美國
證券交易委員會
華盛頓特區 20549
表格
截至季度末的時間
或
從 _______ 到 ________ 的過渡期。
委員會
文件編號：
(註冊人名稱如其章程所述)
| (州 或其他管轄區的 | (美國國稅局 僱主 | |
| 公司註冊 或者組織) | 識別 號) | |
| (地址 主要執行辦公室的地址) | (郵政編碼 ) | |
註冊人的
電話號碼，包括區號：
根據該法第12(b)條註冊的證券：
| 每個類別的標題 | 交易 標的 | 註冊的每個交易所名稱 | ||
請勾選
以指示註冊人(1)在過去12個月內是否已提交根據1934年證券交易法第13條或第15(d)條所要求提交的所有報告（或在註冊人被要求提交此類報告的較短期間內），並且(2)在過去90天內是否一直受到此類提交要求的約束。☒
請勾選
以指示註冊人在過去12個月內（或註冊人被要求提交此類文件的較短期間內）是否按照規則405的要求，通過電子方式提交了每個交互數據文件。☒
請用勾選標記指示註冊人是大型加速提交者、加速提交者、非加速提交者、較小的報告公司， 或新興成長公司。有關大型加速提交者、加速提交者、較小的報告公司及新興成長公司的定義，請參見交易法第120亿.2條。
| 大型 加速報告人 | ☐ | 加速 報告者 | ☐ | |
| ☒ | 小型 報告公司 | |||
| 新興 增長公司 |
如為新興成長企業，則應打勾選項表示申報人已選擇不使用交易所法第13(a)條所提供的任何新或修訂財務會計準則延長過渡期遵守。
請用勾選標記指明註冊人是否爲空殼公司（根據交易法第120亿.2條的定義）。☐ 是
截至2025年3月13日，有 註冊公司的普通股流通在外。
TRIO 石油股 CORP.
表格 10-Q
截至2025年1月31日的季度
| 頁 | ||
| 第一部分 財務信息 | 3 | |
| 項目 1. | 基本報表 | 3 |
| 截至2025年1月31日（未經審計）的簡明資產負債表和截至2024年10月31日的簡明資產負債表 | 3 | |
| 截至2025年和2024年1月31日的三個月（未經審計）的簡明經營報表 | 4 | |
| 截至2025年和2024年1月31日的三個月（未經審計）的簡明股東權益變動報表 | 5 | |
| 截至2025年和2024年1月31日的三個月（未經審計）的簡明現金流量表 | 6 | |
| 未經審計的簡明財務報表附註 | 7 | |
| 項目 2。 | 管理層對 財務狀況 和 經營成果 的討論與分析 | 23 |
| 項目 3。 | 關於市場風險的定量和定性披露 | 31 |
| 項目 4. | 控制項和程序 | 31 |
| 第二部分。其他信息 | 31 | |
| 項目 1. | 法律程序 | 31 |
| 項目 1A. | 風險因素 | 31 |
| 項目 2。 | 未註冊的股權證券銷售及資金用途 | 32 |
| 項目 3。 | 高級證券的默認情況 | 32 |
| 項目 4. | 礦山安全披露 | 32 |
| 項目 5。 | 其他資訊 | 32 |
| 項目 6. | 展品 | 32 |
| 簽名 | 33 | |
| 2 |
部分 一. 財務信息
項 1. 基本報表
TRIO 石油股 CORP.
condensed 資產負債表
| 2024年1月31日， | 2023年10月31日， | |||||||
| 2025 | 2024 | |||||||
| (未經審計) | ||||||||
| 資產 | ||||||||
| 流動資產： | ||||||||
| 現金 | $ | $ | ||||||
| 預付 費用 | ||||||||
| 總流動資產 | ||||||||
| 石油和天然氣資產 - 不需攤銷 | ||||||||
| 資產總計 | $ | $ | ||||||
| 負債和股東權益 | ||||||||
| 流動負債： | ||||||||
| 應付賬款和應計 負債 | ||||||||
| 資產養老義務 - 當前 | ||||||||
| 應付給運營商 | ||||||||
| 票據，淨額 折扣 | ||||||||
| 應付賬款 - 相關方 方 | ||||||||
| 應付款 - 相關方 | ||||||||
| 其他 流動負債 | ||||||||
| 總流動負債 | ||||||||
| 長期負債： | ||||||||
| 資產退役義務， 除當前部分外 | ||||||||
| 總 負債 | ||||||||
| 承諾和或有事項（註釋8） | ||||||||
| 股東權益： | ||||||||
| 優先股，$ 面值； 授權股份； -- 截至2025年1月31日和2024年10月31日，已發行和流通的股份 | ||||||||
| 普通股，$ 面值； 授權股份； 和 截至2025年1月31日和2024年10月31日發行和流通的股票 | ||||||||
| 股票認購應收款 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 額外支付的資本 | ||||||||
| 累計負債 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 總計 股東權益 | ||||||||
| 總 負債和股東權益 | $ | $ | ||||||
隨附的註釋是這些縮減基本報表不可或缺的一部分。
| 3 |
TRIO 石油股 CORP.
簡要 運營報表
（未經審計）
| 截至1月31日的三個月 | ||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||
| 收入，淨額 | $ | $ | ||||||
| 營業費用： | ||||||||
| 勘探費用 | $ | $ | ||||||
| 一般和行政 費用 | ||||||||
| 基於股票的補償 費用 | ||||||||
| 增值 費用 | ||||||||
| 營業費用總額 | ||||||||
| 營業虧損 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 其他費用: | ||||||||
| 利息費用 | ||||||||
| 票據轉換損失 | ||||||||
| 總其他費用 | ||||||||
| 稅前損失 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 所得稅準備 | ||||||||
| 淨虧損 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||
| 每普通股基本及稀釋淨損失 | ||||||||
| 基本 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||
| 稀釋 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||
| 加權平均流通普通股股數 | ||||||||
| 基本 | ||||||||
| 稀釋 | ||||||||
附帶說明是這些未經審計的簡明基本報表的重要組成部分。
| 4 |
TRIO 石油股 CORP.
濃縮 股東權益變動表
截至2025年1月31日的三個月 以及2024年
（未經審計）
| 股票 | 其他 | 總計 | ||||||||||||||||||||||
| 普通 股 | 訂閱 | 實收資本 | 累計 | Stockholders’ | ||||||||||||||||||||
| Shares | 金額 | 應收款 | 資本 | Deficit | Equity | |||||||||||||||||||
| 截至2024年10月31日的餘額 | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||||||||||
| 向高管和董事會成員發行普通股 | ( | ) | ||||||||||||||||||||||
| 根據ATM協議發行普通股，淨額 | ||||||||||||||||||||||||
| 以普通股代替支付 票據上的現金支付 | ||||||||||||||||||||||||
| 發行實際擁有的彙總股份 給參與者 | ( | ) | ||||||||||||||||||||||
| 基於股票的薪酬 | - | |||||||||||||||||||||||
| 淨虧損 | - | ( | ) | ( | ) | |||||||||||||||||||
| 截至2025年1月31日的餘額 | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||||||||||
| 截至2023年10月31日的餘額 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||||||||||||||||||
| 以普通股替代可轉換票據的現金支付 發行普通股 | ||||||||||||||||||||||||
| 向顧問發行普通股 | ||||||||||||||||||||||||
| 與可轉換票據相關的股權Warrants的發行 | - | |||||||||||||||||||||||
| 基於股票的薪酬 | - | |||||||||||||||||||||||
| 淨虧損 | - | ( | ) | ( | ) | |||||||||||||||||||
| 截至2024年1月31日的餘額 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||||||||||||||||||
附帶說明是這些未經審計的簡明基本報表的重要組成部分。
| 5 |
TRIO 石油股 CORP.
現金流量表 (未經審計)
（未經審計）
| 截至1月31日的三個月 | ||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||
| 來自經營活動的現金流 活動： | ||||||||
| 淨虧損 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||
| 調整以將 淨虧損與經營活動中使用的淨現金進行調節： | ||||||||
| 爲服務發行普通股 | ||||||||
| 發行與可轉換票據相關的股權Warrants | ||||||||
| 將票據支付轉換爲普通股 | ||||||||
| 增值支出 | ||||||||
| 以普通股代替現金償還債務的損失 | ||||||||
| 債務折扣 - 可轉換票據 | ( | ) | ||||||
| 債務折扣攤銷 | ||||||||
| 基於股票的薪酬 | ||||||||
| 運營資產 和負債的變動: | ||||||||
| 預付費用和其他應收款項 | ||||||||
| 應付賬款和應計 負債 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 其他 流動負債 | ( | ) | ||||||
| 用於經營活動的淨 現金 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 來自投資活動的現金流 : | ||||||||
| 未開發石油和天然氣資產的資本支出 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 應付給關聯方 | ||||||||
| 應付 給運營商 | ( | ) | ||||||
| 淨 現金用於投資活動 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 來自融資活動的現金流 : | ||||||||
| 可轉換票據的收入 | ||||||||
| 與ATM協議相關的普通股發行所得 | ||||||||
| 可轉換票據的支付 | ( | ) | ||||||
| 債務發行費用的支付 | ( | ) | ||||||
| 關聯方債務的支付 | ( | ) | ||||||
| 本票的支付 | ( | ) | ||||||
| 融資活動提供的淨現金 | ||||||||
| 現金淨變動 | ( | ) | ||||||
| 現金 - 期初 | ||||||||
| 現金 - 期末 | $ | $ | ||||||
| 現金流信息的補充披露: | ||||||||
| 現金 支付的利息 | $ | $ | ||||||
| 現金 支付的所得稅 | $ | $ | ||||||
| 補充現金流信息： | ||||||||
| 非現金投資和融資活動: | ||||||||
| 權證發行 | $ | $ | ||||||
附帶說明是這些未經審計的簡明基本報表的重要組成部分。
| 6 |
TRIO 石油股 CORP.
註釋 未審計的簡明財務報表
截至2025年1月31日的三個月
注意 1 – 組織和業務的性質
公司 組織
三人 石油股公司（「三人石油」，以下簡稱「公司」或「TPET」）是一家位於加利福尼亞州的油氣勘探 和開發公司，總部位於加利福尼亞州貝克斯菲爾德，主要行政辦公室位於5401 Business Park South，Suite 115，貝克斯菲爾德，加利福尼亞州93309，並在加利福尼亞州蒙特雷縣和猶他州尤因塔縣開展業務。該公司 於2021年7月19日在特拉華州註冊成立，旨在收購、資助和運營油氣勘探、開發和 生產項目，最初專注於加利福尼亞州的一個主要資產，南薩利納斯項目（「南薩利納斯項目」）。 公司此後獲得了加利福尼亞州蒙特雷縣的麥庫爾牧場油田和猶他州尤因塔縣的瀝青嶺項目的權益。自麥庫爾牧場油田於2024年2月22日重新啓動以來，公司便開始了創收運營，並在2024年4月30日結束的財務季度內確認了其首筆營業收入，並在2024年6月收到了這些運營的收益。
南薩利納斯項目的收購
該
公司最初成立的目的是從Trio Petroleum LLC（「Trio LLC」）收購大約
在南薩利納斯項目中，有兩個相鄰的顯著油氣聚集區；第一個是位於項目北部的駝背區，第二個是位於項目南部的總統區（「總統油田」）。截至2025年1月31日和2024年10月31日，沒有可歸屬的已探明儲量。
首次 公開募股
公司的登記聲明（第9號修正案）於2023年3月24日提交給SEC；其首次公開募股（IPO）於2023年4月17日被宣佈生效，並於2023年4月20日結束（統稱爲「募股」或「IPO」）。 發售了本公司普通股的
額外 收購 - McCool Ranch 油田與瀝青嶺租賃權
在
2023年10月，公司與Trio LLC簽訂了一項協議（"McCool Ranch購買協議"），以購買一個
新興成長企業
公司是根據《證券法》第2(a)(19)條的定義，作爲「新興成長公司」，該定義受到2012年《創業公司法》（「JOBS法」）的修改，並且它可以利用某些豁免，這些豁免適用於其他不是新興成長公司的上市公司，包括但不限於，不需要遵守2002年《薩班斯-奧克斯利法》第404(b)條的核數師認證要求，減少在定期報告和代理聲明中關於高管薪酬的披露義務，以及豁免舉行非約束性諮詢投票的要求，該投票是關於高管薪酬及任何未事先批准的帶金降落傘支付的批准。此外，《JOBS法》第102(b)(1)條免除了新興成長公司在私人公司（即那些尚未使證券法註冊聲明生效或未在《交易法》下注冊的證券類別）被要求遵守新或修訂的財務會計標準之前，必須遵守新的或修訂的財務會計標準。《JOBS法》規定，一家公司可以選擇不參加延長期限並遵守適用於非新興成長公司的要求，但任何此類選擇不參加的決定都是不可撤銷的。公司已決定不選擇退出此類延長期限，這意味着當一個標準發佈或修訂，並且它對公衆或私人公司有不同的實施日期時，公司作爲新興成長公司可以在私人公司採用新的或修訂的標準時採用這個新或修訂的標準。這可能會使公司與其他既不是新興成長公司也不是選擇退出使用延長期限的新興成長公司的上市公司之間的財務報表比較變得困難或不可能，因爲所使用的會計標準可能存在潛在的差異。
| 7 |
注意 2 –重要會計政策摘要
呈現基礎
附帶的簡明基本報表是根據美國公認會計原則（「U.S. GAAP」）編制的。2024年10月31日的資產負債表中顯示的金額來源於我們截至該日期的審計基本報表。截止至2025年1月31日和2024年的三個月未審計簡明基本報表是根據U.S. GAAP以及證券交易委員會（「SEC」）的中期報告規則編制的，應與公司於2025年2月27日向SEC提交的10-K/A年度報告中的審計基本報表及其附註一起閱讀。管理層認爲，所有調整，包括正常的經常性調整（除非另有說明），對於公正呈現所展示的中期財務狀況和經營成果是必要的，均已在此反映。中期的經營成果不一定指示全年的預期結果。
使用估計
根據美國公認會計原則（U.S. GAAP）編制基本報表需要管理層做出影響資產、負債、股權交易及基本報表日期披露的或有資產和負債的報告金額，以及報告期間的營業收入和費用的估計和假設。
進行估算需要管理層進行重大判斷。至少可以合理地認爲，財務報表日期時存在的條件、情況或一系列環境的影響估算，管理層在制定其估算時考慮的，可能因一個或多個未來確認事件而在短期內發生變化。一些管理層需做出的更重要的估算包括石油和天然氣儲備的估算（無論何時以及是否分配）及由此產生的未來淨現金流的現值估算，石油和天然氣財產的賬面價值，應收賬款，壞賬費用，ARO及基於股權的交易估值。因此，實際結果可能與這些估算顯著不同。
現金 及現金等價物
公司將所有到期日爲三個月或更短的短期投資視爲現金等價物。
公司在
預付 費用
預付費用主要包括預付服務，這些費用將在服務提供的12個月內計入費用。截止到2025年1月31日和2024年10月31日，預付帳戶的餘額爲$
債務 發行成本
與公司債務發行相關的費用已作爲對債務的直接減少記錄，並在相關債務的生命週期內按利息費用的組成部分攤銷。截止至2025年1月31日和2024年10月31日，公司記錄了
| 8 |
石油 和燃料幣資產及勘探成本 – 成功努力
該 公司的項目處於勘探和/或早期生產階段，且公司在截至2024年4月30日的季度期間開始從其運營中產生營業收入。 公司採用成功努力法對WTI原油和天然氣資產進行會計處理。在此方法下，勘探成本如勘探、地質和地球物理成本、延遲租金以及勘探間接費用在發生時作爲費用處理。如果某個勘探資產提供了證據，以證明潛在的儲量開發，關聯的鑽探成本最初會被資本化，或暫停，等待確定是否可以因鑽探而將商業上足夠的探明儲量歸屬於該地區。在每個季度結束時，管理層會審查所有暫停勘探財產成本的狀態，考慮持續的勘探活動；尤其是公司在其持續的勘探和評估工作中是否取得了足夠的進展。如果管理層判斷未來的評估鑽探或開發活動不太可能發生，則相應的勘探井成本將作爲費用處理。
獲取WTI原油和/或天然氣資產的礦產權益的成本，鑽探和裝備能夠找到已探明儲量的探井，以及鑽探和裝備開發井的成本均被資本化。未探明租賃地的收購成本在持有期間內被評估減值，並在與成功的勘探活動相關的情況下轉移至已探明的WTI原油和/或天然氣資產。重要的未開發租賃單獨進行減值評估，基於公司的當前勘探計劃，若表明存在減值，則提供估值備抵。與生產WTI原油和/或天然氣租賃相關的成功勘探和開發活動中的資本化成本，以及支持設備和設施的資本化成本，採用生產單位法根據已探明的WTI原油和/或天然氣儲量進行攤銷，按油田逐個估算，具體由合格的石油工程師進行評估。公司目前有四口井在生產（總統田的一個井在南薩利納斯項目中，三個井在麥庫爾牧場油田），並正在評估生產對這些井和油田儲量確定的影響。公司預計將在經過一段進一步觀察和審查油氣生產的時間後，將這些油田的儲量價值添加到公司的儲量報告中。截至2025年1月31日和2024年10月31日，公司的所有油氣資產均被分類爲未探明資產，不受折舊和攤銷的影響。
未經證實 oil和天然氣屬性
未證明的 oil和天然氣資產包含未證明的租賃取得成本，這些成本在租賃到期之前被資本化，或者在 公司明確識別出將回歸出租方的租賃時，此時公司將相關的未證明租賃取得成本計入勘探成本。
未探明的 oil和天然氣資產不受攤銷影響，並根據剩餘租賃期限、鑽探結果或未來開發用地的計劃定期評估減值。公司目前有四口井正在生產（其中一口井位於南薩利納斯項目的總統油田，另外三口井位於麥克庫爾牧場油田），並正在評估生產對這些井和油田儲量確定的影響。公司預計在進一步觀察和審核石油生產後，將把這些油田的儲量價值添加到公司的儲量報告中。截至2025年1月31日和2024年10月31日，公司的所有石油和天然氣資產均被歸類爲未探明資產，且不受折舊、耗損和攤銷的影響；有關更多討論，請參見第6條說明。
其他長期資產的減值
公司每年或在有事件或情況變化時評估長期資產的賬面價值，以判斷資產的歷史成本賬面價值是否仍然適用。公司通過估算預計從資產中產生的未來淨未折現現金流（包括最終處置）來評估資產賬面價值的可回收性。如果未來的淨未折現現金流低於資產的賬面價值，則記錄減值損失，金額等於資產賬面價值與估計公允價值之間的差額。關於石油和燃料幣財產，此評估適用於經過驗證的財產。.
截至2025年1月31日和2024年10月31日，公司擁有
資產 養老義務
ARO 包括與石油和天然氣資產相關的未來封井和放棄費用。與上述南薩利納斯項目（「SSP」）收購相關， 公司收購了六口無生產井的封井和放棄責任。ARO的公允價值在收購井的期間內作爲負債記錄，同時對應增加了不受減值影響的石油和天然氣資產賬面價值。公司計劃在未來的勘探、生產和/或處置（即通過注入處置產生的水或二氧化碳）活動中利用在SSP收購中獲得的六口井眼。該負債根據預計需要封井和放棄的時間變化，每個期間都進行現值的增加。ARO的資本化成本包含在石油和天然氣資產中，是石油和天然氣資產成本的一部分，用於減值目的， 如果找到探明可採儲量，則這些資本化成本將採用產量單位法進行折舊。資產和負債根據必要時對原始估計的時間或金額的修訂進行調整。如果該負債以記錄金額以外的金額結算，則會確認收益或損失。
| 9 |
以下是ARO變化的元件：
| ARO，結餘 – 2024年10月31日 | $ | |||
| 增值支出 | ||||
| ARO，結餘 – 2025年1月31日 | ||||
| 減：ARO – 當前 | ||||
| ARO，扣除當前部分的淨額 – 2025年 1月31日 | $ |
營業收入 確認
ASU 2014年9月, 「與客戶合同的營業收入」 （「主題606」）要求實體在轉移承諾的商品或服務給客戶時，確認營業收入，金額應反映實體期望因這些商品或服務而獲得的對價；有關更多信息，請參閱附註5 - 與客戶合同的營業收入。
公司的營業收入由勘探和生產活動所產生的收入組成，用於生產石油。公司的石油銷售給一位客戶，該客戶是一個銷售商，付款在交貨後的月份收到。
公司在交付時，客戶控制權轉移後確認石油銷售收入。收入根據合同價格計算，可能會包括市場差異和客戶產生的下游成本的調整，包括聚集、運輸或開空費用。
收入 根據公司工作權益的比例確認，調整任何應收和應付費用 以及石油和燃料幣評估。
相關 方
相關方通過一個或多箇中介與公司直接或間接相關，並且控制、被控制或與公司處於共同控制之下。相關方還包括公司的主要所有者、管理層及其主要所有者的直系家庭成員和管理層，以及公司可能交易的其他方，如果一方控制或可以顯著影響另一方的管理或運營政策，以至於交易方之一可能被阻止完全追求自身的獨立利益。公司會披露所有相關方交易。2021年9月14日， 公司收購了一個
所得稅
延期稅項資產和負債是爲了未來稅務後果而確認的，這些後果歸因於現有資產和負債的財務報表賬面金額與其各自的稅基之間的差異。延期稅項資產，包括稅收虧損和信用額度的結轉，以及負債是使用預計適用於未來期間應稅收入的已實施稅率進行計量的，這些期間是預期臨時差異將被收回或結清的。稅率變更對延期稅項資產和負債的影響在包含實施日期的期間內計入收入。
公司使用ASC 740， 所得稅這需要確認遞延所得稅資產和負債，以應對已包含在基本報表或納稅申報表中的事件的預期未來稅務後果。公司使用資產和負債法來計算資產和負債的稅基與相關財務金額之間的差異，採用當前實施的稅率。當「很可能不會」實現遞延所得稅資產時，記錄估值準備。到2025年1月31日和2024年10月31日，公司淨遞延所得稅資產已完全預留。
對於符合「很可能」閾值的不確定稅項，公司在基本報表中確認不確定稅項的利益。公司的做法是，當確定此類費用可能發生時，在財務報表的所得稅費用中確認與不確定稅項相關的利息和罰款（如有）。自成立以來，公司面臨主要稅務機關的所得稅審查。
公允價值計量
由於金融工具的短期到期，這些工具的賬面價值（包括現金及現金等價物、應付款和關聯方應付票據）接近其公允價值。關聯方應付票據被視爲第三級計量。 公允價值計量和披露根據ASC 820，公允價值是指在計量日市場參與者之間的有序交易中出售資產所收到的價格或轉移負債所支付的價格（退出價格）。公司利用市場數據或市場參與者在爲資產或負債定價時使用的假設，包括關於風險及其內在風險的假設。這些輸入可以是容易觀察到的、市場證實的，或一般不可觀察的。ASC 820建立了一個公允價值層次結構，優先考慮用於計量公允價值的輸入。該層次結構對活躍市場中相同資產或負債的未調整報價（第一級計量）給予最高優先權，對不可觀察的輸入（第三級計量）給予最低優先權。該公允價值計量框架適用於初始和後續計量。
| 10 |
| 級別1： | 報告日期時，活躍市場中相同的資產或負債的報價是可用的 。 |
| 第二級： | 定價輸入是其他 除了在活躍市場中包含的第一級的報價之外的輸入，這些輸入在報告日期時是可以直接或間接觀察到的。 第二級包括那些使用模型或其他估值方法進行估值的金融工具。 |
| 第三級： | 定價輸入包括一般從客觀來源較少可觀察的重要輸入。這些輸入可能與內部開發的方法論一起使用 ，從而得出管理層對公允價值的最佳估計。用於長期資產非重複公允價值測量的公允價值測量中使用的重要不可觀察輸入包括定價模型、折現現金流方法和相似技術。 |
沒有資產或負債按公允價值進行定期計量。根據公允價值等級，對非定期按公允價值計量的資產和負債包括資產採購價格的初始分配，包含資產 養老義務、石油和天然氣資產的公允價值及減值評估。
在收購日期，公允價值測量和資產分配是基於非經常性基礎進行測量的，採用的是基於市場上不可觀察輸入的收益評估技術，因此代表了第三等級輸入。判斷公允價值的顯著輸入包括以下估算：(i) 儲量；(ii) 未來商品價格；(iii) 運營和開發成本；(iv) 基於市場的加權平均資本成本率。公司估計現金流中嵌入的基礎商品價格是一個過程的結果，該過程從NYMEX遠期曲線定價開始，調整了預計的地點和質量差異，以及公司管理層認爲會影響可實現價格的其他因素。這些輸入需要公司管理層在評估時做出重大判斷和估計。
資產退休義務負債增加的公允價值是使用與收益法一致的估值技術進行測量的，該方法將未來現金流轉換爲單一的折現金額。估值的主要輸入包括：(i) 所有油井和天然氣井及所有處置井的每口井的插頭和廢棄成本的估計；(ii) 每口井的估計剩餘壽命；(iii) 未來通脹因素；以及 (iv) 公司的平均信用調整無風險利率。這些假設代表了第3級輸入。
如果其可採油氣資產的賬面價值超過估計的未來現金流現值，公司將根據ASC 360對油氣資產的賬面價值進行調整至公允價值。 物業，工廠和設備， 其油氣資產的公允價值採用與收入法和市場法一致的估值技術來確定。用於判斷公允價值的因素受到管理層的判斷和專業知識的影響，包括但不限於可比物業的近期銷售價格、未來現金流的現值（扣除估計的運營和開發成本），使用已探明儲量的估算、未來商品定價、未來生產估算、預期資本支出以及與預計現金流相關的風險和當前市場條件相稱的各種折現率。這些假設代表了第3級輸入。
基本每股損失和稀釋每股損失是通過將淨虧損除以報告期內流通普通股的加權平均數量來計算的。稀釋每股收益的計算方法與基本每股損失類似，只是流通普通股的加權平均數量增加了假設行使期權、Warrants和可轉換票據而增加的額外股份（如果產生稀釋效應）。
| 截止到1月31日， | 截止到1月31日， | |||||||
| 2025 | 2024 | |||||||
| 認股權證 | (1) | (2) | ||||||
| 總潛在稀釋證券 | ||||||||
| (1) | |
| (2) |
環保母基 支出
公司的運營一直受到環保母基法規變化的影響，未來也可能不時受到不同程度的影響，包括未來複墾和場地恢復成本的相關規定。新法規的可能性及其對公司的整體影響變化很大，且難以預測。公司的政策是通過應用技術上經過驗證且經濟上可行的措施，來滿足或，若可能的話，超過相關立法設定的標準。
環保母基 與持續的環保和恢復計劃相關的支出在發生時計入收益，或根據其未來經濟利益進行資本化和攤銷。自成立以來發生的所有這些類型的支出由於未來可回收性的不可確定性而計入收益。未來的恢復和場地恢復成本估算，當最終責任可以合理確定時，會在相關業務運營的預計剩餘壽命內計入收益，扣除預期的回收。
近期 會計公告
所有板塊 最近發佈但尚未生效的會計公告已被視爲不適用或對公司不重大。
費用的重新分類
某些 前期報告中的金額已重新分類到當前期財務報表中。此重新分類 對之前報告的淨利潤沒有影響。
後續事件
公司評估了自2025年1月31日之後發生的所有事件和交易，直到本報告提交之日。有關此類事件和交易，請參見第11注。
| 11 |
注意 3 – 持續經營和管理的流動性計劃
截至2025年1月31日，公司在其運營銀行帳戶中有$
本
附帶的簡明財務報表是基於公司將在本財務報表發行之日起的接下來的十二個月內持續經營的前提下編制的，這假設了在正常的業務過程中實現資產和滿足負債。截至2025年1月31日，公司累計虧損爲$
因此， 附帶的簡明基本報表是根據美國通用會計準則編制的，這些準則考慮到公司的持續經營以及資產的實現和在正常業務過程中滿足債務。簡明基本報表不包括可能因該不確定性結果而產生的任何調整。
注意 4 – 首次公開募股
公司的登記聲明（第9號修正案）於2023年3月24日提交給SEC；其首次公開募股（IPO）於2023年4月17日被宣佈生效，並於2023年4月20日結束（統稱爲「募股」或「IPO」）。 普通股股份，在公開發行價格爲$ 每股獲得的總收入爲$
| 12 |
備註 5 – 與客戶合同的營業收入
客戶合同營業收入的分解
下表按重要產品類型劃分營業收入，涵蓋以下期間：
| 截至1月31日的三個月 | 截至1月31日的三個月 | |||||||
| 2025 | 2024 | |||||||
| 石油銷售 | $ | $ | ||||||
| 來自客戶的總收入 | $ | $ | ||||||
截至2023年10月31日，存在
重大 信用風險集中
截至2025年1月31日和2024年1月31日的三個月內，公司僅有一個買家，該買家佔據了
注意 6 – 石油和天然氣資產
以下表格總結了公司的石油和燃料幣活動。
| 截至 | 截至 | |||||||
| 2025年 1月31日 | 2024年 10月31日 | |||||||
| 石油和天然氣資產 – 不進行攤銷 | $ | $ | ||||||
| 累計減值 | ||||||||
| 石油和天然氣資產 – 不進行攤銷，淨額 | $ | $ | ||||||
截至2025年1月31日和2024年1月31日的三個月內，公司 incurred 總探索費用爲$
| 13 |
租賃
南 薩利納斯項目
截至2024年10月31日，公司擁有與南薩利納斯項目的未確認財產相關的多個租賃權益（見
註釋8）；其中兩個租賃與同一出租方簽訂。第一個租賃覆蓋了
第二份租約涵蓋了
在2023年2月和3月，公司與兩組出租人簽訂了與南沙利納斯項目未證實財產相關的額外租約。第一組租約覆蓋
麥庫爾 牧場油田
在
2023年10月，公司與Trio LLC簽署了McCool Ranch購買協議，以購買一個
公司持有與McCool Ranch油田未證明資產相關的多項租賃權益；這些租賃分爲兩個部分，「部分1」和「部分2」。部分1包含十個租賃和大約
選項 資產 - 瀝青嶺租賃收購與開發選項協議
在2023年11月10日，公司與HSO簽署了爲期九個月的ARLO協議，該協議賦予公司獨家權利，最多可收購一塊
在
2023年12月29日，公司與ARLO協議進行了修訂，公司預先向HSO支付了$
根據2025年1月簽署的ARLO協議最新修正案，公司必須在2025年4月10日之前向HSO支付額外的
$
進入意向書以收購位於加拿大薩斯喀徹溫省的Novacor Exploration Ltd.油氣資產
在2024年12月18日，本公司簽署了一份非約束性的意向書（「LOI」），以收購
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注意 7 – 關聯方交易
南 薩利納斯項目 – 關聯方
在其成立時，公司從Trio LLC收購了南薩利納斯項目的大多數工作權益，並聘請Trio LLC的某些成員管理公司的資產（見註釋1和註釋6）。Trio LLC代表公司運營南薩利納斯項目，作爲運營商，負責在《聯合運營協議》的限制內進行操作並對運營擁有完全控制權，並以獨立承包商的身份行事。Trio LLC目前持有南薩利納斯項目的
McCool 牧場油田資產購買 - 關聯方
在
2023年10月16日，公司與Trio LLC簽署了McCool Ranch購買協議，購買了一個
限制性 股票單位（「RSUs」）授予董事
在
2024年6月19日，公司同意根據計劃授予 限制性股票單位給新任董事；由於當時只有 可發行的股份，因此 限制性股票單位立即授予，公允價值爲每股$的授予日價值爲$
在2024年10月21日，公司同意根據計劃授予 限制性股票單位給新任董事；這些股票單位在開始日期六個月週年時以 %的比率歸屬，並以每股公平價值$ 記錄授予日期價值爲$
限制性 發給高管和員工的股份
在2023年5月，公司簽署了六份員工協議，其中規定了授予總共的 根據計劃的限制性股票。根據員工協議的條款，受限股份在繼續僱傭的情況下， %的股份在發行日期後的五個月內歸屬，之後其餘股份每六個月以相等的份額歸屬，直至完全歸屬。股份在發行日期以每股$ 的公允價值記錄，總公允價值爲$
在2024年7月11日，公司與彼得森先生（公司的前首席執行官）簽署了一份爲期三個月的諮詢協議，包含每月現金費用$
2024年7月11日，公司與羅賓·羅斯先生簽署了僱傭協議，根據該協議，羅斯先生將擔任公司的首席執行官，接替彼得森先生。根據羅斯僱傭協議，羅斯先生的年基本工資將爲$
在2024年10月21日，公司同意根據計劃授予 根據計劃向其首席財務官授予限制性股票單位；這些限制性股票單位的歸屬速度爲 %
在開始日期的六個月紀念日時歸屬，並以每股公平價值記錄爲$ 授予日期的價值爲
$
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票據 應付 – 關聯方
開啓
2024 年 3 月 26 日，公司借入了美元
在
2024年9月26日和2024年10月28日，公司分別與皮特森票據簽署了第一和第二次修訂；
每次修訂都將到期日延長至2024年10月28日和2024年11月30日，並在票據的本金中增加了一個$
諮詢 協議
在2024年12月31日，公司與Mr. Overholtzer之間的僱傭協議終止，2025年1月1日，公司與Mr. Overholtzer簽署了一份獨立承包商協議，根據該協議，他繼續擔任公司的首席財務官，並每月獲得$的報酬。
備註 8 – 承諾和或有事項
公司在日常業務中不時會面臨各種索賠。管理層認爲，與這些問題相關的任何公司可能產生的責任不會對公司的財務狀況、經營成果或現金流產生重大不利影響。
未證明的財產租賃
該公司持有與南薩利納斯項目的未證實資產相關的各種租約的權益（見備註6）；其中兩個租約與同一出租人持有。第一個租約覆蓋了
第二份租約涵蓋了
公司在麥庫爾牧場油田的未證明資產相關的各項租賃權益。這些租賃分爲兩個部分，「部分1」和「部分2」。部分1包括十項租賃和大約
在2023年2月和3月，公司與兩組出租人簽訂了與南沙利納斯項目未證實財產相關的額外租約。第一組租約覆蓋
在2023年11月10日，公司與HSO簽署了ARLO協議，期限爲九個月，該協議賦予公司獨家權利，允許公司收購最多
在
2023年12月29日，公司與ARLO協議進行了修訂，公司預先向HSO支付了$
根據2025年1月簽署的ARLO協議最新修正案，公司必須在2025年4月10日之前向HSO支付額外的
$
| 16 |
董事會 薪酬
2022年7月11日，公司的董事會批准了對公司的每位非員工董事的薪酬，該薪酬將在首次公開募股（IPO）完成後生效。其薪酬結構如下：每年固定報酬爲$ 現金，加上每位董事在各個董事會委員會服務時額外的$ 每位董事在其所擔任的董事會委員會上，均按季度支付報酬，付款爲事後支付。經批准的這項補償的付款始於2023年4月公司成功完成首次公開募股；截至2025年1月31日和2024年，公司已確認$
與顧問的協議
在2022年7月28日，公司與Spartan Capital Securities, LLC（「Spartan」）簽訂了一個代理協議，
授權Spartan作爲公司的獨家代理、顧問或承銷商，爲期一年。該協議規定支付$
在2023年10月4日和2023年12月29日，公司與斯巴達達成了額外的安置代理協議，斯巴達將擔任與私募融資的完成相關的獨家安置代理。這些協議爲代理提供了
通知 因未能滿足紐交所美國的持續上市規則或標準而退市
在2024年11月5日，公司收到了紐交所美國的通知，紐交所美國已暫停該公司普通股的交易， 直到公司計劃進行的反向股票拆分生效，因爲其普通股的每股銷售價格持續處於低位， 違反了紐交所美國公司指南第1003(f)(v)條款。紐交所美國通知公司， 它將嘗試在2024年11月15日重新開放普通股的交易，那時預計普通股將在拆分後開始交易，前提是紐交所美國不再認爲普通股的銷售價格過低。
| 17 |
注意 9 – 應付票據
截至2025年1月31日和2024年10月31日的應付票據包括以下內容：
| 截至 | 截至 | |||||||
| 2025年 1月31日 | 2024年 10月31日 | |||||||
| 票據，扣除折扣 | ||||||||
| 應付票據，相關方 | ||||||||
| 應付票據總額 | $ | $ | ||||||
2024年3月債務融資
公司於2024年3月27日與一名機構投資者（「2024年3月投資者」）簽署了一份證券購買協議（「SPA」），該2024年3月投資者於2024年4月5日簽署並出資，根據該協議，公司籌集了總額爲$的資金。
在
與2024年3月的債務融資有關，公司向2024年3月的投資者發行了日期爲3月的無抵押期票
2024 年 27 日，本金爲 $
在2024年9月30日、2024年10月30日和2024年11月30日，公司進行了現金支付，金額爲$
票據 應付 – 關聯方
開啓
2024 年 3 月 26 日，公司借入了美元
在
2024年9月26日和2024年10月28日，公司分別與皮特森票據簽署了第一和第二次修訂；
每次修訂都將到期日延長至2024年10月28日和2024年11月30日，並在票據的本金中增加了一個$
2024年6月可轉債融資
在2024年6月27日，公司與同樣的2024年4月投資者（「2024年6月投資者」）簽訂了一項證券購買協議（「2024年6月SPA」）。根據2024年6月SPA的條款和條件，每位2024年6月投資者提供了資金，金額爲$
| 18 |
自發行2024年6月票據的原始日期起90天后，th 公司需要向2024年6月的投資者支付2024年6月票據下未償還的本金餘額，按月分期付款，在該日期及每一個（1）月的週年日，金額等於
本
公司可以在滿足條件的情況下，償還2024年6月票據的所有或部分未償還本金，需支付一個
在2024年9月26日、2024年10月1日和2024年10月30日，公司對2024年6月的債券進行了本金還款，金額爲$
在2024年12月2日、2024年12月20日和2025年1月7日，公司支付了本金，金額爲$
2024年8月1日融資
在
2024年8月1日，公司與投資者簽訂了一份證券購買協議（簡稱「8月1日SPA」），號 根據該協議，公司籌集了總收益$
在2025年1月30日，公司進行了本金支付$
2024年8月6日融資
在2024年8月6日，公司與一位投資者簽署了證券購買協議（「8月6日SPA」），根據該協議，公司籌集了總收入$第 並獲得淨收入$
此外，
與兩位之前的投資者以及2024年4月的債務融資一起，公司將向每位以前的投資者支付兩筆款項，金額爲$
截至2025年1月31日，2024年8月6日融資的餘額爲$
| 19 |
注意 10 – 股東權益
普通股
在2024年11月14日，
反向股票拆分將於2024年11月14日下午4:30（東部時間）生效，公司的普通股將於2024年11月15日市場開盤時開始按拆分調整後的基礎進行交易。
在 2024年12月5日，公司發行了 普通股，以便爲因2024年11月14日進行的反向股票拆分而產生的受益所有人的股票進行整合。
在2024年12月20日，公司以普通股替代現金支付2024年6月債券的本金；這些支付以
在2025年1月1日，公司與紅木帝國金融通信公司簽訂了一份關於投資者通信服務的諮詢協議；該協議包括每月補償$
截至2025年1月31日， 公司之前已授予的普通股，並開始確認基於股票的補償，但由於計劃下缺乏可發行股份而未發行，現已發放。
截至2025年1月31日的三個月內，公司發行了 與斯巴達資本證券有限責任公司（「斯巴達」）簽署的現場交易（「ATM」）協議相關的股份。公司發行並出售其普通股，總髮行價格高達
認股權證
截至2025年1月31日的三個月間，授權活動的摘要如下：
| 加權 | ||||||||||||||||
| 加權 | 平均 | |||||||||||||||
| 數量 | 平均行使 | 剩餘 生命 | ||||||||||||||
| 認股權證 | 價格 | 年 在 | 內在 價值 | |||||||||||||
| 截至2024年11月1日 | $ | $ | ||||||||||||||
| 到期 | ( |
) | - | - | ||||||||||||
| 截至2025年1月31日 | $ | $ | ||||||||||||||
| 可行使，截止2025年1月31日 | $ | $ | ||||||||||||||
截至2024年1月31日的三個月內的授權活動摘要如下：
| 加權 | ||||||||||||||||
| 加權 | 平均 | |||||||||||||||
| 數量 | 平均行使 | 剩餘 生命 | ||||||||||||||
| 認股權證 | 價格 | 年 中 | 內在 價值 | |||||||||||||
| 截至2023年11月1日 | $ | $ | ||||||||||||||
| 已發行 | - | |||||||||||||||
| 截至2024年1月31日 | $ | $ | ||||||||||||||
| 可行使，2024年1月31日 | $ | $ | ||||||||||||||
| 20 |
截至2025年1月31日，未償還和可行使的Warrants彙總如下：
| 認股權證 未行使 | Warrants 可行使 | |||||||||||||
行使 價格 |
數量 的 Shares |
加權 平均 生命 年數 |
數量 的 Shares |
|||||||||||
| $ | ||||||||||||||
| $ | ||||||||||||||
| $ | ||||||||||||||
| $ | ||||||||||||||
| $ | ||||||||||||||
| $ | ||||||||||||||
| $ | ||||||||||||||
股票 期權
截至2025年1月31日的三個月期內，期權活動的摘要如下：
| 期權數量 | 加權平均行權價格 | 加權平均剩餘年限 | 內在 價值 | |||||||||||||
| 截至2024年11月1日未執行 | $ | $ | ||||||||||||||
| 已發行 | - | |||||||||||||||
| 截至2025年1月31日未執行 | $ | $ | ||||||||||||||
| 截至2025年1月31日可執行 | $ | $ | ||||||||||||||
截至2024年1月31日的三個月內期權活動的總結如下：
| 期權數量 | 加權平均行權價格 | 加權平均剩餘期限（年） | 內在 價值 | |||||||||||||
| 截至2023年11月1日的未行權 | $ | $ | ||||||||||||||
| 已發行 | - | |||||||||||||||
| 截至2024年1月31日的未行權 | $ | $ | ||||||||||||||
| 截至2024年1月31日的可行權 | $ | $ | ||||||||||||||
| 21 |
| 期權 未償還 | 期權 可行使 | |||||||||||||
| 行使 價格 | 股份數量 | 加權
平均 剩餘壽命(年) |
股份數量 | |||||||||||
| $ | ||||||||||||||
在2023年8月15日，公司根據計劃向一名顧問發放了五年的期權，允許購買 公司的普通股。期權的行權價格爲$ 每股，並在 個月內按月歸屬， 從歸屬開始日期開始。期權的授予日公允價值爲$，將在歸屬期限內認可。
| 無風險利率 | % | |||
| 預期期限（年） | ||||
| 預期波動率 | % | |||
| 預期分紅派息率 | % |
注意 11 – 後續事項
根據ASC 855 – 後續事項，該準則建立了對在資產負債表日之後但在基本報表發佈之前發生的事件的一般會計和披露標準，公司已評估截至2025年1月31日之後發生的所有事件和交易，直至基本報表發佈之日。除以下事項外，未識別出需要在基本報表中披露的後續事件。
在2025年1月28日，公司簽訂了一份票據交易所協議，依據該協議，公司與8月6日的投資者達成了協議第
融資同意將未償餘額交換爲$
| 22 |
項目 2. 管理層對財務狀況和經營成果的討論與分析
您 應當結合我們基本報表以及本季度報告Form 10-Q中其他地方包含的相關注釋和其他財務信息，閱讀以下關於財務控件和運營結果的討論和分析，以及我們經審計的 基本報表和在我們截至2024年10月31日的Form 10-K/A中披露的相關注釋。 本討論包含涉及風險和不確定性的前瞻性聲明。由於諸多因素，例如在本季度報告Form 10-Q中所述的因素，以及在我們Form 10-K/A中標題爲「風險因素」的部分中列出的風險因素，我們的實際結果可能與這些前瞻性聲明中預期的結果有重大差異。出於方便展示的考慮，以下文本中的一些數字進行了四捨五入。
在本報告中，「我們的」、「我們」、「我們公司」和「公司」指的是三重石油股CORP。
關於前瞻性聲明的警示
本 季度報告（表格10-Q）包含可能涉及重大風險和不確定性的前瞻性陳述。除本季度報告中包含的歷史事實陳述外，所有陳述 其他與我們未來的運營結果和財務狀況、業務策略、前景產品、產品批准、研究與開發成本、未來營業收入、成功的時間 和可能性、管理層對未來運營的計劃和目標、預期產品的未來結果及前景、管理層的計劃和目標等相關的陳述均爲前瞻性陳述。這些陳述涉及已知和未知的風險、不確定性和 其他重要因素，這些因素可能導致我們的實際結果、表現或成就與前瞻性陳述所表達或暗示的未來結果、表現或成就有重大差異。
在某些情況下，您可以通過諸如「預期」、「相信」、「考慮」、「持續」、「可能」、「估計」、「期待」、「打算」、「可能」、「計劃」、「潛在」、「預測」、「項目」、「應該」、「目標」、「將會」或「會」等術語來識別前瞻性聲明，或這些術語的否定形式或其他類似表達，儘管並非所有前瞻性聲明都包含這些詞。此Form 10-Q包含的前瞻性聲明所涉及的風險、風險因素和不確定性包括但不限於以下內容：
| ● | 我們 找到、獲得或獲取其他財產、發現和前景的能力，以及 成功開發我們當前的財產、發現和前景； | |
| ● | 對我們石油和天然氣資源估算中固有的不確定性； | |
| ● | 我們與南薩利納斯項目的潛在發現、開發和鑽探計劃的成功實施； | |
| ● | 預計和目標的資本支出及其他成本、承諾和收入； | |
| ● | 我們對關鍵管理人員的依賴以及吸引和留住合格技術人員的能力； | |
| ● | 獲得融資的能力以及此類融資可能獲得的條款； | |
| ● | 石油和天然氣價格的波動性； | |
| ● | 開發與我們的發現和前景相關的合適製造行業和運輸的可用性及成本； | |
| ● | 鑽井平台、生產設備、供應、人員和油田服務的可用性和成本; | |
| ● | 其他競爭壓力; |
| 23 |
| ● | 石油和天然氣運營中固有的潛在責任，包括鑽探風險和其他操作及環保母基危害; | |
| ● | 對石油和天然氣行業當前和未來的政府監管; | |
| ● | 遵守法律和法規的成本; | |
| ● | 環保、健康和安全或氣候變化法律、溫室氣體監管或這些法律法規實施的變化; | |
| ● | 環保母基 責任； | |
| ● | 地質、 技術、鑽探和加工問題； | |
| ● | 軍事行動、恐怖活動、戰爭或禁運； | |
| ● | 足夠的保險 保障的成本和可用性； | |
| ● | 我們對嚴重天氣事件的脆弱性；以及 | |
| ● | 其他在本季度報告的「風險因素」部分和我們的10-K/A表格中討論的風險因素。 |
我們 在很大程度上基於當前對我們業務、我們所處行業以及我們認爲可能影響我們業務、財務控件、運營結果和前景的財務趨勢的預期和預測來制定這些前瞻性聲明，而這些前瞻性聲明並不是未來表現或發展的保證。這些前瞻性聲明僅在本季度報告的日期有效，並受標題爲「風險因素」的章節及本季度報告其他部分描述的若干風險、不確定性和假設的限制。由於前瞻性聲明本質上受到風險和不確定性的影響，其中一些無法預測或量化，因此您不應將這些前瞻性聲明視爲對未來事件的預測。我們前瞻性聲明中反映的事件和情況可能無法實現或發生，實際結果可能與前瞻性聲明中預計的結果有重大差異。除非適用法律要求，否則我們不打算在分發本季度報告後，基於任何新信息、未來事件或其他情況，公開更新或修訂此處包含的任何前瞻性聲明。
此外，諸如「我們相信」的聲明和類似聲明反映了我們對相關主題的信念和觀點。這些聲明基於截至本季度報告日期我們所獲得的信息，儘管我們認爲這些信息爲此類聲明提供了合理依據，但這些信息可能是有限或不完整的，我們的聲明不應被解讀爲我們對所有潛在的相關信息進行了全面調查或審查。這些聲明本質上是不確定的，您應謹慎對待這些聲明，不要過度依賴這些聲明。
概述
我們是一家總部位於加利福尼亞的石油和燃料幣勘探與開發公司，總部位於加利福尼亞州貝克斯菲爾德，我們的主要行政辦公室位於加利福尼亞州貝克斯菲爾德商業園南區5401號，套房115，郵編93309，在加利福尼亞州蒙特雷縣和猶他州烏因塔縣開展業務。
我們自2024年2月22日麥庫爾牧場油田重新開啓以來，就有了產生營業收入的業務，並在截至2024年4月30日的財季中確認了我們的第一筆營業收入，並在2024年6月收到了這些業務的收益。
我們 最初成立的目的是收購Trio Petroleum LLC（「Trio LLC」）在約9300英畝的南薩利納斯項目中的約82.75%的工作權益（後來增加到約85.775%的工作權益）。該項目位於加利福尼亞州蒙特雷縣，然後與Trio LLC管理團隊的某些成員合作，以開發和運營這些資產。在南薩利納斯項目中，我們在扣除特許權使用費後的權益（「淨營業收入權益」）約爲68.62%。Trio LLC在南薩利納斯項目中持有約3.8%的工作權益。我們和Trio LLC是獨立和不同的公司。
California is a significant part of our geographic focus and we recently acquired a 22% working interest in the McCool Ranch Oil Field (the “McCool Ranch Oil Field”, “McCool Ranch Field” or “McCool Ranch”) in Monterey County, California. However, our interests extend beyond California and we recently acquired an interest in the Asphalt Ridge Project in Uintah County, Utah; we may acquire additional assets both inside and outside of California and Utah.
South Salinas Project
Efforts to obtain from Monterey County conditional use permits and a full field development permit for the South Salinas Project are progressing. Efforts to obtain from the California Geologic Energy Management Division (“CalGEM”) and from the California Water Boards a permit for a water disposal project at the South Salinas Project are also progressing. In the meantime, the Company recently determined that existing permits allow production testing to continue at the HV-3A discovery well at Presidents Field and, consequently, testing operations were restarted at this well on March 22, 2024. Oil production from this well has occurred with a generally favorable oil-water ratio and the Company is assessing steps to attempt to increase the well’s gross production rate, for example by adding up to 650 feet of additional perforations in the oil zone and/or acidizing the well for borehole cleanup. First oil sales from the HV-3A well occurred in the third calendar quarter of 2024 but is currently idled.
McCool Ranch Oil Field
On October 16, 2023, we entered into a Purchase and Sale Agreement with Trio LLC (the “McCool Ranch Purchase Agreement”) pertaining to the McCool Ranch Oil Field. Pursuant to this agreement, effective October 1, 2023, we acquired an approximate 22% working interest in and to certain oil and gas assets at the McCool Ranch Field, which is located in Monterey, County, California, just seven miles from our flagship South Salinas Project. The assets are situated in what is known as the “Hangman Hollow Area” of the McCool Ranch Field. The acquired property is a relatively new oil field (discovered in 2011) developed with six oil wells, one water-disposal well, a steam generator, boiler, three 5,000 barrel tanks, a 250-barrel test tank, a water softener, two freshwater tanks, two soft water tanks, in-field steam pipelines, oil pipelines and other facilities. The property is fully and properly permitted for oil and gas production, cyclic-steam injection and water disposal. We are acquiring the working interest at McCool Ranch primarily through work commitment expenditures, which are being allocated to restart production at the field and establish cash flow for us, with upside potential given the numerous undrilled infill and development well locations. Oil production was restarted on February 22, 2024.
McCool Ranch operations have been successfully restarted, including the restarting of oil production at the HH-1, 35X and 58X wells. The HH-1 well has a short horizontal completion in the Lombardi Oil Sand, whereas the 35X and 58X wells are both vertical wells with similar oil columns in the Lombardi Oil Sand and with similar subsurface borehole completions. The HH-1 well at McCool Ranch upon restart was initially producing cold (ie., without steam) about 47 barrels of oil per day before settling down to 10 to 15 bopd combined with the 35X well. Both the HH-1 and 35X wells are currently idled along with the 58X well. The Company is assessing whether to restart cyclic steam operations.
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The aforementioned initial three wells at McCool Ranch were each restarted and produced “cold” (i.e. without steam injection), which allows for lower operating costs, with expectation that each would be produced cold as long as profitable. The Company is assessing whether to transition each well from cold to cyclic-steam production, also known as “huff and puff,” which is expected to significantly increase production. The wells at McCool Ranch historically have responded favorably when cyclic-steam operations have been applied.
The Company is assessing the viability of restarting the last two wells in the restart program, the HH-3 and HH-4 wells. The HH-3 and HH-4 wells will have horizontal completions similar to but longer than that of the HH-1 well. All water produced from these wells will be disposed in the on-site water disposal well.
The HH-1 well was initially produced cold for about 380 days in 2012-2013, during which time peak production was about 156 barrels of oil per day (“BOPD”), average production was about 35 BOPD and cumulative production was about 13,147 barrels of oil (“BO”). The 58X well was initially produced cold for about 230 days in 2011-2013, during which time peak production was about 41 BOPD, average production was about 13 BOPD and cumulative production was about 2,918 BO.
KLS Petroleum Consulting LLC (“KLSP”), a third-party, independent engineering firm, recommends that McCool Ranch be developed with horizontal wells, each landed in the Lombardi Oil Sand with a 1,000-foot lateral. Management estimates that TPET’s property can probably accommodate approximately 22 additional horizontal wells and TPET accordingly may commence a drilling program in 2025. TPET expects to add the reserve value of the McCool Ranch Field to the Company’s reserve report after a further period of observation and review of the oil production that was restarted on February 22, 2024.
Asphalt Ridge Option Agreement and the Lafayette Energy Leasehold Acquisition and Development Option Agreement
2023年11月10日，TPET與Heavy Sweet Oil LLC（"HSO"）簽署了租賃收購與開發選擇協議（「瀝青嶺選擇協議」）。根據瀝青嶺選擇協議，公司獲得了在猶他州東北部、維爾納爾市西南部某一長期認知的主要石油積累中，購買最多20%工作權益的某些租約的選擇權，包括最初的960英畝和後續的1,920英畝，以及約30,000英畝的優先購買權。HSO擁有從地表以下500英尺深度的租約權利，而公司獲得了參與HSO的初始960英畝和後續1,920英畝鑽探和生產計劃（「HSO計劃」）的選擇權。TPET還擁有以不超過20%工作權益參與大約30,000英畝租賃的優先權，條件與提供給其他第三方的相同。2023年12月29日，公司與HSO簽署了租賃收購與開發協議的修正案（「瀝青嶺選擇協議的修正案」），根據該修正案，公司與HSO修訂了瀝青嶺選擇協議，規定在瀝青嶺選擇協議修正生效日期後的三個（3）工作日內，公司將提前支付200,000美元的2,000,000美元總購買價格，以便換取公司立即獲得初始960英畝的2%權益，這筆預付款將僅用於修建道路和相關的製造行業，以推動開發計劃的發展。在2024年1月，公司又支付了25,000美元，使得在初始960英畝中的工作權益增至2.25%。
根據能源資訊的J. Wallace Gwynn，瀝青嶺項目被估計爲美國最大量化的油砂資源，其獨特之處在於其低蠟和微量硫含量，預計生產的石油將非常受到包括航運在內的許多行業的青睞。
瀝青嶺很突出， 向西北偏東南方向突出的傾斜地形特徵（即被稱爲豬背的傾斜斜度或 cuesta） 尤因塔盆地的東北側。露頭主要由當地的第三紀和白堊紀時代的砂岩組成 高度飽和的重油和/或焦油。發表於《尤因塔盆地的礦牀和儲量》中描述了位於尤因塔盆地的礦牀和儲量 1985 年 10 月由美國能源部拉勒米能源技術中心（「LETC」）撰寫，標題爲 在 從猶他州焦油砂中原地開採石油：拉勒米能源技術中心焦油砂研究摘要， 作者：L.C. Marchant 和 J.D. Westhoff（「LETC 報告」），涵蓋了 LETC 在 1971 年至 1982 年期間所做的工作，重點是 在猶他州發現的主要美國焦油和沙子礦牀上。在LETC報告中，它提供了個人存款的位置和 曾在猶他州地質和礦物學調查局工作的 H.R. Ritzma 已經確定了儲量範圍 猶他州焦油砂中估計含有200桶瀝青（石油），估計其中108桶裝在尤因塔中 盆地沉積物，主要是瀝青嶺（瀝青嶺開發項目所在地）、希爾溪、森尼賽德和P.R. 春天。該項目的租賃佔地超過30,000英畝，沿着瀝青嶺的趨勢向西北向東南移動，跨越一段時間 大約 20 英里的距離。
由於租賃所有權問題和重油在猶他州的礦業法規下定義，這個地區幾十年來一直未得到開發。這些因素在地表權利和地下礦產權之間產生了衝突，併成爲使用已有的愛文思控股循環蒸汽生產技術開發該資產的障礙。目前必要的許可證已獲得，這應該可以讓我們的運營合作伙伴開始鑽探。HSO希望繼續與猶他州合作，以補充之前獲得的許可證，並尋求其他州的激勵措施，包括與猶他州達成一項安排，僅需8%的州特許權使用費與該項目相關。
早期開發階段設想開發240英畝，估計在西北阿斯法特嶺地區有119口井。計劃使用愛文思控股循環蒸汽生產技術開發這240英畝，包括初始的二氧化碳注入。該階段設想在2 ½英畝間距上採用十七個7點六邊形井模式（7點井有一箇中央蒸汽/二氧化碳注入井，周圍環繞着六個生產油井）。作爲這一早期開發階段的一部分，已對現有道路和井臺進行了升級。
兩個油飽和的白堊紀砂岩在瀝青嶺被選爲開發目標： Rimrock砂岩以及其下方的瀝青嶺砂岩。我們預計，在觀察和審查在2024年第三季度開始的石油開發操作之後，能夠將瀝青嶺項目的儲量價值（如果有的話）添加到公司的儲量報告中。
在截至2024年4月30日的季度期間，我們宣佈在瀝青嶺開始鑽井活動。首口井HSO 8-4（API# 4304757202）於2024年5月10日開鑽，鑽至總深度爲1020英尺。該井發現了100英尺厚的Rimrock砂岩油砂有效層，具有良好的油飽和度和良好的孔隙率，並對三十英尺的Rimrock進行了取心。一個小的代表性Rimrock岩心樣本被放入水中並加熱至沸點，幾分鐘內，砂石分散，重油變成液態、流動的油，漂浮在水面上——這一簡單的實驗室測試表明，重油在相對較低的溫度下變得流動，支持我們認爲使用地下熱回收方法提取石油可能非常成功的論點。第二口井HSO 2-4（API# 430475201）於2024年5月19日開鑽，鑽至總深度1390英尺。此井穿過135英尺厚的Rimrock油砂和59英尺厚的瀝青嶺油砂。油氣生產已經開始，使用井下加熱器，而運營商計劃過渡到使用愛文思控股循環蒸汽和蒸汽驅動方法進行生產。
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碳 捕集與儲存項目作爲公司南薩利納斯項目的一部分
我們 致力於盡力減少自己的碳足跡，並在可能的情況下，幫助他人減少碳足跡。爲此，我們正在採取初步 措施，啓動一個碳捕集與儲存（「CCS」）項目，作爲南薩利納斯項目的一部分，這個項目似乎非常適合 這樣的任務。南薩利納斯項目覆蓋了廣闊的區域，並且獨特地位於深層沉積中心，在那裏有厚厚的地質 層（例如，瓦基羅斯沙，厚度可達約500英尺），深約兩英里，能夠容納和永久存儲 大量二氧化碳。南薩利納斯項目的四個現有深井（即HV 1-35、BM 2-2、BM 1-2-RD1和HV 3-6井）是 用作二氧化碳注入井的優秀候選者。未來的CCS項目可能通過在一個或多個深井下深埋和永久儲存二氧化碳，幫助減少我們的碳足跡，遠離飲用水源。此外，前面提到的 三個深井直接位於三條閒置的油氣管道上，可以用於將二氧化碳引入我們的CCS項目。我們已經與希望減少自身溫室氣體排放並可能對參與我們的 CCS項目感興趣的第三方進行了討論。我們相信，開發南薩利納斯項目的主要油氣資源，並同時建立 一個相當規模的CCS項目，潛在地建立一個二氧化碳儲存中心和/或直接空氣捕集（DAC）中心，是可行的。
持續經營考量
我們 在本財年僅開始產生收入，並自成立以來已遭受重大損失。截至2025年1月31日，我們累計赤字爲21,689,204美元，流動資金爲547,056美元，以及截至2025年1月31日的淨損失爲1,615,525美元，經營活動所使用的現金爲920,485美元。迄今爲止，我們一直通過發行普通股的收益、某些投資者的融資、2023年4月完成的首次公開募股（IPO）以及在2023年10月和2023年12月的兩輪可轉換票據融資來爲運營提供資金，通過這些方式我們籌集了總計2,371,500美元的總收益。此外，我們還從我們的CEO那裏獲得了125,000美元的無擔保承諾票據，以及在2024年3月與投資者的承諾票據獲得的184,500美元的總收益，2024年4月與兩位投資者的可轉換債務融資獲得的720,000美元總收益，以及在2024年6月與兩位投資者的可轉換債務融資獲得的720,000美元總收益，以及在2024年8月期末後獲得的額外融資，來自兩份無擔保承諾票據的總收益爲359,000美元，以及參與2024年9月簽署的「市場價」協議獲得的約4,650,000美元收益。
There is substantial doubt regarding our ability to continue as a going concern as a result of our accumulated deficit and no source of revenue sufficient to cover our costs of operations as well as our dependence on private equity and financing.
The accompanying condensed financial statements have been prepared assuming we will continue as a going concern. As we have only begun to generate revenues, we need to raise a significant amount of capital to pay for our development, exploration, drilling and operating costs. While we raised capital in April 2023 with our IPO, in October 2023, December 2023, April 2024 and June 2024 with convertible debt financing, in March 2024 and August 2024 with promissory notes and in September 2024 with an ATM agreement, we expect to require additional funding in the future and there is no assurance that we will be able to raise additional needed capital or that such capital will be available under favorable terms or at all. We are subject to all the substantial risks inherent in the development of a new business enterprise within an extremely competitive industry. Due to the absence of a long-standing operating history and the emerging nature of the markets in which we compete, we anticipate operating losses until we can successfully implement our business strategy, which includes all associated revenue streams. We may never achieve profitable operations or generate significant revenues.
We will require additional capital funding in order to drill additional planned wells at the South Salinas, McCool Ranch and Asphalt Ridge assets and to pay for additional development costs and other payment obligations and operating costs until our planned revenue streams are fully implemented and begin to offset our operating costs, if ever.
Since our inception, we have funded our operations with the proceeds from equity and debt financing. We have experienced liquidity issues due to, among other reasons, our limited ability to raise adequate capital on acceptable terms. We have historically relied upon the issuance of equity and promissory notes that are convertible into shares of our common stock to fund our operations and have devoted significant efforts to reduce that exposure. We anticipate that we will need to issue equity to fund our operations for the foreseeable future. If we are unable to achieve operational profitability or are not successful in securing other forms of financing, we will have to evaluate alternative actions to reduce our operating expenses and conserve cash.
The accompanying condensed financial statements have been prepared in accordance with accounting principles generally accepted in the United States of America on a going concern basis, which contemplates the realization of assets and the satisfaction of liabilities in the normal course of business. Accordingly, the financial statements do not include any adjustments relating to the recoverability of assets and classification of liabilities that might be necessary should we be unable to continue as a going concern. The financial statements included in this report also include a going concern footnote (see Note 3).
Optioned Assets - McCool Ranch Oil Field
In October 2023, we entered into an agreement (“McCool Ranch Purchase Agreement”) with Trio LLC for the purchase of a 21.918315% working interest in the McCool Ranch Oil Field located in Monterey County near our flagship South Salinas Project; we initially recorded a payment of $100,000 upon the execution of the McCool Ranch Purchase Agreement, at which time Trio LLC began refurbishment operations with respect to the San Ardo WD-1 water disposal well (the “WD-1”) to determine if it was capable of reasonably serving the produced water needs for the assets. With refurbishment successfully accomplished, we will pay an additional $400,000 per the McCool Ranch Purchase Agreement; to date, operations have been successfully restarted at three wells, and we expect to restart the last two wells in the restart program during the calendar quarter ending September 30, 2024. As of January 31, 2025, we have paid approximately $344,000 during the year for restarting production operations on the assets and have a liability recorded of approximately $56,000 to Trio LLC as of January 31, 2025.
Optioned Assets – Asphalt Ridge Leasehold Acquisition & Development Option Agreement
On November 10, 2023, we entered into a leasehold acquisition and development option agreement (“ARLO Agreement”) with Heavy Sweet Oil, LLC (“HSO”) for a term of nine months, which gives the Company the exclusive right to acquire up to a 20% interest in a 960 acre drilling and production program in the Asphalt Ridge leases for $2,000,000, which may be invested in tranches by us, with an initial tranche closing for an amount no less than $500,000 and paid within seven days subsequent to HSO providing certain required items to the Company.
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On December 29, 2023, we entered into an amendment to the ARLO Agreement, whereby we funded $200,000 of the $500,000 payable by us to HSO at the Initial Closing, in advance of HSO satisfying certain required items for a 2% interest in the leases; such funds are to be used by HSO solely for the building of roads and related infrastructure in furtherance of the development of the leases. During the quarterly period ended April 30, 2024, we announced the commencement of drilling activities at Asphalt Ridge and two wells (the HSO 8-4 and the HSO 2-4) were spud during May 2024.
We have until April 10, 2025 to pay HSO an additional $1,775,000 to exercise an option for the remaining 17.75% working interest in the initial 960 acres of the Asphalt Ridge Leases; if this option is not exercised on or before such date, we will forfeit any further right to acquire this additional 17.75% working interest in the initial 960 acres. As of January 31, 2025, we have paid a total of $225,000 to HSO in costs related to infrastructure and have a 2.25% interest in the leases; such costs are capitalized costs and are reflected in the balance of the oil and gas property as of January 31, 2025.
Emerging Growth Company Status
We are an “emerging growth company,” as defined in Section 2(a) of the Securities Act, as modified by the JOBS Act, and it may take advantage of certain exemptions from various reporting requirements that are applicable to other public companies that are not emerging growth companies including, but not limited to, not being required to comply with the auditor attestation requirements of Section 404(b) of the Sarbanes-Oxley Act of 2002, reduced disclosure obligations regarding executive compensation in periodic reports and proxy statements, and exemptions from the requirements of holding a nonbinding advisory vote on executive compensation and stockholder approval of any golden parachute payments not previously approved. Further, Section 102(b)(1) of the JOBS Act exempts emerging growth companies from being required to comply with new or revised financial accounting standards until private companies (that is, those that have not had a Securities Act registration statement declared effective or do not have a class of securities registered under the Exchange Act) are required to comply with the new or revised financial accounting standards. The JOBS Act provides that a company can elect to opt out of the extended transition period and comply with the requirements that apply to non-emerging growth companies but any such election to opt out is irrevocable. We have elected not to opt out of such extended transition period which means that when a standard is issued or revised and it has different application dates for public or private companies, we, as an emerging growth company, can adopt the new or revised standard at the time private companies adopt the new or revised standard. This may make comparison of our financial statements with another public company which is neither an emerging growth company nor an emerging growth company which has opted out of using the extended transition period difficult or impossible because of the potential differences in accounting standards used.
Results of Operations
Three Months Ended January 31, 2025 compared to the Three Months Ended January 31, 2024 (unaudited)
Our financial results for the three months ended January 31, 2025 and 2024 are summarized as follows:
| For the Three Months Ended January 31, | ||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | Change | % Change | |||||||||||||
| Revenues, net | $ | 10,819 | $ | - | $ | 10,819 | NM | |||||||||
| Operating expenses: | ||||||||||||||||
| Exploration expenses | $ | 24,721 | $ | 84,954 | $ | (59,873 | ) | (70.8 | )% | |||||||
| General and administrative expenses | 711,546 | 957,690 | (246,144 | ) | (25.7 | )% | ||||||||||
| Stock-based compensation expense | 490,314 | 407,618 | 82,696 | 20.3 | % | |||||||||||
| Accretion expenses | 695 | 695 | - | 0.0 | % | |||||||||||
| Total operating expenses | 1,227,276 | 1,450,597 | (223,321 | ) | (15.4 | )% | ||||||||||
| Loss from Operations | (1,216,457 | ) | (1,450,597 | ) | 234,140 | (16.1 | )% | |||||||||
| Other expenses: | ||||||||||||||||
| Interest expenses | 318,366 | 159,298 | 159,068 | 99.9 | % | |||||||||||
| Loss on note conversion | 80,702 | 92,153 | (11,451 | ) | (12.4 | )% | ||||||||||
| Total other expenses | 399,068 | 251,451 | 147,617 | 58.7 | % | |||||||||||
| Loss before income taxes | (1,615,525 | ) | (1,702,048 | ) | 86,523 | (5.1 | )% | |||||||||
| Income tax benefit | - | - | - | - | ||||||||||||
| Net loss | $ | (1,615,525 | ) | $ | (1,702,048 | ) | $ | 86,523 | (5.1 | )% | ||||||
Revenues, net
Revenues, net increased for the three months ended January 31, 2025 by approximately $0.1 million as compared to the prior period, which had no revenue; we sold and shipped approximately 180 barrels of oil produced from the HH-1 and the 35X wells.
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Exploration expenses
Under the successful efforts method of accounting for crude oil and natural gas properties, exploration expenses consist primarily of exploratory, geological and geophysical costs, delay rentals and exploratory overhead, and are expensed as incurred. Exploration expenses decreased by approximately $0.1 million as compared to the prior year period due to a decrease in exploratory, geological, and geophysical costs incurred during the period.
General and administrative expenses
General and administrative expenses consist primarily of personnel expenses, including salaries, benefits and stock-based compensation expense for employees and consultants in executive, finance and accounting, legal, operations support, information technology and human resource functions. General and administrative expenses also include corporate facility costs including rent, utilities, depreciation, amortization and maintenance, as well as legal fees related to intellectual property and corporate matters and fees for accounting and consulting services.
General and administrative expenses decreased for the three months ended January 31, 2025 by approximately $0.3 million as compared to the prior period due to decreases in salary expenses and legal fees of approximately $175,000 and $80,000, respectively.
Stock-based compensation expense
We record stock-based compensation expenses for costs associated with options and restricted shares granted in connection with the Plan, as well as for shares issued as payment for services. Stock-based compensation expense increased by approximately $0.1 million for the year ended January 31, 2025 due to the amortization of 260,000 options issued in the current twelve month period; such had not yet been granted during the same period in the prior year.
Accretion expenses
We have an Asset Retirement Obligation (“ARO”) recorded that is associated with its oil and natural gas properties in the SSP; the fair value of the ARO was recorded as a liability and is accreted over time until the date the ARO is to be paid. For the three months ended January 31, 2025, accretion expenses remained consistent with that of the prior year period.
Other expenses, net
For the three months ended January 31, 2025, other expenses, net increased by approximately $0.2 million when compared to the prior year period. The increase is attributable to an increase in non-cash interest expense of $0.2 million, which is recognized as debt discounts on financings are amortized; there were less financings in the prior period.
Liquidity and Capital Resources
Working Capital/(Deficiency)
Our working capital as of January 31, 2025, in comparison to our working capital deficiency as of October 31, 2024, can be summarized as follows:
| January 31, 2025 | October 31, 2024 | |||||||
| Current assets | $ | 2,015,019 | $ | 565,219 | ||||
| Current liabilities | 1,467,963 | 2,590,699 | ||||||
| Working capital (deficiency) | $ | 547,056 | $ | (2,025,480 | ) | |||
Current assets increased because of i) an increase to the cash account of approximately $1.7 million due to cash proceeds from the sale of shares related to the ATM agreement. Current liabilities decreased because of i) a decrease in promissory notes of approximately $0.4 million, ii) a decrease in notes payable-related parties of $0.1 million and iii) a decrease in other current liabilities of approximately $0.4 million.
Cash Flows
Our cash flows for the three months ended January 31, 2025, in comparison to our cash flows for the three months ended January 31, 2024, can be summarized as follows:
| Three months ended January 31, | ||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||
| Net cash used in operating activities | $ | (920,485 | ) | $ | (774,431 | ) | ||
| Net cash used in investing activities | (160,779 | ) | (522,767 | ) | ||||
| Net cash provided by financing activities | 2,756,520 | 84,022 | ||||||
| Net change in cash | $ | 1,675,256 | $ | (1,213,176 | ) | |||
Cash Flows from Operating Activities
For the three months ended January 31, 2025 and 2024, cash used in operating activities was $920,485 and $774,431, respectively. The cash used in operations for the three months ended January 31, 2025 was primarily attributable to our net loss of $1,615,525, adjusted for non-cash expenses in the aggregate amount of $887,818, as well as $192,778 of net cash used to fund changes in the levels of operating assets and liabilities. The cash used in operations for the three months ended January 31, 2024 was primarily attributable to our net loss of $1,702,048, adjusted for non-cash expenses in the aggregate amount of $968,993, as well as $41,376 of net cash used to fund changes in the levels of operating assets and liabilities.
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Cash Flows from Investing Activities
For the three months ended January 31, 2025 and 2024, cash used in investing activities was $160,779 and $522,767, respectively. The cash used during the three months ended January 31, 2025 is attributable to approximately $0.1 million related to costs for capital expenditures, which were capitalized and reflected in the balance of the oil and gas property as of January 31, 2025, and $0.1 million in amounts due to operators. The cash used during the three months ended January 31, 2024 was attributable to approximately $0.3 million related to drilling exploratory wells and approximately $0.6 million related to acquisition costs, both of which were capitalized and reflected in the balance of the oil and gas property as of January 31, 2024. These amounts were offset by approximately $400,000 in amounts due to operators and related parties for costs for the South Salinas Project and the McCool Ranch Option.
Cash Flows from Financing Activities
For the three months ended January 31, 2025 and 2024, cash provided by financing activities was $2,756,520 and $84,022, respectively. Cash provided by financing activities during the three months ended January 31, 2025 was primarily attributable to approximately $3.5 million in net proceeds from the issuance of common shares in connection with an ATM agreement, offset by payments for related party debt and promissory notes of approximately $0.2 million and $0.5 million, respectively. Cash provided by financing activities during the three months ended January 31, 2024 was primarily attributable to approximately $0.5 million in net proceeds from the issuance of convertible debt, offset by payments for the convertible debt in the amount of approximately $0.4 million.
The Company’s cash change was an increase of approximately $1.6 million as of January 31, 2025. Management believes that the cash on hand and working capital are sufficient to meet its current anticipated cash requirements for anticipated capital expenditures and operating expenses for the next twelve months.
Contractual Obligations and Commitments
Unproved Property Leases
We hold various leases related to the unproved properties of the South Salinas Project; two of the leases are held with the same lessor. The first lease, which covers 8,417 acres, was amended on May 27, 2022 to provide for an extension of then-current force majeure status for an additional, uncontested twelve months, during which we would be released from having to evidence to the lessor the existence of force majeure conditions. As consideration for the granting of the lease extension, we paid the lessor a one-time, non-refundable payment of $252,512; this amount was capitalized and reflected in the balance of the oil and gas property as of October 31, 2022. The extension period commenced on June 19, 2022 and currently, the “force majeure” status has been extinguished by the drilling of the HV-1 well. The ongoing operation and oil production at the HV-3A well maintain the validity of the lease.
The second lease covers 160 acres of the South Salinas Project; it is currently held by delay rental and is renewed every three years. Until drilling commences, we are required to make delay rental payments of $30/acre per year. We are currently in compliance with this requirement and have paid in advance the delay rental payment for the period from October 2024 through October 2025.
We hold interests in various leases related to the unproved properties of the McCool Ranch Oil Field. These leases occur in two parcels, “Parcel 1” and “Parcel 2”. Parcel 1 comprises ten leases and approximately 480 acres, which are held by delay rental payments that are paid-up and current. Parcel 2 comprises one lease and approximately 320 acres, which is held by production. The total leasehold comprises approximately 800 gross and net acres.
During February and March of 2023, we entered into additional leases related to the unproved properties of the South Salinas Project with two groups of lessors. The first group of leases covers 360 acres and has a term of 20 years; we are required to make rental payments of $25/acre per year. We are currently in compliance with this requirement and have paid in advance the rental payment for the period February 2025 through February 2026. The second group of leases covers 307.75 acres and has a term of 20 years; we are required to make rental payments of $30/acre per year. We are currently in compliance with this requirement and have paid in advance the rental payment for the period from March 2025 through March 2026.
On November 10, 2023, we entered into the ARLO Agreement with HSO for a term of nine months which allows us the exclusive right to acquire up to a 20% interest in a 960 acre drilling and production program in the Asphalt Ridge leases for $2,000,000, which may be invested in tranches, with an initial tranche closing for an amount no less than $500,000 and paid within seven days subsequent to HSO providing certain required items to us.
On December 29, 2023, we entered into an amendment to the ARLO Agreement, whereby we funded $200,000 of the $500,000 payable by us to HSO at the Initial Closing, in advance of HSO satisfying certain required items for a 2% interest in the leases; such funds are to be used by HSO solely for the building of roads and related infrastructure in furtherance of the development of the leases. As of January 31, 2025, we have paid a total of $225,000 to HSO in costs related to infrastructure and has obtained a 2.25% interest in the leases; such costs are capitalized costs and are reflected in the balance of the oil and gas property as of January 31, 2025.
Board of Directors Compensation
On July 11, 2022, the Company’s Board of Directors approved compensation for each of the non-employee directors of the Company, which would be effective upon the consummation of the IPO. Such compensation is structured as follows: an annual retainer of $50,000 cash plus an additional $10,000 for each Board committee upon which the Director serves, each paid quarterly in arrears. Payment for this approved compensation commenced upon successful completion of the Company’s IPO in April 2023; for the three months ended January 31, 2025 and 2024, the Company has recognized $59,167 and $56,685, respectively, in directors’ fees.
Agreements with Advisors
On October 4, 2023 and December 29, 2023, the Company entered into placement agent agreements with Spartan Capital Securities, LLC (“Spartan”), whereby Spartan has served as the exclusive placement agent in connection with the closing of private placements. The agreements provide the agent with i) a cash fee 7.5% of the aggregate proceeds raised in the sale and ii) warrants to purchase a number of common shares equal to 5% of the number of common shares initially issuable upon conversion of each note tranche; warrants to purchase 4,167 and 2,750 common shares with exercise prices of $26.40 and $11.00 for the first and second tranches, respectively, were issued to Spartan as of January 31, 2024. Such warrants may be exercised beginning 6 months after issuance until four and one-half years thereafter.
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Critical Accounting Policies and Estimates
Basis of Presentation
We prepare our financial statements in conformity with GAAP, which requires management to make certain estimates and assumptions and apply judgments. We base our estimates and judgments on historical experience, current trends and other factors that management believes to be important at the time the condensed financial statements are prepared, and actual results could differ from our estimates and such differences could be material. Due to the need to make estimates about the effect of matters that are inherently uncertain, materially different amounts could be reported under different conditions or using different assumptions. On a regular basis, we review our critical accounting policies and how they are applied in the preparation of our condensed financial statements, as well as the sufficiency of the disclosures pertaining to our accounting policies in the footnotes accompanying our financial statements. Described below are the most significant policies we apply in preparing our condensed financial statements, some of which are subject to alternative treatments under GAAP. We also describe the most significant estimates and assumptions we make in applying these policies. See “Note 2 - Summary of Significant Accounting Policies” to our financial statements.
Oil and Gas Assets and Exploration Costs – Successful Efforts
Our projects are in exploration and/or early production stages and we began generating revenue from its operations during the quarterly period ended April 30, 2024. We apply the successful efforts method of accounting for crude oil and natural gas properties. Under this method, exploration costs such as exploratory, geological, and geophysical costs, delay rentals and exploratory overhead are expensed as incurred. If an exploratory property provides evidence to justify potential development of reserves, drilling costs associated with the property are initially capitalized, or suspended, pending a determination as to whether a commercially sufficient quantity of proved reserves can be attributed to the area as a result of drilling. At the end of each quarter, management reviews the status of all suspended exploratory property costs considering ongoing exploration activities; in particular, whether we are making sufficient progress in our ongoing exploration and appraisal efforts. If management determines that future appraisal drilling or development activities are unlikely to occur, associated exploratory well costs are expensed.
Costs to acquire mineral interests in crude oil and/or natural gas properties, drill and equip exploratory wells that find proved reserves and drill and equip development wells are capitalized. Acquisition costs of unproved leaseholds are assessed for impairment during the holding period and transferred to proven crude oil and/or natural gas properties to the extent associated with successful exploration activities. Significant undeveloped leases are assessed individually for impairment, based on our current exploration plans, and a valuation allowance is provided if impairment is indicated. Capitalized costs from successful exploration and development activities associated with producing crude oil and/or natural gas leases, along with capitalized costs for support equipment and facilities, are amortized to expense using the unit-of-production method based on proved crude oil and/or natural gas reserves on a field-by-field basis, as estimated by qualified petroleum engineers. We currently have four wells that are producing (one well in President’s Field in the South Salinas Project and three wells at the McCool Ranch Oil Field) and are evaluating the impact of production on the reserve determination for those wells and fields. We expect to add the reserve value of such fields to our reserve report after a further period of observation and review of oil production.
Unproved oil and natural gas properties
Unproved oil and natural gas properties have unproved lease acquisition costs, which are capitalized until the lease expires or otherwise until we specifically identify a lease that will revert to the lessor, at which time we charge the associated unproved lease acquisition costs to exploration costs.
Unproved oil and natural gas properties are not subject to amortization and are assessed periodically for impairment on a property-by-property basis based on remaining lease terms, drilling results or future plans to develop acreage. We currently have four wells that are producing (one well in President’s Field in the South Salinas Project and three wells at the McCool Ranch Oil Field) and are evaluating the impact of production on the reserve determination for those wells and fields. We expect to add the reserve value of such fields to our reserve report after a further period of observation and review of the oil production. As of January 31, 2025 and October 31, 2024, all of our oil and gas properties were classified as unproved properties and were not subject to depreciation, depletion and amortization.
Impairment of Other Long-lived Assets
We review the carrying value of our long-lived assets annually or whenever events or changes in circumstances indicate that the historical cost-carrying value of an asset may no longer be appropriate. We assess the recoverability of the carrying value of the asset by estimating the future net undiscounted cash flows expected to result from the asset, including eventual disposition. If the future net undiscounted cash flows are less than the carrying value of the asset, an impairment loss is recorded equal to the difference between the asset’s carrying value and estimated fair value. With regards to oil and gas properties, this assessment applies to proved properties; unproved properties are assessed for impairment either at an individual property basis or a group basis.
Asset Retirement Obligations
ARO consists of future plugging and abandonment expenses on oil and natural gas properties. In connection with the South Salinas Project acquisition described above, we acquired the plugging and abandonment liabilities associated with six temporarily shut-in, idle wells. The fair value of the ARO was recorded as a liability in the period in which the wells were acquired with a corresponding increase in the carrying amount of oil and natural gas properties. We plan to utilize the six wellbores acquired in the South Salinas Project acquisition in future production, development and/or exploration activities. The liability is accreted for the change in its present value each period based on the expected dates that the wellbores will be required to be plugged and abandoned. The capitalized cost of ARO is included in oil and gas properties and is a component of oil and gas property costs for purposes of impairment and, if proved reserves are found, such capitalized costs will be depreciated using the units-of-production method. The asset and liability are adjusted for changes resulting from revisions to the timing or the amount of the original estimate when deemed necessary. If the liability is settled for an amount other than the recorded amount, a gain or loss is recognized.
Recent Accounting Pronouncements
All recently issued but not yet effective accounting pronouncements have been deemed to be not applicable or immaterial to us.
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Item 3. Quantitative and Qualitative Disclosures about Market Risk
Not Applicable. As a smaller reporting company, we are not required to provide the information required by this Item.
Item 4. Controls and Procedures
Evaluation of Disclosure Controls and Procedures
Our management, with the participation and supervision of our Chief Executive Officer and our Chief Financial Officer, have evaluated our disclosure controls and procedures as defined in Rules 13a-15(e) and 15d-15(e) under the Exchange Act as of the end of the period covered by this Quarterly Report on Form 10-Q. Based on that evaluation, our Chief Executive Officer and our Chief Financial Officer have concluded that, as of the end of the period covered by this Quarterly Report on Form 10-Q, our disclosure controls and procedures were effective to provide reasonable assurance that information we are required to disclose in reports that we file or submit under the Exchange Act is recorded, processed, summarized, and reported within the time periods specified in SEC rules and forms, and that such information is accumulated and communicated to our management, including our Chief Executive Officer and Chief Financial Officer, as appropriate, to allow timely decisions regarding required disclosure.
Changes in Internal Control over Financial Reporting
There were no changes in our internal control over financial reporting that occurred during our first fiscal quarter ended January 31, 2025 that materially affected, or are reasonably likely to materially affect, our internal control over financial reporting.
PART II. OTHER INFORMATION
Item 1. Legal Proceedings
We are not currently subject to any legal proceedings.
Item 1A. Risk Factors
There have been no other material changes to the risk factors set forth in the section titled “Risk Factors” included in our Annual Report on Form 10-K for the year ended October 31, 2024, which was filed with the SEC on January 17, 2025 (“2024 Annual Report”). Our business involves significant risks. You should carefully consider the risks and uncertainties described in our 2024 Annual Report, together with all of the other information in our 2024 Annual Report and in this Quarterly Report on Form 10-Q, as well as our audited financial statements and related notes as disclosed in our Amendment No. 2 to Annual Report on Form 10-K/A filed with the SEC on February 27, 2025.
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Item 2. Unregistered Sales of Equity Securities and Use of Proceeds
None, except as reported on Current Reports on Form 8-K filed by the Company during the quarterly period covered by this report.
項目 3. 高級證券的違約情況
無。
項目 4. 礦井安全披露
不適用。
項目 5.其他信息
(c) 內部交易安排
Trading Plans
在2025年1月22日，公司首席執行官兼董事羅賓·羅斯（Robin Ross）簽署了一項10b5-1銷售計劃（以下簡稱「羅斯100亿.5銷售計劃」），旨在滿足《交易法》第10b5-1(c)條款的主動防禦要求。羅斯100億.5銷售計劃規定最多出售 150,000 股普通股份，並將持續有效，直至以下兩者中較早者：(1) 2026年7月22日；或(2) 根據羅斯10b5銷售計劃出售的普通股總數達到 150,000 截至本報告日期，沒有股票被出售，且在本報告覆蓋的季度期間內，未對此計劃進行其他調整。
沒有
其他公司的董事或高管
項目 6. 展覽
| 展品 編號 | 描述 | |
| 31.1* | 根據2002年薩班斯-豪利法案第302節的首席執行官認證。 | |
| 31.2* | 根據2002年薩班斯-豪利法案第302節的首席財務官認證。 | |
| 32.1** | 根據2002年薩BAN斯-豪利法案第906節的首席執行官和首席財務官認證。 | |
| 101.INS* | 行內XBRL實例文檔。 | |
| 101.SCH* | 內聯XBRL分類擴展模式文檔 | |
| 101.CAL* | Inline XBRL 稅收分類擴展計算鏈接基礎文檔 | |
| 101.LAB* | Inline XBRL 稅收分類擴展標籤鏈接基礎文檔 | |
| 101.PRE* | Inline XBRL 稅收分類擴展演示鏈接基礎文檔 | |
| 101.DEF* | Inline XBRL 稅收分類擴展定義鏈接基礎文檔 | |
| 104 | 封面頁面互動數據文件（格式爲內嵌XBRL，幷包含 在附錄101中） |
| * | 特此提交。 |
| ** | 已提供, 未歸檔 |
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簽名
根據《證券交易法》的要求，報告申報人已授權其代表在此簽署該報告。
| 三重石油股CORP。 | ||
| 作者： | /s/ 羅賓·羅斯 | |
| 羅賓·羅斯 | ||
| 首席執行官 （首席執行官） |
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| 日期：2025年3月14日 | ||
| 作者： | /s/ 格雷格·歐弗霍爾策 | |
| 格雷格·歐弗霍爾策 | ||
| 財務長 (信安金融官和 首席會計 主任) |
||
| 日期：2025年3月14日 |
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