，以及使用ECLIPSE*产业参考以及INTERSECT*高解析度油藏模拟器。这些技术将为公司提供有关其活跃许可的深入资讯，以便按最大影响对其进行排名和分析。

Dyas Norge AS授予SIS一项软体即服务合约，在挪威大陆架新发现的Fogelberg气藏部署DELFI认知型探勘开採环境技术。

在斯里兰卡近海，WesternGeco使用第叁方地震测绘船，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进行5,020公里的2D多用户端测绘工作。这是在斯里兰卡进行的最大规模的测绘，同时也得到产业预先融资的支持。

钻井部门

（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

与前季相比

与上年同期相比

营收

$2,461

$2,429

$2,180

13%

税前营业收入

$318

$339

$319

-6%

税前营业利润率

12.9%

14.0%

14.6%

-105 bps

-170 bps

随着公司继续为挪威、沙乌地阿拉伯、印度、阿根廷、厄瓜多尔、中国和伊拉克的整合钻井专案调配更多的井架，在Drilling & Measurements、M-I SWACO和IDS出现成长的带动下，钻井部门营收达到25亿美元，其中73%来自於国际市场，较前一季成长1%。受定向钻井业务的推动，北美陆地的钻井营收依然韧性十足。然而，上述营收成长被北半球活动的季节性下滑所部分抵消，特别是俄罗斯活动。

钻井部门税前营业利润率为13%，较前一季下降105个基点，原因在於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专案活动在整个国际业务中均有所增加。

本季钻井业绩受益於多项技术的部署以及获得多项合约，其中包括打破多项纪录的钻井和钻头技术，以及用於改善採油的GeoSphere油藏随钻测绘服务。

在新墨西哥州德拉瓦盆地，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26,150英尺，使其成为Permian Basin最长的水平井。此外，XTO Energy还在LHS Ranch 4-40 4004BH钻探Permian最长的分支井，长达16,426英尺。PowerDrive Orbit系统协助打造了接触额外储层的管道，并接触此前无法接触的宝贵储层区域，协助客户减少了作业成本，改善每英亩的利用率。

Eni Iraq B.V.授予斯伦贝谢一项IDS合约，涉及在Zubair Field的至少8口井。在获得这一绩效型合约之前，斯伦贝谢还获得Eni的同一油田合约。该IDS合约包括提供诸多技术，例如DBOS*钻头最佳化系统、i-DRILL*整合动态系统分析服务和COLOSSUS*衬管悬掛系统。

在伊拉克，IDS为Eni Iraq B.V.创造了新的油井交付记录，从开钻到完成钻井深度仅用了20天，较此前的记录改善13%。该统包专案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*钻进速率最佳化软体、RigHour*多井钻探作业效率分析，以及StingBlade*锥形金刚石元件钻头。

在德州西部帕米亚盆地，Drilling & Measurements使用PowerDrive Orbit旋转可操控系统，协助Apache Corporation进行钻井作业，并在Lower Spraberry 地层节省了27个钻井小时。PowerDrive Orbit系统技术以略多於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。后者在使用传统马达时，在该地层从顶部到底部的平均钻探时间为56.1小时。

在科罗拉多州丹佛-朱尔斯堡盆地，Bits & Drilling Tools部署了HyperBlade* 双曲线金刚石组件钻头技术，以协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%。与採用传统钻头的补偿井相比，此技术为营运商节省了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省了近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*叁维刀具。

在北海英国海域的希哈利恩油田，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机率。GeoSphere服务对离钻孔20-30公尺的井道沙进行测绘，此举改善了客户对地层的认知，扩大了油藏接触和开採。

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叁年期合约，为英国北海的平臺和海底钻井专案提供钻井和完井液。新合约已於2018年10月1日生效，并於12月开始作业。

生产部门

（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

与前季相比

与上年同期相比

营收

$2,936

$3,249

$3,078

-10%

-5%

税前营业收入

$198

$320

$316

-38%

-37%

税前营业利润率

6.8%

9.9%

10.3%

-310 bps

-351 bps

生产部门营收为29亿美元，其中53%来自於国际市场，较前一季下降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转为休眠模式，并专注於早在第四季投标期间就力争获得2019年上半年的专属合约。受阿根廷水力压裂活动减少的影响，Well Services国际营收出现下滑。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营收增加所部分抵消。

生产部门税前营业利润率为7%，较前一季下降310个基点，原因在於北美陆地OneStim业务的订价和活动出现下滑。

生产部门业绩因获得合约以及固井和水力压裂新技术的部署而受到支撑，它们帮助改善了作业效率和油井生产力。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*整合式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协助减少了与邻近油井（压裂部位）窜漏的风险，该技术对於加密井和多井井场尤为重要。

沙乌地阿拉伯国家石油公司(Saudi Aramco)授予斯伦贝谢一项叁年期整合生产服务合约，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。

在帕米亚盆地，Well Services引进Fulcrum 水泥输送压裂性能技术，以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係数平均改善了55%，较採用传统办法加固的补偿井获得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英里范围內採用传统增产办法完井的代表性补偿井的公共资料进行比较。如果以分支井长度为标準来衡量，经Fulcrum技术处理的叁个月累积液体产量平均值高出补偿井22%。

在加拿大，OneStim透过挠曲油管部署了BroadBand Precision整合完井服务，让亚伯达省Cardium Formation的每口油井出现高达160的压裂阶段数。BroadBand Precision服务让压裂阶段的过渡时间降至4分鐘。此外，最佳化后的筛眼孔径提升了安装期间的效率，让每口井节省了高达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，并取消原本需要两个星期的清理需求，进而为客户节省了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衝击。这一处理方式可避免沙堵，维持了最初老油井的产量，与此同时，WellWatcher Stim*增产监控服务确认了其消除压裂hits的措施获得成功。

在英国北海，Well Services使用 CemPRIME*经改造的化学垫片技术，协助英国石油公司减少Achmelvich Field的封堵弃井操作成本。该技术改善了流体相容性，减少了对水泥凝固时间的影响，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

与前季相比

与上年同期相比

营收

$1,265

$1,298

$1,414

-3%

-11%

税前营业收入

$127

$148

$203

-14%

-37%

税前营业利润率

10.0%

11.4%

14.4%

-140 bps

-432 bps

Cameron营收为13亿美元，其中55%来自於国际市场，较前一季下滑3%，原因在於OneSubsea和Valves & Measurement产品线营收下降大幅抵消了Surface Systems销售额的增加，而 Drilling Systems营收持平。此外，OneSubsea在本季拿到6亿多美元的新专案订单，意味着公司的未完成订单驱动型业务週期已接近尾声。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减少而出现下滑。

Cameron税前营业利润率为10%，较前一季下降140个基点，原因在於OneSubsea利润率降低。

在第四季，Cameron获得多个整合式海底生产系统和整合式钻井套装方案合约，这些系统和设备将部署在全球四大主要深水海盆中。此外，OneSubsea 与Subsea 7缔结的全球合作伙伴关係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，减少了展开初次生产的时间。

Equinor授予OneSubsea一项工程、採购和建造(EPC)合约，为挪威北海海域Vigdis Field提供业界首个纯电力传动的增压系统。该合约的內容包括拥有多层地基和保护结构的泵站，以及泵模组、甲板设备、脐带缆、以及电力传动的纯电控制系统。该作业已於2018年12月开始，计画於2020年第一季交付。

Esso Australia Pty. Ltd.授予Subsea Integration Alliance一项澳洲近海的整合式海底工程、採购、建造、安装和调试(EPCIC)合约。这个供应商引导的整合式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。海上安装活动计画於2020年开始。

斯伦贝谢海底多相增压系统技术有助於英国北海和美国墨西哥湾最长的回接开发专案。在英国北海的Otter Field，18英里长的回接是整合式解决方案的一部分，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英里长的回接是一项採油增产专案的一部分。这些专案均由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平臺，并对Cameron EPC合约进行了修订，以取得Cameron的钻井模组。钻井模组位於里约热內卢海岸85公里，将安装在平臺C上，以支援生产和注水井的钻探，这些井位於目前无法从平臺A和B接触的储油层。借助Total Well Delivery模型，斯伦贝谢将提供全方位的井建造服务、钻井管理服务和先进的数位科技解决方案，包括在钻探的22口井中採用DrillPlan*一致性油井建造规划解决方案。这个整合模式包括钻井模组效率改进、连贯工作流程精简以及油井现场多技能船员提供的最佳人力资源。

财务报表

简明综合损益表
（单位为百万，每股数额除外）

	第四季		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
减损与其他 ⁽¹⁾	172	2,701	356	3,211
合併与整合 ⁽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
可归於斯伦贝谢的净利（亏损）⁽¹⁾	$548	$(2,272)	$2,177	$(1,513)
可归於非控制性权益的净利（亏损）	10	(17)	39	(8)
可归於斯伦贝谢的净利（亏损） ⁽¹⁾	$538	$(2,255)	$2,138	$(1,505)

斯伦贝谢的稀释后每股盈餘（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
稀释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、多用户端地震资料成本和SPM投资摊销。

简明综合资产负债表

（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
多用户端地震资料	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
应付帐款和应计负债	$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
应付股利	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	2017年12个月

扣除非控制性权益前的净利	$2,177	$548	$(1,513)
减损和其他费用，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
营运资金变动	(442)	705	(823)
美国联邦税退税	-	-	685
其他	(47)	113	(490)
营运产生的现金流⁽³⁾	$5,713	$2,331	$5,663
资本支出	(2,160)	(621)	(2,107)
SPM投资	(981)	(262)	(1,609)
资本化的多用户端地震资料	(100)	(37)	(276)
自由现金流⁽⁴⁾	2,472	1,411	1,671
已付股利	(2,770)	(693)	(2,778)
股票买回计画	(400)	(100)	(969)
员工股票计画收益	261	5	297
	(437)	623	(1,779)
出售WesternGeco海洋地震业务的收益，不计撤资的现金	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)
会计期开始时的净债务	(13,110)	(14,520)	(10,121)
会计期结束时的净债务	$(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入投资。管理层认为，透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资讯。净债务为非GAAP财务指标，应视为补充资料，而非取代或优於总债务。
⁽²⁾		包括财产、工厂和设备的折旧以及无形资产、多用户端地震资料成本和SPM投资摊销。
⁽³⁾		包括截至2018年12月31日之12个月和第四季的3.4亿美元和7500万美元遣散费，以及截至2017年12月31日之12个月和第四季的4.55亿美元和1.08亿美元遣散费。
⁽⁴⁾		“自由现金流”是指经营产生的现金流减去资本支出、SPM投资和资本化多用户端地震资料。管理层认为，自由现金流是公司重要的流动性衡量标準，投资人和管理层可将其用於衡量斯伦贝谢创造现金的能力。一旦达成业务需求及义务，这笔现金就可用於对公司的再投资以利未来成长，或透过发放股利或买回股票的形式还给股东。自由现金流并非自由支出可用的剩餘现金流。自由现金流为非GAAP财务指标，应视为补充资料，而非取代或优於营运产生的现金流。

费用和贷项

除了根据美国公认会计準则(GAAP)计算的财务业绩，2018年全年和第四季收益报告还包括非公认会计準则衡量指标（根据美国证券交易委员会G条例的定义）。不计费用和贷项的净利以及由其衍生而来的指标（包括不计费用和贷项的稀释后每股盈餘；不计费用和贷项的斯伦贝谢净利；以及不计费用和贷项的有效税率）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有效地评估斯伦贝谢每一时期的经营状况，并且发掘可能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财务指标应视为补充资料，而非取代或优於根据GAAP编製的其他财务业绩衡量指标。以下是这些非公认会计準则衡量指标与可比的公认会计準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
	税前	税	非控制性权益	净值	稀释后每股盈餘
斯伦贝谢净利（依据GAAP）	$648	$100	$10	$538	$0.39
出售海洋地震测绘业务收益	(215)	(19)	-	(196)	(0.14)
资产减损 ⁽¹⁾	172	16	-	156	0.11
斯伦贝谢净利，扣除费用和贷项	$605	$97	$10	$498	$0.36

	2017年第四季
	税前	税	非控制性权益	净值	稀释后每股盈餘*
斯伦贝谢净亏损（依据GAAP）	$(2,210)	$62	$(17)	$(2,255)	$(1.63)
减损与其他：
WesternGeco地震业务重整	1,114	20	-	1,094	0.79
委內瑞拉投资降值	938	-	-	938	0.67
裁员	247	13	-	234	0.17
多用户端地震资料减损	246	81	-	165	0.12
其他重整费用	156	10	22	124	0.09
合併与整合	95	26	-	69	0.05
长期建造专案亏损备抵金⁽²⁾	245	22	-	223	0.16
美国税改 ⁽³⁾	-	(76)	-	76	0.05
斯伦贝谢净利，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*	稀释后每股盈餘
斯伦贝谢净利（依据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)
减损与其他：
裁员	184	20	-	164	0.12
资产减损	172	16	-	156	0.11
斯伦贝谢净利，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	稀释后每股盈餘
斯伦贝谢净亏损（依据GAAP）	$(1,183)	$330	$(8)	$(1,505)	$(1.08)
减损与其他：
WesternGeco地震业务重整	1,114	20	-	1,094	0.79
委內瑞拉投资降值	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
多用户端地震资料减损	246	81	-	165	0.12
其他重整费用	156	10	22	124	0.09
合併与整合	308	70	-	238	0.17
长期建造专案亏损备抵金⁽²⁾	245	22	-	223	0.16
美国税改 ⁽³⁾	-	(76)	-	76	0.05
斯伦贝谢净利，扣除费用和贷项	$2,581	$470	$26	$2,085	$1.50

2018年第叁季未发生费用和贷项。


⁽¹⁾		列於简明综合损益表中的“减损与其他”项。
⁽²⁾		列於简明综合损益表中的营收成本项。
⁽³⁾		列於简明综合损益表中的税费（优惠）项。
* 因四捨五入未相加

部门

（单位为百万）
	截至以下日期的叁个月
	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)
利息收入⁽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)
利息收入⁽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。

补充资讯

1)		2019年全年资本支出指引是多少？
		2019年全年资本支出（不包括多用户端和SPM投资）预计约为15-17亿美元，较2018年的22亿美元支出有所下降。

2)		2018年第四季来自於营运的现金流和自由现金流分别是多少？
		2018年第四季来自於营运的现金流为23亿美元。2018年第四季自由现金流为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年全年来自於营运的现金流和自由现金流分别是多少？
		2018年全年来自於营运的现金流为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“利息和其他收入”项目都包含哪些內容？
		2018年第四季的“利息和其他收入”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入。

5)		2018年第四季利息收入和利息支出是如何变化的？
		2018年第四季利息收入为1,000万美元，与前一季持平。利息支出为1.42亿美元，较前一季下降500万美元。

6)		“税前营业收入”和斯伦贝谢税前合併收入有什麼区别？
		区别主要包括未分配至部门的企业项目、费用和贷项、利息收入以及利息支出，以及股票薪酬费用，与某些无形资产相关的摊销费用、某些集中管理的计画和其他非营运项目。

7)		2018年第四季有效税率(ETR)是多少？
		根据GAAP计算，2018年第四季有效税率为15.4%，2018年第叁季有效税率是16.4%。不计费用和贷项，2018年第四季有效税率是16.0%。2018年第叁季未发生费用和贷项。

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
向选择权买方发行的股份，减去交易的股票		-
可行权的限售股		-
根据员工股票购买计画发行的股票		-
股票买回计画		(2)
2018年12月31日的在外流通股		1,383

9)		2018年第四季和2018年第叁季在外流通股的加权平均数是多少？这一数字相对於稀释后在外流通股平均数（用於计算稀释后每股盈餘，不计费用和贷项）是如何调整的？
		2018年第四季和2018年第叁季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於稀释后在外流通股平均数（用於计算稀释后每股盈餘，不计费用和贷项）的调整如下。

（单位为百万）
	2018 年第四季	2018 年第叁季
在外流通股加权平均数	1,384	1,385
假定行使股票选择权	-	-
未到行权期的限售股	8	7
稀释后在外流通平均股数	1,392	1,392

10)		斯伦贝谢生产管理(SPM)专案都有哪些？斯伦贝谢如何认列这些专案的营收？
		依据长期协定，SPM专案代表斯伦贝谢客户专注於开发和共同管理生产。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，来认列其营收或获得报酬。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（高於双方同意的基準量）获得报酬。

11)		斯伦贝谢在SPM专案中投入的产品和服务是如何记帐的？
		营收和相关成本已由斯伦贝谢各部门根据其为SPM专案提供的服务和产品记录在各自的报表中。这一营收（根据公平价格）和相关的获利则透过“消除和其他”项下的公司间调整予以消除。（註：除了SPM消除之外，“消除和其他”项还包括其他项目）。为SPM专案提供斯伦贝谢服务和产品相关的直接成本，随后以资本化的形式呈现在资产负债表上。

		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，在相关生产达成时或相关营收认列时以费用性质反映在损益表上。摊销费用取决於工作量法，其中，每一个单位都将分配一定比例的未摊销成本（根据总预估产量）

		SPM营收与资本化投资以及这一期间所导致的其他营运成本的摊销，将反映在生产部门中。

12)		斯伦贝谢於 2018年12月31日的SPM专案投资未摊销餘额是多少？与2018年9月30日相比有何变化？
		斯伦贝谢於2018年12月31日和2018年9月30日的SPM专案投资未摊销餘额均约为42亿美元。这些金额列入斯伦贝谢综合简明资产负债表的“其他资产”类目中。斯伦贝谢的SPM专案投资未摊销餘额变化如下：

（单位为百万）
2018年9月30日餘额						$4,248
SPM投资						262
SPM投资摊销						(152)
其他						(157)
2018年12月31日餘额						$4,201

13)		2018年第四季WesternGeco多用户端销售情况如何？
		2018年第四季，包括转让费在內的多用户端销售总额为1.76亿美元，2018年第叁季该数字为1.39亿美元。

14)		2018年第四季末 WesternGeco未完成订单情况如何？
		2018年第四季末，WesternGeco未完成订单（根据与客户签订的合约）为3.43亿美元。2018年第叁季末该数字为3.22亿美元。

15)		Cameron集团的OneSubsea和Drilling Systems业务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	2018年第叁季
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

关於斯伦贝谢

斯伦贝谢是全球首屈一指的石油和天然气产业油藏描述、钻井、开採和加工技术提供商。公司业务遍及超过85个国家，并拥有来自140多个国家的大约10万名员工。斯伦贝谢提供业界最为完整的产品与服务链，涵盖从探勘到生产的各个环节，并提供可改善油气回收的整合式井口到管线解决方案以提升油藏绩效。

斯伦贝谢有限公司的主要办公地点位於巴黎、休士顿、伦敦和海牙，其2018年公佈的营业收入达328.2亿美元。如欲瞭解更多资讯，请造访www.slb.com。

*斯伦贝谢或斯伦贝谢旗下公司的商标。

备註

斯伦贝谢将於2019年1月18日（星期五）举行电话会议讨论以上公告和业务前景。此次电话会议将从美国东部时间上午8:30开始。欲收听此次对公眾开放的电话会议，请在会议既定召开时间之前大约10分鐘致电会议总机：+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，致电+1 (800) 475-6701（北美）或+1 (320) 365-3844（北美之外）并提供代码457252，可於2019年2月18日前收听此次电话会议的音讯重播。此次电话会议将以仅限收听的方式在www.slb.com/irwebcast上同步网路直播。2019年2月28日之前，该网站亦将提供网播重播。

这篇2018年全年和第四季收益报告，以及公司发佈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歷史事实的陈述，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成长（或每个部门某一产品或地域）；石油和天然气需求和产量成长；石油和天然气价格；作业程序和技术的改善，包括我们的转型计画；斯伦贝谢与油气产业的资本支出；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专案，合资企业和联盟；未来全球经济形势；以及未来的营运业绩。这些陈述受到风险和不确定性因素的限制，包括但不限於：全球经济形势；斯伦贝谢客户探勘和生产开支的变化，以及石油和天然气探勘和开发水準的变化；全球关键区域经济、政治和商业大环境；外汇风险；价格压力；天气和季节性因素；作业调整、延期或取消；产量下降；政府法规和监管要求变化，包括那些与海上石油和天然气探勘、放射性源、爆炸物、化学品、水力压裂服务以及气候相关措施有关的法规；科技无法解决探勘中遇到的新问题；以及在本公司2018年全年和第四季的收益报告、我们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或者其他风险或不确定性因素成为事实（或此类发展结果出现变化），或公司的基本假设出现错误，那麼实际结果可能会与前瞻性陈述中的內容发生重大偏差。斯伦贝谢不打算也没有任何义务因新资讯、未来事件或其他因素而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。译文仅供方便瞭解之用，烦请参照原文，原文版本乃唯一具法律效力之版本。

联络方式：

Simon Farrant – 斯伦贝谢有限公司投资人关係副总裁
Joy V. Domingo – 斯伦贝谢有限公司投资人关係经理
办公室电话 +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

财华网所刊载内容之知识产权为财华网及相关权利人专属所有或持有。未经许可，禁止进行转载、摘编、复制及建立镜像等任何使用。

如有意愿转载，请发邮件至content@finet.com.hk，获得书面确认及授权后，方可转载。

更多精彩内容，请登陆
财华香港网(https://www.finet.hk/)
财华智库网(https://www.finet.com.cn)

现代电视(http://www.fintv.hk)