• 第四季GAAP每股虧損為0.15美元（包括每股0.42美元的費用）。
• 第四季每股盈餘為0.27美元（不含費用）。
• 第四季來自於營運的現金流為20億美元。第四季自由現金流為11億美元。
• 全年來自於營運的現金流為63億美元。全年自由現金流為25億美元。
• 季度現金股利為每股0.50美元。
休士頓--(美國商業資訊)--斯倫貝謝公司(Schlumberger Limited)(NYSE:SLB)今日公佈2016年全年和第四季業績。
儘管Cameron Group三季的業務活動貢獻了42億美元的營收，但2016年全年營收為278億美元，較前一年下降22%。不計Cameron的業務，合併營收下降34%。
2016年全年稅前營業收入為33億美元，包括來自於Cameron Group的6.53億美元，較前一年下降50%。合併利潤率下降658個基點，至11.8%。不計Cameron，合併利潤率下降727個基點，至11.1%。
第四季業績
斯倫貝謝董事長兼執行長Paal Kibsgaard表示，「第四季營收較前季成長1%，受益於中東和北美強勁的業務，而該業務被疲軟的拉美業務，以及歐洲、獨立國協和非洲業務的季節性下滑抵消了大部分。
「在所有業務部門中，生產部門帶動第四季營收成長，其增幅達到5%，受益於中東和北美陸地的水力壓裂業務。油藏描述部門營收較前季成長1%，受益於科威特強勁的測試與流程業務，抵消了挪威和俄羅斯Wireline業務的季節性下滑。鑽井部門營收與前季持平，原因在於北美陸地依舊強勁的定向鑽井業務，被歐洲/獨立國協/非洲以及中東和亞洲業務的下降所抵消。Cameron Group營收亦與前季持平，此因OneSubsea和Surface Systems的成長，被閥門與測量部門的產品銷售下滑以及鑽井系統未完成訂單量下滑所抵消。
「稅前營業利潤率為11.4%，基本上與前季持平，原因在於生產和鑽井部門利潤率的改善，被Cameron和油藏描述部門業務萎縮所抵消。在最近幾個季度中，我們從活動和產能來穩定業務。而此舉隨後也讓我們改善和減少支援架構，以反映當前的活動和服務價格水準。這也讓公司在第四季產生5.36億美元的重整費用。我們還產生了1.39億美元與Cameron整合有關的費用以及埃及貨幣貶值損失。
「我們對原油市場仍持建設性看法，第四季供需平衡繼續吃緊，經濟合作暨發展組織(OECD)的原油庫存穩步下降便證實了這一點。12月，這一趨勢得到進一步強化，石油輸出國家組織(OPEC)和非OPEC國家同意削減產量，此舉在一段時期內將加速庫存的下降，支撐原油價格進一步上揚，並導致探勘投資的增加。
「我們預期，投資的成長最初將由北美陸地營運商引領，在這一地區，鑑於外部資金目前已蓄勢待發，且人們看重的是短期股價而不是投資在整個週期的投資回報，持續的負自由現金流似乎愈演愈烈。當前的探勘開支調查顯示，2017年NAM探勘投資將上升30%，二疊紀盆地一馬當先，它將帶來更大的業務量，以及服務業期盼已久的價格復甦。
「在國際市場，營運商更專注於整個週期的回報，而且探勘投資通常受制於營運商的自由現金流創造能力。基於這一點，我們預期2017年國際市場的復甦將更為緩慢，而且將受累於探勘業所面臨的財務現狀。這也有可能導致出現連續第三年投資不足，新專案獲准的比例持續低迷，以及老舊生產基地產量加速下滑的情況。上述這些因素將使得中期供應不足的可能性升高。欲避免出現這一現象，唯一的辦法就是在全球廣泛增加探勘支出。我們預期探勘支出增加的情形將在2017年下半年開始顯現，並持續至2018年。
「面對這一形勢，以及連續9季無止盡的裁員、削減成本和重整措施，我們非常高興地將關注焦點轉移至業務成長和改善報酬率。隨著我們在逆境中前行，我們已經精簡了成本和支援架構，繼續提升基礎效率和業務流程的品質，透過對研發探勘的投資而擴大了產品種類，並展開一系列策略性收購。上述這些行動讓我們在不景氣的階段進一步強化公司在全球市場的地位，也將讓我們在今後能維持和擴大公司在北美和各大國際市場良好的利潤率和營收領導地位。
「儘管營收成長仍是公司非常重要的財務動力，但整個週期的現金創造能力則更為重要。在這一領域，我們在業界仍是獨樹一幟。在業務不振的過去兩年中，公司創造了75億美元的自由現金流，這一金額超過公司主要競爭對手的總和。此外，我們透過股利和股票買回而向股東發還了80億美元。這些都明顯地證明斯倫貝謝整個週期的業務穩健性，公司對業務的認真管理，以及強大的執行能力。」
其他活動
在本季期間，斯倫貝謝以每股78.21美元的價格買回150萬股普通股，購買總額為1.16億美元。
2017年1月5日，斯倫貝謝宣佈收購Peak Well Systems，後者是一家領先的先進井下流體控制、井修理和井封固工具專業設計和開發公司。
2017年1月19日，公司董事會批准了普通股每股0.50美元的現金股利，將於2017年4月17日向2017年2月15日在冊的股東發放。
各地區的合併營收
第四季營收為71億美元，較前季上升1%，北美業務成長4%，國際業務成長1%。
北美
北美營收較前季成長4%，受益於陸地業務的成長，但近海業務有所下降。不計Cameron Group業績，陸地營收斬獲了兩位數的成長，受益於段數提升所帶來的強勁水力壓裂業務，以及鑽井數增加所導致的Drilling & Measurements、Bits & Drilling Tools, 和M-I SWACO產品和服務銷售業績的增加。美國陸地營收也出現兩位數的成長，受益於業務量增加和溫和的價格復甦，而加拿大西部的營收出現強勢成長，受益於冬季業務上升以及人工舉升產品銷售業績的增加。營收的增加還受益於年底WesternGeco多客戶地震牌照銷售業績的上升，然而，這一業績與前些年相比有所放緩。Valves & Measurement與Drilling Systems的銷售業績出現下滑。
國際地區
國際地區營收較前季上升1%，受益於中東和亞洲地區的強勁成長，它被拉美地區持續疲軟的業務，以及歐洲/獨立國協/非洲地區業務的季節性下降所部分抵消。
中東和亞洲地區營收較前季成長5%。這主要歸功於非傳統陸地資源開發領域強勁的壓裂一體化生產服務(IPS)業務，以及沙烏地阿拉伯陸地地震業務人員生產力的提升。埃及營收因鑽孔業務的增加而有所成長，而卡達營收則受益於水平井測井業務的增加。然而，上述營收成長被Drilling & Measurements和Integrated Drilling Services (IDS)業務的下滑，以及印度GeoMarkets專案完成和油井開採延遲所導致的設備銷售量降低所部分抵消。
拉美地區營收較前季下降4%，主要集中在墨西哥和中美GeoMarket業務，這些地區的客戶預算窘境導致整體鑽井數量大幅下滑，對在岸和近海業務以及深水和淺水專案均帶來了影響。繼上一季強勁的海洋測繪和多用戶端地震牌照銷售業績之後，墨西哥營收也出現下滑。由於非常規資源開發工作受到不利天氣條件和其他延遲的影響，阿根廷營收有所下降。上述營收的下滑，被秘魯、哥倫比亞和厄瓜多爾GeoMarket強勁的鑽井和專案活動所部分抵消。這些地區的鑽井數量在原油價格上漲之後增加了46%。
歐洲/獨立國協/非洲地區營收較前季下降2%，主要歸咎於影響了所有技術部門的俄羅斯夏季鑽井活動旺季結束，以及挪威探勘服務活動結束，這些技術部門涉及Wireline、Drilling & Measurements和M-I SWACO。隨著鑽井的拆除以及專案的完成（主要集中在安哥拉和剛果），撒哈拉以南非洲GeoMarket對該地區的營收帶來負面效應。上述業務的下降被強勁的OneSubsea專案業務和執行所部分抵消。
油藏描述部門
油藏描述部門營收為17億美元，有76%來自於國際營收。營收較前季成長1%，歸功於科威特早期生產設施專案活動的增加、Wireline埃及鑽孔活動的增加、卡達水平井測井業務的增加，以及軟體牌照和維護銷售業績的增加。上述業績被北半球Wireline業務的季節性下滑所部分抵消。
稅前營業利潤率達到19%，較前季下降49個基點，原因在於軟體和維護服務銷售的增加，被高利潤率Wireline探勘活動的下降大幅抵消。
油藏描述部門的業績在本季因數個整合服務管理專案、取得新合約、技術部署和轉型效率而受到提振。
在厄瓜多爾，斯倫貝謝為Petroamazonas EP和中石化提供ISM服務，以改善Tiputini專案的鑽井工作。Bits & Drilling Tools的ONYX*聚晶金剛石複合片刀具和Stinger*錐形金剛石原件技術，確保了更好的可操控性和穩定性，以及更長、更快速的運作。此外，Wireline Dielectric Sannner*多頻非傳導性彌散服務直接測量水量和岩石結構資訊，而Dual-Packer Module隔離了井段，以便使用MDT*模組地層動態測試儀工具。與此同時，PowerJet Nova*超深井侵切聚能裝藥提升了效率。客戶將總鑽井時間從預計的11天降低至7.5天，相當於節省了25萬美元的費用。
在埃及，埃及通用石油公司(Egyptian General Petroleum Corporation)與IEOC Production B.V.的合資企業Belayim Petroleum Company (Petrobel)授予斯倫貝謝Testing & Process業務一項價值7,000萬美元的合約，在Zohr氣田為其設施提供工程、採購、建造、調試和營運服務。該設施預計在合約簽署日之後11個月之內完成，它將在專案第一階段提升天然氣產量。此外，Testing & Process為Petrobel使用多種技術來完成Zohr在Shorouk斷塊首個近海評估井的生產測試。生產測試管柱包括一個SenTREE 3*海底測試樹，並結合Muzic*無線遙測技術，後者帶有SCAR*內聯獨立油藏液體取樣和Quartet*井內油藏測試系統。Testing Manager*油井測試即時資料監測和協作軟體的使用，可進行即時的瞬變分析，並促進油井測試方案的最佳化。
在墨西哥，墨西哥石油公司(Pemex)授予WesternGeco一個2,400平方公里的全方位角海底電纜專案，位於坎佩切潛水灣的Canin Suuk油田。該油田所在的區域在其探勘資源組合中擁有較佳前景。鑑於其鹽構造的複雜性，該油田需要使用新的地震技術來提供更佳影像。新轉換為海底作業的WesternGeco作業船WG Tasman，將使用Q-Seabed*多元件海床地震技術，該技術所提供的系統可用於確保在各個方向實現耦合的一致性。資料採集已於2016年開始，將持續約1年。
在挪威近海，Wireline為Lundin Norway引進多項技術，來克服巴倫支海一口油井的地質構造挑戰，並減少作業時間。潛藏的大型孔洞無法透過表面地震圖像發現，而需要對鑽孔內部、周邊和外部進行高解析度造影。這些技術包括hDVS分散式傳感系統，它使用的是帶有光纖的鎧裝電纜、Z-Trac*井內振動器和VSI*多功能地震影像儀，這些設備均整合在單一的下井儀器串中。透過振動器和影像儀在井內採集的資料，讓客戶能夠發現鑽頭前面的潛在險情，從而規避鑽井風險。DAS技術將作業時間降至30分鐘，而傳統的VSP採集可能需要8個小時的時間。
在阿聯近海，Testing & Process為Al Hosn Gas在Hail和Gasha油田部署了多項技術。這些技術包括eFire-TCP*油管輸送打孔電子點火頭和新打孔相關技術，這兩項技術均配備Muzic*無線遙測功能。擁有無線功能的深度校正，與傳統的測井電纜伽馬射線以及套管接箍定位器方法一致。此外，即時井內資料協助確定了油藏特徵，在增產期間和過後評估了油井性能，同時為井內採樣決策提供支援，從而將最初的油井測試方案的時間減少18個小時。
藉由使用技術生命週期管理(TLM)，轉型方案減少了斯倫貝謝的設備數量和工具可靠性維護成本。在沙烏地阿拉伯，斯倫貝謝在位於達蘭的中東可靠性和效率中心(Middle East Center for Reliability and Efficiency)為Testing & Process Services實施新的維修系統，該系統在作業的前三個月將設備維護的整體成本降低了48%，並將周轉時間縮短了21%。在澳洲，WesternGeco在Amazon Conqueror上針對多客戶測繪工作部署了其新開發的eSource海洋地震能量源技術。TLM方法改善了所有WesternGeco信源的地震源可靠性，包括eSource專案，它所使用的採集技術依靠高信源可靠性來確保發揮最高的營運效率。從2014年到2016年，WesternGeco信源的可靠性提升了47%。
鑽井部門
鑽井部門業務營收為20億美元，與前季持平，其中76%都來自於國際市場，原因在於北美陸地持續強勁的定向鑽井業務被國際地區鑽井活動減少所抵消。北美營收改善源自於Drilling & Measurements、Bits & Drilling Tools和M-I SWACO產品和服務銷售業績的上升。國際地區營收下降歸咎於印度和伊拉克Drilling & Measurement以及IDS專案的完成，而俄羅斯和挪威冬季業務的放緩，使Drilling & Measurements和M-I SWACO的業務受到影響。
儘管營收與前季持平，但稅前營業利潤率為12%，較前季增加81個基點。這主要受益於美國陸地不斷增加的業務導致對鑽井技術的採用增加，其最大的受惠者是Drilling & Measurements和Bits & Drilling Tools。利潤率上升還受益於IDS、M-I SWACO和Bits & Drilling Tools營運執行力的改善，以及按業務復甦進度配備資源之後與持續轉型相關的收益。
鑽井部門第四季業績受益於IDS專案、取得合約、新技術部署和轉型效率的共同帶動。
在海灣合作委員會地區(GCC)，與類似油田的非整合式鑽井服務相比，IDS在2016年前三季帶來了40%的鑽井性能改善。這一改善是以轉盤下每小時所鑽探的英尺數為依據。這一成績源於多項鑽井技術的結合，例如PowerDrive Archer*的高造率和PowerDrive Xceed*加固旋轉可操縱系統，目的在於改善水平井和延伸鑽井的鑽探時間。其中包括使用RigHour*多井鑽井作業效率分析和ROPO*最佳化軟體，它能夠調整鑽井參數，盡量擴大底部鑽井性能。斯倫貝謝將這些技術與整合式工作流程（由沙烏地阿拉伯和阿布達比鑽井技術整合中心的多領域專家監測）結合起來，以降低鑽井和整個開發成本。
在挪威，挪威國家石油公司授予斯倫貝謝一項8年期合約，其中還包括在可選擇期限內，為該公司其中一個Cat-J自升式鑽井平臺提供整合式油井建造服務。這些鑽井平臺針對挪威大陸架惡劣的作業環境和淺水井打造。斯倫貝謝將為Gullfaks衛星油田的定向鑽井、隨鑽測量/錄井、泥漿錄井、鑽井和完井液、固井、抽吸、井槽恢復和打撈、電纜錄井、廢棄物管理、完井、井內機械隔離、機械油井清洗和油管輸送射孔提供規劃和執行服務，預計將在今年稍晚開始作業。
在北海挪威海域，Drilling & Measurements使用GeoSphere*油藏隨鑽測繪服務，協助埃克森美孚(ExxonMobil)在Balder油田測繪複雜的侵入油藏，並有效地進行目標砂岩的地質導向。GeoSphere的技術有兩項任務：避免開發井中高成本的導向孔，因為這些開發井往往無法提供足夠的資訊來協助定位生產井；並避免把套管放入較薄的侵入砂岩中。GeoSphere的技術在距離巨大砂岩頂部20多公尺的總垂直深度，對巨大砂岩的頂部進行測繪，發現油水介面，並在穿透油藏之前抵達12 ¼-英寸井段。在8 ½-英寸油藏段，客戶可結合地震解釋與GeoSphere的測繪結果，規劃鑽頭前方的地質導向策略，並藉此提升油井生產力。
在德克薩斯州西部，Drilling & Measurements使用多項技術，幫助一家營運商在二疊紀盆地創建了新的鑽井性能記錄。井底鑽具組合包括改善定向鑽井的PowerDrive Orbit*旋轉可操縱系統，以及DynaForce*高性能鑽井電機，該電機為鑽頭提供最大的扭矩，並超過傳統大容量鑽井電機的表現。此外，SlimPulse*可回收的MWD服務，為泥漿脈衝遙測提供即時的定向、傾斜、刀面和伽馬射線測量。客戶在不到22個小時的時間內鑽探了一個7,814英尺的分支井，比客戶此前在二疊紀盆地創下的深度記錄超出47%。結果，客戶的鑽井時間較前一次的分支井縮短了18個小時。
在厄瓜多爾，Drilling & Measurements為Orion Energy開發了配備客製化Smith PDC 鑽頭技術的PowerDrive*X6旋轉可操縱系統，來改善Ocano油田一口井的鑽井性能。借助鑽井技術整合中心專家的遠距支援，作業團隊用30個小時的時間，在16英尺井段鑽探了6,400英尺，將鑽進速度提升至201英尺/小時，而類似井的鑽進速度為136英尺/小時，淨增幅達到48%。結果，客戶較原計劃提前兩天完成了井段的鑽探，節省了約10萬美元的鑽井成本。
在埃及，Drilling & Measurements使用GeoSphere*油藏隨鑽測繪服務，協助埃及通用石油公司與IEOC Production B.V.的合資企業Belayim Petroleum Company (Petrobel) 來排除阿布茹德斯油田的導孔。砂岩含油層頂部的不整合面最初要求鑽探一個導孔，以確定中間套管的深度，同時，目的地區域上部受壓的頁岩需要高泥漿比重。考慮到潛在的泥漿循環損失，這一環境為目標砂岩的鑽探帶來了挑戰。GeoSphere技術使用深度定向電磁測量來揭示井眼以下100多英尺深的地下層理和流體接觸的具體資訊，這些資訊有助於管理地質不確定因素和鑽井風險。排除導孔使客戶節省了約180萬美元的費用。
在俄羅斯，Bits & Drilling Tools使用多種鑽頭技術，幫助PAO LUKOIL旗下生產子公司LLC LUKOIL-Komi取消了4次起鑽作業，並提升了Timano-Pechora地區Kyrtaelskoye油田補償井的鑽進速度。ONYX 360*旋轉PDC刀具技術利用360度旋轉來提升鑽頭耐用度，而Stinger*錐形金剛石元件在這一堅硬、高摩擦力的砂岩地質中，提供了優越的衝擊強度和耐磨度。此外，受益於其模組的設計，Drilling & Measurements的PowerPak*可操縱電機根據鑽井環境進行客製化。結果，客戶可達到9.3公尺/小時的平均鑽進速度，較補償井的最大鑽速提升了40%。此外，客戶在15天內完成了8 5/8英寸井段的鑽探，較預期的20天時間節省了5天時間。
在阿根廷內烏肯盆地，M-I SWACO使用KLA-SHIELD*加強型水基聚合物鑽井液，在極具挑戰性的地層中幫助Wintershall Argentina鑽探了一個3,281英尺的分支井，該地層擁有異常高的孔隙壓力、天然裂縫、張力和普遍存在的地質力學複雜性。公司利用以STARGLIDE ROP加強型潤滑劑和DRILZONE提升鑽速抗吸積添加劑進行最佳化的 KLA-SHIELD系統，來替代非水相鑽井液。此外，VIRTUAL HYDRAULICS*鑽井液模擬軟體追蹤井眼軌跡，對扭矩和阻力進行模擬，評估同等循環密度環境中的流變學，同時改善井眼淨化作業。客戶在70天內完成了油井和分支井的鑽探，且未發生垮落、膨脹或井筒狹窄的問題。
轉型方案使可靠性和效率提升，並改善產品和服務的交付。位於沙烏地阿拉伯達蘭的中東可靠性和效率中心Drilling & Measurements的設計、工程和維修團隊，協助打造了隨鑽測繪工具強化模組房屋，以降低其對移動的敏感度，並增加其在高震動環境中的耐久度。結果，在CRE最初6個月的營運中，ImPulse*整合式MWD平臺工具的可靠性提升了240%，adnVISION*方位角密度中子服務工具的可靠性提升了47%。
生產部門
生產部門營收為22億美元，其中的72%來自於國際市場，較前季成長5%，受益於強勁的中東非傳統陸地資源開發水力壓裂活動，主要集中在沙烏地阿拉伯和北美（北美陸地鑽井數和壓裂段數有所增加）。美國陸地營收有所增加，受益於活動數量回升和溫和的價格復甦。加拿大西部營收因季節性冬季活動的增加以及人工舉升產品銷售的增加而有所成長。固井業務營收成長30%，多集中在北美，IPS營收成長三倍，主要集中在國際地區。
稅前營業利潤率為6%，較前季增加134個基點，受益於業務增加，後者也提升了中東的業務效率和執行。美國陸地業務價格的溫和復甦也有助於利潤率的上升。
生產部門業績受益於取得合約、新技術部署以及本季旨在改善營運效率的轉型計畫。
科威特石油公司(Kuwait Oil Company)授予斯倫貝謝一項供應和安裝ResFlow*流入控制設備的合約，該設備將用於砂岩油藏和一個140口油井的碳酸鹽油藏開發專案。ResFlow技術確保了裸眼完井的整個過程中（即便出現滲透變化和漏失帶）流入率的一致性。這兩個具有技術挑戰性的專案需要採用可靠、能夠在複雜油井環境中運行的設備，目的是為了控制和瞭解油藏動態。
在中國，Well Services使用了多項技術，幫助斯倫貝謝與CoPower的合資公司克服鄂爾多斯盆地氣藏緻密、低壓的難題。FiberFRAC*基於纖維素的壓裂液技術在壓裂液中植入了纖維網，提供運輸和放置支撐劑的機械手段。此外，BroadBand*非傳統油藏完井服務所使用的複合鑽井液大大降低了濾砂的需求，並改善了支撐劑的輸送。客戶的11口井達到近2,280千立方英尺/天的平均產量，而使用傳統壓裂液的6口補償井的平均產量為812千立方英尺/天。
在阿聯，Well Services HiWAY*流道壓裂技術和UltraMARINE*海水基壓裂液被部署於近海環境中，以幫助杜拜石油公司(Dubai Petroleum)促成低滲透、高壓力生油岩層的增產。公司成功進行了八次支撐劑壓裂作業，抽取的重量超過50萬噸。這些是全球第一個多階段、近海生油岩層水力壓裂作業專案，這八次作業共計用時40小時。
在厄瓜多爾，Well Services使用Invizion Evaluation*油井封固服務，協助Consortium Shushufindi克服Shushufindi油田的井眼封固挑戰。使用Techlog*井眼軟體平臺整合的多油井資料，讓Invizion Evaluation技術發現了放置後封竄以及目標砂岩之間的特異橫流。在使用改良的封固配方和添加劑對最初的鑽井方案進行最佳化之後，油井沒有出現放置後封竄的跡象。結果，客戶避免了可能的補救作業成本，相當於45萬美元。
在印尼近海，斯倫貝謝在ENI的Jangkrik專案中使用MZ-Xpress*系統來進行多區壓裂和礫石充填。斯倫貝謝在每次作業中均安裝了一個MZ-Xpress系統，以便在擁有5個生油層、橫跨兩個不同套管尺寸的油井中提供多區防砂服務。在完成4個區的作業之後，客戶節省了約6.5天的鑽井時間，相當於節省了510萬美元的成本。
在北美，轉型方案減少了Well Services的資產購置成本，並改善其營運效率。為改善材料和供應庫存，新的供應規劃組織分析了開支資料，以確保常用物資擁有現貨庫存，並盡量擴大分享機會。2016年6月，也就是其創建之後僅4個月，該機構減少了20%的現貨庫存。此外，物流控制塔的啟用促成對油田物資的集中管理和交付，例如水力壓裂作業支撐劑。藉由進行所有的規劃、策略性採購和購買訂單生成，該控制塔確保了油田支撐劑服務的成本效益，從而將營運地的成本降至最低。自2014年底啟用以來，這些控制塔為公司節省了2.5億美元的卡車運輸成本。
在北德州，轉型方案讓Well Services改善了工具可靠性，減少了維修成本。位於登頓的可靠性和效率中心採用預後健康管理(PHM)，使用從油田所在地採集的即時泵資料。在實施後的6個月中，PHM節省了約600萬美元的成本。
Cameron Group
Cameron Group營收為13億美元，與前季持平，其中的71%來自於國際市場。在該部門的各大業務當中，OneSubsea較前季成長11%，受益於歐洲/獨立國協/非洲和拉美地區強勁的專案活動和執行，而Surface Systems在中東斬獲了強勁的銷售業績。然而，這些業績被Drilling Systems的營收下降（歸咎於訂單庫存和預訂量下降）所抵消。Valves & Measurement的業務繼前一季強勁的國際出貨量之後也出現下滑。
稅前營業利潤率為14%，較前季下降207個基點，歸咎於高利潤率Drilling Systems專案數量的下降。
Cameron Group獲得多個策略性合約，包括業界最長的深水海底多相增壓回接，以及降低近海設備購置總成本的合約。
墨菲石油公司(Murphy Oil Corporation)子公司Murphy Exploration & Production Company–USA授予Subsea Integration Alliance業界首個深水整合式海底工程、採購、建造、安裝和調試(EPCIC)多相增壓系統合約，涉及美國墨西哥灣Dalmatian油田。該合約將是業界最長的深水海底多相增壓回接，以及Subsea Integration Alliance（由OneSubsea、斯倫貝謝和Subsea 7於2015年7月共同成立）獲得的首個EPCIC專案。該專案範圍包括海底多相增壓系統的供應和安裝、甲板和海底控制，以及35公里長的整合式電力和控制線纜。近海安裝作業預訂於2018年開始。
挪威國家石油公司授予OneSubsea一項工程、採購和建造合約，為北海Utgard天然氣和凝析氣田供應海底生產系統。合約範圍包括海底承框管匯系統、兩個海底井口裝置和垂直單鑽孔海底樹、生產控制系統和相關修井和檢查儀器。OneSubsea將與挪威國家石油公司緊密合作，開發適合Utgard油田較淺水域的新海底井口系統。OneSubsea和挪威國家石油公司已經在共同檢驗垂直單鑽孔海底樹作為挪威國家石油公司海底開發作業標準解決方案的可靠性。垂直樹是合約可交付成果的一部分，將在OneSubsea位於荷索伊的工廠組裝和測試。
Transocean授予斯倫貝謝兩個10年期壓力控制設備管理服務合約，價值超過3.5億美元。首個合約包括斯倫貝謝對美國墨西哥灣Transocean的Cameron隔水管的管理，以及儲存、維護、檢查、修理、再認證和井架資料驅動型隔水管管理。第二個合約涉及提供全面的斯倫貝謝解決方案，以便為9個Transocean超深水和惡劣環境鑽井架的防噴器系統和其他壓力控制設備提供維護和服務。這些合約將有助於降低近海設備的總購置成本，並透過整合式技術、營運和商業解決方案，提升與壓力控制設備有關的正常執行時間。
在沙烏地阿拉伯，Saudi KAD所主導的多家工程、採購和營建公司選擇由Valves & Measurement提供和安裝4,000多萬美元的GROVE*球閥和LEDEEN*制動器，以便為與Master Gas Phase II和Fadhili Gas有關的關鍵管道專案提供支援。斯倫貝謝在沙烏地阿拉伯的設施，以及對調試和執行活動的支援，使Cameron成為該專案的理想合作夥伴。
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年全年和第四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。
補充資訊
1)
2017年全年資本支出指引是多少？
2017年資本支出（不包括多用戶端和SPM投資）預計將達到22億美元。2016年全年資本支出指引為21億美元。
2)
2016年第四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年第四季，自由現金流達到11億美元（包含約1.5億美元的遣散費），占不計非控制性權益以及費用和貸項之淨利的比例是274%。
3)
2016年全年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年全年，自由現金流達到25億美元（包含約8.5億美元與裁員相關的費用，以及1億美元與Cameron收購交易相關的費用），占不計非控制性權益以及費用和貸項之淨利的比例是158%。
4)
2016年第四季「利息和其他收入」專案都包含哪些內容？
2016年第四季的「利息和其他收入」為4,700萬美元。其中包括1,800萬美元的權益法投資收入和2,900萬美元的利息收入。
5)
2016年第四季利息收入和利息支出是如何變化的？
利息收入為2,900萬美元，較前季增加100萬美元。利息支出為1.39億美元，較前季下降1,000萬美元。
6)
「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部門的企業項目（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、某些集中管理的專案和其他非營運項目。
7)
2016年第四季實際稅率(ETR)是多少？
根據GAAP計算，2016年第四季實際稅率為8.8%，第三季實際稅率是5.1%。不計費用和貸項，2016年第四季實際稅率是15.8%；2016年第三季是16.0%。
8)
截至2016年12月31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12月31日，在外流通普通股為13.91億股。下表顯示的是從2016年9月30日至2016年12月31日的在外流通股變化情況。
（單位為百萬）
2016年9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
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
(1
)
2016年12月31日的在外流通股
1,391
9)
2016年第四季和2016年第三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年第四季和2016年第三季期間的在外流通股加權平均數分別為13.91億股和13.92億股。
在外流通股的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年第四季
2016年第三季
在外流通股加權平均數
1,391
1,392
假定行使股票選擇權
5
4
未到行權期的限售股
5
5
稀釋後在外流通平均股數
1,401
1,401
10)
2016年第四季多用戶端銷售情況如何？
2016年第四季，包括轉讓費在內的多用戶端銷售總額為1.43億美元，2016年第三季該數字為1.44億美元。
11)
2016年第四季末 WesternGeco未完成訂單情況如何？
2016年第四季末，WesternGeco未完成訂單（根據與客戶簽訂的合約）為7.59億美元。2016年第三季末該數字為8.45億美元。
12)
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 年第四季
2016年第三季
海底業務
$
523
$
434
鑽井
$
132
$
179
未完成訂單（會計期末）
海底業務
$
2,526
$
2,527
鑽井
$
607
$
865
13)
斯倫貝謝2016年第四季產生的各種費用都有哪些？
公司正在對全球支援架構和設施版圖進行進一步的調整，以便根據復甦的狀況來調整資源配置。此舉讓公司產生5.36億美元的重整費用。公司還產生了1.39億美元與Cameron收購和埃及貨幣貶值相關的稅前費用。6.75億美元的稅前費用明細如下：
-- 2.34億美元的裁員成本
-- 1.65億美元的設施關閉成本
-- 9,800萬美元與現有某些活動相關的成本
-- 7,600萬美元與Cameron收購相關的合併整合成本
-- 6,300萬美元的埃及貨幣貶值損失
-- 3,900萬美元的合約終止成本
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。公司業務遍及超過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2016年公佈的營業收入達278.1億美元。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2017年1月20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7:30、東部時間上午8:30、巴黎時間下午2:30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分鐘致電會議總機：+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405410，於2017年2月20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。2017年3月31日之前，該網站還將提供網播重播。
這篇2016年全年和第四季收益報告，以及公司發佈的其他陳述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；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年全年和第四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。
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