财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度末现金余额为3960万美元[3][14] - 通过公开募股筹集5610万美元（扣除费用前）[3] 扣除费用后为5300万美元[14] - 通过PIPE交易与特定投资者签订认购协议 筹集高达3200万美元[3][14] - 与Daly Waters Energy的矿区出售将带来1500万美元现金流入[14] - 近期总现金流入预计约为1亿美元 使公司资金状况良好[3][14] - 公司正在争取2024、2025和2026财年的研发退税 若获批将提供额外现金流入[14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 成功完成Beetaloo盆地首个批量钻井计划 三口井均钻探并固井 水平段长度均为10000英尺[2][7][8] - 平均从开钻到总深度（SPUD to TD）的钻井时间为267天[7] - SS6H井的60级压裂作业已于本周开始 计划在2025年底前完成[2][9][15] - 压裂设计进行了微调 目标支撑剂强度约为每英尺220-250磅[9] - 计划在2026年上半年对剩余两口井及SS3H井进行压裂[2] - 压裂完成后 SS6H井计划在2026年第一季度开始为期30天的初始产能（IP 30）流动测试[9][15] 各个市场数据和关键指标变化 - Shenandoah South先导项目已获批 目标在2026年中期开始向北部地区政府销售天然气[1][4] - 初始天然气销售目标为每天40太焦耳（约合每天4000万立方英尺）[15][37] - 系统有潜力将产量提升至每天5000万立方英尺 并计划进一步扩张至每天1亿立方英尺[37][38][39] - 与Aripura稀土关键矿产项目签署了天然气销售协议备忘录（MOU）[77] - 澳大利亚东海岸市场预计未来两三年将出现每天近10亿立方英尺的天然气短缺[76][77] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 决定批准Shenandoah South先导项目是公司历史上的一个重要里程碑[1] - 宣布与Falcon Oil and Gas达成明确协议 以现金加股票交易方式收购其子公司[3][11] - 交易完成后 Tamboran在Beetaloo盆地的净面积将达到290万英亩 企业价值超过5亿美元[11][12] - 与领先能源技术公司贝克休斯建立战略合作伙伴关系 贝克休斯在公开募股中投资了1000万美元[11][13] - 公司与贝克休斯签订了优先服务协议 贝克休斯将提供油田服务并支持优化和效率计划[13] - 正在通过RBC Capital Markets进行第二阶段开发区的对外合作（farm-out）过程[11][15] 该过程预计在2026年第一季度完成[15][44] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 先导项目以及相关基础设施（SPCF和SPP）的建设均按计划和预算进行[2][6][10][11] - Sturt Plateau压缩设施（SPCF）在10月底已完成68% 预计在2026年中期交付首批天然气[2][6][10] - APA集团运营的Sturt Plateau管道（SPP）已开始施工 60%的管道已完成焊接 预计年底达到实际完工[10][11] - 公司资金充足 不需要在短期内重返市场融资[20][21] - 澳大利亚当地市场以及东海岸市场需求强劲 公司致力于解决能源短缺问题[76][77][78] 其他重要信息 - 在SS4H井准备压裂时遇到连续油管问题 但已转为对SS6H井进行压裂以保持进度 相关成本由服务公司承担[8][24] - 问题归因于澳大利亚油田服务人员缺乏此类高频操作的经验[26] - 公司正在推进本地砂（in-basin sand）的使用测试 计划在SS6H井的某些段使用本地砂并进行示踪剂对比测试[66][67][68] - 与Daly Waters Energy完成了矿区互换 使第二阶段开发区的面积考虑增加至50万英亩[12][52][53] - 完成后 Tamboran和Daly Waters Energy在先导区的权益将为50-50 在第二阶段开发区的权益将为78-22[12] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于先导项目的资本支出和Falcon收购的现金流影响 [18] - 公司资金状况良好 季度末现金3960万美元 加上公开募股5660万美元（扣除费用前）及PIPE的3200万美元 以及针对ASX股东的3000万美元募资 总资金接近16亿美元[19] - Tamboran在先导项目上仍需支出约6200万美元（约合9500万澳元） SPCF上还需3300万澳元 但已获得债务融资支持[20] - Falcon收购涉及额外1000万美元的工作计划支出 交易中包含2300万美元现金以及1100万美元其他相关成本 总体而言收购不会造成净现金流出[20][21] 问题: 关于SS4H井的连续油管问题和SS6H井的压裂进展 [22] - SS4H井的问题是由于服务公司在装配过程中的失误导致连续油管被剪断 所有成本由服务公司承担 不会对进度造成影响 公司已转为对SS6H井进行压裂[24] - SS6H井的压裂作业进展顺利 没有出现任何问题 初始阶段由于尚未建立导流能力通常更具挑战性 但目前一切正常[25] 问题: 关于SS6H井的压裂设计选择 [30] - 压裂设计基于之前两口井的数据点进行调整 一口井支撑剂强度为每英尺2250磅 另一口为2800磅 由于第一口井的表现略好且成本较低 因此选择更接近第一口井的设计（每英尺220-250磅）[31][32][36] - 这一选择主要是基于已获得的井的性能反应 而非对岩石特性（如孔隙度、渗透率）的调整 认为测试区域的岩石质量一致且非常好[36] 问题: 关于先导项目天然气销售的增量机会 [35][37] - 初始目标每天4000万立方英尺相对保守 系统有潜力达到每天5000万立方英尺[37] - 公司计划立即开始工作 目标在12-18个月内将产能从每天4000-5000万立方英尺提升至1亿立方英尺 预计扩张成本约为第一阶段的三分之一[38][39] 问题: 关于第二阶段开发区对外合作（farm-out）过程的更新 [44] - 过程进展稳健 参与方的质量和数量令人惊喜 涵盖了广泛类型的感兴趣方[47] - 预计过程将在2026年第一季度完成[15][44] 问题: 关于第二阶段开发区面积扩大至50万英亩的驱动因素 [52] - 扩大面积是基于潜在合作方的反馈 "越大越好" 同时与Daly Waters Energy合作 将双方在该区域的权益进行统一 形成了一个地质相似且高质量的50万英亩区域[53][54] - 在宣布Falcon收购后 将Falcon的矿区纳入考虑范围也符合逻辑 因为交易完成后Falcon股东将成为Tamboran股东[57] 问题: 关于SS6H井的测试计划和预期 [62] - 压裂完成后 计划进行约7-10天的返排 将产水量降至每百万立方英尺150桶左右 然后关井[63] - 关井"浸泡"时间预计在20-30天 利用储层吸入作用改善气体流动路径并降低初始产水率 之后进行约30天的流动测试[64][65] 问题: 关于本地砂（in-basin sand）使用测试的进展 [66] - 正在推进本地砂测试 已测试其抗压强度、粒径和棱角等 结果符合泵送要求[66] - 计划在SS6H井的根部2-3个段使用不同比例的本地砂和常规砂 并在相邻段使用示踪剂 以对比性能 理想情况是性能相近 从而确认本地砂的效果[67][68] 问题: 关于对外合作中合作方类型的选择标准及澳大利亚天然气市场展望 [72] - 所有潜在合作方都非常了解页岩勘探生产和中游营销 各自在不同领域有优势 如北美运营经验、全球运营经验或全球中游营销能力 公司对合作方带来的价值感到兴奋[73][74] - 澳大利亚天然气市场方面 本地北部地区市场有扩张计划 东海岸市场存在短缺 尽管LNG价格（如JKM约为11美元/MMBtu）较低 但公司首要任务是满足本地和东海岸市场需求 其成本结构在市场中具有竞争力[76][77][78]