斯伦贝谢公布2012年第四季度及全年业绩

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斯伦贝谢公布2012年第四季度及全年业绩

2013-01-25 18:07

能源和环境

休斯顿--(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2012年全年的营收为421.5亿美元，而上年为369.6亿美元。

不计费用和贷项，2012年全年可归于斯伦贝谢的持续经营业务收益为55.8亿美元，摊薄后每股收益为4.17美元，而上年为3.61美元。

第四季度业绩

2012年第四季度的营收为111.7亿美元，而上一季度和上年同期分别为106.1亿美元和103.0亿美元。

不计费用和贷项，可归于斯伦贝谢的持续经营业务收益为14.4亿美元，环比持平，同比下降3%。不计费用和贷项，持续经营业务的摊薄后每股收益为1.08美元，环比持平，而上年同期为1.10美元。

斯伦贝谢在2012年第四季度、2012年第三季度和2011年第四季度分别记录了每股0.06美元、0.02美元和0.06美元的费用。

油田服务营收为111.7亿美元，环比和同比分别增长5%和8%。油田服务税前经营收益为22亿美元，环比增长1%，同比持平。

斯伦贝谢首席执行官Paal Kibsgaard评论说："我们在2012年实现了超过420亿美元的营收，同比增长14%。国际区的营收增长40亿美元（16%），这是自2008年以来的最强劲增长。国际区的营收增长归因于海上和主要陆地市场上的强劲勘探和开发活动。在北美，我们通过陆地市场的挑战证明了我们的弹性，业务增长超过10亿美元（9%），这得益于我们在海外市场的强大地位，尤其是在美国墨西哥湾地区。此外，全年的税前经营收益增长14%，国际区增长31%，这推动国际区的利润率增长226个基点至20.5%，高于北美的20.3%。

我们的第四季度业绩体现了主要市场以及典型的年末产品、软件和多客户端销售额的持续增长。业绩受到国际区的推动，国际区的服务质量非常好，并且某些产品系列的服务能力不足。但是，我们的业绩受到了先前公布的季节性减速和合同延迟以及转移和新项目启动成本的影响。在北美，美国墨西哥湾的强劲表现远远抵消了加拿大低于预期的活动以及美国陆地市场的进一步疲软。

拉美以及中东和亚洲地区实现了显著的营收增长。拉美的税前经营利润率有所提高，而中东和亚洲区的利润率有所下降，这归因于活动组合和IPM项目启动成本。欧洲/独联体/非洲地区的营收下降了1%，并且利润率也有所下降，这归因于北海和俄罗斯的季节性减速以及北非的合同延迟。国际价格继续缓慢提高，这得益于强大的执行力、新技术销售和针对中小合同的主动竞标。

在北美，深水钻井业务推动了强劲活动和美国墨西哥湾的卓越业绩。美国墨西哥湾的业绩远远抵消了钻井活动的减少以及美国陆地水力压裂、钻井、连续油管和套管井电缆测井服务的价格下降影响。因此，北美的营收和税前利润率均实现了环比增长。

本季度的技术亮点包括：WesternGeco在首个IsoMetrix季节完成了三个商业项目，并且随着勘探困难和复杂油藏前景的发展，技术继续引起关注。2013年将会推出两艘IsoMetrix船。与此同时，电缆测井ThruBit*泵送裸眼井测井技术显著渗入美国陆地市场，并且钻井服务SPARK*商业模式也实现了增长，通过这种独特的方法，客户可以获得我们的工程流体系统，同时使用他们自己的人员和水力马力。

2013年的全球宏观经济环境依然充满不确定性，并且GDP增长前景依然未发生变化。全球的石油需求预计将按照与2012年类似的水平增长。供应端将在北美实现进一步的增长，而其他的非欧佩克生产将很可能继续面临延迟和减少挑战。如果不出现任何的意外宏观经济或地理政治事件，全球备用容量预计将基本保持不变。

未来一年国际勘探与生产费用预计将增长大约10%，并且美国墨西哥湾的业务前景较为强劲。凭借平衡的业务组合、广泛的地理业务版图和强大的执行能力，斯伦贝谢已经为增长做好了准备。"

其他活动

2012年11月15日，斯伦贝谢与Cameron International Corporation ("Cameron")宣布，双方已经就创立合资企业OneSubsea^TM达成了协议，该合资企业将为海底石油和天然气市场生产和开发产品、系统和服务。斯伦贝谢将拥有OneSubsea的40%股权。该交易还有待监管部门的批准和其他惯例成交条件的达成，预计将于2013年第二季度之前完成。根据协议，Cameron和斯伦贝谢将分别把各自的全部海底业务贡献给该合资企业，并且斯伦贝谢将支付6亿美元现金给Cameron。Cameron将管理OneSubsea，斯伦贝谢将对其在合资企业中的投资负责。
2012年12月20日，Gazprom Geologorazvedka和斯伦贝谢签署了一项技术合作框架协议，以便使Gazprom在俄罗斯联邦的陆地和海上油田以及许可区域的勘探效率最大化。协议包括引进斯伦贝谢技术和软件产品以及开发人员培训计划。在这项协议之前，Gazprom与斯伦贝谢已于2008年签署了技术框架协议。
2013年1月17日，董事会批准季度股息增加13.6%。下一季度的股息将增至每股在外流通普通股0.3125美元，并于2013年4月12日支付给2013年2月20日登记在册的股东。


简明合并损益表

（单位为百万，每股数额除外）

	第四季度				12个月
截至12月31日的会计期间	2012年		2011年		2012年		2011年

营收	$	11,174	$	10,301	$	42,149	$	36,959
利息和其他收入，净值⁽¹⁾		35		35		172		130
费用
营收成本⁽²⁾		8,798		7,997		33,056		28,949
研究和工程		307		273		1,168		1,073
一般和管理⁽²⁾		111		98		405		417
合并与整合⁽²⁾		60		22		128		113
重组⁽²⁾		33		-		33		-
利息		93		86		340		298
税前收益		1,807		1,860		7,191		6,239
所得税⁽²⁾		436		457		1,723		1,509
持续经营业务的收益		1,371		1,403		5,468		4,730
已终止经营业务的收益		-		16		51		277
净收益		1,371		1,419		5,519		5,007
可归于非控制性权益的净收益		9		5		29		10
可归于斯伦贝谢的净收益	$	1,362	$	1,414	$	5,490	$	4,997

斯伦贝谢可归于以下各项的金额：
持续经营业务的收益⁽²⁾	$	1,362	$	1,398	$	5,439	$	4,720
已终止经营业务的收益		-		16		51		277
净收益	$	1,362	$	1,414	$	5,490	$	4,997

斯伦贝谢的摊薄后每股收益
持续经营业务的收益⁽²⁾	$	1.02	$	1.04	$	4.06	$	3.47
已终止经营业务的收益		-		0.01		0.04		0.20
净收益	$	1.02	$	1.05	$	4.10	$	3.67

在外流通股平均数		1,328		1,338		1,330		1,349
摊薄后在外流通股平均数		1,336		1,347		1,339		1,361

包含在费用中的折旧和摊销⁽³⁾	$	930	$	859	$	3,500	$	3,274


1)				包括以下利息收入：
				2012年第四季度--500万美元（2011年--1100万美元）
				2012年的12个月--2900万美元（2011年--3900万美元）
2)				参见第6页以了解费用和贷项的详情。
3)				包括多客户端地震数据费用。


简明合并资产负债表

（单位为百万）

	12月31日		12月31日
资产	2012年		2011年
流动资产
现金和短期投资	$	6,274	$	4,827
应收款项		11,351		9,500
其他流动资产		6,531		6,212
		24,156		20,539
固定收益投资，持有至到期		245		256
固定资产		14,780		12,993
多客户端地震数据		518		425
商誉		14,585		14,154
其他无形资产		4,802		4,882
其他资产		2,461		1,952
	$	61,547	$	55,201

负债和权益
流动负债
应付账款和应计负债	$	8,453	$	7,579
预计的所得税负债		1,426		1,245
短期借款和长期债务
的流动部分		2,121		1,377
应付股息		368		337
		12,368		10,538
长期债务		9,509		8,556
退休后福利		2,169		1,732
递延税		1,493		1,731
其他负债		1,150		1,252
		26,689		23,809
权益		34,858		31,392
	$	61,547	$	55,201

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。2012年全年的净债务变化如下：


（单位为百万）

12个月	2012年
净债务，2012年1月1日	$	(4,850	)
持续经营业务的收益		5,468
折旧和摊销		3,500
退休金和其他退休后福利费用		404
收到股息的超额股票收益		(61	)
股票薪酬费用		335
退休金和其他退休后福利资金		(673	)
营运资本的增长		(1,968	)
资本支出		(4,695	)
资本化的多客户端地震数据		(351	)
已付股息		(1,432	)
职工股票计划的收益		410
股票回购计划		(972	)
商业收购和投资，不计获得的现金和债务		(845	)
出售Wilson和CE Franklin的收益		1,027
其他		(363	)
汇率对净债务的影响		(45	)
净债务，2012年12月31日	$	(5,111	)

	12月31日			12月31日
净债务的组成部分	2012年			2011年
现金和短期投资	$	6,274		$	4,827
固定收益投资，持有至到期		245			256
短期借款和长期债务的流动部分		(2,121	)		(1,377	)
长期债务		(9,509	)		(8,556	)
	$	(5,111	)	$	(4,850	)

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：


（单位为百万，每股数额除外）

	2012年第四季度
	税前		税收		非控制性权益		净值		摊薄后		损益表分类
	税前		税收				净值		每股收益		损益表分类
斯伦贝谢持续经营业务的收益，
依据报告	$	1,807	$	436	$	9	$	1,362	$	1.02
合并与整合成本		60		10		-		50		0.04	合并与整合
裁员		33		6		-		27		0.02	重组
斯伦贝谢持续经营业务的收益，
不计费用和贷项	$	1,900	$	452	$	9	$	1,439	$	1.08

	2012年第三季度
	税前		税收		非控制性权益.		净值		摊薄后		损益表分类
	税前		税收				净值		每股收益		损益表分类
斯伦贝谢持续经营业务的收益，
依据报告	$	1,857	$	442	$	3	$	1,412	$	1.06
合并与整合成本		32		4		-		28		0.02	合并与整合
斯伦贝谢持续经营业务的收益，
不计费用和贷项	$	1,889	$	446	$	3	$	1,440	$	1.08

	2011年第四季度
	税前		税收		非控制性权益		净值		摊薄后		损益表分类
	税前		税收				净值		每股收益^(*)		损益表分类
斯伦贝谢持续经营业务的收益，
依据报告	$	1,860	$	457	$	5	$	1,398	$	1.04
合并与整合成本		22		2		-		20		0.01	合并与整合
利比亚的资产销账		60		-		-		60		0.04	营收成本
斯伦贝谢持续经营业务的收益，
不计费用和贷项	$	1,942	$	459	$	5	$	1,478	$	1.10

	2012年的12个月
	税前		税收		非控制性权益		净值		摊薄后		损益表分类
	税前		税收				净值		每股收益^(*)		损益表分类
斯伦贝谢持续经营业务的收益，
依据报告	$	7,191	$	1,723	$	29	$	5,439	$	4.06
合并与整合成本		128		16		-		112		0.08	合并与整合
裁员		33		6		-		27		0.02	营收成本
斯伦贝谢持续经营业务的收益，
不计费用和贷项	$	7,352	$	1,745	$	29	$	5,578	$	4.17

	2011年的12个月
	税前		税收		非控制性权益		净值		摊薄后		损益表分类
	税前		税收				净值		每股收益		损益表分类
斯伦贝谢持续经营业务的收益，
依据报告	$	6,239	$	1,509	$	10	$	4,720	$	3.47
合并与整合成本		113		18		-		95		0.07	合并与整合成本
斯伦贝谢基金会获得的捐赠		50		10		-		40		0.03	一般和管理
利比亚的资产销账		60		-		-		60		0.04	营收成本
斯伦贝谢持续经营业务的收益，
不计费用和贷项	$	6,462	$	1,537	$	10	$	4,915	$	3.61

(*)由于舍入，未添加


产品部门
（单位为百万）
	截至以下日期的3个月
	2012年12月31日						2012年9月30日
	营收						营收
				税前收益						税前收益

油田服务
油藏描述	$	3,150		$	917		$	2,910		$	838
钻井		4,137			696			4,048			733
生产		3,924			590			3,675			548
消除和其他		(37	)		(39	)		(25	)		23
		11,174			2,164			10,608			2,142
公司和其他		-			(180	)		-			(176	)
利息收入⁽¹⁾		-			6			-			8
利息费用⁽¹⁾		-			(90	)		-			(85	)
费用和贷项		-			(93	)		-			(32	)
	$	11,174		$	1,807		$	10,608		$	1,857


地区
（单位为百万）
	截至以下日期的3个月
	2012年12月31日						2012年9月30日
	营收						营收
				税前收益						税前收益

油田服务
北美	$	3,409		$	655		$	3,290		$	610
拉美		2,071			377			1,860			333
欧洲/独联体/非洲		2,958			579			2,985			646
中东和亚洲		2,577			601			2,352			570
消除和其他		159			(48	)		121			(17	)
		11,174			2,164			10,608			2,142
公司和其他		-			(180	)		-			(176	)
利息收入⁽¹⁾		-			6			-			8
利息费用⁽¹⁾		-			(90	)		-			(85	)
费用和贷项		-			(93	)		-			(32	)
	$	11,174		$	1,807		$	10,608		$	1,857


⁽¹⁾		不计产品部门和地区业绩的利息。


产品部门
（单位为百万）
	截至以下日期的12个月
	2012年12月31日						2011年12月31日
	营收						营收
				税前收益					税前收益

油田服务
油藏描述	$	11,424		$	3,212		$	9,929	$	2,449
钻井		15,971			2,824			13,860		2,254
生产		14,875			2,371			13,136		2,637
消除和其他		(121	)		(60	)		34		(35	)
		42,149			8,347			36,959		7,305
公司和其他		-			(694	)		-		(590	)
利息收入⁽¹⁾		-			30			-		37
利息费用⁽¹⁾		-			(331	)		-		(290	)
费用和贷项		-			(161	)		-		(223	)
	$	42,149		$	7,191		$	36,959	$	6,239


地区
（单位为百万）
	截至以下日期的12个月
	2012年12月31日						2011年12月31日
	营收						营收
				税前收益					税前收益

油田服务
北美	$	13,485		$	2,736		$	12,323	$	3,052
拉美		7,554			1,387			6,467		1,074
欧洲/独联体/非洲		11,443			2,245			9,676		1,477
中东和亚洲		9,194			2,152			8,102		1,874
消除和其他		473			(173	)		391		(172	)
		42,149			8,347			36,959		7,305
公司和其他		-			(694	)		-		(590	)
利息收入⁽¹⁾		-			30			-		37
利息费用⁽¹⁾		-			(331	)		-		(290	)
费用和贷项		-			(161	)		-		(223	)
	$	42,149		$	7,191		$	36,959	$	6,239


⁽¹⁾		不计产品部门和地区业绩的利息。

油田服务

2012年全年的营收为421.5亿美元，较上年增长14%。国际区增长16%，北美地区增长9%。国际营收为282亿美元，较上年增长39亿美元，这归因于众多地区性市场的勘探与开发活动的增多--包括海上和主要陆地市场。国际区的增长主要得益于欧洲/独联体/非洲区的推动。欧洲/独联体/非洲区的营收增长18%，这主要归因于俄罗斯、尼日利亚和几内亚湾、安哥拉、东非和北海地区性市场的强劲表现。拉美地区的营收增长17%，这得益于陆地的强劲整合项目管理(IPM)活动以及主要来自墨西哥和中美洲、委内瑞拉、特立尼达和多巴哥以及厄瓜多尔地区性市场的强劲电缆测井服务和钻井部门技术海上活动。中东和亚洲地区的营收增长了13%，这得益于沙特阿拉伯和巴林、澳大拉西亚、文莱、马来西亚和菲律宾以及中国地区性市场的强劲业绩。北美的营收为135亿美元，较上年增长12亿美元，这得益于海上营收的38%增长--归因于使油藏描述和钻井部门技术受益的强大深水和勘探服务，尤其是在美国墨西哥湾。北美陆地营收增长了4%，这得益于更加强大的生产部门产品和服务，但是又被水力压裂市场的低迷有所抵消。

按部门分类，油藏描述部门的营收为114亿美元，增长15亿美元（15%），所有产品系列均实现了两位数增长，这得益于所有地区海上勘探活动的增加。钻井部门的营收为160亿美元，增长21亿美元（15%），这得益于M-I SWACO、钻井和测量以及钻井工具和补救产品及服务的强劲增长。生产部门的营收为149亿美元，增长了17亿美元（13%），修井、完井和人工举升技术业务实现了两位数增长。钻井服务的营收也实现了增长，但是这一增长主要限于国际和北美的海上业务。

2012年全年的税前经营收益为83亿美元，增长10亿美元（14%），这归因于国际税前经营收益同比增长31%至58亿美元，而北美的税前经营收益同比下降至10%至27亿美元。

税前经营利润率为19.8%，与上年同期基本持平，国际税前经营利润率增长226个基点至20.5%，而北美税前经营利润率下降448个基点至20.3%。欧洲/独联体/非洲地区的税前经营利润率增长435个基点至19.6%，拉美增长175个基点至18.4%，中东和亚洲增长27个基点至23.4%。北美地区的下降归因于陆上钻井服务生产技术的价格压力。按部门分类，油藏描述部门的税前经营利润率增长345个基点至28.1%，而钻井部门和生产部门的税前经营利润率则分别为17.7%和15.9%。

第四季度业绩

第四季度的营收为111.7亿美元，环比增长5.67亿美元（5%），同比增长8.73亿美元（8%），这归因于强劲的国际活动。在营收环比增长中，大约36%归因于典型的年末产品和软件销售额增长，12%来自WesternGeco多客户端销售额增长。油藏描述部门的营收环比增长8%至32亿美元，钻井部门的营收环比增长2%至41亿美元。生产部门的营收环比增长7%至39亿美元。按地区分类，国际营收环比增长4.09亿美元（6%）至76亿美元，而北美营收环比增长1.18亿美元（4%）至34亿美元。

油藏描述部门的营收实现了环比增长，这主要归因于强劲的年末斯伦贝谢信息解决方案(SIS)软件销售额。测试服务连续第三个季度实现了营收增长，这归因于沙特阿拉伯和巴林地区性市场的业务增长。石油技术服务实现了两位数的营收增长，这归因于墨西哥和中美洲地区性市场的强劲咨询业务。WesternGeco的营收略有增长，这归因于俄罗斯的年末多客户端销售额和UniQ*陆上地震技术直接销售额被海洋营收的季节性显著下降（由于继北海的季节性运输之后船舶利用率的下降）有所抵消。电缆测井营收有所增长，这归因于美国墨西哥湾的业务增长，但又被亚洲的季节性业务减少显著抵消。钻井部门的营收有所增长，这归因于国际和海上对钻井和测量服务以及M-I SWACO技术的强劲需求。由于包含了整个季度的Radius服务营收，钻井工具和补救服务也推动了这一增长。IPM的营收略有增长，这归因于澳大利亚的项目增长以及伊拉克和阿根廷的新启动项目，但又被北非的项目完成有所抵消。生产部门的营收有所增长，这主要归因于完井和人工举升产品年末销售额的增长以及美国墨西哥湾、北海和安哥拉地区性市场的新Framo海底项目。修井业务的营收也有所增长，这归因于墨西哥和中美洲以及沙特阿拉伯和巴林地区性市场的业务增长。钻井服务的营收有所增长，这主要归因于国际市场和北美海上市场的业务增长。北美陆地的钻井服务段数也有所增长，但是营收有所下降，这归因于水马力供大于求所导致的持续价格低迷。

就地区而言，中东和亚洲的营收环比增长10%至26亿美元，这得益于：伊拉克的新IPM全包式项目的启动；测试、修井和钻井部门服务的增长以及沙特阿拉伯和巴林地区性市场的年末产品销售额增长；Jurassic地震项目的启动以及科威特的强劲产品和年末软件销售额；IPM陆上项目的增长和澳大拉西亚地区性市场的强劲钻井活动。拉美的营收为21亿美元，环比增长11%，这归因于墨西哥和中美洲地区性市场的强劲年末软件和产品销售额、强劲的石油技术服务咨询业务、非常规压裂和修井增产业务。巴西、特立尼达拉岛和乌拉圭的新地震采集服务的WesternGeco船舶利用率的提高以及阿根廷的IPM项目启动也推动了这一增长。在欧洲/独联体/非洲，营收下降1%至30亿美元，这主要归因于及继北海的季节性船舶运输之后WesternGeco船舶利用率的下降。北非的已完成IPM项目和服务合同延迟以及俄罗斯喀拉海的WesternGeco测量完成也促成了这一下降。但是，环比下降被安哥拉的业务增加以及俄罗斯、中亚地区和欧洲大陆地区性市场的产品和软件销售额增长有所抵消。北美的营收为34亿美元，环比增长4%--这主要归因于海上营收增长了24%，而陆地营收下降了2%。海上营收的增长主要归因于钻井业务的增长（得益于深水钻井数量的增长）以及WesternGeco年末多客户端销售额的增长。陆地营收的下降主要归因于钻井服务水力压裂业务的持续价格低迷。倾斜和水平陆地钻井业务的季节性下降以及价格低迷也影响了北美的钻井部门。

就全球而言，第四季度的税前经营收益为22亿美元，环比增长1%，同比持平。国际税前经营收益为16亿美元，环比和同比分别增长1%和21%，而北美税前经营收益为6.55亿美元，环比增长7%，同比下降31%。

税前经营利润率为19.4%，环比下降83个基点，同比下降169个基点。国际税前经营利润率为20.5%，环比下降104个基点，同比增长125个基点。环比利润率下降归因于欧洲/独联体/非洲地区（以往一般会推动利润率的提高）高于往常的季节性减速和合同延迟。在北美，税前经营利润率为19.2%，环比增长65个基点，同比下降764个基点。环比增长归因于高利润率海上服务的更高贡献，尤其是美国墨西哥湾的业务（远远抵消了陆上钻井部门和钻井服务业务的利润率下降）。按部门分类，油藏描述部门的税前经营利润率为29.1%，而钻井部门和生产部门的税前经营利润率则分别为16.8%和15.0%。

油藏描述部门

第四季度的营收为31.5亿美元，环比增长2.40亿美元（8%），同比增长3.63亿美元（13%）。税前经营收益为9.17亿美元，环比增长9%，同比增长18%。

与上一季度相比，营收的增长主要归因于强劲的年末SIS软件销售额，而测试服务的营收连续第三个季度实现增长，这归因于沙特阿拉伯和巴林以及墨西哥和中美洲地区性市场的业务增长。石油技术服务也实现了两位数的营收增长，这归因于墨西哥和中美洲地区性市场的强劲咨询业务。WesternGeco的营收略有增长，这归因于俄罗斯的年末多客户端销售额和UniQ陆上地震技术直接销售额被海洋营收的季节性显著下降（由于继北海的季节性运输之后船舶利用率的下降）有所抵消。电缆测井营收略有增长，这归因于美国墨西哥湾继前一个季度由于艾萨克飓风而关闭业务之后实现了业务增长，但又被亚洲（主要是澳大拉西亚和中国地区性市场）的季节性业务减少所抵消。

税前经营利润率为29.1%，环比和同比分别增长31个基点和122个基点。利润率的环比增长主要归因于一般而言较为强劲的SIS软件和WesternGeco多客户端许可年末销售额。测试服务、电缆测井和石油技术服务的利润率也有所提高，这归因于勘探与开发项目方面更加有利的技术组合。但是，这些提高又被船舶利用率的下降所导致的WesternGeco海洋利润率下降有所抵消。

油藏描述部门的众多技术亮点推动了第四季度的业绩增长。

在马来西亚的海上，WesternGeco使用ObliQ*滑动缺口宽频带采集和成像技术并结合Coil Shooting*单船全方位采集为PETRONAS完成了全球首次商业勘测。Coil Shooting技术被用来解决照明挑战，而ObliQ技术提供了针对较深目标的更大穿透性。吉隆坡WesternGeco GeoSolutions中心正在进行数据处理工作。

在印尼的海上，英国石油公司(BP Plc)的印尼子公司BP West Aru授予WesternGeco一项在印尼实施的最大规模三维海洋地震勘测项目之一，覆盖新的特许区块West Aru I和II的最多9000平方公里。该项目将使用 Q-Marine Solid*拖缆技术，并包括广泛的机载数据处理。

壳牌(Shell)已经授予了WesternGeco为其子公司进行两项四维监测的合同，包括为Shell Nigeria Exploration and Production Company (SNEPCO)在尼日尼亚的Bongo油田进行一次勘测以及为马来西亚海上的Sarawak Shell Berhad (SSB)进行一次勘测。尼日尼亚的勘测将由WG Amundsen使用Q-Marine Solid拖缆技术实施，这是WesternGeco为SNEPCO在该油田实施的第二项四维勘测。马来西亚的四维勘测将由Western Patriot实施。

继在北海和特立尼达和多巴哥进行多次成功勘测之后，英国石油公司又授予了WesternGeco在北海进行勘测的额外合同，包括使用Q-Seabed*多元件海底地震系统进行的两次勘测以及使用DISCover*宽频深插拖缆覆盖地震技术进行的两项四维勘测。这些项目将于2013年第二季度启动。

在阿联酋的海上，ADNOC、埃克森美孚(ExxonMobil)和JODCO之间的联盟ZADCO在一个使用MaxTRAC*井下井用牵引器系统的水平井运行了电缆测井Flow Scanner*水平和倾斜钻井生产测井技术以及RST*油藏饱和度工具。这些工具被输送至完钻井深，在包含几件流入控制装置的生产层段进行两项测井操作。这些工具的测量功能可以成功确定井流量剖面，并且机械上较为复杂的操作不会间断，同时生成了所有相关数据。

在缅甸，为Petronas Carigali Myanmar (Hong Kong) Limited部署了电缆测井ReSOLVE*仪表化干预技术，以设置一个塞子来切断一个陆上油井产生的多余的水。ReSOLVE工具采用TuffTRAC*套管井服务牵引技术输送，该技术可以穿过完井限制区抵达设置塞子的深度，而先前使用的传统机械方式则无法实现。在作业期间，ReSOLVE技术实时提供作业状态指示，包括塞子设置的肯定确认。

在泰国湾，为PTTEP在高温北马盆地的三个Arthit油井部署了电缆测井MDT Forte-HT*坚固高温模块化地层动态测试器和lnSitu Fluid Analyzer*技术。该技术有助于获得代表性地层压力以及结论性的流体识别和二氧化碳含量，这为客户的资产团队实时提供了有关油藏流体成分的重要信息（通过区分干气和凝析气）以及井下条件下的油藏流体属性（包括二氧化碳含量和地层渗透性）。

在阿曼，为PDO在深层致密天然气钻井（采用基于石油和合成物的钻井液）部署了电缆测井FMI-HD*等径孔道地层微成像仪技术。这提供了高阻力地层和更广泛钻孔覆盖范围的高清晰度图像。这实现了更好的结构定义、用于地质力学建模的更精确崩落信息以及针对MDT*模块化地层动态测试器技术的更好井段选择。

在英国的北海区，电缆测井PowerJet Nova*超深穿透聚能装药创造了新的世界纪录，为Taqa Bratani在Pelican油田的一个钻井实现了最长的单独测井电缆输送射孔。PowerJet Nova聚能装药穿透了421-ft井段，并由高压测井装置所部属的超坚固电缆输送。Dual Secure*雷管提供了射孔系统冗余，而输水系统的增强则提高了作业效率、降低了成本和提高了安全性。作业施工完美无瑕。

在美国落基山脉，SureLog* Thrubit电缆测井三合一技术被用来对Oasis Petroleum位于Bakken地层（深度超过10,000 ft）的一个钻井的10,000-ft水平剖面进行测量。通过使用ThruBit*测井服务，客户能够维持循环、部署测井工具和测井--所有这些操作均在调节过程中进行。强劲的电池和工具设计可以实现37小时的持续作业，从而能够对水平剖面进行岩石物理评估，以及使用先前不可用的数据全面分析完井选项。

在地质条件复杂的堪萨斯州密西西比石灰岩地区，SureLog Thrubit电缆测井三合一测井套件被用于Osage Resources，来优化完井设计并提高与相邻的钻井相关的性能。水平测井显示了显著的孔隙度和岩性变化以及侧面长度，并且能够为处理优化设计压裂阶段长度、水量和射孔簇。根据对测井数据的阐释，Osage Resources决定为完井设计添加一个额外的压裂阶段。

在土库曼斯坦，电缆测井Dielectric Scanner*多频介电色散服务首次在该国部署于CNPC International Turkmenistan。介电扫描仪技术清晰显示了气水界面，并建立了评估低孔隙度碳酸盐岩储层中气饱和度所需的解释参数。

在缅甸，斯伦贝谢测试部门获得了两项独立合同，为PTTEP International Limited在Zawtika油田提供深水勘探和评价井服务。服务包括表面试井、流体取样、水下测试井口装置、钻柱测试和油管输送式射孔等全套试井套餐。

在巴基斯坦，测试服务HPHT CERTIS*高完整性储层测试隔离技术以及Signature*石英高分辨率HPHT计量仪在不同的Kadanwari致密气层为Eni实施了六项压裂工作。压裂和回流操作在39天内完成，并且该技术组合节省了钻井时间，提供了更高安全性、可靠性和操作灵活性。

在巴西，SIS获得了一项为巴西石油管理局ANP提供软件、培训和服务的合同。斯伦贝谢将提供重要技术，包括Petrel* E&P软件和ECLIPSE*油藏增产，覆盖从地质学和地球物理学至石油工程等所有勘探与生产领域。ANP将使用斯伦贝谢软件来研究巴西的第11轮油气投标将提供的区块，此次投标预计将于2013年举行。

在哥伦比亚，斯伦贝谢井位和完井技术与石油技术服务专长的结合帮助New Granada Energy在Eastern Llanos盆地的一个油田钻探和完成了首个水平井。钻井和测量PeriScope*地层界面映射数据被用来规划一个裸眼完井（旨在防止砂的产生和使储层接触最大化）。凭借30%的生产指数和不到1%的含水率，New Granada Energy还在该油田规划了另外四个钻井。

位于英国的斯伦贝谢储层地质力学卓越中心已经在深水碳酸盐岩Jabuti油田（位于巴西Campos盆地的Petrobras Marlim Leste油田的一部分）完成了一次三维地质建模。该项目由来自巴西石油公司(Petrobras)和斯伦贝谢石油技术服务部门位于巴西、英国和丹麦的跨学科团队执行。该项目首次融合了重要技术，包括地震AVO反演、岩石物理、三维全油田和近井地带压力模型、构造复原和地质力学正演模拟。结果显示了损耗、天然裂缝、压力和渗透性之间的复杂相互作用如何在控制油田生产以及钻井稳定性和完整性发挥了重要作用。

在巴西，斯伦贝谢石油技术服务部门获得了一项综合性地质力学研究合同，对由Queiroz Galvão Exploracão e Producão (QGEP)运营的深水Atlanta油田进行钻井优化和生产风险评估。一个四维机械地球模型是这项研究的中心，使得客户能够为井眼稳定性、出砂、压实、沉降和断层活化挑选和优化解决方案以及量化不同生产情形下的影响和风险。

钻井部门

第四季度的营收为41亿美元，环比增长8800万美元（2%），同比增长3.32亿美元（9%）。税前经营收益为6.96亿美元，环比下降5%，同比增长7%。

营收的环比增长归因于钻井和测量服务以及M-I SWACO产品和服务的强劲国际和海上需求。由于包含了整个季度的Radius服务营收，钻井工具和补救服务也推动了增长。IPM的营收略有增长，这归因于澳大利亚的项目增长以及伊拉克和阿根廷的新启动项目，但又被北非的项目完成有所抵消。整体的营收增长被钻井相关服务的下降（主要是北美陆地）有所抵消，这一下降归因于倾斜和水平钻井业务的季节性下降以及价格低迷。

税前经营利润率为16.8%，环比下降128个基点，同比下降26个基点。在部门技术中，钻井和测量以及钻井工具和补救服务的利润率环比持平，而M-I SWACO和IPM的利润率则有所下降，这归因于地区组合以及作业和项目启动的延迟。

钻井部门的众多技术推动了第四季度业绩增长。

在阿联酋，ADNOC、埃克森美孚和JODCO之间的联盟ZADCO授予了斯伦贝谢综合钻井服务合同，为阿布扎比海上的Upper Zakum油田（全球最大的油田之一）的头两个人工岛（北岛和南岛）提供服务。这项三年期合同是阿联酋授予的首项综合钻井服务合同。

在马来西亚，斯伦贝谢使用CASING DRILLING^TM技术在PETRONAS Carigali Sdn Bhd (PCSB)的Angsi D14钻井中创造了三项世界记录。这些纪录包括82.3º这一最高倾斜度；达到1550米的最深13 3/8-in随钻套管井段；以及通过运行至1361米的13 3/8-in套管实现的最长三级定向钻井井段。

在中国南海，钻井和测量PeriScope*地层界面映射技术被部署于一个水平井钻探项目中，以使CNOOC Panyu Operating Company能够开发高度成熟的拥有剩余薄油柱的油藏。PeriScope技术能够使横截面准确置于距离油藏顶部0.5米的范围内，以实现最佳排水和减少阁楼油。这些钻井一直以高效率和极低或零含水率生产石油，并且Panyu Operating Company认为钻井和测量团队为这一绩效做出了巨大贡献。

在黑海，钻井和测量StethoScope*随钻测量地层压力服务被部署用来为Turkish Petroleum Corporation (TPAO)测试一个钻井中的多个区域，以便实时对孔隙压力模型校准。这使得TPAO无需钻探10 5/8-in井段，从而显著节约了成本。

在尼日尼亚，Total使用钻井和测量StethoScope随钻测量地层压力技术来预估随钻穿透的储层砂的孔隙压力。通过更好的理解孔隙压力情况，客户能够将套管置于更深处，并且与原计划相比能够节省一个套管柱。此外，测量压点可以用来计算地层流体移动性，并帮助优化随后的MDT模块化地层动态测试器取样计划。

在阿根廷，钻井和测量PowerV*垂直钻井技术为Groupement Sonatrach Agip (GSA)在Zemoul el Kbar油田的高度倾斜地层中将钻井垂直度控制在0.35º以下。该技术被用来钻探3481米的总长度，并且将井眼轨迹控制在1.4米横向位移范围内。这种钻探性能与先前采用标准技术钻探的钻井相比能够为客户节省3天时间。此外，PowerV技术能够生成卓越的井眼质量来进行测井和部署套管。

在波兰，斯伦贝谢PowerDrive Archer*高构建率旋转操纵系统和定制化的Smith钻头被用来在Lubocino油田的一个复杂几何结构钻井中为Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG)建立从垂直到水平的倾斜度。PowerDrive Archer技术在单次运行中建立曲线，成功使钻井安全地置于相应的目标，以克服过去传统电动机在这个序列的地层所面临的挑战。

在俄罗斯，钻井和测量PowerDrive*旋转操纵技术M-I SWACO MEGADRILL*系统与Smith钻头的结合为LUKOIL创造了新的俄罗斯钻井纪录，在单次运行中实现了最长的8 1/2-in井段和最快平均钻速。因此，绩效从22.1天/1000米提高至9.5天/1000米，并且此次作业实现了卓越的井眼质量，实现了全球首次两阶段完井（拥有分布式温度传感系统和流入控制设备屏幕）。

在俄罗斯，Eriell Corporation在西西伯利亚和Volga-Urals地区的几个项目中部署了斯伦贝谢钻井部门的技术。在Urengoyskoe油田的一个钻井中，为俄罗斯开发和制造的Smith Viking钻头与钻井和测量正排量电动机一起使用以实现新的性能基准，与钻井和测量PowerDrive X5*旋转操纵系统一起使用可以使钻速较先前的钻井提高一倍。在Nizhne-Kamenskoe油田的另一个钻井中，Smith Neyrfor*涡轮钻井系统与定制化的Smith钻头的结合可以帮助使一个井段的钻探次数减少133%。

在俄罗斯，钻井部门的技术帮助俄罗斯石油公司(Rosneft)在Odoptu-morye油田实施了延伸侧线再钻。通过结合钻井和测量PowerDrive X6*旋转操纵技术与特别设计的Smith钻头和工程震击器，按照复杂的三维井眼轨迹钻探出了1990米的侧线。EcoScope^†多功能井位随钻测井服务与斯伦贝谢石油技术服务对SonicVISION*随钻声波工具的数据解释一起使用，以便以最佳方式放置Smith Trackmaster*造斜器系统。这种综合方法使钻井能够比原计划提前7天完成钻探。

在俄罗斯，钻井和测量与Smith钻头技术的结合为Rosneft Vankor在Vankorskoe开发项目中实现了创纪录的绩效。在一个钻井中，PowerDrive vorteX*支持的旋转操纵系统和定制化的Smith钻头获得了斯伦贝谢钻速优化软件的支持，从而能够比原计划提前近10天达到总深度，创造了该油田的最高每日钻探深度。通过将这个综合的钻井套件与EcoScope多功能随钻测井技术相结合，可以进一步节省钻井时间。

在巴西，PowerV垂直钻井系统等钻井部门的技术、RHELIANT*合成物钻井液和定制化的Smith钻头的结合帮助壳牌使桑托斯盆地的两个盐下层钻井的钻探时间缩短了15天。由斯伦贝谢提议的技术和方法为这些钻井（在巴西的同类型钻井中排名前四分之一）做出了贡献。

在挪威，由Smith i-DRILL*工程钻井系统设计和优化的钻井工具和补救服务井底钻具组合为Talisman进行了部署，使用了12 1/4-in钻头以及阶段式扩眼器和Rhino XC*按需提供型液压驱动钻孔器。井段的钻探和钻孔扩底平均钻速比原计划提高了28%。Rhino XC工具可以在随钻测量工具下方正确地激活和关闭，并且当孔隙从膨胀粘土退出时不会出现任何问题。井下的冲击和振动降到了最低程度，垂直度维持在0.4°以内，并且钻井段比原计划提前13小时完成。

在巴西，Smith钻头和斯伦贝谢动态压力管理设备成功为Petra Energia在圣弗朗西斯科陆上盆地的一个钻井中实施了冲击钻探作业。通过结合使用气锤、锤钻头和控制压力钻井技术，钻速较该油田的平均速度提高了178%。这类量身定制的工程解决方案为Petra Energia的勘探计划提供了帮助，实现了更高效钻探并降低了风险和成本。

在俄罗斯，斯伦贝谢IPM获得了由Bashneft和Lukoil的合资企业Bashneft Polyus提供的一项三年期勘探合同，为西北地区的Trebsa和Titova油田提供服务。该地区包含俄罗斯剩余的未开发大型陆上油田之一。斯伦贝谢将在IPM管理下提供钻井和完井服务。

生产部门

第四季度的营收为39亿美元，环比增长2.49亿美元（7%），同比增长2.21亿美元（6%）。税前经营收益为5.90亿美元，环比增长8%，同比下降24%。

营收的环比增长主要归因于完井和人工举升产品年末销售额的增长以及美国墨西哥湾、北海和安哥拉地区性市场的新Framo海底项目。修井业务的营收也有所增长，这归因于墨西哥和中美洲以及沙特阿拉伯和巴林地区性市场的业务增长。钻井服务营收有所增长，这主要归因于国际和北美海上市场的业务增长。强劲的国际业务归因于巴西的增产船舶作业、墨西哥的非常规压裂活动以及科威特和伊拉克的新项目。北美陆地的钻井服务段数也有所增长，但是陆地营收有所下降，这归因于水马力供大于求所导致的持续价格低迷。

税前经营利润率为15%，环比增长13个基点，同比下降590个基点。环比增长主要归因于年末完井和人工举升产品销售额的有利影响以及新的Framo海底项目推动的更高利润率。这一利润率增长又被钻井服务的持续价格低迷显著抵消。

本季度的亮点包括生产部门的众多技术的成功。

在阿根廷，斯伦贝谢获得了壳牌授予的一项综合服务合同，为其在Neuquen盆地的非常规Vaca Muerta地层的勘探活动提供服务。这项为期18个月的合同包含项目管理、钻井工程以及地层评估、油藏增产、连续油管和试井等钻井施工服务的执行。首个水平探井于2012年10月成功挖掘。

在巴基斯坦，Losseal*增强型复合垫丸技术为Oil & Gas Development Company Limited (OGDCL)进行了部署，同时在博德瓦尔高原的两个Naspha钻井中运行着9 5/8-in套管柱（继泵送水泥之前循环液全部漏失之后）。重量为16.5和17 ppg的Losseal丸拓展了该技术的原先范围，被用作垫片材料和复原循环液来确保随后的层位封隔。

在印度，钻井服务ThermaFRAC*耐剪切高温压裂液已经被成功应用于Cairn Energy India Pty Ltd位于安得拉邦KG盆地的一个陆地钻井（深度达到4400米，温度达到325华氏度）。Cairn Energy India与斯伦贝谢之间的紧密合作优化了ThermaFRAC流体设计和整体作业设计。

在突尼斯，钻井服务部门为STORM Venture International在Bin Tartar油田实施了首次裸眼多阶段HiWAY*流道水力压裂作业。这项处理包括使用HiWAY技术的7个阶段，该技术使得作业时间显著降低--从7天降至3天，并且没有出现过早处理终止。

在刚果，钻井服务PropGUARD*技术为Eni部署于Mboundi油田，并且在水力压裂处理的最后支撑剂阶段添加了PropGUARD纤维。钻井对这种处理作出了响应，在抬升之前自由流动，并且在回流和测试期间表面不会观察到支撑剂。PropGUARD纤维应用水力压裂处理已经成为了在增加石油产量的同时预防出砂的首选解决方案。

在秘鲁，斯伦贝谢钻井服务部门获得了Maple Gas Corporation del Peru S.R.L授予的一项12口井增产合同，为成熟的Agua Caliente和Maquia油田的垂直钻井增产。第一个钻井的作业规划和执行显示了卓越成果，石油产量增长10倍，并且含水量有所降低。

在科威特，修井服务部门为科威特石油公司(Kuwait Oil Company)在致密的Mauddud石灰岩储层的一个裸眼水平井中通过分布式温度传感系统(DTS)以及ABRASIJET*液压切管和射孔服务实施了首次ACTive*井内实时绩效。根据对DTS温度曲线图的阐释，ABRASIJET技术成功在受损区域喷射以创建井槽，这使得与油藏的接触面增大，并回避了近井带损坏。这些创新的技术在钻井的石油增产方面发挥了重要作用。

同样在科威特，修井服务部门在科威特石油公司位于Burgan油田的一个钻井中为增产作业部署了ACTive井内实时绩效（通过DTS），该油田于1994年钻探并完成，但是尚未投产。根据对通过DTS获得的温度曲线图的阐释以及提供的裸眼井测井，泵送进度表进行了调节，并且流体在针对潜在含油带的裸眼井段按最佳方式进行放置，以便对致密储层段进行统一增产。得益于该技术的应用，该钻井目前的产油速度达到了600桶/天。

在科威特的其他地方，斯伦贝谢修井服务Discovery MLT*多边工具和ACTive和井内实时绩效被用来输入Joint Operations的一个钻井的横截面。通过实时光纤DTS永久监测技术进行了增产处理，以回避损坏。处理后的生产取得了令人满意的结果，从而促成了在开发South Fawares油田的分支井时采用类似作业的计划。

在埃及的海上，修井服务部门为Petrobel在一次增产作业中通过DTS部署了ACTive井内实时绩效。此次修井发现了产生多于水的区域，并实时决定隔离它们。与此同时，含气岩层使用过油管膨胀式封隔器（通过ACTive井底数据进行了成功设置）进行了增产。此次单独的装配修井使作业效率最大化，设备占用空间最小化，并帮助节省了4天海上钻井时间。

在沙特阿拉伯，通过ABRASIJET液压切管和射孔服务在一次钻井增产作业中部署了ACTive井内实时绩效矩阵服务。这些技术可以支持在目标区域切割井槽，同时使用DTS监测和优化增产液的放置和导流效率。增产后，钻井的绩效超过了预期。

在突尼斯，Eni已经在修井作业中部署了斯伦贝谢LIVE*数字钢丝作业服务，以便对一个拥有两个井口以及有限甲板空间和起重机起重能力的平台的非生产海上旧井进行重新射孔。电缆测井eFire*电子点火头技术首次与DSL*数字钢丝作业技术一起使用，在多次运行中实时相互作用。在修井之后，两个钻井均成功完成，并重回线上。LIVE服务提供了一款高效的重量轻且占用空间小的解决方案，能够凭借相同的人员和设备为传统的钢丝作业提供先进的射孔技术。

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118,000多名员工，其业务遍布约85个国家。斯伦贝谢业务范围极其广泛，能为油气行业提供从勘探到生产所需的全套产品和服务。

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。

^‡StageFRAC服务采用了Packers Plus^®技术。

注释

斯伦贝谢将于2013年1月18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：+1-800-230-1059（北美）或者+1-651-291-5254（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269201可以收听此次电话会议的音频回放，直至2013年2月18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：

斯伦贝谢有限公司
Malcolm Theobald, +1 (713) 375-3535
投资者关系副总裁
或
Joy V. Domingo, +1 (713) 375-3535
投资者关系经理
investor-relations@slb.com

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