• 全球营收58.5亿美元，环比增长4%，同比增长11%
• 国际营收46.8亿美元，北美营收11.3亿美元
• 计算费用和贷项，基于GAAP的每股收益为0.39美元，环比增长30%
• 不计费用和贷项，每股收益为0.36美元，环比增长20%
• 来自于运营的现金流为10.7亿美元，自由现金流为6.71亿美元
• 董事会批准了每股0.125美元的现金派息

休斯敦--(美国商业资讯)--斯伦贝谢有限公司(Schlumberger Limited, NYSE: SLB)今日公布其2021年第三季度的业绩。

斯伦贝谢首席执行官Olivier Le Peuch表示：“我们在下半年伊始便取得强劲业绩，再次实现环比营收增长、利润率连续第五个季度扩张，以及稳健的自由现金流业绩。油井建造和油藏绩效引领营收增长，这两个部门基本上都是服务主导型部门，其取得的高质量营收大幅抵消了生产系统部门遇到的全球供应和物流暂时性限制问题。国际营收同比增长11%，有望达到2021年下半年营收同比两位数增长的目标。

“在增长周期的初期阶段，公司专注于回报的策略持续换来卓越的业绩。我们的第三季度税前部门经营利润率创下了2015年以来的新高，而且来自于运营的现金流达到了10.7亿美元。对于盈利以及现金流潜力的改善，我感到无比振奋，而能源行业的宏观前景将在2022年以及之后得到极大的改善。

“从地域来看，国际营收46.8亿美元，环比增长4%，同比增长11%。环比营收增长由拉美的两位数增速引领，欧洲/独联体/非洲以及中东和亚洲地区的持续活动为辅。在北美，营收达到11.3亿美元，环比增长4%，同比增长9%。这一环比增长主要受益于陆地钻井业务强劲的季节性反弹、加拿大的资产绩效解决方案(APS)营收上升，以及北美海上钻井营收的增长。

“从部门来看，油井建造部门保持增长态势。受益于国际和北美陆地及海上钻井活动的增加，该部门营收环比增长8%。同样，因国际市场的勘探和评估活动增加，油藏绩效部门营收获得7%的环比增幅。数字与一体化以及生产系统部门的营收环比基本持平。

“环比来看，第三季度税前部门运营收入增长12%，税前部门经营利润率扩张120个基点，达到15.5%，调整后EBITDA利润率增长90个基点，达到22.2%。这一点归功于公司的油井建造和油藏绩效部门。在公司技术的驱动下，我们开始看到这两个部门的覆盖率出现改善迹象。这些技术为我们的客户创造了显著更高的价值，并提升技术采用率和活动份额，尤其是国际市场。

“第三季度来自于运营的现金流为10.7亿美元，自由现金流为6.71亿美元。从年初至今，我们已经创造17亿美元的自由现金流，让我们得以从年初以来减少了14.3亿美元的净债务。

“展望未来，我们预计下个季度将再次迎来业绩的增长，并在2021年收官之际获得强劲的增长态势，从而为卓越的增长周期奠定基础。

“行业的宏观基本面在今年得到显著加强，尤其是最近几周，需求不断恢复，而且油气商品价格达到近期的新高，库存水平在低位运行，同时疫情控制举措也呈现出令人振奋的态势。一旦衰退或疫情相关的障碍消失，这些有利的条件有望在未来几年内大幅提振投资，尤其是国际市场，同时也会在全球范围内推动陆海资本开支出现持续多年的可观增长。作为市场领导者，有鉴于我们的技术、整合能力以及国际实力，我们拥有把握这一增长局势的有利条件，而且公司的核心业务也有望在活动和营收方面双双取得骄人业绩。

“有鉴于这一环境以及在增长周期当前节点公司财务的出色表现，我们对于在整个周期实现中期调整后EBITDA利润率为25%或更高的目标以及保持两位数现金流利润率更有信心。”

其他活动

在2021年10月21日，斯伦贝谢董事会批准了普通股每股0.125美元的季度现金派息，将于2022年1月13日发放给2021年12月1日在册的股东。

各地区营收

北美

北美营收11.3亿美元，环比增长4%，陆地海上营收均有所增长，主要得益于油井建造活动。环比增长源于陆地钻井强劲的季节性反弹、加拿大APS营收以及北美海上钻井营收的增长，但被飓风相关的中断所部分抵消。

国际

国际营收46.8亿美元，环比增长4%，拉美以两位数的增速一马当先，同时也离不开欧洲/独联体/非洲/以及中东和亚洲地区持续的活动。

拉美营收11.6亿美元，环比增长10%，源于墨西哥、阿根廷和巴西因油井建造、油藏绩效和生产系统强劲的活动而带来的两位数营收增长。受益于油藏绩效部门的电缆以及干预活动的增加，圭亚那、厄瓜多尔和哥伦比亚的营收亦有所增长。

欧洲/独联体/非洲营收为14.8亿美元，环比增长2%，斯堪的纳维亚、俄罗斯、安哥拉和尼日利亚地区的营收均出现增长。夏季钻井活动的高峰带动了斯堪的纳维亚和俄罗斯的油井建造活动的增加。非洲持续的勘探活动推高了油藏绩效的电缆和增产活动，而安哥拉生产系统销售额亦有所增长。

中东与亚洲营收为20.3亿美元，环比增长2%，澳大利亚、东亚、印尼、沙特和卡塔尔均出现增长。澳大利亚与印尼营收因海上钻井活动的增加有所增长，油井建造部门也因此而受益。由于东亚四个部门的业绩均出现增长，其营收亦有所提升。在中东，沙特和卡塔尔营收因油藏绩效部门的活动增加亦有所增长。

各部门业绩

数字与一体化

数字与一体化部门营收为8.12亿美元，环比下滑1%，原因在于APS项目营收的增长被第二季度强劲的软件销售之后数字解决方案营收的降低所抵消。北美、拉美和中东及亚洲的营收均出现增长，但被欧洲/独联体/非洲营收的下滑所抵消。

数字与一体化部门税前运营利润率为35%，环比扩增154个基点，主要受益于APS项目的盈利能力提升。

油藏绩效

油藏绩效部门营收11.9亿美元，环比增长7%，原因在于国际市场勘探与评估项目增加。受益于圭亚那和墨西哥的电缆评估活动、巴西和厄瓜多尔的干预活动以及阿根廷的增产活动增加，拉美地区出现两位数增长。欧洲和非洲营收亦出现增长，主要源于电缆评估活动的增加。此外，沙特与卡塔尔的营收也因增产与干预活动增加而出现增长。

油藏绩效部门税前运营利润率为16%，环比扩增202个基点。利润率因海上和勘探活动的增加以及有利的技术组合而得以提振，主要位于拉美和非洲地区。

油井建造

油井建造部门营收22.7亿美元，环比增长8%，原因在于国际市场陆地和海上钻井活动以及北美钻井活动的增加。尽管在本季度遭遇飓风影响，但北美营收因加拿大陆地钻井活动的强势季节性反弹以及墨西哥湾海上钻井活动的增加而有所增长。国际营收受益于海上勘探活动以及夏季陆地钻井活动的高峰所带来的拉美、非洲以及俄罗斯和中亚地区的两位数增长。

油井建造部门税前运营利润率为15%，环比增加230个基点，这得益于有利的活动组合以及新技术所带来的钻井营收的增长。

生产系统

生产系统部门营收16.7亿美元，环比基本持平。海底以及油井生产系统方面的营收增长被中游生产系统的营收下滑所抵消。国际活动因海底生产系统业务带来的拉美两位数增长而得以提振，尤其是巴西和墨西哥。受益于油井与地面生产系统销售额的增长，美国陆地营收亦有所增加，而且销售额的增速超过钻井和完井数的增速。尽管安哥拉、尼日利亚、东亚、印尼、中国和伊拉克出现两位数增速，但这些提升被欧洲/独联体/非洲以及中东和亚洲营收的下滑所抵消。临时性的全球供应和物流吃紧对营收造成一定的影响。

生产系统部门税前经营利润率为10%，环比基本持平。

季度亮点

受益于技术差异化、一体化以及国际化的执行能力，斯伦贝谢获得的合同授予数量依然在不断增加，继而在增长周期扩张之际为公司带来了稳健的工作流，尤其是在中东、海上以及天然气项目方面。在本季度，公司获得了以下知名项目：

• 沙特阿美(Saudi Aramco)授予斯伦贝谢一份数十亿美元的一体化增产技术和服务合同，为其非传统气体资源提供服务。油盆适配技术将提振运营绩效和效率，其工作范围包括针对水力压裂的全套产品和服务、挠性管作业干预、电缆服务、带有MonoFlex*双连接压裂流体输送技术以及返排的Cameron水力压裂树。预计将于2021年第四季度开始部署。

• Petroleum Development Oman LLC (PDO) 授予斯伦贝谢一份重要服务合约，为阿曼的350口井提供高压水力压裂和增产服务。这份五年期合约拥有两个独立的两年期选项，并涵盖105口油气勘探井以及171至245口气体开发井。项目工期预计将于2021年第四季度开始。

• 科威特石油公司(Kuwait Oil Company)授予斯伦贝谢一份五年期供应合约，涉及该国侏罗纪地层深处230口新井和250口维修油井的井口、生产树和服务。该协议的范围包括1.5万psi高压高温(HPHT)井口、生产树、整流器和控制面板。科威特侏罗纪油藏含有大量气藏，而且是该国长期战略的一大关键要素。

海上市场方面，斯伦贝谢因其有助于绩效提振的技术和一体化能力，不断赢得重大合约。这些技术和能力可缩短首产时间，或改善现有资产的采收。海上活动的增长源于最终投资决策(FID)以及短周期和长周期项目合约授予。本季度案例包括：

• 土耳其石油公司(TP)授予斯伦贝谢一份重要合约，为土耳其的第一大天然气气藏Sakarya Field绿地一期开发项目提供端到端的生产解决方案。一体化项目范围将涉及海底解决方案和陆地生产，包括完井、海底生产系统(SPS)以及每天能够处理高达350万标准立方英尺气体的早期生产设施。通过从海底到处理设施的整合，公司将加速提供可供管线运输的天然气。

• 在 Ormen Lange Field，A/S Norske Shell与 Ormen Lange Partnership最近针对第三阶段做出了最终投资决定，OneSubsea®将部署海底多相压缩系统，其中包括两个与现有歧管和管道相连的16兆瓦海底压缩站，这是一项行业领先的创新成果，将增产300-500亿立方米的天然气，并将气田的采收率从75%提升至85%。与干舷部压缩相比，OneSubsea多相压缩系统将大幅缩减能耗，继而减少二氧化碳的排放量。

• 在巴西，巴西石油公司(Petrobras)授予斯伦贝谢一份一体化完井合约，涉及盐层下特许油田的21口井。为这些油井选择的智能完井设计包括选择性的裸眼低位完井，并整合了优质的隔离阀和井底层段流控制阀，以及Metris*永久监控系统。智能完井将通过更加精确地监控和控制生产，让巴西石油提升这些更高压力油藏的最终采收。安装工作预计将于2022年第三季度开始。

• Aker BP授予OneSubsea一份重大合约，涉及交付、安装和调试海底生产系统，该系统将减少挪威大陆架Hanz项目的碳影响。该合约包含三个水平海底树、控制系统以及额外的关联设备，涉及使用来自于此前项目、经重新整修的海底生产设备。这种独特的方式将让Aker BP以更低的成本和碳足迹来开发该油田，因为它回接了Ivar Aasen平台。与传统的方法相比，这种方式预计将让该项目消除200多公吨的二氧化碳当量排放。

随着增长周期的扩大，客户活动的增加有了广泛的基础，这一点不仅涵盖各个地域，同时还横跨各种运营环境，例如陆地和中游等。案例包括：

• Cairn Oil & Gas, Vedanta Limited授予斯伦贝谢一份一体化油井建造和完井合约，涉及印度拉贾斯坦邦Raageshwari气田的27口深层气井。根据合约内容，斯伦贝谢将使用一系列独特的油盆适配技术，来创造可靠性与效率改善机会。这些技术在近期该气田完成的42口深层气井活动中展现了其效力。在公司实施其天然气开发计划之际，一体化油井建造与完井方案将提升Cairn的价值和效率。Cairn是印度首屈一指的油气勘探和生产公司之一。

• 在印度，Reliance Industries Limited授予斯伦贝谢一份合约，涉及改造和供应两个25 m3/h的富乙二醇(MEG)回收和再生工厂，以及一个预处理单元，以支持当前Kakinada陆地终端的天然气增产。MEG被注射至生产管道中，然后再捕集和重新使用，从而降低水合物的生成，并尽可能提升天然气系统的吞吐量。MEG回收车将使用PUREMEG*乙二醇回收和再生系统，它的运营成本比传统的系统更低。

数字化转型是行业未来重要的组成部分。借助我们不断改善的数字平台，我们将对客户的业绩产生影响。本季度的亮点包括：

• 斯伦贝谢对DeepIQ, Inc.进行了战略投资，以加速企业工业数据的自助分析。此举将通过利用DeepIQ与斯伦贝谢的人工智能(AI)解决方案，帮助斯伦贝谢保持其在能源行业颠覆性数字解决方案领域的领先地位。

• 斯伦贝谢收购业界唯一的钻井作业自动化报告软件Independent Data Services (IDS)，进而扩大其数字钻井规划和作业资产组合。通过云或作为一种独立解决方案，IDS扩充DrillPlan*一致性油井建造规划解决方案以及 DrillOps*目标型油井交付解决方案，实现自动化分析和经营活动报告，并为勘探与生产运营商以及钻井承包商提供改善经营绩效的可执行洞见。

• 在加拿大近海，斯伦贝谢与埃克森美孚加拿大(ExxonMobil Canada)联合部署了数字钻井解决方案，此举最近让埃克森美孚加拿大在Hebron平台完成了首个完全自动化井段的钻探。在这一过程中，公司结合了 DrillOps目标型油井交付解决方案，包括DrillOps Automate钻井解决方案，以及Cameron DrillPilot*管道操作自动化设备排序软件。埃克森美孚加拿大及其Hebron的联合投资者均同意在其海上作业中开展DrillOps Automate解决方案的商业实施。这些数字解决方案有望给钻井队的程序遵守、一致性、标准化和运营效率带来重大改变，并在未来实现油井建造规划与执行阶段的密切整合。

• 在墨西哥湾深海，Performance Live*数字连接服务帮助Shell Exploration and Production Company改善了钻井绩效，同时达成减少员工规模的目标。公司加大了对Performance Live服务的使用，以部署定向钻井和高级随钻录井服务，例如 StethoScope*地层随钻加压服务。最终，从上层套管鞋钻到下层套管鞋的钻井改善了19%，正常非生产时间(NPT)减少72%，同时井场的平均员工数量自开始实施之后下降了46%。

• 沙特阿美与斯伦贝谢签署了一份合约，涉及Omega*地质物理数据处理平台，该评估是行业极为先进的地质物理处理解决方案。Omega平台将全方位的工作流、高级算法与领先的科学、可扩展的处理方案以及无与伦比的灵活度相结合，提升了地质物理数据成像质量。

斯伦贝谢Transition Technologies*被越来越多客户采用，以解决其范围1和范围2 排放问题，我们也做出了类似的努力，以实现自身的范围3减排目标。这些技术可减少燃除和易散性排放，降低钻井作业的二氧化碳足迹，提供尽可能减少全油田碳足迹的开发解决方案，或提升基础设施的电气化，来加速我们的客户和斯伦贝谢的零碳进程。新技术部署的具体案例包括：

• 在哈萨克斯坦，斯伦贝谢已经为Karachaganak Petroleum Operating B.V.（由壳牌和埃尼集团联合经营）部署了零燃除油井测试和清洁解决方案，到目前为止避免了超过24万吨二氧化碳当量的排放。该项目属于全球首创，而且与合资方及斯伦贝谢的长远净零目标一致，以及该国的环保目标。它整合了斯伦贝谢的多项独特技术，例如Vx Spectra*地面多相流量计、地面泵、高压分离器以及REDA Multiphase HPS*水平多相地面泵。

• 在特立尼达和多巴哥共和国近海，斯伦贝谢帮助英国石油在Matapal气田提前七个月实现天然气的首次生产。通过与英国石油的合作，OneSubsea利用其经验部署了其首个全电动歧管和三个1万psi海底树，以及一体化Vx Omni*海底多相流量计。灵活的海底生产系统(SPS)还让英国石油能够使用标准化的硬件，并降低特定项目的工程量。借助此举，公司在合同授予后仅三年的时间便完成天然气的首次生产，而此前类似的开发项目则需要四年的时间。

• 在挪威近海，挪威国家石油公司(Equinor)首次部署了Manara*生产以及油藏管理系统，以提升Heidrun油气田的一口大位移井的原油生产，同时降低其二氧化碳排放量。挪威国家石油公司将使用六个纯电动监控和控制站，掌握哪些区块能够助力生产的信息，并获得针对每口井调整流量的能力，从而优化原油产量，并尽可能地减少产水量。利用Manara系统控制产水量可减少将净化水回抽至油藏的能耗需求，继而减少每桶油的二氧化碳排放量。

除了降低二氧化碳排放以及油气作业消耗之外，斯伦贝谢的领域专长和经验将助力公司获取更多的项目合约，并帮助其他行业减少碳排放。

• FS Bioenergia已授予斯伦贝谢巴西公司首个碳捕集和封存项目，该项目将支持负碳生物燃料的生产。根据这一协议，斯伦贝谢将开展油藏研究、设计，并管理注入井的钻探工作，开展吸水测试，同时监控注水开始后的储存量。该项目将在卢卡斯里奥维尔德FS Bioenergia处理工厂场地搭建，完成后每年有望处理和储存43万吨二氧化碳。项目预计将于2024年开始。

财务报表

简明合并损益表

简明合并资产负债表

流动性

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，2021年第三季度收益报告还包括非公认会计准则衡量指标（根据美国证券交易委员会的G条例的定义）。除了上述“流动性”项下讨论的非GAAP财务指标之外，不计费用和贷项以及税前部门运营收入的净收益（亏损）以及由其衍生而来的指标（包括不计费用和贷项的摊薄后每股收益；不计费用和贷项的斯伦贝谢净收益（亏损）；不计费用和贷项的实际税率；以及调整后息税折旧摊销前利润）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加有效地评估斯伦贝谢每一时期的经营状况，并且发掘可能因被排除项目所掩饰的经营趋势。其中某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财务指标应当作为补充资料，而非取代或优于根据GAAP编制的其他财务业绩衡量指标。以下是其中某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。 如需查看调整后息税折旧摊销前利润与可比公认会计准则指标的调节表，请参阅标题为“补充信息”的章节（问题9）。