公司收购与合并 - 2020年12月18日，公司拟以3.75亿美元现金和1060万股普通股收购Guidon约32500净英亩土地及相关油气资产，预计2021年2月26日完成交易[30] - 2020年12月，公司与QEP达成全股票交易合并协议，交易价值约22亿美元，包括QEP截至2020年9月30日的16亿美元净债务[38] - 若并购未能在2021年6月30日完成，或特定情况下在9月30日前未完成，公司或QEP可终止协议[192] - 公司将产生大量交易和并购相关成本，可能超出预期[194] - 并购需满足多项条件，部分条件不可控，可能导致并购延迟或无法完成[191] - 若并购未完成，公司需承担交易成本，还可能面临市场、员工等负面反应[192] - 并购期间公司面临业务不确定性，可能影响人员和业务关系，限制业务机会[193] - 公司和子公司并购后将有大量债务，可能限制财务灵活性并影响财务结果[198] - 截至2021年2月22日，有9起由QEP股东发起的诉讼，其中2起将公司和Merger Sub列为被告[204] - 诉讼不利裁决可能阻止并购完成并使公司和QEP承担巨额成本[202] - 公司将发行至多约1240万股普通股用于完成待定合并[217] - 待定合并可能无法实现预期收益和成本节约，或需更长时间实现[212][214] - 待定合并可能无法实现每股收益增值，反而可能稀释每股收益，影响公司普通股市场价格[216] - 待定合并后公司整合QEP业务可能不成功，无法在预期时间内实现预期效益[210] - 整合QEP业务可能面临诸多困难，如无法实现预期营收和成本节约、管理复杂业务等[211] - 若公司股东在合并完成后大量出售普通股，市场价格可能下降，且融资难度可能增加[219] - 合并完成后，公司普通股市场价格将继续波动，若未达分析师预期可能下跌[220] - 公司可能承担QEP现有或新增衍生品工具的经济影响，商品价格差异或产生负面影响[225] - 合并后公司可能记录商誉和无形资产，未来可能减值并产生非现金费用[226] - 待定合并按GAAP作为收购处理，合并后财务状况和经营成果将反映QEP情况但不追溯重述[227][229] 市场价格数据 - 2020年，NYMEX WTI原油和凝析油期货合约均价为39.34美元/桶，Henry Hub天然气期货合约均价为2.13美元/百万英热单位，较2019年分别下降31%和16%[32] - 2020年石油平均价格为36.41美元/桶，天然气为0.82美元/Mcf，天然气液体为10.87美元/桶[86] 公司借款情况 - 截至2020年12月31日，公司借款基数为20亿美元，可用借款额度为19.8亿美元；Viper LLC未偿还借款为8400万美元，可用借款额度为4.96亿美元；Rattler LLC未偿还借款为7900万美元，可用借款额度为5.21亿美元[39] 公司产量与储量结构 - 截至2020年12月31日，公司产量约60%为石油，20%为天然气液，20%为天然气；估计净探明储量约58%为石油，22%为天然气液，20%为天然气[40] - 2020年全年，公司净产量为109921千桶油当量，平均日产量为300331桶油当量，其中约60%为石油，20%为天然气凝析液，20%为天然气[61] - 2020年石油净产量为66,182 MBbls，天然气为130,549 MMcf，天然气液体为21,981 MBbls[86] - 截至2020年12月31日，公司估计的净已证实石油和天然气储量中，已证实开发储量为816798千桶油当量，已证实未开发储量为499643千桶油当量，总计1316441千桶油当量[77] - 截至2020年12月31日，公司已证实未开发储量总计为315937千桶石油、522029百万立方英尺天然气和96701千桶天然气凝析液，共计499643千桶油当量[79] - 2020年末已探明未开发储量为499,643 MBOE，较2019年末的367,859 MBOE增加[80] 公司钻井位置与计划 - 假设WTI价格约为60美元/桶，公司目前有约10413个（净6863个）已确定的经济潜在水平钻井位置[41] - 假设西德克萨斯中质原油价格约为每桶60美元，公司目前在多个层位拥有约10413个毛（6863个净）已确定经济潜力的水平钻井位置[65] - 假设WTI价格约为60美元/桶，公司目前有10,413个总（6,863个净）已确定的经济潜在水平钻井位置[84] - 2021年，公司预计完成215 - 235口毛井（197 - 215口净井）的运营水平井，2021年钻井和基础设施资本支出预计在14 - 16亿美元之间[62] - 2020年，公司钻了208口毛井（195口净井），完成了171口毛井（159口净井）的运营水平井，2020年钻井、完井和装备井的资本支出为16亿美元，另外在油气中游和基础设施上花费了2.48亿美元[62] - 2020年12月31日公司运营8台钻机，2021年平均计划运营8 - 12台钻机[64] - 2021年公司预计将30%的待开发储量（PUDs）转化为已证实开发储量类别，并在2023年底前开发约80%的2020年末合并PUD储量[65] 公司土地与井相关情况 - 截至2020年12月31日，公司在二叠纪盆地的总土地面积约为449642英亩（净378678英亩），其中约98%由公司运营[47] - 截至2020年12月31日，公司拥有工作权益的水平生产井总数为2380口，其中公司运营1694口[48] - 截至2020年12月31日，公司持有4326口毛产量井（3401口净产量井）的工作权益，另外4553口井仅持有特许权权益[56] - 截至2020年12月31日，Rattler拥有并运营927英里的原油、天然气收集管道和综合水系统[51] - 截至2020年12月31日，Rattler拥有EPIC Crude Holdings LP 10%股权、Gray Oak Pipeline LLC 10%股权、Wink to Webster Pipeline LLC 4%股权、OMOG JV LLC 60%股权和Amarillo Rattler LLC 50%股权[51] - 公司拥有约3610平方英里的3D地震数据[60] - 2020年运营的水平井中，总钻井数为208口，净钻井数为195口，总完井数为171口，净完井数为159口[89] - 截至2020年12月31日，公司运营的井总数为3,464口（总）和3,228口（净）[89] - 截至2020年12月31日，公司在4,326个总（3,401个净）生产井中拥有平均79%的工作权益[90] - 截至2020年12月31日，公司生产井总数为8,879口（总）和3,401口（净）[91] - 2020年末，公司有20口（净19口）运营井正在钻探，151口（净141口）正在完井或等待完井[94] - 2020年，米德兰盆地和特拉华盆地生产性开发井总数为208口（净195口），2019年为330口（净296口），2018年为176口（净156口）[94] - 截至2020年12月31日，公司总租赁面积为449,642英亩（净378,678英亩），其中已开发面积222,932英亩（净177,159英亩），未开发面积226,710英亩（净201,519英亩）[96] - 2021 - 2024年，未开发面积到期总数为78,174英亩（净55,412英亩），其中2021年到期面积最多，为61,300英亩（净51,305英亩）[99] 公司成本与费用 - 2020年PUD开发成本约为3.81亿美元，预计2021 - 2024年分别为6.76亿、7.64亿、8.59亿和5.31亿美元[81] - 2020年总运营现金成本为7.37美元/BOE，总费用为13.43美元/BOE[86] 公司销售与协议 - 2020年有四个买家各自占公司收入超10%，2019年和2018年分别有三个买家各自占公司收入超10%[101] - 公司生产的石油平均94%通过管道销售，生产的水平均98%通过管道输送至盐水处理处，米德兰盆地和特拉华盆地情况分别为95%、97%和93%、98%[106] - 公司与Rattler的协议涵盖约395,000英亩的土地，初始期限至2034年[106] 公司租赁权益 - 公司租赁物业的出租人特许权使用费和其他租赁负担一般在12.5% - 30.0%，公司净收入权益一般在70.0% - 87.5%[108] 公司业务季节性与法规影响 - 石油需求夏季增加冬季减少，天然气需求相反，公司勘探生产和中游业务受季节影响[109] - 石油和天然气业务受政府法规约束，监管负担增加公司运营成本并影响盈利能力[110] - 公司认为自身基本符合适用环境法律法规，暂未因合规要求受到重大不利影响，但未来趋势不确定[111] - 2016年12月EPA同意审查油气废物监管规定，2019年4月结论为此时无需修订联邦法规，法规变化可能影响公司资本支出和运营费用[114] - 2015年6月29日EPA和美国陆军工程兵团重新定义《清洁水法》保护水域范围，2019年10月22日废除该规则，2020年4月21日发布替代规则，规则范围扩大可能增加公司湿地疏浚和填埋活动的许可成本和时间[118] - 近一半州已采取措施减少温室气体排放，如2020年11月4日德克萨斯铁路委员会对气体燃烧发布新指导[124] - 2015年12月美国参与巴黎气候大会，《巴黎协定》2016年11月4日生效，2020年11月4日美国退出，2021年2月19日重新加入，美国计划在2021年4月22日气候峰会前宣布减排目标[125] - 气候相关环保行动和倡议可能干扰公司业务活动、运营和获取资本的能力，公司虽未涉相关诉讼，但可能被卷入，不利裁决会影响运营和财务状况[127][129] - 气候变化可能导致极端天气，干扰公司生产、增加成本，且损失可能无法完全保险，但目前无法确定影响程度[130] - 国会曾提议修订《安全饮用水法》，对水力压裂进行联邦许可和监管，并要求披露压裂液化学成分，EPA认为含柴油的水力压裂受相关项目监管[131] - 2016年6月28日EPA发布规则禁止陆上非常规油气开采设施废水排入公共污水处理厂，还在对接受油气开采废水的私人污水处理设施进行研究[132] - EPA 2012 年规则旨在通过要求 2015 年 1 月 1 日后新建或再压裂的水力压裂井使用减排完井法，实现挥发性有机化合物排放减少 95% [133] - 2016 年 5 月 12 日，EPA 修订法规，对石油和天然气行业的某些新设备、工艺和活动的甲烷和挥发性有机化合物排放设定新标准 [133] - 2020 年 8 月 13 日，EPA 发布对 2012 年和 2016 年新源性能标准的最终修订，以减轻监管负担，包括取消适用于传输或存储环节的标准和甲烷要求 [133] - 2016 年 12 月 13 日，EPA 发布研究，指出水力压裂活动在某些情况下会影响饮用水资源 [135] - 2015 年 2 月 6 日，EPA 发布报告，就处置井诱发地震活动提出管理和最小化潜在重大地震事件的策略建议 [135] - 2011 年 9 月 1 日起生效的得克萨斯州立法，要求石油和天然气运营商公开披露水力压裂过程中使用的化学品 [136] - 2014 年 1 月，得克萨斯州铁路委员会关于确保水力压裂作业不污染附近水资源的套管、固井等标准规则生效 [136] - 2014 年 11 月 17 日，得克萨斯州铁路委员会关于处置井规则修正案生效，要求新处置井申请人进行地震活动搜索 [136] - 自 1978 年以来，各项联邦法律使国内天然气“首次销售”的所有价格和非价格控制完全取消 [146] - 1985 年起，FERC 颁布一系列命令、法规和规则制定，促进天然气运输和营销业务的竞争 [148] - 德州对石油生产征收4.6%的开采税，对天然气生产征收7.5%的开采税[164] - 2011年《管道安全与就业创造法案》将单次安全违规的最高行政罚款从10万美元提高到20万美元，相关系列违规的最高行政罚款从100万美元提高到200万美元，目前因通货膨胀分别提高到218,647美元和2,186,465美元[159] 公司员工情况 - 截至2020年12月31日，公司约有732名全职员工，无员工由工会代表或受集体谈判协议覆盖[172] - 近三分之一的员工为女性，25%的员工自我认定为少数民族[173] - 2016 - 2020年，公司员工无工作相关死亡事故[176] - 2020年员工OSHA可记录案例（需医疗处理的工伤和疾病）总数为3起，与2019年持平[176] - 2020年员工总可记录事故率（TRIR）与2019年持平，损失工时事故率（LTIR）下降，短期目标是将员工TRIR维持在0.5或更低[176] - 2020年公司团队完成近8000小时的培训[177] 公司办公地点与报告披露 - 公司总部位于德克萨斯州