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*斯伦贝谢2015年第一季度包含费用和贷项的净收益为9.75亿美元，2014年第四季度为3.02亿美元，2014年第一季度为15.92亿美元。2015年第一季度、上一季度和去年同期的包含费用和贷项的摊薄后每股盈利分别为0.76美元、0.23美元和1.21美元。详见“费用和贷项”章节。
斯伦贝谢董事长兼首席执行官Paal Kibsgaard评论道，“斯伦贝谢第一季度营收环比下降了19%，源于北美陆地活动的严重下滑和相关的价格压力。国际运营受到了客户支出减少的影响、北半球季节性影响以及俄罗斯卢布和委内瑞拉玻利瓦尔贬值的影响。三个季度的整体环比下降源于业务的减少和价格的降低，而其他的因素还包括货币的影响以及一次性的年底销售。”
“在技术方面，生产部门营收环比下降了22%，归咎于北美压力泵服务的下滑，而油藏描述和钻井部门营收分别下降了21%和15%，源于勘探相关服务和开发钻井活动的剧烈下滑。由于客户进一步削减了勘探和自主性支出，产品、软件和多客户端销售也出现了下滑。
“尽管营收出现了严重的环比下降，但我们已通过迅速和前瞻性的成本管理以及产品线和GeoMarkets领域转型计划的加速实施，将这一坏因对公司利润的影响降到了最低。与上一个工业周期相比，这些举措已经成功地改善了财务表现，运营利润率整体环比降幅为33%，北美和国际地区的这一数字分别为39%和25%。
“尽管我们在第四季度采取了具体的防范举措，但业务量的突然下滑（尤其是北美）要求我们在本季度采取更多的举措，这中间还包括进一步削减1.1万名员工的艰难决策。裁员后员工数较2014年第三季度的峰值减少了约15%。
“宏观环境方面，2015年全球经济仍在持续复苏，原油需求仍有望以100万桶/日的速度增长。然而，勘探开支的一下子就下降开始影响北美和国际的供应，预计下半年供应量会促进收缩。
“勘探测绘投资的最大跌幅出现于北美，其2015年的开支跌幅预计将超过30%。随着未完井库存的增加以及重复压裂市场的扩张，我们大家都认为，美国陆地钻井业务将跟着时间的推移而逐渐恢复。我们还认为，恢复后的业务将大幅低于此前的水平，因而将延长价格疲软时限。
“国际方面，我们预计2015年勘探测绘支出将下降约15%，而这将同时影响业务和价格水平，但与我们在北美面临的困境相比，这些挑战将是微不足道的。从地域来看，我们预计，随着石油输出组织核心国继续获得市场占有率，且国际供应群体非石油输出组织国家继续走弱，中东关键市场将出现增长。在别的地方，我们或将看到，拉美、欧洲、撒哈拉以南非洲和亚洲的整体业务出现下降，而在俄罗斯，我们大家都认为西伯利亚西部的传统陆地业务将继续保持强劲的势头，然而，在货币影响正常化之前，俄罗斯对营收的贡献仍将受到限制。
“鉴于业务的迅速下降，我们仍专注于我们大家可以控制的事宜，包括公司的成本和资源基础、技术和专长的开发和产品和服务的质量和信誉。我们继续与我们的客户保持紧密的合作，以通过新技术的引进、可靠性和运营效率的持续改善，以及业务流程的进一步整合和绩效合同，来满足他们降低每桶原油成本的目标。
“在这一环境中，我们仍有能力提升市场占有率，提供比同行更为优异的每股盈利，并减少营运资本和资本支出密度，对此我们充满信心。我们最有利的国际优势，即我们在北美的技术差异化、转型计划的加速实施，以及我们无与伦比的执行能力将继续让我们在财务和技术领域脱颖而出。”
在本季度，斯伦贝谢以每股82.98美元的均价回购了870万股普通股，回购总价格为7.19亿美元。
北美第一季度营收为32亿美元，环比下降25%。在美国和加拿大西部，营收的下降源于压力泵业务量的减少以及加拿大春歇的刚刚结束。在美国墨西哥湾，海上钻井活动环比持平，但其营收出现了下降，主要源于多客户端地震许可销售的下降。
北美税前运营利润率下降了670个基点，源于北美陆地压力泵业务的减少和价格疲软。北美海上钻井运营利润率下降的原因主要在于从勘探向开发活动转移以及高利润率多客户端许可销售的降低所导致的不利的营收组合。尽管营收出现严重下滑，但成本管理方面专注的执行和快速的应对将环比利润率降幅限制在了39%。
在第一季度，新技术和设计的流程帮助提升了北美非传统资源开发的生产和运营效率。
在德州南部，Pioneer Natural Resources采用了油井服务部门的BroadBand Sequence*压裂服务，来增加此前压裂的鹰滩底层水平页岩井的产量。BroadBand Sequence技术所设计的应用使用专属的、完全可降解的、由不同微粒和纤维组成的复合流体，实现了有效的重复压裂处理。结果，在重复压裂后的前45天内，油井的油气产量分别增加了约120%和89%。
在路易斯安那州，Comstock在Haynesville页岩使用了BroadBand Sequence压裂服务来重复压裂油井。该油井在使用这一服务之前每日产量为0.5百万标准立方英尺。在重复压裂处理之后，产量增加到4百万标准立方英尺，流量压力增加了三倍。
同样在路易斯安那州，油井服务部使用了BroadBand Sequence压裂技术来用水压重复压裂海内斯维尔页岩地区由Sabine Oil and Gas运营的油井。此前油井的产量为0.1百万标准立方英尺，套管压力为1,000磅/平方英寸。在使用重复压裂处理之后，产量增加到2.75百万标准立方英尺，套管压力为5,500磅/平方英寸。
在德州西部，Cimarex Energy采用了钻井部的技术来改善阿瓦隆页岩地区一口开发井的钻井效率。Drilling & Measurements G2钻井电机与StingBlade*圆锥金刚石钻头技术的结合提供了卓越的导向控制，而且在单次作业中完成了油井曲线部分的钻探，平均钻进率为23%，比2014年采用混合牙轮钻头的钻探的最好的补偿井的速度还要快。
中东和亚洲地区营收27亿美元，环比下降13%，主要由于中国、亚太和澳大利亚业务出现两位数下滑。中东GeoMarkets因新项目和业务的增加仍保持着强劲的势头，但产品和软件销售继上一季度创全年最高销售量之后会降低，因此导致了营收的减少。印度GeoMarket营收也出现了环比增长，但伊拉克业务仍未见起色。
欧洲/独联体/非洲地区营收为25亿美元，环比下降17%，主要源于俄罗斯卢布持续走弱和俄罗斯业务季节性下滑。随着客户支出的下降，英国北海的勘探业务降至其最低水平，而挪威钻井数量环比持平。撒哈拉以南地区的业务有增有减，东非、乍得和尼日利亚GeoMarkets的海上和勘探业务会降低。北非显示出了一些早期但缓慢的业务增长迹象，而利比亚的业务仅限于海上作业。
拉美地区营收为16亿美元，下降20%，源于委内瑞拉汇率影响以及墨西哥、巴西和哥伦比亚因预算削减而导致的业务的减少。然而，这些影响被阿根廷、委内瑞拉、特立尼达和加勒比地区轻微但稳定的活动增长部分抵消。
国际地区税前运营利润率为24.1%，环比持平。中东和亚洲税前运营利润率略微增长了30个基点，至28.6%。拉美地区增长了59个基点，至21.5%，欧洲/独联体/非洲地区下降了133个基点至21.0%。尽管营收环比出现了严重下滑，且营收组合的转变愈发不利，但公司通过专注的执行、对所有可变成本类目的快速响应以及在GeoMarkets领域加速实施转型计划，将这些对利润率的影响降到了最低。这些积极的举措将利润率环比跌幅限制在了25%，这一数字较去年同期增长了131个基点。
在阿布扎比，Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO)授予斯伦贝谢公司价值约1,850亿美元的合同，在Satah Al Razboot (SARB)北侧人造岛上提供整合修井服务。为期5年的合同覆盖定向钻井、随钻测量、随钻测井、钻头、打捞、固井、钻井液、泥浆录井、挠性油管、井筒清理、试井和电缆服务。整合服务模式提供关键油井修建技术和多类别的工作流程，此举可以通过标准化和对执行质量的关注提高运营的成本效益。
在安哥拉，Total Exploration & Production Angola授予试井服务部门价值约2亿美元的合同，在Block 32 Kaombo超深水开发项目提供水下测试树和相关服务。这一为期五年的合同包括为59口深海油井的完井安装提供SenTREE HP*水下测试树和SenTURIAN*电动液压操作系统。
美国雪弗龙有限公司(Chevron U.S.A. Inc.)旗下雪佛龙能源技术公司(ETC)与SIS签署了一个软件协议，为雪弗龙的整个地球科学机构提供Petrel* E&P软件平台的通用接口。这一长期的合同包括地质、地质物理和油藏评估领域的软件，这中间还包括Techlog*钻井孔软件平台、OFM*油井和油藏分析软件以及ProSource* E&P数据管理和交付系统。在授予这一合同前，ECT和SIS已经开展了十几年的创新与合作。该合同也符合客户持续改善资本效率的业务目标。
中海油全资子公司Nexen授予SIS一个为期五年的全球合同，使用Petrel Shale软件来制定地理科学流程。使用Petrel Shale解决方案的决定能够为效率、合作和技术人员开发带来重大的变化，同时，这一决定也符合Nexen的目标，即减少与使用多种软件工具相关的成本和复杂度。
在加蓬，ENI Gabon S.A.授予斯伦贝谢整合服务合同，在海上Block D3钻探一个勘探井，用于勘探盐下系层Gamba和Coniquet地层。该合同包括提供导向钻井、随钻测量、随钻测井、泥浆录井、钻探流体、固相控制、固井、钻头、电缆测井、井孔地震、试井、下部完井、打捞和挠性油管服务。此外，斯伦贝谢将提供针对多达14家第三方公司的整合服务协调以及后勤和运营协调。整合服务模式提供接触关键油井修建技术和多类别的工作流程，可以通过标准化和对执行质量的关注提高运营的成本效益。
WesternGeco获得了一个合同，使用拥有17万个通道的UniQ*集成点接收技术，在海湾合作委员会(GCC)国家进行1,000平方公里的勘测。而这项业务将成为中东地区有史以来开展的最大的集成点接收调查。自2011年诞生以来，UniQ技术已被该地区广泛采用，原因主要在于该技术能够有效地生成复杂油藏的图像。
巴西石油坦桑尼亚公司(Petrobras Tanzania)已授予WesternGeco一项合同，开展Mamba 3D项目，即使用Amazon Warrior在其第一个14拖缆的勘测中对坦桑尼亚3,000平方公里的近海进行勘测。该调查已于第一季度完成，使用了ObliQ*滑动缺口宽频带采集和成像技术，并采用了船上快速处理。PetroTechnical Services对数据来进行了处理。
环比来看，油藏描述部门营收为26亿美元，下降21%，主要归因于自主性支出和勘探支出的削减以及上一季度全年最高销售额过后的多客户端和SIS软件销售的下降。电缆业务营收有所下滑，源于国际市场勘探活动的减少以及欧洲、挪威和俄罗斯货币的贬值。
税前运营利润率为26%，环比下降447个基点，归因于多客户端和SIS软件较上季下降了47%，而且高利润率的勘探活动的减少导致了整体营收组合的不利。
除了本季度的合同外，新油藏描述技术帮助解决了客户在描述复杂油藏、优化油井生产以及油层采收方面所面临的挑战，同时改善了运营效率。
在巴西近海，Repsol Sinopec采用了Wireline Saturn* 3D Radial Probe技术来描述坎波斯海盆深水Seat油田勘探井的烃柱。Saturn椭圆入口设计所提供的更大的流动面积和立体径向覆盖范围改善了运营效率，并采集了目标间距的两个高质量油藏流体样本，从而使得客户较传统的取样方法节约了超过50%的流体取样时间。
在印度，电缆测井Saturn 3D三维径向探测技术首次被Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC)采用，用于在索拉什特拉卡奇盆地碎屑岩基层以下的低渗油层油井中获取高质量的油藏流体样本。Saturn椭圆入口设计提供更大的流动面积和强化的密封能力，有助于在多个区域形成了环流，并产生了更大范围的流体流动性。结果，公司在三个区域发现了水源，而且以更高的效率采集到了两个水样本，从而有助于优化试井计划和完井设计。
在印度近海，ONGC采用了电缆测井技术在KG海盆层状碎屑地层的油藏的深水勘探井中采集地层评估数据。MDT*模块化地层动态测试仪与InSitu Fluid Analyzer*和双封隔器系统的结合使用使得间距的压力瞬变测试和流体采样可以在同一作业中进行，从而让客户更好地了解了所发现的气田。除了在厚碎屑地层储层中确认拥有气层外，其他较薄的海床也被视为潜在的储气区域。在获得由电缆测井技术提供的信息之后，客户能够重新评估这一发现的经济性，并优化其完井方案。
在北海英国海域，Nexen Petroleum UK Ltd在Scott油田采用了电缆测井技术，以恢复一口油井的生产。最初，公司使用了ReSOLVE*碎片清理工具来移除打捞抓顶部的沙和碎片，并实时监控所收集的量。公司采用了ReSOLVE带有实时监测功能的线性执行工具，在具有挑战性的井筒限制环境中成功地回收了丝堵（为安全回收丝堵启动了52次）。结果，油井干预得以按计划执行，也帮助提升了油井的产量，从285增长至13,000桶/日。
在哈萨克斯坦，Karachaganak Petroleum Operating B.V.（ENI、BG、雪佛龙Lukoil和KazMunaiGaz的合资公司）采用了电缆测井技术，来描述凝析气藏的碳酸盐岩储层。Litho Scanner*高分辨率光谱技术被用于识别岩石和基质特性，而FMI-HD*地层显微成像器技术被用于识别关键的地质特征，以优化压力和流体采集点的选择。带有双封隔器和InSitu Fluid Analyzer系统的MDT模块化动态测试仪技术识别了储层流体，而且也采集了多个井下样本。该样本能够适用于更好地评估油藏，并对即将修建的侧钻井进行规划。总体来说，MDT技术运行超过了一周，而且在硫化氢浓度较高的环境中可靠地抽取了2,300多升的流体。
同样在哈萨克斯坦，SIS为KazMunaiGaz LLP生产和钻探技术科研所提供了一个合作和可视化中心，以支持该国复杂油气储层的描述作业。这家有着先进技术的中心配备了INTERSECT*高分辨率储层模拟器、PetroMod*石油系统建模软件、Techlog井筒软件和Studio* E&P知识环境。SIS技术的部署将让该国的石油公司高效地搭建先进的油藏模型，从而克服复杂的勘探挑战。
在印度，ONGC授予WesternGeco一项合同，使用Q-Marine*集成点收集地震技术在印度西部近海Heera-Panna-Bassein (HPB)海域勘测3,680平方公里的区域。该调查的目标是勘探中央地堑东、西部周边Bassein和Panna地层的潜力。就运营来讲，这一地区是很有挑战性的，因为水深的变化从20-70米不等，而且还存在多个生产设备。两艘WesternGeco作业船将被用来帮助对近海平台做潜炸，以确保项目在2014-15油田季完成。
环比来看，钻井部门营收为40亿美元，下降15%，主要源于北美钻井数量的急剧下滑，俄罗斯、委内瑞拉不利的货币影响以及俄罗斯季节性活动的下降（主要受影响的是钻井及测量和M-I SWACO技术。）。超过30%的环比降幅都集中在北美陆地，原因主要在于业务量和价格的下降。澳大利亚、墨西哥和伊拉克整合项目管理工作量的减少也是营收下降的原因之一。
税前运营利润率为20%，环比下降80个基点。尽管营收会降低，但成本管理方面的迅速应对以及当地成本构架的优势（将不利货币影响对税前运营收益的冲击降到了最低）帮助将营运利润环比降幅限制在了25%。
在第一季度，钻井部门的新技术通过在具有挑战性的储层中改善钻井效率、井位优化和确保井筒完整性，助推了企业的业绩表现。
在墨西哥，墨西哥石油公司(Pemex)采用了钻井和测量PowerDrive ICE*超高温度旋转可操控系统来纠正集成底部钻具组合的井眼轨迹，该组合在高磨蚀性地层中偏离了轨道。PowerDrive ICE技术按钻井计划交付了油井，而且较此前的油田记录提升了16%的钻进速度，从而为客户节约了9个运营日的时间和135万美元的费用。
在泰国湾，PTT Exploration and Production Company Limited (PTTEP)采用了钻井和测量TeleScope ICE*超高温随钻测量服务，在单次作业中完成了完钻井深，并对井下进行了实时的测量。该储层的最大温度达到了204摄氏度。客户无需为保护电子设备而更换底部钻具组合，也无需进行陀螺仪测试来决定井的位置，从而节约了12小时的钻井时间，并减少了30万美元的运营成本。
在中国，中石油使用了Drilling and Measurements PeriScope HD*多层地层界面探测技术来支持其成熟油田的开发计划，这些油田的油藏为低幅度圈闭油藏，油层较薄。在新疆石油公司的一次应用中，PeriScope HD技术在厚度约为1-2米的油层中实现了优越的水平井位，并提供了100%的油藏接触。在另一口井中，塔里木油建公司使用PeriScope HD技术克服了不稳定的角砾岩难题，并实现了精确的油井水平段井位，即靠近油藏的顶部，从而提供了100%的油藏接触。
同样在中国，中石油塔里木油建公司第一次使用钻井和测量地震VISION*随钻地震技术，在塔里木盆地进行陆地上移动地震测量。公司使用Seismic Guided Drilling*技术获得了6,400多米记录间距的高质量的实时信息，这一信息被用来调整两口具有挑战性油井的轨迹，由此减少了钻井风险，并降低了最终目标的不确定性。由于取消了内存数据处理和模型更新，运营得到了高效的执行，客户因此而节约了36小时的钻井时间。
在加拿大，阿帕奇石油公司(Apache Corporation)在不列颠哥伦比亚省利亚德盆地的四个勘探油井中使用了M-I SWACO动态环空压力控制(DAPC)自动控制压力(MPD)钻井系统。在历史上，盆地具有挑战性的压力环境会导致钻井液的损失和汇集，从而对钻井作业效率带来负面影响。DAPC自动MPD系统的应用提供了近似恒定的井底压力，以此来实现了完钻井深的钻探作业，并通过减少非生产性时间为客户节约了大量的成本。
在北海的挪威海域，一家国际油气公司在带有狭窄泥浆压力作业窗口的油井中使用了M-I SWACO WARP*流体技术。WARP技术的低流变特性实现了18 5/8英寸井段的最优层位封隔，从而提升了套管的工作速度，也使得该地层未发生钻井液损失。同时，套管和井壁之间的水泥胶结记录也证实了层位封隔是该井段有史以来最好的层位封隔，而相比较同一油田的补偿井，这些油井的监管一致性也得到了极大的改善。
生产部门营收为38亿美元，环比下降22%，源于压力泵业务的减少以及北美陆地钻井数量的急剧减少所导致的价格压力的上升。超过一半的环比降幅源于北美陆地业务。人工升举和完井产品销售的下滑以及不利的货币因素也是环比降幅的原因之一。
随着本季度业务量的减少和价格压力的增加（尤其是北美陆地市场），税前运营利润率为14.6%，环比下降389个基点。尽管营收出现严重下滑，但成本管理方面的迅速应对，包括资源与业务的整合，将运营利润率的环比降幅限制在了32%。
生产部门的新技术帮助客户解决了他们在加速生产、提升恢复速度和运营效率方面所面临的技术难题。
在美国北达科他州，挪威国家石油公司使用了油井服务的BroadBand Sequence压裂技术，来提升贝肯页岩地区901英尺和2,553英尺裸眼末端井位两口油井的产量。目标井段分别分为11个和24个阶段来提升产量。两口油井的压裂初始压力持续增加，总压力分别增加了1,376磅/平方英寸和2,140磅/平方英寸。与其他直接补偿井相比，这两口油井的初始生产率和压力更高。
在科威特，KOC采用油井干预技术对迈纳格什和塞布里亚油田三口具有挑战性的油井进行了维修。在干预之前，地层流体和水垢堵住了油井的流量控制设备的井眼和屏幕，导致产量的下降。ACTive*带有分布式温度传感技术的井下现场业务帮助识别了堵塞的井眼，而实时的温度测量分析可以让企业决定提升选定井眼的流量。随后，公司使用了ACTive Straddle*带有挠性油管的多组膨胀式封隔器来高效地将对选定的井眼进行增产处理，从而清理损失和污垢，并实时监测压力，以确保井眼和油藏之间的通畅性。结果，三口油井增产后的原油产量翻了一番，同时，对于堵塞井眼的选定处理也节约了钻井时间。
在乍得，油井服务部门为Glencore使用了YF100FLEX*交联的、水基压裂流体，完成了第一个曼格拉陆上油田油井的增产。在使用压裂处理之前，该油井的峰值生产率因油井维修期间所导致的地层破坏而出现了一下子就下降，油井最终因此而处于关井状态。在使用油井服务部门的技术之后，压裂处理后的油井测试证实了负摩阻力，而且油井的峰值生产率提高至四倍。
在加拿大西部，Seven Generations Energy Ltd.授予斯伦贝谢油井服务部门增产合同，包括提供一支能够连续24小时作业的水力压裂队伍。鉴于公司强大的运营和技术专长以及在改善油井表现、优化完井成本方面可靠的历史业绩，斯伦贝谢获选成为首选压裂服务提供商。
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。
“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，第一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：
2015年第一季度税前营业收入利润为19.4%，同比降幅为38%。环比降幅为33%。
2015年第一季度自由现金流占不计非控制性权益以及费用和贷项在内的净收益的比例是多少？
2015年第一季度，自由现金流，扣除2.45亿美元遣散费，占不计非控制性权益以及费用和贷项在内的净收益的比例是87%。
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年第一季度4,900万美元的“利息和其他收益”项目包括3,600万美元的权益法投资收益和1,300万美元的利息收益。
利息收益为1,300万美元，环比持平。利息支出8,200万美元，环比下降500万美元。
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年第一季度实际税率是20.9%；2014年第四季度是21.4%。
计算费用和贷项，2015年第一季度实际税率是23.6%；2014年第四季度为55.6%。
截至2015年3月31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3月31日，在外流通普通股为12.70亿股。下表显示的是从2014年12月31日至2015年3月31日的在外流通股变化情况。
2015年第一季度和2014年第四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年第一季度和2014年第四季度期间的在外流通股加权平均数分别为12.85亿股和12.93亿股。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年第一季度，包括转让费在内的多客户端销售总额为5,300万美元，上一季度该数字为1.94亿美元。
2015年第一季度末，WesternGeco未完成订单（基于与客户签订的合同）为6.04亿美元。上一季度末该数字为7.36亿美元。
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，斯伦贝谢决定进一步裁员约1.1万名。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115,000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4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7:00、东部时间上午8:00、巴黎时间下午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352390可于2015年5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话会议。该网站还将提供网播回放。
这篇2015年第一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；定价侵蚀；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年第一季度的收益报告、最近的10-K表格和我们向美国证券交易委员会提交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。