公司收购情况 - 公司以约4.65亿美元收购Stronghold位于德州中央盆地平台的油气租赁权益，其中2.15亿美元为现金，2000万美元为承担的衍生负债，其余为股票对价[125] 钻井与完井情况 - 2022年第一季度，公司钻完3口1英里和1口1.5英里的中央盆地平台水平井，以及2口西北陆架1英里水平井；第二季度，钻了9口井，完井7口，并开始4口井的完井作业；2022年预计钻25 - 33口、完井25 - 30口水平井[126][127] 债务偿还与余额情况 - 2022年上半年，公司用运营产生的自由现金流偿还2000万美元长期债务，使本金余额降至2.7亿美元[130] - 2022年第二季度，公司借款基数维持在3.5亿美元，最低套期保值石油桶数为每天3100桶；第一和第二季度各偿还1000万美元债务，截至6月30日，信贷安排本金余额为2.7亿美元[133] 油气销售占比与价格情况 - 截至2022年6月30日的三个月，石油销售占总收入约94%（2021年同期为96%），石油平均实现价格为每桶109.24美元，高于2021年同期的65美元；天然气平均实现价格为每百万英热单位7.29美元，高于2021年同期的3.9美元[129][131] - 2022年上半年，石油销售价格每桶平均实现价格从61.74美元上涨65%至101.81美元，天然气每千立方英尺平均实现价格从5.28美元上涨30%至6.89美元[148] 衍生品交易情况 - 2022年2月1日起，公司签订石油互换协议，2022年剩余时间每天1000桶，加权平均价格为每桶84.61美元；2022年1 - 6月不同时段有不同规模的互换协议；2022年7 - 12月有互换和看跌期权，加权平均价格为每桶59.08美元；2023年1 - 12月有1500桶/天的看跌期权，加权平均价格为每桶75.7美元；2024年1 - 6月有500桶/天的看跌期权，加权平均价格为每桶66.43美元；2022年衍生品金融工具在截至6月30日的三个月产生约1220万美元非现金公允价值收益，支付约1960万美元衍生品结算现金，衍生品合约总损失约740万美元[132] - 2020年2 - 3月，公司签订成本为零的WTI原油价格领口期权合约，2021年1月 - 12月每日交易4500桶[171] - 2020年11 - 12月，公司签订互换合约，2021年每日4500桶，加权平均价45.42美元；2022年每日1750桶，加权平均价44.84美元；2021年1 - 2月，为2022年签订每日500桶互换合约，加权平均价48.53美元[172] - 2020年11月，公司签订天然气互换合约，2021年每日6000 MMBtu，价格2.991美元；2022年每日5000 MMBtu，价格2.726美元；2021年3月30日，平仓2021 - 2022年剩余天然气互换合约，实现价值581424美元[173] - 2022年2月1日起，公司与信贷协议贷款人签订衍生品合约，2022年剩余时间每日1000桶，加权平均互换价格84.61美元/桶[175] - 截至2022年6月30日，公司100%的衍生品工具交易量对手方为信贷协议下的贷款人[180] 油气销售收入与销量情况 - 截至2022年6月30日的三个月，油气销售收入增至8496.1875万美元，较2021年同期增加3720.1773万美元，其中石油销售增加3403.5347万美元，天然气销售增加316.6426万美元；石油销量增至72.9484万桶，较2021年同期增加2.7076万桶；天然气销量增至72.3196万Mcf，较2021年同期增加18.2339万Mcf[134] - 2022年上半年，油气销售收入增加6588.0273万美元至1.53142907亿美元，其中石油销售增加6208.1393万美元，天然气销售增加379.888万美元[148] 各项费用情况 - 截至2022年6月30日的三个月，总租赁运营费用增至830.1443万美元，较2021年同期增加约12%；按每桶油当量计算，增至9.77美元/桶油当量，较2021年同期增加约4%[135] - 截至2022年6月30日的三个月，集输、运输和加工成本降至54.9389万美元，较2021年同期减少约39%；按每桶油当量计算，降至0.65美元/桶油当量，较2021年同期减少约43%[136] - 截至2022年6月30日的三个月，从价税增至94.9239万美元，较2021年同期增加约35%；按每桶油当量计算，增至1.12美元/桶油当量，较2021年同期增加约26%[138] - 2022年上半年，总租赁运营费用从1565.1063万美元增加约10%至1725.4608万美元，每桶油当量的总租赁运营费用从10.37美元增加约1%至10.47美元[149] - 2022年上半年，总收集、运输和处理成本从183.2185万美元略微增加约1%至184.6247万美元，每桶油当量的成本从1.21美元下降约8%至1.12美元[150] - 2022年上半年，从价税从144.1026万美元增加约32%至190.1193万美元，每桶油当量成本从0.95美元增加约22%至1.15美元[151] - 2022年上半年，折旧、损耗和摊销费用增加314.7207万美元至2053.0491万美元，平均每桶油当量为12.46美元，2021年同期为11.52美元[154] - 2022年上半年，资产退休义务应计费用减少3212美元至37.4545万美元[155] - 2022年上半年，经营租赁费用减少18.9127万美元至16.718万美元[156] 净收入情况 - 2022年第二季度，公司实现净收入4194.4422万美元，而2021年同期净亏损1588.7159万美元[145] 现金流量情况 - 截至2022年6月30日，公司现金为222.3289万美元，2022年上半年经营活动提供净现金6516.2415万美元，投资活动使用净现金5033.0117万美元，融资活动使用净现金1501.7325万美元[163] 公司战略目标 - 2022年公司专注于最大化自由现金流、降低债务水平和最大化流动性以提升股东价值[165] 信贷协议情况 - 2019年4月公司修订并重述信贷协议，最高借款额增至10亿美元，到期日延至2024年4月；2021年6月10日修订后，2022年“2020年秋季借款基数对冲”定义从每日4000桶减至3100桶，借款基数重申为3.5亿美元[166] - 信贷协议规定欧元美元贷款年利率为适用利率期的调整后伦敦银行同业拆借利率加2.5% - 3.5%，基准利率贷款年利率为相关利率加1.5% - 2.5%[169] - 信贷协议要求维持总杠杆比率不超过4.0:1.0，流动资产与流动负债最低比率为1.0:1.0；截至2022年6月30日，信贷协议未偿还金额为2.7亿美元，公司遵守所有契约[170] 市场风险情况 - 公司面临油价和天然气价格波动、运输、行业竞争、关键人员保留、环境和监管等市场风险[187] - 公司主要市场风险为油气生产定价风险，历史上油气生产价格波动且不可预测，预计价格波动将持续[196] 应收账款与客户销售占比情况 - 截至2022年6月30日，公司油气销售应收账款约为3950万美元，联合权益伙伴应收账款约为140万美元[200] - 2022年上半年，向菲利普斯66、NGL Crude和BP三家客户的销售分别占油气收入的70%、15%和4%[200] - 截至2022年6月30日，菲利普斯66、NGL Crude和BP分别占公司应收账款的70%、14%和4%[200] 法规影响情况 - 公司业务受联邦、州和地方法律法规影响，遵守这些法规可能构成重大成本和努力[193] 利率风险管理情况 - 公司目前未使用利率衍生工具管理利率变动风险[195] 套期保值安排情况 - 公司为减少商品价格不确定性和增加现金流可预测性，对部分预期产量进行原油和天然气价格套期保值安排[198] 外汇汇率风险情况 - 公司销售收入均为国内销售，仅接受美元付款，不存在外汇汇率风险[201] 借款基数确定情况 - 公司信贷安排下的借款基数会根据未来价格预期的变化进行定期重新确定[199] 借款利率与利息费用影响情况 - 截至2022年6月30日，公司信贷安排下未偿还借款为2.7亿美元，六个月加权平均年利率为4.3%，利率变动1%将使年化利息费用相应变动270万美元[194]

业绩总结 - 2022年第一季度净销售量为8,870 Boe/d，其中85%为原油，超出公司指导范围的高端8,500至8,700 Boe/d[13] - 2022年第一季度调整后EBITDA为35.61百万美元，较2021年第四季度增长48%[17] - 2022年第一季度自由现金流为12.61百万美元[16] - 2022年第一季度运营现金流为32.3百万美元[13] - 2022年第一季度石油和天然气收入为68,181,032美元，较2021年第四季度增长25.3%[110] - 2022年第一季度的运营收入为38,185,297美元，较2021年第四季度增长19.5%[110] - 2022年第一季度的净收入为7,112,043美元，较2021年第四季度下降70.5%[110] - 2022年第一季度的基本每股收益为0.07美元，较2021年第四季度下降70.8%[110] - 2022年第一季度的总运营费用为29,995,735美元，较2021年第四季度增长4.3%[110] 用户数据 - 2022年目标销售量为9,000-9,600 Boe/d，预计增长5-12%[27] - 客户基础扩大至10万名，较去年增加25%[8] - 2022年第二季度的油气销售量预计在9,000到9,400 Boe/d之间[82] 财务状况 - 公司在2022年第一季度偿还债务10百万美元，LTM债务比率降至2.8x，较2021年末的约3.5x有所改善[18] - 截至2021年12月31日，公司的SEC证明储量为77.8百万桶油当量，PV-10为13.32亿美元，85%为原油[11] - 2022年资本预算较2021年增加超过150%，预计在2022年末将债务比率降低至2.0x以下[28] - 2022年第一季度的流动资产总额为39,409,380美元，较2021年12月31日增长32.3%[115] - 2022年第一季度的流动负债总额为97,760,186美元，较2021年12月31日增长27.5%[115] - 2022年第一季度的股东权益为309,258,160美元，较2021年12月31日增长2.2%[115] 成本与支出 - 2022年第一季度提升成本为每桶油当量11.222美元[20] - 2022年第一季度的每桶油的租赁运营费用为10.90到12.00美元[90] - 2022年第二季度的资本支出预计在3400万到3600万美元之间，全年预计在1.2亿到1.4亿美元之间[85] - 2021年第一季度的资本支出为1970万美元，较2021年第四季度有所增加[68] 未来展望 - 预计下季度收入将达到1.5亿美元，环比增长20%[7] - 研发支出占总收入的10%，同比增长15%[9] - 公司计划在未来一年内增加资本支出至5000万美元，主要用于扩展生产能力[6] 其他信息 - 2022年3月31日的油价为每桶93.80美元，较2021年12月31日增长22.9%[112] - 2022年3月31日的天然气价格为每千立方英尺6.49美元，较2021年12月31日下降2.4%[112] - 2022年3月31日的每桶油当量平均成本为85.41美元，较2021年12月31日增长20.6%[112]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度销售量为8,870桶油当量/天，超出指导范围近2% [11] - 第一季度调整后EBITDA为3600万美元，环比增长近50% [13] - 第一季度自由现金流为1300万美元，主要用于偿还1000万美元债务 [15] - 第一季度收入为6820万美元，环比增长14% [25] - 第一季度净收入为710万美元，调整后净收入为2230万美元 [29] - 第一季度末流动性为7100万美元，较2021年底增长16% [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度在Central Basin Platform钻探了4口井，并提前投产 [11] - 第一季度在Northwest Shelf完成了2口井的钻探和投产 [17] - 第一季度在Northwest Shelf完成了4口井的CTR（电潜泵转杆泵）改造 [19] - 第一季度LOE（租赁运营费用）为900万美元，环比增长17% [26] - 第一季度GTP（集输、运输和处理）成本为130万美元，环比下降 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度原油实现价格为93.80美元/桶，环比增长23% [23] - 第一季度天然气实现价格为6.49美元/Mcf，环比下降2.4% [23] - 第一季度原油价格与NYMEX WTI的价差为-0.90美元/桶，环比改善 [24] - 第一季度天然气价格与Henry Hub的价差为+1.81美元/Mcf，环比略有下降 [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在2022年实施连续单钻机钻井计划，目标是在现金流范围内驱动产量、收入和EBITDA增长 [16] - 公司计划在2022年钻探25至33口井，并完成25至30口井的投产 [20] - 公司计划通过CTR改造计划进一步降低运营成本，延长油井经济寿命 [19] - 公司目标在2022年底将杠杆率降至2倍以下 [39] - 公司正在寻找合适的收购机会，以增加规模和稳定性 [40] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层预计2022年全年销售量为9,000至9,600桶油当量/天，同比增长9% [33] - 管理层预计2022年全年资本支出为1.2亿至1.4亿美元 [33] - 管理层预计2022年全年LOE为10.90至12美元/桶油当量，GTP成本为1.60至2美元/桶油当量 [35] - 管理层预计第二季度销售量为9,000至9,400桶油当量/天，环比增长4% [36] - 管理层预计第二季度LOE为10.90至12美元/桶油当量，GTP成本为1.70至2美元/桶油当量 [37] 其他重要信息 - 第一季度末公司有2.8亿美元未偿还的循环信贷额度 [30] - 4月初公司行使了650万份普通认股权证，获得520万美元现金 [32] - 公司目前仍有约2300万份未行使的普通认股权证 [32] 问答环节所有的提问和回答 问题: 供应链和材料供应是否受到影响 [43] - 公司目前未遇到供应链中断问题，但面临钢材和完井成本的显著通胀压力 [44] - 公司已确保套管供应至10月，并正在为10月之后的供应做准备 [45] 问题: 杠杆率目标和是否考虑增加钻机 [46] - 公司目前的目标是保持资本支出在现金流范围内，并优先降低债务 [47] - 公司计划在2022年底将杠杆率降至2倍以下 [39] - 公司目前不计划在2022年增加第二台钻机，但2023年可能会考虑 [61] 问题: Central Basin Platform和Northwest Shelf的经济回报比较 [51] - Central Basin Platform和Northwest Shelf的经济回报非常接近，Northwest Shelf略高 [52] - 公司正在平衡两个区域的开发成本，特别是水处理基础设施的容量 [56] 问题: 压裂团队的调度是否顺利 [69] - 公司压裂团队的调度非常顺利，所有8口井的压裂工作都提前完成 [70] 问题: Central Basin Platform的库存是否在当前价格下经济 [72] - 公司目前钻探的井都是经过风险调整后回报最高的井 [72] - 公司还有一些未开发的井在当前价格下经济性较低 [73] 问题: 劳动力成本和服务利用率 [74] - 公司预计劳动力成本将继续上升，服务利用率接近100% [74] - 公司面临劳动力短缺和效率下降的问题，导致项目成本上升和时间延长 [75] - 公司压裂服务的报价差异较大，最高报价比最低报价高50% [77]

业务线运营数据 - 2022年第一季度公司钻了6口井，其中3口1英里水平中央盆地平台井、1口1.5英里水平中央盆地平台井和2口1英里水平西北陆架井，4口新井投产，西北陆架完成4次泵转换，预计2022年在西北陆架和中央盆地平台资产钻25 - 33口、完井25 - 30口水平井[119] 财务债务数据 - 2022年第一季度公司用运营产生的自由现金流偿还1000万美元长期债务，使本金余额降至2.8亿美元[119] - 2022年第一季度公司借款基数维持在3.5亿美元，最低每日对冲石油桶数为3100桶，截至2022年3月31日，信贷安排本金余额为2.8亿美元[124] - 信贷安排最高借款额为10亿美元，到期日延长至2024年4月，2022年借款基数重新确定为3.5亿美元，截至2022年3月31日，信贷安排未偿还金额为2.8亿美元[143][146] - 截至2022年3月31日，公司信贷安排下未偿还借款为2.8亿美元，加权平均年利率为4.3%，利率增减1%，年化利息费用将相应增减280万美元[172] 销售数据 - 2022年第一季度和2021年第一季度，石油销售分别占公司总收入的约93%和90%，2022年第一季度石油平均实现价格为93.80美元/桶，2021年同期为58.00美元/桶，天然气平均实现价格分别为6.49美元/Mcf和6.46美元/Mcf[122] - 截至2022年3月31日的三个月，油气销售收入增至6818.1032万美元，2021年同期为3950.2532万美元，石油销量增至67.6215万桶，2021年同期为61.0121万桶，平均实现油价上涨62%，天然气销量增至73.2283万Mcf，2021年同期为63.7808万Mcf，平均实现天然气价格上涨0.4%[125] - 2022年第一季度石油销量676,215桶，2021年同期为610,121桶；天然气销量732,283千立方英尺，2021年同期为637,808千立方英尺；总产量798,262桶油当量，2021年同期为716,422桶油当量[138] - 2022年第一季度石油平均售价为每桶93.80美元，2021年同期为每桶58.00美元；天然气平均售价为每千立方英尺6.49美元，2021年同期为每千立方英尺6.46美元；每桶油当量总售价为85.41美元，2021年同期为55.14美元[138] - 2022年第一季度，公司向菲利普斯66、NGL Crude和英国石油公司的销售分别占油气收入的70%、13%和5%[178] 衍生品数据 - 截至2022年3月31日的三个月，公司签订了2022年剩余时间每天1000桶石油的掉期合约，加权平均价格为84.61美元/桶，2022年衍生品金融工具造成约1350万美元非现金公允价值损失和约1410万美元衍生品结算现金支出，衍生品合约总损失约2760万美元[123] - 2020年2 - 3月，公司签订4,500桶/日的WTI原油无成本领口期权合约，期限为2021年1月 - 12月；2020年11 - 12月，签订4,500桶/日（2021年）和1,750桶/日（2022年）的互换合约，加权平均价格分别为45.42美元和44.84美元；2021年1 - 2月，签订500桶/日（2022年）的互换合约，加权平均价格为48.53美元[147][149][150] - 2020年11月，签订天然气互换合约，2021年为6,000百万英热单位/日，价格2.991美元；2022年为5,000百万英热单位/日，价格2.726美元；2021年3月30日，解除2021 - 2022年剩余天然气互换合约，实现价值581,424美元[151] - 2022年2月1日起，公司与贷款人签订1,000桶/日（剩余2022年）的衍生品合约，加权平均互换价格为84.61美元/桶[153] 费用数据 - 截至2022年3月31日的三个月，租赁运营总费用增至895.3165万美元，2021年同期为822.6575万美元，按每桶油当量计算下降约2%[126] - 截至2022年3月31日的三个月，集输和处理总成本增至129.6858万美元，2021年同期为93.5019万美元，按每桶油当量计算增长约24%[127] - 截至2022年3月31日的三个月，从价税增至95.1954万美元，2021年同期为73.7251万美元，按每桶油当量计算增长约16%[128] 利润数据 - 截至2022年3月31日的三个月，公司实现净利润711.2043万美元，2021年同期净亏损1906.6093万美元[137] 现金流数据 - 截至2022年3月31日，公司现金为2,139,211美元，2021年12月31日为2,408,316美元；2022年第一季度经营活动净现金流入为24,439,765美元，2021年同期为15,687,684美元；投资活动净现金流出为14,222,711美元，2021年同期为10,177,370美元；融资活动净现金流出为10,486,159美元，其中信贷安排本金净偿还10,000,000美元[140] 公司计划 - 公司计划通过成本控制和审慎资本配置最大化自由现金流，2022年计划资本支出将显著高于2021年，预计油气产量将增加[141] 市场风险 - 公司面临油价和天然气价格波动、运输、行业竞争、关键人员保留以及环境和监管等市场风险[163] - 公司面临利率风险，信贷安排下借款利率基于优惠利率，易受利率波动影响[172] - 公司主要市场风险是油气生产定价，价格波动且不可预测，预计将持续[174] 表外安排 - 公司无表外安排，预计未来也不会有表外安排[162] 应收账款数据 - 截至2022年3月31日，公司石油和天然气生产销售应收账款约为3520万美元，联合权益伙伴应收账款约为130万美元[178] - 截至2022年3月31日，菲利普斯66、NGL Crude和英国石油公司分别占公司应收账款的70%、14%和4%[178] 法规影响 - 公司业务受联邦、州和地方法律法规影响，合规可能构成重大成本和努力[170] - 违反环境法规，监管机构有多种补救措施，包括清理、罚款或禁止钻探等活动[171] 套期保值策略 - 为减少商品价格不确定性和增加现金流可预测性，公司对部分预期产量进行套期保值[176] 外汇风险 - 公司不接受外币付款，因此不受外汇汇率风险影响[179]

业绩总结 - 公司2021年净销售量为8,519 Boe/d，其中86%为原油[7] - 2021年调整后EBITDA为8330万美元，较2020年增长[27] - 2021年自由现金流为2050万美元，标志着连续两年实现自由现金流[27] - 2021年第四季度净收入为2410万美元[13] - 2021年第四季度调整后EBITDA为2400万美元[15] - 2021年第四季度运营活动提供的净现金为2320万美元[12] - 2021年每桶的提升成本为9.75美元[27] - 2021年油气销售的平均价格为每桶63.04美元，天然气每百万英热单位3.598美元[20] - 2021年第四季度石油和天然气收入为59667.16万美元，较2020年同期的31351.67万美元增长90.5%[115] - 2021年第四季度总成本和运营费用为27797.09万美元，较2020年同期的15976.03万美元增长73.9%[115] - 2021年第四季度基本每股收益为0.24美元，较2020年同期的每股亏损1.83美元显著改善[115] - 2021年12月31日的净收入为24,112,210美元，相较于2020年的净亏损160,254,277美元有显著改善[118] 用户数据 - 2021年平均销售量为2,574 BOE/d，其中95%为原油[54] - 2021年第四季度平均日销售量为9153桶油当量，较2020年同期的8790桶油当量增长4.1%[115] - 2021年第四季度油价平均为76.35美元/桶，较2020年同期的40.48美元/桶增长88.5%[115] - 2021年第四季度天然气平均价格为6.65美元/Mcf，较2020年同期的2.21美元/Mcf增长201.8%[115] 未来展望 - 预计2022年将继续增长生产、产生自由现金流并偿还债务[102] - 2022年第一季度总销售量预计在8,500至8,700桶/天之间，全年预计在9,000至9,600桶/天之间[103] - 2022年第一季度原油销售量预计在7,200至7,400桶/天之间，全年预计在7,800至8,350桶/天之间[103] - 2022年第一季度资本支出预计在1950万至2150万美元之间，全年预计在1.2亿至1.4亿美元之间[103] - 2022年第一季度新钻井数量为6口，全年预计在25至33口之间[103] - 2022年第一季度每桶运营费用（LOE）预计在10.90至11.25美元之间，全年预计在10.90至12.00美元之间[103] 新产品和新技术研发 - 通过CTR项目，长期运营费用减少约50%，未来拉拔成本减少高达75%[65] - 2021年完成了2口Phase III井，工作兴趣接近100%[54] 财务状况 - 2021年成功偿还500万美元债务[16] - 2021年总资产负债表显示，流动性保持良好，债务减少至$313M，现金盈余为$36M[97] - 2021年自由现金流（FCF）为$9.3M，较2020年Q4的$12.7M有所下降[90] - 2021年调整后EBITDA为$24.0M，较2020年Q4的$24.5M略有下降[86] - 2021年资本支出（Capital Expenditures）为11,292,707美元，较2020年的29,916,746美元下降62.3%[130] 负面信息 - 2021年自由现金流（Free Cash Flow）为9,305,306美元，较2020年同期的12,695,626美元下降26.5%[130] - 经营活动提供的净现金（Net Cash Provided by Operating Activities）为23,207,773美元，较2020年的72,159,255美元下降67.8%[130]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度公司自由现金流为930万美元，全年自由现金流为2050万美元，连续第九个季度实现正现金流 [9] - 2021年公司使用现金流偿还了2300万美元债务，其中第四季度偿还了500万美元，利息支出同比减少近18% [10] - 2021年第四季度调整后EBITDA和调整后净收入分别环比增长21%和46%，全年调整后EBITDA为8330万美元，调整后净收入为3060万美元，同比增长48% [11] - 2021年底公司流动性为6160万美元，环比增长10%，同比增长52% [12] - 2021年第四季度公司实现收入5970万美元，净收入2410万美元，调整后净收入为990万美元 [25] - 2021年全年公司实现收入1.963亿美元，净收入330万美元，调整后净收入为3060万美元 [26] - 2021年第四季度公司石油销售量为715163桶，天然气销售量为761682 Mcf，平均实现价格为每桶76.35美元和每Mcf 6.65美元 [28] - 2021年全年公司石油销售量为2686939桶，天然气销售量为2535188 Mcf，平均实现价格为每桶67.56美元和每Mcf 5.83美元 [29] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年第四季度公司平均日产量为9153桶油当量，其中85%为石油，环比增长11% [13] - 2021年公司钻探了11口井，其中8口位于西北陆架，3口位于中央盆地平台，完成了13口井，其中10口位于西北陆架，3口位于中央盆地平台 [14] - 2021年公司将25口井从井下电潜泵转换为杆泵，其中19口位于西北陆架，6口位于中央盆地平台 [16] - 2021年公司SEC批准的储量增长2%至7780万桶油当量，超过了全年产量 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年第四季度公司石油价格与NYMEX WTI的差价为每桶-1.12美元，天然气价格与Henry Hub的差价为每Mcf +1.85美元 [28] - 2021年全年公司石油价格与NYMEX WTI的差价为每桶-1.05美元，天然气价格与Henry Hub的差价为每Mcf +1.43美元 [28] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在2022年增加资本支出，以有机增长产量和调整后EBITDA，同时继续偿还债务 [18] - 公司预计2022年杠杆率将从2021年底的3.5倍降至2倍以下 [19] - 公司计划在2022年钻探25至33口井，完成25至30口井，主要集中在西北陆架 [22] - 公司将继续执行CTR再完井和资本修井计划，并分配约12%的资本支出用于此 [22] - 公司计划通过增加规模和规模来减少过去的波动性，并成为更可持续的公司 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计2022年全年产量将增长近10%，基于指导的中点 [21] - 公司预计2022年全年销售量为9000至9600桶油当量/天，2021年平均销售量为8519桶油当量/天 [34] - 公司预计2022年全年LOE为每桶油当量10.90至12美元，GPT成本为每桶油当量1.60至2美元 [36] - 公司预计2022年第一季度销售量为8500至8700桶油当量/天 [35] 其他重要信息 - 公司发布了首份ESG报告，并更新了公司指南以符合现代治理实践 [23] - 公司认为ESG对公司的长期可持续性至关重要，并将继续展示其重要性 [24] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2022年指导中是否包含第三方设施停机时间 - 公司表示2022年指导中已包含第三方设施停机时间的最佳估计，但仍存在不确定性，特别是天然气外输能力 [42] 问题: 2023年银行是否会继续要求对冲 - 公司表示2023年没有对冲要求，将采取机会主义对冲策略以保护现金流和债务偿还计划 [43] 问题: 出售Delaware盆地资产的收益用途 - 公司表示出售Delaware盆地资产的收益将用于进一步减少债务，同时增加流动性以支持潜在的并购机会 [49] 问题: 对冲策略和市场监测 - 公司表示每天监测市场，并在今年早些时候增加了1000桶/日的对冲合约以保护资本支出和债务偿还计划 [55] 问题: 钻机合同和通胀影响 - 公司表示与钻机承包商签订了五口井的滚动合同，允许根据通胀进行调整，预计供应链将在年内趋于稳定 [57] 问题: 如果价格下跌是否会增加活动 - 公司表示如果现金流增加，将加快资本支出计划，但受限于天然气外输能力和水处理能力 [65] 问题: 并购机会和竞争 - 公司表示更倾向于与资产所有者进行场外谈判，以保持低递减率和高利润率，但竞争激烈 [69] 问题: 中央盆地平台的钻井潜力 - 公司表示2022年计划在中央盆地平台钻探9口井，未来还有更多钻井机会 [83] 问题: CO2和水驱潜力 - 公司表示了解Riley Permian的CO2项目，并希望其成功，因为这可能为公司带来额外的采收率 [86]

公司土地与储量情况 - 截至2021年12月31日，公司租赁土地总面积为83,604英亩（净面积64,380英亩），拥有491口生产井（净333口），探明储量约7780万桶油当量，其中约98%由公司运营[15] - 公司探明储量以石油为主，石油占比约85%，天然气占比约15%；已开发储量占比约56%，未开发储量占比约44%[15] - 截至2021年12月31日，公司在西北大陆架拥有17,950英亩（净13,662英亩）已开发土地和17,860英亩（净11,993英亩）未开发土地，有79个已探明水平钻井位置和11个已探明垂直钻井位置[26] - 截至2021年12月31日，公司在中央盆地平台拥有24,203英亩（净18,882英亩）已开发土地和4,862英亩（净1,406英亩）未开发土地，有2个已探明垂直钻井位置和38个已探明水平钻井位置[33] - 截至2021年12月31日，公司在特拉华盆地拥有18,729英亩（净18,437英亩）已开发土地，有5个已探明垂直钻井位置和4个已探明水平钻井位置[33] - 截至2021年12月31日，公司在联邦土地的净面积为240英亩[110] - 截至2021年12月31日，公司拥有60882英亩（净50981英亩）已开发土地和22722英亩（净13399英亩）未开发土地[156] - 2019年公司收购西北 shelf地区49754英亩（净38230英亩）土地，截至2021年12月31日，该地区土地为35810英亩（净25655英亩）[158] - 2011年公司收购中央盆地平台地区土地，截至2021年12月31日，拥有29065英亩（净20288英亩）土地[159] - 2015年公司收购特拉华盆地地区19983英亩（净19679英亩）土地，截至2021年12月31日，拥有18729英亩（净18437英亩）已开发土地[160] - 截至2021年12月31日，公司估计已探明储量的税前PV - 10价值约为13.321亿美元，标准化贴现未来净现金流约为11.374亿美元[163] - 2019 - 2021年公司石油储量从71359014桶变为65838609桶，天然气储量从58271882立方英尺变为71773789立方英尺[169] - 2021年公司扩展和新发现储量4838 MBOE，负修正储量2172 MBOE[171] - 截至2021年12月31日，公司石油总储量65838609桶，天然气总储量71773789 Mcf，总储量77800907 BOE[174] - 2021年公司总探明储量约7780万桶油当量，其中约85%为石油，15%为天然气[183] - 截至2021年12月31日，约56%探明储量为已开发，44%为未开发[183] - 2021年公司花费约2290万美元将2899 MBOE储量从PUD转为PD[186] - 2021年未开发储量增加主要归因于扩展4110 MBOE[186] - 预计2022 - 2025年将转换34355269 BOE未开发储量为已开发，成本约2.93亿美元[188] - 公司探明油气储量由独立储量工程师Cawley, Gillespie & Associates确定和编制[190] - 截至2021年12月31日，公司总开发面积为60,882英亩（净面积50,981英亩），未开发面积为22,722英亩（净面积13,399英亩），总面积为83,604英亩（净面积64,380英亩）[197] 公司收购情况 - 2019年4月公司完成收购，该收购贡献了公司在西北大陆架的所有土地面积，以及截至2019年12月31日8110万桶油当量探明储量中的约4530万桶油当量[23] 公司销售与客户情况 - 2021财年，公司向菲利普斯66公司、NGL Crude Partners和BP能源公司的销售额分别占油气收入的76%、7%和6%；截至2021年12月31日，这三家公司分别占公司应收账款的75%、8%和4%[35] 公司钻探作业情况 - 2021年第一季度公司完成4口井的钻探并投产，全年分阶段增加新井，还进行了多次泵转换作业[25] - 2021年第二季度公司完成第二阶段钻探计划，投产3口新水平井，并进行了多次泵转换作业[25] - 2021年第三季度公司完成第三阶段钻探计划，在西北大陆架和中央盆地平台各钻成2口水平井，并进行了多次泵转换作业[25] - 2021年，公司在二叠纪盆地的西北大陆架和中央盆地平台钻了11口总井（净井9.91口），并投产；还投产了2020年12月钻的2口总井（净井1.998口）；此外，还参与了西北大陆架的2口非作业总井（净井0.23口）[205] 环保法规相关情况 - 2012和2016年，EPA发布新源性能标准，监管油气勘探、生产、加工和运输设施排放[54] - 2015年10月，EPA将臭氧主要国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，2020年12月宣布维持70ppb不变[55] - 2016年5月12日，EPA修订法规，对油气行业某些新设备、工艺和活动的甲烷和挥发性有机化合物排放设定新标准[54] - 2016年6月，EPA发布最终规则，禁止陆上非常规油气开采设施将废水排入公共污水处理厂[59] - 2017年3月28日，特朗普政府要求EPA审查2016年法规并酌情撤销或修订[54] - 2019年10月22日，EPA和陆军工程兵团发布最终规则，废除2015年WOTUS规则[60] - 2020年4月21日，EPA和陆军工程兵团颁布可航行水域保护规则，6月22日生效[60] - 2020年9月，EPA最终确定对2016年标准的修订，取消油气源类别中的传输和存储部分[54] - 2021年11月，EPA提议新源性能标准和排放指南，以减少油气行业新老污染源的甲烷和其他污染[54] - 新墨西哥州石油保护局要求油气运营商到2026年底捕获98%的天然气废物，新规于2021年5月25日生效[56] - 2021年新墨西哥州石油保护司宣布应对二叠纪盆地地震活动增加的新计划，特定地区废水注入待批许可证将受额外报告和监测要求约束[64] - 2014年2月美国环保署发布关于压裂作业中使用柴油燃料的许可指南，2016年6月发布废水排放限制准则[65] - 2015年3月美国土地管理局发布关于联邦和印第安土地水力压裂的最终规则，2016年6月被怀俄明联邦法院推翻，2017年12月该规则被废除，现任政府打算审查废除决定[65] - 2014年得克萨斯铁路委员会通过规则，要求处置井许可证申请者提供地震活动数据，可修改、暂停或终止造成地震活动的处置井许可证[66] - 2019年7月1日新墨西哥州《采出水法案》生效，规范采出水的排放、处理、运输、储存、回收或处理[66] - 2021年1月新墨西哥州参议员提出法案，禁止压裂作业使用部分淡水，要求披露采出水化学成分，增加采出水泄漏处罚，还提出阻止颁发新压裂许可证至2025年的法案[67] - 2009年12月美国环保署发布危害认定，基于此实施相关法规，对温室气体排放设定建设和运营许可要求[69] - 2016年6月美国环保署敲定减少石油和天然气行业甲烷排放的规则，2017 - 2020年多次修订，现任政府打算审查2020年规则[70] - 2021年11月美国参与格拉斯哥气候大会，达成《格拉斯哥气候协定》，美欧联合宣布启动“全球甲烷承诺”，目标到2030年将全球甲烷污染至少减少30%，美国承诺到2030年将净温室气体排放量比2005年水平降低50 - 52%[73] - 2021年11月拜登签署1万亿美元基础设施法案，包含气候相关投资[73] 公司员工情况 - 截至2021年12月31日，公司有53名全职员工，其中26%为女性，约三分之一为少数族裔[80][81] 公司衍生品合约情况 - 截至2021年12月31日，公司已签订2022年每日3129桶石油的衍生品合约，油价互换价格在44.22 - 50.05美元，加权平均互换价格为46.60美元[96] 野生动物保护相关情况 - 2011年和解协议要求美国鱼类和野生动物管理局在2017财年结束前确定是否将超250个物种列为濒危或受威胁物种，虽错过期限但仍在审查[75] - 2020年1月新规则明确只有故意捕获受保护候鸟才会被起诉，2021年12月该规则被撤销，恢复禁止附带捕获的规定[75] 公司运营风险情况 - 公司业务面临火灾、爆炸、井喷等运营风险，可能导致财产损失、环境损害和业务暂停[76][77] - 公司为部分运营风险投保，但可能因前任所有者或运营商造成的环境损害承担无保险责任[78] - 公司采用最新水平钻井和完井技术，面临井眼定位、套管下入等额外风险[90][91] - 公司开展原油和天然气价格套期保值交易，可减少价格不确定性但可能限制潜在收益并带来财务损失风险[96][97] - 伦敦银行同业拆借利率（LIBOR）将于2023年6月30日停止公布，向替代参考利率过渡存在不确定性[98] - 2020年下半年公司经历重大领导层变动，2021年第一季度任命新首席财务官[105] - 自然灾害、疫情、恐怖主义等可能对公司业务运营、经营成果和财务状况产生不利影响[102] - 油气价格大幅或持续下跌可能影响公司业务、财务状况和运营结果，还可能导致资产减记和借款基数降低[106][109][112][115] - 油气勘探和生产活动存在诸多风险，可能影响公司业务和财务状况[110] - 油气储量估计存在不确定性，可能影响储量数量和现值[116] - 公司在油气行业面临激烈竞争，可能影响财务状况和经营结果[123] - 2021年1月拜登签署行政命令暂停联邦土地和水域新油气租赁，6月法院禁止实施暂停，租赁恢复，但诉讼仍在进行；2022年2月法官裁决导致联邦机构延迟发放新油气租赁和许可证[133] - 公司生产销售受限可能导致运输成本增加、潜在买家减少、售价降低甚至失去租赁权[126] - 邻井开采可能导致公司探明储量枯竭、生产中断、运营成本增加[127] - 多井平台钻井会延迟生产开始时间，导致运营结果波动，一个平台出现问题会影响所有井的生产[128] - 极端天气会影响公司钻探、完井和生产活动，导致生产损失、运营和资本成本增加[129] - 保护野生动物的钻探限制会导致公司运营延迟、运营和资本成本增加[130] - 水相关的立法和监管举措可能影响公司未来业务、财务状况、运营结果和前景[132] - 公司运营受复杂法律影响，不遵守可能导致运营暂停或终止、承担行政、民事和刑事处罚[133][134] - 气候变化相关法规可能增加公司运营成本、限制勘探和生产活动、减少油气需求[137][138][141] 公司财务与资本情况 - 2020年12月31日止年度，公司记录了2.775亿美元的非现金减记，2019年和2021年未发生减记[113] - 公司采用完全成本法核算油气资产，上限测试中未来净收入按10%的年利率折现[113] - LIBOR过渡可能对公司净投资收入、公允价值和投资回报产生不利影响[101] - 公司信贷安排承诺借款和信用证额度为3.5亿美元，截至2021年12月31日，已使用2.9亿美元[144] - 公司董事会有权发行最多5000万股优先股，目前尚未发行[150] - 内华达州法律对公司与持有10%或以上流通普通股股东的合并和业务组合有限制[151] - 2020年和2021年公司在收购和资本项目上花费约9510万美元[163] - 2021年未来净现金流标准化度量为11.37亿美元，2020年为5.56亿美元，2019年为9.23亿美元[180] - 2021 - 2019年，公司石油总产量分别为2,686,940桶、2,801,528桶、3,536,126桶；天然气总产量分别为2,535,188千立方英尺、2,494,502千立方英尺、2,476,472千立方英尺；总生产量（桶油当量）分别为3,109,108桶油当量、3,217,278桶油当量、3,948,871桶油当量[199] - 2021 - 2019年，公司石油平均销售价格分别为每桶67.56美元、38.95美元、54.27美元；天然气平均销售价格分别为每千立方英尺5.83美元、1.57美元、1.54美元；总平均销售价格（每桶油当量）分别为63.14美元、35.13美元、49.56美元[201] - 2021 - 2019年，公司平均租赁经营费用（每桶油当量）分别为9.75美元、9.25美元、10.69美元；平均集输、运输和处理成本（每桶油当量）分别为1.39美元、1.27美元、0.73美元；平均从价税（每桶油当量）分别为0.73美元、0.97美元、0.86美元；平均生产税（每桶油当量）分别为2.93美元、1.63美元、2.31美元[201] - 2021 - 2020年，公司平均生产成本（每桶油当量）分别为11.88美元、11.49美元；平均生产税（每桶油当量）分别为2.93美元、1.63美元[

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度调整后EBITDA为1970万美元，自由现金流为260万美元，同时偿还了550万美元的银行债务 [12] - 第三季度末流动性约为5600万美元，较第二季度末增长9% [12] - 第三季度收入为4940万美元，净利润为1420万美元，摊薄后每股收益为012美元，调整后净利润为680万美元，摊薄后每股收益为007美元 [23] - 第三季度经营活动现金流为1630万美元，资本支出为1370万美元，自由现金流为260万美元 [24] - 第三季度石油销售量为659247桶，天然气销售量为594841 Mcf，总计758387 BOE [24] - 第三季度石油实现价格为6961美元/桶，天然气实现价格为586美元/Mcf，平均实现价格为6511美元/BOE [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度销售量为758387 BOE，或8243 BOE/天，较第二季度的792551 BOE或8709 BOE/天下降4% [13] - 第三季度完成了10次CTR作业，其中7次在西北架区域，3次在中部盆地平台区域，截至9月30日，全年共完成24次CTR作业 [15] - 第三季度钻探了4口井，包括西北架区域的2口1英里水平井和中部盆地平台区域的2口15英里水平井 [19] - 第四季度计划钻探2口井，包括西北架区域的1口1英里水平井和中部盆地平台区域的1口15英里水平井 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度原油和天然气价格上涨，抵消了销售量下降的影响，总收入较第二季度增长3% [16] - 西北架区域和中部盆地平台区域的第三方处理设施容量限制导致天然气销售量低于预期 [14] - 西北架区域的工厂限制也因高压导致石油销售量下降 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司2021年的首要任务是减少债务以加强资产负债表 [11] - 公司计划通过有机机会维持生产和流动性，并专注于产生强劲现金流以进一步偿还债务 [11] - 公司2021年的钻井计划旨在投资回报率最高的机会，以减缓产量下降并最大化现金流 [17] - 公司计划在2022年继续专注于产生自由现金流，并通过债务减少和EBITDA增长改善债务与EBITDA比率 [36] - 公司正在积极寻求战略收购机会，以改善杠杆比率并为现有股东带来增值 [37][38] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计第四季度销售量为8800至9200 BOE/天，其中石油销售量为7500至7900桶/天 [29] - 公司预计第四季度平均提升成本为1050至1150美元/BOE [30] - 公司预计第四季度资本支出为1100万至1500万美元，资金来自手头现金和运营现金流 [31] - 公司预计2022年将保持单钻机作业，以利用强劲的商品价格增加收入和收益 [40] - 公司正在制定2022年的资本预算，预计将在西北架和中部盆地平台区域实现显著的生产增长 [40] 其他重要信息 - 公司正在准备发布其首份可持续发展报告，预计将在年底前发布 [40] - 公司正在与多个潜在买家讨论出售其特拉华盆地资产的事宜，但由于融资问题，销售进程仍在进行中 [39] - 公司正在评估2022年的钻井计划，并计划在2022年逐步增加资本分配以推动增长 [61][63] 问答环节所有的提问和回答 问题: 中部盆地平台区域钻井成功的因素 - 公司对中部盆地平台区域的钻井结果非常满意，通过改进完井技术和地质评估，取得了积极的经济效果 [47][48][49] - 公司还通过地质导向技术优化了井的着陆区域，进一步提高了钻井成功率 [50] 问题: 第四季度钻井计划 - 公司已完成第四季度的钻井计划，并释放了两台钻机，目前正在评估2022年的钻井计划 [51][52] - 公司正在确保供应链问题不会影响钻井计划，并计划在2022年逐步增加资本分配以推动增长 [54][61] 问题: 2022年资本计划 - 公司计划在2022年逐步增加资本分配以推动增长，同时继续改善杠杆比率 [61][63] - 公司预计2022年将保持单钻机作业，以利用强劲的商品价格增加收入和收益 [40] 问题: 天然气处理设施的容量限制 - 公司预计第四季度的销售量已经考虑了第三方处理设施的容量限制问题 [97][100] - 公司正在安装压缩机以增加天然气销售量，并与其他方讨论替代方案 [99] 问题: 银行重新确定贷款额度 - 公司正在与银行进行贷款额度的重新确定，预计结果将非常有利，流动性将保持强劲 [101][102] 问题: 特拉华盆地资产出售进展 - 公司正在与多个潜在买家讨论出售其特拉华盆地资产的事宜，但由于融资问题，销售进程仍在进行中 [79][80] - 公司希望确保交易能够改善杠杆比率并为现有股东带来增值 [82][84] 问题: 2022年并购计划 - 公司正在积极寻求战略收购机会，主要关注二叠纪盆地区域，特别是中部盆地平台和西北架区域 [89][90] - 公司希望收购能够带来高利润率、低递减率和盈利能力的资产 [91]

业绩总结 - 2021年第三季度净收入为1420万美元[11] - 调整后EBITDA为1971万美元[12] - 自由现金流为261万美元[14] - 2021年第三季度石油和天然气收入为49,376,176美元，较2021年第二季度的47,760,102美元增长3.4%[105] - 2021年第三季度净收入为14,163,934美元，而2021年第二季度为亏损15,887,159美元[105] - 2021年第三季度每股基本收益为0.14美元，较2021年第二季度的每股亏损0.16美元有所改善[105] - 2021年迄今已成功完成12口井，产生5900万美元的调整后EBITDA[21] 用户数据 - 每日净销售量为8243 Boe/d，其中87%为原油[17] - 2021年第三季度石油销售量为659,247桶，较2021年第二季度的702,408桶下降6.1%[105] - 2021年第三季度天然气销售量为594,841千立方英尺，较2021年第二季度的540,857千立方英尺增长10%[105] - 2021年第三季度每桶油当量的平均销售价格为65.11美元，较2021年第二季度的60.26美元增长8.5%[105] 财务状况 - 截至2021年9月30日，公司总资产为678,618,843美元，相较于2020年12月31日的663,456,197美元增长了2.3%[108] - 2021年9月30日的总负债为402,981,349美元，相较于2020年12月31日的368,690,384美元增长了9.3%[108] - 2021年9月30日的股东权益总额为275,637,494美元，较2020年12月31日的294,765,813美元下降了6.5%[108] - 2021年9月30日的流动负债总额为85,173,973美元，较2020年12月31日的36,941,737美元增长了130.0%[108] 资本支出与成本 - 2021年第三季度的资本支出为13.7百万美元[58] - 2021年第四季度的资本支出预计在11至15百万美元之间[86] - 2021年第三季度的运营费用为10.6百万美元[52] - 2021年第三季度的折旧、耗竭和摊销费用为每桶12.28美元，较2021年第二季度的11.70美元有所上升[105] - 2021年第三季度的租赁运营费用为每桶9.21美元，较2021年第二季度的9.37美元有所下降[105] 未来展望 - 2021年第四季度的油气生产成本预计在每桶油当量10.50至11.50美元之间[79] - 2021年迄今已减少债务1800万美元[21] 其他信息 - 2021年第三季度的利息支出为3.4百万美元，较前几个季度有所减少[59] - 2021年第三季度的管理费用（包括基于股份的补偿）为4,433,251美元，较2021年第二季度的3,757,152美元增长18%[105] - 2021年9月30日的现金及现金等价物为2,046,946美元，较2020年9月30日的17,920,817美元下降了88.6%[108]

业务运营情况 - 2021年第三季度公司钻成并投产4口新井，预计全年完成13口水平井，其中2口于2020年开钻[127] - 2021年第三季度末，公司西北大陆架和中央盆地平台CTR转换总数达24次[127] 债务偿还与信贷情况 - 截至2021年9月30日的三个月，公司用运营多余现金偿还550万美元长期债务，本金余额降至2.95亿美元[127] - 截至2021年9月30日，信贷安排下的未偿还金额为2.95亿美元，公司遵守了信贷安排中的所有契约[169] - 截至2021年9月30日，公司信贷安排下未偿还借款2.95亿美元，加权平均年利率4.4%，利率增减1%，年化利息费用相应增减约300万美元[193] 油气销售情况（2021年9月30日止三个月） - 2021年9月30日止三个月，油气销售收入增至4937.6176万美元，较2020年同期增加1790.9632万美元[127][137] - 2021年9月30日止三个月，石油销售均价较2020年同期增长79%，天然气销售均价增长199%[137] - 2021年9月30日止三个月，石油销量降至65.9247万桶，较2020年同期减少12.2379万桶；天然气销量增至59.4841万立方英尺，较2020年同期增加1.3718万立方英尺[137] 费用情况（2021年9月30日止三个月） - 2021年9月30日止三个月，总租赁运营费用降至698.3196万美元，较2020年同期减少约11%[138] - 2021年9月30日止三个月，折旧、损耗、摊销和增值费用降至931.0524万美元，较2020年同期减少151.6465万美元[142] - 2021年9月30日止三个月，一般及行政费用增至443.3521万美元，较2020年同期增加193.6324万美元[143] - 2021年9月30日止三个月，利息费用降至355.1462万美元，较2020年同期减少90.5788万美元[144] 收益与净收入情况（2021年第三季度） - 2021年第三季度，衍生品合约公允价值变动带来收益820.07万美元，2020年同期为损失622.85万美元[146] - 2021年第三季度，公司净收入为1416.39万美元，2020年同期净亏损196.16万美元[147] 油气销售情况（2021年前三季度） - 2021年前三季度，油气销售收入增至1.37亿美元，较2020年同期增加5496.53万美元，主要因大宗商品价格上涨[149] - 2021年前三季度，石油销售均价同比增长68%至64.37美元/桶，天然气销售均价同比增长322%至5.48美元/千立方英尺[149] 费用情况（2021年前三季度） - 2021年前三季度，公司总租赁运营费用增至2263.43万美元，即9.98美元/桶油当量，总集输、运输和处理成本增至288.33万美元，即1.27美元/桶油当量[150] - 2021年前三季度，公司折旧、损耗、摊销和增值费用降至2669.38万美元，较2020年同期减少515.43万美元[152] - 2021年前三季度，公司一般和行政费用增至1110.34万美元，较2020年同期增加139.40万美元[154] - 2021年前三季度，公司利息费用降至1094.80万美元，较2020年同期减少201.08万美元[155] 净亏损情况（2021年前三季度） - 2021年前三季度，公司净亏损2078.93万美元，较2020年同期的9315.76万美元有所收窄[158] 衍生品合约情况 - 2020年2 - 3月，公司签订WTI原油无成本领口期权合约，2021年1 - 12月每日交易4500桶[170] - 2020年11 - 12月，公司签订2021年每日4500桶、加权平均价45.42美元和2022年每日1750桶、加权平均价44.84美元的互换合约；2021年1 - 2月，签订2022年每日500桶、加权平均价48.53美元的互换合约[171] - 2020年5月，公司解除2020年6 - 7月无成本领口期权合约，获得现金付款5435136美元[171] - 2020年11月，公司签订2021年每日6000 MMBtu、价格2.991美元和2022年每日5000 MMBtu、价格2.726美元的天然气互换合约；2021年3月30日，解除2021 - 2022年剩余天然气互换合约，实现价值581424美元[172] - 2021年5月，公司回购2021年6月1日至12月31日每日1500桶的看涨期权，并签订2022年约每日879桶的互换合约，无净成本[173] - 2020 - 2021年公司签订多份不同日期、不同数量、不同价格的WTI原油成本领口期权、看跌期权和互换合约[175] 应收账款与客户销售占比情况 - 截至2021年9月30日，公司石油和天然气生产销售应收账款约2030万美元，联合权益伙伴应收账款约170万美元[198] - 2021年第三季度，公司向菲利普斯66、NGL Crude和BP三家客户的销售分别占油气收入的78%、6%和6%；截至2021年9月30日，这三家客户分别占公司应收账款的79%、5%和3%[198] 衍生品工具约束交易量情况 - 截至2021年9月30日，公司100%受衍生品工具约束的交易量来自信贷安排下的贷款人[178]