财务数据和关键指标变化 - 第二季度净收入约为980万美元，上一季度为3.528亿美元，上一季度净收入包含8490万美元的Beta和解净收益及2.595亿美元递延所得税收益等非经常性项目 [15] - 第二季度调整后EBITDA为1760万美元，较上一季度下降820万美元，符合年度指引，主要因商品价格下降和终止的循环收益减少 [6][15] - 与上一季度相比，扣除套期保值后，天然气价格下降27%，NGL价格下降17% [15] - 重申2023年调整后EBITDA指引为8000万 - 1亿美元 [16] - 第二季度租赁运营费用较上一季度增加190万美元，主要因Beta恢复运营，但每桶油当量基础上较上一季度下降4% [16] - 与第一季度相比，第二季度集输、运输和加工成本每桶油当量基础上降低17%，生产税降低11%，主要因实物商品价格降低 [16] - 第二季度现金一般及行政费用为620万美元，较上一季度下降140万美元，预计全年保持此水平 [17] - 第二季度利息支出为370万美元，较第一季度下降200万美元，主要因用Beta出售部分收益偿还大量未偿债务 [17] - 2023年第二季度自由现金流为610万美元，符合预期，上半年累计产生1750万美元自由现金流，重申全年自由现金流指引为3000万 - 5000万美元 [17] - 截至7月31日，公司净债务约为1.13亿美元，包括循环信贷安排下的1.2亿美元未偿债务和70万美元现金，流动性约为220万美元，过去12个月净债务与调整后EBITDA之比约为1.2倍 [18][19] 各条业务线数据和关键指标变化 总体生产 - 本季度总产量平均约为2.12万桶油当量/天，符合预期，较上一季度增长9%，其中石油占38%，NGL占17%，天然气占45% [8] - 预计今年剩余时间产量持平或略有增加，下半年产量增长将由Beta的增量石油产量以及增值修井和降压优化项目推动，但Bairoil第三季度产量将因9月计划停产而暂时下降 [8][9] 成本 - 第二季度运营成本为3490万美元，集输、加工和运输成本为510万美元，生产税为200万美元，总成本每桶油当量基础上较上一季度降低7% [10] - 公司计划通过多种方式进一步降低运营成本，如对Beta平台部分设施进行电气化改造、引入自有压缩机替代高成本租赁压缩机、转换油井人工举升方式等 [11] 资本投资 - 本季度公司总资本投资约为790万美元，其中Eagle Ford投资140万美元用于与第一季度末投产的10口总井相关的剩余支出，俄克拉荷马州修井项目投资140万美元，Beta投资470万美元用于优化生产和设施 [11][12][13] - 2023年剩余时间资本投资主要集中在Beta和Bairoil设施项目，Beta设施升级将降低电力成本和排放，Bairoil资本投入将提高资产效率和二氧化碳驱油作业整体运营效率 [13][14] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 近期战略重点是继续提高Beta的产量，同时推进成本削减计划和增值投资 [20] - 公司管理层和董事会一直在就未来发展路径进行合作讨论，随着近期融资的确定，预计未来几个月将敲定战略方向的某些决策 [20] - 目前不将收购作为主要重点，更可能考虑一些投资组合优化机会，并将自由现金流作为向股东返还资本计划的一种手段，但需满足循环信贷安排的相关要求，预计下季度向股东更新计划 [30][31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 随着2023年推进，公司预计通过审慎的资产管理和资本配置、降低杠杆以及Beta恢复生产的贡献来提高自由现金流状况，重申2023年全年指引，并将2023 - 2025年预测的自由现金流提高至约2亿美元（按当前期货价格计算） [20] 其他重要信息 - 8月1日，公司成功完成一项为期四年的新循环信贷安排，初始借款基数为1.5亿美元，借款基数将每半年重新确定一次，下次预计在2023年第四季度进行，交易结束时参与者承诺提供1.35亿美元，为公司提供充足流动性 [7][18] - 截至7月31日，公司预计2023年原油产量约65%已套期保值，2024年为5%；按GAAP计算，2023年约75%已套期保值，2024年为15%，新信贷安排要求增加套期保值，公司正在执行相关计划以满足要求，计划在下一次季度电话会议前提供更新的套期保值信息 [19] - 俄克拉荷马州NGL生产的最低产量承诺于6月30日结束，将进一步降低未来集输、加工和运输费用 [16] 问答环节所有提问和回答 问题1: Beta在管道事故前与目前的产量对比 - 事故前Beta日产量约为4000桶，进入第三季度后距离该目标差几百桶，预计第三季度末或第四季度初达到该目标，第三季度Beta资产将实现接近满产，可抵消本季度LOPI损失并减少部分收入下降 [23] 问题2: Beta的水产量是否符合预期 - 水产量符合预期，公司采用水驱方式，将水回注，复产油井状况良好，无明显恶化 [25] 问题3: 加州事故前Beta的再开发计划目前情况 - 停产时公司正在完成再开发计划中的第二口井，相关许可证、管材和材料均已准备好，目前正在评估最早于明年年初重启该计划，将重新评估经济可行性、风险和上行潜力，预计下次季度电话会议提供最新情况 [27] 问题4: 上述再开发计划的许可证是否仍然有效 - 许可证仍然有效 [28] 问题5: 未来几个月考虑的战略方向是否包括可能削减股息 - 融资时需谨慎考虑其与未来战略的契合度，目前不将收购作为主要重点，更可能考虑投资组合优化机会，并将自由现金流作为向股东返还资本的一种方式，但需满足循环信贷安排的相关要求，这些都将与董事会进一步讨论，预计下季度向股东更新计划 [30][31] 问题6: 剩余年份修井工作的区域重点 - 主要集中在俄克拉荷马州和东得克萨斯州，其中俄克拉荷马州规模更大，此外加州还有部分油井计划在未来几个月复产，Bairoil也有修井计划，公司认为修井是提高产量和实现高回报率的最有效短期方法 [33]

公司经营情况 - 公司主要经营领域为收购、开发、开采和生产石油和天然气资产[78] 财务表现 - 2023年油气和NGL价格较2022年同期下降，导致公司收入减少[79] - 2023年6月30日公司净利润为981.6万美元，较2022年同期减少[87] - 2023年6月30日公司石油和天然气销售额为6739.3万美元，较2022年同期减少[87] - 2023年6月30日公司其他收入为457.8万美元，较2022年同期减少[87] - 2023年6月30日公司每桶石油的平均实现销售价格为34.97美元，较2022年同期下降[87] - 2023年6月30日公司每桶石油的平均单位成本为18.10美元，较2022年同期增加[87] - 2023年6月30日公司税收（除所得税外）为520.5万美元，较2022年同期减少[89] - 2023年6月30日公司DD&A费用为707.2万美元，较2022年同期增加[89] - 2023年6月30日公司净商品衍生工具损益为380万美元，较2022年同期减少[89] 资产负债表和现金流量表 - 公司在2023年6月30日的资产负债表中，工作资本亏损为1270万美元，主要是由于应计负债5540万美元、应付收入2150万美元、应付账款2340万美元和短期衍生品70万美元所致[101] - 公司于2023年6月30日的现金流量表显示，经营活动净现金流入9522.1万美元，投资活动净现金流出2114.9万美元，融资活动净现金流出7220.7万美元[105] - 公司于2023年6月30日的限制性投资增加了420万美元，用于资助长期合同和监管资产退休义务以及担保与南加州海域生产设施相关的监管债券[106]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后EBITDA为2580万美元，较上一季度的2190万美元增长18%，产生1140万美元的自由现金流 [7][12] - 第一季度净收入约为3.528亿美元，受两项非经常性事件积极影响，一是收到约8500万美元的Beta和解净收益，二是一次性调整2.595亿美元，与释放大量估值备抵有关 [11] - 第一季度运营费用低于上一季度，主要由于生产税降低、Bairoil和俄克拉荷马州的修井费用减少以及与鹰福特资产相关的一次性生产税调整为正 [13] - 第一季度现金G&A为760万美元，高于上一季度但符合预期，公司预计全年剩余季度G&A费用将下降 [13] - 由于Beta和解带来的重大一次性收益，公司在第一季度产生了约1250万美元的当期所得税费用，公司正在评估在今年剩余时间内减轻这一费用的机会 [14] - 截至4月30日，公司净债务约为1.09亿美元，包括循环信贷安排下的1.25亿美元未偿债务和1600万美元现金，借款基数为1.9亿美元，流动性约为8100万美元，净债务与过去12个月调整后EBITDA的比率约为1.1倍 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度总平均日产量约为19400桶油当量，其中石油约占31%，NGLs约占19%，天然气约占50% [8] - 第一季度租赁运营成本为3300万美元，集输处理和运输成本为560万美元，生产税为530万美元，总成本低于内部预测，较上一季度下降8% [9] - 公司第一季度总资本投资约为900万美元，其中在鹰福特投资510万美元用于完成10口总井、1口净井开发项目，包括两口重复压裂井；在俄克拉荷马州投资190万美元用于修井项目；在南加州投资190万美元，为Beta油田复产做准备 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司近期战略重点是提高Beta油田的产量和为现有信贷安排进行再融资，实现这些关键里程碑将为公司提供追求更多增值举措的灵活性 [17] - 公司预计2023 - 2025年的产量将相对持平，在当前价格下将产生约1.8亿美元的累计自由现金流 [17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为2023年开局强劲，成功解决了南加州的肯定索赔，收到约8500万美元的和解净收益，并重启了Beta油田的生产运营 [6] - 尽管面临不利天气条件和第三方压缩机中断的挑战，第一季度业绩仍符合预期 [8] - 公司对Beta油田恢复生产后的增量现金流充满期待，目前初始产量已超出预期，公司将逐步增加更多油井投入生产 [7] - 公司预计通过审慎的资产管理和资本配置，以及对冲合约到期、降低杠杆和Beta油田复产的良好贡献，将提高自由现金流水平 [17] 其他重要信息 - 公司正在与新老资本提供商合作，为将于2024年5月到期的信贷安排进行再融资，预计将在今年第二季度后期或第三季度初完成再融资过程 [15] - 截至5月3日，公司预计2023年约40%的原油产量和2024年约5%的原油产量已进行套期保值；2023年约70%的天然气产量和2024年约10%的天然气产量已进行套期保值，公司将继续评估增加套期保值量的机会 [16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题：请详细介绍Beta油田复产情况 - 公司于4月23日完成管道填充，4月24日开始向市场销售原油，目前油井表现良好，产量超出预期，仍有部分油井待复产，公司将在第二季度观察资产反应后，在第二季度财报发布后更新产量指引 [19][21] 问题：请介绍税收情况 - 有一笔非常大的非现金估值备抵转回，这是由于大额和解导致的年度NOLs使用限制，对近期无重大影响，公司仍可按计划使用NOLs；由于一次性8500万美元的和解收益，公司需支付1250万美元的当期所得税，公司正在探索在今年剩余时间内减轻这一费用的方法 [21][22] 问题：是否考虑更新产量指引 - 公司考虑过更新指引，但由于一些不确定因素，如Beta油田的反应、鹰福特产量增加、东德克萨斯州和俄克拉荷马州项目的审查等，目前仍维持原指引，将在8月财报发布时根据情况更新 [23][25] 问题：供应链和通胀的影响如何 - 通胀影响有所缓解，公司在压缩和中游项目方面受供应链影响较大，如项目时间延长，主要影响东德克萨斯州和俄克拉荷马州地区，但随着价格下降和服务需求减少，整体影响正在减轻 [25][26]

财务表现 - 公司在2023年第一季度实现净收入3.52759亿美元，较去年同期的净亏损4,861.4万美元有显著增长[90] - 2023年第一季度，公司的石油、天然气和天然气液体销售额为6.6284亿美元，较去年同期的9.3872亿美元有所下降[90] - 公司在2023年第一季度的平均实现销售价格为每桶37.99美元，较去年同期的每桶51.10美元有所下降[90] - 公司在2023年第一季度的其他收入为1.3586亿美元，较去年同期的1.7561亿美元有所下降[90] - 公司在2023年第一季度的租赁运营费用为3,300万美元，与去年同期持平[90] - 公司在2023年第一季度的总体和行政费用为8,500万美元，较去年同期的7,800万美元有所增加[90] - 公司在2023年第一季度的现金结算的商品衍生工具损益为15,200万美元，较去年同期的商品衍生工具损失9,340万美元有所改善[90] - 公司在2023年第一季度的管道事故损失为8,300万美元，较去年同期的500万美元有显著增加[90] 资金运营 - 公司计划通过内部现金流、Revolver信贷设施借款以及股权和债务资本市场来满足未来的资金需求[96] - 公司在2023年第一季度释放了之前记录的几乎所有减值准备，导致税收收益为2.695亿美元[97] - 2023年第一季度总资本支出约为900万美元，主要用于位于俄克拉荷马州和加利福尼亚州的资本工程和设施升级[97] - 公司在2023年第一季度的经营活动中现金流为90313千美元，主要受商品价格、产量和运营成本的影响[101] - 2023年第一季度投资活动中，公司投入10417千美元，其中820万美元用于石油和天然气资产的增加[101] - 公司在2023年第一季度的融资活动中，净偿还了6500万美元，与2022年同期的500万美元相比有所增加[102] 风险与挑战 - 公司面临许多风险，任何在本季度报告和其他SEC文件中讨论的风险都可能对公司的业务、财务状况或经营结果产生重大影响[108] - 未来可能需要进行诉讼，以确定索赔的范围、可执行性和有效性，任何当前或未来诉讼的结果都无法确定，诉讼可能会对公司产生不利影响，包括辩护和解决成本、管理资源分散等[108]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第四季度产量平均约为20,800桶油当量/天，较第三季度的21,000桶油当量/天减少1% [9] - 第四季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）约为2190万美元，上一季度为3080万美元，减少主要归因于大宗商品价格下跌 [9] - 第四季度资本支出约为550万美元，较2022年第三季度减少440万美元 [10] - 2022年第四季度自由现金流为1230万美元，2022年全年调整后EBITDA为9380万美元，自由现金流超4300万美元 [10] - 截至2月28日，公司净债务约为1.67亿美元，包括循环信贷安排下的1.85亿美元未偿债务和1800万美元现金，不包括Beta和解协议的8500万美元净收益 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 俄克拉荷马州 - 第四季度产量平均为6600桶油当量/天，较上一季度减少200桶油当量/天，主要由于恶劣天气、第三方压缩问题和自然产量下降 [11] - 本季度租赁运营支出高于第三季度，主要因上线油井数量增加导致电力成本上升 [11] 白罗尔 - 本季度产量平均为3700桶油当量/天，较上一季度增加约100桶油当量/天，得益于运行时间改善 [12] - 租赁运营支出较上一季度增加，源于额外的设施和修井项目 [12] 东得克萨斯州和北路易斯安那州 - 第四季度产量平均为9500桶油当量/天，比上一季度高300桶油当量/天，因非运营资产的产量调整 [13] 鹰滩 - 第四季度产量平均为1100桶油当量/天，第三季度为1400桶油当量/天，因年初新井产量下降 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司正与新老资本提供商合作，探索对2024年5月到期的循环信贷安排进行再融资或替代的潜在解决方案 [15] - 管理层和董事会正在评估战略机会，以进一步提升公司股东价值，考虑的战略包括向股东返还资本、利用收益型资产继续推进相关计划，但需先对现有循环信贷安排进行再融资 [21][22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计2023年平均日产量在20,000 - 22,000桶油当量/天之间，产量组合约为36%的石油、17%的天然气液体和47%的天然气 [15] - 2023年资本预算预计在3000万 - 4000万美元之间，约1500万美元用于Beta平台电气化和其他减排项目的一次性成本，其余用于联合开发项目、高回报修井项目、设施维护和恢复Beta产量的工作 [16] - 预计2023年调整后EBITDA为8000万 - 1亿美元，自由现金流约为3000万 - 5000万美元 [17] - 2023 - 2025年预计产量平均每年仅增长1%，在当前期货价格下累计自由现金流约为1.8亿美元 [18] 其他重要信息 - 公司已安全成功完成对2021年因两艘运输船锚击受损的管道部分的维修作业，管道已进行一系列安全测试和检查，结果正由联邦监管机构评估，目前正等待监管批准重启生产 [6] - 公司与涉事船只及其所有者和运营商达成9650万美元的和解协议，最终净获约8500万美元赔偿 [7] 问答环节所有提问和回答 问题1: Beta何时重启生产 - 公司计划于2023年4月初重启，目前已完成所有必要工作，正在等待监管机构的最终批准 [19] 问题2: 2023 - 2025年自由现金流情况及主要影响因素 - 2022 - 2024年预计自由现金流为2.35亿美元，现在2023 - 2025年预计约为1.8亿美元，主要受天然气和天然气液体价格影响，同时公司对Beta的增产采取更保守的方法，并增加了短期潜在修井等成本 [20] 问题3: 公司战略规划 - 过去18个月公司主要应对事故，随着近期和解协议结束所有直接相关诉讼且公司有能力产生自由现金流，公司可能恢复之前向股东返还资本等战略，但需先对现有循环信贷安排进行再融资，同时公司也在考虑资产组合的战略决策，目前未参与任何收购流程 [21][22]

公司业务 - 公司在2022年经历了收入增长，主要受全球经济活动增加和对石油、天然气和天然气液体的需求提高的影响[58] - 公司的油气储量总计为124,027 MBoe，其中开发储量占99%[69] - 公司的PV-10为1,649千美元，标准化衡量值为1,338千美元[69] - 公司的油价为每桶93.67美元，天然气价格为每MMBtu 6.36美元[69] - 公司的未开发储量为1,058 MBoe，其中包括858 Mbbls的原油、607 MMcf的天然气和98 Mbbls的NGLs[69] - 公司在2022年的平均净产量为20.7 MBoe/d[75] - 公司在2022年的开发井数量为27个，干井数量为1个[78] - 公司在2022财年开发PUDs的总成本约为340万美元，其中210万美元发生在2023财年[72] - 公司预计可以通过运营现金流和Revolving Credit Facility的借款在未来五年内资助当前PUD库存的钻井和扩张[72] - 公司的PUDs中约44.1%在2022年开发，总成本约为340万美元[72] - 公司相信可以通过运营现金流和Revolving Credit Facility的借款在未来五年内资助当前PUD库存的钻井和扩张[72] - 公司的PV-10是未来现金流的现值，以10%的年利率贴现，不考虑非财产相关费用，未来开发和运营成本[73] 公司管理 - 公司与损坏管道的相关方达成了9600万美元的和解，解决了与事件相关的诉讼[59] - 公司的借款基础重新确定为2.15亿美元，同时调整了最大净杠杆比率要求[59] - 公司首席财务官决定辞职，将于3月17日生效[60] - 公司董事会任命了新的董事，并调整了董事会的提名和治理委员会[62] 环境法规 - 我们的石油和天然气开发和生产操作受到严格和复杂的联邦、州和地方法律法规的监管[85] - 违反法律法规可能导致处罚，包括行政、民事或刑事处罚，以及必要的调查或纠正措施[86] - 新的环境法律法规继续出台，可能导致业务成本增加，影响盈利能力[88] - 我们的操作可能导致对环境、健康和安全的影响，可能需要进行污染物的整治[87] - 我们的海上作业受到BOEM和BSEE等机构的监管，这些机构对我们的作业具有广泛的监管权限[88] - 我们的操作受到环境法律法规的约束，可能对我们的运营、资本支出、收入或竞争地位产生重大不利影响[88] - 我们的操作可能涉及危险物质的管理和释放，受到相关环境法律法规的约束[89] - 公司在进行石油和天然气运营时可能需要处理自然发生的放射性材料（NORM）[92] - 公司在陆地作业中广泛使用水力压裂，但在海上作业中不使用[92] - 美国环保局（EPA）发布了关于水力压裂活动对饮用水资源的影响的报告[94] 政府政策 - 美国政府在2021年11月通过了一项总值1万亿美元的基础设施立法包，其中包括一些针对气候的支出计划[96] - 美国政府在2022年8月签署了2022年通胀削减法案，其中包括一个甲烷排放减少计划[96] - 美国证券交易委员会于2022年3月发布了一项关于强化和标准化强制性气候相关披露的提案规则[96] - 美国政府在2021年11月宣布重新加入《巴黎协定》，并制定了2030年将温室气体排放量减少至2005年水平50%的目标[96] - 美国政府在2021年宣布了全球甲烷承诺，旨在到2030年将全球甲烷排放量降低至2020年水平的30%[96] - 美国政府在2022年3月宣布了一项计划，与欧盟和其他伙伴国一起制定监测和报告甲烷排放的标准，以帮助建立低甲烷强度天然气市场[96] - 美国政府在2022年11月宣布了环保局的提案标准，旨在减少现有石油和天然气来源的甲烷排放[96] - 美国政府在2022年11月与欧盟和其他伙伴国一起同意制定监测和报告甲烷排放的标准，以帮助建立低甲烷强度天然气市场[96] 法规监管 - 美国政府在2022年11月与欧盟和其他伙伴国一起同意制定监测和报告甲烷排放的标准，以帮助建立低甲烷强度天然气市场[96] - 石油和天然气行业的立法不断审查和修改，增加了公司的经营成本，影响了盈利能力[103] - 联邦能源监管委员会（FERC）对跨州天然气管道设施的建设和运营以及服务的费率、条款和条件具有管辖权[104] - 未来的规则或增加的竞争可能会影响公司的天然气销售努力[105] - PHMSA通过制定新规定来提高管道安全性和减少甲烷排放[106] - CFTC和FTC制定了反市场操纵和反扰乱实践的规定，对价格操纵和欺诈行为进行了禁止[108] 公司文化 - 公司致力于提供多样化和包容性的工作环境和职业发展机会，以吸引和留住人才[110] - 公司员工中约16%自我认定为种族或族裔少数群体，约20%为女性[110]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度产量约为2.1万桶油当量/天，较第二季度的2.04万桶油当量/天增长3% [12] - 第三季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）约为3080万美元，上一季度为1630万美元 [12] - 第三季度资本支出约为990万美元，主要用于俄克拉荷马州的修井活动、伊格尔福特的非运营开发以及拜罗伊尔和贝塔的设施维护 [12] - 2022年第三季度自由现金流为1700万美元，上半年为1430万美元，预计到2024年底累计自由现金流达2.35亿美元 [13] - 第三季度石油、天然气和凝析油总收入约为1.128亿美元，上一季度为1.129亿美元；其他收入为1350万美元，上一季度为890万美元 [16] - 第三季度公司确认了1330万美元的损失利润保险（LOPI）收入，上一季度为880万美元 [17] - 第三季度租赁运营费用约为3200万美元，即每桶油当量16.56美元，上一季度为3330万美元，即每桶油当量17.91美元 [17] - 本季度天然气处理和运输（GP&T）费用为750万美元，即每桶油当量3.87美元，上一季度为730万美元，即每桶油当量3.92美元 [17] - 本季度生产和从价税为920万美元，即每桶油当量4.73美元，上一季度为860万美元，即每桶油当量4.64美元 [18] - 第三季度现金一般及行政费用（G&A）总计610万美元，即每桶油当量3.16美元，上一季度为770万美元，即每桶油当量4.16美元 [18] - 第三季度现金资本支出约为990万美元，较第二季度减少360万美元 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 俄克拉荷马州 - 第三季度产量从6500桶油当量/天增加到6800桶油当量/天，增长约5%，达到自2021年第一季度以来的最高季度产量 [13] 拜罗伊尔 - 处理设施在上季度完成年度维护后恢复正常运营水平，产量为3600桶油当量/天，运营费用降低 [14] 东得克萨斯和北路易斯安那 - 非运营完井项目的结果持续超出预期，公司计划在2023年继续参与类似的高回报项目 [15] 伊格尔福特 - 第三季度产量较上一季度增长25%，主要得益于今年早些时候的成功开发活动 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 近期战略专注于持续提升自由现金流状况和快速降低资产负债表杠杆率 [23] - 预计2023年不仅能维持当前季度的自由现金流水平，还将随着对冲合约到期和贝塔油田复产而大幅增加 [23] - 预计到2023年第三季度将杠杆率降至1倍以下 [23] - 正在与贷款机构进行秋季借款基数重新确定工作，并探索延长或替换将于2023年秋季到期的现有信贷安排的解决方案 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 随着对冲合约的到期，公司将在当前大宗商品价格环境中获得更多收益 [20] - 预计贝塔油田将于2023年第一季度末复产，届时自由现金流将加速增长 [13] - 尽管面临通胀压力，但公司在东得克萨斯和伊格尔福特的开发项目回报仍然强劲 [43] 其他重要信息 - 公司已就南加州资产的刑事和民事程序达成原则性协议，民事和解金额5000万美元将由保险政策承担，刑事事项和解预计罚款约1200万美元，将在未来几年分期支付 [8][9] - 公司已获得美国陆军工程兵团的全国许可证12，可进行管道修复工作，预计2023年第一季度末将贝塔油田恢复生产 [10] - 公司正在积极追究对损坏管道的船只及其所有者、运营商以及未能通知锚击事件的南加州海事交易所的索赔 [11] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 贝塔油田的实际修复操作情况如何？ - 主要修复工作是更换约250英尺长的管道破裂段，该段已被移除并运至港口，还需更换80英尺长的管道和夹具。修复完成后，需进行一系列测试，经PHMSA和相关机构审查批准后才能重启管道。预计在第一季度末之前完成，希望能更早完成 [27][28] 问题2: 对航运公司的诉讼是否会在审判前达成和解？ - 案件结果形式多样，可能需要一些时间，也可能很快达成和解，取决于商业情况。公司认为有大量证据证明锚击事件，且在贝塔油田恢复生产前，损失仍在持续 [30][31] 问题3: 贝塔油田恢复生产对运营成本有何影响，以及之前提到的再开发机会在资本分配中的情况如何？ - 公司一直在对平台进行电气化改造，使用岸电代替柴油动力，有助于降低未来固定成本。复产初期产量预计为事件前的50%，之后逐步提升至100%。公司仍持有之前计划项目的许可证，待贝塔油田和现有油井恢复生产后，将重新评估这些项目，但具体时间取决于现有生产恢复情况 [34][35][36] 问题4: 2023年的对冲合约是否均匀分布，还是会随季度推进而到期？ - 对冲合约会有一定程度的到期，但分布较为均匀。公司预计全年产量不会大幅下降，伊格尔福特和东得克萨斯的联合开发项目以及俄克拉荷马州的修井计划将有助于维持产量稳定。2023年天然气对冲合约结构更有利，有一定的潜在上行空间 [40] 问题5: 在通胀的资本支出环境下，公司是否提高了自由现金流预测中的资本支出，以及如何应对通胀？ - 公司在2023 - 2024年周期内提高了资本支出，主要与东得克萨斯和伊格尔福特的开发规划有关。公司已将钻探方面的通胀因素纳入预测，尽管面临通胀，但项目回报仍然强劲。在设施和修井项目方面，通胀影响相对较小 [43][44] 问题6: 能否提供有关即将到期的储备基础贷款（RBL）的更多信息，以及公司调整贷款的计划？ - 公司目前主要与RBL贷款人讨论近期延期事宜，贝塔油田复产将使融资更加容易。公司将考虑所有再融资选项，包括减少银行数量的RBL或全新的融资结构。希望在未来几个月内确定方案并向市场更新 [46]

财务报表信息 - 文档包含Amplify Energy Corp.截至2022年9月30日和2021年12月31日未经审计的简明综合资产负债表等财务报表[4] 术语定义 - “Amplify Energy”等术语指Amplify Energy Corp.及其子公司，“Legacy Amplify”指Amplify Energy Holdings LLC，“OLLC”指Amplify Energy Operating LLC[17] - 定义了多种石油和天然气术语，如Bbl（一桶油）、Bcfe（十亿立方英尺天然气当量）等[6] - 对储量相关概念进行定义，如证实储量、证实已开发储量等[10][11] - 资源指估计存在于自然聚集物中的石油和天然气数量，包括已发现和未发现的聚集物[15] 前瞻性陈述 - 季报包含受多种风险和不确定性影响的前瞻性陈述，涉及业务战略、南加州石油事件影响等多方面内容[19][20][21] - 前瞻性陈述涉及的方面包括业务战略、收购处置战略、现金流和流动性等[20][21] - 前瞻性陈述面临的风险包括自然灾害、疫情、经济状况、行业竞争等[20][21] 财务数据关键指标变化 - 截至2022年9月30日，公司总资产为458,182美元，2021年12月31日为455,100美元[29] - 截至2022年9月30日，公司总负债为493,505美元，2021年12月31日为519,941美元[29] - 截至2022年9月30日，公司股东总赤字为35,323美元，2021年12月31日为64,841美元[29] - 2022年9月30日，公司现金及现金等价物为10,944美元，2021年12月31日为18,799美元[29] - 2022年9月30日，公司应收账款净额为78,929美元，2021年12月31日为91,967美元[29] - 2022年9月30日，公司短期衍生工具为442美元，2021年12月31日无此项[29] - 2022年9月30日，公司长期债务为205,000美元，2021年12月31日为230,000美元[29] - 2022年9月30日，公司资产退休义务为107,358美元，2021年12月31日为102,398美元[29] - 2022年9月30日，公司普通股发行及流通股数为38,440,803股，2021年12月31日为38,024,142股[29] - 2022年9月30日，公司累计赤字为467,237美元，2021年12月31日为495,077美元[29] - 2022年前三季度总营收3.59509亿美元，2021年同期为2.49863亿美元，同比增长43.9%[32] - 2022年前三季度净利润2784万美元，2021年同期净亏损6782.1万美元[32] - 2022年前三季度基本和摊薄后每股收益0.69美元，2021年同期为亏损1.79美元[32] - 2022年前三季度经营活动提供的净现金为4933万美元，2021年同期为5528.7万美元[35] - 2022年前三季度投资活动使用的净现金为3155.3万美元，2021年同期为2325.3万美元[35] - 2022年前三季度融资活动使用的净现金为2563.2万美元，2021年同期为2505.4万美元[35] - 2022年9月30日现金及现金等价物为1094.4万美元，2021年同期为1734.4万美元[35] - 2022年9月30日普通股为38.6万股，2021年12月31日为38.2万股[38] - 2022年9月30日股东权益（赤字）为负3532.3万美元，2021年12月31日为负6484.1万美元[38] - 2020年12月31日公司普通股为378美元，认股权证为4788美元，额外实收资本为424104美元，累计收益（亏损）为 - 463007美元，总计 - 33737美元；2021年9月30日，普通股为381美元，认股权证为4788美元，额外实收资本为425508美元，累计收益（亏损）为 - 530828美元，总计 - 100151美元[39] - 截至2022年9月30日，客户应收账款为4580万美元，截至2021年12月31日为3240万美元[57] - 截至2022年9月30日，商品衍生品资产公允价值为7634千美元，利率衍生品资产为442千美元，总计8076千美元；商品衍生品负债公允价值为58185千美元，利率衍生品负债为0，总计58185千美元[61] - 截至2021年12月31日，商品衍生品资产公允价值为7967千美元，利率衍生品资产为0，总计7967千美元；商品衍生品负债公允价值为70152千美元，利率衍生品负债为623千美元，总计70775千美元[62] - 2022年前三季度商品衍生品合约损失为1.08675亿美元，2021年同期为1.45139亿美元；2022年前三季度利率衍生品损失为93万美元，2021年同期为3000美元[79] - 2022年前九个月资产退休义务期初为1.03414亿美元，期末为1.08241亿美元，长期部分为1.07358亿美元[81] - 2022年9月30日，公司长期债务为2.05亿美元，2021年12月31日为2.3亿美元[84] - 截至2022年9月30日，循环信贷融资的借款基数为2.25亿美元，到期日为2023年11月2日[85] - 2022年前三季度循环信贷融资加权平均利率为4.73%，2021年同期为3.65%[88] - 2022年9月30日，与循环信贷融资相关的未摊销递延融资成本为60万美元[90] - 2020年4月24日公司获550万美元薪资保护计划贷款，年利率1%，2021年6月22日该贷款获全额豁免，2021年前九个月公司报告债务清偿收益550万美元[92] - 2022年前三个月净收入4723.4万美元，前九个月净收入2784万美元；2021年前三个月净亏损1347万美元，前九个月净亏损6782.1万美元[99] - 2022年第三季度净收入为4720万美元，2021年同期净亏损为1350万美元[177] - 2022年和2021年第三季度油气和NGL收入分别为1.128亿美元和9680万美元[178] - 2022年和2021年第三季度平均净产量分别约为2.1万桶油当量/日和2.51万桶油当量/日，产量变化主要因Beta物业运营暂停和自然减产[178] - 2022年和2021年第三季度平均实现销售价格分别为每桶油当量58.31美元和41.89美元，价格上涨主要因商品价格上升[178] - 2022年前三季度净收入为2780万美元，2021年同期净亏损为6780万美元[176] - 2022年前三季度油气和NGL收入为3.196亿美元，2021年同期为2.495亿美元[176] - 2022年和2021年第三季度其他收入分别为1350万美元和20万美元，2022年确认与Beta物业运营暂停相关的LOPI收益1330万美元[179] - 2022年和2021年第三季度租赁运营费用分别为3200万美元和3450万美元，每桶油当量分别为16.56美元和14.92美元[179] - 2022年和2021年第三季度集输、处理和运输费用分别为750万美元和500万美元，每桶油当量分别为3.87美元和2.18美元[180] - 2022年和2021年第三季度非所得税分别为920万美元和600万美元，每桶油当量分别为4.73美元和2.61美元[181] - 2022年和2021年前九个月净收入分别为2780万美元和净亏损6780万美元[186] - 2022年和2021年前九个月油气和NGL收入分别为3.196亿美元和2.495亿美元，平均净产量分别约为20.6万桶油当量/日和25.0万桶油当量/日，平均实现销售价格分别为每桶油当量56.76美元和36.51美元[186] - 2022年和2021年前九个月其他收入分别为3990万美元和40万美元，2022年确认与Beta物业运营暂停相关的LOPI收益3960万美元[187] - 2022年和2021年前九个月租赁运营费用分别为9830万美元和9200万美元，每桶油当量分别为17.45美元和13.47美元[188] - 2022年和2021年前九个月集输、处理和运输费用分别为2280万美元和1470万美元，每桶油当量分别为4.05美元和2.15美元[189] - 2022年和2021年前九个月非所得税分别为2530万美元和1570万美元，每桶油当量分别为4.50美元和2.30美元[190] - 2022年第三季度净收入为47234千美元，2021年同期为-13470千美元；2022年前九个月净收入为27840千美元，2021年同期为-67821千美元[200] - 2022年第三季度调整后EBITDA为30750千美元，2021年同期为27080千美元；2022年前九个月调整后EBITDA为71941千美元，2021年同期为73862千美元[200][201] - 2022年第三季度经营活动提供的净现金为18934千美元，2021年同期为18884千美元；2022年前九个月经营活动提供的净现金为49330千美元，2021年同期为55287千美元[201] - 截至2022年9月30日，使用权资产为683.3万美元，租赁负债为727.4万美元；截至2021年12月31日，使用权资产为271.6万美元，租赁负债为279.4万美元[122] - 截至2022年9月30日，应计负债为5988.8万美元，2021年12月31日为5782.6万美元[127] - 截至2022年9月30日，应收账款净额为7892.9万美元，2021年12月31日为9196.7万美元[129] - 2022年前九个月，支付的利息净额和重组项目现金为759.7万美元，支付的税款为3.5万美元；2021年同期支付的利息净额和重组项目现金为657.8万美元[131] - 截至2022年9月30日，公司有800万美元的或有负债与诉讼相关[133] - 2022年前三季度和前九个月，俄克拉荷马州和东德克萨斯州的最低产量承诺费用分别约为40万美元和150万美元、60万美元和170万美元[139][140] - 2022年9月30日和2021年12月31日，公司保险应收款分别为3060万美元和4910万美元，2022年前九个月公司发生响应和修复费用及法律费用2830万美元，已收到或预计将收到2000万美元保险赔偿，剩余830万美元列为“管道事故损失”[159] - 2022年前九个月公司记录与联邦和州事项解决相关的1200万美元，列为“管道事故和解”，并确认3960万美元批准的生产收入损失保险收益，列为“其他收入”[160] 业务线相关 - 公司从事俄克拉荷马州、落基山脉、南加州近海联邦水域、东得克萨斯/北路易斯安那州和伊格尔福特等地的油气资产收购、开发、开采和生产[42] 市场环境影响 - 自新冠疫情开始，全球经济活动和油气需求显著下降，随着疫苗普及有所改善，2022年油气价格较2021年同期上涨，公司收入显著增加[46][47] 销售合同情况 - 公司销售合同在履行义务后向客户开票，合同无合同资产或负债[57] 衍生工具情况 - 所有反映在未经审计的简明合并资产负债表上的衍生工具均为二级公允价值[58] - 2022年天然气固定价格互换合约平均月交易量为69.5万MMBtu，加权平均固定价格为2.56美元；2023年双向领口合约平均月交易量为116万MMBtu，加权平均底价为3.49美元，加权平均顶价为5.92美元[72] - 2022年原油固定价格互换合约平均月交易量为5.7万桶，加权平均固定价格为48.27美元；2023年为5.5万桶，加权平均固定价格为57.30美元[72] - 2022年9月30日，利率互换平均每月名义金额为7.5万美元，加权平均固定利率为1.281%，浮动利率为1个月LIBOR[74] - 2022年9月30日，短期商品合约资产衍生品公允价值为560.4万美元，负债衍生品为5047.1万美元；长期商品合约资产衍生品为203万美元，负债衍生品为771.4万美元[76] 资产减值情况 - 2022年和2021年截至9月30日的三个月和九个月内，已探明油气资产未记录减值费用[66] 股权相关 - 公司授权股本包括2.5亿股普通股，面值每股0.01美元，截至2022年9月30日已发行普通股38440803股[93][94] - 2017年5月4日发行的可购买2173913股普通股的认股权证于2022年5月4日到期[95] - 截至2022年9月30日，2021年股东批准的新股权奖励计划下有15

财务数据和关键指标变化 - 二季度产量约为20400桶油当量/天，与上一季度持平 [6] - 二季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）约为1630万美元，上一季度为2490万美元，减少主要归因于Beta事件相关的LOPI保险收入确认时间差异，部分被大宗商品价格上涨抵消 [6][7] - 二季度公司确认了880万美元的LOPI收入，代表2个月的LOPI付款，上一季度为1750万美元或4个月的LOPI付款 [7] - 二季度资本支出约为1350万美元，高于预测，主要由于东德克萨斯州开发活动提前，运营合作伙伴提前使3口井投产 [7] - 二季度自由现金流为负60万美元，主要受LOPI收入确认时间和加速资本支出影响 [8] - 2022年全年产量指导中点从19750桶油当量/天提高到20750桶油当量/天，调整后EBITDA指导中点从9750万美元提高到1.05亿美元 [8] - 预计到2024年12月31日累计产生2.2亿 - 3.3亿美元的自由现金流 [8] - 二季度石油、天然气和NGL总收入在衍生品影响前约为1.129亿美元，上一季度为9390万美元；其他收入为890万美元，上一季度为1760万美元，减少主要与LOPI收入确认时间有关 [14] - 二季度租赁运营费用约为3330万美元或每桶油当量17.91美元，上一季度为3290万美元或每桶油当量17.92美元；GP&T费用为730万美元或每桶油当量3.92美元，上一季度为800万美元或每桶油当量4.36美元；生产和从价税为860万美元或每桶油当量4.64美元，上一季度为760万美元或每桶油当量4.11美元 [15] - 二季度现金一般及行政费用（G&A）总计770万美元或每桶油当量4.16美元，上一季度为710万美元或每桶油当量3.87美元，主要由于某些专业和顾问费用一次性增加 [16] - 截至7月31日，公司净债务约为1.85亿美元，包括循环信贷安排下的2.15亿美元未偿债务和300万美元现金 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 俄克拉荷马州：继续开展3钻机修井计划，二季度产量从6100桶油当量/天增加约8%至6500桶油当量/天，人工举升计划专注于杆式泵转换和ESP优化，降低未来运营成本和停机时间 [9] - 东德克萨斯州和北路易斯安那州：参与3口总井0.6口净非运营开发井，提前投产，初步生产结果令人鼓舞，继续评估该地区额外非运营开发机会 [10] - 鹰福特地区：运营合作伙伴二季度完成7口总井0.4口净新开发井，初始产量超过预期，计划在2022年下半年参与更多类似回报项目，预计2023年第一季度投产；二季度参与的压裂改造项目初始产量远超内部类型曲线，经济回报可观，预计未来会有类似项目 [11][12] - 拜罗伊尔地区：二季度完成年度检修，按时按预算对生产设施进行维护，技术团队积极维护和评估油藏，提高生产性能和运营可靠性，促进二氧化碳注入和水气交替模式优化 [12] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于通过谨慎的资本管理、降低运营风险和产生自由现金流来推进资产负债表去杠杆化和提升股东价值，在当前大宗商品价格环境和良好运营表现下，开展更多项目以增加产量和现金流 [21] - 继续评估和参与高回报项目，如在东德克萨斯州、鹰福特地区的开发项目和俄克拉荷马州的修井计划，以管理生产和产生额外自由现金流 [10][11] - 计划在2022年下半年为额外修井项目分配增量资本 [13] - 继续与银行集团就循环信贷安排到期问题进行沟通，寻求解决方案 [28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为在当前市场中被严重低估，2021年末总探明储量在2022年7月29日的现货价格下PV - 10价值约为12亿美元，预计到2024年底的自由现金流约为2.2亿 - 3.3亿美元，约为当前企业价值的50% - 75% [21] - 安全是公司最高优先级，致力于安全运营，确保员工、商业伙伴和利益相关者的福祉，保护环境，通过安全、环保、卓越运营、严格资本分配和去杠杆努力为利益相关者创造长期价值 [22] 其他重要信息 - 公司需获得管道与危险材料安全管理局（PHMSA）和陆军工程兵团的批准才能对管道进行永久修复，4月中旬已获得PHMSA批准，正与陆军工程兵团合作获取剩余许可，预计获批后3 - 4个月完成修复、满足监管要求并重启管道和恢复平台生产 [5] - 公司LOPI保险政策在事件发生后18个月内有效，公司将持续收到付款直至政策到期或Beta油田恢复全面生产 [14] - 公司在俄克拉荷马州以实物形式收取天然气，改善了天然气价格差异，超过了会计重分类导致的GP&T费用增加 [15] - 公司商品对冲头寸从上半年大幅下降，2022年剩余时间约65%对冲，2023年约50%对冲；原油生产2022年剩余时间约75% - 85%对冲，2023年约40% - 50%对冲；天然气2022年剩余时间约70% - 80%对冲，2023年约60% - 70%对冲；Beta油田恢复生产后，原油产量将完全无对冲 [17][18] - 6月20日完成春季借贷基础重新确定，终止了借贷基础的自动月度减少，确认借贷基础为2.25亿美元，下一次重新确定预计在2022年第四季度 [18] 总结问答环节所有的提问和回答 问题：陆军工程兵团何时做出决定，是否会在2022年？ - 公司仍认为这将是2022年的事件，虽未看到许可证上线的实际进展，但与陆军工程兵团和国家海洋渔业局（NMFS）取得了很多幕后进展，希望尽快解决，不过无法控制具体时间；公司也在为Beta油田恢复生产进行资本支出准备 [24] 问题：对航运公司的诉讼进展如何？ - 诉讼正在进行，涉及大量文件和程序，没有具体进展，但有重要听证会即将举行，公司会尽快推进，但此类诉讼往往会持续较长时间 [26] 问题：下一次借贷基础重新确定时是否会申请延长到期日？ - 公司对春季借贷基础重新确定结果满意，一直在与银行集团就到期日问题进行沟通，这是未来季度的重点关注事项，目前没有更新，但有多种途径解决该问题 [28] 问题：LOPI如何确认以及支付计算方式？ - 公司大致按每桶40美元的价格获得一定产量的支付，每月约440万美元，根据“批准”时间确认收入，由于流程原因，各季度确认月份不同，希望后续每季度确认3个月；每桶40美元是2020年10月政策制定时设定的合同价格，与当时大宗商品价格相近；该价格与实际价格的差异是对航运公司诉讼中损失收入的重要部分，损失收入会持续增加直至恢复生产 [31][32][34] 问题：公司的对冲策略以及对远期对冲的期望？ - 下半年对冲比例大幅下降，部分原因是对冲减少和产量增加，公司希望保留未来更多上行空间；2023年天然气对冲采用领口期权而非互换，部分领口很宽，虽可能有按市值计价的负值，但不一定会有现金结算的负支付；目前有2023年的对冲，但由于信贷安排和与银行的按市值计价情况，难以获得2024年的信贷进行对冲，这也是解决循环信贷安排到期问题的一个催化剂 [36][37][38]

公司重大事件 - 2022年6月21日，OLLC签订第六修正案，重新确认循环信贷安排下的借款基数为2.25亿美元[159] - 2022年6月8日，公司在Beta单元权益的特殊特许权使用费减免终止[160] - 2022年4月7日，公司董事会任命Deborah G. Adams和Eric T. Greager为董事会成员[161] 油气销售业务数据 - 2022年第二季度和上半年油气销售收入分别为1.129亿美元和2.0675亿美元，2021年同期分别为8033.8万美元和1.52669亿美元[169] - 2022年和2021年上半年油气和NGL收入分别为2.068亿美元和1.527亿美元，平均净产量分别为20.4万桶油当量/日和25.0万桶油当量/日，平均实现销售价格分别为55.95美元/桶油当量和33.76美元/桶油当量[178] - 2022年和2021年上半年产量分别约为20.4 MBoe/d和25.0 MBoe/d，平均实现销售价格分别为55.95美元/桶油当量和33.76美元/桶油当量[206] 净收入（亏损）数据 - 2022年第二季度和上半年净收入（亏损）分别为2922万美元和 - 1939.4万美元，2021年同期分别为 - 3502.3万美元和 - 5435.1万美元[169] - 2022年和2021年上半年净亏损分别为1940万美元和5440万美元[178] 产量数据 - 2022年第二季度和上半年平均净产量分别约为2.04万桶油当量/日和2.04万桶油当量/日，2021年同期分别为2.53万桶油当量/日和2.5万桶油当量/日[169] - 2021年第二季度，公司Beta物业的产量为3600桶油当量/日[170] 销售价格数据 - 2022年第二季度和上半年平均实现销售价格分别为60.74美元/桶油当量和55.95美元/桶油当量，2021年同期分别为34.93美元/桶油当量和33.76美元/桶油当量[169] 其他收入数据 - 2022年第二季度其他收入为890万美元，2021年同期不到10万美元[171] - 2022年和2021年上半年其他收入分别为2650万美元和20万美元，2022年上半年确认2620万美元LOPI收益[179] LOPI收益数据 - 2022年第二季度公司确认了880万美元与Beta物业运营暂停相关的LOPI收益[171] 租赁运营费用数据 - 2022年和2021年Q2租赁运营费用分别为3330万美元和2870万美元，每桶油当量分别为17.91美元和12.46美元[172] 集输、处理和运输费用数据 - 2022年和2021年Q2集输、处理和运输费用分别为730万美元和510万美元，每桶油当量分别为3.92美元和2.20美元[173] 非所得税数据 - 2022年和2021年Q2非所得税分别为860万美元和510万美元，每桶油当量分别为4.64美元和2.20美元[174] DD&A费用数据 - 2022年和2021年Q2 DD&A费用分别为590万美元和740万美元，产量减少44.2万桶油当量，费用减少约140万美元[174] 一般及行政费用数据 - 2022年和2021年Q2一般及行政费用分别为860万美元和600万美元，主要因薪资、法律和专业服务费用增加[175] 管道事故损失数据 - 2022年和2021年上半年管道事故损失分别为570万美元和0，2022年Q2为510万美元和0[176][184] 循环信贷额度未偿借款数据 - 2022年和2021年上半年平均循环信贷额度未偿借款分别为2.237亿美元和2.480亿美元，Q2分别为2.194亿美元和2.428亿美元[177][185] 调整后EBITDA数据 - 2022年和2021年第二季度调整后EBITDA分别为1627.8万美元和2384.7万美元，2022年和2021年上半年分别为4119.1万美元和4678.2万美元[191] 经营活动净现金数据 - 2022年和2021年第二季度经营活动净现金分别为2067.7万美元和2084.5万美元，2022年和2021年上半年分别为3039.6万美元和3640.3万美元[192] 资本支出数据 - 2022年上半年资本支出约为2040万美元，主要用于俄克拉荷马州、东得克萨斯州等地的资本修井、维护和设施建设[197] 营运资金数据 - 截至2022年6月30日，营运资金赤字为7810万美元，主要因短期衍生品8000万美元等负债，被应收账款7780万美元等资产抵消[199] 循环信贷安排可用借款数据 - 截至2022年6月30日，循环信贷安排下可用借款约为1000万美元，借款基数为22500万美元[200] 公司资金来源预计 - 2022年剩余时间，公司预计主要资金来源为内部现金流、循环信贷安排借款以及股权和债务资本市场[193] 套期保值策略 - 公司套期保值策略是维持商品衍生品合约组合，覆盖至少50%-60%的预计总产量[196] 投资活动和融资活动净现金数据 - 2022年和2021年上半年投资活动净现金使用分别为1691.4万美元和1157.5万美元，融资活动净现金使用分别为1559万美元和2004.2万美元[206] 公司未来承诺 - 截至2022年6月30日，公司根据协议对南加州海上生产设施的未来承诺为270万美元[203] 商品衍生工具数据 - 2022年上半年经营活动提供的净现金中，已到期商品衍生工具支付现金7950万美元，2021年同期为2750万美元[207] - 2022年上半年商品衍生工具净亏损1.12亿美元，2021年同期为9850万美元[207] 投资活动使用净现金数据 - 2022年上半年投资活动使用的净现金为1690万美元，其中1290万美元用于油气资产的增加[207] - 2021年上半年投资活动提供的净现金为1160万美元，其中1150万美元用于油气资产的增加[207] 受限投资数据 - 2022年上半年受限投资增加400万美元[208] 循环信贷安排净还款数据 - 2022年和2021年上半年，公司循环信贷安排的净还款分别为1500万美元和2000万美元[208] 资产负债表外安排情况 - 截至2022年6月30日，公司无资产负债表外安排[208] 公司控制和程序情况 - 截至2022年6月30日，公司披露控制和程序在合理保证水平上有效[210] 财务报告内部控制情况 - 最近一个季度公司财务报告内部控制无重大变化[212] 诉讼风险 - 未来可能需要进行诉讼，诉讼结果不确定且可能产生不利影响[214]