巴黎--(美国商业资讯)--斯伦贝谢有限公司(Schlumberger Limited, NYSE:SLB)今天宣布，该公司2013年第一季度的营收为106.7亿美元，而上一季度和上年同期分别为111.7亿美元和99.2亿美元。

不计费用和贷项，2013年第一季度可归于斯伦贝谢的持续经营业务收益为13.5亿美元，环比下降6%，同比增长4%。不计费用和贷项，持续经营业务摊薄后每股收益为1.01美元，而上一季度和上年同期分别为1.08美元和0.96美元。

斯伦贝谢在2013年第一季度、上一季度和上年同期分别记录了每股0.07美元、0.06美元和0.01美元的费用。

油田服务营收为106.7亿美元，环比下降5%，同比增长8%。油田服务税前经营收益为20亿美元，环比下降6%，同比增长4%。

斯伦贝谢首席执行官Paal Kibsgaard评论说：“强劲的国际业务以及针对北美充满挑战的市场情况的弹性推动了第一季度的稳固业绩。虽然我们的环比业绩体现了北半球和远东地区的正常季节性放缓影响以及产品销售额的环比下降，但是我们的同比业绩体现了国际市场的潜力、我们的强大执行力以及我们整合能力的重要性。

国际同比增长超过了钻机数量增长速度，这归因于中东和亚洲地区的增长以及沙特阿拉伯、伊拉克、澳大利亚和中国等主要市场的强劲活动。在欧洲/独联体/非洲地区，撒哈拉以南非洲地区的强劲势头以及俄罗斯、里海和北海的增长推动了业绩增长。拉美受益于厄瓜多尔的生产管理活动、墨西哥和中美洲的强劲势头以及阿根廷、玻利维亚和智利地区性市场的增长。在北美，加拿大的强劲活动和美国墨西哥湾的稳固业绩部分抵消了美国陆地价格和活动的进一步低迷。

第一季度的国际价格趋势依然未发生变化，每钻机营收（已经关注了六个季度）延续了缓慢但稳固的进展。这不仅得益于活动，也得益于技术组合（在强大执行力和经营绩效的支持下我们不断推出高端服务）。在北美，陆地服务的价格整体低迷，并且压力泵合同的压力加大。

第一季度全球宏观环境在中国、美国和欧元区等主要经济体出现了喜忧参半的情况。但是我们对2013年的整体展望依然与先前的预测基本保持不变，包括对GDP增长的预测以及对全球石油和天然气市场基本面的预测。我们仍然预计北美的石油供应将继续增长，而其他的非欧佩克生产将很可能继续面临挑战，如果不出现任何的意外宏观经济或地理政治事件，我们预计全球备用容量将基本保持当前水平。

因此，我们继续在撒哈拉以南非洲、俄罗斯、中东、中国和澳大利亚等重要地区看到了符合我们预期的强劲稳定增长。由于低于预期的钻机活动和持续的价格低迷，北美的前景依然充满不确定性。虽然寒冷的天气和停止增长的天然气生产导致大量的存储提取，但是这尚未导致干气钻探活动发生任何变化。

在这种环境下，我们依然专注于在我们所参与的每个市场实现卓越的经营和财务业绩。凭借我们整个机构所展现的承诺和动力，我相信我们将能够在未来继续为投资者提供卓越回报。”

其他活动

• 2013年第一季度，斯伦贝谢以平均每股77.63美元的价格（总价1.93亿美元）回购了250万股该公司的普通股。

净债务

“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，通过反映可以用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。年初至今的净债务变化如下：

费用和贷项

除了根据美国公认会计准则计算的财务业绩，本文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：

油田服务

第一季度的营收为106.7亿美元，环比下降5%，同比增长8%；国际地区的营收为72.6亿美元，较上年同期增长8.53亿美元（13%）；北美地区的营收为32.9亿美元，较上年同期下降1.44亿美元（4%）。在营收环比下降中，超过50%归因于2012年第四季度强劲的年末产品、软件和多客户端销售额。其余的环比下降归因于：北海、俄罗斯和中国的季节性活动减少；文莱、马来西亚、菲律宾和澳大利亚地区性市场的天气相关作业延迟；以及美国陆地产能过剩导致的价格下降。但是，这些环比影响被安哥拉的强劲勘探和钻探活动以及加拿大西部和阿拉斯加的强劲冬季项目活动有所抵消。

鉴于年末和季节性因素对环比业绩产生的显著影响，除非特别指出，否则以下章节都专注于同比。

国际营收增长13%，超过了钻机数量的7%同比增长。这一增长受益于中东和亚洲地区的推动，中东和亚洲地区的营收为25亿美元，增长21%，这主要归因于沙特阿拉伯的全部技术的强劲业绩、伊拉克强劲的综合项目管理业绩以及澳大利亚和中国地区性市场的持续陆地和海上钻探活动。欧洲/独联体/非洲区的营收为29亿美元，增长11%，这归因于强劲的开发和钻探活动推动的撒哈拉以南非洲地区增长。在俄罗斯和中亚地区，库页岛海上拥有强劲的海上活动，西伯利亚和哈萨克斯坦拥有强劲的陆上活动，而北海地区性市场实现了稳固增长——这归因于活动从勘探向开发和生产相关的项目转移。拉美地区的营收为19亿美元，增长8%，这主要得益于斯伦贝谢生产管理部门Shushufindi项目的稳步进展所推动的厄瓜多尔增长。墨西哥和中美洲、阿根廷、玻利维亚和智利地区性市场也实现了强劲营收，而巴西的营收则与上年同期持平。北美的营收为33亿美元，下降4%——主要归因于陆地活动同比下降11%，而海上活动同比增长26%。海上营收的增长得益于钻探活动的增多（归因于美国墨西哥湾的深水钻机数量同比增长超过30%）。陆地营收的下降主要归因于压力泵服务和其他技术的价格低迷（由于钻机总数同比减少15%）。

按部门分类，油藏描述部门的营收为28亿美元，增长2.21亿美元（9%），这得益于测试服务和斯伦贝谢信息解决方案的两位数增长（归功于所有国际地区有所改善的海上勘探活动和软件销售额增长）。WesternGeco的营收实现了增长，这归因于海洋船舶利用率的提高（受益于更优的价格和有所改善的UniQ*）以及中东和澳大利亚的传统陆地地震生产效率。钻井部门的营收为41亿美元，增长3.47亿美元（9%），这得益于对钻井和测量服务的强劲需求（归因于美国墨西哥湾、撒哈拉以南非洲、库页岛、亚洲和澳大利亚的海上钻探活动有所增强，以及沙特阿拉伯、中国和澳大利亚的主要国际陆地市场的钻机数有所增加）。各个地区的钻井工具和补救活动均有所增加，并且综合项目管理营收实现了显著增长（得益于伊拉克和澳大利亚的项目增长）。生产部门的营收为38亿美元，增长了2.43亿美元（7%），这归因于国际地区的人工举升、修井、完井和油井服务生产技术营收实现了两位数增长。Framo and Subsea Services Technologies实现了超过50%的增长，而斯伦贝谢生产管理营收增长了超过100%，这归因于拉美的项目较原计划提前启动。但是，生产部门的营收增长被北美陆地的压力泵营收下降有所抵消。

第一季度的税前经营收益为20亿美元，环比下降6%，同比增长4%。国际的税前经营收益为15亿美元，同比增长2.62亿美元（21%），而北美的税前经营收益同比下降1.5亿美元（19%）至6.27亿美元。

就环比而言，虽然营收较上年末有所下降并受到季节性影响，但是19.0%的税前经营利润率仅下降了37个基点，国际利润率保持了20.5%的水平，北美的利润率为19.1%。

就同比而言，19.0%的税前经营利润率略微下降59个基点，国际的税前经营利润率增长135个基点至20.5%，而北美的税前经营利润率下降356个基点至19.1%。中东和亚洲的利润率同比增长125个基点至24.3%，欧洲/独联体/非洲增长120个基点至17.8%，拉美增长123个基点至19.5%。北美利润率的下降主要归因于陆地油井服务生产技术的价格压力，而国际利润率的提高则归因于测试服务以及钻井和测量技术的强大贡献（得益于海上勘探和钻井活动的增多推动的盈利性提高）。拉美和中东及亚洲的综合项目管理和斯伦贝谢生产管理项目的相关活动的盈利性提高也推动了国际利润率的提高。

按部门分类，油藏描述部门的税前经营利润率同比增长94个基点至27.0%，这归因于测试服务的盈利性提高；钻井部门的税前经营利润率同比增长57个基点至17.9%，这归因于钻井和测量服务的利润率提高。生产部门的税前经营利润率同比下降237个基点至15.1%，这主要归因于美国陆地油井服务生产技术的价格下降，但又被拉美的斯伦贝谢生产管理项目的盈利性提高有所抵消。

油藏描述部门的众多技术整合亮点为第一季度的业绩作出了贡献。

Saudi Aramco与斯伦贝谢就一个联合项目进行了紧密合作，为全球最大的油田开发和实施一种孔隙系统表征技术。根据所使用的解码方法，这种技术被称为CIPHER，整合了质地敏感型核磁共振数据与其他光谱孔隙测量的成像测井，以获得碳酸盐岩储层的全面孔隙系统评估。碳酸盐岩的复杂孔隙系统要求将详细的碳酸盐岩孔隙几何图形作为改进的渗透率测定和预测最终采收率的重要依据。了解这些碳酸盐岩孔隙系统的详情对于评估碳酸盐岩地层而言至关重要。CIPHER将使Saudi Aramco的最大石油采收率预测和操作能力实现阶跃变化。

在加拿大东部，电缆测井部门部署了最新一代岩石和流体取样服务，以提高一个海上油井的测量质量和运营效率。XL-Rock*大型旋转式井壁取心技术和新的钻头设计使得可以从表面（收获了试图钻取的岩心中的80%）控制钻压，其中的一些岩心位于抗压强度不足500 psi的疏松区域。此外，使用MDT*模块化地层动态测试器（配备了Quicksilver Probe*聚焦提取技术和InSitu Fluid Analyzer*系统）从多个测试区获得了低污染流体样品。这种技术组合使得能够以超过先前的准确度和经营效率采集代表性的岩石和流体样品。

在德克萨斯州西部，斯伦贝谢技术的整合帮助Endeavor在二叠纪盆地的Wolfcamp页岩地层优化了一个水平井的设计。电缆测井ECS*元素俘获谱和Sonic Scanner*声波扫描技术被用来描述Wolfcamp页岩（比先前锁定的目标更深）的一个剖面的特征。在钻探期间，斯伦贝谢PeriScope*地层界面测绘仪被用来将水平井筒维持在更深目标范围内。然后安装了大排量设计水平井完井，同时采用油井服务HiWAY*流道水力压裂技术实施了19级增产措施。与相同油田的最近探边井相比，这种整合性斯伦贝谢解决方案使运营商能够将这个油井的60天石油产量提高34%。

在沙特阿拉伯，斯伦贝谢完井部门在一个海上油田为Saudi Aramco安装了首套三边3 ½-in IntelliZone Compact*模块化多区管理系统。IntelliZone Compact技术是新一代综合性智能完井系统，在一套装配中包含一个远程操作的流量控制阀、配有节流位置传感器的实时双监控系统以及通孔封隔器。该系统旨在优化生产的同时提高安装效率和尽量减少未来干预。

在日本，Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC)成为全球首次确认在海上从甲烷水合物层生产气体的公司。JOGMEC在钻探两个监测井和一个生产井以及生产井的流量测试至甲烷水合物分离期间使用了斯伦贝谢地层评估、钻探、完井和监测技术。斯伦贝谢的技术包括WellWatcher*实时油藏和生产监测以及光纤分布式温度传感和高分辨率数字传感器阵列。此外，生产测试之前和之后会运行包含Borehole Acoustic Reflection Survey (BARS)建模的电缆测井Sonic Scanner声波扫描平台和基于套管技术的ABC*分析。这些斯伦贝谢技术可以帮助JOGMEC在这个开创性项目中验证从甲烷水合物中生产气体的方法和经济学。

油藏描述部门

第一季度的营收为28亿美元，环比下降11%，同比增长9%。税前经营收益为7.58亿美元，环比下降18%，同比增长13%。环比下降主要归因于WesternGeco多客户端和SIS软件销售额继上年末强劲表现之后的下降，但又被WesternGeco海洋船舶利用率的提高有所抵消。

就同比而言，营收增长2.21亿美元，这归因于测试服务活动和SIS软件销售额的两位数增长（得益于所有国际地区的海上勘探活动增加和销售额增长）。WesternGeco的营收实现了增长，这归因于海洋船舶利用率的提高（受益于更优的价格和有所改善的UniQ*）以及中东和澳大利亚的传统陆地地震生产效率。

税前经营利润率为27.0%，环比下降215个基点，同比增长94个基点。利润率的环比下降主要归因于WesternGeco多客户端和SIS销售额的季节性下降。

税前经营利润率的同比增长归因于高利润率海上勘探活动所推动的测试服务盈利性提高。

油藏描述部门的众多技术亮点为第一季度的业绩作出了贡献。

WesternGeco刚刚在新西兰完成了首次高分辨率宽频带多客户端勘测的采集，为2014年的土地招标做准备。此次勘测在塔拉纳基的海上进行，使用了几种WesternGeco技术，包括Q-Marine Solid*拖缆、ObliQ*滑动缺口宽频带采集和成像、Delta*校准海洋宽频带震源以及用于浅水区的Continuous Line Acquisition*满覆盖方法。由于对当地环境的考虑，WesternGeco与当地环境和监管机构进行了紧密合作，以确保以安全和负责任的方式实施此次勘测，并且获得了新西兰环保部的称赞。

WesternGeco获得了Thombo Petroleum Ltd.授予的一项合同，使用IsoMetrix*海洋等距地震技术在南非海上的2B区块采集和处理一项三维勘测。此次勘测覆盖一个686平方公里的满覆盖区域，延伸至A-J1地堑（Thombo Petroleum声称这里包含一项石油发现，并且边缘拥有其他潜在发现）。Thombo表示使用IsoMetrix技术是评估储量和资源过程中的重要一步。

在安哥拉的海上，WesternGeco在由Total Exploration and Production Angola运营的Girassol、Jasmin、Dalia和Rosa油田中使用Q-Marine*技术完成了一项600平方公里的四维勘测。这个高度拥挤的地区包括两艘浮式生产储油卸油船、两个油轮装载站和一个钻机，需要使用潜炸技术和一艘额外的震源船来阐释地面装置下方的储层。

英国石油公司(BP)授予了WesternGeco有史以来最大规模的的数据处理和成像合同之一，在特立尼达和多巴哥的South Columbus盆地中处理大约900平方公里的海底电缆数据。此次勘测使用Q-Seabed*技术和SimSource*同步震源采集技术在两个冬季期间采集。这项合同是双方的多年期多项目合作的一部分，这种合作使得英国石油公司/WesternGeco联合团队荣获了全球著名的BP Helios奖。

继UniQ集成定点接收陆上地震系统可用于出租和销售之后，几家公司已经部署了该技术。IG Seismic Services Ltd (IGSS)购买了一套40,000通道系统，该系统已经在俄罗斯成功运营。中国的四川石油管理局地球物理勘探公司租用了一套45,000通道系统，并以创纪录的效率为中石油西南油气田公司完成了一个项目。墨西哥的项目也达成了一年租赁协议，以继续部署UniQ系统。

在澳大利亚，Apache在一个复杂的含海绿石储层中使用了电缆测井MR Scanner*专家磁共振服务，为Stag油田中的一个开发井提供流体识别。海绿石的高浓度影响了电阻率测井，以致于使用传统测井技术无法识别饱和度甚至是流体类型。但是，MR Scanner流体类型识别仪不仅可以提供饱和度，而且能够识别水/油/气接触面。这种成功的结果推动Apache在其油田的油井开发计划中整合了该技术。

在科威特，科威特石油公司(KOC)使用了电缆测井Dielectric Scanner*多频介电色散技术，来检测Raudhatain油田（拥有复杂的地层和沉积岩变化）中的一个水平井中可产生水的区域。随后，使用配有Quicksilver Probe聚焦提取技术的MDT模块化地层动态测试器来量化相关区域的含水量，并确认了来自Dielectric Scanner服务的结果。这种流体表征帮助客户优化了完井设计，并实现了高效的储层排油，以实现最大采收率。

在阿拉斯加，为Cook Inlet Natural Gas Storage在Kenai气田部署了电缆测井TuffTRAC*套管井服务牵引器和PowerJet Omega*深穿透射孔聚能装药，以便为四个钻井重新射孔。之前，该气田的所有钻井都进行了正压射孔，并且产生的流体测试低于预期。为了优化射孔损坏和实现更加高效的射孔孔道，这些钻井以平衡压力进行了重新射孔，从而使注射速率提高了50%至300%。

在哥伦比亚，为Hocol S.A.使用了电缆测井Flow Scanner*水平和倾斜钻井生产测井技术和RST*油藏饱和度技术，以采集五个砾石充填裸眼井的地层评估数据。斯伦贝谢石油技术服务部门提供的数据说明让客户可以更好地理解生产状况和储层性质及其对钻井水平井段的开采动态的影响。因此，Hocol S.A.正在规划一种新的油田开发策略，其中包含对钻探和完井设计的改进。

在哈萨克斯坦，为Karachaganak Petroleum Operating B.V.（ENI、BG、雪佛龙、Lukoil和KazMunaiGaz组成的财团）在一个位移6-in水平井中部署了电缆测井PressureXpress*储层压力随钻测井技术，在Karachaganak油田中记录有史以来最深的地层压力测量。通过使用最佳的作业设计、规划执行和实时监测最佳实践，PressureXpress工具被部署于一个充满挑战的1200米水平井段的钻柱上。采集的数据使运营商能够更好地理解主钻井平台面向Western Buildup的压力体系。

在哥伦比亚，为Union Temporal IJP使用了电缆测井Sonic Scanner声波扫描平台和USI*超声波成像仪技术以及CBL Adviser*水泥胶结评估软件，以评估Palagua油田中的一个产油井的近井筒裂缝特性。通过斯伦贝谢石油技术服务部门提供的多学科油藏描述支持，裂缝的高度和波及深度得以详细描述，从而能够对油井的生产效率进行新的预测。因此，客户计划在另外两个油井中执行相同的工作流程。

在俄罗斯，斯伦贝谢测试服务部门为Venineft在库页岛的海上以高流速实施了一项复杂的油井测试。虽然天气条件恶劣、海上钻机拥有有限操作窗口以及传播成本较高，但是试井操作非常完美，使钻机时间比原计划缩短了10%。这项成功得益于定制化的试井设计、充分的作业准备、实时数据监测以及Venineft与斯伦贝谢海上和陆上团队之间的协作。

在阿联酋，斯伦贝谢与Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO)签署了一项新的主协议。这项为期三年的合同使ADCO的所有业务部门都能够获得斯伦贝谢勘探与生产软件技术、技术咨询和培训服务。凭借提供地震、地质建模、油藏模拟和石油经济学等端到端石油技术解决方案的独特能力，斯伦贝谢继续被视为ADCO的可靠技术合作伙伴。

在南非，Sasol Petroleum International选择了斯伦贝谢Petrel*勘探与生产软件作为其全球所有资产的首选建模和地震解释平台。这构成了一个战略性科学软件、数据管理和进程环境项目的一部分。Petrel软件将为资产团队提供相关的整合，并且是协作式“思考和规划”环境的关键促成因素。

在波兰，Polish Oil and Gas Company S.A. (PGNiG)选择了Petrel勘探与生产软件作为其全部国内资产（尤其是页岩气特许开采区）的首选储层建模和地震解释平台。采用Petrel技术平台的决定支持了PGNiG改善常规和非常规气藏勘探和开发的承诺。

钻井部门

第一季度的营收为41亿美元，环比持平，同比增长9%。税前经营收益为7.41亿美元，环比增长7%，同比增长13%。营收环比持平归因于M-I SWACO产品销售额继年末表现强劲之后的下滑被钻井和测量服务的营收增长（得益于更加有利的技术组合以及欧洲/独联体/非洲地区和中东的活动增加）所抵消。

营收同比增长3.47亿美元，这得益于钻井和测量技术的强劲营收增长（归因于美国墨西哥湾、撒哈拉以南非洲、库页岛、亚洲和澳大利亚的海上钻探活动有所增强，以及沙特阿拉伯、中国和澳大利亚等主要国际陆地市场的钻机数有所增加）。各个地区的钻井工具和补救活动均有所增加，并且综合项目管理营收实现了显著增长（得益于伊拉克和澳大利亚的项目增长）。

税前经营利润率为17.9%，环比增长111个基点，同比增长57个基点。环比利润率的提高得益于更高级的钻井和测量服务技术组合带来的更优价格以及中东的综合项目管理的盈利性提高。

税前经营利润率的同比增长得益于美国墨西哥湾和国际地区的钻探活动增加以及经过改进的技术组合（尤其是钻井和测量技术）带来的更有利价格。

钻井部门的众多技术为第一季度的业绩作出了贡献。

在中国，为中石油在哈得油田钻探三个深井时首次部署了斯伦贝谢PowerDrive Archer*高构建率旋转操纵系统和Smith IDEAS*集成钻头设计平台，并打破了两项油田记录——在8 1/2-in井段中实现了最长的单次钻头运行，以及最快的钻速。此外，PowerDrive Archer还凭借自其2012年商业化以来钻探的最大总垂直深度，创造了世界纪录。PowerDrive Archer与Smith Bits技术的结合使得从启动到在油井着陆的钻井过程可以在单次运行中完成，这使得运营商能够减少多达五次运行或者每口井节省多达7天时间（与先前的钻井系统相比）。这些技术的协同作用还使得中石油能够缩短造斜井段，并使储层接触范围增加大约20%。

同样在中国，钻井和测量部门于2012年在长北项目中为壳牌公司(Shell)创造了多项钻井纪录。迄今为止，在完成的四口双侧井中，有三口井被认为“同类最佳”，另外一口井与过去六年中在相同油田钻探的油井相比被认为处于“前四分之一”。基于绩效的钻探合同符合壳牌公司的目标，并且已经使客户比原计划的AFE总时间提前了101天。这一成就得益于钻井和测量部门的现场员工和壳牌公司长北项目团队的合作。

在中国南海，为CACT Operators Group（中国海洋石油总公司、雪佛龙和ENI）部署了钻井和测量PowerDrive*旋转操纵系统、EcoScope*^†多功能随钻测井和PeriScope地层界面测绘仪技术，以便在一个水平再钻井钻探项目中开发高度层叠的成熟储层。通过在稀薄的2米目标储层中精确放置水平井的全部水平井段，运营商能够改善排烃。因此，水平井一直以好于预期的更高速率和极低的含水率生产。

在俄罗斯，斯伦贝谢钻井部门的技术为Eriell在Novy Urengoy地区的Samburgskoe油田提供了新的水平钻探绩效基准。斯伦贝谢钻井和测量PowerDrive X6*旋转操纵技术和定制化的Smith聚晶金刚石复合片(PDC)钻头与高级切割技术的结合实现了32米/小时的水平井钻速，创造了新的油田纪录。

同样在俄罗斯，钻井和测量部门在Perm地区部署了MicroScope*随钻电阻率和成像技术。该服务在Pavlovskoye油田的碳酸盐岩地层中体现了高效率，提供了高电阻环境中的准确地层电阻率、构造倾角和随钻裂缝信息。实时获得这种重要信息可以帮助在储层的最有效点成功放置两个水平井。经过验证的MicroScope测量的价值为该技术在Volga Ural地区和俄罗斯市场的快速增长创造了新机会。

在俄罗斯的其他地方，斯伦贝谢钻井部门的技术最近为Gazprom Burienie应用于东西伯利亚的Dulisma油田。钻井和测量PowerPak*导向马达与定制化的Smith钻头的结合，使客户能够钻探一个8 ½-in水平井段（该油田有史以来所钻探的情况最复杂的井段）。尤其是，Smith Bits PDC技术克服了该地层的辉绿岩井段的技术挑战，在单次运行中钻探了1383米（而先前钻探的油井则至少需要三次运行）。

在澳大利亚的海上，为Vermilion Oil & Gas部署了斯伦贝谢钻井部门的技术，以便在一个油田（拥有非常疏松的储层）中钻探极具挑战性的油井。部署的技术包括钻井和测量PowerDrive Archer高构建率旋转操纵系统、EcoScope多功能随钻测井服务、PeriScope地层界面测绘仪、使用IDEAS集成钻头设计平台定制化的Smith钻头以及WellDefined TVD*勘测优化服务。这种结合可以支持精确放置油井，同时将困难的轨迹维持在目标区域内和先前钻探的油井之间。PeriScope技术可以绘制预期的水锥，并在目标砂岩中指引操作。这一操作在2200米的单次运行中进行。

在泰国，斯伦贝谢钻井和测量部门最近获得了PTTEP授予的一项合同，为其泰国的全部海上项目提供随钻测量技术。这项三年期合同标志着斯伦贝谢钻井和测量部门重新进入泰国湾小井眼钻探市场。这种极具挑战性的超高温度钻探环境要求能够在200摄氏度环境下工作的特殊MWD技术。

在厄瓜多尔，Smith Bits技术帮助EP Petroecuador在Auca油田的一口钻井的12 ¼-in井段实现了最快速的记录钻速。12 ¼-in定制化Smith PDC钻头和ONYX*切割技术展现了最小磨损，并可以帮助运营商节省超过三天时间（与先前使用两个或三个常规PDC钻头的类似油井相比）。

在阿根廷，为Apache部署了斯伦贝谢PowerDrive Archer高构建率旋转操纵系统和定制化Smith钻头，以在Neuquen盆地的Vaca Muerta非常规页岩地层钻探一口水平井。斯伦贝谢钻井技术的这种组合可以帮助优化测井曲线和排水井段（以高于探边井35%的平均钻速在单次运行中钻探）。因此，8 ½-in井段比原计划提前7天达到了总井深。

2013年，Occidental Petroleum Corporation (Vintage)旗下的全资子公司Vintage Production California LLC使用一套包含钻头、钻井液和马达的集成式斯伦贝谢钻井系统，在其California Rose Field作业中使油井建造成本降低了36%，并使运营效率提高了33%。这种工程钻井系统使得钻探一口13000英尺的油井的时间缩短了9.4天。用于上部井段的斯伦贝谢井下动力钻具、用于侧面的PowerDrive旋转操纵系统和定制化的Smith PDC钻头推动了这一绩效提高。该系统以最佳钻速实现了8°/100英尺弯曲井段。M-I SWACO流体被用于粘土抑制和润滑性，同时让低重力固体受到抑制，这减少了与井下工具和钻机组件侵蚀相关的非生产时间。斯伦贝谢与Vintage的井场合作团队成功管理了井眼净化并阻止了卡管，同时优化了钻井系统，从而实现了上述结果。通过斯伦贝谢固井服务迅速存取所有数据促成了最佳和及时的固井设计，这种设计可以实现有效的层位封隔。

在巴西，综合项目管理部门为Vanco在桑托斯盆地完成了三个海上油井的钻探，这个盆地因其地层诱导振动、严重的粘滑程度和高温度梯度等极具挑战的钻探条件而闻名。斯伦贝谢的技术部署获得了OSC*交互式钻井操作支持中心提供的支持，并且凭借最长的17 ½-in井段运行创造了巴西记录。整体而言，与运营商的支持计划批准的时间相比，节省了21天时间。

同样在巴西，为Petrobras在一个深水HPHT探井（拥有狭窄的泥浆压力操作窗口）中使用了M-I SWACO WARP*流体技术。WARP技术使得油井能够按计划钻探，并提高了从随钻测量和随钻测井工具获得数据的能力（以超过常规钻井液系统的10倍的信号强度）。这种经过改进的钻井液性能使得Petrobras对钻井和测量StethoScope*地层随钻压力、TeleScope*高速随钻遥测和sonicVISION*随钻声波技术提供的数据更有把握。

在巴西的其他地方，M-I SWACO WARP流体技术微粒化重晶石流体使得Wireline UBI*超声波钻孔成像仪能够为OGX部署于桑托斯盆地的一个深水HPHT探井中。通过使用2至4微米的加重材料（大约为标准的API重晶石的十分之一），WARP技术提供了17.2 ppg的高泥浆比重（拥有低流变特性，并且没有重晶石凹陷或沉降）。斯伦贝谢技术的这种结合为OGX提供了更强大的地层评估，同时降低了在充满挑战的HPHT环境中的作业风险。

生产部门

第一季度的营收为38亿美元，环比下降4%，同比增长7%。税前经营收益为5.73亿美元，环比下降3%，同比下降8%。环比下降主要归因于完井和人工举升产品销售额继年末的强劲表现之后的下滑。此外，油井服务生产技术的营收也有所下降，这归因于美国的过剩产能所导致的价格下跌（虽然加拿大西部的冬季活动增多推动了级数增加）。

营收同比增长2.43亿美元，这归因于国际地区的人工举升、修井、完井和钻井服务生产技术实现了两位数增长。Framo and Subsea Services Technologies实现了超过50%的增长，而斯伦贝谢生产管理营收增长了超过100%，这归因于拉美的项目较原计划提前启动。但是，生产部门的营收增长被北美陆地的压力泵营收下降有所抵消。

税前经营利润率为15.1%，环比持平，同比下降237个基点。利润率的环比增长得益于拉美的斯伦贝谢生产管理项目相关活动的盈利性提高以及美国墨西哥湾和国际地区更好的油井服务业绩。但是，这又被美国陆地的价格低迷所抵消。在北美的其他地方，油井服务陆地利润率提高了135个基点，这归因于加拿大西部的级数增长和瓜尔胶成本下降。

税前经营利润率的同比下降主要归因于美国陆地的油井服务生产技术的价格低迷，但是这又被拉美的斯伦贝谢生产管理项目的盈利性提高有所抵消。

本季度的亮点包括生产部门的众多技术的成功。

在罗马尼亚，为OMV Petrom在Dealu Batran油田部署了油井服务LiteCRETE*泥浆，作为接合易于出现流体损失的枯竭油藏的最佳技术。在众多油井中部署LiteCRETE技术之后，损失有所减轻，并且水泥胶结和可变密度测井确认了层位封隔。因此，运营商无需进行补救固井作业，并且节省了与钻机和服务相关的成本。

在俄罗斯，为TNK-BP Varyeganneftegas在Novo-Khokhryakovskoye油田的首个斯伦贝谢生产管理项目实施了成功的水力压裂处理。油井的初始速率超出客户预期的50%。压裂评估之后获得的数据将用于水平井完井的未来优化。

在俄罗斯，为Open Joint Stock Company (OJSC) Verkhnechonskneftegaz部署了基于油井服务CemCRETE*混凝土的固井技术，以显著提升其东西伯利亚VCNG油田中的油井的水泥环质量并延长油井寿命。此外，客户钻井部门已经决定2013年期间在其位于VCNG油田中的所有油井使用油井服务LITEFIL*低密度泥浆水泥外加剂取代传统的固井技术。

在墨西哥南部，斯伦贝谢为Pemex在Terra油田完成了首个水平井，在高度异质的碳酸盐岩油层中使用了超过500米的割缝衬管。使用油井服务SXE* superX乳液和VDA*粘弹性分流增产液进行了增产处理，使得初始产油量达到大约5,000 bbl/d，比原计划高出66%。因此，客户如今正在同一个油田中钻探第二口水平井，并计划在该井实施相同的增产处理。这一成就得益于定制化工程以及Pemex和斯伦贝谢现场运营部门之间的团队合作。

在科威特，为KOC部署了斯伦贝谢修井服务技术，以恢复一口在2000年停产的油井。该油田首次采用了一种新方法，结合了ACTive*井内实时绩效基岩增产处理（使用分布式温度传感系统）与ABRASIJET*液压切管和射孔服务。此外，带电流体被用来优化穿透至地层的处理以及增加储层接触范围，以实现最佳业绩。修井进行了成功设计和执行，使油井能够再次流动，并为KOC的生产作出积极贡献。

在北海的英国区，为Xcite Energy在Bentley油田的一个独特智能多层完井中部署了斯伦贝谢完井技术。IntelliZone*分区管理系统系列与SFIV*地面控制地层隔离阀系统进行了结合，使得在一项扩展试井期间可以对两个水平井筒进行流量控制。此外还部署了WellWatcher实时储层和生产监测技术以及分布式温度传感系统，以监测生产参数，同时一个配有变速传动装置的电动潜水泵提供了油井生产所需的举升系统。油井中安装了开创性的14条控制线路，以提供集成式多区域管理系统，这可以对两个井筒进行高效生产测试和数据采集，并且无需花费高昂的修井。

在挪威，斯伦贝谢为壳牌公司在海上Ormen Lange油田的两个海底天然气井提供了整套产品和服务。其中包括OptiPac* Alternate Path^‡、WellWatcher实时储层和生产监测以及FIV*地层隔离阀系统。OptiPac技术可以支持在高度枯竭的地层中对井筒进行积极的砾石充填，从而提高完井的寿命。通过遥控潜水器可靠地激活FIV工具，两口油井被成功带入管线，从而简化的操作，并使运营商能够在每口油井的钻机时间成本上节约1500万美元。

在印尼，斯伦贝谢人工举升部门获得了中国海洋石油总公司授予的一项六年期电动潜水泵运行寿命服务合同，为South Sumatra油田的144口油井提供电动潜水泵设备和服务。之所以选择斯伦贝谢，是因为斯伦贝谢为South Sumatra油田的挑战性油井条件提供高度可靠的系统已有近40年时间。

在加拿大，斯伦贝谢完井部门为Mancal Energy使用了Falcon*多级增产系统（配有分等级的可溶解球），来完成6口新油井，包括总计95级的增产。这些可溶解的球通过井筒流体激活。它们作为标准的Falcon球的替代物，通过完井过程期间的连续油管可以降低修井可能性（该地区的每口井可能因此花费200,000万美元）。

在俄罗斯，2012年期间为Gazpromneft-Razvitie在Messoyakha油田成功应用了斯伦贝谢的众多技术。斯伦贝谢钻井和测量Periscope地层界面测绘仪技术被用来更好地放置水平井段和更好地理解储层条件。完成的两口水平井还使用了斯伦贝谢砂管理服务MeshRite*不锈钢压缩网筛，以减少生产期间的砂回流。此外，斯伦贝谢测试服务部门为East Messoyakha油田的两个极板提供了扩展试井服务。受控制的环保操作使Gazpromneft-Razvitie可以确认适当位置的储量，并增强其全面极板开发的信心。

关于斯伦贝谢

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。公司拥有来自140多个国家的大约120,000名员工，其业务遍布超过85个国家。斯伦贝谢提供了业界最广泛的从勘探到生产所需的产品和服务。

斯伦贝谢有限公司在巴黎、休斯顿和海牙设有总办事处，其2012年的营收达421.5亿美元。如需了解更多信息，请访问www.slb.com。

*斯伦贝谢或斯伦贝谢旗下子公司的商标。

^†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC)（前身为Japan National Oil Corporation）与斯伦贝谢就一个开发LWD技术的研究项目达成了合作。EcoScope和NeoScope服务使用此次合作产生的技术。

^‡Alternate Path是埃克森美孚公司(ExxonMobil Corp)的商标，斯伦贝谢获得了该技术的独家授权。

注释

斯伦贝谢将于2013年4月19日（星期五）举行一次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分钟拨打电话会议运营商电话：+1-800-288-9626（北美）或者+1-612-332-0345（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，通过拨打电话+1-800-475-6701（北美）或+1-320-365-3844（北美之外）并提供代码280257可以收听此次电话会议的音频回放，直至2013年5月19日。

此次电话会议将以仅限收听的方式在www.slb.com/irwebcast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话会议。该网站还将提供网播回放。

本新闻稿中采用问答文件形式的补充信息和财务信息公布于www.slb.com/ir。

免责声明：本公告之原文版本乃官方授权版本。译文仅供方便了解之用，烦请参照原文，原文版本乃唯一具法律效力之版本。

联系方式：

斯伦贝谢
Malcolm Theobald –斯伦贝谢有限公司投资者关系副总裁
Joy V. Domingo –斯伦贝谢有限公司投资者关系经理
办公室电话：+1 (713) 375-3535
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