财务业绩 - 2023年全年公司净收入6090万美元，摊薄后每股收益1.65美元，调整后净收入6900万美元，摊薄后每股收益1.87美元，调整后EBITDA为9320万美元[4] - 2023年全年公司产生约8920万美元自由现金流，相对于调整后EBITDA的转化率约为96%[5] - 2023年全年产量为615.2万桶油当量，收入为1.486亿美元；第四季度产量为147.3万桶油当量，收入为3390万美元[10] - 2023年全年石油产量1047千桶，2022年为949千桶；天然气产量20403百万立方英尺，2022年为21101百万立方英尺；NGL产量1705千桶，2022年为1997千桶[25] - 2023年全年实现油价每桶74.69美元，2022年为92.21美元；实现天然气价每千立方英尺1.71美元，2022年为4.88美元；实现NGL价每桶20.83美元，2022年为31.88美元[25] - 2023年基本每股收益1.65美元，2022年为6.59美元；摊薄后每股收益1.64美元，2022年为6.52美元[25][30] - 2023年全年资本支出22432千美元，其中钻井和完井支出18132千美元，资本修井支出4346千美元[27] - 截至2023年12月31日，现金、现金等价物和受限现金为253944千美元，2022年为257468千美元；总市值468111千美元，2022年为487922千美元[28] - 2023年全年总收入148641千美元，2022年为254258千美元；总费用84463千美元，2022年为78807千美元[30] - 2023年全年净利润60857千美元，2022年为242168千美元[30] - 截至2023年12月31日，总资产574166千美元，2022年为600497千美元；总负债106055千美元，2022年为112575千美元[33] - 2023年全年加权平均普通股股数，基本为36939千股，摊薄后为37134千股；2022年基本为36745千股，摊薄后为37154千股[25][30] - 2023年净利润为60,857千美元，2022年为242,168千美元，2021年为116,738千美元[35] - 2023年经营活动提供的净现金为115,578千美元，2022年为164,696千美元，2021年为110,260千美元[35] - 2023年投资活动使用的净现金为36,164千美元，2022年为45,117千美元，2021年提供净现金22,973千美元[35] - 2023年融资活动使用的净现金为82,938千美元，2022年为1,635千美元，2021年为21,975千美元[35] - 2023年调整后经营现金流为103,526千美元，2022年为192,752千美元[38] - 2023年自由现金流为89,174千美元，2022年为120,562千美元[40] - 2023年EBITDA为97,096千美元，2022年为195,738千美元[43] - 2023年调整后EBITDA为93,239千美元，2022年为191,169千美元[43] - 2023年底现金、现金等价物和受限现金为253,944千美元，2022年底为257,468千美元，2021年底为139,524千美元[35] - 2023年第四季度归属于普通股股东的净利润为179.2万美元，摊薄后每股收益为0.05美元，而2022年同期分别为1.05227亿美元和2.83美元[48] - 2023年全年归属于普通股股东的净利润为6085.7万美元，摊薄后每股收益为1.64美元，2022年同期分别为2.42168亿美元和6.52美元[48] - 2023年第四季度调整后归属于普通股股东的净利润为1301.6万美元，摊薄后每股收益为0.35美元，2022年同期分别为3795.4万美元和1.02美元[48] - 2023年全年调整后归属于普通股股东的净利润为6901.5万美元，摊薄后每股收益为1.86美元，2022年同期分别为1.71544亿美元和4.62美元[48] - 2023年第四季度一般及行政费用为273.1万美元，每桶油当量为1.85美元，2022年同期分别为236.6万美元和1.48美元[51] - 2023年全年一般及行政费用为1073.5万美元，每桶油当量为1.74美元，2022年同期分别为944.9万美元和1.46美元[51] - 2023年第四季度调整后一般及行政费用为220.8万美元，每桶油当量为1.49美元，2022年同期分别为197.1万美元和1.23美元[51] - 2023年全年调整后一般及行政费用为879万美元，每桶油当量为1.42美元，2022年同期分别为792.3万美元和1.22美元[51] 产量情况 - 2023年公司平均产量为16900桶油当量/天，石油产量同比增长约10%[5] - 2023年底，公司探明储量从2022年底的7430万桶油当量降至5570万桶油当量[12] - 2024年公司计划在生产优化方面投入800 - 1100万美元，租赁运营费用投入3500 - 4300万美元，预计总产量为470 - 590万桶油当量[14] 现金与股息 - 截至2023年12月31日，公司拥有2.539亿美元现金及现金等价物，调整2024年2月20日一次性股息后，现金余额约为2亿美元，无未偿还定期或循环债务[8] - 2024年3月5日，董事会宣布每股0.11美元现金股息，较之前季度股息增长10%，自2023年5月以来，公司已支付约1.371亿美元现金股息[9] 公司战略 - 公司将继续专注于安全、负责和高效地增加资产基础的现金价值和生成能力，同时审慎分配资本至高回报率项目[15] - 公司将继续保持执行增值并购机会的选择权，以实现协同效应、利用核心竞争力、补充资产组合等[16] 公司业务范围 - 公司是一家独立的石油和天然气公司，主要在俄克拉荷马州和堪萨斯州的中部大陆地区开展业务[53] 前瞻性陈述风险 - 新闻稿包含前瞻性陈述，实际结果可能与预期存在重大差异，受多种风险和不确定性因素影响[52] 非GAAP财务指标 - 公司定义了调整后经营现金流、自由现金流、EBITDA、调整后EBITDA和调整后净收入等非GAAP财务指标用于内部分析和与同行比较[37][39][41][46]

财务数据和关键指标变化 - 本季度调整后EBITDA近2300万美元，今年前9个月为7400万美元 [11] - 本季度产生约250万美元利息收入，今年前9个月约为780万美元 [12] - 截至2023年9月30日，净现金（包括受限现金）总计2.32亿美元，相当于每股普通股超过6美元 [12] - 本季度调整后G&A为约210万美元，即每桶油当量1.35美元 [25] - 本季度净收入为1870万美元，即每股基本收益0.51美元，经营活动提供的净现金近2600万美元 [34] - 2023年前9个月产生约6400万美元自由现金流，相对于调整后EBITDA的转化率约为86%，即每股普通股超过1.70美元 [34] 各条业务线数据和关键指标变化 - 本季度产量平均为每天17.2万桶油当量，今年前9个月石油产量较2022年同期增长约20% [3][35] - 今年在西北斯塔克完成4口运营井，有助于抵消基本PDP资产的自然下降，同时提高每桶油当量的总体石油含量 [23] - 自2021年以来，公司已使超过180口井恢复生产，但今年早些时候减少了该计划 [16] - 本季度LOE和修井费用为1150万美元，前9个月为3200万美元，即每桶油当量6.83美元 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 不考虑套期保值影响，商品价格实现为每桶73.88美元、每千立方英尺天然气1.78美元和每桶NGLs 20.77美元 [32] - 年初以来，WTI和亨利枢纽的石油和天然气市场基准价格在前半年较低，但公司全年保持了健康的商品价格实现，并有望从近期期货价格上涨中受益 [32] - 油价从年初的60多美元上涨后，继续在每桶80 - 90美元区间波动；亨利枢纽天然气价格此前在2.5 - 2.9美元之间，临近年底接近每百万英热单位3.5美元 [23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略包括：最大化现有Mid - Con PDP资产的现金价值和生成能力；尽可能将EBITDA转化为自由现金流；保持执行增值并购机会的选择权；与董事会合作评估实现股东价值最大化的途径；履行ESG责任 [6][14] - 公司现金状况是评估并购机会的战略优势，但管理层和董事会对并购设定了较高门槛 [15] - 公司将继续通过严格的招标流程、利用基础设施等优势来控制运营成本 [19] - 公司将继续寻找类似西北斯塔克的小型增值收购机会以及符合特定特征的大型机会 [39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 鉴于年初的商品动态和Mid - Con资产99%由生产持有，公司在第二季度结束了钻井计划，并将继续监测商品价格动态，为2024年活动规划做调整 [9] - 商品价格需稳定在WTI超过80美元、亨利枢纽超过4美元，或井成本降低，公司才会考虑进一步开发或复产 [17] - 短期内商品价格温和的环境可能有利于并购，Mid - Con生产资产短期内将继续产生可观现金流，较低的天然气和NGL价格环境提供了更具成本效益的收购机会 [24] 其他重要信息 - 公司拥有约16亿美元的净运营亏损（NOL），可保护未来自由现金流免受联邦所得税影响 [14][33] - 公司资产主要集中在中部大陆地区，拥有大量自有和运营的SWD和电力基础设施，具有成本和战略优势，多数生产井在WTI 40美元和亨利枢纽2美元的价格下仍能盈利 [36] - 过去几个季度优化井生产曲线和成本控制的努力，使已生产资产的预期基础资产水平下降在未来10年平均降至约8% [41] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 能否谈谈公司的股票回购计划，以及在当前水平下是否会积极进行回购？ - 公司授权的最高7500万美元股票回购计划，旨在在市场错位时机会性回购股票，并非为了满足特定金额或时间段要求，主要是利用商品价格和市场价格之间的错位 [22]

产量占比情况 - 2023年第三季度总MBoe产量中，石油占比16.8%，天然气占比55.5%，NGL占比27.7%；2022年对应占比分别为15.8%、53.7%、30.5%[70] - 2023年前九个月总MBoe产量中，石油占比17.4%，天然气占比54.8%，NGL占比27.8%；2022年对应占比分别为14.0%、53.8%、32.2%[71] 收购与投资活动 - 2023年7月11日完成一项收购，以1060万美元增加公司在26口生产井的所有权权益，生效日期为2023年4月1日[74] - 2023年前九个月投资活动使用的现金流为3553.1万美元，主要包括2570万美元资本支出和1120万美元收购探明储量[93][95] - 2022年前九个月投资活动现金流为 - 3216.1万美元，主要用于3110万美元资本支出和140万美元收购探明储量，获40万美元资产销售收益[93][96] - 2023年前9个月资本支出（含收购）现金支付总额为3.6913亿美元，2022年为3.256亿美元[97] 股息分配情况 - 2023年8月1日，董事会宣布每股0.10美元现金股息，总支出370万美元；11月2日再次宣布每股0.10美元现金股息[74] - 2023年5月董事会批准一次性现金股息7380万美元，8月宣布现金股息370万美元，前九个月还支付30万美元股票奖励现金股息[92] - 2023年5月董事会批准一次性现金股息7380万美元，8月宣布支付现金股息370万美元，前九个月还支付30万美元现金股息[92] - 2023年前9个月融资活动使用现金主要包括7780万美元现金股息等，2022年主要为支付员工税务义务等[98] - 2023年前9个月融资活动使用现金主要包括7780万美元现金股息、90万美元用于员工限制性股票奖励净行使的预扣税和40万美元融资租赁付款；2022年主要包括120万美元用于员工限制性股票奖励的预扣税和30万美元融资租赁付款[98] 收入与营收情况 - 2023年第三季度公司合并收入3.8149亿美元，2022年同期为7.0899亿美元；2023年前九个月收入1.14715亿美元，2022年同期为1.98146亿美元[76] - 2023年第三季度和前9个月总营收分别为3.8149亿美元和11.4715亿美元，2022年为7.0899亿美元和19.8146亿美元[76] - 2023年前9个月油气和NGL收入变化因产量减少453.6万美元，因平均价格降低7889.5万美元[78] - 2023年第三季度和前9个月营收下降几乎全因商品价格降低[78] 产量数据对比 - 2023年第三季度石油产量26.7万桶，2022年同期为25.9万桶；前九个月产量81.6万桶，2022年同期为68.0万桶[77] - 2023年第三季度天然气产量5276万立方英尺，2022年同期为5286万立方英尺；前九个月产量1.5373亿立方英尺，2022年同期为1.5712亿立方英尺[77] - 2023年第三季度NGL产量44.0万桶，2022年同期为49.9万桶；前九个月产量130.1万桶，2022年同期为156.6万桶[77] - 2023年第三季度总销量158.6万BOE，2022年同期为163.8万BOE；前九个月总销量467.9万BOE，2022年同期为486.4万BOE[77] - 2023年前9个月石油产量81.6万桶，2022年为68万桶；天然气产量153.73亿立方英尺，2022年为157.12亿立方英尺；NGL产量13.01万桶，2022年为15.66万桶[77] 公司战略方向 - 公司将继续专注提升资产现金价值生成能力，关注人工举升转换、油井复产和租赁项目，同时关注并购机会[73] 运营费用情况 - 2023年第三季度和前九个月总运营费用分别为1933.5万美元和5675.3万美元，较2022年分别增加20.1万美元和减少2.9万美元[79] - 2023年前九个月其他运营费用为676.7万美元，较2022年增加230万美元，主要因计算机软件升级等[86] - 2023年前九个月其他运营总费用为676.7万美元，较2022年增加230万美元，主要因计算机软件升级和技术、服务及人员成本增加[86] 现金流情况 - 2023年前九个月运营活动产生的现金流为8935.9万美元，较2022年减少4530万美元，主要因大宗商品价格下跌致收入减少[93][94] - 2023年前九个月融资活动使用的现金流为7905.3万美元，主要是股息支付等[93] - 2023年前九个月经营活动现金流为8935.9万美元，较2022年减少4530万美元，主要因大宗商品价格下跌致收入减少[93][94] - 2023年前九个月投资活动现金流为 - 3553.1万美元，主要用于2570万美元资本支出和1120万美元收购探明储量，获140万美元设备销售收益[93][95] - 2023年前九个月融资活动现金流为 - 7905.3万美元，2022年为 - 139万美元[93] 财务状况相关 - 截至2023年9月30日，公司现金及现金等价物（含受限现金）为2.322亿美元，无未偿还定期或循环债务[89] - 2023年9月30日营运资金降至2.051亿美元，主要因股息支付、资本支出和收购探明储量，较2022年12月31日的2.416亿美元减少[91] - 2023年9月30日营运资金降至2.051亿美元，主要因向股东支付7780万美元股息、2570万美元资本支出和1120万美元收购探明储量[91] - 截至2023年9月30日，公司有资产退休义务、租赁等合同义务及相关金融工具，但无额外负债[99] 价格相关 - 2023年9月30日计算探明储量所用SEC价格为每桶油78.54美元、每百万英热单位天然气3.42美元，预计年末分别为79.52美元和2.66美元[82][84] - 2023年9月30日SEC价格为每桶油78.54美元和每百万英热单位天然气3.42美元，预计2023年12月31日分别为79.52美元和2.66美元，预计四季度无全额成本上限减值[82][84] - 2023年石油平均价格（每桶）为73.88美元，2022年为97.41美元；天然气（每千立方英尺）为1.78美元，2022年为5.05美元；NGL（每桶）为20.77美元，2022年为33.56美元[77] 衍生合约情况 - 2023年9月30日公司无未平仓商品衍生合约或订立合约的义务[105] - 2023年第三季度和前9个月衍生合约收益分别为0和 - 144.7万美元，2022年为 - 425.8万美元和 - 319.4万美元[107] - 2023年第三季度衍生合约实现结算收益为0，2022年为21.8万美元；2023年前9个月为587.6万美元，2022年为 - 86.7万美元[107] - 公司衍生品交易对手有投资级信用评级，通过与多个对手交易和主净额结算协议降低信用风险[108][109] - 截至2023年9月30日，公司无未平仓商品衍生合约或签订此类合约的义务[105] 公司治理与内部控制 - 2023年前9个月公司披露控制和程序有效[111] - 2023年前9个月公司关键会计政策、估计、判断和假设无重大变化[101] - 截至2023年9月30日，公司披露控制和程序有效[111] - 2023年第三季度公司财务报告内部控制无重大变化[112]

财务数据和关键指标变化 - 本季度调整后EBITDA约为2000万美元，2023年前六个月产生约4000万美元自由现金流，转换率约为77%，相当于每股普通股超过1美元 [13][39] - 本季度净收入为1660万美元，即每股基本收益0.45美元，经营活动提供的净现金为2400万美元 [39] - 2023年前六个月利息收入约为540万美元，其中本季度约为290万美元 [39] - 截至季度末，净现金及现金等价物为2.24亿美元，相当于每股已发行和流通普通股约6美元 [6][30] - 本季度调整后G&A约为190万美元，即每桶油当量1.21美元 [7] - 本季度LOE和修井费用约为880万美元，即每桶油当量5.53美元，较上一季度下降近25% [7][29] - 截至季度末，联邦净运营亏损（NOL）估计约为16亿美元 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 本季度Mid - Con资产平均日产量为17500桶油当量，较上一季度增长6%，石油产量较2022年第二季度增长近40% [8] - 2023年前六个月，不考虑套期保值影响的商品价格实现情况为：每桶石油70.99美元，每千立方英尺天然气2美元，每桶NGLs 20.19美元 [38] 各个市场数据和关键指标变化 - 今年前六个月，WTI和Henry Hub的石油和天然气市场基准价格有所下降，但公司商品价格实现情况符合此前发布的指引 [38] - 近期Henry Hub天然气价格短期内降至2美元中段，年底前有望升至3美元上段 [50] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略包括：最大化Mid - Con PDP资产的现金价值和生成能力；尽可能将EBITDA转化为自由现金流；保持执行增值并购机会的选择权；与董事会评估实现股东价值最大化的途径；履行ESG责任 [21][22][25] - 公司认为在G&A和LOE方面与同行相比具有优势，继续为股东创造净收入 [39] - 公司精简人员结构，总人数保持在100多人，通过外包灵活应对业务扩张，这种效率和结构在评估并购潜力时是有利优势 [53] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司生产的Mid - Con资产短期内将继续产生可观现金流，预计年底前天然气价格将改善 [27] - 目前较低的商品价格为收购提供了更具成本效益的机会，可利用未来价格上涨获利 [27] - 商品价格需WTI坚定超过80美元、Henry Hub超过4美元且持续一段时间，或井成本降低，公司才会考虑进一步开发或复产 [26] 其他重要信息 - 公司宣布定期季度现金股息为每股0.10美元，首次支付时间为2023年8月，需经董事会季度批准；并于2023年6月7日支付了每股2美元的一次性现金股息 [4] - 本季度公司启动了资本返还计划，包括一次性股息、定期现金股息和最高7500万美元的扩大股票回购计划 [48] - 2023年上半年完成10次人工举升转换，专注高回报和增值项目 [17] - 本季度成功钻探并投产今年计划中的最后两口运营井，目标为Northwest Stack核心区的Meramec地层 [18] - 公司最大的天然气买家本季度处于乙烷拒收状态，预计今年剩余时间大部分天然气流将保持这种状态 [16] - 自2021年以来，公司已使180多口井恢复生产，近期减少了复产计划，等待商品价格上涨 [42] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 无 - 无问题提出 [56]

产量情况 - 2023年Q2总MBoe产量中，石油占比18.1%，天然气占比54.2%，NGL占比27.7%；2022年对应占比分别为12.8%、53.8%、33.4%，石油产量增加主要因新钻井[35] - 2023年Q2和H1石油产量分别为28.8万桶和54.9万桶，较2022年同期分别增加8.1万桶和12.8万桶；天然气产量分别为5185万立方英尺和1.0097亿立方英尺，较2022年同期分别减少46万立方英尺和329万立方英尺；NGL产量分别为44.1万桶和86.1万桶，较2022年同期分别减少10万桶和20.6万桶[43] - 2023年第二季度和上半年，公司石油产量分别为28.8万桶和54.9万桶，较2022年同期分别增加8.1万桶和12.8万桶[43] - 2023年第二季度和上半年，公司天然气产量分别为5185万立方英尺和1.0097亿立方英尺，较2022年同期分别减少46万立方英尺和329万立方英尺[43] - 2023年第二季度和上半年，公司NGL产量分别为44.1万桶和86.1万桶，较2022年同期分别减少10万桶和20.6万桶[43] 股息与回购计划 - 2023年5月，董事会批准每股2美元的一次性现金股息，总支出约7380万美元；还计划自Q3起支付每股0.1美元的季度股息[36] - 2023年5月，董事会批准最高7500万美元的股票回购计划[37] 收购情况 - 2023年7月12日，公司完成约1130万美元的收购，增加26口生产井权益，2023年Q1平均净产量约500桶油当量/天，含油率约30%[38] 收入情况 - 2023年Q2和H1公司总收入分别为3341.9万美元和7656.6万美元，较2022年同期分别减少3634.1万美元和5068.1万美元，主要因商品价格下降[42] - 2023年第二季度和上半年，公司总营收分别为3.3419亿美元和7.6566亿美元，较2022年同期分别减少3.6341亿美元和5.0681亿美元[42] 运营费用情况 - 2023年Q2和H1公司运营费用分别为1690.1万美元和3741.8万美元，较2022年同期分别减少179.9万美元和23万美元[44] - 2023年第二季度末其他运营总费用为413.7万美元，较2022年同期减少215.5万美元[45] - 2023年第二季度和上半年，公司总运营费用分别为1.6901亿美元和3.7418亿美元，较2022年同期分别减少1799万美元和230万美元[44] - 2023年第二季度和上半年，公司其他运营费用分别为2711万美元和4137万美元，较2022年同期分别增加158万美元和减少2155万美元[45] - 2023年第二季度和上半年，公司租赁运营费用分别为8802万美元和2.0496亿美元，较2022年同期分别减少710万美元和增加122万美元[44] 价格与减值情况 - 2023年6月30日SEC价格为每桶石油82.82美元，每百万英热单位天然气4.76美元，未超过上限，未记录全成本上限减值[44] - 预计2023年第三季度SEC油价为每桶77.22美元，天然气价为每百万英热单位3.43美元，且无完全成本上限减值[45] - 预计2023年第三季度SEC油价为77.22美元/桶，天然气价格为3.43美元/百万英热单位，预计无全额成本上限减值[45] 公司战略 - 公司将继续专注提升资产现金价值生成能力，包括继续油井重新激活计划、转换人工举升系统、在运营区域周边租赁土地；2023年Q2结束钻井和完井计划[40] - 公司将继续关注商品价格等因素影响投资回报，维持执行增值并购机会的选择权[40] 其他收入（费用）情况 - 2023年第二季度末其他收入（费用）为538.4万美元，较2022年同期增加447.3万美元[46] - 2023年第二季度其他收入（支出）总计283万美元，上半年为538.4万美元；2022年同期分别为 -1.5万美元和 -9.1万美元[46] 现金流与资金状况 - 截至2023年6月30日，公司现金及现金等价物（含受限现金）为2.24亿美元，无未偿还定期或循环债务[47] - 2023年6月30日营运资金降至1.987亿美元，较2022年12月31日减少429万美元[48] - 2023年上半年经营活动现金流为6385.2万美元，较2022年同期减少1530万美元[48] - 2023年上半年投资活动现金流使用2302.4万美元，主要为2430万美元资本支出[49] - 2023年上半年融资活动现金流使用7426.9万美元，主要为7380万美元现金股息[49] - 截至2023年6月30日，公司现金及现金等价物（含受限现金）为2.24亿美元，预计未来12个月流动性充足[47] - 2023年6月30日，公司营运资金降至1.987亿美元，较2022年12月31日的2.416亿美元有所减少[48] - 2023年上半年，公司经营活动产生的现金流量为6385.2万美元，较2022年同期减少1530万美元[48] - 2023年上半年，公司投资活动使用的现金流量为2302.4万美元，主要用于2430万美元的资本支出[49] - 2023年上半年，公司融资活动使用的现金流量为7426.9万美元，主要用于7380万美元的现金股息[49] - 截至2023年6月30日，公司约2.24亿美元现金及现金等价物存于各金融机构，面临金融市场不稳定风险[54] 衍生品合约情况 - 截至2023年6月30日，公司无未平仓商品衍生品合约或相关义务[51] - 2023年第二季度和上半年，公司衍生品合约实现结算收益分别为0和5876万美元，较2022年同期分别持平或增加6961万美元[45] - 截至2023年6月30日，公司无未平仓商品衍生合约或签订商品衍生合约的义务[51] - 2023年上半年，公司衍生合约（损失）收益为 -144.7万美元，已实现结算收益为587.6万美元[51] 内部控制情况 - 截至2023年6月30日，公司披露控制和程序有效，内部控制无重大变化[52] - 截至2023年6月30日，公司CEO和CFO认为披露控制和程序有效[52]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度实现商品衍生品结算收益约590万美元 [7] - 截至季度末，联邦净运营亏损（NOL）约为16亿美元，可保护现金流免受联邦所得税影响 [7] - 本季度调整后G&A约为250万美元，即每桶油当量1.68美元；LOE和修井费用约为1170万美元 [7] - 本季度调整后EBITDA约为3100万美元 [24] - 净现金（含受限现金）增至约2.88亿美元，相当于每股7.79美元 [25] - 截至3月31日，公司无定期债务或循环债务义务 [25] - 本季度商品价格实现情况：石油每桶74.26美元，天然气每百万英热单位2.73美元，分别为WTI和亨利枢纽基准的98%和近100%；NGL实现每桶24.62美元，为WTI的32% [25] - 本季度净收入约为2400万美元，即每股基本收益0.64美元；经营活动提供的净现金近4000万美元 [26] - 本季度产生约250万美元利息收入 [26] - 本季度产生约3000万美元自由现金流，相对于调整后EBITDA的转化率约为98%，相当于每股0.82美元 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 本季度Mid - Con资产平均日产量为16.7万桶油当量，石油产量较2022年第一季度增长22% [9][24] - 自2021年初以来，公司已使182口井恢复生产；第一季度对4口井的人工举升系统进行了转换，计划今年剩余时间再转换24口 [10] - 本季度成功钻探、完井并投产2口运营井，目标为Northwest Stack核心区的Meramec地层；3号和4号井近期完井，预计本月初开始生产 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 近期亨利枢纽天然气价格已降至中低位，但呈期货溢价状态，预计年底接近每百万英热单位4美元 [34] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略包括五点：一是通过高回报率修井和人工举升转换等方式，最大化现有Mid - Con PDP资产的现金价值和生成能力，并持续控制运营和管理成本 [31] - 二是尽可能将EBITDA转化为自由现金流，同时进行资本管理，投资高风险调整后回报率的项目以增加产量 [13] - 三是保持执行增值并购机会的选择权，以实现协同效应、利用核心竞争力、补充资产组合、利用NOL或为股东带来有吸引力的回报 [32] - 四是与董事会合作评估实现股东价值最大化的途径，包括投资、战略机会、资本返还等 [14] - 五是履行ESG责任 [12] - 行业竞争方面，资本竞争和低成本资本对部分竞争对手仍具挑战性，公司持有现金和运营现金流的优势使其在并购方面具有战略优势 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管活动增加，但公司通过成本控制措施，在G&A和LOE方面表现优于同行 [7] - 预计石油产量将增加，近期相对有吸引力的价格将提高每桶油当量的实现价值并转化为现金流；近期大宗商品价格环境可能有利于并购 [16] - 公司将继续监测大宗商品价格动态，并根据需要调整策略；需要WTI超过80美元/桶、亨利枢纽超过4美元/百万英热单位或井成本降低，才会考虑进一步开发或复产 [34] - 相对较低的大宗商品价格可能带来更具成本效益的收购机会；如果天然气价格如预测般改善，下半年可能会加大对油井复产的关注 [35] - 通胀可能持续，仍是今年的核心关注点，服务行业仍不稳定，但公司能够确保执行所需的设备、材料和服务 [41] 其他重要信息 - 公司最大的天然气购买商本季度有两个月处于乙烷拒收状态，预计今年剩余时间大部分天然气流仍将处于乙烷拒收状态，这虽会影响NGL总量，但会提高NGL每桶的价格实现，并改善天然气的BTU质量 [9][28] - 公司资产主要集中在Mid - Continent地区，拥有大量自有和运营的SWD和电力基础设施，提供成本和战略优势，降低了大部分生产井的盈利风险 [29] - 公司通过外包非核心职能，平衡现场和公司人员配置，保持了组织效率 [36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 公司是否会用现金回购股票以及是否会有股息支付 - 管理层和董事会一直将资本返还放在首位，由于今年资本成本上升和美联储加息，预计会出现一些收购机会和更低的估值，如果无法执行高增值的并购，董事会、投资者和管理层将继续评估资本返还的可能性，最终目标是通过增值回购和股息将现金流返还给股东 [39][46]

产量情况 - 2023年第一季度总MBoe产量中，石油占比17.4%、天然气占比54.6%、NGL占比28.0%，2022年分别为13.3%、53.9%、32.8%[35] - 2023年第一季度石油产量26.1万桶、NGL产量42万桶、天然气产量4912万立方英尺，2022年同期分别为21.4万桶、52.6万桶、5195万立方英尺[39] - 2023年第一季度石油产量为26.1万桶，高于2022年同期的21.4万桶；NGL产量为42万桶，低于2022年同期的52.6万桶；天然气产量为4912万立方英尺，低于2022年同期的5195万立方英尺[39] 钻探情况 - 2023年第一季度公司钻探两口井并完成两口井[36] 营收与收入情况 - 2023年第一季度公司总营收4.3147亿美元，2022年同期为5.7487亿美元，减少1.434亿美元[39] - 2023年第一季度公司综合收入为4314.7万美元，低于2022年同期的5748.7万美元[39] 运营费用情况 - 2023年第一季度总运营费用2.0517亿美元，2022年同期为1.8948亿美元，增加156.9万美元[41] - 2023年第一季度其他运营费用142.6万美元，2022年同期为373.9万美元，减少231.3万美元[42] - 2023年第一季度总运营费用为2.0517亿美元，较2022年同期的1.8948亿美元增加1569万美元，主要因租赁运营费用和油气折旧与损耗增加[41] - 2023年第一季度生产、从价及其他税占油气和NGL收入的比例为8.7%，较2022年同期的7.1%增加1.6个百分点，主要因油气资产估值评估增加导致从价税增加[41] - 2023年第一季度其他运营费用为142.6万美元，较2022年同期的373.9万美元减少231.3万美元，主要因重组费用和衍生品合约损益变动[42] 其他收入（费用）情况 - 2023年第一季度其他收入（费用）为255.4万美元，2022年同期为 - 7.6万美元[43] 现金流情况 - 2023年第一季度经营活动现金流为3984.7万美元，较2022年同期的3219.3万美元增加770万美元[45] - 2023年第一季度投资活动现金流使用940.8万美元，主要用于钻井、资本修井和油井复产；2022年同期为561.9万美元，主要用于购买库存[46] - 2023年第一季度融资活动现金流使用34.3万美元，2022年同期为32万美元[45] - 2023年第一季度经营活动现金流为3984.7万美元，较2022年同期的3219.3万美元增加770万美元，主要因运营资产和负债变动，但被大宗商品价格和产量下降导致的收入减少所抵消[45] - 2023年第一季度投资活动现金流使用940.8万美元，主要用于钻井、资本修井和油井复产的资本支出；2022年同期使用561.9万美元，主要用于为钻井计划采购库存和油井复产计划相关的修井[46] - 2023年第一季度融资活动现金流使用34.3万美元，主要用于员工限制性股票奖励的预扣税和融资租赁付款；2022年同期使用32万美元，主要用于员工限制性股票奖励的税务义务和融资租赁付款[46] 价格情况 - 2023年第一季度石油平均价格为每桶74.26美元，低于2022年同期的92.35美元；NGL平均价格为每桶24.62美元，低于2022年同期的33.73美元；天然气平均价格为每千立方英尺2.73美元，低于2022年同期的3.84美元[39] 现金及营运资金情况 - 截至2023年3月31日，公司现金及现金等价物（包括受限现金）为2.876亿美元，无未偿还定期或循环债务[44] - 截至2023年3月31日，公司营运资金增至2.577亿美元，高于2022年12月31日的2.416亿美元[45] - 截至2023年3月31日，公司现金及现金等价物（包括受限现金）为2.876亿美元，预计未来十二个月有充足流动性，且无未偿还定期或循环债务[44] - 2023年3月31日，公司营运资金增至2.577亿美元，较2022年12月31日的2.416亿美元增加，主要因经营活动现金流增加使现金及现金等价物增加[45] 衍生品合约情况 - 截至2023年3月31日，公司没有未平仓的商品衍生品合约或签订商品衍生品合约的义务[48] - 2023年第一季度衍生品合约（损失）收益为 - 144.7万美元，2022年同期为106.4万美元；衍生品合约实现结算收益（损失）为587.6万美元，2022年同期为 - 108.5万美元[48] - 截至2023年3月31日，公司无未平仓商品衍生品合约或签订商品衍生品合约的义务，历史上未将衍生品合约指定为会计套期，衍生品合约公允价值变动计入当期损益[48] 内部控制情况 - 截至2023年3月31日，公司披露控制和程序有效，且本季度财务报告内部控制没有发生重大变化[49] - 截至2023年3月31日，公司披露控制与程序有效[49] - 截至2023年3月31日季度内，公司财务报告内部控制无重大变化[49] 未来规划 - 公司未来将继续专注提升资产现金价值分配能力，关注高回报项目，监控商品价格等因素以做开发决策[37] - 公司将维持执行增值并购机会的选择权，为股东带来回报[37] 价格预测 - 基于截至2023年4月30日的过去十个月SEC价格以及2023年5月和6月的NYMEX期货价格，预计2023年第二季度SEC价格为每桶油83.50美元、每百万英热单位天然气4.79美元，预计该季度无全额成本上限减值[42] 法律诉讼 - 法律诉讼相关内容见本季度报告第1项中合并财务报表附注6[50] 风险因素 - 公司2023年风险因素较2022年无重大变化[51]

财务数据和关键指标变化 - 2022年全年产量相对稳定，平均日产17.7万桶油当量 [5] - 第四季度，未考虑套期保值影响时，石油和天然气的商品价格实现分别为每桶79.10美元和每百万英热单位4.40美元，NGL实现价格为每桶25.73美元 [6] - 截至2022年12月31日，天然气商品衍生品合约平均执行价格为每百万英热单位8.39美元，按市值计价的资产价值为440万美元 [6][20] - 本季度调整后G&A约为200万美元，全年约为800万美元，即每桶油当量1.22美元，低于指引低点 [7] - 本季度净收入为1.052亿美元，即每股2.86美元，经营活动提供的现金为3010万美元 [8] - 截至2022年12月31日，包括受限现金在内的净现金增加至约2.57亿美元，相当于已发行和流通普通股每股近7美元，且无定期债务或循环债务义务 [12] - 本季度调整后EBITDA约为4300万美元，全年约为1.91亿美元 [13] - 截至去年年底，联邦净运营亏损（NOL）估计约为16亿美元，可继续保护现金流免受联邦所得税影响 [14] - 本季度LOE和修井费用约为1100万美元，全年约为4100万美元，即每桶油当量6.39美元，低于指引中点 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 - 近期从双井垫完成的油井在头90天平均日产超过1000桶油当量，该项目中第一口投产油井在239天后的平均产量比该区域原油井高18% [17] - 已将28口井的人工举升系统转换为长期系统，有助于优化举升效率并降低未来成本 [9] - 已成功钻探8口井，去年资本项目中有6口井正在生产，均针对西北STACK核心区的梅拉梅克层，7号和8号井最近完成，预计本月开始首次生产 [48] 各个市场数据和关键指标变化 - 近期大宗商品价格下跌，石油维持在每桶70美元中高位，亨利枢纽天然气近期跌至2美元中低位，但呈远期升水状态，年底接近每百万英热单位4美元 [23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略包括：通过高回报率修井、油井复产和人工举升转换等方式，延长和扁平化生产曲线，最大化现有Mid - Con PDP资产的现金价值和生成能力，并持续压缩运营和管理成本；尽可能将EBITDA转化为自由现金流，同时进行资本管理，投资高风险调整后全负担回报率的项目和机会，包括在西北STACK核心区执行钻探计划以增加经济产量；维持执行增值并购机会的选择权，为公司带来协同效应、发挥核心竞争力、补充资产组合、利用约16亿美元净运营亏损或为股东带来有吸引力回报；履行ESG责任 [21][22][46] - 今年钻探计划将开发此前已划定区域，剩余4口今年投产油井均为加密井，采用双井垫共同开发以利用成本协同效应 [24] - 除钻探外，还将投资12次油井复产、28次人工举升转换和有限租赁，以支持未来发展和应对更有利的大宗商品环境 [25] - 公司将继续监控大宗商品价格、结果、成本等因素，以制定2023年及以后的发展决策 [29] - 公司将与董事会合作，评估实现股东价值最大化的途径，包括投资、战略机会、资本返还等，现金状况也是评估并购机会的战略优势 [30] - 行业中服务效率和设备质量一直是持续的压力点，近期或未来活动减速可能缓解这些问题，但成本降低效果可能需要时间显现 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管大宗商品价格近期下跌，但公司通过成本控制和高效运营，过去一年及预计2023年都能从生产资产中获得强劲自由现金流 [4] - 公司资产基础集中在中部大陆地区，PDP油井无需常规燃烧伴生气，资产历史悠久、生产曲线平缓且多元化，储量寿命达两位数 [18] - 公司资产的未来净折现现金流PV - 10约为8.11亿美元，大量自有和综合基础设施为公司提供成本和战略优势，近70%生产井在WTI 40美元和亨利枢纽2美元的价格下仍有盈利，且基础设施的互联性和充足产能可缓冲意外减产 [27] - 尽管活动减少不足以使整体油当量产量保持平稳，但预计石油产量在指引中点将比去年增加近5%，提高石油相对产量权重将提升油当量实现价格，转化为现金流 [34] - 通胀可能持续，仍是今年关注重点，服务行业仍不稳定 [35] - 尽管通胀压力大，但公司将继续控制运营成本，预计修井费用将维持在当前水平，油井复产虽会增加运营成本，但也会带来额外产量 [37] 其他重要信息 - 公司将平衡现场和公司人员配置，外包非核心职能，尽管活动和生产井数量增加，但总人员仍略超100人，公司人员15人，保留了关键技术技能 [36] - 公司重视ESG承诺，实施了相关纪律流程，致力于以安全、负责、高效的方式发展业务，审慎分配资本到高回报有机增长机会，并对增值机会持开放态度 [45] 总结问答环节所有的提问和回答 文档中未提及问答环节的提问和回答内容。

公司破产重组 - 公司于2016年5月16日依据破产法申请重组，10月4日脱离破产[10,12] 商品价格与储量经济价值比 - 2022年末公司储备估算所用商品价格为石油93.67美元/桶，天然气6.36美元/百万英热单位，石油与天然气经济价值比约为15比1[8] 认股权证行权价与到期时间 - 系列A认股权证和系列B认股权证初始行权价分别为41.34美元/股和42.03美元/股，于2022年10月4日到期[27] 开发成本定义 - 开发成本包括获取探明储量、完井以及提供油气提取、处理、收集和储存设施等方面的费用[12] 储量分类定义 - 探明已开发储量指通过现有井、现有设备和作业方法预期可采出的储量[11,19] - 探明未开发储量指预计从未钻井的新区块新井或现有井需较大完井支出才能采出的储量[19,24] - 未开发面积指未钻井或未完成到可产出经济数量油气阶段的租赁面积[24] 储量衡量指标 - 标准衡量指标是指探明油气和天然气液储量的预计未来现金流入现值，减去未来开发、生产成本和未来所得税费用等，按10%年利率折现[23] - PV - 10是指按SEC指南计算的探明油气和天然气液储量未来净收入现值，按10%年利率折现，不考虑所得税等影响[19] 专业术语定义 - 公司定义了众多专业术语，如2 - D地震、3 - D地震、Bbl、Bcf等[6,7] 公司资产与储量情况 - 截至2022年12月31日，公司有1471口毛（856口净）生产井，约992口由其运营，租赁总面积约55.1万英亩（净面积36.5万英亩），有1台钻机在钻探，总估计探明储量为7430万桶油当量[30] - 截至2022年12月31日，公司拥有1471口总（856口净）生产井权益，约992口由其运营，租赁总面积约55.1万英亩（净面积36.5万英亩），有1台钻机正在钻探[30] - 截至2022年12月31日，公司总估计已探明储量为7430万桶油当量，均为已探明开发储量[30] - 截至2022年12月31日，公司在中大陆地区的权益包括1471口总（856口净）生产井，平均工作权益为58.2%[34] - 公司在中大陆地区的租赁权益主要位于俄克拉荷马州和堪萨斯州，相关已探明储量为7430万桶油当量[34] - 截至2022年12月31日，公司持有约365,000英亩净土地（包括已开发和未开发），其中27,011英亩未开发，未开发土地中不到5%会在租赁期结束时到期[77] - 截至2022年12月31日，已开发面积和未开发面积分别为487,402英亩和63,196英亩（毛面积） [48] - 截至2022年12月31日，未开发土地租赁到期情况为2023年底到期毛面积158英亩、净面积13英亩，2024年底到期毛面积162英亩、净面积140英亩，2025年底到期毛面积475英亩、净面积316英亩，2026年及以后到期毛面积566英亩、净面积305英亩，总计毛面积1361英亩、净面积774英亩，另有61835英亩毛面积（26237英亩净面积）未开发土地租赁无到期限制[50] - 截至2022年12月31日，公司持有约36.5万英亩净土地，其中27011英亩未开发，未开发土地中不到5%将在租赁期结束时到期[77] 产量与资本支出 - 2022年公司在中大陆地区日均净产量为1.77万桶油当量，探明储量与产量比为11.5年，资本支出为5.06亿美元[32] - 2022年公司在中大陆地区日均净产量为1.77万桶油当量，已探明储量与产量比为11.5年，资本支出为5.06亿美元[32] - 2022年石油产量94.9万桶，NGL产量199.7万桶，天然气产量2110.1万立方英尺，总销量646.3万桶油当量；2021年分别为95.7万桶、226.7万桶、2141.7万立方英尺、679.3万桶油当量[47] - 2022年和2021年，总产量分别为646.3万桶油当量和679.3万桶油当量 [47] - 2022年有8口自营井钻探，1口非自营井参与钻探，2021年无自营井钻探和非自营井参与钻探[48] - 2022年有8口自营井开钻，2021年无自营井开钻 [48] 公司战略 - 公司主要战略是安全、负责和高效地增加资产基础的现金价值和生成能力，利用净运营亏损结转来减少所得税并最大化现金流[31] - 公司主要战略重点是安全、负责且高效地提升资产基础的现金价值和生成能力，利用净运营亏损结转以减少所得税并最大化现金流[31] - 公司将继续保持财务纪律和审慎的资本分配，关注增值收购和业务合并机会[31] 储量编制情况 - 约95%的探明石油、天然气和天然气液储量由Cawley, Gillespie & Associates独立编制，其余5%基于内部编制的估计[35][39] - 约95%已探明石油、天然气和NGL储量由Cawley, Gillespie & Associates独立编制[35] - 2022年和2021年12月31日，Cawley, Gillespie & Associates编制的探明储量占比分别为95.0%和96.2% [39] 储量审查与批准 - 关键储量信息至少每年由公司首席执行官和首席财务官审查和批准[39] - 独立编制的储量估计报告提交给董事会审计委员会，审计委员会还会定期与编制探明储量估计的独立石油顾问会面[39] 员工培训 - 公司鼓励工程师和分析师进行新技术和行业进展的持续专业教育以及基本技能的复习培训[37] 储量变化原因 - 2022年末探明储量从2021年末的7130万桶油当量增至7430万桶油当量，主要因年末SEC油气商品价格上涨带来910万桶油当量的正向修正等因素，部分被2022年650万桶油当量的产量等减少因素抵消[45] 财务指标对比 - 2022年标准化折现净现金流为8.069亿美元，PV - 10为8.107亿美元，2021年分别为4.329亿美元和4.329亿美元[40] - 2022年和2021年12月31日，探明储量分别为74.3 MMBoe和71.3 MMBoe [40] - 2022年和2021年12月31日，标准化折现净现金流分别为8.069亿美元和4.329亿美元 [40] - 2022年和2021年12月31日，PV - 10分别为8.107亿美元和4.329亿美元 [40] - 2022年油、NGL、天然气平均井口价格分别为每桶93.73美元、每桶33.42美元、每千立方英尺4.76美元，2021年分别为每桶64.95美元、每桶19.26美元、每千立方英尺2.56美元[41] - 2022年和2021年，石油平均价格分别为92.21美元/桶和65.10美元/桶 [47] - 2022年油、NGL、天然气平均售价分别为每桶92.21美元、每桶31.88美元、每千立方英尺4.88美元，2021年分别为每桶65.10美元、每桶22.42美元、每千立方英尺2.60美元[47] - 2022年和2021年公司经营活动现金流分别为1.647亿美元和1.103亿美元[78] - 从公司出现日至2022年12月31日累计完全成本上限减值总计9.471亿美元[80] - 从公司出现日至2022年12月31日，累计完全成本上限减值总计9.471亿美元，2022年和2021年均未确认相关减值费用[80] 销售情况与风险 - 2022年有两个买家各自占公司总收入的10%以上，销售区域有多个买家和市场降低了单一客户流失的风险[50] - 2022年有两个购买商各自占公司总收入超10%，销售区域内购买商和市场数量降低了单个下游客户流失对销售的影响，且无未来交付固定和可确定数量石油和天然气的重大承诺[50] 环境法规影响 - 公司油气开发运营受严格复杂的环境法规约束，法规变化或更严格执行可能对公司产生重大不利影响[53] - 公司运营相关场地可能受CERCLA、RCRA及类似州法律约束，或需承担调查、清理等费用[54] - 未来几年公司可能需为空气污染控制设备等支出资本费用，臭氧标准降低或增加成本[55] - 公司目前未向联邦或州水域排放与油气勘探开发相关污染物，但CWA相关法规变化或增加成本[56] - 关于WOTUS定义的未来法规或扩大CWA管辖范围，公司可能面临成本增加和许可延迟问题[56] - 公司已按CWA要求为相关物业制定并实施SPCC计划以应对油泄漏[57] - 公司地下注入作业受SDWA及类似州法律监管，井泄漏可能导致多种后果[58] - 部分州考虑或研究采出水循环利用法律，若实施公司运营成本可能大幅增加[58] - 2016年2月OCC计划将Arbuckle地层处置井体积减少40%，涉及约5281平方英里和245口井[58] - 2015年3月堪萨斯州公司委员会命令特定区域盐水井注水量限制在每天不超过8000桶[58] - 2016年8月堪萨斯州公司委员会对额外Arbuckle处置井设定每天16000桶注水量限制[58] - 部分州要求油气运营商开发实施LDAR计划，安装设备捕获95%的甲烷排放，公司有相关设备和人员以合规[60] - 环保署预计在2023年末完成甲烷排放规则制定，可能使油气运营商支出大量资金[59] - 内政部土地管理局预计在今年公布新的甲烷排放规则，若实施将要求技术升级、限制燃烧并要求制定LDAR计划[60] - 新法律法规若限制公司处理盐水能力，会增加处理成本，影响相关资产的经济寿命[59] - 环保署相关温室气体排放法规可能影响公司运营，限制或延迟获取新设施或改造设施的空气许可证[59] - 公司油气开发运营受严格复杂的环境法规约束，法规趋势是增加对环境影响活动的限制，法规变化或更严格执行可能对公司产生重大不利影响[53] - 公司相关物业可能受CERCLA、RCRA等法规约束，可能需对先前处置的物质或废物进行调查、监测、清除或修复等，目前公司无场地被指定为超级基金场地，也未被认定为责任方[54] - 公司产生的废物受RCRA及类似州法规要求约束，目前部分油气相关废物按非危险废物要求管理，但未来可能被归类为危险废物，增加成本[54] - 联邦清洁空气法及类似州法规限制空气污染物排放，公司可能需为空气污染控制设备等进行资本支出，臭氧标准降低可能影响运营并增加成本[55] - 联邦水污染控制法及类似州法规对向美国水域排放污染物进行限制和严格控制，公司目前未向联邦或州水域排放油气勘探、开发和生产相关污染物[55] - 2016年2月，俄克拉荷马州公司委员会发布计划，将阿巴克尔地层处置井的处置量减少40%，涉及约5281平方英里和245口处置井[58] - 2016年3月，俄克拉荷马州公司委员会减少了包括公司运营的井在内的阿巴克尔处置井的注入量[58] - 2015年3月，堪萨斯州公司委员会发布命令，要求哈珀和萨姆纳县五个地震高关注区域内的运营商在命令发布100天内，将盐水注入量限制在每天不超过8000桶[58] - 2016年8月，堪萨斯州公司委员会发布命令，对之前命令中未确定的阿巴克尔处置井设定每天16000桶的限制[58] - 未来关于美国水域定义的法规可能扩大《清洁水法》的管辖范围，公司在湿地或其他美国水域进行疏浚和填埋活动的许可成本可能增加、时间可能延迟[56] - 对水力压裂废物处置选项的限制和《清洁水法》要求的其他变更可能导致公司成本增加[57] - 公司地下注入作业受《安全饮用水法》及类似州法律法规约束，注入井泄漏可能导致公司面临多种风险[58] - 新法律法规若限制公司处置盐水的能力，会增加公司管理和处置盐水的成本，影响受影响资产的经济寿命[59] - 美国环保署相关温室气体排放法规可能对公司运营产生不利影响，限制或延迟公司获得新设施或改造设施的空气许可证[59] - 美国环保署预计在2023年底完成对Quad Oa法规的修订，这些规则及未来修订可能使油气运营商支出大量资金[59] - 部分州要求油气运营商开发并实施LDAR计划，安装设备捕获95%的甲烷排放，公司有必要设备和人员以合规[60] - 濒危或受威胁物种的相关法规可能使公司增加成本、限制勘探和生产活动[60][61] 行业监管影响 - 公司运营受联邦和州关于员工健康安全的法律法规约束，但认为合规不会对业务和经营成果产生重大不利影响[61] - 公司运营所在州、部分市政和原住民部落地区对油气活动有诸多监管，可能影响井数量和位置、产量并增加运营成本[61] - 水力压裂受州油气委员会和部分联邦机构监管，相关法规变化影响公司该业务开展[61] - 公司未发生与水力压裂活动相关的重大环境问题事件、处罚或诉讼[63] - 油气行业受多层面监管，监管负担增加公司运营成本，但影响与同行类似[64] - 公司运营受多层面监管，包括钻井许可、产量限制、税费等，部分州有财务担保要求[64][65][66] - 公司天然气销售和运输受联邦和州法规监管，FERC有多项监管权力，违规可能面临高额罚款[67] - 公司石油和NGL销售价格按市场定价，但受FTC和CFTC监管，违规可能面临高额罚款[68] - FERC对州际石油和天然气液体运输费率的监管可能增加运输成本[68] - 州和地方的油气法规可能影响公司井的数量、位置和产量，增加运营成本[61] - 若出台严格限制水力压裂的法规，公司压裂活动可能面临更多要求和成本，影响井的商业可行性和产量[62] - 目前油气和NGL价格由市场决定，但无法预测未来价格监管立法情况[64] - 公司运营在各级受多种监管，包括钻井许可、产量限制等[64][65][66] - 州法规影响公司油气生产的单位、产量、税收等，部分州有财务保证要求[66] - 公司需向FERC报告天然气批发交易总量，若未来不遵守相关法规可能

产量占比情况 - 2022年第三季度总MBoe产量中，石油占比15.8%、天然气占比53.7%、NGL占比30.5%，2021年分别为12.7%、55.2%、32.1%[67] - 2022年前九个月总MBoe产量中，石油占比14.0%、天然气占比53.8%、NGL占比32.2%，2021年分别为14.4%、52.5%、33.1%[68] 钻井情况 - 2022年9月30日结束的季度，公司钻了3口井并完成3口井[70] - 2022年第三季度公司钻了三口井并完成三口井[70] 能源价格情况 - 2022年第三季度，NYMEX原油均价为93.06美元/桶，天然气均价为8.32美元/Mcf；前九个月，原油均价为98.96美元/桶，天然气均价为6.99美元/Mcf[70] - 2022年9月30日止三个月，NYMEX原油每桶93.06美元，天然气每Mcf 8.32美元；前九个月，原油每桶98.96美元，天然气每Mcf 6.99美元[70] - 2022年第三季度，石油均价92.24美元/桶，同比增长33%；NGL均价30.79美元/桶，同比增长14%；天然气均价5.99美元/Mcf，同比增长107%；总均价43.28美元/桶油当量，同比增长60%[72] - 2022年前九个月，石油均价97.41美元/桶，同比增长57%；NGL均价33.56美元/桶，同比增长65%；天然气均价5.05美元/Mcf，同比增长134%；总均价40.74美元/桶油当量，同比增长81%[72] - 2022年第三季度石油平均价格（未含衍生品结算影响）为92.24美元/桶，较2021年的69.40美元/桶增加22.84美元，增幅33%；前九个月为97.41美元/桶，较2021年的61.87美元/桶增加35.54美元，增幅57%[72] - 2022年9月30日全面成本上限测试使用的SEC价格为每桶油91.71美元和每千立方英尺天然气6.13美元，预计12月31日测试价格为每桶油94.08美元和每千立方英尺天然气6.49美元[78][80] - 2022年9月30日，全成本上限测试中使用的SEC价格为石油91.71美元/桶、天然气6.13美元/Mcf[78] - 预计2022年12月31日全成本上限测试中使用的SEC价格为石油94.08美元/桶、天然气6.49美元/Mcf，第四季度预计无全成本上限减值[80] 收入情况 - 2022年第三季度，石油收入2385.5万美元，同比增长57%；NGL收入1536.4万美元，同比增长3%；天然气收入3168万美元，同比增长92%；总收入7089.9万美元，同比增长52%[71] - 2022年前九个月，石油收入6623.8万美元，同比增长46%；NGL收入5255.9万美元，同比增长53%；天然气收入7934.9万美元，同比增长129%；总收入1.98146亿美元，同比增长73%[71] - 2022年第三季度总营收为7089.9万美元，2021年为4658.4万美元，增长52%；前九个月总营收为19814.6万美元，2021年为11440.3万美元，增长73%[71] - 2022年前九个月，石油营收6623.8万美元，同比增长46%；NGL营收5255.9万美元，同比增长53%；天然气营收7934.9万美元，同比增长129%[71] - 2022年前九个月油气和NGL收入为198146000美元，较2021年的114403000美元，因产量变化减少9451000美元，因价格变化增加93194000美元[74] 产量情况 - 2022年第三季度，石油产量25.9万桶，同比增长18%；NGL产量49.9万桶，同比下降10%；天然气产量5286万立方英尺，同比下降7%；总产量163.8万桶油当量，同比下降5%[72] - 2022年前九个月，石油产量68万桶，同比下降7%；NGL产量156.6万桶，同比下降7%；天然气产量1.5712亿立方英尺，同比下降2%；总产量486.4万桶油当量，同比下降5%[72] - 2022年第三季度石油产量259MBbls，较2021年的219MBbls增加40MBbls，增幅18%；前九个月产量680MBbls，较2021年的734MBbls减少54MBbls，降幅7%[72] 运营费用情况 - 2022年第三季度和前九个月总运营费用分别为1.9134亿美元和5.6782亿美元，较2021年同期分别增长4230万美元（28%）和1.2315亿美元（28%）[75] - 2022年第三季度总运营费用为19134000美元，较2021年的14904000美元增加4230000美元，增幅28%；前九个月为56782000美元，较2021年的44467000美元增加12315000美元，增幅28%[75] - 2022年第三季度租赁运营费用为9693000美元，较2021年的9080000美元增加613000美元，增幅7%；前九个月为30067000美元，较2021年的26266000美元增加3801000美元，增幅14%[75] - 2022年第三季度生产、从价及其他税为4768000美元，较2021年的2219000美元增加2549000美元，增幅115%；前九个月为13677000美元，较2021年的6929000美元增加6748000美元，增幅97%[75] 其他运营费用（收入）情况 - 2022年第三季度和前九个月其他运营费用（收入）分别为 - 182.5万美元和446.7万美元，较2021年同期分别减少704.6万美元（ - 135%）和增加1210.1万美元（ - 159%）[82] - 2022年第三季度其他运营费用（收入）为 - 1825000美元，较2021年的5221000美元减少7046000美元，降幅135%；前九个月为4467000美元，较2021年的 - 7634000美元增加12101000美元，降幅159%[82] 其他收入（费用）情况 - 2022年第三季度和前九个月其他收入（费用）分别为13.5万美元和4.4万美元，2021年同期分别为214万美元和232.4万美元[86] - 2022年第三季度，公司其他收入（费用）总计为13.5万美元，2021年同期为214万美元；2022年前九个月，其他收入（费用）总计为4.4万美元，2021年同期为232.4万美元[86] 现金及债务情况 - 截至2022年9月30日，公司现金及现金等价物（包括受限现金）为2.406亿美元，无未偿还定期或循环债务义务[88] - 截至2022年9月30日，公司现金及现金等价物（含受限现金）为2.406亿美元，无未偿还定期或循环债务[88] 营运资金情况 - 2022年9月30日营运资金增至2.066亿美元，2021年12月31日为9770万美元[90] - 2022年9月30日，公司营运资金增至2.066亿美元，较2021年12月31日的9770万美元有所增加[90] 现金流量情况 - 2022年前九个月经营活动产生的现金流量为1.3463亿美元，2021年同期为6631.5万美元，增加6830万美元[91][92] - 2022年前九个月，公司经营活动产生的现金流量为1.3463亿美元，较2021年同期的6631.5万美元增加6830万美元[91][92] - 2022年前九个月投资活动使用的现金流量为3216.1万美元，主要用于资本支出；2021年同期为提供2586.7万美元[91][93][94] - 2022年前九个月，公司投资活动使用的现金流量为3216.1万美元，主要用于资本支出；2021年同期为提供2586.7万美元，主要来自资产出售[91][93][94] - 2022年前九个月融资活动使用的现金流量为139万美元，2021年同期为2144.6万美元[91] - 2022年前九个月，公司融资活动使用的现金流量为139万美元，主要用于税务预扣和融资租赁付款；2021年同期为2144.6万美元，主要用于偿还借款[91][96] - 2022年前九个月现金及现金等价物和受限现金净增加1.01079亿美元，2021年同期为7073.6万美元[91] 资本支出情况 - 2022年前九个月资本支出总额为3968.4万美元，2021年为1044.5万美元[95] - 2022年前九个月，公司资本支出（含收购）为3968.4万美元，2021年同期为1.0445亿美元[95] 融资活动现金使用情况 - 2022年前九个月融资活动使用现金主要为120万美元的预扣税和30万美元的融资租赁付款；2021年主要为2000万美元的借款偿还、50万美元的融资租赁付款和90万美元的预扣税[96] 贷款偿还情况 - 2021年9月2日，公司偿还2000万美元定期贷款并终止2020信贷安排[97] 衍生合约情况 - 2022年9月30日，公司未平仓天然气商品衍生合约名义数量为208.8万MMBtu，加权平均固定价格为每单位8.39美元[103] - 截至2022年9月30日，公司未平仓的天然气商品衍生合约名义数量为208.8万MMBtu，加权平均固定价格为每单位8.39美元[103] - 2022年第三季度衍生合约（损失）收益为 - 425.8万美元，2021年为412.9万美元；2022年前九个月为 - 319.4万美元，2021年为412.9万美元[104] - 2022年第三季度，公司衍生合约亏损425.8万美元，2021年同期为收益412.9万美元；2022年前九个月，衍生合约亏损319.4万美元，2021年同期为收益412.9万美元[84][104] 全成本上限测试情况 - 2022年第三季度和前九个月，全成本池未超过上限，未记录全成本上限减值[79] 董事会任命情况 - 2022年10月5日，公司董事会任命Nancy Dunlap为董事会成员并加入审计委员会[70] 披露控制和程序情况 - 公司首席执行官和首席财务官认为，截至2022年9月30日，公司的披露控制和程序有效[108] 财务报告内部控制情况 - 截至2022年9月30日的季度内，公司财务报告内部控制无重大影响或可能产生重大影响的变化[109]