衍生品合约情况 - 2023年1月至12月，公司签订的天然气、石油和NGL衍生品合约包括：NYMEX WTI互换日交易量1000桶，加权平均价格69.78美元；NYMEX亨利枢纽互换日交易量40082 MMBtu，加权平均价格3.56美元；蒙特贝鲁C3互换日交易量1000桶，加权平均价格36.33美元；雷克斯3区基差互换日交易量10000 MMBtu，加权平均价格 - 0.20美元[309] 债务及合同义务情况 - 截至2021年12月31日，公司长期债务本金7.14亿美元，利息1.925亿美元；公司运输和集输合同17.78093亿美元；经营租赁负债32.2万美元；总合同现金义务26.84915亿美元[310] 表外安排和交易情况 - 截至2021年12月31日，公司重要表外安排和交易包括1.221亿美元的循环信贷信用证和3270万美元的担保债券[313] 资本支出情况 - 公司2022年钻井和完井资本支出预计在3.2亿至3.6亿美元之间，预计在租赁和土地费用上花费约2000万美元，2022年资本支出中点比2021年的2.929亿美元高约23%[315] 油价及天然气价格情况 - 2021年，WTI油价每桶在47.47至85.64美元之间，亨利枢纽天然气现货市场价格每MMBtu在2.43至23.86美元之间；2020年，WTI油价每桶在 - 36.98至63.27美元之间，亨利枢纽天然气现货市场价格每MMBtu在1.33至3.14美元之间[316] 经营活动现金流情况 - 合并期间，公司经营活动提供的净现金流为4.651亿美元，2020年为9530万美元，增长主要因净天然气、石油和NGL销售现金收入增加88%[318] 资产剥离现金收益情况 - 后续期间和2020年，公司剥离某些水基础设施资产和非核心资产，现金收益分别约为430万美元和5100万美元[319] 钻井及销售成本情况 - 2021年合并期间，公司在尤蒂卡地区开钻20口总井（19口净井），17口总井和净井开始销售，总成本约1.915亿美元；在SCOOP地区开钻9口总井（7.7口净井），11口总井（9.4口净井）开始销售，总成本约8350万美元；其他运营商在SCOOP地区开钻25口总井（1.77口净井），21口总井（0.05口净井）开始销售，公司承担成本约600万美元[320][321] 现金及现金等价物使用情况 - 2021年后续期间、前期及2020年12月31日止年度，油气资产现金支出分别为2.07113亿美元、1.0233亿美元和3.67287亿美元；其他现金及现金等价物使用分别为3.13287亿美元、4.57908亿美元和2758.7万美元；现金及现金等价物总使用分别为5.204亿美元、5.60238亿美元和3.94874亿美元[320] 油气资产减值情况 - 2021年后续期间，公司油气资产减值1.178亿美元，而2020年12月31日止年度为14亿美元[329] 估值备抵情况 - 截至2021年12月31日，公司已设立9.074亿美元的估值备抵，以完全抵销合并资产负债表上的净递延所得税资产[332] 油气业务核算方法 - 公司采用完全成本法核算油气业务，资本化成本按复合产量法摊销，季度进行上限测试[326][327][328] 价格风险管理措施 - 公司通过签订场外固定价格互换、基差互换、无成本领口和各类期权合约，降低天然气、石油和NGL价格不利变化的风险[334] 收入来源及记录方式 - 公司几乎所有收入来自油气资产生产的天然气、原油和NGL销售，收入在产品交付给买方的当月记录[333] 所得税核算方法 - 公司采用资产负债法核算所得税，递延所得税资产和负债根据预期收回或结算时的法定税率确认[332] 重组和会计处理方法 - 公司应用FASB ASC Topic 852进行重组和全新开始会计处理，区分重组相关交易与持续经营活动[324] 油气储量及相关估计情况 - 公司估计油气储量及其价值、未来产量、未来开发成本和商品价格差异，这些估计可能因多种因素而修订[330]