财务数据和关键指标变化 - 2023年第二季度，公司产生1.16亿美元调整后自由现金流，其中包括移除约1100万美元已出售非运营井眼的资本 [62] - 第二季度宣布每股0.11美元的可变股息，基础股息保持每股1.25美元不变 [62] - 第二季度，股份回购占扣除基础股息后资本返还的近90% [63] - 2023年第二季度，公司现金一般及行政费用（G&A）为1770万美元，处于指导范围内，2023年G&A指导维持在6300万 - 7300万美元不变 [73] - 第二季度未支付现金税，下半年预计现金税约为下半年息税折旧摊销前利润（EBITDA）的0% - 10%，油价在每桶70 - 90美元之间 [109] - 全年资本预算指导中点提高约2000万美元，主要反映与XTO附加收购相关的第四季度更高压裂活动 [109] 各条业务线数据和关键指标变化 - 石油业务：第二季度石油产量比指导中点高约1.5%，全年来看石油在收入中的占比增加且税率高于天然气和天然气液体（NGL） [85][95][73] - NGL业务：第二季度NGL产量因巴肯中游供应商从乙烷拒收转向乙烷回收而增加，但实现价格因乙烷在整体NGL桶中占比增大而走弱 [95] - 天然气业务：第二季度天然气实现价格环比走弱，NGL实现价格受康威价格下降和TNF费用影响，公司更新了实现价格指导以反映近期市场状况 [85][1] 各个市场数据和关键指标变化 - NGL价格在第二季度末触底，第三季度随着亨利枢纽天然气价格上涨而改善 [72] - 巴肯地区的集输和处理费用高于其他盆地，在价格疲软时会降低NGL和天然气的实现价格，但价格回升时应会迅速改善 [72] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续通过基础股息、股份回购和可变股息的组合进行资本返还，并将继续机会性地进行股份回购 [63] - 3英里水平井是公司2023年及以后计划的重要部分，公司致力于提高其资本效率，如确保连续油管钻通作业有效至井眼末端以提高第三英里的生产效率 [87][66] - 公司出售非核心资产，更新全年指导以反映资产出售和XTO附加收购带来的产量增长，加强投资组合并将重点转向具有规模和竞争优势的领域 [67][68][84] - 公司预计在2023年第三季度发布首份可持续发展报告，强调持续关注安全、排放和可持续运营的其他方面 [69] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司团队执行良好，推动了强劲回报，支持可持续自由现金流状况和领先同行的资本返还计划 [3] - 公司认为自身在威利斯顿盆地是自然整合者，会关注相关机会，如XTO收购，认为这将为公司和股东创造价值 [11] - 公司预计2024年制定一个维持水平的计划，以尽可能提高资本效率的方式进行运营，并将在今年晚些时候更多讨论，可能在2024年初给出具体指导 [78] 其他重要信息 - 公司新增香农·金尼为执行副总裁兼总法律顾问，她拥有超过20年法律经验，最近任职于康菲石油公司 [61] - 公司在威利斯顿盆地的资产表现良好，已基本完成合并整合，成为比任何一家遗留公司都更强大的组织，财务前景乐观 [93] 总结问答环节所有的提问和回答 问题：3英里水平井上线对资本效率计划有何影响 - 目前油田服务处于通缩环境，但现在将其纳入全面规划流程可能还为时过早，部分项目成本降低，但劳动力成本通常较为刚性，油价回升可能会支撑服务成本 [8] 问题：根据幻灯片10的示踪剂数据，是否会提高最后一英里的采收率假设 - 如果能获得更多数据且与早期结果一致，公司目标是将最后一英里80%的采收率提高到接近100% [9][116] 问题：威利斯顿地区的AMD环境如何，目前交易流量是否增加 - 威利斯顿地区一直有各种资产交易和私募股权机会的讨论，公司未看到明显增加，会评估各种机会，部分会达成交易，部分则不会 [106] 问题：资本支出指导意味着第四季度支出将大幅减少，能否提供相关背景，以及这对明年生产势头有何影响 - 公司年初安排一个压裂机组，冬季结束进入温暖季节后增加一个压裂机组，持续到第三季度末，第四季度和第一季度因北达科他州冬季天气仅运行一个压裂机组，这解释了资本支出的下降，虽然会使生产具有周期性，但公司认为这是更具资本效率的运营方式 [22][23][24] 问题：展望明年，保持产量相对平稳的意向是否意味着约3.5个钻机的计划，3英里水平井的比例是否与今年相似约50% - 3英里水平井计划可能与今年相似，公司仍在确定明年具体钻探的开发单元（DSU），预计明年将运行约4个钻机的计划 [35] 问题：对2024年及以后现金税率趋势的最新看法 - 如果明年油价仍在70 - 90美元/桶的范围内，现金税率可能在4% - 11%之间 [49] 问题：从销售合同转换为运输合同的好处是什么，是否能实现更好的价格 - 合同转换只是运营方式的小变化，不会改变整体利润率，公司认为这一变化是中性的 [33] 问题：过去六个月3英里水平井的改进相当大，在这方面还有多少提升空间，年底加速的可能性如何，对2024年计划有何帮助 - 团队通过借鉴两家公司的最佳实践，在钻井方面取得了很大改进，之前平均钻井时间为17天，现在仍在不断追求效率提升，但未来六个月再缩短三天可能较难，整个组织从完井到设施方面都在不断改进 [40][42][43] 问题：随着在红岸、彩绘森林和福尔曼布特等地区开展更多活动，设施方面是否能满足需求，是否会对3英里水平井造成限制 - 公司在制定开发计划时会谨慎考虑基础设施是否能满足产量外输需求，预计进入这些地区不会出现重大限制，因为基础设施建设会提前规划，且公司在巴肯地区有广泛的资产，分散开发可减少基础设施限制 [45][46][47] 问题：印度山地区取得显著成果的驱动因素是什么 - 印度山地区是盆地中的优质区域，公司采用了更宽的井间距和更多的3英里水平井，是地下质量、宽间距和3英里水平井三者的结合带来了良好效果，公司还将在盆地其他地区应用相同思路 [50][51] 问题：股东回报方面是否会与之前不同，是否会采用更固定的计划 - 公司上季度认为之前对业绩的评估过于严格，扩大评估范围后增加了股份回购，未来将继续机会性地进行股份回购，同时致力于强大的回报计划，认为公司相对于内在价值和同行被低估，股份回购是合理的 [53][54] 问题：清理3英里水平井的总井眼时，是否需要更长时间或更多成本，清理后对初始产量（IP）率和最终可采储量（EUR）有何影响 - 清理总井眼的增量成本不大，花更多时间确保整个水平段清理干净有机会将第三英里的贡献率从80%提高到接近100%，清理过程中的连续油管作业是成本较低的部分，虽然IP率提升不大，但能显著提高EUR，且更具资本效率 [99][112]

资产收购与出售 - 2023年公司子公司以3.75亿美元收购威利斯顿盆地约6.2万净英亩土地[176] - 2023年第二季度公司出售非核心资产，已获3180万美元现金，预计三季度再获490万美元[177] 信贷工具情况 - 截至2023年6月30日，公司信贷工具借款基数为25亿美元，已选承贷额10亿美元，未使用借款能力9.939亿美元[181] - 2023年5月2日，公司将信贷工具借款基数从27.5亿美元降至25亿美元[181] 票据情况 - 截至2023年6月30日，公司有4亿美元6.375%的高级无担保票据未偿还，公允价值3.958亿美元[182] 税率变化 - 2023年第二季度和上半年公司有效税率分别为24.4%和23.9%，2022年同期为 - 0.2%和 - 1.9%[184] 股票回购 - 2023年上半年公司回购319458股普通股，总成本4580万美元，剩余2.271亿美元回购额度[189] 认股权证行权 - 2023年第三和第二季度分别有26448和109402份认股权证行权[190] 表外安排与协议承诺 - 截至2023年6月30日，公司表外安排包括610万美元信用证和2230万美元净担保债券风险敞口[193] - 2023年4月公司签订天然气协议，总承诺约5560万美元，截至6月30日剩余承诺4730万美元[193] 资产减值与费用 - 2023年上半年公司记录使用权资产减值费用1750万美元[194] 股息发放 - 2023年8月2日公司宣布每股普通股基础加可变现金股息为1.36美元，将于8月29日支付给8月15日登记在册的股东[202] 合并交易 - 2022年7月1日公司完成与Whiting的对等合并交易[199] 办公室转租 - 2023年第一季度公司开始协商转租丹佛部分公司办公室[194] 销售对手方风险监控 - 公司主要通过审查信用评级、财务报表和付款历史来监控原油、NGL和天然气销售对手方风险，历史信用损失不重大[207] 内部控制情况 - 公司正在整合Whiting的控制和相关程序，2023年第二季度除此外内部控制无重大变化[208] 会计政策与估计 - 公司关键会计政策和估计与2022年年度报告相比无重大变化[204]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后自由现金流1.99亿美元，产生约8200万美元可变股息，基础股息约5200万美元，股票回购1500万美元 [22] - 第一季度现金G&A费用1820万美元，符合指引，排除2800万美元合并相关成本，2023年现金G&A指引维持在7300万美元不变 [40] - 第一季度未支付现金税，预计第二季度也不会支付，下半年现金税预计占EBITDA的2% - 10%（油价70 - 90美元/桶） [28][40] - 2023年资本预算指引维持在8.25 - 8.65亿美元不变 [41] - 借款基数从27.5亿美元降至25亿美元，选定承付款维持在10亿美元，截至3月31日无借款，现金约5.92亿美元 [42] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度石油产量超预期2.3%，天然气产量高于指引，NGL低于指引，天然气和NGL总收入1.152亿美元，高于中点指引 [25][26] - 出售非核心资产使全年石油产量减少约600桶/日，但公司预计凭借良好油井表现和适度加速活动弥补该缺口 [13][33] - 2023年活动计划基本不变，完井活动集中在5、6月和第三季度，调整资产出售后石油产量预计逐季增加，第四季度产量将为全年最高 [37] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度Bakken原油价格与WTI紧密跟踪，预计全年剩余时间实现略高于WTI的溢价 [26] - 降低Henry Hub假设至2.75美元/百万英热单位 [26] - 设备利用率高，但价格基本稳定在2022年底水平 [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 专注运营执行和推动合并协同效应，致力于成为更大股权故事的一部分，支持行业整合，将通过并购实现这一目标 [10][52][53] - 未来将更平衡地进行股息和股票回购，股票回购框架将考虑内在价值和相对交易表现 [31][60] - 继续推进3英里侧钻井计划，预计占2023年项目的50%，未来将成为关键部分，可提高40% - 50%的EUR，成本增加约20% [24] - 计划在2023年恢复发布完整可持续发展报告，持续改善ESG披露和绩效 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司开局良好，多数重大整合项目完成，财务前景强劲，能在远低于当前市场基准的价格下实现高水平可持续自由现金流 [15] - 商品市场波动使并购更具挑战性，但公司将保持机会主义，寻找有意义、增值和 accretive 的并购机会 [52] - 认为更大规模组织更有利于成为低成本商品生产商，将在并购中保持纪律性 [52][53] 其他重要信息 - 第一季度因乙烷拒收增加，降低了NGL产量，但提高了天然气产量和实现价格，天然气实现价格还受益于1、2月寒冷天气 [17] - 生产税约占油气收入的7.9%，符合指引，预计2023年将略有上升，反映天然气价格下降 [39] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 公司在并购领域的情况及近期至中期的收购意愿 - 商品市场波动使并购更具挑战性，但公司支持行业整合，将寻找机会进行并购，可能参与整合或被整合，更倾向于在威利斯顿盆地进行收购，但不排除其他合适机会 [52][53][71] 问题: 天然气实现价格高于预期的原因及全年改善指引的因素 - 主要是乙烷拒收留在气流中提高了整体实现价格，与第一季度情况一致，公司按此进行全年指引 [48] 问题: 股息在资本回报计划中占比较重，未来股票回购框架及投资者对回购和股息的偏好 - 投资者对资本回报框架表示赞赏，公司认为应更平衡地进行股息和股票回购，框架将考虑内在价值和相对交易表现，当前股票相对于内在价值有折扣，是资本回报的好机会 [60][61] 问题: 案例研究中NPV增加和井数减少的情况，以及井间沟通时间和D&C设计的问题 - 通过优化压裂参数，在保持1000英尺以上井间距的情况下，能够刺激岩石并提高产量，实现了成本降低和相似的采收率 [57][58][59] 问题: 公司现金余额的使用策略，若未出现并购机会如何处理 - 公司希望在并购方面保持积极主动，若有合适机会将优先进行收购；若长期未出现，负净债务资本结构不合理，可能会调整资本结构，但未明确具体方式 [68][69][70] 问题: 公司是否仍专注于威利斯顿盆地，是否考虑其他地区的机会 - 公司仍专注于威利斯顿盆地，但不排除其他合适机会，盆地内收购具有产业逻辑和协同效应 [71][76][77] 问题: 印度山井的结果是否符合预期 - 结果令人鼓舞，符合公司预期，且仍在改善，公司对3英里侧钻井的扩展和价值创造感到兴奋 [79][86] 问题: 收购资产导致自由现金流支付率下降或杠杆率超过0.5时的处理方式 - 会将对资本回报计划的影响纳入收购评估，如果资产有吸引力且能提升公司价值，可能会超过0.5的杠杆率，但会有途径通过资产的自由现金流将债务水平降低 [80][88] 问题: 非核心资产的情况 - 公司有少量非核心资产，可能会考虑出售，但规模较小 [82] 问题: 2023年威利斯顿盆地保守间距井的初步观察情况 - 目前处于早期阶段，随着3英里侧钻井数量增加，有望看到类似的结果，但需要时间观察 [91] 问题: 2023年Sanish地区的井间距与2022年的比较及产量提升预期 - 去年Sanish地区井占比超50%，今年比例降低，公司将选择最佳生产区域，该地区仍有价值 [92] 问题: 如何看待今年的资本支出指引范围，是否会因成本改善而调整 - 公司重申资本支出指引范围，预计2022年底的成本将维持到2023年，服务成本已趋于平稳，但商品价格波动可能影响服务成本，公司将关注并通过协同效应控制成本 [99][100][102] 问题: 石油产量指引是否考虑了更长侧钻井的影响，如何进行风险评估 - 公司在制定3英里侧钻井类型曲线时，通常不会对最后一英里给予100%的信用，实际可能获得比预期更多的贡献，这可能是石油产量超预期的原因之一 [108]

业绩总结 - 2023年第一季度自由现金流为1.99亿美元，目标资本回报率为75%以上[8] - 2023年预计自由现金流为8.25亿美元，较2022年增长93%[27] - 2023年第一季度的总油气收入为7.662亿美元，较2022年第四季度的8.881亿美元下降了13.5%[76] - 2023年第一季度的调整后EBITDA为4.083亿美元，较2022年第四季度的4.724亿美元下降了13.5%[76] - 2023年预计EBITDA为17.5亿美元，75%的自由现金流将返还给投资者，预计每股约为15美元[61] 用户数据 - 2023年第一季度总生产量为164,740桶油当量/天，其中原油生产量为95,113桶/天[11] - 2023年预计的油气总产量为每日至16.32万至16.82万桶油当量[87] - 2023年第二季度的NYMEX WTI油价对冲的平均价格为53.69美元/桶[12] 未来展望 - 2023年预计资本支出为8.25亿至8.65亿美元，80%用于钻探和完井[46] - 预计在80美元/桶的情况下，投资回报率超过70%[41] - 预计2023年将实现超过1亿美元的协同效应，较之前的6500万美元有所上调[68] - 预计在75美元WTI和2.75美元HH的情况下，自由现金流为8.25亿美元[46] 新产品和新技术研发 - 通过更宽的井间距，预计将实现类似的开发回收，同时减少资本支出[62] 市场扩张和并购 - 公司在威利斯顿盆地拥有963,000净英亩的高质量资产，运营成本为每桶10.35美元[26] - 2023年，Sanish地区预计贡献约20%的现金生成[61] 负面信息 - 2023年第一季度实现的油价为76.04美元/桶，较2022年第四季度下降了9.2%[11] - 2022年，Hedge Loss在70美元WTI时为1.4亿美元，80美元WTI时为1.4亿美元[4] 其他新策略和有价值的信息 - 2023年第一季度的现金及现金等价物为5.92亿美元，流动性总额为15.86亿美元[90] - 2023年第一季度的总运营成本为2.743亿美元，较2022年第四季度的2.898亿美元下降了5.4%[76] - 2023年第一季度的生产税为6050万美元，占总收入的7.9%至8.4%[87] - 2023年预计的天然气价格为2.75美元/mmBtu，显示出对未来市场的乐观预期[31]

财务数据关键指标变化（收入和利润） - 2023年第一季度总收入为8.965亿美元，同比增长37.3%（2022年同期为6.530亿美元）[108][115] - 原油收入从2022年第一季度的3.859亿美元增长至2023年第一季度的6.509亿美元，增幅达68.6%[115] - 2023年第一季度归属于Chord的净收入为2.970亿美元，而2022年同期为4.660亿美元（包含已终止业务收入4.855亿美元）[108] - 2023年第一季度净利润为296,999千美元[100] - 原油收入在2023年第一季度达到6.509亿美元，同比增长2.65亿美元，主要由于并购后业务扩张带来3.537亿美元增长，但剔除并购影响后实际下降8870万美元，其中原油实现价格下降导致7740万美元减少，销售量下降导致1140万美元减少[162] 财务数据关键指标变化（成本和费用） - 租赁运营费用从2022年第一季度的6319万美元增至2023年第一季度的1.534亿美元，增幅达142.8%[108] - 折旧、损耗和摊销费用从2022年第一季度的4467万美元增至2023年第一季度的1.338亿美元，增幅达199.5%[108] - 2023年第一季度租赁运营费用（LOE）同比增加9020万美元至1.534亿美元，主要由于合并后业务扩张[157] - 租赁运营费用（LOE）环比下降220万美元至1.534亿美元，主要因固定成本降低800万美元，但修井成本增加690万美元部分抵消[164] - 生产税同比下降1020万美元至6050万美元，税率从8.0%降至7.9%[164] - 折旧、折耗及摊销（DD&A）费用环比下降800万美元至1.338亿美元，单桶折耗率上升0.16美元至8.75美元/桶[164] 业务线表现（原油） - 公司第一季度原油产量平均为95,113桶/天，总产量平均为164,740桶油当量/天（58%为原油）[145] - 原油收入从2022年第四季度的7.379亿美元下降至2023年第一季度的6.509亿美元，环比下降11.8%[148][150] - 原油平均销售价格（不含衍生品结算）从2022年第四季度的83.74美元/桶下降至2023年第一季度的76.04美元/桶，环比下降9.2%[148][150] - 2023年第一季度平均原油销售价格（不含衍生品结算）同比下降19.30美元/桶至76.04美元/桶[162] 业务线表现（NGL和天然气） - 第一季度NGL和天然气收入增加770万美元至1.153亿美元[139] - NGL收入从2022年第四季度的7810万美元下降至2023年第一季度的6220万美元，环比下降20.4%[148][150] - 天然气收入从2022年第四季度的7198万美元下降至2023年第一季度的5305万美元，环比下降26.3%[148][150] - NGL平均销售价格（不含衍生品结算）从2022年第四季度的22.54美元/桶下降至2023年第一季度的21.13美元/桶，环比下降6.3%[148][150] - 天然气平均销售价格（不含衍生品结算）从2022年第四季度的3.45美元/Mcf下降至2023年第一季度的2.66美元/Mcf，环比下降22.9%[148][150] 管理层讨论和指引 - 2023年第二季度预计实现油价相对于NYMEX WTI的价差范围为每桶贴水0.6美元至升水1.4美元[80] - 公司通过衍生金融工具管理商品价格风险，并签订实物交割合同管理价差[80] - 公司采用内部商品营销活动以扩大潜在买家范围并改善价格实现[80] - 公司宣布每股3.22美元的现金股息，包括1.25美元基础股息和1.97美元可变股息[182] 资产和债务管理 - 公司于2023年5月宣布出售位于威利斯顿盆地以外的非核心资产，交易金额约为3500万美元[77] - 公司拥有25亿美元的信贷额度，其中10亿美元为已承诺额度，截至2023年3月31日未使用额度为9.94亿美元[176] - 公司持有4亿美元6.375%优先无担保票据，将于2026年6月1日到期[176] - 公司信贷额度借款基础从27.5亿美元降至25亿美元，原因是银行商品价格假设降低[176] 现金流和资本支出 - 2023年第一季度运营现金流为4.688亿美元，较2022年同期的2.656亿美元增长76.5%[117] - 2023年第一季度资本支出为1.723亿美元，较2022年同期的4883万美元增长252.8%[117] - 2023年第一季度经营活动净现金流为4.688亿美元，净利润为2.97亿美元[145] - 2023年第一季度投资活动净现金流出2.416亿美元，同比增加2.709亿美元[179] - 2023年第一季度融资活动净现金流出2.281亿美元，其中股东股息支付2.025亿美元，股票回购1500万美元[180] - 公司资本支出总额为2.037亿美元，其中勘探与生产(E&P)占2.017亿美元，其他资本支出占193.7万美元[192] 衍生品和风险管理 - 衍生工具净收益从2022年第一季度的净亏损3.679亿美元转为2023年第一季度的净收益6693万美元[108] - 第一季度衍生品合约公允价值负债从3.444亿美元降至1.759亿美元[126][128] - 衍生品工具在2023年第一季度实现6690万美元收益，其中商品价格风险管理合约带来6580万美元未实现收益（1.577亿美元未实现收益抵消9190万美元结算损失）[164] - 信贷额度要求流动比率不低于1.0，截至2023年3月31日未使用信贷承诺9.94亿美元，当前对冲资产2470万美元，对冲负债1.756亿美元[170] 股东回报和股票回购 - 2023年3月21日支付每股4.80美元股息，第一季度回购1500万美元普通股[132] - 2023年第一季度以每股135.55美元的加权平均价格回购110,667股普通股，总成本1500万美元[189] - 截至2023年3月31日，公司股票回购计划剩余额度为2.579亿美元[189] 其他重要内容 - 2023年第一季度因丹佛办公室部分转租谈判，公司确认使用权资产减值损失1750万美元[86] - 截至2023年3月31日，公司几乎所有原油和天然气产量均已接入集输系统[80] - 集输系统减少了卡车运输需求，有助于降低温室气体排放[80] - 2022年7月1日完成与Whiting Petroleum的合并交易，影响财务报表可比性[76] - 2023年第一季度原油和天然气价格下跌，部分归因于3月美国银行倒闭引发的金融市场动荡[80]

行业风险 - 石油和天然气行业风险可能对公司业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响[11] - 我们的未开发储量的开发可能需要更长时间和更高的资本支出，因此未开发储量可能最终无法开发或生产[15] - 我们的经营受到与环境和自然资源保护以及职业健康安全相关的联邦、州和地方法律法规的影响，可能导致显著成本和责任，并导致成本增加和额外的经营限制或延迟[19] - 我们的经营受到威胁气候变化的一系列风险的影响[22] - 法律和法规涉及对濒危物种或关键栖息地、湿地和自然资源的保护可能会延迟、限制或禁止我们的运营，并导致我们承担可能对我们的储量开发和生产产生重大不利影响的巨大成本[23] - 我们的能力经济地生产原油、液化石油气和天然气以及商业数量的能力可能会受到与水采购和处理相关的挑战的影响[24] - 竞争激烈，使我们更难以收购资产、市场原油、液化石油气和天然气以及确保和留住受过训练的人员[25] - 我们可能因投资的资产中存在的所有权瑕疵而遭受损失[26] - 我们的财务状况可能受到资本成本增加的不利影响[27] 公司运营情况 - 公司在2022年12月31日成功捕捉了其在北达科他州生产的几乎所有天然气产量[52] - 公司在威利斯顿盆地拥有963,009个净租赁土地，其中954,566个净亩是通过生产保留的，65.6%的655.6 MMBoe估计净证明储量由原油组成[55] - 公司计划在2023年完成大约90至94口总操作井，平均工作权益约为73%[56] - 公司的标准化措施为11494.5百万美元，PV-10为14452.2百万美元[60] - 公司的标准化措施和PV-10不包括可能或可能的储量，并且是根据SEC适用于从事原油、液化天然气和天然气生产活动的公司的规则和法规确定的[59] - 公司的PV-10是从标准化措施派生的，它是最直接可比的财务措施，因为它不包括对折现未来净现金流的未来所得税的影响[62] - 公司的估计净证明储量和PV-10是基于独立储量工程师NSAI的报告独立准备的[64] - 公司的估计净证明储量和PV-10是基于适当的地质、石油工程和评估原则和技术独立准备的[65] - 公司的估计净证明储量和PV-10是基于独立储量工程师DeGolyer和MacNaughton的报告独立准备的[66] - 根据2022年12月31日的财务报告，公司的原油产量为25,457 MBbls，NGL产量为7,026 MBbls，天然气产量为67,428 MMcf[79] - 2022年公司的原油平均售价为每桶92.98美元，NGL平均售价为每桶26.23美元，天然气平均售价为每Mcf6.30美元[79] - 公司的平均运营成本为每Boe的租赁操作费用为10.14美元，收集、处理和运输费用为3.24美元，生产税为5.25美元[79] - 公司在2022年完成了67口原油开发井，41.3口属于公司的净井[84] - 公司的总开发井数为6,574口，总横向井数为6,534口，其中公司拥有3,025.2口净横向井[83] - 公司的总发展井数为67口，其中41.3口为公司的净井[84] - 公司的总产井数为6,574口，其中3,034.2口为公司的净井[83] - 公司的总生产井数为6,574口，其中3,034.2口为公司的净井[83] 监管政策影响 - 美国政府对甲烷排放的监管政策存在不确定性[139] - 巴黎协定要求美国在2030年前将排放量降低50-52%[141] - 美国政府出台多项措施应对气候变化，可能对石油和天然气行业造成不利影响[142] - 美国金融机构纷纷承诺净零碳排放目标，可能限制对石油和天然气行业的资金支持[144] - 美国证券交易委员会提出气候风险披露规定，可能增加公司的法律、会计和财务合规成本[145] - 美国地质调查局在2016年确定了六个州存在增加的诱发地震活动，可能归因于注入流体或原油和天然气开采[153] - 水力压裂是刺激非常规地层中碳氢化合物产量的重要且常见的做法[154] - 美国环保局发布了关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告，指出水力压裂相关的“水循环”活动可能在某些情况下影响饮用水资源[155] - 拜登政府发布了一项行政命令，暂停了联邦土地和水域上的新租赁，对联邦石油和天然气租赁和许可实践进行审查和重新考虑[156] - 一些州已经采取了法律要求，可能对水力压裂活动实施更严格的许可、公开披露或井建设要求[157] - 水力压裂过程可能导致对濒危和受威胁物种或其栖息地的影响，需要进行环境评估和环境影响声明[159] - 在联邦土地上进行的石油、液化天然气和天然气作业受到越来越

财务数据和关键指标变化 - 2022年全年，公司产生约13亿美元的调整后自由现金流，并通过股息、现金合并对价和股票回购返还超12亿美元，返还比例约93% [11] - 第四季度，公司回购价值2700万美元的股票，平均价格为每股133.30美元；2022年全年，公司回购约1.52亿美元的股票，平均价格约为每股110.24美元；目前3亿美元的股票回购授权中还剩2.73亿美元 [13] - 第四季度，公司现金一般及行政费用（G&A）为2240万美元，略高于预期，原因是统一两家公司的会计政策；该数字不包括与合并相关的约1200万美元现金成本 [22] - 第四季度，公司支付约1000万美元现金税，与9月变现1600万美元Crestwood单位有关，这些现金税在调整后自由现金流计算中被排除 [23] - 2023年，公司预计投资约8.25亿 - 8.65亿美元资本，符合市场共识，考虑到去年第四季度推迟的约2000万美元资本 [17] - 2023年，公司现金G&A指引为6800万美元，仅反映经常性运营 [23] - 2023年第一季度预计无现金税，后续季度预计在油价70 - 90美元时，现金税为息税折旧摊销前利润（EBITDA）的2% - 8% [50] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度，原油实现价格较WTI基准溢价，平均每季度溢价0.99美元 [46] - 第四季度，NGL和残余气价格环比下降，反映基准价格下跌；残余气价格弱于预期，主要因冬季开局温暖导致区域天然气竞争加剧 [20][21] - 第四季度，租赁经营费用（LOE）平均每桶油当量9.87美元，处于指引高端，因产量中断增加了单位成本 [21] - 2022年，生产税约占油气收入的8%，符合指引；2023年预计会略有下降，反映近期WTI价格下跌使北达科他州石油税率降至2022年初水平 [48] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2022年完成对等合并交易，创建Chord Energy公司，在威利斯顿盆地具备规模优势，通过运营和企业协同创造和提取价值 [4] - 提高年度协同效应目标，从最初的6500万美元提高到目前每年超1亿美元，预计到2023年下半年实现超70%，其余在2024年实现 [9] - 2023年计划完成并交付90 - 94口总运营井，平均工作权益约73%，预计全年石油产量略有增长，符合市场共识 [14] - 2023年计划恢复发布完整的可持续发展报告，公司在温室气体强度方面表现良好，有进一步改善机会，同时改善了淡水强度，注重员工和承包商安全以及保持良好的公司治理 [19] - 2023年计划将3英里水平井占总井数的比例提高到约50%，公司认为3英里水平井可带来约25个百分点的经济效益提升 [18][44] - 公司注重运营效率和一致性，通过合并产生的协同效应和发展战略支持成本效益运营和安全运营 [44] - 公司对股票回购持机会主义态度，当股价低于内在价值且相对于同行有折扣时，会积极进行回购 [60] - 公司持续关注Bakken地区的潜在收购机会，包括小型资产包、大型资产包和私人组织等 [98] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年是变革性的一年，合并交易执行过程中保持了资产负债表实力、资本纪律，并向股东返还资本 [4][8] - 整合过程进展顺利，公司财务前景良好，能够在远低于当前市场基准的价格下支持高水平的可持续自由现金流 [10] - 公司基础股息相对于同行和更广泛市场具有吸引力，2022年注重向股东提供强劲回报 [11] - 第四季度，恶劣天气和压裂保护导致的停工对产量交付产生负面影响，但基础井性能良好 [12][38] - 2023年，预计人工举升相关的停工情况将在2024年得到改善 [16] - 2023年，服务价格存在不确定性，尽管某些领域价格有企稳迹象，但设备利用率仍高，价格仍处高位 [43] - 公司认为Bakken地区原油市场竞争激烈，原油实现价格将保持强劲 [58] 其他重要信息 - 会议中提及的陈述包含前瞻性陈述，受风险和不确定性影响，实际结果可能与当前披露有重大差异，公司不承担更新这些前瞻性陈述的义务 [6][31] - 会议中会提及非公认会计原则（non - GAAP）指标，相关与公认会计原则（GAAP）指标的调节可在收益报告和公司网站上找到 [3] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司与3英里水平井相关的库存占比是多少 - 公司约50% - 60%的剩余库存与3英里水平井相关 [26] 问题2: 公司对Sanish地区压裂改造（refracs）投资的看法 - 公司正在关注Sanish地区的压裂改造投资，新的技术如Chord钻具、水力举升系统和泥浆系统使公司有可能在该地区及其他约10年前完成开采的地区通过压裂改造获得价值 [28] 问题3: Bakken地区原油运输情况及营销团队是否有变化 - 市场方面，Bakken地区的差价表现强劲且预计将持续，该地区有大量运输能力但未被充分利用，原油市场竞争激烈，Bakken原油受炼油厂欢迎 [58] 问题4: 公司区域运营计划，包括钻井集中程度和最佳井垫规模 - 最佳井垫规模通常为2 - 4口井，公司计划在整个盆地分散作业，避免集中在某些区域导致压裂保护问题，计划在第二和第三季度完成钻井，此时天气条件较好 [59] 问题5: 公司对股票回购组合的看法以及加大回购力度的条件 - 公司从过去吸取教训，避免顺周期回购，对股票回购持纪律性态度，当股价相对于内在价值和同行出现错位时，会根据错位程度积极进行回购 [83][84] 问题6: 2023年天然气差价较大的驱动因素以及与过去几年的差异 - 在高气价环境下，天然气到枢纽的差价占比更大；在低气价环境下，由于固定成本因素，实现价格会较低；此外，公司从两流制改为三流制也带来了一些细微差异 [86][63] 问题7: 2024年石油产量展望以及3英里水平井对基础递减率的影响 - 3英里水平井对石油产量的影响不仅取决于井的长度，还与钻井位置有关，公司正转向盆地含油更多的区域；3英里水平井在开始递减前能保持较长时间的平稳生产，且递减率较浅，整体递减曲线会发生变化 [64][65] 问题8: 公司对Bakken地区潜在收购机会的看法 - 公司在Bakken地区看到了各种潜在收购机会，包括小型和大型资产包、私人组织等，会密切关注并考虑进行增值收购 [98] 问题9: 2023年幻灯片7中显示的完井时间安排与2022年第四季度不同的原因 - 2022年的计划是两家遗留公司计划的延续，合并后这些计划导致了当时的时间安排；2023年将完井集中在年中，从运营角度更合理，此时天气较好，能实现高效压裂 [92][102] 问题10: 公司如何看待幻灯片6中提到的长期开发区域的优先级以及在当前波动价格环境下的发展 - 公司将这些区域视为长期增长机会，会关注其他公司在这些区域的开发情况以获取信息，但它们不是近期开发计划的一部分；公司注重天然气捕获，核心区域在这方面更有优势 [99][100]

业绩总结 - Chord Energy预计2022财年的自由现金流（FCF）约为13亿美元[10] - 2022年EBITDA预计约为21亿美元[35] - 2022年第三季度的油气总收入为10.56亿美元[38] - 2022年第三季度的自由现金流为3.26亿美元[38] - 预计2022年第四季度的调整后自由现金流为3亿至3.3亿美元[16] 用户数据 - 预计2022年将实现169Mboepd的生产[10] - 2022年第一季度石油日产量为97,421桶，第二季度为89,991桶，第三季度为96,201桶[39] - 2022年第一季度总日产量为171,109桶，第二季度为158,642桶，第三季度为172,481桶[39] 资本回报与股东回报 - Chord Energy在2022年第三季度的自由现金流中约85%用于资本回报计划[9] - 基础股息为每股1.25美元/季度，年化为5.00美元，收益率为3.2%[9] - 2021年至今，Chord Energy已返还约13亿美元现金给股东[13] - 预计2022年的再投资率为36%[10] - Chord Energy的股东回报计划目标为将75%以上的自由现金流用于资本回报[10] 资本支出与成本 - 预计2022年资本支出（CapEx）指导范围为7.3亿至7.5亿美元[35] - 2022年第三季度的运营成本总计为2.94亿美元[38] - 2022年第一季度的总运营成本为每桶17.46美元，第二季度为20.20美元，第三季度为18.39美元[39] 市场展望 - 预计2022年第四季度的油气总产量为17万至17.5万桶油当量/天[36] - 2022年第四季度NYMEX WTI油价对冲的平均交换价格为72.32美元[42] 负面信息与其他 - 识别的年度协同效应从6500万美元增加至超过1亿美元，节省至少30%的合并前市值[18] - 2022年第三季度的净债务与年化调整后EBITDA比率为-0.11倍[40] - 2022年第三季度的现金余额为659百万美元，流动性为3,403百万美元[40]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后自由现金流达3.26亿美元 [13] - 年化基础股息为每股5美元，收益率3.2%，较不到两年前增长233% [14] - 第三季度宣布每股2.42美元的可变股息，可变股息总额约1亿美元 [15] - 自合并完成至11月派息，公司将返还8.69亿美元资本，第三季度返还自由现金流的85%，达2.77亿美元，年化收益率18% [16] - 第三季度毛收入约4.28亿美元，预计现金税1000 - 1500万美元 [17] - 第三季度现金一般及行政费用（G&A）为1630万美元，不包括5560万美元的现金合并相关费用，预计第四季度合并相关费用将大幅下降 [26] - 第三季度未支付现金税，第四季度预计现金税1000 - 2000万美元，加上9月出售Crestwood单位相关的1000 - 1500万美元现金税 [27] - 第三季度资本支出（CapEx）为2.301亿美元，比最初预期低约5000万美元 [27] - 截至9月30日，现金约6.59亿美元，22年下半年资本预期较8月更新有所下降，公司在27.5亿美元的借款基础上无借款，借款基础从20亿美元上调，选定承诺从8亿美元增至10亿美元 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度原油实现价格高于WTI，预计第四季度将持续，同时提供了天然气和NGL实现价格的新披露（扣除某些营销费用） [24] - 第三季度每桶油当量（BOE）的租赁经营费用（LOE）平均为9.86美元，因修井支出增加，预计第四季度将下降 [24] - 现金生产税（GPT）为每BOE 2.39美元，低于8月提供范围的中点，油气收入的生产税约为7.9%，符合指导，因北达科他州油价触发机制，生产税指导从上半年的7.5%提高到下半年的约7.9%，若WTI连续三个月均价低于94.69美元/桶，税率将重置 [25] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于成为强大的资本配置者，保持财务灵活性，并向股东返还大量资本，注重可持续发展，推动业务各方面的进一步改善 [75] - 资本配置围绕有机增长机会、债务偿还机会、无机机会（并购等）和股东回报四个方面进行决策 [62] - 认为行业整合是重要主题，公司需参与其中，保留一定资金以把握并购机会，会谨慎且有选择性地进行并购，确保通过并购使公司变得更好而非仅仅规模扩大 [63][72] - 2023年计划在整合完成后恢复发布完整的可持续发展报告，注重减少温室气体排放强度、改善淡水使用强度、保障员工和承包商安全以及维持良好的公司治理，采用Tier 4发动机、双燃料和电池系统等技术，降低排放并节约成本 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第三季度业绩超预期，产量大幅超出指导，为2022年下半年产量超共识奠定基础，虽有一些运营问题，但认为是暂时的，不影响2023年计划 [6][7][11] - 预计2023年成本较2022年约增加10%，但公司有信心在类似活动水平下实现一定的产量增长 [42] - 公司认为自身在应对通胀环境方面比独立运营时更有优势，通过协同效应可降低成本结构，对自由现金流产生积极影响 [37] 其他重要信息 - 公司转换为三流报告，会计、营销、储量和规划团队为此付出大量努力 [23] - 9月成功出售约76%的Crestwood单位，价值1600万美元，折价约6.5%，出售后公司持有约500万股Crestwood单位，若出售剩余单位，当前股价下的税收泄漏约为40% - 50% [16][17][59] - 合并整合取得重大进展，已确定每年超1亿美元的协同效应，高于原预期的6500万美元，在人员配置、软件和流程整合、资本优化、运营改进和G&A成本节约等方面均有进展 [20] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 股东回报的组合及回购策略 - 公司认为股票回购是资本返还策略的重要组成部分，会根据机会而非按计划进行，会综合考虑股票内在价值和相对交易表现等因素，预计未来仍将是重要部分 [33][34][35] 问题2: 已确定的协同效应如何转化为自由现金流 - 由于通胀和成本上升，协同效应的量化有难度，但公司整体在应对通胀方面更有优势，协同效应将使运营、LOE、G&A和资本等方面的成本结构降低，从而对自由现金流产生积极影响 [37][38][39] 问题3: 2023年资本支出能否因协同效应节省而优于同行 - 公司尚未准备好提供2023年的详细指导，预计2023年成本较2022年约增加10%，在类似活动水平下可能实现一定的产量增长 [41][42] 问题4: 库存的弹性、3英里侧钻对资本效率的影响 - 随着3英里侧钻和协同效应的发挥，未来几年资本效率将保持强劲，公司所在的巴肯盆地受成本压力影响较小，库存可预测性强，较少面临其他盆地的间距和父子井退化等挑战 [46][47] 问题5: 能否在可预见的未来维持超过75%的资本返还 - 公司资产负债表强劲，有良好的资本返还计划，鉴于自由现金流生成和低再投资率，处于资本返还的有利位置 [48] 问题6: 第三季度套管问题是一次性还是会再次发生，对周围井的影响及停机时间 - 套管问题是一次性事件，已修复一口井，另一口即将完成，预计本月晚些时候进行压裂，原计划在第三季度末，现推迟到第四季度末，约75%的指导调整与该事件有关 [51][52][53] 问题7: 为何资本返还目标设定为85%而非75% - 公司制定框架时预留了一定灵活性，鉴于季度业绩和当前资产负债表状况，认为加大资本返还力度是合适的 [56] 问题8: 剩余500万股Crestwood单位的计划及潜在税收影响 - 9月的出售是机会性的，公司目前对剩余股份无出售计划，剩余股份有负基础，若按当前股价出售，税收泄漏约为40% - 50%，股价变动会影响税收情况 [57][58][59] 问题9: 如何看待当前现金余额，以及Crestwood变现是否纳入资本返还考虑 - 公司持续评估收益用途，资本分配围绕有机增长、债务偿还、并购和股东回报四个方面，目前资产负债表状况良好，债务偿还不是重点，保留一定资金以把握并购机会，会谨慎决策 [62][63][64] 问题10: 2023年第四季度指导是否包含比平均运行率更多的活动，是否有未完成的2023年工作招标 - 公司已签订钻机合同至明年大部分时间，部分成本会随燃料和劳动力成本变动，第四季度活动较多，可能高于2023年平均水平，预计2023年产量略有增长，成本考虑通胀因素约增加10% [66][67] 问题11: 向3英里侧钻推进过程中是否遇到意外痛点或简化情况 - 巴肯地区钻井相对容易，3英里侧钻项目进展顺利，使用可溶解塞有助于清理工作，未来可节省成本 [70][71] 问题12: 放弃潜在并购交易的原因及理想交易的标准 - 放弃交易需综合考虑成本、土地面积、库存质量和现有生产质量等因素，公司希望通过并购使组织变得更好，而非仅仅规模扩大，会有选择性地把握机会 [72]

公司资本返还与股息政策 - 公司于2022年8月3日推出资本返还计划，包括每股每季度1.25美元的基础股息（年化每股5.00美元）和3亿美元的股票回购计划[141] - 公司根据季度自由现金流和杠杆情况，预计每季度返还一定比例的自由现金流，杠杆低于0.5倍时返还75%以上，低于1.0倍时返还50%以上，高于1.0倍时仅支付基础股息[142] - 2022年6月16日，Oasis董事会宣布每股15.00美元的特别股息，于7月8日支付给6月29日登记在册的股东[142] - 2022年前九个月和2021年前九个月，公司分别支付普通股基础股息每股2.42美元和每股1.125美元；2022年11月2日宣布普通股基础股息每股1.25美元，将于11月29日支付给11月15日登记在册的股东[188] - 2022年前九个月公司支付普通股可变股息每股5.94美元，2021年前九个月未支付；2022年11月2日宣布普通股可变股息每股2.42美元，将于11月29日支付给11月15日登记在册的股东[188] - 2022年6月16日，公司董事会宣布与合并相关的普通股特别股息每股15美元，于7月8日支付给6月29日登记在册的股东；2021年前九个月支付普通股特别股息每股4美元[188] 公司业务合并事项 - 2022年3月7日，公司与Whiting Petroleum Corporation达成合并协议，7月1日完成合并，更名为Chord Energy，发行22,671,871股普通股并支付2.454亿美元现金给Whiting股东[142] - 2022年2月1日，公司完成Oasis Midstream Partners LP与OMP GP LLC的合并，并入Crestwood Equity Partners LP子公司，获得1.6亿美元现金和20,985,668个Crestwood有限合伙权益的普通股单位[143] - 公司采用收购法核算业务合并，确认收购资产和承担负债的金额等于其估计的收购日公允价值，交易和整合成本在发生时计入费用[193] - 业务合并中，收购价格超过估计的净收购资产公允价值的部分确认为商誉，估计的净收购资产公允价值超过收购价格的部分在当期收益中确认为廉价购买收益，同时记录递延税项[193] 公司资产出售事项 - 2022年9月12日，公司出售16,000,000个Crestwood普通股单位，获得税前净收益4.282亿美元，9月15日两名董事从Crestwood GP董事会辞职[144] 公司第三季度业务数据 - 2022年第三季度，公司原油价格差平均每桶较NYMEX西德克萨斯中质原油价格指数溢价1.63美元[146] - 2022年第三季度，公司生产平均每天172,481桶油当量，其中原油产量为每天96,201桶[148] - 2022年第三季度，公司勘探与生产资本支出为2.248亿美元[148] - 2022年第三季度，公司租赁运营费用为每桶油当量9.86美元[148] 公司收入数据变化 - 截至2022年9月30日的三个月，公司原油收入增至8.243亿美元，较上一季度增加4.054亿美元[153] - 截至2022年9月30日的三个月，公司NGL收入为1.062亿美元[154] - 截至2022年9月30日的三个月，公司天然气收入增至1.257亿美元，较上一季度增加600万美元[155] - 截至2022年9月30日的三个月，公司购买油气销售额降至1.327亿美元，较上一季度减少1.178亿美元[156] - 截至2022年9月30日的九个月，公司原油收入增至16.29亿美元，较去年同期增加10.308亿美元[158] - 截至2022年9月30日的九个月，公司购买油气销售额增至5.427亿美元，较去年同期增加2.663亿美元[161] 公司费用数据变化 - 截至2022年9月30日的三个月，租赁运营费用增至1.564亿美元，较上一季度增加8870万美元，主要因合并后业务扩张增加8530万美元[165] - 截至2022年9月30日的三个月，采购油气费用降至1.326亿美元，较上一季度减少1.194亿美元，主要因原油采购量减少[166] - 截至2022年9月30日的三个月，生产税增至8350万美元，较上一季度增加4350万美元，主要因合并后业务扩张增加4450万美元，税率从7.4%升至7.9%[166] - 截至2022年9月30日的三个月，折旧、损耗和摊销费用增至1.41亿美元，较上一季度增加9890万美元，主要因合并后业务扩张增加7490万美元[167] - 截至2022年9月30日的三个月，一般及行政费用增至1.022亿美元，较上一季度增加7740万美元，主要因合并相关成本7340万美元[167] - 截至2022年9月30日的三个月，利息费用增至860万美元，较上一季度增加170万美元，主要因循环信贷安排借款[169] - 截至2022年9月30日的九个月，租赁运营费用增至2.872亿美元，较去年同期增加1.408亿美元，主要因合并后业务扩张增加8530万美元[170] - 2022年前三季度GPT费用从9100万美元增至9980万美元，每桶油当量GPT费用从6.12美元降至3.57美元[171] - 2022年前三季度采购油气费用从2758万美元增至5463万美元[171] - 2022年前三季度生产税从5100万美元增至1.595亿美元，生产税税率从6.5%升至7.6%[171] - 2022年前三季度折旧、损耗和摊销费用从8400万美元增至2.279亿美元[173] - 2022年前三季度一般及行政费用从6150万美元增至1.514亿美元[174] 公司收益数据变化 - 截至2022年9月30日的三个月，衍生品工具实现收益3.374亿美元，上一季度净亏损9830万美元[167] - 截至2022年9月30日的三个月，对非合并附属公司投资实现收益7510万美元，上一季度净亏损9630万美元[167] - 截至2022年9月30日的三个月，持续经营业务税前收入为9.40302亿美元，上一季度为1.3062亿美元[163] - 2022年前三季度衍生品工具净亏损1.288亿美元，2021年同期为5.503亿美元[175] - 2022年前三季度对Crestwood投资净收益3900万美元，持股比例低于5%[175] 公司资金流动性与营运资金情况 - 截至2022年9月30日，公司流动性为15亿美元，包括6.589亿美元现金及现金等价物和7.941亿美元未使用借款额度[180] - 截至2022年9月30日，公司营运资金赤字为3480万美元，2021年12月31日为盈余6060万美元[183] 公司现金流量情况 - 2022年前三季度经营活动提供净现金14.456亿美元，投资活动使用净现金3.257亿美元，融资活动使用净现金6.359亿美元[182] - 2022年前九个月融资活动净现金使用量为6.359亿美元，主要归因于支付给股东的股息5.001亿美元、回购普通股支付1.248亿美元和支付限制性股权薪酬所得税预扣3680万美元，部分被行使认股权证所得1750万美元抵消；2021年前九个月融资活动净现金流入为2.727亿美元，主要归因于OMP发行4.5亿美元优先票据和公司发行4亿美元优先票据，部分被循环信贷安排下未偿还借款的净本金还款抵消[185] 公司资本支出情况 - 2022年前九个月资本支出总计3.39385亿美元，其中E&P资本支出3.33715亿美元，其他资本支出8085万美元，收购支出为 - 2415万美元；资本化利息在2022年第三季度和前九个月分别为130万美元和280万美元[187] - 2022年第二季度，公司与Diamondback Energy Inc.完成最终结算，因2021年10月21日收购威利斯顿盆地约9.5万净英亩土地，购买价格减少480万美元[187] 公司股票回购情况 - 2022年2月，董事会授权最高1.5亿美元的普通股回购计划；2022年前九个月，公司回购1174756股普通股，加权平均价格为每股106.25美元，总成本为1.248亿美元[189] - 2022年8月，董事会授权最高3亿美元的普通股回购计划，原1.5亿美元回购计划到期，公司尚未在新计划下回购任何普通股[189]