公司收购与股权交易 - 2021年10月1日公司完成Primexx收购，总对价8.646亿美元，含4.537亿美元现金和884万股普通股，增量收购使净面积增至约3.65万英亩[113] - 2021年11月3日公司获股东批准，将发行约550万股普通股交换1.97亿美元第二留置权票据本金[114] 资产出售 - 2021年9月27日、10月6日和10月28日，公司分别达成协议出售非核心资产，总价分别约为1亿美元、3820万美元和3000万美元，另有最高1800万美元或有对价[115] 信贷协议修订 - 2021年11月1日公司对信贷协议进行第五次修订，确认借贷基础和承诺金额为16亿美元[116] 产量数据 - 2021年第三季度总产量为9.97万桶油当量/日，较二季度增长12%；前九个月为8.99万桶油当量/日，较去年同期下降13%[117][118] - 截至2021年9月30日当季，公司总石油产量为5875千桶，较上一季度增加773千桶，增幅15%；较去年同期减少2460千桶，降幅14%[120] - 截至2021年9月30日当季，公司总天然气产量为9395百万立方英尺，较上一季度增加512百万立方英尺，增幅6%；较去年同期减少4951百万立方英尺，降幅16%[120] - 截至2021年9月30日当季，公司总NGLs产量为1732千桶，较上一季度增加217千桶，增幅14%；较去年同期减少620千桶，降幅12%[120] - 截至2021年9月30日当季，公司总油当量产量为9173千桶油当量，较上一季度增加1076千桶油当量，增幅13%；较去年同期减少3905千桶油当量，降幅14%[120] - 截至2021年9月30日当季，公司日均产量为99703桶油当量/天，较上一季度增加10722桶油当量/天，增幅12%；较去年同期减少13924桶油当量/天，降幅13%[120] 运营钻井和完井活动 - 2021年第三季度运营钻井和完井活动中，Permian地区钻井15口（净13.5口）、完井16口（净12.8口），Eagle Ford地区完井6口（净6口）[118] - 2021年第三季度，公司在二叠纪盆地钻15口毛井（13.5口净井），完井22口毛井（18.8口净井），其中鹰滩6.0口净井，二叠纪12.8口净井[136] 运营资本支出 - 2021年第三季度运营资本支出为1.15亿美元，约82%用于Permian地区[118] - 2021年前九个月，公司运营资本支出3.489亿美元，资本化利息7400万美元，资本化G&A 3370万美元，总支出4.566亿美元[137] 票据发行与赎回 - 2021年7月6日公司私募发行6.5亿美元8%优先票据，净收益约6.381亿美元；7月21日赎回5.427亿美元6.25%优先票据并部分偿还信贷安排欠款[118] 信贷安排未偿还借款 - 截至2021年9月30日，信贷安排未偿还借款为7.23亿美元，6月30日为8.75亿美元[118] 净收入与每股收益 - 2021年第三季度净收入为1.719亿美元，摊薄后每股3.65美元，去年同期净亏损6.804亿美元，摊薄后每股17.12美元，主要因2020年第三季度评估资产减值6.85亿美元及2021年第三季度运营收入增加约91%[118] 基准价格 - 截至2021年9月30日当季，WTI原油基准价格为每桶70.50美元，较上一季度增加4.44美元，增幅7%；较去年同期增加26.53美元，增幅69%[120] - 截至2021年9月30日当季，Henry Hub天然气基准价格为每百万英热单位4.31美元，较上一季度增加1.34美元，增幅45%；较去年同期增加1.42美元，增幅74%[120] 平均实现销售价格 - 截至2021年9月30日当季，公司Permian地区石油平均实现销售价格为每桶69.60美元，较上一季度增加4.52美元，增幅7%；较去年同期增加28.00美元，增幅78%[120] - 截至2021年9月30日当季，公司Eagle Ford地区天然气平均实现销售价格为每百万英热单位4.22美元，较上一季度增加1.40美元，增幅50%；较去年同期增加1.57美元，增幅84%[120] - 截至2021年9月30日当季，公司总NGLs平均实现销售价格为每桶33.54美元，较上一季度增加9.37美元，增幅39%；较去年同期增加16.52美元，增幅153%[120] - 2021年第三季度Permian地区平均实现销售价格为每桶油当量52.37美元，较上一季度的46.04美元增加6.33美元，增幅14%[122] - 2021年前九个月Permian地区平均实现销售价格为每桶油当量47.05美元，较2020年的23.88美元增加23.17美元，增幅97%[122] - 2021年第三季度Eagle Ford地区平均实现销售价格为每桶油当量59.63美元，较上一季度的54.72美元增加4.91美元，增幅9%[122] - 2021年前九个月Eagle Ford地区平均实现销售价格为每桶油当量55.18美元，较2020年的27.75美元增加27.43美元，增幅99%[122] 营收数据 - 2021年第三季度总营收为5.039亿美元，较上一季度的3.941亿美元增加1.098亿美元，增幅28%[123][125] - 2021年前九个月总营收为12.187亿美元，较2020年同期的7.169亿美元增加5.018亿美元，增幅70%[124][125] 各产品收入 - 2021年第三季度石油收入为409,293千美元，较上一季度的333,442千美元增加75,851千美元，增幅23%[122] - 2021年前九个月石油收入为1,009,780千美元，较2020年的627,934千美元增加381,846千美元，增幅61%[122] - 2021年第三季度天然气收入为36,519千美元，较上一季度的24,080千美元增加12,439千美元，增幅52%[122] - 2021年前九个月天然气收入为84,819千美元，较2020年的33,305千美元增加51,514千美元，增幅155%[122] 各项费用 - 2021年第三季度租赁运营费用降至4270万美元，较上一季度的4650万美元减少8%，每桶油当量费用降至4.66美元，较上一季度的5.74美元减少19%[128] - 2021年前九个月租赁运营费用降至1.296亿美元，较2020年同期的1.491亿美元减少13%，每桶油当量费用增至5.28美元，较2020年同期的5.24美元增加1%[128] - 2021年第三季度生产和从价税增至2610万美元，较上一季度的2200万美元增加19%，占总收入的比例降至5.2%，较上一季度的5.6%有所下降[128] - 2021年前九个月生产和从价税增至6650万美元，较2020年同期的4620万美元增加44%，占总收入的比例降至5.5%，较2020年同期的6.4%有所下降[128] - 2021年第三季度集输和处理费用增至2090万美元，较上一季度的2000万美元增加4%[128] - 2021年前九个月集输和处理费用增至5890万美元，较2020年同期的5660万美元增加4%[128] - 2021年第三季度折旧、损耗和摊销费用增至8990万美元，较上一季度的8310万美元增加8%[128] - 2021年前九个月折旧、损耗和摊销费用降至2.44亿美元，较2020年同期的3.846亿美元减少37%[128] - 2021年第三季度一般和行政费用降至950万美元，较上一季度的1110万美元减少14%；前九个月增至3740万美元，较2020年同期的2660万美元增加41%[128] - 2021年第三和前九个月合并、整合和交易费用为300万美元，2020年前九个月为2640万美元[130] - 2021年第三季度末的三个月，扣除资本化金额后的利息支出增至2770万美元，较上一季度增加310万美元；九个月内增至7680万美元，较2020年同期增加890万美元[133] - 2021年第三季度末的三个月，衍生工具净损益为1.07169亿美元；九个月内为5.12155亿美元，2020年同期为亏损979.66万美元[133] - 2021年第三季度末的三个月，公司记录所得税费用240万美元，上一季度为所得税收益50万美元；九个月内为100万美元，2020年同期为1.153亿美元[134] 资本预算 - 公司2021年资本预算从4.3亿美元更新至5.15亿美元，第四季度预算主要用于二叠纪盆地开发，预计钻70 - 72口毛井，完井103 - 105口毛井[136] 现金及现金等价物 - 截至2021年9月30日的九个月，公司现金及现金等价物减少1650万美元，降至370万美元[138] 净现金流量 - 2021年前九个月，经营活动提供净现金6.07833亿美元，较2020年同期增加，主要因实现油价上涨86%，部分被产量下降13%抵消[141] - 2021年前九个月，投资活动使用净现金4.55167亿美元，较2020年同期增加，主要因资产出售现金收入减少和油气资产收购定金增加[141] - 2021年前九个月，融资活动使用净现金1.69203亿美元，2020年同期为提供净现金2160万美元，主要因偿还信贷安排约2.62亿美元及赎回6.25%优先票据[141] 互换合约 - 截至2021年10月29日，公司WTI石油互换合约剩余量为174.8万桶，加权平均价格为每桶56.87美元；2021 - 2023年总量为406.6万桶，加权平均价格为每桶65.84美元[143] - 天然气Henry Hub互换合约2021年剩余量为435.7万MMBtu，加权平均价格为每百万英热单位2.96美元；2022年总量为732万MMBtu，加权平均价格为每百万英热单位3.08美元[145] 递延保费与锁定损失 - 公司有660万美元递延保费，其中370万美元与2021年结算的合约相关，290万美元与2022年结算的合约相关[143] - 2021年2月的抵消性ICE布伦特互换导致约290万美元锁定损失，其中160万美元于2021年第三季度结算，剩余130万美元将于2021年第四季度结算[143] 实现价格与账面价值净额关系 - 2021年9月30日实际12个月实现原油价格为每桶56.47美元，天然气价格为每千立方英尺2.51美元，成本中心上限超过账面价值净额（减去相关递延所得税）为24.29亿美元[147][150] - 原油和天然气价格均上涨10%时，12个月实现原油价格为每桶62.24美元，天然气价格为每千立方英尺2.81美元，成本中心上限超过账面价值净额（减去相关递延所得税）增加7.43亿美元至31.72亿美元[150] - 原油和天然气价格均下跌10%时，12个月实现原油价格为每桶50.70美元，天然气价格为每千立方英尺2.22美元，成本中心上限超过账面价值净额（减去相关递延所得税）减少7.40亿美元至16.89亿美元[150] 净递延所得税资产 - 截至2021年9月30日，基于评估证据，公司认为很可能无法实现净递延所得税资产，因此记录了估值备抵，将净递延所得税资产减至零[151] 风险管理 - 公司面临商品价格风险、利率风险以及交易对手和客户信用风险，通过风险管理计划包括使用商品衍生工具来降低这些风险[153] 收入来源与价格波动 - 公司收入来自石油、天然气和NGL生产销售，其价格因供需、政府行动、经济和天气状况而波动[154] - 2021年第三季度石油、天然气和NGL收入分别为40929.3万美元、3651.9万美元和5809.7万美元，总计50390.9万美元；价格波动10%的影响分别为4092.9万美元、365.2万美元和581万美元，总计5039.1万美元[156] - 2021年前九个月石油、天然气和NGL收入分别为100978万美元、8481.9万美元和12407.9万美元，总计121867.8万美元；价格波动10%的影响分别为10097.8万美元、848.2万美元和1240.8万美元，总计12186.8万美元[156] 对冲目标 - 公司通常目标是对冲未来12至24个月预计内部预测产量的约60%[156] 信贷安排债务与利率影响 - 截至2021年9月30日，公司信贷安排下未偿还债务为7.23亿美元，加权平均利率为2.35%；利率变动1%，年度利息费用相应变动约720万美元[157] 应收账款 - 截至2021年9月30日，公司石油、天然气和NGL生产销售应收账款约为1.681亿美元[158] - 截至2021年9月30日，公司联合权益应收账款约为860万美元[160] 商品衍生品净负债头寸 - 截至2021年9月3