斯倫貝謝公佈2016年第三季業績
• 稅前營業收入為8.15億美元，較前季增加9%
• GAAP每股盈餘為0.13美元。扣除Cameron合併和整合費用，每股盈餘為$0.25美元
• 營業活動產生的現金流為14億美元。自由現金流為6.99億美元
• 季度現金股利為每股0.50美元
休士頓--(美國商業資訊)--斯倫貝謝(Schlumberger Limited) (NYSE:SLB)今日公佈2016年第三季業績。
斯倫貝謝董事長兼執行長Paal Kibsgaard評論說：「第二季觸底之後，我們的業務在第三季趨於穩定，此前七季的預測性營收下滑超過50%。同期，我們的季度成本基數減少60億美元。
「第三季營收較前季減少2%，主要是因為Cameron的未交貨訂單減少而活動如預期般減弱。儘管業務環境充滿挑戰性，但Cameron依然創造強勁的財務業績，其中部分原因在於整合流程取得出色的進展。
「將Cameron的影響排除在外，營收較前季增加1%，這源自北美和中東地區以及澳洲和俄羅斯GeoMarkets的活動增加。在北美，陸上活動適度增加，這被美國墨西哥灣鑽井平臺數減少抵消部分。同時，俄羅斯夏季鑽探活動高峰以及中東和澳洲GeoMarkets的新專案，被拉美、北海、撒哈拉以南非洲和東南亞持續疲弱所抵消。
「這些強勁的業績透過增量和減量利潤率而明顯表現出來。由於強力執行、加速整合和高效的成本控制，Cameron Group營收較前季減少12%僅造成19%的減量利潤率；而公司其他業務部利用強力執行和轉型效應促使營收較前季增加1%，而產生65%的正增量利潤率，不包括上一季減值費用的影響。
「在各業務部門中，Reservoir Characterization Group第三季營收增加5%，原因包括WesternGeco在北海進行海洋探勘，並在沙烏地阿拉伯和科威特進行陸地地震探勘，以及俄羅斯和哈薩克測井和試井活動的季節性增加。生產部門營收略微下滑1%，原因是拉美、北海和中東的壓裂和完井活動減少，被北美陸地壓裂活動的增加所抵消。鑽井部門營收也下滑1%，原因在於撒哈拉以南非洲、巴西和亞太地區的深海活動持續下降，這僅被美國陸地定向鑽井活動的強勁復甦部分抵消。Cameron Group營收較前季下降12%，主要原因在於未交貨訂單減少造成產品銷售減少。
「第三季中，稅前營業利潤率提高119個基點(bps)至11.6%，原因在於轉型計畫穩步推進，全球支援結構進一步簡化以及選擇性開採合約組合的早期進展。利潤率也因第二季的採油量減縮和資產減損而有部分提升。
「在所有營運部門中，油藏描述部門的稅前營業利潤率較前季提高292個基點至19.1%，而鑽井部門的利潤率提高241個基點至10.8%，生產部門利潤率提高41個基點至4.7%。Cameron Group營業利潤率較前季降低34個基點至16.0%，原因在於未交貨訂單減少，儘管這已被有力的專案執行和成本控制部分抵消，使得利潤率僅降低19%。扣除Cameron合併和整合費用，稀釋後每股盈餘為0.25美元，較前季提高9%。
「第三季產生的自由現金流穩健，達到6.99億美元，原因在於庫存和資本支出投資受到嚴格管理。但是，營運資金受到低於預期的收款影響，因為目前各個地區的多家客戶付款普遍延誤。這是整個產業持續財務吃緊的明確跡象。
「在全球石油市場，原油供需現在或多或少得到平衡，這從石油庫存水準趨於穩定以及季末開始持續平穩得到證明，尤其是在北美地區。與此同時，2017年的石油需求量於10月再次向上修正，結合OPEC宣佈打算削減產量，這表示庫存將在未來幾季進一步趨於平穩，應可帶動價格上漲。
「在2017年探勘開發投資方面，我們能夠瞭解的情況有限，因為客戶依然處於規劃過程中。我們依然認為，鑑於業界脆弱的財務狀況，廣泛的V型復甦不太可能出現，但我們認為2017年北美陸地、中東和俄羅斯市場的活動將有所增加。因此，我們確信自己能夠掌握大部分的上揚形勢，從而使收益出現正成長。
「憑藉無以倫比的成本和現金約束機制，我們對於自己推動增量利潤率超過65%和自由現金轉換率超過75%的能力深具信心。之後，這將使我們有相當大的靈活性來對業務進行再投資，以及為股東創造穩定的現金回報。這種能力結合我們無與倫比的規模，以及在整個公司推動變革的獨特能力，很明顯讓我們在整個產業中脫穎而出。」
其他事件
本季度中，斯倫貝謝以平均每股77.02美元的價格買回200萬股普通股，收購總價為1.56億美元。
2016年7月25日，斯倫貝謝與Golar LNG Limited宣佈創建OneLNG℠，這家合資企業能夠快速開發低成本的天然氣蘊藏量成為液化天然氣。斯倫貝謝的油藏知識、鑽井孔技術和生產管理能力，結合Golar的低成本FLNG（浮動液化天然氣）解決方案，可望為天然氣資源所有者提供更快、成本更低的開採服務，從而增加資源的淨現值。
2016年10月19日，該公司董事會核准於2017年1月13日向截至2016年12月7日的記名股東發放相當於已發行普通股每股0.50美元的季度現金股利。
各地區的合併營收
第三季營收為70億美元，較前季下滑2%，北美市場下降2%，國際市場下降2%。排除Cameron Group的業績，第三季營收較前季增加1%，原因在於北美以及中東和亞洲地區的業務成長。
北美
北美整體營收較前季下跌2%。排除Cameron Group的業績，陸地業務營收因鑽井和壓裂活動增加而較前季成長14%，原因在於平均美國陸地鑽井平臺數較前季增加和壓裂級數增加17%。價格改進空間有限，美國陸地鑽井活動的增加主要源自美國少數獨立石油公司。作業量增加被不利的工作和技術組合部分抵消。陸地業務營收增加被Cameron Group銷售額降低進一步抵消，因此整體陸地業務營收成長5%。海上業務營收較前季下滑13%，原因在於美國墨西哥灣鑽井平臺數平均減少9%，WesternGeco多客戶地震牌照費減少，以及Cameron Group鑽井銷售額因未交貨訂單減少而下滑。
國際區域
國際營收較前季下跌2%，原因在於多數GeoMarket的價格壓力和Cameron Group鑽井銷售減少。儘管如此，俄羅斯和中亞GeoMarkets的活動顯著增加，原因在於夏季季節性鑽井活動增加，以及中東和澳洲的新專案啟動。
拉美地區的營收較前季下跌1%，原因在於巴西和阿根廷的鑽井和生產活動因鑽井平臺數減少而下滑，同時哥倫比亞和委內瑞拉的活動繼續減弱。此下滑的影響被墨西哥和中美州GeoMarket的營收增加部分抵消，原因在於WesternGeco的多客戶地震牌照銷售和Cameron Group銷售增加。
歐洲/獨立國協/非洲地區營收較前季下滑4%，主要是中非和西非、安哥拉和英國GeoMarkets的鑽井平臺數減少，以及專案已完工或延誤。在奈及利亞，日益惡化的安全狀況影響鑽井和開採活動，而北非活動減弱。俄羅斯和中亞GeoMarket的營收強勁，因為鑽井活動在夏季達到高峰，並且俄羅斯盧布走強。
中東和亞洲地區營收較前季下滑1%。這主要是因為印尼、阿聯和東南亞GeoMarket活動減弱，原因在於客戶預算持續削減與專案完工。此外，Cameron Group Drilling在當地的銷售也有所下滑。但是，這些業績下滑的影響被沙烏地阿拉伯、伊拉克和科威特新專案啟動、鑽井活動增加以及額外的土地地震勘測帶來的營收增加所抵消。澳洲和巴布亞紐幾內亞GeoMarket的營收也有所增加，原因在於經過連續七季業績下滑之後，鑽井活動開始復甦。
油藏描述部門
油藏描述部門的營收為17億美元，其中76%來自國際業務。營收較前季增加5%，原因在於北海WesternGeco海洋探勘增加、沙烏地阿拉伯和科威特有更多陸地地震探勘活動、科威特早期開採設施有穩定進展、俄羅斯和哈薩克測井和試井活動的季節性增加。
稅前營業利潤率為19%，較前季增加292個基點，增量利潤率達到78%。業績提升原因在於整個集團展開成本削減措施、上一季資產減值的影響以及高利潤測井和試井活動的增加。此外，WesternGeco海上和陸地地震勘測增加使獲利能力改善，也帶動業績提升。
油藏描述部門的業績受到多個綜合服務管理(ISM)專案、標準作業指導書(SWI)帶來的轉型效率、技術部署以及本季新合約的帶動。
在烏拉圭海上，為Total提供深水探勘井的ISM協調定向鑽井、鑽頭、測井隨鑽、測井、泥漿錄井、固井和鑽屑處理服務。該井的鑽探深度為破紀錄的3,404公尺。ISM團隊與Total代表和當地政府官員合作以解決這個新作業區的進口、許可和後勤挑戰，從而如期完井。由於兩家公司具有相同的目標，因此該合約為雙方提供商業結盟。84天的作業中，客戶未出現失時工傷或事故，並且非有效工時不超過一小時。
在北海挪威段，斯倫貝謝透過Ivar Aasen油田綜合開發計畫，讓Det norske oljeselskap ASA (Det norske) 按時完成所有鑽探前作業。這項長期開發作業透過建立內部團隊以吸引客戶展開早期和更大範圍的專案參與，整合了鑽井、油藏描述和完井部門。斯倫貝謝人員與Det norske員工在海上以及陸上主要辦公地點展開同地協作，促進來自斯倫貝謝多個部門的支援，包括專案管理、鑽井和測量、鑽頭、鑽井工具、鑽井液和環境服務、電纜測井、修井、地質力學和完井。在給定的時間範圍內，我們交付的油井數量是原計劃的兩倍，同時還能按時開始開採，開採可望於2016年底完成。
在挪威，Statoil給予WesternGeco在Gulfaks油田60平方公尺範圍內進行4D測繪的合約。此外，Lundin Norway給予WesternGeco在Gulfaks油田40平方公尺範圍內進行4D測繪的合約。在北海的這兩項測繪均將使用Q-Seabed*多組分海底地震系統技術，並由WesternGeco兩艘專門針對複雜海底作業的工程船完成。
Petronas透過全資子公司Petronas (E&P) Overseas Ventures Sdn.Bhd.簽署了一項協定，授權WesternGeco在坎佩切灣的寬方位(WAZ)深水多客戶號地震探勘的大部分業務。在政府首次向非政府公司開放招標後，這項為期三年的專案是墨西哥灣墨西哥水域中首個WAZ多客戶寬頻帶探勘。
WesternGeco去年已採集超過80,000平方公里的資料，並提供給參加墨西哥開採的石油和天然氣公司。
斯倫貝謝已與英國石油(BP)和Rosneft簽約，將合作進行創新研發專案，以開發無線陸上地震採集技術，顯著改變陸地地震探勘的設計和採集。Rosneft將以平等合作夥伴的身分加入BP與WesternGeco正在進行的技術開發專案中，該技術預料將改善次表面影像以及探勘、評估和油田開發的效率。採集系統的開發預計將耗時兩年。之後，BP和Rosneft將在一段時間內享有該技術的優先使用權，此後斯倫貝謝將享有獨家行銷權。
在哈薩克，Wireline採用MDT*模組式地層動態測試技術，為KazMunaiGas子公司Embamunaigas開採三個油井。MDT服務能夠一次採集到高品質流體樣本以及即時油藏壓力測量資料。MDT工具串配有IFA*現場流體分析儀，能夠即時提供井下流體分析資料。此外，運用CMR-Plus*組合磁共振技術確定儲油層滲透性、含水率和油氣儲集空間是傳統核磁共振工具的三至五倍。後續測試證明的油流和採集的資料，將有助於客戶為鄰井的類似儲油層排除風險。
在俄羅斯和中亞，斯倫貝謝轉型計畫透過在測試服務作業中採用SWI而提高了穩定性。透過專注於維護、資源規劃和服務交付這三個組織領域，採用SWI之後，2016年上半年80,000作業小時中記錄的非有效工時為零。
鑽井部門
鑽井部門營收為20億美元，其中79%來自國際市場，較前季下滑1%。原因在於影響撒哈拉以南非洲、巴西和亞太地區鑽井和測量業績的深水業務活動繼續減少，這被美國陸地鑽井活動復甦部分抵消。
儘管營收略微下滑，稅前營業利潤率為11%，。較前季提高241個基點。原因在於我們的轉型、上一季資產減值的影響，以及針對業務活動減少而進一步調整GeoMarket資源後委內瑞拉業務虧損縮減。
取得綜合鑽井服務(IDS)合約、遠端作業轉型效率以及新科技部署，都有助於第三季鑽井部門的業績。
在挪威，Wintershall Norge AS給予斯倫貝謝四年IDS合約，在挪威大陸棚的Brage平臺展開作業，並且合約可延長兩年。這項主要為績效型的合約將所有服務合併在一張合約中，並且顯示出兩家公司作為一個團隊展開工作的意圖。此外，我們還採取了強有力的措施以改善鑽井效率，並擴大Brage油田到2030年乃至以後的後期開採。該計畫包括一項始於2017年的五井加密鑽井活動。
Pan American Energy LLC子公司Hokchi Energy S.A. de C.V.和E&P Hidrocarburos y Servicios S.A. de C.V.給予斯倫貝謝IDS合約，委託斯倫貝謝為墨西哥Hokchi油田的評估計畫提供鑽井、地層測試器試井和棄井服務。這項綜合合約包括專案協調、定向鑽井和測量以及測井隨鑽服務。
在北海英國段，斯倫貝謝為Premier Oil提供GeoSphere*油層隨鑽測繪服務，在Catcher油田鑽探六個油井。GeoSphere技術可顯示鑽井孔下多達100英尺的地下層面和流體接觸的詳細資訊，精確規劃井眼軌跡，同時鑽井以避免側鑽。開發前，據預測，由於艱巨的鑽井環境，Catcher油田1/3的油井需要側鑽。但是，採用GeoSphere技術鑽探的六口井迄今為止均不需要側鑽，並且所有六口油井均達到或超過預期。
在墨西哥外海，Bits & Drilling Tools為Pemex對15口淺水探勘井進行跟管鑽進時，運用Direct XCD*可鑽合金外殼鑽頭技術來克服具有挑戰性的井眼條件。Direct XCD技術採用標準外殼在表面旋轉，單次鑽探即可直抵最深處。
斯倫貝謝提供跟管鑽進工程分析以及一項計畫以避免因位於計畫總深度或以下的所有套管造成的故障。與傳統技術相比，Direct XCD技術有助於將非有效工時縮短10天。這總共為客戶節省了130萬美元。
在俄亥俄州，Drilling & Measurements運用一組技術為Eclipse Resources在Utica Shale油田鑽井。該技術包括改進定向鑽井的PowerDrive vorteX*旋轉導向系統，以及提供一套可配置整合測量標準的TelePacer*模組化MWD平臺。此外還搭配了Smith Bits的客製化聚晶金剛石複合片鑽頭，該鑽頭配有熱穩定金剛石刀，可延長鑽頭壽命。油井的總測量深度達到27,048英尺，並在18天內完成鑽探，側延伸約18,500英尺。這口井是美國陸上側延伸最長的油井，Eclipse Resources將其稱為「超級側延伸」。該超級側延伸油井以一個鑽頭鑽井，透過減少開發儲油層所需的徑向滲透而協助客戶降低成本。
在俄羅斯，Bits & Drilling Tools為Sakhalin Energy Investment Company Ltd.部署了17000系列鑽機型擴孔器，為庫頁島海上Lunskoye油田的一口油井擴孔。DTU用於在鑽井的同時擴孔，配有三個可伸縮的切割臂，由連續液壓打開和保持定位。因此，客戶的作業效率提升，並且一次就完成作業，將鑽井時間縮短約45個小時。
在北海英國段，Bits & Drilling Tools採用可減少作業次數的ProMILL*銑削和擴孔系統，為Shell在海上Brent Bravo平臺完成了堵塞報廢作業。ProMILL技術將擴孔和分段磨銑整合為單一作業解決方案，從而完成岩層間的隔離，減少兩次作業次數，並且較傳統系統大幅加快。
在中國大陸，Drilling & Measurements採用PowerDrive Xceed*加固旋轉導向系統技術，為Shell在夾地層Daanzhai岩層中完成所需的全形變化率。該作業針對此前兩口因井壁失穩問題而坍塌的油井。斯倫貝謝的工程、地下、地質力學和鑽井團隊合作，在作業開始前制定了油井工程計畫，採用鄰井中的鑽井資料。此外，鑽井階段得到來自成都China Land Operations Center經驗豐富的工程師的支援，這些工程師監測作業、完成必要的任務並即時因應挑戰。鑽井時間縮短了52%，根據每公尺成本計算，這口油井在業界首屈一指。
生產部門
生產部門營收為21億美元，與前季基本上持平，原因是拉美、北海和中東的壓裂和完井活動減少被北美陸地壓裂活動的增加抵消。儘管WTI價格上升使營運商更有信心，並且北美陸地鑽井平臺數持續增加，但這對服務價格和營業利潤率尚未產生有意義的影響。美國陸地業務的營收成長來自壓裂段數量增加17%，儘管不利的工作和技術組合以及有限的價格改善空間部分抵消了業務活動的增加。
稅前營業利潤率為5%，較前季增加41個基點。原因在於成本管理措施的效益、上一季資產減值的影響，以及北美陸地作業量增加帶來的資產利用率提升。斯倫貝謝生產管理專案活動繼續為該部門帶來加值性利潤。
生產部門的業績受益於取得多項綜合生產服務(IPS)合約、採用SWI的轉型計畫以及本季的新技術部署。
在安曼，阿曼石油開發公司(Petroleum Development Oman)給予斯倫貝謝一項為期三年的合約（可選擇延長七年和五年），委託該公司提供綜合螺桿泵設備和服務，涵蓋Marmul、Rahab、Thulilat和Qaharier Qatab地區。從2016年第二季開始提供設備和服務，而與Bahja地區Sadad-Nafoorah油田相關的其他作業範圍，則包含在2016年8月起生效的一份獨立協議中。
在汶萊，斯倫貝謝取得汶萊殼牌石油公司(Brunei Shell Petroleum)的生產完井和油藏完井合約。這項為期五年的合約將從2017年第三季生效，並且涉及至少三個鑽井平臺。
在德州南部，斯倫貝謝與Lonestar合作建立GeoEngineered Performance聯盟，對Ranger Beall Ranch的Eagle Ford Shale區帶的三口油井進行水力壓裂作業。前150天的早期生產結果顯示，與2015年7月完井的鄰井相比，同期每橫向英尺油藏介面的累計產油量提高了63%。
同樣在德州南部，Sundance Energy Australia Limited和斯倫貝謝結成聯盟夥伴，從2016年第三季開始，對麥克馬倫縣的至少五口Eagle Ford油井進行重複壓裂。根據協議，重複壓裂帶來的超出油井產量預測的產量將成為斯倫貝謝取得報酬的基礎。由IPS主導的重複壓裂工作將部署BroadBand*非傳統油藏完井服務，並預計可使每口油井的產量較目前提高五至六倍，並且估計的最終可採蘊藏量將增加40%至50%。
Laredo Petroleum已與斯倫貝謝結成長期合作關係，共同規劃策略以提升二疊紀盆地的完井實效。該合作關係將綜合利用帶Mangrove*工程增產設計的Petrel* E&P軟體平臺以建立基礎模型，讓客戶能夠增進對當地關鍵生產驅動因素的理解。該3D岩石物理和地質力學地球模型可支援多油層著陸區和水力壓裂完井最佳化，從而改善開發策略。
在德州西部，Well Services運用BroadBand Sequence*壓裂服務以提高Wolfcamp Shale岩層中一口水平井的產量。傳統壓裂方法無法應付由疊層組成的岩層深層高壓頁岩以及非均質性儲油層。BroadBand Sequence技術對井筒每個區域的每個集群進行依次隔離、壓裂和增產，確保充分發掘油井的潛力。因此，與同樣橫向長度、分級數量以及使用等量支撐劑和壓裂液的鄰井相比，該井的產量增加了42%。
在阿聯外海，Well Services為Dubai Petroleum採用HiWAY*流路壓裂技術和UltraMARINE*海水基壓裂液技術，對低滲透、高壓力的源岩進行增產。經過8次支撐劑壓裂之後，油井增產超過50萬磅石油。這8次支撐劑壓裂作業是全世界首次進行的海上多級源岩支撐劑壓裂作業，並於40小時內完成。
在加拿大西部，斯倫貝謝轉型計畫透過採用SWI而提高了可靠性並改善了服務。藉由集中採用SWI以確保遵守多級增產和尾管懸掛器作業程序，Completions將2016年上半年的非有效工時降為零。
Cameron Group
Cameron Group營收為13億美元，其中67%來自國際市場，較前季下滑12%。在該部門的各項業務部中，Drilling報告的業績下滑幅度最大，原因在於未交貨訂單減少以及海上服務活動放緩；OneSubsea受到專案進度修訂與客戶延期的影響；Surface專案出貨放緩。但是，Valves & Measurement業績由於國際專案交貨增加而小幅走高。
稅前營業利潤率為16%，較前季下滑34個基點，原因在於高利潤的鑽井專案量減少。儘管營收顯著下滑，利潤率與前季相較的降幅僅為19%，這源自OneSubsea強有力的專案執行、更高的生產效率以及整個部門強有力的整體成本控制。
Subsea聯盟取得新合約、Surface營收綜效以及本季的全球架構協議將帶動Cameron Group的未來成長。
Helix Energy Solutions Group, Inc.和斯倫貝謝組成的Subsea服務聯盟宣佈推出首款無導管開放水域棄井模組（ROAM）系統。這個18¾英寸的大口徑系統可以安全、環保的方式將油管置入開放水域，從而提高修井船的棄井能力。ROAM系統將在OneSubsea位於蘇格蘭亞伯丁的生產設施中進行設計和建造。該系統將補強現有的介入立管系統和水下介入注油機，並且可望於2017年第三季發售。
OneSubsea與BP簽署了兩份為期五年的全球架構協議，提供海底石油生產系統工程、採購和施工服務以及售後服務。本協議專門針對以供應商為主導的解決方案，並為在全球提供SPS技術和售後服務提供架構，包括服務人員和租賃設備。
Chevron Thailand Exploration and Production給予斯倫貝謝一項合約，委託其從2016年第三季至2018年為六台或更多鑽機提供服務。該合約涵蓋Cameron Group Surface井口、採油樹和系統，以及Wireline裸眼井和套管井測井服務；以及M-I SWACO鑽井液產品、服務和重晶石供應。該合約係植基於針對泰國灣高溫儲油層而設計的綜合提案。
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」是指經營產生的現金流減去資本支出、SPM投資和資本化多用戶端地震資料成本。管理層認為，自由現金流是一項重要的流動性衡量標準，投資人和管理層可將其用於衡量本公司業務產生現金的能力。如果業務需求得到滿足並且義務得到履行，那麼這筆現金就可用於向公司進行再投資以促進未來成長，或透過發放股利或買回股票的形式發還給股東。自由現金流並非自由支出可用的剩餘現金流。
淨債務和自由現金流為非GAAP財務指標，應當作為補充資料，而不得取代或認為優於總債務或營運產生的現金流。
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，2016年第三季收益報告還包括非公認會計準則衡量指標（根據美國證券交易委員會G條例的定義）。不計費用和貸項的淨利以及由其衍生而來的指標（包括不計費用和貸項的稀釋後每股盈餘；不計非控制性權益以及費用和貸項的淨利；以及不計費用和貸項的實際稅率）均為非GAAP財務指標。管理層認為，從這些財務指標中扣除費用和貸項，能夠更有效地評估斯倫貝謝與前季相較的經營狀況，並且發現可能因被排除項目所掩飾的經營趨勢。這些指標還被管理層用作確定某些薪酬激勵措施的績效指標。上述非GAAP財務指標應當作為補充資料，而不得取代或認為優於根據GAAP編製的其他財務業績衡量指標。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)
營業利潤率增幅或降幅如何定義？
營業利潤率增幅或降幅等於稅前營業收入變化與營收變化的比率。
2)
2016年第三季營運產生的現金流是多少？
2016年第三季營運產生的現金流為14億美元，並且包含本季約1.7億美元的遣散費。
3)
2016年前九個月營運產生的現金流是多少？
2016年前九個月營運產生的現金流為42億美元，並包含約7億美元的遣散費和1億美元與收購Cameron相關的一次性交易相關費用。
4)
2016年第三季自由現金流占不計非控制性權益以及費用和貸項之淨利的比例是多少？
2016年第三季，自由現金流達到6.99億美元（包含約1.7億美元的遣散費），占不計非控制性權益以及費用和貸項之淨利的比例是190%。
5)
2016年前九個月自由現金流占不計非控制性權益以及費用和貸項之淨利的比例是多少？
2016年前九個月，自由現金流達到15億美元（包含約7億美元的遣散費和1億美元一次性交易相關費用），占不計非控制性權益以及費用和貸項之淨利的比例是121%。
6)
2016年全年資本支出指引是多少？
2016年資本支出（不包括多用戶端和SPM投資）預計達到20億美元，包括收購的Cameron業務部三個季度的資本支出。
7)
2016年第三季「利息和其他收益 」專案都包含哪些內容？
2016年第三季的「利息和其他收益」為5400萬美元。其中包括2300萬美元的權益法投資收入和3100萬美元的利息收入。
8)
2016年第三季利息收入和利息支出是如何變化的？
利息收入為3100萬美元，較前季增加100萬美元。利息支出為1.49億美元，與前季持平。
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（包括因收購Cameron帶來的無形資產攤銷費用）相關的攤銷費用和某些集中管理的專案。
10)
2016年第三季實際稅率(ETR)是多少？
根據GAAP計算，2016年第三季實際稅率是5.1%；2016年第二季是14.6%。
不計費用和貸項，2016年第三季實際稅率是16.0%；2016年第二季是16.2%。
11)
截至2016年9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9月30日，在外流通普通股為13.91億股。下表顯示的是從2016年6月30日至2016年9月30日的在外流通股變化情況。
（單位為百萬）
2016年6月30日的在外流通股
1,391
出售給選擇權買方的股份，減去交易的股票
-
可行權的限售股
-
根據員工股票購買計畫發行的股票
2
股票買回計畫
(2
)
2016年9月30日的在外流通股
1,391
12)
2016年第三季和2016年第二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，不計費用和貸項）是如何調整的？
2016年第三季和2016年第二季期間的在外流通股加權平均數分別為13.92億股和13.89億股。
在外流通股加權平均數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，不計費用和貸項）的調整如下。
（單位為百萬）
2016年第三季
2016年第二季
在外流通股加權平均數
1,392
1,389
假定行使股票選擇權
4
3
未到行權期的限售股
5
5
稀釋後在外流通平均股數
1,401
1,397
13)
2016年第三季多用戶端銷售情況如何？
2016年第三季，包括轉讓費在內的多用戶端銷售總額為1.44億美元，2016年第二季該數字為1.45億美元。
14)
2016年第三季末 WesternGeco未完成訂單情況如何？
2016年第三季末，WesternGeco未完成訂單（根據與客戶簽訂的合約）為8.45億美元。2016年第二季末該數字為8.65億美元。
15)
Cameron海底和鑽井業務的訂單和未完成訂單是多少？
海底和鑽井業務訂單和未完成訂單如下所示：
（單位為百萬）
訂單
2016年第三季
2016年第二季
海底業務
$
434
$
315
鑽井
$
179
$
166
未完成訂單（會計期末）
海底業務
$
2,527
$
2,642
鑽井
$
865
$
1,050
關於斯倫貝謝
斯倫貝謝是全球領先的石油和天然氣產業油藏描述、鑽井、開採和加工技術提供商。公司業務覆蓋超過85個國家，並擁有來自140多個國家的大約100,000名員工。斯倫貝謝提供業界最為完整的產品與服務鏈，涵蓋從探勘到生產的各個環節，並提供可改進油氣回收的整合式井口到管線解決方案以提升油層績效。
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旗下公司的商標。
注意事項
斯倫貝謝將於2016年10月21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) 365-3844（北美之外）並提供代碼399092，於2016年11月21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12月30日之前，該網站還將提供網播重播。
這篇2016年第三季收益報告，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，包括我們的轉型計畫；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與本公司業務的整合；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；對我們綜合服務與新技術的需求；我們未來的現金流；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；營運調整、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；無法成功整合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年第三季的收益報告和補充資訊、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而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/20161020006492/en/
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聯絡方式：
斯倫貝謝
Simon Farrant – 斯倫貝謝投資人關係副總裁
Joy V. Domingo – 斯倫貝謝投資人關係經理
辦公室：+1 (713) 375-3535
訊息來源：business wire