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美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
形式10-K
(第一标记)
|
| |
☒ | 依据1934年证券交易所ACT第13或15(D)条提交的年报 |
截至财政年度(一九二零九年十二月三十一日)
或
|
| |
☐ | 依据1934年证券交易所ACT第13或15(D)条提交的过渡报告 |
从转轨时期到转轨时期,从转轨、转轨
佣金档案号码001-35410
斗牛士资源公司
(其章程所指明的注册人的确切姓名)
|
| | | | | |
| 得克萨斯州 | | 27-4662601 |
| (国家或其他司法管辖区) 成立为法团或组织) | | (I.R.S.雇主) (识别号) |
| | | | | |
5400 LBJ高速公路, | 1500套房 | | 75240 |
| 达拉斯, | 得克萨斯州 | |
| (主要行政办公室地址) | | (邮政编码) |
(972) 371-5200
(登记人的电话号码,包括区号)
_________________________________________________________
根据该法第12(B)条登记的证券:
|
| | | | |
每一班的职称 | | 交易符号 | | 注册的每个交易所的名称 |
普通股,每股面值0.01美元 | | MTDR | | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)节登记的证券:无
如“证券法”第405条所界定,登记人是否为知名的经验丰富的发行人,请勾选。
是 ☒ 无再加工☐
如果注册人不需要根据该法第13条或第15(D)条提交报告,请用复选标记表示。
是☐ 不 ☒
用支票标记说明登记人(1)是否已提交1934年“证券交易法”第13条或第15(D)节要求在前12个月内提交的所有报告(或要求登记人提交此类报告的较短期限);(2)在过去90天中一直受到这类申报要求的限制。是 ☒/.☐
通过检查标记说明注册人是否以电子方式提交了条例S-T(本章第232.405节)规则第四零五条规定提交的每一份交互数据文件(或要求注册人提交此类文件的期限较短)。是 ☒/.☐
通过检查标记表明注册人是大型加速备案者、加速备案者、非加速备案者、较小的报告公司还是新兴的增长公司。参见“外汇法案”第12b-2条规则中“大型加速备案者”、“加速申报人”、“较小报告公司”和“新兴增长公司”的定义。
|
| | | | | | |
大型加速箱 | ☒ | | | 加速机 | ☐ | |
| | | | | | |
非加速滤波器 | ☐ | | | 小型报告公司 | ☐ | |
| | | | | | |
| | | | 新兴成长型公司 | ☐ | |
如果是新兴成长型公司,请用支票标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守“外汇法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。☐
通过检查标记表明注册人是否为空壳公司(如“交易法”第12b-2条所定义)。(鼓掌)
是☐/.☒
注册人持有的非联属公司持有的有表决权和无表决权普通股的总市场价值,参照上次出售普通股的价格计算,在注册人最近一次完成第二会计季度的最后一个营业日为:$2,187,634,344.
截至2020年2月28日,有116,569,389普通股流通股。
本年度报告第三部分所要求的关于表格10-K的信息,在本报告未列明的情况下,通过提及登记人关于2020年股东年会的最终委托书而纳入,该声明将在本年度报告所涉及的10-K表所涉财政年度结束后120天内提交证券交易委员会。
斗牛士资源公司
表格10-K
2019年12月31日终了的财政年度
目录
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| | 页 |
第一部分 | |
ITEM 1. | 商业 | 2 |
ITEM 1A. | 危险因素 | 32 |
ITEM 1B. | 未解决的工作人员意见 | 60 |
ITEM 2. | 特性 | 60 |
ITEM 3. | 法律程序 | 60 |
ITEM 4. | 矿山安全披露 | 60 |
| |
第二部分 | |
ITEM 5. | 注册人普通股市场、股东相关事项及证券发行人购买 | 61 |
ITEM 6. | 选定财务数据 | 64 |
ITEM 7. | 管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析 | 66 |
ITEM 7A. | 市场风险的定量和定性披露 | 84 |
ITEM 8. | 财务报表和补充数据 | 86 |
ITEM 9. | 会计与财务披露的变化及与会计人员的分歧 | 86 |
ITEM 9A. | 管制和程序 | 86 |
ITEM 9B. | 其他资料 | 89 |
| |
第III部 | |
ITEM 10. | 董事、执行干事和公司治理 | 89 |
ITEM 11. | 行政薪酬 | 89 |
ITEM 12. | 某些受益所有人的担保所有权和管理及相关股东事项 | 89 |
ITEM 13. | 某些关系和相关交易,以及董事独立性 | 89 |
ITEM 14. | 主要会计费用及服务 | 89 |
| |
第IV部 | |
ITEM 15. | 证物及财务报表附表 | 90 |
项目16. | 表格10-K摘要 | 90 |
i
关于前瞻性声明的注意事项
本年度报告中关于表10-K的某些陈述(本“年度报告”)构成1933年“证券法”第27A节(经修正的“证券法”)和1934年“证券交易法”(“交易法”)第21E节所指的“前瞻性报表”。此外,前瞻性发言可口头或在新闻稿,会议,报告,在我们的网站或其他方面,在未来由我们或代表我们。这类表述一般可以用“预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“假设”、“打算”、“可能”、“可能”、“计划”、“潜力”、“预测”、“项目”、“应当”、“将”或其他类似的词语来识别,尽管并非所有前瞻性的陈述都包含这种识别词。
从本质上看,前瞻性的陈述要求我们做出可能没有实现或可能不准确的假设。前瞻性声明受到已知和未知的风险和不确定因素以及其他因素的影响,这些因素可能导致实际结果、活动水平和成就与此类声明所表达或暗示的情况大不相同。这些因素除其他外包括:一般经济条件;我们执行业务计划的能力,包括我们的钻探计划是否成功;石油、天然气和天然气液体价格的变化以及对石油、天然气和天然气液体的需求;我们取代储量和有效开发现有储量的能力;业务费用;与生产石油、天然气和天然气液体有关的拖延和其他困难;与监管和政府批准和限制有关的拖延和其他困难;有足够的资金执行我们的业务计划,包括未来的现金流;我们的借款基础和其他方面的能力有所提高;我们在经济上可以接受的条件进行收购的能力;我们整合收购的能力;天气和环境条件;我们中游合资企业扩建黑河低温天然气加工厂的经营结果,包括进一步扩建该工厂的时间;我们的中游合资公司石油、天然气和水收集和运输系统建设的时间和运营结果,以及钻探任何额外的盐水处理井,包括将我们中游合资企业的服务和资产扩展到新的地区新墨西哥州埃迪县; 以及本年度报告和我们向美国证券交易委员会(“SEC”)提交或提供的其他文件中讨论的其他因素,所有这些都很难预测。前瞻性发言可包括以下方面的说明:
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• | 资本支出的数额、性质和时间,包括今后的勘探和开发费用; |
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• | 我们的能力和中游合资企业建造和运营中流设施的能力,包括经营和扩建我们的黑河低温天然气加工厂和钻探更多的盐水处理井; |
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• | 石油和天然气工业的竞争,包括勘探和生产以及中流领域的竞争; |
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• | 我们的计划、目标、期望和意图载于本年度报告或我们向证券交易委员会提交的其他非历史文件中。 |
尽管我们认为本年度报告中前瞻性声明所表达的期望是合理的,但根据我们在本年度报告之日所获得的信息,我们无法对未来的结果、活动水平、成就或财务状况作出任何保证。
你不应该过分依赖任何前瞻性的陈述,并且应该认识到这些陈述是对未来结果的预测,而这可能不会像预期的那样发生。由于上述风险和不确定因素,实际结果可能与前瞻性陈述中的预期结果和历史结果大不相同,也可能与目前未预期的其他结果大不相同。任何一个因素对某一特定前瞻性陈述的影响是不能确定的,因为这些因素与其他因素是相互依存的。上述声明并不是排他性的,有关我们的进一步信息,包括可能会对我们的财务结果产生重大影响的因素,可能会不时出现。我们没有义务更新前瞻性报表,以反映影响前瞻性报表的实际结果或因素或假设的变化,除非法律要求,包括美国证券法和SEC的规则和条例。
第一部分
项目1.业务
在本年度报告中,(一)提及“我们”、“我们”或“公司”是指斗牛士资源公司及其整个子公司(除非上下文另有说明),(二)提及“斗牛士”仅指斗牛士资源公司,(三)提及“San Mateo”指的是San Mateo Midstream,LLC(“San Mateo I”)以及San Mateo Midstream II,LLC(“San Mateo II”)。关于本年度报告中使用的某些石油和天然气术语,请参阅本年度报告中的“石油和天然气术语汇编”。
一般
我们是一家独立的能源公司,在美国从事石油和天然气资源的勘探、开发、生产和获取,重点是石油和天然气页岩等非常规开采。我们目前的业务主要集中在石油和液体丰富的部分沃尔夫营地和骨泉发挥特拉华盆地,在东南部,新墨西哥州和西德克萨斯州。我们还在南德克萨斯州的鹰福特页岩厂和路易斯安那州西北部的Haynesville页岩和棉花谷经营。此外,我们主要通过我们的中游合资企业San Mateo开展中流业务,以支持我们的勘探、开发和生产业务,并向第三方提供天然气加工、石油运输服务、石油、天然气和盐水收集服务和盐水处理服务。
我们是一家得克萨斯公司,成立于2003年7月。福兰,董事长兼首席执行官。1983年,弗兰先生创立了福兰石油公司(Foran Oil Company),由17个朋友和家人出资27万美元,开始了他的石油和天然气独立职业生涯。福兰石油公司后来在1988年福兰先生成立时向斗牛士石油公司捐款。弗兰先生从公司成立之日起担任该公司的主席和首席执行官,直到2003年6月将其出售给Tom Brown公司,进行了一项全现金交易,企业价值约为3.885亿美元。
2012年2月2日,我们的普通股开始在纽约证券交易所(“纽约证券交易所”)交易,代号为“MTDR”。在纽约证券交易所交易之前,我们的普通股没有固定的公开交易市场。
我们的目标是通过建立石油和天然气储备、生产和现金流以及以吸引人的投资资本回报率提供中流服务来增加股东价值。除其他事项外,我们计划通过执行以下业务战略来实现我们的目标:
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• | 我们的勘探和开发活动主要集中在非常规戏剧上,包括特拉华盆地的沃尔夫夏普和骨泉; |
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• | 根据需要确定、评价和开发更多的石油和天然气,以保持石油和天然气属性的平衡组合; |
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• | 找出和开发中流机会,支持和加强我们的勘探和开发活动,并为San Mateo创造价值; |
尽管自2014年以来大宗商品价格环境具有挑战性,但我们在2019年成功地实施了业务战略,导致我国石油和天然气产量以及已探明的石油和天然气储量大幅增加。我们还提高了钻井和完井作业的资本效率,并继续改善我们在特拉华盆地的租赁和矿产地位。此外,我们在2019年完成了几项重要的融资交易,包括
根据我们的信贷协议增加借款基础(如下所述),在San Mateo信贷机制下增加两次贷款人承付款额(如下所述)和大约转换2 190万美元把非核心资产变成现金。圣马特奥在2019年还取得了几个重要里程碑,包括圣马特奥二号的形成、现有天然气客户对天然气的收集和加工承诺的增加、现有盐水处置客户大量增加的面积分配、一个新的石油客户的占地奉献以及设计的盐水处理能力的提高。这些成就和交易增加了我们的业务灵活性和机会,同时保持了我们的资产负债表和流动性状况。
2019高光
增加石油、天然气和石油当量产量
截止年度2019年12月31日我们实现了创纪录的石油、天然气和日均石油当量产量。在……里面2019,我们制作了1 400万石油桶,增加的26%,与1 110万石油生产的BBL2018。我们还制作了61.1天然气,增加的29%从…47.3生产天然气的Bcf2018。截至年底,我们的平均每日石油当量产量。2019年12月31日曾.66,203每日英国央行,包括38,312每天使用BBL油和167.4每天使用天然气,增加的27%,与52,128每日英国央行,包括30,524每天使用BBL油和129.6天然气每日MMcf,截止年度2018年12月31日。石油和天然气产量增加的主要原因是我们在整个特拉华盆地持续进行的划界和开发钻探活动。2019此外,我们在得克萨斯州南部的九口井项目于2019年上半年结束,非运营的Haynesville页岩井于2019年第三季度完成并投入生产。含油58%在截至年底的年度内,我们的总产量(以每6麦克弗天然气转换一桶油)的比率为何?2019年12月31日,与59%截止年度2018年12月31日.
增加石油、天然气和石油当量储量
在…2019年12月31日,我们估计已探明的石油和天然气储量为2.525亿英国央行,包括1.48亿BBL油和627.2天然气,天然气增加的17%从…2.153亿英国央行,包括1.234亿BBL油和551.5天然气bcf2018年12月31日。我国已探明油气储量的标准化计量减少d 10%从…22.5亿美元在…2018年12月31日到20.3亿美元在…2019年12月31日。已探明石油和天然气储量的pv-10减少d 13%从…25.8亿美元在…2018年12月31日到22.5亿美元在…2019年12月31日。我们的标准化措施和pv-10的下降主要是由于用于估算已探明储量的加权平均石油和天然气价格较低。2019年12月31日,与2018年12月31日。PV-10是一种非GAAP财务措施.关于PV-10与标准化措施的调节,见“--估计的已探明储量”。
我们已探明的石油储量增加了20%到1.48亿bbl at2019年12月31日从…1.234亿bbl at2018年12月31日。我们已探明的天然气储量增加d 14%到627.2bcf在2019年12月31日从…551.5bcf在2018年12月31日。石油和天然气储量的增长主要是由于我们目前在特拉华盆地进行的划界和开发钻探活动。2019.
在…2019年12月31日,已探明储量包括5 970万BBL油和276.3天然气及已探明未开发储量包括8 830万BBL油和351.0天然气。已探明已开发储量和已探明石油储量42%和59%在我们已探明的石油和天然气储量中,分别占2019年12月31日。已探明已开发储量和已探明石油储量44%和57%在我们已探明的石油和天然气储量中,分别占2018年12月31日.
操作要点
我们致力于优化我们的资源基础的发展,通过寻找方法使我们的每口井相对于发生的成本最大限度地回收,并将我们每生产的每一口井的运营成本降到最低。我们采用了一种分析方法来跟踪和监测我们的钻井和完井技术以及服务提供商的有效性。这使我们能够更好地管理业务成本、发展活动的速度、技术应用、生产和资本分配的收集和销售。此外,我们集中在我们的核心领域,使我们能够实现规模经济和降低业务成本。在很大程度上,由于这些因素,我们认为我们已经增加了我们关于钻探、完成和生产特拉华盆地油井的技术知识,特别是在过去六年中。我们预计特拉华盆地将继续是我们关注的主要领域。2020.
我们完成并开始从特拉华盆地138口毛井(65.7个净井)生产石油和天然气。2019,其中毛额76口(净额61.4口)和非操作井62口(净额4.3口)。在…2019年12月31日,我们在特拉华盆地的总面积大约是231,300毛额(128,200NET)英亩,主要分布在得克萨斯州的爱县和新墨西哥州的Lea和Eddy县。到目前为止,我们的特拉华盆地业务集中在以下资产领域:德克萨斯爱德县的沃尔夫和杰克逊信托资产区、新墨西哥州埃迪县的Rustler Back和箭头资产区以及新墨西哥州Lea县的羚羊岭、游侠和双湖资产区。我们特拉华盆地的房产已经成为我们资产组合中最重要的组成部分。我们的平均每日石油当量产量来自特拉华盆地。增加d约23%到55,599英国央行每日(84%石油当量总产量),包括35,184每日用油量(92%石油总产量)和122.5每日天然气MMcf(73%的总天然气产量)2019,与45,237英国央行每日(87%石油当量总产量),包括28,026每日用油量(92%石油总产量)和103.3每日天然气MMcf(80%的总天然气产量)2018。我们预计特拉华盆地的产量将在2020随着我们继续划定和开发这些资产领域,以及我们在新墨西哥州埃迪县的新的Stateline资产区,我们预计将在2020年第三季度后期开始生产。
特拉华盆地的业务要点(详见下文“勘探和生产段-新墨西哥州东南部和得克萨斯州西部-特拉华盆地”和“中流段”)2019包括:
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• | 在Rustler破坏资产区,我们前两次操作的第一次骨弹簧测试的结果,包括Garrett状态Com 32-24s-29e Rb#111H(Garrett#111H)井和Paul 25-24s-28E Rb#111H(Paul#111H)井,表明了这一构造的前瞻性,以及先前测试过的水平的继续划分和发展; |
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• | 在我们的沃尔夫资产区,几口横向较长(大于1英里)的油井在WolfcAMP A-XY区间钻探并完成了持续的成功; |
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• | 在我们的杰克逊信托资产区,沃尔夫营A区的继续发展--低间隔期; |
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• | 在我们的箭头和游侠资产区,我们的WolfcAMP A-XY完井的结果,特别是在箭头资产区的Stebbins面积区,其24小时初始潜力(“IP”)测试结果和随后的良好表现表明,在特拉华盆地向北移动的WolfcAMP组具有前瞻性; |
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• | 在我们的羚羊岭资产区,由Jeff Hart State Com#124 H和#134 H(Jeff Hart#124 H和#134 H)井获得的结果,我们的前两口在资产区经营了两英里的水平井,并在资产区西部地区的6口井(“Rodney Robinson”井)上开始钻井; |
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• | 在我国Stateline资产领域,土地管理局(“BLM”)成功批准和接收了14份钻探许可证,并于2019年12月底在那里启动了钻探业务; |
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• | 向较长侧线钻井过渡,我们在2019年完成并投入销售的水平井中,29%的横向长度大于1英里,而2018年为9%; |
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• | 资本效率继续提高,这体现在我们为所有已完成作业的水平井平均钻井和完井费用,并于2019年每侧脚销售约1 165美元,比2018年平均每侧脚1 528美元的钻井和完井费用减少24%; |
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• | 从2019年9月底开始,我们的特拉华盆地大部分剩余天然气通过新启用的海湾沿岸快速管道项目(“GCX管道”)运往德克萨斯湾沿岸;以及 |
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• | 我们的中流作业取得了重大进展,包括:(1)2019年经营业绩强劲;(2)启动了在新墨西哥州埃迪县(“黑河加工厂”)扩建San Mateo的低温天然气加工厂(“黑河加工厂”),每天新增200 MMcf的设计天然气加工入口能力,预计将在2020年夏季投入使用,(3)启动San Mateo计划,从Stebbins地区向南建造大直径天然气集输线,并在箭头资产区南部(“大Stebbins地区”)和从Stateline资产区向北租赁,将这些地区与布莱克河加工厂连接起来;(4)在Rustler破碎资产区和大Stebbins地区增加大量的盐水处理能力;(5)San Mateo在增加新客户和现有客户的承诺、吞吐量和供给量方面取得进展。 |
我们还在第二季度完成了在南德克萨斯州(2018年末启动)的九口井项目的运作。2019,其中包括Eagle Ford组的7口毛井(6.9净井)和奥斯汀Chalk组的1口毛井(1.0净额)。2019。年内,我们并没有就我们在路易斯安那州西北部的租赁物业进行任何操作上的钻探和完井活动。2019,尽管我们确实参与了26口非操作(1.7净)的Haynesville页岩井的钻探和完井工作,这些井已开始生产。2019包括在2019年第三季度完成并转由切萨皮克能源公司(Chesapeake Energy Corporation,“Chesapeake”)的一家子公司出售的两口高产2英里侧井。
融资交易
我们完成了几项重要的融资交易2019这增加了我们的业务灵活性和机会,同时保持了我们资产负债表的实力,并改善了我们的流动性状况。这些交易包括:
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• | 修订我们的第三项经修订和重述的信贷协议(“信贷协议”),将借款基数提高到9 000万美元,并于2020年2月进一步修订,将我们的选择借款承诺从5 000万美元增加到7 000万美元; |
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• | 利用手风琴功能,将San Mateo I的信贷设施(“San Mateo信用机制”)下的贷款人承诺增加到3.75亿美元;以及 |
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• | 约2 190万美元2019年非核心资产转为现金。这些房产主要位于得克萨斯州南部、路易斯安那州西北部和东得克萨斯州,但包括了我们在特拉华盆地一个非经营区的一小部分土地。 |
有关这些融资交易的更多信息,请参见“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--流动性和资本资源”。
中流大灯
2019年2月25日,我们宣布成立San Mateo II公司,这是一家与五点能源有限公司(“五点”)子公司成立的战略合资企业,旨在扩大我们在特拉华盆地的中游业务,特别是在新墨西哥州的埃迪县。圣马蒂奥二世公司拥有51%的股份,5分公司拥有49%的股份。作为这项交易的一部分,我们致力于圣马特奥II土地在大Stebbins地区和Stateline资产区根据15年的固定费用协议,石油,天然气和盐水收集,天然气加工和盐水处理。此外,五点已承诺支付圣马特奥二世的头1.5亿美元资本支出中的1.25亿美元,用于在大Stebbins地区和Stateline资产区开发设施。五点还为我们提供了机会,在未来几年内,我们在大斯捷宾斯地区和Stateline资产领域执行业务计划时,可以获得高达1.5亿美元的递延业绩激励,此外还有额外的业绩激励措施,以确保第三方客户的数量。
San Mateo在2019年取得了强劲的经营业绩,突出表现在:(1)第三方中流服务收入增加;(2)天然气收集和处理量增加;(3)集水和水处理量增加;(4)与2018年相比,石油集输量增加。San Mateo启动了另外200 MMcf/日设计天然气加工入口能力的建造,这是扩大布莱克河加工厂的一部分,该加工厂预计将于2020年夏季投入使用,并将使布莱克河加工厂的总设计进气量达到每天460 MMcF。San Mateo还启动了从大Stebbins地区向南、从Stateline资产区向北建造大直径天然气集输线的计划,以将这些地区与黑河加工厂连接起来。在2019年期间,San Mateo增加了4口商业咸水处理井,其中2口在Rustler破碎资产区,2口在大Stebbins地区,预计将在2020年第一季度在Rustler分拆资产区增设一口商业咸水处置井,使San Mateo公司设计的盐水处理能力达到每天约335 000桶。
在2019年期间,San Mateo从一个现有的天然气客户那里得到了更多的天然气收集和加工承诺,加上其他可中断量,从现有的盐水客户那里获得了大量额外的土地,并增加了一个新的石油客户的占地奉献。在接近第三季度末和2019年第四季度初的某些时候,由于来自现有天然气加工客户的吞吐量增加,San Mateo公司经营着布莱克河加工厂,超过了目前设计的每天260 MMcf进气量的95%。
环境、社会和治理倡议
我们保持一个积极的ESG计划,并在2019年继续工作,以改进我们的各种ESG努力。例如,我们大大增加了我们的生产设施的数量,运行在电网上,通过清除现场发电机来降低排放。我们增加了我们在特拉华盆地回收的产出水的数量,以及通过管道运输的产出水和石油的数量,从而使卡车离开了道路。我们还减少了建于2019年的油井垫的数量,我们使用了批量钻井和更长的侧线,从而减少了我们的地面足迹。最后,我们继续致力于一种积极主动的安全文化,自2017年以来,有超过140万员工的工时和无时间事故。
勘探生产段
我们目前的业务主要集中在石油和液体丰富的部分沃尔夫营地和骨泉发挥特拉华盆地,在东南部,新墨西哥州和西德克萨斯州。我们还在南德克萨斯州的鹰福特页岩厂和路易斯安那州西北部的Haynesville页岩和棉花谷经营。期间2019我们把大部分的精力和大部分的资本投入到我们在特拉华盆地的沃尔夫营地和骨泉的钻井和完井作业上,以及我们在那里的中游作业上。自我们成立以来,我们的勘探和开发工作主要集中在已知的生产历史悠久的油气生产盆地,为多个区域的完成提供了潜力。
下表列出截至本年度及截至本年度的每一业务范围的某些汇总数据。2019年12月31日. |
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| | | | | 产 | | 已查明共计 | | 估计净成本已证明 | | |
| 井 | | 钻井地点(1) | | 储备(2) | | 艾格。每日 |
| 毛额 | | 净再投资 | | 毛额 | | 间接净收益 | | .class=‘class 3’> | | 间接净收益 | | | | % | | 生产 |
面积 | | 面积 | | | | | | 姆博伊(3) | | 已开发 | | (英国央行/日)(3) |
新墨西哥州东南部/得克萨斯州西部: | | | | | | | | | | | | | | | | | |
特拉华盆地(4) | 231,300 |
| | 128,200 |
| | 757 |
| | 354.0 |
| | 5,287 |
| | 2,332.4 |
| | 232,793 |
| | 39.0 |
| | 55,599 |
|
南德克萨斯州: | | | | | | | | | | | | | | | | | |
鹰福特(5) | 31,200 |
| | 28,400 |
| | 143 |
| | 121.4 |
| | 234 |
| | 196.3 |
| | 11,219 |
| | 65.5 |
| | 4,009 |
|
路易斯安那西北部 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
海内斯维尔 | 17,500 |
| | 10,000 |
| | 246 |
| | 20.5 |
| | 341 |
| | 80.8 |
| | 7,652 |
| | 86.3 |
| | 6,345 |
|
棉花谷(6) | 16,100 |
| | 14,900 |
| | 66 |
| | 40.7 |
| | 70 |
| | 48.3 |
| | 866 |
| | 100.0 |
| | 250 |
|
面积共计(7) | 19,700 |
| | 18,300 |
| | 312 |
| | 61.2 |
| | 411 |
| | 129.1 |
| | 8,518 |
| | 87.7 |
| | 6,595 |
|
共计 | 282,200 |
| | 174,900 |
| | 1,212 |
| | 536.6 |
| | 5,932 |
| | 2,657.8 |
| | 252,530 |
| | 41.9 |
| | 66,203 |
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__________________ | |
(1) | 确定并设计了钻井地点。这些地点已被确定为未来可能的钻探地点,而且没有在2019年12月31日。整个净工程钻井地点的计算方法是将作业区域内的工程钻井地点总额乘以我们对这些地点的工作兴趣。每个水平钻井位置通常代表一英里横向,尽管我们预计我们未来的许多井的横向长度将超过一英里。在…2019年12月31日这些工程钻井地点仅包括我们已确定未开发储量的372个毛额(168.5净额)地点,主要是沃尔夫营或骨泉油田,但也包括特拉华盆地的Brushy Canyon、Avalon、特拉华州和斯特恩地层,我们在Eagle Ford分配了已探明的未开发储量的14个(13.7净额)地点,以及我们在Haynesville页岩中分配了5个已探明的未开发储量的地点(0.5个净额)。其中某些地点,我们已指定已证实未开发的储量,可能会考虑横向长度超过一英里。 |
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(2) | 这些预算是由我们的工程人员编制,并由荷兰Sewell&Associates公司、独立的油藏工程师。关于我国石油和天然气储量的更多信息,请参阅本年度报告中未经审计的补充资料中的“估计已探明储量”和补充石油和天然气披露,本年度报告以参考方式纳入本报告。 |
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(3) | 报告的产量和探明储量分为两大类:石油和天然气,包括干气和富含液体的天然气。用每6麦克F天然气一桶油的转化率估算。 |
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(4) | 包括未来在沃尔夫营地,骨泉,Brushy峡谷,斯特恩和阿瓦隆的潜在工程钻探地点在我们在特拉华盆地的土地上2019年12月31日. |
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(5) | 包括德克萨斯州La Salle县奥斯汀Chalk组的一口油井和得克萨斯州Zavala县San Miguel组生产少量天然气的两口井。 |
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(6) | 包括棉花谷组和浅水区,还包括一口产自德克萨斯州奥兰治县弗里奥组的油井。 |
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(7) | 一些同样的租约涵盖海斯维尔和较浅的棉花谷形成的净英亩。因此,这两个地层的净面积之和并不等于路易斯安那州西北部的总净面积。这个总数包括我们正在生产的土地,或者我们认为有可能形成这些构造的土地。 |
我们是积极的经营者,并作为一个共同的利益所有者与各种行业的参与者。在…2019年12月31日,我们在新墨西哥州东南部的特拉华盆地和得克萨斯州西部经营我们的大部分土地。在那些我们不是经营者的油井里,我们的工作兴趣往往相对较小。在…2019年12月31日我们也是大约93%的Eagle Ford土地和大约59%的Haynesville土地的运营商,其中包括我们认为是Haynesville游戏的核心区域的大约26%的面积。我们在哈内斯维尔页岩核心区的大部分土地是由切萨皮克经营的。
虽然我们并非总能直接接触我们的营运伙伴在非经营物业的未来钻井地点的钻探计划,但我们仍会尝试与这些营办商的技术人员保持经常沟通,以了解他们的钻探计划,以配合我们的资本开支预算,以及我们预订任何经证实未开发的油井位置和储量。我们检讨这些地点荷兰Sewell&Associates公司,独立
油藏工程师,定期确保他们同意我们对这些钻探计划的估计和我们预订这些储量的方法。
新墨西哥州东南部和得克萨斯州西部— 特拉华盆地
大二叠纪盆地位于新墨西哥东南部和得克萨斯州西部,是一个成熟的勘探和生产区域,在各种石油系统中有着广泛的发展,在许多地区形成了层叠的目标层位。历史上,该盆地的开发大多集中在相对常规的储层目标上,但结合先进的地层评价、三维地震技术、水平钻井和水力压裂技术,提高了该盆地的开发潜力,特别是在沃尔夫营组的有机富页岩或烃源岩以及骨泉、阿瓦隆和特拉华地层的低渗透砂岩和碳酸盐储层中。
在二叠纪盆地的西部,也被称为特拉华盆地,下二叠世的骨泉(又称狮子座)和沃尔夫营地层有几千英尺厚,含有层叠的页岩、砂岩、石灰石和白云石。这些间隔期代表了一个复杂而动态的海底沉积体系,其中还包括有机丰富的页岩,这些页岩是盆地生产的石油和天然气的烃源岩。从历史上看,生产来源于常规储层,但是,我们和其他行业的参与者已经认识到,烃源岩也有足够的孔隙度和渗透率,可以作为商业储层。此外,烃源岩与含油气的储集层互层,通过水平井与多级水力裂缝处理相连接,可产生大量的石油和天然气。特别是在特拉华盆地,某一特定区域存在多个水平目标,存在于数千英尺的含油气层中,这些层构成了骨泉和沃尔夫坎普游戏。包括我们在内的公司正在确定多个水平钻井和完井目标,包括Brushy峡谷、Avalon、BoneSpring(第一、第二和第三砂)以及沃尔夫营页岩内的几段时间,通常被确定为沃尔夫营A至D。
在…2019年12月31日,我们在新墨西哥东南部和得克萨斯州西部的总面积大约是231,300毛额(128,200NET)英亩,主要分布在得克萨斯州的爱县和新墨西哥州的Lea和Eddy县。这些总面积包括利州游侠资产面积约36 400英亩(净额19 500英亩),艾迪县箭头资产面积约61 900英亩(净额26 300英亩),艾迪县Rustler Back资产面积44 000英亩(净额25 000英亩),莱亚州羚羊岭资产面积24 200英亩(净额16 500英亩),爱县沃尔夫和杰克逊信托资产区的毛额(10 800英亩)英亩,艾迪县Stateline资产区的毛额2 800英亩(净额2 800英亩),莱亚州的Twin湖泊资产区的毛额(净额26 800英亩)。2019年12月31日。我们认为,我们在特拉华盆地的绝大部分面积是石油和液体丰富的目标,在骨泉和沃尔夫营地的形成。我们土地某些部分的其他潜在目标包括阿瓦隆和特拉华地层,以及阿博、斯特龙、泥盆纪、宾州页岩、阿托卡和莫罗地层。在…2019年12月31日,我们在特拉华盆地的占地面积约占现有产量的59%。不包括双子湖资产区,我们在那里只钻了三口垂直作业井和两口水平井,以及2018年9月5日和6日新墨西哥州石油天然气租赁公司(“BLM收购”)获得的未开发面积(“BLM收购”),该公司拥有10年租约,并有良好的租赁条款,我们在特拉华盆地的土地面积约占现有生产面积的73%。2019年12月31日.
在本年度终了的年度内2019年12月31日,我们继续划定和发展我们的特拉华盆地面积。我们在特拉华盆地的138口毛井(65.7净)中完成并开始生产石油和天然气,包括76口毛额(61.4净额)操作井和62口毛额(4.3净额)非操作井,在我们的各个资产领域。在…2019年12月31日我们测试了不同地点的不同生产水平,包括Brushy峡谷、Avalon、第一次骨泉、第二次骨泉、第三次骨泉、WolfcAMP A的三张长凳,包括X和Y砂,以及更有机、更低的WolfcAMP A部分、WolfcAMP B、WolfcAMP D、Morrow和Strawn。我们的大部分描述和开发工作都集中在第一次骨泉和沃尔夫营地B之间的多个完成目标上。
由于我们在这些资产领域正在进行的钻探和完井作业,我们的特拉华盆地的产量在2019。我们的平均每日石油当量产量来自特拉华盆地。增加d约23%到55,599英国央行每日(84%石油当量总产量),包括35,184每日用油量(92%石油总产量)和122.5每日天然气MMcf(73%的总天然气产量)2019,与45,237英国央行每日(87%石油当量总产量),包括28,026每日用油量(92%石油总产量)和103.3每日天然气MMcf(80%的总天然气产量)2018。我们在特拉华盆地的平均日石油当量产量也比去年第四季度的49 309桶增加了大约25%。2018到61,493第四季度每日英国央行2019.
在…2019年12月31日,约92%在我们估计已证实的石油和天然气储量总额中,或2.328亿是特拉华盆地造成的,包括大约1.396亿石油和石油559.2天然气bcf,同比增长22%1.915亿终了年度英国央行2018年12月31日。我国特拉华盆地探明储量
在…2019年12月31日约由94%我们已探明的石油储量89%我们已探明的天然气储量,与之相比,93%我们已探明的石油储量83%我们已探明的天然气储量2018年12月31日.
在…2019年12月31日,我们已经确定5,287毛额(2,332.4在我们的特拉华盆地的土地上,主要是在沃尔夫营或骨泉游戏中,但也包括浅水区的Brushy峡谷和Avalon地层以及更深的虾层。这些地点包括3,290个毛额(2,139.7净额)地点,我们预计这些地点的运作,因为我们在这些地点的工作兴趣至少25%。每个水平钻井位置通常代表一英里横向,尽管我们预计我们未来的许多井的横向长度将超过一英里。这些工程地点是按财产逐项确定的,并考虑到各种标准,例如预期的地质条件和储层性质、估计的回报率、根据现有公共数据对我们的特拉华盆地油井和其他附近油井的估计回收率、预计对我们的财产和其他经营者的财产的钻探密度、估计的钻探和完井费用、管理当局制定的间距和其他规则以及其他标准等。我们的工程井位在2019年12月31日不要包括我们土地的所有部分,也不包括我们在新墨西哥州利亚州的双子湖资产区的任何横向位置。我们确定的井位假定,在任何一个地表位置,多个井段都可能是前瞻性的。虽然我们认为在某些资产领域或在某些地层中可能存在密度更大的井距,2019年12月31日,我们估计的大部分地点都是基于160英亩井距的假设。随着我们进一步探索和开发我们的特拉华盆地面积,我们预计我们可能会为今后的钻探确定更多的地点。在…2019年12月31日这些潜在的钻探地点包括特拉华盆地的372处毛额(168.5净额)地点,主要是沃尔夫营地和骨泉区,但也包括Brushy峡谷、Avalon、特拉华州和斯特恩地层,我们已为这些地区分配了已证实的未开发储量,其中某些地点的横向长度可超过1英里。
在…2019年12月31日,我们在特拉华盆地经营了6个钻井平台,我们希望在整个特拉华盆地运营6个钻井平台。2020包括Stateline资产区的2至4个钻机(有时)、Rustler资产区的1至2个钻机(有时)、Antelope Ridge资产区的1至2个钻机(有时)、Wolf和Jackson Trust资产区的一个钻机和南箭头资产区的大Stebbins地区的一个钻机。我们继续在我们的钻探计划中建立重要的选择。我们的三个钻井平台根据长期合同运营,剩余的平均期限约为19个月。其他三个钻井平台是短期合同,剩余债务不到12个月。这使我们有能力根据不断变化的商品价格和其他因素,修改我们的钻探计划,因为我们认为这是必要的。我们还计划参与在特拉华盆地的非操作井,因为这些机会出现在2020.
盗贼破坏资产区-新墨西哥州埃迪县
在大部分时间里,我们在我们的Rustler破碎资产区操作了一到两个钻机。2019。我们在2019年完成并销售了48口毛重(16.7净额)水平井和1口毛重(1.0净额)垂直井,其中19口为毛额(14.4净额),30口为毛额(3.3净额)非操作井。
Garrett#111H井特别重要,是我们第一次在Rustler破裂资产区进行骨弹簧形成的操作测试。这口1英里外钻的油井在2019年第三季度24小时的ip测试中测试了每天2,042英镑(75%的石油)。第二次手术测试的第一次骨弹簧在2019年第四季度,保罗#111H,测试1793 BOE每天(81%油)在24小时的IP测试。我们相信,这两口井证明了在Rustler破碎资产区第一次骨泉形成的前瞻性。
我们还对沃尔夫夏普水井2019年在Rustler分拆资产区的销售结果感到高兴。特别是,在资产区东部的Kehoe将军井是作为一口五口井的一部分从一个垫子上钻探和完成的,并为我们在2019年下半年的石油和天然气生产做出了显著贡献。
沃尔夫和杰克逊信托资产区-得克萨斯州爱爱县
在沃尔夫和杰克逊信托的资产领域,我们继续主要集中在沃尔夫营A-XY和沃尔夫营A-低层在2019年。2019年期间,我们在沃尔夫和杰克逊信托资产区经营了一口钻井平台,完成并销售了11口毛重(7.8净额)的水平井,其中包括10口毛数(7.8净额)的操作井和1口毛重(小于0.1净额)的非操作井。这些井大多是在WolfcAMP A-XY井段完成的.
2019年,我们在沃尔夫资产区钻探了更长的侧线(超过1英里),我们继续取得了成功。例如,霍华德波斯纳83-TTT-B33 WF#203H和#204 H(Howard Posner#203H和#204 H)井,WolfcAMP A-XY完井在24小时IP测试期间,每天分别测试2 382桶(58%油)和1 813桶(60%油)。霍华德波斯纳203H和#204 H井都完成了大约7500英尺的横向长度。
箭头、游侠和双湖资产地区-新墨西哥州的Eddy和Lea县
在2019年期间,我们在我们的箭头、游侠和双湖资产区运营了一个钻井平台。2019年,我们在箭头、游侠和双湖资产区完成并销售了20口毛数(11.3净额)水平井和2口毛(净)垂直井,包括17口毛额(13.0净额)和5口毛额(0.3净额)非操作井。这些井大多是在第二次骨泉和第三次骨泉间隔内完成的。
继2018年第三季度对WolfcAMP A-XY进行初步测试后,我们对2019年继续划定Arrowarad资产区的WolfcAMP A-XY感到满意。在2019年第三季度,我们完成并投入生产的Stebbins 19联邦委员会#203H和#204 H井。在24小时的ip测试中,这些油井分别测试了每天2,815桶(73%的油)和2,262桶/天(75%的油)。我们相信,这些结果提供了进一步证据,证明沃尔夫坎普A-XY在特拉华盆地向北移动。
羚羊岭资产区-Lea县,新墨西哥州
年内,我们在羚羊岭资产区操作了一至两个钻机。2019。我们已完成销售55口毛重(25.9净额)水平井和1口毛重(1.0净额)垂直井在这一资产领域2019,包括30口毛额(26.2净额)和26口毛额(0.7净额)非操作井。当我们在2019年继续划定羚羊岭资产区域时,我们测试了6个不同的间隔,完成了Brushy峡谷、第一、第二和第三次骨泉、WolfcAMP A-XY和WolfcAMP A-下部的油井。
我们的羚羊岭资产区在2019年的一个关键成就是在资产区钻探和完成了我们第一批两英里长的水平井--Jeff Hart#124 H和#134 H井、第二骨泉和第三骨泉完井。在2019年第三季度24小时的ip测试中,Jeff Hart#124 H和#134 H分别测试了每天2332桶(81%的油)和2884桶/天(90%的油)。Jeff Hart#134 H油井在其头30天的生产中生产了大约70,000 bl的石油,这是我们所钻探和完成的任何油井的最高30天累计石油产量,包括我们在游侠资产区的多产马伦井,也是第三次骨泉完井。此外,杰夫哈特134 H井的钻井和完井成本略低于每侧脚1000美元,比我们以前在羚羊岭资产区钻探一英里的侧钻和完井成本低20%至25%。在头五个月的生产中,杰夫哈特124H和#134 H油井在其头150天的生产中分别生产了超过20万bl的石油。在类似的时间框架内,这些油井的早期产量比我们附近一英里的横向完井量增加了一倍多,而且与我们所钻的附近一英里的侧向井相比,这些油井的初始产量下降幅度仍然较小。
此外,我们对我们划定的羚羊岭资产区的沃尔夫营A组感到特别高兴。布拉德卢米斯Com#212 H井,一个WolfcAMP A-XY的完井,在24小时的IP测试中以每天3,236桶(83%的油)流动,或超过每1,000英尺完成横向700 BOE。这口井的结果补充了查尔斯林四口井在2019年第一季度末完成的和转向沃尔夫营A-下地层的销售,该油井在各自24小时的ip测试期间平均每天流入2,932英国央行(75%的石油)。
此外,我们于2019年第三季度开始在我们的西部羚羊岭资产区的1,200毛和净英亩的Rodney Robinson土地上进行钻探作业。罗德尼罗宾逊域是我们在BLM收购中获得的关键领域之一。收购的租约是联邦租赁,提供了87.5%的净收入利息(“NRI”),相比之下,大约75%的NRI在今天的大部分费用租赁。我们用两口独立的三口井在这条井上钻了六口井。这六口井,都是两英里长的横向井,目前计划在2020年3月底完工并开始销售。
Stateline资产区-新墨西哥州Eddy县
2018年9月初,作为BLM收购的一部分,我们收购了位于新墨西哥南部埃迪县的Stateline资产区。Stateline资产面积包括大约2,800毛和净未开发租赁土地,可能用于多个地质目标。获得的租约是联邦租赁,提供87.5%的NRI。大部分获得的土地被认为是有利于钻井更长的横向长达两英里或更多,利用中央设施和多井垫开发。我们在2019年年底前在Stateline资产区开始钻探业务,到2020年2月25日,我们的两个钻井平台在那里运行。我们计划开发这个面积块,在租赁的东侧钻探两英里的横向,在租赁的西侧开发大约2.5英里的侧线。我们最初预计在这一租赁地的东部地区钻13口井,这13口井预计将在2020年第三季度末完工并开始销售,同时圣马特奥公司预计将完成对布莱克河加工厂的扩建工作。我们预计在可预见的将来,在Stateline资产区至少有两个钻井平台。
南得克萨斯州— 鹰福特页岩和其他地层
鹰福特页岩横跨得克萨斯州南部部分地区,从墨西哥边境延伸到得克萨斯州东部,形成一个宽约50至100英里、长约400英里的页岩带。鹰福特是一种有机丰富的钙质页岩,位于较深的布达石灰岩和较浅的奥斯汀沙克组之间。沿鹰福特趋势的整个长度,地层的结构倾角一直向南,相对较少,规模较小的结构扰动。因此,随着地层的热成熟,埋藏深度持续向南增加。在Eagle Ford较浅的地方,它的热成熟程度较低,因此更容易出现油污,当它变得更深、越热越成熟时,Eagle Ford就更容易产生天然气。从更容易漏油到更容易发生天然气的过渡包括一个通常产生富含液体的含凝析水的天然气的间隔。
在…2019年12月31日,我们的财产大约包括31,200毛额(28,400美国得克萨斯州南部阿塔斯科萨、德维特、冈萨雷斯、卡恩斯、拉萨尔、威尔逊和扎瓦拉县的伊格尔福特页岩区的英亩土地。我们相信大约88%我们的鹰福特公司的占地面积主要是石油或液体丰富的天然气和凝析水,其余的是潜在的液体含量较低的天然气。约93%我们的鹰福特公司的种植面积是由生产厂家持有的2019年12月31日.
2018年10月,我们在得克萨斯州南部开始了一项钻探计划,主要在鹰福特页岩钻井,以利用得克萨斯州南部较高的石油和天然气价格,对奥斯汀·查尔克地层进行至少一次勘探测试,并对我们在南德克萨斯州剩余的所有未开发土地进行验证和开采。伊格尔福特(Eagle Ford)页岩井之一于2018年第四季度完工并转为销售,其余8口毛井(7.9净井),包括在奥斯丁·查尔克(Austin Chalk)地层钻探的一口井,已于2019年上半年完成并转为销售。
其中两口井,劳埃德赫特C#12H和D#13H井,针对鹰福特页岩,每天平均流出1,085桶(85%的石油),包括每天923 Bbl的石油和每天1.0 MMcf的天然气,在完成的大约8,800英尺横向长度的24小时IP测试中。这些油井标志着两个最好的24小时IP测试结果,从任何鹰福特井,我们已经完成迄今在我们遥远的西北拉萨尔县面积。此外,劳埃德赫特AC#26H井,奥斯汀查尔克完井,测试了大约600桶(93%的油),在24小时的IP测试后,安装了一个电潜泵(“ESP”)在井筒。我们感到鼓舞的是,这一初步测试和早在西北拉萨尔县的奥斯汀查尔克组的结果,那里几乎没有使用现代钻井和增产技术的奥斯汀查尔克地层的水平完井。
主要是由于这个九井计划的初期生产,我们的平均每日石油当量产量来自鹰福特页岩。增加d 27%到4,009每日英国央行,包括3,113每天使用BBL油和5.4天然气每日MMcf,2019,与3,158每日英国央行,包括2,485每天使用BBL油和4.0天然气每日MMcf,2018。截止年度2019年12月31日, 6%在我们每天的石油当量生产总量中,与之相比较的是鹰福特页岩。6%截止年度2018年12月31日.
在…2019年12月31日,约4%在我们估计已证实的石油和天然气储量总额中,或1 120万英国央行,可归因于鹰福特页岩,包括大约840万石油和石油17.2天然气。我们的鹰福特公司的总探明储备大约包括6%我们已探明的石油储量3%我们已探明的天然气储量2019年12月31日,与之相比,7%我们已探明的石油储量4%我们已探明的天然气储量2018年12月31日.
在…2019年12月31日,我们已经确定234毛额(196.3在我们的鹰福特公司的土地上为未来的潜在钻探而设计的地点。这些地点是按财产逐项确定的,并考虑到各种标准,如预期的地质条件和储层性质、估计的回报率、根据现有公共数据从我们生产的鹰福特井和其他附近油井中估计的回收率、对我们财产的预期钻探密度以及对其他经营者的财产的观察、估计的钻井和完井费用、井距和其他由以下各方制定的规则。
监管当局和表面考虑等因素。确定的油井位置假定,我们将能够开发我们的鹰福特公司的40-80英亩的间距,取决于具体的财产和我们已经钻过的油井。我们预计,在拉萨尔中部和北部、卡恩斯北部和威尔逊州南部的土地上钻探的任何鹰福特井,都可以在40至50英亩的间距内开发,而其他房产,特别是我们在德维特县的东部地区,则更有可能在80英亩的间距内开发。在…2019年12月31日,这些234毛额(196.3已查明的钻井地点包括14个毛额(13.7净额)地点,我们已将已证实的未开发储量分配给这些地点。
这些工程钻探地点只包括伊格尔福特页岩下部的一段井段。我们相信,我们的鹰福特(Eagle Ford)占地面积的一部分,可能会成为鹰福特页岩下部的另一个目标,以及鹰福特页岩上部的其他部分,我们预计将从该地区生产主要的石油和液体。此外,我们相信,我们的鹰福特公司的部分土地也可能是奥斯丁沙尔克、布达和其他地层的潜在目标,我们期望从这些地区生产主要的石油和液体。在…2019年12月31日我们没有包括鹰福特页岩上部的任何未来钻探地点,也没有包括鹰福特页岩下部的任何额外钻井地点,也没有包括奥斯汀查尔克或布达地层的任何钻探地点,尽管在我们南得克萨斯州开采区周围,这些地层的其他操作者的活动已经证明了这些区块的潜在前瞻性。
路易斯安那州西北部-哈内斯维尔页岩、棉花谷和其他地层
Haynesville页岩是一种有机丰富、压力过大的海洋页岩,位于棉花谷和Bossier地层之下,Smackover地层的深度在10,500英尺至13,500英尺之间,横跨路易斯安那州西北部的一个广阔地区,主要包括博西耶、卡多、德索托和路易斯安那州的红河教区。哈内斯维尔页岩主要生产干天然气,几乎没有伴生液体。Bossier页岩压力过大,通常分为下、中、上三个单元。棉花谷组是一种厚度为200~300英尺的低渗透天然气砂,孔隙度为6%~10%。
年内,我们并没有就我们在路易斯安那州西北部的租赁物业进行任何操作上的钻探和完井活动。2019,虽然我们确实参与了26口非运营的海恩斯维尔页岩井的钻探和完井工程,这些井后来转作销售。2019其中最重要的是切萨皮克公司在2019年第三季度钻探并完成的两英里长的两英里侧钻井。这两口井,LDW&F 15和10-14-12 HC001-ALT和HC 002-ALT井,位于我们榆树格罗夫资产区的南部,位于Haynesville页岩开采的核心地带,在24小时的ip测试期间,每天分别测试38.4和42.4 MMcf,这些井为我们的天然气产量在2019年下半年的增长做出了贡献。我们不打算在哈内斯维尔页岩或棉花谷钻井。2020.
在…2019年12月31日,我们大约举行了19,700毛额(18,300)路易斯安那州西北部的土地,包括17,500毛额(10,000在Haynesville页岩场和16,100毛额(14,900在棉花谷玩耍的土地。我们主要经营我们所有的棉花谷和较浅的生产,我们在路易斯安那州西北部的租赁权益,以及我们所有的哈内斯维尔生产以外的土地面积,我们认为是哈内斯维尔页岩玩耍的核心地区。我们经营着大约26%的12,400毛额(5,600我们认为它位于Haynesville页岩游戏的核心区域。
截止年度2019年12月31日,约10%平均每日石油当量产量,或6,595每日英国央行,包括15每天使用BBL油和39.5MMcf的天然气每天,可归因于我们的租赁权益西北路易斯安那州。从这些属性生产天然气大约包括24%我们每天的天然气生产2019,与之相比,17%我们每天的天然气生产2018。在本年度终了的年度内2018年12月31日,约7%平均每日石油当量产量,或3,733每日英国央行,包括13每天使用BBL油和22.3MMcf的天然气每天,是由于我们的财产在西北路易斯安那州和东德克萨斯州。
截止年度2019年12月31日,约23%我们每天的天然气产量,或者38.1每日天然气MMcf,由Haynesville页岩生产,约含1%,或1.4MMcf的天然气每天,生产从棉花谷和其他较浅的地层对这些属性。截止年度2018年12月31日,约16%我们每天的天然气产量,或者20.5每日天然气MMcf,由Haynesville页岩生产,约含1%,或1.8MMcf的天然气每天,生产从棉花谷和其他较浅的地层对这些属性。在…2019年12月31日,约3%在我们估计的总探明储量中,或770万英国石油公司,与另一家公司的海斯维尔页岩有关。0.3%我们的探明储量,或90万英国央行,可归因于棉花谷和较浅的构造在这片土地上。
在…2019年12月31日,我们已经确定341毛额(80.8(NET)为未来在海恩斯维尔页岩开采和钻井的潜在地点而设计的地点。70毛额(48.3NET)为棉花谷组未来的潜在钻探而设计的地点。每个水平钻井位置通常假定一个1英里的横向,虽然我们预计,我们未来的许多井可能有超过一英里的横向长度。这些地点已按财产逐项确定,并纳入
考虑各种标准,例如预期的地质条件和储层性质、估计的回报率、根据现有公共数据估计从我们生产的Haynesville和棉花谷井及其他附近油井中获得的采收率、在其他经营者的财产上观察到的钻探密度,包括我们的一些非操作性质、估计的钻井和完井费用、井距和管理当局制定的其他规则以及地表条件等。.的.341毛额(80.812,400毛额(5,600我们认为这片土地位于哈内斯维尔页岩场的核心区。随着我们进一步探索和开发我们的西北路易斯安那州土地,我们相信我们有可能为今后的钻探确定更多的地点。在…2019年12月31日这些潜在的未来钻探地点包括我们已向其分配了已探明的未开发储量的Haynesville页岩的5个毛额(0.5净额)地点(而在棉花谷没有开采)。
中流段
我们的中流部门开展中流业务,支持我们的勘探、开发和生产业务,并向第三方提供天然气加工、石油运输服务、石油、天然气和盐水收集服务和盐水处理服务。
新墨西哥州东南部和得克萨斯州西部— 特拉华盆地
2017年2月17日,我们宣布成立San Mateo I公司,这是一家与五点子公司的战略合资企业。向San Mateo I提供的中流资产包括:(1)布莱克河加工厂;(2)Rustler分拆资产区的1口盐水处置井和一个相关的商业盐水处置设施;(3)沃尔夫资产区的3口盐水处理井和相关的商业盐水处置设施;(4)在Rustler分岔区和Wolf资产区(统称“特拉华中流资产”),大量相关的石油、天然气和盐水收集系统和管道(统称“特拉华中流资产”)。我们收到1.715亿美元与圣马泰奥一世公司的成立有关,该公司有可能在五年内获得高达7,350万美元的业绩激励。截至2020年2月28日,我们在潜在的7,350万美元业绩激励中获得了4,410万美元。我们可以赚到剩下的2 940万美元在圣马蒂奥,未来两年的业绩激励措施。我们继续运营特拉华中流资产,并保留对San Mateo I.公司和五点公司的运营控制权。51%和49%分别来自圣马丁一世。San Mateo I继续为我们提供坚定的服务,同时也是我们沃尔夫和鲁斯特勒分拆资产领域的其他客户的中流服务提供商。
2019年2月25日,我们宣布成立San Mateo II公司,这是一家由五点公司组成的战略合资企业,旨在扩大我们在特拉华盆地的中游业务,特别是在新墨西哥州的埃迪县。圣马提奥二世拥有51%被我们和49%差五分。此外,五点已承诺支付1.25亿美元第一批1.5亿美元圣马提奥二世在大Stebbins地区和Stateline资产区开发设施的资本支出。我们有能力赚到1.5亿美元在未来几年的递延绩效激励中,加上额外的绩效激励,以确保从第三方客户的数量。
与圣马提奥二号的形成有关,我们致力于圣马提奥二号大Stebbins地区和Stateline资产区的土地。15-关于石油、天然气和盐水收集、天然气加工和盐水处理的年度固定费用协议。San Mateo II公司在大Stebbins地区和Stateline资产区为我们提供坚定的服务。
天然气集输加工资产
黑河加工厂和相关的收集系统最初是为了支持我们目前和未来在Rustler分拆资产领域的发展努力,并为我们的Rustler分拆天然气生产提供坚定的外卖和加工服务。我们之前已经完成了12英寸天然气干线的安装和测试,以及贯穿于我们的Rustler断裂面积位置的相关集气线路,这些天然气集输线被用于收集几乎我们在Rustler断裂处运营的所有天然气生产。
在2019年期间,作为San Mateo II扩建项目的一部分,San Mateo开始在我们位于新墨西哥州Eddy县Rustler Back资产区的布莱克河加工厂扩建,在目前设计的每天260 MMcf天然气进气量基础上增加200 MMcf的天然气进气量,使设计的进气容量达到每天460 MMcf。预计这一扩展将在2020年夏季投入使用。此外,San Mateo于2019年开始计划从大Stebbins地区向南、从Stateline资产区向北建造大直径天然气集输线,将这些地区与黑河加工厂连接起来。扩大的黑河加工厂支持我们在特拉华盆地的勘探和生产开发活动,并为其他生产商的发展努力提供了加工机会。
在2019年期间,San Mateo收到了来自现有天然气客户的更多天然气收集和加工承诺,以及其他可中断量。在第三季度末和第四季度初的某些时候
2019年,由于现有天然气加工客户的处理量增加,San Mateo公司以目前设计的每天260 MMcf进气能力的95%以上的价格运营着布莱克河加工厂。
2018年10月,圣马特奥的一家子公司与新墨西哥州埃迪县的一家重要生产商达成了一项长期协议,内容涉及收集和加工此类生产商的天然气生产。由于达成了这项协议,以及圣马提奥公司与其客户,包括我们在内,事先签订了天然气收集和加工协议,2019年12月31日,San Mateo已签订合同,在布莱克河加工厂为每天200 MMcf天然气,即设计的每天260 MMcf天然气进气量的80%以上提供坚定的收集和加工服务。
此外,2018年年初,San Mateo在布莱克河加工厂完成了天然气液体(“NGL”)与EPIC Y级管道LP拥有的NGL管道的连接。与卡车运输NGL相比,这种NGL连接为我们和其他San Mateo客户提供了几个重要的好处。San Mateo的客户得到(一)公司NGL从特拉华盆地起飞,(二)增加NGL回收,(三)通过降低运输和分馏成本改进定价实现,以及(四)通过San Mateo的能力增加可选性,以便在需要时以乙烷回收模式经营布莱克河加工厂。
在我们位于得克萨斯州乐德县的Wolf资产区,San Mateo在2015年10月将我们在沃尔夫资产区(“爱县加工系统”)拥有某些天然气收集和加工资产的全资子公司出售给恩林克中流合作伙伴公司(“EnLink”)后保留的天然气收集系统来收集我们的天然气生产。爱县处理系统包括一个低温天然气加工厂(“沃尔夫加工厂”)和连接我们收集系统与沃尔夫加工厂的大约六英里的高压集输管道。在2017年2月,我们在Wolf资产领域剩余的所有中流资产都被贡献给了San Mateo I。
在…2019年12月31日,San Mateo的天然气收集系统包括天然气集输管道和相关的压缩和处理系统。在本年度终了的年度内2019年12月31日,San Mateo收集了大约77.2 Bcf的天然气,而截至年底收集的天然气为46.1 bcf。2018年12月31日。此外,在本年度终了期间2019年12月31日,San Mateo公司在布莱克河加工厂处理了约64.7 Bcf天然气,而在终了年度处理的天然气为32.3 bcf。2018年12月31日.
原油集输资产
圣马提奥和平原所有美国管道的子公司,L.P。(“平原”)已建立战略关系,为新墨西哥州埃迪县的上游生产商收集和运输原油,并同意通过一项联合关税安排和相关交易共同努力,向位于联合发展区内的生产商提供从井口到得克萨斯州米德兰的原油运输服务,使其能够进入其他终端市场。
San Mateo于2018年5月在得克萨斯州洛恩县沃尔夫资产区(“沃尔夫输油管道系统”)完成了其扩大的石油集输系统,并于2018年12月在新墨西哥州埃迪县的Rustler分拆资产区(“Rustler断开石油管道系统”)启用了其原油收集和运输系统。随着沃尔夫输油管道系统和Rustler断裂输油管道系统(集体,“San Mateo输油管道系统”)投入使用,2019年12月31日据我们估计,我们几乎所有的石油产量都来自沃尔夫和鲁斯特勒断裂资产区,这些地区约占我们特拉华盆地2019年石油产量的56%。随着San Mateo输油管道系统投入使用,我们通过取消价格较高的卡车运输服务,提高了在Wolf和Rustler突破资产领域的油价实现。
在…2019年12月31日,San Mateo输油管道系统包括从得克萨斯州爱德县和新墨西哥州埃迪县的发源地收集和输送原油的管道,与平原管道、L.P.和两个卡车运输设施相互连接。在本年度终了的年度内2019年12月31日,San Mateo输油管道系统的输油量约为890万桶,而在终了年度为200万桶2018年12月31日.
采出水资产
在2019年期间,San Mateo在Rustler分拆资产区的两口商用盐水处理井投入使用,2020年2月25日预计将于2020年第一季度晚些时候在Rustler分拆资产区增建一口咸水处理井,从而使San Mateo的商业咸水处置井在Rustler Back资产区的数量达到8口。在大Stebbins地区,San Mateo还购置了一口现有的商业咸水处理井和设施及地面面积,并随后将一口额外的商业咸水处理井投入使用。除了在Rustler分拆资产区的8口商业咸水处理井和相关设施外,在大Stebbins地区还有2口商业咸水处理井和相关设施,2020年2月25日,San Mateo在Wolf资产区有三口商用盐水处理井和相关设施,San Mateo的盐水收集系统包括盐
在Rustler和Wolf资产区和大Stebbins地区的集水管道破裂。在…2020年2月25日,San Mateo公司预计,到2020年第一季度末,其设计处理能力将达到每天约335 000桶盐水。
2018年6月,圣马提奥的一家子公司与新墨西哥州埃迪县的一家重要生产商达成了一项长期协议,以收集和处置客户生产的盐水。该协议包括将第三方的某些油井投入使用,这些油井目前或将要位于新墨西哥埃迪县圣马特奥现有的盐水收集系统附近。在2019年上半年,San Mateo公司从另一位现有的盐水处置客户那里获得了大量额外的土地占用和咸水处理井许可证。
在本年度终了的年度内2019年12月31日,San Mateo收集了大约6 990万Bbl的咸水,而在本报告所述年度收集到的盐水为4 400万bl。2018年12月31日。此外,在本年度终了期间2019年12月31日,San Mateo处理了大约6,710万Bbl的盐水,而在本报告所述年度,处理了4,750万Bbl的盐水2018年12月31日.
南德克萨斯州/路易斯安那州西北部
在得克萨斯州南部,我们拥有一个天然气收集系统,从我们经营的鹰福特租赁公司收集天然气生产。在路易斯安那州西北部,我们有中流资产,从我们经营的大部分租约和第三方那里收集和处理天然气,还有四口处理咸水的非商业咸水处理井。我们在得克萨斯州南部和路易斯安那州西北部的中游资产不是圣马提奥的一部分。
业务摘要
下表列出了截止年度的某些未经审计的生产和经营数据。2018年12月31日. |
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
未经审计的生产数据: | | | | | | |
净生产量: | | | | | | |
石油(MBbl) | | 13,984 |
| | 11,141 |
| | 7,851 |
|
天然气(Bcf) | | 61.1 |
| | 47.3 |
| | 38.2 |
|
总石油当量(MBOE)(1) | | 24,164 |
| | 19,026 |
| | 14,212 |
|
平均日产量(BOE/d)(1) | | 66,203 |
| | 52,128 |
| | 38,936 |
|
平均售价: | | | | | | |
无已变现衍生物的石油(每Bbl) | | $ | 54.34 |
| | $ | 57.04 |
| | $ | 49.28 |
|
石油,有已实现的衍生物(每Bbl) | | $ | 54.98 |
| | $ | 57.38 |
| | $ | 48.81 |
|
没有已实现的衍生产品的天然气(每麦克福) | | $ | 2.17 |
| | $ | 3.49 |
| | $ | 3.72 |
|
天然气,有已实现的衍生物(每麦克福) | | $ | 2.18 |
| | $ | 3.46 |
| | $ | 3.70 |
|
业务费用(按BOE计): | | | | | | |
生产税、运输和加工 | | $ | 3.82 |
| | $ | 4.00 |
| | $ | 4.10 |
|
租赁经营 | | $ | 4.85 |
| | $ | 4.89 |
| | $ | 4.74 |
|
工厂及其他中流服务运作 | | $ | 1.52 |
| | $ | 1.29 |
| | $ | 0.92 |
|
损耗、折旧和摊销 | | $ | 14.51 |
| | $ | 13.94 |
| | $ | 12.49 |
|
一般和行政 | | $ | 3.31 |
| | $ | 3.64 |
| | $ | 4.65 |
|
__________________
下表列出了我们的生产量、销售价格和生产成本的信息。2019年12月31日从我们的经营领域,我们认为这是不同的领域,以核算生产。 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 东南 新墨西哥州/西德克萨斯州 | | 南得克萨斯州 | | 路易斯安那西北部 | | |
| | | | | |
| | 特拉华盆地 | | 鹰福特(1) | | 海内斯维尔 | | 棉花谷(2) | | 共计 |
年净生产量 | | | | | | | | | | |
石油(MBbl) | | 12,843 |
| | 1,136 |
| | — |
| | 5 |
| | 13,984 |
|
天然气(Bcf) | | 44.7 |
| | 2.0 |
| | 13.9 |
| | 0.5 |
| | 61.1 |
|
总石油当量(MBOE)(3) | | 20,294 |
| | 1,463 |
| | 2,316 |
| | 91 |
| | 24,164 |
|
占年净生产量的百分比 | | 84.0 | % | | 6.0 | % | | 9.6 | % | | 0.4 | % | | 100.0 | % |
日平均净生产量 | | | | | | | | | | |
石油(Bbl/d) | | 35,184 |
| | 3,113 |
| | — |
| | 15 |
| | 38,312 |
|
天然气(MMcf/d) | | 122.5 |
| | 5.4 |
| | 38.1 |
| | 1.4 |
| | 167.4 |
|
石油当量总额(BOE/d) | | 55,599 |
| | 4,009 |
| | 6,345 |
| | 250 |
| | 66,203 |
|
平均销售价格(4) | | | | | | | | | | |
石油(每桶) | | $ | 53.95 |
| | $ | 58.71 |
| | $ | — |
| | $ | 52.89 |
| | $ | 54.34 |
|
天然气(每麦克福) | | $ | 2.11 |
| | $ | 3.45 |
| | $ | 2.16 |
| | $ | 2.17 |
| | $ | 2.17 |
|
总石油当量(每桶) | | $ | 38.80 |
| | $ | 50.22 |
| | $ | 12.99 |
| | $ | 15.22 |
| | $ | 36.93 |
|
生产成本(5) | | | | | | | | | | |
租赁经营、运输和加工(BOE) | | $ | 5.22 |
| | $ | 15.27 |
| | $ | 4.36 |
| | $ | 22.43 |
| | $ | 5.81 |
|
__________________ | |
(1) | 包括德克萨斯州La Salle县奥斯汀Chalk组的一口油井和得克萨斯州Zavala县San Miguel组生产少量天然气的两口井。 |
| |
(2) | 包括棉花谷组和浅水区,还包括一口产自德克萨斯州奥兰治县弗里奥组的油井。 |
| |
(3) | 报告的产量分为两种:石油和天然气,包括干气和富含液体的天然气。用每6麦克F天然气一桶油的转化率估算。 |
| |
(5) | 不包括工厂和其他中游服务业务费用、从价税以及石油和天然气生产税。 |
下表列出了我们的生产量、销售价格和生产成本的信息。2018年12月31日从我们的经营领域,我们认为这是不同的领域,以核算生产。 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 东南 新墨西哥州/西德克萨斯州 | | 南得克萨斯州 | | 路易斯安那西北部 | | |
| | | | | |
| | 特拉华盆地 | | 鹰福特(1) | | 海内斯维尔 | | 棉花谷(2) | | 共计 |
年净生产量 | | | | | | | | | | |
石油(MBbl) | | 10,230 |
| | 907 |
| | — |
| | 4 |
| | 11,141 |
|
天然气(Bcf) | | 37.7 |
| | 1.5 |
| | 7.5 |
| | 0.6 |
| | 47.3 |
|
总石油当量(MBOE)(3) | | 16,512 |
| | 1,152 |
| | 1,247 |
| | 115 |
| | 19,026 |
|
占年净生产量的百分比 | | 86.8 | % | | 6.0 | % | | 6.6 | % | | 0.6 | % | | 100.0 | % |
日平均净生产量 | | | | | | | | | | |
石油(Bbl/d) | | 28,026 |
| | 2,485 |
| | — |
| | 13 |
| | 30,524 |
|
天然气(MMcf/d) | | 103.3 |
| | 4.0 |
| | 20.5 |
| | 1.8 |
| | 129.6 |
|
石油当量总额(BOE/d) | | 45,237 |
| | 3,158 |
| | 3,417 |
| | 316 |
| | 52,128 |
|
平均销售价格(4) | | | | | | | | | | |
石油(每桶) | | $ | 56.12 |
| | $ | 67.4 |
| | $ | — |
| | $ | 64.72 |
| | $ | 57.04 |
|
天然气(每麦克福) | | $ | 3.55 |
| | $ | 5.46 |
| | $ | 2.85 |
| | $ | 2.80 |
| | $ | 3.49 |
|
总石油当量(每桶) | | $ | 42.88 |
| | $ | 60.02 |
| | $ | 17.09 |
| | $ | 18.59 |
| | $ | 42.08 |
|
生产成本(5) | | | | | | | | | | |
租赁经营、运输和加工(BOE) | | $ | 4.79 |
| | $ | 17.25 |
| | $ | 5.41 |
| | $ | 19.11 |
| | $ | 5.68 |
|
_________________ | |
(1) | 包括从奥斯汀查尔克组生产少量石油的一口井和得克萨斯州扎瓦拉县圣米格尔组生产少量天然气的两口井。 |
| |
(2) | 包括棉花谷组和浅水区,还包括一口产自德克萨斯州奥兰治县弗里奥组的油井。 |
| |
(3) | 报告的产量分为两种:石油和天然气,包括干气和富含液体的天然气。用每6麦克F天然气一桶油的转化率估算。 |
| |
(5) | 不包括工厂和其他中游服务业务费用、从价税以及石油和天然气生产税。 |
下表列出了我们的生产量、销售价格和生产成本的信息。2017年12月31日从我们的经营领域,我们认为这是不同的领域,以核算生产。 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 东南 新墨西哥州/西德克萨斯州 | | 南得克萨斯州 | | 路易斯安那西北部 | | |
| | | | | |
| | 特拉华盆地 | | 鹰福特(1) | | 海内斯维尔 | | 棉花谷(2) | | 共计 |
年净生产量 | | | | | | | | | | |
石油(MBbl) | | 6,579 |
| | 1,268 |
| | — |
| | 4 |
| | 7,851 |
|
天然气(Bcf) | | 25.1 |
| | 2.0 |
| | 10.3 |
| | 0.8 |
| | 38.2 |
|
总石油当量(MBOE)(3) | | 10,754 |
| | 1,611 |
| | 1,714 |
| | 133 |
| | 14,212 |
|
占年净生产量的百分比 | | 75.7 | % | | 11.3 | % | | 12.1 | % | | 0.9 | % | | 100.0 | % |
日平均净生产量 | | | | | | | | | | |
石油(Bbl/d) | | 18,023 |
| | 3,475 |
| | — |
| | 12 |
| | 21,510 |
|
天然气(MMcf/d) | | 68.6 |
| | 5.6 |
| | 28.3 |
| | 2.1 |
| | 104.6 |
|
石油当量总额(BOE/d) | | 29,463 |
| | 4,413 |
| | 4,697 |
| | 363 |
| | 38,936 |
|
平均销售价格(4) | | | | | | | | | | |
石油(每桶) | | $ | 49.08 |
| | $ | 50.29 |
| | $ | — |
| | $ | 45.52 |
| | $ | 49.28 |
|
天然气(每麦克福) | | $ | 4.03 |
| | $ | 4.69 |
| | $ | 2.83 |
| | $ | 2.79 |
| | $ | 3.72 |
|
总石油当量(每桶) | | $ | 39.41 |
| | $ | 45.58 |
| | $ | 16.96 |
| | $ | 17.69 |
| | $ | 37.20 |
|
生产成本(5) | | | | | | | | | | |
租赁经营、运输和加工(BOE) | | $ | 5.80 |
| | $ | 10.92 |
| | $ | 4.21 |
| | $ | 16.77 |
| | $ | 6.29 |
|
_________________ | |
(1) | 包括从奥斯汀查尔克组生产少量石油的一口井和得克萨斯州扎瓦拉县圣米格尔组生产少量天然气的两口井。 |
| |
(2) | 包括棉花谷组和浅水区,还包括一口产自德克萨斯州奥兰治县弗里奥组的油井。 |
| |
(3) | 报告的产量分为两种:石油和天然气,包括干气和富含液体的天然气。用每6麦克F天然气一桶油的转化率估算。 |
| |
(5) | 不包括工厂和其他中游服务业务费用、从价税以及石油和天然气生产税。 |
我们的石油当量总产量约为2 420万英国央行截至2019年12月31日止的年度 增加d 27%从我们的石油当量总产量大约1 900万英国央行2018年12月31日。产量增加的主要原因是我们在特拉华盆地各地的划界和开发业务。2019此外,我们在得克萨斯州南部的九口井项目于2019年上半年结束,非运营的Haynesville页岩井于2019年第三季度完成并投入生产。我们的平均每日石油当量产量截至2019年12月31日止的年度曾.66,203每日英国央行与52,128每日英国央行2018年12月31日。我们的平均每日石油产量截至2019年12月31日止的年度曾.38,312每天使用BBL油,增加的26%从…30,524每日BBL油2018年12月31日。我们平均每天的天然气产量截至2019年12月31日止的年度曾.167.4每天使用天然气,增加的29%从…129.6天然气每日MMcf2018年12月31日.
我们的石油当量总产量约为1 900万截至年底的英国央行2018年12月31日增加34%从我们的石油当量总产量大约1 420万截至年底的英国央行2017年12月31日。产量增加的主要原因是我们在特拉华盆地的划定和开发业务,这抵消了鹰福特和哈内斯维尔页岩产量下降的影响。截至年底,我们的平均每日石油当量产量。2018年12月31日曾.52,128每日英国央行与38,936截至年底的每日英国央行2017年12月31日。截至年底,我们的平均每日石油产量2018年12月31日曾.30,524每天石油的BBL,增加42%从…21,510终了年度每日石油bbl2017年12月31日。截至年底,我们的平均每日天然气产量。2018年12月31日曾.129.6天然气每日MMcf增加24%从…104.6截至年底的天然气每日MMcf2017年12月31日.
生产井
下表列出了与生产井有关的资料。2019年12月31日。根据油井的主要生产流程,将其划分为油井或天然气井。在我们操作的所有油井中,我们的平均工作兴趣大约为78%。2019年12月31日。对于我们不是经营者的油井,我们的工作兴趣从不到1%到大约52%不等,平均约为10%。在下表中,毛井是指我们拥有工作权益的生产井总数,净井是我们在总井中拥有的部分工作权益的总和。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 油井 | | 天然气井 | | 总井 |
| | 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 |
新墨西哥州东南部/得克萨斯州西部: | | | | | | | | | | | | |
特拉华盆地(1) | | 634 |
| | 298.6 |
| | 123 |
| | 55.4 |
| | 757 |
| | 354.0 |
|
南德克萨斯州: | | | | | | | | | | | | |
鹰福特(2) | | 139 |
| | 117.4 |
| | 4 |
| | 4.0 |
| | 143 |
| | 121.4 |
|
路易斯安那州西北部: | | | | | | | | | | | | |
海内斯维尔 | | — |
| | — |
| | 246 |
| | 20.5 |
| | 246 |
| | 20.5 |
|
棉花谷(3) | | 1 |
| | 1.0 |
| | 65 |
| | 39.7 |
| | 66 |
| | 40.7 |
|
面积共计 | | 1 |
| | 1.0 |
| | 311 |
| | 60.2 |
| | 312 |
| | 61.2 |
|
共计 | | 774 |
| | 417.0 |
| | 438 |
| | 119.6 |
| | 1,212 |
| | 536.6 |
|
__________________ | |
(1) | 包括在多次交易中获得的218口毛额(56.5净额)垂直井。 |
| |
(2) | 包括德克萨斯州La Salle县奥斯汀Chalk组的一口油井和得克萨斯州Zavala县San Miguel组生产少量天然气的两口井。 |
| |
(3) | 包括棉花谷组和浅水区,还包括一口产自德克萨斯州奥兰治县弗里奥组的油井。 |
已探明储量估计数
下表列出我们估计的已探明石油和天然气储量2018年12月31日。我们的生产和探明储量被分为两大类:石油和天然气,包括富含液体和干气的天然气。在我们生产富含液体的天然气的地方,例如在特拉华盆地和鹰福特页岩,与天然气相关的NGL的经济价值包括在开采和出售NGL的估计井口天然气价格中。储备金估计数是根据我们的工程人员所作的评估作出的,并已由以下机构审核,以确定其合理性。荷兰Sewell&Associates公司、独立的油藏工程师。这些储量估计是根据SEC石油和天然气储量报告规则编制的。所显示的估计储备只适用于已证实的储备,并不包括任何可能或可能为本港物业而存在的未探明储备,亦不包括任何可归因于未证实及未评估面积的权益的考虑因素。探明石油和天然气储量是指地质和工程资料表明,在现有经济和运行条件下,今后几年可从已知储层中回收的原油和天然气的估计量。
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日,(1) |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
已探明储量估计数:(2) | | | | | | |
已探明储量估计数: | | | | | | |
石油(MBbl) | | 147,991 |
| | 123,401 |
| | 86,743 |
|
天然气 | | 627.2 |
| | 551.5 |
| | 396.2 |
|
共计(MBOE)(3) | | 252,531 |
| | 215,313 |
| | 152,771 |
|
已探明储量估计数: | | | | | | |
石油(MBbl) | | 59,667 |
| | 53,223 |
| | 36,966 |
|
天然气 | | 276.3 |
| | 246.2 |
| | 190.1 |
|
共计(MBOE)(3) | | 105,710 |
| | 94,261 |
| | 68,651 |
|
发展百分比 | | 41.9 | % | | 43.8 | % | | 44.9 | % |
经证实的未开发储量估计数: | | | | | | |
石油(MBbl) | | 88,324 |
| | 70,178 |
| | 49,777 |
|
天然气(Bcf) | | 351.0 |
| | 305.2 |
| | 206.1 |
|
共计(MBOE)(3) | | 146,821 |
| | 121,052 |
| | 84,120 |
|
标准化测量(4)(以百万计) | | $ | 2,034.0 |
| | $ | 2,250.6 |
| | $ | 1,258.6 |
|
PV-10(5)(以百万计) | | $ | 2,248.2 |
| | $ | 2,579.3 |
| | $ | 1,333.4 |
|
__________________ | |
(2) | 我们估计的已探明储量、标准化措施和PV-10是用石油和天然气指数价格确定的,不影响衍生交易,而且在财产的整个生命周期内保持不变。截止的12个月的每月第一天价格的未加权算术平均数。2019年12月31日都是$52.19每磅石油和$2.58每个MMBtu的天然气,在12个月结束2018年12月31日都是$62.04每磅石油和$3.10天然气和截至12个月的人均天然气价格2017年12月31日都是$47.79每磅石油和$2.98天然气的价格。这些价格根据质量、能源含量、区域价差、运输费、销售扣除额和影响井口价格的其他因素进行了调整。我们报告了石油和天然气两大流的探明储量,与天然气有关的天然气的经济价值包括在估计的井口天然气价格中,即开采和出售天然气的属性。 |
| |
(4) | 标准化计量是指经证实的储备的未来现金流量估计数的现值,减去对未来开发、生产、堵塞和放弃费用以及所得税费用的估计数,按每年10%折现,以反映未来现金流动的时间安排。标准化措施并不是对我们财产的公平市场价值的估计。 |
| |
(5) | PV-10是一种非GAAP财务计量,与最直接可比的GAAP财务计量标准一般不同,因为它不包括所得税对未来净收入的影响。PV-10并不是对我们房产的公平市场价值的估计。我们和业内其他人士使用PV-10作为衡量标准,比较公司持有的已证明储量的相对规模和价值,以及与公司财产有关的潜在投资回报,而不考虑这些实体的具体税收特点。我们的pv-102018年12月31日在这种日期,可以通过将与这些准备金有关的贴现未来所得税添加到标准化计量中,使之与我们对未来现金流量贴现的标准计量相一致。未来的贴现所得税2018年12月31日以百万计,$214.2, $328.7和$74.8分别。 |
我们估计已探明的石油和天然气储量总额增加d 17%从…2.153亿英国央行2018年12月31日到2.525亿英国央行2019年12月31日。我们加了58.6通过扩展和发现,探明石油和天然气储量百万英镑2019,大约是我们的2.4倍2019年产2 420万英国央行。我们已探明的石油储量增加了20%从大约1.234亿bbl at2018年12月31日大约1.48亿bbl at2019年12月31日。我们已探明的天然气储量增加d 14%从…551.5bcf在2018年12月31日到627.2bcf在2019年12月31日。这增加在已探明的石油和天然气储量中,主要是我们在特拉华盆地的划界和开发活动的结果。2019。我们大概意识到5.1年,我们的已探明储量上调净额百万英镑2019主要是由于与某些井相比,某些井的油井业绩好于预期,从而导致了向上的技术修正。2018年12月31日,尽管大宗商品价格较低,用于估计已探明储量2019年12月31日。我们的探明储量与产量之比为2019年12月31日曾.10.5, 减少的7%从…11.3在…2018年12月31日.
在过去两年中,我们估计已探明的石油和天然气储量有所增加。65%从…1.528亿英国央行2017年12月31日到2.525亿bbl at2019年12月31日。我们已探明的石油储量增加了71%从…8 670万bbl at2017年12月31日到1.48亿bbl at2019年12月31日。我国已探明的已开发石油储量增加d 61%从…3 700万bbl at2017年12月31日到5 970万bbl at2019年12月31日.
我国已探明油气储量的标准化计量减少d 10%从…22.5亿美元在…2018年12月31日到20.3亿美元在…2019年12月31日。已探明石油和天然气储量的pv-10减少d 13%从…25.8亿美元在…2018年12月31日到22.5亿美元在…2019年12月31日。我们的标准化措施和pv-10的下降主要是由于用于估算已探明储量的加权平均石油和天然气价格较低。2019年12月31日,与2018年12月31日。用于估算已探明储量的每月第一天石油和天然气价格的未加权算术平均数2019年12月31日都是$52.19Per Bbl和$2.58按MMBtu计算,减少了16%和17%分别与石油和天然气的平均价格相比$62.04Per Bbl和$3.10每个MMBtu用来估计已探明储量2018年12月31日。我们的总探明储量是由59%石油和41%天然气2019年12月31日,与57%石油和43%天然气2018年12月31日。PV-10是一种非GAAP财务措施.有关PV-10对标准化度量值的调节,请参阅上表。
我国已探明的石油和天然气储量增加d 12%从…9 430万英国央行2018年12月31日到1.057亿英国央行2019年12月31日主要是因为我们在特拉华盆地的划界和开发业务。我国已探明的已开发石油储量增加d 12%从…5 320万bbl at2018年12月31日到5 970万bbl at2019年12月31日。我国已探明的天然气储量增加d 12%从…246.2bcf在2018年12月31日到276.3bcf在2019年12月31日.
下表汇总我们估计的已探明已开发储量的变化2019年12月31日. |
| | | |
| | 已探明储量 |
| |
| | (MBoe)(1) |
截至2018年12月31日 | | 94,261 |
|
扩展和发现 | | 14,206 |
|
原地矿物的净剥离 | | (736 | ) |
订正以前的估计数 | | (1,486 | ) |
生产 | | (24,164 | ) |
已证明未开发的转化为已证明的开发 | | 23,629 |
|
截至2019年12月31日 | | 105,710 |
|
__________________ 我国已探明的未开发石油和天然气储量增加d 21%从…1.211亿英国央行2018年12月31日到1.468亿英国央行2019年12月31日。我们已探明的未开发石油和天然气储量从7 020万BBL和305.2bcf,分别在2018年12月31日到8 830万BBL和351.0bcf,分别在2019年12月31日,主要是由于我们在特拉华盆地的划界和开发业务。
在…2019年12月31日,在我们的估计中,我们没有证实的未开发储备,这些储备在首次预订后五年或更长时间内仍未开发,我们目前计划使用预期的资本资源来开发截至目前仍未开发的经证实的未开发储备。2019年12月31日在预订这些储备后的五年内。
下表汇总经证实的未开发储量的变化情况2019年12月31日. |
| | | |
| | 已探明未开发储量 |
| |
| | (MBoe)(1) |
截至2018年12月31日 | | 121,052 |
|
扩展和发现 | | 44,410 |
|
原地矿物的净剥离 | | (1,571 | ) |
订正以前的估计数 | | 6,559 |
|
已证明未开发的转化为已证明的开发 | | (23,629 | ) |
截至2019年12月31日 | | 146,821 |
|
__________________ 下表列出自2016年以来,每年已证实的未开发储量转换为已探明的已开发储量以及与这些转换有关的投资(以千美元计)。 |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 已探明未开发储量转化为已探明储量的投资 |
| | 已探明未开发储量 转换成 已探明储量 | |
| | |
| | 油 | | 天然气 | | 共计 | |
| | (Mbbl) | | (Bcf) | | (MBoe)(1) | |
2016 | | 4,705 |
| | 13.1 |
| | 6,883 |
| | $ | 94,579 |
|
2017 | | 9,300 |
| | 45.0 |
| | 16,808 |
| | 211,860 |
|
2018 | | 16,009 |
| | 61.7 |
| | 26,283 |
| | 356,830 |
|
2019 | | 13,832 |
| | 58.8 |
| | 23,629 |
| | 318,609 |
|
共计 | | 43,846 |
| | 178.6 |
| | 73,603 |
| | $ | 981,878 |
|
__________________ 下表列出了按作业地区分列的关于我们估计的已证实净储量的额外汇总资料。2019年12月31日. |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 净探明储量(1) | | | | |
| | 油 | | 天然气 | | 油当量 | | 标准化测量(2) | | PV-10(3) |
| | (Mbbl) | | (Bcf) | | (MBOE)(4) | | (以百万计) | | (以百万计) |
新墨西哥州东南部/得克萨斯州西部: | | | | | | | | | | |
特拉华盆地 | | 139,595 |
| | 559.2 |
| | 232,793 |
| | $ | 1,877.1 |
| | $ | 2,074.8 |
|
南德克萨斯州: | | | | | | | | | | |
鹰福特(5) | | 8,350 |
| | 17.2 |
| | 11,219 |
| | 123.6 |
| | 136.6 |
|
路易斯安那西北部 | | | | | | | | | | |
海内斯维尔 | | — |
| | 45.9 |
| | 7,652 |
| | 31.0 |
| | 34.3 |
|
棉花谷(6) | | 46 |
| | 4.9 |
| | 867 |
| | 2.3 |
| | 2.5 |
|
面积共计 | | 46 |
| | 50.8 |
| | 8,519 |
| | 33.3 |
| | 36.8 |
|
共计 | | 147,991 |
| | 627.2 |
| | 252,531 |
| | $ | 2,034.0 |
| | $ | 2,248.2 |
|
__________________ | |
(2) | 标准化计量是指经证实的储备的未来现金流量估计数的现值,减去对未来开发、生产、堵塞和放弃费用以及所得税费用的估计数,按每年10%折现,以反映未来现金流动的时间安排。标准化措施并不是对我们财产的公平市场价值的估计。 |
| |
(3) | PV-10是一种非GAAP财务计量,与最直接可比的GAAP财务计量标准一般不同,因为它不包括所得税对未来净收入的影响。PV-10并不是对我们房产的公平市场价值的估计。我们和业内其他人士使用PV-10作为衡量标准,比较公司持有的已证明储量的相对规模和价值,以及与公司财产有关的潜在投资回报,而不考虑这些实体的具体税收特点。我们的pv-102019年12月31日在此日期,我们可以通过增加贴现的未来所得税来调节我们对未来现金流量贴现的标准计量。 |
与这些储备相关联的标准化措施。未来的贴现所得税2019年12月31日大约$2.142亿.
| |
(5) | 包括德克萨斯州La Salle县奥斯汀Chalk组的一口油井和得克萨斯州Zavala县San Miguel组生产少量天然气的两口井。 |
| |
(6) | 包括棉花谷组和浅水区,还包括一口产自德克萨斯州奥兰治县弗里奥组的油井。 |
用于建立储备的技术
根据美国证交会现行规则,探明储量是指通过对地球科学和工程数据的分析,可以合理肯定地估计出石油和天然气的数量,以便从给定的日期、已知的储层和现有的经济条件、操作方法和政府规章中合理地估算出经济上可生产的石油和天然气。“合理确定性”一词意味着高度信任实际回收的石油和/或天然气数量将等于或超过估计数。合理的确定性可以使用经同一水库或类似油藏的项目实际生产证明有效的技术,或使用确定合理确定性的可靠技术的其他证据来确定。可靠技术是由一种或多种技术(包括计算方法)组成的一组技术(包括计算方法),这些技术已被现场测试,并已被证明能在被评估的地层或类似地层中提供合理的、具有一致性和可重复性的结果。
为了确定我们估计的已探明储量的合理确定性,我们使用了已证明的技术,以一致和可重复性的方式产生结果。用于估算已探明储量的技术和技术数据包括但不限于电力测井、放射性测井、岩心分析、地质图和现有的压力和生产数据、地震数据和试井资料。利用生产动态和物质平衡方法估算了已探明已开发油井的储量。利用生产性能和类比相结合的方法,预测了一些生产历史较短的新产品性能。采用体积法和(或)类比法对未开发和未开发的油田储量进行了预测。
储量估算过程的内部控制
我们拥有石油工程师和地球科学专业人员的内部工作人员,以确保在我们的储量估算过程中使用的数据的完整性、准确性和及时性。我们的水库工程执行副总裁兼首席技术官主要负责监督我们的储量估算的准备工作。他在得克萨斯州A&M大学获得石油工程学士和硕士学位,是得克萨斯州的一名有执照的专业工程师,拥有超过42年的行业经验。在编制储备预算后,我们会以下列方法审核这些预算是否合理?荷兰Sewell&Associates公司、独立的油藏工程师。我们董事会的运营和工程委员会审查准备金报告和准备金估算过程,我们的董事会其他成员也审查准备金报告的结果和对储备金的独立审计。
面积汇总
下表列出了我们持有土地、矿产或其他权益的大约土地面积。2019年12月31日. |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 开发面积 | | 未开发土地 | | 总英亩 |
| | 毛额 | | 成本 | | 毛额 | | 成本 | | 毛额 | | 成品油网 |
新墨西哥州东南部/得克萨斯州西部: | | | | | | | | | | | | |
特拉华盆地 | | 145,800 |
| | 75,000 |
| | 85,500 |
| | 53,200 |
| | 231,300 |
| | 128,200 |
|
南德克萨斯州: | | | | | | | | | | | | |
鹰福特 | | 29,200 |
| | 26,500 |
| | 2,000 |
| | 1,900 |
| | 31,200 |
| | 28,400 |
|
路易斯安那西北部(1): | | | | | | | | | | | | |
海内斯维尔 | | 17,500 |
| | 10,000 |
| | — |
| | — |
| | 17,500 |
| | 10,000 |
|
棉花谷 | | 16,100 |
| | 14,900 |
| | — |
| | — |
| | 16,100 |
| | 14,900 |
|
面积共计(2) | | 19,700 |
| | 18,300 |
| | — |
| | — |
| | 19,700 |
| | 18,300 |
|
主要用途合计 | | 194,700 |
| | 119,800 |
| | 87,500 |
| | 55,100 |
| | 282,200 |
| | 174,900 |
|
__________________ | |
(1) | 已开发的土地包括路易斯安那州西北部的2800英亩土地和净矿产面积。 |
| |
(2) | 一些同样的租约涵盖海纳斯维尔组和较浅的棉花谷组的毛面积和净面积。因此,这两个地层的总面积和净面积之和并不等于路易斯安那州西北部的总面积和净面积。 |
未开发面积枯竭
下表列出了2019年12月31日该租约将在今后五年内按经营面积计算到期,除非在到期日期之前在涵盖土地面积的间隔单位内建立生产,现有租约在到期前续签,或继续经营,在每一主要期限届满后维持租约。2025年及以后到期的未开发面积共计净额12 700英亩,其中9 900英亩至2028年及以后才到期。我们在路易斯安那州西北部的Haynesville和棉花谷的所有租赁都是由现有的生产在2019年12月31日举行的。 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 英亩 | | 英亩 | | 英亩 | | 英亩 | | 英亩 |
| | 2020年届满 | | 届满2021 | | 届满2022 | | 届满2023 | | 2024年届满 |
| | 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 | | 毛额 |
| 网 | | 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 |
新墨西哥州东南部/得克萨斯州西部: | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
特拉华盆地(1) | | 17,000 |
| | 10,700 |
| | 26,400 |
| | 14,800 |
| | 18,600 |
| | 9,900 |
| | 4,800 |
| | 4,800 |
| | 300 |
| | 300 |
|
南德克萨斯州: | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
鹰福特 | | 1,600 |
| | 1,800 |
| | 400 |
| | 100 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
共计 | | 18,600 |
| | 12,500 |
| | 26,800 |
| | 14,900 |
| | 18,600 |
| | 9,900 |
| | 4,800 |
| | 4,800 |
| | 300 |
| | 300 |
|
__________________ | |
(1) | 特拉华盆地未来五年到期的土地约有47%与我们位于新墨西哥州利州北部的双子湖资产区有关。我们希望通过2020年的钻探活动或酌情支付额外的租赁奖金,持有或延长特拉华盆地某些即将到期的土地面积的一部分。 |
构成上表所列土地面积的许多租约将在其各自的主要期限结束时终止,除非在初级期限届满后为维持各自的租约而进行的业务或从土地面积产生的生产已在该日期之前确定,在这种情况下,租约将继续有效,直至大多数情况下商业数量停止生产为止。我们也有选择延长我们的一些租约,通过额外的租赁奖金支付之前,主要期限届满的租约。此外,我们可能试图在我们的某些土地到期时获得新的租约;但是,如果我们的租约在其各自的期限结束时到期,并且在该日期之前尚未确定生产,或者没有进行操作来维持超过最初期限的租约,则可能会立即生效的第三方租约或顶层租约。截至2019年12月31日我们的租赁主要是收费租赁和州租赁,主要期限为三至五年,联邦租赁的主要期限为10年。我们相信,我们的租约条款与竞争对手的租赁条款相似,因为它们既涉及主要条款,也涉及特许权使用费利益。
钻井效果
下表总结了我们在截至年底的钻探活动。2018年12月31日.
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
| 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 | | 毛额 | | 网 |
开发井 | | | | | | | | | | | | |
生产性 | | 147 |
| | 62.0 |
| | 118 |
| | 54.7 |
| | 72 |
| | 43.7 |
|
干的 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
勘探井 | | | | | | | | | | | | |
生产性 | | 25 |
| | 13.3 |
| | 35 |
| | 20.8 |
| | 33 |
| | 22.3 |
|
干的 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
总井 | | | | | | | | | | | | |
生产性 | | 172 |
| | 75.3 |
| | 153 |
| | 75.5 |
| | 105 |
| | 66.0 |
|
干的 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
营销与客户
我们的原油是根据长期和短期石油购买协议与非附属买家的基础上公布的价格公告,反映了一个既定的现场张贴价格。因此,我们所获得的原油和较重液体产品的价格随着石油市场对供求因素的反应而上下波动。我们较轻液体产品的价格上下波动,与原油和天然气市场之间的任何关系无关。与运输原油和液体有关的运输费用也从所收到的原油和液体价格中扣除。
我们的天然气是根据长期和短期天然气购买协议出售的.我们生产的天然气在不同的交货点出售给非附属的独立营销公司和非附属的中流公司。我们收到的价格是根据各种管道指数计算的。当有机会这样做时,我们可以在圣马提奥或第三方的处理设施进行天然气加工,从天然气中提取液态碳氢化合物。然后,我们根据液体销售所得收益的谈判百分比,或使用当时市场价格减去固定费率处理、运输和分馏费的其他谈判定价安排,为提取的液体支付报酬。
我们的石油和天然气生产价格波动很大。直接或间接造成价格波动的因素包括对石油和天然气的需求水平、石油输出国组织(欧佩克)的行动、气候条件,包括墨西哥湾沿岸地区的飓风、石油和天然气储存水平、运输能力限制、国内和外国政府规章、替代燃料的价格和供应、石油和天然气产区的政治条件、石油和天然气的国内外供应、外国进口的价格和总体经济状况。这些商品价格的下跌对我们已证实的储备的账面价值以及我们的收入、盈利能力和现金流量产生了不利影响。由于下游管道系统故障、产能问题和定期维护,以及涉及我们自己的油井操作的维护和维修,我们的石油和天然气生产不时发生短期中断。如果出现这种情况,我们的生产能力和维持稳定收入来源的能力就会受到限制。见“风险因素-我们的成功取决于石油和天然气的价格。石油及天然气价格偏低,以及价格持续波动,可能会对本港的财政状况及我们履行资本开支要求及财政责任的能力造成不利影响。“
我们的石油和天然气生产价格通常比相关基准价格(如NYMEX西德克萨斯中质石油价格或NYMEX Henry Hub天然气价格)有折扣。基准价格和我们所得到的价格之间的差额称为差额。石油和天然气的基准价格与我们获得的井口价格之间的差额增加,可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流动产生不利影响。参见“风险因素-NYMEX或其他石油和天然气基准价格与我们生产所得井口价格之间的差额增加,可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流动产生不利影响。”
最后几年2018年12月31日,我们有两个,四个和四个重要的买家,他们大约占了67%, 60%和60%分别占我们的石油、天然气和NGL收入的比例。如果我们失去了一个或多个这样的重要购买者,并且无法以我们认为可以接受的条件将我们的产品卖给其他购买者,这可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流动产生重大和不利的影响。有关这些购买者的进一步详情,请参阅本年度报告综合财务报表附注2。这类信息以参考的方式纳入其中。
物业名称
我们努力确保我们的物业所有权符合石油和天然气行业普遍接受的标准。虽然我们依靠石油和天然气租赁经纪人和/或地主的判断来确定某些租赁权收购的所有权,但我们通常在钻探石油和天然气井之前获得详细的所有权意见。我们的一些土地必须遵守要求钻探油井或进行其他勘探或开发活动的协定,以便保留我们在这块土地上的利益。我们对这些合同权益的所有权可能取决于我们是否满意地履行这些义务。我们的部分物业亦须受传统的专营权权益、融资安排附带的留置权、营运协议、税项及其他类似负担的影响,而我们相信这些物业的使用及运作不会受到重大影响,亦不会影响其价值。一般情况下,我们打算在不同期限到期之前,按需要进行作业、支付租赁租金或从油井生产石油和天然气,以避免租约终止。参见“风险因素-由于我们投资的房产所有权缺陷,我们可能会蒙受损失或费用。”
我们相信,我们对所有的物质资产都拥有令人满意的所有权。虽然这些财产的所有权受制于习惯上的产权负担,例如在购置不动产时通常保留的习惯权益、习惯上的特许权权益和合同条款和限制、现行税收和其他负担的留置权、地役权、限制和石油和天然气行业习惯上的小抵押,但我们认为,这些留置权、限制、地役权、负担或担保不会对这些财产在我们的业务中的使用和运作产生重大影响。此外,我们相信,我们已经从公共当局和私人团体获得了足够的通行权和许可,使我们能够经营我们的业务。
季节性
一般来说,但并不总是,天然气的需求和价格水平在冬季增加,夏季下降。为了减少季节性需求波动,管道、公用事业、当地配电公司和工业用户利用天然气储存设施,并在夏季提前购买预期的冬季需求。然而,夏季电力需求的增加会增加对库存量的需求。在冬季和夏季,对石油和取暖油的需求也普遍较高,尽管石油价格受到全球供求的影响更大。季节性异常,如温和的冬天,有时会减少这些波动。我们的某些钻探、完井和其他作业也受到季节性限制,因为在需求高峰期可能无法获得设备,或天气条件和事件导致作业延误。参见“风险因素-因为我们的储备和生产集中在几个核心领域,与某一特定地区有关的生产和市场问题可能对我们的业务产生重大影响”。
竞争
石油和天然气工业具有很强的竞争力。我们与主要和独立的石油和天然气公司竞争勘探机会和面积收购,以及钻井平台和其他设备和劳动力,需要钻探,完成,经营和发展我们的财产。我们还与公营和私营中流公司竞争天然气的收集和加工机会,以及在我们经营地区的盐水收集和处置以及石油收集和运输活动。此外,中流工业的竞争取决于设施的地理位置、商业信誉、可靠性和所提供服务的价格安排。San Mateo公司与在其业务领域提供类似服务的其他中流公司竞争,这类公司可能与这些领域的生产商有着传统的关系,并可能具有更长的效率和可靠性历史。
我们的许多竞争对手拥有更多的财政资源、人员、设施和其他资源。此外,规模较大的竞争对手可能比我们更容易承受联邦、州和地方法律法规变化带来的负担,这可能会对我们的竞争地位产生不利影响。这些竞争对手可能愿意并能够支付更多的费用,以购买钻井平台、租赁土地和矿物面积、生产石油和天然气特性或中流设施,并可能查明、评估、投标和购买数量比我们更多的财产和前景。我们的竞争对手也可能有能力购买和操作他们自己的钻机和水力压裂设备。
我们能否钻探和勘探石油和天然气,获得物业和提供有竞争力的中流服务,将取决于我们在这种高度竞争的环境中进行业务、评估和选择合适的财产以及完善交易的能力。此外,我们的许多竞争对手可能有较长的经营历史。
石油和天然气工业还与其他与能源有关的行业竞争,为工业、商业和个人消费者提供能源和燃料需求。见“风险因素-石油和天然气行业的竞争十分激烈,使我们更难获得房地产、市场石油和天然气、提供中流服务和确保训练有素的人员。”
调节
石油和天然气管制
我们的石油和天然气勘探、开发、生产、中游和相关业务受到广泛的联邦、州和地方法律、法规和法规的制约。如果不遵守这些法律、规则和条例,可能会造成严重的罚款或拖延或暂停运作。石油和天然气行业的监管负担增加了我们做生意的成本,影响了我们的盈利能力。由于这些法律、法规和规章经常被修改或重新解释,新的法律、法规和条例被颁布,我们无法预测遵守我们现在或将要遵守的法律、法规和规章的未来代价或影响。我们在石油和天然气行业的竞争对手一般都受到影响我们业务的同样的监管要求和限制。
德克萨斯州、新墨西哥州、路易斯安那州和许多其他州要求钻井作业许可证、钻井债券和作业报告,并对石油和天然气的勘探、开发和生产提出其他要求。许多州还有关于保护石油和天然气及其他事项的法律、规则和条例,包括关于石油和天然气属性的单一化或汇集、确定油井最大产量、调整井距、地面使用和恢复钻井财产、禁止、限制或限制排放或燃烧天然气、寻找和处置钻井和完井过程中使用和生产的水以及堵塞和废弃油井的规定。虽然目前在我们经营的各州没有这种情况,但有些州将生产限制在市场对石油和天然气的需求上,或规定在其边界内出售的天然气的最高价格。此外,一些监管机构不时实施价格管制。
限制石油和天然气井流量低于自然生产能力,以节省石油和天然气的供应,从而限制生产。此外,每个州一般对其管辖范围内的石油、天然气和天然气的生产和销售征收生产或遣散税。
我们的一些石油和天然气租约是由联邦政府的机构以及我们所在州的机构签发的。这些租约包含对获取和开发的各种限制,以及其他可能妨碍我们在这些租约所代表的土地上开展业务的能力的要求。参见“风险因素-我们特拉华盆地约26%的租赁和矿产英亩位于联邦土地上,这些土地受行政许可要求以及可能限制或限制联邦土地上石油和天然气业务的潜在联邦立法、条例和命令的约束”。
我们的天然气销售,以及我们从销售中获得的收入,都受到运输的供应、条件和成本的影响。适用于通过管道跨州运输天然气的费率、条款和条件由联邦能源管理委员会(“FERC”)根据1938年“天然气法”(“NGA”)以及1978年“天然气政策法”(“NGPA”)第311节规定。根据“国家石油管理局”第1(B)条,天然气收集设施不受联邦储气局的管辖,州内原油管道设施不受“州际商业法”(“州际商业法”)规定的联邦输油管道设施管辖。国家对天然气收集设施和国内原油管道设施的管制一般包括各种安全、环境和在某些情况下非歧视性的索取要求或基于投诉的费率管制。我们相信,就在.2020年2月25日,我们收集系统中的天然气管道符合FERC用于确立管道不受FERC管辖的采集者地位的传统测试。2018年12月,圣马提奥(San Mateo)启用了Rustler中断石油管道系统。2018年早些时候,该公司的一个开放季节旨在评估发货人对已承诺的原油州际运输服务的兴趣。Rustler公司分拆石油管道系统属于FERC管辖范围,包括大约17英里直径10英寸的原油集输管道,从新墨西哥州埃迪县的发源地到与平原管道L.P.的互连。2020年2月25日,我们收集系统中的其他原油管道符合FERC用于确定管道作为不受FERC管辖的州内设施的地位的传统测试。
2005年,国会颁布了2005年“能源政策法”(“能源政策法”)。“能源政策法”除其他外,修订了“国家天然气管制法”,禁止任何实体在购买或销售天然气或购买或出售受联邦天然气管制委员会管辖的天然气运输服务方面的市场操纵,并指示联邦能源管制委员会在州际商业中促进天然气销售或运输市场的透明度。“能源政策法”还大大加重了对违反“非政府组织法”、“非政府组织法”或“联邦应急协调委员会规则”、条例或命令的行为的处罚。联邦能源管理委员会颁布了实施“能源政策法”的条例。如果我们违反了反市场操纵法和相关规定,除了FERC规定的罚款和放款外,我们还可能受到第三方的损害赔偿。
州内天然气运输受州监管机构的监管(如上文所述,在一定程度上受联邦能源管制委员会的管制)。各州对天然气运输进行国内监管的依据以及对国内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。由于这些条例将适用于同一州内的所有国内天然气发货人,因此我们认为,在我们经营的任何国家的监管,都不会对我们的业务产生任何影响,而这种方式与我们的竞争对手所处的情况大不相同。
如上文所述,2018年12月,圣马蒂奥公司启用了Rustler公司的石油管道系统。Rustler断裂输油管道系统受FERC根据ICA和1992年“能源政策法”(“EP法”)规定的管制。国际协力事业团及其执行条例授权联邦输油局对州际公共运输管道的服务收费进行管制,并一般要求州际原油管道的费率和做法必须公正、合理、不具有不适当的歧视性和不适当的优惠。ICA还要求规定州际原油管道公司在其FERC管辖管道上提供运输服务的费率,以及关于这些服务的规则和条例,应提交FERC存档并公开公布。“极地法”及其实施条例也普遍允许州际原油管道每年将其费率按规定的最高水平进行索引,并要求这些输油管道在指数为负值时将其费率降至规定的最高水平。
我们从销售石油和NGL中获得的价格将受到这些产品向市场运输的可得性、条款和成本的影响。如上所述,根据FERC通过的规则,州际输油管道可以根据通货膨胀指数改变费率,但在特定情况下可以使用其他费率机制。州内输油管道的运费率受各州监管委员会颁布的法规管辖,各州的规定各不相同。我们无法确切地预测这些规定对我们的行动的影响。
2007年,2007年“能源独立和安全法”(“EISA”)生效。除其他外,EISA禁止任何人在购买或销售原油、汽油或石油方面操纵市场。
批发蒸馏酒违反联邦贸易委员会可能规定的规则和条例,指示联邦贸易委员会执行这些条例,并对违反条例的行为规定处罚。
管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)根据“天然气管道安全法”和“危险液体管道安全法”规定的权力,对受管制的管道和集装线实施管道安全要求,每一项都经修正。Rustler断裂石油管道系统受到PHMSA的监督。交通部通过PHMSA制定了关于州际输油管道完整性管理方案的规则,其中包括Rustler断油管道系统。近年来,根据这些法律和2011年“管道安全、管理确定性和创造就业法”,菲律宾海洋和社会保障局扩大了对集输管线的监管,使以前不受管制的管道遵守有关损害预防、腐蚀控制、公共教育方案、最高允许操作压力限制和其他要求的要求。我们的某些天然气集输线路是联邦“受管制的集输线”,符合PHMSA的要求。2016年4月8日,PHMSA发布了一份拟议规则制定通知,该通知将修订现有的完整性管理要求,扩大中等人口密度地区的评估和修复要求,并将监管要求扩大到目前豁免的陆上天然气集输管道。2017年1月13日,PHMSA发布了类似的关于危险液体(即石油)管道和集水线的规定,但没有公布。目前尚不清楚这条规则何时或是否会生效,因为特朗普政府已于2017年1月20日要求立即撤销提交给联邦登记册办公室(Office Of The Federal Registry)但尚未公布的所有规定,以供进一步审查。此外,各州还通过了类似于现行PHMSA条例的条例。, 用于州内收集和输电线路。参见“风险因素-我们可能因遵守管道安全条例而招致重大费用和负债。”
进一步扩大管道安全要求或我们的业务可能会使我们受到更严格或代价更高的安全标准的限制,这可能导致运营成本增加或运营延误。
美国联邦和州税收
在我们经营的地区,联邦、州和地方政府对我们销售的石油和天然气产品征税,对我们的许多油井,对我们的大部分钻探和运营成本征收销售和使用税。许多州提高了对能源或与碳氢化合物开采相关的州税,可能还会出现额外的增加。2019年1月,新墨西哥州参议院提出一项法案,对天然气加工商征收附加税,从2020年起每MMBtu 0.60美元,到2024年提高到每MMBtu 3.00美元。如果通过这项附加税,将对San Mateo和其他天然气加工商在新墨西哥州经营的能力产生不利影响,并会对我们在新墨西哥州加工的天然气的价格产生不利影响。此外,立法者和总统政府不时就各种能源税提案进行大量讨论,包括取消允许美国小型石油和天然气公司扣除无形钻井成本和消耗百分比的提案。税法的改变可能会对我们的业务和财务结果产生不利影响。见“风险因素-我们受到联邦、州和地方税收的影响,并且可能会受到新税的影响,或者由于未来立法而取消或减少目前在石油和天然气勘探和生产活动方面可获得的某些联邦所得税减免额,这可能会对我们的业务、财务状况、业务和现金流动的结果产生不利影响”和“风险因素--减税和就业法”可能会影响我们充分利用我们的利息费用扣除额和营业净亏损结转额来完全抵消我们今后应纳税的收入的能力。
水力压裂政策和程序
我们使用水力压裂作为一种手段,最大限度地回收石油和天然气,几乎每一口井,我们钻和完成。我们负责这些操作的工程师参加由行业专业人员教授的专业水力压裂训练课程。虽然每个地区的平均钻井和完井费用各不相同,但在某一地区内每口井的费用也各不相同,但平均而言,我们水平井的总体完井成本约有一半至三分之二可归因于总体完井活动,这些活动主要集中在水力压裂处理作业上。这些费用与钻井和完井的所有其他费用一样,包括在我们的正常资本支出预算中并由其供资。任何有关水力压裂的联邦和州法律法规的改变都可能影响到这些成本,并对我们的业务和财务结果产生不利影响。参见“风险因素-与水力压裂有关的联邦和州立法和监管举措可能导致成本增加和额外的操作限制或延误”。
地下水水质的保护对我们来说是非常重要的。我们相信,我们遵循所有的州和联邦法规,并在我们的操作中适用地下水保护的行业标准做法。这些措施受到州和联邦监管机构(包括联邦土地管理机构)的密切监督。
虽然在施工中使用的水泥和钢套管很少见,但如果需要补救,我们可以通过评估问题和运行诊断工具,包括水泥粘结测井和温度测井,进行压力测试,然后进行补救水泥作业,并采取其他适当的补救措施来解决这些问题。
我国绝大部分的水力压裂处理是由水、砂或其他类型的人工支撑剂组成的。我们使用主要的水力压裂服务公司,跟踪和报告在压裂作业中使用的化学添加剂,这是有关政府机构的要求。这些服务公司每年为该行业开发数千口井,投资数百万美元,通过严格的安全程序保护环境,并致力于开发更环保的压裂液。我们遵守安全程序,监督压裂作业的各个方面,以确保环境保护。我们不泵任何柴油在流体系统的任何我们的骨折刺激程序。
虽然目前的压裂刺激程序使用了大量的水,但在产出的盐水成为产生的流体的很大一部分之前,我们通常会回收不到10%的这种裂缝刺激水。所有产出的水,包括裂缝刺激水,都是在允许和受管制的处置设施中回收或处置的,目的是避免对地表水产生任何影响。自2015年中期以来,我们在特拉华盆地的某些资产区域回收了部分生产的盐水。回收生产的盐水,减轻了处理盐水的需要,也为我们节省了成本。
环境、卫生和安全条例
石油和天然气的勘探、开发、生产、收集和加工,包括盐水注入和处置井的作业,均须遵守各种联邦、州和地方环境法律和法规。这些法律法规可增加石油和天然气井、中流设施、盐水注入和处置井的规划、设计、钻井、完成和操作费用。我们的活动受到各种环境法律和条例的制约,包括但不限于:1990年“油污法”(“OPA 90”)、“清洁水法”(“CWA”)、“综合环境应对、赔偿和责任法”(CERCLA)、“资源保护和回收法”(“RCRA”)、“清洁空气法”(“CAA”)、“安全饮用水法”(“SDWA”)和“职业安全和健康法”(“OSHA”),以及类似的州法规和条例。我们还须遵守处理、运输、储存和处置我们的活动所产生的废物和我们的石油和天然气作业可能产生的天然放射性材料(“规范”)的条例。对不遵守这些环境法律法规的,可以处以行政、民事和刑事罚款和处罚,违反这些法律和条例的行为和责任也可能导致补救性清理、自然资源损害、允许修改或撤销、业务中断或关闭以及其他责任。此外,这些法律和条例还要求在开展某些活动之前获得许可证或其他政府授权,可能要求将拟议和正在进行的行动通知利益攸关方,限制或禁止因受保护的湿地而开展的其他活动。, 需要调查和清理污染的地区或物种。这些法律、规则和条例也可能将石油和天然气的产量限制在本来可能达到的水平以下。我们期望在所有物质方面继续遵守目前适用的环境法律和条例,不期望这些法律和条例会对我们产生重大的不利影响。
“石油保护法”第90条及其条例对“责任方”规定了与防止原油泄漏有关的要求,并要求对流入或在可航行水域、毗邻海岸线或在美国专属经济区内的石油泄漏所造成的损害承担赔偿责任。OPA 90下的“责任方”可能包括岸上设施的所有者或经营者。“行动纲领”规定90个责任方对规约所涵盖的漏油造成的清除和补救费用及其他损害,包括自然资源损害承担严格、共同和若干财务责任。如果不遵守“任择议定书”第90条,责任方可能会受到民事或刑事执法行动的制裁。
水务省和类似的州法律对向通航水域排放产生的水、填充物和其他材料实行限制和严格控制。这些管制多年来已变得更加严格,将来可能会有更多的限制。必须有许可证才能向某些州和联邦水域排放污染物,并在这些水域和湿地进行建筑活动。妇女事务部和类似的州法规规定了对任何未经许可排放石油和其他污染物的民事、刑事和行政处罚,并规定了清除或补救此类排放造成的污染的费用。2015年9月,环境保护局(“环保局”)和美国陆军工兵队(“工兵”)颁布的一项规则,修订了“美国水域”(“WOTUS”)的定义,适用于所有CWA项目,从而界定了环保局和保护团的管辖范围。如果这项修订扩大了西亚经社会的管辖范围,我们在获得湿地地区的疏浚和填土活动许可证方面可能会面临费用增加和延误的问题。然而,2017年6月,环保局和保护团提出了一项规则,将启动两步程序的第一步,旨在审查和修订WOTUS的定义。根据这一提议,第一步将是废除2015年5月的最后规则,并将在该规则之前存在的、在CWA下定义WOTUS的较窄的语言重新付诸实施。第二步是制定通知和评论规则,由各机构对WOTUS的定义进行实质性的重新评估。2019年9月,环保局完成了这一进程的第一步。
CERCLA,也被称为“超级基金”法,对被认为有助于将“危险物质”释放到“公约”中的各类人规定了责任,而不考虑过失或原始行为的合法性。
环境。这些人员包括释放发生地点的所有人或经营者以及处置或安排处置在现场发现的危险物质的公司。“公约”之下负责释放危险物质的人员可能要对清除危险物质的费用和对自然资源的损害承担连带责任。此外,邻近的土地所有者和其他第三方对据称由释放到环境中的危险物质造成的人身伤害和财产损害提出索赔,这并不少见。虽然CERCLA一般免除石油对危险物质的定义,但我们的业务可能也会涉及使用或处理根据CERCLA列为危险物质的材料。每个州都有类似CERCLA的环境清理法律。
RCRA和类似的州和地方法规管理危险和非危险固体废物,包括处理、储存和处置。我们在日常操作中产生危险和非危险的固体废物。RCRA包括一项法定豁免,允许许多与原油和天然气勘探和生产有关的废物被归类为非危险废物。RCRA的许多州对应方也有类似的豁免。并非我们产生的所有废物都属于这些豁免范围。过去曾多次建议修订RCRA,以取消适用于原油和天然气勘探及生产废物的豁免。通过行政、立法或司法程序,或通过修改适用的州法规,废除或修改这一豁免,将增加我们必须管理和处置的危险废物的数量,并使我们以及我们的竞争对手承担更多的经营费用。与非危险废物相比,危险废物的处置要求更为严格和昂贵。
经修订的“空气污染协定”限制了包括石油和天然气生产在内的多种来源的空气污染物的排放。此外,某些州有类似的立法,这可能比CAA更严格。这些法律和任何执行条例都规定了严格的空气许可证要求,并要求我们事先批准建造或修改某些预计产生空气排放的项目或设施,或使用特定的设备或技术来控制排放。参见“风险因素-关于我们运营中所有排放物的新规定可能导致我们承担重大费用”。2019年1月,新墨西哥州州长签署了一项行政命令,宣布新墨西哥州将通过加入美国气候联盟来支持“巴黎协定”的目标。美国气候联盟是一个由两党州长组成的联盟,致力于按照“巴黎协定”的目标减少温室气体排放。该行政命令的明确目标是,到2030年使全国温室气体排放量比2005年至少减少45%。行政命令还要求新墨西哥州的监管机构建立一个“可执行的监管框架”,以确保减少甲烷排放。联邦和州的监管机构可以对不遵守航空许可证或其他“民航局”和相关州法律法规的要求的行为处以行政、民事和刑事处罚。
环境法律和条例经常发生变化,任何导致更严格和昂贵的废物处理、储存、运输、处置、清理或作业要求的变化,都会对我们的业务和财政状况以及石油和天然气工业的运作和财政状况产生重大的不利影响。例如,最近的科学研究表明,某些气体的排放,通常被称为“温室气体”,包括二氧化碳和甲烷,可能导致地球大气层变暖。根据这些调查结果,环境保护局已开始通过并实施一套全面的条例,根据“加拿大环境协定”的现有规定限制温室气体的排放。与气候变化和温室气体排放有关的立法和监管举措可能而且很可能要求我们增加业务成本,对我们的利润产生不利影响,并可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响,从而降低我们获得的石油和天然气价格。见“风险因素-限制温室气体排放的立法或条例可能导致运营成本增加,减少对我们生产的石油、天然气和NGL的需求,而气候变化的实际影响则可能扰乱我们的生产,并使我们在准备或应对这些影响时承担重大费用”和“风险因素-对我们运营部门排放的所有排放的新规定可能导致我们承担大量费用”。
我们在整个作业地区拥有并经营地下注水井。地下注入是指通过井向地下注入流体,如从石油和天然气生产中产生并分离出的卤水再注入。地下注入使我们能够安全、经济地处理产出的水。SDWA为地下注入建立了一个监管框架,其主要目标是确保注入装置的机械完整性,并防止流体从注入区迁移到地下饮用水来源。对危险废物的地下注入处置,要求比污水处理更严格。如果不获得或不遵守颁发必要许可证的要求,我们可能会受到民事和(或)刑事执法行动和处罚。此外,在某些情况下,据称地下注入井的作业由于有缺陷的井设计或操作而引起地震(诱发地震活动)。这导致一些司法管辖区对地下注入井的位置和操作提出了更严格的管理要求。此外,一些州还提起了一些诉讼,指控液体注入或石油和天然气开采对邻近的财产造成损害,或以其他方式违反了管理废物处置的州和联邦法规。针对这些关切,一些州的监管机构正在寻求实施更多的要求,包括允许生产水处理井或其他方面的要求,以评估地震活动与此类井的使用之间的关系。为
例如,2014年10月,得克萨斯州铁路委员会(“TRC”)通过了“处置井规则”修正案,除其他事项外,要求新处理井的申请者使用美国地质调查局进行地震活动搜索,这些处理井将获得非危险的产出水或其他石油和天然气废物。这些搜索的目的是为了确定在提议的新处理井周围100平方英里的圆形区域内发生地震的可能性。如持证人或处置井许可证申请人未能证明已产生的水或其他液体局限于处置区,或如科学数据显示该处置井相当可能或被确定为对地震活动有贡献,则真相与和解委员会可拒绝、修改、暂停或终止该处置井的许可证申请或现有作业许可证。真相与和解委员会利用这一权力拒绝批准废物处理井。有可能通过联邦、州和地方立法和条例,以处理在我们作业地区诱发的地震活动,这可能限制我们的钻探和生产活动,也可能限制我们处理从这些活动中收集到的产出水的能力,这可能导致费用增加和额外的作业限制或延误。
我们的活动包括使用水力压裂。有关我们的水力压裂操作的更多信息,请参见“-水力压裂政策和程序”。水力压裂一般不受联邦法规的约束,因为根据SDWA,地下喷射(除非柴油是压裂液的组成部分)。水力压裂过程通常由国家石油和天然气委员会管理。联邦、州和地方各级的各种政策制定者、监管机构和政治候选人已提议限制水力压裂,包括彻底禁止水力压裂。例如,在2020年竞选美国总统职位的某些候选人承诺禁止水力压裂。对水力压裂的任何限制都可能特别针对联邦土地上的活动,这可能对我们在特拉华盆地的行动产生不利影响。限制水力压裂也可以减少我们最终能够生产的石油和天然气的数量。一些州和地区对水力压裂活动施加了额外的监管负担,并在某些地区严格限制或禁止这些活动。在2019年和2020年,新墨西哥州参议院分别提出了暂停水力压裂的法案。此外,除了注入井与地震活动之间的参考潜在联系之外,人们还担心水力压裂活动可能与诱发地震活动有关。科学界和各级监管机构正在研究石油和天然气活动与诱发地震之间的可能联系。, 一些国家监管机构修改了它们的规定或指导方针,以减轻诱发地震活动的潜在原因。如果从SDWA中取消水力压裂豁免,或者在联邦、州或地方一级颁布其他立法,对水力压裂的使用施加任何限制,这可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大影响。水力压裂的额外负担,如报告或许可要求,将导致额外费用和延误我们的运作。看见 “风险因素-与水力压裂有关的联邦和州立法和监管举措可能导致成本增加和额外的运营限制或延误”和“风险因素-我们在特拉华盆地的约26%的租赁和矿产英亩位于联邦土地上,这些土地受行政许可要求和可能的联邦立法、条例和命令的制约,这些法规和命令可能限制或限制联邦土地上的石油和天然气业务。”
石油和天然气勘探和生产业务及其他活动是由以前的业主和经营者对我们的一些财产进行的。这些作业的材料仍保留在某些财产上,在某些情况下需要补救。此外,我们偶尔也必须同意赔偿卖方生产财产,使其不受与我们购买的财产有关的环境索赔责任的影响。虽然我们不认为我们因遵守环境条例和补救以前或目前拥有或经营的财产而引起的费用将是实质性的,但我们不能保证这些费用不会导致对我们的利润产生不利影响的物质开支。
此外,在我们例行的石油和天然气作业过程中,可能会发生地面溢漏和漏油、采出水或其他材料的泄漏,包括套管泄漏,我们可能会因废物处理和遵守环境要求而承担费用。我们的石油和天然气业务也可能要求我们管理规范。Norm在包括油气藏在内的地下地层中具有不同的浓度,可能会集中在与原油和天然气生产及加工流程相接触的设备中的规模、膜和污泥中。一些州,包括德克萨斯州、新墨西哥州和路易斯安那州,已经制定了规范的处理、处理、储存和处置条例。此外,我们将能够直接控制我们经营的那些油井的运作。尽管我们对部分由我们拥有但由其他人操作的油井缺乏控制,但在某些情况下,经营者未能遵守适用的环境条例可能是我们的责任。
我们服从OSHA和类似州法规的要求。“OSHA危险通信标准”、“联邦超级基金修正案和重新授权法案”第三章下的“社区知情权”条例和类似的州法规要求我们组织有关在我们的行动中使用、释放或生产的危险材料的信息。其中某些信息必须提供给雇员、国家和地方政府当局以及地方公民。我们也要遵守OSHA工作场所标准中的要求和报告。
我们受美国国土安全部(DHS)管理的2002年“联邦国土安全部法”(“国土安全部”)关于危险材料安全的法律和法规的约束。国土安全部颁布了“化学设施反恐怖主义标准”,用基于风险的分级结构来识别和保护具有最大安全风险的化学设施。由于它加工的产品的组成,黑河加工厂必须向国土安全部登记。我们已经向国土安全部提交了所需的“最高屏幕”调查,并正在等待国土安全部的审查。如果黑河加工厂被国土安全部指定为分层设施,我们预计将继续承担与行政控制和加强实体安全措施有关的费用。
“濒危物种法”(“欧空局”)是为保护濒危和受威胁物种而制定的。根据欧空局的规定,如果某一物种被列为受威胁或濒危物种,则可对对该物种生境产生不利影响的活动施加限制。根据“候鸟条约法”,也向候鸟提供了类似的保护。美国鱼类和野生动物管理局还必须指定该物种的关键生境和适当的生境,作为确保该物种生存的努力的一部分。一个关键的生境或适当的生境指定可能对土地使用造成物质限制,并可能对石油和天然气的开发产生重大影响。我们在某些作业地区的石油和天然气作业也可能受到季节性或永久限制钻探活动的不利影响,这些活动旨在保护特拉华盆地和我们作业的其他地区的某些野生动物。参见“风险因素-我们受政府监管和责任约束,包括复杂的环境法,这可能需要大量支出”。我们从租约中获得最大产量的能力可能会受到这些限制的不利影响。
我们特拉华盆地面积的大约26%,包括所有的BLM收购,包括联邦租赁由BLM管理。允许在联邦土地上进行石油和天然气活动可能比不位于联邦土地上的石油和天然气活动的许可过程要长得多。拖延取得必要的许可证可能会扰乱我们的业务,并对我们的业务产生不利影响。这些BLM租约包含相对标准化的条款,并要求遵守详细的法规和命令,这些规定和命令可能会发生变化。这些作业还须遵守BLM关于生产设施的工程和建筑规格、安全程序、生产估价、特许权使用费的支付、设施的拆除、债券的张贴、水力压裂、控制空气排放和其他环境保护领域的规则。这些规则可能会增加我们业务的合规成本,而这反过来又会对我们的业务和运营结果产生不利影响。在某些情况下,BLM可能要求我们的联邦租赁业务暂停或终止。联邦土地上的石油和天然气勘探和生产活动也适用“国家环境政策法”(“国家环境政策法”)。“国家环境政策法”要求联邦机构,包括内政部,评估有可能对环境产生重大影响的主要机构行动。在这种评价过程中,机构将编写一份环境评估报告,评估拟议项目的潜在直接、间接和累积影响,并在必要时进行评估。, 将编写一份更详细的环境影响声明,供公众审查和评论。这一进程有可能推迟甚至停止具有“国家环境政策法”适用性的未来石油和天然气项目的开发。
我们过去没有,也不会预期在不久的将来,由于环境法律和条例,我们必须支付与我们的资本支出总额有关的数额,但由于这些法律和条例是定期修订的,我们无法预测遵守的最终费用。我们不能保证不会通过更严格的保护环境的法律和条例,也不能保证今后我们不会因环境法律法规而引起物质开支。参见“风险因素-我们受政府监管和责任约束,包括复杂的环境法,这可能需要大量支出”。
环境管制的明显趋势是对可能影响环境的活动施加更多的限制和限制。对环境法律和法规的任何修改或对执法政策的重新解释,如果导致更严格和成本更高的许可、排放控制、废物处理、储存、运输、处置或补救要求,都会对我们的业务和财务状况产生重大的不利影响。我们可能无法将增加的合规成本转嫁给我们的客户。此外,意外释放或泄漏可能发生在我们的运作过程中,我们不能保证我们不会因这些排放或泄漏而招致重大费用和责任,包括任何第三方对财产、自然资源或人员的损害索赔。
我们为一些(但不是全部)与我们的行业和业务相关的潜在风险和损失提供保险。我们一般不带业务中断保险。对于某些风险,如果我们认为现有保险的成本相对于所提出的风险来说过高,我们可能无法获得保险。此外,污染和环境风险一般不完全可保。如果发生重大事故或其他事件,而保险未完全投保,则可能对我们的财务状况、经营结果和现金流动产生重大不利影响。见“风险因素-对所有操作风险的保险不适用于我们。”
办公室租赁
我们的公司总部位于林肯中心,5400LBJ高速公路,1500号套房,德克萨斯州达拉斯75240。有关我们办公室租赁的更多细节,请参阅本年度报告中合并财务报表的附注4。这类信息以参考的方式纳入其中。
员工
在…2019年12月31日,我们有304全职员工。我们相信我们与员工的关系是令人满意的。集体谈判协议不包括任何雇员。我们不时利用独立顾问及承建商的服务,提供各种专业服务,包括地质学及地球物理、土地、生产及中流作业、建筑、设计、井场监察及监督、许可及环境评估、法律及入息税准备及会计服务等。独立的承包商,应我们的要求,钻我们所有的井,通常为我们执行现场和现场生产操作服务,包括中流服务,设施建设,抽水,维修,调度,检查和测试。如果出现重大的公司成长机会,并需要更多的管理和专业知识,我们将设法雇用合格的个人来填补这些机会所必需的职位。
可得信息
我们的互联网网站地址是www.matadorresources.com。我们通过我们的网站免费提供我们的年度报告表10-K、季度报告表10-Q、当前的表格8-K报告以及对这些报告的修正,在向证券交易委员会提供这些报告后,我们会在合理可行的情况下尽快提供这些报告。此外,我们的审计委员会、公司治理委员会、执行委员会、提名委员会以及战略规划和赔偿委员会的章程、我们针对官员、董事和雇员的道德和商业行为守则以及关于我们的某些ESG举措的信息都可以在我们的网站上查阅,我们还打算在我们的网站上披露对我们的道德和商业行为守则的任何修正,或者代表我们的首席执行官、首席财务官或首席会计官放弃这些守则。所有这些公司治理材料都是免费和印刷的任何股东谁提供书面要求的公司秘书在林肯中心,5400 LBJ高速公路,套房1500,达拉斯,得克萨斯州75240。我们网站的内容不打算以引用方式纳入本年度报告或任何其他我们提交的报告或文件中,任何对我们网站的引用都只是不活跃的文本引用。
第1A项.危险因素
与石油天然气产业相关的风险与我们的业务
我们的成功取决于石油和天然气的价格。石油和天然气价格较低,价格持续波动,可能会对我们的财务状况以及我们满足资本支出要求和财政义务的能力产生不利影响。
我们生产的石油和天然气的价格严重影响着我们的收入、盈利能力、可用于资本支出的现金流量、获得资本的机会、根据我们的信贷协议借款的能力以及未来的增长率。石油和天然气是商品,因此,由于供求变化相对较小,石油和天然气的价格会受到大幅度波动的影响。从历史上看,石油和天然气市场一直不稳定,今后可能会继续波动。期间2019,石油的平均价格是$57.01根据NYMEX西德克萨斯中质原油期货合约最早交货日期的价格,天然气的平均价格为$2.53按MMBtu,根据NYMEX亨利集线器天然气期货合约价格为最早交货日期。在2019年,石油价格开始于$45.41这是2019年的低油价,并且稳步上涨,达到了最高点。$66.30每磅4月底。石油价格在2019年第三季度下跌,然后在2019年第四季度再次上涨,年底达到每桶61.06美元。2020年初,石油价格波动特别大,从1月初每桶65.00美元的高点到2月底的每桶低于45.00美元不等。天然气价格始于2019年$2.94每个MMBtu,达到了一个很高的$3.59每个MMBtu一月中旬并持续下降了几个月,降至最低点$2.07八月初。随后,天然气价格在9月中旬涨至每百万吨2.68美元,然后再次下跌至2019年年底。$2.19每一次。
由于我们采用全成本核算方法,我们每季度进行一次上限测试,这可能会受到石油和天然气价格下跌的影响。大幅度的价格下跌已经使我们认识到在过去的全部成本上限损害,如果价格再次大幅下降,我们可能会认识到进一步的全额成本上限损害。这种全额成本上限减损降低了我们的有形资产净值、留存收益和股东权益的账面价值,但不影响我们从业务、流动性或资本资源中获得的现金流。参见“--根据”会计规则“,我们可能需要减记经证实的财产的账面价值,而这些书面记录可能会对我们的财务状况产生不利影响。”
我们的生产价格和生产水平取决于许多因素。这些因素包括但不限于以下方面:
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• | 石油输出国组织和国营石油公司在石油价格和生产控制方面的行动; |
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• | 石油、天然气和NGL的收集、加工和运输系统的可用性、邻近性和能力,以及产出水的收集和处置系统; |
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• | 美国、中东、南美洲和俄罗斯等石油和天然气生产国或国家的政治状况; |
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• | 国内或全球卫生问题,包括传染病或大流行疾病的爆发,例如最近的冠状病毒; |
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• | 对联邦、州和地方政府施加压力,要求其立法和监管利益,以停止、大力限制或管制石油和天然气业务,包括水力压裂活动; |
这些因素使人们难以确定地预测未来商品价格的变动。基本上,我们所有的石油和天然气销售都是在现货市场或根据现货市场价格的合同进行的,并不是按照长期固定价格合同进行的,而且石油和天然气价格之间也不一定是直接相关的。
石油或天然气价格的下跌不仅会减少我们的收入,而且还会减少我们可以从经济上生产的石油和天然气的数量,也可以减少我们根据我们的信贷协议可以借入的数额。如果石油或天然气价格下降到经济上不具吸引力的水平,并在那里停留很长一段时间,我们可以选择推迟我们对前景的一些勘探和开发计划,停止勘探或开发活动,因为这些活动的预期不利经济,或停止或推迟进一步扩大我们的中游项目,每一个项目都可能对我们的业务、财务状况、业务和储备产生重大不利影响。此外,商品价格的下降可能导致我们的借贷基础下降。如果借贷基数在任何时候低于我们的信贷协议规定的未偿借款,我们将需要向贷款人提供更多性质和价值令人满意的抵押品,以增加借款基数,使其数额足以弥补这一超出额,或在六个月内以同等的分期付款方式偿还赤字。
我们的勘探、开发、开发和中游项目需要大量的资本支出,这可能超过我们从业务和潜在借款中获得的现金流量,而且我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本,这可能对我们未来的增长产生不利影响。
我们的勘探、开发、开发和中游活动是资本密集型活动。我们的现金、经营现金流量、我们的合资伙伴的捐款以及根据我们的信贷协议、圣马特奥信贷贷款机制或其他方式提供的潜在未来借款,可能不足以为我们今后的所有收购或未来资本支出提供资金。我们未来的增长速度,至少在一定程度上取决于我们能否以利率获得资本,以及取决于我们确定的可接受条件。
我们从业务中获得的现金流量和获得资本的机会受到若干变数的影响,其中包括:
此外,未来可能发生的事件,如石油和天然气价格下跌,或此类价格下跌的延长时期、恐怖袭击、战争或打击维持和平任务、金融市场混乱、普遍经济衰退、石油和天然气工业衰退、大型公司破产、会计丑闻、主要公共石油公司高估的储量估计以及金融和资本市场的中断,使金融机构、信用评级机构和公众更加密切地审查包括能源公司在内的公共公司的财务报表、资本结构和支出及收益。过去,这类事件限制了能源行业的可用资本,而此类事件或类似事件可能会对我们今后为我们的业务获得资金产生不利影响。
如果我们的收入因石油和天然气价格下降、经营困难、储量或其价值下降或由于任何其他原因而减少,我们可能无法获得维持目前水平的业务所需的资本、进一步开发和利用我们目前的财产或投资于某些机会。或者,为了资助收购、提高我们的增长率、扩大我们的中流业务、开发我们的财产或支付更高的服务成本,我们可以决定通过发行债务或股票证券、出售生产付款、出售或合资经营中流资产、石油和天然气生产资产或租赁权益、出售或合资经营石油和天然气矿产利益、借款或其他方式来大幅度改变或增加我们的资本化。如果我们成功地出售额外的股本证券或可转换为股票的证券来筹集资金或进行收购,我们现有股东的所有权将被稀释,新投资者可能要求比现有股东更高的权利、优先权或特权。如果我们通过发行新的债务证券或增加负债来筹集更多资本,我们可能会受到限制我们商业活动的附加契约的约束。如果我们不能以可接受的条件从现有的资金来源筹集更多的资金,我们的业务、财务状况和经营结果可能会受到不利影响。
石油和天然气的钻探和生产具有高度投机性,涉及高度的操作和财务风险,存在许多不确定因素,可能对我们的业务产生不利影响。
勘探和开发油气储量涉及高度的操作和财务风险,使我们无法确定地预测实现某些目标所需的费用和时间。我们的钻探地点正处于不同的评估阶段,从准备钻探的地点到需要大量额外解释和批准才能钻探的地点。规划、钻井、完井和操作井的预算费用可能会超过预算,而且由于钻井、完井和作业过程中可能出现的各种复杂情况,这些费用可能会大幅度增加。在一口井开钻之前,我们可能会招致重大的地质、地球物理和土地费用,包括地震费用,无论一口井最终是否生产出商业数量的碳氢化合物,或根本没有钻探。勘探井比开发井承担更大的损失风险。我们从其他井、更充分勘探的地点或生产领域的现有数据中得出的类比,可能不适用于我们的钻井地点。如果我们的实际钻探和开发成本大大高于我们的预算成本,我们可能无法按建议继续我们的业务,并可能被迫相应地修改我们的钻井计划。
如果我们决定在某一地点钻探,就有可能找不到或开采不了商业生产的石油或天然气。我们可能钻或参加新的油井,但没有生产力。我们可以钻探或参与生产的油井,但这些油井的净收入不足以在钻井、运营和其他成本后恢复利润。在钻探和测试之前,无法肯定地确定任何特定地点是否会产生足够数量的石油或天然气,以收回勘探、钻探和完井费用,或在经济上可行。即使存在足够数量的石油或天然气,我们也可能损害潜在的含油气层,或在钻井或完井过程中遇到机械困难,从而导致产量和储量的减少。
放弃井。油井的产能和盈利能力可能受到一些额外因素的不利影响,其中包括:
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• | 获得设备(包括水力压裂设备)和合格人员的短缺或延误; |
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• | 邻近的操作人员可能从我们的财产中排出石油和天然气; |
此外,我们的勘探和生产业务涉及使用我们、其他运营商和服务提供商开发的一些最新的钻井和完井技术。我们在钻井和完成水平井时所面临的风险包括但不限于以下方面:
每一种风险都会在横向较长的井中放大,我们预计在2020年会钻得更多,其中74%的井的横向长度为2英里。如果我们今后不打生产性和有利可图的油井,我们的业务、财务状况、经营结果、现金流量和储备可能会受到重大和不利的影响。
我们的业务受到操作风险和风险的影响,可能造成重大损害和收入损失。
在石油和天然气勘探、开发、生产、收集、运输和加工过程中存在着许多固有的作业危险,包括:
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• | 国内或全球卫生问题,包括传染病或大流行疾病的爆发,例如最近的冠状病毒; |
此外,由于我们处理石油碳氢化合物和废物、向空气和水中排放、在地下注入或以其他方式处置废物、使用水力压裂液和历史工业作业以及废物处置做法,我们的业务和服务可能会产生重大的环境成本和责任,其中一些可能是实质性的。任何这些或其他类似事件都可能造成我们业务的中断或损害、大量维修费用、人身伤害或生命损失、对财产的重大损害、环境污染和重大收入损失。我们的水井、收集系统、管道和其他设施位于居民区、商业商业中心和工业场所附近,可能大大增加这些风险造成的损害程度。
低温天然气加工厂的运作也存在重大风险,例如圣马特奥拥有并由我们经营的黑河加工厂。天然气和NGLs具有挥发性和爆炸性,可能含有致癌物质。对黑河加工厂的损坏或不当操作可能导致爆炸或排放有毒气体,这可能导致重大损害索赔,中断收入来源,并阻止我们处理位于附近资产区的油井或第三方油井产生的部分或全部天然气。此外,如果我们无法处理这类天然气,我们可能被迫从受影响的油井中燃放天然气,或将其封闭一段时间。
此外,San Mateo公司的收集、加工和运输资产与其他管道或设施相连,管道或设施由非附属第三方拥有和运营。此类第三方管道、加工设施和其他中流设施的继续运营和我们的持续准入不在我们的控制范围之内。这些管道、工厂和其他中流设施可能无法使用,原因是测试、回转、线路修理、维修、降低工作压力、缺乏操作能力、监管要求以及由于能力不足或由于恶劣天气条件或其他作业问题造成的损坏而减少收货或交货。此外,如果San Mateo公司在这些第三方管道上的接入和运输成本大幅增加,其盈利能力可能会降低。如果成本有任何这样的增加,如果任何这些管道或其他中流设施无法接收、运输或加工产品,或者如果San Mateo收集、加工或运输的数量不符合这些管道或设施的产品质量要求,我们和San Mateo的收入和现金流动就会受到不利影响。
我们没有针对所有操作风险的保险。
我们没有针对所有操作风险的保险。我们没有完全投保所有风险,包括开发和完工风险,这些风险通常不能从第三方或保险公司收回。污染和环境风险一般不是完全可保的。此外,如果我们认为现有保险的成本相对于所提出的风险而言过高,我们可能选择不获得保险。因此,损失可能发生在无保险或无保险的风险或超出现有保险范围的数额。此外,将来可能无法以商业合理的价格或商业上合理的条件提供保险。由于各种因素,保险市场的变化可能使我们今后更难以获得某种类型的保险。因此,我们可能无法取得在这些市场转变之前我们本来可以获得的保险水平或种类,而我们所获得的保险可能不包括某些危险或目前所涵盖的所有潜在损失,而且可能会受到很大的免赔额。未投保和保险不足事件造成的损失和责任以及保险收益的延迟支付可能对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流动产生重大不利影响。
由于我们的储备和生产集中在少数核心领域,与某一特定地区有关的生产和市场问题可能对我们的业务产生重大影响。
我们目前几乎所有的石油和天然气生产以及已探明的储量都归功于我们在新墨西哥州东南部的特拉华盆地和西得克萨斯州的特拉华盆地、得克萨斯州南部的鹰福特页岩和路易斯安那州西北部的哈内斯维尔页岩。近年来,特拉华盆地已成为我们日益关注的一个领域,我们2019年石油和天然气总产量的大约87%归功于我们在特拉华盆地的财产。自2016年以来,我国资本支出的绝大部分用于特拉华盆地。我们期望我们大部分的资本支出2020将继续留在特拉华盆地,但分配给我们在南德克萨斯州和哈内斯维尔页岩有限公司的数量,以维持和延长租赁,并参与某些非运营良好机会。
以特拉华盆地为重点的工业可能会对我们收集、运输和加工我国石油和天然气生产的能力产生不利影响,因为在获取收集系统、管道、加工设施和石油、凝析水和盐水卡车业务方面存在重大竞争。例如,基础设施方面的限制在过去和将来可能需要我们偶尔燃放天然气,从而减少我们油井的销售量。由于我们的业务集中,我们可能不成比例地受到因运输能力的限制或中断、生产的减少、设备、设施、人员或服务的供应减少、政府的重大管制、自然灾害、恶劣的天气条件而造成的作业地区油井生产延误或中断的影响。
或关闭工厂以便定期维修。由于我们的财产集中在特拉华盆地,我们还特别暴露在石油和天然气基准价格与我们生产所获得的井口价格之间的任何差别。见“
我们的业务也可能受到飓风、热带风暴和冬季恶劣天气等天气条件和事件的不利影响,造成钻井和完井延误,设施和设备损坏,无法在受影响的工作地点及时接收设备或提供人员和产品。例如,近年来,特拉华盆地经历了一段严冬天气,影响了许多经营者。特别是,天气条件和冻结温度导致断电、卡车运输减少、钻井和完井延误以及其他生产制约因素。特拉华盆地的某些地区也经历了严重的水灾,影响到我们的作业以及该地区的许多其他作业人员,造成在某些井的钻探、完成和开始生产方面的延误。随着我们继续把业务重点放在特拉华盆地,我们可能越来越多地面临这些挑战和恶劣天气带来的其他挑战。
类似地,Eagle Ford页岩油田的某些地区也容易出现严重的热带天气,比如2017年8月的“哈维”飓风,导致许多运营商停产。由于“哈维”飓风,我们中部和东部的鹰福特公司(Eagle Ford)的运营受到了轻微的干扰,尽管未来的风暴可能会造成更严重的破坏和中断,或影响我们在包括鹰福特页岩(Eagle Ford)页岩和特拉华盆地在内的经营区域推广生产的能力。
由于我们的物业组合的集中性质,我们的一些物业可能同时经历任何相同的情况,因此对我们的经营结果的影响,相对于其他拥有较多元化物业组合的公司而言,会有较大的影响。例如,我们在特拉华盆地的作业受到基于环境敏感性和要求以及钾肥开采作业的钻探活动的特别限制。这种拖延、中断或限制可能对我们的财务状况、业务结果和现金流动产生重大不利影响。
我们不能保证我们将成功地优化我们的间距、钻井和完井技术,以便最大限度地提高我们的回报率、运营现金流和股东价值。
随着我们积累和处理地质和生产数据,我们试图制定一项开发计划,包括井距和完井设计,使我们的回报率、运营现金流和股东价值最大化。然而,由于许多因素,包括一些我们无法控制的因素,无法保证我们能够找到最优方案。今后的钻井和完井努力可能会影响现有油井的产量,母子效应可能会影响未来油井的产能,这是由于时间、井距接近或其他因素造成的。如果我们不能设计和实施有效的井距、钻井和完井战略,可能会对我们的财务状况、经营结果和现金流产生重大不利影响。
我们的某些财产可能已被偏移井部分耗尽或抽干,而我们的某些油井可能会受到其他经营者在钻探、完成或操作其拥有的油井时可能采取的行动的不利影响。
我们的某些财产可能已经部分耗尽或由于早期的偏移钻井而排水。与我们任何物业相邻的租赁权益的所有者可以采取行动,例如钻探和完成额外的油井,这可能会对我们的业务产生不利影响。当一口新井建成并生产时,油井附近的压差会导致储层流体向新井眼迁移(并有可能远离现有的井眼)。因此,这些潜在地点的钻探和生产可能导致已探明储量的枯竭,并可能妨碍我们进一步开发已探明储量的能力。此外,在邻近或附近的油井上进行的完井作业和其他活动,可能导致我们的油井无限期停产,导致租赁业务费用增加,并可能对我们的油井重新开始生产后的生产和储备产生不利影响。我们无法控制抵消运营商的运作或活动。
多井垫钻井可能会导致操作结果的波动.
在实际情况下,我们采用多井垫钻井.由于在垫板上钻探的油井是不生产的,直到同时在垫板上钻探的其他油井被钻探和完成,并且钻机从该位置移开,多井垫钻井推迟了在给定垫上钻的油井的开始生产,这可能会给我们的操作结果带来波动。此外,影响一口井的问题可能会对同一垫层上其他油井的生产产生不利影响。因此,多井垫钻井可能导致生产计划的推迟或正在进行的生产中断。此外,基础设施的扩展,包括更复杂的设施和外接能力,可能会成为
在项目开发领域具有挑战性。在考虑设计能力时,管理基础设施扩展的资本支出可能造成经济制约。
我们可能无法产生足够的现金来偿还我们所有的债务,我们可能被迫采取其他行动来履行我们根据适用的债务工具所承担的义务,而这些义务可能并不成功。
我们能否按期偿还或再融资我们的债务,取决于我们的财务状况和经营业绩,这取决于当前的经济和竞争条件以及某些我们无法控制的金融、商业和其他因素。我们可能无法维持经营活动的现金流量,使我们无法支付本金、保险费(如果有的话)和债务利息。
如果我们的现金流量和资本资源不足以为偿债义务提供资金,我们可能被迫减少或推迟投资和资本支出、出售资产、寻求额外资本或重组或再融资债务。我们重组或再融资债务的能力将取决于资本市场的状况和当时的财政状况。任何债务再融资都可能以较高的利率进行,并可能要求我们遵守更繁重的契约,这可能会进一步限制商业运作。现有或未来债务工具的条款可能限制我们采用其中一些替代办法。此外,任何未能及时支付未偿债务的利息和本金,都可能导致我们的信用评级降低,从而损害我们承担更多债务的能力。在缺乏足够的现金流量和资本资源的情况下,我们可能面临大量的流动性问题,可能需要处置物质资产或业务,以偿还债务和其他债务。我们的信贷协议、San Mateo信贷机制和管理我们未清高级票据的契约目前限制了我们处置资产的能力和使用这种处置所得收益的能力。我们可能无法完成这些处置,任何这类处置的收益可能不足以支付当时到期的任何还本付息义务。这些替代措施可能不会成功,也可能使我们无法履行预定的还本付息义务,这可能对我们的财务状况和业务结果产生重大不利影响。
我们可能会招致额外的负债,这可能会降低我们的财务灵活性,增加利息开支,并对我们的业务和单位成本产生不利影响。
截至2020年2月28日,“信贷协议”规定的最高信贷额度为15亿美元,借款基数是9.00亿美元我们当选的借款承诺为7.00亿美元。“信贷协议”规定的借款仅限于最低的借款基础、最高的贷款额度和选定的借款承诺。截至2020年2月28日,我们的可用借款能力约为3.99亿美元根据我们的信用证协议(在未结清的信用证生效后)。我们的借贷基础每半年由我们的贷款人根据我们现有和未来石油和天然气储量的估计价值确定,但我们和我们的贷款人都可以要求在预定的重新确定日期之间进行一次计划外的重新确定。我们的信贷协议以我们在大部分石油和天然气财产中的利益为担保,并载有限制我们承担额外债务、出售资产、支付红利和进行某些投资的能力的契约。由于借贷基数须定期重新厘定,因此,如果重新厘定的借款基数少于我们根据“信贷协议”借入的款额,我们便须向贷款人提供更多性质和价值令人满意的抵押品,使借贷基数增加至足以应付上述超额款项的款额,或在六个月内分期偿还赤字。如果我们被要求这样做,我们可能没有足够的资金来全额偿还这些款项。
截至2020年2月25日,San Mateo信用机制下的贷款金额是3.75亿美元,圣马提奥我的可用借款能力约为7 080万美元(在未结信用证生效后)。San Mateo信贷机制包括一个手风琴功能,可以将贷款人的承诺扩大到4亿美元。对斗牛士及其全资子公司以及San Mateo II及其附属公司而言,San Mateo信用工具是无追索权的,但由San Mateo I的子公司担保,并以San Mateo I公司的所有资产(包括不动产)为担保。San Mateo信贷机构包含限制San Mateo I公司承担额外负债、出售资产、支付股息和进行某些投资的能力的契约。
今后,在受关于我们未清高级票据的契约和管理我们其他未偿债务的其他票据(包括我们的信贷协议和San Mateo信贷贷款)的限制的情况下,我们可能会产生大量的额外负债,包括根据我们的信贷协议和San Mateo信贷安排,通过发行额外票据或其他方式,以开发我们的财产、资金收购或投资于某些机会。这种未来负债的利率可能高于目前的水平,导致我们的融资成本相应增加。
债台高筑可能会在多方面影响我们的业务,包括:
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• | 要求我们有很大一部分现金流量用来偿还我们的债务; |
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• | 使我们更容易受到一般不利的经济和工业条件的影响; |
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• | 与杠杆较低的竞争对手相比,使我们处于竞争劣势,因此,我们可能能够利用我们的负债水平可能妨碍我们追求的机会; |
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• | 限制我们今后为营运资本、资本支出、收购和一般公司或其他目的获得额外资金的能力;以及 |
我们的信贷协议下的借贷基础需要定期重新确定,而我们的信贷协议和San Mateo信贷贷款机制也存在利率风险。
信贷协议所规定的借贷基础,由贷款人根据每年12月31日和6月30日的已探明石油和天然气储量估计价值,于5月1日和11月1日起每半年确定一次。我们和放款人可要求在预定的重新确定日期之间一次临时重新确定借款基础。此外,由于各种因素,我们的贷款人可以灵活地减少我们的借贷基础,其中一些因素可能超出我们的控制范围。截至2020年2月28日,我们的借款基数是9.00亿美元,我们当选的借款承诺为7.00亿美元,我们2.55亿美元在未偿还的借款中,以及大约4 600万美元根据信用证协议签发的未付信用证。截至2020年2月28日,“信贷协议”规定的最高信贷额度为15亿美元。“信贷协议”规定的借款仅限于最低的借款基础、最高的贷款额度和选定的借款承诺。可要求我们偿还“信贷协定”规定的任何未偿债务的一部分,但在重新确定债务后,我们当时的未偿借款超过了重新确定的借款基数。我们可能没有足够的资金来偿还这些款项,这可能导致根据“信贷协定”的规定违约,并加速根据该协议发放贷款,要求我们谈判延期、安排新的融资或出售大量资产,所有这些都可能对我们的业务和财务结果产生重大的不利影响。
根据我们的信贷协议和San Mateo信贷贷款机制,我们的收益面临着与借款相关的利率风险。信贷协议下的借款可以是基准利率贷款或欧元美元贷款。如果我们以基准利率贷款借入资金,这种借款的利率将等于(1)该日的最优惠利率,(2)该日联邦基金的实际利率(如“信贷协议”所界定的),再加上该日的最高利率0.50%,及(Iii)每日调整的银行同业拆息利率(如信贷协议所界定),加上1.0%,再加上,在每一种情况下,数额从0.25%到1.25%每年视信贷协议下的借款水平而定。如果我们以欧元美元贷款借入资金,这种借款的利率将等于(X)经准备金调整的libor利率(如“信用协议”中所界定的)加上(Y)从1.25%到2.25%每年视信贷协议下的借款水平而定。如果我们有未偿还的借款根据我们的信贷协议和利率上升,我们的利息成本,这可能会对我们的经营结果和财务状况产生重大的不利影响。
同样,在San Mateo信贷机制下的借款可采用基本利率贷款或欧元美元贷款的形式。如果San Mateo I公司将资金作为基本利率贷款,则此类借款将以相当于最高利率的利率支付利息(I)该日的最优惠利率,(Ii)该日联邦基金的有效利率(如San Mateo信用基金所定义),加上0.50%和(Iii)调整后的Libo利率(在San Mateo信贷机构中定义)加上1.0%的利率,在每种情况下,每年的金额从0.50%到1.50%不等,取决于San Mateo I的综合总杠杆率(在San Mateo信用基金中定义)。如果San Mateo I将资金作为欧元美元贷款借入,则此类借款将按(X)调整后的利博利率在选定的利息期加上(Y)按每年1.50%至2.50%不等的利率支付利息,这取决于San Mateo I公司的综合总杠杆比率。如果San Mateo I在San Mateo信贷机制下有未偿借款并提高利率,则San Mateo I的利息成本也会增加,这可能会对San Mateo I公司的经营结果和财务状况产生重大的不利影响。
如上文所述,根据“信贷协定”和San Mateo信贷机制,以欧洲美元贷款的形式借入的利息是以libor为基础的。伦敦银行同业拆借利率作为全球参考利率的使用预计将在2021年后停止。每一项信贷协议和San Mateo信贷机制都规定,如果无法确定libor或存在与libor有关的其他条件,则有关行政机构可与我们协商,制定一项替代利率,适当考虑当时在美国确定辛迪加贷款利率的现行市场公约。如果这种情况发生,而且我们无法与我们各自的行政机构商定一个替代利率,我们就无法以欧元贷款的形式借款,我们将不得不以较高的基本利率借款,这可能会增加我们的资本成本。此外,整体金融市场可能会因逐步淘汰或取代libor而受到影响.我们的资本成本增加或金融市场的混乱,都可能对我们的业务和财务状况产生不利影响。
有关我们未偿债务的协议条款可能限制我们目前和未来的业务运作,特别是我们应对业务变化或采取某些行动的能力。
我们的信贷协议、圣马提奥信贷贷款机制和管理我们高级票据的契约包含,以及我们今后可能承担的任何债务,这些限制契约将施加重大的经营和金融限制,包括限制我们从事可能符合我们最佳长期利益的行为的能力。其中一项或多项协议包括公约,其中除其他外,限制我们的能力:
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• | 支付股利的股本或赎回,回购或退休,我们的股本或次级负债; |
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• | 签订协议,限制我们从有限子公司(如契约中的定义)向我们支付股息或其他款项; |
违反这些契约中的任何一项,都可能导致我们的信用协议、San Mateo信贷贷款机制和管理我们尚未发行的高级票据的契约发生违约。例如,我们的信贷协议要求我们保持债务与EBITDA的比率,这一比率被定义为未偿债务(扣除高达5 000万美元的现金或现金等价物)除以四季度EBITDA的滚动计算数(4.00或更少)。石油和天然气价格低或石油或天然气产量下降可能会对我们的EBITDA、现金流和债务水平产生不利影响,从而影响我们遵守本公约的能力。
同样,San Mateo信贷机制要求San Mateo I满足债务与EBITDA的比率,这一比率的定义是:资金到位的未偿债务总额(按San Mateo信贷机制的定义)除以滚动的4季度EBITDA计算数(5.00或更少),但某些例外情况除外。San Mateo信用机制还要求San Mateo I维持一个利息覆盖率,这个比率被定义为一个滚动的四季度EBITDA计算除以San Mateo I的综合利息支出,即2.50或更多。由于数量少于预期或其他原因,收入减少,或利率上升,可能会对San Mateo I公司的EBITDA和利息开支产生不利影响,从而影响San Mateo I公司遵守这些契约的能力。
一旦发生违约事件,可宣布根据适用的债务协议未付的所有款项立即到期并应支付,并可终止提供进一步信贷的所有适用承诺。如果根据我们的信贷协议、圣马丁信贷贷款机制或管理我们未偿还的高级债券的契约的债务加速,我们就无法保证我们将有足够的资产来偿还这些债务。这些债务协议和任何未来融资协议中的经营和财务限制和契约可能对我们为未来业务或资本需求提供资金或从事其他商业活动的能力产生不利影响。
我们的信用评级可能会被下调,这可能会降低我们的财务灵活性,增加利息开支,并对我们的业务产生不利影响。
截至2020年2月25日,标准普尔评级服务公司的信用评级为“B+”,穆迪投资者服务公司的信用评级为“B1”。我们不能向你保证,我们的信用评级将在任何一段时间内继续有效,或评级机构在其判断有此需要的情况下,不会完全调低或撤销评级。任何未来的降级都可能增加未来债务的成本。
信用评级下调导致我们融资成本的任何增加,都可能对我们今后获得更多资金用于营运资本、资本支出、收购和一般公司或其他目的的能力产生不利影响。如果在我们面临大量周转资金需求或缺乏流动性的情况下出现信用评级下调,我们的经营结果可能会受到重大不利影响。
我们依靠几个重要的买家来销售我们大部分的石油和天然气生产。其中一个或多个买家的流失,除其他因素外,会限制我们进入合适的石油及天然气市场。
我们依靠几个重要的买主出售我们大部分的石油和天然气生产。截至12月31日,2019, 2018和2017,我们有二, 四和四重要的购买者,分别
约占67%, 60%和60%分别占我们的石油、天然气和NGL收入的比例。我们不能向贵方保证,我们将继续随时进入适合我们未来生产的市场。如果我们失去了其中一个或多个客户,无法以我们认为可以接受的条件将我们的产品卖给其他客户,这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大和不利的影响。
我们的石油和天然气购买者、第三方经营者或其他第三方遇到的财政困难可能会减少我们从业务中获得的现金流量,并对我们的前景和资产的勘探和开发产生不利影响。
我们的大部分收入来自将我们的石油、天然气和天然气出售给没有关联的第三方买家、独立营销公司和中流公司。由于我们的石油和天然气应收账款集中于几个重要客户,我们也面临信用风险。我们无法预测,如果石油和天然气价格下跌,交易对手的业务将受到多大程度的影响,这种价格将持续低迷一段时间,或者我们行业的其他条件会恶化。买家如因遇到财务问题而延误付款,可能会即时对我们的经营结果及现金流量产生负面影响。
我们的共同业主或非经营物业的第三方经营者所遇到的流动资金和现金流问题,可能会阻止或推迟钻井或项目的开发。我们的工作利益共同业主可能不愿意或无法支付他们的项目费用的份额,因为他们将到期。就一个农庄党而言,我们必须找到一个新的农场党或获得替代资金,以便完成对受一项农场协定约束的前景的探索和发展。在工作利益所有者的情况下,我们可能被要求支付工作利益所有者在项目成本中所占的份额。如果我们无法获得必要的资本,以资助这些紧急情况或找到一个新的农场党,我们的业务结果和现金流动可能受到负面影响。
钻井平台、完井设备和服务、用品和人员,包括水力压裂设备和人员的缺乏或成本高昂,可能对我们在预算内及时制定和执行勘探和开发计划的能力产生不利影响,这可能对我们的财务状况、业务结果和现金流动产生重大不利影响。
钻井平台、完井设备和服务、人员或用品,包括沙子和其他支撑物的短缺或高昂成本可能会延误或对我们的行动产生不利影响。当美国或某一特定作业地区的钻井活动增加时,相关费用通常也会增加,包括与钻井平台、设备、用品(包括沙子和其他支撑物)以及人员以及其他行业供应商的服务和产品有关的费用。这些费用可能会增加,必要的设备、用品和服务可能会以经济价格提供给我们。如果成本增加,我们可能会推迟钻井或完井活动,这可能会限制我们建立和替换储备的能力,或者我们可能会承担这些较高的费用,这可能会对我们的业务、财务状况、业务结果和现金流动产生不利影响。此外,如果石油和天然气价格下跌,第三方服务提供商可能面临财政困难,无法提供服务。减少可供我们使用的服务提供者的数目,可能会对我们保留合格服务提供者的能力产生负面影响,或以我们可以接受的成本获得这些服务。
此外,对水力压裂服务的需求有时超过整个行业,特别是某些作业地区的压裂设备和人员。水力压裂设备因其在非常规油气田的部署而加速磨损,横向长度较长,压裂阶段较多,进一步加剧了此类设备的使用和人员短缺。如果对压裂服务的需求增加,或压裂设备和人员的供应减少,采购这些服务的费用增加或延误,可能会对我们的业务、财务状况、业务结果和现金流动产生不利影响。
如果我们不能为我们的钻井和水力压裂作业获得足够的水供应,或无法以合理的成本和根据适用的环境规则处置我们使用的水,我们生产石油和天然气的商业和商业数量的能力就会受到损害。
我们在钻井和水力压裂作业中使用了大量的水。我们不能以合理的价格获得足够的水,或在钻井和水力压裂后处理和处置水,可能会对我们的业务产生不利影响。近年来,新墨西哥东南部和得克萨斯州西部都经历了严重的干旱。因此,我们可能很难为我们的行动获得必要的水量。此外,实施新的环境倡议和条例可能包括限制我们进行诸如水力压裂或废物处置等某些作业的能力,包括但不限于与石油和天然气勘探、开发和生产有关的产生的水、钻井液和其他废物。此外,今后的环境条例和允许提取、储存和使用水井水力压裂所需地表水或地下水的要求,可能会增加作业费用,造成延误、中断或终止作业,其程度无法预测,所有这些都可能对我们的业务、财务状况、业务结果和现金流动产生不利影响。
如果监管方面的变化阻碍了我们继续以我们以往的方式继续注入油井的能力,这可能会对我们未来的生产结果产生重大的不利影响。
在得克萨斯州,分配井允许操作者在两个或两个以上的租赁地下钻一口水平井,而这些租赁物不是共用的,也不是跨多个现有的集合单元。在新墨西哥州,运营商可以汇集多个间隔单元,以便在多个租赁地上钻一口水平井。我们在德克萨斯州和新墨西哥州都积极地钻探和生产分配井和集合间距单位井。如果对这类油井进行监管方面的变化,适用的国家机构否认或严重拖延此类油井的允许,颁布立法,对目前准许此类油井的程序产生不利影响,或对允许此类油井的监管计划提出诉讼,这可能对我们在一些租约上钻长水平井的能力产生不利影响,而这反过来又可能对我们预期的未来生产产生重大不利影响。
除非我们更换石油和天然气储量,否则我们的储量和产量将下降,这将对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流动产生不利影响。
随着我们的储量枯竭,石油和天然气的产量下降。我们未来的石油和天然气储量和生产,以及因此,我们的收入和现金流量,在很大程度上取决于我们能否有效地开发和开采我们目前的储量,并在经济上找到或获得更多的石油和天然气生产资产。我们目前主要集中在增加来自特拉华盆地的生产和储备,这是一个竞争激烈和工业活动频繁的地区。由于这一活动的结果,我们可能难以扩大我们目前的生产或在这一领域获得新的财产,并可能在今后的其他领域遇到这样的困难。在石油和(或)天然气价格较低的时期,现有的储量可能不再是经济的,筹集必要的资本以资助扩张活动将变得更加困难。如果我们不能取代我们目前和未来的产量,我们的储备将减少,我们的业务、财务状况、经营结果和现金流动将受到不利影响。
我们的生产能否推向市场,取决于石油、天然气和天然气的收集、加工和运输设施,而没有令人满意的石油、天然气和天然气的收集、加工和运输安排,可能会对我们的收入产生重大的不利影响。
没有令人满意的石油、天然气和天然气的收集、加工和运输安排,可能会妨碍我们进入石油、天然气和天然气市场,或推迟我们油井的生产。我们的石油、天然气和天然气生产是否具备现成的市场取决于若干因素,包括石油、天然气和天然气的需求和供应,以及石油、天然气和天然气的储量是否接近管道和终端设施。我们销售产品的能力在很大程度上取决于收集系统、管道、加工设施以及石油和凝结水卡车业务的可用性和能力。这类系统和业务包括San Mateo的系统和业务,以及第三方拥有和经营的其他系统和业务。我们无法控制第三方系统和操作的持续运作和持续访问。无论是谁操作我们所依赖的中流系统或业务,如果我们不能以可接受的条件获得这些服务,可能会对我们的业务造成重大损害。此外,其中某些收集系统、管道和加工设施,特别是在特拉华盆地,可能已经过时或需要修理,而且线路损失、故障和故障率较高。此外,这些设施可能因试验、转机、线路修理、维修、工作压力降低、缺乏作业能力、监管要求以及由于能力不足或由于恶劣天气条件或其他作业问题而减少收货或交货而无法使用。因为我们的财产集中在特拉华盆地, 我们还特别容易受到石油和天然气基准价格与我们生产井口价格之间的任何差别的影响。见“
我们可能因为缺乏市场或由于管道不足或没有管道、收集系统、加工设施或卡车能力而被要求关闭油井。如果发生这种情况,我们将无法实现从这些井的收入,直到作出生产安排,以交付我们的生产到市场。此外,如果我们被要求关闭油井,我们也可能有义务向某些矿产权益所有者支付关闭的特许权使用费,以维持我们的租约。此外,如果我们无法销售我们的生产,我们可能需要燃烧天然气,这将减少我们的水井的销售量,在某些情况下,我们将需要支付这种燃烧天然气的使用费。
我们自己或第三方设施因维修、天气或其他因素而中断,可能会对我们销售和交付石油、天然气和天然气的能力产生负面影响。如果我们在这些管道上使用和运输的成本大幅度增加,我们的盈利能力就会降低。第三方控制其设施何时或是否恢复,以及将收取何种价格。过去,我们曾经历过管道和天然气处理中断,以及与天然气生产有关的能力和基础设施限制,除其他外,这要求我们偶尔燃放天然气。虽然我们签订了天然气加工和运输协议,涵盖了我们特拉华盆地在新墨西哥州东南部和得克萨斯州西部的大部分地区的预期天然气产量,但没有
我们可以保证,这些协议将完全缓解这些问题,如果我们不履行有关的收集、处置或加工承诺,我们可能需要根据这些协议支付不足的款项。我们可能会遇到类似的中断和处理能力的限制,因为我们在特拉华盆地继续探索和发展我们的沃尔夫夏普、骨泉和其他富含液体的游戏。2020。如果由于管道中断或缺乏加工设施或这些设施的能力而要求我们长期停产或燃放天然气,可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流动产生重大不利影响。
我们通过合资经营我们的一部分业务,使我们面临可能对这些业务的成功、我们的财务状况、运营结果或现金流动产生重大不利影响的额外风险。
我们在特拉华盆地的中游资产基本上都是通过San Mateo拥有和运营的,将来我们可能会参与其他合资企业的安排。合资企业的性质要求我们与无关联的第三方分享部分控制权。如果我们的合资伙伴不履行他们的合同和其他义务,受影响的合资企业可能无法按照其业务计划运作,我们可能需要增加我们的财务承诺水平或寻求第三方资本,这可能会稀释我们在适用的合资企业的所有权。如果我们不及时履行我们的财政承诺或以其他方式遵守我们的合资协议,我们对适用的合资企业的所有权和权利可能会减少或受到其他不利影响。此外,不能保证任何合资企业都会成功,或在我们所预期的水平上产生现金流动。合资企业参与方之间的意见分歧还可能导致商业决策或其他方面的延误、未能就重大问题、业务效率低下和僵局、诉讼或其他问题达成协议。我们为San Mateo公司提供管理职能,并为今后的合资企业安排提供此类服务,这些安排可能需要更多的时间和管理人员的关注,或者需要我们雇用或聘用更多的人员。第三方也可能要求我们对合资企业的责任负责。这些问题或任何其他导致合资企业偏离其原来业务计划的困难,都可能对我们的财务状况、经营结果和现金流动产生重大不利影响。
由于San Mateo中游业务地区的产量自然下降,San Mateo公司的长期成功取决于其获得新产品来源的能力,而这取决于San Mateo公司控制范围以外的某些因素。向其中流设施供应的任何减少都可能对San Mateo的业务和经营业绩产生不利影响。
圣马特奥的中流设施正在或将与我们或第三方经营的石油和天然气井相连,这些油井的产量将随着时间的推移自然下降,这意味着与这些石油、天然气和产出水来源有关的现金流也将随着时间的推移而下降。其中一些第三方不受最低数量承诺的约束。为了保持或提高San Mateo的收集系统的吞吐量水平和其他中流设施的利用率,San Mateo必须不断获得新的产品来源。San Mateo能否获得更多的石油、天然气、天然气和污水来源,部分取决于其收集和运输系统及其他中流设施附近的钻探和生产活动的成功程度。San Mateo无法控制其业务领域的第三方活动水平、与油井相关的储量或油井产量下降的速度。此外,San Mateo对第三方生产商或其钻探或生产决策没有控制权,这些决定除其他外,受当前和预计的能源价格、碳氢化合物需求、储量水平、地质考虑、政府规章、钻井平台的供应、其他生产和开发成本以及资本供应和成本的影响。
我们已经签订了一些长期合同,要求我们向我们的服务提供商支付费用,无论实际数量是多少,这可能会限制我们使用其他服务提供商的能力。
我们不时与包括圣马特奥在内的中流公司签订某些石油、天然气或盐水收集或运输协定、天然气加工协定、盐水处理协定或类似的商业安排,将来也可能签订这些协定。其中某些协议要求我们履行最低数量承诺,通常不管实际吞吐量如何。较低的商品价格可能导致我们钻探计划的减少,这可能导致不足以履行我们在这些协议下的义务。截至2019年12月31日,我们的长期合同义务在最低数量承诺的协议下总计约为12亿美元协议的条款。如果我们的产量不足以履行其中任何一项协定规定的最低数量承诺,我们的业务现金流就会减少,这可能要求我们减少或推迟计划中的投资和资本支出,或寻求其他筹资手段,所有这些都可能对我们的业务结果产生重大不利影响。
根据我们与中流公司的某些协议,我们已经将我们目前和未来在某些资产领域的租赁权益奉献给了对手方。因此,我们使用其他收集、加工、处置和运输服务提供商的能力将受到限制,即使这些服务提供商能够为我们提供更优惠的价格或更有效的服务。
我们并不拥有我们的中流资产所在的所有土地,这可能会扰乱我们的业务。
我们并不拥有我们的中流资产所在的所有土地,因此,如果我们没有有效的通行权或租约,或如果这些权利或租约失效或终止,我们就有可能获得更繁重的条件和/或增加的费用或特许权使用费,以保留必要的土地使用权。我们有时获得第三方和政府机构在一段特定时期内拥有的土地的权利。我们丧失了这些权利,因为我们无法续签通行权合同、租约或其他方式,可能导致我们停止在受影响土地上的作业,或以更高的成本为我们的业务寻找其他地点,每一个地点都可能对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流动产生重大不利影响。
中游项目的建设使我们面临施工延误、成本超支、增长受限和对财务状况的负面影响、运营结果、现金流和流动性等风险。
我们不时通过圣马提奥或其他途径规划和建设中游项目,其中一些项目可能需要几个月才能投入商业运作,如石油、天然气和水收集系统的建设、天然气加工厂的建设、商用盐水处理井的钻探以及相关设施的建设。这些项目是复杂的,受到一些我们无法控制的因素的影响,包括来自第三方土地所有者的拖延、许可程序、政府和监管机构的批准、遵守法律、无法获得材料、劳工中断、环境危害、融资、事故、天气和其他因素。这些项目的任何延误都可能对我们的业务、业务结果、流动资金和财务状况产生重大不利影响。建造盐水处理设施、管道以及收集和处理设施需要大量的资本支出,这可能超过我们估计的费用。估计与这些发展项目有关的时间和支出是非常复杂的,并取决于可显著增加预期费用的变数。如果这些工程的实际成本超过我们的预算,我们的流动资金和财务状况可能会受到不利影响。这种发展活动要求我们的管理人员和技术人员作出重大努力,并对我们的财政资源和内部财务控制提出更多的要求。我们可能没有能力吸引和/或保留必要数量的人员,他们具备使复杂项目取得成功所需的技能。
我们估计的石油和天然气储量,可能并不反映我们将会收回的石油和天然气的实际数量,而这些储量估计或基础假设中的重大错误,将对我们储量的数量和现值产生重大影响。
油气储量的估算过程复杂、不准确,存在诸多固有的不确定性。这一过程依赖于对现有地质、地球物理、工程和生产数据的解释。这些技术数据的范围、质量和可靠性可能各不相同。这一过程还需要与石油和天然气价格、钻探和业务费用、资本支出、税收和资金供应等有关的某些经济假设。储备估计的准确性取决于:
任何已探明石油和天然气储量估计的准确性通常随着生产历史的延长而增加。由于我们的许多财产的生产历史有限,因此,与生产历史较长的财产相比,与实际生产相比,对与这些财产有关的未来产量的估计可能会有更大的差异。随着时间的推移,我们的油井将产生更多的数据,估计的探明储量将至少每年重新确定,并可能根据我们的实际生产历史、勘探和开发结果、普遍石油和天然气价格及其他因素进行调整,以反映新的信息。
未来的实际生产、石油和天然气价格、收入、税收、发展支出、运营费用以及可回收石油和天然气的数量很可能与我们的估计有所不同。我们油井今后的产量下降可能比我们估计的要大。与我们估计的任何重大差异都可能对我们储备的数量和现值产生重大影响。
根据本港已探明的石油及天然气储量计算的未来净收入现值,不一定与我们估计的石油及天然气储备现时的市值相同。
不应假定本年报所载未来净现金流量的现值是我们估计已证实的石油及天然气储备的现时市值。按照美国证交会的规则和条例的要求,预计未来已探明石油和天然气储量的现金流量贴现,依据的是长期保持不变的现值成本,而不出现上涨;大宗商品价格采用未加权算术平均值,即当月首日指数价格。
适当调整,在紧接估计日期之前的12个月期间.实际未来价格和成本可能大大高于或低于用于这些估计的价格和成本,并将受到下列因素的影响:
此外,根据美国公认的会计原则(“公认会计原则”),为报告目的而计算未来贴现净收入所需的10%折扣率并不一定是最适当的折扣率,其依据是不时生效的资本成本和与我们的业务以及石油和天然气行业有关的风险。
约58%在我们的已探明储量总额中2019年12月31日由未开发和未开发的非生产储量组成,这些储量可能最终不会开发或生产。
在…2019年12月31日,约58%在我们的总探明储量中,有不到1%的已探明储量是未开发的。我们的未开发和/或已开发的非生产储量可能永远不会开发或生产,也可能无法在我们预测的时间内或在我们估计的成本范围内开发或生产。SEC规则要求,除有限例外情况外,未开发的储量只有与预定在预约日期后5年内钻探的油井有关时才能入账。延迟发展储备,或增加钻探及发展储备的成本,会令我们估计已证实未开发的储备的现值及日后估计的这些储备的净收入减少,导致一些工程变得不合算,并令我们已证实的储备总额减少。此外,由于储量开发的延误或石油和/或天然气价格的下降,今后用于估算已探明储量的石油和/或天然气价格可能导致我们不得不将已探明储量的一部分重新归类为未探明储量。任何因未开发或未开发的非生产储备重新分类而导致的已证实储量的减少,都可能对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流量产生重大影响。
我们确定的钻探地点需要数年的时间安排,这使得他们很容易受到不确定因素的影响,这些不确定性可能会极大地改变钻井的发生或时间。
我们的管理团队已经确定并计划在多年的时间内在我们的作业区域内进行钻探.我们钻探和开发这些地点的能力取决于若干因素,包括石油和天然气价格、风险评估、成本评估、钻井结果、储层非均质性、设备和资本的可得性、监管机构的批准、租赁条款、季节性条件以及其他运营商的行动。此外,随着超过一英里的横向长度在特拉华盆地越来越普遍,我们将不得不与其他运营商合作,以确保我们的土地被纳入钻井单元或以其他方式开发。至于是否钻探任何指定地点的最终决定,则须视乎本年报其他部分所述的因素,以及本港既定钻探地点的钻探活动结果而定。由于这些不确定因素,我们不知道我们所确定的钻探地点是否会在我们预期的时间框架内钻探,或者我们是否能够从这些或任何其他潜在的钻探地点经济地生产碳氢化合物。我们的实际钻探活动可能与我们目前的预期大不相同,这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
我们的某些未经证实和未评估的土地面积将在未来几年内到期,除非在包含该面积的单位上建立生产。
在…2019年12月31日,我们有大约的租赁权益42,400在我们所有感兴趣的地区的净英亩,这些土地目前不是由生产所持有,而是以主要或续订的期限在下列日期之前到期的租约。2025。除非我们在租期内就载有这些租约的单位订立及维持产量(一般是按数量计算),否则这些租约便会届满。续约的成本可能会大幅增加,而我们可能无法以商业上合理的条款或根本不能续期。此外,在我们的土地的某些部分,第三方租赁,或顶级租赁,可能已经采取,并可能立即生效,如果我们的租约到期。如果我们的租约到期或不能续约,我们便会失去发展有关物业的权利。因此,我们的实际钻探活动可能与我们目前的预期大不相同,这可能会对我们的业务、财务状况、业务结果和现金流产生不利影响。
我们使用的二维和三维地震数据及其他先进技术无法消除勘探风险,这可能限制我们替换和增加储量的能力,并对业务和现金流动的结果产生实质性和不利的影响。
我们使用可视化和二维和三维地震图像来帮助我们在适用的情况下进行勘探和开发活动。这些技术只会帮助地球科学家识别地下结构和碳氢化合物指标,而不允许解释人员确切地知道是否存在碳氢化合物或经济上是否可生产碳氢化合物。基于这些技术,我们可能会因打井而蒙受损失。此外,地震和地质数据的许可或获取成本可能很高,而且我们可能无法以可接受的成本获得或获得此类数据。我们勘探和开发活动的不良结果可能限制我们替换和增加储量的能力,并对我们的业务、财务状况、业务结果和现金流动产生不利影响。
石油和天然气行业的竞争十分激烈,使我们更难获得房地产、市场石油和天然气、提供中流服务和安全培训人员。
几乎在我们业务的各个方面,竞争都很激烈。我们能否获得更多的前景,并在未来寻找和开发储量,部分取决于我们是否有能力评估和选择适当的财产,并在竞争激烈的环境中完成交易,以获得财产、销售石油和天然气,并确保训练有素的人员。同样,我们的中流业务,特别是San Mateo的成功,在一定程度上取决于我们是否有能力与其他中流服务公司竞争,以吸引第三方客户来我们的中流设施。San Mateo公司与在其业务领域提供类似服务的其他中流公司竞争,这类公司可能与这些领域的生产商有着传统的关系,并可能具有更长的效率和可靠性历史。此外,可用于石油和天然气工业投资的资本竞争也很激烈。我们的许多竞争对手拥有和使用比我们大得多的财政、技术和人力资源。这些公司也许能够为生产石油和天然气的特性和勘探前景支付更多的费用,并能够评估、投标和购买比我们的财政、技术或人力资源许可更多的财产和前景。此外,其他公司可能会提供比我们所能提供的更好的薪酬方案来吸引和留住合格的人员。近年来,由于竞争,吸引和留住合格人员的成本有所增加,今后可能会大幅增加。未来我们可能无法在获取未来储量、开发储量、开发中游资产、销售碳氢化合物、吸引和留住高素质人才以及筹集更多资金方面取得成功。, 这可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流产生重大不利影响。
我们的竞争对手可能使用我们负担不起的高级技术和数据资源,或者这需要我们付出昂贵的投资才能更有效地与他们竞争。
我们的工业正在迅速取得重大技术进步,包括利用新技术和数据库引进新产品、新设备和新服务。由于我们的竞争对手使用或开发新技术,我们可能处于竞争劣势,竞争压力可能迫使我们以巨大的代价实施新技术。此外,我们的许多竞争对手可能拥有更多的财政、技术和人力资源,使他们能够享受技术优势,并可能在将来能够在我们之前实施新技术。我们不能确定我们是否能够及时或以我们可以接受的代价实施技术。我们使用或将来可能实施的一项或多项技术可能会过时,我们的业务可能受到不利影响。
我们可能依赖的战略关系可能会发生变化,这可能会削弱我们开展业务的能力。
我们能否成功地勘探、开发和生产石油和天然气资源,获取石油和天然气的利益,并在中游地区开展我们的活动,取决于我们与行业参与者发展和保持密切的工作关系,以及在竞争激烈的环境中选择和评估适当的收购机会的能力。这些关系是可以改变的,如果它们改变了,我们成长的能力可能会受到损害。
为了发展我们的业务,我们努力利用我们的管理层、董事会和特别董事会顾问的业务关系来建立战略关系,这种关系可以采取与其他石油和天然气公司和服务公司的合同安排的形式,包括那些我们希望在我们的业务中使用的设备和其他资源的公司,以及一些中流公司和某些金融机构。我们可能无法建立这些战略关系,或者如果建立起来,我们可能无法维持它们。此外,我们与战略伙伴关系的动态可能要求我们承担开支或开展我们本来不会倾向于承担或承担的活动,以履行我们对这些伙伴的义务或维持我们的关系。如果我们的战略关系不建立或保持,我们的业务前景可能是有限的,这可能会削弱我们的业务能力。
我们对我们不经营的物业活动有有限的管制。
我们不是我们的一些财产的经营者,特别是在Haynesville页岩。我们在路易斯安那州西北部、新墨西哥州东南部、得克萨斯州西部和南部也有其他非经营用地。由于我们不是这些财产的操作者,我们对这些财产的运作或相关费用的影响是有限的。我们对这些项目的经营者和其他工作利益所有人的依赖,以及我们影响业务和相关成本或控制风险的能力有限,可能会对这些财产的钻探结果、储备金和未来现金流量产生重大和不利的影响。因此,我们在其他公司经营的物业的钻探及发展活动能否成功及何时进行,须视乎多项因素而定,其中包括:
在我们无权建议打井的地区,我们对何时、如何以及以何种速度开发这些地区的财产的影响可能有限。此外,这些财产的经营者今后可能会遇到财务问题,或可能将其权利出售给非我们选择的另一家经营者,这两种情况都可能限制我们开发潜在石油或天然气储量并将其货币化的能力。此外,这些物业的经营者可以选择在石油或天然气价格较低的时期限制石油或天然气的生产,或关闭这些财产的油井,在经营者选择恢复生产之前,我们可能得不到预期的产量和相关收入。
我们增长的一部分可能来自收购,而我们未能成功确定或完成未来收购可能会降低我们的收益,并阻碍我们的增长。
我们可能无法确定可供收购的财产,也无法按照我们认为经济上可以接受的条件进行收购。我们这个行业对收购机会的竞争十分激烈。对收购的竞争可能会增加收购的成本,或者导致我们避免完成收购。收购的进行和完成,除其他外,可能取决于我们获得债务和股权融资的能力,在某些情况下,取决于监管机构的批准。我们通过收购实现增长的能力将要求我们继续投资于业务、财务和管理信息系统,并吸引、留住、激励和有效管理我们的员工。此外,如果我们不能成功地识别和获得财产,我们的收入可能会减少,我们的增长可能会受到限制。
此外,我们可能无法成功地将潜在的收购整合到我们现有的业务中。无法有效地管理收购的整合可能会降低我们对后续收购和当前业务的关注,并可能对我们的运营结果和增长潜力产生负面影响。我们的高级管理团队成员可能需要将大量时间用于集成过程,这将减少他们管理业务的时间。
此外,我们决定从我们的工作人员熟悉的地区购买在业务或地质特征或地理位置上大不相同的财产,可能会影响我们在这些地区的生产力。我们的财务状况、业务结果和现金流量可能因在特定期间完成重大收购而在不同时期大幅波动。
我们可以进行投标和谈判,以完成成功的收购。我们可能需要改变或大幅度增加我们的资本,以便通过使用手头现金、发行债务或股票证券、出售生产付款、出售或合资经营中流资产或石油和天然气生产资产或面积、借款或其他方式为这些收购提供资金。我们的信贷协议、圣马提奥信贷贷款机制和管理我们未清高级票据的契约包括限制我们承担额外债务能力的契约。如果我们进行涉及发行普通股的一项或多项收购,我们的股东将受到其利益的削弱。
我们可能会以我们不知道或没有正确评估的债务或风险购买石油和天然气地产,因此,我们可能会承担可能对我们的业务结果产生不利影响的负债。
在获取石油和天然气属性之前,我们将评估潜在储量、未来石油和天然气价格、运营成本、潜在环境负债以及与这些资产相关的其他因素。然而,我们的审查涉及许多假设和估计,其准确性本质上是不确定的。因此,我们可能不会发现与我们购买的房产相关的所有现存或潜在的问题。我们可能对这些属性不够熟悉,无法充分评估它们的缺陷和能力。我们通常不会对每一口井或每一处财产进行检查,我们也可能不会这样做。
能够观察机械和环境问题,即使我们进行检查。卖方可能不愿意或在财务上能够为我们提供合同保护,以防止任何已查明的问题,我们可能决定承担与我们获得的财产有关的环境和其他责任。如果我们购买有风险或负债的财产,或者我们没有正确评估,我们的财务状况、业务结果和现金流量就会受到不利影响,因为我们会解决索赔问题,并承担与这些负债有关的清理费用。
我们完成处置资产或资产权益的能力可能受到我们无法控制的因素的制约,在某些情况下,我们可能被要求为某些事项保留负债。
有时,我们可以出售一项战略资产的利益,以协助或加速该资产的发展。此外,我们定期审查我们的财产基础,以确定非战略性资产,这些资产的处置将增加用于其他活动的资本资源,并提高组织和业务效率。各种因素可能对我们处置此类利益或非战略性资产或完成宣布的处置的能力产生重大影响,包括收到政府机构或第三方的批准,以及确定愿意以我们可以接受的条件和价格获得利益或购买非战略性资产的购买者。
卖方通常保留某些责任或赔偿买受人的某些前结束事项,如诉讼事项,环境意外事故,特许权使用费义务和所得税。任何这类保留的赔偿责任或赔偿义务的数额在交易时可能难以量化,最终可能是实质性的。此外,正如剥离交易中的典型情况一样,第三方可能不愿意解除我们在出售已转让资产之前提供的担保或其他信贷支持。因此,在资产剥离之后,如果资产的买方未能履行这些义务,我们可能继续对担保或支持的义务承担次要责任。
我们可能会因我们投资的物业的所有权缺陷而蒙受损失或费用。
如果对我们购买的财产的产权历史进行审查,发现石油和天然气租赁是错误地从非矿业权所有人那里购买的,或者如果该财产有其他所有权缺陷,我们的权益很可能低于我们支付的价值,或者可能毫无价值。在这种情况下,为这种石油和天然气租赁支付的全部或部分款项以及在发现所有权缺陷之前根据租约条款支付的任何特许权使用费的全部或部分都将丢失。
我们并非所有收购石油和天然气租约,或石油和天然气租赁中不可分割的利益的做法,都需要支付聘请律师的费用,以审查将被租赁或已被租赁的矿业权的所有权。相反,在某些收购中,我们依赖石油和天然气租赁经纪人和(或)地主的判断,他们在试图获得某一特定矿藏权益之前,先在适当的政府办公室审查记录,进行实地工作。
然而,在钻探石油和天然气井之前,标准的行业惯例是,该井的操作者应对拟钻探的井距单元进行初步的标题审查,以确保该井的所有权没有明显的缺陷。由于这些检查,往往必须做一些治疗工作,以纠正职称市场化方面的不足,而这类职称审查和治疗工作需要花费,这可能是重大和难以准确预测的。我们未能纠正任何所有权缺陷,可能会对我们增加产量和储备的能力产生不利影响。在未来,我们可能会因所有权缺陷或所有权失败而蒙受金钱损失。此外,未经证实和未评估的土地面积有更大的风险,标题缺陷的发展面积。如果我们持有权益的物业的租赁权转让存在任何产权缺陷或缺陷,我们将遭受财务损失,这可能会对我们的财务状况、经营结果和现金流产生不利影响。
根据“会计规则”,我们可能需要减记已证实财产的账面价值,而这些账面记录可能会对我们的财务状况产生不利影响。
在石油或天然气价格低或正在下降时,我们有可能被要求减记石油和天然气资产的账面价值。此外,如果我们有:
根据全成本核算规则,我们定期审查我们的石油和天然气资产的账面价值.根据这些规则,石油和天然气财产的资本成本净额减去相关的递延所得税,不得超过成本中心上限,该上限是根据不变价格和从某一时间点预测的成本来计算的,即按10%折现的已探明储量未来税后现金流量估计数。如果我们的石油和天然气资产的净资本成本减去相关的递延所得税,超过成本中心上限,我们就必须在超额发生的时期内将这一额外费用计入业务。即使价格下跌,我们也不可能逆转减记。
以后各期增加。减记不会影响经营活动、流动性或资本资源的净现金流量,但它确实会降低我们有形资产净值、留存收益和股东权益的账面价值,并可能降低我们普通股的价值。
套期保值交易,或缺乏对冲交易,可能会限制我们的潜在收益,并可能导致财务损失。
为了管理我们对价格风险的风险敞口,我们不时作出套期保值安排,主要使用“无成本项圈”或“掉期”来处理我们未来生产的一部分。无成本项圈通过购买看跌期权为我们提供下行价格保护,看跌期权是通过出售看涨期权来融资的。由于看涨期权收益被用来抵消看跌期权的成本,这些安排最初对我们来说是“无成本”的。三面无成本项圈还通过购买看跌期权为我们提供下行价格保护,但他们也允许我们通过购买看涨期权来参与价格上涨。买入看跌期权和看跌期权都是通过出售看涨期权来融资的。由于买卖看涨期权所得的收益被用来抵销买入看跌期权的成本,这些安排对我们来说最初也是“无成本”的。在无成本项圈的情况下,看跌期权和看涨期权有不同的固定价格成分。在掉期合约中,浮动价格在指定时期内以固定价格交换,提供下行价格保护。这些套期保值和其他套期保值的目的是锁定套圈的一系列价格或掉期的固定价格,以减轻价格波动和增加现金流量的可预测性。如果石油、天然气或NGL的价格高于看涨期权或掉期所确定的最高价格(视情况而定),这些交易限制了我们的潜在收益,如果价格低于看跌期权或掉期(如适用的话)所确定的最低价格,则可提供保护,但只限于当时进行套期保值的交易量。
此外,套期保值交易可能使我们在某些其他情况下面临财务损失的风险,包括我们的产量低于预期的情况,或者我们的看跌期权或互换合同的对手方未能根据合同履行。金融市场的混乱可能导致交易对手流动性的突然变化,这可能会损害其根据合同条款履行义务的能力。我们无法预测交易对手的信誉或根据与我们签订的合同的执行能力的突然变化。即使我们确实准确地预测了突如其来的变化,我们减轻这种风险的能力也可能因市场情况而受到限制。
此外,也许有时我们没有对冲我们的生产,回想起来,这样做是明智的。决定是否、以何种价格和多少产量进行对冲是困难的,取决于市场条件和我们对未来产量和石油、天然气和NGL价格的预测,而且我们可能并不总是采用最优的对冲策略。我们将来可能会使用与过去不同的套期保值策略,而我们目前的策略的持续应用和不同套期保值策略的使用都不可能成功。截至2020年2月25日,我们大约有45%在我们的估计中2020除了油基对冲之外,我们2020年特拉华盆地石油产量的65%都是石油生产套期保值。截至2020年2月25日,我们没有为天然气或NGL设置篱笆。
增加NYMEX或其他石油和天然气基准价格与我们生产所得井口价格之间的差额,可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流动产生不利影响。
我们的石油和天然气生产价格通常比相关基准价格(如NYMEX西德克萨斯中质石油价格或NYMEX Henry Hub天然气价格)有折扣。基准价格和我们所得到的价格之间的差额称为差额。石油和天然气的基准价格与我们获得的井口价格之间的差额增加,可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流动产生不利影响。
在2019年的前9个月,我们从特拉华盆地生产的大部分天然气都是根据位于得克萨斯州西部的瓦哈中心的价格出售的。Waha集线器指数和Henry Hub指数之间的价差在2018年年底曾一度达到每MMBtu超过4.00美元的高点,但在2019年年初缩小到每MMBtu 1.00至2.00美元,并在第一季度的大部分时间内一直保持在这一水平。2019年4月天然气基础差在短时间内大幅度扩大,包括在瓦哈以每天市场价格高达7.00美元的负价格出售天然气至每MMBtu(9.00美元)的几天时间,部分原因是一些同时停运和维护项目影响了该地区的主要管道。针对这些基础差异,我们暂时关闭了一些高气油比井,以减轻这些负价格对我们结果的影响。尽管2019年下半年(从第四季度开始)有所改善,但瓦哈基准差有时进一步扩大,2019年12月底瓦哈枢纽的天然气价格在某些日子里略有负值。2020年初,瓦哈基准差的前景进一步恶化。
同样,我们从特拉华盆地生产的石油大部分是根据得克萨斯州米德兰的价格出售的。2019年年初,西德克萨斯中质原油价格与米德兰枢纽(又称米德兰-库欣(俄克拉荷马州)差)之间的价差约为每桶5.00美元。这一油价差距在2019年第一季度收窄至每布尔不到1.00美元,但在第二季度再次扩大至水平。
在年初经历过。米德兰-库欣(俄克拉荷马州)石油价格差在2019年第三季度再次缩小,在第三季度后期变为正,在2019年第四季度保持正,尽管在2020年的某些时候,这一差额可能会再次变为负值。我们在2020年、2021年和2022年建立了有限的石油基础对冲工具,以减少我们对这些石油价格差额的风险敞口,我们也没有任何衍生品合约来缓解我们对这些天然气价格差异的风险敞口。
这些日益扩大的石油和天然气基础差异在很大程度上归因于业界对特拉华盆地石油、天然气和NGL产量的近期充足性的担忧。如果我们确实受到外卖能力或NGL分拆的任何干扰,我们的石油和天然气收入、业务、财务状况、运营结果和现金流都可能受到不利影响。
我们预计,这些石油和天然气价格差异的波动可能会持续到2020年或更长时间,直到从西德克萨斯州到德克萨斯湾海岸和其他终端市场的更多石油和天然气管道产能完成为止。我们不能保证这些不稳定的差额会持续多久,正如上文所指出的,这些价差在今后可能会进一步扩大。如果我们能像2019年第二季度那样经历天然气价格下跌的未来时期,我们可能会暂时关闭某些高气油比井,并采取其他措施来减轻对我们实现的天然气价格和结果的影响。
我们在特拉华盆地约26%的租赁和矿产英亩位于联邦土地上,这些土地受行政许可要求和可能的联邦立法、条例和命令的约束,可能限制或限制联邦土地上的石油和天然气业务。
在2019年12月31日,斗牛士公司在特拉华盆地新墨西哥州的埃迪(Eddy)和莱亚(Lea)县以及得克萨斯州的爱德郡(LoveHeader)拥有约128,200英亩的土地和矿产,其中约有33,000英亩(约26%)属于联邦政府管理的土地。除了州和地方当局颁发的许可证外,联邦土地上的石油和天然气活动也需要BLM的许可。允许在联邦土地上进行石油和天然气活动可能比不位于联邦土地上的石油和天然气活动的许可过程要长得多。拖延取得必要的许可证可能会扰乱我们的业务,并对我们的业务产生不利影响。这些BLM租约包含相对标准化的条款,并要求遵守详细的法规和命令,这些规定和命令可能会发生变化。这些作业还须遵守BLM关于生产设施的工程和建筑规格、安全程序、生产估价、特许权使用费的支付、设施的拆除、债券的张贴、水力压裂、控制空气排放和其他环境保护领域的规则。这些规则可能会增加我们业务的合规成本,而这反过来又会对我们的业务和运营结果产生不利影响。在某些情况下,BLM可能要求我们的联邦租赁业务暂停或终止。此外,与租赁和准许联邦土地有关的诉讼也可能限制、拖延或限制我们在联邦租赁地上开展业务或获得更多联邦租赁权的能力。在2020年竞选美国总统职位的某些候选人提议禁止在联邦财产上生产矿物的新租约, 这也会限制我们获得更多联邦租赁权的能力。在联邦一级,各种政策制定者、监管机构和政治候选人,包括总统候选人,也提出了对水力压裂的限制,包括彻底禁止水力压裂。对水力压裂的任何此类限制都可能特别针对联邦土地上的活动。任何旨在限制或限制联邦土地上石油和天然气业务的联邦立法、条例或命令,如果得到实施,都可能对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流动产生不利影响。
联邦土地上的石油和天然气勘探和生产活动也受到“国家环境政策法”的制约,这要求包括内政部在内的联邦机构评估有可能对环境产生重大影响的主要机构行动。在这种评价过程中,机构将编写一份环境评估报告,评估拟议项目的潜在直接、间接和累积影响,并在必要时编写一份更详细的环境影响说明,供公众审查和评论。这一进程有可能推迟甚至停止具有“国家环境政策法”适用性的未来石油和天然气项目的开发。
我们必须遵守政府的规章和责任,包括复杂的环境法,这些法律可能需要大量开支。
在美国,石油和天然气的勘探、开发、生产、收集、加工、运输和销售受许多联邦、州和地方法律、规章和条例的约束,包括复杂的环境法律和条例。受管制的事项包括排放许可证、钻井债券、关于作业的报告、井距、财产的单元化和汇集、征税、石油、天然气和天然气的收集和运输、环境问题以及涉及工人保护的健康和安全标准。根据这些法律和条例,我们可能需要大量支出,这可能会对我们的财务状况、经营结果和现金流动产生重大不利影响。如果修改或重新解释现有的法律和条例,或者新的法律和条例适用于我们或我们的服务提供者的业务,这些变化可能会影响我们为这些服务支付的费用或结果。
做生意。除了我们遵守这些法律和条例所需的开支外,这些法律和条例所要求的开支也可包括下列各项的付款:
我们不认为所有潜在损害的全部保险都是以合理的费用提供的。不遵守这些法律和条例也可能导致暂停或终止我们的业务,并使我们受到行政、民事和刑事处罚、禁令救济和(或)强制执行调查或其他补救义务。补救不遵守情事的费用可能很大,补救义务可能对我们的财务状况、经营结果和租赁面积产生不利影响。保护环境的法律、法规和条例经常发生变化,这些变化往往包括日益严格的要求。即使我们没有疏忽或过失,这些法律、法规和条例也可能对环境损害和危险和非危险材料的处置规定责任。我们还可能被认定对他人的行为或在我们实施这些行为时遵守适用的法律、规则或条例的行为负有责任。这些法律、规则和条例由许多联邦和州机构解释和执行。此外,私人团体,包括钻探水井或设施的物业的业主,毗邻或接近这些物业的业主,或非政府机构,例如环保团体,也可基于被指不遵守其中某些法律、规则及规例而对我们采取法律行动。例如,一些州已经提起了一些诉讼,指控液体注入或石油和天然气开采对邻近的财产造成损害,或以其他方式违反了管理废物处置的州和联邦法规。
在某些情况下,我们经营的部分监管环境包括在开始勘探、生产或中游活动之前获得环境评估、环境影响说明和(或)发展计划的联邦要求。我们某些作业地区的石油和天然气作业可能受到季节性或永久限制钻探活动的不利影响,这些活动旨在保护各种野生动物。此外,我们还参加了小草原鸡、沙丘蜥蜴和德克萨斯角壳贻贝的候选保护协议,根据这些协议,我们不得在某些敏感地点或特定时间经营。加入这类协定或指定以前未受保护的物种为受威胁或濒危物种,可能会禁止在我们的某些作业地区进行钻探或其他作业,使我们因物种保护措施而增加费用,或对我们的勘探和生产以及中游活动造成限制,每一种活动都可能对我们的业务、财务状况、业务结果和现金流动产生不利影响。见“业务-管制”。
我们要缴纳联邦、州和地方税,而且可能要缴纳新的税,或者取消或减少目前对石油和天然气勘探和生产活动的某些联邦所得税减免,因为未来的立法可能会对我们的业务、财务状况、业务结果和现金流动产生不利影响。
在我们经营的地区,联邦、州和地方政府对我们销售的石油和天然气产品征税,对我们的许多油井,对我们的大部分钻探和运营成本征收销售和使用税。许多州提高了对能源或与碳氢化合物开采相关的州税,可能还会出现额外的增加。此外,立法者和总统政府对各种能源税建议进行了大量讨论。
定期出台立法,取消美国目前对石油和天然气勘探和生产公司提供的某些关键的联邦所得税优惠。这些变化包括但不限于:(一)废除某些石油和天然气属性的消耗百分比津贴;(二)取消目前对无形钻探和开发费用的扣减;(三)取消对美国某些生产或制造活动的扣减;(四)增加因在美国境内勘探或开发石油或天然气而支付或发生的地质和地球物理费用的摊销期。“减税和就业法案”没有包括任何这些建议,只是废除了对石油和天然气公司的国内制造税减免。但是,今后有可能提出这类规定。任何立法的通过或美国联邦所得税法的任何类似修改,都可能影响到目前对石油和天然气勘探和生产活动的某些减税措施,并可能对我们的财务状况、经营结果和现金流动产生不利影响。
2019年1月,新墨西哥州参议院提出一项法案,对天然气加工商征收附加税,从2020年起每MMBtu 0.60美元,到2024年提高到每MMBtu 3.00美元。虽然该法案在2019年未获通过,但任何此类附加税都将对圣马特奥和其他天然气加工商在新墨西哥州经营的能力产生不利影响,并将对我们在新墨西哥州加工的天然气的价格产生不利影响。
减税和就业法案可能会影响我们充分利用利息、费用扣除和净营运亏损结转的能力,以充分抵消我们在未来时期的应税收入。
“减税和就业法”的规定一般包括:(一)将我们的年度利息开支扣减额限制在不超过我们当年“调整后的应纳税收入”(加上业务利息收入的100%)的30%以内;(二)允许我们仅用我们产生的营业净亏损来抵消我们应纳税收入的80%(而不是100%);(三)限制我们扣除某些高管薪酬要素的能力。受这些限制限制的利息费用和净经营损失可由我们结转,供以后几年使用,但须受这些限制。此外,“减税和就业法”废除了对石油和天然气公司的国内制造税减免。这些税法的改变可能会使我们比我们本来会承担的责任更早地承担所得税责任,或者在某些情况下,可能会导致我们在没有这些税法修改的情况下承担我们可能不会承担的所得税责任。
与水力压裂有关的联邦和州立法及监管举措可能导致成本增加,并造成更多的操作限制或延误。
水力压裂包括在压力下向岩层注入水、沙子或其他支撑剂和化学品,以刺激石油和天然气生产。我们经常使用水力压裂来完成油井,以便从沃尔夫营地和骨泉游戏、鹰福特页岩和哈内斯维尔页岩等地层中生产石油、天然气和天然气,我们的业务重点是在这里。水力压裂已在国家和地方一级通过许可和遵守要求加以管制。针对水力压裂过程各个方面的联邦、州和地方法律或法规正在考虑之中,或已经提出或实施。在过去的几届会议上,国会审议了但尚未通过立法,以修订“水力压裂法”,取消对大多数水力压裂作业(不包括使用含柴油液体的作业)给予的“SDWA”豁免,并要求报告和披露石油和天然气公司在水力压裂过程中使用的化学品。同样在联邦一级,BLM于2015年3月发布了最后规则,包括有关公开披露、井筒完整性和处理回流水的新要求,以规范联邦和印度土地上的水力压裂。这些规则在2017年12月被废除;然而,2018年1月,加州和一个环保组织联盟在加州北区提起诉讼,对BLM撤销这些规则提出质疑。这一诉讼仍在进行中,目前对BLM规则的执行情况尚不确定。
联邦、州和地方各级的各种政策制定者、监管机构和政治候选人已提议限制水力压裂,包括彻底禁止水力压裂。例如,在2020年竞选美国总统职位的某些候选人承诺禁止水力压裂。对水力压裂的任何限制都可能特别针对联邦土地上的活动,这可能对我们在特拉华盆地的行动产生不利影响。此外,一些州和地方监管当局正在考虑或已经执行适用于水力压裂的更严格的监管要求,包括禁止或暂停钻井,有效禁止通过水力压裂或类似作业进一步生产石油和天然气。例如,2014年12月,纽约在发布一项关于水力压裂安全的研究报告之后,宣布暂停大体积压裂活动和水平钻井。科罗拉多州的某些社区也颁布了水力压裂禁令。这些行动受到法律质疑。德克萨斯州和新墨西哥州通过了一些法规,要求披露有关水力压裂过程中使用的物质的信息。在2019年和2020年,新墨西哥州参议院分别提出了暂停水力压裂的法案。虽然这些法案尚未通过,但地方、州或联邦一级的类似法律、规则、条例或命令可能会限制我们的运作。
通过新的法律或条例,对水力压裂过程施加报告或作业义务,或以其他方式限制或禁止水力压裂工艺,可能使非常规作业中的油井和天然气井更难完井。此外,如果由于联邦立法或环境保护局或BLM的管制倡议而在联邦一级对水力压裂进行管制,水力压裂活动可能受到额外许可要求的限制,并随之允许延误和可能的成本增加,这可能对我们的业务和经营结果产生不利影响。
有可能通过联邦、州和地方立法和条例,以处理在我们经营的地区可能引起的地震活动,这可能会限制我们的钻探和生产活动,以及我们处置从这些活动中收集到的产出水的能力,这可能会减少圣马特奥的收入,并导致费用增加和额外的作业限制或延误。
州和联邦监管机构最近重点关注用于处理产出水的注水井的作业与地震活动的增加之间的可能联系。当由人类活动引起时,
这些事件被称为“诱发地震活动”。各级监管机构正在继续研究石油和天然气活动与诱发地震之间的可能联系。此外,一些州还提起了一些诉讼,指控液体注入或石油和天然气开采对邻近的财产造成损害,或以其他方式违反了管理废物处置的州和联邦法规。针对这些关切,一些州的监管机构正在寻求实施更多的要求,包括关于允许生产污水处理井或其他方面的要求,以评估地震活动与此类井的使用之间的关系。
虽然科学界和各级监管机构正在继续研究石油和天然气活动与诱发地震活动之间的可能联系,但包括德克萨斯和新墨西哥州在内的一些州监管机构已修改其规章或指导方针,以减轻诱发地震活动的潜在原因。
在我们经营的地区增加地震活动,可能会对我们的业务造成更多的管制和限制,并可能导致作业延误或作业费用增加,而对诱发地震活动给予更多的管制和关注,也可能导致对石油和天然气活动的更多反对,包括诉讼。我们和San Mateo处理从我们和第三方钻井和生产作业中收集到的大量污水,办法是根据监督这种处置活动的政府当局发给我们的许可证,将其注入井中。虽然这些许可证是根据现行法律和条例发放的,但这些法律要求可能会发生变化,这可能导致实施更严格的业务限制或新的监测和报告要求,原因之一是公众或政府当局对这种收集或处置活动表示关切。通过和执行任何新的法律或条例,限制我们处理从钻井和生产活动中收集到的产出水的能力,可能会减少圣马特奥的收入,并导致费用增加和更多的业务限制或拖延。
限制温室气体排放的立法或条例可能导致业务成本增加,减少对我们生产的石油、天然气和NGL的需求,而气候变化的实际影响则可能扰乱我们的生产,并使我们在准备或应对这些影响时承担大量费用。
我们认为,有关气候变化的程度、原因和责任的科学和政治关注很可能会继续下去,有可能产生可能影响我们业务的进一步监管和诉讼。我们的行动导致温室气体排放。美国环保局公布了其最终发现,二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放对公众健康和福利构成了危害,因为根据美国环保署的说法,这些气体的排放会导致地球大气层变暖和其他气候变化。有人试图制定全面的联邦立法,建立一个上限和交易计划,但该立法没有通过。此外,各国还审议或通过了旨在控制或减少各种来源的温室气体排放的立法。在国际上,美国于2015年参加了联合国气候变化会议,导致制定了“巴黎协定”,美国于2016年4月签署的“巴黎协定”要求各国从2020年起每五年审查一次本国确定的减排目标,并“代表进展”。2019年11月,特朗普政府正式退出“巴黎协议”,启动了该条约规定的为期一年的进程,届时美国可以正式退出该协议。2019年1月,新墨西哥州州长签署了一项行政命令,宣布新墨西哥州将通过加入美国气候联盟来支持“巴黎协定”的目标。, 由两党州长组成的联盟,致力于按照“巴黎协定”的目标减少温室气体排放。该行政命令的明确目标是,到2030年使全国温室气体排放量比2005年至少减少45%。行政命令还要求新墨西哥州的监管机构建立一个“可执行的监管框架”,以确保减少甲烷排放。环保局还敲定了针对石油和天然气行业甲烷排放新来源的法规。然而,2017年6月,美国环保局根据这一规定提议将某些要求暂停两年,并在2019年8月提议取消该规则下的甲烷排放限制。今后为解决温室气体排放而可能通过的任何国际协定、联邦或州法律或执行条例都可能要求我们增加经营成本,对我们的利润产生不利影响,并可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响,从而降低我们获得的石油和天然气价格。
在一份关于气候变化披露的解释性指南中,美国证交会指出,气候变化可能会对天气(包括飓风和洪水)、海平面、农田可燃性和水的可利用性和质量产生影响。如果发生这种影响,我们的勘探和生产作业就有可能受到不利影响。潜在的不利影响可能包括:低洼地区的强风或上升的海水对我们的设施造成的损害、我们的生产中断、气候影响所需要的效率较低或非常规的操作做法,以及这些影响后保险费用的增加。气候变化的重大有形影响也可能对我们的融资和运营产生间接影响,因为它会干扰我们或与我们有业务关系的其他中游公司、服务公司或供应商提供的运输或流程相关服务。我们可能无法通过保险收回气候变化的潜在物理影响可能造成的部分或任何损害、损失或费用。此外,我们的水力压裂作业需要大量的水。看“-如果我们不能
为我们的钻井和水力压裂作业获取充足的水,或无法以合理的成本处置我们使用的水,而且根据适用的环境规则,我们生产石油和天然气的商业和商业数量的能力可能会受到损害。“如果气候变化或其他干旱情况发生,我们获得足够质量和数量的水的能力可能会受到影响,而我们进行水力压裂作业的能力可能会受到限制或代价更高。
通过减少温室气体排放的立法或管制方案可能要求我们增加业务费用,例如购买和操作排放控制系统的费用、获得排放许可或遵守新的管理或报告要求。任何这样的立法或监管计划也会增加消费成本,从而减少对我们生产的石油和天然气的需求。因此,减少温室气体排放的立法和管制方案可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生不利影响。我们生产的石油和天然气需求减少,也可能会降低我们的储备价值。此外,近年来还努力影响投资界,包括投资顾问和某些主权财富、养恤金和捐赠基金,促进矿物燃料股票的撤资,并迫使放款机构限制向从事开采矿物燃料储备的公司提供资金。这种旨在限制气候变化和减少空气污染的环境行动和倡议可能会干扰我们的商业活动、业务和获得资本的能力。此外,气候变化的威胁增加了美国的政治风险,因为联邦、州和地方各级的各种政策制定者、监管机构和政治候选人,包括在2020年寻求美国总统职位的候选人,都提议禁止在联邦财产上生产矿物的新租约,以及对水力压裂的各种限制,包括彻底禁止。任何这样的限制或禁令,如果实施,都可能对我们的业务、财务状况产生不利影响。, 经营结果和现金流量。最后,由于日益关注气候变化的风险,公共和私营实体更有可能就其温室气体排放对石油和天然气公司提起诉讼或进行调查。如果我们成为任何这类诉讼或调查的目标,我们可能会承担责任,如果涉及社会压力或政治或其他因素,就可以施加责任,而不考虑所称损害的原因或造成损害的原因,也不考虑其他减轻损害的因素。与温室气体排放有关的协议、立法和措施对我们的财务业绩的最终影响是非常不确定的,因为我们无法预测,就许多不同的司法管辖区而言,政治决策过程的结果,以及在这些过程中不可避免地发生的变数和权衡。
对我们运营中所有排放物的新规定可能会导致我们付出巨大的代价。
近年来,环境保护局发布了最后规则,要求石油和天然气业务遵守“新源绩效标准”(“NSPS”)和“危险空气污染物国家排放标准”下的“危险空气污染物排放标准”,并在这两个方案下实施新的和经修订的要求。环境保护局的规则包括关于水力破碎的石油和天然气井、压缩机、控制器、脱水器、储罐、天然气加工厂和某些其他设备的完工的NSPS标准。这些规则要求改变我们的操作,包括安装控制排放的新设备。环保局于2015年10月为臭氧制定了更为严格的国家环境空气质量标准(“NAAQS”)。环境保护局在2018年完成了新标准下的最后区域指定,在我们操作的区域被归类为“非达标”区域的范围内,可能会导致排放控制成本的增加和额外监测和测试的要求,以及一个更加繁琐的许可程序。根据较低的臭氧标准重新划分为非达标地区的地区已开始实施新的、更严格的条例,这些规定也可适用于我们或我们的客户的业务。一般来说,各州需要几年时间才能为其非达标地区制定合规计划.2016年11月,内政部发布了关于在联邦和印度土地上作业的石油和天然气生产商排放、燃烧和泄漏天然气的最后规则。这些规定限制了天然气的常规燃烧。, 要求支付可避免的天然气损失的使用费,并要求与天然气捕获和泄漏探测及修理有关的计划或方案。随后,BLM在2018年完成了一项经修订的规则,该规则减少了2016年规则的废物预防要求。环保团体以及加州和新墨西哥州已在联邦地区法院提起诉讼,要求对修订后的规则的合法性提出质疑,而这起诉讼的结果目前尚不确定。如果不撤销或大幅度修订这些规则,预计会增加我们的业务费用和改变我们的业务。此外,有几个国家正在采取类似措施,管制石油和天然气来源类别中新的和现有来源的甲烷排放。由于这一持续的监管重点,未来对石油和天然气行业的联邦和州法规仍然是可能的,并可能导致我们的业务的合规成本增加。
我们可能因遵守管道安全条例而承担重大费用和责任。
我们的管道受到严格而复杂的监管,涉及管道安全和完整性管理。例如,交通部通过PHMSA制定了一系列规则,要求管道运营商制定和实施有害液体(包括石油)管道段的完整性管理程序,如果发生泄漏或破裂,这些管道段可能会影响后果严重的地区。拉斯特勒断裂输油管道系统要遵守这样的规则。
菲律宾天然气管理局最近还提议制定规则,将现有的完整性管理要求扩大到人口密度中等的地区的天然气输送和集输线路。PHMSA在管道完整性管理要求方面可能在今后采取其他行动。此时,我们无法预测这类需求的成本,但它们可能很大。此外,违反管道安全条例可造成重大处罚。
一些州还通过了立法或颁布了处理管道安全问题的规则。遵守管道完整性法律和诸如真相与和解委员会和新墨西哥州石油保护司等国家机构颁布的其他管道安全条例,可能导致大量的测试、修理和更换费用。由于可能有新的或经修订的法律和条例或对现有法律和条例的重新解释,无法保证今后遵守PHMSA或国家要求不会对我们的业务结果或财务状况产生重大的不利影响。
FERC对我们部分资产的管辖权特征的改变或FERC的政策改变可能会导致对我们资产的监管增加,这可能导致我们的收入下降,运营费用增加。
“天然气收集法”第1(B)条规定,天然气收集设施不受NGA规定的FERC的管制。我们认为,在我们的收集系统中的天然气管道符合传统的测试,FERC已经用来建立管道的地位,作为一个不受FERC监管的管道。然而,FERC监管的输电服务和联邦监管的收集服务之间的区别是正在进行的诉讼的主题,因此我们的收集设施的分类和监管将根据FERC、法院或国会的未来决定而改变。同样,州内原油管道设施也不受“国际协力事业团”规定的联邦输油管道管理委员会的管制。2018年12月,圣马特奥将Rustler断裂石油管道系统投入使用,该系统受FERC管辖,包括原油收集和输送管道,从新墨西哥州埃迪县的发源地到平原管道L.P.。我们认为,我们收集系统中的其他原油管道符合FERC规定的传统测试标准,用于确立管道作为不受FERC监管的州内设施的地位。管道是在州际商业中提供服务,还是在州内商业中提供服务,这在很大程度上依赖于事实,并取决于逐个案例。FERC、法院或国会对我们的设施的管辖权特征的改变、FERC或国会政策的改变或我们活动的扩大可能导致对我们资产的更多监管,这可能导致我们的收入下降,运营费用增加。
我们受监管资产的比率受到联邦监管机构的审查和报告,这可能对我们的收入产生不利影响。
拉斯特勒破坏了石油管道系统,在州际商业中运输原油。FERC对州际贸易中输送原油的管道的费率、服务条款和服务条件作了规定。如果有经济利益的一方对我们的税率提出投诉,或抗议任何建议提高我们的税率,或FERC开始对我们的税率进行调查,那么我们的税率可以接受详细的审查。如果FERC发现任何建议的加幅超过公平合理的水平,FERC可命令我们调低差饷,并退还加利息的加幅加利息。如果我们现时的差饷被FERC发现超过公平合理的水平,我们可能会被勒令退还我们在投诉日期前两年所收取的超额差饷,以挑战差饷,而我们亦可以被命令前瞻性地调低差饷。此外,一个州委员会也可以主动或在托运人或其他有关方面的敦促下,调查我们的州内费率或我们的服务条款和条件。如果一个州的委员会发现我们的费率超过了我们的服务成本的合理水平,州委员会可以命令我们降低我们的费率。任何此类削减都可能导致收入和现金流量减少。
此外,FERC的费率政策可能会发生变化,并可能影响到Rustler断裂石油管道系统和确定属于FERC管辖的任何其他天然气或原油管道的费率和收入。
如果我们不遵守所有适用的FERC-管理的法规,规则,条例和命令,我们可能会受到重大的处罚和罚款。
根据“能源政策法”,联邦能源管制委员会根据“国家环境管理局”拥有民事处罚权,对目前的违法行为处以每天约120万美元的罚款,并对与任何违法行为有关的利润进行没收。根据法例设立的最高罚则当局,会继续定期作出调整,以应付通胀。虽然我们的收集设施的性质使这些设施尚未受到FERC的管制,但Rustler破坏石油管道系统确实在州际商业中运输原油,因此受到FERC的管制。与这些事项和其他事项有关的法律、规章和条例可由FERC或国会不时审议或通过。如果今后不遵守这些法律、法规和条例,我们将承担民事责任。
国会通过的衍生工具立法可能会对我们对冲与我们业务相关的风险的能力产生不利影响。
“多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法”(“多德-弗兰克法案”),除其他外,建立了对某些衍生产品的联邦监督和监管,包括我们使用的那种商品对冲。“多德-弗兰克法案”要求商品期货交易委员会(CFTC)和美国证交会颁布实施“多德-弗兰克法案”的规则和条例。尽管商品期货交易委员会已最后确定了某些条例,但其他一些条例仍有待最后确定或实施,目前尚无法预测何时或是否将实现这一目标。
2011年,商品期货交易委员会发布了规定,为主要能源市场的某些期货和期权合约以及作为经济等价物的掉期设定头寸限制。2012年,美国哥伦比亚特区地方法院撤销了最初的职位限制规则。然而,2013年,商品期货交易委员会提出了新的规则,将对某些核心期货和与某些实物商品相关的或与之相关的掉期合约的头寸加以限制,但某些真正的对冲交易除外。2016年,商品期货交易委员会决定重新提议,而不是最后敲定某些法规,包括对投机期货和互换头寸的限制。CFTC尚未就重新提议的头寸限制条例采取行动.由于这些新的职位限制规则尚未最终确定,这些规定对我们的影响目前尚不确定。“多德-弗兰克法案”也可能对我们的衍生产品安排提出更多的监管要求,其中可能包括新的保证金、报告和清算要求。此外,这项立法可能对我们的对手方产生重大影响,并可能增加我们今后衍生安排的成本。
如果这些类型的商品套期保值变得不可用或不经济,我们的商品价格风险就会增加,这将增加收入的波动性,并可能减少我们可以获得的信贷数额。在使用衍生工具方面的任何限制或改变也会对我们的现金流产生重大影响,这可能会对我们进行资本支出的能力产生不利影响。
最后,“多德-弗兰克法案”的部分目的是降低石油和天然气价格的波动,一些立法者将此归因于与石油和天然气有关的衍生品和大宗商品工具的投机性交易。因此,如果“多德-弗兰克法案”和执行条例的结果是降低商品价格,我们的收入就会受到不利影响。
任何这些后果都可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大不利影响。
我们可能难以管理业务增长,这可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流以及我们及时执行业务计划的能力产生重大不利影响。
由于我们的规模,按照我们的业务计划增长,如果实现,将对我们的财政、技术、业务和管理资源造成重大压力。当我们通过圣马提奥或其他途径扩大我们的活动,包括我们的中期业务时,我们的财政、技术和管理资源将有更多的需求。未能继续升级我们的技术、行政、业务和财务控制系统,或出现意外的扩张困难,包括无法征聘和留住经验丰富的管理人员、地球科学家、石油工程师、登陆员、中流专业人员、律师以及财务和会计专业人员,可能会对我们的业务、财务状况、业务结果和现金流以及我们及时执行业务计划的能力产生重大不利影响。
我们的成功在很大程度上取决于我们是否有能力留住我们的关键人员,包括我们的主席和首席执行官、管理和技术小组、董事会成员和我们的特别董事会顾问,以及任何关键人员、董事会成员或特别委员会顾问的流失都可能扰乱我们的业务运作。
我们普通股的投资者必须依靠管理层的能力、专门知识、判断力和判断力,以及我们的技术团队在确定、评估和开发前景和储备方面的成功。我们的业绩和成功在很大程度上取决于我们的管理和技术人员,包括我们的主席和首席执行官Joseph Wm的努力和持续雇用。福兰。我们认为,他们不可能很快被经验和能力相同的人员所取代,他们的接班人可能没有那么有效。我们已经与福兰先生和其他关键人员签订了雇佣协议。然而,这些就业协议并不能保证这些人将留在我们的就业岗位上。如果福兰先生或其他关键人员辞职或不能继续担任目前的职务,如果他们没有得到充分的替换,我们的业务活动可能会受到不利影响。除福兰先生外,我们不维持,也不打算为这些人的损失提供任何保险。
我们有一个活跃的董事会,每年至少每季度召开一次会议,并密切参与我们的业务和业务战略的确定。我们的董事会成员与管理层密切合作,以确定潜在的前景、收购和进一步发展的领域。如果我们的任何董事辞职或
由于无法继续发挥目前的作用,可能很难找到具有同样知识和经验的替代者,因此,我们的业务可能受到不利影响。
此外,我们的董事会定期与我们的特别董事会顾问就我们的业务和评估,勘探,工程和开发我们的前景和财产。由于我们的特别顾问的知识和经验,他们在我们对前景、收购和发展的决策中发挥着关键作用。如果我们的任何特别顾问辞职或不能继续担任目前的职务,我们的业务可能受到不利影响。
网络事件可能会发生,并导致信息窃取、数据腐败、运营中断或财务损失。
石油和天然气工业依靠数字技术进行某些勘探、开发、生产、收集、加工和金融活动。除其他外,我们依靠数字技术估算石油和天然气储量,规划、执行和分析钻井、完井、生产、收集、加工和处置操作,处理和记录财务和运营数据,并与雇员、股东、特许权所有者和其他第三方行业参与者进行沟通。工业控制系统,如我们的监督控制和数据采集(SCADA)系统,控制着对我们的运作至关重要的重要过程和设施。如果任何这类程序或系统在我们的硬件或软件网络基础设施中失败或制造错误信息,或者我们受到网络空间破坏、网络钓鱼计划或攻击,可能的后果包括经济损失和无法从事上述任何活动。任何这样的后果都可能对我们的业务产生重大的不利影响。
虽然我们已经经历了一些网络钓鱼计划和访问我们网络的努力,但我们并没有因为网络事件而遭受任何物质损失。然而,我们将来可能会遭受这样的损失。如果我们的防范网络事件的系统被证明是不够的,我们可能会受到未经授权访问专有信息的不利影响,这可能导致数据腐败、通信中断、暴露我们或第三方的机密或专有信息、业务中断或经济损失。随着网络威胁的不断演变,我们可能需要花费更多的资源来继续修改和加强我们的保护系统,或者调查和补救任何漏洞。
我们在一个诉讼环境中运作,并可能参与可能对我们的经营结果和财务状况产生不利影响的法律诉讼程序。
与许多石油和天然气公司一样,我们在正常的业务过程中,不时参与各种法律和其他程序,例如所有权、特许权或合同纠纷、遵守规章的事项以及人身伤害或财产损害问题。这种法律程序本身是不确定的,其结果是无法预测的。无论结果如何,这种程序都可能对我们产生不利影响,因为法律费用、管理人员和其他人员的转移以及其他因素。此外,一项或多项此类程序的解决可能导致责任、惩罚或制裁,以及需要改变商业惯例的判决、同意令或命令,这可能对我们的业务、经营结果和财务状况产生重大和不利的影响。这种责任、惩罚或制裁的应计金额可能不够。确定与法律程序和其他程序有关的应计项目或损失范围的判决和估计数可能会从一个时期改变到下一个阶段,这种变化可能是重大的。
与我们普通股有关的风险
我们的普通股价格在未来大幅波动,五月大幅波动。
我们的股票价格经历了波动,可能由于许多因素而有很大的变化。在……里面2019,我们的股票价格在较高的……之间波动。$22.25和低的$12.16。此外,我们的普通股的交易量可能继续波动,并导致重大的价格变化。如果我们普通股的市场价格下跌,你可能会损失你对我们普通股的大部分或全部投资。此外,股票市场总体上经历了极大的波动,这往往与特定公司的经营业绩无关。这些广泛的市场波动可能会对我们普通股的交易价格产生不利影响。
可能影响我们股票价格或导致市场价格或普通股交易量波动的因素包括:
| |
• | 我们实际或预期的业务和财务业绩以及钻井地点,包括石油和天然气储量估计; |
| |
• | 我们的财务指标增长率的季度变化,如每股净收益、净收入和现金流量,或那些被认为与我们相似的公司; |
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• | 收入、现金流量或收益估计的变化或股票研究分析员公布报告; |
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• | 公众对我们的业务或计划、新闻稿、公告和向证券交易委员会提交的文件的反应; |
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• | 行业分析人员对本公司、其竞争对手或本行业的研究或报告的发表; |
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• | 公司、董事、高级人员或其他股东出售我们的普通股,或认为这种出售可能发生; |
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• | 一般金融市场状况和石油天然气工业市场状况,包括石油、天然气和天然气价格波动; |
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• | 国内或全球卫生问题,包括传染病或大流行疾病的爆发,例如最近的冠状病毒; |
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• | 我们勘探和开发业务的成功,我们的中游业务(包括San Mateo),以及我们生产的任何石油、天然气和NGL的销售; |
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• | 国内和国际经济、法律和监管因素与我们的业绩无关。 |
环保措施及市场对石油及天然气工业的负面看法,可能会对石油及天然气的需求及股票价格造成负面影响。
最近,投资界的某些阶层对投资石油和天然气行业表示了负面情绪。最近,该部门相对于其他工业部门的股票回报率降低了石油和天然气在某些关键股票市场指数中的比例。一些投资者,包括某些养恤基金、大学捐赠基金和家庭基金会,根据社会和环境考虑,制定了减少或取消对石油和天然气部门投资的政策。此外,燃料节约措施、替代燃料需求、消费者对石油和天然气替代品的需求增加、燃料经济技术进步和能源发电装置等,都会减少对石油和天然气的需求。这些事态发展可能对包括我国在内的石油和天然气公司的股价造成下行压力。
其他一些利益相关者向商业银行和投资银行施压,要求它们停止为石油和天然气项目提供资金。随着石油和天然气价格持续波动,以及短期内利率可能上升、借贷成本上升,一些投资者强调资本效率和收益中的自由现金流是能源企业的关键驱动因素,尤其是那些主要关注页岩气领域的企业。这也可能导致可用于潜在发展项目的资本资金减少,进一步影响我们未来的财务业绩。此外,如果我们不能在市场所期望的时间内达到所期望的资本效率或自由现金流量,我们的股票价格可能会受到不利影响。
如果我们不能在未来对财务报告保持有效的内部控制,我们准确报告财务结果的能力就会受到不利影响。
作为上市股票证券的上市公司,我们必须遵守法律、法规和要求、2002年“萨班斯-奥克斯利法案”的某些公司治理规定、证券交易委员会的相关条例和纽约证券交易所的要求。遵守这些法规、条例和要求是困难和昂贵的,并且占用了我们董事会和管理层大量的时间。
根据萨班斯-奥克斯利法案,我们必须保持对财务报告的内部控制。我们维持内部控制的努力可能并不成功,今后我们可能无法对我们的财务程序和报告保持有效的控制,并遵守“萨班斯-奥克斯利法”第302和404条规定的认证和报告义务。我们的管理层并不期望我们的内部控制和披露控制将防止所有可能的错误或所有欺诈。任何未能保持有效控制的做法,都可能导致重大错报,未能及时防止或发现并予以纠正,这可能会使我们受到美国证交会(SEC)、纽约证券交易所(NYSE)或其他监管机构的制裁或调查。无效的内部控制还可能导致投资者对我们报告的财务信息失去信心,并对我们的业务和股价产生不利影响。
我们目前不打算支付任何现金股息或回购任何股份的普通股。
我们目前不打算对我们的普通股支付任何现金红利或回购任何股份。任何未来股息的支付,将由我们的董事会酌情决定,除其他外,将取决于我们的收入、财务状况、资本要求、负债水平、适用于支付股息的法定和合同限制以及董事会认为相关的其他考虑因素。未来的现金股利只能从合法的可用资金中支付,如果我们遭受重大损失,这些资金可能无法动用。此外,我们的信贷协议中的某些契约、圣马丁信贷贷款机制和管理我们未偿还的高级债券的契约可能限制我们支付股息或回购我们普通股的能力。因此,为了从你的投资中产生现金流,你可能不得不出售一部分或全部普通股,而且我们普通股的价格也不能保证超过你支付的价格。
我们现有股东将来出售普通股和我们将来发行普通股,都会压低我们普通股的价格。
我们的普通股的市价可能会因为大量的普通股在市场上出售而下跌,包括股票或可转换为普通股的债务证券的股票,而认为这些出售可能发生的看法也可能压低我们普通股的市场价格。如果我们现有的股东,包括董事或高级人员,在公开市场上出售或表示有意出售大量普通股,我们的普通股的交易价格可能会大幅下跌。出售我们的普通股可能会使我们今后更难以我们认为适当的时间和价格出售股票证券。这些销售也可能导致我们的股票价格下降,使您更难出售我们的普通股。
我们还可以出售或发行更多普通股或股票或债务证券,可在公开或私人发行或与收购有关的情况下转换为普通股。我们无法预测我们的普通股或可转换证券未来发行的规模,也无法预测未来发行和出售普通股或可转换证券的股票对我们普通股的市场价格的影响。
我们的成立证书、章程和德克萨斯州法律的规定可能会产生反收购的效果,即使这可能对我们的股东有利,也可能阻止控制权的改变。
我们的成立证书和细则包含了一些条款,可能会阻止、延迟或阻止我们的股东可能认为有利的合并或收购。这些规定包括:
| |
• | 一个分类的董事会,这样我们董事会的所有成员都不是一次选举产生的; |
| |
• | 股东召开特别会议的能力受到限制,股东拥有至少25%的普通股流通股。 |
德克萨斯州法律的规定也可能阻止、延迟或阻止某人与我们收购或合并,这可能导致我们普通股的市场价格下跌。根据得克萨斯州法律,有权享有我们20%以上有表决权股票的股东或附属股东,不得从该人成为附属股东之日起三年内收购我们,除非满足各种条件,如在该人成为附属股东之前由我们的董事会批准交易,或至少有三分之二的未缴表决权股份的持有人批准,而这些股份不是由附属股东实益拥有的。
我们的董事和执行官员拥有我们很大比例的股权,这可以使他们在公司交易和其他事务中具有影响力,我们的董事和执行官员的利益可能与其他股东不同。
截至2020年2月28日,我们的董事和执行官员有权受益地拥有大约7%的我们的未偿普通股。这些股东可以在某种程度上影响或控制需要股东表决的事项的结果,包括董事的选举、通过对公司成立证书或细则的任何修正以及批准合并和其他重要的公司交易。他们对公司的影响或控制可能会拖延或阻止公司控制权的改变,并可能对其他股东的表决权和其他权利产生不利影响。此外,由于他们对我们的普通股拥有权益,我们的董事和执行官员可能仍能在他们的职位上站稳脚跟。
我们的董事会可以授权发行优先股,这可能会削弱我们普通股持有者的权利,使公司的控制权更迭变得更加困难,即使这可能会使我们的股东受益。
我们的董事会有权发行一个或多个系列的优先股,并确定优先股的投票权、偏好以及其他权利和限制。因此,在清算或解散时,我们可以发行优先于我们普通股的优先股,以分红或分配,或在其他方面对普通股持有人的表决权或其他权利产生不利影响。
发行优先股,取决于优先股的权利、偏好和指定,可能会产生拖延、阻止或阻止公司控制权变更的效果,即使这种改变可能会使我们的股东受益。
第1B项未解决的工作人员意见。
不适用。
项目2.属性。
有关我们财产的描述,请参阅“业务”。我们也有各种经营租赁的办公空间和办公和外地设备租赁。关于未来最低租金付款,见本年度报告合并财务报表附注4。此类信息在此以参考方式纳入。
项目3.法律程序。
我们是在正常经营过程中遇到的几个法律诉讼的当事方。虽然无法确切地预测最终结果和对我们的影响,但管理层认为,这些法律诉讼程序将对我们的财务状况、业务结果或现金流动产生重大不利影响,这是遥不可及的。
2019年11月4日,该公司收到了环保局的违规通知和认定违规的通知,以及新墨西哥州环境部(“NMED”)的一份违规通知,指控其在新墨西哥州的某些运营地点违反了CAA和新墨西哥州执行计划。该公司向环保局和NMED提供了信息,并参与了关于解决所指控的违法行为的讨论。公司认为,这一问题的解决将对公司的财务状况、经营结果或现金流产生重大不利影响,这是遥不可及的。解决这一问题可能导致超过10万美元的货币制裁。
项目4.矿山安全披露。
不适用。
第二部分
第五项注册人普通股市场、相关股东事项和证券发行人购买。
一般市场信息
我们普通股的股票在纽约证券交易所交易,代号为“MTDR”。我们的股票自2012年2月2日以来一直在纽约证交所交易。在纽约证券交易所交易之前,我们的普通股没有固定的公开交易市场。
在……上面2020年2月28日,我们有116,569,389大约持有的已发行普通股股份360纪录持有人,不包括以“代名人”或“街道”名义持有股份的股东。
权益补偿计划资讯
下表列出根据我们的股票补偿计划获授权发行的证券。2019年12月31日. |
| | | | | | | | | | |
权益补偿计划资讯 |
计划类别 | | 行使未偿还期权、认股权证及权利时须发行的股份数目 | | 未偿还期权、认股权证和权利的加权平均行使价格 | | 根据股权补偿计划可供未来发行的股票数量 |
证券持有人批准的权益补偿计划(1) (2) | | 3,956,574 |
| | $ | 22.64 |
| | 2,801,761 |
|
证券持有人未批准的权益补偿计划 | | — |
| | — |
| | — |
|
共计 | | 3,956,574 |
| | $ | 22.64 |
| | 2,801,761 |
|
__________________
| |
(1) | 我们的董事会已决定不根据“斗牛士资源公司2003股票和奖励计划”(“2003年计划”)或“斗牛士资源公司2012年长期奖励计划”(“2012年奖励计划”)作出任何额外的奖励。 |
| |
(2) | 斗牛士资源公司2019年长期激励计划(“2019年激励计划”)于2019年4月获得董事会通过,并于2019年6月6日获得股东批准。有关我们2019年激励计划的说明,见本年度报告综合财务报表附注9。 |
共享性能图
下表比较了从2014年12月31日至2014年12月31日对我们普通股100美元投资的累计回报率。2019年12月31日,与同一时期罗素2000指数和罗素2000能源指数100美元投资的累计回报率相比。在计算累积回报时,假设股息(如果有的话)进行再投资。
此图表不是“征集材料”,不视为已向SEC提交,也不得以参考方式纳入我们根据“证券法”或“交易法”提交的任何文件,无论是在此日期之前或之后提出的,也不论任何此类文件中的任何一般注册语言。这个图表是根据美国证交会的披露规则包括在内的。这种历史性的股票表现并不代表未来的股票表现。
年累计总收益比较
斗牛士资源公司罗素2000指数
和罗素2000能源指数
公司或联营公司回购股权
在本季度终了期间2019年12月31日,本公司从某些雇员手中购得普通股股份,以履行与受限制股份归属有关的雇员的税务责任。 |
| | | | | | | | | | | | | |
期间 | | 购买股份总数(1) | | 每股平均价格 | | 作为公开宣布的计划或计划的一部分而购买的股份总数 | | 5月份根据计划或计划购买的最大股份数量 |
2019年10月1日至2019年10月31日 | | 163 |
| | $ | 13.65 |
| | — |
| | — |
|
2019年11月1日至11月30日 | | 784 |
| | 14.18 |
| | — |
| | — |
|
(2019年12月1日至2019年12月31日) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
共计 | | 947 |
| | $ | 14.09 |
| | — |
| | — |
|
_________________
| |
(1) | 这些股份不是根据任何回购计划或计划重新购买的.本公司从某些雇员手中购得普通股股份,以履行与受限制股份归属有关的雇员的税务责任。 |
6.选定的财务数据。
以下所选财务资料摘录自本署在本年度终了的五年期间的经营结果。2019年12月31日的综合资产负债表和现金流量数据2019年12月31日, 2018, 2017, 2016和2015。您应结合“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”以及本年度报告其他部分所载的合并财务报表及其相关附注,阅读下列选定的财务数据。本年报所载的财务资料,可能并不表示我们未来的经营结果、财务状况或现金流量。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016 | | 2015 |
(单位:千,除每股数据外) | | | | | | | | | | |
业务报表数据: | | | | | | | | | | |
收入 | | | | | | | | | | |
石油和天然气收入 | | $ | 892,325 |
| | $ | 800,700 |
| | $ | 528,684 |
| | $ | 291,156 |
| | $ | 278,340 |
|
第三方中流服务收入 | | 59,110 |
| | 21,920 |
| | 10,198 |
| | 5,218 |
| | 1,864 |
|
出售购买的天然气 | | 74,769 |
| | 7,071 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
租赁奖金-矿藏面积 | | 1,711 |
| | 2,489 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
衍生产品实现收益(损失) | | 9,482 |
| | 2,334 |
| | (4,321 | ) | | 9,286 |
| | 77,094 |
|
衍生产品未实现(亏损)收益 | | (53,727 | ) | | 65,085 |
| | 9,715 |
| | (41,238 | ) | | (39,265 | ) |
总收入 | | 983,670 |
| | 899,599 |
| | 544,276 |
| | 264,422 |
| | 318,033 |
|
费用 | | | | | | | | | | |
生产税、运输和加工 | | 92,273 |
| | 76,138 |
| | 58,275 |
| | 43,046 |
| | 35,650 |
|
租赁经营 | | 117,305 |
| | 92,966 |
| | 67,313 |
| | 56,202 |
| | 54,704 |
|
工厂及其他中流服务运作 | | 36,798 |
| | 24,609 |
| | 13,039 |
| | 5,389 |
| | 3,489 |
|
购买天然气 | | 69,398 |
| | 6,635 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
损耗、折旧和摊销 | | 350,540 |
| | 265,142 |
| | 177,502 |
| | 122,048 |
| | 178,847 |
|
资产退休债务的累积 | | 1,822 |
| | 1,530 |
| | 1,290 |
| | 1,182 |
| | 734 |
|
全成本最高减值 | | — |
| | — |
| | — |
| | 158,633 |
| | 801,166 |
|
一般和行政 | | 80,054 |
| | 69,308 |
| | 66,016 |
| | 55,089 |
| | 50,105 |
|
总开支 | | 748,190 |
| | 536,328 |
| | 383,435 |
| | 441,589 |
| | 1,124,695 |
|
营业收入(损失) | | 235,480 |
| | 363,271 |
| | 160,841 |
| | (177,167 | ) | | (806,662 | ) |
其他收入(费用) | | | | | | | | | | |
资产销售和库存减值净收益(亏损) | | (967 | ) | | (196 | ) | | 23 |
| | 107,277 |
| | 908 |
|
利息费用 | | (73,873 | ) | | (41,327 | ) | | (34,565 | ) | | (28,199 | ) | | (21,754 | ) |
清偿债务时的预付保险费 | | — |
| | (31,226 | ) | | — |
| | — |
| | — |
|
其他(费用)收入 | | (2,126 | ) | | 1,551 |
| | 3,551 |
| | (4 | ) | | 616 |
|
其他(费用)收入共计 | | (76,966 | ) | | (71,198 | ) | | (30,991 | ) | | 79,074 |
| | (20,230 | ) |
所得税前收入(损失) | | 158,514 |
| | 292,073 |
| | 129,850 |
| | (98,093 | ) | | (826,892 | ) |
所得税准备金(福利) | | | | | | | | | | |
电流 | | — |
| | (455 | ) | | (8,157 | ) | | (1,036 | ) | | 2,959 |
|
递延 | | 35,532 |
| | (7,236 | ) | | — |
| | — |
| | (150,327 | ) |
所得税拨款总额(福利) | | 35,532 |
| | (7,691 | ) | | (8,157 | ) | | (1,036 | ) | | (147,368 | ) |
净收入(损失) | | 122,982 |
| | 299,764 |
| | 138,007 |
| | (97,057 | ) | | (679,524 | ) |
可归因于附属公司非控制权益的净收入 | | (35,205 | ) | | (25,557 | ) | | (12,140 | ) | | (364 | ) | | (261 | ) |
斗牛士资源公司股东的净收益(亏损) | | $ | 87,777 |
| | $ | 274,207 |
| | $ | 125,867 |
| | $ | (97,421 | ) | | $ | (679,785 | ) |
每股收益(亏损) | | | | | | | | | | |
商业、商业、金融、商业等行业 | | $ | 0.75 |
| | $ | 2.41 |
| | $ | 1.23 |
| | $ | (1.07 | ) | | $ | (8.34 | ) |
自愿 | | $ | 0.75 |
| | $ | 2.41 |
| | $ | 1.23 |
| | $ | (1.07 | ) | | $ | (8.34 | ) |
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016 | | 2015 |
(单位:千) | | | | | | | | | | |
资产负债表数据: | | | | | | | | | | |
现金和现金等价物 | | $ | 40,024 |
| | $ | 64,545 |
| | $ | 96,505 |
| | $ | 212,884 |
| | $ | 16,732 |
|
限制现金 | | $ | 25,104 |
| | $ | 19,439 |
| | $ | 5,977 |
| | $ | 1,258 |
| | $ | 44,357 |
|
净资产和设备 | | $ | 3,699,595 |
| | $ | 3,122,864 |
| | $ | 1,881,456 |
| | $ | 1,184,525 |
| | $ | 1,012,406 |
|
总资产 | | $ | 4,069,676 |
| | $ | 3,455,518 |
| | $ | 2,145,690 |
| | $ | 1,464,665 |
| | $ | 1,140,861 |
|
流动负债 | | $ | 399,772 |
| | $ | 330,022 |
| | $ | 282,606 |
| | $ | 169,505 |
| | $ | 136,830 |
|
长期负债 | | $ | 1,700,452 |
| | $ | 1,345,839 |
| | $ | 605,538 |
| | $ | 603,715 |
| | $ | 515,072 |
|
斗牛士资源公司股东权益总额 | | $ | 1,833,654 |
| | $ | 1,688,880 |
| | $ | 1,156,556 |
| | $ | 690,125 |
| | $ | 488,003 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016 | | 2015 |
(单位:千) | | | | | | | | | | |
其他财务数据: | | | | | | | | | | |
经营活动提供的净现金 | | $ | 552,042 |
| | $ | 608,523 |
| | $ | 299,125 |
| | $ | 134,086 |
| | $ | 208,535 |
|
用于投资活动的现金净额 | | $ | (903,976 | ) | | $ | (1,515,253 | ) | | $ | (819,284 | ) | | $ | (448,739 | ) | | $ | (381,406 | ) |
石油和天然气属性资本支出 | | $ | (730,161 | ) | | $ | (1,357,802 | ) | | $ | (699,445 | ) | | $ | (379,067 | ) | | $ | (432,715 | ) |
中期资本支出 | | $ | (192,035 | ) | | $ | (163,222 | ) | | $ | (115,128 | ) | | $ | (74,845 | ) | | $ | (64,499 | ) |
筹资活动提供的现金净额 | | $ | 333,078 |
| | $ | 888,232 |
| | $ | 408,499 |
| | $ | 467,706 |
| | $ | 224,944 |
|
斗牛士资源公司股东经调整的EBITDA(1) | | $ | 610,756 |
| | $ | 553,223 |
| | $ | 336,063 |
| | $ | 157,892 |
| | $ | 223,138 |
|
__________________
| |
(1) | 调整后的EBITDA是一种非GAAP财务措施.关于调整后的EBITDA的定义,以及调整后的EBITDA与经营活动提供的净收入(损失)和净现金的调节,见下文“-非GAAP财务措施”。 |
非公认会计原则财务措施
我们将可归属于斗牛士股东的调整后的EBITDA定义为利息支出前收益、所得税、耗竭、折旧和摊销、资产退休债务的增加、财产减值、未实现的衍生损益、某些其他非现金项目和非现金库存的补偿费用、债务清偿前溢价以及资产出售和库存减值的净损益。调整后的EBITDA不是GAAP确定的净收益(亏损)或现金流量的衡量标准。调整后的EBITDA是一种补充性的非GAAP财务指标,用于管理层和外部用户的综合财务报表,如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构。
管理层认为,调整后的EBITDA是必要的,因为它允许我们评估我们的经营业绩,并比较从一个时期到另一个时期的运营结果,而不考虑我们的融资方式或资本结构。在计算调整后的EBITDA时,我们将上述项目从净收益(损失)中排除在外,因为这些数额可能因公司而异,取决于会计方法和资产账面价值、资本结构以及获取某些资产的方法。
调整后的EBITDA不应被视为对根据公认会计原则确定的业务活动提供的净收入(损失)或现金净额的替代或更有意义,或作为我们经营业绩或流动性的主要指标。调整后的EBITDA中排除的某些项目是理解和评估公司财务业绩的重要组成部分,例如公司的资本成本和税收结构。我们调整后的EBITDA可能无法与另一家公司的同名计量相比较,因为所有公司都不能以相同的方式计算调整后的EBITDA。
下表列出了我们在综合基础上对调整后的EBITDA进行的计算,以及调整后的EBITDA与GAAP分别对业务活动提供的净收入(损失)和现金净额的财务计量。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016 | | 2015 |
(单位:千) | | | | | | | | | | |
未经审计的经调整的EBITDA对净收入(损失)的调节: | | | | | | | | | | |
斗牛士资源公司股东的净收益(亏损) | | $ | 87,777 |
| | $ | 274,207 |
| | $ | 125,867 |
| | $ | (97,421 | ) | | $ | (679,785 | ) |
可归因于附属公司非控制权益的净收入 | | 35,205 |
| | 25,557 |
| | 12,140 |
| | 364 |
| | 261 |
|
净收益(损失) | | 122,982 |
| | 299,764 |
| | 138,007 |
| | (97,057 | ) | | (679,524 | ) |
利息费用 | | 73,873 |
| | 41,327 |
| | 34,565 |
| | 28,199 |
| | 21,754 |
|
所得税拨款总额(福利) | | 35,532 |
| | (7,691 | ) | | (8,157 | ) | | (1,036 | ) | | (147,368 | ) |
损耗、折旧和摊销 | | 350,540 |
| | 265,142 |
| | 177,502 |
| | 122,048 |
| | 178,847 |
|
资产退休债务的累积 | | 1,822 |
| | 1,530 |
| | 1,290 |
| | 1,182 |
| | 734 |
|
全成本最高减值 | | — |
| | — |
| | — |
| | 158,633 |
| | 801,166 |
|
衍生产品未实现亏损(收益) | | 53,727 |
| | (65,085 | ) | | (9,715 | ) | | 41,238 |
| | 39,265 |
|
股票补偿费用 | | 18,505 |
| | 17,200 |
| | 16,654 |
| | 12,362 |
| | 9,450 |
|
资产销售和库存减值净亏损(收益) | | 967 |
| | 196 |
| | (23 | ) | | (107,277 | ) | | (908 | ) |
清偿债务时的预付保险费 | | — |
| | 31,226 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
合并调整的EBITDA | | 657,948 |
| | 583,609 |
| | 350,123 |
| | 158,292 |
| | 223,416 |
|
可归因于附属公司非控制权益的经调整的EBITDA | | (47,192 | ) | | (30,386 | ) | | (14,060 | ) | | (400 | ) | | (278 | ) |
斗牛士资源公司股东经调整的EBITDA | | $ | 610,756 |
| | $ | 553,223 |
| | $ | 336,063 |
| | $ | 157,892 |
| | $ | 223,138 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016 | | 2015 |
(单位:千) | | | | | | | | | | |
未经审计的经调整的EBITDA对净现金的调节 业务活动: | | | | | | | | | | |
经营活动提供的净现金 | | $ | 552,042 |
| | $ | 608,523 |
| | $ | 299,125 |
| | $ | 134,086 |
| | $ | 208,535 |
|
经营资产和负债的净变动 | | 34,517 |
| | (64,429 | ) | | 25,058 |
| | (1,809 | ) | | (8,980 | ) |
利息费用,扣除非现金部分 | | 71,389 |
| | 39,970 |
| | 34,097 |
| | 27,051 |
| | 20,902 |
|
当期所得税(福利)准备金 | | — |
| | (455 | ) | | (8,157 | ) | | (1,036 | ) | | 2,959 |
|
可归因于附属公司非控制权益的经调整的EBITDA | | (47,192 | ) | | (30,386 | ) | | (14,060 | ) | | (400 | ) | | (278 | ) |
斗牛士资源公司股东经调整的EBITDA | | 610,756 |
| | 553,223 |
| | 336,063 |
| | 157,892 |
| | 223,138 |
|
7.管理部门对财务状况和经营结果的讨论和分析。
以下对我们财务状况和经营结果的讨论和分析,应与本年度报告其他地方的合并财务报表和相关附注一并阅读。下面的讨论包含了反映我们未来计划、估计、信念和预期绩效的“前瞻性声明”。我们警告说,对未来事件的假设、期望、预测、意图或信念可能而且经常与实际结果不同,差异可能是重大的。可能导致实际结果与我们预期不同的一些关键因素包括:石油或天然气价格的变化、计划的资本支出的时间安排、根据我们的信贷协议和圣马特奥信贷机制提供的资金、估算已探明储量和预测生产结果的不确定性、影响我们石油和天然气及中流作业的业务因素、资本市场的一般状况以及我们进入资本市场的能力、接近和收集、加工和运输设施、收购的可得性和一体化、环境法规或诉讼的不确定性以及影响我们业务的其他法律或监管发展,以及本年度报告下文和其他部分讨论的那些因素,所有这些都很难预测。鉴于这些风险、不确定性和假设,讨论的前瞻性事件可能不会发生.参见“关于前瞻性陈述的指导说明”。
关于2018年12月31日和2017年12月31日终了年度的业务结果的比较,请参阅2019年3月1日向SEC提交的关于2018年12月31日终了年度10-K报表的“管理层对财务状况和业务结果的讨论和分析”。
概述
我们是一家独立的能源公司,成立于2003年7月,在美国从事石油和天然气资源的勘探、开发、生产和获取,重点是石油和天然气页岩等。
非常规游戏。我们目前的业务主要集中在石油和液体丰富的部分沃尔夫营地和骨泉发挥特拉华盆地,在东南部,新墨西哥州和西德克萨斯州。我们还在南德克萨斯州的鹰福特页岩厂和路易斯安那州西北部的Haynesville页岩和棉花谷经营。此外,我们主要通过San Mateo开展中流作业,以支持我们的勘探、开发和生产业务,并向第三方提供天然气加工、石油运输服务、石油、天然气和盐水收集服务和盐水处理服务。
2019操作要点
在本年度终了的年度内2019年12月31日我们完成并开始生产石油和天然气,在特拉华盆地经营了76口毛额(61.4净额)和62口毛额(4.3净额)非操作井,在南德克萨斯州生产了8口毛额(7.9净)井。年内,我们并没有就我们在路易斯安那州西北部的租赁物业进行任何操作上的钻探和完井活动。2019,尽管我们确实参与了26口非操作(1.7净)的Haynesville页岩井的钻探和完井工作,这些井已开始生产。2019.
期间2019,我们继续我们的重点是勘探,划定和发展我们的特拉华盆地面积在爱县,得克萨斯州和利亚和埃迪县,新墨西哥州。我们在特拉华盆地经营了六个钻井平台。2019。2018年10月,我们在得克萨斯州南部开始了一项钻探计划,主要在鹰福特页岩钻井,以利用得克萨斯州南部较高的石油和天然气价格,对奥斯汀·查尔克地层进行至少一次勘探测试,并对我们在南德克萨斯州剩余的所有未开发土地进行验证和开采。Eagle Ford页岩井中的一口在2018年第四季度完成并转为销售,其余8口井,包括在奥斯丁·查尔克地层钻井的1口井,已于2019年上半年完成并转为销售。
我们的绝大多数2019资本支出用于:(1)划定和发展我们在特拉华盆地的租赁地位;(2)开发某些中流资产,以支持我们在那里的业务;(3)我们参与在特拉华盆地钻探和完成的非操作油井;(4)为沃尔夫营、骨泉和特拉华盆地其他富液体油田购置更多的租赁地和矿产利益。我们剩余的资本支出主要用于我们在南德克萨斯州的短期钻井和完井计划,以及我们参与了整个2019年在Haynesville页岩钻探和完成的几口非操作油井。
截至年底,我们的平均每日石油当量产量。2019年12月31日曾.66,203每日英国央行,包括38,312每天使用BBL油和167.4每天使用天然气,增加的27%,与52,128每日英国央行,包括30,524每天使用BBL油和129.6天然气每日MMcf,截止年度2018年12月31日。我们的平均每日石油产量2019的38,312每日用油量增加d 26%从…30,524每天使用BBL油2018。石油产量的增加主要是由于我们目前在特拉华盆地的划界和开发钻探活动,以及我们在南德克萨斯州的9口井项目于2019年上半年完成的结果。我们平均每天的天然气产量167.4MMcf每天2019 增加d 29%从…129.62018年每天MMcf。天然气产量的增加主要是由于我们正在特拉华盆地进行的划界和开发钻探活动,以及非运营的Haynesville页岩井在2019年第三季度完成并转为销售。含油58%我们在截止年度的总产量中所占的比例2019年12月31日,与59%截止年度2018年12月31日.
截止年度2019年12月31日,我们的石油和天然气收入8.923亿美元, 增加的11%石油和天然气收入8.007亿美元截止年度2018年12月31日。我们的石油收入增加了20%大约7.598亿美元,与6.356亿美元截止年度2018年12月31日。石油收入增加的原因是年终石油产量增加2019年12月31日上文所述,被较低的加权平均实际石油价格部分抵消$54.34每磅2019,与$57.04每磅2018。我们的天然气收入减少了20%大约1.325亿美元,与1.651亿美元截止年度2018年12月31日。天然气收入减少的原因是加权平均实际天然气价格较低$2.17每麦克福2019,与$3.49每麦克福2018。这一减少额被增加在我们上面提到的天然气生产中。
我们报告了大约可归因于斗牛士股东的净收入。8 780万美元,或$0.75摊薄普通股,按公认会计原则计算2019年12月31日,与2.742亿美元,或$2.41摊薄普通股,截至年底2018年12月31日。调整后的截至年底的EBITDA2019年12月31日曾.6.108亿美元,与调整后的EBITDA相比5.532亿美元截止年度2018年12月31日。调整后的EBITDA是一种非GAAP财务措施.关于调整后的EBITDA的定义,以及调整后的EBITDA与经营活动提供的净收入(损失)和净现金的调节,见“选定的财务数据-非GAAP财务措施”。
在…2019年12月31日,我们估计已探明的石油和天然气储量为2.525亿英国央行,包括1.48亿BBL油和627.2天然气Bcf,标准计量标准20.3亿美元和pv-1022.5亿美元。在…
2018年12月31日,我们估计已探明的石油和天然气储量为2.153亿英国央行,包括1.234亿BBL油和551.5天然气Bcf,标准计量标准22.5亿美元和pv-1025.8亿美元。我们估计的总探明储量2.525亿英国央行2019年12月31日代表一个17%年复一年增加,与2.153亿英国央行2018年12月31日。我们估计的已探明石油储量1.48亿bbl at2019年12月31日 增加d 20%,与1.234亿bbl at2018年12月31日。我们在特拉华盆地的石油和天然气探明储量增加d 22%到2.328亿英国央行2019年12月31日,与1.915亿英国央行2018年12月31日,主要是由于我们目前在那里的划界和发展业务。在…2019年12月31日,约92%在我们已探明的全部石油和天然气储量中,可归因于我们在特拉华盆地的财产。我们在特拉华盆地的探明石油储量增加d 22%到1.396亿bbl at2019年12月31日,与1.148亿bbl at2018年12月31日。已探明石油储量59%在我们已探明的总储量中2019年12月31日,与57%在…2018年12月31日。这些储备估计数是根据我们的工程人员所作的评估而作出的,并已就其合理性及是否符合证券交易委员会的指引而接受审核。荷兰Sewell&Associates公司、独立的油藏工程师。标准化计量是指经证实的储备的未来现金流量估计数的现值,减去对未来开发、生产、堵塞和放弃费用以及所得税费用的估计数,按每年10%折现,以反映未来现金流动的时间安排。标准化措施并不是对我们财产的公平市场价值的估计。PV-10是一种非GAAP财务措施.若要将PV-10调整为标准化措施,请参阅“企业估算的已探明储量”。
中流大灯
2019年2月25日,我们宣布成立San Mateo II公司,这是一家由五点公司组成的战略合资企业,旨在扩大我们在特拉华盆地的中游业务,特别是在新墨西哥州的埃迪县。圣马蒂奥二世公司拥有51%的股份,5分公司拥有49%的股份。作为这项交易的一部分,我们致力于圣马特奥II土地在大Stebbins地区和Stateline资产区根据15年的固定费用协议,石油,天然气和盐水收集,天然气加工和盐水处理。此外,五点已承诺支付圣马特奥二世的头1.5亿美元资本支出中的1.25亿美元,用于在大Stebbins地区和Stateline资产区开发设施。五点还为我们提供了机会,在未来几年内,我们在大斯捷宾斯地区和Stateline资产领域执行业务计划时,可以获得高达1.5亿美元的递延业绩激励,此外还有额外的业绩激励措施,以确保第三方客户的数量。
San Mateo在2019年取得了强劲的经营业绩,突出表现在:(1)第三方中流服务收入增加;(2)天然气收集和处理量增加;(3)集水和水处理量增加;(4)与2018年相比,石油集输量增加。San Mateo启动了另外200 MMcf/日设计天然气加工入口能力的建造,这是扩大布莱克河加工厂的一部分,该加工厂预计将于2020年夏季投入使用,并将使布莱克河加工厂的总设计进气量达到每天460 MMcF。San Mateo还启动了从大Stebbins地区向南、从Stateline资产区向北建造大直径天然气集输线的计划,以将这些地区与黑河加工厂连接起来。在2019年期间,San Mateo增加了4口商业咸水处理井,其中2口在Rustler破碎资产区,2口在大Stebbins地区,预计将在2020年第一季度晚些时候在Rustler分拆资产区增设一口商业咸水处置井,使San Mateo公司设计的盐水处理能力达到每天约33.5万桶。
在2019年期间,San Mateo从一个现有的天然气客户那里得到了更多的天然气收集和加工承诺,加上其他可中断量,从现有的盐水客户那里获得了大量额外的土地,并增加了一个新的石油客户的占地奉献。在接近第三季度末和2019年第四季度的某些时候,由于现有天然气加工客户的吞吐量增加,San Mateo公司经营着布莱克河加工厂,该加工厂目前设计的入口容量为每天260 MMcf的95%以上。
2020资本支出预算
我们预计,我们的特拉华盆地资产开发将是我们的业务和资本支出的主要重点。2020。我们计划在整个特拉华盆地经营六个承包的钻井平台,主要是石油和天然气井。2020。我们的2020估计资本支出预算包括690.0至7.5亿美元钻井、完井和装备井(“D/C/E资本支出”)和85.0至1.05亿美元至于中期资本支出,主要反映了我们在圣马提奥2020年合计资本支出估计数中所占的比例,即190.0美元至2.35亿美元,同时也说明了五千万美元资本中的其余部分,即五点同意在圣马丁二号成立时向我们提供的资金。2020估计的资本支出将用于:(一)进一步划定和发展我们的租赁地位;(二)继续建造中流资产;(三)我们参与特拉华盆地的某些非经营性良好机会,但分配给我们在南得克萨斯州和海内斯维尔页岩有限业务的数量除外,用于维持和延长租赁,并参与某些非经营性良好机会。我们的2020特拉华盆地钻井计划预计将侧重于在整个特拉华盆地继续开发我们的各种资产领域,特别强调在2020年钻井和完成更长的水平井比例,其中74%预计完成横向长度为2英里。
为了缩小2020年资本支出与运营现金流之间的任何潜在差异,我们可能会剥离部分非核心资产,特别是在哈内斯维尔页岩和南德克萨斯州(就像我们在2019年那样),并考虑在创造价值的机会出现时,将其他资产(如某些矿产、特许权使用费和中流利益)货币化。此外,我们打算继续评估对土地和矿产利益的机会获取,主要是在特拉华盆地。2020。这些货币化、剥离和支出都是特定机会的,购买价格的倍数和每英亩的价格可能因资产或前景的不同而有很大差异。因此,很难估计这些2020货币化、资产剥离和资本支出具有任何程度的确定性;因此,我们没有提供与货币化或剥离有关的估计收益,也没有提供与土地和矿产收购有关的估计资本支出。2020.
在…2019年12月31日,我们有4 000万美元现金(不包括限制现金)和1.89亿美元根据我们的信贷协议(根据我们选择的借款承诺执行未清信用证后)的未提款借款能力500亿美元)。“信贷协议”于2020年2月修订,将我们选定的借款承诺从500亿美元增加到7.00亿美元,这使我们的未提款借款能力增加到3.99亿美元(在实施了当时尚未结清的信用证之后)。不包括任何可能的重大收购,我们希望为我们的2020通过手头现金、经营现金流、与San Mateo有关的业绩奖励、根据我们的信贷协议借款的资本支出(假设我们的借款基数为9.00亿美元)和根据San Mateo信贷机制借款(假设根据这种贷款的手风琴特性,最高可获得4000万美元)。此外,在2020年,我们预计将获得5000万美元资本中的一部分我们花费的资本总额可能会根据市场情况、钻探、完井和非操作井的实际成本、钻井结果、我们中游活动的实际成本和范围、我们的合资伙伴履行其资本义务的能力、可能提供给我们的其他机会以及我们获得资本的能力而在物质上波动。
收入
我们的收入主要来自石油、天然气和NGL的生产。由于销售量的变化或石油、天然气或NGL价格的变化,我们的收入可能因不同时期而有很大差异。
下表汇总了所述期间的收入和生产数据。
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
业务数据: | | | | | | |
收入(千):(1) | | | | | | |
油 | | $ | 759,811 |
| | $ | 635,554 |
| | $ | 386,865 |
|
天然气 | | 132,514 |
| | 165,146 |
| | 141,819 |
|
石油和天然气收入总额 | | 892,325 |
| | 800,700 |
| | 528,684 |
|
第三方中流服务收入 | | 59,110 |
| | 21,920 |
| | 10,198 |
|
出售购买的天然气 | | 74,769 |
| | 7,071 |
| | — |
|
租赁奖金-矿藏面积 | | 1,711 |
| | 2,489 |
| | — |
|
衍生产品实现收益(损失) | | 9,482 |
| | 2,334 |
| | (4,321 | ) |
衍生产品未实现(亏损)收益 | | (53,727 | ) | | 65,085 |
| | 9,715 |
|
总收入 | | $ | 983,670 |
| | $ | 899,599 |
| | $ | 544,276 |
|
净生产量:(1) | | | | | | |
石油(MBbl) | | 13,984 |
| | 11,141 |
| | 7,851 |
|
天然气(Bcf) | | 61.1 |
| | 47.3 |
| | 38.2 |
|
总石油当量(MBOE)(2) | | 24,164 |
| | 19,026 |
| | 14,212 |
|
平均日产量(BOE/d)(2) | | 66,203 |
| | 52,128 |
| | 38,936 |
|
平均售价: | | | | | | |
无已变现衍生物的石油(每Bbl) | | $ | 54.34 |
| | $ | 57.04 |
| | $ | 49.28 |
|
石油,有已实现的衍生物(每Bbl) | | $ | 54.98 |
| | $ | 57.38 |
| | $ | 48.81 |
|
没有已实现的衍生产品的天然气(每麦克福) | | $ | 2.17 |
| | $ | 3.49 |
| | $ | 3.72 |
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天然气,有已实现的衍生物(每麦克福) | | $ | 2.18 |
| | $ | 3.46 |
| | $ | 3.70 |
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________________
| |
(1) | 我们以两种方式报告我们的产量:石油和天然气,包括干气和富含液体的天然气。与NGLs相关的收入包括在我们的天然气收入中。 |
截至2019年12月31日止的年度相比较2018年12月31日
石油和天然气收入。我们的石油和天然气收入增加d 9 160万美元,或11%,到8.923亿美元为截至2019年12月31日止的年度,与8.007亿美元为2018年12月31日。我们的石油收入增加d 1.243亿美元,或20%,到7.598亿美元为截至2019年12月31日止的年度,与6.356亿美元为2018年12月31日。这增加我们的石油收入主要来自26% 增加在我们的石油生产中14.0百万桶石油截至2019年12月31日止的年度,与1 110万BBL油 为2018年12月31日。这个增加石油生产主要归功于我们目前在特拉华盆地的划界和开发钻探活动,以及我们在伊格尔福特页岩厂的9口井项目,该项目于2019年上半年结束。这一增加额被以下各项部分抵消:5%的加权平均油价下降截至2019年12月31日止的年度到$54.34与之相比,每个Bbl$57.04实现的每一个Bbl2018年12月31日。我们的天然气收入减少d由.3 260万美元,或20%,到1.325亿美元为截至2019年12月31日止的年度,与1.651亿美元为2018年12月31日。这个减少天然气收入主要来自38%实际天然气价格降至$2.17每个Mcf截至2019年12月31日止的年度,与$3.49实现了2018年12月31日。这一减少额被29% 增加在我们的天然气生产中61.1Bcf为截至2019年12月31日止的年度,与47.3Bcf为2018年12月31日。这个增加天然气生产主要归功于我们目前在特拉华盆地的划界和开发活动,以及非运营的Haynesville页岩井在截至2019年12月31日止的年度.
第三方中流服务收入。我们的第三方中流服务收入增加d 3 720万美元,或170%,到5 910万美元为截至2019年12月31日止的年度,与2 190万美元为2018年12月31日。第三方中流服务收入是指与第三方有关的中流业务收入,包括我们经营的油井的工作利益所有者。这增加主要是由于(I)我们的第三者增加。
天然气的收集、运输和加工收入2 700万美元为截至2019年12月31日止的年度,与1 070万美元为2018年12月31日,(Ii)增加在第三方盐水的收集和处置收入约为2 490万美元为截至2019年12月31日止的年度,与之相比,1 050万美元为2018年12月31日,以及(Iii)我们的第三方石油运输收入增加到大约720万美元为截至2019年12月31日止的年度,与70万美元为2018年12月31日.
销售购买的天然气。我们购买的天然气是7 480万美元为截至2019年12月31日止的年度,与710万美元为2018年12月31日。购买天然气的销售主要反映了我们定期与第三方进行的天然气采购交易,通过这些交易,我们购买天然气,在布莱克河加工厂加工天然气,然后将剩余气体和NGL出售给其他购买者。这些收入,以及“购买天然气”中包括的与这些交易有关的费用,在我们的综合业务报表中按毛额列报。
租赁奖金-矿藏面积。我们的租赁奖金--矿产面积收入是170万美元为截至2019年12月31日止的年度,与250万美元为2018年12月31日。租赁奖金-矿产面积收入反映了我们获得的付款,以签订或延长租赁给第三方承租人,以开发石油和天然气可归因于我们的某些矿产利益。
已实现的衍生产品收益。我们已实现的网络增益关于衍生产品950万美元为截至2019年12月31日止的年度,与已实现的网相比增益大约230万美元为2018年12月31日。我们发现了一个网增益的890万美元和50万美元从我们的石油和天然气的无成本领合同,分别为截至2019年12月31日止的年度,由于石油和天然气价格低于底价,我们的某些石油和天然气无成本领合同。我们发现了一个网增益的10万美元根据我们的石油基础交换合同截至2019年12月31日止的年度,由于油价低于掉期价格,我们的某些石油基础掉期合同。我们实现了净收益2 950万美元根据我们2018年12月31日终了年度的石油基础掉期合同,这是因为石油基础价格低于我们某些石油基础互换合同的掉期价格。这一净收益被净亏损大幅度抵消。2 570万美元和140万美元从我们的石油和天然气的无成本领子合同,分别在2018年12月31日终了的一年,由于石油和天然气价格高于短期调用/上限价格,我们的某些石油和天然气无成本领合同。我们意识到增益关于我们的石油衍生物$0.64每磅石油生产期间截至2019年12月31日止的年度,与平均水平相比增益的$0.34每磅石油生产期间2018年12月31日。我们的石油总量对冲了截至2019年12月31日止的年度代表59%与我们的石油总产量相比,49%我们的石油总产量2018年12月31日。我们意识到增益关于我们的天然气衍生物$0.01每个麦基夫生产期间截至2019年12月31日止的年度,与平均水平相比损失大约$0.03为2018年12月31日。我们的天然气总量截至2019年12月31日止的年度代表12%与我们的天然气产量相比,36%我们的天然气总产量2018年12月31日.
衍生产品未实现的(亏损)收益我们的未实现损失关于导数大约是5 370万美元为截至2019年12月31日止的年度,与未实现的收益相比6 510万美元为2018年12月31日。在本年度终了的年度内2019年12月31日,我们公开的石油及天然气衍生工具及油基掉期合约的总净公允价值。减少d来自大约净资产4 980万美元约为净负债390万美元,导致衍生产品的未变现损失约为5 370万美元截止年度2019年12月31日。在2018年12月31日,我们的开放式石油和天然气衍生产品合同的总净公允价值从负债净额约1,520万美元增加到资产净额约1,520万美元。4 980万美元,从而使衍生产品获得未实现的收益。6 510万美元为2018年12月31日.
费用
下表汇总了所述期间的业务费用和其他收入(费用)。 |
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
(单位:千,除每个英国央行的费用外) | | | | | | |
费用: | | | | | | |
生产税、运输和加工 | | $ | 92,273 |
| | $ | 76,138 |
| | $ | 58,275 |
|
租赁经营 | | 117,305 |
| | 92,966 |
| | 67,313 |
|
工厂及其他中流服务运作 | | 36,798 |
| | 24,609 |
| | 13,039 |
|
购买天然气 | | 69,398 |
| | 6,635 |
| | — |
|
损耗、折旧和摊销 | | 350,540 |
| | 265,142 |
| | 177,502 |
|
资产退休债务的累积 | | 1,822 |
| | 1,530 |
| | 1,290 |
|
一般和行政 | | 80,054 |
| | 69,308 |
| | 66,016 |
|
总开支 | | 748,190 |
| | 536,328 |
| | 383,435 |
|
营业收入 | | 235,480 |
| | 363,271 |
| | 160,841 |
|
其他收入(费用): | | | | | | |
资产销售和库存减值净收益(亏损) | | (967 | ) | | (196 | ) | | 23 |
|
利息费用 | | (73,873 | ) | | (41,327 | ) | | (34,565 | ) |
清偿债务时的预付保险费 | | — |
| | (31,226 | ) | | — |
|
其他(费用)收入 | | (2,126 | ) | | 1,551 |
| | 3,551 |
|
其他(费用)收入共计 | | (76,966 | ) | | (71,198 | ) | | (30,991 | ) |
所得税前收入 | | 158,514 |
| | 292,073 |
| | 129,850 |
|
所得税拨款总额(福利) | | 35,532 |
| | (7,691 | ) | | (8,157 | ) |
可归因于附属公司非控制权益的净收入 | | (35,205 | ) | | (25,557 | ) | | (12,140 | ) |
归于斗牛士资源公司股东的净收入 | | $ | 87,777 |
| | $ | 274,207 |
| | $ | 125,867 |
|
每笔支出: | | | | | | |
生产税、运输和加工 | | $ | 3.82 |
| | $ | 4.00 |
| | $ | 4.10 |
|
租赁经营 | | $ | 4.85 |
| | $ | 4.89 |
| | $ | 4.74 |
|
工厂及其他中流服务运作 | | $ | 1.52 |
| | $ | 1.29 |
| | $ | 0.92 |
|
损耗、折旧和摊销 | | $ | 14.51 |
| | $ | 13.94 |
| | $ | 12.49 |
|
一般和行政 | | $ | 3.31 |
| | $ | 3.64 |
| | $ | 4.65 |
|
截至2019年12月31日止的年度相比较2018年12月31日
生产税、运输和加工。我们的生产税、运输和加工费用。增加d 1 610万美元,或21%,到9 230万美元为截至2019年12月31日止的年度,与7 610万美元为2018年12月31日。增加的主要原因是530万美元增加我们的生产税6 330万美元为截至2019年12月31日止的年度,与5 800万美元为2018年12月31日,产生于9 160万美元 增加石油和天然气收入截至2019年12月31日止的年度,与2018年12月31日。运输和加工费用增加到2 900万美元为截至2019年12月31日止的年度,与1 820万美元为2018年12月31日,主要是由于27% 增加各期之间的石油当量总产量。在单位生产的基础上,我们的生产税和运输加工费用。减少d至$3.82英国央行截至2019年12月31日止的年度,与$4.00英国央行2018年12月31日,作为27% 增加在各期间的石油当量总产量中,超过21%增加我们的生产税,运输和加工费用。
租赁业务费用。我们的租赁营运费用增加d 2 430万美元,或26%,到1.173亿美元为截至2019年12月31日止的年度,与9 300万美元为2018年12月31日。增加的租赁业务费用截至2019年12月31日止的年度主要原因是与我们在“公约”期间经营的油井数量增加有关的服务和设备费用增加。截至2019年12月31日止的年度。我们的租赁营运费用是按生产单位计算的。减少d 1%到$4.85英国央行截至2019年12月31日止的年度,与$4.89英国央行2018年12月31日,作为26%租赁业务费用总额的增加约由27% 增加各期之间的总当量石油产量。
工厂及其他中流服务运作。我们的工厂和其他中期服务的运营费用增加d 1 220万美元,或50%,到3 680万美元为截至2019年12月31日止的年度,与2 460万美元为2018年12月31日。增加的主要原因是:(1)与我们扩大的商业咸水处理业务有关的费用增加。1 810万美元为截至2019年12月31日止的年度,与$13.1
百万为2018年12月31日(2)与2018年第一季度扩建的黑河加工厂有关的费用增加,1 100万美元为截至2019年12月31日止的年度,与760万美元为2018年12月31日,和(3)与管道运营有关的费用增加790万美元为截至2019年12月31日止的年度,与350万美元为2018年12月31日.
损耗、折旧和摊销。我们的损耗、折旧和摊销费用增加d 8 540万美元,或32%,到3.505亿美元为截至2019年12月31日止的年度,与2.651亿美元为2018年12月31日。在单位生产的基础上,我们的损耗、折旧和摊销费用。增加d 4%到$14.51英国央行截至2019年12月31日止的年度,与$13.94英国央行2018年12月31日。这些增加S的主要原因是:(1)2019年的耗竭率比2018年略高,原因是我们的石油总产量增长略大于已探明石油和天然气储量的增长;(Ii)与我们扩大的中期资产约有关的折旧费用增加。1 610万美元为截至2019年12月31日止的年度,与1 050万美元为2018年12月31日.
一般和行政。我们的一般开支和行政开支增加d 1 070万美元,或16%,到8 010万美元为截至2019年12月31日止的年度,与6 930万美元为2018年12月31日。我们的一般和行政费用增加的主要原因是薪金费用增加了大约1 380万美元由于我们的持续增长,我们需要更多的员工来支持我们增加的土地、地球科学、钻井、完井、生产、中游、会计和行政职能。这一增加被资本化的一般和行政费用增加部分抵消310万美元为截至2019年12月31日止的年度。我们的一般开支和行政开支减少d 9%在单位生产的基础上$3.31英国央行截至2019年12月31日止的年度,与$3.64英国央行2018年12月31日,作为27%各期石油当量总产量的增加抵销了9%增加我们的一般和行政开支。
利息费用。为截至2019年12月31日止的年度,我们的利息支出总额约为8 240万美元。我们大约资本化了850万美元某些符合资格的工程项目的利息开支截至2019年12月31日止的年度然后把剩下的7 390万美元为行动干杯。为2018年12月31日,我们的利息支出总额约为5 020万美元。我们资本化了880万美元某些符合资格的工程项目的利息开支2018年12月31日然后把剩下的4 130万美元为行动干杯。总利息开支的增加截至2019年12月31日止的年度,与2018年12月31日,主要是由于我们的平均未偿债务增加。在2018年8月和9月,我们完成了投标和赎回5.75亿美元合计本金6.875%到期日期2023年的高级票据(“2023年说明”)。2018年8月,我们发布了7.5亿美元合计本金5.875%应于2026年到期的票据(“原2026年说明”),2018年10月,我们又发布了一份300亿美元合计本金5.875%应于2026年到期的注释(“额外2026年注释”和原2026年“2026年注释”),使我们的高级票据总数增加到10.5亿美元在…2018年12月31日.
清偿债务时的预付保险费。截至2018年12月31日止的一年内,我们因清偿以下债务而招致预付保费。3 120万美元由于投标要约以现金购买及随后赎回我们所有的2023只债券。没有发生类似的费用截至2019年12月31日止的年度.
所得税拨款总额(福利)。我们录得的入息税总额3 550万美元为截至2019年12月31日止的年度。所得税支出总额截至2019年12月31日止的年度与美国联邦法定税率对税前收入的计算不同,这主要是由于账面和应税所得税以及州税之间的永久性差异的影响,主要是在新墨西哥州。
流动性与资本资源
我们对资本的主要使用一直是,而且我们预计将继续在2020在可预见的将来,石油和天然气的收购、勘探和开发以及中流投资。不包括任何可能的重大收购,我们希望为我们的2020通过手头现金、业务现金流量、与San Mateo有关的业绩奖励、根据我们的信贷协议借款(假设我们的借款基数为9 000万美元)和根据San Mateo信贷机制借款(假设根据这种机制的手风琴功能可获得至多4000万美元)的资本支出。此外,在2020年,我们预计将获得5000万美元资本中的一部分我们未来在增加已证实的储备和生产方面的成功将高度取决于我们获得外部资本来源和创造经营现金流的能力。
在…2019年12月31日,我们大约有现金4 000万美元和限制现金总额大约2 510万美元,其中大部分与San Mateo有关。根据合同协议,我们的非全资子公司所持有的账户中的现金不得与我们的其他现金混在一起,只用于为这些非全资子公司的资本支出和运营提供资金。
2018年10月,由加拿大皇家银行(RoyalBankofCanada)牵头的我们的信贷协议(CreditProtocol)下的贷款机构于2018年6月30日完成了对我们已探明石油和天然气在检讨方面,我们修订了信贷协议,除其他项目外,将最高贷款金额提高至15亿元,将借贷基础提高至8.5亿元,将经选举产生的借款承诺增加至5000万元,将贷款期限延长至2023年10月31日,每年将借款利率调低0.25%,并将最高杠杆比率定为4.00至1.00。“信贷协议”规定的借款仅限于最低的借款基数、最高贷款额度和选定的借款承诺。
2019年4月,我们的信贷协议下的贷款人于2018年12月31日完成了对我国已探明的石油和天然气储量的审查,结果借款基数增加到9.00亿美元,当选的借款承诺仍为5000万美元。2019年10月,我们的信贷协议下的贷款人于2019年6月30日完成了对我国已探明的石油和天然气储量的审查,因此,借款基础被确认为9.00亿美元,而选定的借款承诺仍为5000万美元。
2020年2月,我们的信贷协议下的贷款人于2019年12月31日完成了对我国已探明的石油和天然气储量的审查,结果,借款基础再次被确认为9.00亿美元,我们将选定的借款承诺从500亿美元增加到7.00亿美元。
2018年12月,San Mateo I进入了San Mateo信贷机制,这是一个由新斯科舍银行领导的2.5亿美元信贷机制,作为行政代理,当时将所有贷款人都包括在信贷协议中。圣马特奥信贷机构将于2023年12月19日到期,其中包括手风琴功能,可能增加到4000万美元。San Mateo信用基金由San Mateo I的子公司担保,主要由San Mateo I的所有资产(包括不动产)担保,不依赖于斗牛士及其全资子公司以及San Mateo II及其子公司。
2019年6月和10月,根据手风琴功能,在San Mateo信贷机制下的贷款承诺增加到3.25亿美元和3.75亿美元分别。
在2019年,我们大约2 190万美元把非核心资产变成现金。这些房产主要位于得克萨斯州南部、路易斯安那州西北部和东得克萨斯州,但包括了我们在特拉华盆地一个非经营区的一小部分土地。
在…2019年12月31日,我们有(I)10.5亿元未偿还的2026元债券,(Ii)2.55亿美元根据信贷协议未偿还的借款和(Iii)大约4 610万美元在根据信用协议签发的未付信用证中,我和San Mateo2.88亿美元在San Mateo信贷机制下未偿还的借款和大约1 620万美元根据San Mateo信贷机制签发的未付信用证。在…2020年2月25日,我们有(X)10.5亿元未偿还的2026元债券,(Y)2.55亿美元根据信贷协议未偿还的借款和(Z)约4 600万美元在根据信用协议签发的未付信用证中,我和San Mateo2.88亿美元未偿还和约1 620万美元根据San Mateo信贷机制签发的未付信用证。
我们预计,我们的特拉华盆地资产开发将是我们的业务和资本支出的主要重点。2020。我们计划在整个特拉华盆地经营六个承包的钻井平台,主要是石油和天然气井。2020。我们的2020估计资本支出预算包括690.0至7.5亿美元D/C/E资本支出和85.0至1.05亿美元至于中期资本支出,主要反映了我们在圣马提奥2020年合计资本支出估计数中所占的比例,即190.0美元至2.35亿美元,同时也说明了五千万美元资本中的其余部分,即五点同意在圣马丁二号成立时向我们提供的资金。2020估计的资本支出将用于:(一)进一步划定和发展我们的租赁地位;(二)继续建造中流资产;(三)我们参与特拉华盆地的某些非经营性良好机会,但分配给我们在南得克萨斯州和海内斯维尔页岩有限业务的数量除外,用于维持和延长租赁,并参与某些非经营性良好机会。我们的2020特拉华盆地钻井计划预计将侧重于在整个特拉华盆地继续开发我们的各种资产领域,特别强调在2020年钻井和完成更长的水平井比例,其中74%预计完成横向长度为2英里。我们继续在我们的钻探计划中建立重要的选择。我们的三个钻井平台根据长期合同运营,剩余的平均期限约为19个月。其他三个钻井平台都是短期合同,剩余债务不超过12个月。这使我们有能力根据不断变化的商品价格和其他因素,修改我们的钻探计划,因为我们认为这是必要的。
缩小我们2020资本支出和运营现金流,我们可能会剥离部分非核心资产,特别是在Haynesville页岩和我们在南得克萨斯州的部分头寸(如我们在2019年,转换)。2 190万美元(将非核心资产转为现金),以及考虑在创造价值的机会出现时,将其他资产,如某些矿产、特许权和中流权益货币化。此外,我们打算继续评估对土地和矿产利益的机会获取,主要是在特拉华盆地。2020。这些货币化、剥离和支出都是特定机会的,购买价格的倍数和每英亩的价格可能因资产或前景的不同而有很大差异。因此,很难估计这些2020货币化、资产剥离和资本支出具有任何程度的确定性;因此,我们没有提供与货币化或剥离有关的估计收益,也没有提供与土地和矿产收购有关的估计资本支出。2020.
我们的2020资本支出可根据业务条件进行调整,此类支出的数额、时间和分配在很大程度上是由我们自行决定和控制的。我们将花费的资本总额可能会根据市场情况、钻探、完成和放置生产操作或非操作油井的实际成本、钻井结果、我们中游活动的实际成本和范围、我们的合资伙伴履行其资本义务的能力、可能提供给我们的其他机会以及我们获得资本的能力而在物质上波动。当石油或天然气价格下跌,或成本大幅上涨时,我们可以灵活地将资本支出的很大一部分推迟到后期,以节省现金,或专注于我们认为具有最高预期回报和创造短期现金流潜力的项目。我们经常监测和调整我们的资本支出,以响应价格的变化、融资的可得性、钻井、完井和购置成本、行业条件、监管批准的时间、钻机的供应、勘探和开发活动的成功与否、合同义务、我们不经营的财产的钻探计划以及我们内外的其他因素。
勘探和开发活动受到一些风险和不确定因素的影响,这些风险和不确定性可能导致这些活动不如我们预期的成功。在我们预期的现金流量中,有很大一部分来自于2020预计将来自目前已证实的在特拉华盆地的沃尔夫营地和骨泉油田、得克萨斯州南部的鹰福特页岩和路易斯安那西北部的哈内斯维尔页岩的油井和开发活动。我们现有的油井可能无法达到我们预测的水平,我们在这些地区的勘探和开发活动可能没有我们预期的那么成功。此外,我们预计业务的现金流量是基于目前对石油和天然气价格的预期。2020以及我们目前的树篱。关于我们对此类商品价格预期的进一步讨论,见下文“总体展望和趋势”。我们有时使用初级商品衍生金融工具,以减轻我们对石油、天然气和NGL价格波动的风险,并部分抵消因商品价格下跌而造成的业务现金流量减少。请参阅本年度报告合并财务报表附注12,以查阅本年报内公开衍生金融工具的摘要。2019年12月31日。见“风险因素-我们的勘探、开发、开发和中流项目需要大量资本支出,可能超过我们从业务和潜在借款中获得的现金流量,我们可能无法以令人满意的条件获得所需资金,这可能对我们未来的增长产生不利影响”,“风险因素-石油和天然气的钻探和生产是高度投机性的,涉及高度的业务和金融风险,存在许多可能对我们的业务产生不利影响的不确定因素”和“风险因素-我们确定的钻井地点已排定数年,使它们容易受到可能重大改变其钻探发生或时间的不确定因素的影响”。
我们过去几年的现金流2018年12月31日见下文。
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
(单位:千) | | | | | | |
经营活动提供的净现金 | | $ | 552,042 |
| | $ | 608,523 |
| | $ | 299,125 |
|
用于投资活动的现金净额 | | (903,976 | ) | | (1,515,253 | ) | | (819,284 | ) |
筹资活动提供的现金净额 | | 333,078 |
| | 888,232 |
| | 408,499 |
|
现金净变动 | | $ | (18,856 | ) | | $ | (18,498 | ) | | $ | (111,660 | ) |
业务活动提供的现金流量
业务活动提供的现金净额减少5 650万美元到5.52亿美元为截至2019年12月31日止的年度的业务活动提供的现金净额6.085亿美元为2018年12月31日。不包括经营资产和负债的变动,业务活动提供的现金净额增加到5.866亿美元为截至2019年12月31日止的年度从…5.441亿美元为2018年12月31日。增加的主要原因是石油和天然气产量增加,但由于石油和天然气价格下降而部分抵消了这一增长。截至2019年12月31日止的年度,与2018年12月31日。经营资产及负债的变动2018年12月31日和2019年12月31日导致净减少约9 890万美元业务活动提供的现金净额截至2019年12月31日止的年度,与2018年12月31日.
我们的经营现金流对若干变量很敏感,包括我们生产的变化以及报告所述期间石油和天然气价格的波动。区域和世界范围的经济活动、欧佩克的行动、天气、基础设施进入市场的能力以及其他可变因素对石油和天然气价格产生了重大影响。这些因素超出了我们的控制范围,很难预测。我们使用商品衍生金融工具来减轻我们对石油、天然气和NGL价格波动的风险敞口。有关价格变动对我们财务状况的影响的更多信息,见“市场风险的定量和定性披露”。另见“风险因素”--我们的成功取决于石油和天然气的价格。石油及天然气价格偏低,以及价格持续波动,可能会对本港的财政状况及我们履行资本开支要求及财政责任的能力造成不利影响。“
用于投资活动的现金流量
用于投资活动的现金净额减少6.113亿美元到9.04亿美元为截至2019年12月31日止的年度从…15.2亿美元为2018年12月31日。用于投资活动的现金净额减少的原因是:(1)减少了6.276亿美元在石油和天然气属性方面的资本支出和(Ii)增加1 360万美元的资产出售收益截至2019年12月31日止的年度,与2018年12月31日。石油和天然气属性支出的这一减少被大约增加的部分抵消。2 880万美元中流支助设备和设施的支出,包括进一步扩建黑河加工厂和相关基础设施、增建盐水处理井和增加管道基础设施。用于石油和天然气财产的现金截至2019年12月31日止的年度主要原因是我们在特拉华盆地的操作和非操作钻井和完井活动,以及我们在南德克萨斯州的9口井项目于2019年上半年结束。2018年,我们完成了BLM的收购,通过这一收购,我们以大约3.87亿美元的价格在新墨西哥州Lea和Eddy县获得了8,400英亩毛租和净租赁土地。2019年没有进行类似规模的收购,这是2019年用于投资活动的现金净额与2018年相比大幅减少的主要原因。
融资活动提供的现金流量
筹资活动提供的现金净额为3.331亿美元为截至2019年12月31日止的年度的资金活动提供的现金净额8.882亿美元为2018年12月31日。资助活动提供的现金净额截至2019年12月31日止的年度主要原因是根据我们的信贷协议净借款2.15亿美元,根据San Mateo信贷机制借款6 800万美元的附属公司的非控股权益拥有人的供款7 730万美元和与圣马特奥一世的形成有关的贡献1 470万美元。这些现金流入部分被分配给非控股股东的非全资附属公司所抵销。3 920万美元。年内,我们并没有进行股票或高级债券的发行。截至2019年12月31日止的年度,与2018年12月31日在此期间,我们进行了一次股票发行和两次高级债券发行,这是各期筹资活动提供的现金发生重大变化的主要原因。
请参阅本年度报告综合财务报表附注7,以了解我们的债务摘要,包括我们的信贷协议、San Mateo信贷机制和高级票据。
表外安排
每隔一段时间,我们就会进行资产负债表外的安排和交易,从而产生重大的表外债务。如……2019年12月31日,我们已签订的资产负债表外材料安排和交易包括:(一)非操作钻探承诺;(二)确定运输、收集、加工和处置承诺;(三)最终结算金额不固定和不可确定的合同义务,如对商品价格或利率的未来变化敏感的衍生合同、未来吞吐量不确定的收集、处理和运输承诺、某些资产剥离后的未结算交付承诺和赔偿义务。除上述表外安排外,我们与未合并的实体或其他人士并无任何交易、安排或其他关系,而这些交易、安排或关系相当可能会对我们的流动资金或资本资源的供应或需求产生重大影响。有关我们表外安排的更多信息,请参阅本年度报告综合财务报表的下文和附注14。这类信息以参考的方式纳入其中。
义务和承诺
我们有以下实质性合同义务和承诺2019年12月31日.
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| | 按期间支付的款项 |
| | 共计 | | 少于1年 | | 1至3年 | | 3至5年 | | 5年以上 |
(单位:千) | | | | | | | | | | |
合同义务: | | | | | | | | | | |
循环信贷借款,包括信用证(1) | | $ | 605,351 |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 605,351 |
| | $ | — |
|
高级无担保票据(2) | | 1,050,000 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 1,050,000 |
|
办公室租赁 | | 26,374 |
| | 4,001 |
| | 8,013 |
| | 8,529 |
| | 5,831 |
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非操作钻井承诺(3) | | 26,943 |
| | 26,943 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
钻机合同(4) | | 41,681 |
| | 28,195 |
| | 13,486 |
| | — |
| | — |
|
资产退休债务(5) | | 36,211 |
| | 620 |
| | 3,104 |
| | 1,656 |
| | 30,831 |
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与非附属公司签订的天然气运输、收集和加工协议(6) | | 645,984 |
| | 55,401 |
| | 134,857 |
| | 134,888 |
| | 320,838 |
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与San Mateo签订的收集、加工和处置协议(7) | | 516,646 |
| | — |
| | 65,267 |
| | 163,614 |
| | 287,765 |
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天然气工程、施工和安装合同(8) | | 40,254 |
| | 40,254 |
| | — |
| | — |
| | — |
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合同现金债务共计 | | $ | 2,989,444 |
| | $ | 155,414 |
| | $ | 224,727 |
| | $ | 914,038 |
| | $ | 1,695,265 |
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__________________
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(1) | 上表所列金额仅为本金到期日。在…2019年12月31日,我们有2.55亿美元根据信贷协议未偿还的借款和大约4 610万美元根据信用证协议签发的未付信用证。信用协议于2023年10月到期。在…2019年12月31日圣马提奥2.88亿美元根据San Mateo信贷机制和约1 620万美元根据San Mateo信贷机制签发的未付信用证。圣马特奥信贷机构将于2023年12月到期。假设未清数额和利率3.28%和3.55%(关于信贷协议和San Mateo信贷机制),分别在2019年12月31日预计在到期日之前,利息费用每年约为840万美元和1,040万美元。 |
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(2) | 上表所列金额仅为本金到期日。利息费用10.5亿美元截至2003年12月31日仍未结清的票据2019年12月31日预计约为6 170万美元每年到成熟期。 |
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(3) | 在…2019年12月31日我们对参与各种非操作井的钻探和完井有着突出的承诺.我们对这些井的工作兴趣通常不大,其中某些井正在进行中。2019年12月31日。如果所有这些井都被钻探和完成,我们将有最低限度的未完成的总承诺,使我们参与这些井约为。2 690万美元在…2019年12月31日,我们预计在明年内支付。 |
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(4) | 我们并不拥有或经营我们自己的钻井平台,而是与第三方签订了此类钻机的合同。关于这些合同承诺的更多信息,见本年度报告综合财务报表附注14。 |
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(5) | 上表所列数额是对未来资产退休债务的现金流量贴现估计数。2019年12月31日. |
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(6) | 2015年末,我们签订了一份为期15年的固定收费天然气收集和加工协议,其中很大一部分是我们在得克萨斯州爱县生产的天然气。2017年末,我们签订了一项为期18年的固定收费天然气运输协议,承诺在黑河加工厂的尾门交付一部分剩余天然气,通过位于新墨西哥州埃迪县的交易对手管道进行运输。2017年末,我们还签订了一项固定收费的NGL运输和分馏协议,承诺在黑河加工厂的尾门交付NGL产品。我们承诺在对手方建造和完成管道扩建和分馏设施后向对手方提供最低数量的NGL,目前预计该设施将于2020年完工。我们无权强迫对方建造这条管道扩建或分馏设施。如果交易对手没有建造管道延伸和分馏设施,那么我们就没有任何协议规定的最低数量承诺。如果 |
对手方在2021年2月28日或之前建造管道延伸和分馏设施,然后我们将承诺在管道延伸和分馏设施完工后七年内提供最少数量的NGLs。如果我们在七年承诺期内的任何一个季度不履行我们的NGL数量承诺,我们将被要求支付每加仑NGL短缺的不足费。表中的数额假定包含最低NGL数量承诺的七年期将于2020年开始。2018年第二季度,我们签订了一项为期16年、收费固定的天然气运输协议,从2019年10月1日开始,我们承诺在黑河加工厂的尾门交付一部分剩余气体,通过对手方的管道运输。此外,2018年第二季度,我们达成了一项短期天然气运输协议,承诺在黑河加工厂的尾门交付一部分剩余气体,通过对手管道运输。2018年第二季度,我们签订了一项为期10年、收费固定的天然气销售协议,承诺通过交易对手的管道向德克萨斯墨西哥湾沿岸输送剩余天然气,该管道将于2019年9月底投入运营。最后,在2019年10月,我们签订了一项为期15年的固定费用天然气运输协议,承诺在黑河加工厂的尾门交付一部分剩余天然气,通过对手方的管道运输。关于这些合同承诺的更多信息,见本年度报告综合财务报表附注14。
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(7) | 2017年2月,与圣马特奥一世的成立有关,我们根据15年期的固定天然气、石油和盐水收集协议和盐水处置协议,将我们目前和未来某些租赁权益集中在Rustler分拆区和Wolf资产区。此外,自2017年2月1日起,我们根据15年固定收费天然气加工协议,将目前和未来某些租赁权益集中在Rustler分拆资产区。在2019年2月,与圣马特奥二世的形成有关,我们根据15年的石油、天然气和盐水收集、天然气加工和盐水处置的固定费用协议,将我们目前和未来某些租赁权益集中在大斯捷宾斯地区和Stateline资产区。关于这些合同承诺的更多信息,见本年度报告综合财务报表附注14。 |
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(8) | 从2019年6月开始,San Mateo II公司的一家子公司与第三方签订了一项协议,涉及扩建布莱克河加工厂的工程、采购、建造和安装,包括所需的压缩。关于这些合同承诺的更多信息,见本年度报告综合财务报表附注14。 |
概况和趋势
我们的业务成功和财务业绩取决于许多我们无法控制的因素,例如经济、政治和监管的发展,以及来自其他能源的竞争。特别是商品价格的波动,对我们的业务和经营结果是一个重大风险。商品价格受到市场供求变化的影响,这些变化受到总体经济活动、欧佩克的行动、天气、管道容量限制、库存水平、石油和天然气价格差异等因素的影响。
2019年,石油价格总体上比2018年的价格有所下降,但仍远低于2014年的最新高点。截至2019年12月31日,根据纽约商品交易所西德克萨斯中质原油期货合约最早交割日期的价格,2018年12月31日终了年度的油价平均为每桶57.01美元,而2018年12月31日终了的年度为每桶64.89美元。2019年期间,油价年初为每桶45.41美元,为当年的低点,并稳步上涨,4月底达到每桶66.30美元的高点。石油价格在2019年第三季度下跌,然后在2019年第四季度再次上涨,年底达到每桶61.06美元。2020年初,石油价格波动特别大,从1月初每桶65.00美元的高点到2月底的每桶低于45.00美元不等。
2018年12月31日终了年度,我们实现了截至2019年12月31日的石油生产加权平均油价54.34美元(每bl 54.98美元,包括石油衍生品的实际收益),而2018年12月31日终了的年度,每bl的加权平均油价为57.04美元(57.38美元,包括石油衍生品的实际收益)。在…2020年2月25日纽约商品交易所西德克萨斯中质原油期货合约最早交割日期从2019年年底开始下跌,收盘价为每桶49.90美元,低于2019年2月25日的每桶55.48美元。
在2019年的大部分时间里,天然气价格大幅下跌。截至2019年12月31日的一年中,天然气的平均价格为每MMBtu 2.53美元,而2018年12月31日终了的年度为每MMBtu 3.07美元,这是根据NYMEX Henry Hub最早交货日期的天然气期货合约价格计算的。在2019年期间,天然气价格年初为每MMBtu 2.94美元,1月中旬达到每MMBtu 3.59美元的高点,8月初跌至每MMBtu 2.07美元的低点,年底为每MMBtu 2.19美元。
我们实现了截至2019年12月31日的天然气生产的加权平均天然气价格为每麦克弗特2.17美元(包括天然气衍生产品的实际收益2.18美元),而2018年12月31日终了年度的天然气平均价格为3.49美元(每麦克福3.46美元,包括天然气衍生产品的实际亏损)。作为一名双流记者,我们NGL生产的收入包括在加权平均天然气价格中。与2018年相比,NGL的价格在2019年有所下降。在…2020年2月25日纽约商品交易所亨利中心最早交货日期的天然气期货合约价格从2019年年底进一步下跌,收盘价为每MMBtu 1.85美元,远低于2019年2月25日的每MMBtu 2.84美元。
石油、天然气和天然气的价格严重影响着我们的收入、盈利能力、可用于资本支出的现金流、获得资本的机会和未来的增长率。石油、天然气和NGL的价格由于供求方面相对较小的变化而大幅度波动。从历史上看,石油、天然气和天然气市场一直波动不定,这些市场在未来可能会继续波动。最近,由于全球石油需求受到影响,油价大幅下跌。
冠状病毒。石油、天然气或天然气价格的下跌不仅会减少我们的收入,而且还会减少我们可以经济上生产的石油、天然气和天然气的数量,从而对我们的财务状况、经营结果、现金流动和储备产生不利影响。我们不知道石油和天然气的价格是否会从目前的水平上涨,事实上,石油和天然气的价格在未来可能会下降。见“风险因素-我们的成功取决于石油和天然气的价格。石油及天然气价格偏低,以及价格持续波动,可能会对本港的财政状况及我们履行资本开支要求及财政责任的能力造成不利影响。“
我们不时使用衍生金融工具来减轻与石油、天然气和NGL价格相关的商品价格风险。即使如此,决定是否、以何种价格和多少产量进行对冲是困难的,取决于市场情况和我们对未来产量和石油、天然气和天然气价格的预测,而且我们可能并不总是采用最优的对冲策略。这反过来又可能影响根据我们的信贷协议和通过资本市场可以通过借贷基础获得的流动资金。
此外,我们获得的石油和天然气生产价格往往比相关基准价格(如NYMEX西德克萨斯中质石油价格或NYMEX Henry Hub天然气价格)有折扣。基准价格和我们所得到的价格之间的差额称为差额。2019年12月31日,我们从特拉华盆地生产的大部分石油都是根据得克萨斯州米德兰的价格出售的。在2019年的前9个月,我们从特拉华盆地生产的大部分天然气都是根据位于得克萨斯州西部的瓦哈中心的价格出售的。2019年9月底,GCX管道开始运作。我们已经在GCX管道上获得了公司的天然气运输和销售,平均每天大约11万到11.5万MMBtu,以基于休斯顿船舶通道价格的天然气价格计算。
2018年第二季度,在米德兰和瓦哈出售的石油和天然气分别与石油和天然气基准价格相比的价差开始显著扩大,并在全年大部分时间内继续扩大。这些扩大的基础差对我们2018年和2019年大部分时间的石油和天然气收入产生了负面影响。
2018年期间,米德兰-库欣(俄克拉荷马州)的油价差从第一季度的基本零差大幅上升到9月底的每桶16.00美元,但2019年初收窄至每桶约5.00美元。2019年第一季度,米德兰-库欣(俄克拉荷马州)石油价格差进一步收窄至每布尔不到1.00美元,但在第二季度再次扩大至年初的水平。米德兰-库欣(俄克拉荷马州)石油价格差在2019年第三季度再次缩小,在第三季度末转为正,并在2019年第四季度保持正值。截至2020年2月25日,这一油价差距在2020年仍然是正值,尽管在2020年剩余时间,这一差额有可能在某些时候再次变为负值。
我们的部分德拉瓦盆地天然气生产的实际价格暴露在瓦哈-亨利中心的基础上。这一天然气价格差异在整个2018年大幅增加,从年初的每MMBtu 0.50美元增加到2018年大部分时间的每MMBtu 1.00至2.00美元,但在接近年底的一段短暂时间内达到每MMBtu 4.00美元的高点。2019年年初,天然气价格差距缩小至每MMBtu 1.00美元至2.00美元,并在第一季度的大部分时间内一直保持在这一水平。
2019年4月天然气基础差在短时间内大幅度扩大,包括在瓦哈以每天市场价格高达7.00美元的负价格出售天然气至每MMBtu(9.00美元)的几天时间,部分原因是一些同时停运和维护项目影响了该地区的主要管道。瓦哈的天然气价格在2019年4月下旬的大部分时间是正数,但在5月底,瓦哈出售的天然气的每日市场价格达到负水平(2.00美元)至(3.00美元)。针对这些基础差异,我们暂时关闭了某些高气油比井,并采取了其他措施,以减轻这些负价格对我们的结果的影响。
在2019年下半年,瓦哈基准差有所改善,在该年的最后六个月,瓦哈中心的天然气价格平均约为每MMBtu 1.00美元。因此,在此期间,我们不需要关闭某些高气油比井,也不需要采取其他措施限制我们特拉华盆地的天然气产量。尽管2019年下半年(从第四季度开始)有所改善,但瓦哈基准差有时进一步扩大,2019年12月底瓦哈枢纽的天然气价格在某些日子里略有负值。2020年初,瓦哈基准差的前景进一步恶化,期货市场显示,截至2月中旬,瓦哈基准差在2020年全年每MMBtu 1.20美元至2.00美元之间。
从2019年9月底开始,随着GCX管道投入运营,我们开始在休斯顿船舶通道的价格上销售我们生产的大部分特拉华盆地天然气,我们实现了天然气价格的改善,尽管向墨西哥湾沿岸输送天然气所需的运输费较高。此外,我们在2019年第三和第四季度报告的天然气产量中,约有32%是由于Haynesville和Eagle Ford页岩油公司生产的,它们没有受到瓦哈价格的影响。此外,作为一名双流记者,我们大部分的天然气
特拉华盆地的天然气产量被加工成NGLs,从而进一步减少了所报告的受瓦哈定价影响的天然气量。
这些日益扩大的石油和天然气基础差异在很大程度上归因于业界对特拉华盆地石油、天然气和NGL产量的近期充足性的担忧。在…2020年2月25日,我们的石油、天然气或NGL的生产没有经历过与材料管道相关的中断.在最近的某些时期,特拉华盆地的某些作业人员经历了NGL分馏能力的短缺。虽然我们没有遇到这样的分馏能力问题,但我们不能保证不会出现这种问题。如果我们确实受到外卖能力或NGL分拆的任何干扰,我们的石油和天然气收入、业务、财务状况、运营结果和现金流都可能受到不利影响。
我们预计,这些石油和天然气价格差异的波动可能会持续到2020年或更长时间,直到从西德克萨斯州到德克萨斯湾海岸和其他终端市场的更多石油和天然气管道产能完成为止。我们不能保证这些不稳定的差额会持续多久,正如上文所指出的,这些价差在今后可能会进一步扩大。如果我们能像2019年第二季度那样经历天然气价格下跌的未来时期,我们可能会暂时关闭某些高气油比井,并采取其他措施来减轻对我们实现的天然气价格和结果的影响。此外,我们没有任何衍生产品合约,以减轻我们在2020年期间对这些天然气价格差距的风险敞口。
我们的石油和天然气勘探、开发、生产、中游和相关业务受到广泛的联邦、州和地方法律、法规和法规的制约。石油和天然气行业的监管负担增加了我们做生意的成本,影响了我们的盈利能力。由于这些法律、法规和规章经常被修改或重新解释,新的法律、法规和条例被提出或颁布,我们无法预测遵守我们现在或将要遵守的法律、法规和规章的未来成本或影响。例如,在2019年和2020年,新墨西哥州参议院分别提出了一项法案,提议对天然气加工者征收附加税,并建议暂停水力压裂。2019年,新墨西哥州州长还签署了一项行政命令,要求建立一个监管框架,以确保甲烷排放的减少。虽然这些法案尚未通过,但这些和其他法律、规则和条例,包括任何旨在限制或限制联邦土地上石油和天然气业务的联邦立法、条例或命令,如果获得通过,都可能对我们的业务、财务状况、业务结果和现金流动产生不利影响。此外,投资界的某些部分最近对投资石油和天然气行业表示了负面情绪,该部门最近的股本回报率与其他工业部门相比,导致石油和天然气在某些关键股票市场指数中所占比例降低,一些投资者,包括某些养恤基金、大学捐赠基金和家庭基金会,已根据社会和环境考虑,制定了减少或取消对石油和天然气部门投资的政策。
与其他石油和天然气生产公司一样,我们的物业也会受到天然产量下降的影响。就其性质而言,我们的石油和天然气井将经历初期产量的快速下降。我们试图通过钻探来开发和确定更多的储量,探索新的储量来源,有时还通过收购来克服这些产量下降的问题。然而,在石油、天然气和天然气价格严重下跌的时候,钻探更多的石油或天然气可能是不经济的,我们可能认为有必要减少资本支出和减少钻井业务,以保持流动性。资本支出和钻井活动的大幅减少会对我们的生产量、收入、储备、现金流和我们的信贷协议的可用性产生实质性的影响。见“风险因素-我们的勘探、开发、开发和中游项目需要大量的资本支出,这可能超过我们从业务和潜在借款中获得的现金流量,而且我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本,这可能对我们的未来增长产生不利影响”。
我们致力于增加石油和天然气的储量和产量,同时将成本控制在适合长期运营的水平上。我们以经济成本找到和开发足够数量的石油和天然气储量的能力对我们的长期成功至关重要。未来的发现和开发成本取决于获取、钻探和完成我们的前景的成本的变化。
关键会计政策和估计
按照公认会计原则编制财务报表要求我们对每个报告期内报告的某些资产、负债、收入和支出数额作出影响的估计和假设。我们认为,我们的估计和假设是合理和可靠的,实际结果不会与报告的结果有很大不同;然而,这些估计和假设会受到若干风险和不确定因素的影响,而这些风险和不确定性可能导致实际结果与我们的估计大不相同。我们认为以下是我们最重要的会计政策和估计,涉及到我们的管理层的重大判断或估计。有关我们会计政策的进一步详情,请参阅本年报合并财务报表附注22019年12月31日.
石油和天然气特性
我们对石油和天然气的投资采用全成本核算法.根据这一会计方法,与石油和天然气财产和储量的获取、勘探和开发有关的所有费用,包括未经证实和未评估的财产费用,都按发生的情况资本化,并在一个代表我们的活动的单一成本中心进行,这些费用完全是在美国进行的。这些费用包括租赁购置费、地质和地球物理费用、未开发财产的租赁租金、钻探生产性和非生产性井的费用、合格项目的资本化利息以及与购置、勘探和开发活动直接有关的一般和行政费用,但不包括与生产、销售或一般公司行政活动有关的任何费用。
石油和天然气属性的资本化成本是根据已探明储量的产量和估计数采用单位生产方法摊销的。未核实和未评估的财产费用不包括在用于确定损耗的摊销基数中。未经证实和未评估的财产是根据经营或经济条件的变化定期评估可能的损害。除其他外,这项评估包括考虑下列因素:已探明储量的分配、地质和地球物理评价、钻探意图、剩余租赁期限以及钻探活动和结果。减值后,未核实和未评估财产的费用立即列入摊销基数。一旦确定该井没有生产,就立即在摊销基础上包括勘探干孔。
石油和天然气属性的销售作为资本净成本的调整数入账,没有确认的损益,除非这种调整将大大改变资本成本净额与石油和天然气探明储量之间的关系。与生产活动及维护和修理有关的所有费用按所发生的费用计算。增加财产储备的大量修整被资本化。
天花板试验
石油和天然气资产的净资本成本仅限于未摊销成本的较低部分,减去相关的递延所得税或成本中心“上限”。成本中心上限的定义是:
(A)经证实的石油和天然气储量未来净收入的10%贴现现值,减去开发这些储量的估计费用,再加上
(B)未经证明和未评估的财产费用未摊销,再加上
(C)包括在摊还的费用(如有的话)中的未证实和未评估财产的成本或估计公允价值的较低值(如有的话)减去
(D)与所涉财产有关的任何所得税影响。
如上文所述,我们的净资本成本超过成本中心上限的任何盈余都作为全额成本上限减值记入运营。我们的衍生工具的公允价值不包括在上限测试计算中,因为我们没有将这些工具指定为会计用途的对冲工具。
已探明石油和天然气储量税后未来净现金流量的估计现值高度依赖已探明储量的数量,其估算需要大量的判断。这些估计中使用的相关商品价格和适用的贴现率符合证券交易委员会制定的准则。根据这些准则,石油和天然气储量是根据当时的经营和经济状况估算的,除了通过合同安排之外,没有为今后期间的价格和成本上涨作任何规定。未来净收入是使用价格计算的,该价格代表了前12个月石油和天然气第一天价格的算术平均值,并使用10%的折扣率来确定未来净收入的现值。
由于成本中心上限的计算是根据历史价格的平均值计算的,历史价格可能代表未来价格,也可能不代表未来价格,需要10%的折扣率,因此得出的估计价值可能并不代表我们房产的公平市场价值。任何与超出成本中心上限的净资本成本相关的减值都不应被视为相关石油和天然气储量最终价值下降的绝对指标。
衍生金融工具
我们不时使用衍生金融工具来减轻与石油、天然气和NGL价格相关的商品价格风险。这些工具通常由无成本(或零成本)项圈和互换合同形式的看跌期权组成。无成本项圈通过购买看跌期权为我们提供下行价格保护,该期权是通过出售看涨期权来融资的。由于看涨期权收益被用来抵消看跌期权的成本,这些安排最初对我们来说是“无成本”的。三面无成本项圈还通过购买看跌期权为我们提供了下行价格保护,但它们也允许我们通过购买aa来参与价格上涨。
看涨期权。买入看跌期权和看跌期权都是通过出售看涨期权来融资的。由于买卖看涨期权所得的收益被用来抵销买入看跌期权的成本,这些安排对我们来说最初也是“无成本”的。
在无成本项圈的情况下,看跌期权和看涨期权有不同的固定价格成分。在掉期合约中,浮动价格在一定时期内以固定价格交换,提供下行价格保护。
结算前,我们的衍生金融工具以公允价值作为资产或负债记录在资产负债表上。我们选择不对我们现有的衍生金融工具实行套期保值会计,因此,我们在综合业务报表中确认了报告期间衍生工具公允价值的变化。公允价值的这种变化在收入项下报告为“衍生品未实现收益(亏损)”。这些开放式衍生金融工具公允价值的变化,可能会对我们在不同时期报告的业绩产生重大影响,但不会影响业务、流动性或资本资源的现金流。我们的公开衍生金融工具的公允价值是使用考虑各种投入的行业标准模型确定的,这些模型包括:(一)商品的远期报价;(二)货币的时间价值;(三)基本工具的当前市场和合同价格,以及其他有关的经济措施。
衍生金融工具结算的已实现收益和已实现亏损,确实直接影响到我们从业务和流动性中获得的现金流量。这些结算的影响也在收入项下报告为“衍生产品的已实现收益(亏损)”。
收入确认
2018年第一季度,我们采用了2014-09年会计准则更新,与客户签订合同的收入(主题606)(“ASC 606”),规定如何及何时确认收入。这一标准要求扩大对收入确认的披露,目的是改进与客户签订的合同收入的财务报告要求,并使这些要求与国际标准接轨。我们采用了新的指南,采用了改进的回顾性方法。这种做法不要求对累积效应调整对期初累积赤字进行调整,也不对我们的综合资产负债表、业务报表、股东权益表或现金流量表产生重大影响。亚细亚
在采用ASC 606之前,我们记录了石油和天然气在实际转让给购买者时的收入。我们遵循石油和天然气销售核算的销售方法,根据出售给购买者的石油和天然气的实际收益确认收入。
我们与客户签订销售我们的石油和天然气生产的合同。随着ASC 606的采用,这些合同的收入将按照ASC 606规定的五步收入确认模式予以确认。具体来说,当我们履行这些合同规定的履约义务时,收入就会得到确认,而这通常是在将石油和天然气控制权移交给买方时发生的。当符合下列标准时,控制通常被视为转让:(一)实际监护权的转让,(二)所有权的转让,(三)损失风险的转移,以及(四)放弃任何回购权或其他类似权利。考虑到所销售产品的性质,收入在某一时间点根据我们根据合同规定的价格预计得到的价格确认。根据石油和天然气销售合同进行的考虑通常是在生产后一至两个月从买方那里得到的。
我们大部分的石油销售合同都是在井口或井口附近移交实物保管和所有权的,这通常是在石油控制权转让给购买者时进行的。大部分生产的石油是根据合同销售的,采用基于市场的定价,然后根据交货地点和石油质量对价格进行差价调整。只要差额发生在石油控制权转移时或之后,差额就列入业务报表的石油收入,因为它们是合同交易价格的一部分。如果差额或其他相关费用是在石油控制权转移之前发生的,则这些费用包括在我们的综合业务报表中的生产税、运输和加工费用中,因为这些费用是对客户在合同之外提供的服务的付款。
我们的天然气在租赁地点出售,在天然气加工厂的入口或出口处出售,或在从加工厂运输后在销售中心附近的互连线出售。我们大部分的天然气都是按收费合同出售的.当天然气以租赁方式出售时,买方收集天然气,并通过管道将天然气输送到天然气加工厂,必要时在那里提取NGLs。NGL和剩余的剩余气体然后由购买者出售,或者如果我们选择以实物形式购买天然气或NGLs,我们就将天然气或NGLs出售给第三方。根据收费合同,我们收到NGL和剩余气体的价值,减去费用的组成部分,或发票的费用组成部分。在控制天然气在运输和加工活动上游转移的范围内,收入被确认为从买方收到的净额。在控制这些服务下游转移的范围内,
收入按毛额确认,相关费用包括在我们的综合业务报表中的生产税、运输和加工费用中。
我们承认在提供服务时的中流服务收入,并且价格是固定的和可确定的。第三方中流服务收入是指与第三方有关的中流业务收入,包括我们经营的油井的工作利益所有者。与我们的工作利益相关的所有中期服务收入在合并过程中被取消。由于我们有权从客户那里获得与客户从完成每项合同的业绩中获得的价值直接对应的金额,因此我们采用ASC 606中的实际权宜之计,允许确认收入的数额,即有权向客户开具发票的金额,而无需估计每项合同的交易价格,并将该交易价格分配给每项合同内的履约义务。
我们定期与第三方进行天然气采购交易,在黑河加工厂处理第三方的天然气,然后购买,然后将剩余气体和NGL出售给其他购买者。这些交易的收入和费用是根据我们的综合业务报表按毛额列报的,因为我们作为交易的主体,承担购买天然气的风险和收益,包括信贷风险,并承担交付和处理将要出售的天然气数量的责任。
我们作为矿产权益的所有者,不时可以签订或延长租赁给第三方承租人,以开发属于我们某些矿藏权益的石油和天然气,以换取特定的付款或租赁奖金。在这些情况下,收入是在租约签订期间确认的,我们对承租人没有进一步的义务。我们将这些付款记作“租赁奖金-矿藏面积”收入在我们的综合经营报表上。
股票补偿
我们可以授予股权和责任为基础的普通股,股票期权,限制性股票,限制性股票单位,绩效股票单位和其他奖励,在任何长期激励计划,然后有效的我们的董事会成员和某些雇员,承包商和顾问。我们使用公允价值方法来衡量和确认与我们的未偿债务型股票期权相关的负债(所有这些都是在2020年第一季度结算的),并衡量和确认与我们基于股权的股票期权相关的权益。股票期权通常在三、四年内获得,相关的补偿费用在归属期内以直线确认。限制性股票和限制性股票单位通常在一至四年内归属,补偿费用在归属期内按直线确认。我们用我们自己的历史波动来估计我们股票的未来波动。
我们采用了“工作人员会计公报”主题14中概述的“简化方法”来估计预期的奖励期限。无风险利率是固定收益率的美国国库券的利率,其期限与预期的授标期限相一致。
假设是审查每次新的股权为基础的期权奖励,并被审查季度未清负债为基础的期权奖励。所使用的假设可能会受到股票价格的实际波动、市场利率的变动和期权条件的影响。使用不同的假设为基于股权的期权奖励和未偿责任期权奖励产生不同的公允价值,并可显著影响我们的综合业务报表中确认的股票补偿费用数额,或按照我们关于将参与收购、勘探和开发活动的雇员的一般和行政费用资本化的政策进行资本化。我们使用BlackScholesMerton模型来确定基于服务的期权奖励的公允价值,并使用MonteCarlo方法确定包含市场条件的奖励的公允价值。限制性股票和限制性股票单位奖励的公允价值是根据我们的普通股在根据2003年计划发放奖励之日和根据2019年奖励计划发放奖励之日之前的交易日确定的。详情请参阅本年报合并财务报表附注9。2019年12月31日.
所得税
我们在财务会计和报告中使用资产和负债方法核算所得税。所记录的所得税数额需要对联邦和州税务当局的复杂规则和条例进行解释。我们确认了暂时性差异、经营亏损和结转税款的递延税资产和负债。我们评估实现递延税资产未来收益的可能性,并为未来实现所得税利益的可能性不符合确认标准的任何递延纳税资产提供估值备抵。
我们只有在确定相关税务当局在审计后更有可能维持这一状况后,才能确认纳税状况的财务报表效益,从而解释所得税的不确定性。对于更有可能达到临界值的税种,财务报表中确认的金额是指在与有关税务当局最终结算时可能实现50%以上的收益。见合并说明8
关于2017年减税和就业法案对我们合并财务报表的影响的补充信息,本年度报告中的财务报表。
石油天然气储量数量与未来纯收入的标准化计量
我们的工程师和技术人员准备我们的石油和天然气储量的估计和相关的未来净收入。虽然适用的规则允许我们披露已证实的、可能的和可能的储量,但我们选择只在本年度报告中列报已探明的储量。适用的规则将已探明的储量定义为石油和天然气的数量,通过对地球科学和工程数据的分析,可以合理肯定地估算石油和天然气的储量,从某一特定日期起、从已知的水库以及在现有的经济条件、操作方法和政府规定的情况下,在提供经营权的合同到期之前对其进行经济生产,除非有证据表明,更新是合理肯定的,无论是否采用确定性或概率方法进行估算。提取碳氢化合物的项目必须已经开始,或者经营者必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。
我们的工程师和技术人员在编制储量估计时,必须根据他们的专业判断作出许多主观假设。储量估计每季度更新一次,并考虑到最近的产量水平和每口井的其他技术信息。石油和天然气储量的估算是复杂和不准确的,因为在这一过程中存在许多不确定性。这一过程依赖于对现有地质、地球物理、岩石物理、工程和生产数据的解释。数据和相关解释的范围、质量和可靠性可能各不相同。这一进程还需要某些经济假设,包括但不限于石油和天然气价格、发展支出、业务费用、资本支出和税收。未来的实际生产、石油和天然气价格、收入、税收、发展支出、业务费用以及可回收石油和天然气的数量很可能与我们的估计有所不同。因此,储量估计数一般与最终回收的石油和天然气的数量不同。任何重大差异都可能对我们未来的准备金估计数、财务状况、业务结果和现金流量产生重大和不利的影响。我们无法预测未来准备金修正的数量或时间。如果这些修正是重大的,它们可能会对未来资本化成本的摊销产生重大影响,并导致可能具有重大意义的资产减值。见“风险因素--我们估计的石油和天然气储量可能没有反映我们将收回的石油和天然气的实际数量,而这些储量估计或基础假设中的重大错误将对我们储量的数量和现值产生重大影响。”
租赁
2019年1月1日,该公司开始在综合资产负债表中记录公司的某些压缩机租赁、钻井平台租赁和办公租赁,这些租赁以前被视为经营租赁,但未在公司综合资产负债表上报告。相关租赁付款的现值作为负债入账,同等数额被资本化为公司综合资产负债表上的使用权资产。使用权资产代表公司在租赁期间使用基础资产的权利,租赁负债代表公司对租赁所产生的租赁付款的义务。公司的估计增量借款利率,在租赁开始日期确定,使用公司的平均担保借款利率,用于计算现值。为此目的,租赁期限包括在合理确定公司将行使该选择权的情况下延长租约的选择。在租赁开始时期限为12个月或12个月以下的租约不记录在综合资产负债表上,除非终止租约的费用很大,包括拆除租赁资产的费用。由于公司是这些安排下的责任方,公司在其合并资产负债表中以毛额记录由此产生的资产和负债。
最近的会计公告
关于最近的会计声明,见本年度报告综合财务报表附注2。
第7A项市场风险的定量和定性披露。
我们面临着各种各样的市场风险,包括商品价格风险、利率风险、交易对手风险和客户风险。我们通过风险管理计划来解决这些风险,包括使用衍生金融工具,但我们不为交易目的而加入衍生金融工具。
商品价格敞口。由于石油、天然气和天然气价格因供求变化和其他因素的变化而波动,我们面临市场风险。为了部分降低这些市场波动所造成的价格风险,我们过去已经购买了衍生金融工具,并预计在未来将进入衍生金融工具,以涵盖我们预期未来生产的很大一部分。
我们通常使用无成本(或零成本)项圈、三方套圈和/或互换合同来管理与石油、天然气和NGL价格变化相关的风险。无成本领子通过购买
通过出售看涨期权融资的看跌期权。由于看涨期权收益被用来抵消看跌期权的成本,这些安排最初对我们来说是“无成本”的。三面无成本项圈还通过购买看跌期权为我们提供下行价格保护,但他们也允许我们通过购买看涨期权来参与价格上涨。买入看跌期权和看跌期权都是通过出售看涨期权来融资的。由于买卖看涨期权所得的收益被用来抵销买入看跌期权的成本,这些安排对我们来说最初也是“无成本”的。在无成本项圈的情况下,看跌期权和看涨期权有不同的固定价格成分。在掉期合约中,浮动价格在一定时期内以固定价格交换,提供下行价格保护。
我们以公允价值记录所有衍生金融工具。我们的衍生金融工具的公允价值是根据类似交易的证券的买卖信息来确定的。在…2019年12月31日、新斯科舍银行和BMO Harris金融公司(蒙特利尔银行)(或其附属机构)是我们所有衍生工具的交易对手方。在确定衍生金融工具的公允价值时,我们考虑了对手方的信用状况。
在…2019年12月31日为了减轻油价波动的风险,我们签订了各种无成本的项圈合同,每个合同都有固定的价格下限和上限。当结算价格低于由其中一个或多个项圈建立的价格下限时,我们从交易方收到的金额等于结算价格与价格下限之间的差额乘以合同油量。当结算价格高于一个或多个无成本项圈设定的价格上限时,我们向对方支付的金额等于结算价格与最高价格之间的差额乘以合同油量。
在本年度终了的年度内2019年12月31日,我们签订了各种互换合同,以减轻我们对纽约商品交易所西德克萨斯中质库欣和阿格斯西德克萨斯中质米德兰原油价格差异的风险敞口。当结算价格低于其中一个或多个掉期确定的固定价格时,我们从交易方收到的金额等于结算价格与固定价格之间的差额乘以合同油量。当结算价格高于其中一个或多个掉期确定的固定价格时,我们向交易方支付相当于结算价格与固定价格之差乘以合同油量的金额。
见本年报合并财务报表附注122019年12月31日。这类信息以参考的方式纳入其中。
衍生工具立法的效力。“多德-弗兰克法案”(Dod-Frank Act)除其他外,规定了联邦对某些衍生产品的监督和监管,包括我们使用的那种商品套期保值。“多德-弗兰克法案”要求CFTC和SEC颁布实施“多德-弗兰克法案”的规则和条例。尽管商品期货交易委员会已最后确定了某些条例,但其他一些条例仍有待最后确定或实施,目前尚无法预测何时或是否将实现这一目标。根据我们对“多德-弗兰克法案”的有限评估,“多德-弗兰克法案”有可能对我们进入和维持这些大宗商品对冲的能力产生重大而不利的影响。特别是,“多德-弗兰克法案”可能导致对我们的衍生品安排实施头寸限制和附加监管要求,其中可能包括新的保证金、报告和清算要求。此外,这项立法可能对我们的对手方产生重大影响,并可能增加我们今后衍生安排的成本。参见“风险因素--国会通过的衍生工具立法可能对我们对冲与我们业务相关的风险的能力产生不利影响”。
利率风险自我们在2010年12月第一次根据信用协议借款以来,我们没有也没有使用利率衍生品来改变利率敞口,以降低现有债务的利率支出。在…2019年12月31日,我们有未偿还的借款2.55亿美元以.的利率3.28%每年根据我们的信用协议,10.5亿美元未偿还债券的息票利率为5.875%每年和2.88亿美元在San Mateo信贷机制下的未偿贷款的利率为3.55%每年。如果我们在未来和更高的利率下承担更多的债务,我们可能会使用利率衍生工具。利率衍生品将仅用于修改利率敞口,而不是调整债务组合的总体杠杆。
交易对手和客户信用风险。联合利息应收账款产生于在我们经营的油井中拥有部分权益的记帐实体。这些实体参与我们的油井,主要是基于它们对我们希望钻探的租约的所有权。我们控制油井参与的能力有限。由于我们的石油和天然气应收账款集中于几个重要客户,我们也面临信用风险。我们的主要客户无法或未能履行对我们的义务,或无力偿债或清算,可能会对我们的财务状况、经营结果和现金流动产生不利影响。此外,我们的衍生品安排使我们在交易对手不履行义务的情况下面临信用风险。
虽然我们不要求我们的客户提供抵押品,我们也没有正式的程序来评估和评估我们的重要客户对石油和天然气应收款的信用状况,以及我们衍生工具上的交易对手方的信用状况,但我们确实根据我们认为适当的情况评估了这些对手方的信用状况。这项评估要求我们进行必要的尽职调查,以确定信贷条件和信贷限额,
这可能包括:(一)审查对手方的信用评级、最新的财务资料,以及在与我们有应收账款的客户的情况下,审查其历史付款记录和母公司在客户不能付款时支付款项的财务能力;以及(二)进行必要的尽职调查,以确定信贷条件和信贷限额。我们衍生金融工具的交易对手方2020年2月25日根据我们的信贷协议,新斯科舍银行和BMO Harris金融公司(蒙特利尔银行)(或其附属机构)是我们信贷协议下的放款人(或附属机构),我们很可能与这些银行或其他放款人(或其附属机构)签订任何未来的衍生工具。
通货膨胀的影响。近几年来,美国的通货膨胀率一直相对较低,没有对我们在过去几年的经营成果产生实质性影响。2018年12月31日。虽然近年来通货膨胀的影响一般不大,但它仍然是美国经济中的一个因素,而且我们往往特别受到油田服务和设备成本的通货膨胀压力,因为石油和天然气价格上涨,我们业务地区的钻探活动增加,包括特拉华盆地的WolfcAMP和BoneSpring,Eagle Ford页岩和Haynesville页岩游戏。见“风险因素-钻井平台、完井设备和服务、用品和人员(包括水力压裂设备和人员)的缺乏或高成本,可能对我们在预算内及时制定和执行勘探和开发计划的能力产生不利影响,这可能对我们的财务状况、业务结果和现金流动产生重大不利影响”。
项目8.财务报表和补充数据。
我们的财务报表出现在本年度报告末尾,开始于第F-1页。
第九项.会计和财务披露方面的变更和与会计人员的分歧。
不适用。
第9A项控制和程序。
对披露控制和程序的评估
截至本年报所涵盖期间结束时,我们在我们的管理层(包括我们的首席执行官和首席财务官)的监督和参与下,评估了公司披露控制和程序的设计和运作的有效性(按照“外汇法”第13a-15(E)条的规定)。根据这一评估,我们的首席执行官和首席财务官得出结论,公司的披露控制和程序在2019年12月31日确保(I)在证券交易委员会的规则和表格规定的时限内记录、处理、汇总和报告根据“交易所法”提交和提交的报告中要求披露的相关信息;(Ii)积累并酌情向公司管理层,包括我们的首席执行官和首席财务官通报需要披露的信息,以便及时作出关于所需披露的决定。
财务报告内部控制的变化
在本季度终了期间2019年12月31日,我们的内部控制没有发生重大影响或合理可能对财务报告的内部控制产生重大影响的变化。
管理层关于财务报告内部控制的报告
我们的管理部门负责建立和维持对财务报告的适当内部控制,如经修正的“外汇法”第13a-15(F)条和第15d-15(F)条所规定的那样。在我们的管理层,包括我们的首席执行官和首席财务官的监督和参与下,我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会2013年发布的“内部控制-综合框架”框架,评估了截至本年度报告所涉期间结束时我们对财务报告的内部控制的有效性。根据这一评估,我们的首席执行官和首席财务官得出结论认为,我们对财务报告的内部控制是有效的,能够为我们的财务报告的可靠性提供合理的保证,并根据美国普遍接受的会计原则为外部目的编制我们的财务报表。
毕马威,我们的独立注册公共会计师事务所,已经发布了一份关于我们对财务报告的控制的认证报告。2019年12月31日如本文所述。
重要考虑
我们的披露控制和程序的有效性以及我们对财务报告的内部控制受到各种固有限制,包括成本限制、决策中使用的判断、对未来事件可能性的假设、我们系统的健全性、人为错误的可能性和欺诈风险。此外,对未来期间的任何有效性评价的预测都有可能由于条件的变化以及随着时间的推移遵守政策或程序的程度可能恶化而导致控制不足的风险。由于这些限制,无法保证对财务报告的任何披露控制和程序或内部控制制度都能成功地防止所有错误或欺诈,或将所有重要信息及时公布给适当的管理层。
独立注册会计师事务所报告
致股东及董事局
斗牛士资源公司:
关于财务报告内部控制的几点看法
我们审计了斗牛士资源公司及其附属公司(该公司)对财务报告的内部控制。2019年12月31日中确定的标准。内部控制-综合框架(2013年)特雷德韦委员会赞助组织委员会印发。我们认为,公司在所有重大方面都对财务报告保持了有效的内部控制。2019年12月31日中确定的标准。内部控制-综合框架(2013年)特雷德韦委员会赞助组织委员会印发。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准,审计了该公司截至2005年的合并资产负债表。2019年12月31日和2018,有关的综合营运报表,股东权益的变动,以及在三年内每年的现金流量。2019年12月31日,以及相关附注(统称合并财务报表)和我们的报告2020年3月2日对这些合并财务报表表示无保留意见。
意见依据
公司管理层负责维持对财务报告的有效内部控制,并对财务报告内部控制的有效性进行评估,包括在所附报告中管理层关于财务报告内部控制的报告。我们的职责是根据我们的审计,就公司对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例,我们必须独立于该公司。
我们按照PCAOB的标准进行审计。这些标准要求我们规划和进行审计,以合理保证是否在所有重大方面保持对财务报告的有效内部控制。我们对财务报告内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制,评估重大弱点存在的风险,并根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作效果。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们认为,我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。
财务报告内部控制的定义与局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序,目的是根据公认的会计原则,为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理的保证。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序:(1)保存记录,以合理的细节准确、公正地反映公司资产的交易和处置情况;(2)提供合理的保证,即为按照普遍接受的会计原则编制财务报表所必需的交易记录,公司的收支仅根据公司管理层和董事的授权进行;(3)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的公司资产的未经授权收购、使用或处置提供合理保证。
由于其固有的局限性,对财务报告的内部控制可能无法防止或发现误报。此外,对未来期间的任何有效性评价的预测都有可能由于条件的变化而导致管制不足,或政策或程序的遵守程度可能恶化。
KPMG有限责任公司(KPMG LLP)
得克萨斯州达拉斯
2020年3月2日
第9B项其他信息。
2012年9月28日,斗牛士作为担保人和其他担保人,作为贷款方(“放款人”)和作为行政代理人的加拿大皇家银行(皇家银行)作为借款人,与斗牛士的全资子公司mrc能源公司签订了信用协议。关于信贷协议关键条款的摘要,请参见本年度报告中的合并财务报表附注7。2020年2月27日,MRC作为借款人,对“信贷协议”进行了修正(“修正案”),斗牛士重申了其对MRC在“信贷协议”下的义务的担保。该修正案确认了9.00亿美元的借款基数,将经选举产生的借款承诺从5000万美元增加到7.00亿美元,并增加了两个贷款人。
上述对修正案的描述并不意味着是完整的,而是参照本年度报告中的附录10.55所载的修正案全文对其进行了全面限定,并以参考的方式纳入本报告。
第III部
项目10.董事、执行干事和公司治理
对本项第10项所需的资料,现参阅本公司的最终委托书。2020根据根据“交易所法”颁布的第14A条规定,在本年度报告所涵盖的财政年度结束后120天内向证券交易委员会提交年度股东大会(我们的“最终委托书”)。这种反应迅速的信息将列入标题“建议1-选举董事”、“公司治理”、“高管薪酬”和“董事薪酬”。
项目11.行政补偿
对本项第11项所要求的信息在此通过我们在标题“行政补偿”下的最终委托书声明而被纳入。
第十二项.某些受益所有人的担保所有权和管理及相关股东事项。
根据我们的股权补偿计划授权发行的证券的某些信息包括在本年度报告第二部分第5项中的“股权补偿计划信息”标题下,并以参考的方式纳入本报告。对本项第12项所需的其他信息在此以我们的最终委托书声明的标题“某些受益所有人的安全所有权和管理”而纳入。
项目13.某些关系和相关交易以及董事独立性。
本项目第13项所要求的信息在此参考我们的最终委托书声明,标题为“与相关人员的交易”和“公司治理-董事的独立性”。
项目14.主要会计费用和服务。
本项目第14项所要求的信息在此参考我们在标题下的最终代理声明“提案3-批准毕马威有限责任公司的任命”。
.
第IV部
项目15.展品和财务报表附表。
下列文件作为本年度报告的一部分提交:
1.合并财务报表索引、独立注册会计师事务所报告、截至2005年综合资产负债表2019年12月31日和2018年12月31日,终了年度业务综合报表2018年12月31日,截至年度股东权益变动综合报表2018年12月31日和终了年度现金流动综合报表2018年12月31日.
2. 财务报表附表::在证券交易委员会适用的会计条例中对其作出规定的所有其他附表都被省略,因为所要求的信息要么不适用,要么不需要,或者显示在各自的财务报表或附注中。
3.展品*本项第15项要求提交的证物载于下文所列的展览索引。
第16项.表格10-K摘要.
没有。
展示索引
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陈列品 数 | | 描述 |
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2.1 | | 自2017年2月17日起,Longwood Midstream Holdings、LLC、FP MMP Holdings LLC和San Mateo Midstream,LLC签署和缴款协议(参见2017年2月24日提交的表格8-K的当前报告表2.1)。 |
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3.1 | | 斗牛士资源公司成立证明书的修订及更新(参阅截至2017年6月30日的第10至Q号表格季度报告表3.2)。 |
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3.2 | | 日期为2015年4月2日的斗牛士资源公司修订和恢复成立证书的修正证书(参照截至2017年6月30日的季度报告表10-Q表表3.3)。 |
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3.3 | | 自2017年6月2日起生效的斗牛士资源公司经修订及恢复的成立证明书的修订证明书(参阅截至2017年6月30日止的第10至Q号表格季度报告表3.4)。 |
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3.4 | | 修正和恢复斗牛士资源公司的章程,经修正(参考2018年2月22日提交的关于表格8-K的当前报告的表3.1)。 |
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4.1 | | 普通股证书表格(参照2012年1月19日提交的表格S-1的登记声明第4号修正案附录4.1)。 |
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4.2 | | 截至2018年8月21日由附属担保人斗牛士资源公司和富国银行国家协会作为托管人(参照2018年8月21日提交的表格8-K的表4.1)签订的契约。 |
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4.3 | | 第一次补充义齿,日期为2019年2月27日,由斗牛士资源公司、WR二叠纪有限责任公司、其附属担保人方LLC和国家协会富国银行作为托管人(参见2018年12月31日终了年度10-K表格年度报告表4.3)。 |
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4.4 | | 股本说明(随函提交)。 |
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10.1† | | 斗牛士资源公司与Joseph Wm之间的雇佣协议。Foran(参照2011年11月14日提交的表格S-1的注册声明第1号修订图10.3)。 |
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10.2† | | 斗牛士资源公司与David E.Lancaster之间的雇佣协议(参见2011年11月14日提交的表格S-1注册声明第1号修正案表10.4)。 |
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10.3† | | 斗牛士资源公司与Matthew Hairford之间的雇佣协议(参见2011年11月14日提交的表格S-1注册声明第1号修正案表10.5)。 |
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10.4† | | “斗牛士资源公司与Joseph Wm雇佣协议”的第一修正案。Foran(参照2011年11月14日提交的表格S-1的注册声明第1号修订图10.8)。 |
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10.5† | | 斗牛士资源公司与David E.Lancaster之间的就业协议第一修正案(参考2011年11月14日提交的表格S-1注册声明第1号修正案附件10.9)。 |
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10.6† | | 斗牛士资源公司与Matthew Hairford之间“雇佣协议”的第一修正案(参照2011年11月14日提交的表格S-1注册声明第1号修正案附件10.10)。 |
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10.7† | | “斗牛士资源公司与Joseph Wm雇佣协议第二修正案”。Foran(参照2011年12月30日提交的表格S-1的登记声明第2号修订图10.12)。 |
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10.8† | | 斗牛士资源公司与David E.Lancaster之间的就业协议第二修正案(参考2011年12月30日提交的表格S-1登记声明第2号修正案附件10.13)。 |
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10.9† | | 斗牛士资源公司与Matthew Hairford之间“雇佣协议”的第二修正案(参考2011年12月30日提交的表格S-1登记声明第2号修正案附件10.14)。 |
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10.10† | | 斗牛士资源公司与其每名董事及行政人员之间的补偿协议表格(参考2011年11月14日提交的表格S-1注册声明第1号修订图10.22)。 |
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10.11 | | 截至2012年9月28日,MRC能源公司作为借款人、贷款实体不时作为贷款人和加拿大皇家银行作为行政代理(参照2012年10月4日提交的第8-K号表格的表10.1)修订和恢复的第三份信用协议。 |
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10.12 | | MRC能源公司、Longwood收集和处置系统公司(GP,Inc.)的第二份经修订和重新修订的抵押和安全协议。加拿大皇家银行作为行政代理人,截止2012年9月28日(参考2012年12月31日终了年度10-K表格年度报告表10.49)。 |
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10.13 | | 第二,MRC二叠纪公司、MRC Rockies公司、斗牛士生产公司、Longwood收集和处置系统GP公司、Longwood收集和处置系统公司、LP公司、斗牛士资源公司和加拿大皇家银行作为行政代理人进行的第二次修订、恢复和统一无条件担保,截止日期为2012年9月28日(参见表10.50至2012年12月31日终了年度表10-K的年度报告)。 |
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10.14 | | 截至2013年3月11日,MRC能源公司作为借款人、贷款方和加拿大皇家银行作为行政代理人对第三次修订和恢复的信贷协议进行第一修正案(参见2012年12月31日终了年度10-K表格年度报告表10.51)。 |
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10.15 | | 截至2013年6月4日,MRC能源公司作为借款人、贷款方和加拿大皇家银行作为行政代理人对第三次修正和恢复的信贷协议进行第二次修正和恢复(参见2013年6月6日提交的关于表格8-K的报告的表10.1)。 |
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10.16 | | 截至2013年8月7日,MRC能源公司作为借款人、贷款方和加拿大皇家银行作为行政代理人对第三次修正和恢复的信贷协议进行的第三次修正(参见截至2013年6月30日的第10-Q号季度报告表表10.2)。 |
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10.17 | | 截至2014年3月12日,MRC能源公司作为借款人、贷款方和加拿大皇家银行作为行政代理人对第三次修正和恢复的信贷协议进行的第四次修正(参见2013年12月31日终了年度10-K表格年度报告表10.50)。 |
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10.18 | | 截至2014年9月5日,MRC能源公司作为借款人、贷款方和加拿大皇家银行作为行政代理人对第三次修正和恢复的信贷协议进行的第五修正案(参考2014年9月8日提交的关于表格8-K的当前报告的表10.1)。 |
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10.19 | | 截至2015年4月14日,MRC能源公司作为借款人、贷款方和加拿大皇家银行作为行政代理人对第三次修正和恢复的信贷协议进行的第六修正案(参考2015年4月14日提交的关于表格8-K的报告表10.2)。 |
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10.20 | | 截至2015年10月16日,MRC能源公司作为借款人、贷款方和加拿大皇家银行作为行政代理人对第三次修正和恢复的信贷协议进行的第七次修正(参照2015年10月21日提交的关于表格8-K的当前报告的表10.1)。 |
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10.21 | | 截至2016年10月31日,MRC能源公司(MRC Energy Company)作为借款人、贷款方和加拿大皇家银行(Royal Bank Of Canada)作为行政代理人对第三次修订和恢复的信贷协议进行的第八次修正(参见2016年11月2日提交的关于表格8-K的当前报告的表10.1)。 |
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10.22 | | 截止2016年12月9日,MRC能源公司作为借款人、贷款方和加拿大皇家银行作为行政代理人对第三次修正和恢复的信贷协议的有限同意和第九修正案(参见2016年12月9日提交的表格8-K的当前报告表10.2)。 |
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10.23 | | 截至2017年4月28日,MRC能源公司作为借款人、贷款方和加拿大皇家银行作为行政代理人对第三次修正和恢复的信贷协议进行的第十次修正(参见表10.1). |
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10.24† | | 斗牛士资源公司与Craig N.Adams之间的就业协议表格(参见2013年12月31日终了年度10-K表格年度报告表10.51)。 |
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10.25† | | 斗牛士资源公司与Van H.Singleton,II之间的就业协议表格,自2015年2月5日起生效(参考2014年12月31日终了年度10-K表格年度报告表10.52)。 |
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10.26† | | 关于斗牛士资源公司2012年无雇佣协议雇员长期激励计划的不合格股票期权协议表格(参考2014年12月31日终了年度10-K表年度报告表10.54)。 |
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10.27† | | 与斗牛士资源公司有关的不合格股票期权协议表格修订并重新制定了2012年无雇佣协议雇员长期激励计划(见截至2015年12月31日的表10-K年度报告表10.53)。 |
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10.28† | | 与斗牛士资源公司有关的限制性股票奖励协议表格修订并重新制定了2012年无雇佣协议雇员长期激励计划(参考2015年12月31日终了年度10-K表年度报告表10.54)。 |
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10.29† | | 修订并恢复了2012年长期激励计划(参考2015年6月11日提交的关于表格8-K的当前报告表10.2)。 |
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10.30† | | 斗牛士资源公司非雇员董事无资格递延薪酬计划(参考截至2015年12月31日的10-K表格年度报告表10.59)。 |
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10.31† | | 与斗牛士资源公司2012年长期激励计划有关的限制性股票单位奖励协议的形式(参考截至2016年12月31日的10-K表格年度报告表10.62)。 |
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10.32† | | 与斗牛士资源公司2012年长期激励计划有关的延期交付限制性股票单位奖励协议形式(参见表10.63),表10.63为截至2016年12月31日的年度报表10-K)。 |
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10.33† | | 斗牛士资源公司与某些董事之间修改限制性股票股奖励协议的书面协议形式(参考截至2016年12月31日的10-K表格年度报告表10.64)。 |
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10.34† | | “斗牛士资源公司与比利·E·古德温和G·格雷格·克鲁格每人之间的就业协议表格”,自2016年2月19日起生效(参见截至2017年3月31日的季度报告表10-Q表表10.1)。 |
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10.35† | | 与斗牛士资源公司有关的延迟交付年度赠款的限制性股票单位奖励协议表格修订并重新制定了2012年长期激励计划(参见截至2017年6月30日的第10-Q号表格季度报告表10.4)。 |
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10.36† | | “斗牛士资源公司”第一修正案修订并重新制定了2012年长期激励计划(参见截至2017年9月30日的季度报告表10-Q表表10.1)。 |
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10.37† | | 根据斗牛士资源公司对董事奖励的限制股奖励协议的形式修正并重新制定了2012年长期激励计划(参见截至2017年9月30日的第10-Q号季度报告表10.3)。 |
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10.38† | | 斗牛士资源公司授予奖励的不合格股票期权协议表格修订并重新制定了2012年无雇佣协议雇员长期激励计划(参见截至2017年9月30日的第10-Q表季度报告表10.4)。 |
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10.39† | | 斗牛士资源公司授予奖励的不合格股票期权协议表格修订并重新制定了2012年雇员长期激励计划(参见截至2017年9月30日的第10-Q表季度报告表10.5)。 |
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10.40† | | 斗牛士资源公司授予奖励的限制性股票奖励协议形式修正并重新制定了2012年无雇佣协议雇员长期激励计划(参见截至2017年9月30日的第10-Q表季度报告表10.6)。 |
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10.41† | | 斗牛士资源公司下发奖励的限制性股票奖励协议表格修订并重新制定了2012年雇员长期激励计划(参见截至2017年9月30日的第10-Q表季度报告表10.7)。 |
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10.42† | | 斗牛士资源公司与比利·古德温之间的雇佣协议的第一修正案(参考2018年6月30日截止的季度报告表10-Q表表10.1)。 |
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10.43† | | 斗牛士资源公司与Bradley M.Robinson之间经修正和恢复的雇佣协议(参见2018年6月30日终了的季度报告表10-Q表表10.2)。 |
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10.44 | | 截至2018年8月7日,MRC能源公司(MRC Energy Company)作为借款人、贷款方和加拿大皇家银行(RoyalBankofCanada)作为行政代理人对第三次修订和恢复的信贷协议进行的第十一次修正(参见表10.1,表8-K,2018年8月9日提交)。 |
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10.45 | | 截至2018年10月1日,MRC能源公司作为借款人、贷款方和加拿大皇家银行作为行政代理人对第三次修正和恢复的信贷协议进行的第十二次修正(参照2018年10月4日提交的关于表格8-K的当前报告表10.2)。 |
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10.46 | | 截至2018年10月31日,MRC能源公司作为借款人、贷款方和加拿大皇家银行作为行政代理人对第三次修正和恢复的信贷协议进行的第十三次修正(参见表10.1)。表10.1是2018年11月1日提交的关于表格8-K的报告。 |
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10.47† | | 斗牛士资源公司年度现金奖励计划,自2019年1月1日起生效(参考2018年12月31日终了年度10-K表年度报告表10.66)。 |
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10.48† | | 斗牛士资源公司下设的幻影单位奖励协议表格修订并重新制定了2012年雇员长期激励计划(见表10.67),表10-K表2018年12月31日终了年度报告)。 |
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10.49† | | 根据斗牛士资源公司颁发的奖励的业绩股奖励协议形式-修正并重新制定了2012年雇员长期激励计划(参见2018年12月31日终了年度10-K表格年度报告表10.68)。 |
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10.50† | | 斗牛士资源公司2019年长期激励计划(参考2019年6月6日提交的S-8表格注册声明中的表99.1)。 |
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10.51† | | 1919年斗牛士资源公司董事奖励限制股奖励协议表格(参考2019年6月30日终了季度表10-Q表表10.2)。 |
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10.52† | | 根据“斗牛士资源公司2019年长期激励计划”(参考截至2019年6月30日的第10-Q号季度报告表10.3),关于延迟交付董事的限制性股票单位奖励协议。 |
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10.53† | | “斗牛士资源公司与G.Gregg Krug之间的雇佣协议第一修正案”(参考2019年6月30日终了的季度报告表10-Q表表10.4)。 |
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10.54† | | 对斗牛士资源公司与Bradley M.Robinson之间经修正和重新安排的就业协议的第一修正案(参考2019年6月30日终了的季度报告表10-Q表表10.5)。 |
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10.55 | | 自2020年2月27日起,MRC能源公司作为借款人、贷款方和加拿大皇家银行作为行政代理人对第三次修订和恢复的信贷协议进行第十四次修正(随函提交)。 |
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21.1 | | 斗牛士资源公司子公司名单(随函提交)。 |
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23.1 | | KPMG LLP公司的同意(随函提交)。 |
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23.2 | | 荷兰,Sewell&Associates公司的同意(随函提交)。 |
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31.1 | | 根据2002年“萨班斯-奥克斯利法”第302条认证首席执行干事(随函提交)。 |
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31.2 | | 根据2002年“萨班斯-奥克斯利法”第302条认证首席财务官(随函提交)。 |
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32.1 | | 根据2002年“萨班斯-奥克斯利法”第906条通过的“美国法典”第18节第1350条规定的首席执行干事证书(随函附上)。 |
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32.2 | | 根据2002年“萨班斯-奥克斯利法”第906条通过的18 U.S.C.第1350条规定的首席财务官证书(随函附上)。 |
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99.1 | | 荷兰Sewell&Associates公司审计报告(随函提交)。 |
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101 | | 以下财务信息来自于斗牛士资源公司截至2019年12月31日的年度报告表10-K,格式为内联XBRL(内联可扩展业务报告语言):(一)综合资产负债表,(二)综合业务报表,(三)股东权益变动综合报表,(四)现金流动综合报表,(五)合并财务报表说明(以电子形式提交)。 |
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104 | | 封面交互式数据文件,格式为内联XBRL(包括表101)。 |
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† | | 指示管理合同或补偿计划或安排。 |
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* | | 根据条例S-K第601(B)(2)项,公司同意应要求向证券交易委员会提供任何遗漏的证物或附表的补充副本。 |
签名
根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节的要求,登记人已正式安排由下列签名人代表其签署本年度报告,并经正式授权。
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| | 斗牛士资源公司 |
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2020年3月2日 | | 通过: | | /s/Joseph Wm.福兰 |
| | | | 约瑟夫·沃姆。福兰 |
| | | | 主席兼首席执行官 |
根据1934年“证券交易法”的要求,本年度报告由以下人员代表登记人签署,并以登记人的身份和日期签署。
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签名 | | 标题 | | 日期 |
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/s/Joseph Wm.福兰 | | 主席兼首席执行官 | | 2020年3月2日 |
约瑟夫·沃姆。福兰 | | (特等行政主任) | | |
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/S/David E.Lancaster | | 执行副总裁兼首席财务官 | | 2020年3月2日 |
戴维·E·兰卡斯特 | | (首席财务主任) | | |
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/S/Robert T.Macalik | | 高级副总裁兼首席会计官 | | 2020年3月2日 |
罗伯特·麦卡利克 | | (首席会计主任) | | |
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/S/Renald A.Baribault | | 导演 | | 2020年3月2日 |
雷纳德·巴里鲍特 | | | | |
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/S/R.Gaines Baty | | 导演 | | 2020年3月2日 |
R.盖恩斯·巴蒂 | | | | |
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/S/Craig T.Burkert | | 导演 | | 2020年3月2日 |
克雷格·博克特 | | | | |
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/S/William M.Byerley | | 导演 | | 2020年3月2日 |
威廉·M·拜利 | | | | |
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/s/Matthew P.Clifton | | 导演 | | 2020年3月2日 |
马修·克利夫顿 | | | | |
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/S/Monika U.Ehrman | | 导演 | | 2020年3月2日 |
莫妮卡·埃尔曼 | | | | |
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/S/Julia P.Forrester Rogers | | 导演 | | 2020年3月2日 |
朱莉娅·P·福雷斯特·罗杰斯 | | | | |
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S/蒂莫西·E·帕克 | | 导演 | | 2020年3月2日 |
蒂莫西·E·帕克 | | | | |
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/S/David M.Posner | | 导演 | | 2020年3月2日 |
戴维·波斯纳 | | | | |
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/S/Kenneth L.Stewart | | 导演 | | 2020年3月2日 |
肯尼思·斯图尔特 | | | | |
石油和天然气词汇
以下是对本年度报告中使用的一些石油和天然气工业术语的含义的说明。
分批钻进. 多个水平井从一个垫子上钻出的过程。在分批钻井中,先钻每口井的地面孔,然后钻出生产孔,包括每口井的水平侧线。
BBL。一个储罐桶,或42加仑液体体积,在本年度报告中用于原油、其他液态碳氢化合物或盐水。
bcf。10亿立方英尺的天然气。
英国央行。石油当量桶,以一桶原油、凝析油或天然气液体与6麦克夫天然气之比确定。
英国央行/日。每天的英国央行。
英国热单位。把一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。
完井。确定从井筒生产石油或天然气所需的作业,通常涉及射孔、刺激和(或)在井内安装永久设备,或在干井的情况下,向有关机构报告废弃情况。
凝结水。与生产主要的天然气有关的液态碳氢化合物。
常规储层或资源。由钻入地质地层的井所产生的天然气或石油,其中的储集层和流体特性允许天然气或石油容易流入井筒。
取心。取一个核心的行为。岩心是一种固体岩石柱,通常直径在2到4英寸之间,作为地下地层的样本。在钻井过程中取取岩心是一种普遍的做法。岩心钻头连接到钻杆的末端。然后,岩心钻头从被穿透的地层中切割出一列岩石。然后取下岩心,测试石油或天然气及其特性(孔隙度、渗透率等)的证据。已经确定了。
开发面积。分配给生产井或可分配给生产井的英亩数。
开发井。钻入已探明的石油或天然气储集层的一口井,到已知的地层层的深度是有生产力的。
差动。特定石油或天然气价格与适用基准价格之间的差异,如NYMEX西德克萨斯中质石油价格或NYMEX Henry Hub天然气价格。
干孔。被发现无法生产足够数量的碳氢化合物的油井,其销售所得超过与生产有关的开支和税收。
探井。一口钻井,用于发现和生产未被列为已探明的石油或天然气储量,在先前发现在另一储集层中生产石油或天然气的油田中寻找新的油藏,或延长已知的储集层。
法明或农场。一种协议,根据该协议,石油或天然气租赁中的工作权益所有者将工作权益或部分工作权益转让给希望在租赁土地上钻探的另一方。一般来说,受让人必须钻一口或多口井,才能在土地上赚取利息。转让人通常保留租赁的特许权使用费或反转权益。受让人收到的利息是“法尔敏”,而转让人转让的利息是“支农”。
场域。由一个或多个储集层组成的区域,它们都集中在或与同一地质构造特征和/或地层条件有关。
毛英亩或毛井。拥有工作权益的总英亩或水井。
由生产持有。租赁的石油和天然气财产,在租约的主要期限之后,该租约根据其条款继续有效,其结果是从该财产生产出来的石油和天然气。
水平井。水平井钻井作业一种钻井作业,其中一部分井是在生产层或潜在生产层内水平钻井的。这种作业通常产生的水平井比在同一地层中钻的垂直井产生更大的体积。一口水平井被设计用来替换多个垂直井,从而减少了用于排水的资本支出,例如面积和限制地表破坏。
水力压裂。提高油井产量或注入速度的技术,方法是将混合液体注入地层并破裂岩石,形成人工通道。作为这项技术的一部分,还可以向地层中注入沙子或其他物质,以支撑通道打开,从而使流体或气体更容易从地层流出、通过裂缝通道和进入井筒。这项技术也可称为骨折刺激。
侧长。水平井完成部分的长度。
液体。液体或天然气液体是可销售的液体产品,包括乙烷、丙烷、丁烷、戊烷和天然汽油,这些产品是由天然气加工设施对可液化碳氢化合物进行进一步加工而从原始天然气中分离出来的。
姆布尔。1,000桶原油,其他液态碳氢化合物或盐水。
姆博伊。一千英镑。
麦克夫。一千立方英尺的天然气。
MMBtu。一百万英国热单位。
MMcf。一百万立方英尺的天然气。
NGL。天然气液体。
净英亩或净井。在毛英亩或水井中拥有的部分劳动权益之和。
净收入利息。确定油井所有者从销售油井生产的石油、天然气和/或天然气液体中获得的收入百分比的利息。
尼美克斯。纽约商品交易所。
凌驾于专营权权益之上。租赁下石油和天然气总产量的部分利息,以及向出租人支付的通常特许权使用费,不包括因开采、钻探、开发、经营、销售而产生的石油和天然气的生产和销售的任何费用。这是一种从承租人的工作利益中分割出来的权益,与出租人保留的特许权权益相区别。
垫。为石油或天然气井的钻井、完井和生产作业而建造的地面。
垫钻。多个水平井从一个垫子上钻出的过程。在垫层钻井中,在下一口井开始前,每一口井都要钻到总深度。
渗透性。指石油和/或天然气通过储层的能力。
岩石物理分析。从插入钻孔的一系列电子工具和岩心测量中获得的测井资料的解释,其中从地下提取岩石样本,然后将这些测量与其他相关的地质和地球物理信息结合起来,以描述储层的岩石性质。
玩。一套已知或假定的石油和/或天然气聚集,具有相似的地质、地理和时间性质,如烃源岩、运移途径、时间、圈闭机制和油气类型。
可能储备。比可能的储备更不确定的额外准备金。
可能储量。与已探明的储量相比,更多的储备不一定会被确认,但与已探明的储量加在一起,其可能性与不被收回的可能性一样大。
生产井,生产井。发现有能力生产足够数量的碳氢化合物的油井,其生产收益超过与生产有关的费用和税收。
特性。天然气、油井、生产及相关设备设施、石油、天然气等矿产费用、租赁物及相关权益。
展望。根据地质、地球物理或其他数据和利用合理预期的价格和费用进行初步经济分析的具体地理区域,被认为有可能发现商业碳氢化合物。
已证实不生产。可能生产层内的碳氢化合物被井筒渗透,其生产已推迟,以待安装地面设备或收集设施,或等待从另一个地层经井眼渗透产生碳氢化合物。这些碳氢化合物被归类为已探明的、已开发但不生产的储量。
已探明储量。可通过现有井和设施以及现有作业方法开采的已探明储量。
探明储量。通过分析储集层的生产历史和(或)通过对充分的地质和工程数据进行容量分析,已证明具有高度确定性的石油和天然气储量。
已探明未开发储量。已探明的储量,预计将从未钻探面积上的新井或需要较大支出的现有井中回收。
再完成。废弃原油藏生产后,在同一井筒内完成完井以达到新的储集层。
重复性。在一种前景或趋势内钻多口井的潜在能力。
储集层。一种多孔的、可渗透的地下地层,含有可生产的石油和/或天然气的自然堆积,受不透水岩石或水屏障的限制,是单独的,与其他储集层分离。
特许权使用费利息。一种石油和天然气租赁的权益,该权益使利息所有人有权从租赁土地(或其销售收益)中获得一部分生产,但一般不要求所有者支付在租赁土地上钻探或经营油井的任何费用。特许权使用费可以是土地所有者的特许权使用费,在租赁土地被授予时由租赁土地的所有者保留,也可以是重写的特许权使用费,这些使用费通常由租赁地的所有者在转让给随后的所有者时保留。
二维地震。通过解释沿单一震源剖面收集的反射地震数据而产生地球地下横截面的方法。
三维地震。通过对地面网格上采集的反射地震数据进行解释,生成地球地下三维图像的方法。与二维地震调查相比,三维地震调查能够更详细地了解地下,并对现场评价、开发和生产作出重大贡献。
土豆网。开始钻石油或天然气井的行为。
吞吐量。运输或通过管道、工厂或其他设施的产品数量。
趋势。石油和/或天然气生产区域,其地理界限尚未完全确定,其地质特征已通过支持地质、地球物理或其他数据确定,以包含某一特定地层或一系列地层中石油和(或)天然气储量的潜力。
非常规资源游戏。一套已知或假定的石油和天然气资源或储量,值得进一步勘探,从(I)低渗透砂岩和页岩层和(Ii)煤层气中提取。这就需要应用先进的技术来开采石油和天然气资源。
未开发面积。未钻探或完成油井的租赁面积,使其能够生产商业数量的石油和天然气,而不论这种面积是否含有已探明的储量。未开发的土地通常被视为所有未分配或可分配给生产井的土地。
未经证明和未评估的性质。凡没有进行钻探或其他行动,允许将这些财产归类为已证明且未向其分配已探明储量的财产。
垂直井。垂直钻入地下的孔,石油、天然气或水从地下流出或抽吸。
可视化。一种根据测井资料、地震资料和其他井信息绘制和分析地下特征大小和形状的勘探技术。
体积储量分析。一种用于估计可回收石油和天然气数量的技术。它包括计算储集岩体积,并对岩石孔隙度、油气饱和度、地层体积因子和采收率进行调整。
行走钻机。钻井平台一种能够从一个钻井位置移动到另一个钻井位置的钻机,该钻机使用内置在钻机下部结构中的一系列液压“脚”从一个钻井位置移动到另一个钻井位置。
井筒。由井造成的洞。
工作兴趣。使业主有权在财产上钻探、生产和进行经营活动并获得生产份额的经营利益。
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表
2018年12月31日
指数
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独立注册会计师事务所报告 | F-2 |
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合并财务报表 | |
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截至2019年12月31日和2018年12月31日的综合资产负债表 | F-4 |
2019、2018和2017年12月31日终了年度业务综合报表 | F-5 |
2019、2018和2017年12月31日终了年度股东权益变动综合报表 | F-6 |
2019、2018和2017年12月31日终了年度现金流动合并报表 | F-7 |
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合并财务报表附注 | F-8 |
未经审计的补充资料 | F-46 |
独立注册会计师事务所报告
致股东及董事局
斗牛士资源公司:
关于合并财务报表的意见
截至12月31日,我们对斗牛士资源公司及其子公司(公司)的合并资产负债表进行了审计,2019和2018在截至12月31日的三年期间,每年的相关综合经营报表、股东权益变动和现金流量,2019,以及相关附注(统称合并财务报表)。我们认为,合并财务报表在所有重要方面公允地反映了公司截至12月31日的财务状况,2019和2018,以及该公司在结束的三年期间每年的经营结果和现金流量。2019年12月31日,符合美国公认的会计准则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准,审计了该公司对财务报告的内部控制。2019年12月31日中确定的标准。内部控制-综合框架(2013年)特雷德韦委员会赞助组织委员会印发,我们的报告日期为2020年3月2日对公司财务报告内部控制的有效性发表了无保留的意见。
会计原则的变化
如合并财务报表附注2所述,由于采用了“2016-02年会计准则更新”,公司已改变了截至2019年1月1日的租赁会计方法,租约(主题842),及有关的修订。
意见依据
这些合并财务报表是公司管理层的责任。我们的责任是根据我们的审计就这些综合财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例,我们必须独立于该公司。
我们按照PCAOB的标准进行审计。这些准则要求我们规划和进行审计,以获得合理的保证,以确定合并财务报表是否存在重大错报,无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序,无论是因为错误还是欺诈,以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的数额和披露情况的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和重大估计数,以及综合财务报表的总体列报方式。我们相信,我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。
关键审计事项
下文通报的关键审计事项是本期间对合并财务报表进行的审计所产生的事项,该事项已通知审计委员会或要求告知审计委员会,且:(1)涉及对合并财务报表具有重大意义的账目或披露,(2)涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的通报丝毫不会改变我们对合并财务报表的总体看法,我们也没有就关键审计事项或与其有关的账目或披露提供单独意见,在下文通报关键审计事项。
评估与评价的石油和天然气性质有关的石油和天然气储量估计对耗竭费用的影响,并进行上限试验计算
如合并财务报表附注2所述,公司采用全额成本法核算其对石油和天然气属性的投资,并使用基于产量和已探明储量估计的单位生产方法摊销石油和天然气属性的资本化成本。截止年度2019年12月31日据该公司记录,经评估的石油和天然气特性耗竭费用为3.307亿美元。此外,如合并财务报表附注3所述,截至2019年12月31日,该公司的石油和天然气资产总值为46亿美元。公司须按季度进行上限测试计算,适用的上限等于(1)目前的总和
按已探明石油和天然气储量未来净收入的10%贴现的价值,减去开发这些储量的估计成本,加上(2)未证明和未评估的财产成本未摊销;(3)未证实和未评估财产的成本或估计公允价值较低,如果有的话,包括在摊销成本中,减去(4)与所涉财产有关的任何所得税影响。经济上可采石油和天然气储量的估计取决于若干因素和假设,包括最终回收的石油和天然气数量、石油和天然气储量的开采时间、所产生的业务费用、未来开发支出的数额以及生产所收到的价格。公司内部储量工程师编制已探明石油和天然气储量的估算,公司聘请外部储量工程师独立评估公司估算的已探明石油和天然气储量。
我们把评估与评价石油和天然气性质有关的石油和天然气估计储量对耗竭费用和上限测试计算的影响确定为一项关键的审计事项。在评估已探明的石油和天然气储量的估计方面存在高度主观性,因为需要审计师的判断来评估公司使用的有关预测产量、开发成本、运营成本以及包括市场差额在内的预测石油和天然气价格的假设。
我们为解决这一关键审计问题所执行的主要程序包括以下内容。我们测试了对公司损耗和上限测试过程的某些内部控制,包括与用于估算在各自计算中使用的已证实储量的假设有关的控制。我们评估了公司内部储备工程师的能力、能力和客观性,他们估计了已证实的储量,以及公司聘用的外部储备工程师。我们评估了该公司所采用的方法,以估计储备金是否符合行业和监管标准。我们还比较了在储量工程师的探明储量估算中使用的价格假设,包括价格差异,并将这些假设与公开的石油和天然气价格数据进行了比较。我们根据历史信息评估了储备工程师对未来运营和开发成本的估算中使用的假设。此外,我们还比较了公司当期使用的预测生产量假设与历史产量,并将公司的历史产量预测与实际生产量进行了比较,以评估公司准确预测的能力。我们阅读了公司的外部储备工程师的调查结果,与我们对公司储备估计的评估有关。我们分析了符合行业和法规标准的耗竭费用计算,并对其进行了重新计算。我们还分析了天花板测试损伤计算是否符合行业和监管标准。此外,我们对天花板测试损伤计算进行了独立计算,并将我们的结果与公司的结果进行了比较。
/s/毕马威有限责任公司
自2014年以来,我们一直担任该公司的审计师。
得克萨斯州达拉斯
2020年3月2日
目录
斗牛士资源公司及其子公司
合并资产负债表
(单位:千人,票面价值和共享数据除外)
|
| | | | | | | | |
| | 十二月三十一日 |
| | 2019 | | 2018 |
资产 | | | | |
流动资产 | | | | |
现金 | | $ | 40,024 |
| | $ | 64,545 |
|
限制现金 | | 25,104 |
| | 19,439 |
|
应收账款 | | | | |
石油和天然气收入 | | 95,228 |
| | 68,161 |
|
联合利息帐单 | | 67,546 |
| | 61,831 |
|
其他 | | 26,639 |
| | 16,159 |
|
衍生仪器 | | — |
| | 49,929 |
|
租赁和井口设备库存 | | 10,744 |
| | 17,564 |
|
预付费用和其他流动资产 | | 13,207 |
| | 8,057 |
|
流动资产总额 | | 278,492 |
| | 305,685 |
|
财产和设备,按成本计算 | | | | |
石油和天然气特性,全成本法 | | | | |
评价 | | 4,557,265 |
| | 3,780,236 |
|
未证明和未评估 | | 1,126,992 |
| | 1,199,511 |
|
中流特性 | | 643,903 |
| | 428,025 |
|
其他财产和设备 | | 27,021 |
| | 22,041 |
|
减去累计损耗、折旧和摊销 | | (2,655,586 | ) | | (2,306,949 | ) |
净资产和设备 | | 3,699,595 |
| | 3,122,864 |
|
其他资产 | | | | |
递延所得税 | | — |
| | 20,457 |
|
其他长期资产 | | 91,589 |
| | 6,512 |
|
其他资产共计 | | 91,589 |
| | 26,969 |
|
总资产 | | $ | 4,069,676 |
| | $ | 3,455,518 |
|
负债与股东权益 | | | | |
流动负债 | | | | |
应付帐款 | | $ | 25,230 |
| | $ | 66,970 |
|
应计负债 | | 200,695 |
| | 170,855 |
|
应缴特许权使用费 | | 85,193 |
| | 64,776 |
|
应付附属公司的款项 | | 19,606 |
| | 13,052 |
|
衍生仪器 | | 1,897 |
| | — |
|
来自共同利益所有人的预付款 | | 14,837 |
| | 10,968 |
|
应付合资企业的数额 | | 486 |
| | 2,373 |
|
其他流动负债 | | 51,828 |
| | 1,028 |
|
流动负债总额 | | 399,772 |
| | 330,022 |
|
长期负债 | | | | |
信贷协议下的借款 | | 255,000 |
| | 40,000 |
|
在San Mateo信贷机制下的借款 | | 288,000 |
| | 220,000 |
|
应付高级无担保票据 | | 1,039,416 |
| | 1,037,837 |
|
资产退休债务 | | 35,592 |
| | 29,736 |
|
衍生仪器 | | 1,984 |
| | 83 |
|
递延所得税 | | 37,329 |
| | 13,221 |
|
其他长期负债 | | 43,131 |
| | 4,962 |
|
长期负债总额 | | 1,700,452 |
| | 1,345,839 |
|
承付款和意外开支(附注14) | |
| |
|
股东权益 | | | | |
普通股-面值0.01美元,核定股票160,000,000股;已发行股票116,644,246股和116,374,503股;流通股116,642,899股和116,353,590股 | | 1,166 |
| | 1,164 |
|
额外已付资本 | | 1,981,014 |
| | 1,924,408 |
|
累积赤字 | | (148,500 | ) | | (236,277 | ) |
按成本计算的国库股票,分别为1 347股和20 913股 | | (26 | ) | | (415 | ) |
斗牛士资源公司股东权益总额 | | 1,833,654 |
| | 1,688,880 |
|
非控股子公司权益 | | 135,798 |
| | 90,777 |
|
股东权益总额 | | 1,969,452 |
| | 1,779,657 |
|
负债和股东权益合计 | | $ | 4,069,676 |
| | $ | 3,455,518 |
|
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
综合业务报表
(单位:千,除每股数据外)
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日 |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
收入 | | | | | | |
石油和天然气收入 | | $ | 892,325 |
| | $ | 800,700 |
| | $ | 528,684 |
|
第三方中流服务收入 | | 59,110 |
| | 21,920 |
| | 10,198 |
|
出售购买的天然气 | | 74,769 |
| | 7,071 |
| | — |
|
租赁奖金-矿藏面积 | | 1,711 |
| | 2,489 |
| | — |
|
衍生产品实现收益(损失) | | 9,482 |
| | 2,334 |
| | (4,321 | ) |
衍生产品未实现(亏损)收益 | | (53,727 | ) | | 65,085 |
| | 9,715 |
|
总收入 | | 983,670 |
| | 899,599 |
| | 544,276 |
|
费用 | | | | | | |
生产税、运输和加工 | | 92,273 |
| | 76,138 |
| | 58,275 |
|
租赁经营 | | 117,305 |
| | 92,966 |
| | 67,313 |
|
工厂及其他中流服务运作 | | 36,798 |
| | 24,609 |
| | 13,039 |
|
购买天然气 | | 69,398 |
| | 6,635 |
| | — |
|
损耗、折旧和摊销 | | 350,540 |
| | 265,142 |
| | 177,502 |
|
资产退休债务的累积 | | 1,822 |
| | 1,530 |
| | 1,290 |
|
一般和行政 | | 80,054 |
| | 69,308 |
| | 66,016 |
|
总开支 | | 748,190 |
| | 536,328 |
| | 383,435 |
|
营业收入 | | 235,480 |
| | 363,271 |
| | 160,841 |
|
其他收入(费用) | | | | | | |
资产销售和库存减值净收益(亏损) | | (967 | ) | | (196 | ) | | 23 |
|
利息费用 | | (73,873 | ) | | (41,327 | ) | | (34,565 | ) |
清偿债务时的预付保险费 | | — |
| | (31,226 | ) | | — |
|
其他(费用)收入 | | (2,126 | ) | | 1,551 |
| | 3,551 |
|
其他费用共计 | | (76,966 | ) | | (71,198 | ) | | (30,991 | ) |
所得税前收入 | | 158,514 |
| | 292,073 |
| | 129,850 |
|
所得税准备金(福利) | | | | | | |
电流 | | — |
| | (455 | ) | | (8,157 | ) |
递延 | | 35,532 |
| | (7,236 | ) | | — |
|
所得税拨款总额(福利) | | 35,532 |
| | (7,691 | ) | | (8,157 | ) |
净收益 | | 122,982 |
| | 299,764 |
| | 138,007 |
|
可归因于附属公司非控制权益的净收入 | | (35,205 | ) | | (25,557 | ) | | (12,140 | ) |
归于斗牛士资源公司股东的净收入 | | $ | 87,777 |
| | $ | 274,207 |
| | $ | 125,867 |
|
普通股每股收益 | | | | | | |
基本 | | $ | 0.75 |
| | $ | 2.41 |
| | $ | 1.23 |
|
稀释 | | $ | 0.75 |
| | $ | 2.41 |
| | $ | 1.23 |
|
加权平均普通股 | | | | | | |
基本 | | 116,555 |
| | 113,580 |
| | 102,029 |
|
稀释 | | 117,063 |
| | 113,691 |
| | 102,543 |
|
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
目录
斗牛士资源公司及其子公司
股东权益变动合并报表
(单位:千)
2019、2018年和2017年12月31日终了年度
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | 斗牛士资源公司股东权益总额 | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 额外 已付 资本 | | 累积赤字 | | 国库券 | | | 非控股子公司权益 | | 股东总数’股权 |
| | 普通股 | | | | | | |
| | 股份 | | 金额 | | | | 股份 | | 金额 | | | |
2017年1月1日结余 | | 99,519 |
| | $ | 995 |
| | $ | 1,325,481 |
| | $ | (636,351 | ) | | 6 |
| | $ | — |
| | $ | 690,125 |
| | $ | 1,320 |
| | $ | 691,445 |
|
根据员工股票补偿计划发行普通股 | | 530 |
| | 5 |
| | (5 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
根据董事及顾问薪酬计划发行普通股 | | 77 |
| | 1 |
| | (1 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
根据公开发行发行普通股 | | 8,000 |
| | 80 |
| | 208,640 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 208,720 |
| | — |
| | 208,720 |
|
发行权益的成本 | | — |
| | — |
| | (280 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (280 | ) | | — |
| | (280 | ) |
以股票为基础的补偿费用,包括资本化的金额 | | — |
| | — |
| | 19,594 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 19,594 |
| | — |
| | 19,594 |
|
行使股票期权,扣除在净股票结算中丧失的期权 | | 514 |
| | 5 |
| | (1,189 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (1,184 | ) | | — |
| | (1,184 | ) |
受限制股票被没收 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 123 |
| | (1,658 | ) | | (1,658 | ) | | — |
| | (1,658 | ) |
收购非全资附属公司的非控股权益 | | — |
| | — |
| | (1,250 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (1,250 | ) | | (1,403 | ) | | (2,653 | ) |
与成立San Mateo I有关的捐款(见附注6) | | — |
| | — |
| | 116,622 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 116,622 |
| | 54,878 |
| | 171,500 |
|
非控股股东对非全资附属公司的贡献 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 44,100 |
| | 44,100 |
|
向非控股股东分配少于全资附属公司的权益 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (10,045 | ) | | (10,045 | ) |
取消国库券 | | (126 | ) | | (1 | ) | | (1,588 | ) | | — |
| | (126 | ) | | 1,589 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
当期净收入 | | — |
| | — |
| | — |
| | 125,867 |
| | — |
| | — |
| | 125,867 |
| | 12,140 |
| | 138,007 |
|
2017年12月31日结余 | | 108,514 |
| | 1,085 |
| | 1,666,024 |
| | (510,484 | ) | | 3 |
| | (69 | ) | | 1,156,556 |
| | 100,990 |
| | 1,257,546 |
|
根据员工股票补偿计划发行普通股 | | 759 |
| | 8 |
| | (8 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
根据董事及顾问薪酬计划发行普通股 | | 81 |
| | 1 |
| | (1 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
根据公开发行发行普通股 | | 7,000 |
| | 70 |
| | 226,542 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 226,612 |
| | — |
| | 226,612 |
|
发行权益的成本 | | — |
| | — |
| | (204 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (204 | ) | | — |
| | (204 | ) |
以股票为基础的补偿费用,包括资本化的金额 | | — |
| | — |
| | 22,660 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 22,660 |
| | — |
| | 22,660 |
|
行使股票期权,扣除在净股票结算中丧失的期权 | | 179 |
| | 2 |
| | (1,269 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (1,267 | ) | | — |
| | (1,267 | ) |
受限制股票被没收 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 176 |
| | (4,384 | ) | | (4,384 | ) | | — |
| | (4,384 | ) |
与成立San Mateo I有关的捐款(见附注6) | | — |
| | — |
| | 14,700 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 14,700 |
| | — |
| | 14,700 |
|
非控股股东对非全资附属公司的贡献 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 85,750 |
| | 85,750 |
|
分配给非控股股东的非全资附属公司 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (121,520 | ) | | (121,520 | ) |
取消国库券 | | (158 | ) | | (2 | ) | | (4,036 | ) | | — |
| | (158 | ) | | 4,038 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
当期净收入 | | — |
| | — |
| | — |
| | 274,207 |
| | — |
| | — |
| | 274,207 |
| | 25,557 |
| | 299,764 |
|
2018年12月31日结余 | | 116,375 |
| | $ | 1,164 |
| | $ | 1,924,408 |
| | $ | (236,277 | ) | | 21 |
| | $ | (415 | ) | | $ | 1,688,880 |
| | $ | 90,777 |
| | $ | 1,779,657 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | 斗牛士资源公司股东权益总额 | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 额外 已付 资本 | | 累积赤字 | | 国库券 | | | 非控股子公司权益 | | 股东总数’股权 |
| | 普通股 | | | | | | |
| | 股份 | | 金额 | | | | 股份 | | 金额 | | | |
2018年12月31日结余 | | 116,375 |
| | $ | 1,164 |
| | $ | 1,924,408 |
| | $ | (236,277 | ) | | 21 |
| | $ | (415 | ) | | $ | 1,688,880 |
| | $ | 90,777 |
| | $ | 1,779,657 |
|
根据员工股票补偿计划发行普通股 | | 240 |
| | 2 |
| | (2 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
根据董事及顾问薪酬计划发行普通股 | | 50 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
|
以股票为基础的补偿费用,包括资本化的金额 | | — |
| | — |
| | 23,396 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 23,396 |
| | — |
| | 23,396 |
|
行使股票期权,扣除在净股票结算中丧失的期权 | | 220 |
| | 2 |
| | 3,298 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 3,300 |
| | — |
| | 3,300 |
|
以责任为基础的股票期权授标已获解决 | | 1 |
| | — |
| | 11 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 11 |
| | — |
| | 11 |
|
受限制股票被没收 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 222 |
| | (3,691 | ) | | (3,691 | ) | | — |
| | (3,691 | ) |
与成立San Mateo I有关的捐款,扣除310万美元的税款(见附注6) | | — |
| | — |
| | 11,613 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 11,613 |
| | — |
| | 11,613 |
|
与San Mateo II的形成有关的财产的贡献(见注6) | | — |
| | — |
| | (506 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (506 | ) | | 506 |
| | — |
|
非控股股东对非全资附属公司的供款,扣除税额590万美元(见附注6) | | — |
| | — |
| | 22,874 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 22,874 |
| | 48,510 |
| | 71,384 |
|
分配给非控股股东的非全资附属公司 | | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (39,200 | ) | | (39,200 | ) |
取消国库券 | | (242 | ) | | (2 | ) | | (4,078 | ) | | — |
| | (242 | ) | | 4,080 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
当期净收入 | | — |
| | — |
| | — |
| | 87,777 |
| | — |
| | — |
| | 87,777 |
| | 35,205 |
| | 122,982 |
|
2019年12月31日结余 | | 116,644 |
| | $ | 1,166 |
| | $ | 1,981,014 |
| | $ | (148,500 | ) | | 1 |
| | $ | (26 | ) | | $ | 1,833,654 |
| | $ | 135,798 |
| | $ | 1,969,452 |
|
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
现金流量表
(单位:千)
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日 |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
经营活动 | | | | | | |
净收益 | | $ | 122,982 |
| | $ | 299,764 |
| | $ | 138,007 |
|
调整数,以调节净收入与业务活动提供的现金净额 | | | | | | |
衍生产品未实现亏损(收益) | | 53,727 |
| | (65,085 | ) | | (9,715 | ) |
损耗、折旧和摊销 | | 350,540 |
| | 265,142 |
| | 177,502 |
|
资产退休债务的累积 | | 1,822 |
| | 1,530 |
| | 1,290 |
|
股票补偿费用 | | 18,505 |
| | 17,200 |
| | 16,654 |
|
清偿债务时的预付保险费 | | — |
| | 31,226 |
| | — |
|
递延所得税准备金(福利) | | 35,532 |
| | (7,236 | ) | | — |
|
发债成本摊销 | | 2,484 |
| | 1,357 |
| | 468 |
|
资产销售和库存减值净亏损(收益) | | 967 |
| | 196 |
| | (23 | ) |
经营资产和负债的变化 | | | | | | |
应收账款 | | (43,261 | ) | | (4,934 | ) | | (82,549 | ) |
租赁和井口设备库存 | | 4,777 |
| | (12,176 | ) | | (3,623 | ) |
预付费用和其他流动资产 | | (4,844 | ) | | (1,770 | ) | | (2,960 | ) |
其他长期资产 | | 678 |
| | 3,418 |
| | (6,425 | ) |
应付帐款、应计负债和其他流动负债 | | (19,004 | ) | | 68,647 |
| | 33,559 |
|
应缴特许权使用费 | | 20,417 |
| | 3,418 |
| | 37,370 |
|
来自共同利益所有人的预付款 | | 3,869 |
| | 8,179 |
| | 1,089 |
|
其他长期负债 | | 2,851 |
| | (353 | ) | | (1,519 | ) |
经营活动提供的净现金 | | 552,042 |
| | 608,523 |
| | 299,125 |
|
投资活动 | | | | | | |
石油和天然气属性资本支出 | | (730,161 | ) | | (1,357,802 | ) | | (699,445 | ) |
中期资本支出 | | (192,035 | ) | | (163,222 | ) | | (115,128 | ) |
其他财产和设备支出 | | (3,701 | ) | | (2,562 | ) | | (5,688 | ) |
出售资产所得收益 | | 21,921 |
| | 8,333 |
| | 977 |
|
用于投资活动的现金净额 | | (903,976 | ) | | (1,515,253 | ) | | (819,284 | ) |
筹资活动 | | | | | | |
偿还借款 | | (35,000 | ) | | (370,000 | ) | | — |
|
信贷协议下的借款 | | 250,000 |
| | 410,000 |
| | — |
|
在San Mateo信贷机制下的借款 | | 68,000 |
| | 220,000 |
| | — |
|
进入或修订信贷设施的费用 | | (1,443 | ) | | (3,077 | ) | | — |
|
发行高级无担保债券的收益 | | — |
| | 1,051,500 |
| | — |
|
发行高级无担保票据的成本 | | — |
| | (14,098 | ) | | — |
|
购买高级无担保票据 | | — |
| | (605,780 | ) | | — |
|
发行普通股的收益 | | — |
| | 226,612 |
| | 208,720 |
|
发行权益的成本 | | — |
| | (204 | ) | | (280 | ) |
股票期权收益 | | 3,300 |
| | 815 |
| | 2,920 |
|
与成立San Mateo I有关的捐款 | | 14,700 |
| | 14,700 |
| | 171,500 |
|
非控股股东对非全资附属公司的贡献 | | 77,330 |
| | 85,750 |
| | 44,100 |
|
分配给非控股股东的非全资附属公司 | | (39,200 | ) | | (121,520 | ) | | (10,045 | ) |
与股票净结算有关的税金 | | (3,691 | ) | | (6,466 | ) | | (5,763 | ) |
收购非全资附属公司的非控股权益 | | — |
| | — |
| | (2,653 | ) |
根据融资租赁债务支付的现金 | | (918 | ) | | — |
| | — |
|
筹资活动提供的现金净额 | | 333,078 |
| | 888,232 |
| | 408,499 |
|
现金和限制性现金减少 | | (18,856 | ) | | (18,498 | ) | | (111,660 | ) |
年初现金和限制性现金 | | 83,984 |
| | 102,482 |
| | 214,142 |
|
年底现金和限制性现金 | | $ | 65,128 |
| | $ | 83,984 |
| | $ | 102,482 |
|
现金流量资料的补充披露(注15)
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注
2018年12月31日
附注1-业务性质
斗牛士资源公司是一家得克萨斯州公司(“斗牛士”,并与其子公司“公司”一起),是一家独立的能源公司,在美国从事石油和天然气资源的勘探、开发、生产和获取,重点是石油和天然气页岩和其他非常规开采。该公司目前的业务主要集中在位于特拉华盆地、新墨西哥州东南部和得克萨斯州西部的沃尔夫营地和骨泉的石油和液体丰富的部分。该公司还在南德克萨斯州的鹰福特页岩厂和路易斯安那州西北部的Haynesville页岩和棉花谷经营业务。此外,该公司主要通过其中流合资企业San Mateo Midstream、LLC(“San Mateo I”)和San Mateo Midstream II(“San Mateo II”)和San Mateo I(San Mateo I)等中游合资企业开展中流业务,以支持公司的勘探、开发和生产业务,并向第三方提供天然气加工、石油运输服务、石油、天然气和盐水收集服务和盐水处理服务。
附注2-重要会计政策摘要
提出依据
合并财务报表包括斗牛士及其全资和多数拥有子公司的账目。这些合并财务报表是根据美利坚合众国公认的会计原则(“美国公认会计原则”)编制的。因此,该公司合并了一些非全资、不参与石油和天然气勘探的子公司和合资企业,包括San Mateo,并按照“会计准则”编纂(“asc”)的要求,分别报告了由于这些子公司的非控股权益而产生的净收益和股本,合并(专题810)。该公司按比例合并了一些非全资并参与石油和天然气勘探的合资企业。所有公司间结余和交易已在合并中消除。
估计数的使用
按照美国公认会计原则编制财务报表需要管理层作出影响财务报表和所附附注中所报告数额的估计和假设。这些估计数和假设还可能影响财务报表之日或有资产和负债的披露、采购价格分配以及本报告所述期间报告的收入和支出数额。该公司的合并财务报表是根据许多重要的估计数编制的,包括石油和天然气收入、应计资产和负债、股票补偿、衍生工具估值、递延税资产和负债、购买价格分配以及石油和天然气储备。石油和天然气储量估计数和未来净现金流量是计算石油和天然气资产的耗竭和减值以及资产退休债务和某些应计税款的基础。该公司的石油和天然气储量估计数本质上是不精确的,基于公司无法控制的许多因素,包括石油和天然气价格,由公司的工程人员根据证券交易委员会(“SEC”)制定的准则编制,然后由荷兰、Sewell&Associates公司的独立油藏工程师审核其合理性和是否符合SEC的准则。虽然公司认为其估计是合理的,但事实和假设的变化或新信息的发现可能导致修订估计数。实际结果可能与这些估计不同。
会计原则的变化
租赁。在2019年第一季度,公司采用了2016-02年会计准则更新(“ASU”),租约(主题842)以及ASU 2018-11中规定的修正案,租约(主题842), 这就要求承租人按照以前的美国公认会计准则,使用修正的追溯方法确认租赁资产和租赁负债。修改后的追溯方法包括公司选择申请的一些可选的实用权宜之计。这些实际权宜之计涉及:(1)确定和分类在生效日期之前开始的租约;(2)处理生效日期之前开始的租赁的初始直接费用;(3)事后评估承租人选择延长或终止租赁或购买标的资产的能力;(4)在采用日最初适用新租赁标准的能力。2019年第一季度,该公司还采用了ASU 2018-01,租约(主题842),这是一种土地地役权实用的权宜之计,因此,公司开始评估2018年12月31日后签订或修改的土地地役权。与租赁有关的其他披露情况见附注4。
目录
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注2-重要会计政策摘要-续
由于采用了这些Asus,公司从2019年1月1日起在合并资产负债表中记录了公司的某些压缩机租约、钻井平台租约和办公室租约,这些租赁以前都被认为是经营租赁,没有在公司的综合资产负债表上报告。因此,在收养时,公司记录了(I).‘>长期使用权.$62.3百万,包括在“其他资产”和“其他财产和设备”中;$62.3百万,包括在“其他流动负债”和“其他长期负债”中。由于采用这些标准,累积赤字的期初余额没有累积效应调整。
股票补偿。2019年第一季度,该公司还采用了ASU 2018-07,薪酬-股票薪酬(主题718):对非雇员股票支付会计的改进, 它扩展了主题718的范围,包括基于股票的支付交易,涉及到从非雇员那里获得货物和服务。在此之前,该公司根据ASC 505-50作为负债工具,向特别顾问和承包商计入了股票奖励,并在每个报告期重新计算了裁决的公允价值。在通过后,所有这些奖励现在是按公允价值衡量的授予日期,由此产生的费用被确认为在裁决的归属期的直线基础上。过渡指南要求各实体重新衡量在ASC 505至50项下核算的所有未归属赔偿金,自采用ASU之初起,将其作为负债工具。采用这一ASU并没有对公司的合并财务报表产生重大影响。
限制现金
受限制的现金是与公司非全资子公司相关的一部分现金,主要是San Mateo。根据合同协议,公司非全资子公司所持有的账户中的现金不得与其他公司现金混合,仅用于为这些非全资子公司的资本支出和运营提供资金。
应收账款
该公司将其经营的石油、天然气和天然气液体(“NGL”)产品出售给不同的购买者(见下文“收入”)。此外,本公司还可与行业合作伙伴参与石油和天然气井的钻井、完井和运营。公司的所有应收帐款基本上都应由石油、天然气和天然气的购买者或石油和天然气井的参与者承担,而该公司是该公司的经营人。应收账款30到60生产日期的天数和30付款日的天数,并按买方和行业合作伙伴的应付金额记帐。如果已拖欠的款项,则视为逾期未付。60几天或更长时间。一般不对过去的应付款项收取利息。
公司定期审查其对可疑账户备抵的必要性,并确定备抵(如果有的话),办法是考虑到过去到期的时间、以前的损失历史、债务人对公司经营的石油和天然气财产的所有权的未来净收入以及债务人支付债务的能力等。公司不任何报告所述期间与其应收账款有关的可疑账户备抵。
截止年度2019年12月31日, 二重要买家占67%在公司的石油、天然气和NGL总收入中:平原营销部,L.P. (53%)和BP美国生产公司 (14%)。截至12月31日的一年,2018, 四重要买家占60%在公司的石油、天然气和NGL总收入中:平原营销部,L.P. (19%), BP美国生产公司 (15%), 西方能源营销公司 (14%)和西部炼油 (12%)。截至12月31日的一年,2017, 四重要买家占60%在公司的石油、天然气和NGL总收入中:西方能源营销公司 (23%), 平原营销部,L.P. (14%), 壳牌贸易(美国)公司 (12%)和西部炼油 (11%)。如果公司失去了一个或多个这些重要采购商,无法按其认为可以接受的条件将其生产的产品出售给其他购买者,则可能会对公司的业务、财务状况、经营结果和现金流产生重大和不利的影响。在…2018年12月31日,约31%, 34%和43%公司的应收帐款,包括与这些购买者有关的共同利息帐单。
租赁和井口设备库存
租赁和井口设备库存按成本或市场的较低标准列出,全部由计划用于未来井或中游作业的材料或设备组成。
目录
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注2-重要会计政策摘要-续
石油和天然气特性
该公司采用全成本核算方法,对其在石油和天然气属性方面的投资进行核算。根据这一方法,与石油和天然气财产和储量的获取、勘探和开发有关的所有费用,包括未经证实和未评估的财产费用,均按发生的情况资本化,并在代表公司活动的单一成本中心进行,这些活动完全在美国进行。这些费用包括租赁购置费、地质和地球物理费用、未开发财产的租赁租金、钻探生产性和非生产性井的费用、合格项目的资本化利息以及与购置、勘探和开发活动直接有关的一般和行政费用,但不包括与生产、销售或一般公司行政活动有关的任何费用。公司资本化$31.1百万, $28.3百万和$23.1百万石油和天然气资产的一般和行政费用2019, 2018和2017分别。公司资本化$7.6百万, $8.8百万和$7.3百万截至年底石油和天然气资产的利息支出2018年12月31日分别。
石油和天然气属性的资本化成本是根据已探明储量的产量和估计数采用单位生产方法摊销的。最后几年2019年12月31日2018年和2017年,该公司记录的耗损费用为$330.7百万, $251.8百万和$170.3百万分别。未核实和未评估的财产费用不包括在用于确定损耗的摊销基数中。未经证实和未评估的财产是根据经营或经济条件的变化定期评估可能的损害。除其他外,这项评估包括考虑下列因素:已探明储量的分配、地质和地球物理评价、钻探意图、剩余租赁期限以及钻探活动和结果。减值后,未核实和未评估财产的费用立即列入摊销基数。一旦确定该井不生产,就立即在摊销基础上包括勘探干孔。
石油和天然气属性的销售作为资本净成本的调整数入账,没有确认的损益,除非这种调整将大大改变资本成本净额与石油和天然气探明储量之间的关系。与生产活动及维护和修理有关的所有费用按所发生的费用计算。增加财产储备的大量修整被资本化。
天花板试验
石油和天然气资产的净资本成本仅限于未摊销成本的较低部分,减去相关的递延所得税或成本中心“上限”。成本中心上限的定义是:
(A)折现现值10%已探明石油和天然气储量的未来净收入,减去开发这些储量的估计费用,再加上
(B)未经证明和未评估的财产费用未摊销,再加上
(C)包括在摊还的费用(如有的话)中的未证实和未评估财产的成本或估计公允价值的较低值(如有的话)减去
(D)与有关物业有关的任何与入息税相若的影响。
如上文所述,公司资本净值超过成本中心上限的任何超出部分,均记作全成本上限减值。公司的衍生工具在上限测试计算中不被考虑,因为公司没有将这些工具指定为会计用途的对冲工具。
已探明石油和天然气储量税后未来净现金流量的估计现值高度依赖已探明储量的数量,其估算需要大量的判断。这些估计中使用的相关商品价格和适用的贴现率符合证券交易委员会制定的准则。根据这些准则,石油和天然气储量是根据当时的经营和经济状况估算的,除了通过合同安排以外,没有为未来期间的价格和成本变化作任何规定。未来的净收入是用价格来计算的,这些价格代表了前一个月第一天石油和天然气价格的算术平均值。12-月期,a10%贴现系数用于确定未来净收入的现值。1月至12月期间2019,这些平均石油和天然气价格是$52.19Per Bbl和$2.58每个MMBtu,分别。1月至12月期间2018,这些平均石油和天然气价格是$62.04Per Bbl和$3.10每个MMBtu,分别。1月至12月期间2017,这些平均石油和天然气价格是$47.79Per Bbl和$2.98每个MMBtu,分别。评估税后未来的现值
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注2-重要会计政策摘要-续
已探明石油和天然气储量的净现金流量、平均石油价格按财产的质量、运输和营销费用以及区域价差作了进一步调整,天然气的平均价格根据能源含量、运输和营销费用以及区域价差按财产作了进一步调整。
在截至2019年12月31日和2017年12月31日的年度内,该公司的全额成本上限超过了资本成本净额减去相关的递延所得税。因此,该公司记录了不2019、2018年和2017年12月31日终了年度净资本成本减值。
作为非现金项目,全额成本上限减值影响公司综合资产负债表上资产的累计损耗和净账面价值,以及相应的股东权益,但不影响公司的净现金流量。石油和天然气产量、石油和天然气价格、储量估计、未来开发成本和其他因素的变化将决定公司今后期间的实际上限测试计算和减值分析。
中流特性及其他财产和设备
中流财产和其他财产和设备按历史成本记录,包括中流设备和设施,包括公司的管道、处理设施和盐水处理系统,以及公司资产,包括家具、固定装置、设备、土地和租赁地的改良。中途设备和设施按a计折旧30年使用寿命采用直线,月中约定法.租赁物改良按其使用年限或租赁期限的较短部分折旧。软件、家具、固定装置和其他设备在使用寿命期间折旧(五到30年数)使用直线法。公司资本化$1.8百万和$1.6百万将一般费用和行政费用分别纳入2019年和2018年的中期财产。该公司在2017年没有将任何一般和行政成本资本化到中流地产。公司资本化$0.9百万截至2019年12月31日的年度中期房地产利息支出。该公司没有将任何利息支出计入截至2018年12月31日和2017年12月31日的中期房地产。不延长财产或设备使用寿命的维护和修理费按已发生的费用计算。有关中流属性和其他属性和设备的详细信息,请参见注3。
与处置中游财产及其他财产和设备有关的损益在综合业务报表中确认为其他收入(费用)的组成部分。
资产退休债务
如果能够对资产的公允价值作出合理的估计,公司就会确认资产退休债务在发生期间的公允价值。资产退休债务按其估计现值记作负债,在合并资产负债表上确认石油和天然气属性、中游财产或其他财产和设备的抵销增加额。定期累积估计负债的贴现价值,在综合业务报表中记作费用。
衍生金融工具
该公司不时使用衍生金融工具,以减轻与石油、天然气和NGL价格相关的商品价格风险。公司的衍生金融工具以公允价值作为资产或负债记录在合并资产负债表上。公司选择不对其现有衍生金融工具实行套期保值会计,因此,公司在其合并业务报表中确认了报告期间衍生产品公允价值的变化。公司衍生金融工具的公允价值是使用考虑各种投入的行业标准模型确定的,这些模型包括:(一)商品的远期报价,(二)货币的时间价值和(三)基础工具的当前市场和合同价格,以及其他相关的经济措施。衍生金融工具结算产生的已实现损益以及其余未结算衍生金融工具估值变动造成的未实现收益和未实现损失,在合并业务报表中作为收入的一个组成部分列报。有关公司衍生工具的更多信息,请参见附注12。
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注2-重要会计政策摘要-续
收入
该公司与客户签订销售其石油和天然气生产的合同。这些合同的收入按照ASC 606规定的五步收入确认模式确认,与客户签订合同的收入(主题606)。具体来说,收入是在公司履行这些合同规定的履约义务时确认的,这通常是在将石油和天然气控制权移交给买方时发生的。当符合下列标准时,控制通常被视为转让:(一)实际监护权的转让,(二)所有权的转让,(三)损失风险的转移,以及(四)放弃任何回购权或其他类似权利。考虑到所销售产品的性质,收入在某一时间点根据公司根据合同规定的价格预计得到的价格确认。根据石油和天然气销售合同进行的考虑通常是从购买者那里得到的。一到两个月生产后。
公司的大部分石油销售合同都是在井口或井口附近移交实物保管和所有权的,这通常是在石油控制权转让给买方时进行的。大部分生产的石油是根据合同销售的,采用基于市场的定价,然后根据交货地点和石油质量对价格进行差价调整。只要差额发生在石油控制权转移时或之后,差额就列入业务报表的石油收入,因为它们是合同交易价格的一部分。如果差额或其他相关费用是在石油控制权转移之前发生的,则这些费用包括在公司综合业务报表中的生产税、运输和加工费用中,因为这些费用是对在与客户签订的合同之外提供的服务的付款。
该公司的天然气在租赁地点出售,在天然气加工厂的入口或出口处出售,或在从加工厂运输后在销售中心附近的互连线出售。该公司的大部分天然气是根据收费合同出售的.当天然气以租赁方式出售时,买方通过管道将天然气收集到天然气加工厂,必要时在那里提取NGLs。然后由买方出售NGL和剩余的剩余气体,或者如果公司选择以实物形式购买天然气或NGL,则公司将天然气或NGL出售给第三方。根据收费合同,公司收到NGL和剩余气体的价值,减去费用组成部分,或发票的费用组成部分。在对收集和加工活动上游天然气转让的控制范围内,收入被确认为从买方收到的净额。在这些服务下游控制转移的范围内,收入按毛额确认,相关费用包括在公司综合业务报表的生产税、运输和加工费用中。
公司确认服务提供时的中期服务收入,价格是固定的和可确定的。第三方中流服务收入是指与第三方有关的中期业务收入,包括公司运营井的工作利益所有者。所有与公司工作利益相关的中期服务收入在合并过程中被取消。由于本公司有权从客户那里获得与客户从每项合同完成的履约中获得的价值直接相符的付款数额,因此公司采用ASC 606中的实际权宜之计,允许确认有权向客户开具发票的金额中的收入,而无需估计每项合同的交易价格,并将该交易价格分配给每项合同内的履约义务。
该公司定期与第三方进行天然气采购交易,该公司在新墨西哥州Eddy县San Mateo‘s Black River低温天然气加工厂(“黑河加工厂”)处理第三方天然气,然后购买并随后将剩余气体和NGL出售给其他购买者。这些交易的收入和费用是根据公司综合业务报表按毛额列报的,因为公司作为交易的主体,承担购买天然气的风险和收益,包括信贷风险,并承担交付和处理将要出售的天然气数量的责任。
公司作为矿产权益的所有者,可不时与第三方承租人签订或延长租赁合同,以开发可归属于其某些矿产权益的石油和天然气,以换取特定的付款或租赁奖金。在这些情况下,收入在租约签订期间确认,公司对承租人没有进一步的义务。该公司在其综合经营报表中将这些付款记作“租赁奖金-矿藏面积”收入。
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注2-重要会计政策摘要-续
下表汇总了该公司截至2019年12月31日和2018年12月31日(以千计)与客户签订的合同的总收入和收入。
|
| | | | | | | |
| 截至12月31日止的年度, |
| 2019 | | 2018 |
与客户签订合同的收入 | $ | 1,026,204 |
| | $ | 829,691 |
|
租赁奖金-矿藏面积 | 1,711 |
| | 2,489 |
|
已实现的衍生产品收益 | 9,482 |
| | 2,334 |
|
衍生产品未实现(亏损)收益 | (53,727 | ) | | 65,085 |
|
总收入 | $ | 983,670 |
| | $ | 899,599 |
|
|
| | | | | | | |
| 截至12月31日止的年度, |
| 2019 | | 2018 |
石油收入 | $ | 759,811 |
| | $ | 635,554 |
|
天然气收入 | 132,514 |
| | 165,146 |
|
第三方中流服务收入 | 59,110 |
| | 21,920 |
|
出售购买的天然气 | 74,769 |
| | 7,071 |
|
与客户签订合同的总收入 | $ | 1,026,204 |
| | $ | 829,691 |
|
本公司根据ASC 606的实际权宜之计,不披露其与客户签订的合同中未履行的履约义务的价值。ASC 606-10-50-14(A)中描述的权宜之计适用于被确认为产品控制权的可变考虑转移给客户。由于每一件产品都是一项单独的履约义务,今后的数量完全没有得到满足,因此不需要披露分配给其余履约义务的交易价格。
股票补偿
公司可向董事会成员和某些雇员、承包商和顾问授予股权和责任为基础的普通股、股票期权、限制性股票、限制性股票单位、绩效股票单位和公司任何长期激励计划所允许的其他奖励。所有以股权为基础的奖励在授予之日以公允价值计量,并在授权期的归属期内以直线确认为合并经营报表中一般和行政费用的一个组成部分,或按照公司关于将参与收购、勘探和开发活动的雇员的一般和行政费用资本化的政策资本化。预期以现金结算的赔偿金是以负债为基础的赔偿金,在每个报告日以公允价值计量,并在裁决的归属期内以直线确认,或者作为综合业务报表中的一般和行政费用的组成部分确认,或者按照公司关于将参与收购、勘探和开发活动的雇员的一般和行政费用资本化的政策予以资本化。公司将根据公司2003年股票和奖励计划(“2003年计划”)授予的所有未偿股票期权作为责任工具,由公司向其某些雇员购买股票,以协助他们行使未偿期权。由于股票期权作为负债基础的奖励被完全归属。, 裁决的公允价值变化被确认,直到裁定额在综合业务报表中作为一般和行政费用的一个组成部分得到解决,或按照公司关于将参与收购、勘探和开发活动的雇员的一般和行政费用资本化的政策资本化。截至2019年12月31日,所有此类股票期权均已于2020年第一季度结算。
该公司采用BlackScholesMerton期权定价模型来衡量股票期权的公允价值,采用蒙特卡罗模拟方法来度量业绩单位的公允价值。在授予日,斗牛士普通股的收盘价用于衡量2003年计划和2012年长期奖励计划授予的限制性股票和限制性股票单位奖励的公允价值(随后修订和重申,即“2012年奖励计划”)。
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注2-重要会计政策摘要-续
在授予日期之前的交易日,斗牛士普通股的收盘价用于衡量根据2019年长期激励计划(“2019年奖励计划”)授予的限制性股票和限制性股票单位奖励的公允价值。
公司截至年度的综合业务报表2018年12月31日包括股票补偿(非现金)费用$18.5百万, $17.2百万和$16.7百万分别。这种以股票为基础的补偿费用包括普通股发行费用和限制性股票单位费用总计。$1.4百万, $1.6百万和$3.0百万在……里面2019, 2018和2017分别向董事会独立成员和顾问支付报酬,以补偿他们对公司的服务。该公司2019年12月31日终了年度综合业务报表还包括$3.2百万与预计以现金结算的基于责任的赔偿金有关。
所得税
公司采用资产负债法进行财务会计和报告。该公司评估实现其递延税资产未来收益的可能性,并在更有可能无法实现递延税资产收益的情况下,记录任何递延税资产部分的估值备抵额。
该公司只有在税务当局根据该职位的技术优点经税务当局审查后才更有可能维持该纳税地位,才能承认不确定的税收状况的税收利益。对于更有可能达到门槛值的纳税头寸,财务报表中确认的金额是大于50%在与有关税务当局达成最终和解后实现的可能性。在…2018年12月31日该公司没有为不确定的税收状况设立任何准备金,也没有记录任何未确认的税收福利。
如有必要,公司将在其综合经营报表中列入由税务当局评估的“利息费用”利息和“其他费用”中与所得税有关的罚款。该公司没有记录任何与所得税有关的利息或罚款2018年12月31日.
2017年12月22日,美国总统签署了减税和就业法案,使之成为法律。该法案显著改变了美国的税法,除其他外,降低了公司所得税税率,实行了属地税制,并对外国子公司被认为汇回的收益征收了遣返税。自2018年1月1日起,减税和就业法案将美国企业所得税税率从最高35%降至21%。
企业合并中的采购价格分配
作为公司业务战略的一部分,该公司定期进行石油和天然气资产的收购。企业合并中的收购价按其自收购日起的公允价值分配给所收购的资产和承担的负债,这些资产和负债可能发生在公告日期之后的多个月。因此,虽然要支付的代价是可以确定的,但所取得的资产和所承担的负债的公允价值在宣布日期至购置日期之间的期间内可能会发生变化。分配中最重要的估计数通常是分配给已探明的石油和天然气储量以及未证实和未评估的财产的价值。由于购买价格的分配受到重大估计和主观判断的影响,这种评估的准确性本质上是不确定的。
普通股每股收益
该公司报告的基本收益可归属于斗牛士资源公司股东的普通股,这不包括潜在稀释证券的影响,和稀释收益归斗牛士资源公司股东每普通股,其中包括所有潜在稀释证券的影响,除非其影响是反稀释。
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注2-重要会计政策摘要-续
以下是计算公司截至年度每股基本收益和稀释收益的分子和分母的对账情况2018年12月31日(单位:千,除每股数据外)。
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
归属于斗牛士资源公司股东的净收入-分子 | | $ | 87,777 |
| | $ | 274,207 |
| | $ | 125,867 |
|
加权平均普通股流通股分母 | | | | | | |
基本 | | 116,555 |
| | 113,580 |
| | 102,029 |
|
期权与限制性股票单位的稀释效应 | | 508 |
| | 111 |
| | 514 |
|
稀释加权平均普通股 | | 117,063 |
| | 113,691 |
| | 102,543 |
|
斗牛士资源公司股东普通股每股收益 | | | | | | |
基本 | | $ | 0.75 |
| | $ | 2.41 |
| | $ | 1.23 |
|
稀释 | | $ | 0.75 |
| | $ | 2.41 |
| | $ | 1.23 |
|
总共2.6百万, 1.6百万和1.0百万购买斗牛士普通股的期权不包括在截至年底已发行的稀释加权平均普通股中2019年12月31日, 2018和2017,因为它们的作用是抗稀释的。
信用风险
公司的现金由金融机构持有,有时超过联邦存款保险公司的保险限额。然而,管理层认为,根据所选机构的声誉和历史,该公司的对手方风险是最小的。
该公司使用衍生金融工具来减少其对石油、天然气和NGL价格波动的风险敞口。这些交易使公司面临来自其对手方的潜在信用风险。该公司通过既定的内部衍生品政策来管理交易对手的信用风险,这些政策将在不断审查的基础上进行。此外,该公司所有的商品衍生合约2019年12月31日曾与新斯科舍银行和BMO Harris金融公司合作。(蒙特利尔银行)(或其附属公司),根据公司循环信贷协议属于放款人(或其附属公司)的当事方。
应收账款是公司可能面临的额外信贷风险的主要组成部分。该公司试图通过监测其购买者和共同利益伙伴的财务状况和付款历史,尽量减少对对手方的信贷风险敞口。
最近的会计公告
所得税。2019年12月,财务会计准则委员会发布了ASU 2019-12,所得税(主题740):简化所得税会计,它删除了主题740中一般原则的某些例外,并提供了与特许税、与政府的交易有关的澄清,从而提高了商誉的税基、当期和递延所得税费用的分配以及年度有效税率。本ASU将于2021年1月1日生效,预计其采用不会对公司的合并财务报表产生重大影响。
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注3-财产和设备
下表列出公司截至2005年12月31日的财产和设备余额汇总表2019年12月31日和2018年12月31日(以千计)。
|
| | | | | | | | |
| | 十二月三十一日 |
| | 2019 | | 2018 |
油气性质 | | | | |
评估(须摊销) | | $ | 4,557,265 |
| | $ | 3,780,236 |
|
未经证明和未评估的(不摊销) | | 1,126,992 |
| | 1,199,511 |
|
石油和天然气性质 | | 5,684,257 |
| | 4,979,747 |
|
累积损耗 | | (2,603,681 | ) | | (2,273,010 | ) |
净石油和天然气特性 | | 3,080,576 |
| | 2,706,737 |
|
中流特性 | | | | |
中流设备和设施 | | 643,903 |
| | 428,025 |
|
累计折旧 | | (38,473 | ) | | (24,351 | ) |
净中流特性 | | 605,430 |
| | 403,674 |
|
其他财产和设备 | | | | |
家具、固定装置和其他设备 | | 9,170 |
| | 7,047 |
|
软件 | | 8,099 |
| | 8,039 |
|
租赁改良 | | 9,752 |
| | 6,955 |
|
其他财产和设备共计 | | 27,021 |
| | 22,041 |
|
累计折旧 | | (13,432 | ) | | (9,588 | ) |
其他财产和设备净额 | | 13,589 |
| | 12,453 |
|
净资产和设备 | | $ | 3,699,595 |
| | $ | 3,122,864 |
|
下表提供了公司未核实和未评估的财产成本的细目,这些成本不受摊销的影响。2019年12月31日以及发生这些费用的年份(以千计)。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
描述 | | 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016年及以上 | | 共计 |
发生的费用 | | | | | | | | | | |
财产取得 | | $ | 43,795 |
| | $ | 556,415 |
| | $ | 204,425 |
| | $ | 258,296 |
| | $ | 1,062,931 |
|
探井 | | 10,814 |
| | 171 |
| | 361 |
| | 352 |
| | 11,698 |
|
开发井 | | 52,144 |
| | 149 |
| | 70 |
| | — |
| | 52,363 |
|
共计 | | $ | 106,753 |
| | $ | 556,735 |
| | $ | 204,856 |
| | $ | 258,648 |
| | $ | 1,126,992 |
|
购置财产的费用主要包括为确保石油和天然气矿物租赁而支付的租赁费用,但也可能包括经纪人和法律费用、地质和地球物理费用以及与开发这些财产的石油和天然气前景有关的资本化内部费用。财产购置费用在不断进行的基础上转入摊销基础上,因为这些财产是经过评估和证明的储备被确定或减值被确定。未经证实和未评估的财产是根据经营或经济条件的变化定期评估可能的损害。
未证实和未评估财产的购置费用2019年12月31日与该公司在沃尔夫营地和骨泉公司在特拉华盆地,在新墨西哥州东南部和西德克萨斯州的租赁和矿物收购有关。这些费用与已探明储量尚未分配的面积有关。这些费用中有很大一部分与生产所持有的财产或具有自动租约更新选择的财产有关。由于公司钻井并将已探明的储备分配给这些财产,或确定这一面积的某些部分(如果有的话)不能分配经证明的储备,这些费用的一部分转移到摊销基础上。
2018年9月12日,该公司宣布成功收购8,400新墨西哥州Lea和Eddy县的毛和净租赁英亩$387百万新墨西哥州石油天然气管理局
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注3-财产和设备-续
租赁出售,2018年9月5日和6日(“BLM收购”)。BLM的收购在2018年承担了公司很大一部分的财产收购成本。
不包括摊销的费用还包括与正在进行的勘探和开发井有关的费用或年底等待完工的费用。这些费用将在这些水井建成和探明储量建立或确认的基础上转入摊销基础。这些费用总计$64.1百万在…2019年12月31日。在这个总数中,$11.7百万与探井有关$52.4百万与开发井有关。公司预计$64.1百万与这些正在进行中的油井有关2019年12月31日将转移到摊销基地2020。2016年至2018年期间发生的勘探和开发井未经证实和未评估的财产费用是与我们打算在未来钻的油井的提前准备有关的费用。
附注4-租赁
公司在合同开始时确定一项安排是否为租赁。如果一项安排是租赁,则相关租赁付款的现值作为负债入账,同等数额的资产作为使用权资本化,列入公司综合资产负债表。公司在确定租赁付款的现值时,选择包括与某些租赁相关的非租赁部分的付款。使用权资产代表公司在租赁期间使用基础资产的权利,租赁负债代表公司对租赁所产生的租赁付款的义务。公司的估计增量借款利率,在租赁开始日期确定,使用公司的平均担保借款利率,用于计算现值。终了年度使用的加权平均估计增量借款率2019年12月31日曾.3.52%和3.70%分别用于经营租赁和融资租赁。为此目的,租赁期限包括在合理确定公司将行使该选择权的情况下延长租约的选择。在租赁开始时期限为12个月或12个月以下的租约不记录在综合资产负债表上,除非终止租约的费用很大,包括拆除租赁资产的费用。由于公司是这些安排下的责任方,公司在其合并资产负债表中以毛额记录由此产生的资产和负债。
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注4-租约-续
下表按毛额列出与租赁费用有关的业务补充综合报表。2019年12月31日(以千计)。租赁付款是向供应商支付的毛额,就我们的某些经营资产而言,这些付款被我们经营井的其他工作权益所有者的数额部分抵销。
|
| | | |
| 年终 |
| 2019年12月31日 |
经营租赁 | |
租赁经营 | $ | 11,877 |
|
工厂和其他中游服务 | 110 |
|
一般和行政 | 3,209 |
|
经营租赁总额(1) | 15,196 |
|
短期租约 | |
租赁经营 | 10,441 |
|
工厂和其他中游服务 | 4,983 |
|
一般和行政 | 27 |
|
短期租约总额(2)(3) | 15,451 |
|
融资租赁 | |
资产折旧 | 976 |
|
租赁负债利息 | 134 |
|
融资租赁总额 | 1,110 |
|
租赁费用总额 | $ | 31,757 |
|
_____________________
| |
(1) | 不包括与钻井平台租赁有关的付款总额$28.1百万截止年度2019年12月31日已资本化并记录在合并资产负债表中的“石油和天然气特性,全成本法”中。2019年12月31日. |
| |
(2) | 这些费用与在综合资产负债表中未记作使用权、资产或租赁负债的租约有关,因为它们是短期租约。 |
| |
(3) | 不包括与短期钻井平台租赁和其他设备租赁有关的付款总额$90.3百万截止年度2019年12月31日已资本化并记录在合并资产负债表中的“石油和天然气特性,全成本法”中。2019年12月31日. |
下表列出与租赁有关的补充综合资产负债表信息。2019年12月31日(以千计)。
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注4-租约-续
|
| | | | |
| | 2019年12月31日 |
经营租赁 | | |
其他长期资产 | | $ | 85,668 |
|
其他流动负债 | | $ | (50,164 | ) |
其他长期负债 | | (41,459 | ) |
经营租赁负债总额 | | $ | (91,623 | ) |
| | |
融资租赁 | | |
其他财产和设备,按成本计算 | | $ | 2,677 |
|
累计折旧 | | (1,324 | ) |
净资产和设备 | | $ | 1,353 |
|
其他流动负债 | | $ | (799 | ) |
其他长期负债 | | (524 | ) |
融资租赁负债总额 | | $ | (1,323 | ) |
下表列出了与年终租赁付款有关的补充综合现金流量信息。2019年12月31日(以千计)。
|
| | | | |
| | 截至2019年12月31日止的年度 |
与租赁负债有关的已付现金 | | |
经营租赁的经营现金付款 | | $ | 14,941 |
|
将现金支付用于经营租赁 | | $ | 28,034 |
|
为融资租赁提供现金付款 | | $ | 918 |
|
| | |
在此期间以租赁债务交换获得的资产使用权 | | |
经营租赁 | | $ | 59,740 |
|
融资租赁 | | $ | 597 |
|
下表列出租赁负债的到期日2019年12月31日(以年数计)。
|
| | |
加权平均剩余租赁期 | | 2019年12月31日 |
经营租赁 | | 2.7 |
融资租赁 | | 2.1 |
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注4-租约-续
下表列出所有租赁协议规定的未来最低租赁付款表。2019年12月31日和2018分别(千)。
|
| | | | | | | | |
| | 2019年12月31日 |
| | 经营租赁 | | 融资租赁 |
2020 | | $ | 50,164 |
| | $ | 799 |
|
2021 | | 27,279 |
| | 517 |
|
2022 | | 5,010 |
| | 179 |
|
2023 | | 4,177 |
| | — |
|
2024 | | 4,217 |
| | — |
|
此后 | | 5,716 |
| | — |
|
租赁付款总额 | | 96,563 |
| | 1,495 |
|
较少估算的利息 | | (4,940 | ) | | (172 | ) |
租赁债务总额 | | 91,623 |
| | 1,323 |
|
减去当期债务 | | (50,164 | ) | | (799 | ) |
长期租赁义务 | | $ | 41,459 |
| | $ | 524 |
|
|
| | | | | | | | |
| | 2018年12月31日 |
| | 经营租赁 | | 融资租赁 |
2019 | | $ | 39,457 |
| | $ | 1,240 |
|
2020 | | 12,009 |
| | 913 |
|
2021 | | 3,513 |
| | 534 |
|
2022 | | 3,209 |
| | 455 |
|
2023 | | 3,234 |
| | — |
|
此后 | | 7,680 |
| | — |
|
租赁付款总额 | | 69,102 |
| | 3,142 |
|
较少估算的利息 | | (4,300 | ) | | (130 | ) |
租赁债务总额 | | 64,802 |
| | 3,012 |
|
减去当期债务 | | (39,457 | ) | | (1,240 | ) |
长期租赁义务 | | $ | 25,345 |
| | $ | 1,772 |
|
附注5-资产留存债务
一般而言,该公司的资产留存义务涉及石油、天然气和盐水处置井的堵塞和废弃、管道、设备和设施从租赁土地上移走以及将这些土地归还原状的未来费用。所确认的金额是基于众多的估计和假设,包括未来的退休成本、未来可收回的石油和天然气数量、未来的通货膨胀率以及该公司经信贷调整的无风险利率。由于这些估计和假设的变化,或者如果联邦或州监管机构颁布了新的封堵和放弃要求,对责任的修正可能会发生。在实际堵塞和废弃其石油和天然气井时,公司在实际费用与估计负债不同的情况下,包括与摊销基础上的作业有关的任何损益。
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注5-资产退休债务-续
下表汇总截至年度公司资产退休债务的变化情况2019年12月31日和2018年12月31日(以千计)。
|
| | | | | | | | |
| | 截至12月31日 |
| | 2019 | | 2018 |
开始资产退休债务 | | $ | 31,086 |
| | $ | 26,256 |
|
期间发生的负债 | | 3,811 |
| | 3,566 |
|
期间结清的负债 | | (155 | ) | | (708 | ) |
现金流量估计数订正数 | | 1,792 |
| | 442 |
|
本报告所述期间的资产剥离 | | (2,145 | ) | | — |
|
吸积费用 | | 1,822 |
| | 1,530 |
|
终止资产退休债务 | | 36,211 |
| | 31,086 |
|
减:流动资产退休债务(1) | | (619 | ) | | (1,350 | ) |
长期资产退休债务 | | $ | 35,592 |
| | $ | 29,736 |
|
__________________
| |
(1) | 公司合并资产负债表中的“应计负债”2019年12月31日和2018年12月31日. |
附注6-业务合并和剥离
合资企业
2017年2月17日,该公司将位于特拉华盆地Rustler Brets(新墨西哥州埃迪县)和Wolf(LoveCount,德克萨斯州)资产区的所有中流资产都贡献给了与五点能源有限公司(“五点”)子公司成立的合资企业--圣马特奥I(San Mateo I)。向San Mateo I提供的中游资产包括:(1)布莱克河加工厂;(2)一在Rustler分拆资产区的盐水处理井和相关的商业咸水处理设施;(3)三沃尔夫资产区的盐水处置井和相关的商业盐水处置设施;和(4)鲁斯特勒断裂区和沃尔夫资产区(统称为“特拉华中流资产”)的所有相关石油、天然气和水收集系统和管道(统称为“特拉华中流资产”)。该公司继续运营特拉华中流资产和San Mateo I公司的其他资产。该公司保留了在南德克萨斯州和路易斯安那州西北部拥有的某些中流资产的所有权,这些资产不属于San Mateo。
“公司与五点”51%和49%分别来自圣马丁一世。五点提供初步现金考虑$176.4百万圣马提奥一世的交换条件是49%利息。约$171.5百万其中5分现金捐款由San Mateo I公司作为特别分发品分发给该公司。公司赚了钱,5分付给了公司,$14.7百万在截至2019年12月31日和2018年12月31日的12个月中,每一个月的业绩激励措施。截至二月二十八日,2020,该公司收到了另外一份$14.7百万在业绩激励方面从五点开始,并可能获得额外收入$29.4百万下一次业绩激励两年. 这些业绩奖励在收到后记录为与成立圣马特奥一号有关的额外捐款。公司贡献了特拉华中流的资产$5.1百万给圣马提奥一世的现金,以换取它的51%利息。SanMateo I被合并在公司的财务报表中,五点在San Mateo I中的权益被列为非控制权益。
根据以下规定,该公司将其目前和未来在Rustler分拆和Wolf资产区的租赁权益专用于San Mateo I15-固定收费的天然气、石油和盐水收集协议和盐水处理协议,自2017年2月1日起生效。此外,该公司将其目前和未来在Rustler分拆资产区的租赁权益专用于San Mateo I,根据15-年度固定费用天然气加工协议(见注14)。
2019年2月25日,该公司宣布成立San Mateo II公司,这是一家由五点公司组成的战略合资企业,旨在扩大公司在特拉华盆地的中游业务,特别是在新墨西哥州的Eddy县。圣马提奥二世拥有51%由公司及49%差五分。此外,五点已承诺支付$125百万第一批$150百万San Mateo II在Stebbins地区及其周边租赁地开发设施所花费的资本支出,这些设施位于箭头资产区(“大Stebbins地区”)和Stateline资产区的南部。在成立San Mateo II公司后,在2019年第一季度,该公司作出了贡献$1.0百万在截至2019年12月31日的年度内,该公司作出了贡献。$15.5百万现金和五点捐款$69.0百万现金,其中$28.4百万付给斗牛士在San Mateo II的比例权益,因此记入综合资产负债表中的“额外已付资本”,扣除$5.9百万递延
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合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注6-业务合并和剥离-续
税收对斗牛士的影响与这种股权贡献有关。此外,公司有能力赚到$150.0百万在未来几年的递延绩效激励中,加上额外的绩效激励,以确保从第三方客户的数量。
与圣马特奥二号的形成有关,该公司致力于在大Stebbins地区和Stateline资产区的San Mateo II土地,根据15-年费固定的石油、天然气和盐水集输、天然气加工和盐水处理协议(见注14)。
剥离
在2019年,我们大约$21.9百万把非核心资产变成现金。这些房产主要位于得克萨斯州南部、路易斯安那州西北部和东得克萨斯州,但包括了我们在特拉华盆地一个非经营区的一小部分土地。
附注7-债务
在…2019年12月31日,公司$1.05十亿未清高级票据到期日期为2026年,$255.0百万在其循环信贷安排下未偿还的借款和大约$46.1百万根据其循环信贷机制签发的未付信用证。在…2019年12月31日,圣马提奥$288.0百万在其循环信贷安排下未偿还的借款和大约$16.2百万根据其循环信贷机制签发的未付信用证。
信贷协议
MRC能源公司
在……上面2012年9月28日,该公司修订并重申了其与以加拿大皇家银行(“RBC”)为行政代理人的放款人的循环信贷安排(“信贷协议”)。MRC能源公司是斗牛士公司的子公司,它直接或间接地持有公司其他运营子公司的所有权权益,但其非全资子公司除外,它是“信用协议”下的借款人。借款至少由抵押担保。80%该公司已证实的石油和天然气属性,并由MRC能源公司的某些股权全资子公司,其中也是担保人。San Mateo及其附属公司不是信贷协议的担保人。此外,“信贷协议”规定的所有义务均由母公司斗牛士担保。与“信贷协议”下的某些贷款人(或其附属公司)签订的各种商品套期保值协议也由MRC能源公司的某些合格子公司提供担保和担保。信用协议将于2023年10月31日到期。
信贷协议下的借贷基础是确定的。半年一次截至5月1日和11月1日,贷款人主要根据该公司每年12月31日和6月30日探明石油和天然气储量的估计价值进行评估。公司和放款人可要求在预定重新确定日期之间一次临时重新确定借款基础。
2018年10月,信贷协议下的贷款机构于2018年6月30日完成了对该公司已探明石油和天然气储量的审查。在这方面,该公司修订了信贷协议,除其他项目外,将最高信贷额度提高到15亿美元,将借款基数提高到8.5亿美元,将选定的借款承诺增加到5000万美元,将贷款期限延长至2023年10月31日,每年将借款利率降低0.25%,并将最高杠杆比率定为4.00至1.00。
2019年4月,放款人于2018年12月31日完成了对该公司已探明石油和天然气储量的审查,从而增加了借款基数。$850.0百万转作$900.0百万。2019年10月,放款人于2019年6月30日完成了对该公司已探明石油和天然气储量的审查,因此,借款基数被确认为$900.0百万。公司选择将借款承诺保持在$500.0百万,而最大的设施数量仍然是$1.5十亿.
2020年2月,放款人于2019年12月31日完成了对该公司已探明石油和天然气储量的审查,因此,借款基础再次得到确认$900.0百万。公司选择增加从$500.0百万到$700.0百万,而最大的设施数量仍然是$1.5十亿。这个2020年2月的重新确定构成了定期计划的5月1日的重新确定。信用证下的借款
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注7-债务-续
协议仅限于借款基数的最低部分、最高融资额度和选定的借款承诺。
如果选择的承诺增加,公司必须向放款人支付相当于增加额百分比的费用,这一比例是根据增加时的市场条件确定的。如果在重新确定借款基数时,借款基数低于信贷协议规定的未偿借款,公司将被要求向放款人提供更多性质和价值令人满意的抵押品,以增加借款基数,使其数额足以弥补这一超出额,或在一段时间内分期偿还赤字。六个月.
递延贷款费用共计$1.6百万在…2019年12月31日,这些费用将在信用协议的期限内摊销。根据信用协议,公司的实际利率是3.28%2019年12月31日在…2019年12月31日和2020年2月25日,公司$255.0百万和$255.0百万根据信贷协议未偿还的借款和大约$46.1百万和$46.0百万根据信用证协议分别签发的未付信用证。
信贷协议下的借款可以是基准利率贷款或欧元美元贷款。如公司以基准利率贷款借入资金,则该等借款的利率将相等于(I)该日的最高利率,(Ii)该日联邦基金的有效利率(如信贷协议所界定的),再加上该日的最高利率。0.50%(Iii)每日调整的银行同业拆息利率(如信贷协议所界定)加1.0%再加上,在每一种情况下,数额从0.25%到1.25%每年视信贷协议下的借款水平而定。如果公司借入资金作为欧元美元贷款,这种借款的利率将等于(X)经准备金调整的libor利率(如“信用协议”中所界定的)加上(Y)从1.25%到2.25%每年视信贷协议下的借款水平而定。欧元美元借款的利息期限可以是公司指定的一、二、三或六个月。如果公司根据信用协议有未偿还的借款,利率也会增加,公司的利息成本也会增加,这可能会对公司的经营结果和财务状况产生重大的不利影响。
承诺费0.375%到0.50%根据“信贷协定”规定的借款数额,每年也每季度支付拖欠款。本公司将这一承付费用、任何递延融资费用的摊销(包括起始、借款基数增加和修正费)和年度代理费用(如果有的话)作为利息费用,并列入其利率计算和相关披露。信用协议要求公司保持债务与EBITDA的比率,这一比率被定义为未偿债务(扣除不超过$50百万(现金或现金等价物)除以滚动的四季度EBITDA计算,4.00或者更少。
除某些例外情况外,“信贷协议”载有各种契约,限制公司及其受限制的子公司采取某些行动的能力,包括但不限于以下方面:
| |
• | 从事某些资产处置,包括出售公司的全部或大部分资产; |
如果根据“信贷协议”存在违约事件,放款人将能够加快借款期限,并行使其他权利和补救办法。默认事件包括但不限于下列事件:
| |
• | 未支付未偿还借款的本金或利息,或在某些宽限期内未支付任何信用证规定的偿还义务,或任何费用或其他数额; |
| |
• | 未履行或以其他方式遵守“信贷协定”或其他贷款文件中的契约和义务,但在某些情况下须符合某些宽限期; |
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注7-债务-续
该公司认为它符合信贷协议的条款2019年12月31日.
圣马特奥中流公司
2018年12月19日,圣马提奥我进入了一个$250.0百万由新斯科舍银行领导的信贷机构,作为行政代理(“San Mateo信用贷款”),当时包括“信贷协定”的所有贷款人。将于2023年12月19日到期的San Mateo信用基金包括一个手风琴功能,它提供了最多可达$400.0百万。对斗牛士及其全资子公司以及San Mateo II及其附属公司而言,San Mateo信用工具是无追索权的,但由San Mateo I的子公司担保,并以San Mateo I的所有资产(包括不动产)为担保。2019年6月和10月,根据手风琴功能,在San Mateo信贷机制下的贷款承诺增加到$325.0百万和$375.0百万分别。
递延贷款费用共计$2.7百万在…2019年12月31日,这些费用将在San Mateo信贷机制的期限内摊销。San Mateo I在San Mateo信用机制下的实际利率是3.55%2019年12月31日双双2019年12月31日和2020年2月25日,圣马提奥$288.0百万在San Mateo信贷机制下未偿还的借款$16.2百万根据San Mateo信贷机制签发的未付信用证。
在San Mateo信贷机制下的借款可采用基本利率贷款或欧元美元贷款的形式。如果San Mateo I公司将资金作为基准利率贷款,则此类借款的利率将等于(I)该日的最优惠利率,(Ii)该日联邦基金的有效利率(按San Mateo信用基金的定义),再加上0.50%和(三)调整后的Libo利率(在San Mateo信贷机构中定义)加上1.0%再加上,在每一种情况下,数额从0.50%到1.50%每年取决于San Mateo I的综合总杠杆率(按San Mateo信贷机构的定义)。如果San Mateo I将资金作为欧元美元贷款借入,这种借款的利率将等于(X)调整后的Libo利率,在选定的利息期加上(Y)从1.50%到2.50%每年取决于San Mateo I的综合总杠杆率。如果San Mateo I在San Mateo信贷机制下有未偿借款并提高利率,则San Mateo I的利息成本也会增加,这可能会对San Mateo I的经营结果和财务状况产生重大的不利影响。
承诺费0.30%到0.50%每年还根据San Mateo信贷机制未使用的可用情况,按季度支付欠款。本公司将这一承付费用、任何递延融资费用的摊销(包括起始费和修正费)和年度代理费(如果有的话)作为利息费用,并列入其利率计算和相关披露。San Mateo信用机制要求San Mateo I维持债务与EBITDA的比率,该比率被定义为未偿还的合并资金负债总额(按San Mateo信贷机制的定义),除以滚动的四季度EBITDA计算,5.00或者更少,除非有某些例外。San Mateo信用机制还要求San Mateo I维持一个利息覆盖率,这个比率被定义为一个滚动的四季度EBITDA计算除以San Mateo I的综合利息支出。2.50或者更多。
除某些例外情况外,San Mateo信贷机制载有各种限制San Mateo I‘s及其受限制子公司采取某些行动的能力的公约,其中包括但不限于以下方面:
| |
• | 对San Mateo I的任何资产承担债务或授予留置权; |
| |
• | 从事某些资产处置,包括出售San Mateo I公司的全部或大部分资产;以及 |
如果在San Mateo信贷机制下存在违约事件,放款人将能够加速借款的到期,并行使其他权利和补救办法。默认事件包括但不限于下列事件:
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注7-债务-续
| |
• | 未支付未偿还借款的本金或利息,或在某些宽限期内未支付任何信用证规定的偿还义务,或任何费用或其他数额; |
| |
• | 未履行或以其他方式遵守San Mateo信贷机制或其他贷款文件中的契约和义务,在某些情况下须符合某些宽限期; |
| |
• | 涉及San Mateo I或其子公司的破产或破产事件; |
该公司认为San Mateo I公司遵守了San Mateo信用机制在2019年12月31日.
高级无担保票据
2015年4月14日,斗牛士$400.0百万的6.875%高级票据到期的2023年(“原始2023年票据”)在私人配售的票面价值。最初的2023年票据后来被兑换成相同的本金6.875%根据1933年“证券法”(“证券法”)按面值登记的2023年到期的高级票据(“2023年外汇券”)。2016年12月9日,斗牛士$175.0百万的6.875%应于2023年到期的高级债券(“额外2023票据”)105.5%加上2016年10月15日起的应计利息,导致实际利率为5.5%。公司收到的净收入约为$181.5百万,包括发行溢价,但扣除首次买家的折扣及估计发行费用后,并不包括买家支付的应累算利息。这些额外的2023票据后来被兑换成相同的本金6.875%根据“证券法”登记的2023年到期的高级票据(连同2023年的交易所票据,即“2023年票据”)。
2018年8月21日,该公司发布$750.0百万的5.875%应于2026年到期的高级债券(“原始2026年债券”)按面值进行的私人配售(“2026年债券发行”)。公司收到的净收入约为$740.0百万,在扣除初始购买者的折扣和提供费用之后。在2018年8月和9月分别与2026年债券发行一起,该公司完成了以现金购买和随后赎回所有2023年债券(“2023票据投标报价和赎回”)的投标要约。该公司利用2026年债券发行的净收益的一部分为2023年债券投标报价和赎回提供资金。与2023年债券投标及赎回有关,该公司蒙受以下损失:$31.2百万的付款总额$30.4百万由于投标溢价及所需的投标溢价而致2023年债券持有人105.156%根据2023年债券契约须支付的赎回价格。
2018年10月4日,该公司发布了一份$300.0百万的5.875%应于2026年到期的高级票据(“额外2026年说明”)。另外的2026年“票据”是根据适用于原始2026年“备注”(“义齿”)的同一契约发行的,并受其管辖。增发的二零二六年债券在以下地点发行:100.5%加上2018年8月21日的应计利息。该公司从这次发行中获得了大约大约的净收益$297.3百万,包括发行溢价,但扣除首次购房者的折扣及预计发行费用后,不计2018年8月21日起首次购买2026期债券的应计利息。这次发行的收益用于偿还“信贷协议”规定的部分未偿借款,这些借款是与BLM收购有关的。
2018年12月,该公司将所有原始2026年票据和2026年增发债券大量兑换成相同的本金5.875%根据“证券法”(“票据”)登记的2026年到期的高级票据。该等债券的条款大致上与原来的2026年“注释”及“新增2026年债券”的条款相同,但与原来的“2026年债券”及“额外2026年债券”有关的转让限制、注册权利及附加利息的条文,并不适用于该等债券。该批债券将於二零二六年九月十五日到期,而该批债券每半年须於三月十五日及九月十五日支付利息,该等债券由该公司的若干附属公司(“担保人”)以高级无抵押形式担保。San Mateo及其附属公司不受印假牙或票据担保人的限制(见注17)。
在2021年9月15日或该日后,公司可随时或不时以以下赎回价格(以本金的百分比表示)赎回全部或部分债券,另加应计利息及未付利息(如有的话)至适用的赎回日期,但须在以下年份的9月15日起计的12个月期间内赎回:
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注7-债务-续
|
| | |
年 | | 赎回价格 |
2021 | | 104.406% |
2022 | | 102.938% |
2023 | | 101.469% |
2024年及其后 | | 100.000% |
在2021年9月15日之前的任何时间,本公司可赎回35%债券的总本金,以及某些股票发行的净收益,赎回价格为105.875%的本金,加上截至赎回日的应计利息及未付利息(如有的话),但须(I)至少65%最初发行的债券(包括任何额外票据)的本金总额在紧接进行赎回后仍未清偿(不包括公司及其附属公司持有的债券);及(Ii)每次赎回均在180相关股票发行结束之日之日。
此外,在2021年9月15日之前的任何时间,公司可赎回全部或部分债券,赎回价格相等于:
(I)其本金加上
(Ii)(A)(1)该等债券在2021年9月15日的赎回价格另加(2)截至2021年9月15日该等债券到期应付的任何所需利息付款的超额(如有的话),以相等于金库利率(在义齿中所界定的)的贴现率折现至赎回日期,直至2021年9月15日为止。(由1998年第25号第2条修订)50基点,超过(B)这类债券的本金,再加上
(Iii)截至赎回日期的应累算利息及未付利息(如有的话)。
除某些例外情况外,印支义齿载有各种限制公司采取某些行动的能力的盟约,其中包括但不限于下列各项:
如因斗牛士的某些破产或破产事件而引致失责,则属重要附属公司(如印义齿所界定的)的任何受限制附属公司(如因义齿中所界定的),或任何一组合在一起会构成重大附属公司的受限制附属公司,则所有未偿还票据均须立即到期,无须进一步采取行动或发出通知。如果发生并正在继续发生任何其他违约事件,则受托人或至少25%当时未偿还债券的本金,可立即宣布所有债券到期应付。默认事件包括但不限于下列事件:
| |
• | 公司没有履行其义务,根据因义齿控制变更或资产出售契约提出购买或购买票据,或未遵守与合并有关的契约; |
| |
• | 本公司因180在收到通知后几天内履行其在义齿项下的报告义务; |
| |
• | 本公司因60在通知后数天内,须遵守本义齿内的任何其他协议; |
| |
• | 就本公司及其受限制附属公司的其他负债而拖欠及加速支付的款项,合计本金为$50.0百万或更多; |
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注7-债务-续
| |
• | 公司或任何受限制的附属公司没有缴付某些总合超过$50.0百万内60天数; |
| |
• | 担保人的任何附属担保不再完全有效,在司法程序中被宣布无效,或被担保人拒绝或否认; |
| |
• | 公司破产或破产的某些事件,或属于重要子公司的任何受限制子公司或任何一组受限制子公司的破产或破产事件,这些子公司加在一起将构成一个重要的子公司。 |
未偿还的借款$255.0百万在…2019年12月31日根据信用协议于2023年10月31日到期。未偿还的借款$288.0百万在…2019年12月31日于2023年12月19日到期。这个$1.05十亿未付债券的数目2019年12月31日2026年9月15日到期。
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注8-所得税
递延税资产和负债是财务报表账面价值与资产和负债税基之间暂时差异的结果。截至2005年12月31日公司的递延税额净额2019年12月31日和2018年12月31日如下(千)。
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| | | | | | | | |
| | 十二月三十一日, |
| | 2019 | | 2018 |
递延税款资产 | | | | |
净营运亏损结转 | | $ | 119,900 |
| | $ | 116,374 |
|
耗竭结转百分比 | | 1,467 |
| | 1,624 |
|
补偿 | | 13,690 |
| | 10,574 |
|
租赁负债 | | 17,107 |
| | — |
|
其他 | | 9,099 |
| | 7,207 |
|
递延税款资产共计 | | 161,263 |
| | 135,779 |
|
递延税项资产估价免税额 | | (6,736 | ) | | (6,519 | ) |
递延税款资产共计,扣除估值备抵额 | | 154,527 |
| | 129,260 |
|
递延税款负债 | | | | |
衍生产品未实现收益 | | — |
| | (12,326 | ) |
财产和设备 | | (151,504 | ) | | (100,634 | ) |
少于全资附属公司 | | (20,604 | ) | | (6,808 | ) |
租赁使用权资产 | | (17,107 | ) | | — |
|
其他 | | (2,641 | ) | | (2,256 | ) |
递延税款负债总额 | | (191,856 | ) | | (122,024 | ) |
递延税(负债)资产净额 | | $ | (37,329 | ) | | $ | 7,236 |
|
在…2019年12月31日,本公司有净营业亏损结转$525.2百万就联邦所得税而言$163.9百万可用于抵销受适用规定限制的未来应纳税所得额的州所得税,其有效期自下列日期起计。 2027联邦净营运亏损结转。状态净营运亏损结转开始于不同日期,从2024然而,公司状态净营业亏损结转的很大一部分将于2027.
截至2017年12月31日,由于2016年和2015年记录的减值费用所产生的递延税资产,该公司的递延税资产超过了其递延税负债。因此,该公司从2015年第三季度开始,对大部分递延税款资产设定了估值备抵。由于各种因素,包括该公司2017年和2018年的巨额净收入,该公司的联邦估价津贴和部分州估价津贴在2018年12月31日被逆转,因为延期纳税资产被确定更有可能被使用。由于公司的一部分营业净亏损结转预计不会在到期前使用,估值备抵将继续确认,直到国家递延税金更有可能被使用。
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注8-所得税-续
截至年度的当期所得税准备金和递延所得税准备金2018年12月31日(以千计)。
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
当期所得税(福利)准备金 | | | | | | |
联邦所得税 | | $ | — |
| | $ | (455 | ) | | $ | (8,178 | ) |
国家所得税 | | — |
| | — |
| | 21 |
|
当期所得税净收益 | | $ | — |
| | $ | (455 | ) | | $ | (8,157 | ) |
递延所得税准备金(福利) | | | | | | |
联邦所得税 | | $ | 29,171 |
| | $ | (20,457 | ) | | $ | — |
|
国家所得税 | | 6,361 |
| | 13,221 |
| | — |
|
递延所得税准备金净额(福利) | | $ | 35,532 |
| | $ | (7,236 | ) | | $ | — |
|
按法定联邦税率计算的税收费用(福利)与公司截至年度的所得税总准备金(福利)的调节2018年12月31日如下(千)。
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
按法定税率计算的联邦税收费用(1) | | $ | 33,441 |
| | $ | 61,543 |
| | $ | 45,447 |
|
国家所得税 | | 6,141 |
| | 16,181 |
| | 368 |
|
永久差异 | | (4,267 | ) | | (2,488 | ) | | (4,740 | ) |
可退还的AMT信贷 | | — |
| | 455 |
| | 8,178 |
|
减税与就业法案利率变动 | | — |
| | — |
| | 51,525 |
|
联邦估价津贴的变动 | | — |
| | (80,003 | ) | | (101,917 | ) |
国家估价津贴的变动 | | 217 |
| | (2,924 | ) | | 1,139 |
|
递延所得税准备金净额(福利) | | 35,532 |
| | (7,236 | ) | | — |
|
当期所得税净收益 | | — |
| | (455 | ) | | (8,157 | ) |
所得税拨款总额(福利) | | $ | 35,532 |
| | $ | (7,691 | ) | | $ | (8,157 | ) |
__________________
| |
(1) | 法定联邦税率是21%最后几年2019年12月31日和2018和35%截止年度2017年12月31日. |
该公司提交了一份美国联邦所得税申报表和几份州级报税表,其中一些仍然开放供审查。为联邦、新墨西哥州和路易斯安那州的纳税申报表开放的最早的纳税年度是:2016。德克萨斯州最早开放供审查的纳税年度是2015年。
该公司已经评估了所有的税收立场,其中的诉讼时效仍然开放,并认为所采取的重要立场将更有可能维持的审查。因此,在2019年12月31日该公司没有为不确定的税收状况设立任何准备金,也没有记录任何未确认的利益。
递延税资产和负债的计量采用预期适用于预期暂时差额逆转年份的应税收入的已颁布税率。由于根据减税和就业法案将美国企业所得税税率从35%降至21%,该公司于2017年12月31日对其递延纳税资产和负债进行了重新估值,结果是$51.5百万税收规定。由于该公司在2017年12月31日对其联邦和州递延税资产保持了估值备抵,因此,由于公司所得税税率的这一变动,该公司在2017年12月31日终了年度的综合业务报表中记录了相应的价值免税额减少;因此,该公司在2017年12月31日终了年度的综合业务报表没有受到净影响。
根据“减税和就业法”,公司可选择的最低税额也被废除;因此,企业可供选择的最低税额结转预计将被退还。因此,该公司记录了$0.5百万和$8.2百万分别在截至2018年12月31日和2017年12月31日的合并业务报表中作为当期所得税优惠。
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注9-以股票为基础的补偿
股票期权,限制性股票,限制性股票单位,股票和业绩奖励
2003年,公司董事会和股东批准了2003年计划。经修订的2003年计划规定,最多可3,481,569普通股的股票总额可根据期权或限制性股票赠款发行。根据2003年计划有资格获得奖励的人包括公司的雇员、董事、承包商或顾问。
2012年,董事会通过并批准了2012年奖励计划。2012年的奖励计划规定最多可8,700,000可根据期权、限制性股票、股票增值权、限制性股票单位或其他业绩奖励授予的总额发行的普通股。根据2012年奖励计划,有资格获得奖励的人员包括公司雇员、董事、承包商或顾问。
2019年,董事会通过并批准了2019年的激励计划。截至2019年12月31日,2019年奖励计划规定最多可3,433,671可根据期权授予、限制性股票、股票增值权、限制性股票单位或其他业绩授予授予而发行的普通股股份。根据2019年奖励计划有资格获得奖励的人员包括公司雇员、董事、承包商或顾问。2019年奖励计划的主要目的是吸引和留住公司的主要雇员、董事、承包商或顾问。随着2019年奖励计划的通过,该公司预计不会在2003年计划或2012年奖励计划下作出任何未来的奖励,但这两个计划都将继续有效,直到根据这些计划尚未完成的所有奖励都得到解决。截至2020年2月25日,根据2003年计划,没有任何奖项未获颁发。
“2003年计划”、“2012年奖励计划”和“2019年奖励计划”由董事会的独立成员管理,董事会的独立成员根据董事会战略规划和赔偿委员会的建议,确定要授予的期权、限制性股份或其他奖励的数量、生效日期、赠款条件和归属期限。公司通常使用新发行的普通股来进行期权或限制股份的授予。2018年12月31日,2012年以来发放的所有股票补偿金都是根据2012年奖励计划发放的,基本上都是在授予日确定公允价值的基于股权的奖励,而2012年1月1日之前发放的所有股票补偿金都是根据2003年计划发放的,是基于负债的奖励,公允价值在每个报告期重新计量。
在截至2019年12月31日的一年中,该公司开始根据2019年奖励计划授予股权奖励和负债奖励。以权益为基础的奖励的公允价值在授予日期确定,而基于负债的奖励的公允价值在每个报告期重新计量。
股票期权
根据“2003年计划”、“2012年奖励计划”和“2019年奖励计划”,已授予股票期权奖励,以相当于授予之日公平市场价值的行使价格购买公司普通股,这是一个典型的转归期。三或四年和一个典型的最大期限五, 六或10年数。2003年计划和2012年奖励计划将公平市价定义为斗牛士普通股在授予之日的收盘价。根据2019年的奖励计划,股票期权的公平市价是根据授予日期前交易日斗牛士普通股的收盘价确定的。所有根据2003年计划授予的、截至2019年12月31日仍未履行的期权奖励已于2020年第一季度结清。
的公允价值65,000, 67,500和75,000根据2003年计划未付的股票期权奖励2018年12月31日分别使用以下加权平均假设进行估计。
|
| | | | | | |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
股票期权定价模型 | | 黑斯科尔斯 | | 黑斯科尔斯 | | 黑斯科尔斯 |
预期期权寿命 | | 0.14年数 | | 1.14年数 | | 2.14年数 |
无风险利率 | | 1.54% | | 2.48% | | 1.98% |
波动率 | | 32.38% | | 37.94% | | 43.60% |
股利收益率 | | —% | | —% | | —% |
估计没收率 | | —% | | —% | | —% |
目录
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注9-基于股票的赔偿-续
根据2012年奖励计划和2019年奖励计划授予的股票期权奖励的加权平均授予日公允价值是在本报告所述年度期间使用下列加权平均假设估算的2018年12月31日.
|
| | | | | | |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
股票期权定价模型 | | 黑斯科尔斯·默顿 | | 黑斯科尔斯·默顿 | | 黑斯科尔斯·默顿 |
预期期权寿命 | | 4.00年数 | | 4.00年数 | | 4.00年数 |
无风险利率 | | 1.46% | | 2.51% | | 1.77% |
波动率 | | 48.52% | | 45.17% | | 47.00% |
股利收益率 | | —% | | —% | | —% |
估计没收率 | | 4.43% | | 2.24% | | 3.66% |
年内给出的股票期权的加权平均、折价、公允价值、折价、折价额等。 | | $5.04 | | $12.64 | | $10.49 |
该公司使用其股票的历史价值估算其普通股未来的波动性,这一时期与股票期权的预期期限相称。预期期限是使用工作人员会计公报主题14中概述的简化方法估算的。无风险利率是固定收益率美国国债的利率,其到期日与预期的授标期限相一致。
有关股票期权未偿还的资料摘要2019年12月31日根据2003年计划,2012年的奖励计划和2019年的奖励计划(统称为“猛虎组织”)如下。
|
| | | | | | | |
| | 电话号码 备选方案 (单位:千) | | 加权 平均 行使价格 |
2018年12月31日待决期权 | | 3,225 |
| | $ | 23.48 |
|
授予期权 | | 540 |
| | $ | 14.80 |
|
行使选择权 | | (223 | ) | | $ | 14.93 |
|
期权被没收 | | (10 | ) | | $ | 27.91 |
|
选项过期 | | (272 | ) | | $ | 23.22 |
|
2019年12月31日待决期权 | | 3,260 |
| | $ | 22.64 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 待选方案 2019年12月31日 | | 可在 2019年12月31日 |
运动价格范围 | | 股份 突出(单位:千) | | 加权 平均 残存 契约性 生命 | | 加权 平均 运动 价格 | | 股份 可锻炼(单位:千) | | 加权 平均 运动 价格 |
$9.00 | | 65 |
| | 0.14 | | $ | 9.00 |
| | 65 |
| | $ | 9.00 |
|
$13.22 - $15.40 | | 933 |
| | 3.74 | | $ | 14.87 |
| | 395 |
| | $ | 14.97 |
|
$20.01 - $22.70 | | 663 |
| | 0.20 | | $ | 21.94 |
| | 658 |
| | $ | 21.95 |
|
$25.31 - $29.68 | | 1,599 |
| | 3.37 | | $ | 28.01 |
| | 897 |
| | $ | 27.66 |
|
在…2019年12月31日,总内在价值是$3.3百万未完成的备选方案和$1.8百万对于可行使的期权,根据斗牛士普通股的收盘价在适当的日期根据LTIP。可行使期权的剩余加权平均合同期限2019年12月31日曾.1.69好几年了。
在终了年度内行使的期权的内在价值总额2018年12月31日曾.$0.8百万, $7.0百万和$13.2百万分别。通过行使股票期权实现的税收收益总计$2.8百万, $5.7百万和$5.0百万最后几年2018年12月31日分别。
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注9-基于股票的赔偿-续
在…2019年12月31日,剩余未确认的与未归属股票期权有关的补偿费用总额约为$5.5百万所有未归属股票期权的加权平均剩余所需服务期(归属期)为1.72好几年了。
年内赋予的期权的公允价值2019, 2018和2017曾.$9.7百万, $11.8百万和$2.1百万分别。
以服务为基础的限制性股、限制性股和普通股
公司已向公司员工、外部董事和顾问授予股份、限制性股票和限制性股票单位奖励。该股票及受限制股票是在批出时发行的,而该等限制(如有的话)在转归后会被取消。以股权为基础的限制性股票单位是在归属时发行的,除非接受方选择在归属后的一段时间内推迟发行。以责任为基础的限制性股票单位在归属时以现金结算.2018年和2017年授予的限制性股票和限制性股票单位是基于服务的奖励和在服务期内授予的,即一到四年。在2019年授予的限制性股票和限制性股票单位要么是以服务为基础的奖励,后者将以现金或股权结算,要么是以业绩为基础的限制性股票单位,在两者之间分配一定数额。零和200%在截至2021年12月31日的三年时间内,根据公司相对股东总收益发放的目标单位,与指定的同行组相比较,并将以股票结算。所有限制性股票及限制性股票单位奖励2019年12月31日根据2012年奖励计划和2019年奖励计划发放。
股权为基础
截至2005年的非归属股权限制股和限制性股票单位概述2019年12月31日如下所示(以千为单位,公允价值除外)。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 限制性股票 | | 受限制股票单位 |
| | 基于服务 | | 基于服务 | | 基于性能的 |
非归属限制性股票和 限制性股股 | | 股份 | | 加权 平均 公平 价值 | | 股份 | | 加权 平均 公平 价值 | | 股份 | | 加权 平均 公平 价值 |
2018年12月31日 | | 1,356 |
| | $ | 25.87 |
| | 58 |
| | $ | 27.48 |
| | — |
| | $ | — |
|
获批 | | 240 |
| | $ | 19.36 |
| | 100 |
| | $ | 16.06 |
| | 428 |
| | $ | 20.00 |
|
既得利益 | | (674 | ) | | $ | 23.02 |
| | (57 | ) | | $ | 27.47 |
| | — |
| | $ | — |
|
被没收 | | (25 | ) | | $ | 28.39 |
| | (9 | ) | | $ | 17.31 |
| | — |
| | $ | — |
|
2019年12月31日 | | 897 |
| | $ | 26.19 |
| | 92 |
| | $ | 16.06 |
| | 428 |
| | $ | 20.00 |
|
责任基础
以非归属责任为基础的限制性股票单位概述2019年12月31日如下所示(以千为单位,公允价值除外)。
|
| | | |
非既得 限制性股股 | | 股份 |
2018年12月31日 | | — |
|
获批 | | 687 |
|
既得利益 | | — |
|
被没收 | | (1 | ) |
2019年12月31日 | | 686 |
|
在…2019年12月31日,已发行的受限制及有限制股票单位的总内在价值如下:$37.7百万,其中$12.3百万预期以现金结算,根据受限制股票和受限制股票单位归属的最大股份数计算,根据斗牛士普通股在适当日期根据LTIP的收盘价计算。
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2018年12月31日
附注9-基于股票的赔偿-续
在…2019年12月31日,未确认的未确认赔偿费用总额约为与未归属的限制性库存和限制性库存单位有关的费用。$28.3百万,其中$9.1百万预计将以现金结算,所有非归属限制性股票和限制性股票的加权平均剩余服务期(归属期)为1.80好几年了。
年内受限制股票及受限制股票单位的公允价值2019, 2018和2017曾.$13.6百万, $13.0百万和$9.9百万分别。
摘要
在结束的几年内2018年12月31日,可归因于股票期权的总开支为$6.4百万, $6.3百万和$7.1百万分别。在…2018年12月31日,该公司录得的跌幅为$0.1百万对流动负债减少$1.1百万的长期负债和增加$0.4百万以长期负债为基础,分别与其未偿债务为基础的股票期权有关.该公司没有结清任何以现金支付的到期日赔偿。2018年12月31日分别。在结束的几年内2018年12月31日,限制存货及受限制存货单位的总开支如下:$20.2百万, $15.3百万和$12.9百万分别。在结束的几年内2018年12月31日,公司资本化$5.0百万, $4.4百万和$4.1百万,分别以股票为基础的补偿和剩余的费用。$21.6百万, $17.2百万和$16.7百万分别。
所有以股票为基础的补偿所获的税收优惠总额为$5.6百万, $4.8百万和$6.8百万最后几年2018年12月31日分别。
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2018年12月31日
附注10-雇员福利计划
401(K)计划
所有全职公司雇员均有资格在紧接其受雇日期后的日历月的第一天加入本公司的固定供款退休计划。每名雇员的供款最高可达“国内收入法典”允许的最高限额。每年,公司都会为这个计划做出贡献3%雇员的年度补偿,称为雇主的安全港非选任缴款,总额为$1.4百万, $1.1百万和$0.9百万在……里面2019, 2018和2017分别。此外,每年本公司可酌情作出相应的供款,以及额外的供款。公司可自由支配的配套捐款总额$1.7百万, $1.4百万和$1.1百万在……里面2019, 2018和2017分别。公司不在任何报告所述期间提供的额外捐款。
附注11-股本
共同股票
2018年5月17日,该公司完成了一项公开发行7,000,000普通股。在扣除大约总计的发行成本后$0.2百万,公司收到的净收入约为$226.4百万.
在……上面2017年10月10日,该公司完成了公开募股8,000,000普通股。在扣除大约总计的发行成本后$0.3百万,公司收到的净收入约为$208.4百万.
2017年6月1日,该公司股东批准了对公司经修正和恢复的组建证书的修正,该证书授权增加普通股的授权股份数量。120,000,000到160,000,000股票。
国库券
2019年10月24日、2018年10月25日和2017年11月1日,斗牛士董事会分别取消了截至2019年9月30日、2018年9月30日和2017年9月30日的全部国库券发行股票。这些股份已恢复为公司普通股的授权但未发行的股份。
国库券股票2019年12月31日, 2018和2017代表因与员工达成净股份和解而被没收的非归属限制性股票奖励和完全归属的限制性股票奖励。
优先股
公司经修订及重订的成立证明书2,000,000优先股在发行任何此类股份之前,董事会应确定和确定每一系列股票的名称、偏好、限制和相关权利,包括表决权。
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2018年12月31日
附注12-衍生金融工具
该公司不时使用衍生金融工具,以减轻与石油、天然气和NGL价格相关的商品价格风险。该公司将衍生金融工具作为公允价值计量的资产或负债记录在其合并资产负债表上。该公司选择不对其现有的衍生金融工具进行套期保值。因此,该公司在其合并经营报表中确认,目前在报告所述期间衍生产品公允价值的变化是未实现的损益。公司衍生金融工具的公允价值是使用考虑各种投入的行业标准模型确定的,这些模型包括:(一)商品的远期报价,(二)货币的时间价值和(三)基础工具的当前市场和合同价格,以及其他相关的经济措施。该公司在确定其衍生金融工具的公允价值时,对其对手方的信用状况进行了评估和考虑。
在…2019年12月31日该公司有各种无成本项圈和掉期合同,以减轻其对石油价格波动的风险敞口,每一合同都有特定的期限(计算期)、名义数量(成交量对冲)以及掉期的最低价格和上限以及固定价格。每一份合同将在2020年、2021年和2022年期间不同时间到期。该公司没有与天然气或NGL价格相关的公开合同2019年12月31日.
以下是该公司公开的、无成本的石油合同概述2019年12月31日. |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 概念数量(Bbl或MMBtu) | | 加权平均价格下限($/bl或 $/MMBtu) | | 加权平均价格上限($/Bbl或$/MMBtu) | | 资产公允价值(负债)(千) |
| | | | | | |
准商品 | | 准准再计期.= | | | | |
油 | | 01/01/2020 - 12/31/2020 | | 7,200,000 |
| | $ | 47.69 |
| | $ | 66.62 |
| | $ | 630 |
|
全开放式无成本领班合同 | | | | | | | | $ | 630 |
|
以下是该公司为石油进行公开基础掉期合同的摘要2019年12月31日.
|
| | | | | | | | | | | | | |
商品 | | 计算周期 | | 名义数量(Bbl或Gal) | | 固定价格 ($/bl或$/gal) | | 资产公允价值(负债)(千) |
油基互换 | | 01/01/2020 - 12/31/2020 | | 9,774,000 |
| | $ | 0.61 |
| | $ | (2,528 | ) |
油基互换 | | 01/01/2021 - 12/31/2021 | | 6,480,000 |
| | $ | 0.82 |
| | $ | (1,523 | ) |
油基互换 | | 01/01/2022 - 12/31/2022 | | 3,600,000 |
| | 0.90 |
| | $ | (460 | ) |
公开掉期合约总额 | | | | | | | | $ | (4,511 | ) |
在…2019年12月31日的开放式衍生金融工具的总净负债价值$3.9百万.
公司的衍生金融工具受主净结算安排的约束,公司的对手方允许交叉商品主净结算,但商品结算日期相同。该公司在其合并资产负债表中不以净基础向同一交易方提供不同类型的商品。
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2018年12月31日
附注12-衍生金融工具-续
下表列出公司商品价格衍生金融工具的资产总额和负债公允价值,以及这些余额在合并资产负债表中的位置。2019年12月31日和2018年12月31日(以千计)。
|
| | | | | | | | | | | | |
衍生工具 | | 已确认的毛额 | | 合并资产负债表中净额净额 | | 合并资产负债表中列报的净额 |
(一九二零九年十二月三十一日) | |
| |
| |
|
流动资产 | | $ | 442,291 |
| | $ | (442,291 | ) | | $ | — |
|
其他资产 | | 280,397 |
| | (280,397 | ) | | — |
|
流动负债 | | (444,188 | ) | | 442,291 |
| | (1,897 | ) |
长期负债 | | (282,381 | ) | | 280,397 |
| | (1,984 | ) |
主要用途合计 | | $ | (3,881 | ) | | $ | — |
| | $ | (3,881 | ) |
(2018年12月31日) | |
| |
| |
|
流动资产 | | $ | 53,136 |
| | $ | (3,207 | ) | | $ | 49,929 |
|
流动负债 | | (3,207 | ) | | 3,207 |
| | — |
|
长期负债 | | (83 | ) | | — |
| | (83 | ) |
主要用途合计 | | $ | 49,846 |
| | $ | — |
| | $ | 49,846 |
|
下表汇总了所述期间综合业务报表中记录的所有衍生金融工具的地点和累计损益(单位:千)。这些衍生金融工具不被指定为套期保值工具。
|
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至12月31日止的年度 |
仪器类型 | 在报表中的位置 | 2019 | | 2018 | | 2017 |
衍生仪器 | | | | | | | | |
油 | | 收益:已实现的折合收益(亏损) | | $ | 9,026 |
| | $ | 3,741 |
| | $ | (3,657 | ) |
天然气 | | 收入:衍生产品的实际收益(亏损) | | 456 |
| | (1,407 | ) | | (608 | ) |
NGLS | | 收入:衍生产品的实际亏损 | | — |
| | — |
| | (56 | ) |
衍生产品的已实现收益(损失) | | | | 9,482 |
| | 2,334 |
| | (4,321 | ) |
油 | | 收益:衍生产品未实现收益(亏损) | | (53,443 | ) | | 65,991 |
| | 2,638 |
|
天然气 | | 收益:未实现收益(损失) | | (284 | ) | | (906 | ) | | 7,077 |
|
衍生产品未实现(亏损)收益 | | (53,727 | ) | | 65,085 |
| | 9,715 |
|
共计 | | | | $ | (44,245 | ) | | $ | 67,419 |
| | $ | 5,394 |
|
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2018年12月31日
附注13-公允价值计量
公司根据公允价值计量和报告某些财务和非金融资产和负债。公允价值是指在计量日市场参与者之间有秩序的交易中出售资产或为转移负债而支付的价格(退出价格)。公允价值计量按下列类别之一分类和披露。
| |
一级 | 在活跃市场中相同、不受限制的资产或负债的未调整报价。 |
| |
二级 | 非活跃市场的报价,或直接或间接在资产或负债的整个时期内可以直接或间接观察到的投入。这一类别包括采用考虑各种投入的行业标准模型估值的衍生工具,其中包括:(一)商品远期报价;(二)货币的时间价值;(三)基本工具的当前市场和合同价格,以及其他相关经济措施。基本上,在整个衍生工具的整个期间,所有这些输入都可以在市场上观察到,并且可以从可观测的数据中派生出来,或者得到在市场上执行交易的可观测水平的支持。 |
| |
三级 | 无法观察到的投入,没有得到反映公司自身市场假设的市场数据的证实。 |
金融资产和非金融资产和负债按照对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平进行分类。评估某一特定投入对公允价值计量的重要性需要作出判断,这可能会影响资产和负债公允价值的估值及其在公允价值等级中的位置。
下表汇总按公允价值计算的公司金融资产和负债的估值,这些资产和负债按照上文提供的分类按公允价值入账。2019年12月31日和2018年12月31日(以千计)。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 公允价值计量 2019年12月31日 |
描述 | |
| 一级 | | 2级 | | 三级 | | 共计 |
资产(负债) | | | | | | | | |
石油衍生品和基础掉期 | | $ | — |
| | $ | (3,881 | ) | | $ | — |
| | $ | (3,881 | ) |
共计 | | $ | — |
| | $ | (3,881 | ) | | $ | — |
| | $ | (3,881 | ) |
|
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 公允价值计量 2018年12月31日 |
描述 | |
| 一级 | | 2级 | | 三级 | | 共计 |
资产(负债) | | | | | | | | |
石油衍生品和基础掉期 | | $ | — |
| | $ | 49,562 |
| | $ | — |
| | $ | 49,562 |
|
天然气衍生物 | | — |
| | 284 |
| | — |
| | 284 |
|
共计 | | $ | — |
| | $ | 49,846 |
| | $ | — |
| | $ | 49,846 |
|
与衍生金融工具有关的其他披露情况载于附注12。
其他公允价值计量
在…2019年12月31日和2018年12月31日,应收账款、预付费用和其他流动资产、应付帐款、应计负债、应缴特许权使用费、附属公司应缴款项、联营公司垫款、合营企业应付金额和其他流动负债的账面价值与其短期期限所产生的公允价值相仿。
在…2019年12月31日,根据信用协议和San Mateo信用工具借款的账面价值接近其公允价值,因为两者都受到短期浮动利率的限制,这些利率反映了当时公司可以使用的市场利率,并在公允价值等级中被划分为二级。
在…2019年12月31日和2018年12月31日,债券的公允价值是$1.06十亿和$968.9百万分别以市场报价为基础,后者代表公允价值层次中的一级投入。
目录
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注13-公允价值计量-续
某些资产和负债在非经常性基础上按公允价值计量,包括在企业合并、租赁和设备库存中获得的资产和负债,当市场价值确定低于存货和其他财产和设备的成本时,这些资产和负债在受损或持有出售时降为公允价值。公司记录不租赁和井口设备库存或其他财产和设备的减值2019和2018.
附注14-承付款和意外开支
处理、运输和盐水处置承诺
公司承诺
公司不时与第三方达成协议,根据协议,公司承诺从其土地的某些部分交付预期的天然气和石油生产及盐水,用于收集、运输、加工、分馏、销售,如涉及盐水,则用于处置。公司大约支付了$28.7百万和$20.6百万根据这些协议在最后几年内交付的货物2019年12月31日和2018年12月31日分别。其中某些协定载有最低数量承诺。如果该公司不履行这些协议下的最低数量承诺,它将被要求支付某些不足的费用。如公司停止在受本协议规限的范围内运作,则须于2019年12月31日,根据这些协议,公司需要支付的缺陷总额约为$406.8百万,除下文所述承诺外。
未来承诺
2017年末,该公司签订了一项固定收费的NGL销售协议,根据协议,该公司承诺将其在黑河加工厂尾部的NGL产品交付给某一对手方。该公司承诺,在对手方建造和完成管道扩建和分馏设施后,向对手方提供最低数量的NGLs,目前预计该设施将于2020年完工。该公司无权强迫对方建造这一管道扩建或分馏设施。如果对手方没有建造管道延伸和分馏设施,那么该公司就没有任何协议规定的最低数量承诺。如果对手方在2021年2月28日或之前建造管道延伸和分馏设施,则该公司将承诺在管道延伸和分馏设施完工后七年内提供最低数量的NGL。如果公司在七年承诺期内的任何一个季度内没有履行其NGL数量承诺,它将被要求支付每加仑NGL短缺的不足费。如果管道扩建和分馏设施在2021年2月28日或之前完成,则七年期间的最低合同义务约为$132.3百万.
2019年10月,该公司签订了一项为期15年的固定费用天然气运输协议,该公司承诺在布莱克河加工厂的尾门交付一部分剩余气体,通过对手方的管道运输。该协议从交易对手管道投入使用开始,预计将于2020年第三季度投入使用。如果管道投入使用,无论所承诺的数量是否通过交易对手的管道运输,公司都将承担运输所承诺的数量的费用,最低合同义务约为$106.9百万.
特拉华盆地-圣马特奥
2017年2月,该公司将其目前和未来的租赁权益专门用于Rustler Break和Wolf的资产领域。15-年费固定的天然气、石油和盐水收集协议以及与San Mateo I子公司签订的盐水处置协议。此外,该公司还将其目前和未来在Rustler分拆资产区的租赁权益专用于15-年期固定收费天然气处理协议(与收集及碱水处理协议、“营运协议”合二为一)圣马特奥I公司根据每项运作协议为该公司提供稳固服务,以换取某些最低数量承诺。业务协定规定的最低合同义务2019年12月31日大约$152.9百万.
与2019年2月的San Mateo II编队有关,该公司致力于大Stebbins地区和Stateline资产区的San Mateo II占地面积。15-石油、天然气和盐水收集、天然气加工和盐水处置的固定费用协定(统称为“San Mateo II业务协议”)。San Mateo II公司根据每一项San Mateo II业务协议为公司提供稳固的服务,以换取某些最低数量承诺。圣马特奥第二业务协定开始时的最低合同义务约为$363.8百万从2020年开始。
目录
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注14-承付款和意外开支-续
2019年6月,San Mateo II的一家子公司与第三方签订了一项协议,涉及扩建布莱克河加工厂的工程、采购、建造和安装,包括所需的压缩。预计将于2020年投入使用。圣马提奥二世在本协议下的全部承诺如下$80.4百万。San Mateo II支付了大约$40.1百万根据本协议2019年12月31日。截至2019年12月31日,本协议规定的其余义务是$40.3百万,预计将在明年支付。
其他承诺
该公司不拥有或经营自己的钻井平台,而是与第三方签订这种钻机的合同。这些合同规定了钻机的每日费率和公司承诺提供的钻井服务的期限。如果公司选择终止合同,如果该钻井承包商无法以相同的每日费率在合同条款结束前向公司收取相同的每日费率,则该公司将承担终止合同的义务。该公司根据其钻机合同未贴现的未清总终止义务约为$41.7百万在…2019年12月31日,其中$1.2百万与短期钻井合同有关,这些合同没有记录在合并资产负债表上.
在…2019年12月31日公司有未履行的承诺参与各种非操作井的钻探和完井工作.如果所有这些井都按建议钻探并完成,公司参与这些非操作井的最低未清总承付款额约为$26.9百万在…2019年12月31日。公司预计这些费用将在明年内发生。
法律程序
该公司是在其正常业务过程中遇到的几个法律程序的一方。虽然无法确切地预测最终结果和对公司的影响,但管理层认为,这些法律程序对公司的财务状况、经营结果或现金流动产生重大不利影响是遥不可及的。
目录
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注15-补充披露
应计负债
下表汇总公司的流动应计负债2019年12月31日和2018年12月31日(以千计)。
|
| | | | | | | | |
| | 十二月三十一日, |
| | 2019 | | 2018 |
应计评估、未证明和未评估财产费用 | | $ | 72,376 |
| | $ | 86,318 |
|
应计中期财产费用 | | 46,402 |
| | 16,808 |
|
应计租赁业务费用 | | 18,223 |
| | 12,705 |
|
应计债务利息 | | 18,569 |
| | 22,448 |
|
应计资产退休债务 | | 619 |
| | 1,350 |
|
应计合伙人在连带利息中所占份额 | | 14,322 |
| | 17,037 |
|
与购买天然气有关的应计应付款项 | | 17,806 |
| | 4,442 |
|
其他 | | 12,378 |
| | 9,747 |
|
应计负债总额 | | $ | 200,695 |
| | $ | 170,855 |
|
补充现金流信息
下表提供了对截至年度现金流量信息的补充披露。2018年12月31日(以千计)。
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
支付利息费用的现金,扣除资本额 | | $ | 75,525 |
| | $ | 29,474 |
| | $ | 32,760 |
|
与矿物财产有关的资产留存债务增加 | | $ | 2,912 |
| | $ | 2,614 |
| | $ | 4,385 |
|
与中期财产有关的资产留存债务增加(减少) | | $ | 1,204 |
| | $ | 686 |
| | $ | (60 | ) |
石油和天然气资产负债增加(减少)-资本支出 | | $ | (15,877 | ) | | $ | (16,802 | ) | | $ | 48,929 |
|
中期财产负债增加(减少)-资本支出 | | $ | 30,374 |
| | $ | 2,499 |
| | $ | (955 | ) |
股票补偿费用(福利)确认为负债 | | $ | 3,170 |
| | $ | (1,069 | ) | | $ | 362 |
|
应计发行权益费用负债减少 | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | (343 | ) |
发行高级债券的应计成本负债增加 | | $ | — |
| | $ | 232 |
| | $ | — |
|
将库存从石油和天然气资产转移到石油和天然气属性 | | $ | 1,515 |
| | $ | 409 |
| | $ | (374 | ) |
库存转移到中流财产 | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | (317 | ) |
下表列出了合并资产负债表中记录的现金和限制性现金与现金和限制性现金的对账情况(以千为单位)。
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
现金 | | $ | 40,024 |
| | $ | 64,545 |
| | $ | 96,505 |
|
限制现金 | | 25,104 |
| | 19,439 |
| | 5,977 |
|
现金和限制性现金共计 | | $ | 65,128 |
| | $ | 83,984 |
| | $ | 102,482 |
|
附注16-段信息
该公司在二业务部门:(一)勘探和生产;(二)中游。勘探和生产部门从事美国石油和天然气资源的勘探、开发、生产和获取,目前主要集中在位于新墨西哥州东南部和西德克萨斯州特拉华盆地的沃尔夫营地和骨泉的丰富石油和液体部分。该公司还在南德克萨斯州的鹰福特页岩厂和路易斯安那州西北部的Haynesville页岩和棉花谷经营业务。中流部门开展中流业务,支持公司的勘探、开发和生产业务,并提供天然气加工,
目录
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注16-部分信息-续
向第三方提供石油运输服务、石油、天然气和盐水收集服务和盐水处理服务。该公司在特拉华盆地的Rustler分店和Wolf资产区的中游业务基本上都是通过San Mateo进行的(见注6)。
下表列出了公司非重叠业务部门所列期间的选定财务信息、未分配给某一部门的公司费用以及在合并基础上得出公司财务信息所需的合并和消除分录(以千计)。在合并的基础上,中流服务收入主要包括与第三方有关的中流业务收入,包括公司经营油井的工作利益所有者。所有与公司所有生产相关的中期服务收入都在整合过程中被取消.在评估勘探、生产和中游部门的经营结果时,公司不将某些费用分配给各个部门,包括一般和行政费用。这些费用反映在标有“公司”的栏中。 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 勘探生产 | | | | | | 合并和消除 | | 合并公司 |
| | 中流 | | 企业 | | |
截至2019年12月31日止的年度 | | | | | | | | | |
石油和天然气收入 | $ | 886,127 |
| | $ | 6,198 |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 892,325 |
|
中期服务收入 | — |
| | 135,953 |
| | — |
| | (76,843 | ) | | 59,110 |
|
出售购买的天然气 | 4,802 |
| | 69,967 |
| | — |
| | — |
| | 74,769 |
|
租赁奖金-矿藏面积 | 1,711 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 1,711 |
|
已实现的衍生产品收益 | 9,482 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 9,482 |
|
衍生产品未变现损失 | (53,727 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (53,727 | ) |
费用(1) | 621,687 |
| | 130,612 |
| | 72,734 |
| | (76,843 | ) | | 748,190 |
|
营业收入(损失)(2) | $ | 226,708 |
| | $ | 81,506 |
| | $ | (72,734 | ) | | $ | — |
| | $ | 235,480 |
|
总资产(3) | $ | 3,360,725 |
| | $ | 647,937 |
| | $ | 61,014 |
| | $ | — |
| | $ | 4,069,676 |
|
资本支出(4) | $ | 718,712 |
| | $ | 223,612 |
| | $ | 3,701 |
| | $ | — |
| | $ | 946,025 |
|
_____________________ | |
(1) | 包括耗损、折旧和摊销费用$331.7百万和$16.1百万分别用于勘探和生产及中流段。亦包括公司的耗损折旧及摊销费用$2.7百万. |
| |
(2) | 包括$35.2百万可归因于与中游部门有关的子公司的非控股权益的净收益。 |
| |
(4) | 包括$48.3百万与勘探和生产部门有关的土地和地震采集支出$145.4百万在资本支出方面,可归因于与中游部门有关的子公司的非控制权权益。 |
目录
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注16-部分信息-续
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 勘探生产 | | | | | | 合并和消除 | | 合并公司 |
| | 中流 | | 企业 | | |
2018年12月31日 | | | | | | | | | |
石油和天然气收入 | $ | 794,261 |
| | $ | 6,439 |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 800,700 |
|
中期服务收入 | — |
| | 86,737 |
| | — |
| | (64,817 | ) | | 21,920 |
|
出售购买的天然气 | 902 |
| | 6,169 |
| | — |
| | — |
| | 7,071 |
|
租赁奖金-矿藏面积 | 2,489 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 2,489 |
|
已实现的衍生产品收益 | 2,334 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 2,334 |
|
衍生产品未实现收益 | 65,085 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 65,085 |
|
费用(1) | 487,539 |
| | 44,098 |
| | 69,508 |
| | (64,817 | ) | | 536,328 |
|
营业收入(损失)(2) | $ | 377,532 |
| | $ | 55,247 |
| | $ | (69,508 | ) | | $ | — |
| | $ | 363,271 |
|
总资产(3) | $ | 2,910,326 |
| | $ | 439,953 |
| | $ | 105,239 |
| | $ | — |
| | $ | 3,455,518 |
|
资本支出(4) | $ | 1,335,690 |
| | $ | 166,407 |
| | $ | 2,562 |
| | $ | — |
| | $ | 1,504,659 |
|
_____________________ | |
(1) | 包括耗损、折旧和摊销费用$252.3百万和$10.5百万分别用于勘探和生产及中流段。亦包括公司的耗损折旧及摊销费用$2.4百万. |
| |
(2) | 包括$25.6百万可归因于与中游部门有关的子公司的非控股权益的净收益。 |
| |
(4) | 包括$656.9百万与勘探和生产部门有关的土地和地震采集支出$80.2百万在资本支出方面,可归因于与中游部门有关的子公司的非控制权权益。 |
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 勘探生产 | | | | | | 合并和消除 | | 合并公司 |
| | 中流 | | 企业 | | |
2017年12月31日终了年度 | | | | | | | | | |
石油和天然气收入 | $ | 525,862 |
| | $ | 2,822 |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 528,684 |
|
中期服务收入 | — |
| | 47,037 |
| | — |
| | (36,839 | ) | | 10,198 |
|
已实现的衍生产品损失 | (4,321 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (4,321 | ) |
衍生产品未实现收益 | 9,715 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 9,715 |
|
费用(1) | 333,923 |
| | 23,420 |
| | 62,931 |
| | (36,839 | ) | | 383,435 |
|
营业收入(损失)(2) | $ | 197,333 |
| | $ | 26,439 |
| | $ | (62,931 | ) | | $ | — |
| | $ | 160,841 |
|
总资产(3) | $ | 1,768,393 |
| | $ | 257,871 |
| | $ | 119,426 |
| | $ | — |
| | $ | 2,145,690 |
|
资本支出(4) | $ | 753,157 |
| | $ | 114,113 |
| | $ | 5,688 |
| | $ | — |
| | $ | 872,958 |
|
_____________________
| |
(1) | 包括耗损、折旧和摊销费用$170.5百万和$5.2百万分别用于勘探和生产及中流段。亦包括公司的耗损折旧及摊销费用$1.7百万. |
| |
(2) | 包括$12.1百万可归因于与中游部门有关的子公司的非控股权益的净收益。 |
| |
(4) | 包括$54.9百万在资本支出方面,可归因于与中游部门有关的子公司的非控制权权益。 |
目录
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注17-附属担保人
票据由斗牛士的某些子公司(“担保子公司”)全面和无条件地共同和各别担保(习惯上的放行条款除外)。在…2019年12月31日,担保子公司是100%属于斗牛士。斗牛士是一家母公司控股公司,没有独立的资产或业务,对斗牛士通过分红或贷款从担保子公司获得资金的能力没有重大限制。San Mateo及其附属公司(“非担保子公司”)不是票据的担保人。
下表汇总了斗牛士(债券发行人)、非担保子公司、担保子公司和所有实体的合并财务信息(以千计)。消除条目是合并实体所必需的。本财务资料是根据条例S-X第3条至第10条的规定提交的。下列财务信息可能不一定表明作为独立实体运作的担保子公司的业务结果、现金流量或财务状况。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
压缩合并资产负债表 (一九二零九年十二月三十一日) |
| | 斗牛士 | | 非担保子公司 | | 担保子公司 | | 删除条目 | | 合并 |
资产 | | | | | | | | | | |
公司间应收账款 | | $ | 1,578,133 |
| | $ | 29,217 |
| | $ | — |
| | $ | (1,607,350 | ) | | $ | — |
|
流动资产 | | 29 |
| | 37,933 |
| | 240,530 |
| | — |
| | 278,492 |
|
净资产和设备 | | — |
| | 583,899 |
| | 3,115,696 |
| | — |
| | 3,699,595 |
|
对子公司的投资 | | 1,332,237 |
| | — |
| | 144,697 |
| | (1,476,934 | ) | | — |
|
长期资产 | | — |
| | 3,072 |
| | 99,049 |
| | (10,532 | ) | | 91,589 |
|
总资产 | | $ | 2,910,399 |
| | $ | 654,121 |
| | $ | 3,599,972 |
| | $ | (3,094,816 | ) | | $ | 4,069,676 |
|
负债和权益 | | | | | | | | | | |
公司间应付款项 | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 1,607,350 |
| | $ | (1,607,350 | ) | | $ | — |
|
流动负债 | | — |
| | 73,086 |
| | 327,595 |
| | (909 | ) | | 399,772 |
|
应付高级无担保票据 | | 1,039,416 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 1,039,416 |
|
其他长期负债 | | 37,329 |
| | 300,540 |
| | 332,790 |
| | (9,623 | ) | | 661,036 |
|
归于斗牛士资源公司的股本共计 | | 1,833,654 |
| | 144,697 |
| | 1,332,237 |
| | (1,476,934 | ) | | 1,833,654 |
|
非控股子公司权益 | | — |
| | 135,798 |
| | — |
| | — |
| | 135,798 |
|
负债和权益共计 | | $ | 2,910,399 |
| | $ | 654,121 |
| | $ | 3,599,972 |
| | $ | (3,094,816 | ) | | $ | 4,069,676 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
压缩合并资产负债表 (2018年12月31日) |
| | 斗牛士 | | 非担保子公司 | | 担保子公司 | | 删除条目 | | 合并 |
资产 | | | | | | | | | | |
公司间应收账款 | | $ | 1,244,405 |
| | $ | 29,816 |
| | $ | — |
| | $ | (1,274,221 | ) | | $ | — |
|
流动资产 | | 4,109 |
| | 34,027 |
| | 267,549 |
| | — |
| | 305,685 |
|
净资产和设备 | | — |
| | 379,052 |
| | 2,743,812 |
| | — |
| | 3,122,864 |
|
对子公司的投资 | | 1,490,401 |
| | — |
| | 95,346 |
| | (1,585,747 | ) | | — |
|
长期资产 | | 23,897 |
| | 1,479 |
| | 11,095 |
| | (9,502 | ) | | 26,969 |
|
总资产 | | $ | 2,762,812 |
| | $ | 444,374 |
| | $ | 3,117,802 |
| | $ | (2,869,470 | ) | | $ | 3,455,518 |
|
负债和权益 | | | | | | | | | | |
公司间应付款项 | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 1,274,221 |
| | $ | (1,274,221 | ) | | $ | — |
|
流动负债 | | 22,874 |
| | 27,988 |
| | 279,884 |
| | (724 | ) | | 330,022 |
|
应付高级无担保票据 | | 1,037,837 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 1,037,837 |
|
其他长期负债 | | 13,221 |
| | 230,263 |
| | 73,296 |
| | (8,778 | ) | | 308,002 |
|
归于斗牛士资源公司的股本共计 | | 1,688,880 |
| | 95,346 |
| | 1,490,401 |
| | (1,585,747 | ) | | 1,688,880 |
|
非控股子公司权益 | | — |
| | 90,777 |
| | — |
| | — |
| | 90,777 |
|
负债和权益共计 | | $ | 2,762,812 |
| | $ | 444,374 |
| | $ | 3,117,802 |
| | $ | (2,869,470 | ) | | $ | 3,455,518 |
|
目录
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注17-附属担保人-续
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
精简合并业务报表 截至2019年12月31日止的年度 |
| | 斗牛士 | | 非担保子公司 | | 担保子公司 | | 删除条目 | | 合并 |
总收入 | | $ | — |
| | $ | 209,887 |
| | $ | 848,502 |
| | $ | (74,719 | ) | | $ | 983,670 |
|
总开支 | | (1,458 | ) | | 128,758 |
| | 695,609 |
| | (74,719 | ) | | 748,190 |
|
经营(损失)收入 | | 1,458 |
| | 81,129 |
| | 152,893 |
| | — |
| | 235,480 |
|
资产销售净亏损和库存减值 | | — |
| | — |
| | (967 | ) | | — |
| | (967 | ) |
利息费用 | | (64,591 | ) | | (9,282 | ) | | — |
| | — |
| | (73,873 | ) |
其他收入(费用) | | — |
| | 3 |
| | (2,129 | ) | | — |
| | (2,126 | ) |
子公司收益 | | 186,442 |
| | — |
| | 36,645 |
| | (223,087 | ) | | — |
|
所得税前收入 | | 123,309 |
| | 71,850 |
| | 186,442 |
| | (223,087 | ) | | 158,514 |
|
所得税拨款总额 | | 35,532 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 35,532 |
|
可归因于附属公司非控制权益的净收入 | | — |
| | (35,205 | ) | | — |
| | — |
| | (35,205 | ) |
归于斗牛士资源公司股东的净收入 | | $ | 87,777 |
| | $ | 36,645 |
| | $ | 186,442 |
| | $ | (223,087 | ) | | $ | 87,777 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
精简合并业务报表 2018年12月31日终了年度 |
| | 斗牛士 | | 非担保子公司 | | 担保子公司 | | 删除条目 | | 合并 |
总收入 | | $ | — |
| | $ | 98,665 |
| | $ | 865,725 |
| | $ | (64,791 | ) | | $ | 899,599 |
|
总开支 | | 4,935 |
| | 46,236 |
| | 549,948 |
| | (64,791 | ) | | 536,328 |
|
经营(损失)收入 | | (4,935 | ) | | 52,429 |
| | 315,777 |
| | — |
| | 363,271 |
|
资产销售净亏损和库存减值 | | — |
| | — |
| | (196 | ) | | — |
| | (196 | ) |
利息费用 | | (40,994 | ) | | (333 | ) | | — |
| | — |
| | (41,327 | ) |
清偿债务时的预付罚款 | | (31,226 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (31,226 | ) |
其他收入 | | 565 |
| | 62 |
| | 924 |
| | — |
| | 1,551 |
|
子公司收益 | | 343,106 |
| | — |
| | 26,601 |
| | (369,707 | ) | | — |
|
所得税前收入 | | 266,516 |
| | 52,158 |
| | 343,106 |
| | (369,707 | ) | | 292,073 |
|
所得税总福利 | | (7,691 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (7,691 | ) |
可归因于附属公司非控制权益的净收入 | | — |
| | (25,557 | ) | | — |
| | — |
| | (25,557 | ) |
归于斗牛士资源公司股东的净收入 | | $ | 274,207 |
| | $ | 26,601 |
| | $ | 343,106 |
| | $ | (369,707 | ) | | $ | 274,207 |
|
目录
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注-续
2018年12月31日
附注17-附属担保人-续
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
精简合并业务报表 2017年12月31日终了年度收入 |
| | 斗牛士 | | 非担保子公司 | | 担保子公司 | | 删除条目 | | 合并 |
总收入 | | $ | — |
| | $ | 47,883 |
| | $ | 531,508 |
| | $ | (35,115 | ) | | $ | 544,276 |
|
总开支 | | 5,610 |
| | 21,260 |
| | 391,680 |
| | (35,115 | ) | | 383,435 |
|
经营(损失)收入 | | (5,610 | ) | | 26,623 |
| | 139,828 |
| | — |
| | 160,841 |
|
资产销售和库存减值净收益 | | — |
| | — |
| | 23 |
| | — |
| | 23 |
|
利息费用 | | (34,565 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (34,565 | ) |
其他收入 | | 27 |
| | 37 |
| | 3,487 |
| | — |
| | 3,551 |
|
子公司收益 | | 157,589 |
| | — |
| | 14,251 |
| | (171,840 | ) | | — |
|
所得税前收入 | | 117,441 |
| | 26,660 |
| | 157,589 |
| | (171,840 | ) | | 129,850 |
|
所得税(福利)准备金总额 | | (8,426 | ) | | 269 |
| | — |
| | — |
| | (8,157 | ) |
可归因于附属公司非控制权益的净收入 | | — |
| | (12,140 | ) | | — |
| | — |
| | (12,140 | ) |
归于斗牛士资源公司股东的净收入 | | $ | 125,867 |
| | $ | 14,251 |
| | $ | 157,589 |
| | $ | (171,840 | ) | | $ | 125,867 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
现金流量表 截至2019年12月31日止的年度 |
| | 斗牛士 | | 非担保子公司 | | 担保子公司 | | 删除条目 | | 合并 |
业务活动提供的现金净额(用于) | | $ | (427 | ) | | $ | 106,650 |
| | $ | 445,819 |
| | $ | — |
| | $ | 552,042 |
|
用于投资活动的现金净额 | | — |
| | (188,893 | ) | | (698,455 | ) | | (16,628 | ) | | (903,976 | ) |
筹资活动提供的现金净额 | | — |
| | 88,059 |
| | 228,391 |
| | 16,628 |
| | 333,078 |
|
现金和限制性现金增加(减少) | | (427 | ) | | 5,816 |
| | (24,245 | ) | | — |
| | (18,856 | ) |
年初现金和限制性现金 | | 456 |
| | 18,840 |
| | 64,688 |
| | — |
| | 83,984 |
|
年底现金和限制性现金 | | $ | 29 |
| | $ | 24,656 |
| | $ | 40,443 |
| | $ | — |
| | $ | 65,128 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
现金流量表 2018年12月31日终了年度 |
| | 斗牛士 | | 非担保子公司 | | 担保子公司 | | 删除条目 | | 合并 |
业务活动提供的现金净额(用于) | | $ | (657,860 | ) | | $ | 35,119 |
| | $ | 1,231,264 |
| | $ | — |
| | $ | 608,523 |
|
用于投资活动的现金净额 | | — |
| | (162,147 | ) | | (1,310,776 | ) | | (42,330 | ) | | (1,515,253 | ) |
筹资活动提供的现金净额 | | 658,030 |
| | 140,205 |
| | 47,667 |
| | 42,330 |
| | 888,232 |
|
现金和限制性现金增加(减少) | | 170 |
| | 13,177 |
| | (31,845 | ) | | — |
| | (18,498 | ) |
年初现金和限制性现金 | | 286 |
| | 5,663 |
| | 96,533 |
| | — |
| | 102,482 |
|
年底现金和限制性现金 | | $ | 456 |
| | $ | 18,840 |
| | $ | 64,688 |
| | $ | — |
| | $ | 83,984 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
现金流量表 2017年12月31日终了年度收入 |
| | 斗牛士 | | 非担保子公司 | | 担保子公司 | | 删除条目 | | 合并 |
业务活动提供的现金净额(用于) | | $ | (307,982 | ) | | $ | 21,308 |
| | $ | 585,799 |
| | $ | — |
| | $ | 299,125 |
|
投资活动(用于)提供的现金净额 | | 33 |
| | (114,852 | ) | | (597,870 | ) | | (106,595 | ) | | (819,284 | ) |
(用于)筹资活动提供的现金净额 | | 208,440 |
| | 96,307 |
| | (2,843 | ) | | 106,595 |
| | 408,499 |
|
现金和限制性现金减少(增加) | | (99,509 | ) | | 2,763 |
| | (14,914 | ) | | — |
| | (111,660 | ) |
年初现金和限制性现金 | | 99,795 |
| | 2,900 |
| | 111,447 |
| | — |
| | 214,142 |
|
年底现金和限制性现金 | | $ | 286 |
| | $ | 5,663 |
| | $ | 96,533 |
| | $ | — |
| | $ | 102,482 |
|
目录
斗牛士资源公司及其子公司
未经审计的补充资料
2018年12月31日
石油和天然气补充披露
发生的费用
下表汇总了该公司在截至年底的石油和天然气资产收购、勘探和开发过程中发生的和资本化的费用。2018年12月31日(以千计)。
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
财产购置费用 | | | | | | |
证明 | | $ | 3,767 |
| | $ | 4,788 |
| | $ | 45,270 |
|
未证明和未评估 | | 39,595 |
| | 633,502 |
| | 214,662 |
|
勘探成本 | | 109,439 |
| | 229,974 |
| | 167,213 |
|
发展成本 | | 570,290 |
| | 467,426 |
| | 326,012 |
|
发生的费用共计(1) | | $ | 723,091 |
| | $ | 1,335,690 |
| | $ | 753,157 |
|
__________________
| |
(1) | 不包括中期发展和公司费用2.273亿美元、1.690亿美元和1.198亿美元。2018年12月31日分别。 |
财产购置费用是指购买、租赁或以其他方式获取石油和天然气财产所产生的费用,包括未经证实和未评估的租赁权以及现有储备的购买。最后几年2018年12月31日,公司的大部分财产购置费用是由于收购未经证实和未经评估的租赁权和矿业权而产生的。
勘探费用是指查明这些石油和天然气属性中可能值得进一步审查的区域的费用,以及审查被认为有可能开采石油和天然气的具体领域的费用,包括钻探勘探井的费用、地质和地球物理费用以及携带和保留未经证实和未评估的财产的费用。勘探费用可能发生在获取相关石油和天然气属性之前或之后。截至12月31日,2019, 2018和2017,公司资本化290万美元分别为1 770万美元和180万美元的地质和地球物理费用,这些费用作为勘探费用列入上表。
开发费用是指获得已探明的储量和提供开采、处理、收集和储存石油和天然气的设施所需的费用。开发费用包括准备钻井地点、钻井和装备开发井以及购置、建造和安装生产设施的费用。
发生的费用还包括新确定的资产留存债务,以及因费用估计数或放弃日期的修订而导致的资产退休债务变动。上表所列资产退休债务约为430万美元, 400万美元和480万美元最后几年2018年12月31日分别。与购置、勘探和开发活动直接相关的资本化一般费用和行政费用也列入上表。公司资本化3 110万美元, 2 990万美元和2 310万美元截至12月31日的年度内部费用中,2019, 2018和2017,分别不包括中游相关资本化一般费用和行政费用。符合条件的项目的资本化利息费用也包括在上表中。公司资本化760万美元, 880万美元和730万美元截至12月31日止年度的利息支出,2019, 2018和2017分别。
石油和天然气储量
探明储量是地质和工程资料合理肯定地表明,利用现有的经济和运行条件,今后几年可从已知储层中回收的石油和天然气的估计量。石油和天然气储量的估算是复杂和不准确的,因为在这一过程中存在许多不确定性。这一过程依赖于对现有地质、地球物理、岩石物理、工程和生产数据的解释。数据的范围、质量和可靠性以及对该数据的相关解释可能有所不同。这一过程还需要某些经济假设,包括但不限于石油和天然气价格、钻井、完井和业务费用、资本支出和税收。未来的实际生产、石油和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可回收石油和天然气的数量极有可能与公司的估计有所不同。
目录
斗牛士资源公司及其子公司
未经审计的补充资料-续
2018年12月31日
石油和天然气补充披露-续
该公司以两种方式报告其生产和探明储量:石油和天然气,包括富含液体和干气的天然气。如果该公司生产富含液体的天然气,例如在新墨西哥州东南部的特拉华盆地和得克萨斯州西部的沃尔夫夏普和骨泉,以及得克萨斯州南部的鹰福特页岩,则与天然气相关的天然气的经济价值包括在估计的井口天然气价格中。
NGL被提取并出售。该公司截至年度的石油和天然气储量估计2018年12月31日由该公司的工程人员根据SEC制定的准则编写,然后由荷兰Sewell&Associates公司的独立水库工程师审核其合理性和是否符合SEC的指导方针。
石油和天然气储量是根据当时的经营和经济状况估算的,除了通过合同安排之外,没有为今后期间的价格和成本上涨作任何准备。用于估计石油和天然气储量的商品价格是以前一个月第一天石油和天然气价格的未加权算术平均数为基础的。12-月期。1月至12月期间2019,这些平均石油和天然气价格是$52.19Per Bbl和$2.58每个MMBtu,分别。1月至12月期间2018,这些平均石油和天然气价格是$62.04Per Bbl和$3.10每个MMBtu,分别。1月至12月期间2017,这些平均石油和天然气价格是$47.79Per Bbl和$2.98每个MMBtu,分别。
公司对已探明石油和天然气储量的估计数量的净所有权和已探明储量的变化概述如下。该公司所有的石油和天然气储量都归因于位于美国的财产。下文所列的估计储量仅为已探明的储备,不包括列为这些财产可能存在的或可能存在的储备的未探明储量的任何价值,也不包括任何可归因于未评估面积的利息的任何考虑因素,而这些未评估的面积超出了这些区域的储量估计数。在本节的表格中,天然气被转换成石油当量,使用1 Bbl的石油与1 Bbl的比率。六天然气。
目录
斗牛士资源公司及其子公司
未经审计的补充资料-续
2018年12月31日
石油和天然气补充披露-续
|
| | | | | | | | | |
| | 净探明储量 |
| | 油 | | 天然气 | | 油 等价物 |
| | (Mbbl) | | (MMcf) | | (MBoe) |
截至2016年12月31日止合计 | | 56,977 |
| | 292,649 |
| | 105,752 |
|
订正以前的估计数 | | 3,847 |
| | 34,395 |
| | 9,580 |
|
就地购买矿物 | | 5,257 |
| | 7,348 |
| | 6,482 |
|
扩展和发现 | | 28,513 |
| | 99,935 |
| | 45,169 |
|
生产 | | (7,851 | ) | | (38,163 | ) | | (14,212 | ) |
2017年12月31日合计 | | 86,743 |
| | 396,164 |
| | 152,771 |
|
订正以前的估计数 | | 5,908 |
| | 32,497 |
| | 11,326 |
|
就地采购矿物 | | 446 |
| | 900 |
| | 596 |
|
扩展和发现 | | 41,445 |
| | 169,224 |
| | 69,646 |
|
生产 | | (11,141 | ) | | (47,311 | ) | | (19,026 | ) |
2018年12月31日合计 | | 123,401 |
| | 551,474 |
| | 215,313 |
|
订正以前的估计数 | | (605 | ) | | 34,062 |
| | 5,073 |
|
原地矿物的净剥离 | | (298 | ) | | (12,048 | ) | | (2,307 | ) |
扩展和发现 | | 39,477 |
| | 114,833 |
| | 58,616 |
|
生产 | | (13,984 | ) | | (61,083 | ) | | (24,164 | ) |
2019年12月31日合计 | | 147,991 |
| | 627,238 |
| | 252,531 |
|
已探明储量 | | | | | | |
2016年12月31日 | | 22,604 |
| | 126,759 |
| | 43,731 |
|
2017年12月31日 | | 36,966 |
| | 190,109 |
| | 68,651 |
|
(2018年12月31日) | | 53,223 |
| | 246,229 |
| | 94,261 |
|
(一九二零九年十二月三十一日) | | 59,667 |
| | 276,258 |
| | 105,710 |
|
已探明未开发储量 | | | | | | |
2016年12月31日 | | 34,373 |
| | 165,890 |
| | 62,021 |
|
2017年12月31日 | | 49,777 |
| | 206,055 |
| | 84,120 |
|
(2018年12月31日) | | 70,178 |
| | 305,245 |
| | 121,052 |
|
(一九二零九年十二月三十一日) | | 88,324 |
| | 350,980 |
| | 146,821 |
|
以下是对该公司已探明的石油和天然气储量估计数在截至年底的变化的讨论2018年12月31日.
该公司已探明的石油和天然气储量增加到252,531姆博伊2019年12月31日从…215,313姆博伊2018年12月31日。该公司已探明的石油和天然气储量增加了61,382MBoe和公司生产24,164年终期间的MBoe2019年12月31日的净增加37,218姆博伊。该公司已探明的石油和天然气储量增加了58,616由于这一年的扩展和发现,MBoe在2019年期间出现了,这主要是由于在新墨西哥州东南部特拉华盆地和得克萨斯州西部特拉华盆地的沃尔夫营地和骨泉钻井作业。该公司已探明的石油和天然气储量增加了5,073MBoe2019由于修订了先前的估计数,这是由于某些油井的油井业绩好于预期,但被用于估计已探明储量的较低加权平均石油和天然气价格所抵消。2019,与2018。该公司已探明的石油和天然气储量减少2,307MBoe in2019由于当地矿物的净剥离,主要集中在得克萨斯州南部的鹰福特页岩和路易斯安那州西北部的哈内斯维尔页岩。该公司已探明的石油和天然气储量增加到105,710姆博伊2019年12月31日从…94,261姆博伊2018年12月31日主要是由于在特拉华盆地的沃尔夫营地和骨泉钻井作业增加了已探明的储量。在…2019年12月31日,公司的探明储量大约由59%石油和41%天然气42%证明发展和近似58%被证明是未开发的。
目录
斗牛士资源公司及其子公司
未经审计的补充资料-续
2018年12月31日
石油和天然气补充披露-续
该公司已探明的石油和天然气储量从2017年12月31日的152,771 MBOE增至2018年12月31日的215,313 MBOE。截至2018年12月31日,该公司已探明的石油和天然气储量增加了81,568 MBOE,生产了19,026 MBOE,净增加了62,542 MBOE。该公司已探明的石油和天然气储量增加了69 646 MBOE,这主要是由于在新墨西哥州东南部特拉华盆地和得克萨斯州西部特拉华盆地的沃尔夫营地和骨泉钻井作业。2018年,该公司已探明的石油和天然气储量增加了11 326 MBOE,原因是先前估计数的修正,原因是某些油井的油井业绩好于预期,以及用于估算2018年探明储量的加权平均石油和天然气价格高于2017年。该公司还在2018年增加了596 MBOE探明石油和天然气储量,这是由于在特拉华盆地购买了当地的矿物。该公司已探明的石油和天然气储量从2017年12月31日的68,651 MBOE增加到2018年12月31日的94,261 MBOE,主要是由于在特拉华盆地的WolfcAMP和BoneSpring钻井作业增加了已探明的储量。截至2018年12月31日,该公司的探明储量约为57%石油和43%天然气,约44%已证实已开发,约56%已证实未开发。
该公司的石油和天然气探明储量从2016年12月31日的105,752 MBOE增加到2017年12月31日的152,771 MBOE。在截至2017年12月31日的一年中,该公司已探明的石油和天然气储量增加了61,231 MBOE,公司生产了14,212 MBOE,净增加了47,019 MBOE。该公司已探明的石油和天然气储量增加了45 169 MBOE,这主要是由于在新墨西哥州东南部特拉华盆地和得克萨斯州西部特拉华盆地的沃尔夫营地和骨泉钻井作业。2017年,该公司已探明的石油和天然气储量增加了9,580 mBOE,原因是先前估计值的修正,原因是某些油井的油井业绩好于预期,以及用于估算2017年探明储量的加权平均石油和天然气价格高于2016年。该公司还在2017年增加了6,482 mBOE的探明石油和天然气储量,这是由于在特拉华盆地购买了当地的矿物。该公司已探明的石油和天然气储量从2016年12月31日的43,731 MBOE增加到2017年12月31日的68,651 MBOE,这主要是由于在特拉华盆地的沃尔夫营地钻井作业和骨泉钻井作业增加了探明的已开发储量。截至2017年12月31日,该公司的探明储量约为57%石油和43%天然气,约45%已证实已开发,约55%已证实未开发。
已探明油气储量未来净现金流量及其变化的标准化计量
与已探明的石油和天然气储量有关的未来现金流量折现的标准计量,并不是为了估计公司石油和天然气财产的重置成本或公允市场价值。对公平市场价值的估计还将考虑到,除其他外,目前未被归类为已证明的储备的回收、预计未来价格和成本的变化、工业技术和业务做法的可能改进、储备估计所固有的风险以及可能不同的贴现率。
如前所述,1月至12月期间2019,每月第一天石油和天然气价格的未加权算术平均数为$52.19Per Bbl和$2.58每个MMBtu,分别。1月至12月期间2018,可资比较的平均石油和天然气价格为$62.04Per Bbl和$3.10每个MMBtu,分别。1月至12月期间2017,可资比较的平均石油和天然气价格为$47.79Per Bbl和$2.98每个MMBtu,分别。
未来的净现金流量计算方法是将这些石油和天然气价格,并根据所有相关运输和收集成本、重力和能源含量以及区域价差调整后,计算出已探明石油和天然气储量的年终数量,并核算与生产这些储量有关的任何未来生产和开发成本;在这些计算过程中,价格和成本都不会随着时间的推移而升级。
未来所得税的计算方法是将法定税率适用于与已探明的石油和天然气储备有关的未来现金流量净额减去相关财产的税基。在计算未来所得税时,还考虑到公司可获得的税收抵免和营业净亏损结转。所得税后的未来净现金流量按10%年贴现率得出未来现金流量折现的标准化计量。
目录
斗牛士资源公司及其子公司
未经审计的补充资料-续
2018年12月31日
石油和天然气补充披露-续
下表列出了与已探明石油和天然气储量有关的未来现金流量贴现的标准化计量。2018年12月31日(以千计)。
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| | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
未来现金流入 | | $ | 8,771,595 |
| | $ | 8,822,004 |
| | $ | 5,249,116 |
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未来生产成本 | | (3,087,142 | ) | | (2,713,043 | ) | | (1,759,495 | ) |
未来发展成本 | | (1,638,744 | ) | | (1,384,916 | ) | | (1,029,105 | ) |
未来所得税费用 | | (479,011 | ) | | (710,222 | ) | | (228,622 | ) |
未来净现金流量 | | 3,566,698 |
| | 4,013,823 |
| | 2,231,894 |
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现金流量估计时间每年10%的折扣 | | (1,532,715 | ) | | (1,763,210 | ) | | (973,248 | ) |
未来现金流量折现的标准化计量 | | $ | 2,033,983 |
| | $ | 2,250,613 |
| | $ | 1,258,646 |
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下表汇总了与已探明石油和天然气储量有关的未来贴现现金流量标准计量在截至年底的变化情况。2018年12月31日(以千计)。
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| | 截至12月31日的年度, |
| | 2019 | | 2018 | | 2017 |
余额,期初 | | $ | 2,250,613 |
| | $ | 1,258,646 |
| | $ | 575,043 |
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与未来生产有关的销售和转让价格以及生产(提升)成本的净变化 | | (622,710 | ) | | 574,381 |
| | 374,370 |
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未来发展费用估计数的变化 | | (284,748 | ) | | (347,038 | ) | | (298,504 | ) |
本报告所述期间石油和天然气的销售和转让 | | (682,747 | ) | | (631,596 | ) | | (403,095 | ) |
现有准备金的净购买(剥离) | | (28,849 | ) | | 9,227 |
| | 97,225 |
|
由于扩展和发现而产生的净变化 | | 733,208 |
| | 1,078,935 |
| | 677,681 |
|
由于储量估计数订正而产生的净变化 | | 63,436 |
| | 175,440 |
| | 143,749 |
|
本报告所述期间以前估计的开发费用 | | 258,593 |
| | 279,799 |
| | 151,974 |
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增值折扣 | | 237,548 |
| | 103,085 |
| | 54,623 |
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其他 | | (4,861 | ) | | 3,600 |
| | (3,929 | ) |
所得税净变动 | | 114,500 |
| | (253,866 | ) | | (110,491 | ) |
未来现金流量折现的标准化计量 | | $ | 2,033,983 |
| | $ | 2,250,613 |
| | $ | 1,258,646 |
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目录
斗牛士资源公司及其子公司
未经审计的补充资料-续
2018年12月31日
选定的季度财务信息
下表列出选定的未经审计的季度财务信息2019(单位:千,除每股数据外)。
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| | 12月31日 | | 9月30日 | | 六月三十日 | | 3月31日 |
2019 | | | | | | | | |
石油和天然气收入 | | $ | 258,619 |
| | $ | 229,377 |
| | $ | 211,060 |
| | $ | 193,269 |
|
第三方中流服务收入 | | 17,656 |
| | 15,257 |
| | 14,359 |
| | 11,838 |
|
出售购买的气体 | | 34,711 |
| | 19,864 |
| | 8,963 |
| | 11,231 |
|
租赁奖金-矿藏面积 | | — |
| | 1,711 |
| | — |
| | — |
|
已实现的衍生产品收益 | | 1,701 |
| | 3,346 |
| | 1,165 |
| | 3,270 |
|
衍生产品未实现(亏损)收益 | | (24,012 | ) | | 9,847 |
| | 6,157 |
| | (45,719 | ) |
费用 | | 223,627 |
| | 193,300 |
| | 164,915 |
| | 166,348 |
|
其他费用 | | (21,209 | ) | | (18,859 | ) | | (18,859 | ) | | (18,039 | ) |
所得税前收入(损失) | | 43,839 |
| | 67,243 |
| | 57,930 |
| | (10,498 | ) |
所得税准备金(福利) | | 10,197 |
| | 13,490 |
| | 12,858 |
| | (1,013 | ) |
净收入(损失) | | 33,642 |
| | 53,753 |
| | 45,072 |
| | (9,485 | ) |
可归因于附属公司非控制权益的净收入 | | (9,623 | ) | | (9,800 | ) | | (8,320 | ) | | (7,462 | ) |
可归因于以下方面的净收入(损失) 斗牛士资源公司股东 | | $ | 24,019 |
| | $ | 43,953 |
| | $ | 36,752 |
| | $ | (16,947 | ) |
每股收益(亏损) | | | | | | | | |
基本 | | $ | 0.21 |
| | $ | 0.38 |
| | $ | 0.32 |
| | $ | (0.15 | ) |
稀释 | | $ | 0.21 |
| | $ | 0.38 |
| | $ | 0.31 |
| | $ | (0.15 | ) |
下表列出选定的未经审计的季度财务信息2018(单位:千,除每股数据外)。 |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日 | | 9月30日 | | 六月三十日 | | 3月31日 |
2018 | | | | | | | | |
石油和天然气收入 | | $ | 193,445 |
| | $ | 216,282 |
| | $ | 209,019 |
| | $ | 181,954 |
|
第三方中流服务收入 | | 8,636 |
| | 6,809 |
| | 3,407 |
| | 3,068 |
|
出售购买的气体 | | 7,071 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
租赁奖金-矿藏面积 | | 2,489 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
衍生产品实现收益(损失) | | 3,656 |
| | 5,424 |
| | (2,488 | ) | | (4,258 | ) |
衍生产品未实现收益(损失) | | 74,577 |
| | (21,337 | ) | | 1,429 |
| | 10,416 |
|
费用 | | 141,811 |
| | 139,325 |
| | 137,374 |
| | 117,818 |
|
其他费用 | | (11,666 | ) | | (42,738 | ) | | (8,356 | ) | | (8,438 | ) |
所得税前收入 | | 136,397 |
| | 25,115 |
| | 65,637 |
| | 64,924 |
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所得税利益 | | (7,691 | ) | | — |
| | — |
| | — |
|
净收益 | | 144,088 |
| | 25,115 |
| | 65,637 |
| | 64,924 |
|
可归因于附属公司非控制权益的净收入 | | (7,375 | ) | | (7,321 | ) | | (5,831 | ) | | (5,030 | ) |
可归因于 斗牛士资源公司股东 | | $ | 136,713 |
| | $ | 17,794 |
| | $ | 59,806 |
| | $ | 59,894 |
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普通股每股收益 | | | | | | | | |
基本 | | $ | 1.18 |
| | $ | 0.15 |
| | $ | 0.53 |
| | $ | 0.55 |
|
稀释 | | $ | 1.17 |
| | $ | 0.15 |
| | $ | 0.53 |
| | $ | 0.55 |
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