核心财务业绩 - 第三季度每股收益为42美分 超过市场预期的41美分 较去年同期的28美分增长50% [1] - 季度总收入为3.82亿美元 超过市场预期的3.77亿美元 较去年同期的2.92亿美元增长30.8% [1] - 强劲业绩由两大业务板块的稳健贡献驱动 创纪录的设备利用率和不断增长的需求进一步巩固了季度业绩 [2] 股东回报与资本管理 - 第三季度以每股23.18美元的平均价格回购1,094,516股普通股 总金额约2540万美元 [3] - 自2023年4月至2025年10月22日 累计以每股20.21美元的平均价格回购3,942,161股 总金额达7970万美元 [3] - 董事会批准将股票回购计划规模增加1亿美元 并延长至2026年12月31日 截至2025年10月22日 可用回购额度增至1.304亿美元 [4] - 宣布季度股息为每股21美分 较2024年第三季度增长约20% 股息覆盖倍数为3.7倍 [9] 分板块运营表现 - 合同运营业务板块收入为3.263亿美元 高于去年同期的2.454亿美元 [5] - 季度末总运营马力为470万 与去年同期持平 利用率从去年同期的95%提升至96% [6] - 售后市场服务业务板块收入为5620万美元 高于去年同期的4670万美元 [6] 成本与财务状况 - 季度销售成本为1.298亿美元 高于去年同期的1.142亿美元 [7] - 折旧和摊销费用为6710万美元 [7] - 截至2025年9月30日 公司长期债务为26亿美元 总可用流动性为7.28亿美元 [8] - 第三季度净资本支出为1.24亿美元 [8] 2025年业绩指引 - 预计2025年净利润在2.652亿至2.802亿美元之间 调整后税息折旧及摊销前利润在8.35亿至8.5亿美元之间 [11] - 预计可用于股息的现金在5.26亿至5.31亿美元之间 显示出对股东的强劲回报潜力 [11] - 合同运营业务收入预计在12.7亿至12.8亿美元之间 调整后毛利率为71%-71.5% [12] - 售后市场服务业务收入预计在2.1亿至2.2亿美元之间 调整后毛利率为23%-24% [12] - 销售、一般和行政费用预计稳定在1.48亿至1.5亿美元 显示出持续的成本控制 [12] - 增长性资本支出预计在3.45亿至3.55亿美元之间 维护性资本支出预计在1.1亿至1.15亿美元之间 [13] 同行业公司业绩对比 - Liberty Energy Inc 第三季度调整后每股净亏损6美分 差于市场预期的亏损1美分 业绩下滑归因于宏观经济逆风及行业压裂活动放缓 [15] - Valero Energy Corporation 第三季度调整后每股收益为3.66美元 超过市场预期的2.95美元 业绩改善主要得益于炼油利润率上升和销售总成本下降 [17] - Halliburton Company 第三季度调整后每股收益为58美分 超过市场预期的50美分 但低于去年同期的73美分 因北美业务活动疲软 [19]

公司概况 - 公司成立于2024年4月29日，此前除与发行相关活动外无重大业务运营[14] - 公司是领先的关键设备解决方案提供商，业务涵盖油气钻井及向矿业等相邻行业拓展[21] - 公司主要行政办公室位于德克萨斯州休斯顿，发行结束后网站为www.hmhw.com[127] 上市计划 - 公司拟进行A类普通股首次公开募股，预计发行价在一定区间内，已申请在纳斯达克全球精选市场上市，股票代码为“HMH”[8][137] - 承销商有30天内额外购买A类普通股的选择权[8] - 本次发行采用“Up - C”结构[9] 股权结构 - 完成发行和重组后，主要股东将持有100%的B类普通股，享有一定比例的投票权（行使选择权前后比例不同）[9] - 截至2025年11月10日，贝克休斯和阿卡斯托各持有HMH B.V. 50%的普通股[34] - 公司将进行1比1股票拆分，之后贝克休斯和阿卡斯托将分别持有一定数量的A类和B类有表决权股份[108] - 公司将进行资本重组，将有表决权A类和B类股份转换为无表决权股份[108] 财务数据 - 2025年前9个月净收入为3150万美元（占收入的5.1%），2024年净收入为5200万美元（占收入的6.2%）[32] - 2025年前9个月调整后EBITDA为1.022亿美元（占收入的16.5%），2024年为1.584亿美元（占收入的18.8%）[32] - 2025年前9个月和2024年，公司调整后资本回报率分别为13.2%和22.2%[32] - 2025年前9个月总营收为619,058千美元，2024年前9个月为614,770千美元，2024年全年为843,363千美元，2023年全年为785,446千美元[143] - 2025年前9个月自由现金流为17,963千美元，2024年前9个月为 - 16,267千美元，2024年全年为16,521千美元，2023年全年为917千美元[144] 业务数据 - 2025年前9个月和2024年，项目和产品销售分别占收入的27.1%和27.2%[23] - 约75%的设备安装基础服务于海上钻井市场[25] - 2024年，公司在15个国家设有地点，产品销售至90多个国家[26] - 2025年前9个月和2024年，售后市场服务分别占收入的45.4%和43.4%[27] - 2025年前9个月和2024年，备件销售分别占收入的27.5%和29.4%[27] 市场预测 - 据Rystad Energy预测，2025 - 2027年全球油气绿地和棕地资本支出每年将超7000亿美元，较2020年增长近60%[83] - Rystad Energy预测2024 - 2027年浮式钻井平台复合年增长率超6%[83] 风险因素 - 公司业务受油气价格波动、经济复苏、健康问题、客户支出、OPEC行动等因素影响[156] - 公司面临来自大小企业的竞争，可能导致市场份额流失[167] - 产品和项目多通过投标销售，竞争激烈，可能需降低价格影响经营结果[169] - 公司依赖供应商，供应链瓶颈如新冠疫情可能影响获取材料能力或增加成本，供应中断会对业务等产生负面影响[170] - 公司依赖有限数量大客户，失去重要客户或合同执行失败，会对业务等产生重大不利影响[172] 未来规划 - 公司拟用发行所得净收益中的数百万美元支付购买股份的现金对价，其余净收益将投入HMH B.V. [9][135] - HMH B.V.打算用收到的净收益中的14080万美元偿还股东贷款的未偿本金及应计未付利息[135] - 公司将与主要股东签订税收应收协议，支付其85%的净现金节省，公司保留15%[115][116]

核心财务表现 - 第三季度调整后每股净利润为0.26美元，超出市场预期的0.22美元，较去年同期的0.13美元实现增长 [1] - 季度总收入达到2.503亿美元，同比增长4.3%，超出市场预期的2.47亿美元 [2] - 调整后EBITDA为1.603亿美元，同比增长10%，超出公司预估的1.468亿美元 [2] - 净利润为3450万美元，显著高于去年同期的1930万美元 [3] - 可分配现金流增至1.038亿美元，去年同期为8660万美元 [3] 运营指标与效率 - 平均每月每马力收入提升至21.46美元，高于去年同期的20.60美元及公司预估的21.42美元 [4] - 调整后毛利率为69.3%，高于去年同期的65.9% [3] - 季度马力利用率为94%，略低于去年同期的94.6% [4] - 创收能力微降至360万马力，与公司预估一致 [4] 现金流与资本结构 - 经营活动产生的净现金流为7590万美元，高于去年同期的4850万美元 [3] - 可分配给有限合伙人的现金流为1.038亿美元，同比增长15.5%，对分派的覆盖倍数为1.61倍 [5] - 公司于2025年10月16日宣布季度现金分派为每单位0.525美元 [5] - 截至2025年9月30日，公司净长期债务为25亿美元 [6] 成本与资本支出 - 第三季度总成本与费用为1.663亿美元，较去年同期的1.735亿美元下降4.1% [6] - 增长性资本支出为3730万美元，维护性资本支出为900万美元 [6] 2025年业绩指引 - 公司预计2025年全年调整后EBITDA在6.1亿至6.2亿美元之间 [7] - 预计全年可分配现金流在3.7亿至3.8亿美元之间 [7] - 扩张性资本支出指引为1.15亿至1.25亿美元，维护性资本支出指引为3800万至4200万美元 [7] 同行业公司业绩对比 - Liberty Energy第三季度调整后每股净亏损0.06美元，亏损幅度大于市场预期的0.01美元，去年同期为盈利0.45美元 [10] - Valero Energy第三季度调整后每股收益为3.66美元，超出市场预期的2.95美元，高于去年同期的1.16美元 [12] - Halliburton第三季度调整后每股收益为0.58美元，超出市场预期的0.50美元，但低于去年同期的0.73美元 [14]

公司业绩预期 - 公司预计于11月6日公布第三季度业绩，市场普遍预期每股收益为54美分，营收为67亿美元 [1] - 第三季度每股收益的市场普遍预期显示同比下降23.9%，而营收预期则显示同比增长2.2% [3] - 公司模型预测第三季度营收将从去年同期的65亿美元有所增长 [4] 上季度业绩回顾 - 在上一报告季度，公司调整后每股收益为51美分，超出市场普遍预期的44美分，总营收63亿美元，超出市场预期500万美元 [2] - 在过去四个季度中，公司盈利三次超出市场预期，一次未达预期，平均意外为正7.1% [2] - 上一季度每股收益从去年同期的64美分下降，主要原因是实现的原油和天然气液体价格较低 [2] 影响本季业绩的积极因素 - 2025年7月，公司油砂采矿与升级业务产量显著增加，升级装置利用率达106%，且预计2025年下半年将继续保持强劲运营业绩 [4] - 第三季度公司完成了位于Grand Prairie地区的富含液体Montney资产的收购，该资产预计将带来协同效应并增加产量 [4] - 公司模型预测本次盈利可能超出预期，其正面盈利ESP为+1.55%，且目前具有Zacks排名第一 [6][7][9] 影响本季业绩的潜在压力 - 公司预计将面临支出上升的压力，模型预测第三季度北海业务支出将增至1.769亿美元，高于去年同期的1.37亿美元 [5] - 非洲海上业务支出预计将从上季度的2300万美元 sequential 增至1441亿美元，油砂采矿业务支出预计将增至25.207亿美元，高于去年同期的23.06亿美元 [5] - 公司直至2027年每年均有债务到期，在商品价格不可预测的时期面临再融资风险 [5] 同业可比公司情况 - Northern Oil and Gas目前盈利ESP为+1.83%，Zacks排名第3，预计2025年营收同比增长4%，公司市值约22亿美元，其股价在过去一年下跌39.1% [10][11] - Delek US Holdings盈利ESP高达+98.57%，Zacks排名第3，预计2025年每股收益同比增长36.4%，公司市值约23亿美元，股价在过去一年上涨145.1% [11][12] - Granite Ridge Resources盈利ESP为+3.70%，Zacks排名第3，预计2025年每股收益同比增长8.8%，公司市值约6.93亿美元，股价在过去一年下跌10.9% [12][13]

核心财务表现 - 2025年第三季度调整后每股收益为0.06美元，超过市场预期的0.04美元，并高于去年同期的盈亏平衡水平 [1] - 总调整后收入为10亿美元，比市场预期高出2100万美元，较去年同期的9.48亿美元增长8.4% [2] - 成本和费用为7.91亿美元，较去年同期的8亿美元下降1.1% [7] 业务板块收入 - 超深水钻井船贡献了67.7%的净合同钻井收入，为6.96亿美元，高于去年同期的6.68亿美元 [3] - 恶劣环境钻井船贡献了32.3%的净合同钻井收入，为3.32亿美元，高于去年同期的2.8亿美元 [3] - 收入效率为97.5%，高于上一季度的96.6%和去年同期的94.5% [4] 运营指标 - 报告季度平均日费率上升至46.23万美元，高于去年同期的43.68万美元和市场预期的45万美元 [5] - 超深水钻井船平均日收入增至46.02万美元，恶劣环境钻井船平均日收入增至46.71万美元 [5] - 船队利用率从去年同期的63.9%提高至76% [6] 现金流与资本结构 - 截至2025年9月30日，现金及现金 equivalents 为8.33亿美元，长期债务为48亿美元，债务资本化率为37.5% [8] - 第三季度运营活动产生的现金流为2.46亿美元，资本投资为1100万美元 [8] - 截至2025年10月，公司总未完成订单额为67亿美元 [6] 业绩指引 - 2025年第四季度合同钻井收入指引为10.3亿至10.5亿美元，运营和维护费用指引为5.95亿至6.15亿美元 [10][11] - 2026年初步合同钻井收入指引为38亿至39.5亿美元，运营和维护费用指引为22.75亿至24亿美元 [10][14] - 预计2025年总流动性将略高于14亿美元，2026年末初步流动性预计在16亿至17亿美元之间 [13][15] 同行业公司对比 - TechnipFMC第三季度调整后每股收益0.75美元，超预期，收入26亿美元，超预期1.2% [16][17] - Expand Energy第三季度调整后每股收益0.97美元，超预期，但其天然气、石油和NGL收入18亿美元低于市场预期 [18][19] - Nabors Industries第三季度调整后每股亏损3.67美元，亏损幅度大于预期，运营收入8.182亿美元低于市场预期 [20][21]

核心业绩表现 - 第三季度调整后每股收益为0.97美元，超出市场预期的0.88美元，较去年同期的0.16美元大幅增长 [1] - 天然气、石油和天然气液体总收入为18亿美元，未达到20亿美元的市场预期，但显著高于去年同期的4.07亿美元 [2] - 经营活动产生的现金流达12亿美元，较去年同期的4.22亿美元大幅增长，资本支出为7.75亿美元，实现自由现金流4.26亿美元 [7] 生产与价格实现 - 第三季度平均日产量为7,333 MMcfe/天，较去年同期的2,647 MMcfe/天跃升177%，且超出7,231 MMcfe/天的市场预期 [3] - 天然气平均实现价格为每千立方英尺2.81美元，较去年同期的2.51美元上涨12%，但略低于2.84美元的市场预期 [4] - 天然气日产量为6,721 MMcfe/天，同比增长154%，超出市场预期 [3] 成本与资本结构 - 第三季度总运营费用增至22亿美元，去年同期为8.03亿美元，主要因收集、处理和运输成本增至6.08亿美元，以及营销成本增至6.59亿美元 [5] - 截至2025年9月30日，公司持有现金及现金等价物6.13亿美元，长期债务50亿美元，债务与资本化比率为21.6% [7] - 当季支付股息3.49亿美元，并计划于2025年12月4日支付每股57.5美分的季度股息 [6][7] 未来业绩指引 - 公司预计第四季度平均日产量在7,200-7,300 MMcfe之间，2025年全年在7,100-7,200 MMcfe之间 [8] - 第四季度资本支出预算在6.85亿至7.65亿美元之间，2025年全年资本支出预算在28亿至29亿美元之间 [9] 同业公司业绩对比 - TechnipFMC第三季度调整后每股收益0.75美元，超出预期，营收26亿美元，同比增长，债务与资本化比率为10.8% [10][11] - NOV Inc 第三季度调整后每股收益0.11美元，低于预期，营收22亿美元，同比略有下降，债务与资本化比率为20.6% [12][13][14] - Halliburton第三季度调整后每股收益0.58美元，超出预期，营收56亿美元，同比下降，债务与资本化比率为41.1% [15][16]

核心财务表现 - 第三季度调整后每股亏损3.67美元 超出市场预期的亏损2.37美元 也差于去年同期的亏损3.35美元 [1] - 营业收入为8.182亿美元 低于市场预期的8.42亿美元 但较去年同期的7.318亿美元增长11.8% [2][10] - 调整后EBITDA为2.363亿美元 高于去年同期的2.217亿美元 但低于模型预期的2.708亿美元 [3] 分部门业绩 - 美国钻井部门营业收入2.498亿美元 较去年同期的2.548亿美元下降1.9% 但高于模型预期的2.264亿美元 营业利润3140万美元 低于去年同期的4170万美元及模型预期的4720万美元 [4] - 国际钻井部门营业收入4.072亿美元 高于去年同期的3.686亿美元及模型预期的3.995亿美元 营业利润4550万美元 高于去年同期的3220万美元及模型预期的3810万美元 [5] - 钻井解决方案部门营业收入1.419亿美元 较去年同期的7950万美元大幅增长78.4% 但低于模型预期的1.609亿美元 营业利润5000万美元 与模型预期一致且高于去年同期的2920万美元 [6] - 钻机技术部门营业收入3560万美元 较去年同期的4580万美元下降22.3% 且低于模型预期的5370万美元 营业利润90万美元 低于去年同期的280万美元及模型预期的410万美元 [6][7] 财务状况 - 总成本和费用降至4.055亿美元 远低于去年同期的7.663亿美元及模型预期的8.104亿美元 [8] - 截至2025年9月30日 公司持有现金及短期投资4.281亿美元 [8] - 长期债务约为23亿美元 债务与资本化比率为80.2% 当季资本支出为2.023亿美元 [9] 业绩指引 - 预计第四季度美国钻井平均钻机数量在57至59台 日调整后毛利率约为13000美元 阿拉斯加和墨西哥湾合计调整后EBITDA约为2500万美元 [11] - 预计国际钻井平均钻机数量约91台 日调整后毛利率约为18100至18200美元 [12] - 预计钻井解决方案部门调整后EBITDA约3900万美元 钻机技术部门调整后EBITDA约500万至600万美元 [12] - 计划第四季度资本支出1.8亿至1.9亿美元 其中约9000万至9500万美元用于沙特阿拉伯的新建项目 [13] - 预计第四季度调整后自由现金流约1000万美元 但全年调整后自由现金流预计为盈亏平衡 较此前8000万美元的指引大幅下调 [14] 同业公司比较 - TechnipFMC第三季度调整后每股收益0.75美元 超出市场预期的0.65美元及去年同期的0.64美元 营业收入26亿美元 超出市场预期1.2%且高于去年同期的23亿美元 [15][16] - NOV Inc第三季度调整后每股收益0.11美元 低于市场预期的0.24美元及去年同期的0.33美元 营业收入22亿美元 超出市场预期1.9%但较去年同期下降0.7% [17][18] - Halliburton第三季度调整后每股收益0.58美元 超出市场预期的0.50美元 但低于去年同期的0.73美元 营业收入56亿美元 同比下降1.7%但超出市场预期4% [20][21]

财务业绩摘要 - 第三季度调整后每股净亏损2美分，较市场预期的11美分亏损有所收窄，但低于去年同期12美分的利润 [1] - 总收入为2.94亿美元，超过市场预期的2.58亿美元，但同比下降8.6% [2] - 调整后息税折旧摊销前利润为3500万美元，环比下降29%，且低于模型预期的4470万美元 [3] 成本与费用 - 总成本与费用为3亿美元，同比下降44.4%，但高于模型预期的2.732亿美元 [8] - 服务成本（不含折旧摊销）为2.365亿美元，低于去年同期的2.676亿美元 [10] - 一般行政费用（含股权激励）为2250万美元，低于去年同期的2660万美元 [10] - 折旧与摊销费用为4170万美元，同比下降26.4% [10] 现金流与资本结构 - 截至2025年9月30日，公司拥有现金及等价物6650万美元，循环信贷额度下借款4500万美元，总流动性为1.58亿美元 [11] - 长期债务为8690万美元，总债务与总资本比率为9.5% [11] - 第三季度运营活动产生净现金流4170万美元，投资活动使用净现金流4250万美元，完井业务产生自由现金流2520万美元 [12] 资本配置与股东回报 - 2025年5月，公司将原有的2亿美元股票回购计划延长19个月至2026年12月底，自2023年5月启动以来已回购1300万股，占总流通股近11% [4] - 2025年第三季度未进行回购，因公司专注于PROPWR业务的启动和扩展 [4] PROPWR业务进展 - PROPWR业务首次现场部署显示出高可靠性和效率，并已获得为超大规模客户中西部数据中心供电的60兆瓦长期合同，业务扩展至油田以外领域 [5] - 另有70兆瓦合同处于深入谈判阶段，预计到2025年底总合同容量将超过220兆瓦 [5] - 为支持增长，公司已订购140兆瓦设备，使已交付或订购总容量达到360兆瓦，目标在2028年达到750兆瓦 [6] - 公司签署了3.5亿美元租赁融资意向书，以利用长期合同和耐用资产为扩张提供资金 [6] 业务部门表现 - 压力泵送业务（水力压裂、固井和酸化）贡献了本季度总收入的100%，但其服务收入同比下降18.6%至2.939亿美元，但高于模型预期的2.592亿美元 [7] - 发电业务部门产生收入1.57亿美元，钢丝绳业务部门服务收入为5220万美元，较市场预期高出29.5% [2] 资本支出与财务指引 - 2025年全年资本支出指引修订为2.7亿至2.9亿美元，较第二季度指引的2.7亿至3.1亿美元收窄并下调 [13] - 其中完井业务资本支出预计为8000万至1亿美元，反映出活动水平降低和持续的成本优化努力 [13] - PROPWR业务在2025年的投资预计约为1.9亿美元，主要由于设备交付速度快于预期以及扩大的订单首付款 [14] - 2026年PROPWR相关投资估计在2亿至2.5亿美元之间，具体取决于交付速度和额外采购 [15] 运营展望 - 公司计划在2025年第四季度运行10至11套水力压裂车队，以考虑假期的季节性放缓 [16] - 预计PROPWR部门的业绩增长将有助于抵消季节性影响并支持利润率韧性，假设当前市场动态持续，公司预计在2026年保持这一车队部署水平 [16] 同业公司表现 - Liberty Energy Inc 第三季度调整后每股净亏损6美分，差于市场预期的1美分亏损，且远低于去年同期45美分的利润，表现不佳归因于宏观经济阻力以及行业压裂活动放缓和市场定价压力 [19] - Valero Energy Corporation 第三季度调整后每股收益为3.66美元，超过市场预期的2.95美元，且高于去年同期的1.16美元，业绩超预期主要由于炼油利润率提高、乙醇利润率上升以及总销售成本降低 [20][21] - Halliburton Company 第三季度调整后每股收益为58美分，超过市场预期的50美分，超预期主要反映了成功的成本削减措施，但由于北美活动疲软，利润低于去年同期调整后的73美分 [22]

财务业绩摘要 - 第三季度调整后每股收益为11美分，低于市场预期的24美分，较去年同期的33美分下降 [1] - 总营收为22亿美元，超出市场预期1.9%，但较去年同期下降0.7% [2] - 能源设备部门营收表现强劲，抵消了能源产品与服务部门的疲软 [9] 部门业绩表现 - 能源产品与服务部门营收为9.71亿美元，低于预期，较去年同期下降3.2%，主要因全球钻井活动减少和基础设施项目延迟 [5] - 该部门调整后EBITDA为1.35亿美元，低于预期，较去年同期的1.72亿美元下降 [6] - 能源设备部门营收为12.47亿美元，同比增长2.3%，超出预期4.8%，主要得益于生产相关产品组合的强劲需求 [6] - 该部门调整后EBITDA为1.8亿美元，高于去年同期及预期，新订单达9.51亿美元，订单出货比为141 [7] - 截至2025年9月30日，能源设备部门未完成订单金额为46亿美元，较去年同期增加7700万美元 [7] 资本回报与现金流 - 第三季度回购620万股普通股，总金额8000万美元，并支付每股7.5美分的股息，总计向股东返还1.08亿美元 [3] - 当季运营现金流为3.52亿美元，自由现金流为2.45亿美元 [8] - 公司现金及现金等价物为12亿美元，长期债务为17亿美元，债务资本化率为20.6% [8] 战略进展与合同 - 公司在全球获得多项合同，涉及自动化、海底系统和数字技术，包括为黑海FPSO提供乙二醇回收系统以及为圭亚那、巴西等项目提供柔性立管系统 [10] - 在圭亚那深水浮式生产设施中使用NOVOS™和MMC实现了17%的效率提升，ATOM™ RTX机器人系统已在美国陆地钻机上部署 [11] - 公司在美国科罗拉多州和二叠纪盆地创下钻井性能记录，并在中东获得重要的电缆干预项目 [11] 业绩展望与市场预期 - 预计2025年第四季度总营收将同比下降5%至7%，调整后EBITDA预计在2.3亿至2.6亿美元之间 [12] - 能源产品与服务部门营收预计下降8%-10%，调整后EBITDA为1.2亿至1.4亿美元；能源设备部门营收预计下降2%-4%，调整后EBITDA为1.6亿至1.8亿美元 [12] - 公司预计2025年将大幅超过其将50%超额自由现金流返还给股东的最低目标，但关税和通胀不确定性将在短期内继续影响利润率 [13] - 预计北美勘探生产活动将再次削减短周期石油活动，而海上勘探开发钻井将在2026年末开始显著增加 [14] - 公司预计2025年和2026年调整后EBITDA将达到约10亿美元，与2023年和2024年水平相当 [16] 同业公司表现 - 斯伦贝谢第三季度调整后每股收益69美分，超出预期，营收89亿美元，自由现金流11亿美元 [18][19] - 哈里伯顿第三季度调整后每股收益58美分，超出预期，营收56亿美元，同比下降1.7%，自由现金流2.76亿美元 [19][20][21] - Oceaneering International第三季度调整后每股收益55美分，超出预期，营收7.429亿美元，同比增长9.3% [22][23]

文章核心观点 - 哈里伯顿公司推出革命性的ROCS技术，并与壳牌公司签署战略框架协议，旨在通过无缆控制系统彻底改变深水作业的安全性和效率 [1][9] ROCS技术特点与优势 - ROCS是一种紧凑的无缆控制系统，相比依赖液压缆的传统系统，能降低表面压力风险，减少人员暴露于危险环境，并简化操作 [3] - 该技术可将甲板作业减少高达75%，显著提高建井作业的速度和效率 [5] - ROCS改进了井下管线测试，确保更准确的结果，使操作者能更快做出明智决策 [6] 技术应用与验证 - ROCS在8,458英尺深度成功安装了油管悬挂器，创下了史上最深无缆作业的全球基准 [4] - 该技术已在挪威大陆架、西非和墨西哥湾等多种苛刻的深水环境中部署，证明了其可靠性和有效性 [4][7] - 在墨西哥湾完成的三口井技术阶段测试成功，验证了ROCS在深水条件下是比传统液压方法更快速、安全、经济的可行替代方案 [8][15] 行业影响与未来展望 - 哈里伯顿与壳牌的合作标志着ROCS技术在全球海上钻井船队中采用的一个重要里程碑 [9] - 随着行业向更可持续和高效的能源解决方案发展，ROCS代表了重塑深水建井和完井方式的关键一步 [10] - 该技术有望成为深水完井作业的新标准，为海上能源行业的安全、效率和可靠性树立新基准 [11]