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