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目錄
美國
證券交易委員會
華盛頓特區20549
表格 10-Q

x 根據證券交易法案第13或15(d)條條文提交的季度報告

截至2024年6月30日季度結束 2024年9月30日

o 根據1934年證券交易法第13或15(d)條規定的過渡報告
從______到______的過渡期間

委員會文件編號 001-36057

Ring Energy, Inc.
（依憑章程所載的完整登記名稱）
內華達州90-0406406
(依據所在地或其他管轄區)
的註冊地或組織地點)		(國稅局雇主識別號碼)
識別號碼)
1725 Hughes Landing Blvd. 900室
The Woodlands, 德州
77380
(總部辦公地址)（郵政編碼）
(281) 397-3699
(註冊人電話號碼，包括區號)
根據交易所法第12(b)條註冊的證券：
每個班級的標題交易符號註冊的每個交易所的名稱
普通股票，面值為0.001美元REI紐交所美國板塊
勾選表示登記者是否：（1）在過去12個月內已提交美國1934年證券交易法第13條或第15條要求提交的所有報告（或者對於要求提交這些報告的時間較短的週期），並且（2）在過去90天內已受到這些提交要求的約束。 是 x 否 o

請在選框內打勾，確認註冊人是否在過去12個月內（或註冊人需要提交此類文件更短的期限內）根據Regulation S-t第405條規定提交了必須提交的所有互動數據文件。 是 x 否 o

勾選表示申報人是否為大型迅速檔案者、加速檔案者、非加速檔案者、較小型報告公司或新興增長公司。請參閱《公司交易所法》第120億2條中對「大型迅速檔案者」、「加速檔案者」、「較小型報告公司」和「新興增長公司」的定義。
大型加速歸檔人o加速歸檔人x
非加速歸檔人o（如果是較小的報告公司，請勿勾選）小型報告公司o
新興成長型企業o

如果一家新興成長型公司，請用勾選標記表示該申報人已選擇不使用根據證交所法案13(a)條款提供的任何新的或修訂過的財務會計準則的延長過渡期。 o

請以√標記確認登記人是否為殼公司（如法案第120億2條所定義）。是 o 否 x

截至2024年11月6日，申報人持有優先股 198,196,034 普通股（面值0.001美元）


目錄
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前瞻性陳述
本季度10-Q表格（以下簡稱“季度報告”）包含根據1933年證券法第27條（經修訂）（“證券法”）及1934年證券交易法第21E條（經修訂）（“交易法”）的意義而作的前瞻性聲明。本季度報告中包含的所有前瞻性聲明（除了關於我們策略、未來運營、財務狀況、估計收入和支出、預期成本、前景、計劃和管理目標的歷史事實之外的陳述）均為前瞻性陳述。在本季度報告中使用“可能”、“將”、“可能”、“應該”、“相信”、“預期”、“打算”、“估計”、“期望”、“計劃”、“追求”、“目標”、“繼續”、“潛力”、“指導”、“項目”或其他類似表達，旨在識別前瞻性聲明，然而，並非所有前瞻性陳述都包含這些識別詞。所有前瞻性聲明僅反映本季度報告的日期。儘管我們相信，我們在本季度報告中所做的前瞻性聲明中反映或暗示的計劃、意圖和期望是合理的，但我們無法保證這些計劃、意圖或期望將被實現。我們讓投資者意識到，這些前瞻性聲明，因為它們涉及未來事件，根本上是因許多可能導致實際結果與所考慮的結果顯著不同的重要因素而受到限制。此類因素包括：
•我們收到的石油和天然氣價格下降或波動；
•我們籌集額外資金以支持未來資本支出的能力；
•我們有能力通過營運活動產生足夠的淨現金流或借款或其他資源，以使我們能夠充分開發和生產我們的石油和天然氣資產；
•我們從事業務的國際、國家或區域型市場區域的一般經濟狀況；
•與鑽井相關的風險包括完成風險、成本超支、機械故障以及鑽探非經濟井或乾井；
•估算證實的石油和天然氣儲量會存在不確定性；
•估計的石油和天然氣儲量的存在或可回收性，以及實際未來的生產率和相關成本；
•通脹對我們的成本結構有著影響；
•我們證實的石油和天然氣儲量估值大幅下降；
•我們能夠取代我們的石油和天然氣儲量；
•利率期貨上升對我們資本成本的影響，以及世界各地央行為控制通脹而採取的行動，包括這些行動對一般經濟條件的影響；
•我們信貸協議下的借款基準意外降低；
•我們井的生產減產率以及相應的生產成本可能超出我們的預測；
•與收購和整合公司和資產相關的風險和責任；
•鑽探平台、相關設備、用品、人員和油田服務的成本和供應情況；
•我們石油和天然氣儲量之地質濃度；
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•我們在取得、發現、開發和生產石油和天然氣儲量方面的成功時機和程度。
•我們在鑽井、完井和生產作業中對水的供應、使用和處置的依賴；
•針對石油和天然氣土地及收購存在激烈競爭；
•環保母基或其他政府法規，包括與水力破裂刺激和氣候變化措施相關的立法；
•我們有能力爲我們生產的石油和天然氣提供可靠的運輸，並以市場價格賣出石油和天然氣；
•未來環保母基、社會和治理（"esg"）合規發展以及對此類事項增加關注可能會對我們籌集股權和債務資本的能力產生不利影響；
•管理層執行我們的計劃以實現最佳目標的能力；
•網絡安全概念事件的發生、攻擊或其他對我們信息技術系統的侵犯
石油和燃料幣行業使用的系統和製造行業;
•我們具備找到和留住高技能人才的能力，以及在商業上合理條件下留住管理團隊關鍵成員的能力；
•不利天氣條件；
•與環保母基、健康和安全法律相關的成本和責任；
•我們石油和天然氣衍生品活動的影響；
•美國境外主要石油和天然氣生產地區的社會動盪、政治不穩定或武裝衝突，包括中東、俄羅斯和烏克蘭的地緣政治和軍事敵對關係的演變，以及恐怖主義或破壞行爲；
•我們的保險覆蓋可能無法充分覆蓋與我們業務活動相關可能遭受的所有損失;
•可能存在訴訟帶來的不利結果和使用財務資源進行自我保護。
•在我們2023年12月31日結束的年度報告的第I部分第1A項「風險因素」中討論的其他因素，以及我們的基本報表，相關附註，以及出現在本季度報告和我們不時向證券交易委員會（「SEC」）提交的其他報告中的其他財務信息。
讀者們應該謹慎對待前瞻性聲明，這些聲明只代表了其製作時的日期。我們不承擔在這些聲明製作之後，根據新信息、未來事件或其他原因公開更新或修訂任何前瞻性聲明的義務。
除非上下文另有規定，本季度報告中對「Ring,」 「Ring Energy,」 「公司,」 「我們,」 「我們的」 的引用均指Ring Energy, Inc。
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第一部分 — 財務信息
項目1。基本報表
以下是截至2023年12月31日的(a)彙編資產負債表，該表已從我們的審計基本報表中導出，以及(b)包含在此處的未經審計的“基本報表根據證券交易委員會(「SEC」)的規章制度編制。因此，根據美國一般會計準則(GAAP)規定和通常包含在10-k表格年度報告中的某些披露被省略。儘管管理層相信我們的披露足以使所呈現的信息不會誤導，但這些未經審計的財務報表早期情況應當與公司的審計財務報表和相關附註一併閱讀，這些內容包含在其最近的10-k表格的年度報告中。
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環能公司。
簡明資產負債表
（未經審計）

2024年9月30日2023年12月31日
資產
流動資產
現金及現金等價物$— $296,384 
應收賬款36,394,451 38,965,002 
聯合利益計費應收款淨額1,343,801 2,422,274 
衍生工具資產8,375,984 6,215,374 
庫存4,627,980 6,136,935 
預付款項和其他資產2,076,896 1,874,850 
流動資產合計52,819,112 55,910,819 
資產和設備
石油和天然氣資產，完全成本法1,770,078,718 1,663,548,249 
融資租賃資產應計折舊4,192,099 3,896,316 
固定資產應計折舊3,389,907 3,228,793 
總資產和設備1,777,660,724 1,670,673,358 
累計折舊、折耗和攤銷(450,913,685)(377,252,572)
資產淨值和設備1,326,747,039 1,293,420,786 
經營租賃資產2,057,096 2,499,592 
衍生工具資產8,735,674 11,634,714 
遞延融資成本9,406,089 13,030,481 
總資產$1,399,765,010 $1,376,496,392 
負債和股東權益
流動負債
應付賬款$90,143,131 $104,064,124 
所得稅負債257,704 — 
融資租賃責任879,598 956,254 
經營租賃負債633,132 568,176 
衍生工具負債3,929,188 7,520,336 
應付票據912,819 533,734 
資產養老責任836,421 165,642 
總流動負債97,591,993 113,808,266 
非流動負債
延遲所得稅26,859,453 8,552,045 
循環授信額度392,000,000 425,000,000 
Financing lease liability, less current portion496,954 906,330 
經營租賃負債，不含流動部分1,574,117 2,054,041 
衍生工具負債4,535,777 11,510,368 
資產養老責任25,396,573 28,082,442 
總負債548,454,867 589,913,492 
承諾事項和 contingencies（請參見注釋12）
股東權益
優先股票$0.001每股面值; 50,000,000 否已發行或流通的股票
— — 
普通股-美元0.001每股面值; 450,000,000 198,196,034持續經營活動中普通股股東的收益196,837,001股已發行並流通，分別爲
198,196 196,837 
額外實收資本798,747,764 795,834,675 
留存盈餘（累計虧損）52,364,183 (9,448,612)
股東權益合計851,310,143 786,582,900 
負債和股東權益總計$1,399,765,010 $1,376,496,392 
附註是這些未經審計的基本財務報表的一部分。
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環能公司。
捷凱收購公司二期有限公司
（未經審計）
截至三個月的時間
截至九個月的營業收入
2024年9月30日2023年9月30日2024年9月30日2023年9月30日
石油、天然氣和天然氣液體收入$89,244,383 $93,681,798 $282,886,868 $261,113,283 
成本及營業費用
租賃營業費用20,315,282 18,015,348 57,984,733 51,426,145 
採集、運輸和加工成本102,420 (4,530)376,103 (6,985)
廣告稅2,164,562 1,779,163 5,647,469 5,120,119 
石油和天然氣生產稅4,203,851 4,753,289 12,259,418 13,173,568 
折舊、減值和攤銷25,662,123 21,989,034 74,153,994 64,053,637 
資產養老責任累計354,195 354,175 1,057,213 1,073,900 
營業租賃費用175,091 138,220 525,272 366,711 
總務費用6,421,567 7,083,574 21,604,323 21,023,956 
總成本和營業費用59,399,091 54,108,273 173,608,525 156,231,051 
營業收入29,845,292 39,573,525 109,278,343 104,882,232 
其他收益（費用）
利息收入143,704 80,426 367,181 160,171 
利息費用(10,754,243)(11,381,754)(33,199,314)(32,322,840)
衍生合同的收益（損失）24,731,625 (39,222,755)3,888,531 (26,483,190)
資產出售盈虧— — 89,693 (132,109)
其他收入— — 25,686 126,210 
其他淨收入（費用）14,121,086 (50,524,083)(28,828,223)(58,651,758)
稅前淨利潤（虧損）43,966,378 (10,950,558)80,450,120 46,230,474 
所得稅（費用）利益(10,087,954)3,411,336 (18,637,325)7,737,688 
淨利潤（損失）$33,878,424 $(7,539,222)$61,812,795 $53,968,162 
基本每股收益（損失）$0.17 $(0.04)$0.31 $0.29 
每股攤薄收益 (虧損)$0.17 $(0.04)$0.31 $0.28 
附註是這些未經審計的基本財務報表的一部分。
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環能公司。
股東權益摘要表
（未經審計）
普通股額外的
實收資本
資本		未分配利潤
(累計虧損)		總計
股東權益
股權
截至2024年9月30日的九個月淨利潤
股份金額
2023年12月31日的餘額196,837,001$196,837 $795,834,675 $(9,448,612)$786,582,900 
解禁的限制性股票1,342,1121,342 (1,342)— — 
用於支付限制股份解禁的稅金代扣的股份(244,911)(245)245 — — 
用於支付限制股份解禁的稅金代扣款項，淨額—— (814,985)— (814,985)
基於股份的報酬—— 1,723,832 — 1,723,832 
淨利潤—— — 5,515,377 5,515,377 
2024 年 3 月 31 日餘額197,934,202 $197,934 $796,742,425 $(3,933,235)$793,007,124 
受限股解禁303,797304 (304)— — 
用於支付受限股解禁稅款的股份(71,702)(72)72 — — 
用於支付受限股解禁稅款淨額—— (86,991)— (86,991)
基於股份的報酬—— 2,077,778 — 2,077,778 
淨利潤—— — 22,418,994 22,418,994 
2024年6月30日結餘198,166,297 $198,166 $798,732,980 $18,485,759 $817,416,905 
限制性股票已獲得39,44239 (39)— — 
股份用於支付限制性股票已獲得的稅款代扣(9,705)(9)9 — — 
支付以支付限制性股票已獲得的稅款代扣，淨額—— (17,273)— (17,273)
基於股份的報酬—— 32,087 — 32,087 
淨利潤—— — 33,878,424 33,878,424 
2024年9月30日餘額198,196,034 $198,196 $798,747,764 $52,364,183 $851,310,143 
截至2023年9月30日的九個月營業收入
2022年12月31日的餘額175,530,212$175,530 $775,241,114 $(114,313,253)$661,103,391 
行使在發行中發行的常見權證4,517,4274,5173,609,424 — 3,613,941 
限制股解禁659,479659 (659)— — 
用於限制股解禁的股票以支付稅款代扣(79,634)(79)79 — — 
用於限制股解禁稅款代扣的支付，淨—— (134,381)— (134,381)
基於股份的報酬—— 1,943,696 — 1,943,696 
淨利潤—— — 32,715,779 32,715,779 
2023年3月31日的結存180,627,484$180,627 $780,659,273 $(81,597,474)$699,242,426 
行使發行的普通認股權證14,512,166 14,512 8,673,143 — 8,687,655 
受限股份已獲得288,709 289 (289)— — 
爲受限股份獲得支付稅款準備的股份(77,687)(78)78 — — 
支付覆蓋受限股份獲得稅款的稅款，淨額— — (141,682)— (141,682)
基於股份的報酬— — 2,260,312 — 2,260,312 
淨利潤— — — 28,791,605 28,791,605 
2023年6月30日，餘額195,350,672 $195,350 $791,450,835 $(52,805,869)$738,840,316 
受限股份已獲得39,443 39 (39)— — 
股份用於支付限制性股票解禁的稅款代扣(9,588)(9)9 — — 
用於支付限制性股票解禁後的稅款代扣，淨額— — (18,302)— (18,302)
基於股份的報酬— — 2,170,735 — 2,170,735 
淨損失
— — — (7,539,222)(7,539,222)
2023年9月30日餘額195,380,527 $195,380 $793,603,238 $(60,345,091)$733,453,527 
附註是這些未經審計的簡明基本報表的一部分。
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目錄
環能公司。
精簡現金流量表
（未經審計）
截至九個月的營業收入
2024年9月30日2023年9月30日
經營活動現金流
淨利潤$61,812,795 $53,968,162 
調整淨利潤以計入經營活動現金流量:
折舊、減值和攤銷74,153,994 64,053,637 
資產養老責任累計1,057,213 1,073,900 
推遲融資成本的攤銷3,670,096 3,699,235 
基於股份的報酬3,833,697 6,374,743 
壞賬費用187,594 41,865 
資產處理收益（損失）(89,693)— 
遞延所得稅支出（收益）18,212,075 (8,160,712)
與股權報酬相關的過多稅費支出（收益）95,333 158,763 
衍生合同的收益（損失）(3,888,531)26,483,190 
衍生成交的現金收入（支出），淨額(5,938,777)(5,829,728)
經營性資產和負債變動:
應收賬款3,245,030 (5,671,516)
庫存1,508,955 3,701,882 
預付款項和其他資產(202,046)68,525 
應付賬款(9,538,827)3,500,913 
資產養老責任的清算(974,877)(1,025,607)
經營活動產生的淨現金流量147,144,031 142,437,252 
投資活動產生的現金流量
收購Stronghold的付款— (18,511,170)
收購創始人的付款— (49,902,757)
購買石油和天然氣資產的付款(787,343)(1,605,262)
開發石油和天然氣資產的付款(117,559,401)(112,996,032)
用於收購或改善待折舊的固定資產的付款(185,524)(209,798)
出售待折舊的固定資產的收益10,605 332,230 
出售用於石油和天然氣資產的設備的處置收入— 54,558 
出售特拉華州物業的收益
— 7,608,692 
新墨西哥物業出售所得
(144,398)4,312,502 
CBP垂直井出售所得5,500,000 — 
投資活動中使用的淨現金流量(113,166,061)(170,917,037)
籌資活動現金流量
循環信貸額度的收益108,000,000 179,000,000 
可循環授信額度的付款(141,000,000)(166,000,000)
普通股權證行權所得— 12,301,596 
扣除已歸屬限制股份的稅金支付，淨額(919,249)(294,365)
票據應收款的收入1,501,507 1,565,071 
應付短期借款的償還(1,122,422)(1,114,883)
支付遞延融資費用(45,704)— 
減少融資租賃債務(688,486)(551,579)
籌資活動中使用的淨現金流量
(34,274,354)24,905,840 
現金淨增加(減少)額(296,384)(3,573,945)
期初現金餘額296,384 3,712,526 
期末現金餘額$— $138,581 
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目錄
環能公司。
簡明現金流量表附註（續）
(未經查核)
截至年終前九個月
2024年9月30日2023年9月30日
補充現金流量資訊
支付利息的現金$30,208,974 $27,804,707 
支付所得稅現金72,213 — 
非現金投資和籌資活動
在開發過程中發生的資產養老義務$505,721 $261,786 
資產退休義務已獲取— 2,090,777 
資產退休義務的估計修訂133,794 53,824 
資產退休義務已售出(3,219,651)(4,717,507)
為新營運租賃負債而獲得的經營租賃資產— 1,713,677 
為新融資租賃負債而獲得的融資租賃資產341,218 305,052 
由當前負債進行融資的鑽井計劃資本支出的變化(4,034,975)(1,394,081)
創辦人收購的補充附表
投資活動 - 現金支付
存款在結算時釋放
$— $7,500,000 
結算金額支付給創始人
— 42,502,799 
存款利息
— 1,747 
直接交易成本
— 1,361,843 
結束後調整
— (1,463,632)
支付給創始人收購$— $49,902,757 
投資活動-非現金
承擔懸念責任$— $677,116 
資產退休義務的假設— 2,090,777 
特定物價稅負債的假設
— 234,051 
以公平值計提的递延現金支付— 14,657,383 
Stronghold收購的補充資料表
投資活動 - 已支付現金
支付递延現金支付— 15,000,000 
支付後關閉結算— 3,511,170 
Stronghold收購的支付$— $18,511,170 
附註是這份未經審計的簡明財務報表的一部分。
10
目錄
環能公司。
基本報表附註
(未經查核)
基本報表附註指数
備註1 — 報告基礎及重大會計政策
基本報表總覽 本公司管理層認為附屬的未經獨立註冊會計師事務所審核的Ring Energy, Inc.，一家內華達州公司（以下簡稱"公司"，"Ring能源"，"Ring"，"我們"，"我們"或"我們的"），所準備的基本報表，已進行所有必要調整，以公平呈現所呈示期間的業務結果，這些調整屬於正常再發生性質，除非在此披露。2024年9月30日結束的三個月和九個月的基本業務結果不一定代表預期2024年12月31日結束的整個年度的結果，原因包括收到石油和天然氣價格波動的影響，天然產量下降，勘探和開發鑽井結果的不確定性，衍生工具公允價值的波動，以及其他因素。

公司的這些未經審計的簡明基本報表根據美國一般受理的會計準則（“GAAP”）編製，適用於中期財務資訊，因此，這些簡明基本報表不包括GAAP對完整基本報表所需的所有信息和附註。因此，應該將這些簡明基本報表與公司截至2023年12月31日年度報告中包含的基本報表和附註一起閱讀。
組織和運營性質 - Ring Energy是一家總部位於德克薩斯州伍德蘭茲的以成長為導向的獨立探險和生產公司，從事於石油和天然氣的開發、生產、收購和勘探活動，目前主要集中在德克薩斯州的Permian盆地。我們的鑽探活動主要針對德克薩斯州Permian盆地的西北架和中央盆地平臺上的石油和液體豐富生產層。
資金流動性和資本考量 － 公司致力於維持足夠的流動性水平，以應對市場波動和風險。流動性來源包括公司的營運活動提供的淨現金、現金儲備、循環信貸設施剩餘的可借資金額度，以及非戰略性資產出售所獲得的款項。

儘管原油和天然氣價格的變動影響公司的流動性，但公司已經設置了對沖，以保護其現金流量的大部分免受價格下跌的影響；但是，如果由於意外的經濟狀況導致原油或天然氣價格急劇下跌，仍可能對公司的現金流量產生重大不利影響。

公司預期油價在不確定期內持續波動。長期低迷的油價歷史上曾對公司的石油營業收入產生重大不利影響，而公司的避險合約在一定程度上能夠緩解此影響。

公司相信，它有能力繼續通過運營現金流來資助其營運並提供償還債務的服務。
估計的使用 根據GAAP要求，編制符合要求的基本報表，需要管理層進行可能影響資產和負債金額、揭露或未揭露的資產和負債金額、以及報告期間內收入和支出金額的估計和假設。公司未經審計的簡明基本報表基於許多重要估計，包括對油氣儲量的估計，這是用於計算油氣資產折舊和減損的依據。就其性質而言，儲量估計本身就存在不確定性。實際結果可能與這些估計不同。未來改變有可能對公司的結果產生影響。
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目錄
估計的石油和天然氣儲量，或用於減損分析的未來現金流量，可能會對公司未來營運結果產生重大影響。
公允價值衡量 - 公平價值是指在測量日期（退出價）市場參與者之間進行有序交易時將收到的資產售出價格或支付的負債。財務會計準則委員會（“FASB”）建立了一個優先考慮估值技術所使用的財務報告準則的公平價值層次結構。該層次包括三個廣泛層次。第1層的輸入是最優先的，由於市場上對相同資產和負債的未調整報價價格。第2層是除了資產或負債的報價價格之外對於資產或負債觀察到的輸入，無論是直接還是間接的。第3層是對於資產或負債的不可觀察的輸入。
金融工具的公允價值 由於基礎工具的利率接近當前市場利率，我們報告的循環信貸貼現金額與其公允價值相近。由於這些資產和負債具有短期到期日和/或具有流動性，應收帳款、應付帳款和其他流動資產和負債的帳面金額也與公平價值相近。
非財務資產和負債的公允價值 公司還適用公允價值會計指引來首次，或者在事件需要時，度量非財務資產和負債，例如通過業務收購獲得的資產和負債，不動產和設備以及資產退休義務。這些資產和負債只在某些情況下受到公平價值調整，並且不受到重複重新評估的影響。公允價值可以使用可比市場數據、現金流量折現法或根據具體情況認為合適的兩種方法的組合來估計。在現金流量折現法下，估計的未來現金流量基於管理層對未來的期望，包括未來油氣生產或其他適用的銷售估算、運營成本和風險調整後的折現率。公司可能使用預估的未來現金流入和/或流出的現值或第三方對可比資產的報價或價格，並考慮當時的市場情況來評估其非財務資產和負債的價值，當情況要求確定公平價值時。鑒於部分輸入數據的不可觀察性的重要性，這些被視為公平價值層次結構上的第3級。
衍生工具和避險活動 公司定期進入衍生品合約來管理其對商品價格風險的敞口。這些衍生品合約通常是與主要金融機構簽訂的，可能採取遠期合約、期貨合約、利率互換或期權的形式。商品衍生成交合約所基於的石油和天然氣參考價格反映了各種與公司石油和天然氣生產實際收入具有高度歷史相關性的市場指數。
由於公司並未將其衍生工具指定為會計方面的避險工具，因此由於未到期衍生金融工具公允價值變動及衍生金融工具結算而產生的利益或損失，將被認列在收入及其他收益（費用）組成的損益表中。
在適用的情況下，公司將所有的衍生工具記錄在資產負債表上，除了符合正常購買和銷售例外的情況外，以公平價值計量為資產或負債。除非符合具體避險會計標準，否則公平價值的變動將當前在損益中認列。請參閱下面的"附錄6 - 衍生金融工具"以獲得更多信息。
公司在現金流量表簡表中使用間接法報告營運現金流量。因此，來自衍生合約的非現金、未實現收益和虧損被反映為調整數以計算營運活動提供的淨現金。衍生合約的總收益（損失）減去衍生結算所收到（支付）的現金淨額代表衍生合約的未實現（按市價計算）收益或虧損。
信用風險集中及應收帳款 財務工具可能將公司置於信用風險集中的情況主要包括現金和應收帳款。
現金及現金等價物 - 公司在2024年9月30日和2023年12月31日分別持有超出聯邦保險限額的現金，金額分別為$0 15.146,384 公司將現金存放在信用評級高的金融機構。公司未在此類帳戶中有任何損失，並相信在這方面並未面臨重大信用風險。
應收賬款 - 公司的所有應收賬款主要來自石油和天然氣的購買者。石油和天然氣銷售通常無抵押品。未按合約約定時間而未收到的應收賬款
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目錄
付款條款被視為過期。公司過去沒有遭受過重大信用損失，並相信其應收帳款全數可收回。截至2024年9月30日，向三名買家的銷售佔總油氣及天然氣液體銷售的 61%, 142024年6月30日和2023年12月31日的時間點，公司從Thrivel Earlier Detection Corporation（“Thrive”），Ashion Analytics，LLC（“Ashion”）和OmicEra的收購中記錄的關於監管和產品開發里程碑的待定支付負債的公允價值總和為2.779億和2.887億美元。公司使用概率加權情境折現現金流模型評估預期的待定支付負債和相應的與監管和產品開發里程碑相關的負債的公允價值，該方法與預期待定支付負債的初始計量一致。每個潛在情境應用成功概率，然後通過現值因子計算折扣，得出相應的現值。時間的流逝以及草擬的里程碑實現時間，現值因子，實現度（如適用）和成功概率的變化可能導致公允價值測量的調整。與監管和產品開發里程碑相關的待定支付負債的公允價值是以2024年6月30日和2023年12月31日的加權平均成功概率和現值因子計算的，成功概率分別為%和%，現值因子分別為%和%。付款範圍的預測財政年度範圍為2025年至2031年。所使用的不可觀察的輸入值按待定支付負債的相對公允價值加權。 13%，分別為全部油氣、天然氣和天然氣液體銷售的。截至2024年9月30日，這三名買家未收到的應收帳款佔 69%, 112024年6月30日和2023年12月31日的時間點，公司從Thrivel Earlier Detection Corporation（“Thrive”），Ashion Analytics，LLC（“Ashion”）和OmicEra的收購中記錄的關於監管和產品開發里程碑的待定支付負債的公允價值總和為2.779億和2.887億美元。公司使用概率加權情境折現現金流模型評估預期的待定支付負債和相應的與監管和產品開發里程碑相關的負債的公允價值，該方法與預期待定支付負債的初始計量一致。每個潛在情境應用成功概率，然後通過現值因子計算折扣，得出相應的現值。時間的流逝以及草擬的里程碑實現時間，現值因子，實現度（如適用）和成功概率的變化可能導致公允價值測量的調整。與監管和產品開發里程碑相關的待定支付負債的公允價值是以2024年6月30日和2023年12月31日的加權平均成功概率和現值因子計算的，成功概率分別為%和%，現值因子分別為%和%。付款範圍的預測財政年度範圍為2025年至2031年。所使用的不可觀察的輸入值按待定支付負債的相對公允價值加權。 13%。
生產不平衡 - 公司採用銷售法核算天然氣生產不平衡，即使公司賣出的天然氣量可能多於或少於公司的所有權資格。對於超出公司比例的預估天然氣儲量的不平衡，將記錄負債。 截至2024年9月30日或2023年12月31日，公司未記錄任何不平衡。
聯合利益計費應收款項（淨額）- 公司還擁有聯合利益計費應收款項。聯合利益計費應收款項以聯合利益持有人應佔營業收入按比例提供擔保，再由利息本身提供擔保。超過合約付款條款的聯合利益擁有人應收款視為逾期。 以下表格顯示了公司截至2024年9月30日和2023年9月30日止三個月和九個月內與其聯合利益計費應收款項相關的呆帳費用準備。
截至三個月結束
截至年終前九個月
2024年9月30日2023年9月30日2024年9月30日2023年9月30日
呆帳費用$8,817 $19,656 $187,594 $41,865 
以下表反映了公司截至2024年9月30日和2023年12月31日的聯合利益計費應收款項和信用損失準備。
2024年9月30日2023年12月31日
聯合利益計費應收款$1,552,281 $2,480,843 
信貸損失準備(208,480)(58,569)
聯合利益計費應收款，淨額$1,343,801 $2,422,274 
在截至2024年9月30日的九個月內，信貸損失準備金增加主要是由於財產出售和業主和解。149,911 在截至2024年9月30日的九個月內，信貸損失準備金增加主要是由於財產出售和業主和解。
現金及現金等價物 公司認為所有板塊購買的具有三個月或以下原始到期日的高度流動性投資為現金及現金等價物。截至2024年9月30日和2023年12月31日，公司沒有此類投資。
存貨 公司庫存的全部餘額包括用於運營的材料和用品，沒有進程中或成品庫存餘額。庫存是在採購供應品（包括運費和銷售稅成本）用於鉆井地點時記入帳冊的，並且庫存根據最初開具發票的價值進行材料轉移以減少庫存使用。公司報告其庫存餘額為成本或淨實現價值的較低者。庫存餘額不計入公司的減值計算中。
石油和天然氣資產 - 公司採用完整成本法會計方法來記錄石油和天然氣資產。根據這種方法，與石油和天然氣資產的收購、勘探和開發相關的所有成本（直接和間接成本）都被資本化。被資本化的成本包括收購成本、地質和地球物理支出、未開發資產的租金以及鑽井和裝備產出和非產出井的成本。鑽井成本包括與之直接相關的一般管理費用。被資本化的成本被歸類為應按年攤銷或不應按年攤銷。公司的所有被資本化成本（庫存除外）都應按年攤銷。
公司記錄一筆債務，該債務在形成資產養老責任（ARO）的期間賸生，金額相當於該負債的資本化折現估計公平價值。此後，該債務隨時間逐步增加至最終的養老成本。ARO是與某些資產的處置或其他養老相關的未來支出。公司的ARO與將來關於其油氣資產和相關設施處置需要的封堵和廢棄支出有關。油氣資產的處置將作為資本化成本的調整來核算。
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目錄
所有石油和天然氣資產的所有資本支出，包括開發證明儲備所需的未來成本估算、堵塞和放棄井以及場地恢復成本，減去與石油和天然氣資產相關的設備預估報廢價值後，根據獨立的石油工程師估計的證明儲備採用生產單位方法攤提。如果評估結果顯示資產受損，則將損益按抵減待攤本成本的方式處理。 以下表格顯示截至2024年9月30日和2023年的三個月和九個月的總枯竭和每桶石油當量率。
截至三個月結束
截至年終前九個月
2024年9月30日2023年9月30日2024年9月30日2023年9月30日
耗竭$25,302,058 $21,711,123 $73,056,856 $63,203,473 
每桶油當量的耗盡率（Boe）$13.68 $13.48 $13.57 $13.09 
此外，資本化成本減去累計折舊及相關遞延所得稅額不得超過某個金額（全成本上限），其金額等於以下各項的總和：
1)按照SEC指引計算，以十％折扣率折現的預估未來淨收入的現值；
2)再加上未攤提的財產成本；
3)加上已攤銷成本或估計公平價值較低的未被證實物業成本。
4)與物業的帳面和稅務基礎之間的差異有關的所得稅影響較小。
油氣資產並未因天然氣屋頂測試而在2024年和2023年9月底的三個和九個月中出現減損。
土地、建築物、設備、軟體、租賃改善、汽車、建築和結構 －土地、建築物、設備、軟體、租賃改善、汽車、建築和結構均按歷史成本列示，並根據減損損失和累計折舊進行調整（土地除外）。歷史成本包括所有與取得土地、建築物、設備、軟體、租賃改善、汽車、建築和結構、並投入使用有關的直接成本。出售或報廢時，固定資產的成本和相關的累計折舊從賬戶中刪除，並認列任何利潤或損失。
建築物、設備、軟體、租賃改良、汽車、建築物和結構的折舊，根據以下估計的使用年限，採用直線法計算：
租賃改良
3‑5 年
辦公設備和軟體
3‑7 年
設備
5‑10 年
汽車4 年
建築物和結構7 年
下表提供截至2024年和2023年9月30日結束的三個和九個月的公司折舊費用信息。
截至三個月結束
截至年終前九個月
2024年9月30日2023年9月30日2024年9月30日2023年9月30日
折舊$102,043 $80,690 $306,752 $277,420 
應付票據 在2023年5月底，公司續訂了關於井控制、綜合責任、污染、保護傘、財產、勞工賠償、汽車以及D&O（董事和高級主管）保險單，並以一份票據支付保費，總面值在首期付款後為$。1,565,071在2023年11月，公司更新了其網絡安全概念保險單，並以一份票據支付保費，總面值在首期付款後。
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目錄
支付$的款項72,442。兩份筆記的年利率(APR)均為% 7.08。2024年5月底，公司續訂其對責任、綜合責任、污染、附加、財產、勞工賠償、汽車和董事及管理人員保險政策的控制，並以面額為$的票據來支付保費，先支付$。此票據的APR為%1,501,507。截至2024年9月30日和2023年12月31日，簡明資產負債表中當期負債中包括的應付票據餘額為$ 7.98%912,819 15.1533,7342024年債務交易
以下表反映了截至2024年和2023 年9月30日三個和九個月的期間內未來的加權平均應付票據餘額和未來加權平均應付票據的加權平均利率。
結束於三個月的期間九個月結束了
2024年9月30日2023年9月30日2024年9月30日2023年9月30日
加權平均應付票據餘額
$1,181,511 $1,228,923 $616,090 $651,564 
加權平均應付票據的加權平均利率8.16 %7.25 %8.76 %7.21 %
以下表格顯示了截至2024年9月30日和2023年的三個月和九個月內與應付票據相關的利息支付。這些利息已包含在營運簡表的「利息（費用）」中。
結束於三個月的期間
九個月結束了
2024年9月30日2023年9月30日2024年9月30日2023年9月30日
應付票據所支付的利息$24,115 $22,286 $40,481 $35,211 
營收認證 - 2018年1月，公司採納了《會計準則更新》(ASU) 2014-09。 客戶合同收入（主題606） 《會計準則更新》（ASU 2014-09）中採納後，出售生產的wti原油和天然氣的收入認列時間並未更改。公司主要從出售生產的wti原油和天然氣中獲得收入。合約履行義務在產品交付給購買方時得以滿足。收入在產品交付給購買方的月份進行記錄。公司交付後一至三個月收到付款。交易價格包括可變考量，因為產品定價基於公開市場價格，並由合約指定的不同（質量、運輸和其他與基準價格的變量）進行調整。 ASU 2014-09的指導不要求交易價格固定或在合同中規定。估計可變考量不需要重大判斷，Ring聘請第三方來源來驗證估計。收入扣除應支付給第三方的專利權後，所能獲得的金額反映了公司預期為得到這些產品而進行的交易。請參見“註釋2-收入認列”以獲得更多資訊。
所得稅 所得稅準備金基於當年應支付或可退回的稅金，以及遞延稅款。在壓縮的基本財務報表中，遞延所得稅根據資產和負債的稅基與其帳面值之間的差異，以及稅款攜帶額提供。遞延稅資產和負債以預期實現或解決遞延稅資產和負債所涉及的時期適用的當前實施所得稅稅率計算並計入壓縮的基本財務報表中。當通過稅法或稅率的變化時，遞延稅資產和負債通過所得稅準備金進行調整。
在評估公司的递延税资产時，我們考慮是否為部分或全部可能無法實現的递延税资产記錄遞延稅資產減值準備金。递延稅資產的最終實現在每一個報告期內進行評估，並取決於未來可徵稅收入的產生以及公司在臨時差異可以抵減的期間內利用營業虧損結轉。我們還考慮递延稅負債的撤銷以及可用的稅務策略。 截至2024年9月30日和2023年12月31日，公司確實對其聯邦和州递延税资产採取了遞延稅資產減值準備金。 不 截至2024年9月30日和2023年12月31日，公司確實對其聯邦和州递延税资产採取了遞延稅資產減值準備金。
該公司記錄了截至2024年和2023年9月30日的三個月和九個月的聯邦和州所得稅利益（預備）。
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目錄
截至三個月結束
截至年終前九個月
2024年9月30日2023年9月30日2024年9月30日2023年9月30日
透過推遲的聯邦所得稅效益（預留）。$(9,637,849)$3,381,104 $(17,617,436)$8,492,595 
當前州所得稅效益（預留）。(74,899)(165,780)(329,917)(264,261)
递延州所得税益（准备）(375,206)196,012 (689,972)(490,646)
从所得税（准备）中受益$(10,087,954)$3,411,336 $(18,637,325)$7,737,688 
有效稅率 (1)
22.94%
31.15%
23.17%
16.74%

(1) 公司的整體有效稅率乃根據所得稅淨收益（提存入）除以所得稅前淨收益來計算。2024年9月30日結束的三個月和九個月的有效稅率較聯邦法定公司稅率高，主要是因為不可抵減的開支和州所得稅。而2023年9月30日結束的三個月和九個月，公司的整體有效稅率主要受其聯邦淨递延所得稅資產評價准備解除而影響。在2023年9月30日結束的九個月，有一筆1百萬美元的稅收益登錄為一項離散項目。10.5百萬美元的稅收益
彌補所得稅不確定性 根據GAAP，公司已分析其在所有需要提交所得稅申報的司法管轄區中的申報立場。公司確定了其聯邦所得稅申報和在德克薩斯州經營的特許所得稅申報為“主要”稅收司法管轄區。截至2019年12月31日及之後年度的公司聯邦所得稅申報仍然可能接受審查。截至2007年12月31日及之後年度的公司聯邦所得稅申報可能接受審查，程度僅限于淨營運虧損（NOL）進項。德克薩斯州的公司特許所得稅申報可能接受2018年及之後年度的審查。公司目前認為所有重大申報立場都極具確定性，所有重要所得稅申報立場和扣除項將通過審計確認。因此，公司沒有針對不確定稅收立場的重大預留，並且GAAP也不要求對此預留進行調整。公司無需支付利息或罰款，並且不預期會有；因此，本公司利潤表中的所得稅提存中不包含任何利息或罰款。
租賃 公司根據ASU 2016-02，租賃 (主題842)進行租賃會計，自2019年1月1日生效。公司選擇了不將租賃期限為十二個月或以下的租賃（即短期租賃）資本化以及不將租賃和非租賃元件分開應用於所有資產類別的會計政策。公司還選擇採納ASU 2016-02的一揽子簡化方法，該方法允許實體在生效日期前不需重新評估 (i) 任何已到期或現有的合同是否是租賃或包含租賃、(ii) 任何已到期或現有租賃的租賃分類，或(iii) 任何現有租賃的初始直接成本；以及關於在採納ASU 2016-02之前存在的土地權使用的簡化方法。公司在確定現有合同的租賃期限時沒有選擇事後評估的簡化方法。
每股盈余（虧損）的基本計算是基於公司的凈利潤除以流通普通股的加權平均數。稀釋盈餘（虧損）每股反映了如果已發行的股票期權被行使，會產生的潛在股份減少效應。股票期權的稀釋效應是使用庫藏股票法計算的。對於截至2024年6月30日的三個和六個月，有156.8萬股。 基本每股盈利（虧損）是通過除以適用期間內流通的普通股加權平均數得出的凈利潤（虧損）計算出來的。稀釋每股盈利（虧損）是根據可能發行的稀釋普通股來計算的，以考慮具有稀釋效應。
股份為基礎的員工薪酬– 公司向董事、高級管理人員和員工發出了未行使的期權授予、受限股票單位獎勵和履行股票單位獎勵，詳細描述如下“註11—員工期權和受限股票單位”。公司根據獎勵的授予日期公允價值確認支付的員工服務成本，並在員工為了獎勵需提供服務的期間內確認相關的薪酬費用，這通常是分配期。
非員工的股份報酬 - 公司將發放給非員工的股份報酬，按照收到的代價的公允價值或發行的股權工具的公允價值，以較可靠的衡量為準。這些發行的測量日期為以下兩者中較早的日期，即（i）受益人達成收入股權工具的承諾日期，或（ii）受益人完成業績的日期。
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目錄
按股份分享計劃支付的報酬 - 以下表格概述了公司的股份報酬，包含了2024年和2023年9月30日結束的三個月和九個月中發生的總務及管理費用。
結束於三個月的期間
九個月結束了
2024年9月30日2023年9月30日2024年9月30日2023年9月30日
基於股份的報酬$32,087 $2,170,735 $3,833,697 $6,374,743 

最近採用的會計聲明 – 二零二一年十月，財經局發行 2021-08 年度安排，」企業合併（主題 805）— 與客戶合約中的合約資產和合約負債的會計」 （「二 ○ 一二 ○ 一至八年度」）。此更新要求業務合併中的收購人在收購時按照主題 606 —「與客戶合約收入」記錄合約資產和負債，如同合約起源，而不是以公平價值計算。 此更新從 2022 年 12 月 15 日後開始對公共商業實體生效。本公司採用二零二零一至八年度安排，由 2023 年 1 月 1 日起生效本 ASU 的採用和實施並沒有對本公司的財務報表產生重大影響，因為在交貨點控制權轉讓給買方時，其收入會計算出現，並且不會根據會計準則編碼（「ASC」）606 進行認定的合約負債或資產。
2023年7月，FASb發布了ASU 2023-03。 基本報表的呈現（主題205），綜合損益表-報告綜合收益（主題220），區分負債與權益（主題480），權益（主題505），和報酬-股票報酬（主題718）：根據SEC工作人員會計公報第120號對SEC段落進行修訂，SEC工作人員在2022年3月24日EITF會議上的宣布，以及工作人員會計公報主題6.b，會計系列發行280 - S-X法規的一般修訂：適用於普通股的收益或損失。 ASU提供了SEC工作人員關於員工和非員工股份支付會計的更新觀點，包括與彈簧式獎勵相關的指引。由於ASU未提供任何新的ASC指引，也未提供過渡或生效日期，因此公司在發布後立即採用了此標準，採用對公司簡明財務報表沒有實質影響。
最近會計宣告 – 2020年3月，FASB發布了ASU 2020-04， 參考利率改革（主題848）：為財報建立參考利率改革的影響（"ASU 2020-04"或"參考利率改革"），於2020年3月發布，旨在減輕跟全球性的參考利率轉換期相關的合約修改的會計負擔。在符合某些標準的情況下，ASU 2020-04為合格實體提供了一種選擇，可以對直到2022年12月31日進行的合約修改和避險會計關係應用簡便方法和例外情況。這些修改立即生效，並且可順應性地應用於截至2022年12月31日的合約修改和進入或評估的避險關係。ASU 2020-04為緩解參考利率改革會計的潛在負擔，提供了一段有限時間的選擇性指導。基於我們對2022年12月31日之前的重要合同的考慮，我們不認為ASU 2020-04對我們的合併財務報表會產生重大影響。 （“ASU 2020-04”），為適用GAAP於合同修改和避險關係提供了可選的簡化措施和例外，前提是符合特定標準，該標準參考LIBOR（“倫敦銀行同業拆借利率”）或其他利率。 ASU 2020-04有效期至2022年12月31日。 2021年1月，FASB發布了ASU 2021-01， 基準利率改革（主題848）：範圍。 （“ASU 2021-01”），以針對主題848範圍提供澄清指引。 ASU 2020-04的發行是為了在有限時間內提供有關參考利率改革對財務報告的會計處理（或認定效果）方面的可選指導，以減輕潛在負擔。 於2022年12月，FASB發布了ASU 2022-06，利率期貨改革（主題848）：將主題848的日落日期延期 （ASU 2022-06"），延長了主題848的日落日期，從2022年12月31日延長到2024年12月31日。從2022年8月31日開始，在公司的第二信用協議下，公司的利率期貨從LIBOR過渡到SOFR（“標準隔夜融資利率”）參考利率。目前，公司不打算再以LIBOR作為參考利率進行額外的合同。
2023年10月，FASB發布了ASU 2023-06《披露改善：作出對應美國證券交易委員會披露更新和簡化倡議的編碼修訂》。此更新修改了編碼中各種話題的披露或陳述要求，應該預期應用。例如，在ASC 230-10資金流量表-總體方面，修訂要求在年度期間披露賬面政策，關於與其衍生工具相關的現金流量以及現金流量表中列示的相關利潤和損失。此外，在ASC 260-10每股盈利-總體方面，修訂要求披露用於每種可稀釋證券的稀釋每股盈利的計算方法，並澄清應在中期披露某些披露。公司目前正在評估此更新對其基本報表及相關附註的影響。如果到2027年6月30日，美國證券交易委員會尚未從《S-X規則》或《S-K規則》中刪除相關要求，則相關修訂的待定內容將從編碼中刪除，並不會對任何實體生效。
2023年11月，FASB發布ASU 2023-07“Segment Reporting (Topic 280)：改善可報告部門披露”。此更新要求擁有多個可報告部門的上市實體披露定期提供給首席營運決策者（"CODM"）的重要部門費用，以及其他部門
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目錄
計算營業部門利潤或損失的項目包括在內。公眾實體還將被要求在中期披露期間披露所有有關其報告的營業部門利潤或損失的年度披露，這是目前根據第280項要求的。儘管公眾實體可以披露營業部門的多個利潤或損失指標，但至少應有一個報告的營業部門利潤或損失指標與用於衡量公眾實體合併基本財務報表相應金額的測量原則一致。此外，公眾實體必須披露CODm的職稱和職位，以及CODm如何使用所報告的營業部門利潤或損失指標來評估營業部門的表現並決定如何分配資源。最後，根據更新，如果公眾實體具有單一可報告營業部門，則必須提供此更新中所要求的所有披露以及第280項中的所有現有營業部門披露。公司目前正在評估採納這項新指南對其財務披露的影響。此更新的修訂自2023年12月15日後開始生效，並在2024年12月15日後開始的財政年度內的中期期間生效。
2023年12月，FASB發布ASU 2023-09“所得稅（主題740）：改善所得稅披露。”這次更新的修訂通過改善與所得稅披露有關的更多信息，特別是與稅率調和和已支付所得稅信息相關的改進。具体而言，要求上市公司披露一個表格調和，使用百分比和報告的貨幣金額，顯示八個特定類別的詳細信息：（a）州和地方所得稅淨額，扣除聯邦（國家）所得稅影響，（b）外國稅收影響，（c）當期頒布的稅法或稅率變化的影響，（d）跨境稅法的影響，（e）稅收優惠，（f）估值準備金變動，（g）免稅或不可抵扣項目 ，(h) 未認列稅收利益的變動。此外，要求上市公司分別披露任何調和項目，按性質和/或管轄區分，其中調和項目的影響等於或大於乘以繼續營業的所得（或虧損）之前的所得稅的適用法定所得稅率五分之一的金額。此外，對於州和地方類別，要求上市公司提供構成該類別絕大部分（超過50％）的州和地方管轄區的定性描述。此外，要求將已支付所得稅款（扣除收到的退稅）按（i）聯邦（國家），州和外國稅收，（ii）根據收到的所得稅款（扣除退稅）等於或大于已支付總所得稅款（扣除退稅）的五分之一的總所得稅款（扣除退稅）劃分。最后，此次更新的修訂要求所有實體披露（i）繼續營業的所得（或虧損）在所得稅開支（或利益）之前劃分為國內和外國以及（ii）繼續營業的所得稅開支（或利益）按聯邦，州和外國劃分。公司目前正在評估採納這一新指引對其財務披露的影響。對於上市公司，此更新中的修訂的生效日期是2024年12月15日之後的每年期初。
2024年3月，FASb發布ASU 2024-02「編碼改進-修訂以刪除對概念聲明的引用」（「ASU 2024-02」），其中包含對編碼的修訂，以刪除對各種FASb概念聲明的引用。在大多數情況下，這些引用是多餘的，並非理解或應用指引所必需。一般而言，ASU 2024-02並不打算對大多數實體造成重大的會計變化。ASU 2024-02將於2024年12月15日後開始的財政年度對該公司生效。該公司預計這項更新不會對其簡明基本報表產生實質影響。

附註二 — 營業收入認列
該公司主要從銷售生產的wti原油、天然氣和天然氣液體(NGLs)中獲得營業收入。合同性能義務在產品交付予購買者時即履行。營業收入記錄於產品交付予購買者當月。公司在交付後一至三個月收到付款。該公司已利用ASC 606-10-50-14中的實際迅捷方法，其規定實體無需揭露分配給剩餘履約義務的交易價格，如果變量考慮完全分配給尚未滿足的履約義務。根據公司的銷售合同，交付給購買者的每單位生產均代表獨立的履約義務，因此，待交付的未來產量完全尚未滿足並不需要揭露分配給剩餘履約義務的交易價格。交易價格包括變量考慮，產品價格基於公布的市場價格並根據合同指定的差異進行調整，如品質、能源含量和交通。指南並不要求交易價格固定或在合同中說明。估計變量考慮不需要做出重大判斷和
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目錄
公司聘請第三方來驗證估計數據。營業收入扣除應支付給第三方的版稅後，反映公司預期將為該產品所收到的代價。
石油銷售
根據公司的石油銷售合同，公司在交貨點出售石油生產並收取約定的指數價格，扣除價差。公司在控制權轉移給買方並且有可能收到應收的對價時才承認營業收入。
天然氣和天然氣液體銷售
根據公司的中遊銷售加工合同，涉及中央盆地平臺資產和部分西北架資產，公司將未加工的天然氣運送到井頭的中遊加工實體。中遊加工實體在井頭獲得天然氣和天然氣液體的控制權。中遊加工實體將收集和加工天然氣和天然氣液體，並將收益支付給公司以便出售天然氣和天然氣液體。根據這些加工協議，當交易的控制權在交付點轉移給購買方並且公司有可能收取其應收款項時，公司將確認營業收入。因此，公司將任何費用和扣除款項視為減少交易價格。
直至2022年4月30日，根據公司的天然氣銷售處理合同中，將主要西北架資產的未處理天然氣交付至中遊處理實體在出井口。然而，公司通過處理保持對燃料幣的所有權並從銷售產生的產品獲得收益。根據此處理協議，公司將處理相關費用及為支出，而不會將這些費用與燃油、天然氣和天然氣液體營收列在綜合損益表中抵銷。從2022年5月1日開始，這些合同合併為一個合同，並進行修改，使公司不再透過處理而保有對燃料幣的所有權。因此，公司從那一刻起將類似費用及扣款視為交易價格的減少進行核算。目前僅有一份與天然氣處理實體的合同，當處理燃氣的控制點要求費用記錄為支出。
營業收入的分拆。 以下表格按產品分拆了收入：
截至三個月結束
截至年終前九個月
2024年9月30日2023年9月30日2024年9月30日2023年9月30日
石油、天然氣和天然氣液體收入
石油$90,416,363 $90,392,004 $282,000,446 $252,020,403 
天然氣(3,859,603)562,374 (7,650,645)526,161 
天然氣液體2,687,623 2,727,420 8,537,067 8,566,719 
總油、天然氣和天然氣液體的收入$89,244,383 $93,681,798 $282,886,868 $261,113,283 

附註3 — 租約
該公司為其位於德克薩斯州米德蘭和德克薩斯州伍德蘭茲的辦事處提供營運租賃協議。米德蘭辦公室位於一個 五年 租賃開始於 2021 年 1 月 1 日。米德蘭辦公室租賃已於 2022 年 10 月 1 日起修訂，並修訂 五年 租約截至二零二七年九月三十日。由 2021 年 1 月 15 日起，公司在德克薩斯州伍德蘭茲簽訂了五年半年的辦公空間轉租；然而，自 2023 年 5 月 31 日起，伍德蘭茲辦公室轉租已終止。二零二三年五月九日，本公司成立 71 個月 （五年和 11 個月）在德克薩斯州伍德蘭茲更大的辦公空間的新租賃。在新租賃開始時，增加的辦公空間正在建設中，直到完成為止，該空間的租賃義務尚未開始，因為該公司根據 ASC 842-40-55-5 沒有對額外的辦公空間控制。於 2023 年 9 月 27 日，本公司向租賃人提供物業接受證明書，因此，該空間的未來支付費用將與其他營運租賃合約一起計算，反映在下面的未來租賃付款表中。
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目錄
公司對其業務中使用的辦公設備和壓縮機設備採取了按月租賃的方式，並已選擇適用ASU 2016-02（即不進行資本化）。根據協議及使用性質，這些辦公設備和壓縮機設備不適用ASU 2016-02。這些租賃合同的期限少於12個月，公司無意為逾12個月的期限繼續租用這些設備。與這些租賃合同相關的租賃成本顯示在短期租賃費用內，如下所示。
公司擁有車輛的融資租賃。這些租賃期為 36 個月結束時，公司將擁有這些車輛。這些車輛通常在租賃期結束時出售，所得款項用於購買新車。
2024年9月30日截至，這些營運租賃和融資租賃相關的未來租金支付如下:
20242025202620272028其他未來年份
營運租賃付款 (1)
$177,466 $727,460 $636,649 $460,497 $250,606 $149,628 
融資租賃付款 (2)
255,854 821,792 367,872 23,914 — — 

(1)截至2024年9月30日，運營租賃的加權平均年折扣率為 4.50%。根據此利率，以上未來租金支付中包括$195,057。運營租賃的加權平均剩餘期限為 3.66 年

(2)截至2024年9月30日，融資租賃的加權平均年度折扣率為 7.15%.基於此利率，以上未來租賃支付金額包含損益折現$92,880融資租賃的加權平均剩餘期限為 1.75 年

下表顯示了上表中未折現未來現金流量與簡明資產負債表中披露的營運和融資租賃負債之間的調解：

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目錄
截至日期
2024年9月30日2023年12月31日
營運租賃負債，流動部分$633,132 $568,176 
非流動租賃負債1,574,117 2,054,041 
租賃負債，總額$2,207,249 $2,622,217 
未折現未來現金流量總額（未來經營租賃支付總和）2,402,306 2,900,050 
擬估利息195,057 277,833 
未折現未來現金流量減去隱含利息$2,207,249 $2,622,217 
財務租賃負債，當期部分$879,598 $956,254 
融資租賃負債，非流動部分496,954 906,330 
融資租賃負債，總額$1,376,552 $1,862,584 
未折現未來現金流量總額（未來融資租賃付款總和）1,469,432 2,006,453 
隱含利息92,880 143,869 
未折現未來現金流量減去隱含利息$1,376,552 $1,862,584 
以下表格提供了有關租金成本的補充資訊，該資訊出現在簡明綜合損益表中：
截至三個月結束
截至年終前九個月
2024年9月30日2023年9月30日2024年9月30日2023年9月30日
經營租賃成本$175,091 $138,220 $525,272 $366,711 
短期租賃成本 (1)
1,225,729 1,012,525 3,311,077 4,042,160 
融資租賃成本：
融資租賃資產攤銷 (2)
258,022 197,221 790,386 572,744 
融資租賃負債利息 (3)
27,224 23,416 89,963 73,115 

(1)包含在租賃營業費用中的金額
(2)包含在折舊、減值和攤銷中的金額
(3)利息（費用）中包含的金額
註4 — 每股盈利資訊
下表顯示公司截至2024年和2023年9月30日三個月和九個月的基本和稀釋每股盈利計算。對於所有可稀釋證券，採用計算增量股份的庫藏股法。
截至三個月結束
截至年終前九個月
2024年9月30日2023年9月30日2024年9月30日2023年9月30日
凈利潤（損失）$33,878,424 $(7,539,222)$61,812,795 $53,968,162 
基本加權平均股份流通量198,177,046 195,361,476 197,850,538 188,865,752 
稀釋證券的影響：
加權平均行使價— — — — 
限制性股票單位1,905,628 — 1,628,164 1,310,409 
績效股份單位597,939 — 619,555 361,406 
普通權證43,250 — 41,221 4,045,648 
稀釋加權平均已發行股份200,723,863 195,361,476 200,139,478 194,583,215 
基本每股盈利（虧損）$0.17 $(0.04)$0.31 $0.29 
每股稀釋盈餘（虧損）$0.17 $(0.04)$0.31 $0.28 
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目錄
下表列出了被排除在公司截至2024年及2023年9月30日的三個和九個月稀釋每股盈利計算之外的證券，因為它們的影響會使稀釋效應反向。
截至三個月結束
截至年終前九個月
2024年9月30日2023年9月30日2024年9月30日2023年9月30日
非稀釋性證券：
購買普通股的期權65,500 265,50066,850265,500
未授權的限制性股票單位51,622 3,866,02356,530 61,212
未實現的績效股份單位516,450 2,882,5941,198,3611,396,446

備註 5 — 收購和出售

Stronghold Acquisition

2022年7月1日，作為買方的Ring與Delaware有限責任公司Stronghold Energy II Operating, LLC（以下簡稱"Stronghold OpCo"）和Delaware有限合夥公司Stronghold Energy II Royalties, LP（以下簡稱"Stronghold RoyaltyCo"，與Stronghold OpCo合稱"Stronghold"），作為賣方，簽訂了一份購買及銷售協議（"Stronghold Purchase Agreement"）. 根據Stronghold Purchase Agreement，Ring收購了Stronghold的石油和天然氣租賃權和相關物業的利益，位於德克薩斯州Permian Basin的Central Basin Platform，佔地約 37,000 英畝，並於2022年8月31日完成了Stronghold Acquisition。

對Stronghold支付的公平價值約為$394.0總計減少190萬美元.其中美元用於推遲的承銷佣金（詳見注6）。165.9百萬，扣除慣例購買價格調整後，在交割時以現金支付$15.0百萬現金支付於交割日後的第 六個月 周年紀念日之後不久，約有$4.5百萬用於庫存和車輛支付，約有$1.8某些移轉的對沖合約於八月支付了600萬美元訂金。考慮部分現金支付主要來自於一項由Truist Securities、Citizens Bank、KeyBanc Capital Markets和Mizuho Bank等機構擔保的新完全承諾循環信貸設施（“信貸設施”）。1.0100億美元信貸設施的借款基數從關閉Stronghold Acquisition時的600萬美元增加到了某些部分。350$百萬600創建的新A系列可轉換優先股，面值為600萬美元，這部分剩餘的考慮涉及600萬股。 21,339,986 和股票增值權 153,176 優先股（“首選股”）被轉換為1027日發行的普通股600萬股。此外，Ring承擔了0.001 優先股（“首選股”）被轉換為1027日發行的普通股600萬股。此外，Ring承擔了 42,548,892 優先股（“首選股”）被轉換為1027日發行的普通股600萬股。此外，Ring承擔了24.8 衍生負債$百萬1.7 懸而未决項目$百萬14.5 資產養老負債$百萬。

特拉華盆地拋售計劃

2023年5月11日，公司將其特拉華盆地的資產出售給一個非關聯方，金額為$8.3 百萬。該出售的生效日期為2023年3月1日。最終現金考慮金額約為$7.6 百萬。作為出售的一部分，買方承擔了約為$的資產養老負債餘額2.3 百萬美元之間。

創辦人收購
2023 年 7 月 10 日，本公司作為買家，以及創始人石油與天然氣 IV 有限責任公司（「創始人」）作為賣家，簽訂了資產購買協議（「創始人購買協議」）。根據購買協議簽訂，該公司於 2023 年 8 月 15 日收購（「創始人收購」）在德克薩斯州埃克托縣德克薩斯州伯米亞盆地中央盆地平台的創始人的石油和天然氣租賃和相關財產的權益，以購買價格（「購買價格」）為 (i) 現金存款為 $7.5 根據創始人購買協議，將百萬於 2023 年 7 月 11 日支付到第三方託管帳戶作為存款，(ii) 約 $42.5 截止日期支付的數百萬現金，淨值約為 $10由 2023 年 4 月 1 日生效日起的百萬次初步及常規購買價格調整，以及 (iii) 延期現金支付美元11.9 二零二三年十二月十八日已繳付的百萬，除了常規購買價格調整。
創始人收購按照ASC 805進行資產收購的會計處理。根據對象資產的相對公正價值基礎，Ring支付的代價公正價值以及將該金額分配給所收購的基礎資產，在創始人收購交易閉幕日期之日記入到Ring的帳簿上。此外，與創始人收購直接相關的成本被視為購買價格的一部分進行資本化。確定所收購的資產和負債的公正價值需要判斷並做出某些假設，其中最重要的是與之相關的假設和判斷。
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目錄
關於創辦人石油和燃料幣財產的估值。與石油和燃料幣財產相關的輸入和假設被歸類為公正價值層次中的3級。
以下表格代表創辦人收購的總成本最終分配給收購資產和承擔負債的情況，截至創辦人收購日期：
考慮因素：
現金代價
存款在結算時釋放
$7,500,000 
結算金額支付給創始人42,502,799 
存款利息
1,747 
延遲付款負債的公允價值14,657,383 
結束後調整
(4,139,244)
總現金代價$60,522,685 
直接交易成本1,361,843 
總考慮價格$61,884,528 
收購資產的公平價值：
石油和天然氣資產$64,886,472 
歸屬於資產收購的金額$64,886,472 
負債公允價值：
懸掛負債$677,116 
養老資產負債2,090,777 
應加值稅負債
234,051 
歸因於承擔負債的金額$3,001,944 
合計淨資產總值$61,884,528 

新墨西哥州剥离

於2023年9月27日，公司將其在新墨西哥州營運的資產出售給一家非相關方，金額為$4.5 百萬美元，現金交易金額約為$3.6 百萬美元。該銷售交易的生效日期為2023年6月1日。作為出售的一部分，買家承擔了約$的資產養老義務餘額。2.4 百萬美元之間。

德克薩斯州蓋恩斯縣出售

2023年12月29日，公司將特定石油和燃料幣財產在德克薩斯州甘斯縣出售給一家不相關方，金額為美元。1.5百萬，導致現金收益百萬美元。銷售費用為百萬美元。1.4發售後公司從中獲得的淨收益約為美金$100萬，扣除主要由承銷商、顧問、法律和會計費用組成的$100萬的債務發行成本。0.1養老資產負債金額約為美元。0.5百萬。

CBP垂直井出售

2024年9月30日，公司完成了將位於德克薩斯州安德魯斯縣和甘斯縣的某些石油和燃氣產權，包括垂直井和相關設施，出售給一家不相關的公司，售價為＄5.5 百萬。作為該銷售的一部分，買家承擔了約 養老負債餘額。2.7百萬。
附註 6 — 衍生金融工具
該公司的生產受到wti原油和天然氣價格波動的影響。它利用衍生策略，包括單一衍生工具或多種工具的組合，來管理與我們未來國內石油和天然氣生產預期銷售相關的現金流變動。儘管使用衍生工具可能限制或部分減少不利商品價格變動的下行風險，但它們的使用也可能限制來自有利商品價格變動的未來收入。
公司不時進行衍生品合約以保護公司的現金流免受價格波動的影響，並維持其資本計畫。公司過去通常使用無成本領口、延後付費看跌期權或掉期來達到此目的。石油衍生品合約以wti原油價格為基準，而天然氣合約則以Henry Hub為基準。「無成本領口」是兩個期權的組合，分別是看跌期權（底部）和看漲期權（頂部），兩者的結構使得看跌期權的保險費將被出售看漲期權所收到的保險費抵銷。與無成本領口類似，進入掉期合約也沒有成本。延後付費看跌合約的保費在進入合約時確定，並在合約結算時支付。
衍生工具交易的使用涉及到與金融機構相對的風險，這些金融機構可能無法滿足此類交易的財務條款。所有我們的衍生工具合同均與我們信貸設施下的貸方簽訂。非履約風險已包含在折扣率中，通過將報價的銀行（對手方）信用違約掉期（CDS）利率加入無風險利率。儘管對手方有權按照ASC 815-100-500-40條對公司進行交易金額抵消（即凈額），公司根據該條例在公司簡明資產負債表中將其所有衍生頭寸的公允價值歸類為毛額。
公司的衍生金融工具以公平值記錄，並列為附屬簡明資產負債表中的資產或負債。公司未將其衍生工具指定為會計避險工具，因此，由於衍生金融工具的公平值變動及衍生金融工具的結算所導致的任何收益或虧損將在財務報表中的"其他收入"項目中被確認並納入附屬損益表中的"衍生合約收益（虧損）"下。
以下介紹了公司合同對其所示期間的簡明資產負債表的影響。
截至日期
2024年9月30日2023年12月31日
商品衍生工具，按市值計算：
衍生資產，當前$8,605,087 $7,768,697 
折扣後的逆遞延保費(229,103)(1,553,323)
衍生資產，當前，扣除保費淨額$8,375,984 $6,215,374 
衍生資產，非當前
$8,735,674 $11,634,714 
衍生負債，流動$3,929,188 $7,520,336 
衍生負債，非流動$4,535,777 $11,510,368 
凝聚損益表上“衍生合約之收益（損失）”的元件如下，分別屬於各期：

截至三個月結束
截至年終前九個月
2024年9月30日2023年9月30日2024年9月30日2023年9月30日
石油衍生品：
石油衍生品的實現收益（損失）$(3,109,660)$(5,825,427)$(9,921,757)$(7,323,030)
油衍生品的未實現收益（損失）27,238,245 (34,077,473)12,552,517 (21,425,316)
油衍生品的收益（損失）$24,128,585 $(39,902,900)$2,630,760 $(28,748,346)
天然氣衍生品：
天然氣衍生品的實現收益（損失）1,226,895 474,629 $3,982,980 $1,493,302 
天然氣衍生品的未實現收益（損失）(623,855)205,516 (2,725,209)771,854 
天然氣衍生品的收益（損失）$603,040 $680,145 $1,257,771 $2,265,156 
衍生合約的收益（損失）$24,731,625 $(39,222,755)$3,888,531 $(26,483,190)
凝縮現金流量表中「衍生品結算收（付）現金」的元件如下，各相應期間為：
截至三個月結束
截至年終前九個月
2024年9月30日2023年9月30日2024年9月30日2023年9月30日
來自經營活動的現金流量
收取（支付）石油衍生品現金$(3,109,660)$(5,825,427)$(9,921,757)$(7,323,030)
收到（支付）天然氣衍生品現金1,226,895 474,629 3,982,980 1,493,302 
衍生品結算的現金收到（支付），淨額$(1,882,765)$(5,350,798)$(5,938,777)$(5,829,728)
以下表格反映截至2024年9月30日的當前衍生合約詳細內容（原油衍生合約以桶（Bbl）為單位，天然氣衍生合約則以百萬英熱單位（MMBtu）為單位）：
原油避險(WTI)
Q4 2024Q1 2025Q2 2025Q3 2025Q4 2025Q1 2026Q2 2026Q3 2026
掉換:
成交量(Bbl)368,000 71,897 52,063 265,517 64,555 449,350 432,701 — 
加權平均掉期價格$68.43 $72.03 $72.03 $72.94 $72.03 $70.38 $69.53 $— 
進行中的賣權交易:
成交量(Bbl)88,405 — — — — — — — 
加權平均行使價$75.00 $— $— $— $— $— $— $— 
加權平均逾期保險費價格$2.61 $— $— $— $— $— $— $— 
雙向領口：
已對沖成交量 (Bbl)128,800 474,750 464,100 225,400 404,800 — — 379,685 
加權平均看跌價格$60.00 $57.06 $60.00 $65.00 $60.00 $— $— $60.00 
加權平均看漲價格$73.24 $75.82 $69.85 $78.91 $75.68 $— $— $72.50 
燃料幣對沖（亨利集團）
Q4 2024Q1 2025Q2 2025Q3 2025Q4 2025Q1 2026Q2 2026Q3 2026
nymex掉期：
已套保的成交量（MMBtu）431,800 616,199 594,400 289,550 — — 532,500 — 
加權平均掉期價格$4.44 $3.78 $3.43 $3.72 $— $— $3.38 $— 
兩向護頸：
已套保的成交量（MMBtu）18,300 33,401 27,300 308,200 598,000 553,500 — 515,728 
加權平均看跌價格$3.00 $3.00 $3.00 $3.00 $3.00 $3.50 $— $3.00 
加權平均看漲價格$4.15 $4.39 $4.15 $4.75 $4.15 $5.03 $— $3.93 
油價對沖（基差）
Q4 2024Q1 2025Q2 2025Q3 2025Q4 2025Q1 2026Q2 2026Q3 2026
雅運股份基差互換：
已進行對沖的成交量（桶）
244,000 270,000 273,000 276,000 276,000 — — — 
加權平均價差 (1)
$1.15 $1.00 $1.00 $1.00 $1.00 $— $— $— 
(1)油基差互換對沖是根據固定價格（如上所述的加權平均價差）減去WTI Midland和WTI Cushing之間的差異計算出來，在Argus美洲原油期刊中。
第7節 — 公平值衡量
公允價值是在衡量日期（退出價格）時，在市場參與者之間進行有序交易以賣出資產或支付轉讓負債而收到的價格。主導性指引要求揭示測定公允價值的框架，並要求公允價值衡量按以下類別之一進行分類並公開：
一級：
所謂未經調整的報價僅適用於可在評估日期取得的具有相同不受限制資產或負債的活躍市場。 我們將活躍市場視為那些資產或負債的交易具有足夠頻率和成交量，可提供持續基礎上的定價資訊。
第2級：
所謂報價僅適用於末期資產或負債的市場價格在不活躍的市場或間接或直接可觀察的輸入。 這個類別包括我們使用可觀察市場資料值得價值的衍生工具。 在衍生工具的整個期限內，幾乎所有這些輸入都可以在市場上觀察到，可以從可觀察到的數據中推導出或支持交易以市場上可執行的可觀察水平。
第3級：
以要求對公允價值測量重要且來源不那麼明確（即支持几乎沒有或沒有市場活動）的價格或估值模型為基礎。
財務資產和負債根據對公允價值衡量影響重要程度的最低層級進行分類。 我們對某個輸入對公平價值衡量的重要性的評估需要判斷，可能影響資產和負債的公平價值估值以及它們在公平價值層次結構內的位置。 我們持續評估我們的輸入，以確保公平價值水平分類是適當的。 當層次之間的轉移發生時，我們的政策是假設轉移發生於導致轉移的事件或情況變化的日期。
公司的衍生商品的公平價值並未在公開市場上主動報價。公司使用市場方法來估算其衍生工具的公平價值，以週期性地利用由知名第三方提供的商品期貨價格來進行估值，這是二級公平價值衡量。
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目錄
公司對其非金融資產和負債進行非定期基礎的公平值測量標準的適用。這些資產和負債並不持續以公平值衡量，但如果事件或某些情況的變化表明可能需要進行調整，則需要進行公平值調整。
以下表格總結了我們資產和負債的估值，這些估值是根據重複性透明度测量的（有關詳細信息，請參見「附註 6 — 衍生金融工具」）。
公允價值衡量分類
報價價格於
活躍市場
針對相同資產
或者（負債）
（1級）		其他重要方面：
可觀察變量：
(2級)		輸入數
難以觀察的
重要輸入數
（3級）		總計
截至2023年12月31日
商品衍生品 - 資產$— $17,850,088 $— $17,850,088 
商品衍生工具 - 負債$— $(19,030,704)$— $(19,030,704)
總計$— $(1,180,616)$— $(1,180,616)
截至2024年9月30日
商品衍生工具 - 資產$— $17,111,658 $— $17,111,658 
商品衍生工具 - 負債$— $(8,464,965)$— $(8,464,965)
總計$— $8,646,693 $— $8,646,693 
報告的循環信用額度所記載的攜帶金額大致等於公允價值，因為基礎工具的利率接近當前市場利率。應收款項、應付款項及其他流動資產和負債的攜帶金額大致等於公允價值，因為這些資產和負債屬於短期到期和/或具有流動性質。
備註 8 — 循環信用額度
在2014年7月1日，公司與SunTrust銀行（現稱Truist銀行）簽訂了一份信用協議，該協議的貸款銀行和多家銀行及其他金融機構和貸款人的行政代理（“行政代理”），並為最高借款額提供了一個數字為美金的信用額度1十億美元，擔保品包括公司幾乎所有的資產。2019年4月，公司修訂並重訂了與行政代理的信用協議（經修訂和重訂後，稱為“修訂信用額度”）。
2022年8月31日，公司通過特定的第二份修訂與重訂信貸協議（"第二信貸協議"）修改了其修改后的信貸條款，將該設施的到期日延長到2026年8月，並修改了聯合會，以增加五家貸款人，取代五家貸款人。2024年2月12日，公司，作為行政代理人和發行銀行的Truist銀行，以及參與方的貸款人（"貸款人"）簽訂了對第二信貸協議的修改（"修改"）。修改中，自由現金流的定義以及用於公司收購的金額將不再從自由現金流的計算中扣除。
第二信貸協議有一個$的借款基礎。600 百萬，會根據定期重新評估、強制減少和不時進行進一步調整進行。借款基礎每年5月和11月重新評估兩次。在某些情況下，如公司某些油氣資產的銷售或處置以及某些避險頭寸的取消，借款基礎可能會遭到減少。
第二信貸協議中的參考利率為「担保隔夜融資利率（"SOFR"）」，而不是歐元美元貸款。此外，第二信貸協議允許公司向其股東宣派分紅派息，但需符合
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Table of Contents
包括某些限制，其中（i）這些支付不會導致違約或將導致違約事件發生，（ii）外形槓桿比率（淨債務與調整後息稅折舊及攤銷前利潤、勘探支出和其他獲得管理代理人認可的所有非現金費用）不超過其餘 利率，（iii）此等支付金額不超過自由現金流（如第二信貸協議所定義），並且（iv）借款擔保基礎利用率百分比（如第二次信貸協議中所定義）不得大於 2.00 個 到1.00、（iii）此等支付金額不得超過可用自由現金流（定義如第二次信用協議所訂），並且（iv）基礎貸款利用率百分比（定義如第二次信貸協議所定義）不得大於 80%.
每笔SOFR贷款的利率将为适用利息期间的调整期限SOFR加上间隔。 3.02024年6月30日和2023年12月31日的時間點，公司從Thrivel Earlier Detection Corporation（“Thrive”），Ashion Analytics，LLC（“Ashion”）和OmicEra的收購中記錄的關於監管和產品開發里程碑的待定支付負債的公允價值總和為2.779億和2.887億美元。公司使用概率加權情境折現現金流模型評估預期的待定支付負債和相應的與監管和產品開發里程碑相關的負債的公允價值，該方法與預期待定支付負債的初始計量一致。每個潛在情境應用成功概率，然後通過現值因子計算折扣，得出相應的現值。時間的流逝以及草擬的里程碑實現時間，現值因子，實現度（如適用）和成功概率的變化可能導致公允價值測量的調整。與監管和產品開發里程碑相關的待定支付負債的公允價值是以2024年6月30日和2023年12月31日的加權平均成功概率和現值因子計算的，成功概率分別為%和%，現值因子分別為%和%。付款範圍的預測財政年度範圍為2025年至2031年。所使用的不可觀察的輸入值按待定支付負債的相對公允價值加權。 4.0的年利率是(a) 最大的（i）行政代理的首要贷款利率，（ii）联邦基金利率（如第二信贷协议所定义）加上 0.5％年利率，（iii）每日确定的一个月利息期间的调整期限SOFR加上 1.00％年利率以及（iv） 0.00％年利率，加上（b）间隔 2.02024年6月30日和2023年12月31日的時間點，公司從Thrivel Earlier Detection Corporation（“Thrive”），Ashion Analytics，LLC（“Ashion”）和OmicEra的收購中記錄的關於監管和產品開發里程碑的待定支付負債的公允價值總和為2.779億和2.887億美元。公司使用概率加權情境折現現金流模型評估預期的待定支付負債和相應的與監管和產品開發里程碑相關的負債的公允價值，該方法與預期待定支付負債的初始計量一致。每個潛在情境應用成功概率，然後通過現值因子計算折扣，得出相應的現值。時間的流逝以及草擬的里程碑實現時間，現值因子，實現度（如適用）和成功概率的變化可能導致公允價值測量的調整。與監管和產品開發里程碑相關的待定支付負債的公允價值是以2024年6月30日和2023年12月31日的加權平均成功概率和現值因子計算的，成功概率分別為%和%，現值因子分別為%和%。付款範圍的預測財政年度範圍為2025年至2031年。所使用的不可觀察的輸入值按待定支付負債的相對公允價值加權。 3.0％年利率（根据当前借款基础使用水平确定）。
第二信貸協議包含某些條款，其中包括要求維持(i)總槓桿比率不得高於 3.0 至1.0, (ii)流動資產與流動負債之最低比率（如第二信貸協議中所定義）不得低於 1.0 至1.0。 第二信貸協議還包含其他慣例的肯定和否定條款和違約事件。 公司須根據輪換 24 個月基礎，對wti原油和天然氣進行避險交易，並對已證實、開發和生產的石油和天然氣的預計產量不得低於 50%。 但是，如果借款基地利用率低於避險測試日期的 25%，且槓桿比率不高於 1.25 至1.00，則規定輪換期的第13至24個月的所需避險百分比將為 24 個月期間提供的 0自該對沖測試日期起至下一個連續對沖測試日期，並且如果借用基地利用率百分比等於或大於 25%，但小於 50%且槓桿比率不大於 1.25 至 1.00，滾動 24 期間中第13至24個月的所需對沖百分比將為 25%自該對沖測試日期起至下一個連續對沖測試日期。
截至2024年9月30日，尚有$392 信貸設施尚有**百萬元**未償還，公司遵守所有第二信貸協議中的條款。
根據第二個信貸協議，未使用承諾費的適用百分比為 0.5% 每年對於所有借款基礎利用率水平。截至2024年9月30日，公司未使用的信貸額度為$208.0 百萬美元，通過將$392 百萬美元的未清償信貸餘額和$35,000 ($10,000 百萬美元的保函與州內外和聯邦機構以及與保險公司（為新墨西哥州擔保金）的25,000 百萬美元借款基礎中減去600 百萬美元。
備註9 — 資產養老義務
公司在取得資產或鑽井時，記錄廢棄石油和天然氣井的義務。每季調整資產退休義務，以反映期間內發生或結算的任何負債、增值費用和對成本或時間估計的任何修訂。資產退休義務是使用每年信用調整的無風險折現率在適用日期上發生的。 2024年9月30日結束的九個月內資產退休義務的調解如下：
2023年12月31日結餘$28,248,084 
所負債務發生505,721 
負債已售出(3,219,651)
債務結清(492,167)
估計值修訂 (1)
133,794 
增值費用1,057,213 
2024年9月30日賬面平衡
$26,232,994 

(1) 2024年9月30日結束的九個月內記錄的修訂與預定的堵塞和廢棄資產日期有關，涉及較短的預估使用壽命。
下表顯示公司截至指定期間的流動資產和非流動資產養老義務餘額。
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目錄
2024年9月30日2023年12月31日
當前資產養老義務$836,421 $165,642 
非當前資產養老義務25,396,573 28,082,442 
養老資產負債$26,232,994 $28,248,084 
附註 10 — 股東權益
截至2023年12月31日，公司持有可行使的普通認股權證，合約行使價為每股＄ 78,200 ，截至2023年12月31日，公司持有可行使的普通認股權證，合約行使價為每股＄0.80 ，截至2023年12月31日，公司持有可行使的普通認股權證，合約行使價為每股＄，到期日為2020年10月初次發行之日起計算。 五年後 在截至2024年9月30日為止的九個月內，有 無 認股權證已經行使。 以下表反映已行使的普通認股權證，包括此類行使所收到的款項。截至2024年9月30日，仍有 78,200 可行使的普通認股權證。
普通認股權證行使價格收到的款項
可行使，2022年12月31日19,107,793$0.80 
行使(4,517,427)0.80 $3,613,941 
可行使，2023年3月31日14,590,366$0.80 
行使 (1)
(14,512,166)0.62 $8,997,543 
可行使，2023年6月30日78,200$0.80 
行使—— $— 
行使期至2023年9月30日78,200$0.80 
可行使，截至2023年12月31日78,200$0.80 
行使—0.80 $— 
截至2024年3月31日可行使的股票。78,200$0.80 
行使—0.80 $— 
截至2024年6月30日已行使的78,200$0.80 
行使—— $— 
可行使，2024年9月30日78,200$0.80 
(1) 於2023年4月11日及12日，公司與特定持有普通認股權證的持有人（“參與持有人”）簽訂了認股權證修訂及行使協議書（“行使協議書”），根據協議書，公司同意將參與持有人持有的一筆總額為的普通認股權證的行使價格降低至每股美元。 14,512,166 每股（“降低的行使價格”），作為對參與持有人持有的普通認股權證立即以降低的行使價格現金全額行使的交換。公司通過參與持有人根據行使協議書行使普通認股權證獲得了總額為的募集總收入，根據ASC 815-40-35-17(a)受到承認為股本發行成本。在簡明股東權益報表中，對股東權益的淨影響是萬美元，扣除了萬美元的顧問費用。0.80 $0.62 由於根據行使協議書，公司同意將參與持有人持有的一筆總額為的普通認股權證的行使價格降低至每股美元而獲得的大筆回籠費用，被視為同意發行權成本的收入。8,997,543 根據ASC 815-40-35-17(a)的規定，公司通過參與持有人根據行使協議書行使普通認股權證獲得了總額為的募集總收入，該收入被視為股本發行成本。8,687,655在股東權益簡要報表中，對股東權益的淨影響為萬美元，其中萬美元已扣除顧問費用。309,888 顧問費用總計萬美元。
NOTE 11 — EMPLOYEE STOCK OPTIONS AND RESTRICTED STOCK UNITS
Share-based compensation expense for share-based awards during the three and nine months ended September 30, 2024 and 2023 was as follows. These amounts are included in General and administrative expense in the Condensed Statements of Operations.
Three Months Ended
Nine Months Ended
September 30, 2024September 30, 2023September 30, 2024September 30, 2023
Share-based compensation$32,087 $2,170,735 $3,833,697 $6,374,743 
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Table of Contents
In 2011, the Board of Directors (the "Board") of the Company approved and adopted a long-term incentive plan (the “2011 Plan”), which was subsequently approved and amended by the shareholders. There were 541,755 shares eligible for grant, either as stock options or as restricted stock, as of September 30, 2024.
In 2021, the Board and Company shareholders approved and adopted the Ring Energy, Inc. 2021 Omnibus Incentive Plan (the “2021 Plan”). The 2021 Plan provides that the Company may grant options, stock appreciation rights, restricted shares, restricted stock units, performance-based awards, other share-based awards, other cash-based awards, or any combination of the foregoing. At the 2023 Annual Meeting of Shareholders, the shareholders approved an amendment to the 2021 Plan to increase the number of shares available under the 2021 Plan by 6.0 million. There were 5,107,795 shares available for grant as of September 30, 2024 under the 2021 Plan.

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Table of Contents
Stock Options
A summary of the status of the stock options as of September 30, 2024 and 2023 and changes during the respective nine month periods then ended are as follows:
期權加權平均的期限：
平均價格
行使價格		加權平均剩餘合約期限總內在價值
優秀，2022年12月31日265,500$4.21 
已授予股份—— 
已棄權股份—— 
行使—— 
傑出，2023年3月31日265,500$4.21 1.39 年$— 
可行使，2023年3月31日265,500$4.21 1.39 年
已授予股份—— 
已棄權股份—— 
行使—— 
傑出，2023年6月30日265,500$4.21 1.14 年$— 
可行使，2023年6月30日265,500$4.21 1.14 年
已授予股份—— 
已棄權股份—— 
行使—— 
截至2023年9月30日為止優異期權265,500$4.21 0.89 年$— 
至2023年9月30日止可行使期權265,500$4.21 0.89 年
截至2023年12月31日的傑出表現。70,500$10.33 
已授予股份—— 
已棄權股份—— 
已過期 (5,000)5.50 
行使—— 
截至2024年3月31日的傑出表現。65,500$10.70 2.31 年$— 
截至2024年3月31日可行使的股票。65,500$10.70 2.31 年
已授予股份—— 
已棄權股份—— 
已過期 ——
行使—— 
2024年6月30日待行使股份65,500$10.70 2.06 年$— 
截至2024年6月30日已行使的65,500$10.70 2.06 年
已授予股份—$— 
已棄權股份—$— 
已過期 —$— 
行使—$— 
優秀，2024年9月30日65,500$10.70 1.81 年$— 
可行使，2024年9月30日65,500$10.70 1.81 年
The intrinsic values were calculated using the closing price on September 30, 2024 of $1.60 and the closing price on September 30, 2023 of $1.95. As of September 30, 2024, the Company had $0 of unrecognized compensation cost related to stock options.
28
目錄
限制性股票單位
截至2024年和2023年9月30日受限股票單元活動摘要，以及各自結束的九個月期間的變化如下：
限制性股票單位加權平均的期限：
平均授予日期公允價值
以下是2012計畫和2018年誘因期權（發放給一位Lineage高管，超出所有權益計畫之外），的活動摘要（以千為單位，除每股金額外）:
優秀，2022年12月31日2,623,790 $2.29 
已授予股份2,270,842 2.22 
被取消或撤銷(11,712)2.22 
已行使股票數(659,479)2.80 
傑出，2023年3月31日4,223,441 $2.17 
已授予股份— — 
被沒收或撤銷(49,465)2.22 
已行使股票數(288,709)2.85 
傑出，2023年6月30日3,885,267$2.12 
已授予股份— — 
被沒收或撤銷(4,997)2.22 
已行使股票數(39,443)2.87 
優秀，2023年9月30日3,840,827 $2.12 
截至2023年12月31日的傑出表現。3,148,226 $2.40 
已授予股份2,647,970 1.30 
被取消或撤銷(26,802)1.30 
已行使股票數(1,342,112)2.35 
截至2024年3月31日的傑出表現。4,427,282 $1.77 
已授予股份60,000 2.04 
被取消或撤銷(66,101)1.43 
已行使股票數(303,797)2.74 
2024年6月30日待行使股份4,117,384$1.70 
已授予股份76,600 1.97 
已喪失或撤銷(399,552)1.67 
已行使股票數(57,338)2.38 
優秀，2024年9月30日3,737,094 $1.70 
截至2024年9月30日，公司已經發行了$2,925,708 與將在加權平均期間內確認的限制性股票單位授予相關的未認可補償成本。 1.87 截至2024年9月30日的九個月的授予活動主要是為員工的年度長期激勵計劃獎勵而進行的限制性股票單位。
29
目錄
業績股份單位
關於截至2024年和2023年9月30日各自履約股本單位（"PSU"）授予的執行狀況總結，以及該九個月內的變化如下所示：
業績股份單位加權平均的期限：
平均授予日期公允價值
以下是2012計畫和2018年誘因期權（發放給一位Lineage高管，超出所有權益計畫之外），的活動摘要（以千為單位，除每股金額外）:
優秀，2022年12月31日1,720,432 $3.76 
已授予股份1,162,162 2.71 
喪失或撤銷— — 
已行使股票數— — 
傑出，2023年3月31日2,882,594 $3.34 
已授予股份— $— 
被取消或撤銷— $— 
已行使股票數— $— 
傑出，2023年6月30日2,882,594 $3.34 
已授予股份— — 
被取消或撤銷— — 
已行使股票數— — 
傑出，2023年9月30日2,882,594 $3.34 
截至2023年12月31日的傑出表現。2,022,378 $3.11 
已授予股份— — 
被放棄或撤銷— — 
已行使股票數— — 
截至2024年3月31日的傑出表現。2,022,378 $3.11 
已授予股份1,378,378 $2.27 
被放棄或撤銷— $— 
已行使股票數— $— 
2024年6月30日待行使股份3,400,756 $2.77 
已授予股份— — 
被沒收或撤銷(863,702)2.75 
已行使股票數— — 
優秀，2024年9月30日2,537,054 $2.77 
截至2024年9月30日，公司已經發行了$4,353,631 有關PSU獎勵的未認可補償成本，將在加權平均期間內逐步認列。 1.67 年
附註12 — 承諾和事後義務
保函 ─ 一家商業銀行先前代表公司發行了總值$的保函，250,000 給德州州政府，$10,000 給聯邦機構，以及$500,438 給保險公司來保護下文所述的保證擔保。2024年2月23日，銀行將$的保函500,438 縮減為$，25,000 經保險公司批准後，將德州州政府的$保函250,000 縮減為$0，並將保留向聯邦機構開立的授信證明函的金額為 $10,000。截至 2024 年 9 月 30 日，公司開立的總授信證明函金額為 $35,000。授信證明函有效期為取消或到期，並以與銀行的信貸額度作為擔保。向聯邦機構開立的授信證明函的條款每次延長一段期限。公司打算根據需要不斷更新向聯邦機構開立的授信證明函。由於公司不再在新墨西哥州營運任何井口，該授信證明函將無需進行續期。 一年 ，向聯邦機構開立的授信證明函預計每次續期一段期限。 沒有 金額已經在授信證明函下領取。
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目錄
保證債券 — 一家保險公司代表本公司發行擔保債券，總額為 $500,438 向新墨西哥州各個機構，以便公司在新墨西哥州開展業務。保證債券有效，直到取消或到期。保證債券的期限延長為 一年 一次。截至 2024 年 9 月 30 日，該公司仍有保證債券代替 $25,000 適用於新墨西哥州；然而，在新墨西哥州石油保育部門批准所有權變更後，這些債券將被解除。在二零二四年一月十日， 二 保險公司代表本公司發行擔保債券，一張以 $250,000，德克薩斯州鐵路委員會（「RRC」）要求全面性能債券才能在德克薩斯州運營 100 個或更多井，並且一個以 $ 為 $2,000,000，RRC 需要全面插頭延長債券，每個債券都沒有抵押品要求。這兩張擔保債券的期限於 2025 年 7 月 1 日結束，並可於當時續期。截至 2024 年 9 月 30 日，該公司擁有美元2,275,000 按保證債券總額計算。
附註13 — 後續事項
根據ASC 855項目，關於後續事項，公司已評估所有截至2024年9月30日資產負債表日後發生的事項，直至發行這些簡明基本報表之日，即2024年11月6日。公司並未有任何重大的後續事項需要報告。
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目錄
Item 2:    Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations
The following discussion and analysis should be read in conjunction with our accompanying condensed financial statements and the notes to those condensed financial statements included elsewhere in this Quarterly Report. The following discussion includes forward-looking statements that reflect our plans, estimates and beliefs and our actual results could differ materially from those discussed in these forward-looking statements as a result of many factors, including those discussed under “Risk Factors,” "Forward Looking Statements" and elsewhere in this Quarterly Report.
Overview
Ring Energy, Inc. (the "Company," "Ring," "we," "us," "our" and similar terms) is a growth oriented independent exploration and production company based in The Woodlands, Texas engaged in oil and natural gas development, production, acquisition, and exploration activities currently focused in the Permian Basin of Texas. Our primary drilling operations target the oil and liquids rich producing formations in the Northwest Shelf and the Central Basin Platform, both of which are part of the Permian Basin.
Business Description and Plan of Operation
The Company is focused on balancing reduction of long-term debt and further developing our oil and gas properties to maintain or grow our annual production. We intend to achieve both through proper allocation of cash flow generated by our operations and potentially through the sale of non-core assets. We intend to continue evaluating potential transactions to acquire strategic producing assets with attractive acreage positions that can provide competitive returns for our shareholders.
•Growing production and reserves by developing our oil-rich resource base through conventional vertical and horizontal drilling. In an effort to maximize its value and resources potential, Ring intends to drill and develop its acreage base in both its Northwest Shelf and Central Basin Platform assets, allowing Ring to execute on its plan of operating within its generated cash flow.
•Reduction of long-term debt and deleveraging of asset. Ring intends to reduce its long-term debt primarily through the use of excess cash flow and potentially through the sale of non-core assets. The Company believes that with its attractive field level margins, it is well positioned to maximize the value of its assets and deleverage its balance sheet. The Company also believes through potential accretive acquisitions and strategic asset dispositions, it can accelerate the strengthening of its balance sheet. During the three months ended September 30, 2024, the Company made net paydowns of $15 million on its revolving line of credit, resulting in the outstanding long-term debt balance of $392 million.
•Employ industry leading drilling and completion techniques. Ring’s executive team utilizes new and innovative technological advancements for completion optimization, comprehensive geological evaluation, and reservoir engineering analysis to generate value and to build future development opportunities. These technological advancements have led to a low-cost structure that helps maximize returns generated by our drilling programs.
•Pursue strategic acquisitions with attractive upside potential. Ring has a history of acquiring leasehold positions that it believes to have additional resource potential that meet its targeted returns on invested capital and are comparable to its existing inventory of drilling locations. We pursue an acquisition strategy designed to increase reserves at attractive finding costs and complement our existing core properties. Management intends to continue to pursue strategic acquisitions and structure them financially, to improve balance sheet metrics and be accretive to income metrics. Our executive team, with its extensive experience in the Permian Basin, has many relationships with operators and service providers in the region. Ring believes that leveraging the relationships of its management and board of directors is a competitive advantage in identifying potential acquisition targets.
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Table of Contents
2024年的發展和亮點

鑽井和完井
2024年第一季，在西北架地區，該公司鑽探完畢了兩口1英里的水平井（一口工作權益為99.5％，另一口為100％）。在中央盆地平臺地區，公司鑽探完畢了九口井，所有井的工作權益均為100％。具體來說，在安德魯斯縣土地上，公司鑽探完畢了三口1英里的水平井，在艾克托縣土地上，公司鑽探了三口豎井，在克蘭縣土地上，公司鑽探完畢了三口豎井。此外，在中央盆地平臺地區，公司在克蘭縣還鑽探完畢了一口鹽水處置（"SWD"）井。
在2024年第二季，在中央盆地平台上，公司鑽井並完成了十一口井，所有板塊的工作權益均為100%。具體來說，在我們的安德魯斯郡土地上，公司鑽井並完成了五口1英里水平井，在厄克特郡土地上，公司鑽了三口垂直井，在克蘭郡土地上，公司鑽井並完成了三口垂直井。
在2024年第三季，在Yoakum County的Northwest Shelf，公司鑽探並完成了兩口1英里的水平井，每口工作權益為100%，以及一口1.5英里的水平井，工作權益約為94.2%。同時，在Central Basin Platform，公司鑽探並完成了六口垂直井，所有工作權益都為100%，其中三口位於Ector County，另外三口位於Crane County。最後，在Andrews County的Central Basin Platform，公司鑽探了四口1英里的水平井，所有工作權益都為100%。這些井中有兩口已完成，其餘兩口將於2024年第四季完成。
以下表格詳細列出了2024年9月30日結束的九個月內我們的鑽探和完工活動。
季度區域已鑽井已完成鑽井
已鑽但未完成（"DUC"）
1Q 2024西北沿海（水平）2 2 — 
中央盆地平台（水平）3 3 — 
中央盆地平台（垂直）6 6 — 
總計 (1)
1111— 
2Q 2024西北沿架（水平）— — — 
中央盆地平臺（水平）5 5 — 
中央盆地平臺（垂直）6 6 — 
總計1111— 
3Q 2024西北沿架（水平）3 3 — 
中央盆地平臺（水平）4 2 2 
中央盆地平臺（垂直）6 6 — 
總計13 11 2 
(1) 第一季總計不包括在中央盆地平台鑽探和完成的SWD井。

市場條件和商品價格
我們的財務業績取決於許多因素，特別是wti原油和天然氣價格，以及我們在經濟上有吸引力的條件下推廣生產的能力。商品價格受到許多我們無法控制的因素影響，包括國內和國際市場供需的變化，受許多因素影響。
33
目錄
因此，我們無法準確預測未來商品價格，因此，我們無法確定這些價格的上升或下降對我們的鑽探計劃、生產量或收益將產生什麼影響。

迄今為止，2023年和2024年迄今所收到的平均原油和天然氣價格繼續顯示出商品價格的波動，我們相信原油和天然氣價格將在可預見的將來繼續波動。以經濟成本找到和開發足夠的wti原油和天然氣儲量對我們的長期成功至關重要。

天然氣運輸能力

Permian盆地一直存在管道運輸短缺，以便賣出產自盆地的天然氣，導致天然氣價格變負，賣方實際上向買方支付燃料幣。我們曾在某些時候經歷過負實現燃料幣價格，並且狀況持續存在。如果這些地區持續出現壓抑或反轉的天然氣價格，我們的天然氣收入將持續受到負面影響。

通貨膨脹

自2022年以來，通脹已經導致我們的資本項目和生產操作相關成本增加。我們在運營中使用的許多材料、用品、設備和服務的成本均有所增加。盡管2024年的成本較之前年份有所上升，整體行業活動表現平淡，因此服務成本保持平穩甚至略微下降。此外，美聯儲對通脹採取的措施導致債務的利率提高。我們將繼續密切監控成本，並採取一切合理措施來化解通脹對我們成本結構的影響，同時努力提高效率，以盡可能減少額外成本增加。



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Table of Contents
Results of Operations
Oil, Natural Gas, and Natural Gas Liquids Revenues for the Three Months Ended September 30, 2024 and 2023
For the Three Months Ended
September 30, 2024September 30, 2023Change% Change
Net sales:
Oil$90,416,363 $90,392,004 $24,359 — %
Natural gas(3,859,603)562,374 (4,421,977)(786)%
Natural gas liquids2,687,623 2,727,420 (39,797)(1)%
Total sales$89,244,383 $93,681,798 $(4,437,415)(5)%
Net production:
Oil (Bbls)1,214,788 1,106,531 108,257 10 %
Natural gas (Mcf)1,705,027 1,567,104 137,923 9 %
Natural gas liquids (Bbls)350,975 243,142 107,833 44 %
Total production (Boe)(1)
1,849,934 1,610,857 239,077 15 %
Average sales price:
Oil (per Bbl)$74.43 $81.69 $(7.26)(9)%
Natural gas (per Mcf)(2.26)0.36 (2.62)(728)%
Natural gas liquids (Bbl)7.66 11.22 (3.56)(32)%
Total per Boe$48.24 $58.16 $(9.92)(17)%
(1) Boe is calculated using six Mcf of natural gas as the equivalent of one barrel of oil.
Oil sales. Oil sales increased approximately $0.02 million from $90.4 million to $90.4 million due to a increase in sales volume from 1,106,531 barrels of oil to 1,214,788 barrels of oil, partially offset by a decrease in the average realized price per barrel from $81.69 to $74.43. Of the increase in volume of 108,257 barrels of oil, 94,512 barrels were from wells acquired and new wells drilled in the acreage acquired in the Founders Acquisition (which closed in August of 2023), as well as drilling activity in other areas, offset by natural declines from our legacy assets. The decreased average realized price per barrel was primarily a result of weaker market conditions.
Natural gas sales. Natural gas sales decreased approximately $4.4 million from $0.6 million to a negative $3.9 million. While our natural gas sales volume marginally increased from 1,567,104 Mcf to 1,705,027 Mcf, the average realized price per Mcf decreased from $0.36 to $(2.26). Of the increase in volume of 137,923 Mcf, an increase of 95,557 Mcf was from the Founders Acquisition and 42,366 Mcf was attributable to legacy assets. The price decrease was driven by a significant reduction in realized revenue pricing due to low demand as a result of current pipeline capacity constraints. The realized revenue pricing included the impact of gas plant processing fees that were netted from revenue. For the three months ended September 30, 2024, gross revenues were $(0.50) per Mcf and fees were $(1.76) per Mcf, compared to gross revenues of $2.16 per Mcf and fees of $(1.80) per Mcf for the three months ended September 30, 2023. This resulted in a net realized price of $(2.26) per Mcf for the three months ended September 30, 2024 compared to $0.36 per Mcf for the three months ended September 30, 2023.
Natural gas liquids sales. NGL sales decreased approximately $0.04 million from $2.7 million to $2.7 million. NGL sales volumes for the three months ended September 30, 2024 were 350,975 barrels of NGLs compared to 243,142 barrels of NGLs for the comparable period in 2023. Of the increase in volume of 107,833 barrels, 28,066 barrels were attributable to wells acquired and new wells drilled in the acreage acquired in the Founders Acquisition, with the remaining 79,767 barrels attributable to our legacy assets due to increased NGL yields. The average realized price per barrel of NGLs was $7.66 for the three months ended September 30, 2024 compared to $11.22 for the three months ended September 30, 2023, due to weaker market conditions.
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Table of Contents
Oil, Natural Gas, and Natural Gas Liquids Revenues for the Nine Months Ended September 30, 2024 and 2023
For the Nine Months Ended
September 30, 2024September 30, 2023Change% Change
Net sales:
Oil$282,000,446 $252,020,403 $29,980,043 12 %
Natural gas(7,650,645)526,161 (8,176,806)
NM (2)
Natural gas liquids8,537,067 8,566,719 (29,652)0 %
Total sales$282,886,868 $261,113,283 $21,773,585 8 %
Net production:
Oil (Bbls)3,673,356 3,325,323 348,033 10 %
Natural gas (Mcf)4,739,881 4,726,056 13,825 — %
Natural gas liquids (Bbls)919,225 715,832 203,393 28 %
Total production (Boe)(1)
5,382,561 4,828,831 553,730 11 %
Average sales price:
Oil (per Bbl)$76.77 $75.79 $0.98 1 %
Natural gas (per Mcf)(1.61)0.11 (1.72)
NM (2)
Natural gas liquids (Bbl)9.29 11.97 (2.68)(22)%
Total per Boe$52.56 $54.07 $(1.51)(3)%
(1) Boe is calculated using six Mcf of natural gas as the equivalent of one barrel of oil.
(2) Not meaningful.
Oil sales. Oil sales increased approximately $30.0 million from $252.0 million to $282.0 million due to an increase in sales volume from 3,325,323 barrels of oil to 3,673,356 barrels of oil, further supported by a increase in the average realized price per barrel from $75.79 to $76.77. Of the increase in volume of 348,033 barrels, 431,512 barrels were from wells acquired and new wells drilled in the acreage acquired in the Founders Acquisition, as well as drilling activity in other areas, offset by natural declines from our legacy assets and sale of non-core assets. The increased average realized price per barrel was primarily the result of stronger market conditions.
Natural gas sales. Natural gas sales decreased approximately $8.2 million from $0.5 million to a negative $7.7 million. While the natural gas sales volume increased from 4,726,056 Mcf to 4,739,881 Mcf, the average realized price per Mcf decreased from $0.11 to $(1.61). Of the increase in volume of 13,825 Mcf, 341,102 Mcf was from wells acquired and new wells drilled in the acreage acquired in the Founders Acquisition, and the offsetting decrease of (327,277) Mcf was attributable to natural declines in our legacy assets. The price decrease was driven by lower market conditions. The realized revenue pricing includes the impact of gas plant processing fees that were netted from revenue. For the nine months ended September 30, 2024, gross revenues were $0.09 per Mcf and fees were $(1.70) per Mcf, compared to gross revenues of $1.73 per Mcf and fees of $(1.62) per Mcf for the nine months ended September 30, 2023. This resulted in a net realized price of $(1.61) for the nine months ended September 30, 2024 compared to $0.11 per Mcf for the nine months ended September 30, 2023.
Natural gas liquids sales. NGL sales slightly decreased by $0.03 million from $8.6 million to $8.5 million. NGL sales volumes for the nine months ended September 30, 2024 were 919,225 barrels of NGLs compared to 715,832 barrels of NGLs for the comparable period in 2023. Of the increase in volume of 203,393 barrels, 95,515 barrels were attributable to the wells acquired and new wells drilled in the acreage acquired in the Founders Acquisition, and 107,878 barrels were from our legacy assets. The average realized price per barrel of NGLs was $9.29 for the nine months ended September 30, 2024 compared to $11.97 for the nine months ended September 30, 2023, attributable to weaker market conditions.

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Table of Contents
Production Costs for the Three Months Ended September 30, 2024 and 2023
For the Three Months Ended
September 30, 2024September 30, 2023Change% Change
Lease operating expenses ("LOE")$20,315,282 $18,015,348 $2,299,934 13 %
Average LOE per Boe$10.98 $11.18 $(0.20)(2)%
Gathering, transportation and processing costs ("GTP")$102,420 $(4,530)$106,950 
NM (1)
Average GTP per Boe$0.06 $0.00 $0.06 100 %
Ad valorem taxes$2,164,562 $1,779,163 $385,399 22 %
Average Ad valorem taxes per Boe$1.17 $1.10 $0.07 6 %
Oil and natural gas production taxes$4,203,851 $4,753,289 $(549,438)(12)%
Average Production taxes per Boe$2.27 $2.95 $(0.68)(23)%
Production taxes as a percentage of total sales4.71 %5.07 %(0.36)%(7)%
(1) Not meaningful.
Lease operating expenses. Our total lease operating expenses (“LOE”) increased from $18.0 million to $20.3 million and decreased on a per Boe basis from $11.18 to $10.98. These per Boe amounts are calculated by dividing our total lease operating expenses by our total volume sold, in Boe. Total LOE increased primarily due to a 15% increase in production of 239,077 Boe as a result of the new wells acquired in the Founders Acquisition as well as new wells drilled and completed from our development program. Specific cost categories with significant increases included electricity and chemical.
Gathering, transportation and processing costs. Our total gathering, transportation and processing costs (“GTP”) increased from negative $4,530 to $102,420 and increased on a per Boe basis from $0.00 to $0.06. Beginning May 1, 2022, due to a natural gas processing entity taking control of transportation at the wellhead, GTP costs were re-classified as a reduction to oil and natural gas sales revenues. However, GTP costs increased on the period shown due to one remaining contract with a natural gas processing entity in place where point of control of gas dictates requiring the fees be recorded as an expense.
Ad valorem taxes. Our total ad valorem taxes increased from $1.8 million to $2.2 million and increased on a per Boe basis from $1.10 to $1.17. Of the $0.4 million increase in ad valorem taxes, $0.4 million was for Yoakum County properties, and $0.2 million for Ector County properties, offset by a reduction in $0.3 million related to Crane County tax estimates.
Oil and natural gas production taxes. Oil and natural gas production taxes as a percentage of oil and natural gas sales were 5.07% for the three months ended September 30, 2023 and decreased to 4.71% for the three months ended September 30, 2024. The change in average tax percentage is due to the divestiture of the New Mexico assets in the third quarter of 2023, which had higher tax rates on both oil and gas than the remaining Texas assets.
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Table of Contents
Production Costs for the Nine Months Ended September 30, 2024 and 2023
For the Nine Months Ended
September 30, 2024September 30, 2023Change% Change
Lease operating expenses ("LOE")$57,984,733 $51,426,145 $6,558,588 13 %
Average LOE per Boe$10.77 $10.65 $0.12 1 %
Gathering, transportation and processing costs ("GTP")$376,103 $(6,985)$383,088 
NM (1)
Average GTP per Boe$0.07 $0.00 $0.07 100 %
Ad valorem taxes$5,647,469 $5,120,119 $527,350 10 %
Average Ad valorem taxes per Boe$1.05 $1.06 $(0.01)(1)%
Oil and natural gas production taxes$12,259,418 $13,173,568 $(914,150)(7)%
Average Production taxes per Boe$2.28 $2.73 $(0.45)(16)%
Production taxes as a percentage of total sales4.33 %5.05 %(0.72)%(14)%
(1) Not meaningful.
Lease operating expenses. Our total LOE increased from $51.4 million to $58.0 million and LOE per Boe increased from $10.65 to $10.77. Total LOE increased primarily due to an 11% increase in production of 553,730 Boe as a result of the new wells acquired in the Founders Acquisition as well as new wells drilled and completed from our development program. Specific cost categories with significant increases included chemical, electricity, salaries, and other employee expenses.
Gathering, transportation and processing costs. Our total GTP increased from negative $6,985 to $376,103 and increased on a per Boe basis from $0.00 to $0.07. Beginning May 1, 2022, due to a natural gas processing entity taking control of transportation at the wellhead, GTP costs were re-classified as a reduction to oil and natural gas sales revenues. However, GTP costs increased on the period shown due to one remaining contract with a natural gas processing entity in place where point of control of gas dictates requiring the fees be recorded as an expense.
Ad valorem taxes. Our total ad valorem taxes increased from $5.1 million to $5.6 million and decreased on a per Boe basis from $1.06 to $1.05. Of the approximate $0.5 million increase in ad valorem taxes, $0.9 million was from the addition of Ector County properties acquired in the Founders Acquisition, offset by a net reduction in estimates for other jurisdictions of $0.4 million.
Oil and natural gas production taxes. Oil and natural gas production taxes as a percentage of oil and natural gas sales were 5.05% for the nine months ended September 30, 2023 and decreased to 4.33% for the nine months ended September 30, 2024. The overall average percentage of production taxes to oil and gas sales in 2024 is 4.7% which is in line with historical rates. However, in May 2024, an accrual of $(0.9) million was made for estimated severance tax refunds expected, which lowered the average for the nine months ended September 30, 2024.





38
Table of Contents
Other Costs and Operating Expenses for the Three Months Ended September 30, 2024 and 2023
For the Three Months Ended
September 30, 2024September 30, 2023Change% Change
Depreciation, depletion and amortization (DD&A):
     Depletion$25,302,058 $21,711,123 $3,590,935 17 %
     Depreciation102,043 80,690 21,353 26 %
     Amortization of financing lease assets258,022 197,221 60,801 31 %
Total depreciation, depletion and amortization$25,662,123 $21,989,034 $3,673,089 17 %
Depletion per Boe$13.68 $13.48 $0.20 1 %
Depreciation, depletion and amortization per Boe$13.87 $13.65 $0.22 2 %
Asset retirement obligation ("ARO") accretion$354,195 $354,175 $20 0 %
Operating lease expense$175,091 $138,220 $36,871 27 %
General and administrative expense ("G&A"):
     General and administrative expense (excluding Share-based compensation)$6,389,480 $4,912,839 $1,476,641 30 %
     Share-based compensation32,087 2,170,735 (2,138,648)(99)%
Total general and administrative expense$6,421,567 $7,083,574 $(662,007)(9)%
G&A per Boe$3.47 $4.40 $(0.93)(21)%
G&A excluding Share-based compensation, per Boe$3.45 $3.05 $0.40 13 %
Depreciation, depletion and amortization. Our depreciation, depletion and amortization increased from $22.0 million to $25.7 million due to a higher depletion rate as well as an increase of 239,077 in Boe produced. Additional trucks were leased for field operations, resulting in higher finance lease amortization costs. Our average depreciation, depletion and amortization per Boe increased from $13.65 per Boe to $13.87 per Boe, due to the higher percentage reduction in the Boe amortization base compared to the reduction in the total estimated costs of property.
Asset retirement obligation accretion. Our asset retirement obligation (“ARO”) accretion increased slightly from $354,175 to $354,195 due to additional ARO accretion associated with properties acquired in the Founders Acquisition as well as new drilled and completed wells, offset by wells plugged and abandoned and sold.
Operating lease expense. Our operating lease expense increased from $138,220 to $175,091 due to additional office space leased in The Woodlands office expansion beginning in October 2023.
General and administrative expense. General and administrative ("G&A") expense decreased from $7.1 million to $6.4 million. Of the $0.7 million cost decrease, there was a decrease of $2.1 million in share-based compensation costs, offset by $0.7 million of an increase in salaries and wages, $0.5 million in bonus compensation, $0.2 million in transaction costs, and $0.1 million in other professional fees.
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Table of Contents
Other Costs and Operating Expenses for the Nine Months Ended September 30, 2024 and 2023
For the Nine Months Ended
September 30, 2024September 30, 2023Change% Change
Depreciation, depletion and amortization (DD&A):
     Depletion$73,056,856 $63,203,473 $9,853,383 16 %
     Depreciation306,752 277,420 29,332 11 %
     Amortization of financing lease assets790,386 572,744 217,642 38 %
Total depreciation, depletion and amortization$74,153,994 $64,053,637 $10,100,357 16 %
Depletion per Boe$13.57 $13.09 $0.48 4 %
Depreciation, depletion and amortization per Boe$13.78 $13.26 $0.52 4 %
Asset retirement obligation ("ARO") accretion$1,057,213 $1,073,900 $(16,687)(2)%
Operating lease expense$525,272 $366,711 $158,561 43 %
General and administrative expense ("G&A"):
     General and administrative expense (excluding Share-based compensation)$17,770,626 $14,649,213 $3,121,413 21 %
     Share-based compensation3,833,697 6,374,743 (2,541,046)(40)%
Total general and administrative expense$21,604,323 $21,023,956 $580,367 3 %
G&A per Boe$4.01 $4.35 $(0.34)(8)%
G&A excluding Share-based compensation, per Boe$3.30 $3.03 $0.27 9 %
Depreciation, depletion and amortization. Our depreciation, depletion and amortization increased from $64.1 million to $74.2 million due to a higher depletion rate as well as an increase of 553,730 in Boe produced. Our average depreciation, depletion and amortization per Boe increased from $13.26 per Boe to $13.78 per Boe, due to the increase in the total estimated costs of property, as well as the reduction in the Boe amortization base.
Asset retirement obligation accretion. Our ARO accretion decreased from $1,073,900 to $1,057,213 primarily as a result of wells plugged and abandoned and sold, offset by the additional ARO accretion associated with the properties acquired in the Founders Acquisition.
Operating lease expense. Our operating lease expense increased from $366,711 to $525,272 due to the additional office space leased in The Woodlands office.
General and administrative expense. G&A expense increased from $21.0 million to $21.6 million, with the $0.6 million cost increase due to an increase of $1.6 million in salaries and wages, $0.6 million for an employee retention tax credit that was received in 2023, $0.4 million in bonus compensation, $0.3 million in other professional fees, and $0.3 million in legal fees. This was offset by a decrease of $2.5 million in share-based compensation costs and $0.3 million in lower transaction costs.


40
Table of Contents
Other Income (Expense) for the Three Months Ended September 30, 2024 and 2023
For the Three Months Ended
September 30, 2024September 30, 2023Change% Change
Interest income$143,704 $80,426 $63,278 79 %
Interest expense:
     Interest on revolving line of credit$9,209,180 $9,711,871 $(502,691)(5)%
     Fees associated with revolving line of credit266,291 239,218 27,073 11 %
     Amortization of deferred financing costs1,226,881 1,258,466 (31,585)(3)%
     Interest on financing lease liabilities27,224 23,416 3,808 16 %
     Interest paid for notes payable24,115 22,286 1,829 8 %
     Deferred cash payment accretion— 126,497 (126,497)(100)%
     Other interest552 — 552 100 %
Total interest expense$10,754,243 $11,381,754 $(627,511)(6)%
Gain (loss) on derivative contracts:
Realized gain (loss):
     Crude oil$(3,109,660)$(5,825,427)$2,715,767 (47)%
     Natural gas1,226,895 474,629 752,266 158 %
Total realized gain (loss)$(1,882,765)$(5,350,798)$3,468,033 (65)%
Unrealized gain (loss):
     Crude oil$27,238,245 $(34,077,473)$61,315,718 (180)%
     Natural gas(623,855)205,516 (829,371)(404)%
Total unrealized gain (loss)$26,614,390 $(33,871,957)$60,486,347 (179)%
Total gain (loss) on derivative contracts:$24,731,625 $(39,222,755)$63,954,380 (163)%
Gain (loss) on disposal of assets$— $— $— — %
Other income$— $— $— — %
Interest income. During the three months ended September 30, 2024, interest income of $143,704 was earned from excess cash balances in bank sweep accounts. During the three months ended September 30, 2023, interest income of $78,679 was earned from depositing excess cash balances in bank sweep accounts and $1,747 was from interest on an escrow account.
Interest expense. Interest expense decreased from $11.4 million to $10.8 million primarily due to lower amounts outstanding on our Credit Facility, with a weighted average daily debt of approximately $406.5 million during the third quarter of 2024 compared to approximately $422.6 million during the third quarter of 2023. Offsetting this change was an increase in interest rates, with a weighted average annual interest rate of 9.3% in the third quarter of 2024 compared to 9.2% in the third quarter of 2023.
Gain (loss) on derivative contracts. We recorded a gain on derivative contracts of $24.7 million for the three months ended September 30, 2024 compared to a loss on derivative contracts of $39.2 million for the three months ended September 30, 2023. For the derivative contract settlements, we recorded a realized loss of $1.9 million for the three months ended September 30, 2024 and a realized loss of $5.4 million for the three months ended September 30, 2023. The reduction of $3.5 million in the realized loss was a result of more favorable settlements of crude oil derivative contracts during the current year. For the marked-to-market contracts, we recorded an unrealized gain of $26.6 million for the three months ended September 30, 2024 and an unrealized loss of $33.9 million for the three months ended September 30, 2023. The change in position was primarily due to the changes in crude oil futures prices.
41
Table of Contents
Other Income (Expense) for the Nine Months Ended September 30, 2024 and 2023
For the Nine Months Ended
September 30, 2024September 30, 2023Change% Change
Interest income$367,181 $160,171 $207,010 129 %
Interest expense:
     Interest on revolving line of credit$28,497,006 $27,478,591 $1,018,415 4 %
     Fees associated with revolving line of credit751,216 717,468 33,748 5 %
     Amortization of deferred financing costs3,670,096 3,699,235 (29,139)(1)%
     Interest on financing lease liabilities89,963 73,115 16,848 23 %
     Interest paid for notes payable40,481 35,211 5,270 15 %
     Deferred cash payment accretion— 319,220 (319,220)(100)%
     Other interest150,552 — 150,552 100 %
Total interest expense$33,199,314 $32,322,840 $876,474 3 %
Gain (loss) on derivative contracts:
Realized gain (loss):
     Crude oil$(9,921,757)$(7,323,030)$(2,598,727)35 %
     Natural gas3,982,980 1,493,302 2,489,678 167 %
Total realized gain (loss)$(5,938,777)$(5,829,728)$(109,049)2 %
Unrealized gain (loss):
     Crude oil$12,552,517 $(21,425,316)$33,977,833 (159)%
     Natural gas(2,725,209)771,854 (3,497,063)(453)%
Total unrealized gain (loss)$9,827,308 $(20,653,462)$30,480,770 (148)%
Total gain (loss) on derivative contracts:$3,888,531 $(26,483,190)$30,371,721 (115)%
Gain (loss) on disposal of assets$89,693 $(132,109)$221,802 (168)%
Other income$25,686 $126,210 $(100,524)(80)%
Interest income. During the nine months ended September 30, 2024, interest income of $367,181 was earned from excess cash balances in bank sweep accounts. During the nine months ended September 30, 2023, interest income of $129,382 was depositing excess cash balances in bank sweep accounts beginning May 2023, $29,042 was earned from the employee retention tax credit, and $1,747 was from interest on an escrow account.
Interest expense. Interest expense increased from $32.3 million to $33.2 million primarily due to the result of higher interest rates, with a weighted average annual interest rate of 9.3% during the nine months ended September 30, 2024 compared to 8.7% during the nine months ended September 30, 2023. This change was offset by lower amounts outstanding on our Credit Facility, with a weighted average daily debt of approximately $418.5 million during the nine months ended September 30, 2024 compared to approximately $420.6 million during the nine months ended September 30, 2023.
Gain (loss) on derivative contracts. We recorded a gain on derivative contracts of $3.9 million for the nine months ended September 30, 2024 and a loss on derivative contracts of $26.5 million for the nine months ended September 30, 2023. For the derivative contract settlements, we recorded a realized loss of $5.9 million for the nine months ended September 30, 2024 and a realized loss of $5.8 million for the nine months ended September 30, 2023. The increase of $0.1 million in the realized loss was a result of slightly less favorable settlements of crude oil derivative contracts during the current year. For the marked-to-market contracts, we recorded an unrealized gain of $9.8 million for the nine months ended September 30,
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Table of Contents
2024 and an unrealized loss of $20.7 million for the nine months ended September 30, 2023. This change in unrealized derivatives primarily was due to the changes in crude oil futures prices on derivative contracts in the Company's portfolio.
Gain (loss) on disposal of assets. During the nine months ended September 30, 2024 the Company recognized a gain of $89,693 on disposal from selling multiple Company owned vehicles. Also, during the nine months ended September 30, 2023, the Company recognized a loss of $132,109 on disposal from selling multiple Company owned vehicles.
Other income. During the nine months ended September 30, 2024, the Company recorded other income of $25,686 from an additional bank rebate related to the use of a vendor payment program. During the nine months ended September 30, 2023, the Company recorded $126,210 of other income, primarily from the termination of the Woodlands office operating lease as of May 31, 2023.

Benefit from (Provision for) Income Taxes for the Three Months Ended September 30, 2024 and 2023
For the Three Months Ended
September 30, 2024September 30, 2023Change% Change
Benefit from (Provision for) Income Taxes:
Deferred federal income tax benefit (provision)$(9,637,849)$3,381,104 $(13,018,953)(385)%
Current state income tax benefit (provision)(74,899)(165,780)90,881 (55)%
Deferred state income tax benefit (provision)(375,206)196,012 (571,218)(291)%
Benefit from (Provision for) Income Taxes$(10,087,954)$3,411,336 $(13,499,290)(396)%

Benefit from (Provision for) income taxes. The benefit from (provision for) income taxes changed from a benefit of $3.4 million for the three months ended September 30, 2023 to a provision of $10.1 million for the three months ended September 30, 2024. The benefit from (provision for) income taxes was calculated using the annual effective tax rate method based on our estimated earnings and estimated state and federal income taxes due for 2024, taking into account all applicable tax rates and laws.
Benefit from (Provision for) Income Taxes for the Nine Months Ended September 30, 2024 and 2023
For the Nine Months Ended
September 30, 2024September 30, 2023Change% Change
Benefit from (Provision for) Income Taxes:
Deferred federal income tax benefit (provision)$(17,617,436)$8,492,595 $(26,110,031)(307)%
Current state income tax benefit (provision)(329,917)(264,261)(65,656)25 %
Deferred state income tax benefit (provision)(689,972)(490,646)(199,326)41 %
Benefit from (Provision for) Income Taxes$(18,637,325)$7,737,688 $(26,375,013)(341)%

Benefit from (Provision for) income taxes. The benefit from (provision for) income taxes changed from a benefit of $7.7 million for the nine months ended September 30, 2023 to a provision of $18.6 million for the nine months ended September 30, 2024. The benefit from (provision for) income taxes was calculated using the annual effective tax rate method based on our estimated earnings and estimated state and federal income taxes due for 2024, taking into account all applicable tax rates and laws.
43
Table of Contents
Liquidity and Capital Resources
As of September 30, 2024, we had cash on hand of $0.0 million, compared to $0.3 million as of December 31, 2023. We strive to keep our cash balance as low as possible to minimize our outstanding debt and associated interest. At certain times we reflect a zero book balance while utilizing the float on outstanding checks. We had net cash provided by operating activities for the nine months ended September 30, 2024 of $147.1 million, compared to net cash provided by operating activities of $142.4 million for the same period in 2023, which was primarily due to higher year to date revenues, which resulted in more cash received from purchasers. We had net cash used in investing activities of $113.2 million for the nine months ended September 30, 2024, compared to net cash used in investing activities of $170.9 million for the same period in 2023, driven by the deferred cash payment made for the Stronghold Acquisition in the first quarter of 2023 as well as the payment for the Founders Acquisition in the third quarter of 2023, with no comparable payments made to date in 2024. Net cash used in financing activities was $34.3 million for the nine months ended September 30, 2024 during which time $33 million was the net paydown of principal on our Credit Facility.
We will continue to focus on maximizing cash flow in 2024 through a combination of cost monitoring and prudent capital allocation, which includes prioritizing our capital to projects we believe will provide high rates of return in the current commodity price environment. We will continue our pursuit of acquisitions and business combinations, seeking opportunities that we believe will provide high margin properties with attractive returns at current commodity prices.
During the remainder of 2024, we will remain focused on maximizing cash flow, reducing our debt level, and maximizing our liquidity.
Availability of Capital Resources under Credit Facility
As of September 30, 2024, $392 million was outstanding on our Credit Facility and we were in compliance with all of the covenants under the Credit Facility. The Credit Facility matures in August 2026. The borrowing base under our Credit Facility is $600 million. The borrowing base is redetermined semi-annually on each May and November. See "NOTE 8 — REVOLVING LINE OF CREDIT" in the Notes to the condensed financial statements for more information on our Credit Facility.
Derivative Financial Instruments
The following table reflects the contracts outstanding as of September 30, 2024 (quantities are in barrels (Bbl) for the oil derivative contracts and in million British thermal units (MMBtu) for the natural gas derivative contracts):
Oil Hedges (WTI)
Q4 2024Q1 2025Q2 2025Q3 2025Q4 2025Q1 2026Q2 2026Q3 2026
Swaps:
Hedged volume (Bbl)368,000 71,897 52,063 265,517 64,555 449,350 432,701 — 
Weighted average swap price$68.43 $72.03 $72.03 $72.94 $72.03 $70.38 $69.53 $— 
Deferred premium puts:
Hedged volume (Bbl)88,405 — — — — — — — 
Weighted average strike price$75.00 $— $— $— $— $— $— $— 
Weighted average deferred premium price$2.61 $— $— $— $— $— $— $— 
Two-way collars:
Hedged volume (Bbl)128,800 474,750 464,100 225,400 404,800 — — 379,685 
Weighted average put price$60.00 $57.06 $60.00 $65.00 $60.00 $— $— $60.00 
Weighted average call price$73.24 $75.82 $69.85 $78.91 $75.68 $— $— $72.50 
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Table of Contents
Gas Hedges (Henry Hub)
Q4 2024Q1 2025Q2 2025Q3 2025Q4 2025Q1 2026Q2 2026Q3 2026
NYMEX Swaps:
Hedged volume (MMBtu)431,800 616,199 594,400 289,550 — — 532,500 — 
Weighted average swap price$4.44 $3.78 $3.43 $3.72 $— $— $3.38 $— 
Two-way collars:
Hedged volume (MMBtu)18,300 33,401 27,300 308,200 598,000 553,500 — 515,728 
Weighted average put price$3.00 $3.00 $3.00 $3.00 $3.00 $3.50 $— $3.00 
Weighted average call price$4.15 $4.39 $4.15 $4.75 $4.15 $5.03 $— $3.93 
Oil Hedges (basis differential)
Q4 2024Q1 2025Q2 2025Q3 2025Q4 2025Q1 2026Q2 2026Q3 2026
Argus basis swaps:
Hedged volume (Bbl)
244,000 270,000 273,000 276,000 276,000 — — — 
Weighted average spread price (1)
$1.15 $1.00 $1.00 $1.00 $1.00 $— $— $— 
(1) The oil basis swap hedges are calculated as the fixed price (weighted average spread price above) less the difference between WTI Midland and WTI Cushing, in the issue of Argus Americas Crude.
Derivative financial instruments are recorded at fair value and included as either assets or liabilities in the accompanying Condensed Balance Sheets. Any gains or losses resulting from changes in fair value of outstanding derivative financial instruments and from the settlement of derivative financial instruments are recognized in earnings and included as a component of Other Income (Expense) in the accompanying Condensed Statements of Operations.
The use of derivative transactions involves the risk that the counterparties, which generally are financial institutions, will be unable to meet the financial terms of such transactions. At September 30, 2024, 100% of our derivative instruments are with lenders under our Credit Facility.
Effects of Inflation and Pricing
The oil and natural gas industry is cyclical and the demand for goods and services of oil field companies, suppliers and others associated with the industry puts significant pressure on the economic stability and pricing structure within the industry. Typically, as prices for oil and natural gas increase, so do associated costs. Material changes in prices impact our current revenue stream, estimates of future reserves, borrowing base calculations of bank loans and the value of properties in purchase and sale transactions. Material changes in prices can impact the value of oil and natural gas companies and their ability to raise capital, borrow money, and retain personnel. We anticipate business costs will vary in accordance with commodity prices for oil and natural gas, and the associated increase or decrease in demand for services related to production and exploration.
Off-Balance Sheet Financing Arrangements
As of September 30, 2024, we had no off-balance sheet financing arrangements.
Capital Resources for Future Acquisition and Development Opportunities
We continuously evaluate potential acquisitions and development opportunities. To the extent possible, we intend to acquire producing properties with lower-risk undeveloped drilling opportunities rather than properties with higher-risk exploratory opportunities. We do not intend to limit our evaluation to any one state, but we presently have no intention to acquire offshore properties or properties located outside of the United States.
The pursuit of and the acquisition of accretive oil and gas properties is highly competitive and may require substantially greater capital than we currently have available and obtaining additional capital may require that we obtain either short-
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Table of Contents
term or long-term debt or sell our equity or both. Further, it may be necessary for us to retain outside consultants and others in our endeavors to locate desirable oil and gas properties.
The process of acquiring one or more additional oil and gas properties would impact our financial position, reduce our cash position and likely increase our debt levels. The types of costs that we may incur include the costs to retain consultants and investment bankers specializing in the purchase of oil and gas properties, obtaining petroleum engineering reports relative to the oil and gas properties that we are investigating, legal fees associated with any such acquisitions including title reports, SEC reporting expenses, and negotiating definitive agreements. Additionally, accounting fees may be incurred relative to obtaining and evaluating historical and pro forma information regarding oil and gas properties. Even though we may incur these costs, there is no assurance that we will ultimately be able to consummate additional acquisitions of oil and gas producing properties.

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Item 3: Quantitative and Qualitative Disclosures About Market Risk
Commodity Price Risk
Our major market risk exposure is in the pricing applicable to our oil and natural gas production. Market risk refers to the risk of loss from decreases in oil and natural gas prices. Realized pricing is primarily driven by the prevailing domestic price for crude oil and spot prices in the Permian Basin. Historically, prices received for oil and natural gas production have been volatile and unpredictable. We expect pricing volatility to continue.
The prices we receive depend on many factors outside of our control. A significant decrease in the prices of oil or natural gas would likely have a material adverse effect on our financial condition and results of operations. In order to reduce commodity price uncertainty and increase cash flow predictability relating to the marketing of our crude oil and natural gas, we enter into crude oil and natural gas price hedging arrangements with respect to a portion of our expected production.
Customer Credit Risk
Our principal exposure to credit risk is through receivables from the sale of our oil and natural gas production (approximately $32.5 million as of September 30, 2024). We are subject to credit risk due to the concentration of our oil and natural gas receivables with our most significant customers, or purchasers. We do not require our purchasers to post collateral, and the inability of our significant purchasers to meet their obligations to us or their insolvency or liquidation may adversely affect our financial results. Refer to the following table for detail on the top three purchasers of our oil, natural gas, and NGL revenues for the nine months ended September 30, 2024. We believe that the loss of any of these purchasers would not materially impact our business because we could readily find other purchasers for our oil and natural gas.
For the Nine Months Ended
As of
September 30, 2024September 30, 2024
Percentage of Oil, Natural Gas, and Natural Gas Liquids RevenuesPercentage of accounts receivables from the sale of our oil and natural gas production
Purchaser:
Phillips 66 Company ("Phillips")61%69%
Concord Energy LLC ("Concord")14%11%
LPC Crude III, LLC ("LPC Crude")13%13%
Interest Rate Risk
We are subject to market risk exposure related to changes in interest rates on our indebtedness under our Credit Facility, which bears variable interest based upon a prime rate and is therefore susceptible to interest rate fluctuations. Changes in interest rates affect the interest earned on the Company’s cash and cash equivalents and the interest rate paid on borrowings under the Credit Facility.
As of September 30, 2024, we had $392 million outstanding on our Credit Facility with a weighted average annual interest rate for the nine months ended September 30, 2024 of 9.3%. A 1% change in the interest rate on our Credit Facility would result in an estimated $3.9 million change in our annual interest expense. See "NOTE 8 — REVOLVING LINE OF CREDIT" in the Notes to the condensed financial statements for more information on the Company’s interest rates of our Credit Facility.
Currently, we do not use interest rate derivative instruments to manage exposure to interest rate changes.
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Currency Exchange Rate Risk
Foreign sales accounted for none of the Company's sales; the Company accepts payment for its commodity sales only in U.S. dollars. Ring is therefore not exposed to foreign currency exchange rate risk on these sales.
Please also see Item 1A “Risk Factors” for a discussion of other risks and uncertainties we face in our business.
Item 4: Controls and Procedures
Evaluation of disclosure controls and procedures.
Our management, with the participation of Paul D. McKinney, our principal executive officer, and Travis T. Thomas, our principal financial officer, evaluated the effectiveness of our disclosure controls and procedures pursuant to Rule 13a-15 under the Exchange Act. In designing and evaluating the disclosure controls and procedures, management recognizes that any controls and procedures, no matter how well designed and operated, can provide only reasonable assurance of achieving the desired control objectives. In addition, the design of disclosure controls and procedures must reflect the fact that there are resource constraints, and that management is required to apply its judgment in evaluating the benefits of possible controls and procedures relative to their costs.
Based on management’s evaluation, Messrs. McKinney and Thomas concluded that our disclosure controls and procedures as of the end of the period covered by this report were effective in ensuring that information required to be disclosed by us in reports that we file or submit under the Exchange Act (i) is recorded, processed, summarized, and reported within the time periods specified in the SEC’s rules and forms, and (ii) is accumulated and communicated to the Company’s management, including its principal executive and principal financial officers, or persons performing similar functions, as appropriate to allow timely decisions regarding required disclosure.
We will continue to monitor and evaluate the effectiveness of our disclosure controls and procedures and our internal controls over financial reporting on an ongoing basis and are committed to taking further action and implementing additional enhancements or improvements, as necessary and as funds allow.
財務報告內部控制的變動。
我們定期審查我們的財務報告內部控制系統，並對我們的流程和系統進行更改，以改進控制並提高效率，同時確保我們保持有效的內部控制環境。更改可能包括實施新的、更有效的系統、整合活動和遷移流程。
在2024年9月30日結束的三個月內，我們的財務報告內部控制未出現任何變化，這些變化對我們的財務報告內部控制有實質影響，或者有可能對我們的財務報告內部控制產生實質影響。
第二部分 — 其他資訊
項目 1: 法律訴訟
截至2024年9月30日的季度內，我們年報中描述的法律程序未出現任何重大發展。
項目1A：風險因素
基於我們所從事業務的性質，我們將面臨某些風險和危險。要討論這些風險，請參見我們於2023年12月31日結束之年度報告第10-k表格的“1A控制項。風險因素”部分，該報告已提交給SEC。我們可能會遇到目前我們尚不知曉的額外風險和不確定性。此外，由於未來發展的發生，我們目前視為不重要的條件也可能對我們造成重大不利影響。任何此類風險都可能對我們的業務、財務狀況、現金流量和營運結果產生重大不利影響。
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目錄
項目2：未註冊股權出售和款項用途
無。
第三項：     對資本型債券的違約
無。
第4項: 礦業安全披露
無。
項目5： 其他資訊
在2024年9月30日結束的季度中，我們的董事或高管（定義見於1934年證券交易法案第16a-1(f)條規定）均沒有進行任何交易。 採用, 終止 或非《10b5-1條例》交易安排（如《S-K規則》項408中所定義的條款）。
項目6：附件
參照所述公司章程
附件
數字		展品描述表格文件編號展覽申報日期已提交
Here-with		提供
附上
31.1X
31.2X
32.1X
32.2X
101.SCHInline XBRL分類擴充模式文件X
101.CALInline XBRL分類擴充計算鏈接庫文件X
101.DEFInline XBRL分類擴充定義鏈接庫文件X
101.LABInline XBRL分類擴充標記鏈接庫文件X
101.PREInline XBRL分類擴充演示鏈接庫文件X
104封面互動數據檔（格式為內嵌XBRL，包含於展覽101中）
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目錄
簽名
根據《證券交易法》的要求，申報人已經授權簽署此報告，且得到了授權。
Ring Energy, Inc.
日期：2024年11月6日
作者：Paul D. McKinney
Paul D. McKinney
首席執行官
（首席執行官）
日期：2024年11月6日
作者：/s/ 特拉維斯·托馬斯
Travis t. Thomas
財務長
(信安金融和會計主管)
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