公司股权交易情况 - 2018年8月14日，琼斯合伙企业以某些油气资产换取公司88,571,429股新发行普通股，占当时已发行普通股的84%[52] 公司收购情况 - 2019年7月16日，公司以约22亿美元现金加股票交易收购科维公园能源有限责任公司，该公司日产约7100亿立方英尺天然气当量[53] - 2019年7月公司以22亿美元完成Covey Park收购，获约24.9万净英亩土地和2900亿立方英尺当量的已探明储量，新增超71亿立方英尺当量/日的产量和约1200个未来钻探地点[56] - 2019年11月公司以4230万美元全股票交易收购一家私人公司，获约3155净英亩土地、75口（净权益20.1口）生产井和44个（净权益12.7个）Haynesville/Bossier页岩未来钻探地点[57] 公司已探明储量情况 - 截至2019年12月31日，公司93%的已探明储量位于海恩斯维尔和博西尔页岩区，是该盆地最大的天然气生产商[52] - 截至2019年12月31日，公司油气资产估计有5.4万亿立方英尺天然气当量的已探明储量，SEC PV 10价值为33亿美元[54] - 截至2019年12月31日，公司已探明油气储量中98%为天然气，2%为石油，36%已开发，平均储量寿命约18年[54] - 截至2019年12月31日，公司运营92%的已探明储量基地[59] - 截至2019年12月31日，公司估计已探明石油和天然气储量总计54.41984亿立方英尺当量，PV 10价值为32.51835亿美元[62] - 约93%（5.1万亿立方英尺当量）的已探明储量位于Haynesville和Bossier页岩，2019年平均日产7.56亿立方英尺当量天然气，计划2020年支出约4.21亿美元钻探46口（净权益34.3口）井并完井18口（净权益12.6口）[64] - 约3%（230万桶油当量）的已探明储量位于Bakken页岩，2019年平均日产6754桶石油和1670万立方英尺天然气[65] - 约190万桶油当量的已探明储量位于南德克萨斯州Eagle Ford页岩，有21482英亩（净权益9452英亩）未开发土地，参与联合开发协议，2019年参与4口（净权益2.2口）井钻探[66] - 截至2019年12月31日，公司总探明储量为16747千桶石油和5341497百万立方英尺天然气，PV 10价值为3251835千美元，税后折现现金流标准化指标为2913211千美元[68] - 截至2019年12月31日，Haynesville/Bossier页岩油储量为86千桶，天然气储量为5068248百万立方英尺，总储量为5068765百万立方英尺当量，PV 10价值为2881971千美元[62] - 截至2019年12月31日，Bakken页岩油储量为14737千桶，天然气储量为48468百万立方英尺，总储量为136891百万立方英尺当量，PV 10价值为259678千美元[62] - 截至2019年12月31日，其他区域油储量为1924千桶，天然气储量为224781百万立方英尺，总储量为236328百万立方英尺当量，PV 10价值为110186千美元[62] - 截至2019年12月31日，公司总油储量为16747千桶，天然气储量为5341497百万立方英尺，总储量为5441984百万立方英尺当量，PV 10价值为3251835千美元[62] - 截至2019年12月31日，公司93%的已探明储量位于海恩斯维尔和博西尔页岩区带，已探明油气储量为5.4 Tcfe，SEC PV 10价值为33亿美元，已探明油气储量中98%为天然气，2%为石油，36%已开发，平均储量寿命约18年[52][54] 公司产量情况 - 2019年第四季度，海恩斯维尔/博西尔页岩区天然气产量为12.536亿立方英尺/日，总产量为12.538亿立方英尺天然气当量/日[54] - 2019年第四季度，巴肯页岩区石油产量为5200桶/日，天然气产量为1660万立方英尺/日，总产量为4780万立方英尺天然气当量/日[54] - 2019年第四季度，其他地区石油产量为1000桶/日，天然气产量为5070万立方英尺/日，总产量为5690万立方英尺天然气当量/日[54] - 2019年第四季度，公司石油总产量为6300桶/日，天然气总产量为13.209亿立方英尺/日，总当量产量为13.585亿立方英尺天然气当量/日[54] - 2019年公司天然气产量较2018年增长192%，天然气储量增长132%，主要得益于天然气钻探计划和Covey Park收购[57] - 2019年公司天然气产量比2018年增长192%，天然气储量比2018年增长132%[57] 公司土地情况 - 截至2019年12月31日，公司在海恩斯维尔和博西尔页岩区累计拥有389,247英亩土地（净权益308,664英亩），约95%的净权益土地为生产保有[55] - 截至2019年12月31日，公司已开发和未开发租赁土地总面积分别为448362英亩和129260英亩，净面积分别为297564英亩和85144英亩[93] - 未开发土地到期情况为2020年到期占4%，2021年到期占2%，2022年到期占2%，之后到期占92%[93] 公司开发活动支出情况 - 2019年公司开发活动支出5.105亿美元，其中Haynesville和Bossier页岩开发活动支出4.854亿美元，钻探和完井支出4.685亿美元，其他开发活动支出1690万美元[57] - 2019年公司在开发活动上花费5.105亿美元，其中4.854亿美元用于海恩斯维尔和博西尔页岩区带开发，4.685亿美元用于钻探和完井，1690万美元用于其他开发活动[57] 公司钻探与完井情况 - 2019年公司钻探82口（净权益51.1口）Haynesville和Bossier页岩水平井，平均水平段长度约8100英尺，完井69口（净权益43.3口），预计剩余32口（净权益15.1口）2020年完井[57] - 2019年公司钻探82口（净51.1口）海恩斯维尔和博西尔页岩水平井，平均水平段长度约8100英尺，还完成19口（净7.3口）2018年钻探的井，2019年钻探的50口（净36.0口）井也在当年完成，预计其余32口（净15.1口）井将在2020年完成[57] - 2015 - 2019年公司（含Covey Park）在海恩斯维尔和博西尔页岩区带钻探217口（净171.6口）运营井，平均单井初始产量为23 MMcf/天[56] - 2019年公司在合资企业中参与了4口（净2.2口）井的钻探，有机会参与225口（净126口）井的钻探[61] - 2017 - 2019年，开发井钻探数量分别为30口、49口和86口，净井数分别为15.7口、17.0口和53.3口[89] 公司储量变化情况 - 2017 - 2019年，公司探明已开发石油储量分别为7552千桶、21466千桶、15104千桶，探明已开发天然气储量分别为436114百万立方英尺、583107百万立方英尺、1890357百万立方英尺[69] - 2017 - 2019年，公司探明未开发石油储量分别为0千桶、2146千桶、1643千桶，探明未开发天然气储量分别为680842百万立方英尺、1699651百万立方英尺、3451140百万立方英尺[69] - 2018年，公司天然气储备增加主要源于新增9520亿立方英尺未开发地点、640亿立方英尺向上业绩修订和204亿立方英尺收购量，部分被129亿立方英尺已开发储量转换和74亿立方英尺天然气储量剥离抵消[75] - 2017 - 2019年，公司探明未开发石油储量总变化分别为0千桶、2146千桶、 - 503千桶，探明未开发天然气储量总变化分别为129901百万立方英尺、1018809百万立方英尺、1751489百万立方英尺[76] 公司价格相关情况 - 2017 - 2019年，公司石油平均销售价格分别为49.02美元/桶、（前期65.23美元/桶，后期57.34美元/桶）、49.49美元/桶，天然气平均销售价格分别为2.84美元/百万立方英尺、（前期2.68美元/百万立方英尺，后期3.20美元/百万立方英尺）、2.17美元/百万立方英尺[71] - 2017 - 2019年，公司油气开采成本分别为0.77美元/百万立方英尺油当量、（前期0.64美元/百万立方英尺油当量，后期0.79美元/百万立方英尺油当量）、0.61美元/百万立方英尺油当量[71] - 2017 - 2019年，用于储量估算的石油价格分别为48.71美元/桶、61.21美元/桶、55.69美元/桶，天然气价格分别为2.88美元/百万立方英尺、2.90美元/百万立方英尺、2.58美元/百万立方英尺[71] 公司未来开发资本成本情况 - 2017 - 2024年预计未来开发资本成本总计分别为6.173亿美元、17.826亿美元和31.714亿美元[78] - 截至2019年12月31日，开发已探明未开发储量的预计未来资本成本为32亿美元，较2018年的18亿美元增加14亿美元[79] - 2018年发生与已探明未开发储量相关的开发成本约1.031亿美元，2018年预计未来资本成本较2017年的6000万美元增加12亿美元[80] 公司审计相关情况 - 2019年末经审计的PV 10价值，NSAI审计为29亿美元，LKA审计为3.566亿美元，合计占公司总PV 10价值的100%[82] 公司井数量情况 - 截至2019年12月31日，公司拥有权益的产油井和天然气井总数分别为466口和2334口，净井数分别为78.5口和1332.3口[90] 公司天然气销售与运输情况 - 公司目标是约70%的天然气按月初指数价格销售，30%按现货市场价格销售[96] - 公司与两家主要天然气营销公司达成协议，为其天然气生产提供平均约11万MMBtu/天的长期管道运输服务，协议于2021年10月到期；2019年10月签订一份40万MMBtu/天的长期运输合同，预计2021年10月开始交付[98] 行业政策与监管情况 - FERC要求市场参与者在报告年度内销售或购买量等于或超过220万MMBtu时需进行年度备案以促进价格透明[101] - 2005 - 2011年，FERC基于成品生产者价格指数（PPI - FG）加1.3%调整原油等运输费率[104] - 2011 - 2016年，FERC基于PPI - FG加2.65%调整原油等运输费率[104] - 2012年EPA新规要求到2015年1月1日，水力压裂气井挥发性有机化合物（VOCs）排放量减少近95% [111] - 2014年EPA修订储罐排放要求，根据储罐建造日期，分别在2014年4月15日和2015年4月15日实现VOC排放量减少95% [111] - 2015年美国地质调查局确定8个州因流体注入或油气开采出现诱发地震率增加的区域[114] - 2016年3月美国地质调查局确定6个受诱发地震危害最严重的州[114] - 1993年1月1日起，天然气“首次销售”的所有剩余价格和非价格控制被取消，但受私人合同条款约束[101] - 1995年1月1日，FERC实施基于通胀的运输费率指数系统[104] - 2016年12月，EPA确定水力压裂活动在某些情况下可能影响饮用水资源[114] - 2012年1月起，特定陆上石油和天然气设施需开始收集温室气体排放数据，首份年度排放报告应于2012年9月28日提交，规则适用于每年排放25,000公吨二氧化碳当量及以上的设施[116] - 2015年10月22日，温室气体报告规则修订以扩大适用的来源和运营数量；2016年11月18日再次修订以减轻报告负担[116] - 2016年EPA发布最终规则要求新来源减少挥发性有机化合物和甲烷排放，部分规则于2018年修订；2019年9月EPA宣布拟议规则以移除某些来源的相关排放监管[118] - 2010年BLM开始实施石油和天然气租赁改革，预计减少新联邦土地租赁量、增加竞争和成本；2018年1月31日新政策预计取消额外环境审查并简化租赁流程[118] - 2017年12月28日，BLM撤销2015年关于联邦土地水力压裂的规则[118] 公司办公与人员情况 - 公司租赁的位于德克萨斯州弗里斯科的办公空间面积为66,382平方英尺，月租金为129,998美元，租约于2021年12月31日到期[124] - 截至2019年12月31日，公司有207名员工[125] 公司管理层任职情况 - 公司首席执行官M. Jay Allison自1988年任职，1997年当选董事会主席，自1987年担任董事[128][129] - 公司总裁Roland O. Burns自2013年任职，自1990年担任首席财务官，自1991年担任秘书，自199