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斯倫貝謝公佈2016年第二季業績

中央社/ 2016.08.01 00:00
•營收72億美元,較前季上升10%

o已收購的Cameron業務貢獻了15億美元的營收

•每股盈餘:

oGAAP每股虧損1.56美元

o不含費用和貸項,每股盈餘為0.23美元

o資產減值、裁員和購併、整合費用共計每股1.79美元

•現金流:

o營運產生的現金流為16億美元

o自由現金流9億美元

•每股0.50美元的季度現金股利已獲核准

(中央社訊息服務20160801 11:01:13)倫敦--(美國商業資訊)--Schlumberger Limited (NYSE:SLB)今日公佈2016年第二季業績。

斯倫貝謝董事長兼執行長Paal Kibsgaard表示,「在第二季,全球大部分營運市場的環境進一步惡化,儘管形勢依舊嚴峻,但公司目前似乎已經觸底。我們繼續在這一具有挑戰性的環境中穩步前行,再次交出強勁的稅前營運收入、營業利潤率和自由現金流。這一業績源於我們有力的執行,在某些情況下,我們開始將焦點轉移至扭轉價格疲態,並升級我們的合約組合。」

「公司第二季的營收較前季上升10%,反映了已收購Cameron業務整個季度的活動,該業務為營收貢獻了15億美元。據估算,營收較前季下降12%,其中北美業務下降20%,歸咎於加拿大春歇和美國陸地鑽井數減少25%,而國際營收下降9%,源於活動減緩、持續的價格壓力和委內瑞拉業務的大規模削減。然而,我們廣泛的地域版圖和技術組合繼續為公司提供獨特優勢,有助於規避這些影響。」

「在各個業務部門中,油藏描述和生產部門第二季營收較前季分別下降9%和11%,歸咎於探勘和開採預算進一步削減所導致的探勘和開採相關產品和服務的需求下降。鑽井部門營收下降18%,主要受到鑽井數量急劇下滑的影響,尤其是在北美和拉美。據估算,Cameron Group營收較前季下降6%,歸咎於專案未完成訂單數下降以及美國陸地活動進一步下滑致使短週期業務受到影響。」

「稅前營業利潤率仍維持在10%以上,較前季下降340個基點,源於活動的降低、價格壓力、不利的活動構成和委內瑞拉營運的大幅削減。據估算,營業利潤率與前季相較的降幅不會超過38%,受益於扎實的成本和資源管理,同時我們也繼續維持公司的長期實力。鑽井部門利潤率的跌幅最大,達到649個基點,至8%。生產部門稅前營業利潤率較前季下降459個基點,至4%。油藏描述部門較前季下降228個基點,至17%,而Cameron Group的利潤率達到16%。不計費用和貸項,稀釋後每股盈餘為0.23美元,較前季下降43%。」

「我們預期活動的疲態將貫穿整個2016年,因此,我們對公司的成本和資源基礎進行了另一項重大調整,包括在2016年上半年裁減超過1.6萬名員工,並進一步精簡我們的日常管理費、基礎設施和資產基數。裁員為第二季帶來6.46億美元的重整費用,同時固定資產、庫存和多用戶端地震資料產生19億美元的減值費用。另有3.35億美元源於與Cameron收購有關的合併和整合費用。」

「隨著景氣進一步下滑,我們已把工作重點從管理利潤率的下降轉移至進一步提升市場佔有率,此舉導致得標數量大幅提升。隨著原油價格較2016年1月的最低點幾近回升一倍,我們如今開始轉而關注收回臨時議價空間,並重新協商合約,減少對長期財務可行性的承諾。」

「與此同時,削減探勘開採預算的影響,如今明顯地反映在石油產量的下降上,鑑於需求依然強勁,全球石油供需的負差正在不斷擴大。扭轉這一現象需要巨大的能力和實力,如果價格無法回升,那麼服務業將面臨挑戰。」

「隨著我們繼續應付下滑趨勢,公司採取了一系列措施,以便為必然的市場復甦做好準備。儘管我們對業務進行投資,並向股東發放現金,但我們的資產負債表依然強勁。我們擴展了技術組合,這不僅包括Cameron International這樣的重大收購,也包括一系列小型收購,它們使得公司能夠開發新的整合式鑽井和生產技術,進一步降低每桶原油的成本。我們已經利用轉型的契機來打造巨大的競爭優勢,並持續改善公司的內部績效。」

「不管復甦的結果如何,服務價格必須有所回升,但也需要尊重經營者在可能的中長期油價環境中控制成本的需求。這也為分享額外價值提供了機會,雙方可透過合作和整合來共同創造這一價值。因此,我們將繼續發展公司的營運模式以及我們所從事業務的性質,從而確保我們仍能在日益需要根本性變革的產業中保持領先地位。」

其他事件

在本季期間,斯倫貝謝以平均每股72.77美元的價格買回40萬美元普通股股份,總買回金額達到3,100萬美元。

2016年4月1日,斯倫貝謝完成與Cameron International Corporation (Cameron)的合併。該交易將兩家技術互補的公司合併在一起,其技術範圍涉及從鑽井到管道產品以及相關服務。藉由整合斯倫貝謝油藏和油井專長與Cameron井口和地面設備、流體控制和處理技術,該合併為公司創造了技術驅動型成長。這一合併將為業界帶來首套完整的鑽井和生產系統,後者以斯倫貝謝在測試設備、資料處理、控制軟體和系統整合方面的專長為後盾。

2016年6月1日,斯倫貝謝宣佈收購工程、製造和服務公司Saltel Industries,後者致力於為油氣產業提供可擴展式蓋板和鋼封隔器。這些技術將被整合至生產部門的產品和服務。

2016年6月2日,斯倫貝謝宣佈收購Omron Oilfield and Marine, Inc. (Omron Oilfield),後者致力於為自動驅動和控制系統、發電廠和鑽孔設備提供設計、製造、銷售和零組件。公司預期該收購將提升斯倫貝謝數個建造和生產專案的進度,包括未來的陸地鑽井設計。

2016年6月23日,斯倫貝謝完成對Xtreme Drilling and Coil Services Corp. (Xtreme)撓性油管鑽探和撓性油管部門的收購。Xtreme的撓性油管鑽井業務部門位於沙烏地阿拉伯。

2016年7月20日,公司董事會通過在外流通普通股每股0.50美元的季度現金股利方案,公司將於2016年10月14日向2016年9月7日在冊的股東發放。

地區營收

第二季營收達到72億美元,較前季上升10%,北美和國際營收分別上升19%和8%。其中包括來自於已收購Cameron整個季度的活動,該公司為北美和國際業務分別貢獻了6億美元和10億美元的營收。

北美

北美預估營收較前季下降20%,歸咎於加拿大春歇以及美國陸地鑽井數量下降25%。陸地營收因鑽井和Cameron Groups活動的下滑以及生產部門的持續價格壓力而下降22%。儘管壓裂階段數量和活躍壓力泵隊伍與前季相比的增幅超過15%,但不利的工作和技術構成,再加上價格壓力,大幅抵消數量的增加。北美近海業務營收下降了17%,主要歸咎於鑽井部門活動的下降,儘管這一下降被WesternGeco地震許可費用的增加所部分抵消。

國際地區

國際預估營收較前季下降9%,源於客戶預算削減、持續的價格壓力、活動中斷和委內瑞拉業務的萎縮。

拉美地區預估營收較前季下降26%,主要歸咎於委內瑞拉業務的萎縮。拉美其他地區的活動也在繼續下滑,特別是墨西哥、中美洲和巴西地域市場,歸咎於客戶預算限制所導致的陸地和近海鑽井數量下降。此外,隨著活動結束和鑽井退役,墨西哥整合式專案工作量所有下降。鑽井部門在該地區的跌幅最大,而生產部門營收的下降被強勁的斯倫貝謝生產管理(SPM)作業所部分抵消。

歐洲/獨立國協/非洲地區預估營收較前季下降7%,主要集中在奈及利亞和幾內亞灣、中西非和安哥拉地域市場,這些地區的鑽井數量出現下滑,而且專案也已結束。挪威和丹麥地域市場營收因季節性維護關閉而出現下滑。儘管活動在冬季放緩後出現復甦,而且俄羅斯盧布有所回升,但俄羅斯和中亞營收仍告下滑。

中東和亞洲地區預估營收較前季下降2%。這主要歸咎於亞太地區和澳洲和巴布新幾內亞地域市場的活動減少,以及客戶預算削減和專案完工。鑽井部門受其影響最大。然而,中國地域市場營收因Cameron Group活動的增加而出現成長。中東地域市場營收基本持平,因為生產和油藏描述部門的活動被議價空間所抵消。

油藏描述部門營收為16億美元,其中80%來自於國際業務。營收較前季下降9%,主要歸咎於委內瑞拉業務的萎縮以及受專案取消拖累的Wireline國際業務。測試服務營收和軟體整合式解決方案(SIS)的軟體銷售業務也出現下滑,特別是在拉美地區。這些業務的下滑被美國墨西哥灣多用戶端地震許可銷售以及巴西地域市場和歐洲/獨立國協/非洲的轉讓費所部分抵消。

稅前營業利潤率為17%,較前季下降228個基點(bps),源於高利潤率的Wireline和測試服務活動的下降,特別是在拉美地區。然而,這些影響因WesterGeco的多客戶地震許可銷售和轉讓費業務強勁導致獲利增加而部分抵消,儘管如此,隨著該部門維持其長期實力和石油技術專長,利潤率的降幅仍在擴大。

油藏描述部門的業績在本季受到多個整合式服務收益、技術部署、轉型動議和新合約的激勵。

在挪威近海,Integrated Services Management (ISM)為OMV Norge使用了鑽井和完井技術,以幫助其在巴倫支海鑽探一口水平評估井。Drilling & Measurements GeoSphere*油藏隨鑽測繪技術經由使用深水定向電磁測量而獲得最優的油藏井位。公司還使用 Stinger*錐形金剛石元件和PowerDrive Xceed*強化旋轉導向系統來提升鑽井效率,同時,Geoservices Drilling Analyst*服務使水面和井下測量得以整合,改進鑽井流程、規避風險並減少非生產時間。M-I SWACO STARGLIDE*潤滑劑更有效地減少摩擦,而ENVIROUNIT*近海泥漿水處理系統確保作業符合環保法規。此外,測試服務OrientXact*油管輸送導向射孔系統透過在油平面下降和耗盡期間提供穩定性,而盡可能減少射孔損壞。最終,461公尺井段在最小幅度油平面下降的情況下提供較高的流率,使客戶受益匪淺。

在加拿大近海,斯倫貝謝完為挪威國家石油公司(Statoil)在Flemish Pass海盆深水環境中完成了ISM合約的第一階段工作。該階段包括9個探勘和評估井,在19個月內共計鑽探了2.4萬公尺,在1.2萬個工作小時期間未發生健康、安全或環境事故。一系列斯倫貝謝技術的整合和協調改善了鑽井效率,確保井眼的完整性,促使井位最佳化,並在此次活動挪威國家石油公司的兩項發現中發揮巨大的作用。其中一口井的淨鑽進速度達到創紀錄的190.1公尺/小時,而另外一口在水下2,829公尺鑽探的油井是加拿大近海和挪威國家石油公司在全球最深的油井。儘管遭遇天氣相關的挑戰,客戶因在指定的目標日期內完成專案而受益,同時也讓33個井段中的多個井段位居其全球頂尖鑽井表現之列。

在阿聯,Testing Services為Al Hosn Gas一個未開發氣田的測試營運評估作業部署了 Muzic*無線遙測技術。共進行5次井下測試來評估富含二氧化硫的氣井。Quartet* 井下油藏測試系統技術的靈活設計免去了多次作業需求,而井下壓力資料的無線傳輸和監控促進即時的瞬態分析,以促使決策最佳化並提供關鍵資訊,從而確定油藏的特性。此外,Signature*石英儀錶提供的資訊協助評估了增產作業期間的氣井表現,並為井下和表面抽樣決策提供支援。

在美國墨西哥灣,Wireline引進MaxPull30*高位牽引電纜傳輸系統,以便在一口深水井中最大連續張力2.09萬磅的情況下,完成錄井工具的5次下落。在一次下落過程中,為了讓工具脫離鑽孔壁,MaxPull30技術承受了2.93萬磅的張力,此舉避免了為期4天的打撈工作,後者將花費客戶310萬美元的鑽井時間。讓工具脫離井壁的最大連續牽引力和單次暫態牽引力創下記錄。在同一口井中,XL-Rock*大容量旋轉井壁取芯服務在109次取芯嘗試中成功地回收91個岩心。

在中國大陸,JHOSC Sinopec的技術服務公司在涪陵頁岩氣專案中採用Wireline Flow Scanner*油井生產錄井技術,來評估充滿挑戰的井筒環境中多階段水力壓裂作業。公司使用Well Services ACTive PS* CT即時生產錄井服務技術,客服了傳輸挑戰,該技術結合即時的光纖遙測和先進的電纜生產錄井工具,以提升作業效率、產量,並降低環境影響。在這個涉及30口井的專案中,該技術提供的精確資料讓客戶發現較低的天然氣生產率,客戶因此受益匪淺。

斯倫貝謝轉型專案透過改善作業完整度,讓WesternGeco提升其全球海洋作業的可靠性。自2013年以來,工作設計、規劃和執行的最佳化,使非生產時間降低了62%。這一結果主要歸功於公司執行可靠性維護(RCM)以及符合標準工作規範(SWI)的流程,讓同時期海洋能源來源的可靠性上升了68%。透過開發SWI和部署能力管理系統(Competency Management System),WesternGeco正致力於改善其船隊的利用率。

在北美,EP Energy Corp授予 SIS第一個雲端INTERSECT*高解析度油藏模擬器合約。這一合約是EP Energy「從模型到設計」工作流程的一部分,該流程將完井流程數位化,以促進作業最佳化。此外,EP Energy在Petrel* E&P軟體平臺為Mangrove*特製式增產設計額外購買了4份許可。

在英國,Total E&P UK授予WesternGeco一項合約,在北海 Elgin-Franklin油田使用 IsoMetrix*海洋等距地震技術進行4D測繪。這個複雜的250平方公里專案是全世界首個商業IsoMetrix 4D監視器測繪服務,它要求與第二艘船同時對障礙物進行負脈衝信號掃描,以確保獲得高度密集油田的優質影像。自2012年上一個WesternGeco測繪以來,該測繪將一直用於監測油藏的變化。

鑽井部門

鑽井部門營收為20億美元,其中有81%來自於國際市場,較前季下降18%。這主要歸咎於鑽井活動急劇下滑,以及加拿大的春歇、美國和拉美地區鑽井數量下降以及委內瑞拉業務萎縮。此外,持續不斷的價格壓力為Drilling & Measurements和M-I SWACO在上述所有地區的業績造成負面影響。

稅前營業利潤率為8%,較前季下跌649個基點,導致跌幅擴大,而營收也因價格疲軟而下降。同時,北美鑽井數量降低以及委內瑞拉業務萎縮則加劇了這一效應。

鑽井部門第二季的營收受益於新合約、轉型計畫收益、整合服務效益和新技術部署的聯合效應。

在挪威,Centrica E&P Norway授予斯倫貝謝一項四年期整合鑽井服務架構協定,涉及所有Centrica在挪威大陸架經營的鑽井活動。合約涵蓋所有服務,其架構以營運商和服務提供者展開更緊密合作的意向為基礎。合約模式基本上以績效為基礎,包括改善鑽井效率的有力激勵措施,它對於Centrica、斯倫貝謝和相關合作者來說都是雙贏的。

在巴西近海,斯倫貝謝為巴西石油公司(Petrobras)在由Smith客製化的鑽頭上使用Stinger*錐形金剛石元件技術,以便在鹽層下油田鑽探Lula油田12 ¼英尺井段。Stinger技術的鑽進速度達到平均4.37公尺/小時,超過補償井平均鑽速22%,節省了22個小時的時間,並在單次作業中鑽探了441公尺,比平均水準高出42%,再次節省了41個小時的時間。這一成績幫助巴西石油公司在Lula油田創下了12¼井段每公尺成本的績效標竿。

在美國陸地,Bits & Drilling Tools使用ONYX 360*旋轉聚晶金剛石複合片(PDC)刀具技術,為Unit Petroleum創下Granite Wash非傳統地層的新鑽探記錄。ONYX 360技術提升了鑽頭耐用性和鑽探深度,因為當鑽頭旋轉時,整個金剛石邊緣都被用於鑽探地層。這項技術使得客戶能夠以最快的速度在地層中鑽探最長的水平井壁,水平井長度超過此前記錄的62%,鑽進速度超過27%。

在厄瓜多爾,斯倫貝謝將鑽井與完井技術結合起來,為ENAP-SIPEC在Inchi油田鑽探兩口井。Drilling & Measurements PowerDrive*旋轉導向系統和StingBlade*錐形金剛石元件鑽頭技術提供了鑽井效率,同時也得到鑽井技術整合中心(Drilling Technology Integration Center)專家的遠端支援。完井部門的自動釋放槍鑽支架(MAXR)技術與Wireline PowerJet*深鑽成形負載和PURE*清潔鑽進系統盡可能擴大鑽進,減少對油藏的破壞。最終,客戶油井的聯合產量提升了278%。同時,其中一口井的鑽探完成時間較計畫提前了一天半,第二口井提前了4天,約節省150萬美元的鑽井成本。

在俄羅斯,Bits & Drilling Tools為GazpromNeft使用了AxeBlade*脊形金剛石元件鑽頭技術,在Tsarichanskoye和Filatovskoye凝析油氣田鑽井。AxeBlade鑽頭技術擁有脊形的幾何形狀,它結合了傳統PDC刀具的切削動作,配以硬質合金滾刀。在其中一個井段,AxeBlade技術所提供的鑽速,比使用傳統PDC鑽頭的補償井最大鑽速高出45%。此外,客戶以三次作業便完成井段的鑽探,通常需要五次,因而節省了鑽探時間。

在中國大陸,Drilling & Measurements為中海油使用了PowerDrive Orbit*旋轉導向系統,來克服黃岩海盆鑽探環境的挑戰,並節省了12 1/4英尺井段的鑽井時間。PowerDrive Orbit技術在單次作業中鑽探了2,498公尺,是當前12 1/4英尺井段該技術單次作業所鑽探的最長長度,同時也在這一區域樹立了新標竿。最終,客戶避免了第二次作業,節省了14萬美元和28小時的鑽井時間。

在亞塞拜然近海,Bits & Drilling Tools使用多種技術,幫助BP Azerbaijan克服裏海Chirag油田的鑽井挑戰。Rhino XS*液壓可擴展鉸刀和M-I SWACO WELL COMMANDER循環工具可對複雜泥漿環境和井壁進行清理作業。Rhino XS鉸刀擁有單片式的刀體,擁有更大的張力和扭轉負載能力,同時,WELL COMMANDER工具能夠讓營運商提升循環效率,以移除鑽柱重要部位的鑽屑。最終,客戶節省了48小時的近海平臺鑽井時間。

在加彭,Drilling & Measurements使用PowerDrive Archer*厚塗率旋轉導向系統,協助殼牌公司在Rabi油田鑽探三口井。公司以單次作業便完成了這些中、短半徑井的鑽探,從造斜器視窗一直到水平式排水渠末端。每一口側鑽井的完工時間均較計畫提前了2-6天,客戶也因成本下降而受益。此外,油藏排水渠的重新定位將產量提升了20%。

在俄羅斯,斯倫貝謝轉型計畫透過遠端作業提升了勞動力生產率。Drilling & Measurements實施自動化通知系統,協助發掘遠端作業工作,並更加高效地透過鑽井門戶來管理員工數量。自使用這一系統以來,遠端作業的運用從2015年第二季約佔工作量的50%,上升至2016年第一季工作量的75%。此外,2015年現場員工規模較2014年縮減6%,因而減少了安全隱患和環境風險,同時維持高水準的服務品質。

在挪威,Det norske oljeselskap ASA (Det norske)授予M-I SWACO一項4年期合約,為Alvheim和新Ivar Aasen近海開採專案提供特殊化學品和相關服務。技術支援將覆蓋公司所有近海業務,從特隆赫姆海岸基地到斯塔萬格遠端作業中心。

生產部門

生產部門營收為21億美元,較前季下降11%,其中超過一半的收入跌幅源於加拿大春歇和價格壓力增加所導致的北美業績下滑。而壓力泵壓裂階段數量和活躍的船隊與前季相比的增幅超過15%,不利的營收構成以及價格壓力,大幅抵消了活動數量的增幅。本季北美對集團營收的貢獻降至25%。

稅前營業利潤率為4%,較前季下降459個基點,主要歸咎於北美陸地活動量降低和壓力泵服務價格疲態日漸惡化。營業利潤率與前季相比的降幅有所擴大,原因在於公司決定在某些地區保持營運能力,以便在活動量下滑的情況下保住市場佔有率。強勁的斯倫貝謝生產管理專案,其在全球聯合管理的產量如今已經達到約25萬桶/天,繼續有助於集團利潤率的提升。

生產部門業績受益於本季的多個新技術部署和轉型計畫動議。

在科威特南部地區,Well Services在位於富含頁岩和泥沙之砂岩油藏的六口井中使用了HiWAY*流道壓裂技術。HiWAY技術提升了傳導性,同時減少對水和支撐劑的使用,也就意味著作業版圖和物流規模的減少。雖然6口井都已經採用傳統的增產系統,但在增產處理後產量並未得到提升。在HiWAY技術的幫助下,生產流量達到最初預期的4倍。

在阿曼,完井服務為PDO在Marmul油田部署了首個管套外分散式光纖測溫(DTS)技術。Marmul目前正在使用聚合物驅油流程來提高石油的採集,該油田將受益於DTS與分散式測聲技術,這兩項技術能夠提供聚合物驅油一致性注射和生產資料分析所使用的深度測量指標。

在巴西近海,Well Services為巴西石油在Campos海盆的堵塞和廢棄油井專案中使用了CoilFLATE*撓性油管過油管可膨脹封隔器技術。CoilFLATE技術用於固定封隔器,從而以較大的膨脹率完成可靠的高壓封堵,後者可以承受各種化學環境和高達華氏375度的溫度。此外,ACTive DTS*分散式測溫技術可取得即時的井下資料,它檢測到井下的洩露,因而避免了成功完成作業所需之為期三個鑽井日的不必要補救工作。

在巴西,Well Services在超深水Campos海盆為Repsol Sinopec Brasil提供了Invizion RT*即時油井完整度服務。Invizion RT技術透過水泥充填的即時監測、控制和評估,改善了中深井段的固井作業。這一技術消除了襯管頂層的擠壓作業,並確保頂端的封隔,為客戶節省了超過12個小時的鑽井時間。

在安哥拉近海,Well Services Total Exploration & Production的Kaombo專案使用了多項技術。深水井對於封隔含水含烴、空隙壓力差和壓裂梯度小的過渡帶來說是十分具有挑戰性的。Losseal Microfracture*井漏技術結合MUDPUSH*的墊片產品提供泥漿移除的最佳效果,並在固井作業中節省了鑽井時間。

在美國陸地,Well Services使用LiteCRETE*輕質水泥漿來封隔客戶在新墨西哥州利縣一口井的新設計生產套管,並用水泥封至地表。LiteCRETE技術在凝固後擁有卓越的壓縮性能和滲透性,能夠提供優越的打孔品質,且不會降低水泥的完整性。移除一根套管柱(通常情況下需要移除三根)使客戶節省了約50萬美元的費用。

在北美,斯倫貝謝轉型計畫改善了Well Services作業的可靠性和服務。攪拌機和水力壓裂泵RCM的實施,以及全面的員工培訓專案,在9個月期間節省約900萬美元的費用,同時,與攪拌機有關的非生產時間減少了64%。自2015年9月以來,運用預測分析讓區域支援中心能夠預測壓裂泵供電端元件的設備問題,此舉加上其他措施,為公司節省了近800萬美元的物資供應。此外,2014年油田資料預測分析的應用,催生了使用RCM的泵資產維護計畫(Pump Asset Care Program),一旦該計畫完全實施,我們預期將使資產可用性上升8%,而且3年內將累計節省3,000萬美元的費用。

Cameron Group

Cameron Group公佈的營收為15億美元,稅前營業利潤率為16%。營收的62%來自於國際市場,且受到專案未完成訂單下滑以及美國陸地活動進一步疲軟的影響,後者也是短期業務Valves & Measurement and Surface產品線受挫的主要原因。

儘管面臨市場不振的壓力,預估稅前營業利潤率為16%,與前季相比有所改善。這受益於OneSubsea、鑽井和Process Systems產品線強勁的專案執行。

新合約和專案開工影響了 Cameron Group的業績。這些包括一系列斯倫貝謝子公司 OneSubsea所取得的其他成功業績。

Woodside Energy Ltd.授予OneSubsea一份改造、採購、整合和建造(EPIC)合約,總價值約3億美元,涉及澳洲近海Greater Enfield專案。合約涵蓋6顆水平SpoolTree*水下採油樹、6顆用於水注射系統的水平樹、6個多相流量計、一個高增壓、高壓電機雙泵站,以及中央、幹舷部、水下控制和分配系統、接地鑽桿、安裝和調試服務。

在埃及,Belayim Petroleum Company (Petrobel)授予OneSubsea一份價值超過1.7億美元的EPIC合約,為位於埃及近海Shorouk Concession的Zohr氣田一期的水下生產系統供應物資。此前,OneSubsea曾加速完成一項前端工程設計研究,期間,一支由跨領域專家組成的團隊與Eni和Petrobel合作,為其高氣量氣田開發水下設備架構,該氣田擁有世界第二長的探邊,超過150公里。合約範圍包括6顆水平SpoolTree*水下採油樹、干預和維修控制系統、接地鑽桿、接頭、高緻密壓力保護系統、幹舷和水下控制、可分配的光纖通訊技術、水檢測和鹽度監測(使用AquaWatcher*水分析感應器)以及安裝和調試服務。

BP Exploration (Delta) Ltd.和合作夥伴Deutsche Erdoel AG授予OneSubsea一項合約,為埃及West Nile Delta Giza/Fayoum與Raven油田供應水下生產系統。Giza/Fayoum將與改造後的在岸Rosetta設施進行對接,並與為Raven新建的在岸工廠整合。長距離氣田供應包括大鑽孔水下採油樹以及各式各樣的系統,後者包括高緻密性壓力保護系統、連接系統和控制系統,以及專案改造、管理和測試等。

在美國墨西哥灣,OneSubsea成功執行了超深水水下增壓系統的調試和啟動。透過減少油藏的背壓,水下增壓泵技術可將採收率提升10%-30%,這也就意味著每日多採5,000萬-1.5億桶石油。

財務報表

淨債務

「淨債務」是指債務總額減去現金、短期投資和持有至到期的固定收入投資。管理層認為,透過反映可以用來償債的現金和投資,淨債務提供了有關斯倫貝謝債務程度的有用資訊。

「自由現金流」是來自於營運的現金流減去資本支出、SPM投資和資本化的多用戶端資料成本。管理層認為自由現金流是一項重要的流動性指標。它是衡量公司業務現金創造能力的一項指標,對於投資者和管理層來說十分有用。一旦企業需求和義務得到滿足之後,這筆現金可被用於重新投資公司的未來成長,或透過支付股利或買回股票的方式,將其發還給股東。自由現金流並不是可用於隨意性支出的剩餘現金流。

淨債務和自由現金流是非GAAP財務指標,應被看作總債務或營運現金流的補充,而不是其替代指標或被認為優於這些指標。

費用和貸項

除了根據美國公認會計準則(GAAP)計算的財務業績,本新聞稿還包括非公認會計準則財務指標(根據美國證券交易委員會的G條例的定義)。淨利,不含費用和貸項,以及源於淨利的指標(包括稀釋後每股盈餘,不含費用和貸項;淨利,不含非控制性權益、費用和貸項;有效稅率,不含費用和貸項)均為非GAAP財務指標。管理層認為,從這些財務指標中剔除費用和貸項,可以讓其更有效地評估斯倫貝謝不同時期的經營情況,並發現可能會被剔除項目所掩蓋的營運趨勢。這些指標還被管理層看作是制定某些激勵薪酬標準的業績指標。上述非GAAP財務指標應被視為根據GAAP所準備的財務業績指標的補充,而不是其替代指標或被認為優於GAAP指標。以下是這些非公認會計準則衡量指標與可比的公認會計準則衡量指標的調節表:

補充資訊

1)

營業利潤率降幅如何定義?

營業利潤率降幅等於稅前營業收入變化與營收變化的比率。

2)

2016年第二季營運產生的自由現金流是多少2016年第二季營運產生的自由現金流為16億美元,包括約2.85億美元的遣散費以及本季度1億美元與Cameron收購交易相關的一次性支付費用。

3)

2016年上半年來自於營運的自由現金流是多少?

2016年上半年營運產生的自由現金流為28億美元,包括約5.45億美元的遣散費以及本季度1億美元與Cameron收購交易相關的一次性支付費用。

4)

不計非控制性權益、費用和貸項,2016年第二季自由現金流占淨利的比例是多少?

2016年第二季的自由現金流為8.55億美元,其中包括約2.85億美元的遣散費、1億美元交易相關的一次性支付費用、4.49億美元的資本支出、1.32億美元的SPM投資和1.66億美元的多用戶端地震資料。不計非控制性權益、費用和貸項,其占淨利的比例為268%。

5)

不計非控制性權益、費用和貸項,2016年上半年自由現金流占淨利的比例是多少?

2016年上半年的自由現金流為7.82億美元,其中包括約5.45億美元的遣散費、1億美元交易相關的一次性支付費用、9.98億美元的資本支出、7.29億美元的SPM投資和3.33億美元的多用戶端地震資料。不計非控制性權益、費用和貸項,其占淨利的比例為92%。

6)

2016年全年資本支出指引是多少?

2016年資本支出(不含多用戶端和SPM投資)預計為22億美元。包括三個季度的已收購Cameron業務的資本支出。

7)

2016年第二季「利息和其他收入」都包含哪些內容?

2016年第二季的「利息和其他收入」為5,400萬美元。其中包括2,400萬美元的權益法投資收入和3,000萬美元的利息收入。

8)

2016年第二季利息收入和利息支出是如何變化的?

利息收入為3,000萬美元,較前季增加1,100萬美元。利息支出為1.49億美元,較前季增加1,600萬美元。

9)

「稅前營業收入」和斯倫貝謝稅前合併收入有什麼區別?

區別主要包括未分配至業務部門的企業支出(包括費用和貸項)和利息收入以及利息支出,以及股票式薪酬費用,與某些無形資產相關的攤銷費用(包括收購Cameron產生的無形資產攤銷費用)和某些集中管理的項目,以及其他非經營性項目。

10)

2016年第二季實際稅率(ETR)是多少?

根據GAAP計算,2016年第二季實際稅率是14.6%;2016年第一季是15.9%。

不計費用和貸項,2016年第二季實際稅率是16.2%;2016年第一季是15.9%。

11)

截至2016年6月30日,在外流通的普通股有多少,與上季末相比有何變化?

截至2016年6月30日,在外流通普通股為13.91億股。下表顯示的是從2016年3月31日至2016年6月30日的在外流通股變化情況。

(單位為百萬)

2016年3月31日的在外流通股

1,252

收購Cameron

138

出售給選擇權買方的股份,減去交易的股票

1

可行權的限售股

-

根據員工股票購買計畫發行的股票

-

股票買回計畫

-

2016年6月30日的在外流通股

1,391

12)

2016年第二季和2016年第一季在外流通股的加權平均數是多少,這一數字相對於稀釋後在外流通股平均數(用於計算稀釋後每股盈餘,且不計費用和貸項)是如何調整的?

2016年第二季和2016年第一季期間的在外流通股加權平均數分別為13.89億股和12.54億股。

以下是相對於稀釋後在外流通股平均數的在外流通股加權平均數的調整資料(用於計算稀釋後每股盈餘,且不計費用和貸項)。

(單位為百萬)

2016年第二季

2016年第一季

在外流通股加權平均數

1,389

1,254

假定行使股票選擇權

3

1

未到行權期的限售股

5

4

稀釋後在外流通平均股數

1,397

1,259

13)

2016年第一季多用戶端銷售情況如何?

2016年第二季,包括轉讓費在內的多用戶端銷售總額為1.45億美元,上一季該數字為7,700萬美元。

14)

2016年第二季末 WesternGeco未完成訂單情況如何?

2016年第二季末,WesternGeco未完成訂單(根據與客戶簽訂的合約)為8.65億美元。上一季末該數字為9.66億美元。

15)

Cameron海底和鑽井部門訂單和未完成訂單情況如何?

Cameron海底和鑽井部門訂單和未完成訂單情況如下表:

(單位為百萬)

訂單

2016年第二季

2016年第一季

海底

$315

$305

鑽井

$166

$150

未完成訂單(會計期末)

海底

$2,642

$2,870

鑽井

$1,050

$1,308

16)

2016年第二季斯倫貝謝所產生的各項費用都用在哪些方面?

資產減值費用:

鑑於油氣產業市場環境持續低迷和繼續惡化,以及其對活動前景的影響,斯倫貝謝認為某些資產的帳面價值已無法回收,因而在第二季產生了下列19億美元的稅前資產減值費用:

-- 10.58億美元的固定資產減值費用,主要涉及未充分利用的設備和設施。

-- 6.16億美元某些庫存帳面價值的減計。

-- 1.98億美元的多用戶端地震資料減值費用。

-- 5,500萬美元其他重整費用。

斯倫貝謝預計這些資產的減值費用不會帶來任何重大的現金支出。

裁員:

斯倫貝謝預計業務的疲態將貫穿整個2016年,因此公司決定進一步裁減員工。結果,斯倫貝謝在第二季產生6.46億美元與上述裁員行動有關的稅前費用。

收購相關的合併和整合費用:

在收購Cameron方面,斯倫貝謝產生3.35億美元的稅前費用,包括1.5億美元與收購時會計調整(源於將收購庫存帳面價值提升至其預估公允值)非現金攤銷相關的費用、9,200萬美元合併相關的員工福利和專業人士費用、9,300萬美元與合併、整合相關的其他費用。

關於斯倫貝謝

斯倫貝謝公司是世界領先的油氣產業油藏描述技術、鑽井、生產和處理服務提供者。公司擁有來自於超過85個國家的大約10萬名員工,代表140多種國籍。斯倫貝謝為產業提供最全面的產品和服務,從探勘到生產以及鑽孔到管道的解決方案,能夠改進碳氫化合物的採收率以提升油層性能。

斯倫貝謝有限公司的主要辦公地點位於巴黎、休士頓、倫敦和海牙,其2015年公佈的營業收入達354.7億美元。如欲瞭解更多資訊,請造訪www.slb.com。

*斯倫貝謝或斯倫貝謝公司商標。

注意事項

斯倫貝謝將於2016年7月22日(星期五)舉行電話會議來討論以上公告和業務前景。此次電話會議將從美國中部時間上午7:00、東部時間上午8:00、倫敦時間下午1:00開始。欲收聽此次對公眾開放的電話會議,請在會議既定召開時間之前大約10分鐘撥打電話會議總機:+1 (800) 288-8967(北美)或+1 (612) 333-4911(北美之外)。申請收聽「斯倫貝謝收益電話會議」。電話會議結束後,可致電+1-(800)-475-6701(北美)或+1 (320) 392686(北美之外)並提供代碼392686,於2016年8月22日前收聽此次電話會議的音訊重播。

此次電話會議將以僅限收聽的方式在www.slb.com/irwebcast上同步網路直播。請提前15分鐘登入以測試您的瀏覽器和註冊收聽電話會議。2016年9月30日之前,該網站還將提供網播重播。

這篇2016年第二季收益新聞稿,以及公司發佈的其他陳述,皆含有聯邦證券法規所定義的「前瞻性陳述」,這些陳述包括任何非歷史事實的陳述,例如與公司業務前景有關的預測或預期;斯倫貝謝的整體以及每個部門和業務的發展(或每個部門某一產品或地域);石油和天然氣需求和產能增加;石油和天然氣價格;營運流程和技術的改善,包括公司的轉型計畫;斯倫貝謝與油、氣產業的資金花費;斯倫貝謝客戶的業務策略;Cameron交易帶來的預期效益;斯倫貝謝合資企業和聯盟的成功;未來全球經濟形勢;以及未來營運的業績。這些陳述受到風險和不確定性因素的限制,包括但不限於:全球經濟形勢;斯倫貝謝客戶探勘和生產開支的變化,以及石油和天然氣探勘和開發水準的變化;整合服務和新技術的需求;公司未來的現金流;轉型措施的成功;全球關鍵區域經濟、政治和業務大環境;外匯風險;價格壓力;天氣和季節性因素;營運變化、延期或取消;產能下降;政府法規和監管要求變化,包括那些與海上石油和天然氣探勘、放射性源、爆炸物、化學品、水力壓裂服務以及環境相關動議有關的法規;技術無法解決探勘中遇到的新問題;無法整合Cameron業務並實現預期綜效的風險;無法留住關鍵員工;以及公司2016年第二季的收益報告、最近的10-K、10-Q和8-K表格和我們向美國證券交易委員會提交或提供的報備文件中所列之其他風險和不確定性因素。如果其中或其他的一個或多個風險或不確定性因素成為事實(或此類業務的發展結果出現變化),或公司的基本假設出現錯誤,那麼實際結果可能會與前瞻性陳述中的內容發生重大偏差。斯倫貝謝不打算也沒有任何義務因新資訊、未來事件或其他事情對此類陳述進行公開更新或修訂。

原文版本可在businesswire.com上查閱:http://www.businesswire.com/news/home/20160721006339/en/

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聯絡方式:

斯倫貝謝

Simon Farrant – 斯倫貝謝公司,投資人關係副總裁

Joy V. Domingo – 斯倫貝謝公司,投資人關係經理

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訊息來源:business wire

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