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]

业绩总结 - 公司2021年第二季度平均净销售量为8,709桶油当量/天，较2021年第一季度增长11%[10][33] - 2021年第二季度调整后EBITDA为2060万美元，自由现金流为560万美元[10][36] - 2021年6月30日的石油和天然气收入为47,760,102美元，较2020年同期增长348%[114] - 2021年6月30日的总成本和运营费用为24,524,849美元，较2020年同期下降85%[114] - 2021年6月30日的净亏损为15,887,159美元，相较于2020年同期有所改善[114] - 2021年上半年净亏损累计为34,953,252美元，较2020年上半年的91,195,948美元显著减少[128] 用户数据 - 2021年6月30日的平均日销售量为8,709 Boe/d，较2020年同期增长59%[114] - 2021年6月30日的油价平均为每桶65.00美元，较2020年同期增长168%[114] - 2021年6月30日的天然气平均价格为每千立方英尺3.90美元，较2020年同期增长638%[114] 财务状况 - 截至2021年6月30日，公司总资产为675,696,822美元，较2020年12月31日增长3.7%[119] - 截至2021年6月30日，公司现金及现金等价物为2,670,242美元，较2020年12月31日下降25.3%[119] - 截至2021年6月30日，公司应收账款为21,679,567美元，较2020年12月31日增长44.4%[119] - 截至2021年6月30日，公司流动负债总额为44,128,214美元，较2020年12月31日增长35.9%[119] - 截至2021年6月30日，公司总负债为415,000,723美元，较2020年12月31日增长12.5%[119] - 截至2021年6月30日，公司股东权益总额为260,696,099美元，较2020年12月31日下降11.5%[119] 成本与支出 - 2021年第二季度每桶油的提升成本为10.50美元[38] - 2021年第二季度资本支出约为540万美元，主要用于钻探和完井[10][33] - 2021年下半年的资本支出预计在3000万至3500万美元之间[102] - 2021年第二季度的折旧、耗竭和摊销费用为9,275,126美元，较2020年同期增长14.4%[119] 未来展望 - 公司在2021年第二季度完成并投入生产3口NWS第二阶段井，按计划和预算进行[33] - 2021年上半年公司减少长期债务1250万美元[33] 其他信息 - 2020年公司成功实施的成本削减策略使得运营费用降低25%，管理费用降低31%[30] - 2021年第二季度的未实现损失（衍生品公允价值变动）为22,840,907美元，较2021年第一季度有所减少[129]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第二季度公司销售了792,551桶油当量（BOE），相当于每天8,709桶油当量，较第一季度的716,422桶油当量（每天7,960桶）增长了11% [9] - 第二季度调整后的EBITDA为2060万美元，自由现金流为560万美元，公司利用大部分自由现金流偿还了500万美元的银行债务 [14] - 第二季度收入为4780万美元，净亏损为1590万美元，每股亏损016美元，调整后的净收入为730万美元，每股收益007美元 [17] - 第二季度现金流为1710万美元，资本支出为1150万美元，自由现金流为560万美元 [18] - 第二季度原油销售价格为每桶65美元，天然气销售价格为每Mcf 390美元，平均每BOE价格为626美元 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 西北架（Northwest Shelf）Phase I和Phase II钻井项目成功，Phase I的四口井每天每口井生产280桶油当量，Phase II的三口井在6月最后28天每天每口井生产270桶油当量 [9][10] - 由于第三方处理设施的持续停机和西北架的管道容量限制，天然气销售受到影响，尽管天然气对公司总收入的影响较小 [11][12] - 公司计划在第四季度启动Phase IV钻井项目，预计投资回报期在一年以内 [15] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计2021年下半年销售量为每天8,700至9,200桶油当量，其中原油销售量为每天7,700至8,100桶 [22] - 公司预计2021年下半年每桶油当量的平均提升成本为1050至1100美元 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划通过Phase III和Phase IV钻井项目维持或略微增长产量，并继续通过自由现金流偿还债务 [24] - 公司正在出售其Delaware资产，并寻求战略性收购，以改善杠杆比率并增强资产负债表 [27][28] - 公司将继续专注于成为债务与EBITDA比率的行业领导者，并通过资本支出优化收入生成和EBITDA [26][52] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对第二季度的整体表现感到满意，并认为当前的油价环境为公司进入2022年提供了强劲的起点 [8][16] - 管理层预计2021年下半年的销售量和资本支出将保持在预期范围内，并计划通过现有现金和运营现金流资助所有支出 [22][23] 其他重要信息 - 公司预计2021年下半年的资本支出为3000万至3500万美元，包括钻井、完井、基础设施升级和CTR项目 [23] - 公司计划在2022年继续推进CTR项目，并将部分资本支出用于油井重新激活和重新完井 [67][69] 问答环节所有的提问和回答 问题: Phase III和Phase IV钻井项目的井长和成本通胀 - 西北架的Phase III和Phase IV井预计为1英里水平井，中央盆地平台（CBP）的井预计为15英里水平井，成本上涨幅度在10%至20%之间，主要由于套管和管材价格上涨 [38][41] 问题: Phase III和Phase IV钻井项目的完成时间和对冲策略 - Phase III井预计在第三季度末上线，Phase IV井预计在第四季度末上线，公司计划在2022年采取机会主义的对冲策略以保护现金流 [43][44] 问题: 债务偿还与生产增长的平衡 - 公司目前专注于通过资本项目维持或略微增长产量，以继续偿还债务，随着杠杆比率的改善，公司将逐步增加资本支出以推动生产增长 [48][49] 问题: 2021年底的生产预期 - 公司预计2021年底的销售量将超过下半年指导的高端，并计划通过Phase III和Phase IV钻井项目为2022年奠定坚实基础 [51][52] 问题: 钻井项目的决策和成本控制 - 公司决定使用两台钻机以优化完井日期并应对服务可用性问题，Phase IV项目将恢复为单台钻机 [59][60] 问题: 生产指导的保守性 - 由于天然气处理设施的持续停机和完井日期的延迟，公司对下半年的生产指导保持谨慎 [62][63] 问题: 油井转换和重新完井计划 - 公司将继续推进油井转换计划，并保留部分资本支出用于重新完井和CTR项目 [67][69] 问题: 并购交易的潜在结构 - 公司更倾向于现金交易，但也考虑股票和现金组合的交易，前提是交易能够改善杠杆比率并为股东带来增值 [77][78]

业绩总结 - 2021年第二季度日均销售量为8,709 Boe/d，其中89%为原油，较2021年第一季度增长11%[15] - 2021年第二季度调整后EBITDA为2060万美元，自由现金流为560万美元[15] - 2021年第二季度的石油和天然气收入为47,760,102美元，较2020年同期的10,636,593美元增长348%[108] - 2021年第二季度的总运营费用为24,524,849美元，较2020年同期的167,482,290美元下降85%[108] - 2021年第二季度的净亏损为15,887,159美元，相较于2020年同期的135,000,066美元有所改善[108] - 2021年第二季度的基本每股亏损为0.16美元，较2020年同期的1.99美元有所改善[108] - 2021年上半年净亏损为34,953,252美元，相较于2020年上半年的91,195,948美元亏损减少61.7%[112] 用户数据 - 2021年第二季度的平均日销售量为8,709桶油当量，较2020年同期的5,487桶油当量增长59%[108] - 2021年第二季度的油价平均实现价格为每桶65.00美元，较2020年同期的24.23美元增长168%[108] - 2021年第二季度的天然气平均实现价格为每千立方英尺3.90美元，较2020年同期的0.53美元增长638%[108] 未来展望 - 2021年下半年的资本支出预计在30至35百万美元之间，计划钻探和完井新井数量为6至8口[84][81] - 2021年下半年的总销售量预计在8,700至9,200 Boe/d之间，油的销售量在7,700至8,100 Bo/d之间[73][74] - 公司在未来的运营中预计将实现80%的未来拉拔成本降低[43] 新产品和新技术研发 - 2021年第二季度的每桶油当量的平均成本为60.26美元，较2020年同期的21.30美元增长184%[108] - 2021年第二季度的运营费用（每Boe）预计在10.50至11.00美元之间[77] 财务状况 - 截至2021年6月30日，公司总资产为675,696,822美元，较2020年12月31日的663,456,197美元增长了1.8%[112] - 2021年6月30日的总负债为415,000,723美元，较2020年12月31日的368,690,384美元增长了12.5%[112] - 2021年6月30日的股东权益为260,696,099美元，较2020年12月31日的294,765,813美元下降了11.6%[112] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年第二季度的调整后EBITDA利润率为43%，低于2021年第一季度的48%[122] - 2021年第二季度的未实现损失（衍生品公允价值变动）为22,840,907美元[122] - 2021年上半年自由现金流为8,427,094美元，较2020年上半年的-11,697,463美元显著改善[118]

钻探与完井计划 - 2021年公司预计在西北大陆架和中央盆地平台钻探11 - 13口、完井13 - 15口水平井，原计划在西北大陆架钻探6 - 8口、完井8 - 10口水平井[127] - 2021年第二季度，公司钻成并完井3口1英里长的西北大陆架圣安德烈斯水平井，工作权益约74%；第一季度完井4口西北大陆架圣安德烈斯井，工作权益约99%[127] 债务情况 - 截至2021年6月30日的三个月，公司用运营多余现金偿还500万美元长期债务，使未偿还长期债务余额降至3.005亿美元[127] - 2021年6月10日借款基数第四修正案将2022年“2020年秋季借款基数套期保值”定义从4000桶/日修改为3100桶/日，重申借款基数为3.5亿美元，截至6月30日，信贷安排未偿还债务为3.005亿美元[136] - 截至2021年6月30日，信贷安排下未偿还金额为3.005亿美元，公司遵守所有契约[168] - 截至2021年6月30日，公司信贷安排下未偿还借款为3亿美元50万，加权平均年利率为4.4%；利率增减1%，年化利息费用相应增减约300万美元[191] 石油和天然气销售数据 - 2021年3月至6月，石油和天然气销售收入从2020年同期的1063.6593万美元增至4776.0102万美元，增加3712.3509万美元；石油销量从42.9751万桶增至70.2408万桶，平均每桶实现价格从24.23美元增至65美元，涨幅168%；天然气销量从41.7491万立方英尺增至54.0857万立方英尺，平均每千立方英尺实现价格从0.53美元增至3.9美元，涨幅632%[137] - 2021年上半年油气销售收入增至8726.26万美元，2020年同期为5020.69万美元，主要因产量和价格上升[149] - 2021年上半年石油销量增至131.25万桶，2020年同期为128.54万桶，平均每桶油价从38.16美元涨至61.74美元，涨幅62%[149] - 2021年上半年天然气销量降至117.87万立方英尺，2020年同期为118.30万立方英尺，平均每立方英尺天然气价格从0.98美元涨至5.28美元，涨幅441%[149] 套期保值协议 - 2021年6月30日止三个月，公司签订2022年879桶/日的石油互换协议，平均价格49.03美元；2021年有3000桶/日的无成本领口期权、1500桶/日的地板期权和4500桶/日的互换协议，2022年有3129桶/日的互换协议[133] - 2020年11 - 12月，公司签订2021年4500桶/日、加权平均价45.42美元和2022年1750桶/日、加权平均价44.84美元的互换合约；2021年1 - 2月，签订2022年500桶/日、加权平均价48.53美元的互换合约[170] - 2020年11月，公司签订2021年6000 MMBtu/日、价格2.991美元和2022年5000 MMBtu/日、价格2.726美元的天然气互换合约；2021年3月30日，平仓2021和2022年剩余天然气互换合约，实现价值581424美元[171] - 2021年5月，公司回购2021年6月1日至12月31日1500桶/日的看涨期权，并签订约879桶/日、无净成本的2022年互换合约[172] 费用指标变化 - 2021年6月30日止三个月，公司总租赁运营费用每桶油当量从2020年同期的11.31美元降至9.37美元，降幅约17%，但总费用从564.633万美元增至742.4488万美元，涨幅约31%[138] - 2021年6月30日止三个月，生产税占石油和天然气销售的比例从2020年同期的4.1%微升至4.6%[141] - 2021年6月30日止三个月，折旧、损耗、摊销和增值费用从2020年同期的733.8108万美元增至927.5126万美元，增加193.7018万美元[142] - 2021年6月30日止三个月，利息费用从2020年同期的425.304万美元降至365.4529万美元，减少59.8511万美元[144] - 2021年上半年总租赁运营费用增至1565.11万美元，每桶油当量成本从9.63美元涨至10.37美元[150] - 2021年上半年生产税占油气销售的比例为4.6%，2020年同期为5%[151] - 2021年上半年折旧、损耗、摊销和增值费用降至1738.33万美元，2020年同期为2102.11万美元[152] - 2021年上半年利息费用降至739.65万美元，2020年同期为850.15万美元，因平均每日余额减少6190万美元[155] 净亏损情况 - 2021年第二季度净亏损1588.72万美元，2020年同期为1.35亿美元[147] 现金与应收账款情况 - 截至2021年6月30日，公司现金为267.02万美元，2020年12月31日为357.86万美元[161] - 截至2021年6月30日，公司石油和天然气生产销售应收账款约2170万美元，联合权益伙伴应收账款约190万美元[196] 客户销售与应收账款占比 - 2021年第二季度末，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5%；截至2021年6月30日，这三家客户分别占应收账款的85%、5%和1%[196] 市场风险与法规约束 - 公司面临的主要市场风险包括油气价格波动、运营风险、资产和业务整合能力以及环境问题和义务等[181] - 公司业务受联邦、州和地方法律法规约束，合规可能带来重大成本和努力[187] 利率衍生工具与表外安排 - 公司目前未使用利率衍生工具管理利率变动风险，也无表外安排[192][180] 披露控制与财务报告内部控制 - 公司披露控制和程序有效，确保信息按规定时间记录、处理、汇总和报告，并传达给管理层[200] - 公司将持续监测和评估披露控制程序及财务报告内部控制有效性，必要时采取行动和改进[201] - 公司定期审查财务报告内部控制系统，一季度会计和报告职能随总部搬迁从塔尔萨转移[202] - 截至2021年6月30日的三个月内，除上述情况外，财务报告内部控制无重大影响变化[203] 人员变动 - 2021年3月24日，Travis Thomas被任命为首席财务官，取代William Broaddrick[202] 期权解除与现金收入 - 2020年5月，公司解除2020年6 - 7月无成本领口期权，收到现金付款5435136美元[170]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度销售收入为716,422桶油当量（BOE），日均7,960 BOE，较第四季度下降约15% [8] - 第一季度调整后EBITDA为1900万美元，贡献了近300万美元的自由现金流 [15] - 第一季度收入为3950万美元，净亏损1910万美元，每股亏损019美元 [16] - 第一季度平均原油销售价格为58美元/桶，较第四季度增长43% [13] - 第一季度天然气平均销售价格为646美元/Mcf，较第四季度增长近三倍 [14] - 第一季度自由现金流为290万美元，资本支出为1450万美元 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在西北陆架（Northwest Shelf）完成了四口井的钻探，3月份总产量为37,550 BOE [12] - 公司将九口井从电潜泵转换为杆泵（CTR），其中七口位于西北陆架，两口位于中央盆地平台（Central Basin Platform） [10] - 公司计划在2021年继续推进CTR项目，以降低运营成本并稳定生产水平 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司第一季度原油销售量为610,121桶，天然气销售量为637,808 Mcf [17] - 公司预计2021年全年平均销售量为9,000至9,500 BOE/天，其中85%至87%为原油 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于资本纪律，优先投资于高回报项目，以生成可持续的自由现金流 [31][33] - 公司计划通过资产剥离和战略收购来优化资产组合，降低盈亏平衡成本 [34][36] - 公司将继续推进西北陆架第二阶段的钻探计划，预计所有三口井将在5月底前投产 [32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前的高油价环境为资产剥离和战略收购提供了有利条件 [36] - 公司预计未来将通过股权融资进行收购，以改善债务与EBITDA比率并增强资产负债表 [37][38] - 公司将继续推进债务偿还计划，目标是将债务与EBITDA比率降至35以下 [56] 其他重要信息 - 公司宣布启动Delaware盆地资产的出售流程，并已收到市场的高度关注 [34] - 公司投资者关系负责人David Fowler将离职，成立新公司Permian Energy Partners [39][40] - 公司已聘请Al Petrie Advisors协助投资者关系工作 [42] 问答环节所有的提问和回答 问题: 公司如何应对第一季度风暴对生产的影响并维持2021年生产目标 [48] - 公司预计从6月1日起需要日均生产9,400至9,500 BOE以实现全年9,000 BOE/天的目标 [49] 问题: 高油价和行业活动增加是否有利于Delaware盆地资产的出售 [50] - 公司表示高油价和行业活动增加提升了Delaware盆地资产的价值，尤其是盐水资源处理资产 [51] 问题: 公司如何平衡高回报项目与自由现金流生成 [54] - 公司表示将保持资本纪律，优先投资于高回报项目，同时继续偿还债务以改善资产负债表 [55][56] 问题: 公司如何看待未来库存开发机会 [67] - 公司表示当前油价环境下，未开发储量（PUD）的经济性显著提升，未来将根据价格和技术评估逐步开发 [68][69][73] 问题: 公司何时可能恢复股东回报 [78] - 公司表示将在资产负债表改善后考虑股票回购或可变股息，具体时间取决于资产出售和收购进展 [86][88] 问题: 公司是否考虑在当前运营区域外进行收购 [93] - 公司表示优先考虑当前运营区域内的收购，但也对具有高回报的其他区域资产持开放态度 [94][95] 问题: 公司2021年资本支出计划中是否包括更多井的投产 [102] - 公司计划在第二阶段三口井投产后，再增加两到三口井的投产 [104] 问题: 公司2022年对冲策略 [105] - 公司表示正在从防御性对冲转向机会性对冲，并考虑调整现有对冲合约以释放更多现金流 [106][108]

钻探计划 - 2021年钻探计划包括钻6 - 8口水平井并完井8 - 10口，一季度已完成4口西北陆架圣安德烈斯井[128] 债务偿还与信贷安排 - 2021年一季度公司用运营自由现金流偿还750万美元长期债务，使余额降至3.055亿美元[128] - 信贷安排最大借款额增至10亿美元，到期日延长至2024年4月，最新修订将借款基数调整为3.5亿美元[152] - 信贷安排要求维持总杠杆比率不超过4.0至1.0，流动资产与流动负债的最低比率为1.0至1.0；2021年3月31日止期间，总杠杆比率不得大于4.25；截至2021年3月31日，信贷安排未偿还金额为305500000美元[155] - 截至2021年3月31日，公司信贷安排下未偿还借款为3.055亿美元，加权平均利率为4.4%，利率变动1%将使年化利息费用相应变动约310万美元[178] 市场环境与需求 - 2021年3月联邦政府通过1.9万亿美元新冠救济方案，预计经济复苏将增加油气需求[130] 生产影响因素 - 2021年2月德州冬季风暴导致公司超60%产量停产和延期[132] 业务收入结构 - 2021年一季度和2020年一季度，石油销售分别占公司总收入约90%和98% [133] 业务协议签订 - 2021年一季度公司签订2022年每天500桶石油互换协议，均价48.53美元[134] - 2020年2 - 3月，公司签订WTI原油价格无成本领口期权合约，2021年1月至12月每天4500桶[157] - 2020年11 - 12月，公司签订2021年每天4500桶、加权平均价45.42美元和2022年每天1750桶、加权平均价44.84美元的互换合约；2021年1 - 2月，签订2022年每天500桶、加权平均价48.53美元的互换合约[158] - 2020年11月，公司签订2021年每天6000 mmbtu、价格2.991美元和2022年每天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年和2022年剩余天然气互换合约，实现价值581424美元[159] 业务收入数据 - 2021年一季度油气销售收入降至3950.2532万美元，较2020年同期减少6.7796万美元[138] - 2021年一季度石油销售均价较2020年同期增长28%，天然气销售均价增长430% [138] 利润情况 - 2021年一季度公司净亏损1906.6093万美元，而2020年同期净利润为4380.4118万美元[146] 衍生品公允价值变动 - 2021年一季度公司衍生品公允价值变动损失2566.7848万美元，而2020年同期为收益4708.6681万美元[145] 现金流量情况 - 截至2021年3月31日的三个月，公司手头现金为1700510美元，相比2020年12月31日的3578634美元有所减少；经营活动提供的净现金为15687684美元，2020年同期为27537758美元；投资活动使用的净现金为10177370美元，2020年为24943186美元；融资活动使用的净现金为7388438美元，期间信贷安排净支付7500000美元[149] 资本支出与产量计划 - 2021年计划资本支出比2020年水平高40% - 60%，石油和天然气产量可能提高[150] 衍生品交易情况 - 截至2021年3月31日，公司100%受衍生品工具约束的交易量与信贷安排下的贷款人进行[161] 市场风险因素 - 油价和天然气价格波动会影响公司收入、盈利能力、资本获取和未来增长率，大幅或长期下跌可能导致已探明油气资产减值[168][169] - 公司主要市场风险来自油气生产定价，价格波动且不可预测，公司可能进行套期保值安排[181][182] - 公司收入、盈利能力和未来增长很大程度取决于油气现行价格，价格还影响资本支出现金流和借款能力[183] 集输商依赖情况 - 公司依赖现有集输商服务，更换集输商需承担铺设新管道和获取新通行权等大量额外成本[172] 利率风险管理 - 公司目前未使用利率衍生工具管理利率变动风险[180] 应收账款情况 - 截至2021年3月31日，公司油气销售应收账款约为2090万美元，联合权益伙伴应收账款约为140万美元[184] - 2021年第一季度，向菲利普斯66、英国石油和NGL Crude三家客户的销售分别占油气收入的74%、8%和6%[184] - 截至2021年3月31日，菲利普斯66、英国石油和NGL Crude分别占公司应收账款的82%、1%和5%[184] 客户影响情况 - 公司认为失去任何单一油气客户不会对经营业绩产生重大不利影响[184] 外汇风险情况 - 公司无国外销售，仅接受美元付款，不存在外汇汇率风险[185] 环境法规影响 - 遵守环境法规可能使公司承担重大成本和付出巨大努力，目前未进行相关会计核算或预测[176]