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]

资本支出与投资计划 - 公司2019年计划在钻探和完井资本支出上投入约1.9亿至2.1亿美元，并计划在Delaware盆地平均运行两台钻机[63] - 公司预计2019年基础设施、地震和其他活动的支出约为6000万至8000万美元[63] - 公司计划通过现金、运营现金流和高级信贷协议的借款来资助2019年的资本支出[64] - 公司2018年资本支出约1.82亿美元用于开发未开发探明储量，包括钻井、完井和其他设施成本[95] - 公司计划通过选择性收购高质量资产来扩大其核心土地面积和钻探库存[68] - 公司2017年6月15日以约8740万美元购买了Monument Draw地区的南部地块，2018年1月9日以约1.082亿美元购买了北部地块[62] 储量与产量 - 公司2018年12月31日的探明储量总计为85.2百万桶油当量，其中47%为已开发储量，53%为未开发储量[80] - 公司2018年12月31日在Delaware盆地的净面积约为56,900英亩，平均每日净产量约为13,900桶油当量/天[80] - 公司2018年12月31日拥有122口生产井，其中109口为油井，13口为天然气井[78] - 公司2018年总探明储量约为85.2 MMBoe，较上一年增长34.1 MMBoe，主要由于新增和扩展储量53.2 MMBoe以及收购3.7 MMBoe，部分被17.6 MMBoe的负修订和5.1 MMBoe的生产所抵消[93] - 2018年公司未开发探明储量（PUD）约为45.3 MMBoe，较上一年增长10.2 MMBoe，主要由于新增和扩展储量40.1 MMBoe，部分被17.9 MMBoe的负修订和12.0 MMBoe的开发所抵消[94] - 公司2018年探明储量中，原油为50.7 MMBbls，天然气液体为17.1 MMBbls，天然气为104.7 Bcf[92] - 公司2018年原油总产量为3,558 MBbl，较2017年的7,511 MBbl下降52.6%[101] - 公司2018年天然气总产量为4,607 MMcf，较2017年的7,439 MMcf下降38.1%[101] - 公司2018年天然气液体总产量为749 MBbl，较2017年的1,249 MBbl下降40%[101] - 公司2018年原油平均销售价格为每桶56.10美元，较2017年的45.36美元增长23.7%[101] - 公司2018年天然气平均销售价格为每Mcf 1.47美元，较2017年的2.18美元下降32.6%[101] - 公司2018年天然气液体平均销售价格为每桶25.55美元，较2017年的15.19美元增长68.2%[101] - 公司2018年原油平均销售价格（含衍生品合约影响）为每桶56.82美元，较2017年的47.62美元增长19.3%[103] - 公司2018年天然气销售价格（含衍生品合约影响）为每Mcf 1.90美元[103] - 公司2018年天然气液体销售价格（含衍生品合约影响）为每桶30.68美元[103] - 公司2018年总销售额的77%来自两个主要客户：Sunoco, Inc.和Western Refining, Inc.[105] - 公司2018年平均每日产量为13,904 Boe，较2017年的27,397 Boe下降49.3%[101] - 公司2018年平均每桶油当量成本为44.44美元，较2017年的37.58美元增长18.3%[101] 土地与钻井活动 - 公司2018年总净未开发土地面积为42,573英亩，其中2019年到期比例为4%，2020年为9%，2021年为7%，2022年为25%，2023年及以后为55%[91] - 公司2018年总土地面积为109,297英亩，其中德克萨斯州占比最大，总面积为69,043英亩，净面积为56,924英亩[88] - 公司2018年总钻井活动显示，2018年开发井总数为15口，全部为生产井，净产量为15.0 MBoe[87] - 公司2018年钻井活动结果显示，总钻井数为30口，其中生产井27.5口，开发井15口，扩展井12.5口[87] - 截至2018年12月31日，公司在蒙大拿州、北达科他州、俄克拉荷马州和德克萨斯州的总净未开发面积为42,573英亩，总净开发面积为30,061英亩[88] - 公司2018年钻井活动中，开发井的生产率为100%，扩展井的生产率为83.3%[87] - 公司在德克萨斯州的净开发面积最大，为29,301英亩，占总净开发面积的97.5%[88] - 公司2018年钻井活动中，总生产井数为27.5口，其中开发井占54.5%，扩展井占45.5%[87] - 公司在北达科他州的净未开发面积最大，为13,945英亩，占总净未开发面积的32.7%[88] - 截至2018年12月31日，公司在蒙大拿州的净未开发面积为562英亩，占总净未开发面积的1.3%[88] - 截至2018年12月31日，公司在俄克拉荷马州的净未开发面积为443英亩，占总净未开发面积的1.0%[88] 风险管理与法规 - 公司通常使用无成本领口、固定价格互换和基差互换协议来管理价格风险[83] - 石油和天然气勘探开发涉及高风险，无法保证公司能够发现或获得商业数量的石油和天然气[107] - 石油和天然气作业可能导致有毒或有害物质泄漏，造成第三方或政府实体的重大责任，可能减少可用现金并导致资产损失[109] - 公司未完全投保所有业务风险，未投保的损失可能对运营结果、财务状况或现金流产生重大影响[110] - 各司法管辖区的法规限制了公司石油和天然气的产量以及钻井位置，增加了业务成本并影响盈利能力[111][112] - 环境法规要求公司遵守严格的排放和废物管理要求，未遵守可能导致重大罚款或禁令[113][115] - 联邦和州法律对水力压裂技术的监管可能增加运营成本或限制公司运营能力[122][124] - 空气排放法规要求公司遵守严格的排放标准，未遵守可能导致行政、民事或刑事处罚[125][127] - 气候变化法规可能要求公司减少温室气体排放，增加运营成本并减少产品需求[130][133] - 国家环境政策法（NEPA）可能延迟公司在联邦土地上的石油和天然气项目开发[135] - 濒危物种和自然资源保护法规可能限制公司在特定区域的勘探和开发活动[136] 公司运营与员工 - 截至2018年12月31日，公司拥有116名全职员工[138] - 公司在德克萨斯州休斯顿和科罗拉多州丹佛租赁了办公空间[138] - 公司通过其公司网站免费提供年度报告、季度报告、当前报告及其他信息[139] - 公司网站还提供内部交易政策、公司治理指南、行为准则等文件[141]