斯伦贝谢宣佈2019年第一季业绩

日期：2019年4月24日 上午10:39

• 全球营收79亿美元，较前一季下降4%，但比去年同期增加1%
• 国际营收50亿美元，较前一季下降5%，但比去年同期增加3%
• 北美营收27亿美元，较前一季下降3%，比去年同期下降3%
• 税前营业收入9.08亿美元，较前一季下降6%，比去年同期下降7%
• 每股盈餘0.30美元
• 来自於营运的现金流为3.26亿美元
• 已批准每股0.50美元的季度现金股利

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

			（单位为百万，每股数额除外）
			截至以下日期的叁个月												变化
			2019年3月31日				2018年12月31日				2018年3月31日				与前一季相比			与去年同期相比
营收			$7,879				$8,180				$7,829				-4%			1%
税前营业收入			$908				$967				$974				-6%			-7%
税前营业利润率			11.5	%			11.8	%			12.4	%			-30 bps			-91 bps
净利（依据GAAP）			$421				$538				$525				-22%			-20%
净利，扣除费用和贷项*			$421				$498				$525				-15%			-20%
稀释后每股盈餘（依据GAAP）			$0.30				$0.39				$0.38				-23%			-21%
稀释后每股盈餘，扣除费用和贷项*			$0.30				$0.36				$0.38				-17%			-21%
北美营收			$2,738				$2,820				$2,835				-3%			-3%
国际营收			$5,037				$5,283				$4,883				-5%			3%
北美营收，不计Cameron			$2,178				$2,265				$2,285				-4%			-5%
国际营收，不计Cameron			$4,469				$4,581				$4,147				-2%			8%
*这些为非GAAP财务指标。详见下文“费用和贷项”部分。

斯伦贝谢董事长兼执行长Paal Kibsgaard表示：“第一季营收为79亿美元，较前一季下降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，软体、产品和多用户端地震许可销售在经歷第四季的成长后出现减少，以及Cameron长週期专案交付数量减少也是造成较前一季下降的原因。拉美活动较前一季改善略微抵消了这些下滑。

“除了本季的营收额之外，公司的国际业务业绩十分强劲，与去年同期相比，油藏描述、钻井和生产共计创造了8%的营收成长，符合我们对2019年国际市场偏高个位数成长的预期。

“在北美，第一季营收较前一季下降3%，符合预期，主要原因在於价格疲软以及水力压裂和钻井相关业务活动量减少，而人工升举产品线营收与前一季持平。北美海上营收较前一季略有下滑，美国墨西哥湾电缆活动的增加被多用户端地震销售许可销售的下降所抵消。北美Cameron营收较前一季略有上升。

“按业务部门划分，受软体和多用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营收较前一季下降7%。北半球冬季活动减少导致钻井部门营收较前一季下滑3%，但多个GeoMarket整合钻井服务(IDS)专案的强势成长促使钻井部门营收较去年同期成长12%。受OneStim^®北美营收下滑以及国际市场人工升举销售减少的影响，生产部门营收较前一季下降2%。Cameron营收较前一季下降7%，主要原因在於OneSubsea^®长週期业务的专案交付减少，以及Drilling Systems上一季强劲的年底销售业绩。

“从总体角度来看，我们预期原油市场气氛将在整个2019年稳步改善，背后的原因包括：稳健的需求展望、OPEC国家和俄罗斯的减产完全实施、北美页岩油的生产成长放缓，以及随着四年投资不足造成的影响越发明显，国际生产基础进一步削弱。

“我们还不断看到很多明确的跡象：探勘与生产投资开始正常化，而且整个产业也倾向於以更加永续的财务方式来管控全球资源基础。从方向来看，这表示国际市场必须增加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，而且目前的生产成长预期有可能会向下调整。

“我们对国际市场的看法与最近的第叁方开支调查一致，这表示2019年探勘与生产投资将增加7%-8%，原因在於钻井数和客户专案FID数量的增加。与此相对应的是，海上开发活动计画将继续增强，而去年海底树合约达到2013年以来的最高水準。我们还看到，因业界重拾对蕴藏量替代的兴趣而开始重回探勘活动。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，资金成本升高、借贷能力降低，以及寻求提升报酬率的投资者意味着未来探勘与生产投资水準很可能取决於自由现金流的多寡。我们据此认为，北美陆地探勘与生产投资在2019年将下降10%。此外，技术性挑战的增加——从子母井干预、核心面积的失调，以及水平井长度和每阶段支撑剂的有限成长，这一切都显示未来几年美国页岩油生产的成长将更加温和。

“鑑於我们无与伦比的全球实力，全球探勘与生产支出的正常化，再加上国际市场投资增加和北美陆地资本支出减少，对於斯伦贝谢来说代表正向的市场转变，同时也再次带来颇受公司欢迎、且异常熟悉的机会组合。我们利用近些年的措施和投资，进一步扩大我们在全球的领导地位，包括执行平臺的现代化、扩充科技产品、推动数位和科技系统创新、升级业务模式，并扩张我们的全球业务版图。另外，为了支援国际客户，在经歷了四年的重大价格让步之后，我们看到，国际服务和产品价格復甦，以及改善自身财务回报已成为公司的业务重点，而活动水準的提升、几乎消失的閒置设备能力，以及审慎的新资金部署对此提供了有力的支撑。此外，2019年业务计画的根基便是明确的承诺，将在不增加净债务的情况下创造充足的现金流，以支应业务需求。”

其他事件

在本季期间，斯伦贝谢买回230万股普通股，平均价格为42.79美元/股，购买总价格为9,800万美元。

2019年2月19日，斯伦贝谢与洛克威尔自动化(Rockwell Automation)宣佈双方已达成协议，将建立新合资企业Sensia，这是第一家完全整合的数位油田自动化解决方案提供商。Sensia将以独立实体的型态运作，洛克威尔持股53%，而斯伦贝谢持股47%。洛克威尔将在交易结束时支付斯伦贝谢2.5亿美元。该交易可望於2019年夏季完成，取决於监管批准和其他特定成交条件。

2019年4月17日，斯伦贝谢董事会批准了季度现金股利为在外流通普通股每股0.50美元，将於2019年7月12日发放给2019年6月5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
			2019年3月31日			2018年12月31日			2018年3月31日			与前一季相比			与去年同期相比
北美			$2,738			$2,820			$2,835			-3%			-3%
拉美			992			978			870			1%			14%
欧洲/独立国协/非洲			1,707			1,842			1,713			-7%			-
中东与亚洲			2,338			2,464			2,300			-5%			2%
其他			104			76			111			n/m			n/m
			$7,879			$8,180			$7,829			-4%			1%
北美营收			$2,738			$2,820			$2,835			-3%			-3%
国际营收			$5,037			$5,283			$4,883			-5%			3%
北美营收，不计Cameron			$2,178			$2,265			$2,285			-4%			-5%
国际营收，不计Cameron			$4,469			$4,581			$4,147			-2%			8%
n/m = 无意义

第一季营收为79亿美元，较前一季下降4%，北美营收为27亿美元，下降3%，而国际营收为50亿美元，下降5%，主要是受到季节性因素的影响。

北美

北美地区合併营收为27亿美元，较前一季下降3%，原因在於水力压裂和钻井相关业务的价格下降和活动减少，而来自於人工升举产品线的营收与前一季持平。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，但完井活动受到价格疲软的影响。北美海上营收较前一季略有下滑，原因在於美国墨西哥湾电缆活动的增加被多用户端地震许可销售的降低所抵消。北美Cameron营收较前一季略有回升。

国际

拉美地区合併营收为10亿美元，较前一季增加1%，受益於IOC海上探勘为主的活动增加、IDS作业增加，以及多用户端地震许可销售增加所导致的墨西哥与中美GeoMarket的两位数营收成长。在拉美北部GeoMarket，主要是厄瓜多尔，受益於斯伦贝谢生产管理(SPM)活动的增加和生产的成长，营收出现上升。在拉美南部GeoMarket，受益於阿根廷非传统资源水力压裂活动的增加以及SPM专案的新增产能，营收略有成长。该地区营收的成长被Cameron巴西活动的下滑部分抵消。

欧洲/独立国协/非洲地区合併营收为17亿美元，较前一季下降7%，主要归咎於俄罗斯与中亚GeoMarket的冬季活动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的营收较前一季略有下滑，原因在於莫叁比克和安哥拉的产量减少，以及探勘活动的有限成长。Software Integrated Solutions软体销售在整个地区有所减少，而Cameron营收也出现下滑，主要集中在欧洲。

中东与亚洲地区合併营收为23亿美元，较前一季减少5%，主要归咎於伊拉克IDS专案活动减少以及阿曼水力压裂活动减少导致中东东部GeoMarket的营收下降。由於产品和SIS软体在埃及和科威特的销售下降，中东北部GeoMarket的营收出现下滑，但被卡达服务活动的增加所部分抵消。沙乌地阿拉伯一次性统包专案营收继续成长，但被陆地地震作业天气相关的延迟所抵消。亚洲远东与澳洲GeoMarket因中国冬季天气以及澳洲颱风季节的活动放缓而有所下降。由於中东东部和北部GeoMarket的活动减少，Cameron在该地区的营收下降。该地区营收的下降被印度IDS专案活动的增加所部分抵消。

油藏描述部门

			（单位为百万）
			截至以下日期的3个月												变化
			2019年3月31日				2018年12月31日				2018年3月31日				与前一季相比			与去年同期相比
营收			$1,543				$1,651				$1,559				-7%			-1%
税前营业收入			$293				$364				$306				-20%			-4%
税前营业利润率			19.0	%			22.0	%			19.7	%			-308 bps			-69 bps

油藏描述营收为15亿美元，其中81%来自国际市场，较前一季下降7%。这归咎於俄罗斯Wireline活动季节性下滑以及美国墨西哥湾多用户端地震许可销售下降。SIS软体销售下滑也是营收下降的因素之一，这一现象主要集中在欧洲/独立国协/非洲和中东及亚洲地区。Testing Service与OneSurface^®营收与前一季持平。

油藏描述税前营业利润率为19%，较前一季下降308个基点，原因在於俄罗斯与中亚GeoMarket 的Wireline活动营收下滑，以及SIS软体与WesternGeco^®多用户端地震许可的整体销售下降。

在第一季，油藏描述部门业绩受益於取得多项合约，以及运用科技和产业专长来改善经营业绩。

Apache Egypt授予斯伦贝谢一项带有两年选择性延长期的两年期合约，用於为埃及西部的11口探勘井提供地层构造评估服务。即将部署的技术包括MDT*动态地层测压仪，Litho Scanner*高画质光谱学服务以及FMI-HD*高画质井壁电阻影像。

在印尼的15口井专案中，Integrated Services Management (ISM)以低於预算的方式提前交付首批叁口井。与客户的密切合作使ISM能够部署来自多个产品线的技术，此举改善了作业效率，并协助客户达到70公尺/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影像重构专案，该专案要求对过去20年期间於墨西哥湾南部坎佩切海盆採集的20多个资料集进行整合。测绘由多家公司进行，包括WesternGeco，而且测绘过程中採用了多项技术，例如宽方位角、窄方位角以及海底电缆。该专案将打造整合式地球模型，以协助墨西哥石油公司专注於深海目标，并提供对多产的坎佩切海盆复杂盐下油藏的进一步理解。在取得该合约之前，Western Geco已为墨西哥石油公司执行了多用户端宽方位角和专属Q-Seabed*多元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定，对来自於坎佩切和帕迪多地区的大批WesternGeco资料集进行授权。该协定包括使用第叁方船隻进行新多客户测绘，以及对现有资料进行授权。为了符合壳牌在墨西哥近海规划的时间表，WesternGeco在对资料子集执行先进的高解析度影像重构的同时，还将进行资料处理以协助壳牌将钻探位置最佳化。2018年，壳牌在墨西哥2.4轮投标中获得墨西哥湾19个石油和天然气区块中的9块。透过此次与WesternGeco的合作，壳牌表示该公司将加强承诺，为墨西哥探勘计画提供科技及快速进展。

自2017年在SIS Global Forum推出DELFI*认知型探勘与生产环境以来，Woodside一直与斯伦贝谢密切合作，在整个探勘与生产工作流程中执行其数位策略。双方在1月签署了合作备忘录(MOU)，斯伦贝谢已成为Woodside早期接触新数位科技解决方案的首选合作伙伴，以帮助Woodside在云端数位科技部署以及各领域的研发创新方面居於业界领先地位。

OMV与斯伦贝谢签署了合作备忘录，以评估数位解决方案的潜在合作模式。该策略性合作伙伴关係将利用斯伦贝谢现有以及正在开发中的数位科技，协助OMV加速其数位转型的部署。

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

			（单位为百万）
			截至以下日期的3个月												变化
			2019年3月31日				2018年12月31日				2018年3月31日				与前一季相比			与去年同期相比
营收			$2,387				$2,461				$2,126				-3%			12%
税前营业收入			$307				$318				$293				-3%			5%
税前营业利润率			12.9	%			12.9	%			13.8	%			-6 bps			-90 bps

钻井部门营收为24亿美元，其中74%来自国际市场，较前一季下降3%，归咎於国际钻井活动（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。受伊拉克和澳洲专案完工影响，陆地井架营收出现下滑。由於井架数较前一季减少7%，北美陆地定向钻井营收也出现下降。上述业绩下滑被墨西哥、沙乌地阿拉伯和印度IDS合约所带来的营收增加部分抵消。

儘管钻井部门营收有所下降，但其税前营业利润率为13%，与前一季基本上持平。

钻井绩效受益於IDS合约授予以及部署钻井科技以降低作业成本和改善绩效。

在北海挪威海域，IDS在叁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29%，并使得每口井的成本减少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。与客户和钻井承包商的密切合作，得以透过更加稳健的油井设计、非生产时间的减少以及更有效率的钻井工具和服务，来节省成本。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內的斯伦贝谢技术都扮演重要角色，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探勘井，且拥有选择性的两口井续约。作业可望於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*拟真油藏地质服务以及Saturn*叁维圆径探头。

在伊拉克，Basra Oil Company授予斯伦贝谢一项两年期IDS合约，拥有选择性的一年延长期，帮助在Majnoon Field钻探40口井。作业可望於2019年下半年开始。

Borr Drilling与OPEX Perforadora S.A. de C.V.取得一项合约，涉及墨西哥湾墨西哥海域的9口海上开发井。斯伦贝谢获选提供整合钻井服务，并提供有关新建自升式平臺、Grid与Gersemi的端对端油井解决方案。这项两年期合约可望於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服务有助於钻井轨跡的即时调整，以规避油水接触区，并於最终达到3,000桶/天的产量。

在科威特，Bits & Drilling Tools採用Direct XCD*可钻探合金套管钻头技术，帮助科威特石油公司改善挑战性井段的钻井绩效。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，而且必须採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%。客户创造了新的水平井长度记录——13,319英尺，这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创造了类似的绩效。

在奥克拉荷马州，Apache Corporation在SCOOP Play使用了EnduroBlade 360*旋转金刚石元件钻头。旋转钻头组件协助减少了含有砂岩、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

			（单位为百万）
			截至以下日期的叁个月												变化
			2019年3月31日				2018年12月31日				2018年3月31日				与前一季相比			与去年同期相比
营收			$2,890				$2,936				$2,956				-2%			-2%
税前营业收入			$217				$198				$217				10%			-
税前营业利润率			7.5	%			6.8	%			7.3	%			76 bps			18 bps

钻井部门营收为29亿美元，其中52%来自国际市场，较前一季下降2%，原因在於北美陆地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成长，但其营收因价格疲软而受到拖累。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活动增加所部分抵消。

儘管生产部门营收出现下滑，但其税前营业利润率为8%，基本上与前一季持平。

生产部门业绩得到提振，原因在於其压裂相关创新科技在北美的部署有所增加，而且也得到多个国际油盆营运商的採用。

在北美，OneStim继续部署多项新科技以提升水力压裂作业的作业效率和增产效果。

• 在海上，自动增产输送平臺纳入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*双连接压裂液体输送技术将搭建和拆卸时间大幅降低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营运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体、BroadBand Shield*裂缝几何形状控制服务以及WellWatcher Stim*增产监测服务，让营运商能够结合经改造的远端分流工作流程和其他流程，以避免子母井之间的干预。
• 为了尽可能提升加固水平井的增产有效性，OneStim已引进Fulcrum*水泥传输压裂性能技术。该技术用於改善压裂性能，适用於那些套管居中度差的油井，或油井环境不利於泥浆去除技术的油井。Fulcrum技术迅速得到业界的採用，让营运商能够将液体生产提高多达41%。在2019年第一季，Fulcrum技术用於85口水平井的完井作业，这些井遍佈於二叠纪盆地、德州南部、中大陆和东北地区。

在奥克拉荷马州，OneStim在大位移水平井中使用FracXion*完全复合材料压裂桥塞和ReacXion*可分解压裂桥塞技术，协助客户减少SCOOP Play的作业成本。公司在这口长达3,048公尺的井的最后1,524公尺井段使用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服务执行了叁次压裂，该服务专用於控制生产区的裂缝，并防止其突破底部的含水带。由於使用BroadBand Shield服务分流剂，目标区的压裂几何形状成功地得到控制，继而在不提升含水率的情况下让原油产量增加数倍。

Cameron

			（单位为百万）
			截至以下日期的3个月												变化
			2019年3月31日				2018年12月31日				2018年3月31日				与前一季相比			与去年同期相比
营收			$1,174				$1,265				$1,310				-7%			-10%
税前营业收入			$137				$127				$166				8%			-18%
税前营业利润率			11.6	%			10.0	%			12.7	%			161 bps			-102 bps

Cameron营收为12亿美元，其中48%来自国际市场，较前一季下降7%，原因在於OneSubsea和Drilling Systems继上一季年底销售高潮之后的长週期业务专案交付减少，主要涉及国际地区。然而，Cameron北美营收较上一季略有增加。在非洲撒哈拉南部、中东北部、北非和俄罗斯及中亚GeoMarket，OneSubsea营收出现下滑。Drilling Systems自上一季产品交付量以及北美海上服务提升之后出现下滑。Surface Systems营收因澳洲、印度和亚洲活动的减少而降低，而受益於北美经销商的需求增加，Valves & Measurement营收较前一季有所上升。

儘管Cameron营收有所下降，但其税前营业利润率达到12%，较前一季增加161个基点，原因在於OneSubsea和Drilling Systems的获利能力改善，以及Valves & Measurement销售额增加和价格改善。

在第一季，Cameron获得多项合约，涉及整合式海底生产系统、海底环境监测和提供阀门和BOP堆叠和控制。

Woodside授予OneSubsea一项两年期合约，为澳洲海上Julimar Development Phase 2提供整合式天然气生产系统。OneSubsea Capital-Efficient Solutions减少了专案週期时间和整体成本，如今已成为所有客户专案密不可分的一部分。

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。一项合约的內容是承担与澳洲海上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合约则涉及塞內加尔海上SNE Field Development Phase 1独立的FPSO设施，预计将於2022年产出第一桶油。

Valves & Measurement获得一项合约，为二叠纪盆地提供用於管线基础设施的GROVE*阀门。部署在二叠纪盆地的阀门由位於德州米德兰的Cameron V&M服务新设施提供支援，该服务涵盖修理、翻新和现场阀门测试，以及油田內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堆叠和控制。这些升级将为用於北海的堆叠做準备，这项工作可望於2019年第叁季开始。

财务报表
简明综合损益表
（单位为百万，每股数额除外）
			叁个月
截至3月31日，,			2019			2018
营收			$7,879			$7,829
利息和其他收入			14			42
费用
营收成本			6,952			6,802
研究和工程			173			172
一般和管理			112			111
权益			147			143
税前收入			$509			$643
税费			79			113
可归於斯伦贝谢的净利			$430			$530
可归於非控制性权益的净利			9			5
可归於斯伦贝谢的净利			$421			$525
斯伦贝谢的稀释后每股盈餘			$0.30			$0.38
在外流通平均股数			1,385			1,385
稀释后在外流通平均股数			1,397			1,394
包含在费用中的折旧和摊销 (1)			$903			$874

(1)

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			2019年3月31日			2018年12月31日
流动资产
现金和短期投资			$2,155			$2,777
应收款项			8,171			7,881
其他流动资产			5,447			5,073
			15,773			15,731
固定资产			11,533			11,679
多用户端地震资料			584			601
商誉			24,945			24,931
无形资产			8,611			8,727
其他资产			8,875			8,838
			$70,321			$70,507
负债和权益
流动负债
应付帐款和应计负债			$9,702			$10,223
所得税负债预估			1,194			1,155
短期借款和长期债务的流动部分			99			1,407
应付股利			702			701
			11,697			13,486
长期债务			16,449			14,644
递延税			1,375			1,441
退休后福利			1,136			1,153
其他债务			3,140			3,197
			33,797			33,921
权益			36,524			36,586
			$70,321			$70,507

流动性
（单位为百万）
流动性组成部分			2019年3月31日			2018年12月31日			2018年3月31日
现金和短期投资			$2,155			$2,777			$4,165
短期借款和长期债务的流动部分			(99)			(1,407)			(4,586)
长期债务			(16,449)			(14,644)			(13,526)
净债务(1)			$(14,393)			$(13,274)			$(13,947)
流动性变化明细如下：
						叁个月			叁个月
截至3月31日，						2019			2018
扣除非控制性权益前的净利						$430			$530
折旧和摊销(2)						903			874
股票薪酬费用						108			90
营运资金变动						(1,048)			(836)
其他						(67)			(90)
营运产生的现金流(3)						$326			$568
资本支出						(413)			(454)
SPM投资						(151)			(240)
资本化的多用户端地震资料						(45)			(26)
自由现金流(4)						(283)			(152)
已付股利						(692)			(692)
股票买回计画						(98)			(97)
员工股票计画收益						106			127
						(967)			(814)
商业收购和投资，不计获得的现金和债务						(5)			(13)
其他						(147)			(10)
净债务的（增加）减少						(1,119)			(837)
会计期开始时的净债务						(13,274)			(13,110)
会计期结束时的净债务						$(14,393)			$(13,947)

(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，经由反映出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2019年3月31日之3个月以及截至2018年3月31日之叁个月的4,800万美元和7,600万美元遣散费
(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，自由现金流是公司的重要流动性衡量标準，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，2019年第一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			172			16			-			156			0.11
斯伦贝谢净利，扣除费用和贷项			$605			$97			$10			$498			$0.36

2019年和2018年第一季未发生费用或贷项。.

部门
（单位为百万）
			截至以下日期的叁个月
			2019年3月31日						2018年12月31日						2018年3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			$1,543			$293			$1,651			$364			$1,559			$306
钻井			2,387			307			2,461			318			2,126			293
生产			2,890			217			2,936			198			2,956			217
Cameron			1,174			137			1,265			127			1,310			166
消除和其他			(115)			(46)			(133)			(40)			(122)			(8)
税前营业收入						908						967						974
企业和其他						(273)						(238)						(225)
利息收入(1)						10						8						25
利息支出(1)						(136)						(132)						(131)
费用和贷项						-						43						-
			$7,879			$509			$8,180			$648			$7,829			$643

(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，2018年的支出为22亿美元。
2)			2019年第一季来自於营运的现金流和自由现金流分别是多少？
			2019年第一季来自於营运的现金流为3.26亿美元，自由现金流为-2.83亿美元。
3)			2019年第一季“利息和其他收入”项目都包含哪些內容？
			2019年第一季的“利息和其他收入”为1,400万美元。其中包括300万美元的权益法投资收益和1,100万美元的利息收入。
4)			2019年第一季利息收入和利息支出是如何变化的？
			2019年第一季利息收入为1,100万美元，较前一季增加100万美元。利息支出为1.47亿美元，较前一季增加500万美元。
5)			“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、某些集中管理的措施和其他非营运项目。
6)			2019年第一季有效税率(ETR)是多少？
			根据GAAP计算，2019年第一季有效税率为15.5%，2018年第四季有效税率是15.4%。不计费用和贷项，2018年第四季有效税率是16.0%。2019年第一季未发生费用和贷项。
7)			截至2019年3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2019年3月31日，在外流通普通股为13.85亿股。下表显示的是从2018年12月31日至2019年3月31日的在外流通股变化情况：

			（单位为百万）
2018年12月31日的在外流通股				1,383
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				1
根据员工股票购买计画发行的股票				3
股票买回计画				(2	)
2019年3月31日的在外流通股				1,385

8)			2019年第一季和2018年第四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？
			2019年第一季和2018年第四季期间的在外流通股加权平均数均为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）
			2019年第一季			2018年第四季
在外流通股加权平均数			1,385			1,384
假定行使股票选择权			-			-
未到行权期的限售股			12			8
稀释后在外流通平均股数			1,397			1,392

9)			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。
10)			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。
11)			斯伦贝谢 於2019年3月31日的SPM专案投资未摊销餘额是多少？与2018年12月31日相比有何变化？
			斯伦贝谢於2019年3月31日和2018年12月31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12月31日餘额			$	4,201
SPM投资				151
SPM投资摊销				(170	)
其他				10
2019年3月31日餘额			$	4,192

12)			2019年第一季WesternGeco多用户端销售情况如何？
			2019年第一季，包括转让费在內的多用户端销售总额为1.31亿美元，2018年第四季该数字为1.76亿美元。
13)			2019年第一季末 WesternGeco未完成订单情况如何？
			2019年第一季末，WesternGeco未完成订单（根据与客户签订的合约）为2.28亿美元。2018年第四季末该数字为3.43亿美元。
14)			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			2019年第一季			2018年第四季
OneSubsea			$511			$611
Drilling Systems			$232			$196
未完成订单（会计期末）
OneSubsea			$2,096			$1,903
Drilling Systems			$530			$495

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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。公司的产品销售和服务遍及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。

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备註

斯伦贝谢将於2019年4月18日（週四）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，请在会议既订召开时间之前大约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464084，可於2019年5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5月18日之前，该网站亦将提供网播重播。

这篇2019年第一季收益报告，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；作业程序和科技的改善，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；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；以及未来的经营业绩。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；以及在本公司的2019年第一季收益报告、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。

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