斯伦贝谢公布2014年第三季度财务业绩

斯伦贝谢公布2014年第三季度财务业绩

（休斯顿）- (美国商业资讯)--斯伦贝谢(Schlumberger Limited) (NYSE:SLB)今日宣布，该公司2014年第三季度营收为126亿美元，上季度和去年同期营收分别为121亿美元和116亿美元。第三季度营收环比增长5%，同比增长9%，其中国际业务营收为83亿美元，环比增长2.22亿美元或3%，而北美业务营收为43亿美元，环比增长3.67亿美元或9%。

斯伦贝谢的持续经营收益为19亿美元，环比增长8%，同比增长14%。摊薄后每股收益为1.49美元，而上季度和去年同期分别为1.37美元和1.29美元——相当于环比增长9%，同比增长16%。

第三季度税前营收达到了28亿美元，环比增长7%，同比增长12%。国际业务税前营业收入达到20亿美元，环比增长5%，而北美业务税前营业收入达到8.25亿美元，环比增长18%。

第三季度税前营业利润率为22.2%，其中国际业务税前营业利润率增长至19.4%，北美业务税前利润率攀升至24.6%。

斯伦贝谢首席执行官Paal Kibsgaard评论说：“北美业务表现强劲；尽管俄罗斯受到国际制裁，国际业务在拉美业务的引领和欧洲/非洲/独联体业务的支持下，也取得了强劲增长。这些都推动第三季度业绩再创新高。同时，中东和亚洲业务也在面对伊拉克北部地区重大不利因素影响的情况下表现出很强的韧性。所有地区和所有部门的业务都在新技术普及和强大的业务执行能力的支持下取得了增长。

从地域来看，北美业绩一路领先，加拿大的陆地活动取得了季节性反弹，东海岸海上活动也显著增加。美国陆地活动也表现强劲，尽管存在不利天气的影响。在拉美地区，所有市场都取得了增长——尤其是墨西哥，实现了陆地和海上双增长，同时阿根廷在非常规资源的开发方面也取得了增长。在撒哈拉以南的欧洲/非洲/独联体地区，安哥拉的勘探活动以及刚果和赤道几内亚的新项目，再加上俄罗斯的季节性反弹，远远抵消了挪威业务的放缓。中东和亚洲的业绩非常稳健，沙特阿拉伯和阿曼的强劲表现抵消了伊拉克北部大幅下滑和印度活动减弱的影响。

从各个部门来看，在北美完井服务压力泵活动的引领下，再加上人工提升业务的营收增加和进一步拓展，油藏生产部门取得了最强劲的环比增长。完井部门也为本季度贡献了较强劲的产品销售业绩。钻井部门技术业务则受益于很多地区更活跃的钻井活动、墨西哥更强劲的IPM作业，以及众多GeoMarket对高技术服务的采用。测试服务技术业务引领油藏描述部门的增长，同时海洋地震服务业务在整个夏季也取得了较强劲的业绩，尽管多客户端许可证销售下降。总体而言，所有部门的新技术业务都取得了进一步的市场渗透，从而推动在竞争激烈的环境下对基本服务进行有效定价。

在本季度，由于欧洲和中国的数据表现较弱，因此全球GDP增长前景有些疲软，尽管美国的增长部分抵消了这些影响。鉴于美国经济的强劲表现以及欧洲和中国正在进行的刺激和管理增长的努力，我们继续认为世界经济缓慢但稳步的复苏势头丝毫未减。市场情绪目前受到短期供给过剩恐慌的推动，尽管石油需求前景已略有下调，我们看到目前几乎没有理由改变我们的以下观点：维持北美之外非石油输出国家组织(OPEC)供给面临挑战，OPEC可持续生产能力缺乏增长，OPEC剩余产能仍然紧张，某些关键产油区继续存在地缘政治风险，这些都导致供求情况相对均衡。

我们对总体市场的观点仍然是经济和地缘政治的逆风和顺风共存。因此，我们将维持我们六月份在纽约公布的长期看法，认为市场对我们的产品、服务和专业知识拥有持续的稳固需求。我们还坚信，通过新技术和更多的集成可以带来差异化增长的机会，同时我们的可靠性和效率计划所带来的变革性影响将进一步支持和加快我们取得出色的财务业绩。”

其他事件

在本季度，斯伦贝谢以平均每股108.41美元的价格回购了1,390万股普通股，回购总额15亿美元。

2014年8月11日，斯伦贝谢、 OneSubsea™（Cameron International Corporation和斯伦贝谢的合资企业）和Helix Energy Solutions Group, Inc.签订了一份战略联盟意向书，将合作开发技术和提供服务，来优化水下修井系统的成本和效率。在就最终协议的最后条款达成一致后，该联盟将利用Helix、OneSubsea和斯伦贝谢的优势，提供一种独具特色的综合解决方案，将钻井访问和控制技术与海上支持服务相结合。该联盟将重点关注旨在增加当今水下干预技术工作包线的多项目标。这些目标包括通过水下钻井访问技术来扩大应用范围，以及为深水和超深水盆地或更高钻井压力环境提供专门的解决方案。一个重要的考量方面是提升Helix船只提供修井和更多支持服务的能力，例如钻井调试、人工提升支持以及报废业务，这些操作通常都通过钻机来完成。

北美地区

北美营收达43亿美元，环比增长9%——海上营收增长12%，陆地营收增长9%。更高的海上营收得益于加拿大东部更多的夏季活动，以及美国墨西哥湾钻井服务市场份额的增加。陆地营收的增长得益于加拿大西部陆地业务从季节性春歇中强劲反弹，同时级数增加和物流改善促进美国陆地营收持续增长。然而，这些环比增长因受到天气相关的活动破坏而减弱，例如某些盆地地区的洪水和美国墨西哥湾的环流。近期，为增加市场份额以及促进外延式增长而在人工提升技术方面的投资，也为环比增长做出了贡献。

随着加拿大西部在上一季度季节性春歇后复苏，以及美国陆地业务持续提升效率，新技术渗透率的增加，以及物流成本回收的改善，北美税前营业利润率环比增长了137个基点(bps)至19.4%。北美海上业务的营业利润率随着市场份额的增加和技术消化而提升。然而，总体利润率的增加受到了不利天气和海上环流的不利影响。

为了巩固我们在北美的成长平台，斯伦贝谢在七月份与Precision Drilling Corporation达成了一项技术和服务联盟协议。根据该协议，Precision Drilling可以为300多部Precision Drilling在北美的陆地钻机获取斯伦贝谢的井底钻井技术和服务。这一联盟扩大了斯伦贝谢钻井工具和服务的市场覆盖范围，斯伦贝谢的井底总成已经在美国陆地和加拿大七个不同盆地的27座钻井部署使用。

第三季度期间，大量的新技术帮助客户应对了在开发北美非常规资源方面所面临的挑战。这些技术可以增加产量，提升运营效率。

例如，在德克萨斯州南部，油井服务部门为必和必拓(BHP Billiton)使用了BroadBand Sequence*压裂技术，可以提升Eagle Ford页岩区块新水平井的水力压裂处理效率。在一项八座油井的试点试验中，使用BroadBand Sequence技术完成了三座油井，与常规压裂处理技术相比可提升井眼的穿孔范围。210天后，与其他五座邻井的平均水平相比，使用BroadBand Sequence技术的油井取得了高出22%的标准化产量。

在德克萨斯州西部，Atlantic使用了Wireline ThruBit*录井服务，用于优化Permian Basin一座27水平井的完井作业。采用该技术完成的油井与几何完井的邻井相比拥有更高的平均油井产量。除了更高的产量，还通过降低破裂压力和消除滤砂来降低增产成本。

在美国陆地业务方面，必和必拓采用了斯伦贝谢完井Diamondback*复合可钻压裂堵头技术，为 Eagle Ford页岩区块的完井作业消除了预设堵头(pre-set plug)事件，节省了相关的非生产时间。之前，客户平均每个月经历超过两次预设堵头事件，以及与此有关的超过31个小时的非生产时间。Diamondback复合堵头技术帮助克服了技术上的挑战，并帮助实现了连续七个月零预设事件，同时将平均堵头设定数增加了三分之一。由于消除了预设堵头事件，客户每个事件能节省大约20万美元。

除了这些特定的例子，LeanSTIM工艺还在水力压裂作业中展现出整体性能的优化效果。在为一家德克萨斯州南部独立运营商使用LeanSTIM五个月后，斯伦贝谢的操作为每位员工每个月的段数(stage count)增加了54%。客户从更低的每段成本、更快的完井速度、“去风险”生产，以及更少的运营资本中受益。斯伦贝谢从增加的每位员工每个月收入、更高的每段利润率，以及更少的操作员工中受益。通过在该项目上采用LeanSTIM，释放了泵送能力，从而让斯伦贝谢得以提升在其他运营商中的市场份额，而无需额外的资本支出。

国际地区

国际地区营收达83亿美元，环比增长3%。

拉美地区引领国际地区的环比增长，该地区营收达20亿美元，增长10%，墨西哥凭借强劲的综合项目管理(IPM)作业和强劲的深水钻井大力反弹，同时在委内瑞拉、阿根廷、哥伦比亚和巴西，所有部门都取得了更高的营收。

欧洲/独联体/非洲的营收为33亿美元，环比增长1%，得益于安哥拉勘探作业的大幅增长、刚果和赤道几内亚新项目的启动、英国软件销售的增加，以及俄罗斯和中亚地区夏季高峰期的钻井和勘探活动。但是，俄罗斯的营收增长受到了谨慎投资气候的拖累，谨慎的投资气候导致某些客户在欧盟和美国对俄罗斯制裁后延期了某些项目和支出。挪威营收的下降是因为在第二季度高峰期活动后地震和钻探活动有所减少。

中东和亚洲地区的营收达30亿美元，环比持平，这是因为沙特阿拉伯海上勘探活动强劲，在阿曼的钻井业务和市场份额有所增加，并且在文莱进行了更多的WesternGeco海洋调查作业，这些都被因动荡加剧而导致库尔德斯坦运营业务严重放缓，从而导致的伊拉克营收下降所抵消。印度的营收在项目完成后也有所下降。

环比来看，国际地区的税前营业利润率为24.6%，增长了55个基点，运营利润率增量为45%。国际营业利润率同比增量为50%。欧洲/独联体/非洲税前营业利润增长了132个基点至23.4%，拉美增长了72个基点至21.9%，中东和亚洲为27.6%，与上一季度基本持平。

国际地区税前营业利润率的提升源于俄罗斯和中亚业务的季节性反弹，而且撒哈拉南部非洲和中东GeoMarket取得了强劲的勘探业绩，在北海GeoMarket取得了更高利润率的软件销售，同时整个拉美地区的活动也很强劲。但是，这一势头在本季度受到了与制裁俄罗斯有关的费用以及库尔德斯坦运营严重放缓的限制。

本季度内，国际领域地区赢得了众多合同。

在挪威，斯伦贝谢获得了来自Statoil价值约1.8亿美元的合同，为多种挪威大陆架许可证提供综合钻探服务，包括勘探钻井服务。这项合同为期两年，每两年有三个可选期，包括提供定向钻井、随钻测量、随钻录井和泥浆录井服务。此外，斯伦贝谢将提供实时数据传输、包含陆上支持的综合操作、钻井优化，以及钻井设备。通过综合钻井服务模式，可获得关键的钻井技术和多学科工作流程，通过标准化和对执行质量的关注来取得经济高效的运营成果。

在厄瓜多尔，Shushufindi联合体合作伙伴、斯伦贝谢和Tecpetrol已经获得Group 1油田的生产管理服务合同。赢得此项合同得益于相关的商业条款、卓越的质量、良好的安全和环境记录、高水平的一致性和一体化，以及斯伦贝谢在厄瓜多尔成熟油田开发项目中出色的技术实施纪录。这个新项目将使该联合体提升自身的规模效应，加上Shushufindi和Libertador油田，将进一步增加厄瓜多尔Petroamazonas的产量。

在科威特，WesternGeco获得了科威特石油公司(KOC)的一项五年期合同，使用多项综合地球物理技术对4,200平方公里的Greater Burgan和Khabrat Ali油田进行3D高分辨率全方位调查。此项调查包括数据收集和数据处理，将使用UniQ*集成点接收器陆地地震系统，该系统拥有超过20万个通道，就通道数来说，此项调查是全球最大型陆地地震调查之一。该合同还包括采用3D垂直地震剖面(VSP)以及电磁和大地电磁技术，这些技术将与地震数据集成到一起，从而获取更高的分辨率，并降低地下风险。

在墨西哥，斯伦贝谢与该国碳氢化合物委员会CNH签署了一项多年期合同，构建和管理国家数据存储库(NDR)，并为该国在能源改革法颁布之后的首个公共石油投标准备数据机房。赢得这份合同得益于相关的商业条款、技术解决方案，以及在构建和管理NDR、数据中心和数据机房方面的全球经验和卓越业绩。2015年第一季度的首轮招标已经宣布。

油藏描述部门

第三季度营收为32亿美元，环比增长3%，但同比下降3%。税前运营收益为9.54亿美元，环比增长4%，但同比下降3%。环比营收增长主要得益于巴西和其他很多GeoMarket地区强劲的勘探活动对测试服务技术的更多使用。WesternGeco营收的环比增长得益于全球海洋船舶活动的增加，从而带来了本季度更高的资产利用率。此外，斯伦贝谢信息解决方案(SIS)也取得了更高的软件销售额，主要是在英国市场。然而，这些增长被PetroTechnical服务多客户端地震销售额的环比下降所部分抵消。

税前运营利润率为30%，环比上升29个基点，运营利润率增量为40%，归因于WesternGeco监测船只利用率的提高，强劲的高利润软件销售以及更旺盛的测试服务活动。

除了在第三季度赢得的多项合同，油藏描述部门还推出了多个新技术，帮助解决了客户在降低水下风险、描述复杂地质油藏以及改善油井产能和油藏采收方面所面临的挑战。

例如，在哈萨克斯坦，Wireline Saturn*三维径向探测技术首次用于Zhaikmunai，在低渗透、异种碳酸盐岩地层的油井中获取高质量的油藏凝析气样本。由于钻井液的侵入，之前使用传统方法进行的井下取样操作所获取的来自这些区域的样本中含有高水平的滤液和低比例的碳氢化合物。Saturn的椭圆探头设计可以在深度侵入区域内实现更快速清理，从而带来更高的运营效率。由于使用了Saturn技术，仅在短短几小时内便确定了三个不同选定油藏区域的流体含量。

在澳大利亚近海，Apache Corporation部署了Wireline Saturn三维径向探测技术，来获取原油样本，并确认了在Canning盆地的一座发现井中至少存在四个离散的油柱。Saturn的椭圆形进口设计拥有更大的流通面积和更强的密封能力，因此能更高效地捕获并获取油藏的原油样本，克服了之前使用传统取样方法在两座邻井获取油藏流体所面临的挑战。

在阿曼，Wireline Litho Scanner*高清光谱技术首次用于Petroleum Development Oman (PDO)的三座油井，这些油井都位于非常规的富含有机物的泥岩地层内。Litho Scanner技术可提供总有机碳的估算值，从而帮助准确地测定地层复杂的矿物构造。

在安哥拉，斯伦贝谢电缆测井(Wireline)赢得了Total Exploration & Production Angola的一份三年期合同（外加两年的自由合同期），为他们17号区块的开发油田、32号区块的勘探油井以及25号和40号区块的盐下勘探油井提供电缆测井油藏评估服务。

在马来西亚，WesternGeco获得了来自PETRONAS Carigali的一份合同，使用IsoMetrix*海洋等距地震技术对沙捞越近海进行一次涵盖1,050平方公里的调查，这是这家客户首次开展三维多传感器调查。由于这一地区存在国际海洋边界，常规的调查需要从两个不同的方向获取数据。而IsoMetrix技术在单次扫描中可取样行内和行间的三维数据，从而提供了一种经济高效的解决方案。数据处理将在位于吉隆坡的斯伦贝谢PetroTechnical Services Geosolutions中心进行，可在获取数据八个月后交付处理好的图像。

在挪威，WesternGeco赢得了Statoil Petroleum AS的多项近海地震勘测合同，包括两个对挪威海Skuld和Heidrun油田采用Q-Marine*技术进行两项四维监测调查。自2001年以来，WesternGeco为Statoil对Heidrun油田定期进行四维调查。

钻井部门

第三季度营收48亿美元，环比增长4%，同比增长11%。税前营业收入为10亿美元，环比增长7%，同比增长28%。

就环比来看，营收增长主要归因于墨西哥、俄罗斯和北美海上强劲的深水钻井和测量活动。IPM也因墨西哥活跃的项目活动而取得了增长。来自Saxon钻井设备的收入也对环比增长做出了贡献。

税前营运利润环比增长60个基点，达至21.7%，营运利润率增量为38%，主要受益于更强劲的活动以及更有利的地理和技术组合所带来的钻井和测量业务的利润增长。拉美地区IPM项目的效率提升继续为该部门利润率的增长做出了贡献。

在第三季度，钻井部门新技术通过改善钻井效率、确保井筒完整性以及井位优化提升了其业绩表现。

在马来西亚近海，PETRONAS Carigali Sdn. Bhd在沙巴州近海的一座油田的水平井上使用了GeoSphere*油藏随钻测绘服务，这座油田以复杂的地质环境和巨大的钻井风险而闻名。过去使用常规钻井方法的钻井活动经常遇到尖灭等地下风险，导致准确部署井位非常具有挑战性。这是该油田首次部署GeoSphere技术，通过测绘距离油井约25米的目标砂道来降低地质的不确定性，这能使油井位于良好的位置点，并在油藏内进行良好地操纵。得益于使用GeoSphere技术，初始油井测试证实增量产量超过1,700bbl/d，是生产目标的近两倍。

在英国北海，GeoSphere被用于在一个具有挑战性的油藏内放置一座水平油井。在钻进12 1/4英寸储油段的同时，GeoSphere技术在钻入前绘制15英尺的油藏砂岩，然后凭借测量解读方面的专业知识和有关该油藏的详细知识，实现油井以最佳的倾斜角度放置。其结果是，套管得以高效运行，从而帮助钻入储油段。

在沙特阿拉伯，钻井和测量部门的PowerDrive Orbit*旋转导向技术被用于改善气井具有挑战性的5 7/8英寸水平段的钻井性能。截至目前，PowerDrive Orbit的可靠性和钻井效率已经帮助累计钻进了10,470英尺水平井，进尺数提升了149%；与最佳的常规旋转导向系统相比钻井小时数增加81%；与常规电机的平均钻速相比钻速提升175%。总体来看，钻井和测量部门的技术共帮助节约了23个钻井日。

在墨西哥近海，PEMEX使用了综合钻井部门的技术来提升一座开发井的钻井性能。定制的Smith钻头同时采用了PowerDrive Orbit旋转导向技术与Stinger*锥形金刚石元素技术，在2,096米井段（该油田单一钻井最长的一段）实现钻速提升18%。从而打破了该油田最快井段的钻井新纪录，为这家客户节约了超过50万美元的钻机相关成本。

在中国近海，中海油（湛江分公司）采用了钻井部门的技术，来克服在南海琼东盆地深水勘探油井所面临的钻井挑战。钻井和测量部门的SonicScope*多极随钻声波技术和实时地质力学技术帮助准确预测地层孔隙压力，从而在钻井时确定准确的套管深度，优化套管程序。从而帮助减少了因高压区、狭窄泥浆密度窗口和油井不稳定所带来的风险，并成功钻探了三口油井。此外，基于对该工艺在前两口钻井中所降低风险的信心，在第三口井消除了14 3/4英寸孔大小，此举减少了七个钻机日，为客户约节省了800万美元的成本。

在刚果共和国近海，ENI采用了钻井和测量部门的技术来钻探Loango油田的一个复杂的井眼。PowerDrive Archer*高造斜旋转可导向技术和EcoScope^†* 多功能随钻录井技术再加上定制的Smith聚晶金刚石紧凑型钻头，从而帮助在上覆岩层钻出了一个复杂的三维油井，并放置在油藏的最佳位置。使用PeriScope HD*多层地层边界探测技术和adnVISION*方位密度中子技术在具有挑战性的油藏中确定井位，从而实现了对多层非均质油藏的测绘，实时对油井位置进行重新评估。由于使用了钻井和测量技术，包括在该国首次部署PeriScope HD的技术，这座油井成功钻成，并实现了100%油藏接触。

在委内瑞拉，PDVSA在La Ceiba油田的一座高温油井部署了钻井和测量PowerDrive X6*旋转导向技术。PowerDrive X6技术一次下钻即钻进超过2,000英尺，将开钻次数从七次减少为三次，与相邻油井使用的常规钻井系统相比转盘下时间高出两倍。

生产部门

第三季度营收47亿美元，环比增长8%，同比增长17%。税前营业收入达到了8.57亿美元，环比增长18%，同比增长21%。油井服务部门的大多数环比增长得益于加拿大西部在季节性春歇后的强劲反弹，尽管其中很大一部分来自美国陆地业务的段数增长和物流的改善。拉美以及中东和亚洲地区完井产品的销售业绩强劲，北美的人工提升产品的销售也在增长，这些也为环比增长做出了贡献。

税前运营利润率达到了18.3%，环比增长158个基点，运营利润率增量为38%，这些都得益于随着加拿大西部从上一季度的季度性春歇恢复后，油井服务利润率的增长，同时得益于效率改善、更高的利用率和物流成本的回收，美国陆地业务得以继续扩张。

在第三季度，生产部门新技术帮助解决了客户在提升运营效率、加速生产和最大化油层采收率方面所面临的多个难题。

在马来西亚近海，修井部门为Petronas Carigali的一座具有挑战性的多级气井提供了全球首次砂岩ACTive Matrix*现场挠性油管增产服务。使用实时井下测量技术，ACTive Cleanout*服务可实现挠性油管范围优化，同时为井眼去锈。此外，ACTive*井内现场性能采用使用可降解纤维的分布式温度传感技术和化学分流器，帮助优化了增产流体放置，避免了处理流体进入上部漏失区域所导致的损失。增产后的天然气产量较最初的预期产量高出175%。

在阿根廷，斯伦贝谢为YPF部署了综合油藏工作流，来优化Vaca Muerta非常规页岩层的水力压裂设计和处理方法。期间使用了油井服务的Mangrove*以油藏为中心的增产设计软件，以及多个邻井的油田数据，来为这一候选油井制定完井策略。此外，还使用了UFM*非常规压裂模型生成了一个复杂的水力压裂网络，然后交由斯伦贝谢信息解决方案INTERSECT*高分辨率油藏模拟器来进行生产模拟和历史拟合。得益于斯伦贝谢的综合油藏工作流，Vaca Muerta页岩层现在的压裂扩展机理更易于理解，从而让客户提高了投资回报率。

此外，在阿根廷，Petrolera Entre Lomas使用油井服务部门的多项技术，优化了Medano de la Mora油田Vaca Muerta非常规页岩层一座油井的增产和完井工作。通过集成油藏的信息，包括力学属性和微震数据，Mangrove以油藏为中心的增产设计软件提供了对不同完井可选方式的及时可视化，从而帮助优化了这座油井的射孔和压裂策略。此外，通过使用物流更简单、操作更可靠的HiWAY*流道压裂技术，实现了能最大程度发挥油井潜力的增产处理方案。得益于油井服务技术的部署，这座油井的初始产量超过了预期。

在沙特阿拉伯，Saudi Aramco采用了斯伦贝谢的修井技术为一座含硫气井进行了修井作业。在高速机械除垢操作中采用了ACTive现场井下挠性油管技术，来维持所需的压差，同时采用Jet Blaster*喷射除垢技术来清理硬垢，并提供了对井底压力的实时监测，将气体涌入风险降至最低。在油井除垢作业后，还使用了ACTive技术进行实时伽玛射线校深，同时在ABRASIJET*液压管件切割和射孔工具间保持最佳的压差，让客户无需再额外进行一次校深。

在尼日利亚，斯伦贝谢完井部门为SEPLAT的一座油井安装了IntelliZone Compact*模块化多区域管理系统，在合并多个区域生产的同时保持对每个区域的控制。IntelliZone Compact系统被成功安装在FacsRite^TM滤砂管内。IntelliZone Compact技术旨在优化生产，提高采收率，从而帮助客户提升他们当前资产的净现值。

在刚果共和国近海，Total E&P Congo使用了斯伦贝谢完井部门的FacsRite^TM滤砂管技术，来确保Libondo油田一座水平井的生产效率。选择采用FacsRite技术是因为与传统的开槽衬管相比，该技术拥有卓越的力学性能和拦砂能力，而且采用了大开放式流通面积设计。自投产后，生产顺利，没有检测到沙子，而且油藏没有不良的集肤效应，因此油井可以最大的油藏潜力生产。

在委内瑞拉，PDVSA部署了油井服务的Losseal*增强型复合垫丸技术，解决了井漏问题，减少了钻井时间，尤其是在Anaco District的Santa Rosa油田充满挑战的Colorado地层钻井时。在其中一口井，一个采用Losseal技术的30 bbl堵漏丸帮助在六小时内将流体泄漏从20 bbl/h减少至1 bbl/h，从而实现了安全和高效钻井作业的继续进行。此外，Losseal技术应用还帮助客户减少了超过36小时进行补救操作的钻机时间，例如其他的堵漏材料丸和水泥塞。

财务表             简明合并损益表 （单位为百万，每股数额除外）   第三季度 9个月 截至9月30日   2014   2013   2014   2013   营收 $ 12,646 $ 11,608 $ 35,939 $ 33,360 利息和其他收入，净值 79 43 220 105 成立 OneSubsea收益⁽¹⁾ - - - 1,028 费用 营收成本 9,689 8,926 27,708 26,047 研究和工程 301 286 893 870 一般和管理 125 110 353 305 折损和其他⁽¹⁾ - - - 456     利息     90     98     282       294   税前收益 2,520 2,231 6,923 6,521 所得税⁽¹⁾     556     506     1,530       1,361   持续经营收益 1,964 1,725 5,393 5,160 中断业务损失     -     -     (205 )     (69 ) 净收益 1,964 1,725 5,188 5,091 可归于非控制性权益的净收益     15     10     52       23   可归于斯伦贝谢的净收益   $ 1,949   $ 1,715   $ 5,136     $ 5,068     斯伦贝谢可归于以下各项的金额： 持续经营收益⁽¹⁾ $ 1,949 $ 1,715 $ 5,341 $ 5,137     中断业务损失     -     -     (205 )     (69 )     净收益   $ 1,949   $ 1,715   $ 5,136     $ 5,068     斯伦贝谢的摊薄后每股收益 持续经营收益⁽¹⁾ $ 1.49 $ 1.29 $ 4.07 $ 3.84     中断业务损失     -     -     (0.16 )     (0.05 )     净收益   $ 1.49   $ 1.29   $ 3.91     $ 3.79     在外流通平均股数 1,294 1,322 1,300 1,326 摊薄后在外流通平均股数     1,310     1,333     1,315       1,336     包含在费用中的折旧和摊销⁽²⁾   $ 1,033   $ 988   $ 3,029     $ 2,891   (1)   参见第12页了解费用和贷项详情。 (2) 包括财产、工厂和设备的折旧以及无形资产、多客户端地震数据成本和SPM投资摊销。   简明合并资产负债表         （单位为百万）   9月30日 12月31日 资产   2014   2013 流动资产 现金和短期投资 $ 6,759 $ 8,370 应收款项 12,352 11,497     其他流动资产     6,362     6,358 25,473 26,225 固定收益投资，持有至到期 473 363 固定资产 15,809 15,096 多客户端地震数据 751 667 商誉 15,243 14,706 其他无形资产 4,690 4,709 其他资产     5,881     5,334         $ 68,320   $ 67,100   负债和权益         流动负债 应付账款和应计负债 $ 8,916 $ 8,837 预计的所得税负债 1,499 1,490 短期借款和长期债务的流动部分 1,451 2,783     应付股息     522     415 12,388 13,525 长期债务 11,626 10,393 退休后福利 606 670 递延税 1,733 1,708 其他债务     1,280     1,169 27,633 27,465 权益     40,687     39,635         $ 68,320   $ 67,100 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：

      （单位为百万）   截至9月30日       2014年
9个月   2014年
第三季度   2013年
9个月   不计非控制性权益的持续经营收益 $ 5,393 $ 1,964 $ 5,160 不计非控制性权益的持续经营收益 - - (1,028 ) 股本式投资亏损以及委内瑞拉货币贬值 - - 456 折旧和摊销⁽¹⁾ 3,029 1,032 2,891 退休金和其他退休后福利费用 266 76 388 股票薪酬费用 246 84 255 退休金和其他退休后福利资金 (318 ) (191 ) (468 ) 营运资本的（增加）减少 (991 ) 99 (1,079 ) 其他   (343 )     (1 )     (4 ) 运营产生的现金流   7,282       3,063       6,571     资本支出 (2,766 ) (980 ) (2,753 ) SPM投资 (569 ) (192 ) (633 ) 资本化的多客户端地震数据   (212 )     (58 )     (300 ) 自由现金流⁽²⁾   3,735       1,833       2,885     股票回购计划 (3,582 ) (1,508 ) (1,526 ) 已付股息 (1,451 ) (519 ) (1,196 ) 雇员股票计划收益   795       303       415     (503 )     109       578     商业收购和投资，不计获得的现金和债务 (1,049 ) (85 ) (1,144 ) 其他   150       197       61   净债务的（增加）减少 (1,402 ) 221 (505 ) 会计期间开始时的净债务   (4,443 )     (6,066 )     (5,111 ) 净债务，9月30日 $ (5,845 )   $ (5,845 )   $ (5,616 )   净债务的组成部分   2014年
9月30日   2014年
6月30日   2013年
12月31日   2013年
9月30日 现金和短期投资 $ 6,759 $ 6,699 $ 8,370 $ 6,435 固定收益投资，持有至到期 473 480 363 363 短期借款和长期债务的流动部分 (1,451 ) (1,505 ) (2,783 ) (2,498 ) 长期债务   (11,626 )     (11,740 )     (10,393 )     (9,916 ) $ (5,845 )   $ (6,066 )   $ (4,443 )   $ (5,616 ) ⁽¹⁾   包括财产、工厂和设备的折旧以及无形资产、多客户端地震数据成本和SPM投资摊销。 ⁽²⁾ “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。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。 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：

（单位为百万，每股数额除外）                 2013年9个月 税前   税   非控制性权益   净值   摊薄后每股收益   损益表分类 斯伦贝谢持续经营收益，依据报告 $ 6,521 $ 1,361 $ 23 $ 5,137 $ 3.84 委内瑞拉货币贬值损失 92 - - 92 0.07 折损及其他 成立OneSubsea合资企业收益 (1,028 ) - - (1,028 ) (0.77 ) 成立OneSubsea的收益 股本方式投资亏损   364       19     -     345       0.26     折损及其他 斯伦贝谢持续经营收益，不计费用和贷项 $ 5,949     $ 1,380   $ 23   $ 4,546     $ 3.40    

プレスリリース情報提供元：ビジネスワイヤ