产量与生产情况 - 2020年上半年公司平均日产量为16,527桶油当量/天，同比下降6.0%，主要由于低油价导致部分生产井临时关闭[178] - 2020年上半年公司钻探并完井4.0口（净4.0口），完成5.0口（净4.3口），投产7.0口（净6.3口）[178] - 2020年6月30日的平均日产量为14,264桶油当量/天，相比2019年同期的18,055桶油当量/天有所下降[228] - 2020年3月至6月，由于商品价格下跌，公司收入下降，并在5月和6月临时关闭生产井[192] 油价与资产减值 - 2020年7月原油价格为39.81美元/桶，若维持该价格两个月，将导致公司油气资产净账面价值减少1.489亿美元[180] - 2020年第二季度公司因商品价格下跌产生上限测试减值[182] - 2020年6月30日，公司记录了6010万美元的全成本上限减值，主要由于原油价格从2020年3月31日的55.96美元/桶下降至47.37美元/桶[239] - 公司在2020年6月30日记录了6010万美元的全成本上限减值，主要由于原油价格下降[259] 资本支出与融资 - 2020年公司原计划资本支出1.23-1.38亿美元，现预计全年资本支出上限约为7600万美元[195] - 公司短期资本支出预计将通过手头现金、运营现金流和高级信贷协议下的借款来融资，当前借款基础为2亿美元[196] - 截至2020年6月30日，公司高级信贷协议下的未偿债务为1.79亿美元，信用证未偿金额为500万美元，借款能力为1600万美元[196] - 公司预计到2020年11月1日，借款基础将减少至1.85亿美元，并可能在2021年第二季度前严重受限[196] - 2020年上半年，公司投资活动现金流为-9020万美元，主要用于石油和天然气资本支出，其中6120万美元用于钻井和完井成本[209][210] - 公司2020年上半年的融资活动现金流为3720万美元，主要用于钻井和完井项目以及基础设施开发[213][214] 信贷协议与债务 - 2020年4月公司修订高级信贷协议，将借款基础降至2亿美元，并从2020年9月起每月减少500万美元[185] - 2020年7月公司获得高级循环信贷协议豁免，允许其2020年第二季度流动比率低于1.00:1.00的要求[184] - 公司高级信贷协议要求维持总净负债杠杆比率不超过3.50:1.00，流动比率不低于1.00:1.00[197][218] - 公司2020年7月31日获得豁免，免除了2020年6月30日季度的流动比率要求[219] - 公司2020年4月30日签署了第二次修订协议，将借款基础从2亿美元逐步减少至2020年11月1日的1.85亿美元[219] - 公司2020年6月30日的债务总额为1.812亿美元，其中98.8%为浮动利率债务，加权平均利率为3.9%[270] 收入与费用 - 2020年6月30日的石油、天然气和天然气液体收入为1800万美元，相比2019年同期的5590万美元大幅下降[228] - 2020年上半年，公司石油、天然气和天然气液体的收入为6510万美元，而2019年同期为1.078亿美元[248] - 2020年6月30日的租赁运营费用为1030万美元，相比2019年同期的1350万美元有所减少[229] - 2020年上半年，公司租赁运营费用为2280万美元，单位费用为每桶油当量7.58美元，而2019年同期为2770万美元，单位费用为8.70美元[249] - 2020年6月30日的税收（不包括所得税）为150万美元，相比2019年同期的330万美元有所减少[231] - 2020年上半年，公司其他税收为440万美元，单位费用为每桶油当量1.47美元，而2019年同期为620万美元，单位费用为1.95美元[251] - 2020年6月30日的收集和其他费用为1520万美元，相比2019年同期的1100万美元有所增加[232] - 2020年上半年，公司工作和其他费用为190万美元，单位费用为每桶油当量0.62美元，而2019年同期为400万美元，单位费用为1.26美元[250] - 2020年6月30日的一般和行政费用为450万美元，相比2019年同期的1150万美元有所减少[236] - 公司的一般和行政费用从2019年的2290万美元降至2020年的800万美元，主要由于员工薪酬和福利的减少[256] - 2020年6月30日的股票补偿费用为80万美元，相比2019年同期的100万美元有所减少[237] - 公司2020年的股票补偿费用为120万美元，而2019年为580万美元的信用，主要由于高管离职和员工减少[257] 现金流与财务状况 - 公司2020年6月30日的运营现金流为4310万美元，较2019年同期的-2690万美元有所改善[206] - 2020年上半年，公司终止了部分衍生品合约，获得净收益1630万美元，部分抵消了因商品价格下跌和产量下降导致的收入减少[207] - 公司2020年6月30日的净亏损为1.273亿美元，相比2019年同期的6.408亿美元有所减少[227] - 2020年6月30日，公司记录的利息费用为160万美元，而2019年同期为1450万美元[244] - 公司2020年的利息费用为320万美元，较2019年的2710万美元大幅下降[263] - 2020年6月30日，公司记录的所得税收益为5030万美元，有效税率为7.3%，低于21%的法定税率[245] - 公司在2019年记录了9580万美元的所得税收益，主要由于递延税负债的减少和递延税资产的增加[264] 衍生品与资产交易 - 2020年上半年，公司终止了部分衍生品合约，获得净收益1630万美元，部分抵消了因商品价格下跌和产量下降导致的收入减少[207] - 2020年6月30日，公司记录了3480万美元的净衍生品损失，其中包括6720万美元的未实现损失和3240万美元的已实现收益[241] - 公司在2020年6月30日拥有5160万美元的衍生资产和1410万美元的衍生负债，记录了8350万美元的净衍生收益[262] - 2018年12月20日，公司出售了位于特拉华盆地的水基础设施资产，调整后总售价为2.109亿美元，累计确认了1.159亿美元的销售收益[240] - 公司在2018年12月20日出售了位于Delaware Basin的水基础设施资产，总调整后购买价格为2.109亿美元，累计确认了1.159亿美元的收益[260] 其他费用与损耗 - 2020年6月30日的重组费用为220万美元，相比2019年同期的70万美元有所增加[233] - 2020年6月30日，公司记录的石油和天然气资产损耗费用为1400万美元，而2019年同期为3820万美元，单位损耗费用分别为每桶油当量10.79美元和23.26美元[238] - 2020年的耗竭费用为3160万美元，较2019年的6650万美元有所下降，单位耗竭费用从20.92美元/桶降至10.51美元/桶[258] 贷款与薪资保护计划 - 2020年4月公司获得2.2百万美元薪资保护计划贷款，利率1.0%，2022年4月到期[189] - 公司于2020年4月16日获得了220万美元的PPP贷款，利率为1%，到期日为2022年4月16日[223] 许可与豁免 - 2020年上半年公司获得德克萨斯州铁路委员会和环境质量委员会许可，可将现有生产气井改造为酸性气体注入井[183] - 2020年7月公司获得高级循环信贷协议豁免，允许其2020年第二季度流动比率低于1.00:1.00的要求[184] - 公司2020年7月31日获得豁免，免除了2020年6月30日季度的流动比率要求[219]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第一季度公司每日净产量为18,791桶油当量/天，其中石油产量为10,297桶/天；去年同期石油产量为10,233桶/天，去年第四季度为11,489桶/天；本季度末石油产量增至约11,000桶/天 [18] - 第一季度公司总收入为4,740万美元，其中88%来自石油销售（不包括套期保值结算影响）；第一季度实现了纽约商品交易所西德克萨斯中质原油（NYMEX WTI）价格的98%，并在原油衍生品合约上实现了510万美元的收益 [18] - 第一季度净收入为1.145亿美元，基本和摊薄后每股收益为7.07美元；调整后息税折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）为2,350万美元，去年同期为1,270万美元，主要是由于运营成本和一般及行政费用（G&A）大幅下降 [19] - 第一季度总运营成本为18.20美元/桶油当量，2019年第一季度为25.49美元/桶油当量；其中2020年第一季度调整后G&A为1.50美元/桶油当量，2019年第一季度为5.99美元/桶油当量；本季度租赁运营和修井费用为8.07美元/桶油当量，去年同期为10.94美元/桶油当量 [19] - 2020年第一季度资本支出为6,510万美元，包括开钻三口新井、完井七口、获取与近期获批的AGI井相关的地表土地以及使Valkyrie硫化氢处理系统的第三列投入使用 [20] - 本月初公司与蒙特利尔银行（BMO）的定期借款基础重新确定程序结果显示，借款基础从2.4亿美元降至2亿美元，降幅为17% [21] - 截至第一季度末，经借款基础重新确定调整后，公司流动性为2,650万美元，基于手头现金90万美元加上循环信贷额度下的可用资金，减去未结清信用证 [22] - 第一季度末套期保值账面价值为1.05亿美元，2020年下半年和2021年100%的已开发探明储量（PDP）产量以及2022年75%的产量通过普通香草掉期和双向领口期权进行了套期保值；2020年下半年套期保值全价为50.28美元/桶，2021年为45.51美元/桶，2022年为52.38美元/桶 [22][23] 各条业务线数据和关键指标变化 钻探和完井业务 - 在[Eureka]井垫上钻出一口在成本和用时方面均创纪录的井，平均成本略高于200美元/英尺，较第四季度下降12% [13] - 本季度完成了初始七口井的压裂作业，提前且低于预算完成，同时泵送了更大规模的作业 [13] 租赁运营和修井业务 - 第一季度租赁运营成本（LOE）为7.30美元/桶油当量，随着与新服务合作伙伴合作的推进，LOE呈下降趋势 [14] - 西基多（West Quito）和哈克贝利（Hackberry）的井故障率下降了50%，修井次数减少；纪念碑（Monument）地区本季度修井次数增加，但预计在第二至四季度会受益于年初进行的必要井下作业 [15] 硫化氢处理业务 - 本季度完成了第三个液体氧化还原装置的安装，目前有能力支持一到两个钻机的作业；设施每天处理多达70,000磅硫磺，成本处于历史低位 [16] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司继续加强三年套期保值计划，2021年底前近100%的PDP产量以超过48.50美元/桶的全价进行了套期保值，2022年75%的产量以53美元/桶的全价进行了套期保值 [8] - 公司暂停了资本计划，将监测市场情况以确定重新开展油田开发的最佳时机；鉴于盈亏平衡油价在20多美元高位，公司认为拥有一级资产的运营商可能会增加活动 [10] - 公司发起了一项有计划的活动，自愿关闭了超过一半的生产井，重点考虑油藏维护、租赁义务和运营费用，以确定关闭哪些井 [10] - 公司解除了不再需要用于抵消实物销售的套期保值合约，以消除对商品价格的投机性敞口，并计划在年底前大幅偿还债务 [10] - 公司在寻找收购机会时，倾向于已开发探明储量（PDP）占比较高的资产，且希望继续保持运营效率，因此会关注二叠纪盆地的资产；同时公司希望保持资产负债表的去杠杆化，不会进行增加杠杆的交易 [30] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 市场持续下滑，第一季度公司决策需要灵活性和更高的纪律性；公司团队能够降低成本，并迅速做出反应，在所有油田进行合理生产 [7] - 公司对未来发展有信心，因为之前实施的策略为应对当前的下行情景做好了准备；无论市场如何变化，公司都致力于偿还债务并加强整体财务状况 [23] - 公司希望市场在年底前好转，但无论如何都会继续寻找增强竞争优势和加强资产负债表的方法 [24] - 公司认识到行业内许多工人面临不确定的未来，将员工和家人的健康与安全放在首位；虽然不确定市场何时会好转或复苏速度如何，但公司会为负责任的增长做好准备 [37] 其他重要信息 - 公司在3月采取了立即行动，实施业务连续性计划，包括为休斯顿的员工安排远程工作，并为现场人员提供适当的间距，以保护员工的健康和安全；公司在运营所在社区积极支持一线救援人员和市政官员；公司继续100%远程开展工作，包括向利益相关者处理付款和发票 [11] - 公司获得了约220万美元的薪资保护计划（PPP）贷款，认为这有助于公司进一步开展业务 [34] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 停产期间租赁运营成本（LOE）的大致情况 - 公司无法提供LOE单位成本的指导，因为不确定停产时间和本季度的产量，公司将在5月停产，并在6月和7月评估市场情况后再做决策 [25][26] 问题2: 未来是否还有重组成本 - 公司仍有一些重组成本需要处理，主要是关闭丹佛办公室后仍需解除该办公室的租赁协议，除此之外可能没有其他重组成本了 [27][28] 问题3: 盆地内资产整合的看法及有吸引力资产的特征 - 目前市场对未开发资产的估值不高，公司在考虑收购交易时会倾向于PDP占比较高的资产，且会关注二叠纪盆地的资产，同时希望保持资产负债表的去杠杆化 [29][30] 问题4: 今年剩余时间对NGL市场的看法及是否考虑重新进行NGL套期保值 - 公司88%的收入来自石油，在NGL和天然气价格改善之前，不会考虑对这些产品进行套期保值，公司主要关注推动业务的石油业务 [31][32] 问题5: SEC文件中提到的PPP贷款的具体信息 - 公司获得了约220万美元的PPP贷款，认为这对公司规模的企业来说是合适的，有助于公司进一步开展业务 [33][34]

产量与钻探 - 2020年第一季度平均产量为18,791桶油当量/天，同比增长10%[181] - 2020年第一季度钻探并完井3.0口井，完成5.0口井，投产6.0口井[181] - 2020年第一季度平均日产量为18,791桶油当量/天，较2019年同期的17,089桶油当量/天增长10%[222] 资本支出与投资 - 公司计划在2020年投入1.23亿至1.38亿美元的资本支出，钻探7至10口井，并投产12至14口井[191] - 公司预计2020年剩余时间的资本支出将显著减少，全年资本支出预计为7600万美元[191] - 2020年第一季度（Successor）公司用于石油和天然气资本支出的金额为4820万美元，其中2600万美元用于钻井和完井成本，2180万美元用于处理设备和集输基础设施的开发[207] - 2019年第一季度（Predecessor）公司用于石油和天然气资本支出的金额为8110万美元，其中7670万美元用于钻井和完井成本，3060万美元用于天然气处理设备和集输基础设施的开发[208] 财务与债务 - 2020年4月30日，公司修订了高级信贷协议，将借款基础减少至2亿美元，并从2020年9月1日起每月减少500万美元，直至2020年11月1日[186] - 2020年3月31日，公司有1.7亿美元的未偿债务和440万美元的信用证[192] - 公司高级信贷协议（Senior Credit Agreement）的借款基础为2亿美元，其中5000万美元可用于信用证发行，协议到期日为2024年10月8日[211] - 2020年4月30日，公司签署了高级信贷协议的第二修正案，将借款基础从2亿美元逐步减少至2020年11月1日的1.85亿美元[214] - 截至2020年3月31日，公司符合高级信贷协议下的财务契约要求[218] - 截至2020年3月31日，公司债务总额为1.7亿美元，全部为浮动利率债务，加权平均利率为3.43%[241] - 如果市场利率变化10%，公司每年的现金流将受到约60万美元的影响[241] 现金流 - 2020年第一季度（Successor）公司经营活动产生的净现金流为1234.3万美元，而2019年同期（Predecessor）为净流出3683.4万美元[202] - 2020年第一季度（Successor）公司投资活动产生的净现金流为-4764.8万美元，2019年同期（Predecessor）为-1.144亿美元[205] - 2020年第一季度（Successor）公司融资活动产生的净现金流为2596.8万美元，2019年同期（Predecessor）为1.0459亿美元[206] 收入与成本 - 2020年第一季度石油、天然气和天然气液体收入为4700万美元，较2019年同期的5190万美元下降9.4%[222] - 2020年第一季度租赁运营费用为1250万美元，较2019年同期的1420万美元下降12%[223] - 2020年第一季度一般和行政费用为350万美元，较2019年同期的1140万美元下降69.3%[228] - 2020年第一季度利息费用为160万美元，较2019年同期的1260万美元下降87.3%[235] - 2019年第一季度公司记录了2.752亿美元的全成本上限减值[232] - 2019年第一季度公司获得了4550万美元的所得税收益[236] 衍生品与风险管理 - 公司目前对冲了2020年、2021年和2022年预计产量的90%、100%和75%，加权平均价格分别为52.21美元、45.51美元和52.38美元/桶[195] - 2020年第一季度衍生品净收益为1.18299亿美元，而2019年同期衍生品净亏损为6479万美元[234] - 公司通过衍生工具对冲约75%至85%的预期产量，以应对未来24至36个月的能源价格波动[237] - 公司使用固定价格互换、无成本领口、基差互换和WTI NYMEX滚动等衍生工具来管理价格风险[237] - 截至2020年3月31日，公司未在任何衍生合同下提供抵押品，因为这些合同由高级信贷协议担保或无抵押交易[238] - 公司根据ASC 815会计准则记录衍生工具，并将其作为资产或负债按公允价值计量[238] - 公司金融工具的估计公允价值基于相关市场信息确定，涉及不确定性且无法精确计算[239] - 公司面临利率波动的市场风险，主要来自短期利率（LIBOR和ABR）的波动[240] 重组与破产 - 公司于2019年10月8日从第11章破产保护中重组，专注于特拉华盆地的单一盆地业务[196] - 2020年第一季度重组费用为40万美元，较2019年同期的1130万美元大幅下降96.5%[227] 其他 - 2020年4月原油价格为20.31美元/桶，导致公司石油和天然气资产净账面价值减少2.055亿美元[183] - 公司获得德克萨斯州铁路委员会和德克萨斯州环境质量委员会的许可，建设并运营酸性气体注入井[185] - 公司计划使用从美国小企业管理局获得的PPP贷款（Paycheck Protection Program）用于支付工资成本、抵押贷款利息、租金和公用事业费用[215] - 公司2020年第一季度净收入为1.14491亿美元，而2019年同期净亏损为3.36559亿美元[221]

营业收入与产量 - 公司2019年总营业收入为2.247亿美元，其中2019年10月2日至12月31日（Successor）为6560万美元，2019年1月1日至10月1日（Predecessor）为1.591亿美元[239] - 2019年公司平均日产量为17,986桶油当量/天，其中2019年10月2日至12月31日（Successor）为20,293桶油当量/天，2019年1月1日至10月1日（Predecessor）为17,209桶油当量/天[239] - 公司2019年12月31日（Successor）的探明储量为6210万桶油当量，其中石油3920万桶，天然气液体1080万桶，天然气723亿立方英尺[238] - 公司2019年10月2日至12月31日期间的平均日产量为20,293桶油当量/天，2019年1月1日至10月1日期间为17,209桶油当量/天，2018年全年为13,904桶油当量/天[320] - 公司2023年10月31日的运营收入为65,582千美元，其中石油、天然气和天然气液体销售占65,115千美元[353] 资本支出与钻井活动 - 2019年公司资本支出为1.878亿美元，用于钻井和完井活动[240] - 2020年公司计划资本支出为1.23亿至1.38亿美元，但由于市场条件变化，考虑将资本支出下调至6000万至7600万美元[241] - 公司2019年在Delaware Basin平均运行1至2台钻机，钻探并完井14口总井（12.5口净井），完成17口总井（15.9口净井），并投产17口总井（15.9口净井）[240] - 公司2020年计划在Delaware Basin钻探7至10口总井，并投产12至14口总井，但由于市场条件变化，考虑将钻探井数下调至4至6口，投产井数下调至6至7口[241] - 公司预计2020年资本支出在6000万至7600万美元之间，主要用于钻井、完井、支持基础设施和其他资本成本[271] - 2019年10月2日至12月31日期间，公司用于石油和天然气资本支出的金额为4320万美元，其中2920万美元用于钻井和完井成本[285] - 2018年公司用于石油和天然气资本支出的金额为4.757亿美元，其中4.444亿美元用于钻井和完井成本[287] 股权与债务融资 - 公司2019年10月8日（Effective Date）发行了4,218,27股新普通股作为现有股权权益发行的一部分，8,059,111股新普通股作为高级票据持有人发行的一部分，以及3,558,334股新普通股作为后备承诺的一部分[253] - 公司2019年10月8日（Effective Date）发行了3,790,247股新普通股给高级票据持有人作为强制性交换的一部分，以及374,421股新普通股给现有股权持有人作为强制性交换的一部分[253] - 公司2019年10月8日（Effective Date）发行了1,798,322份A系列认股权证，2,247,985份B系列认股权证和2,890,271份C系列认股权证给现有股权持有人作为强制性交换的一部分[254] - 公司发行了三种系列的认股权证，分别可购买1,798,322股、2,247,985股和2,890,271股新普通股，初始行权价格分别为每股40.17美元、48.28美元和60.45美元[255] - 公司签署了注册权协议，承诺在生效日期后90天内向SEC提交注册声明，以便需求股东持有的新普通股进行转售[257] - 公司签订了7.5亿美元的高级有担保循环信贷协议，当前借款基础为2.4亿美元，其中5000万美元可用于信用证发行[259] - 截至2019年12月31日，公司有1.44亿美元未偿还债务，230万美元信用证未偿还，以及约9370万美元的借款能力[272] - 公司计划通过手头现金、运营现金流和高级信贷协议借款来满足近期的资本支出需求[271] - 公司的高级信贷协议包含财务契约，要求总净负债杠杆比率不超过3.50:1.00，流动比率不低于1.00:1.00[272] - 公司过去曾因预期难以遵守财务契约而获得前身信贷协议的修正[273] - 公司未来的资本资源和流动性部分取决于其成功开发租赁权益、增加储量和产量以及发现额外储量[276] - 公司努力保持财务灵活性，可能通过资本市场融资、合资、出售资产等方式来维持借款能力并促进未开发土地的钻探[277] - 公司于2019年10月8日签订了7.5亿美元的高级循环信贷协议，当前借款基础为2.4亿美元[294] - 公司的高级信贷协议规定，总净负债杠杆比率不得超过3.50:1.00，流动比率不得低于1.00:1.00，自2020年3月31日季度起生效[296] - 2019年11月21日，公司修订了高级信贷协议，将借款基础减少至2.4亿美元，并限制了总净负债杠杆比率[297] - 公司2017年通过发行8.5亿美元2025年到期的6.75%高级票据，净收益约为8.341亿美元[292] - 重组后，无担保债券持有人获得重组后公司91%的普通股，现有股东获得9%的普通股[412] - 公司通过股权发行筹集了1.502亿美元（无担保债券持有人）和580万美元（现有股东）[415] 现金流量与财务状况 - 2019年10月2日至12月31日期间，公司经营活动产生的现金流量为1365.4万美元，而2019年1月1日至10月1日期间为-3973.1万美元[280] - 2019年10月2日至12月31日期间，公司投资活动产生的现金流量为-4279万美元，而2019年1月1日至10月1日期间为-2.544亿美元[284] - 2019年10月2日至12月31日期间，公司融资活动产生的现金流量为1002.6万美元，而2019年1月1日至10月1日期间为2.7667亿美元[289] - 截至2019年12月31日，公司现金及现金等价物余额为1027.5万美元，较年初减少1911万美元[361] - 公司2023年12月31日的现金及现金等价物为5,701千美元，较2018年12月31日的46,866千美元大幅下降[356] - 公司2023年12月31日的总资产为584,666千美元，较2018年12月31日的2,083,609千美元显著减少[356] - 公司2023年12月31日的长期债务净额为144,000千美元，较2018年12月31日的613,105千美元大幅下降[356] - 公司2023年12月31日的股东权益为316,650千美元，较2018年12月31日的1,197,044千美元显著减少[356] - 公司2023年12月31日的应收账款净额为48,504千美元，较2018年12月31日的35,718千美元有所增加[356] - 公司2023年12月31日的总负债为106,434千美元，较2018年12月31日的161,742千美元有所下降[356] - 公司2023年12月31日的其他非流动资产为3,165千美元，主要为运营租赁使用权资产[356] - 公司2019年第四季度经营活动产生的现金流量净额为1365.4万美元，较2018年同期的6715.5万美元大幅下降[361] - 公司2019年第四季度投资活动产生的现金流量净额为-4279万美元，主要由于石油和天然气资本支出高达4323万美元[361] - 公司现金及现金等价物从2018年的46,866美元降至2019年的5,701美元[372] - 受限现金在2019年为4,574美元，而2018年无受限现金[372] - 公司总现金、现金等价物及受限现金从2018年的46,866美元降至2019年的10,275美元[372] - 公司重组调整资金来源为2.859亿美元，用途为2.874亿美元[432] - 公司现金支付明细显示，截至2019年10月1日，支付专业费用和相关费用为1383.9万美元[433] 财务报告与审计 - 公司截至2019年12月31日的财务报告内部控制有效，符合COSO发布的《内部控制-整合框架》标准[348] - 公司2019年12月31日的合并资产负债表和2018年的合并资产负债表已通过审计，符合美国公认会计原则[351] - 公司于2019年9月24日通过破产重组计划，并于2019年10月8日生效，财务报表按照FASB会计准则852号进行编制[351] - 公司内部财务报告控制的设计和运行有效性已通过审计，未发现重大缺陷[349] - 公司财务报告的内部控制旨在确保财务报告的可靠性和财务报表的准确编制[350] - 公司财务报告的内部控制存在固有局限性，可能无法防止或发现所有错误[350] - 公司财务报告的内部控制评估结果可能因条件变化或政策执行不力而失效[350] - 公司财务报告的内部控制审计由Deloitte & Touche LLP执行，审计结果提供了合理的意见基础[349] - 公司财务报告的内部控制审计符合PCAOB标准，审计过程包括风险评估和程序执行[349] - 公司财务报告的内部控制审计报告日期为2020年3月25日[350] 套期保值与衍生品 - 公司2020年、2021年和2022年预计产量的90%、84%和88%已通过套期保值锁定，加权平均价格分别为每桶56.11美元、53.44美元和52.38美元[278] - 公司2019年12月31日，公司衍生品资产为520万美元，衍生品负债为1290万美元，净衍生品损失为1670万美元[333] - 公司使用ASC 815进行衍生品和套期保值会计处理，所有衍生工具按公允价值在合并资产负债表中列为资产或负债[380] - 公司未指定任何头寸用于套期会计，因此将净市值变动的变化记录在“衍生合同净收益（损失）”中[380] 重组与破产 - 公司于2019年8月7日申请破产重组，并于2019年10月8日完成重组计划[364] - 重组后公司采用新起点会计，2019年10月1日后的财务报表与之前不可比[366] - 公司于2019年8月7日申请破产重组，并于2019年10月8日完成重组[411] - 重组后公司采用了新的会计准则（ASC 852），并进行了资产和负债的重新估值[420] - 公司采用新起点会计法，自2019年10月1日起生效，导致公司成为财务报告目的的新实体[423] - 公司企业价值估计为4.416亿美元，处于破产法院批准的4.25亿至4.75亿美元范围内[422] - 公司主要资产为石油和天然气资产，使用收入法估算其公允价值，加权平均资本成本率为10.0%[424] - 公司企业价值与重组价值的对账表显示，重组价值为5.944亿美元[427] 资产与负债 - 公司2019年12月31日，公司对未来开发和废弃成本的估计显示，5%的增加将使每桶油当量的损耗率增加约0.19美元，5%的减少将使损耗率减少0.20美元[311] - 截至2019年12月31日，公司对递延税项资产的估值准备为4.787亿美元[315] - 公司2019年12月31日，公司石油和天然气资产净值为4.893亿美元，其他运营资产净值为365.5万美元[430] - 公司长期债务净值为1.3亿美元，资产退休义务为1015.3万美元[430] - 公司股东权益为3.271亿美元，包括新增资本3.271亿美元[430] - 公司2019年12月31日，公司应收账款坏账准备为10万美元，较2018年的20万美元有所下降[370] - 公司2019年12月31日，公司现金及现金等价物为1554.6万美元，应收账款净值为3782.6万美元[430] 收入与费用 - 公司2019年10月2日至12月31日期间的石油、天然气和天然气液体收入为6510万美元，2019年1月1日至10月1日期间为1.584亿美元，2018年全年为2.255亿美元[320] - 公司2019年10月2日至12月31日期间的平均实现价格为每桶油当量34.88美元，2019年1月1日至10月1日期间为33.71美元，2018年全年为44.44美元[320] - 公司2019年10月2日至12月31日期间的租赁运营费用为1280万美元，2019年1月1日至10月1日期间为3960万美元，2018年全年为2507.5万美元[321] - 公司2019年10月2日至12月31日期间的修井和其他费用为170万美元，2019年1月1日至10月1日期间为558万美元，2018年全年为857.4万美元[322] - 公司2019年10月2日至12月31日期间的所得税以外的税收为370万美元，2019年1月1日至10月1日期间为921.3万美元，2018年全年为1278.7万美元[323] - 公司2019年10月2日至12月31日期间的收集和其他费用为1081.2万美元，2019年1月1日至10月1日期间为3605.7万美元，2018年全年为6009万美元[323] - 公司2019年10月2日至12月31日期间的重组费用为117.5万美元，2019年1月1日至10月1日期间为1514.8万美元，2018年全年为12.8万美元[325] - 公司2019年10月2日至12月31日期间的一般和行政费用为511.1万美元，2019年1月1日至10月1日期间为4458.5万美元，2018年全年为4679万美元[326] - 公司2023年10月31日的运营费用为54,777千美元，其中租赁运营费用为12,804千美元，重组费用为1,175千美元[353] - 公司2023年10月31日的净亏损为10,460千美元，每股基本亏损为0.65美元[353] - 公司2019年第四季度净亏损为1046万美元，而2018年同期净收入为4595.9万美元[361] - 公司2019年10月2日至12月31日期间的净亏损为1046万美元，而2019年1月1日至10月1日期间的净亏损为11.56亿美元，2018年全年净利润为4595.9万美元[318] - 公司2019年因高管离职和办公室整合产生了1600万美元的重组成本，其中120万美元发生在2019年10月2日至12月31日，1510万美元发生在2019年1月1日至10月1日[399] - 公司2019年401(k)计划匹配员工贡献分别为20万美元（2019年10月2日至12月31日）和110万美元（2019年1月1日至10月1日）[400] 客户与合同 - 公司80%的销售额来自两个主要客户，Western Refining Inc.和Sunoco Inc.[378] - 公司在2018年的销售额中，77%来自Sunoco Inc.和Western Refining Inc.[378] - 公司在2017年的销售额中，58%来自Crestwood Midstream Partners和Suncor Energy Marketing, Inc.[378] - 公司与SCM签订的原油采集协议在2019年1月1日至10月1日期间产生收入1.016亿美元，2018年全年收入为1300万美元[401] - 公司与Salt Creek签订的气体采购和处理协议在2019年1月1日至10月1日期间产生收入600万美元，2018年全年收入为40万美元[403] - 公司2019年1月1日至10月1日期间支付了90万美元用于Cima的管道检测服务[405] - 公司2019年1月1日至10月1日期间支付了20万美元用于租赁前CEO的私人飞机，2018年全年支付了90万美元[407] 会计政策与估值 - 公司使用全成本法核算石油和天然气活动，所有相关成本均资本化[305] - 2019年12月31日，公司估计的已探明石油和天然气储量由独立工程咨询公司Netherland, Sewell编制[307] - 如果2019年12月31日的石油和天然气价格平均下降10%，公司的石油和天然气资产净值将减少约1.289亿美元，并可能导致全成本上限减值[310] - 公司遵循ASC 740进行所得税会计处理，未确认的税务负债在2019年和2018年均为零[384] - 公司对资产退休义务进行年度评估，并根据信用调整后的无风险利率折现预计现金流[389] - 公司2019年9月30日，公司记录了4560万美元的全成本上限测试减值费用，主要由于原油价格下降[329] - 公司2019年6月30日，公司记录了6.644亿美元的全成本上限测试减值费用，主要由于公司专注于最具经济效益的Monument Draw区域[329] - 公司2019年3月31日，公司记录了2.752亿美元的全成本上限测试减值费用，主要由于原油价格下降和资本支出策略调整[330] - 公司2018年12月20日，公司以2.109亿美元的价格出售了位于Delaware Basin的水基础设施资产，并确认了1.159亿美元的累计收益[332] 其他 - 公司2019年10月2日至12月31日期间，公司油气资产的折耗费用为195

产量与运营 - 2019年前九个月的平均日产量为17,209桶油当量/天，较2018年同期的12,795桶油当量/天增长34.5%[201] - 公司在2019年前九个月钻探并完井15口总井（13.8口净井），完成15口总井（13.9口净井），并上线14口总井（13.5口净井）[201] - 公司计划通过开发租赁权益、增加储量和产量来确保未来的资本资源和流动性[249] - 公司计划通过资本支出抵消产量和已探明储量的自然下降，这是资本密集型石油和天然气行业的典型特征[249] - 2019年前九个月，公司在石油和天然气支出上花费了1.672亿美元，其中1.586亿美元用于钻井和完井成本[257] - 2018年前九个月，公司在收购活动上花费了3.335亿美元，主要用于收购West Quito Draw Properties和Ward County Assets的北部地块[258] 财务表现 - 公司在2019年9月30日结束的九个月内，经营活动产生的现金流量为-3323万美元，而2018年同期为3670万美元[253] - 公司在2019年9月30日结束的九个月内，投资活动产生的现金流量为-2.544亿美元，而2018年同期为-7.781亿美元[253] - 公司在2019年9月30日结束的九个月内，融资活动产生的现金流量为2.577亿美元，而2018年同期为3.174亿美元[253] - 公司2019年前九个月的经营活动现金流减少，主要由于2017年剥离非核心资产，部分被2018年基础互换货币化带来的3080万美元收益所抵消[255] - 2019年前九个月，公司用于投资活动的净现金流为2.544亿美元，较2018年同期的7.781亿美元大幅减少[256] - 2019年前九个月，公司通过融资活动获得2.578亿美元净现金流，较2018年同期的3.175亿美元有所减少[260] - 公司2019年前九个月的净亏损为10.4亿美元，较2018年同期的1.007亿美元大幅增加[288] - 公司2019年前九个月的石油、天然气和天然气液体收入为1.584亿美元，较2018年同期的1.657亿美元有所下降[291] - 公司2019年前九个月的租赁运营费用为3960万美元，较2018年同期的1550万美元大幅增加，每桶油当量的费用从4.44美元增至8.43美元[292] - 公司2019年前九个月的税收（不包括所得税）为920万美元，较2018年同期的980万美元有所下降，每桶油当量的税收从2.81美元降至1.96美元[294] - 公司2019年前九个月的采集和其他费用为3610万美元，较2018年同期的3080万美元有所增加[295] - 公司2019年前九个月的一般及行政费用为4460万美元，较2018年同期的3700万美元有所增加，主要由于债务重组相关的专业费用增加990万美元[299] - 公司2019年前九个月的油气资产耗竭费用为8460万美元，较2018年同期的4690万美元有所增加，每桶油当量（Boe）的耗竭费用从2018年的13.43美元增加到2019年的18.00美元[301] - 公司2019年前九个月记录了9.852亿美元的全成本上限测试减值费用，主要由于原油价格下降和公司对最经济区域的资本支出调整[302] - 公司2019年前九个月记录了3430万美元的净衍生品损失，其中包括4580万美元的未实现损失和1150万美元的已实现收益[306] - 公司2019年前九个月的利息费用为3760万美元，较2018年同期的3050万美元有所增加，主要由于2018年2月发行的6.75%高级票据和相关费用[307] - 公司2019年前九个月记录了9580万美元的所得税收益，主要由于全成本上限减值对递延税负债的影响和运营亏损产生的递延税资产[308] 重组与融资 - 公司于2019年8月7日申请破产重组，并于2019年10月8日完成重组，从破产中恢复[205] - 重组后，无担保优先票据持有人获得重组后公司91%的普通股，现有普通股股东获得9%的普通股[206] - 公司通过股权发行筹集了1.65亿美元，用于提供流动资金、支付重组费用和分配计划[208][210] - 重组后公司发行了三类认股权证，分别以每股40.17美元、48.28美元和60.45美元的初始行权价格购买新普通股[218] - 公司重组后的企业价值估计在4.25亿至4.75亿美元之间[225] - 公司获得7.5亿美元的退出融资，初始借款基数为2.75亿美元，首次提取1.3亿美元[226] - 公司通过DIP信贷协议获得了3500万美元的债务人持有资产融资，其中2500万美元为初始贷款，剩余部分于2019年9月5日提取[231] - 公司于2019年10月8日通过退出信贷协议获得了7.5亿美元的退出高级担保储备循环信贷额度，初始借款基数为2.75亿美元，首次提取1.3亿美元[244] - 公司计划通过手头现金、运营现金流和退出信贷协议的借款来满足近期的资本支出需求[244] 资产出售与收益 - 公司出售了位于特拉华盆地的水基础设施资产，交易价格为2.109亿美元现金，并可能获得每年最高2500万美元的激励付款[242] - 公司2018年12月20日以2.109亿美元出售了位于Delaware Basin的水基础设施资产，并确认了1.154亿美元的累计收益[282] 衍生品与风险管理 - 公司通过衍生工具部分保护油价和天然气价格下跌的风险，但套期保值总量会根据市场条件变化[251] - 公司2019年第三季度衍生品资产为1940万美元，衍生品负债为850万美元，录得1350万美元的净衍生品收益[284] - 公司2019年前九个月记录了3430万美元的净衍生品损失，其中包括4580万美元的未实现损失和1150万美元的已实现收益[306] 债务与利率 - 公司2019年9月30日的债务本金为2.582亿美元，加权平均利率为9.47%，市场利率的10%变化将影响公司年度现金流约240万美元[316] - 公司截至2019年9月30日的债务本金为2.582亿美元，全部为浮动利率债务[316] - 公司浮动利率债务的加权平均利率为每年9.47%[316] - 如果市场利率变化10%，公司每年的现金流将受到约240万美元的影响[316] 季度财务表现 - 2019年第三季度，公司净亏损6330万美元，较2018年同期的8180万美元亏损有所改善[267] - 2019年第三季度，公司石油、天然气和天然气液体收入为5060万美元，较2018年同期的6120万美元有所下降[270] - 2019年第三季度，公司租赁运营费用为1200万美元，较2018年同期的530万美元大幅增加[271] - 2019年第三季度，公司重组费用为320万美元，主要由于高管离职和公司合并办公地点[275] - 2019年第三季度，公司一般和行政费用为2170万美元，较2018年同期的1530万美元有所增加[277] - 公司2019年第三季度的损耗费用为1800万美元，较2018年同期的1820万美元有所下降，每桶油当量（Boe）的损耗费用从2018年的13.52美元降至11.89美元[279] - 公司2019年第三季度录得4560万美元的全成本上限测试减值费用，主要由于原油价格下降导致[280] 重组费用 - 公司重组费用在2019年前九个月为1510万美元，而2018年同期仅为10万美元[296] - 2019年第三季度，公司重组费用为320万美元，主要由于高管离职和公司合并办公地点[275] 股票补偿 - 2019年前九个月，公司股票补偿费用为800万美元的信贷，而2018年同期为1220万美元的费用，主要由于高管离职导致的未归属股票期权和限制性股票立即归属[300]

产量与运营 - 2019年上半年平均日产量为17,575桶油当量/天，较2018年同期的11,873桶油当量/天增长48%[188] - 2019年上半年公司钻探了12口总井（11.2口净井），完成了9口总井（8.7口净井），并上线了11口总井（10.7口净井）[188] - 平均每日石油和天然气产量为18,055桶油当量/天，同比增长5286桶油当量/天[248] - 2019年6月30日止六个月的平均每日石油和天然气产量为17,575桶油当量，较2018年同期的11,873桶油当量增加[269] - 公司安装了一个H2S处理厂，以更高效地去除天然气中的硫化氢，减少对昂贵的井口处理的依赖[251] 财务表现与亏损 - 公司2019年上半年经营活动产生的现金流量净额为-2689.8万美元，而2018年同期为4357.8万美元[233] - 公司2019年上半年投资活动产生的现金流量净额为-2.053亿美元，主要用于石油和天然气支出[236] - 公司2019年上半年融资活动产生的现金流量净额为1.8757亿美元，主要用于钻井和完井项目[239] - 公司2019年第二季度净亏损为6.408亿美元，而2018年同期净亏损为1630万美元[245] - 公司净亏损为6.408亿美元，较去年同期的1627万美元大幅增加624.5百万美元[246] - 公司2019年6月30日止六个月的净亏损为9.774亿美元，较2018年同期的1890万美元大幅增加[265] - 公司2019年6月30日止六个月的石油、天然气和天然气液体收入为1.078亿美元，较2018年同期的1.044亿美元略有增长[269] - 公司2019年6月30日止六个月的租赁运营费用为2770万美元，较2018年同期的1020万美元大幅增加，主要由于第三方水运输和处理成本上升[270] - 公司2019年6月30日止六个月的折旧费用为6650万美元，较2018年同期的2880万美元增加，主要由于未评估资产转入全成本池[278] - 公司2019年6月30日止六个月的全成本上限测试减值费用为9.396亿美元，主要由于Monument Draw地区的经济性评估和未评估资产转入全成本池[279] - 公司2019年6月30日止六个月的股票补偿费用为-580万美元，较2018年同期的780万美元大幅减少，主要由于高管离职导致的股票期权和限制性股票立即归属[277] - 公司2019年6月30日止六个月的利息费用为2706万美元，较2018年同期的1758万美元增加，主要由于高级信贷协议下的借款增加[266] - 公司2019年6月30日止六个月的所得税收益为9579万美元，主要由于递延税负债的减少和递延税资产的增加[263] - 公司在2019年6月30日结束的六个月内，衍生品净亏损为4780万美元，其中包括5740万美元的未实现亏损和960万美元的已实现收益[283] - 公司在2019年6月30日结束的六个月内，利息支出为2710万美元，较2018年同期的1760万美元有所增加[284] - 公司在2019年6月30日结束的六个月内，所得税收益为9580万美元，有效税率为8.9%，低于21%的法定税率[285] 资产出售与重组 - 公司于2019年8月2日与部分6.75%高级无担保票据持有人达成重组支持协议，并于8月7日提交破产申请[192] - 重组计划中，无担保高级票据持有人将获得重组后公司91%的普通股，现有普通股股东将获得9%的普通股[193] - 公司计划通过股权认购筹集1.5015亿美元，现有股东可参与认购，认购价格为新普通股价值的26%折扣[195] - 公司于2019年5月9日签署第八次修订协议，暂时豁免了2019年3月31日季度的杠杆比率违约[199] - 公司预计将获得3500万美元的债务人持有资产融资（DIP Facility），其中2500万美元为初始提取[206] - DIP Facility的利率为调整后的LIBOR加5.50%或替代基准利率加4.50%[209] - 公司已获得7.5亿美元的退出融资承诺，预计初始借款基数为2.75亿美元[214] - 退出信贷协议的贷款利率为调整后的LIBOR加2.00%至3.00%或替代基准利率加1.00%至2.00%，未提取金额的承诺费率为0.375%至0.500%[215] - 退出信贷协议的到期日为协议执行之日起五年，公司可选择提前还款且无需支付溢价或罚金[216] - 退出信贷协议包含财务契约，要求总净杠杆比率不超过4.00:1.00，流动比率不低于1.00:1.00[218] - 公司于2019年7月决定将办公室整合至休斯顿，预计在年底前完成，涉及遣散费和搬迁费用[220] - 公司于2018年12月以2.11亿美元现金出售了位于特拉华盆地的水基础设施资产，并终止了每年最高2500万美元的激励付款[222] - 公司出售了位于Delaware Basin的水基础设施资产，总调整后购买价格为2.11亿美元，并记录了1.19亿美元的初始收益[259] - 公司记录了2897万美元的水资产出售损失，主要由于交易后的常规调整[246] - 公司在2018年6月30日结束的六个月内，因Williston资产剥离交易确认了590万美元的收益[280] - 公司在2018年12月20日以2.11亿美元出售了Delaware Basin的水基础设施资产，初始确认了1.19亿美元的收益，后因调整减少了380万美元[283] 衍生品与风险管理 - 衍生品合约净收益为1.701亿美元，去年同期为净亏损1.21亿美元[261] - 公司通过衍生品工具对冲约70%至80%的预期产量，以应对能源价格波动[286] - 公司在2019年6月30日的债务总额为8.13亿美元，其中77%为固定利率债务，加权平均利率为6.75%，23%为浮动利率债务，加权平均利率为8.0%[292] - 公司预计市场利率每变动10%，将影响其年度现金流约150万美元[292] 成本与费用 - 租赁运营费用为1.347亿美元，同比增长8159万美元，单位成本为8.20美元/桶油当量，同比增长3.63美元/桶油当量[249] - 公司记录了6.644亿美元的全成本上限测试减值费用，主要由于Monument Draw地区的经济性调整[257] - 2019年6月30日止六个月的租赁运营费用为2770万美元，较2018年同期的1020万美元大幅增加，主要由于第三方水运输和处理成本上升[270] - 2019年6月30日止六个月的折旧费用为6650万美元，较2018年同期的2880万美元增加，主要由于未评估资产转入全成本池[278] - 2019年6月30日止六个月的全成本上限测试减值费用为9.396亿美元，主要由于Monument Draw地区的经济性评估和未评估资产转入全成本池[279] 收入与价格 - 石油收入为5.323亿美元，同比增长4476万美元，天然气收入为-1655万美元，同比下降3215万美元[246] - 公司平均实现价格为34.01美元/桶油当量，同比下降13.59美元/桶油当量[248] - 2019年6月30日止六个月的石油、天然气和天然气液体收入为1.078亿美元，较2018年同期的1.044亿美元略有增长[269] - 2019年6月30日止六个月的天然气液体产量为578千桶，较2018年同期的333千桶增加[266] 债务与融资 - 截至2019年7月29日，公司高级信贷协议下的借款约为2.232亿美元[224] - 公司2019年6月30日止六个月的利息费用为2706万美元，较2018年同期的1758万美元增加，主要由于高级信贷协议下的借款增加[266] - 公司在2019年6月30日结束的六个月内，利息支出为2710万美元，较2018年同期的1760万美元有所增加[284]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度平均产量约为17,000桶油当量/天 其中60%为石油 受硫化氢处理和运输限制影响 产量有所下降 [6] - 第一季度实现油价差为NYMEX的90% 较第四季度的83%有所改善 天然气差价为NYMEX的25% NGL差价为31% [8] - 第一季度调整后的运营费用较高 主要由于水处理成本增加和合同人员费用上升 [8] - 第一季度G&A费用为920万美元 较第四季度的800万美元有所增加 主要由于第四季度有一笔160万美元的法律和解收入 [9] - 第一季度D&C资本支出约为7200万美元 基础设施资本支出为2900万美元 主要用于硫化氢处理设施建设 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在Monument Draw地区的新硫化氢处理厂已投入运营 目前每天处理约1100万立方英尺的天然气 处理成本约为2.50美元/MCf [12] - 最近在Monument Draw地区投产了4口新的Wolfcamp井 其中两口井的30天峰值产量为1002桶油当量/天 另外两口井的产量也超过1000桶油当量/天 [14] - 在West Quito Draw地区 今年初以来投产了5口2000英尺水平井 但油含量仅为35% 低于预期 因此暂停了该地区南部的钻井活动 [15] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在Monument Draw地区的生产已恢复正常 目前净产量超过20,000桶油当量/天 [7] - 由于Waha地区天然气价格疲软 第一季度天然气差价较低 [8] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司正在评估战略和财务替代方案 包括并购 资产出售和独立融资方案 并已聘请顾问协助 [4] - 公司正在寻找新的CEO [5] - 公司计划在2020年初将钻机调回West Quito Draw北部地区 预计该地区的油含量会更高 [15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对股价和整体表现不满意 但对团队在Monument Draw地区的进展感到鼓舞 [5] - 随着新处理厂的运营 预计第二季度的非经常性成本将消失 [9] - 公司预计2019年剩余时间的D&C和基础设施资本支出将大幅下降 [10] - 公司正在考虑短期内减少钻机数量以最大化流动性 [11] 其他重要信息 - 公司已完成借款基础重新确定 借款基础降至2.25亿美元 [10] - 公司正在Monument Draw地区申请酸气注入井许可 预计2020年投入运营 [13] 问答环节所有的提问和回答 - 无相关内容 [17]

产量与收入 - 2019年第一季度平均日产量为17,089桶油当量/天，同比增长55.8%[166] - 2019年第一季度石油收入为4551.7万美元，同比增长244.8万美元[206] - 2019年第一季度天然气收入为146.1万美元，同比下降85.8万美元[206] - 2019年第一季度天然气液体收入为494.5万美元，同比增长123.3万美元[206] - 2019年第一季度平均日产量为17,089桶油当量，同比增长6,122桶油当量[208] - 2019年第一季度平均实现价格为每桶油当量33.76美元，同比下降15.99美元[208] 资本支出与投资 - 2019年第一季度公司参与了9口总井（8.6口净井）的钻探，无干井[166] - 公司2019年第一季度在石油和天然气资本支出上花费了8110万美元，其中7670万美元用于钻井和完井成本[198] - 公司2018年第一季度在收购活动上花费了1.325亿美元，主要用于Monument Draw地区的土地收购[199] - 2019年第一季度，公司投资活动产生的净现金流出为1.144亿美元，较2018年同期的2.93亿美元有所减少[197] 债务与融资 - 2019年5月8日，公司签署了第八次修订协议，将贷款利率提高至1.75%-2.75%（ABR贷款）和2.75%-3.75%（欧洲美元贷款），并将合并现金余额限制在500万美元[170] - 截至2019年3月31日，公司有1.05亿美元未偿债务和180万美元信用证，在2.25亿美元借款基础上，仍有1.182亿美元可用借款额度[177] - 公司近期多次修订高级信贷协议条款，包括调整债务与EBITDA比率，2019年3月31日该比率为5.00:1.0，预计到2020年3月31日将降至4.0:1.0[172][179] - 公司预计无法在2019年6月30日结束的季度及未来期间遵守其综合总净债务与EBITDA比率和流动比率，可能导致债务违约[183] - 截至2019年3月31日，公司未偿还债务总额约为7.3亿美元，且目前没有足够的流动性偿还这些债务[185] - 公司2018年第一季度通过发行6.75%的2025年到期的优先票据筹集了约2.025亿美元，并通过公开发行920万股普通股筹集了约6040万美元[201] - 公司截至2019年3月31日的债务总额为7.3亿美元，其中86%的债务以6.75%的加权平均固定利率计息，14%的债务以浮动利率计息，加权平均利率为7.00%[229] - 如果2019年3月31日的可变利率债务余额保持不变，市场利率10%的变化将影响公司每年约70万美元的现金流[229] 现金流与财务状况 - 2019年第一季度，公司经营活动产生的净现金流出为3680万美元，较2018年同期的1260万美元有所增加[193] - 2019年第一季度，公司融资活动产生的净现金流入为1.046亿美元，较2018年同期的2.636亿美元有所减少[200] - 2019年第一季度，公司净亏损为3.366亿美元，而2018年同期净亏损为260万美元[205] - 公司2019年第一季度净亏损为3.365亿美元，相比2018年同期的净亏损260万美元大幅增加[206] - 2019年第一季度租赁运营费用为1418.6万美元，同比增长927.1万美元[209] - 2019年第一季度重组费用为1127.1万美元，相比2018年同期的10.1万美元大幅增加[212] - 2019年第一季度全成本上限减值费用为2.752亿美元，主要由于原油价格下降和资本支出策略调整[218] - 2019年第一季度出售水基础设施资产获得1.181亿美元收益，但在2019年第一季度调整后减少约90万美元[220] - 公司2019年第一季度利息支出为1260万美元，较2018年同期的700万美元有所增加，主要由于2018年2月发行的6.75%高级票据以及2019年与高级信贷协议相关的费用[222] - 公司2019年第一季度所得税收益为4550万美元，主要由于油气资产减值测试对递延税负债的影响以及运营亏损产生的递延税资产[223] 战略与资产处置 - 公司战略转型为专注于特拉华盆地的单一盆地公司，导致产量、储量和EBITDA下降，增加了短期业绩波动和债务契约合规难度[182] - 公司正在寻求战略和财务替代方案，包括与银行集团协商修改高级信贷协议、寻求替代资本来源、剥离资产、探索并购选项以及降低运营成本[186] - 2018年12月20日，公司以2.119亿美元现金出售了位于特拉华盆地的水基础设施资产，未来五年每年可能获得高达2500万美元的激励付款[174] 衍生品与风险管理 - 公司衍生品资产为1610万美元，其中1120万美元为流动资产，衍生品负债为2740万美元，其中2010万美元为流动负债[221] - 公司2019年第一季度净衍生品损失为6480万美元（未实现净损失6820万美元，已结算和提前终止合同的净实现收益340万美元），而2018年同期净衍生品收益为590万美元（未实现净收益1110万美元，已结算合同的净实现损失520万美元）[221] - 公司通常使用无成本领口、固定价格互换和基差互换等衍生工具，目标是对未来18至24个月内约70%至80%的预期产量进行对冲[224] 原油价格影响 - 2019年4月原油价格为61.59美元/桶，若保持该价格两个月，可能导致公司油气资产账面价值减少1960万美元（税后1550万美元）[168]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度平均日产量为17,196桶油当量，其中69%为石油，整体产量低于指导范围，但石油产量在指导范围内 [9] - 第四季度石油实现差价为NYMEX的83%，较第三季度的79%有所改善，主要受Midland价格走强推动 [10] - 第四季度天然气实现差价为NYMEX的29%，低于前几个季度，主要由于Waha价格疲软 [10] - 第四季度NGL实现差价为34% [10] - 第四季度调整后的运营费用（包括LOE、修井、运输等）较高，主要由于West Quito Draw的水处理成本高于预期 [11] - 第四季度G&A费用为800万美元，较第三季度的910万美元有所下降，预计2019年将继续下降 [12] - 第四季度D&C资本支出为9400万美元，基础设施和其他资本支出为4100万美元 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - West Quito Draw的前两口Wolfcamp井在11月初投产，平均30天峰值产量为1,525桶油当量/天，60天产量为1,445桶油当量/天，其中43%为石油 [18] - 2月初，West Quito Draw又有三口10,000英尺的Wolfcamp井投产，另外两口井在2月中旬投产，早期流量表现良好 [18] - Monument Draw的钻井环境复杂，但最近的4口井钻井成本显著低于历史水平，平均每10,000英尺侧钻井成本低于1200万美元 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在Monument Draw和West Quito Draw的钻井活动受到天然气运输限制和H2S处理成本的影响 [9][16] - 预计2019年石油实现差价将改善，主要由于Midland价格走强以及公司将大部分石油销售转移到墨西哥湾沿岸 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司正在寻找新的CEO，同时董事会和管理团队专注于控制成本、提高资本效率，并已确定显著的公司管理费用节省 [6] - 公司正在考虑各种战略选择，包括并购、资产出售等，但可能继续以最资本高效的方式开发资产，以扩大规模并降低杠杆 [7] - 公司计划在2019年运行两套钻机，分别用于Monument Draw和West Quito Draw的开发 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为公司资产被严重低估，股价未能反映其真实价值，公司正在通过顾问进行全面审查，以确定最佳发展路径 [6] - 尽管第四季度业绩不佳，但管理层对未来持乐观态度，预计随着H2S处理厂的投产，第二季度将表现强劲 [14] - 公司在钻井和完井成本方面取得了显著改善，预计这一趋势将在2019年持续 [15] 其他重要信息 - 公司预计2019年日产量将在19,000至22,000桶油当量之间，D&C资本支出预计在1.9亿至2.1亿美元之间 [13] - 公司预计2019年运营成本将受到与Water Bridge交易相关的水处理成本增加的影响，预计每桶油当量的LOE成本将增加2美元 [14] 问答环节所有提问和回答 问题: 为什么从三套钻机计划缩减到两套钻机计划 [22] - 由于2018年底油价下跌至50美元以下，公司认为三套钻机的经济效益不再合理，因此缩减到两套钻机 [23] 问题: Hackberry Draw的开发计划 [24] - 公司决定暂停Hackberry Draw的钻井活动，主要由于该地区的资本回报率不如Monument Draw和West Quito Draw [25][26] 问题: 2019年钻机分配和资本支出 [28] - 2019年公司将平均运行两套钻机，其中1.25套用于Monument Draw，0.75套用于West Quito Draw [29] 问题: 完井效率的变化 [30] - 公司从单井平台转向多井平台开发，显著提高了完井效率，并降低了成本 [31][32] 问题: 基础设施支出的未来预期 [33] - 预计2020年基础设施支出将降至每年1000万至1500万美元 [34] 问题: 第一季度H2S处理成本的影响 [36] - 预计第一季度H2S处理成本将显著低于第四季度，但具体数字尚不确定 [37] 问题: 流动性状况 [38] - 公司目前流动性充足，正在考虑各种融资选择，包括ABL和其他战略选择 [39] 问题: 资本结构中的ABL和套期保值 [40] - ABL是公司最便宜的资本形式，公司将继续考虑各种融资选择 [41] 问题: 钻井成本和回报 [42] - 近期钻井成本显著下降，Monument Draw的钻井成本预计低于1190万美元，West Quito Draw的钻井成本预计低于1160万美元 [43][44] 问题: 井间干扰问题 [46] - 目前尚未观察到井间干扰问题，公司将继续监控 [47][48] 问题: West Quito Draw的初期表现 [53] - West Quito Draw的南部地区GUR较高，北部地区GUR较低，整体表现符合预期 [54][55] 问题: Monument Draw的地质复杂性 [56] - Monument Draw的地质复杂，但公司已通过微地震和地质研究显著降低了风险 [57][58] 问题: 井间距和库存估计 [61] - 公司基于工程和储层分析确定了井间距和库存估计，预计每DSU可钻7至8口井 [62] 问题: H2S处理成本对EBITDA的影响 [66] - H2S处理成本在计算EBITDA时全额加回 [67] 问题: PV10估值 [68] - 公司未提供PV10估值，但根据SEC定价，已探明储量的PV10约为8.5亿美元 [69] 问题: 第一季度收入和产量预测 [70] - 公司未提供第一季度收入和产量的具体预测，预计第二季度将表现强劲 [71] 问题: 流动性预测 [72] - 公司未提供季度末流动性预测 [72]

业绩总结 - Halcón Resources在Delaware Basin的净面积约为56,874英亩，运营潜在的总钻井位置约为1,900个[7] - 2019年预计的日产量为约24,000桶油当量/天（boe/d），采用2台钻机的计划[8] - HK预计2019年总产量在19,000至22,000桶油当量/天之间，石油占比为55%至60%[20] - HK的每月石油生产峰值比同行平均水平高出25%[14] - 2019年第一季度的流量结果显示，Apres Vous 1H井在30天内日产1,656 boe/d，油气比为43%[12] 用户数据 - HK在2019年第一季度末，超过98%的石油生产将通过管道运输[15] - HK与管道公司签订了25,000桶/天的长期运输协议，预计在2019年下半年生效[15] - Hackberry Draw目前约95%的油通过管道销售，定价为Midland减去1.15美元/桶[26] 未来展望 - 2019年计划在Monument Draw钻12口新井，其中4口将在3月底之前投入生产[13] - 预计2019年南部Wolfcamp的EUR超过2 MMBoe，约40-50%为原油[7] - 预计2019年Hackberry Draw将不进行额外钻井，仅进行多口井的开发[8] 新产品和新技术研发 - Monument Draw的H2S处理成本预计将下降至每千立方英尺（Mcf）约2.00至2.50美元，目标是通过酸气注入井进一步降低至约0.50美元/Mcf[8] - 最近的钻井效率提升显示，Monument Draw的日均钻井总长度为每台钻机每天约1,500英尺[9] 市场扩张和并购 - 预计2019年下半年，Monument Draw将签署20,000桶/日的固定空间协议，定价可能高于Midland[26] - West Quito Draw的开发计划包括通过Crestwood的合同，预计到2036年将气体送至处理厂[26] 负面信息 - HK的总债务为6.25亿美元，现金及现金等价物为4700万美元[19] - HK的运营成本（LOE和工作过）预计在每桶6.50至7.50美元之间[20] 其他新策略和有价值的信息 - HK的钻探和完井资本支出预计在1.9亿至2.1亿美元之间[20] - HK的天然气对冲合约在2019年第一季度的上限价格为每百万英热单位3.01美元，下限价格为2.60美元[21] - HK的原油对冲合约在2019年第一季度的上限价格为每桶62.86美元，下限价格为52.66美元[22] - HK已与相关方签订合同，以处理所有预计的石油和天然气生产，没有最低购买合同（MVCs）[25]