斯伦贝谢公布2015年全年和第四季度业绩

  休斯敦--(美国商业资讯)--斯伦贝谢公司(Schlumberger Limited)(NYSE:SLB)今日公布了2015年全年业绩和第四季度业绩。全年业绩如下表所示。

  *计算费用和贷项，2015年持续经营收益为20.72亿美元，2014年为56.43亿美元。计算费用和贷项，2015年持续经营摊薄后每股盈利为1.63美元，2014年为4.31美元。详见“费用和贷项”部分。

  斯伦贝谢董事长兼首席执行官Paal Kibsgaard评论说，“2015年全年营收为355亿美元，同比下降了27%，与上游公司资本支出削减幅度相当，后者导致了勘探生产投资水平的大幅度降低。北美营收下降了39%，陆地业务下滑了45%，近海业务下降了17%。由于北美客户资本支出的削减幅度超过了40%，陆地活动的降幅也创下了1986年以来新高。年底美国陆地钻井数量不到700个，较2014年的峰值减少了68%，受陆地服务市场大量过剩产能的影响，中短期内价格恢复无望。”

  “国际地区全年营收下降了21%，源于国际和国家石油公司受大宗商品的价值下滑影响而导致客户预算削减幅度超过了20%。同时，服务企业的价格疲软进一步加剧了这一效应。超过三分之一的营收下降归咎于某些货币兑美元汇率的下降。欧洲/独联体和非洲的业绩在国际地区中表现最差，降幅达到了26%，主要源于俄罗斯卢布的疲软。英国和挪威的勘探活动也因客户开支的减少而会降低。在撒哈拉以南非洲地区，近海钻井退役，勘探活动减少。在北非，工作进展较为缓慢，部分原因主要在于利比亚的业务仍未恢复，因为在岸运营因安全因素而受到限制。拉美地区全年营收下降了22%，原因主要在于墨西哥、巴西和哥伦比亚活动的大幅度减少。这些国家持续的预算削减也导致了钻井数量的减少。委内瑞拉玻利瓦尔的贬值影响了委内瑞拉、特立尼达和多巴哥GeoMarket的营收。中国和亚洲地区全年营收下降了17%，归咎于亚太地区活动的大幅度地下跌，尤其是澳大利亚。这一下滑被中东海湾合作委员会国家强劲的活动所部分抵消，尤其是沙特、科威特和阿曼，然而，这一效应还是被价格疲软所抵消。伊拉克地区的活动继续下滑。”

  “斯伦贝谢全年税前运营收益下降38%，税前运营利润收缩了342个基点，至18.4%。北美利润率下降了874个基点，至10.2%，源于压力泵活动的减少和陆地业务价格的疲软。尽管营收因价格疲软而出现下滑，且营收结构出现了从近海勘探到开发的愈发不利转变，但国际利润率同比基本上持平，达到了23.6%。北美和国际地区的营收分别下降了39%和21%。北美和国际地区运营利润率的降幅分别被控制在了32%和25%。这一些数据要大幅好于我们在2009年下行时期的业绩。”

  “强有力的业绩显示了公司业务组合在面对2015年活动、价格和外国货币挑战时所反映出来的韧性。我们的业绩源于卓越的执行、及时和前瞻性的成本和资源管理和公司转型计划影响的逐步扩大。”

  *计算费用和贷项，2015年第四季度持续经营亏损为10.16亿美元。计算费用和贷项，2014年第四季度持续经营收益为3.02亿美元。计算费用和贷项，2015年第四季度持续经营每股亏损为0.81美元。计算费用和贷项，2014年第四季度持续经营摊薄后每股盈利为0.23美元。2015年第三季度未发生费用或贷项。详见“费用和贷项”部分。

  “第四季度营收环比下降9%，源于钻井活动的继续减少和全球运营所面临的持续的价格压力，同时，全球运营还受到了活动中断以及项目延迟和取消的影响。随着美国陆地钻井数量下滑15%以及客户勘探生产预算的枯竭，北美营收环比下降了14%。国际部门营收下滑了6%，归咎于客户预算削减，冬季业务季节性放缓的开始，持续的价格压力以及年末产品、软件和多客户端地震许可销售的几近停滞。

  “就业务部门而言，生产部门营收下降了10%，原因主要在于北美压力泵服务的减少。油藏描述和钻井部门营收环比分别下降了7%和8%，源于客户预算枯竭而导致的国际地区勘探有关产品和服务需求的减少。年末产品、软件和多客户端地震许可销售的几近停滞进一步加剧了这一影响，而往年的销售大多数都能抵消冬季业务放缓的影响。

  “市场不积极的情绪在第四季度有所增强，原油产能的过剩使得全球库存的下行趋势继续蔓延，而这导致了油价的进一步下探，并于2016年1月降至12年的新低。恶化的市场环境为勘探生产行业不断加剧的财务危机带来了更大的压力，并促使客户进一步削减已然大幅度降低的勘探生产投资。客户预算于本季度提前枯竭，导致出现计划外和突然的活动取消。

  “我们预计，2016年上半年的活动将依旧疲软，因此，公司在第四季度对成本和资源基础实施了另一个重大调整。这中间还包括再次裁员1万名员工，并逐步降低公司的日常管理费用、基础设施和资产基数。此举让公司在第四季度产生了5.3亿美元的税前重组费用，以扩大奖励性休假计划，并减少员工数量，同时还产生了近16亿美元的非现金税前减值费用，涉及固定资产、库存减计、设施关闭、合同终止和其他资产减值。

  “尽管业务环境面临挑战，我们在2015年创造了50亿美元的现金流，这中间还包括24亿美元的资本支出和14亿美元的未来营收流投资。我们向股东返还了46亿美元的现金，包括24亿美元的股息支付和22亿美元的股票回购。我们还在技术收购方面花费了约5亿美元，而公司的净债务仅增加了1.6亿美元。我们在这一环境中创造现金流的能力在油田服务行业中是绝无仅有的，同时也让我们获得了无与伦比的能力，进而把握各种重大商业机遇。

  “随着未决Cameron交易的进展，交易预结束整合计划已大体完成，一旦获得所有监管批准，我们便能够实现这项交易。我们预计，交易将在2016年第一季度完成，我们已获得了美国、加拿大、巴西和俄罗斯监管方的批准。此外，Cameron股东已投票通过了合并协议，而且我们已为实施收购的美国子公司拿到了必要的融资支持。该交易规模庞大的股票组件——78%为股票，22%为现金——在很大程度上让我们规避了市场波动。

  “在这一不确定的环境中，我们将持续关注我们大家可以控制的因素。在过去一年中，我们采取了多项行动，以精简和调整我们组织，有效应对下行环境。2016年，我们将继续在技术和 GeoMarkets部门加速实施转型计划，我们始终相信，一旦油价和行业市场环境有所好转，公司将成为同行和竞争对手中的佼佼者。

  “我们仍将以建设性的眼光看待中期未来市场发展的潜力，而且我们仍认为供需之间的基本平衡将趋紧，原因主要在于需求的增长、勘探生产投资削减所带来的供应的削弱，以及年度供应替代挑战的规模。”

  本季度，斯伦贝谢以平均每股73.86美元的价格回购了540万股普通股，价值合计3.98亿美元。

  2015年11月9日，斯伦贝谢与Ikon Science宣布达成协议，进一步开发Petrel* E&P软件平台的量化地震干预能力。

  2015年11月16日，斯伦贝谢宣布收购美国油气服务公司Fluid Inclusion Technologies, Inc.，后者专门干岩石材料截面液实验室分析以及钻孔燃气高级分析。

  2015年11月17日，美国司法部无条件批准斯伦贝谢全资子公司与Cameron International Corporation（简称Cameron）之间的拟议合并。2015年12月，斯伦贝谢也拿到了巴西、加拿大和俄罗斯反垄断机构的无条件批准。绝大多数Cameron股东都在2015年12月17日举行的特别会议上通过了合并协议，而拟议交易的完成目前取决于欧洲委员会和部分其他司法区的批准，以及其他惯常完成条件的满足或豁免。

  2015年12月10日，斯伦贝谢美国间接全资子公司Schlumberger Holdings Corporation发行了五个等级的优先票据，共计60亿美元。这些票据的平均加权利率为3.15%左右，其到期日从2017-2025年不等。净收益将被用于一般企业目的，包括为未决Cameron收购提供部分资金。

  2016年1月21日，公司董事会批准了已发行普通股每股0.50美元的季度现金派息，派息日为2016年4月8日，对象为2016年2月17日的在册股东。此外，鉴于公司于2013年第三季度发起的100亿美元的股票回购计划即将结束，董事会还批准了一项价值100亿美元的新股票回购计划。

  北美第四季度营收为20亿美元，环比下降14%，基本上与美国陆地钻井数量15%的降幅相当，而钻井数量的减少则源于客户现金流的减少和勘探生产预算的枯竭。陆地业务营收下降18%，归咎于活动的减少和持续的价格压力，近海业务营收下降了4%。前些年年末常常会出现的多客户地震许可销售业绩的猛增现象在去年并未出现。

  北美税前营业利润率环比下降了175个基点，至7%，归咎于拖累所有服务和产品的价格压力。不可持续的行业价格水平导致了更多的泵设备停运以及人员的遣散，尤其是在压力泵市场领域。然而在部分油盆，为了获取市场占有率和把握新的技术机遇，水力压裂团队的部署维持了原有的水平。

  尽管营收环比降幅达到了14%，运营利润率降幅仅有20%。这一有力的业绩归功于及时的成本和资源管理、有效的供应链流程和强大的运营管理。

  在美国陆地， Well Services BroadBand*非常规油藏完井服务的油井部署率和开采期部署率较2014年分别提升了14%和52%。BroadBand技术实现了井筒覆盖和油藏接触的最大化，从而通过增产和打开从井底到井眼的每个裂面，提升了产量和采收率。Eagle Ford和Permian Basins成为了公司2015年活动最为集中的地区，整个业务涵盖6个油盆和32家运营商。

  在德州南部，Lonestar Resources Ltd.利用斯伦贝谢的技术对Eagle Ford页岩区的一组水平井生产进行了优化。油井服务Mangrove*以油藏为重点的增产设计软件利用Wireline ThruBit*测井服务的地质属性测量，帮助改善了水力压裂设计。结果，优化后的压裂设计完成了油井30天的生产率，较同一油田的补偿井提升了78%。

  在美国陆地别的地方，M-I SWACO部署了SCREEN PULSE*的流体和切割分离器技术，来提升固相控制流程的表现，实现高品质可重复利用钻井液的最大回收率，并减少所产生的钻井岩屑废弃物。维持钻井液的最佳状态能够提升钻井效率，减少废弃物应对和处理成本，同时改善井区的安全状况。自2015年5月推出以来，SCREEN PULSE技术出色的表现已得到了证明，Woodford、Eagle Ford、Haynesville和Permian页岩油盆的钻井液废弃率的降幅超过了50%，且油/岩屑比下降了约35%。

  在加拿大大西洋海域，斯伦贝谢为挪威国家石油公司(Statoil, Inc.)完成了纽芬兰近海一体化服务合同第一年的任务。公司在Flemish Pass油盆的勘探和评估中结合了斯伦贝谢的技术，该技术改善了钻探效率，确保了井筒的完整性并优化了位于水下2,829 m的油井的井位。PowerDrive Xceed*加固型旋转导向系统，Rhino XS*液压可扩展钻孔器和Stinger*锥形金刚石构件技术实现了稳定精确的钻探，并达到了目标深度。Quanta Geo*极具真实感的油藏地质服务，LithoScanner*高分辨率光谱学服务以及Sonic Scanner*声学扫描平台对复杂地层进行了描述，并减少了水下风险。这些部署在单一钻探作业中的技术为客户节省了钻井时间，而且多个井段获选进入挪威国家石油公司全球顶级钻井表现清单。

  在加拿大大西洋海域近海的另一个项目中，Wireline为挪威国家石油公司部署了多项技术，用于对Bay du Nord深水井开展地层评估和油藏描述。Wireline部署的技术包括Rt Scanner*三轴传输服务，Quanta Geo真实感油藏地质服务以及Sonic Scanner声学扫描平台，以减少水下风险，并对复杂地层进行描述。高效的电缆作业为客户节省了钻井时间。

  国际地区营收达到了57亿美元，环比下降6%，源于客户预算削减、冬季季节性活动减少、持续的价格压力、货币疲软以及基本上处于停滞状态的年末产品、软件和多客户地震许可销售。

  中东和亚洲地区营收为22亿美元，环比下降5%，主要源于客户预算削减和项目完工所导致的澳大利亚和亚太区活动的减少。中东GeoMarkets的营收也有所降低，原因主要在于别的地方服务价格疲软、项目取消、新项目开工的延迟、活动突然中断（因预算枯竭）所带来的影响大大抵消了科威特和伊拉克稳健的业务。

  欧洲/独联体/非洲地区营收为21亿美元，环比下降9%，业务下滑主要出现在俄罗斯和中亚，归咎于俄罗斯卢布的疲软，俄罗斯夏季项目结束后冬季业务季节性放缓的开始以及里海地区活动的减少。尼日利亚和几内亚以及北非GeoMarkets稳健的业务基本上被钻井数量的减少和项目结束所导致的英国、中西非和安哥拉GeoMarkets活动的减少所抵消。

  拉美地区营收为14亿美元，环比下降1%，主要归咎于客户预算削减和货币疲软所导致的哥伦比亚、秘鲁、巴西、阿根廷以及玻利维亚和智利GeoMarkets活动的大幅度地下跌。这些影响基本上被墨西哥海上地震采集勘测和多客户地震许可销售所抵消。

  国际地区税前营业利润率为22%，环比下降170个基点，原因主要在于该地区的价格压力被成本和资源基数精简以及转型计划的加速实施所部分抵消。此外，项目取消、新项目开工的延迟、活动的突然中断都是税前营运利润环比降低的推手，尤其是在中东和亚洲地区。中东和亚洲地区税前运营利润下降了448个基点，至22.5%，欧洲/独联体/非洲税前运营利润下降了138个基点，至20.8%，而拉美地区上升了229个基点，至23%，主要源于墨西哥和中美国家强劲的多客户地震许可销售利润。

  营运利润环比降幅达到了51%，原因主要在于营运突然中断妨碍了成本的迅速调整，而且营收下降的原因有超过三成来自于价格压力。

  在第四季度，转型计划通过多技能员工的使用、经优化的基地支持以及资产利用提升了劳动生产率，例如在北海：

  2014年1月建立的优化支持团队意味着Wireline领域的专家2015年需呆在基地的时间比去年少了约2,000天。藉此，现场小组成员能更专注于在井区开展其自身的核心业务，并减少在基地非核心任务上所花的时间。此举带来了100万美元的年度费用节省，同时也有助于平衡雇员的工作和生活。此外，Wireline的资产利用率较2014年提升了54%，主要通过在更广泛的地理区域内合并和分享资产。结果，资产利用改善帮助节约了80多万美元的物料和供应成本。

  共19名M-I SWACO钻井解决方案工程师参加了有关如何在关键现场作业的培训，这中间还包括部署CLEANCUT*岩屑收集和遏制系统和无需太多员工操作的AUTOMATIC TANK CLEANING*单元。在培训完成后的前四个月中，拥有多项技能的工程师安全高质量地完成了工作，而现场员工数量的减少幅度则超过了350人/天。

  为三家国际石油公司开展了电缆和钢丝作业员工的轻型干预船作业交叉培训。通过这一多技能培训计划，安全风险因现场人数的减少而得以降低，也为三名客户共计节省了328个工作日。

  在韩国，Integrated Services Management(ISM)为Woodside完成了一个单井深水勘探项目。 该项目需要在非常短的时间框架内进行资源调配，包括与测井工具授权和进口、潜在管道回收供应有关的复杂后勤。ISM项目经理也位于Woodside的Busan供应基地，他与Woodside后勤团队开展合作，从14个国家进口所需的物资和供应。得益于斯伦贝谢和Woodside之间的紧密合作，所有的物资、人员和服务都得以按时交付，而且项目也得以按照钻井计划成功执行。

  在挪威近海，一体化钻井服务(IDS)出色地完成了Det Norske Oljeselskap ASA公司Ivar Aasen项目的钻井和完井工作。斯伦贝谢StingBlade*锥形钻石构件技术改善了钻进速度，同时，Drilling & Measurements GeoSphere*的油藏随钻测绘服务被用于为长达2,000米的三口水平井段提供地质引导。GeoSphere技术实现了对地下30多米的地层进行实时描述，同时引导水平井以实现油藏接触的最大化。在Det Norske和斯伦贝谢团队的通力合作下，这三口井的钻井和完井工作均进入了过去8年中挪威大陆架前十强油井的名单中。

  2015年， Integrated Production Services (IPS)通过提供一系列项目管理、封堵和报废工程及油井服务，为一家国际油气公司的三口多井报废项目提供了支持。这些项目位于欧洲和亚洲的陆地和近海。项目整合了Bits & Drilling Tools、Wireline、Well Services、M-I SWACO和Well Intervention的服务，并使用IPS工程和项目管理流程，以帮助减少项目成本，提升效率，并确保符合监管和客户的要求。

  在挪威，OMV (Norge) AS授予斯伦贝谢一个三年期的一体化服务合同，合同涵盖两个一年期的延期，用于提供挪威大陆架的勘探和评估钻探服务。它包括钻井液和废弃物处理、水泥固井、定向钻井、随钻测量、随钻录井、泥浆录井和电缆录井、测井和项目管理服务。该合同将为通过超浅层油藏的钻探和地质引导实现水平井高产能的概念提供证据。

  英国石油和天然气当局(UK Oil and Gas Authority)授予斯伦贝谢两个位于北海英国大陆架的项目，而且将向对英国大陆架(UKCS)感兴趣的石油公司免费提供项目可交付成果。英国政府的目标之一是利用此举重振外界对勘探英国大陆架的兴趣，尤其是那些有待勘探的区域。WesternGeco将在英国Rockall和Mid North Sea High开展两项2D海洋地震勘测，并提供数据处理服务、石油系统建模和多客户数据。Software Integrated Solutions (SIS)将为关键软件平台提供许可，包括Petrel* E&P软件、Studio* E&P知识环境、GeoX*勘探风险和资源评估软件和PetroMod*石油系统建模软件。

  在墨西哥，Statoil Gulf of Mexico LLC Exploration签署了一项协议，将深水宽方位角(WAZ)多客户项目的大部分工作授予WesternGeco Campeche 。这一三年期的项目是墨西哥湾墨西哥海域的首个WAZ多客户宽带调查，而就在此前，政府首次向非政府机构开放了授权环节。授予挪威国家石油公司的许可还包括与WesternGeco开展地震处理阶段的合作。

  在科威特，科威特石油公司授予斯伦贝谢一个2,200万美元的合同，为Jurassic天然气开发项目的深气井供应和安装高压、高温衬管悬挂器。这一具有技术挑战性的开发项目要求使用可在深达20,000英尺的复杂井况中作业的可靠性高的专业设备。

  挪威国家石油公司授予斯伦贝谢一个四年期的合同，它涵盖两个一年期的延期，用于为该公司所有补给船提供储罐清理和废物回收处理服务。该合同预估价值为1亿美元，包括提供AUTOMATIC TANK CLEANING (ATC) LITE*系统。这一拖挂系统能够回收清理用水和废弃液体，且其作业流程比传统清洁方式更为简便。全自动的ATC LITE系统将减少员工暴露于健康、安全和环境风险的几率。

  油藏描述部门营收为22亿美元，环比下降7%，主要源于勘探开支的持续削减、冬季业务季节性放缓的开始、货币疲软和客户预算枯竭所导致的运营中断影响了Wireline的活动，尤其是欧洲/独联体和非洲以及中东和亚洲区域。这一下滑被墨西哥海洋地震调查和多客户地震许可销售所部分抵消。与往年相比，年末产品和软件销售基本处于停滞状态。

  税前营运利润率为24.2%，环比下降230个基点，原因主要在于高利润的Wireline服务的下滑大大抵消了高利润的多客户地震许可销售。营运利润率的降幅比上个季度高56%，原因主要在于活动受到营运突然中断的影响，而营运的中断使得公司难以对成本进行及时调整。

  在本季度，多个油藏描述技术帮助描述了复杂油藏，优化了油井生产和油藏采收率，并改善了运营效率。

  在伊拉克，Wireline为Rumaila油田的Rumaila Operating Organization引进了LIVE PL*数字钢丝生产录井服务。LIVE PL技术提供了油井的实时生产测井，而在以前，存储式录井是唯一可行的方案。计划的运营关井时间为400小时，但最后仅用了100小时。结果，客户恢复生产的日期较计划提前了12天，并藉此避免了1.8万桶的产能延期。

  在印度近海，Wireline 在B-193油田引入了P3*穿孔后技术为ONGC Ltd清理油井的穿孔。在高酸度气体环境下，P3利用平衡的井壁液在低压油藏中进行了两次作业，并创造出高动态负压。P3技术使用PURE*清洁穿孔系统来移除穿孔过程中的碎片和破碎带的损坏。结果，客户的原油产能提升了330%，油管头的压力增加了250%。

  在北海英国海域，Wireline使用多项技术帮助TAQA在位于Pelican油田的超长井壁上打孔。StreamLINE*聚乙烯包覆的单芯电缆（其摩擦系数只有同等标准编织电缆的一半，这样便能降低线-lbm的打孔绳。得益于其聚乙烯包覆层，该电缆降低了防腐内衬的受损风险。此外，PowerJet Nova*极深穿透式锥形装药增加了对高应力岩石地层的穿透力，实现了最大容量的注水。结果，客户节约了钻井时间，而且完井只用了两次作业，而不是七次。

  在北海挪威海域，Wireline为挪威国家石油公司在Kvitebjørn油田的多个油井中部署了外差分布式振动感应(hDVS)技术。hDVS技术实现了使用井中安装的光纤来记录垂直地震资料探查情况，并藉此节约了钻井时间。在获取勘测情况时还使用了VSI*的多用途地震成像技术，该技术提供了精确的校准信息以及钻孔附近的图像，从而更全面地了解了正在进行的近场勘探的地震情况。VSI和hDVS作业的联合使用仅用了20个小时，而使用传统的垂直地震成像方法则需要4天。结果，客户获得了更多的地震校准信息，其可能节约的费用达到了150万美元，相当于三天的钻井时间。

  在委内瑞拉，Completions and Testing使用P3 PURE穿孔后控制式内爆，来清理PDVSA在委内瑞拉东部El Furrial油田的油井的孔眼。公司此前试图改善油藏描述的尝试均以失败告终。配备有挠性油管的P3技术实现了对指定油藏区间的高效的深度化学刺激。在使用这一举措之后，客户井口压力的上升幅度最高达到了1,500psi。

  在阿尔及利亚，Wireline使用Saturn* 3D圆径探头技术帮助Sonatrach对低渗透高失衡油藏进行了取样。Saturn技术将地层测试延伸至液体和油藏环境，而这些环境是传统地层测试仪无法介入的。客户首次通过对工具施加7,500 psi的压差，克服了压差限制，并在移动性低达0.02 mD/Cp的环境下对液体进行采样。结果，公司发现了油藏耗尽部分，并藉此增强了Sonatrach对地下环境的了解。

  在巴西近海，油藏描述部门使用托管压力钻探(MPD)服务帮助巴西石油公司(Petrobras)完成了全球首个盐层下深水地层评估电缆录井作业。斯伦贝谢井口压力控制设备也被首次整合至MPD系统，并成功地在150psi受控井口压力环境下实现了两次裸眼录井作业。这一技术对于在地层评估期间减少安全风险有着重要意义。结果，客户目前获取了用于描述油藏的重要信息，并降低了油田开发的风险。

  在阿布扎比，SIS成功地帮助阿布扎比国家石油公司(Abu Dhabi National Oil Company)和其运营企业完成了勘探生产信息解决方案(EXPRIS)项目。SIS于2012年获得这一合同，该合同涉及向1,000多个用户更好的提供直观有效的地球物理、地质、钻探、完井、流体样本分析、测井和生产油田数据。EXPRIS基于ProSource* E&P数据管理和交付系统，能够让用户在其他技术应用中使用数据，并藉此提升用户的生产力和团队整合度。

  钻井部门营收为30亿美元，环比下降8%，主要源于钻井活动减少、持续价格压力、冬季业务季节性放缓、货币疲软以及客户预算枯竭所导致的运营中断对Drilling & Measurements和M-I SWACO的影响，大多分布在在欧洲/独联体和非洲以及中东和亚洲地区。

  税前运营利润率为16.7%，环比下降173个基点，原因主要在于营收因价格疲软以及突然的运营中断导致运营利润率的降幅达到了38%。

  钻井部门的新技术提供了更好的表现，在本季度改善了多个区域的业务效率，优化了井位，并确保了井眼的完整性。

  在墨西哥，Drilling & Measurements为墨西哥石油公司在Tabasco油田的一口水平井中使用了GeoSphere的油藏随钻绘图服务。该地区以其地质复杂性和钻井风险而闻名。此前使用传统钻井方法的活动经常遇到地下风险，例如尖灭(shale-outs)，大幅度提升了井位精确定位的难度。GeoSphere第一次为墨西哥石油公司在墨西哥该油田部署了这一技术，它通过对整个油藏截面的目标沙土层进行测绘，减少了地质的不确定性，并优化了油藏内部油井的导向。GeoSphere技术所提供的信息还可以对岩相的结构和厚度进行精准的评估，这有助于地质模型的升级，并优化了该地区后续油井的设计和规划。

  在挪威近海，Drilling & Measurements为挪威国家石油公司使用了PowerDrive X6*旋转可控系统，帮助其在Valemon油田钻井。PowerDrive X6技术减少了钻削扭矩，从而改善了性能和可靠性。此外，IDEAS*一体化钻头设计平台提供了一个四维的切割面模拟环境，这使得StingBlade锥形金刚石构件钻头技术能与PowerDrive X6相结合，从而优化了钻距和钻速。这一钻速不仅超出了客户的预期，还以52.69米/小时的速度创下了新的24小时钻井记录。

  在北海的挪威海域，Bits & Drilling Tools为英国石油公司使用了Neyrfor TTT*的thru-tubing涡轮钻机，以重新恢复Ula油田油井的生产。Neyrfor TTT技术移除了油井涌出的60多立方米的油基钻井液，并形成了欠平衡的高氮比环境。此外， CIRP* 压力设备下完井插入和移除作业完成了在900米井段的打孔，而且打孔枪的移除没有对油井造成损害。客户实现了油井的增产，并达到了此前预期效果的3倍。

  在罗马尼亚，Lukoil Overseas在钻探时使用了斯伦贝谢Seismic Guided Drilling* (SGD)，即表面地震和井下测量的一体化，同时还结合了Geoservices实时的泥浆重量窗口检测服务，从而成功地在黑海钻探了两口油井。在第一口井中，SGD服务对孔隙压力坡道以及随后的良性压力进行了预测，同时还校正了油藏目标位置40多米，使客户得以钻至钻井计划中的总井深。在第二口井中，SGD压力预估帮助决定了最优的泥浆重量，改善了高达60米的目标位置，并使客户能够大幅先于计划达到油藏的总井深。

  在俄罗斯，M-I SWACO在Investgeoservis CJSC项目上使用了SCREEN PULSE的流体和岩屑分离器技术。 SCREEN PULSE技术是一个改良型装置，能够从泥浆振动筛中收集残留的钻井液，并将其返还给循环系统。这一技术被用在了两个单独的项目上，使得客户减少了26%的钻井废弃物，并帮助降低了稀释、治理、运输和处理成本。

  在哈萨克斯坦，Drilling & Measurements为Karachaganak Petroleum Operating B.V的两口水平井使用了StethoScope*随钻测压服务。这一技术确保了实时的压力测量，以创建相关的信息，然后利用这一信息与其他的记录一道为动态的油藏压力进行建模，这一举措对于优化采收率异常重要。钻井时间的减少为用户带来了约70万美元的成本节约，同时也降低了运营风险。

  在伊拉克，英国石油公司使用了斯伦贝谢的 StingBlade锥形金刚石构件钻头技术，来克服Rumaila油田井眼需进行多次钻井作业的要求。由于有着优秀的耐磨性，StingBlade技术帮助提升了钻距和钻速。结果，客户仅通过单次作业便完成了对整个油井部分的钻探，其钻速较平均补偿井的钻速提升了63.5%，为客户节省了3天多的钻井时间。

  在中国，Drilling & Measurements使用了地层评估、井位和钻井优化技术帮助Newfield Exploration Limited钻探LF7-2开发项目的9个油井钻孔。公司使用了EcoScope†* 多功能随钻录井技术、PeriScope* 地层界面测绘以及PowerDrive Orbit*旋转可控系统技术，以便在单次作业中更好地引导油藏顶端附近的水平钻孔，无需使用测道。该项目的钻探表现还改善了整体钻速，它为客户节省了11天的钻井时间，较最初的钻井计划节约了10%的时间。

  生产部门营收为27亿美元，环比下降10%，降幅的80%归咎于客户预算枯竭所导致的钻井数量的进一步下滑以及价格压力的增加而带来的北美陆地活动的进一步下降。

  尽管活动会降低，压力泵服务的价格疲软态势有增无减，但税前运营利润率为11.3%，环比上升24个基点。环比利润率降幅降至9%，源于压力泵利润率的下降大部分被斯伦贝谢生产管理拉美项目利润率的增加和OneSubsea合资企业净收益的增加所抵消。

  本季度，生产部门新技术通过加速生产、提升采收率和增加运营效率，帮助客户克服了技术方面的难题。

  在科威特东南部，Well Services使用HiWAY*流道技术为科威特石油公司(Oil Company)位于Greater Burgan油田砂岩油藏中的油井完成了一项大规模的压裂作业。HiWAY技术帮助克服了传统水力压裂方法经常面临的放置和压裂支撑剂回流挑战。在进行压裂作业之后，油井生产达到了3,000桶/天的自然持续产量。

  在突尼斯，Well Intervention为Serept Ashtart油田的两口油井进行了增产作业。高温油藏要求对液体进行精确的选择，而 Jet Blaster*改造的高压喷射服务提供的高能量定向液体流使得增产液体能够被放置到油藏矩阵内部深处准确的位置。结果，增产后的产量超过了客户的预期，其中一口井的产量增加了4倍，另一口井的产量翻了一番。

  在厄瓜多尔，Well Services为Petroamazonas部署了DualSTIM*压裂服务，并将其作为重新完井的一项举措，以解决Parahuacu油田产量下降的问题。DualSTIM技术使用了水基流体来为已近枯竭的油藏增产，该油田渗透性一般，且其粘土构造对于富水环境十分敏感。自2014年开始为多口油井提供服务以来，DualSTIM的技术与水力压裂技术一道，帮助油田产量增加了共计40多万桶。

  还是在厄瓜多尔， Well Services为Shushufindi Consortium在Aguarico油田一口油井中使用了Invizion*一体化层位封隔服务。Invizion技术能够实时跟踪并评估水泥固井作业的状况，此举增强了人们对结果的理解。此外，该技术允许对油井数据来进行整合，以发现层位封隔方面的问题，并对潜在的短、长期影响进行评估。

  在厄瓜多尔别的地方，Well Intervention 为Orion Energy部署了OneSTEP*简化砂岩增产技术，以消除对油井的损害，并在不影响电动潜水泵完整性的情况下克服流体传输问题，而电动潜水泵的存在也使得常规的增产措施没有办法进行。OneSTEP技术仅使用了一个流体解决方案来消除对油井的损害，以实现砂岩油藏的整体增产，同时减少岩石瓦解的风险。客户的产量翻了一番，同时将碱性沉淀物和水含量维持在了0.1%的水平。

  在加蓬近海，Schlumberger Completions为VAALCO使用了一个一体化的解决方案，以便对Etame油田处于开发中的三口水平井进行完井作业。该方案包括使用油藏钻井液，完井和人工起重技术来完成裸眼砂封完井作业。特别值得一提的是，AquaPac*一体化水封系统使用卤水来 搬运砂砾，并将其放置在此前安装的滤网周围，以防止生沙。FloPro NT*技术被用来运输来自于油藏储层段的大量岩屑。在运营方面，砂封油井的产量达到了客户的预期值。

  包括财产、工厂和设备的折旧以及非货币性资产、多客户端地震数据成本和SPM投资摊销。.

  “净债务”是指债务总额减去现金、短期投资和持有至到期的固定收益投资。管理层认为，通过反映可拿来偿债的现金和投资，净债务提供了有关斯伦贝谢债务程度的有用信息。

  包括财产、工厂和设备的折旧以及非货币性资产、多客户端地震数据成本和SPM投资摊销。

  包括截至2015年12月31日12个月的约8.1亿美元的遣散费，以及2015年第四季度2.05亿美元的遣散费。

  “自由现金流”是指经营产生的现金流减去资本支出、SPM投资和资本化多客户端地震数据成本。管理层认为这是一个重要的数据指标，因为它代表了可用于降低债务、把握提升股东价值（例如收购，以及通过股票回购和派息将现金返还给股东）机遇的资金。

  除了根据美国公认会计准则(GAAP)计算的财务业绩，2015年全年和第四季度新闻稿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）。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：

  2015年第四季度税前营业收入利润率为16.6%。营业利润率同比降幅为31%。环比营业利润率降幅为32%。

  2015年全年的税前营业收入利润率为18.4%，营业利润率同比降幅为31%。

  2015年第四季度自由现金流占不计非控制性权益以及费用和贷项的持续营收的比例是多少？

  2015年第四季度，自由现金流达到7.98亿美元（包含约2.05亿美元的遣散费），占不计非控制性权益以及费用和贷项的持续营收的比例是94%。

  2015年全年自由现金流占不计非控制性权益以及费用和贷项的持续营收的比例是多少？

  2015年全年，自由现金流达到49.6亿美元（包含约8.1亿美元的遣散费），占不计非控制性权益以及费用和贷项的持续营收的比例是114%。

  斯伦贝谢2016年资本支出（不计多客户端和SPM投资）预计为24亿美元。2015年全年资本支出为24亿美元。

  2015年第四季度的“利息和其他收益”为8,100万美元。这中间还包括6,700万美元的权益法投资收益和1,400万美元的利息收益。

  利息收益为1,400万美元，环比增加100万美元。利息支出9,100万美元，环比增加500万美元。

  区别包括，未分配至业务部门的企业支出（包括费用和贷项）和利息收益以及利息支出，以及股票的薪酬费用，与某些非货币性资产相关的摊销费用和某些集中管理的项目。

  不计费用和贷项，2015年第四季度实际税率是18.2%；2015年第三季度是20.0%。

  截至2015年12月31日，在外流通的普通股有多少，与上季度末相比有何变化？

  截至2015年12月31日，在外流通普通股为12.56亿股。下表显示的是从2015年9月30日至2015年12月31日的在外流通股变化情况。

  2015年第四季度和2015年第三季度在外流通股的加权平均数是多少，这一数字相对于摊薄后在外流通股平均数（用于计算持续运营摊薄后每股盈利，且不计费用和贷项）是如何调整的？

  2015年第四季度和2015年第三季度期间的在外流通股加权平均数分别为12.59亿股和12.65亿股。以下是相对于摊薄后在外流通股平均数的在外流通股加权平均数的调整数据。

  2015年第四季度，包括转让费在内的多客户端销售总额为1.17亿美元，上一季度该数字为6,000万美元。

  2015年第四季度末，WesternGeco未完成订单（基于与客户签订的合同）为11.3亿美元。上一季度末该数字为9.1亿美元

  斯伦贝谢间接全资子公司Schlumberger Holdings Corporation (SHC)在2015年12月发行了五个级别的有限证券，总价值60亿美元。其利率和期限如下：2017年的到期1.900%利率优先票据5亿美元；2018年到期2.350%利率优先票据13亿美元，2020年到期3.000%利率优先票据16亿美元，2022年到期3.625%利率优先票据8.5亿美元，2025年到期优先票据17.5亿美元。

  依据2016年活动展望，以及为了进一步精简其支持结构，斯伦贝谢决定在2015年第四季度进一步裁员，并扩张其奖励性休假计划。最终，斯伦贝谢在第四季度产生了5.3亿美元与裁员和奖励性休假计划有关的费用。

  受油气行业市场环境持续恶化及其对活动展望的影响，斯伦贝谢意识到某些资产的账面价值没办法回收，同时，斯伦贝谢还采取了一些举措，导致2015年第四季度发生了以下减值和重组费用：

  7.76亿美元的固定资产减值，主要与北美利用不足的压力泵和别的设备以及某些低档次钻井设备有关。

  哥伦比亚现有SPM项目投资账面价值减少了1.82亿美元的，原因主要在于大宗商品的价值最近的下跌。需要仔细考虑的另一个因素在于，该项目已接近合同期限，且其营收流与油价直接挂钩。

  与设施相关的1.77亿美元，包括某些厂房的预期销售以及某些租赁合同的终止。

  8,400万美元与当前市场环境有关的另外的费用， 包括与可销售证券非临时性减值有关的4,000万美元，以及与股权方法投资减值有关的1,500万美元。

  斯伦贝谢公司是世界领先的油气行业技术、综合项目管理和信息解决方案提供商。企业具有来自140多个国家的大约95,000名员工，其业务遍布超过85个国家。斯伦贝谢提供业内最为完整的产品与服务链，其经营事物的规模涵盖了油气行业从勘探到生产的各个环节。

  斯伦贝谢有限公司的主要办公地位于巴黎、休斯顿、伦敦和海牙，其2015年公布的营业收入达354.7亿美元。如需知道更多信息，请访问。

  斯伦贝谢将于2016年1月22日（星期五）举行电话会议来讨论以上公告和业务前景。此次电话会议将从美国中部时间上午8:00、东部时间上午9:00、巴黎时间下午3:00开始。欲收听此次面向公众开放的电话会议，请在会议既定召开时间之前大约10分钟拨打电线（北美之外）。申请收听“斯伦贝谢收益电话会议”。电话会议结束后，通过拨打电线（北美之外）并提供代码373076可于2016年2月21日前收听此次电话会议的音频回放。

  此次电话会议将以仅限收听的方式在上同步网络直播。请提前15分钟登录以测试您的浏览器和注册收听电线日之前，该网站还将提供网播回放。

  这篇2015年全年和第四季度收益新闻稿和补充信息，和公司发布的其他陈述含有联邦证券法规所定义的“前瞻性陈述”，这些陈述包括任何非历史事实的陈述，例如与公司业务前景有关的预测或预期；斯伦贝谢的整体以及每个部门的发展（或每个部门某一产品或地域）；石油和天然气需求和产能增长；石油和天然气价格；运营流程和技术的改善；斯伦贝谢与油、气行业的资金花费；斯伦贝谢客户的业务策略；Cameron与本公司业务的整合；Cameron交易带来的预期效益；斯伦贝谢合资企业和联盟的成功；未来全球经济发展形势；以及未来运营的业绩。这些陈述受到风险和不确定性因素的限制，包括但不限于：全球经济发展形势；斯伦贝谢客户勘探和生产开支的变化以及石油和天然气勘探和开发水平的变化；全球关键区域经济、政治和业务大环境；价格侵蚀；天气和季节性因素；运营变化、延期或取消；产能下降；政府法规和监督管理要求变化，包括那些与海上石油和天然气勘探、放射性源、爆炸物、化学品、水力压裂服务以及环境相关动议有关的法规；技术没办法解决勘探中遇到的新问题；拟定Cameron兼并无法达成、拟定Cameron兼并悬而未决带来负面影响，达成Cameron兼并交易后无法成功整合兼并后的业务并实现预期协同作用的风险；无法留住关键员工；兼并支出；和公司2015年全年和第四季度的收益报告和补充信息、最近的10-K、10-Q和8-K表格和我们向美国证券交易委员会提交或提供的报备文件中所列之其他风险和不确定性因素。如果其中或其他的一个或多个风险或不确定性因素成为了现实（或此类业务的发展结果出现了变化），或公司的基本假设出现了错误，那么实际结果可能会与前瞻性陈述中的内容出现重大偏差。斯伦贝谢不打算也没有一点义务因新信息、未来事件或其他事情对此类陈述进行公开更新或修订。