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营收72亿美元，环比上升10%
- 已收购的Cameron业务贡献了15亿美元的营收
- 每股收益：
- GAAP每股亏损1.56美元
- 不含费用和贷项，每股收益0.23美元
- 资产减值、裁员和并购、整合费用共计每股1.79美元
- 现金流：
- 运营产生的现金流为16亿美元
- 自由现金流9亿美元
- 每股0.50美元的季度现金分红获批
伦敦–(美国商业资讯)–Schlumberger Limited (NYSE:SLB)今日公布了2016年第二季度业绩。
| （单位为百万，每股数额除外） | |||||||||||||||
| 截至以下日期的3个月 | 变化 | ||||||||||||||
| 2016年6月30日 | 2016年3月31日 | 2015年6月30日 | 环比 | 同比 | |||||||||||
| 营收 | $7,164 | $6,520 | $9,010 | 10% ** | -20% | ||||||||||
| 税前营业收入 | $747 | $901 | $1,708 | -17% | -56% | ||||||||||
| 税前营业利润率 | 10.4% | 13.8% | 19.0% | -340 bps | -854 bps | ||||||||||
| 净收益（亏损）（基于GAAP） | $(2,160) | $501 | $1,124 | -531% | -292% | ||||||||||
| 净收益，不计费用和贷项* | $316 | $501 | $1,124 | -37% | -72% | ||||||||||
| 摊薄后每股收益（每股亏损）（基于GAAP） | $(1.56) | $0.40 | $0.88 | -490% | -278% | ||||||||||
| 摊薄后每股收益，不计费用和贷项* | $0.23 | $0.40 | $0.88 | -43% | -74% | ||||||||||
| * 这些都是非GAAP财务指标。详见“费用和贷项”。 | |||||||||||||||
| **不计2016年4月1日结束的Cameron收购带来的效益，总营收环比下降14%，同比下降38%。 | |||||||||||||||
斯伦贝谢董事长兼首席执行官Paal Kibsgaard表示，“第二季度，公司全球大部分运营市场的环境进一步恶化，尽管形势依旧严峻，但公司目前似乎已经触底。随着我们继续应对这一具有挑战性的环境，我们再次交付了强劲的税前运营收入，运营利润率和自由现金流。这一业绩源于我们有力的执行，在某些情况下，我们开始转而关注扭转我们的定价疲态，并升级我们的合同组合。”
“公司第二季度的营收环比上升了10%，反映了已收购Cameron业务整个季度的活动，该业务为营收贡献了15亿美元。据估算，营收环比下降12%，其中北美业务下降20%，归咎于加拿大春歇和美国陆地钻井数25%的跌幅，而国际营收下降9%，源于活动的不景气、持续的价格压力和委内瑞拉业务的大规模削减。然而，我们广泛的地域印迹和技术组合继续为公司提供独特的优势，有助于规避这些影响。”
“在各个业务部门中，油藏描述和生产部门第二季度营收环比分别下降了9%和11%，归咎于勘探和开采预算的进一步削减所导致的勘探和开采相关产品和服务需求的下降。钻井集团营收下降了18%，主要受到钻井数量急剧下滑的影响，尤其是在北美和拉美。据估算，Cameron Group营收环比下降6%，归咎于项目未完成订单数的下降以及美国陆地活动的进一步下滑致使短周期业务受到影响。”
“税前运营利润率仍维持在10%以上，环比下降了340个基点，源于活动的降低、价格压力、不利的活动构成和委内瑞拉运营的大幅削减。据估算，运营利润率的环比下降不会超过38%，得益于扎实的成本和资源管理，同时我们也在继续维持公司的长期实力。钻井部门利润率的跌幅最大，达到了649个基点，至8%。生产部门税前运营利润率环比下降了459个基点，至4%。油藏描述部门环比下降了228个基点，至17%，Cameron Group的利润率达到了16%。不计费用和贷项，摊薄后每股收益为0.23美元，环比下降了43%。”
“我们预计活动的疲态将贯穿整个2016年，因此，我们对公司的成本和资源基础进行了另一项重大调整，包括在2016年上半年裁减1.6万多名员工，并进一步精简我们的日常管理费、基础设施和资产基数。裁员为第二季度带来了6.46亿美元的重组费用，同时固定资产、库存和多客户端地震数据产生了19亿美元的减值费用。另有3.35亿美元源于与Cameron收购有关的合并和整合费用。”
“随着环境的进一步下行，我们已把工作重点从管理利润率的下降转移至进一步提升市场份额，此举导致了中标数量大幅提升。随着原油价格较2016年1月的最低点几近翻了一番，我们如今开始转而关注收回定价临时让步，并重新协商合同，减少对长期财务可行性的承诺。”
“与此同时，勘探开采预算削减的影响如今明显地体现在了石油产量的下降上，鉴于需求依然强劲，全球石油供需的负差正在不断扩大。扭转这一现象需要巨大的能力和实力，如果价格无法恢复，那么服务行业的交付将收到挑战。”
“随着我们继续应对这一下行趋势，公司采取了一系列举措，以便为必然的市场恢复做好准备。尽管我们对业务进行了投资，并向股东返还了现金，但我们的资产负债表依然强劲。我们拓展了我们的技术组合，这不仅包括Cameron International这样的重大收购，也包括一系列小型收购，它们使得公司能够开发新的一体化钻井和生产技术，进一步降低每桶原油的成本。我们已经利用转型的机遇来打造巨大的竞争优势，并持续地改善公司的内在表现。”
“不管恢复的结果如何，服务价格必须有所回升，但也需要尊重运营方在可能的中长期油价环境中控制其成本的需求。这也为分享额外价值提供了机遇，双方可通过合作和整合来共同创造这一价值。因此，我们将继续发展公司的运营模式以及我们所从事业务的性质，从而确保我们仍能在颠覆性变化需求日渐高涨的行业中保持领先地位。”
其他事件
在本季度，斯伦贝谢以平均每股72.77美元的价格回购了40万美元普通股股份，总回购金额达到了3,100万美元。
2016年4月1日，斯伦贝谢完成了与Cameron International Corporation (Cameron)的合并。该交易将两家技术互补的公司合并在了一起，其技术范围涉及从钻井到管道产品以及相关服务。该合并通过整合斯伦贝谢油藏和油井专长与Cameron井口和地面设备、流体控制和处理技术，为公司创造了技术驱动型增长。这一合并将为业界带来首套完整的钻井和生产系统，后者以斯伦贝谢在测试设备、数据处理、控制软件和系统整合方面的专长为依托。
2016年6月1日，斯伦贝谢宣布收购工程、制造和服务公司Saltel Industries，后者致力于为油气行业提供可扩展式盖板和钢封隔器。这些技术将被整合至生产部门的产品和服务。
2016年6月2日，斯伦贝谢宣布收购Omron Oilfield and Marine, Inc. (Omron Oilfield)，后者致力于为自动驱动和控制系统、发电厂和钻孔设备提供设计、制造、销售和零部件。公司预计该收购将提升斯伦贝谢数个建造和生产项目的进度，包括未来的陆地钻井设计。
2016年6月23日，斯伦贝谢完成了对Xtreme Drilling and Coil Services Corp. (Xtreme)挠性油管钻探和挠性油管部门的收购。Xtreme的挠性油管钻井业务部门位于沙特。
2016年7月20日，公司董事会通过了在外流通普通股每股0.50美元的季度现金分红方案，公司将于2016年10月14日向2016年9月7日在册的股东发放。
地区营收
第二季度营收达到了72亿美元，环比上升10%，北美和国际营收分别上升了19%和8%。其中包括来自于已收购Cameron整个季度的活动，该公司为北美和国际业务分别贡献了6亿美元和10亿美元的营收。
| （单位为百万） | ||||||||||||
| 依据报告 | 截至以下日期的三个月 | 变化 | ||||||||||
| 2016年6月30日 | 2016年3月31日 | 环比 | ||||||||||
| 北美 | $ | 1,737 | $ | 1,464 | 19 | % | ||||||
| 拉美 | 1,007 | 1,280 | -21 | % | ||||||||
| 欧洲/独联体/非洲 | 1,948 | 1,698 | 15 | % | ||||||||
| 中东和亚洲 | 2,404 | 2,002 | 20 | % | ||||||||
| 冲销与其他 | 68 | 77 | ||||||||||
| $ | 7,164 | $ | 6,520 | 10 | % | |||||||
| 北美营收 | $ | 1,737 | $ | 1,464 | 19 | % | ||||||
| 国际营收 | $ | 5,359 | $ | 4,979 | 8 | % | ||||||
| 以下表格和评论均基于估算，假设Cameron于2016年1月1日被收购。 | ||||||||||||
| （单位为百万） | ||||||||||||
| 估算 – 包括2016年1季度的 Cameron | 截至以下日期的三个月 | 变化 | ||||||||||
| 2016年6月30日 | 2016年3月31日 | 环比 | ||||||||||
| 北美 | $ | 1,737 | $ | 2,165 | -20 | % | ||||||
| 拉美 | 1,007 | 1,353 | -26 | % | ||||||||
| 欧洲/独联体/非洲 | 1,948 | 2,096 | -7 | % | ||||||||
| 中东和亚洲 | 2,404 | 2,456 | -2 | % | ||||||||
| 冲销与其他 | 68 | 79 | ||||||||||
| $ | 7,164 | $ | 8,148 | -12 | % | |||||||
| 北美营收 | $ | 1,737 | $ | 2,165 | -20 | % | ||||||
| 国际营收 | $ | 5,359 | $ | 5,905 | -9 | % | ||||||
北美
北美估算营收环比下降了20%，归咎于加拿大春歇以及美国陆地钻井数量25%的降幅。陆地营收因钻井和Cameron Groups活动的下滑以及生产部门的持续价格压力而下降了22%。尽管压裂阶段数量和活跃压力泵队伍环比增幅超过了15%，但不利的工作和技术构成，再加上价格压力，大大抵消了数量的增长。北美近海业务营收下降了17%，主要归咎于钻井部门活动的下降，尽管这一下降被WesternGeco地震许可费用的增加所部分抵消。
国际地区
国际估算营收环比下降了9%，源于客户预算削减、持续的定价压力、活动中断和委内瑞拉业务的萎缩。
拉美地区估算营收环比下降了26%，主要归咎于委内瑞拉业务的萎缩。拉美其他地区的活动也在继续下滑，特别是墨西哥、中美洲和巴西地域市场，归咎于客户预算限制所导致的陆地和近海钻井数量下降。此外，随着活动的结束和钻井的退役，墨西哥一体化项目工作量所有下降。钻井部门在该地区的跌幅最大，而生产部门营收的下降被斯伦贝谢强劲的生产管理运营(SPM)所部分抵消。
欧洲/独联体/非洲地区估算营收环比下降了7%，主要集中在尼日利亚和几内亚湾、中西非和安哥拉地域市场，这些地区的钻井数量出现了下滑，而且项目也已结束。挪威和丹麦地域市场营收因季节性维护关闭出现下滑。尽管活动在冬季放缓后出现复苏，而且俄罗斯卢布有所回升，但俄罗斯和中亚营收仍出现了下滑。
中东和亚洲地区估算营收环比下降2%。这主要归咎于亚太地区和澳大利亚和巴布新几内亚地域市场活动的下降，以及客户预算削减和项目完工。钻井部门受其影响最大。然而，中国地域市场营收因Cameron Group活动的增加而出现增长。中东地域市场营收基本持平，因为生产和油藏描述部门的活动被定价让步所抵消。
| 油藏描述部门 | |||||||||||||||||||||||
| （单位为百万，利润率除外） | |||||||||||||||||||||||
| 截至以下日期的三个月 | 变化 | ||||||||||||||||||||||
| 2016年6月30日 | 2016年3月31日 | 2015年6月30日 | 环比 | 同比 | |||||||||||||||||||
| 营收 | $ | 1,593 | $ | 1,747 | $ | 2,510 | -9 | % | -37 | % | |||||||||||||
| 税前经营收入 | 266 | 331 | 655 | -20 | % | -59 | % | ||||||||||||||||
| 税前经营利润率 | 16.7 | % | 19.0 | % | 26.1 | % | -228 bps | -943 bps | |||||||||||||||
| 经营利润率降幅 | 43 | % | 42 | % | |||||||||||||||||||
油藏描述部门营收为16亿美元，其中80%来自于国际业务。营收环比下降9%，主要归咎于委内瑞拉业务的萎缩以及受项目取消拖累的Wireline国际业务。测试服务营收和软件一体化解决方案的软件销售业务也出现了下滑，特别是在拉美地区。这些业务的下滑被美国墨西哥湾多客户端地震许可销售以及巴西地域市场和欧洲/独联体/非洲的转让费所部分抵消。
税前经营利润率达到了17%，环比下降228个基点(bps)，源于高利润率的Wireline和测试服务活动的下降，特别是在拉美地区。然而，这些影响被WesterGeco因多客户地震许可销售和转让费的增长所导致的盈利的增加部分抵消，尽管如此，随着该部门维持其长期实力和石油技术专长，利润率的降幅仍在扩大。
油藏描述部门的业绩在本季度受到了多个一体化服务收益、技术部署、转型动议和新合同的提振。
在挪威近海，Integrated Services Management (ISM)为OMV Norge使用了钻井和完井技术，以帮助其在巴伦支海钻探一口水平评估井。Drilling & Measurements GeoSphere*油藏随钻测绘技术通过使用深水定向电磁测量实现了最优的油藏井位。公司还使用 Stinger*锥形金刚石组件和PowerDrive Xceed*强化旋转导向系统提升了钻井效率，同时，Geoservices Drilling Analyst*服务实现了水面和井下测量的一体化，优化了钻井流程、规避了风险并减少了非生产时间。M-I SWACO STARGLIDE*润滑剂更有效地减少了摩擦，而ENVIROUNIT*近海泥浆水处理系统确保了作业的环保合规。此外，测试服务OrientXact*油管输送导向射孔系统通过在油平面下降和耗尽期间提供稳定性，实现了射孔损坏的最小化。最终，461米井段在最小幅度油平面下降的情况下交付了较高的流率，使客户受益匪浅。
在加拿大近海，斯伦贝谢完为挪威国家石油公司(Statoil)在Flemish Pass海盆深水环境中完成了ISM合同的第一阶段工作。该阶段包括9个勘探和评估井，在19个月内共计钻探了2.4万米，在1.2万个工作小时期间未发生健康、安全或环境事故。一系列斯伦贝谢技术的整合和协调改善了钻井效率，确保了井眼的完整性，优化了井位，并在此次活动挪威国家石油公司的两项发现中发挥了巨大的作用。其中一口井的净钻进速度达到了创纪录的190.1米/小时，而另外一口在水下2,829米钻探的油井是加拿大近海和挪威国家石油公司在全球最深的油井。尽管遭遇了天气相关的挑战，客户因在指定的目标日期内完成了项目而受益，同时也让33个井段中的多个井段位居其全球顶级钻井表现之列。
在阿联酋，Testing Services为Al Hosn Gas一个未开发气田的测试运营评估作业部署了 Muzic*无线遥测技术。共进行了5次井下测试，来评估富含二氧化硫的气井。Quartet* 井下油藏测试系统技术的灵活设计免去了多次作业需求，而井下压力数据的无线传输和监控实现了实时的瞬态分析，以优化决策并提供关键信息，从而明确油藏的特性。此外，Signature*石英仪表提供的信息帮助评估了增产作业期间的气井表现，并为井下和表面抽样决策提供了支持。
在美国墨西哥湾，Wireline引入了MaxPull30*高位牵引电缆传输系统，以便在一口深水井中最大连续张力2.09万磅的情况下完成录井工具的5次下落。在一次下落过程中，为了让工具脱离钻孔壁，MaxPull30技术承受了2.93万磅的张力，此举避免了一个为期4天的打捞工作，后者将花费客户310万美元的钻井时间。让工具脱离井壁的最大连续牵引力和单次瞬时牵引力创下了记录。在同一口井中，XL-Rock*大容量旋转井壁取芯服务在109次取芯尝试中成功地回收了91个岩心。
在中国，JHOSC Sinopec的技术服务公司在涪陵页岩气项目中采用了Wireline Flow Scanner*油井生产录井技术，来评估充满挑战的井筒环境中多阶段水力压裂作业。公司使用了Well Services ACTive PS* CT实时生产录井服务技术，客服了传输挑战，该技术结合了实时的光纤遥测和高级电缆生产录井工具，以提升运营效率、产量，并降低环境影响。在这个涉及30口井的项目中，该技术提供的精确数据让客户发现了较低的天然气生产率，客户因此受益匪浅。
斯伦贝谢转型项目通过改善作业完整度，让WesternGeco提升了其全球海洋作业的可靠性。自2013年以来，工作设计、规划和执行的优化使非生产时间降低了62%。这一结果主要归功于，公司通过执行可靠性维护(RCM)以及符合标准工作规范(SWI)的流程，让同时期海洋能源来源的可靠性上升了68%。通过开发SWI和部署能力管理系统(Competency Management System)，WesternGeco正致力于改善其船队的利用率。
在北美，EP Energy Corp授予 SIS第一个云端INTERSECT*高分辨率油藏模拟器合同。这一合同是EP Energy“从模型到设计”工作流程的一部分，该流程将完井流程数字化，以优化作业。此外，EP Energy在Petrel* E&P软件平台为Mangrove*定制式增产设计额外购买了4份许可。
在英国，Total E&P UK授予WesternGeco一项合同，在北海 Elgin-Franklin油田使用 IsoMetrix*海洋等距地震技术进行4D测绘。这个复杂的250平方公里项目是世界首个商业IsoMetrix 4D监视器测绘服务，它要求与第二艘船同时对障碍物进行负脉冲信号扫描，以确保获得高度密集油田的优质成像。自2012年上一个WesternGeco测绘以来，该测绘项目将一直用于监测油藏的变化。
| 钻井部门 | |||||||||||||||||||||||
| （单位为百万，利润率除外） | |||||||||||||||||||||||
| 截至以下日期的三个月 | 变化 | ||||||||||||||||||||||
| 2016年6月30日 | 2016年3月31日 | 2015年6月30日 | 环比 | 同比 | |||||||||||||||||||
| 营收 | $ | 2,034 | $ | 2,493 | $ | 3,469 | -18 | % | -41 | % | |||||||||||||
| 税前经营收入 | 171 | 371 | 672 | -54 | % | -75 | % | ||||||||||||||||
| 税前经营利润率 | 8.4 | % | 14.9 | % | 19.4 | % | -649 bps | -1,096 bps | |||||||||||||||
| 经营利润率降幅 | 44 | % | 35 | % | |||||||||||||||||||
钻井部门营收为20亿美元，其中有81%来自于国际市场，环比下降18%。这主要归咎于钻井活动的急剧下滑，以及加拿大的春歇、美国和拉美地区钻井数量的下降以及委内瑞拉业务的萎缩。此外，持续不断的定价压力为Drilling & Measurements和M-I SWACO在上述所有地区的业绩带来了负面影响。
税前经营利润率为8%，环比收缩了649个基点，导致了跌幅的扩大，而营收也因定价疲软而出现下滑。同时，北美钻井数量的降低以及委内瑞拉业务的萎缩则加剧了这一效应。
钻井部门第二季度的营收得益于新合同、转型计划收益、整合服务效益和新技术部署的联合效应。
在挪威，Centrica E&P Norway授予斯伦贝谢一项四年期整合钻井服务框架协议，涉及所有Centrica在挪威大陆架运营的钻井活动。合同涵盖所有服务，其框架基于运营商和服务提供商开展更为紧密合作的意向。合同模式基本上基于绩效，包括优化钻井效率的有力激励措施，它对于Centrica、斯伦贝谢和相关合作方来说都是双赢的。
在巴西近海，斯伦贝谢为巴西石油公司(Petrobras)在由Smith定制的钻头上使用了Stinger*锥形金刚石组件技术，以便在盐层下油田钻探Lula油田12 ¼英尺井段。Stinger技术实现了平均4.37米/小时的钻进速度，超过了补偿井平均钻速22%，节省了22小时的时间，并在单次作业中钻探了441米，比平均水平高出42%，再次节省了41小时的时间。这一成绩帮助巴西石油公司在Lula油田创下了12¼井段每米成本的绩效标杆。
在美国陆地，Bits & Drilling Tools使用了ONYX 360*旋转聚晶金刚石复合片(PDC)刀具技术，为Unit Petroleum创下了Granite Wash非传统地层的新钻探记录。ONYX 360技术提升了钻头耐用性和钻探深度，因为当钻头旋转时，整个金刚石边缘都被用于钻探地层。这项技术使得客户能够以最快的速度在地层中钻探最长的水平井壁，水平井长度超过了此前记录的62%，钻进速度超过了27%。
在厄瓜多尔，斯伦贝谢将钻井与完井技术结合起来，为ENAP-SIPEC在Inchi油田钻探两口井。Drilling & Measurements PowerDrive*旋转导向系统和StingBlade*锥形金刚石组件钻头技术提供了钻井效率，同时也得到了钻井技术一体化中心(Drilling Technology Integration Center)专家的远程支持。完井部门的自动释放枪钻支架(MAXR)技术与Wireline PowerJet*深钻成形负载和PURE*清洁钻进系统实现了钻进的最大化，减少了对油藏的破坏。最终，客户油井的联合产量提升了278%。同时，其中一口井的钻探完成时间较计划提前了一天半，第二口井提前了4天，约节省了150万美元的钻井成本。
在俄罗斯，Bits & Drilling Tools为GazpromNeft使用了AxeBlade*脊形金刚石组件钻头技术，在Tsarichanskoye和Filatovskoye凝析油气田钻井。AxeBlade钻头技术拥有脊形的几何形状，它结合了传统PDC刀具的切削动作，配以硬质合金滚刀。在其中一个井段，AxeBlade技术所提供的钻速比使用传统PDC钻头的补偿井的最大钻速高出了45%。此外，客户通过三次作业便完成了井段的钻探，通常需要五次，因而节省了钻探时间。
在中国，Drilling & Measurements为中海油使用了PowerDrive Orbit*旋转导向系统，来克服黄岩海盆钻探环境的挑战，并节约了12 1/4英尺井段的钻井时间。PowerDrive Orbit技术在单次作业中钻探了2,498米，是当前12 1/4英尺井段该技术单次作业所钻探的最长长度，同时也在这一区域树立了新标杆。最终，客户避免了第二次作业，节约了14万美元和28小时的钻井时间。
在阿塞拜疆近海，Bits & Drilling Tools使用了多种技术，帮助BP Azerbaijan克服里海Chirag油田的钻井挑战。Rhino XS*液压可扩展铰刀和M-I SWACO WELL COMMANDER循环工具实现了对复杂泥浆环境和井壁的清理作业。Rhino XS铰刀拥有单片式的刀体，拥有更大的张力和扭转负载能力，同时，WELL COMMANDER工具能够让运营商提升循环效率，以移除钻柱重要部位的钻屑。最终，客户节省了48小时的近海平台钻井时间。
在加蓬，Drilling & Measurements使用了PowerDrive Archer*厚涂率旋转导向系统，帮助壳牌公司在Rabi油田钻探三口井。公司通过单次作业便完成了这些中、短半径井的钻探，从造斜器窗口一直到水平式排水渠末端。每一口侧钻井的完工时间均较计划提前了2-6天，客户也因成本的下降而受益。此外，油藏排水渠的重新定位将产量提升了20%。
在俄罗斯，斯伦贝谢转型计划通过远程作业，提升了劳动力生产率。Drilling & Measurements实施了一个自动化通知系统，帮助发掘远程作业工作，并更加高效地通过钻井门户来管理员工数量。自使用这一系统以来，远程作业的运用从2015年第二季度工作量的约50%上升至2016年第一季度工作量的75%。此外，2015年现场员工规模较2014年下降了6%，因而减少了安全隐患和环境风险，同时维持了高水准的服务质量。
在挪威，Det norske oljeselskap ASA (Det norske)授予M-I SWACO一项4年期合同，为Alvheim和新Ivar Aasen近海开采项目提供特种化学品和相关服务。技术支持将覆盖公司所有近海业务，从特隆赫姆海岸基地到斯塔万格远程作业中心。
| 生产部门 | |||||||||||||||||||||||
| （单位为百万，利润率除外） | |||||||||||||||||||||||
| 截至以下日期的三个月 | 变化 | ||||||||||||||||||||||
| 2016年6月30日 | 2016年3月31日 | 2015年6月30日 | 环比 | 同比 | |||||||||||||||||||
| 营收 | $ | 2,099 | $ | 2,348 | $ | 3,059 | -11 | % | -31 | % | |||||||||||||
| 税前经营收入 | 90 | 208 | 397 | -57 | % | -77 | % | ||||||||||||||||
| 税前经营利润率 | 4.3 | % | 8.9 | % | 13.0 | % | -459 bps | -871 bps | |||||||||||||||
| 经营利润率降幅 | 48 | % | 32 | % | |||||||||||||||||||
生产部门营收为21亿美元，环比下降11%，其中超过一半的收入跌幅源于加拿大春歇和定价压力的增加所导致的北美业绩的下滑。而压力泵压裂阶段数量和活跃的船队的环比增幅超过了15%，不利的营收构成以及定价压力大大抵消了活动数量的增幅。本季度，北美对集团营收的贡献降至25%。
税前经营利润率为4%，环比下降459个基点，主要归咎于北美陆地活动量的降低和压力泵服务价格疲态日渐恶化。经营利润率环比降幅有所扩大，原因在于公司决定在某些地区保持运营能力，以便在活动量下滑的情况下保住市场份额。强劲的斯伦贝谢生产管理项目，其在全球联合管理的产量如今已经达到了约25万桶/天，继续助力集团利润率的提升。
生产部门业绩受益于本季度的多个新技术部署和转型计划动议。
在科威特南部地区，Well Services在位于富含页岩和泥沙的砂岩油藏的六口井中使用了HiWAY*流道压裂技术。HiWAY技术提升了传导性，同时降低了水和支撑剂的使用，也就意味着作业印迹和物流规模的减少。虽然6口井都已经采用了传统的增产系统，但在增产处理后产量并未得到提升。在HiWAY技术的帮助下，生产流量达到了最初预期的4倍。
在阿曼，完井服务为PDO在Marmul油田部署了首个管套外分布式光纤测温(DTS)技术。Marmul目前正在使用聚合物驱油流程来提高石油的采集，该油田将受益于DTS与分布式测声技术，这两项技术能够提供聚合物驱油一致性注射和生产资料分析所使用的深度测量指标。
在巴西近海，Well Services为巴西石油在Campos海盆的堵塞和废弃油井项目中使用了CoilFLATE*挠性油管过油管可膨胀封隔器技术。CoilFLATE技术用于固定封隔器，从而以较大的膨胀率实现可靠的高压封堵，后者可以承受各种化学环境和高达375华氏度的温度。此外，ACTive DTS*分布式测温技术实现了实时的井下数据采集，它检测到了井下的泄露，因而避免了成功完成作业所需的为期三个钻井日的不必要的补救工作。
在巴西，Well Services在超深水Campos海盆为Repsol Sinopec Brasil提供了Invizion RT*实时油井完整度服务。Invizion RT技术通过水泥充填的实时监测、控制和评估，改善了中深井段的固井作业。这一技术消除了衬管顶层的挤压作业，并确保了顶端的封隔，为客户节约了超过12个小时的钻井时间。
在安哥拉近海，Well Services Total Exploration & Production的Kaombo项目使用了多项技术。深水井对于封隔含水含烃、空隙压力差和压裂梯度小的过渡带来说是十分具有挑战性的。Losseal Microfracture*井漏技术结合MUDPUSH*的垫片产品，实现了泥浆移除的最佳效果，并在固井作业中节省了钻井时间。
在美国陆地，Well Services使用了LiteCRETE*轻质水泥浆来封隔客户在新墨西哥州利县一口井的新设计生产套管，并用水泥封至地表。LiteCRETE技术在凝固后拥有卓越的压缩性能和渗透性，能够提供优越的打孔质量，且不会降低水泥的完整性。通过移除一根套管柱（通常情况下需要移除三根），客户节省了约50万美元的费用。
在北美，斯伦贝谢转型计划改善了Well Services作业的可靠性和服务交付。搅拌机和水力压裂泵RCM的实施以及全面的员工培训项目在9个月的时间中节省了约900万美元的费用，同时，与搅拌机有关的非生产时间降低了64%。自2015年9月以来，预测分析的使用让区域支持中心能够预测压裂泵供电端组件的设备问题，这一举措与其他措施一道，为公司节省了近800万美元的物资供应。此外，2014年油田数据预测分析的应用催生了使用RCM的泵资产维护计划(Pump Asset Care Program)，一旦该计划完全实施之后，我们预计资产可用性将上升8%，而且3年内将累计节省3,000万美元的费用。
| Cameron Group | |||||||||||||||||||||||
| （单位为百万，利润率除外） | |||||||||||||||||||||||
| 截至以下日期的三个月 | 变化 | ||||||||||||||||||||||
| 2016年6月30日 | 2016年3月31日 | 2015年6月30日 | 环比 | 同比 | |||||||||||||||||||
| 营收 | $ | 1,536 | $ | 1,628 | $ | 2,236 | -6 | % | -31 | % | |||||||||||||
| 税前经营收入 | 243 | 236 | 328 | 3 | % | -26 | % | ||||||||||||||||
| 税前经营利润率 | 15.8 | % | 14.5 | % | 14.7 | % | 130 bps | 113 bps | |||||||||||||||
| 经营利润率降幅 | NA | 12 | % | ||||||||||||||||||||
| *为便于比较，2016年第一季度和2015年第二季度为估算值。 | |||||||||||||||||||||||
Cameron Group公布的营收为15亿美元，税前运营利润率为16%。营收的62%来自于国际市场，且受到项目未完成订单下滑以及美国陆地活动进一步疲软的影响，后者也是短期业务Valves & Measurement and Surface产品线受挫的主要原因。
尽管面临市场下行压力，估算税前运营利润率为16%，环比有所改善。这得益于OneSubsea、钻井和Process Systems产品线强劲的项目执行。
新合同和项目开工影响了 Cameron Group的业绩。这些包括一系列斯伦贝谢子公司 OneSubsea所取得的其他成功业绩。
Woodside Energy Ltd.授予OneSubsea一个改造、采购、整合和建造(EPIC)合同，总价值约3亿美元，涉及澳大利亚近海Greater Enfield项目。合同涵盖6颗水平SpoolTree*水下采油树、6颗用于水注射系统的水平树、6个多相流量计、一个高增压、高压电机双泵站以及中央、干舷部、水下控制和分配系统、接地钻杆、安装和调试服务。
在埃及，Belayim Petroleum Company (Petrobel)授予OneSubsea一项价值超过1.7亿美元的EPIC合同，为位于埃及近海Shorouk Concession的Zohr气田一期的水下生产系统供应物资。此前，OneSubsea曾加速完成了一项前端工程设计研究，期间，一支由多学科专家组成的团队与Eni和Petrobel进行了合作，为其高气量气田开发水下设备构架，该气田拥有世界第二长的探边，超过了150公里。合同范围包括6颗水平SpoolTree*水下采油树、干预和维修控制系统、接地钻杆、接头、高致密压力保护系统、干舷和水下控制、可分配的光纤通讯技术、水检测和盐度监测（使用AquaWatcher*水分析感应器）以及安装和调试服务。
BP Exploration (Delta) Ltd.和合作伙伴Deutsche Erdoel AG授予OneSubsea一项合同，为埃及West Nile Delta Giza/Fayoum与Raven油田供应水下生产系统。Giza/Fayoum将与改造后的在岸Rosetta设施进行对接，并与为Raven新建的在岸工厂整合。长距离气田供应包括大钻孔水下采油树以及各式各样的系统，后者包括高致密性压力保护系统、连接系统和控制系统，以及项目改造、管理和测试等。
在美国墨西哥湾，OneSubsea成功地执行了超深水水下增压系统的调试和启动。通过减少油藏的背压，水下增压泵技术可将采收率提升10%-30%，这也就意味着每日多采石油5,000万-1.5亿桶。
| 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日的会计日期， | 2016 | 2015 | 2016 | 2015 | |||||||||||
| 营收 | $ | 7,164 | $ | 9,010 | $ | 13,684 | $ | 19,258 | |||||||
| 利息和其他收入 | 54 | 47 | 98 | 96 | |||||||||||
| 费用 | |||||||||||||||
| 营收成本 | 6,315 | 7,136 | 11,774 | 15,231 | |||||||||||
| 研究和工程 | 257 | 279 | 497 | 546 | |||||||||||
| 一般和管理 | 103 | 120 | 213 | 239 | |||||||||||
| 减值和其他(1) | 2,573 | – | 2,573 | 439 | |||||||||||
| 合并和整合(1) | 335 | – | 335 | – | |||||||||||
| 利息 | 149 | 86 | 282 | 169 | |||||||||||
| 税前收益（亏损） | $ | (2,514 | ) | $ | 1,436 | $ | (1,892 | ) | $ | 2,730 | |||||
| 所得税（亏损）(1) | (368 | ) | 302 | (269 | ) | 608 | |||||||||
| 净收益（亏损） | $ | (2,146 | ) | $ | 1,134 | $ | (1,623 | ) | $ | 2,122 | |||||
| 可归于非控制性权益的净收益 | 14 | 10 | 36 | 23 | |||||||||||
| 可归于斯伦贝谢的净收益（亏损）(1) | $ | (2,160 | ) | $ | 1,124 | $ | (1,659 | ) | $ | 2,099 | |||||
| 斯伦贝谢摊薄后每股收益（亏损）(1) | $ | (1.56 | ) | $ | 0.88 | $ | (1.26 | ) | $ | 1.64 | |||||
| 在外流通平均股数 | 1,389 | 1,269 | 1,321 | 1,273 | |||||||||||
| 摊薄后在外流通平均股数 | 1,389 | 1,280 | 1,321 | 1,282 | |||||||||||
| 包含在费用中的折旧和摊销(2) | $ | 1,113 | $ | 1,047 | $ | 2,080 | $ | 2,089 | |||||||
| (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。 |
| 简明合并损益表 | |||||||||
| （单位为百万） | |||||||||
| 资产 | 2016年6月30日 | 2015年12月31日 | |||||||
| 流动资产 | |||||||||
| 现金和短期投资 | $ | 11,192 | $ | 13,034 | |||||
| 应收款项 | 9,374 | 8,780 | |||||||
| 其他流动资产 | 6,629 | 5,098 | |||||||
| 27,195 | 26,912 | ||||||||
| 固定收益投资，持有至到期 | 386 | 418 | |||||||
| 固定资产 | 13,226 | 13,415 | |||||||
| 多客户端地震数据 | 976 | 1,026 | |||||||
| 商誉 | 24,603 | 15,605 | |||||||
| 无形资产 | 9,921 | 4,569 | |||||||
| 其他资产 | 4,864 | 6,060 | |||||||
| $ | 81,171 | $ | 68,005 | ||||||
| 负债和权益 | |||||||||
| 流动负债 | |||||||||
| 应付账款和应计负债 | $ | 9,494 | $ | 7,727 | |||||
| 预计的所得税负债 | 1,043 | 1,203 | |||||||
| 短期借款和长期债务的 | |||||||||
| 流动部分 | 3,371 | 4,557 | |||||||
| 应付股息 | 701 | 634 | |||||||
| 14,609 | 14,121 | ||||||||
| 长期债务 | 18,252 | 14,442 | |||||||
| 退休后福利 | 2,631 | 1,075 | |||||||
| 递延税 | 1,341 | 1,434 | |||||||
| 其他债务 | 1,359 | 1,028 | |||||||
| 38,192 | 32,100 | ||||||||
| 权益 | 42,979 | 35,905 | |||||||
| $ | 81,171 | $ | 68,005 | ||||||
净债务
“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。
“自由现金流”是来自于运营的现金流减去资本支出、SPM投资和资本化的多客户端数据成本。管理层认为自由现金流是一项重要的流动性指标。它是衡量公司业务现金创造能力的一项指标，对于投资者和管理层来说十分有用。一旦企业需求和义务得到满足之后，这笔现金可被用于重新投资公司的未来增长，或通过股息支付或股票回购的方式将其返还给股东。自由现金流并不是可用于随意性支出的剩余现金流。
净债务和自由现金流是非GAAP财务指标，应被看作总债务或运营现金流的补充，而不是其替代指标或被认为优于这些指标。
净债务变化明细如下：
| （单位为百万） | |||||||||||||||||
| 截至6月30日， | 6个月2016年 | 第二季度2016年 | 6个月2015年 | ||||||||||||||
| 不计非控制性权益的净利（亏损） | $ | (1,623 | ) | $ | (2,146 | ) | $ | 2,122 | |||||||||
| 减值和其他费用，不含税费 | 2,476 | 2,476 | 383 | ||||||||||||||
| 不计非控制性权益的净利，不含费用和贷项 | 853 | 330 | 2,505 | ||||||||||||||
| 折旧和摊销(1) | 2,080 | 1,113 | 2,089 | ||||||||||||||
| 退休金和其他退休后福利费用 | 92 | 32 | 217 | ||||||||||||||
| 股票薪酬费用 | 145 | 84 | 167 | ||||||||||||||
| 退休金和其他退休后福利资金 | (83 | ) | (38 | ) | (214 | ) | |||||||||||
| 运营资本的变化 | (250 | ) | 213 | (837 | ) | ||||||||||||
| 其他 | 5 | (102 | ) | 157 | |||||||||||||
| 运营产生的现金流 (2) | 2,842 | 1,632 | 4,084 | ||||||||||||||
| 资本支出 | (998 | ) | (449 | ) | (1,193 | ) | |||||||||||
| SPM投资 | (729 | ) | (132 | ) | (222 | ) | |||||||||||
| 资本化的多客户端地震数据成本 | (333 | ) | (166 | ) | (221 | ) | |||||||||||
| 自由现金流 | 782 | 885 | 2,448 | ||||||||||||||
| 股票回购计划 | (506 | ) | (31 | ) | (1,239 | ) | |||||||||||
| 已付股息 | (1,255 | ) | (626 | ) | (1,151 | ) | |||||||||||
| 雇员股票计划收益 | 195 | 32 | 256 | ||||||||||||||
| (784 | ) | 260 | 314 | ||||||||||||||
| 商业收购和投资，不计获得的现金和债务 | (3,790 | ) | (3,709 | ) | (206 | ) | |||||||||||
| 中断的业务 – 与美国司法部的和解 | – | – | (233 | ) | |||||||||||||
| 其他 | 76 | 58 | (86 | ) | |||||||||||||
| 净债务的增加 | (4,498 | ) | (3,391 | ) | (211 | ) | |||||||||||
| 会计期间开始时的净债务 | (5,547 | ) | (6,654 | ) | (5,387 | ) | |||||||||||
| 会计期末的净债务 | $ | (10,045 | ) | $ | (10,045 | ) | $ | (5,598 | ) | ||||||||
| 净债务的组成部分 | 2016年6月30日 | 2016年3月31日 | 2015年12月31日 | 2015年6月30日 | |||||||||||||
| 现金和短期投资 | $ | 11,192 | $ | 14,432 | $ | 13,034 | $ | 7,274 | |||||||||
| 固定收益投资，持有至到期 | 386 | 401 | 418 | 469 | |||||||||||||
| 短期借款和长期债务的流动部分 | (3,371 | ) | (4,254 | ) | (4,557 | ) | (4,231 | ) | |||||||||
| 长期债务 | (18,252 | ) | (17,233 | ) | (14,442 | ) | (9,110 | ) | |||||||||
| $ | (10,045 | ) | $ | (6,654 | ) | $ | (5,547 | ) | $ | (5,598 | ) | ||||||
| (1) | 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。 | |
| (2) | 包括截至2016年和2015年6月30日6个月的约5.45亿美元和4.55亿美元的遣散费，以及截至2016年第二季度2.85亿美元的遣散费。还包括约1亿美元与Cameron收购交易相关的一次性支付费用。 | |
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，本新闻稿还包括非公认会计准则财务指标（根据美国证券交易委员会的G条例的定义）。净收益，不含费用和贷项，以及源于净收益的指标（包括摊薄后每股收益，不含费用和贷项；净收益，不含非控制性权益、费用和贷项；有效税率，不含费用和贷项）均为非GAAP财务指标。管理层认为从这些财务指标中剔除费用和贷项可以让其更有效地评估斯伦贝谢不同时期的经营情况，并发现可能会被剔除项目所掩盖的运营趋势。这些指标还被管理层看作是制定某些激励薪酬标准的业绩指标。上述非GAAP财务指标应被视为根据GAAP所准备的财务业绩指标的补充，而不是其替代指标或被认为优于GAAP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） | |||||||||||||||||||
| 2016年第二季度 | |||||||||||||||||||
| 税前 | 税 | 非控制性权益 | 净额 | 摊薄后每股收益 | |||||||||||||||
| 斯伦贝谢净收益，不计费用和贷项 | $ | 394 | $ | 64 | $ | 14 | $ | 316 | $ | 0.23 | |||||||||
| 固定资产减值 | (1,058 | ) | (177 | ) | – | (881 | ) | ||||||||||||
| 裁员 | (646 | ) | (63 | ) | – | (583 | ) | ||||||||||||
| 库存减计 | (616 | ) | (49 | ) | – | (567 | ) | ||||||||||||
| 多客户端地震数据减值 | (198 | ) | (62 | ) | – | (136 | ) | ||||||||||||
| 其他重组费用 | (55 | ) | – | – | (55 | ) | |||||||||||||
| 收购会计法库存公允值调整摊销 | (150 | ) | (45 | ) | – | (105 | ) | ||||||||||||
| 与合并相关的雇员福利和专业人士费用 | (92 | ) | (17 | ) | – | (75 | ) | ||||||||||||
| 与合并和整合相关的其他费用 | (93 | ) | (19 | ) | – | (74 | ) | ||||||||||||
| 斯伦贝谢净亏损（基于GAAP） | $ | (2,514 | ) | $ | (368 | ) | $ | 14 | $ | (2,160 | ) | $ | (1.56 | ) | |||||
| （单位为百万，每股数额除外） | |||||||||||||||||||
| 2016年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，不计费用和贷项 | $ | 1,015 | $ | 162 | $ | 36 | $ | 817 | $ | 0.62 | |||||||||
| 固定资产减值 | (1,058 | ) | (177 | ) | – | (881 | ) | ||||||||||||
| 裁员 | (646 | ) | (63 | ) | – | (583 | ) | ||||||||||||
| 库存减计 | (616 | ) | (49 | ) | – | (567 | ) | ||||||||||||
| 多客户端地震数据减值 | (198 | ) | (62 | ) | – | (136 | ) | ||||||||||||
| 其他重组费用 | (55 | ) | – | – | (55 | ) | |||||||||||||
| 收购会计法库存公允值调整摊销 | (150 | ) | (45 | ) | – | (105 | ) | ||||||||||||
| 与合并相关的雇员福利和专业人士费用 | (92 | ) | (17 | ) | – | (75 | ) | ||||||||||||
| 与合并和整合相关的其他费用 | (93 | ) | (19 | ) | – | (74 | ) | ||||||||||||
| 斯伦贝谢净亏损（基于GAAP） | $ | (1,893 | ) | $ | (270 | ) | $ | 36 | $ | (1,659 | ) | $ | (1.26 | ) | |||||
| 2015 年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，不计费用和贷项 | $ | 3,169 | $ | 664 | $ | 23 | $ | 2,482 | $ | 1.94 | |||||||||
| 裁员 | (390 | ) | (56 | ) | – | (334 | ) | ||||||||||||
| 委内瑞拉货币贬值亏损 | (49 | ) | – | – | (49 | ) | |||||||||||||
| 斯伦贝谢净收益（基于GAAP） | $ | 2,730 | $ | 608 | $ | 23 | $ | 2,099 | $ | 1.64 | |||||||||
| 2016年第一季度和2015年第二季度没有发生费用或贷项。 | |||||||||||||||||||
| 产品部门 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| （单位为百万） | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至以下日期的三个月 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 2016年6月30日 | 2016年3月31日 | 2015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 | $ | 1,593 | $ | 266 | $ | 1,747 | $ | 331 | $ | 2,510 | $ | 655 | |||||||||||||||||||
| 钻井 | 2,034 | 171 | 2,493 | 371 | 3,469 | 672 | |||||||||||||||||||||||||
| 生产 | 2,099 | 90 | 2,348 | 208 | 3,059 | 397 | |||||||||||||||||||||||||
| Cameron | 1,536 | 243 | – | – | – | – | |||||||||||||||||||||||||
| 消除和其他 | (98 | ) | (23 | ) | (68 | ) | (9 | ) | (28 | ) | (16 | ) | |||||||||||||||||||
| 税前营业收入 | 747 | 901 | 1,708 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 企业和其他 | (241 | ) | (172 | ) | (199 | ) | |||||||||||||||||||||||||
| 利息收益(1) | 24 | 13 | 6 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 利息支出(1) | (136 | ) | (120 | ) | (79 | ) | |||||||||||||||||||||||||
| 费用和贷项 | (2,908 | ) | – | – | |||||||||||||||||||||||||||
| $ | 7,164 | $ | (2,514 | ) | $ | 6,520 | $ | 622 | $ | 9,010 | $ | 1,436 | |||||||||||||||||||
| （单位为百万） | ||||||||||||||||||||
| 截至以下日期的六个月 | ||||||||||||||||||||
| 2016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 | $ | 3,339 | $ | 597 | $ | 5,165 | $ | 1,327 | ||||||||||||
| 钻井 | 4,527 | 542 | 7,391 | 1,450 | ||||||||||||||||
| 生产 | 4,447 | 298 | 6,764 | 941 | ||||||||||||||||
| Cameron | 1,536 | 243 | – | – | ||||||||||||||||
| 消除和其他 | (165 | ) | (32 | ) | (62 | ) | (17 | ) | ||||||||||||
| 税前营业收入 | 1,648 | 3,701 | ||||||||||||||||||
| 企业和其他 | (413 | ) | (390 | ) | ||||||||||||||||
| 利息收益(1) | 37 | 14 | ||||||||||||||||||
| 利息支出(1) | (256 | ) | (156 | ) | ||||||||||||||||
| 费用和贷项 | (2,908 | ) | (439 | ) | ||||||||||||||||
| $ | 13,684 | $ | (1,892 | ) | $ | 19,258 | $ | 2,730 | ||||||||||||
| (1) 不包括含在生产部门业绩中的利息。 | ||||||||||||||||||||
| 补充信息 | ||
| 1) | 营业利润率降幅如何定义？ | |
| 营业利润率降幅等于税前营业收入变化与营收变化的比率。 | ||
| 2) | 2016年第二季度运营产生的自由现金流是多少？ | |
| 2016年第二季度运营产生的自由现金流为16亿美元，包括约2.85亿美元的遣散费以及本季度1亿美元与Cameron收购交易相关的一次性支付费用。 | ||
| 3) | 2016年上半年来自于运营的自由现金流是多少？ | |
| 2016年上半年运营产生的自由现金流为28亿美元，包括约5.45亿美元的遣散费以及本季度1亿美元与Cameron收购交易相关的一次性支付费用。 | ||
| 4) | 不计非控制性权益、费用和贷项，2016年第二季度自由现金流占净收益的比例是多少？ | |
| 2016年第二季度的自由现金流为8.55亿美元，其中包括约2.85亿美元的遣散费、1亿美元交易相关的一次性支付费用、4.49亿美元的资本支出、1.32亿美元的SPM投资和1.66亿美元的多客户端地震数据。不计非控制性权益、费用和贷项，其占净收益的比例为268%。 | ||
| 5) | 不计非控制性权益、费用和贷项，2016年上半年自由现金流占净收益的比例是多少？ | |
| 2016年上半年的自由现金流为7.82亿美元，其中包括约5.45亿美元的遣散费、1亿美元交易相关的一次性支付费用、9.98亿美元的资本支出、7.29亿美元的SPM投资和3.33亿美元的多客户端地震数据。不计非控制性权益、费用和贷项，其占净收益的比例为92%。 | ||
| 6) | 2016年全年资本支出指引是多少？ | |
| 2016年资本支出（不含多客户端和SPM投资）预计为22亿美元。包括三个季度的已收购Cameron业务的资本支出。 | ||
| 7) | 2016年第二季度“利息和其他收益”都包含哪些内容？ | |
| 2016年第二季度的“利息和其他收益”为5,400万美元。其中包括2,400万美元的权益法投资收益和3,000万美元的利息收益。 | ||
| 8) | 2016年第二季度利息收益和利息支出是如何变化的？ | |
| 利息收益为3,000万美元，环比增加1,100万美元。利息支出1.49亿美元，环比增加1,600万美元。 | ||
| 9) | “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，未分配至业务部门的企业支出（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，与某些无形资产相关的摊销费用（包括收购Cameron产生的无形资产摊销费用）和某些集中管理的项目，以及其他非经营性项目。 | ||
| 10) | 2016年第二季度实际税率(ETR)是多少？ | |
| 根据GAAP计算，2016年第二季度实际税率是14.6%；2016第一季度是15.9%。 | ||
| 不计费用和贷项，2016年第二季度实际税率是16.2%；2016第一季度是15.9%。 | ||
| 11) | 截至2016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2016年6月30日，在外流通普通股为13.91亿股。下表显示的是从2016年3月31日至2016年6月30日的在外流通股变化情况。 | ||
| （单位为百万） | ||
| 2016年3月31日的在外流通股 | 1,252 | |
| 收购Cameron | 138 | |
| 出售给期权买方的股份，减去交易的股票 | 1 | |
| 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 | – | |
| 2016年6月30日的在外流通股 | 1,391 |
| 12) | 2016年第二季度和2016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，且不计费用和贷项）是如何调整的？ | |
| 2016年第二季度和2016年第一季度期间的在外流通股加权平均数分别为13.89亿股和12.54亿股。 | ||
| 以下是相对于摊薄后在外流通股平均数的在外流通股加权平均数的调整数据（用于计算摊薄后每股收益，且不计费用和贷项）。 |
| （单位为百万） | ||||||
| 2016年第二季度 | 2016年第一季度 | |||||
| 在外流通股加权平均数 | 1,389 | 1,254 | ||||
| 假定行使股票期权 | 3 | 1 | ||||
| 未到行权期的限售股 | 5 | 4 | ||||
| 摊薄后在外流通平均股数 | 1,397 | 1,259 | ||||
| 13) | 2016年第一季度多客户端销售情况如何？ | |
| 2016年第二季度，包括转让费在内的多客户端销售总额为1.45亿美元，上一季度该数字为7,700万美元。 | ||
| 14) | 2016年第二季度末 WesternGeco未完成订单情况如何？ | |
| 2016年第二季度末，WesternGeco未完成订单（基于与客户签订的合同）为8.65亿美元。上一季度末该数字为9.66亿美元。 | ||
| 15) | Cameron海底和钻井部门订单和未完成订单情况如何？ | |
| Cameron海底和钻井部门订单和未完成订单情况如下表： |
| （单位为百万） | ||||||
| 订单 | 2016年第二季度 | 2016年第一季度 | ||||
| 海底 | $315 | $305 | ||||
| 钻井 | $166 | $150 | ||||
| 未完成订单（会计期末） | ||||||
| 海底 | $2,642 | $2,870 | ||||
| 钻井 | $1,050 | $1,308 | ||||
| 16) | 2016年第二季度斯伦贝谢所产生的各项费用都用在了哪些方面？ | |
| 资产减值费用： | ||
| 鉴于油气行业市场环境的持续低迷和继续恶化以及其对活动前景的影响，斯伦贝谢认为某些资产的账面价值已无法回收，因而在第二季度产生了下列19亿美元的税前资产减值费用： | ||
| — 10.58亿美元的固定资产减值费用，主要涉及未充分利用的设备和设施。 | ||
| — 6.16亿美元某些库存账面价值的减计。 | ||
| — 1.98亿美元的多客户端地震数据减值费用。 | ||
| — 5,500万美元其他重组费用。 | ||
| 斯伦贝谢预计这些资产的减值费用不会带来任何重大的现金支出。 | ||
| 裁员： | ||
| 斯伦贝谢预计业务的疲态将贯穿整个2016年，因此公司决定进一步裁减员工。结果，斯伦贝谢在第二季度产生了6.46亿美元与上述裁员举措有关的税前费用。 | ||
| 收购相关的合并和整合费用： | ||
| 在收购Cameron方面，斯伦贝谢产生了3.35亿美元的税前费用，包括1.5亿美元与收购时会计调整（源于将收购库存账面价值提升至其预估公允值）非现金摊销相关的费用、9,200万美元合并相关的雇员福利和专业人士费用、9,300万美元与合并、整合相关的其他费用。 | ||
关于斯伦贝谢
斯伦贝谢公司是世界领先的油气行业油藏描述技术、钻井、生产和处理服务提供商。公司拥有来自于超过85个国家的大约10万名员工，代表了140多种国籍。斯伦贝谢为行业提供最全面的产品和服务，从勘探到生产以及钻孔到管道的解决方案，能够优化碳氢化合物的采收率，以交付储层性能。
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2015年公布的营业收入达354.7亿美元。如需了解更多信息，请访问www.slb.com。
*斯伦贝谢或斯伦贝谢公司商标。
注意事项
斯伦贝谢将于2016年7月22日（星期五）举行电话会议来讨论以上公告和业务前景。此次电话会议将从美国中部时间上午7:00、东部时间上午8:00、伦敦时间下午1:00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) 392686（北美之外）并提供代码392686，可于2016年8月22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。请提前15分钟登录以测试您的浏览器和注册收听电话会议。2016年9月30日之前，该网站还将提供网播回放。
这篇2016年第二季度收益新闻稿，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和业务的发展（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，包括公司的转型计划；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；整合服务和新技术的需求；公司未来的现金流；转型举措的成功；全球关键区域经济、政治和业务大环境；外汇风险；价格压力；天气和季节性因素；运营变化、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2016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。
原文版本可在businesswire.com上查阅：http://www.businesswire.com/news/home/20160721006339/en/
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联系方式：
斯伦贝谢
Simon Farrant – 斯伦贝谢公司，投资者关系副总裁
Joy V. Domingo – 斯伦贝谢公司，投资者关系经理
办公电话：+1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com
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