斯伦贝谢公布2017年第三季度业绩

 休斯敦--(美国商业资讯)--斯伦贝谢(Schlumberger Limited)(NYSE:SLB)今日公布了2017年第三季度业绩。

斯伦贝谢董事长兼首席执行官Paal Kibsgaard表示，“第三季度营收环比增长了6%，同时税前运营收入增长了11%，也让不包含Cameron整合费用的每股收益达到了0.42美元，较第二季度增长了20%。”

“第三季度活动增长再次由北美陆地GeoMarket引领。尽管钻井数量增长出现下滑，但公司在水力压裂和钻井服务领域的市场份额继续提升。我们还看到，俄罗斯、北海、亚洲的活动环比增长强劲，而全球其他地区的活动环比基本持平。”

“从技术层面来看，营收增长得到了生产部门的推动，后者因北美水力压裂市场份额的继续提升以及中东非传统资源项目活动的提升而出现了15%的环比增长。油藏描述部门营收增长了1%，原因在于俄罗斯和北海强劲的Wireline活动被WesternGeco勘探相关的活动的降低所部分抵消。Cameron Group营收增长了3%，得益于北美陆地Surface Systems产品销售的增长。钻井部门营收增长了1%，原因在于北美陆地PowerDrive Orbit*技术依然供不应求以及墨西哥和伊拉克已完成的重要一体化钻井服务(IDS)项目要到2018年初才能继续。”

“从地域来看，北美营收增长了18%，得益于我们继续保持了较高的闲置水力压裂能力重新部署率。北美陆地营收环比增长了23%，超过了钻井数量12%的增幅，其中水力压裂营收增长了42%。在过去6个月中，北美陆地压裂业务活跃团队的数量增长了一倍多，如今已重新部署几乎所有可用的能力。此举为现场作业以及销售网络带来了暂时的成本和低下的效率，公司将在第四季度应对这一问题。 在美国墨西哥湾，第三季度活动依旧疲软，基于现有的客户计划，这一地区的展望仍毫无起色。”

“在国际市场，营收与第二季度持平，欧洲/独联体/非洲业务增长了5%，得益于俄罗斯、中亚、英国和欧洲大陆以及挪威、丹麦GeoMarket强劲的夏季活动。中东和亚洲营收环比持平，原因在于沙特、巴林、远东地区和澳大利亚以及南亚和东亚GeoMarket的增长被伊拉克IDS项目完成所带来的下滑抵消。拉美营收下降了8%，归咎于多客户端地震许可销售的下降以及墨西哥和中美GeoMarket IDS项目的完成。”

“就行业宏观情况来看，第三季度全球原油库存的下降明显地说明了原油市场目前已回归平衡，过去一个月中原油价格的上扬态势也证明了这一点。这一观点得到了以下几个积极迹象的支持。首先，北美陆地的投资意愿如今似乎趋于缓和，原因在于勘探生产公司越来越注重财务回报，同时也需要在运营时考虑到现金流的问题，而不是追求产能的增长。第二，多个首要欧佩克海湾国家和俄罗斯所发表的言论显示，各方有可能会延长当前9个月的产能削减期限。第三，对北美陆地、欧佩克海湾和俄罗斯之外的生产基地的投资水平仍处于历史新低，可能会带来中期全球供应挑战，并提升追加投资的紧迫性。”

“如今，这些市场趋势的延续，再加上对全球原油库存的持续稳定消耗，为原油价格的进一步上扬以及全球勘探生产投资的后续增长奠定了所需的基石。尽管该行业复苏的具体时间仍不是十分确定，但我们看到，如今新涌现的多个市场因素和数据点让我们对公司全球业务的展望更加积极和乐观。值得注意的另外一点是，过去高居不下的原油价格地缘政治风险溢价如今在很多方面已被过度供给折扣所取代。鉴于供需平衡明显趋紧以及当前全球众多重要产油地区的地缘政治冲突，地缘政治风险溢价可能会再次成为一个重要的因素。”

“基于这一运营和宏观背景，我们将继续专注于服务我们的客户，并实施我们的质量和效率计划，同时伺机进行进一步的战略投资。随着全球活动缓慢稳定地回升，我们将继续确保斯伦贝谢处于行业的前沿。最终，我要感谢于9月参加在巴黎举行的SIS Global Forum的600多名来自于200多家勘探生产公司的代表，以及来自于60多个国家的行业机构。论坛所展现的对新工作方式的兴趣和支持说明，该行业正开始加大合作力度，并使用数字方式来改善效率，降低每桶原油的成本。”

其他事件

在本季度，斯伦贝谢以平均每股66.04美元的价格回购了150万普通股，总价值达到了9,800万美元。

2017年8月22日，斯伦贝谢收购了Petrofac在Petro-SPM Integrated Services S.A. de C.V. (Petro-SPM)的权益，后者在墨西哥运营Pánuco一体化合约。收购之后，Petro-SPM成为了斯伦贝谢的全资子公司。

2017年10月6日，斯伦贝谢与Borr Drilling签署了一项强化合作协议，在近海自升式钻井平台市场提供一体化基于性能的钻井合约。该协议将利用斯伦贝谢国际化的业务版图、基础设施和技术专长，同时结合了Borr Drilling现代化的自升式钻井平台团队。

2017年10月18日，公司董事会批准了已发行普通股每股0.50美元的现金分红，将于2018年1月12日面向2017年12月6日在册的股东发放。

2017年10月19日，斯伦贝谢生产管理(SPM)和加拿大私营勘探生产公司Torxen Energy签署一项协议，以约10亿美元（约合13亿加元）的现金对价从加拿大综合性石油公司Cenovus Energy手中收购位于加拿大阿尔伯特省的Palliser Block资产。Palliser Block资产涵盖油气井、地面设施和管道网络，以及约80万英亩地块的油气开发权。Palliser Block与今年年初授予SPM和Torxen合资企业的地块相邻。根据这一协议（取决于惯常成交条件），斯伦贝谢将成为非运营大股东，拥有独家服务提供权，而Torxen将成为运营商。

各地区的合并营收

第三季度营收达到了79亿美元，环比增长6%，北美营收增长18%，国际营收环比基本持平。

北美

在对公司的水力压裂能力进行几乎彻底的重新部署之后，北美地区营收环比增长了18%，而第三季度压裂活动依然保持着强劲的发展势头。该活动的提升被飓风哈维所造成的运营中断以及美国墨西哥湾近海活动的进一步疲软所部分抵消。北美陆地营收出现了23%的环比增长，原因在于团队再部署增加、市场份额的提升和定价的改善让水力压裂营收增长了42%。水力压裂营收增幅大幅超过了市场阶段数22%的增幅。与北美陆地定向钻井相关的营收也增长了22%，原因在于旋转可操控系统和钻头技术推高了钻探更长水平井的需求。Cameron Surface Systems产品销售和服务的增加也为这一强劲的财务业绩提供了一臂之力。

国际地区

随着上一季度墨西哥和中美GeoMarket油藏描述和钻探活动的完成，拉美地区的营收环比下降了8%。拉美北部和南部地区的GeoMarket营收环比基本持平，厄瓜多尔SPM项目以及阿根廷钻井与生产部门活动出现了边际递增。

欧洲/独联体/非洲地区营收环比增长了5%，得益于俄罗斯和中亚、英国与欧洲大陆、挪威和丹麦GeoMarket夏季活动旺季期间所有产品部门的活动均有所增加。俄罗斯与中亚GeoMarket营收的增长得益于生产部门强劲的俄罗斯陆地活动以及Wireline与Testing & Process在库页岛和阿斯特拉罕活动的增加。英国和欧洲大陆GeoMarket营收的增加源于意大利IDS项目的重新开始，以及Wireline英国活动的改善。Wireline与生产部门强劲的业务为挪威与丹麦GeoMarket营收的增长提供了一臂之力。

中东与亚洲地区营收环比基本持平。生产与钻井部门活动的增长主要出现在沙特与巴林、远东与澳大利亚以及南亚和东亚GeoMarket。然而，上述增长被IDS项目完成所导致的伊拉克业务的下滑所部分抵消。沙特活动的增长得益于非传统资源项目的增加所导致的一体化生产服务(IPS)与IDS营收的增长，同时，远东与澳大利亚GeoMarket的营收增长则得益于印尼和澳大利亚钻井活动的增加。

油藏描述部门

油藏描述部门营收达到了18亿美元，其中79%来自于国际市场，环比增长1%， 源于俄罗斯和中亚以及挪威和丹麦GeoMarket的Wireline与Testing & Process活动季节性增长。Wireline与Testing & Process在库页岛和阿斯特拉罕均斩获了不俗的营收。挪威勘探项目也为业绩的增长提供了一臂之力。部门业绩被WesternGeco营收的降低所部分抵消，主要归咎于多客户端地震许可销售在上一季度墨西哥强劲的销售业绩之后出现了下降。

税前运营利润率为18%，环比增长56个基点，原因在于高利润Wireline活动所斩获的利润被多客户端地震许可销售所导致的WesternGeco盈利的减少所抵消。

第三季度其中的一个亮点便是在巴黎举办了2017 SIS Global Forum，共有来自于60多个国家、200多家勘探生产公司和行业机构的代表参加了此次会议，这些国家所生产的烃类化合物占全球总量的70%。大会的主要议题是更好地利用油气行业领域的数据和技术专长，探讨内容包括在合适的时间向正确的人员发送正确的信息，以及重新思考如何进一步利用合作与数字技术。

在论坛期间，斯伦贝谢推出了DELFI*认知型勘探生产环境，它利用数字技术——分析和机器学习、高性能计算和物联网——实现勘探生产团队之间的安全协作，改善运营效率，并按照最低的每桶成本对生产进行优化。在DELFI环境推出之后，勘探生产数据湖将被登陆谷歌云平台，并涵盖全球超过1,000项三维地震测绘、500万口井、100万份钻井日志以及4亿多条生产记录。

斯伦贝谢还推出了DrillPlan*数字井建规划解决方案，该方案是实现DELFI认知型勘探环境的第一步。DrillPlan解决方案是完全一体化的井建产品的一部分，专注于提升用户协作，能够为钻井团队提供新的协作方式。运营商和服务公司能够通过单一的共用系统获取所有所需的数据和理论，此举将打造一个循环的工作流程。在这一流程中，计划将随着数据的增加而得到同步改善。

油藏描述部门业绩因一体化服务管理(ISM)运营而得到了加强，期间，经特殊培训的项目经理将为项目所涉及的斯伦贝谢产品线提供时间表制定、规划和活动协调。第三季度业绩同时还得到了新合同和技术部署的提振。

在墨西哥，ISM帮助Talos Energy LLC钻探并评估了Zama-1勘探井。ISM使用了Drilling & Measurements proVISION Plus*随钻磁共振测井服务，以便对油藏质量和渗透率进行实时初步评估。PressureXpress*油藏录井测压服务确认了烃类化合物的流体梯度，并在随后使用了Wireline MDT*带有InSitu Fluid Analyzer*实时井下流体分析系统的模块地层动态测试仪。油藏流体样本的压力提及温度(PVT)分析确认这一了原油轻烃油田。

在马来西亚近海，ISM为Ophir Production Sdn Bhd在高复杂度近海油藏系统中成功交付三口水平生产井做出了巨大的贡献，并帮助较原计划减少了35%的成本，同时节省了20%的钻井和完井天数。重要的支持技术包括Drilling & Measurements GeoSphere*油藏随钻测绘服务， EcoScope*†多功能随钻录井服务，proVISION*核磁共振服务以及Geoservices Drilling Analyst服务。技术与服务的结合还帮助创下了12 1/4英寸井眼每天1,000多米的钻井新纪录。

Statoil Brazil授予斯伦贝谢一项合同，在巴西大陆架执行即将开展的勘探活动，并提供定向钻井、钻头、减震器、加速器、打捞工具、扩孔钻、扩眼器、随钻录井、电缆、泥浆录井、固井和测试服务。合约中的工作内容包括盐层下和盐层上超深井，已于2017年6月开始。

在挪威Wireline为Lundin在巴伦支海的一口勘探井中部署了Saturn* 3D圆径探头技术。MDT模块地层动态测试仪与Saturn三维技术以及InSitu Fluid Analyzer实时井下流体分析系统的结合实现了对碳酸盐岩储层的广泛评估，并获取了关键的具有代表性的地层水样本。此外，公司使用了Techlog*井壁软件平台多用传感器水基泥浆污染建模应用，以便更好地预测水样本质量和污染。这些技术帮助客户减少了与设计最优油田注水测试计划有关的风险。

在中国近海，Wireline为中海油湛江公司在中国南海高温、高压和超低渗透性井中部署了多项技术，包括Saturn 3D圆径探头和MDT Forte*加固型模块化地层动态测试仪。客户节避免了在挑战环境下开展油井测试的活动，省了约10天的运营时间，相当于200万美元的费用。

在马来西亚近海，WesternGeco使用新部署的多用途船(MPV)帮助Roc Oil (Sarawak) Sdn Bhd完成了混合地震采集测绘，这在业界尚属首次。340平方公里的3D地震测绘涉及马来西亚沙捞越近海，使用了带有同步记录（通过拖拽型电缆散布设备和海底节点）的三源阵列，来克服现有平台存在的障碍，全部由一条地震船完成。WG Vespucci MPV采集了高品质的旱地地震数据，补充了拖缆地震数据，无需雇佣多条采集船和船员，从而节省了成本，提升了效率，并实现了测绘目标。

在韩国近海，WesternGeco使用IsoMetrix*海洋等距地震技术，为韩国国家石油公司(Korea National Oil Corporation)在该公司釜山附近最大的烃类化合物产地开展高分辨率宽带地震测绘。该测绘面临十分复杂的环境，包括航运交通和高密度的捕鱼活动，而且出于天气原因需要在短时间内完成。

钻井部门

钻井部门营收达到了21亿美元，其中的73%来自于国际市场，环比增长1%。北美陆地与定向钻井相关的营收有所增加，原因在于钻探更长水平井的需求使得PowerDrive Orbit旋转可操作系统和一系列高级钻头技术的需求高居不下。然而，国际营收出现了下滑，原因在于沙特IDS活动的增加以及意大利IDS项目的开始被上一季度墨西哥和伊拉克关键IDS项目（2018年初才能继续）的完成所抵消。

税前运营利润率达到了14%，环比持平，原因在于Drilling & Measurements与Bits & Drilling Tools技术需求的增加所带来的数量和定价改善被关键国际项目完成后IDS利润的减少所抵消。

钻井部门第三季度业绩得到了多项技术的提振，包括一体化钻井系统、井内工具、钻头和钻井流体。这些技术让客户克服了技术挑战，提升了运营可靠性，并降低了成本。

在北美陆地，斯伦贝谢再次打破了钻井记录。Drilling & Measurements为Eclipse Resources部署了多项技术，以钻探最长的在岸水平井。Utica Shale油田19,630英尺长的“超级水平井”耗费了121个小时的钻探时间，实现了162英尺/小时的钻进速率(ROP)。这口井打破了Eclipse此前保持的记录，不仅长度超出了158英尺，同时钻速也高出37%。这口单次作业完成的超长井通过降低开发油藏所需的水平钻探次数，帮助客户降低了整体AFE成本。这些技术包括PowerDrive Orbit旋转可操作系统和TeleScope*高速随钻遥测服务，并结合了Smith Bits可定制的聚晶金刚石复合片(PDC)钻头。

在新墨西哥，Bits & Drilling Tools为Matador Resources在Wolfcamp Shale油田的一口井中部署了AxeBlade*脊状金刚石组件钻头技术。在历史上，单次钻头作业在这一油田中达到造斜点的概率不到20%。AxeBlade钻头技术实现了更高效的切割和散热，同时还通过加厚金刚石层提供了更好的抗正面冲击性能。借助这一技术，钻头在单次作业中便完成了井段的钻探，且ROP较客户的2016年平均水平提升了35%。

在北美陆地，Bits & Drilling Tools 帮助Cimarex将STACK Meramec油田的ROP提升了75%。AxeBlade脊状金刚石组件钻头与Drilling & Measurements PowerDrive Orbit旋转可操作系统技术的结合以最快的速度完成了地层中一英里水平井筒的钻探。

在哥伦比亚，Bits & Drilling Tools使用ONYX 360*旋转PDC刀具技术，帮助Equion Energy克服了Llanos盆地的钻井挑战。ONYX 360技术提升了钻头在钻探三个不同抗压强度地层时的耐用度。钻进速率较同一地层补偿井的钻探高出了3.5倍。结果，客户节省了近300万美元的运营成本。

在俄罗斯，Bits & Drilling Tools为LUKOIL-Komi在Bayandyskoe油田的一口井中部署了Direct XCD*可钻探合金套管钻头技术。在此前的补偿井中，膨胀性页岩带来了井壁稳定性问题。由于需要大范围地钻孔，该井的钻探需要20天才能完成。Direct XCD钻头技术仅用了4天便完成了钻井。

在印尼近海，Bits & Drilling Tools帮助Kangean Energy Indonesia在South Saubi勘探作业中的一口垂直深水勘探井，节省了140万美元的钻井成本。Rhino RHE*双钻孔器鼠眼消除系统节省了客户57个小时的运营时间。

在挪威北海海域，M-I SWACO为Aker BP ASA 在Valhall油田的一口井部署了一系列技术，节省了41天的钻探时间。这些技术包括优化井眼清洗的RheGuard*高性能反相乳化钻井液系统和优化固井作业的油基WARP浓缩液。客户还通过在钻探时使用RheGuard流体系统，在Ivar Aasen油田创下了新纪录包括将9 5/8英尺套管下至总深度，且平均钻速超过了300米/小时。

生产部门

生产部门营收达到了29亿美元，其中53%来自于国际市场，环比增长15%，源于北美陆地水力压裂市场份额的持续增加以及中东非传统资源项目业务的提升。在北美陆地，水力压裂营收因团队再部署的增加、市场份额增长以及定价的改善而增长了42%，超过了市场阶段数22%的增幅。 在过去6个月中，公司将北美陆地活跃压裂团队的数量增加了一倍多，而且如今已再次部署了几乎所有可用能力。SPM也出现了环比增长，归功于厄瓜多尔和北美陆地项目活动的增加。

税前运营利润率达到了10%，环比增长了97个基点，得益于北美陆地活动的增加和定价的改善，同时第三季度多个团队的再部署为现场作业和配送网络带来了临时成本和低效现象。利润率有所提升，归功于水力压裂业务供应链垂直整合所带来的不断增长的效益。

生产部门业绩得益于一系列新技术的部署。

在北达科他州，Well Service为Whiting Petroleum部署了BroadBand Shield*压裂裂缝形态控制服务，以增加油井产能，其中有三口井是全球排名前十的高产井，于2017年第二和第三季度完成钻探，位于Bakken Shale。BroadBand Shield服务使用了多模式分流粒子来控制压裂裂缝形态，将非期望区出现裂缝的风险降至最低。采用该技术的油井使用了更小的压裂处理设计，既优化了成本，又让客户提升了烃类化合物产量。

在路易斯安纳州，Well Services为Aethon Energy部署了BroadBand Sequence*压裂服务，并在对Haynesville Shale的四口井区域实施增产之后让其中的一口井达到了最高产量。BroadBand Sequence服务会注入片状物，以提升分流效果和所有射孔组的产量，而且公司还利用压力分析对整个射孔井段的增产进行了验证。最后，Aethon Energy聘用了斯伦贝谢专业的压裂团队，为这一盆地的完井提供全面的服务。

在中国，Well Services为中石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地的油气井部署了BroadBand*非传统油藏完井服务。BroadBand技术克服了于传统几何完井方法有关的挑战（一部分射孔组和水力压裂网络对于生产没有贡献）。与利用传统方法增产的补偿井相比，借助BroadBand服务，有三口气井的产量增加了142%，有一口油井的产量增加了300%。此外，在两口裸眼完井作业过程中，封隔器和套筒系统的取消为客户节省了约15万美元。

在俄克拉荷马州，Artificial Lift Services为Chesapeake Energy部署了Lift IQ*生产生命周期管理服务和定制式电动潜水泵(ESP)技术，将4口水平井的平均ESP运行寿命提升了181%。该油田的特征在于，产量下降迅速、有固体生成以及气体体积分数高。通过使用新设计的携带井下感应器的ESP，其运行生命周期从118天升至332天。

在哥伦比亚，Artificial Lift Solutions为客户部署了REDA Maximus* ESP系统技术，旨在将Llanos盆地的一口磨料井的产量从11,800桶/天提升至21,000桶/天。此外，Maximus ESP系统还通过最大程度地降低由固体生成所带来的油井干预频率和冲刷损坏，将ESP平均运行寿命从72天提升至797天。油井的新产能较目标产能增加了33%。

在俄罗斯近海，Well Services为Lukoil-Nizhevolzhskneft在Korchagina油田部署了OpenPath Sequence*导流增产服务。公司还采用了VDA*粘弹性导流流体，将处理液导流至注入能力较低的区域，以提升碳酸盐地层的产量。此外，MSR*泥浆和除泥器技术取消了滤饼的使用，并恢复了石灰岩地层的渗透性。由于采用了矩阵增产处理，注入能力指标得到了重大改善。

在挪威北海海域，斯伦贝谢使用Metalmorphology* 金属对金属密封盒锚固技术，为客户节省了5天的不稳定井眼钻井时间。井壁不稳定性在该油田十分常见，3,604米井段包括728米可能会妨碍接触的裸眼。定制防渗系统使用了Metalmorphology技术，以避免使用需要极大扭矩才能转动的长距沉重套柱，也让其难以利用套管来扩孔。Metalmorphology技术能够让运营商将底部套管作为钻杆的衬垫，以解决钻孔的限制，并通过单次作业达到目标深度。

Cameron Group

Cameron Group营收达到了13亿美元，其中55%来自于国际市场，环比增长3%，得益于北美陆地市场Surface Systems产品销售量的提升，与油井数量的增长保持同步。然而，北美陆地市场的增长被Drilling Systems和OneSubsea国际活动的减少所部分抵消。

税前运营利润率达到了15%，环比增长116个基点，主要归功于产品销售量的增加所导致的利润的提升，以及北美陆地Surface Systems和Valves & Measurement定价的改善。

Cameron Group本季度业绩包括以下亮点：

在印度，Reliance Industries Limited授予OneSubsea一项工程、采购和建造(EPC)合约，为孟加拉湾近海R Cluster Project供应海底生产系统(SPS)套件。合约包括生产树、海底阀组、控制系统、导入系统、多相流量计、干预仪器和测试设备。合约还包括安装和调试支持以及油田终身服务。双方于7月正式签订合约，预计2018年年中开始交付硬件设备。

OneSubsea和3D at Depth已达成战略合作协议。根据这一协议，双方将利用OneSubsea的全球资源和设施，联合推广3D at Depth的LiDAR技术。LiDARi技术，又称为激光扫描，被用于收集用于打造精确3D模型的数据，这些模型能够让客户优化海底业务，并提升整个生产价值链的效率。

Drilling Systems达成了一项合约，为Seadrill交付首个海底增压器(SPI)。Cameron SPI是一个占用空间小的经济型解决方案，能够让客户通过增加工作压力（从传统的5,000psi增至7500psi的额定压力），提升其储存在海底已安装储能器的可用控制流体。

Drilling Systems与Weatherford Drilling International围绕Cameron基于固定价格修理计划的防喷器团队，签署了一项服务总协议。这一合约为众多的防喷器(BOP)的维修和再认定提供了稳定的定价和可预测的预算。通过实现这些操作的标准化，Cameron能够更好地规划修理车间的工作量，并预测更换部件的需求量，而这两项举措将改善周期时间，以及按时交付表现。

财务报表

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，2017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）。不计费用和贷项的净收益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Cameron整合相关费用的每股收益；不计费用和贷项的斯伦贝谢净收益；以及不计费用和贷项的实际税率）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环比运营，并且发掘可能因被排除项目所掩饰的经营趋势。这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，而不得取代或优于根据GAAP编制的其他财务业绩衡量指标。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。

产品部门

补充信息

13)		2017年第三季度WesternGeco多客户端销售情况如何？
		2017年第三季度，包括转让费在内的多客户端销售总额为1.27亿美元，2017年第二季度该数字为1.82亿美元。
14)		2017年第三季度末 WesternGeco未完成订单情况如何？
		2017年第三季度末，WesternGeco未完成订单（基于与客户签订的合同）为4.89亿美元。2017年第二季度末该数字为5.66亿美元。
15)		Cameron _disibledevent="color: rgb(83, 205, 219); text-decoration: none; outline: 0px !important;">http://www.businesswire.com/news/home/20171020005089/en/ 相关新闻 ▪ 义合控股附属APEL获香港传承基金颁发“碳中和及可持续发展金奖” 健康及环境创新业务再获认可 优势及实力兼具 ▪ 港大工程学者开发革命性的钻石制备技术 ▪ 全球首例！巧捷力手术机器人完成膀胱肿瘤切除术人体临床试验 ▪ 国内企业员工换工作意向下降，大多持观望保守心态 ▪ 曼谷EM District准备延长营业时间庆祝圣诞和新年 最新资讯 ▪ 义合控股附属APEL获香港传承基金颁发“碳中和及可 ▪ 港大工程学者开发革命性的钻石制备技术 ▪ 全球首例！巧捷力手术机器人完成膀胱肿瘤切除术人 ▪ 国内企业员工换工作意向下降，大多持观望保守心态 ▪ 曼谷EM District准备延长营业时间庆祝圣诞和新年 ▪ DFS迪斐世呈献"匠心典藏：珠宝与腕表" ▪ 雷诺斯加入法航荷航马丁航空货运可持续航空燃料计 ▪ 2025年国际汽联大会首次落户澳门 将于明年六月在 ▪ 新中央酒店项目荣获 2024年PropertyGuru亚洲不动 ▪ 越南黄鳝养殖出口产业: 加强标准、确保品质以满足 网站首页 | 关于我们 | 联系方式 | 招聘信息 | 版权声明 | 网站地图 | 北京热线 地址：北京市海淀区永泰园14号楼 投稿QQ：1914290061 投稿邮箱：bjrenews@126.com Copyright © 2010 www.bjrxnews.com Inc. All Rights Reserved. 北京热线 版权所有