• 营收为85亿美元，环比下降6%
• 每股收益0.78美元，环比下降11%
• 自由现金流17亿美元，是收益的170%
• 营业利润率环比和同比分别下降35%和31%
• 本季度以5.45亿美元回购690万股股份

休斯顿--(美国商业资讯)--斯伦贝谢有限公司(Schlumberger Limited) (NYSE:SLB)今日公布了2015年第三季度的业绩。

斯伦贝谢董事长兼首席执行官Paal Kibsgaard评论说：“斯伦贝谢第三季度营收环比下滑6%，这归因于钻井活动的持续减少以及全球各地业务面临的持续价格压力。北美营收环比下跌4%，因为我们着重于平衡利润与市场份额，而国际市场营收由于客户预算削减、活动中断以及服务价格侵蚀下跌7%。

“第三季度，业务环境进一步恶化。但是，由于在前几个季度采取了成本削减举措以及转型计划的推进，我们能够在数十年来行业面临的最严重的下行时期稳住我们的财务业绩。由于我们采取了有效措施，我们取得的税前营业利润远高于此前任何下行时期的水平，并且我们继续产生大量流动资金，第三季度的自由现金流达到17亿美元，是收益的170%。

“2015年前9个月，北美市场的营收年同比降低34%，国际市场的营收年同比降低18%。尽管跌幅较大，但北美和国际部门的营业利润同比跌幅被控制在34%和23%。这些数据依然较2009年下行时期有了极大改善。

“在细分业务部门中，钻井部门第三季度营收环比下跌7%，这因钻井活动弱化以及北美和国际地区持续的价格压力造成。生产部门与油藏描述部门的营收各减少5%，这因北美陆地压力泵服务的活动与价格继续下滑以及国际地区对勘探相关产品和服务的需求进一步低迷造成。

“随着我们迈入今年最后一个季度，对中国市场需求增长放缓的担忧以及对伊朗额外供给的时间与幅度的预期依然将石油市场压得抬不起头。但是，供需的基本平衡继续收紧，这源自稳健的全球宏观经济增长以及E&P投资大幅削减成效初现造成的供应疲软。我们预计此趋势将继续蔓延，因为石油市场进一步认识到年生产替代挑战的重大影响。

“然而，对于油田服务，未来几个季度的市场展望越来越不乐观，因为我们的众多客户由于缺少可用现金流造成资本支出捉襟见肘，即使油价出现任何逐步回暖迹象，其对2016年E&P支出也将持保守态度，这预计将造成活动进一步减弱。此外，冬季将对第四季度的活动产生正常影响，今年，这一影响不大可能被通常的年终软件、产品和多客户端许可证销售抵消。

“鉴于来年客户预算保守，因此，我们将进入另一个时期，在此期间，我们将继续协调资源与活动，因为经济复苏现在看上去姗姗来迟。我们依然专注于管理成本核算，并且进一步加速企业转型，帮助抵消服务价格降低带来的影响。在当前的商业环境中，我们依然希望在市场份额与营业利润之间取得平衡，同时继续寻求机遇，通过具有针对性的兼并交易扩张我们的解决方案，例如我们与Cameron的交易，整合计划已经在顺利推进。

“斯伦贝谢相信能够比竞争对手更好地安然度过此下行时期。凭借我们的全球业务覆盖、技术组合的实力以及转型计划，我们正在创造提高市场份额、取得一流收益以及继续创造无以伦比的自由现金流的杠杆，同时通过改进生产、提高采收率以及降低每桶石油的成本，为客户创造价值。”

其他事件

第三季度中，斯伦贝谢以平均每股78.76美元的价格回购了690万股普通股，收购总价为5.45亿美元。截至2015年9月30日，斯伦贝谢已根据董事会于2013年7月18日授权的100亿美元股票回购计划回购了82亿美元股票。

2015年8月26日，斯伦贝谢与Cameron共同宣布，双方签署了最终合并协议，Cameron将通过股票和现金交易，与斯伦贝谢的一家间接全资附属公司兼并。本交易获得双方公司董事会的一致通过。根据协议条款，Cameron股东将按照1：0.716的比例获得Schlumberger普通股，并且以每股14.44美元的价格以现金换取Cameron流通股。交易达成后，Cameron股东将拥有斯伦贝谢约10%的流通普通股。

2015年8月31日，斯伦贝谢与IBM签署协议，向石油和天然气上游客户提供综合服务，以改善生产作业项目的业务影响。

2015年9月2日，斯伦贝谢宣布收购Novatek Inc.和Novatek IP, LLC，这两家美国公司专长于主要针对石油与天然气行业的人造金刚石技术。

2015年9月9日，斯伦贝谢与德国设备提供商Bauer Group旗下一家子公司就组建合资公司签署了不具约束力的意向书，该合资公司将主要从事新一代陆地钻机设计与制造相关工作。

2015年9月30日，斯伦贝谢收购了T&T Engineering Services, Inc.，后者是一家专长于陆地钻机设计的美国公司。本次收购有助于实现斯伦贝谢整合综合井下钻井技术与新一代高效陆地钻机的愿景。

北美

北美第三季度营收为23亿美元，环比下降4%，跌幅不及美国陆地水平钻井数量7%的下降幅度。陆地业务的营收降低源自持续的价格压力，阿拉斯加营收的减少源自勘探项目的完工。在美国墨西哥湾，由于多客户端地震销售降低，营收略有减少，技术销售提升，限制了价格让步的影响。但是，从勘探向钻探与完井转变的趋势依然持续。

北美税前营业利润率下降136个基点至9%，主要由于各地域的价格降低，造成更多压力泵送设备积压以及人员的重新分配。在某些地区，我们继续部署水力压裂舰队，以求提高市场份额并发现新的业务机遇。我们将继续平衡这种对市场份额与利润率的追求，维持我们在北美整体盈利水平方面的领先地位。随着作业从深水勘探向完井和修井转变，近海业务利润率也有所下降。

“2015年前9个月，北美市场的营收年同比下降34%。尽管如此，营业利润率跌幅仅为34%，较2009年同期下行时期超过58%的跌幅有显著改善。2015年前9个月税前营业利润率年同比降低了772个基点，而2009年同期下降了1,589个基点，是2015年降幅的两倍多。强劲的业绩源自迅速的成本与资源管理、转型计划日益显现的积极效果、强劲的新技术销售以及高效的供应链管理。

第三季度，在转型计划的带动下，我们将员工多技能、远程操作与创新技术部署相结合，提高员工的生产力。在阿拉斯加，通过对定向钻井的随钻测井工程师进行交叉培训以及在分配作业各阶段的关键职责时安排一名远程作业专家在钻井技术整合中心工作，Drilling & Measurements将钻井人员的数量从5名减少到3名。井场工作人员的减少可为客户节约180,000美元年化成本。

第三季度中，斯伦贝谢新技术帮助提升了北美的生产和运营效率。

自问世以来，Well Services BroadBand*非常规油藏完井技术营收突破了10亿美元大关，成为斯伦贝谢历史上增长最快的新技术。本季度中，北美的压裂作业有29%采用了BroadBand技术。

在加拿大西部，斯伦贝谢StingBlade*锥形金刚石构件技术帮助Progress Energy提升了Montney Play Julienne井场的钻进米数以及钻速(ROP)。次表层的不均质岩性通常造成钻头过度磨损并带来震动引起的损坏，使得钻井成本高昂且难以预测。StingBlade技术帮助客户将钻进米数相比邻井提升181%，并将ROP提升95%，这为钻井时间和钻头方面节约了约178,500美元的成本。

在美国陆地，Wireline为Encana Oil and Gas (USA), Inc在科罗拉多州DJ Basin的井射孔中采用了StreamLINE*聚合物封装的电缆单线，更好地遵守城镇的噪声限制。鉴于Encana对于环境与社会责任的承诺，射孔解决方案不得超过严格的噪声限制。该解决方案是一种采用了StreamLINE电缆、电动起重机以及电动射孔拖车的电缆单元。StreamLINE单线技术采用无油压力控制以降低环境影响并提高效率。

同样在美国陆地，Smith聚晶金刚石复合(PDC)钻头采用了ONYX 360*滚动PDC钻头技术，帮助Chesapeake Energy Corporation改善在Haynesville Shale和Colony Granite Wash富集区的钻探性能。ONYX 360技术提升了金刚钻的耐用性以及钻进米数，因为金刚钻会进行360°旋转，整个边缘都能用于钻探地层。因此，客户在Haynesville Shale的钻头使用量减少了 40%至50%，每个钻头的钻进米数范围相比Colony Wash传统的固定切割钻头要更高。

在阿拉斯加，Drilling & Measurements为ENI在Spy Island和Oliktok Point部署了多项技术以优化大位移井位以及地层评估。PowerDrive Xceed*加固型旋转导向系统能够在恶劣的环境中精确转向，而PeriScope HD*多地层界面和EcoScope*多功能测井随钻服务则可提供先进的井位。此外，NeoScope*无源地层随钻测井以及adnVISION*方位密度中子服务有助于表征地层孔隙度和岩性，以便识别和量化潜在油气层。因此，客户现在项目中钻探的距离突破了100万英尺大关，并且在过去18个月中，从未因斯伦贝谢的原因导致需要临时出井。

国际区域

国际区域营收达到了61亿美元，环比下降7%，归因于客户预算削减和持续的价格让步。

中东和亚洲地区营收达到了24亿美元，环比下降8%，主要源于客户预算削减和钻井数量减少所导致的亚太和澳大利亚活动减少。中东GeoMarkets（尤其是沙特阿拉伯和卡塔尔）的营收也有所降低，因为服务价格让步、不利的收入组合和项目完工影响到了整个季度的业绩。

欧洲/独联体/非洲地区营收达到了23亿美元，环比下降了6%。撒哈拉南部非洲地区勘探活动减少、项目完工和近海钻井退役，尤其是在安哥拉GeoMarket。乍得、赤道几内亚以及南和东非的勘探项目完工也对业绩造成了影响。北海地区营收因钻井数量的减少、项目延误和取消、价格降低以及货币疲软而出现了下降。但是，这产生的影响被俄罗斯、哈萨克斯坦和乌兹别克斯的活动增加部分抵消，因为夏季为钻井活动的季节性高峰期。

拉美地区营收达到了14亿美元，下降7%，主要源于客户持续的预算削减造成钻井数量减少，导致墨西哥的活动显著减少以及巴西活动的持续疲软。哥伦比亚活动的减少也是造成此业绩下滑的部分原因。但是，业绩下滑被委内瑞拉和厄瓜多尔的稳定活动部分抵消。

国际地区税前营业利润率达到了23.7%，环比下降72个基点，这是源于价格让步以及活动组合从高利润率勘探向开发和完井转变。中东和亚洲税前营业利润率下降171个基点，至27.0%。拉美下降159个基点，至20.7%。欧洲/独联体/非洲增加92个基点，至22.2%，这是因为俄罗斯迎来夏季钻井活动高峰。

2015年前9个月中，国际区域营收同比下降了18%，较2009年下行时期9%的降幅更为严重。尽管如此，营业利润率跌幅仅为23%，较2009年同期下行时期超过61%的降幅有显著改善。2015年前9个月税前营业利润率增加29个基点，而2009年同期减少358个基点。这一强势的业绩源于前瞻性成本和资源管理、新技术良好的销售业绩和转型计划的加速实施，该计划专注于工人生产力、资产利用以及减少单位支持成本。

第三季度，在转型计划带动下，我们将多技能远程操作与创新技术部署相结合，提高了员工的生产力。例如：

• 在阿曼，通过培训电缆测井操作员使用Copperhead Extreme*可钻桥和压裂塞，Completions井场实地专家不再需要长时间工作，工作时间显著缩短。由于采用此人员技能多样化方案，作业能力提升了15%，我们可将实地专家重新分配从事其他作业工作。
• 在墨西哥北部，Drilling & Measurements井场员工接受有关操作全套定向钻井工具的培训，因此，我们可将定向钻井工人能够从井场调往市区的指挥中心开展工作。通过将人员技能多样化与远程作业相结合，钻井和测量工人的人数减少了35%，这降低了人员和住宿成本。
• 在菲律宾近海，先进的Drilling & Measurements技术能够优化对具有挑战性的深水油井的钻探。为提升作业工人的效率，一位工程师接受了泥浆电阻率测井与随钻测量服务的培训，实现了人员作业的灵活性并降低了运营成本。将Drilling & Measurements技术与人员技能多样化作业相结合可将钻井时间缩短3天，约相当于节约180万美元成本，同时还降低了健康与安全风险。

第三季度，国际区域还获得了多项合同。

在沙特阿拉伯，WesternGeco获得两项有关UniQ*陆上地震技术的多年期服务合同，一项使用50,000个通道，另一项使用30,000个通道。测绘将于2016年第2季度启动，工人可在任何地形下进行作业，包括沙丘、盐滩、沿海或城市地区。2009年起，WesternGeco一直以前所未有的高效率在中东部署UniQ技术。

在科威特，Kuwait Oil Company授予了斯伦贝谢一项三年合同，在科威特北部的Sabriyah和Raudhatain井场提供综合的油井建造服务。该合同包括多座水平井的钻探工作以及钻井所需的所有服务。本次有关完全整合式钻井服务的合同在该国尚属首例，这让客户能够直接获享斯伦贝谢在油井建造方面多学科工作流程贯穿的专长、服务和技术。

在阿曼，Petroleum Development Oman授予了斯伦贝谢一项为期三年、基于绩效的合同（此合同可选择性地延期7年），为阿曼北部和南部的井场供应、安装、调试和管理电潜泵及相关地面设备。本合同的作业预计于2016年第2季度开始。

在阿联酋，ADMA-OPCO授予了斯伦贝谢一项合同，委托其为两个主要井场下一阶段的开发供应49台Vx Spectra*表面多相流量计。Vx Spectra流量计能够使用全伽马能谱分析准确量化油、气、水的流速，进行高频率测量，无需相位分割，减少了对平台分离的需求并降低了客户的资本和运营开支。

Software Integrated Solutions (SIS)就提供INTERSECT*高分辨率油藏模拟器、Petrel* E&P和Techlog*钻井孔软件平台与ENI签署了全球协议。这项为期6年、价值数百万的合同可选择性地延期3年。本协议下，ENI负责寻找最先进的技术以实现高水平的勘探成功率，同时缩短从勘探到经济生产阶段的周期时间。

中国领先的独立煤层气生产商亚美能源控股有限公司授予了斯伦贝谢一项软件和相关服务合同。为期三年的合同让客户能够使用SIS平台和基本技术，其中包括Petrel* E&P和Avocet*生产作业软件、ECLIPSE*油藏模拟和Merak PEEP*经济分析、PIPESIM*稳态多相和OLGA*动态多相流动模拟器。通过采用基于创新技术的模型，客户的资产将遵照严格、以增长为导向的财务融资战略，从高效开发、先进的运作流程和生产改进中获益。

在马达加斯加，OMV授予了WesternGeco一项合同，委托其使用ObliQ*滑动缺口宽频采集和成像技术（具有快速叠后时间偏移甲板处理功能）进行3,007-km2 3D测绘。测绘将涵盖马达加斯加西部近海Grand Prix区块的大陆架和深海地区，这象征着OMV在该国勘探阶段的关键里程碑。

油藏描述部门营收达到了23亿美元，环比下降5%，主要源于勘探支出的持续削减影响了拉美、欧洲/独联体/非洲、中东和亚洲地区的Wireline and Testing Services活动以及美国墨西哥湾的多客户地震销售降低。加拿大东部与俄罗斯Wireline项目夏季海洋地震活动有所增加，造成营收降幅被部分抵消。

税前营业利润率达到了26.3%，环比基本持平。尽管营收组合逐渐偏离高利润率的勘探活动，但海洋地震活动增加以及迅速采取的成本管理行动将营业利润的降幅限制在30%。

新的油藏描述技术帮助描述了复杂的油藏，改善了油井产量和油藏开采，并提升了作业效率。

在科威特，Wireline采用PressureXpress*随压测井服务以及UltraTRAC*全地形测井电缆牵引机，用于在Mauddud碳酸盐岩地层一座油井的水平横向井段开展作业。PressureXpress技术提供可靠的油藏测压，而UltraTRAC牵引机可在具有挑战性的井眼环境中输送大量有效载荷，减少在油井中所花费的时间，最终降低成本。因此，相比传统的替代方法，客户可将钻井时间缩短超过24小时。

在澳大利亚西部，Wireline部署了Isolation Scanner*水泥评估技术，帮助Chevron在Wheatstone液化天然气开发项目中评估双套管井的完整性。Isolation Scanner服务将传统的脉冲回波技术与弯曲波成像相结合，对套管进行实时评估。通过在六座油井中使用Isolation Scanner技术，每个油井的数据采集时间缩短了12个小时。

在澳大利亚西部，斯伦贝谢Wireline为AWE Limited在Perth Basin中采用了Saturn* 3D径向探测技术。Saturn 3D技术缩短了取回地层流体所需的时间，并能在恶劣的环境中进行采样。斯伦贝谢成功将气体样品带到地表，这对于AWE使用Saturn* 3D径向探测而言尚属首次。基于附近油井判断，对于采集样品的井段，如果使用传统方法将无法成功取样。

在哈萨克斯坦，Wireline为Karachaganak Petroleum Operating B.V.部署了Saturn* 3D径向探测技术，从Karachaganak井场的低渗透带获取地层压力测量数据，Karachaganak Petroleum Operating B.V.是ENI、BG、Chevron、Lukoil和KazMunaiGaz组成的联盟。Saturn椭圆形的进气设计提供的大流量区域以及3D径向覆盖范围，能够改善作业效率，取得的关键地层压力信息将用于进一步开发、生产规划与油藏管理。

WesternGeco正在使用IsoMetrix*海洋等距地震技术在挪威海Halten Terrace油气产区的北部开展1,085-km2多客户端测绘。核心区域包括Nordland Ridge，这个北部的延伸区由于过去收集到的地震数据不足而未得到充分开发。IsoMetrix技术预计可显著改善数据质量，推动该地区更多的开发活动。此项目获得来自E&P行业的大力支持，数家公司预先承诺开展测绘。

在澳大利亚，Wireline为Santos使用了Litho Scanner*高清光谱技术以评估油藏和完井质量，用于促进未来压裂作业。Litho Scanner技术能够高度精确地衡量关键元素，校准边缘盆地环境中的岩石物理模型，在预探井阶段为Santos提供了大力协助。

在马来西亚近海，Wireline为PETRONAS运用技术组合在钻井液完全丧失、采用主动加压泥浆帽钻井的评价井中评估尖礁碳酸盐岩地层。这些技术包括MDT*模块化地层动态测试工具与InSitu Fluid Analyzer*系统，以及XL-Rock*大容量旋转井壁取芯、FMI-HD*高清地层微型相机、Sonic Scanner*声波扫描以及VSI*通用地震成像工具服务，此技术可实时评估油层地层并取得岩石与液体样本。因此，客户能够改善地质模型并更加准确地评估储量。

钻井部营收为33亿美元，环比下降7%，主要因为持续的国际价格压力以及活动减少影响了Drilling & Measurements和M-I SWACO主要在北海、撒哈拉南部非洲地区GeoMarkets以及中东和亚洲和拉美地区的营收。但是，这些影响被俄罗斯的夏季钻井活动高峰部分抵消。

税前营业利润率为18.6%，环比下降94个基点。尽管营收出现了下降，但迅速的成本管理举措帮助将营业利润率的降幅限制在了32%。

钻井部门新技术提供了更好的性能，包括钻井效率的改善、井位的优化和钻井孔完整性的保障。

在巴西近海，钻井部门技术帮助Petrobras在28.8天内完成对Santos Basin一座开发井的钻探，这创下了单杆钻井船深水盐下钻井的新纪录。Drilling & Measurements PowerDrive Orbit*旋转导向系统结合带Dyna-Drill电源的G2钻井电机有助于在恶劣的钻井环境下维持方向控制以及稳定的操纵性。此外，斯伦贝谢与Petrobras Research & Development Center (CENPES)开展技术合作，打造出采用StingBlade*金刚石圆锥构建钻头技术的定制化Smith PDC钻头，提升了ROP。总体而言，客户将成本高昂的钻探时间相比原计划缩短了8.2天。

在挪威近海，钻井部门为Statoil部署了技术，一次性钻探了15区块一座高难度的油井。为了钻探所有的垂直井段，同时避免偏差并取得高水平ROP，行业专家建议在每个井段采用经过优化的采用StingBlade*金刚石圆锥构件钻头技术的底部钻具组合。通过在岩石上施加更加集中的点载荷，StingBlade技术创下了此区域的ROP新纪录。此外，本技术还帮助Statoil超越了其“完美油井”情境，该情境由该公司根据最佳作业情境计算得出。从此油井中的积累的关键知识被客户用于进一步提升钻井效率。

在哈萨克斯坦，Bits & Advanced Technologies为VNISO LLP采用StingBlade*金刚石圆锥构件钻头技术在Zhanazhol Field的硬白云岩地层钻井。StingBlade构件在岩石上更加集中的点载荷以及更强的耐磨性提升了钻进米数与ROP，使用单个钻头便能成功达成目标。因此，由于ROP增加了三倍，客户的钻井时间相比最好的邻井还缩短了28天。

在哈萨克斯坦，斯伦贝谢为Emir Oil Company部署了钻井部门技术，在Kariman Field钻探侧钻井段。StingBlade*金刚石圆锥构件钻头技术具有出色的冲击强度和耐磨损性，能够实现ROP最大化，并促进单次的侧钻深度。这得到各种软件的支持，其中包括DBOS*钻头优化和DRS*钻探记录系统、YieldPoint RT钻液模拟程序以及IDEAS*综合钻头设计平台。因此，客户在15天内完井，而非原先计划的35天，节约了360,000美元成本。

在安哥拉，M-I SWACO为ENI采用了完井系统、油液和工具组合，为两座深水海底油井完井。FAZEPRO*油基储层钻井液可减少钻井液损失，取得较高的ROP且易于清理，而SMART 3D*移井技术则为两座井提供的定制化化学、机械与液压技术组合。此外，WELL COMMANDER*循环工具可促进循环以除去钻柱关键位置的岩屑，然后运行WELL PATROLLER*验证工具以验证所有岩屑均已清除。结合这些技术，油井在砾石充填作业后关井10个月，而未出现回流。处理后，一座井的生产速度达到25,000 bbl/d，远超过原计划的15,000 bbl/d。

在缅甸近海，M-I SWACO部署了RHELIANT PLUS*合成基钻井液技术，帮助Chinnery Assets Limited克服在沿着缅甸西海岸勘探钻井作业时遇到的技术与后勤方面的挑战。尽管存在远程后勤挑战，但斯伦贝谢在该国的业务网络确保为该项目备好大量RHELIANT PLUS恒流变钻井液并将其送至油井。RHELIANT PLUS的充足供应以及热稳定性、稳定流变性和重晶石沉降保护等特性让客户按计划钻探了这座深水油井的全长。

在中国，Drilling & Measurements PeriScope HD*多层地层界面检测技术被中石油塔里木油田分公司用于钻探成熟井场的一座水平井，该井场的特点在于低幅度构造、约1米的极薄目标区以及不稳定的角砾岩（可能变薄消失，直接接触底水）。靠近油藏顶部水平井段的井位对于实现开发规划目标而言至关重要。PeriScope HD技术帮助克服了钻探挑战，并且通过实现100%油藏接触面取得一流的井位。

在澳大利亚近海，钻井部门技术采用定制化工程钻探设计钻探Chevron运营的Wheatstone项目中的一座油井。这些技术包括Drilling Tools & Remedial Rhino RHE*双铰刀鼠洞清除、Rhino XC*按需液压致动铰刀、Rhino XS*液压扩展铰刀以及用于获取地层评估数据的Drilling & Measurements测井随钻技术。本次部署为Rhino RHE技术首次应用于澳大利亚。

生产部门营收为30亿美元，环比下降5%，其中2/3的降幅源于国际市场客户的预算缩减，尤其是中东和亚洲以及拉美地区、北海和撒哈拉南部非洲地区GeoMarket，预算缩减造成活动减少和价格让步。压力泵活动持续下滑，价格压力有所增加，原因在于北美陆地钻井数量的持续减少。

税前营业利润率为11.1%，环比下降173个基点，原因在于活动的减少和价格压力的增加在本季依然仍在持续，一些地域的价格已跌至不可持续的水平，这导致了压力泵设备的搁置和人员的调离。在其他地域，水力压裂技术部署得以维持。

生产部门的新技术通过加速生产、提升开采量以及改善运营效率，帮助客户满足了其技术挑战。

在卡塔尔近海，Schlumberger Completions为Maersk Oil Qatar在Al Shaheen Field的一座水平、大位移井中部署了Manara*生产和油藏管理系统及其电感耦合器技术。这是全世界首个为下部完井使用表面控制和永久井下流量控制和监测系统的油井。Manara电感耦合器技术实现了无线电力和数据通信，用于在井底安装两个Manara工作站。这些工作站提供无限流量控制、含水量、压力、温度以及每个工作站的流量测量，其深度是传统智能完井系统所无法触达的。技术成功部署，帮助客户改善了油井监测与控制。

在北海挪威段，作为斯伦贝谢综合油井建造服务项目的一部分，Completions为Det Norske Oljeselskap ASA在环境复杂的油井中采用了COLOSSUS*衬管悬挂系统，这座油井位于Ivar Aasen Field，具有S形井段和较高的狗腿严重度。由于COLOSSUS系统对高难度油井条件（包括长时间的高扭矩旋转）具有较强适应性，作业照计划成功完成。因此，客户的钻井时间缩短了7天。

在科威特，Well Intervention采用OrganoSEAL*有机交联凝胶以及流入控制装置成功止住了水平井中的水流。OrganoSEAL水基单级处理采用ACTive*系列实时井下连续油管服务部署，最佳填补了基质孔隙，无需另行射孔。此外，CoilFLATE*连续油管过油管膨胀封隔器技术在恶劣的井下环境中提供可靠的固定以及高压密封。结合上述技术，客户的钻井时间缩短了两天，将油井的产油量增加了250%。

在厄瓜多尔，斯伦贝谢Completions为ENAP Sipetrol在Paraiso Field的两座油井中采用了MAXR*自动释放枪锚固技术，并配合Testing Services PowerJet Nova*超深穿透聚能炸药技术。MAXR技术可固定射孔枪，并在爆炸时自动脱落，而PowerJet Nova炸药在应力状态岩层中的穿透力更强。此油井的实际产油量总计约达1,700 bbl/d，超过了最初400 bbl/d的预期。

在埃及，Well Intervention为Scimitar Production Egypt Ltd.采用SXE*乳化改造液，配合Jet Blaster*设计的高压喷嘴服务，帮助Rahmi Field的一座零流量油井增产。Jet Blaster工具通过集中式高能量流体进行一站式井眼清理，提升矩阵增产效果。由于采取这些干预措施，油井的产量从零上升至1,500 bbl/d。

同样在埃及，Well Intervention推出首个近海ACTive Matrix*实时连续油管增产和调剖服务，为The General Petroleum Company在温度低至120 degF的白云岩地层的一座油井增产。ACTive Matrix技术通过对注射速率、井下压力和温度的实时监测优化增产处理。因此，增产后处理油井测试证实无不良影响，产量也从零增加至1,000 bbl/d。

在象牙海岸近海，斯伦贝谢Completions为Canadian Natural Resources Limited在Baobab III期海底开发项目中的长水平井段采用OptiPac*替代路径井眼砾石充填。这是作业中首次省去对冲洗管的传统使用，以节约钻探时间。客户总钻探时间（包括在线下组装OptiPac节约的时间）的缩减相当于约130万美元的成本节约。

在马来西亚近海，Well Intervention采用ACTive OptiFIRE* CT实时选择性射孔与激活系统，为REPSOL S.A.在Peninsular Offshore Malaysia油井的多个地区射孔。ACTive OptiFIRE技术提供关键的实时测量数据，能够实现可靠引爆控制，无需扰乱井中的流体动力。因此，客户的钻探时间缩短了1天。

在巴基斯坦，Well Intervention推出VDA*粘弹性转向液，帮助Ocean Pakistan Limited在Ratana Field位于环境恶劣岩层中的14英尺井段进行矩阵增产。VDA技术成功将剩下的增产处理液转至注入率较低的地区。处理后，产量从1.5 MMscf/d提升至13 MMscf/d，凝析油产量达到400 bbl/d。

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。

净债务变化明细如下：

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，第三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：

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105,000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，其业务范围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2014年公布的营业收入达485.8亿美元。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公司的商标。

注意事项

斯伦贝谢将于2015年10月16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分钟拨打电话会议总机：+1 (800) 230-1085（北美）或+1 (612) 234-9960（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365406可于2015年11月16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。2015年12月31日之前，该网站还将提供网播回放。

这篇2015年第三季度收益新闻稿和补充信息，以及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；俄罗斯、乌克兰等全球关键区域经济、政治和业务大环境；价格侵蚀；天气和季节性因素；运营延期；产能下降；政府法规和监管要求变化，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；技术无法解决勘探中遇到的新问题；Cameron兼并成交条件的达成；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；以及公司2015年第三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发生重大偏差。斯伦贝谢不打算也没有任何义务因新信息、未来事件或其他事情对此类陈述进行公开更新或修订。

原文版本可在businesswire.com上查阅：http://www.businesswire.com/news/home/20151015006414/en/

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联系方式：

斯伦贝谢
Simon Farrant – Schlumberger Limited，投资者关系副总裁
Joy V. Domingo – Schlumberger Limited，投资者关系经理
办公室：+1 (713) 375-3535
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