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  *计算费用和贷项，2015年第一季度斯伦贝谢持续经营所带来的收益为9.75亿美元，2014年第二季度为18亿美元。2015年第一季度、2014年第二季度包含费用和贷项的摊薄后每股盈利分别为0.76美元和1.37美元。2015年第二季度和2014年前6个月没有产生费用或信贷。详见“费用和贷项”章节。

  斯伦贝谢董事长兼首席执行官Paal Kibsgaard评论说：“斯伦贝谢第二季度营收环比下降了12%，原因主要在于钻井数40%的降幅以及北美和国际地区持续的价格疲软导致北美陆地活动出现大幅度地下跌。北美营收环比下降了27%，而国际营收下降了5%，归因于客户预算的削减以及全季价格疲软所带来的影响。

  “尽管面临更加困难的市场环境，税前运营整体利润率仍大幅高于此前不景气的时期，得益于公司持续的前瞻性成本和资源管理、对商业格局的审慎态度以及转型计划的加速实施。北美10.2%的税前营业利润率和国际业务24.5%的税前营业利润率，以及15亿美元的现金流（盈利的132%）便是公司这些举措获得成效的例证。

  “在2015年上半年，北美营收同比下降了26%，国际营收同比下降了14%。尽管这些降幅要比2009年的下行时期更为严重，但上半年北美利润率的降幅仅为37%，国际业务利润率降幅为18%。与2009年同期两者降幅均超过70%的数字相比，这些业绩有了显著的改善。

  “在业务部门中，生产部门营收环比下降18%，归因于北美陆地压力泵业务活动和价格会出现了史无前例的下降。随着开发钻井活动和勘探相关服务的降幅趋缓，钻井部门和油藏描述部门的营收分别下降了11%和5%。

  “随着下半年的到来，公司的前景仍不甚明朗。就原油供应而言，北美生产趋平的首批迹象已经显现，而石油输出国家组织(OPEC)则再次提升了市场供应量。受巴西和墨西哥产量下降的影响，非NAM和非石油输出国家组织的产量在今年上半年出现了下滑，而且随着投资水平低下的影响开始全面显现，其产量有望继续下探。最近的供应数据及全球原油需求强劲的前景表明，即便伊朗提高了供应量，全球供求平衡仍将吃紧。

  “当前我们预计，2015年北美勘探勘测投资的下滑幅度将超过35%。原因主要在于陆地活动的萎缩和价格压力的增加。我们大家都认为，北美钻井数量可能会降至谷底，陆地钻井和完井活动可能会在今年下半年出现缓慢增长。

  “如今在国际市场，勘探勘测开支的降幅预计将超过15%。我们预计不会对现有的2015年预算做出上浮调整，但是在我们看来，上半年的趋势有可能继续持续，包括疲软的勘探活动、开发相关开支的紧缩管理以及持续的价格压力。

  “在这一充满挑战的市场环境中，我们仍将专注于我们大家可以控制的事情，包括公司的成本和资源基础、技术和专长的有效部署和产品和服务的质量和信誉。尽管营收会降低，但较高的国际业务利润率和我们实现北美业绩最大化的能力证实了这一策略的成功性。

  “面对当前下行局势的考验，我们有能力比同行做得更好，比以往下行时期做得更好，我们对此充满了信心。我们的全球实力、技术差异化以及我们加速实施的企业转型计划将为我们打造一个极佳的平台，公司将藉此提升营收市场占有率，提供比同行更低的每股盈利降幅，并继续减少营运资本和资本支出密度，同时创造更多的自由现金流。”

  在本季度，斯伦贝谢以平均每股90.01美元的价格回购了580万股普通股，收购总价为5.2亿美元。

  北美第二季度营收为24亿美元，环比下降27%。在美国和西加拿大，营收的下降源于陆地钻井数量40%的降幅所导致的压力泵活动的减少和持续的价格压力，而加拿大春歇的开始使得这一局势进一步恶化。美国墨西哥湾的营收也出现了下降，原因主要在于深水钻井数量的下降以及活动从勘探转向了开发和完井。

  北美税前营业利润率环比下降了268个基点，至10.2%，归因于陆地压力泵活动的下降和价格疲软。海上业务营业利润率也出现了下降，原因主要在于从高利润率的深水勘探工作向开发和完井的转变导致了不利的营收构成。尽管北美营收出现了严重的下滑，专注的执行以及成本管理方面的迅速行动将利润率环比降幅限制在了20%。

  就陆地业务而言，某些地域的价格已经降到了不可持续的水平，而这导致了压力泵设备的搁置和员工的调离。在其他地域，公司维持了水力压裂设备的部署，以获取市场占有率和新技术机遇。

  2015年上半年，北美营收同比下降了26%，比2009年下行时期24%的降幅更为严重。尽管如此，利润率的降幅仅有37%，较2009年同期超过72%的降幅有显著改善。2015年上半年税前营业利润率同比下降了648个基点，而2009年上半年则下降了近1,487个基点。这一强劲的业绩得益于及时的成本和资源管理、转型计划的日渐见效、强劲的新技术销售业绩和高效的供应链管理。

  在新墨西哥州东南部，钻井服务使用了来自于BroadBand*家族非传统油藏完井服务低粘度复合流体，通过plug-and-perf完井技术帮助 Endeavor Energy Resources, LP来增加帕米亚盆地新油井的产量。与6个最邻近的使用滑溜水和类似支撑剂剂量的补偿井相比，120天后新井总产量增幅超过了33%。

  在德州南部，油井服务使用了BroadBand Sequence*压裂服务，帮助Encana提升伊格尔福特和海内斯维尔页岩储层老井的产量和开采量。例如在伊格尔福特页岩油井，压裂运营将原油产量从50 桶/天提升至650 桶/天，并将流动压力从250磅/平方英寸提升至5,000磅/平方英寸。在海内斯维尔页岩的气井，产量从100 千标准立方英尺/天升至5,000千标准立方英尺/天，而流动压力从1,500磅/平方英寸升至6,000磅/平方英寸。

  在北达科他州，钻井及测量部为WPX Energy部署了 PowerDrive Orbit*旋转可操控系统技术来钻探Middle Bakken地层中的三个大位移水平井部分。由于配备有独特的板驱动设计和推进钻头技术，PowerDrive Orbit系统克服了传统钻探装置所面临的轨道控制方面的挑战，并高效地钻探出了三个高品质区内水平井。公司在一个14,717英尺的大位移水平井采取了类似的作业，这是该区域最长的利用旋转可操控系统钻探的水平井部分。

  在德州南部，M-I SWACO使用SCREEN PULSE* 的流体和岩屑分离器技术，帮助挪威国家石油公司在伊格尔福特页岩高渗透钻探环境中维护最佳的钻井条件，并减少耗材和泥浆损失所带来的成本。此前，大量的岩屑将大量的合成基泥浆带到了振动筛表面，降低了回收的可能性。利用SCREEN PULSE技术，平均每英尺的合成基泥浆成本降低了30%，耗材成本降低13%，客户藉此在首批钻探的两口井中实现了6.8万美元的节省净额。

  在加州，Wireline在科恩河油田为一家大型油气客户部署了 RSTPro*储层饱和度技术。RSTPro服务使用全方位的分析来测量元素浓度，包括不含盐分的碳/氧比例。结合斯伦贝谢Petrotechnical Services的解析解决方案，该技术完成了对重油饱和度的描述，并让这一棕色地带的项目焕发了新的活力。科恩河油藏监测项目于今年完成了20年的饱和度监测，油田累计产量目前已超过20亿桶原油。

  在美国墨西哥湾，Wireline MDT*模块化地层动态测试仪、Quicksilver Probe*技术和InSitu Fluid Analyzer*系统被用于帮助雪佛龙(Chevron)获取深水Guadalupe and Anchor储层油藏的测量数据。斯伦贝谢多种技术的结合帮助获取了低污染样本，并执行了实时的井内流体分析，其结果被用于决定储层的连通性，并增进了对密封性能和流体电荷关系的了解。斯伦贝谢的井内流体分析技术的使用肯定了在进行油藏描述时开展实时决策的价值。

  在加拿大大西洋海域，斯伦贝谢整合项目管理(IPM)帮助挪威国家石油公司(Statoil)在纽芬兰近海具有挑战性的深海环境中完成了第一口钻井的修建和评估工作。这一工作依据的是为期4年的综合性合同，后者涵盖为Flemish Pass勘探和评估项目提供的全套服务。尽管存在与天气相关的挑战，高效的一体化服务使得项目达到了客户的内部目标。斯伦贝谢新技术，例如Wireline Quanta Geo* 真实感油藏地质服务，帮助减少了地下风险，并完成了对复杂地层的描述。此外， Drilling & Measurements的PowerDrive*旋转可操控系统，Smith Bits Stinger* 锥形钻石元件和Geoservices FLAIR*流体记录和分析技术，通过改善钻井效率、确保钻头的完整性和井位优化，帮助提升了作业表现。在斯伦贝谢技术和一体化方法的帮助下，多个井段的钻探表现达到了挪威国家石油公司全球各井段的顶尖水平。

  国际区域营收达到了65亿美元，环比下降5%，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26亿美元，环比下降5%，主要源于客户预算削减所导致的亚太和澳大利亚活动的下降。印度活动因项目延迟而出现了下降，而伊拉克和中国的活动仍然没有起色。中东GeoMarkets依然强劲，这得益于该地区活动的增加，尤其是沙特、阿联酋和科威特，但是该地区营收略有下降，因为价格的让步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24亿美元，环比下降了5%，主要源于撒哈拉南部非洲地区勘探活动的减少和近海钻井的退役。安哥拉客户预算的压力和尼日利亚项目的推迟也对业绩带来了影响。俄罗斯因传统陆地活动的季节性增加而出现反弹，同时俄罗斯卢布也得到了一定的恢复。北海地区营收因钻井数量的减少、价格压力和勘探向开发活动持续的转移而出现了下降。北非活动略有增加，但利比亚的业务仍受到限制，原因主要在于该地区的安全局势仍未得到改善。

  拉美地区的营收达到了15亿美元，下降7%，源于客户持续的预算削减所导致的墨西哥、巴西和哥伦比亚活动的减少。这一降幅被强劲的勘探和委内瑞拉、特立尼达和多巴哥GeoMarket活动的增加所部分抵消。阿根廷和厄瓜多尔的活动仍保持着良好的势头。

  国际地区税前营业利润率达到了24.5%，环比上升35个基点。中东和亚洲税前营业利润率略微增长了8个基点，至28.7%。拉美上升了81个基点，至22.3%。欧洲/独联体/非洲增长了29个基点，至21.3%。尽管环比营收出现下降，而且营收构成的转变越发不利，但营业利润率仍有所增加，也将利润率环比降幅限制在了18%的水平。

  2015年上半年，国际区域营收同比下降了14%，较2009年下行时期5%的降幅更为严重。尽管如此，利润率跌幅仅为18%，较2009年同期下行时期超过73%的降幅有显著改善。2015年上半年税前营业利润率增长了85个基点，而2009年同期下降了269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。

  Saudi Aramco授予了斯伦贝谢一个为期两年的多服务合同，包括针对英国非传统天然气项目的增产和测试技术。该项目包括正在该国试用的非传统储层新技术，用于优化增产表现。

  在海湾合作委员会国家，斯伦贝谢获得了三项合同的延期和一个新项目，价值共计约6亿美元。Drilling & Measurements部门和Wireline部门合同5年期的延期涵盖多项技术的部署，包括PowerDrive Archer*高建筑速度旋转可操控系统， MicroScope*电阻和随钻成像服务，以及Litho Scanner*高分辨率光谱测井。第三项合同的延期时限为三年半，涉及Artificial Lift服务，包括REDA* Hotline高温电气潜水泵系统。新合同的期限为五年，涉及Well Services固井技术。

  斯伦贝谢签署了一项价值约3.95亿美元、为期四年的绩效合同，涉及为墨西哥海域的重油油田开发项目提供综合修井服务。依据这一合同，斯伦贝谢将提供所有的钻井和完井服务，包括项目管理、定向钻井、随钻测量、随钻录井、泥浆录井、测井电缆、钻井流体、钻头、打捞、加固、挠性管、低位完井和油井测试服务。第一口油井的钻探计划于2015年8月开始。

  在伊拉克，ENI公司授予斯伦贝谢一项三年期一体化修井合同，其中涵盖30口井的钻探以及提供陆地钻机、定向钻探、随钻测量、随钻录井、钻头、打捞、加固、钻井流体、泥浆录井、钻井孔清理和测井电缆服务。斯伦贝谢此前曾与ENI签订过类似合同，而且已向ENI交付过油井。最近的这项合同为油田当前的发展提供了连续性。

  在挪威，挪威国家石油公司授予M-I SWACO一项价值约1.35亿美元的甘油醇供应合同，用于支持公司的挪威近海和陆地的炼油业务。这项为期四年半的合同可选择性地延期2-3年。

  在阿塞拜疆，英国石油公司(BP)已授予Caspian Geophysical（WesternGeco和SOCAR之间的合资企业）一项合同，用于在里海开展海洋地震测绘，包括2D、3D3D和4D测绘。该测绘项目预计需要约6个月的时间，而且将使用 Q-Marine*点接收地震技术，这是第一次在里海使用这一高规格地震测绘系统。在开展这一项目时，公司将与WesternGeco和Caspian Geophysical密切合作。

  油藏描述部门营收达到了24亿美元，环比下降5%，主要源于勘探支出的持续削减影响了欧洲/独联体/非洲、美国墨西哥湾和澳大利亚的Wireline and Testing Services活动。这一下滑被增加的软件许可销售以及WesternGeco的營收因北非和阿联酋陆地地震活动的略微增加而导致的营收的改善部分抵消。

  税前营业利润率达到了26.5%，环比上升84个基点，由于不利的收入构成被高利润率软件许可销售的增加所抵消，营业利润率下降了10%。

  除了本季度的新获合同之外，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。

  在澳大利亚，Wireline引入了 UltraTRAC*全地形测井电缆牵引机技术，以帮助Origin Energy收集维多利亚近海Otway海盆的油藏样本和压力测量数据。UltraTRAC技术在具有挑战性的井眼环境和高角大位移井中提供了大量的有效载荷。Wireline同时还结合了Saturn* 3D圆径探头技术，以便在苛刻的环境中取样。这是第一次在澳大利亚大位移钻井中同时使用这两种技术。对比传统的管道式录井方法，Wireline两项技术的高效结合为客户节省了约5天的钻井时间。

  在荷兰近海，Wireline使用了 StreamLINE*以聚合物包覆的单芯电缆，帮助Wintershall Noordzee BV 将射孔枪运至北海高温度高压力的深斜井。StreamLINE线缆的摩擦系数只有同级别编织线的一半，能够降低线缆的张力，可一次性完成射孔作业，无需两次。这对于作业的成功来说是至关重要的。这一解决方案节省了12小时的作业时间，约合17.5万美元。

  墨西哥近海，Wireline部署了Saturn 3D圆径探头和XL-Rock*大容量旋转井壁取芯技术，帮助墨西哥石油公司获取中新世中期地层深水井的流体和岩石样本。此外，结合Rt Scanner*三轴感应测井仪器和来自于OBMI*油基微成像技术，Wireline帮助发现了新储层。客户藉此制定了一套新的勘探策略。

  在阿曼，Petroleum Development of Oman(PDO)使用Wireline的技术，在具有挑战性的油基泥浆(OBM)环境中描述舒艾拜异质碳酸盐岩储层。公司第一次在阿曼使用了Quanta Geo逼真的油藏地质技术，来克服油基泥浆挑战，并探寻MDT模块动态测试仪制造的微裂缝，该测试仪配备了高性能的封隔器和高压泵。结果，PDO获取了详细的地址和地质物理特性，并藉此调整了油田开发计划，优化了完井计划。

  在委内瑞拉，Wireline ThruBit* through-the-bit录井技术被PDVSA用于在Faja del Orinoco’s Ayacucho油田的斜井中获取完整的标准岩石物理数据，此前仅存在伽马射线和电阻信息。ThruBit录井能可靠地对复杂油井进行记录，而且比传统的方法耗时更少，有利于提升地层评估、油田建模和水平井规划的精确性。

  还是在委内瑞拉，Wireline为PDVSA和雪佛龙的合资公司Petroindependencia, S.A.部署了Isolation Scanner*固井质量评估技术，以帮助改善Cerro Negro油田套管居中设计，优化固井作业。通过结合Isolation Scanner两套独立的超声波测量仪器以及TuffTRAC*套管井服务高效的反向牵引能力，公司成功实现了井下的层位封隔。

  在伊拉克，Testing Services为雪佛龙部署了Signature*石英测量仪器（含有Muzic*无线遥测技术），以传输陆上Sarta-2油田油井的井内测量数据。在所测试的五个层位，Signature测量仪在恶劣的环境下搜集了可靠的数据，并通过InterACT*的全球连接性、合作和信息服务提供了持续的数据传输。这一技术帮助客户做出了更为知情的决策，也让客户实现了测井目标，并节省了钻井时间。

  在阿联酋，ADCO授予斯伦贝谢一项合同，提供传统和非传统的油藏实验室核心分析服务。这一为期三年的合同拥有两年的选择期，涵盖提供核心操作和处理、常规和岩石物理电气数据、岩石学和地质力学服务。除了已建成的位于阿联酋杰贝阿里的流体分析实验室之外，斯伦贝谢还将在阿布扎比设立一个岩石分析实验室，为客户提供全面的一体化岩石和流体油藏描述服务。

  钻井部营收为35亿美元，环比下降11%，主要源于北美钻井数量的进一步下降影响了Drilling & Measurements和M-I SWACO的活动。非洲撒哈拉南部、澳大利亚和哥伦比亚钻井活动的减少也是营收出现下滑的原因之一。

  税前营业利润率为19.5%，环比下降44个基点。尽管营收出现了下降，及时的成本管理举措帮助将营业利润率的降幅限制在了23%。

  在第二季度，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。

  在里海，BP Exploration Caspian Sea Limited部署了钻井部门技术，以钻探阿塞拜疆近海Shah Deniz油田油井8 1/2英寸和12 1/4英寸井段。公司通过单次作业便完成了具有挑战性的8 1/2英寸井段的钻探，这在Shah Deniz油田尚属首次。这一井段在钻探时还联合使用了Drilling & Measurements的PowerDrive Orbit旋转可操控技术和Smith聚晶金刚石复合片(PDC)钻头（配备有使用IDEAS*一体化钻头设计平台定制的ONYX*切割技术）。该井段在油田历史上创下了24小时内钻探240米的最高记录，并节省了6天的钻井时间，约合260万美元。

  在巴西近海，Drilling Tools & Remedial为巴西石油公司(Petrobras)部署了Rhino XC*按需定制的液压驱动钻孔技术，以扩大盐层下Lula油田不稳定岩层深水井的2700英尺切线段井段。借助Rhino XC技术实现更大钻孔尺寸的能力，客户获得了更大的空隙，并维持了高钻速。总体来说，此次作业耗费了7天的时间。相对于此前不使用管下扩眼器钻探的补偿井，此次作业为巴西石油公司节省了3个钻井日，

  在加拿大近海，钻井部门的技术在挪威国家石油公司位于纽芬兰圣约翰西北部的北湾油田中创下了新的钻井记录。斯伦贝谢StingBlade*锥形钻石元素技术，通过结合Drilling & Measurements、Smith Bits、M-I SWACO、Geoservices和Drilling Tools & Remedial服务，以169.1米/小时的钻速钻探了一口深水井的17 1/2英寸无取油管井段，为挪威国家石油公司创造了一项新的记录，且高出此前记录72%。此外，钻井部门的技术还曾以35米/小时的钻速钻探过高硬度多细脉地层，而此前这类地层的平均钻速为3米/小时。同时，钻井部门还曾在单次作业中完成了深水井总井深的钻探。

  在墨西哥， Drilling & Measurements使用3D VSP*垂直地震剖析技术和seismicVISION*随钻地震和 sonicVISION*随钻声波服务为墨西哥国家石油公司优化深水勘探井盐层和盐层下钻探作业。在使用这一些技术之后，客户确定了盐基的位置，从而能够将套管放置在正确的深度，同时降低了钻探风险。

  在意大利南部，ENI使用钻井部门的技术，在Val d’Agri油田对一个自然压裂的碳酸盐油层进行长距离的水平侧钻。Drilling & Measurements PowerDrive X6*和PowerDrive vorteX*旋转可操控系统结合Smith钻头（使用IDEAS一体化钻头设计平台做定制），高效地钻出了一个复杂的3D轨道以及一个长达2,200米的水平部分，同时还确保了油藏精确的井位设计。值得一提的是，对比使用常规的旋转可操控系统钻探补偿井的钻速，PowerDrive vorteX 技术使得钻速提升了两倍。在使用钻井部门的技术之后，同时在 OSC*互动钻探运营支持中心的支持下，侧钻得以按计划进行，客户藉此节省了20天的钻井时间，约合140万美元。

  在哥伦比亚， Smith钻头技术帮助EQUION ENERGIA改善了亚诺斯盆地米拉多尔地层的钻探性能。 ONYX 360*滚轮聚晶金刚石复合片钻头通过360度的旋转提升了钻头的耐用性，使得整块钻石的边缘都可拿来钻探地层，而且钻探深度也可以藉此提升多达57%。客户节省了5天半的钻井时间，约合89.6万美元，得益于钻探成本的下降和钻头更换次数的减少。

  在哈萨克斯坦，斯伦贝谢Stinger锥形金刚石钻头技术，结合大扭矩位移电机，帮助Hilong Petroleum Engineering Company改善了Pridorozhnoye气田陆地井 8 1/2-in井段的钻探性能。借助绝佳的冲击强度和耐磨性以及锥形设计，Stinger元件技术在具有挑战性的石英质石灰岩地层中实现了更长、更快的钻探作业，其钻速较该气田内其他的补偿井快55%。结果，客户缩短了达产时间，并利用节省的27天时间钻探了更多的气井，同时也带来了约48.6万美元的费用节省。

  生产部门营收为31亿美元，环比下降18%，其中80%的降幅源于北美陆地。压力泵活动持续下滑，价格压力有所增加，原因主要在于北美陆地钻井数量的持续减少。

  税前营业利润率为12.8%，环比下降179个基点，原因主要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。尽管出现了严重的营收下降，但及时的成本管理以及资源与活动的匹配整合将营业利润率的降幅限制在了23%。

  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。

  在沙特，通过与沙特国家石油公司(Saudi Aramco)进行联合投资和产品研究开发，斯伦贝谢Completions部署了世界第一个 Manara*生产和油藏管理系统，这一系统可对油气井分支井内的隔层进行仔细的检测和控制。Manara系统使用一个可变的阻气门和一体化井内传感器来控制流量，能够让用户直接进行区划生产或抽取。专利的电感耦合器技术可以在一定程度上完成从主钻孔向侧井的中央式分流，从而提供较为可靠的动力和通讯支持。Avocet*生产运营软件平台工作流程实现了实时的可视化，为用户更好的提供了更好的数据互动，并减少了油藏检测优化响应时间。这一革命性的完井平台将油藏监测能力从油井移至侧井和隔层，能够极大地提升油藏开采量。

  Mangrove*基于 Petrel E&P软件平台的油藏增产设计如今已被斯伦贝谢技术整合部门所采用。自2012年开始部署以来，公司已为19个国家100多名客户改造了1,000多口井。此外，自2014年Mangrove软件开始销售以来，四个大陆的20多名客户已通过购买软件许可，使用这一独到的斯伦贝谢端对端工作流程来开发非常规储层。

  在委内瑞拉，斯伦贝谢完井服务部署了COLOSSUS UNC*未胶结衬管悬挂器系统，帮助Petroindependencia, S.A.在Cerro Negro Field带有页岩纹层疏松的砂岩油藏的大位移重油井实现了迅速的衬管安装。由于未胶结侧井井眼曲率较大，因此衬管的移动性对于成功至关重要。此外，由于重油生产需注入蒸汽，完井硬件一定要能忍受极端的温度条件。COLOSSUS UNC技术帮助克服了技术挑战，降低了衬管安装时间（每口井从10天降至1.25天），为客户节省了59万美元的费用，也让客户实现了25口井的生产目标。

  丹麦近海，斯伦贝谢为马士基石油公司(Maersk Oil)提供了一个一体化油井干预解决方案，以便在成熟的 Svend油田被废弃之前更好地理解其出水量，并实现碳氢化合物开采量的最大化。所部属的技术涵盖ACTive PS*现场CT产量录井、RST Pro油藏饱和度以及FloScan*成像设备服务。最初的油井测试显示，这一作业所获取的信息实现了油井的优化，并减少了1/3的出水量。

  在墨西哥，油井干预为墨西哥石油公司部署了ACTive OptiFIRE*挠性油管实时选择性射孔和启动系统，以提高南部区域油井的产量。在过去，目标区域的再次射孔对于传统的电缆干预方法（在不封闭油井或生产延期的情况下）来说是一个挑战。Active OptiFIRE技术实现了射孔枪的精确布置，能够在单次作业中确认井内爆破。在使用这一技术之后，干预安全性得到了提高，射孔时间减少了75%，能够让油井得到迅速的清理和启用，无需使用额外的干预设备。

  油井干预还在墨西哥近海使用了ACTive*家族的现场井内挠性油管服务，通过移除油气连接，延长斜井中的生产油管和生产寿命。在这一应用中，ACTive技术使用了实时井内测量，来分析和优化应对方案，并在单次作业中完成对井眼的干预。由于复杂度较高，这一干预技术方面的要求对其技术、操作和后勤领域进行详细的评估。在无井平台上完成这一完全整合的操作需要15天的时间，从而节约了使用修井机进行重大干预所需的时间和成本。

  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6月30日6个月的约4.55亿美元的遣散费，以及2015年第二季度2.1亿美元的遣散费。

  “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。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，第二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：

  税前营业收入利润率为19.0%，营业利润率同比降幅为30%。环比营业利润率降幅为23%。

  2015年第二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年第二季度，自由现金流（包含约2.1亿美元的遣散费）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132%。

  2015年上半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年上半年，自由现金流（包含约4.55亿美元的遣散费）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98%。

  斯伦贝谢2015年资本支出（不计多客户端和SPM投资）预计为25亿美元。

  2015年第二季度4,700万美元的“利息和其他收益”项目包括3,500万美元的权益法投资收益和1,200万美元的利息收益。

  利息收益为1,200万美元，环比下降100万美元。利息支出8,600万美元，环比增长400万美元。

  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年第二季度实际税率是21.1%；2015年第一季度是20.9%。2015年第二季度没发生费用和贷项。

  截至2015年6月30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6月30日，在外流通普通股为12.65亿股。下表显示的是从2015年3月31日至2015年6月30日的在外流通股变化情况

  2015年第二季度和2015年第一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是如何调整的？

  2015年第二季度和2015年第一季度期间的在外流通股加权平均数分别为12.80亿股和12.85亿股。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年第二季度，包括转让费在内的多客户端销售总额为8,400万美元，上一季度该数字为5,300万美元

  2015年第二季度末，WesternGeco未完成订单（基于与客户签订的合同）为5.14亿美元。上一季度末该数字为6.04亿美元。

  鉴于北美业务的严重下滑，以及客户预算削减（因原油价格下降）导致的国际业务的减少，斯伦贝谢在第一季度裁员约1.1万名。2015年第一季度，斯伦贝谢产生了3.9亿美元与裁员以及奖励性休假计划有关的税前费用。

  虽然斯伦贝谢在委内瑞拉运营的功能性货币是美元，但是一部分交易仍以当地货币作为主要货币。从2014年12月31日起，斯伦贝谢开始采用SICAD II 1美元兑换50强势玻利瓦尔的汇率来重估当地货币交易和结余，并将其转换成美元。在2015年第一季度，委内瑞拉政府用一个新的外汇市场系统SIMADI取代了SICAD II拍卖流程。截至2015年3月31日，SIMADI汇率约为192强势玻利瓦尔兑换1美元。结果，斯伦贝谢在2015年第一季度出现了4,900万美元的税前贬值费用。

  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108,000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2014年公布的营业收入达485.8亿美元。如需知道更多信息，请访问。

  斯伦贝谢将于2015年7月17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、伦敦时间下午2:00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358215可于2015年8月17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年第二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；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；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；和公司2015年第二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。