财务数据和关键指标变化 - 第二财季净亏损700万美元，主要因衍生品亏损4960万美元，其中包括1800万美元已实现衍生品结算和3200万美元未实现亏损；前六个月净利润1400万美元，营业收入7400万美元 [21] - 每桶油当量现金利润率在扣除衍生品前环比增长28%至59美元，扣除后环比增长34%至38美元 [21] - 第二财季调整后息税折旧摊销前利润（EBITDAX）为3440万美元，2022年前六个月为6150万美元，按半年数据简单年化对应1.23亿美元 [23] - 第二财季经营现金流为3000万美元，自由现金流为2000万美元 [24] - 本季度现金总额变化为1100万美元，包括3000万美元经营现金流、1000万美元投资活动现金流出和850万美元融资活动现金流出 [31] - 季末现金余额近2000万美元，信贷额度为6300万美元，基于修订后2亿美元的信贷额度，未使用额度近70%，流动性超1.5亿美元 [32] 各条业务线数据和关键指标变化 石油业务 - 第二财季平均日产油量7500桶，处于指导范围高端；前六个月平均日产油量7497桶，环比增长3%，同比增长24% [9][14] - 预计2022财年第三季度平均日产油量7600 - 8100桶，中点平均环比增长5%；全年平均日产油量7500 - 7800桶，较2021财年增长17% - 22% [40][46] 天然气和NGL业务 - 2 - 5月初，天然气和NGL销售受中游合作伙伴设施扩建影响；扩建完成后，工厂将提供额外运输能力，预计增加销售量并减少天然气燃烧 [15] - 天然气净实现价格环比下降18%，指数价格4.66美元，基差约 - 0.52美元，加工费约1.50美元，扣除衍生品前净价2.62美元，扣除后1.25美元 [26] - NGL综合桶市场价格44美元，较上季度低4美元；本季度NGL收集加工费约17美元/桶，较上季度高0.30美元，财务报表上净价26.71美元 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 油价同比上涨82%，公司实现油价环比提高22%至92.44美元，本季度相对于WTI有轻微正基差；扣除约26美元/桶的已实现套期保值损失后，扣除衍生品后的净实现价格为66.60美元，较上一季度上涨23% [7][25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司积极确保2022财年开发活动所需的钻机和套管，并为2023财年计划的多达14口井做好准备 [8] - 增加2022财年第三季度和全年的产量指导，并推进其他企业计划 [11] - 增加员工，包括组建有经验的碳捕获和强化储存回收技术团队，配合EOR试点项目进展 [11] - 修订信贷安排，将到期日延长至2026年4月，借款基础增加14%至2亿美元，并在公司杠杆率较低时放宽最低套期保值要求 [12] - 作为较小的公司，公司认为应分配更多资本用于增长，计划今年增加活动和产量 [35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球受供应链问题影响，俄罗斯2月的行动加剧了这一情况，劳动力、材料和设备市场的通胀成本压力持续增加 [7] - 公司对年初至今的业绩感到满意，对持续的预测增长感到兴奋 [48] - 团队正在采取措施应对服务和产品的通胀压力，专注于低杠杆生产增长和通过股息向股东返还资本的纪律性模式 [48] 其他重要信息 - 公司EOR试点项目在德克萨斯州Yoakum县推进，完成了六口新钻注入井中的一口，并安装了水和二氧化碳的高压注入管线；2022年4月初开始注水 [17] - 预计2022财年第三季度，公司将钻探五口毛井、五口净井，完井四口毛井、四口净井，投产六口毛井、六口净井；非EOR相关资本支出预计约2500 - 2800万美元 [40] - 中游扩建项目预计6月初全面投入使用，但4 - 5月的减产将影响第三财季天然气和NGL的销售；扩建完成后，公司将获得更大的合同固定容量，有望增加天然气和NGL的销售并减少燃烧 [41] - 预计第三财季租赁运营成本为800 - 1000万美元，部分原因是第二财季某些修井工作延迟；现金一般及行政费用预计为370 - 470万美元 [42][44] - 公司预计2022财年第三季度继续推进EOR试点项目，完成额外注入井并推进二氧化碳接入和基础设施安装，预计EOR项目应计资本支出为300 - 500万美元 [44] - 基于二氧化碳注入所需压缩机的预计交付时间，公司预计2022年第四季度开始注入二氧化碳；2022财年下半年增加三口毛井、三口净井，大部分井计划在第三财季开始钻探，第四财季完井 [45] - 预计2022财年全年应计资本支出约1.02 - 1.11亿美元，包括8400 - 8900万美元的钻探和完井、资本化修井、基础设施及土地小额增加，以及1800 - 2200万美元的EOR项目 [46] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司增长计划是否假设钻机全年运行，新的预期是什么 - 公司尚未进入连续开发计划，目前的钻机将持续到5月中旬，7月初将再钻一口井，9月或10月有望恢复开发计划 [51] 问题2: 公司能否重新获得钻机，所在地区与二叠纪核心地区相比是否有相同的物流限制，以及管道运输限制情况 - 公司已确保2022财年所有计划活动所需的钻机和管道，并为2023财年多达14口井的活动提前做好了准备；在其他服务方面，公司与多方保持良好关系，能够安排上日程，并计划在2023财年确保相关资源 [54][55] - 管道项目按计划进行，原预计5月中旬恢复运营，2 - 4月中旬有减产情况，4月底有7 - 8天的全面停工用于安装扩建设备；5月1日起已恢复到2 - 3月的生产能力，随着新扩建项目压缩机的调试，预计到5月底至6月初将达到满负荷生产 [57] 问题3: EOR项目何时能将水注入所有注入井 - 本季度剩余时间将继续增加注入井，不确定是否能在6月30日或7月31日前全部投入使用，但最迟7月31日应该可以；最近几周已开始完井过程，正在进行套管测井以确定射孔位置，相关钻机也开始有空余 [58] 问题4: 关于CCUS团队，能提供更多信息吗 - 公司聘请了来自二氧化碳行业的团队，目前正在评估具体机会，重点关注一两个项目；团队还将优化二氧化碳注入井的效率；目前仍在等待Kinder Morgan完成接入工作，希望在未来6 - 12个月内确定潜在的二氧化碳来源 [60] 问题5: CCUS团队规模有多大，其技能更侧重于二氧化碳还是碳捕获与封存（CCS） - 初始团队有三名成员，来自一家主要的二氧化碳管道公司，他们了解如何接入管道；团队位于北休斯顿，显示了公司对该项目的投入和承诺 [63] 问题6: EOR项目的资本支出是否在最近一轮通胀之前确定，是否会受到通胀影响 - 项目大部分成本在9 - 10月启动时就已确定，包括六口井的钻探、钢套管和注入管线的采购；虽然当时价格较高，但相比当前市场，受到的通胀压力较小；服务部分仍会受到一定影响，但公司对该项目的资本指导仍有信心 [68] 问题7: 西北大陆架目前有多少行业钻机在运行 - Yoakum县地区目前有四口钻机在运行 [70] 问题8: 业务开发团队对市场上出售资产的情况有何看法，出售原因主要是价格驱动还是缺乏资金等其他因素 - 今年前五个月市场上有很多资产交易在进行，可能与油价达到100美元有关；出售资产的主体包括长期持有非经济资产的所有者、赞助商、非国有业主、重组后的债权人等，他们希望在当前价格下实现资产货币化 [73] - 市场上有不同类型的买家，包括有资金实力的大型私人企业，他们愿意通过改善运营成本来获取收益；公司会机会性地寻找合适的交易，注重规模效益，但也会考虑价格、期货市场贴水、股权使用和股权稀释等因素 [74][75] 问题9: 所在地区是否存在大量土地租赁到期的情况 - 公司较少关注米德兰和特拉华盆地等竞争激烈的地区，从远处观察，大公司会通过钻井计划来维持土地租赁，市场会有效解决相关限制；在公司所在地区，没有看到土地租赁到期的压力，公司会积极管理自己的土地，通过钻井来维持租赁权益，偶尔会有少量工作权益需要分配资本 [76][77] 问题10: 开始注入二氧化碳时，其购买价格是否与油价挂钩，调整频率如何 - 二氧化碳购买价格与油价挂钩，是基于百分比的定价方式，有一个固定底价，在当前价格下，百分比定价更为适用 [79][80] 问题11: EOR项目的六口注入井是一个井网还是多个井网，预计油田何时开始对注入做出响应 - 六口注入井分布在三口水平井之间，实际上相当于半个井网；通常在开始注入后的3 - 6个月内会开始看到一些响应和二氧化碳循环，大约一年后能达到完全有效 [84][85] 问题12: 是否会在监测EOR试点项目表现后再决定在油田其他区域的开发方向 - 是的，这就是称之为试点项目的原因；项目基础设施便于通过增加垂直井来扩展井网，公司还在分析未来采用水平注入井的可能性 [87] 问题13: 如何根据EOR试点项目的表现来记录储量，是否会影响2023财年的储量报告 - 有既定的方法来评估二氧化碳响应和预期产量曲线，公司会将实际响应与这些预测进行比较；工程公司会根据二氧化碳的影响来确定产量曲线，主要是使曲线变平并可能在早期提高产量 [88] - 预计2023财年第一季度开始会记录储量 [89] 问题14: 在油田开始对注入做出响应之前，能否将注入相关成本资本化 - 可以，公司正在这样做 [90]