财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后EBITDA达3860万美元创公司记录同比增长600% [5][11] - 第二季度净利润3570万美元每股收益104美元 [12] - 第二季度总收入6810万美元实现油价6566美元/桶天然气18美元/Mcf NGL87美元/桶 [12] - 每桶油当量总运营成本2566美元其中租赁运营成本592美元运输采集成本117美元生产税335美元 [13] - 第二季度资本支出5660万美元全年资本支出预期上调至26-28亿美元 [14][28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第二季度日均产量21052桶油当量同比增长540%其中原油占比约50% [6] - 当前运营超过360口生产井计划年底前新增35口井 [26] - 单井成本从650-725万美元降至560万美元目标进一步降至500万美元 [5][20] - 采用U型水平井技术实现25-30%成本节省并增加采收率 [21] - 部署电动压裂设备降低排放和完井成本 [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 在DJ盆地完成两项重大收购增加约34500净英亩和376口运营井 [7][8] - Bayswater收购增加29000净英亩和7790万桶油当量证实储量现值17亿美元 [8] - 新增18000净英亩收购预计第三季度完成 [7] - 对冲85%证实已开发产量2025年油价锁定6804美元/桶2028年6422美元/桶 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 采取双轨战略：有机增长+选择性收购目标EBITDA倍数2-25倍低于同业4倍水平 [35] - 通过全国性招标流程引入外部供应商打破本地供应商垄断降低成本 [39] - 计划通过钻探和并购实现两位数有机增长最终建立股息回报股东机制 [29] - 信贷额度扩大至10亿美元流动性增至9870万美元支持战略执行 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 上调2025年产量指引从7000-8000桶/天增至24000-26000桶/天 [28] - 预计WTI油价60-70美元/桶下全年EBITDA24-26亿美元 [28] - 对冲策略有效隔离短期油价波动风险保障现金流可预测性 [15] - 收购资产整合顺利文化融合超预期已实现协同效应 [17] 其他重要信息 - 安全记录良好上半年零工时损失事故 [19] - 采用旋转导向系统钻井速度超450英尺/小时降低钻井成本和碳足迹 [20] - 完成首口超级压裂井单日最高达18段平均每天14段 [24] - 在30口井安装气举柱塞系统优化液体采收率另有25-30口井计划Q3实施 [25] 问答环节所有的提问和回答 关于并购回报评估 - 公司专注EBITDA倍数2-25倍的增值收购避免追逐4倍以上估值交易 [35] - 股票公允价值应为9-10美元/股当前估值有利于收购方 [36] 关于降本路径 - 通过全国招标引入外部供应商竞争已从725万降至560万/井 [37][39] - 持续优化5万美元级小项成本目标降至500万/井 [38] 关于Bayswater资产整合 - 收购时产量26000桶/天因延迟交割导致年内少投产9口井 [45] - 发现气举优化和工作over机会单次作业可增产400-500桶/天 [70][72] 关于产量指引 - 下半年将投产35口新井带动产量大幅攀升 [59] - 全年产量中原油占比约50%液体总占比近75% [60] 关于运营优化 - 采用U型井技术节省25-30%成本仅增加14小时钻井时间 [21][22] - 工作over投资回收期极短部分项目回报率超高 [74]

土地资产与收购 - 公司净租赁土地面积约50,000英亩，总土地面积约70,000英亩[224] - 以1,250万美元收购Edge Energy资产，包含47口井及约11,000英亩净面积[231] - 以130万美元从Exok收购约5,500英亩净土地[232] 重大收购交易 - Bayswater收购案总对价6.028亿美元，现金支付约4.825亿美元[225][227] - 公司以4.825亿美元现金完成Bayswater收购，其中1,500万美元存入托管账户[238] - 公司完成Bayswater收购，支付现金4.825亿美元并发行365.6099万股普通股[265] - NRO收购最终完成价格为5,550万美元，较最初9,450万美元报价下调[239][240] - 从Bayswater获得临时结算付款3,070万美元，其中1,610万美元导致收购对价减少[227] 融资活动 - 修订后信贷协议提供最高10亿美元融资额度，当前借款基础与承诺额度均为4.75亿美元[226] - 公开发行普通股净筹资4,140万美元，发行F系列优先股净筹资1.372亿美元[226] - 签订ATM股权发行协议，可通过销售普通股最高筹资7,500万美元[233] - F系列优先股融资总额1.483亿美元，净收益约1.372亿美元用于收购Bayswater[289] - 融资活动提供现金5.1803亿美元，包括普通股发行净收益4380万美元和F系列优先股发行净收益1.483亿美元[274] 债务与资本结构 - 修订后信贷协议借款基础为4.75亿美元，总承诺额度为4.75亿美元[276] - 截至2025年6月30日，信贷设施循环借款余额为3.87亿美元，可用额度为8800万美元[278] - 公司支付370万美元偿还高级可转换票据，截至2024年12月31日本金余额为1130万美元[283] - 高级可转换票据公允价值为1260万美元记录于合并资产负债表[283] - Yorkville转换剩余1130万美元高级可转换票据获得210万股普通股，导致2025年上半年确认550万美元公允价值调整损失[284] - 次级本票本金500万美元，利率10.00%，2024年12月支付180万美元后本金余额降至320万美元[285] - 次级本票公允价值为460万美元（截至2024年12月31日）[287] - 公司支付320万美元偿还次级本票，剩余150万美元余额转为年利率15%的不可赎回债务[288] - 公司确认F系列优先股嵌入衍生工具负债1940万美元及认股权证负债2210万美元[292] 衍生品合约 - 持有原油互换合约名义量1,542,652桶（2025下半年），加权平均价格68.04美元/桶[236] - 天然气掉期名义交易量为6,285,244 MMBtu、11,413,134 MMBtu、9,874,626 MMBtu和4,406,357 MMBtu，加权平均价格分别为每MMBtu 4.30美元、4.08美元、4.07美元和4.00美元[237] - 乙烷掉期名义交易量为178,406 Bbls、288,956 Bbls、232,375 Bbls和51,809 Bbls，加权平均价格分别为每Bbl 11.91美元、11.54美元、11.05美元和11.28美元[237] - 丙烷掉期名义交易量为310,017 Bbls、509,724 Bbls、417,744 Bbls和94,220 Bbls，加权平均价格分别为每Bbl 28.74美元、26.36美元、26.51美元和26.00美元[237] - 异丁烷掉期名义交易量为39,012 Bbls、63,185 Bbls、50,812 Bbls和11,328 Bbls，加权平均价格分别为每Bbl 35.62美元、33.92美元、30.22美元和29.63美元[237] - 正丁烷掉期名义交易量为107,931 Bbls、174,809 Bbls、140,580 Bbls和31,343 Bbls，加权平均价格分别为每Bbl 38.32美元、35.24美元、31.37美元和30.37美元[237] - 戊烷Plus掉期名义交易量为80,461 Bbls、130,321 Bbls、104,802 Bbls和23,366 Bbls，加权平均价格分别为每Bbl 46.17美元、53.05美元、52.40美元和52.49美元[237] 收入表现 - 2025年第二季度原油销售收入5,794.1万美元，天然气销售收入608.4万美元，NGL销售收入407.5万美元[242] 成本与费用 - 公司总运营费用在2025年第二季度为4916.4万美元，2025年上半年为6022.8万美元[246] - 租赁运营费用在2025年第二季度为1134.8万美元，上半年为1336.1万美元，同比增长主要由于收购带来的产量增加[246][247] - 折旧、损耗和摊销费用在2025年第二季度为1219.9万美元，上半年为1431.5万美元，同比增长主要由于收购带来的产量增加[246][250] - 一般和行政费用在2025年第二季度为1644.3万美元，同比增长790万美元，部分由于非现金股票薪酬增加290万美元[246][252] - 利息费用在2025年第二季度为912.4万美元，上半年为1050.2万美元，主要由于信贷安排产生的利息[253] - 租赁运营费用每桶当量在2025年第二季度为5.92美元，上半年为6.04美元[246] - 总运营费用每桶当量在2025年第二季度为25.66美元，上半年为27.25美元[246] 利润与盈利能力 - 2025年第二季度持续经营业务净收入为3568.3万美元，而2024年同期为净亏损851.4万美元[262] - 2025年第二季度调整后EBITDA为3856.4万美元，较2024年同期的亏损705.8万美元显著改善[262] - 衍生工具未实现收益在2025年第二季度为2320.6万美元，上半年为2309万美元，主要由于未平仓衍生合约公允价值变动[255] - 2025年上半年衍生品未实现收益2309万美元，对净利润产生积极影响[262] 特殊项目与调整 - 公允价值调整损失在2025年第二季度为237.3万美元，其中包含F系列优先股认股权证2160万美元亏损[256] - 已终止业务净亏损在2024年上半年为104.5万美元，主要由于加密货币挖矿设备销售产生108.1万美元亏损[258][259] - 加密货币挖矿设备出售总对价为200万美元现金，截至2025年6月30日已收到50万美元递延付款[241] 现金流状况 - 2025年上半年经营活动产生净现金972.2万美元，较2024年同期的使用844.8万美元改善1820万美元[272] - 投资活动使用现金5.2229亿美元，主要由于支付4.675亿美元Bayswater收购款[273] - 公司营运资本赤字从2024年底的4470万美元扩大至2025年6月30日的6420万美元[271] - 截至2025年6月30日现金及等价物1070万美元，营运资本赤字6420万美元，累计亏损8670万美元[296] 优先股条款 - F系列优先股股息率12%，可选择以普通股支付（2025年6月1日支付1,305,000股）[290] 开发计划 - 启动Rusch矿区11口双英里水平井开发计划，预计2025年第三季度投产[228]

收入和利润表现 - 公司第二季度总收入为6810万美元，环比增长约400%[8] - 公司第二季度调整后EBITDA为3860万美元，环比增长超600%[8][9] - 公司第二季度持续经营业务净收入为3568.3万美元，而2024年同期为净亏损851.4万美元[29] - 公司第二季度调整后EBITDA为3856.4万美元，较2024年同期的亏损705.8万美元显著改善[29] - 上半年持续经营业务净收入为3306.6万美元，而2024年同期为净亏损1755.0万美元[29] - 上半年调整后EBITDA为4302.1万美元，较2024年同期的亏损1387.2万美元大幅增长[29] - 2025年第二季度总收入为6810万美元，其中原油收入5794.1万美元，天然气收入608.4万美元，NGL收入407.5万美元[45] - 2025年上半年总收入为8091.5万美元，相比第二季度增长18.9%[45] - 2025年第二季度运营收入为1893.6万美元，相比2024年同期的运营亏损856.9万美元实现扭亏为盈[45] - 2025年上半年运营收入为2068.7万美元，相比2024年同期的运营亏损1661.3万美元显著改善[45] - 2025年第二季度衍生品未实现收益2320.6万美元，对净利润贡献显著[45] 产量和运营效率 - 公司第二季度创纪录总产量达21,052桶油当量/日，环比增长约540%，其中原油占比约50%[8][18] - 公司运营井数从34口增加至超过360口[5] - 公司单井成本控制在AFE的5%以内，最新井组平均成本约560万美元/井[11] 资本支出和投资活动 - 公司第二季度资本支出为5660万美元[9] - 公司完成超过6亿美元油气资产收购[8][10] - 公司支付4.67461亿美元用于Bayswater资产收购，为主要投资活动[47] - 公司通过发行F系列优先股融资1.4825亿美元，并通过信贷融资3.59亿美元[47] - 公司发行370万股普通股作为Bayswater收购对价的一部分，价值1600万美元[48] 现金流和流动性 - 公司流动性为9870万美元，其中信贷额度可用资金8800万美元[22] - 2025年上半年运营活动产生净现金流972.2万美元，相比2024年同期的净现金流出844.8万美元实现正向转变[47] - 公司期末现金及现金等价物为1065.3万美元，较期初519.2万美元增长105.2%[47] 财务指导和展望 - 公司2025年全年资本支出指导为2.6-2.8亿美元，调整后EBITDA指导为2.4-2.6亿美元[25] - 公司预计2025年全年调整后EBITDA指导范围为2.4亿至2.6亿美元[30] 衍生品和风险管理 - 加权平均价格（美元/桶）为68.04美元、64.42美元、64.16美元和63.47美元[26] - 天然气互换名义量为6,285,244 MMbtus、11,413,134 MMbtus、9,874,626 MMbtus和4,406,357 MMbtus[26] - 天然气加权平均价格（美元/MMbtu）为4.30美元、4.08美元、4.07美元和4.00美元[26] - 乙烷互换名义量为178,406桶、288,956桶、232,375桶和51,809桶[26] - 丙烷互换名义量为310,017桶、509,724桶、417,744桶和94,220桶[26] 资产负债表关键变化 - 现金及现金等价物从2024年12月31日的519.2万美元增长至2025年6月30日的1065.3万美元，增幅为105%[41] - 石油、天然气和NGL收入应收账款从302.4万美元大幅增加至4672.3万美元，增幅高达1445%[41] - 总资产从2024年12月31日的1.5655亿美元增长至2025年6月30日的8.5854亿美元，增幅为448%[41] - 信贷额度从2800万美元大幅增加至3.87亿美元，增幅为1282%[41] - 总流动负债从6300.9万美元增加至1.6164亿美元，增幅为157%[41] - 石油和天然气物业资产（成功努力法）从1.3495亿美元增加至7.3178亿美元，增幅为442%[41] - 库存从5千美元增加至341.5万美元，增幅为68200%[41] - 优先股系列F嵌入式衍生品和认股权证合计新增4474.8万美元[41] - 总长期负债从4077.7万美元增加至4.3814亿美元，增幅为975%[41] - 公司信贷安排借款基础确认为4.75亿美元[8] - 公司普通股流通股数量从2304.5209万股增加至4561.8567万股，增幅为98%[43]

核心观点 - 公司第二季度实现创纪录的产量和调整后EBITDA 突显其在DJ盆地的快速扩张和整合能力 [4][6] - 通过三次战略性收购(总价值超6亿美元)显著提升资产规模和资本效率 奠定低成本生产基础 [4][7] - 技术革新(如U型水平井设计、电动压裂车队)推动运营效率提升 单井成本降至560万美元且持续优化 [11][13][14] 财务表现 收入与盈利 - 总营收6810万美元(环比增长400%) 其中原油收入占比85% [6][19] - 净利润3570万美元(环比增长500%) 基本每股收益1.04美元 [6][18] - 调整后EBITDA达3860万美元(环比增长600%) [6][8] 生产数据 - 日均产量21,052桶油当量(50%为原油) 环比增长540% [6][19] - 实现价格：原油65.66美元/桶 NGL 8.70美元/桶 天然气1.80美元/千立方英尺 [8] 资本支出 - 二季度资本支出5660万美元 上半年累计支付5.397亿美元现金及1.569亿美元应计资本支出 [17][22] - 完成Bayswater资产收购 现金支付4.674亿美元 [22] 运营进展 钻探技术 - 完成18口新井钻探和9口完井 Rusch平台11口井采用旋转导向系统 机械钻速超450英尺/小时 [11][12] - 创新U型水平井设计在Noble平台应用 实现多靶区开发并减少地表占用 [13] 成本控制 - 电动压裂车队降低排放和完井成本 Opal-Coalbank平台单日最高完成18段压裂 [14] - 安装30套柱塞举升系统 另有25-30口井正在评估三季度安装 [15] 资本结构 - 流动性9870万美元 包括信贷额度可用资金8800万美元 [23] - 信贷协议修订后 借款基础维持在4.75亿美元 [7] 行业动态 大宗商品对冲 - 锁定2025-2028年85%产量的价格：原油互换价64.16-68.04美元/桶 天然气互换价4.00-4.30美元/MMBtu [26][27] 储量增长 - 运营井数从34口增至360口 员工规模扩大至59人 [4] - 2025年产量指引24,000-26,000桶油当量/日 资本支出预算2.6-2.8亿美元 [26]

公司公告 - 公司将于2025年8月12日发布2025年第二季度财务和运营业绩 [1] - 公司将在同一天美国东部时间下午4:30（中部时间下午3:30）举行电话会议和网络直播，回顾业绩并提供最新发展情况 [2] 会议信息 - 网络直播可通过公司网站"Press & Media"页面访问 [3] - 电话会议可通过拨打电话877-407-9219或+1 412-652-1274参与 [3] - 电话会议注册链接提前开放，参与者可使用Guest拨号或Call me™即时接入 [4] - Call me™链接将在会议开始前15分钟激活，电话参与者仅限收听模式 [5] - 网络直播录像将在公司网站存档两周 [5] 公司概况 - 公司总部位于休斯顿，是一家公开交易的独立能源公司，专注于开发和收购美国石油和天然气资源 [6] - 公司资产和业务集中在丹佛-朱尔斯堡盆地(DJ Basin)的石油和富含液体区域，主要关注Niobrara和Codell地层 [6] - 公司致力于负责任地开发石油和天然气资源，专注于通过持续增长、资本纪律和可持续现金流最大化回报 [6] 投资者联系 - 投资者关系联系人：Wobbe Ploegsma，邮箱info@prairieopco.com，电话832.274.3449 [7]

公司财务策略 - 公司专注于通过内部现金流为钻探活动和扩张提供资金 避免依赖资本市场[1] - 财务战略围绕稳定性展开 包括降低杠杆率 保持运营成本精简[1] - 目标是通过钻探实现超过10%的产量增长 同时保持资本效率[2] 运营与风险管理 - 采用对冲策略 长期目标是对冲约50%的储备基础以保护现金流免受市场波动影响[2] - 在DJ盆地的资产提供了具有竞争力的回报 支持资本的有计划部署[3] - 成本意识强的运营和优越的全周期经济性使公司能够稳步推进 避免过度的财务压力[3] 行业竞争格局 - DJ盆地的石油生产活动近年来激增 主要得益于雪佛龙和Civitas Resources等大公司的参与[4] - 雪佛龙目前专注于高回报的全球资产和更深的二叠纪盆地暴露 而Civitas Resources已将其钻探库存转移到二叠纪盆地 控制了超过1200个位置[5] - 雪佛龙和Civitas Resources的多元化战略为公司在DJ盆地提供了执行空间[6] 公司市场表现 - 公司股价今年迄今已下跌近40% 而石油/能源行业保持相对稳定[7] - 从估值角度看 公司的远期市销率低于行业平均水平[9] 盈利预测趋势 - 过去60天内 公司盈利预测呈现下降趋势 Q1预测下降21.95% Q2下降17.28% F1下降22.97% F2下降30.86%[12]

核心观点 - Prairie Operating Co (PROP) 和 W&T Offshore (WTI) 是美国石油天然气勘探生产领域的两家小型公司 具有不同的区域布局和增长策略 [1] - PROP 通过收购在科罗拉多州DJ盆地快速扩张 而WTI专注于墨西哥湾的低递减率海上资产和资本回报纪律 [1] - 两家公司都面临相同的宏观环境 包括商品价格波动 监管变化和投资者对资本纪律的关注 [1] - 两只股票交易价格远低于前期高点 具有积极的增长前景 为当今能源市场的风险 回报和韧性提供了有趣案例 [1] Prairie Operating Co (PROP)分析 扩张战略 - 通过收购Genesis Nickel Road和Bayswater PROP现控制超过54,000净英亩土地 拥有10年钻井库存和600多个总井位 [3] - 6.03亿美元的Bayswater交易将产能提升至26,000桶油当量/日 为管理层预期的转型性扩张奠定基础 [3] - 2025年产量预计达到29,000-31,000桶油当量/日 同比增长近300% [4] 优势 - 在科罗拉多州农村地区运营 受益于更快的许可和更低的合规摩擦 [4] - 随着雪佛龙和Civitas等主要参与者退出DJ盆地 PROP获得了无激烈竞争的扩张机会 [4] - 预计2025年调整后EBITDA为3.5-3.7亿美元 拥有4.75亿美元流动性 [5] 风险 - 股份稀释是主要担忧 管理层计划转换认股权证和优先股以减少债务 [6] - 从约7,000桶油当量/日扩展到30,000桶的执行风险较高 [6] - 完全集中在DJ盆地 增加了特定盆地的监管或地质风险 [6] W&T Offshore (WTI)分析 运营表现 - 主要在墨西哥湾运营 连续28个季度产生正自由现金流 [7] - 2025年第一季度产量为30,500桶油当量/日 预计第二季度将达到34,500桶 [7] - 第一季度天然气收入同比增长62% 达到3,510万美元 [9] 财务状况 - 第一季度发行3.5亿美元新第二留置权票据 利率降低100个基点 偿还2.75亿美元旧票据和1.14亿美元慕尼黑再保险定期债务 [10] - 净债务从2.84亿美元降至2.44亿美元 流动性增至1.56亿美元 [10] - 信用评级获标普和穆迪上调 [10] 股东回报 - 保持适度资本支出(第一季度850万美元) 保留现金用于股息和债务偿还 [11] - 自2023年启动回报计划以来 已连续六个季度支付股息 [11] 市场表现与估值 - 过去一年 PROP下跌63% WTI下跌28% [12] - PROP远期市销率为0.36 WTI为0.45 [14] - PROP 2025年收入预计增长4,700%至3.81亿美元 WTI预计收入5.65亿美元 同比增长7.6% [16][17] 结论 - PROP的增长潜力与DJ盆地整合相关 但负现金流 稀释风险和雄心勃勃的时间表带来挑战 [18] - WTI凭借经验丰富的海上运营 持续的自由现金流 被低估的股价和增加的天然气敞口 成为更强劲的选择 [19]

公司表现与行业对比 - 公司股价在7月1日跌至52周低点2.74美元，过去12个月累计下跌61%，远逊于Zacks美国油气勘探与生产行业19%的跌幅 [2] - 公司在丹佛-朱尔斯堡盆地(DJ Basin)的表现显著落后于雪佛龙(CVX)和Civitas Resources(CIVI)等成熟企业 [2] - 行业整体环境疲软，Zacks美国油气勘探与生产行业在所有行业中排名后38% [13] 财务状况 - 公司过去一年股本数量几乎翻倍，且仍有大量价内权证和优先股待转换，持续稀释每股权益价值 [7] - 运营现金流仍为负值，资产负债表持续恶化，被迫通过稀释性手段偿债 [7] - 分析师大幅下调盈利预期：2025年EPS预估下调32%，2026年下调20% [13] - 过去四个季度EPS平均低于预期228%，最近一季度差异达-525.61% [14][15] 运营战略与风险 - 计划将产量从7,000桶油当量/日(BOE/d)提升至30,000 BOE/d，增幅近300% [8] - 通过收购Genesis、Nickel Road和Bayswater等资产将DJ盆地净面积扩大至约60,000英亩 [10][17] - 业务高度集中于DJ盆地，而同行Civitas Resources在二叠纪盆地拥有1,200个点位，分散风险能力更强 [10][11] - 美国能源信息署预测布伦特原油价格将从2024年81美元降至2026年59美元，可能冲击收入假设 [16] 估值与市场观点 - 当前股价仅对应0.33倍远期销售额，但折价反映市场对稀释风险、油价波动及盈利不稳定性的担忧 [15] - 尽管近期以非稀释性信贷安排完成1,250万美元战略收购，整体风险水平仍居高不下 [17]

公司环保战略 - Prairie Operating Co (PROP) 从设计源头采用电网供电钻机和eFleet完井技术 大幅减少柴油消耗和排放 [1] - 生产环节通过封闭燃烧器管理储罐排放 用仪表空气系统替代气动装置以消除甲烷泄漏 [2] - 实施"绿色完井"技术捕获天然气而非直接排放 将减排措施融入运营战略而非事后补救 [2][3] 行业环保实践对比 - Civitas Resources (CIVI) 计划2026年实现范围1和2碳中和 2030年前将范围1排放较2023年基准减少40% [4] - Diamondback Energy (FANG) 目标2030年温室气体强度较2020年降低50% 2025年前消除常规燃烧 并将25%高管薪酬与ESG目标挂钩 [5] 财务与估值 - PROP股价过去一年下跌69% 远超能源板块4%的跌幅 [6] - 公司远期市销率0.29倍 显著低于行业平均水平 [8] - Zacks给予"强力卖出"评级 当前排名为第5级 [10]

文章核心观点 公司以1250万美元现金从Edge Energy II LLC收购资产，增强在DJ盆地的业务，符合资本分配策略，增加近期价值和长期库存 [1][2] 交易亮点 - 收购价格1250万美元 [7] - 非摊薄交易，使用信贷安排支付现金 [1][7] - 净增约1.1万英亩土地，使DJ盆地总面积达约6万英亩 [2][7] - 当前产量约190桶油当量/日，来自47口已运营和非运营的已开发生产井 [7] - 工作权益约88% [7] - 未来库存有40个（两英里侧钻井） [7] - 有8个已批准的许可证和8个正在申请的许可证 [7] - 辛普森钻井平台已获全部许可，可随时钻探 [7] 开发与整合计划 - 2025年8月开始开发收购资产，从已获全许可的辛普森钻井平台起步 [4] - 同时开始为额外的已探明待开发（PUD）地点申请许可，以实现近期未来开发 [4] 公司简介 - 公司是休斯顿的上市独立能源公司，专注美国油气资源开发与收购 [5] - 资产和业务集中在丹佛 - 朱尔斯堡（DJ）盆地的富油和富液区域，主要关注尼奥布拉拉和科德尔地层 [5] - 致力于油气资源的负责任开发，通过持续增长、资本约束和可持续现金流实现回报最大化 [5] 投资者关系联系信息 - 联系人：Wobbe Ploegsma [9] - 邮箱：info@prairieopco.com [9] - 电话：832.274.3449 [9]