Document
美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格10-q
((第一标记)
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ý | | 根据1934年“美国证券交易条例”第13或15(D)节，截至2018年3月31日的季度报告 |
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o | | 根据1934年证券交易所ACT第13或15(D)节就___至___ |
佣金档案号码：001-16071
阿布拉萨斯石油公司
(注册人的确切姓名如其章程所指明)
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内华达州 | | 74-2584033 |
(法团国) | | (I.R.S.雇主身份确认号) |
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圣安东尼奥梅斯纳路18803号，TX 78258 |
(主要行政办事处地址)(邮编) |
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210-490-4788 |
(登记人的电话号码，包括区号) |
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不适用 |
(前姓名、前地址及前财政年度，如自上次报告以来有所更改) |
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用检查标记标明登记人(1)是否已提交1934年“证券交易法”第13条或第15(D)条规定在过去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天中一直遵守提交要求。是的，没有☐。
检查注册人是否已以电子方式提交并张贴在其公司网站(如果有的话)，说明在过去12个月内，根据条例S-T(本章第232.405条)的规定，每个交互数据文件都必须提交和张贴(或在较短的时间内，注册人必须提交和张贴此类文件)。是的，不需要☐。
通过检查标记表明注册人是大型加速备案者、非加速备案者还是较小的报告公司。见“外汇法”第12b-2条规则中“大型加速备案者”、“加速申报人”和“小型报告公司”的定义。(检查一)
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大型加速滤波器☐ | 加速过滤器 |
非加速滤波器☐ | 小型报告公司☐ |
(不要标记较小的报告公司) | 新兴成长型公司☐ |
如果一家新兴成长型公司，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。 |
用复选标记表明注册人是否是空壳公司(如“交易法”第12b-2条所定义)。是的，☐否。
截至2018年5月7日，发行人普通股的发行数量为166,572,157.
前瞻性信息
我们在整个报告中都会做出前瞻性的陈述。每当你读到一份不仅仅是历史事实的声明(例如，包括“相信”、“预期”、“打算”、“将”、“计划”、“寻求”、“可能”、“估计”、“可能”等词语)时，“或类似的表述)，你必须记住，这些都是前瞻性的陈述，我们的期望可能是不正确的，尽管我们认为它们是合理的。本报告所载的前瞻性信息一般载于”管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析“标题下的材料中，但可能在其他地点找到。此外，这些前瞻性陈述通常与我们未来业务的计划和目标有关，并以我们管理层对未来结果或趋势的合理估计为基础。这些因素可能影响我们对我们业务的期望，其中包括以下因素：
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• | 限制我们的增长和能力，为我们的业务提供资金，为我们的资本需求提供资金，并对银行信贷安排和限制性债务契约规定的不断变化的条件作出反应； |
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• | 上限测试导致减记，这可能会导致未来石油和天然气价格下降； |
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• | 我们有能力为我们的钻井和完井活动采购服务和设备； |
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• | 管道和其他运输设施的邻近性、容量、成本和可用性；以及 |
对于我们的油井和位于我们财产附近的油井来说，初始产量，或IP率，都是每口井生产历史上有限的数据点。这些比率有时是实际费率，有时是外推率或正常化率。因此，随着更多数据的提供，某一口井的采油率可能会发生变化。最高产量不一定是未来产量、预期最终回收率或欧元或这类井的经济回报率的指示性或预见性指标，不应为此目的依赖。同样，我们计算和报告峰值知识产权率的方式和其他人采用的方法可能不一致，因此所报告的数值可能没有直接和有意义的可比性。所描述的横向长度仅为指示性长度。实际完成的横向长度取决于各种考虑因素，如租赁线偏移。Abraxas的标准长度侧面，有时被称为5，000英尺侧面，是指长度一般在4，000英尺至5，500英尺之间的侧面。中长线，有时被称为7，500英尺侧面，是指长度一般在6，500英尺至8，000英尺之间的侧面。长侧翼，有时被称为10，000英尺侧，是指长度一般大于8，000英尺的侧面。
术语汇编
除非本报告另有说明，气量在储量位于华氏60度的国家或地区的法定压力基础上说明，石油和天然气等价物由6麦克夫/一桶石油、凝析物或天然气液体比例确定。
下列定义适用于本报告中使用的技术术语。
用于描述石油和天然气数量的术语：
“BBL“-桶或桶。
“bcf“-十亿立方英尺的天然气
“Bcfe“-十亿立方英尺的气体当量。
“英国央行“-石油当量桶。
“Boed或Boepd“-每天石油当量桶。
“姆布尔“-千桶
“姆博伊” –一千桶石油当量。
“麦克夫“-一千立方英尺的气体
“麦克菲“-相当于一千立方英尺的气体
“姆贝尔“-百万桶
“MMBoe”-百万桶石油当量。
“MMBtu“-百万英国热气体单位。
“MMcf“-百万立方英尺的气体
“姆麦克夫“-相当于百万立方英尺的气体
“NGL” –以桶为单位测量的天然气液体。
用于描述我们对油井和土地的兴趣的术语：
“开发面积“指的是由租用的英亩组成的面积，这些英亩是间隔的或可分配给生产井的。
“开发井“是指在已探明的油气藏区域内钻探的一口井，其深度或地层(岩层或地层)为开采目的而被认为是有生产力的。
“干孔“一项勘探或开发工作被发现不能生产足够数量的石油或天然气，从而有理由完成。
“探井“是在未被证实的地区发现和生产石油和或天然气，在先前发现在另一储集层生产的油田中寻找新的油藏，或延伸已知的储集层而钻的一口井。
“毛英亩“是我们拥有一项工作权益的英亩数。
“粗井“这是一口我们拥有工作利益的井。
“净英亩“是以毛英亩为单位的部分所有权工作权益之和(例如，涉及320毛英亩的租赁中50%的工作权益相当于160净英亩)。
“网井“是毛井部分所有权工作利益之和。
“生产井“是一口试探性井或开发井，不是干井。
“未开发面积“指未钻井或未完井的租赁土地，无论这种面积是否含有已探明的储量，都可以生产经济数量的石油和天然气。
用于将现值分配给我们的储备或对其进行分类的术语：
“已开发油气储量*“已开发的石油和天然气储量是可预期回收的任何类别的储量：
(I)使用现有设备和操作方法的现有井，或所需设备的费用相对于新井的费用相对较小的井；及
(2)通过已安装的开采设备和基础设施在储量时运作，估计是否以不涉及油井的方式进行开采。
“已探明的非生产储量*”这些石油和天然气储量是在现有井筒的管道后面开发的，是从封闭的井筒中开采出来的，还是只有在安装了必要的设备之后才能通过改进采收率才能回收，或者这样做的成本相对较小。关闭储量预计将从(1)在估计时开放但尚未开始生产的完井段、(2)因市场条件或管道连接而关闭的油井或(3)因机械原因无法生产的油井中收回。管道后储量预计将从现有油井中需要额外的完井工作或今后在开始生产之前重新完井的区域中回收。
“已探明的已开发储量*” 可通过现有设备和作业方法通过现有井回收的储量。
“探明储量*“地质及工程资料显示，在现有经济及运作情况下，未来数年可从已知水库中收回的储备，是可以合理确定的。”
“已探明未开发储量”或“PUDs*” 预计将从未开凿的土地上的新井或现有井中收回的储量，在每一种情况下，都需要较大的支出。
“PV-10指根据证券交易委员会(“SEC”)颁布的准则计算的未来净收入，每年贴现10%，未计入所得税前，且没有价格或成本上升或降级。根据证券交易委员会的规定，pv-10被认为是一项非公认会计准则的财务措施，因为它不包括未来所得税的影响，这是计算未来现金流量折现的标准指标。我们认为pv-10是一项重要的衡量标准，可以用来评估我们的石油和天然气属性的相对重要性，而pv-10被证券分析师和投资者广泛使用。在评估石油和天然气公司时，由于每一家公司特有的许多因素会影响未来要缴纳的所得税数额，因此在评估公司时，采用税前计量方法可以提供更大的资产可比性。我们认为，石油和天然气行业的大多数其他公司都是在同样的基础上计算pv-10的。PV-10的计算依据与未来现金流量贴现的标准计量方法相同，但不扣除所得税。
“标准化测量指按会计准则编码(“ASC”)932“披露石油和天然气生产活动”计算的估计未来净收入，扣除所得税后每年10%的贴现率，没有价格或成本上升或下降。
“未开发的石油和天然气储量*" 未开发的石油和天然气储量是任何类别的储量，这些储量预计将从未钻探面积的新井中回收，或从现有油井中开采，因为这些油井需要较大的费用才能重新完成工作。
*本定义是条例S-X第4-10(A)条所载完整定义的简略版本。有关完整定义，请参见：http：//www.ecfr.gov/cgi-bin/retrieveECFR？gp=1&SID=7aa25d3cede06103c0ecec861362497d&ty=HTML&h=L&n=pt17.3.210&r=PART#se17.3.210_14_610
阿布拉萨斯石油公司
FORM 10 – Q
指数
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第一部分 |
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项目1- | 财务报表 | |
| 精简的综合资产负债表-2018年3月31日(未经审计)和2017年12月31日 | 6 |
| 精简的综合业务报表-(未经审计)
三个月，截至3月31日，2018和2017 | 8 |
| 现金流动合并报表-(未经审计)
三个月，截至3月31日，2018和2017 | 9 |
| 精简合并财务报表附注-(未经审计) | 10 |
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项目2- | 管理层对财务状况及财务状况的探讨与分析
业务结果 | 22 |
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项目3- | 市场风险的定量和定性披露 | 34 |
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项目4- | 管制和程序 | 34 |
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第二部分 |
其他资料 |
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项目1- | 法律程序 | 35 |
项目1A- | 危险因素 | 35 |
项目2- | 未登记的股本证券出售和收益的使用 | 35 |
项目3- | 高级证券违约 | 35 |
项目4- | 矿山安全披露 | 35 |
项目5- | 其他资料 | 35 |
项目6- | 展品 | 35 |
| 签名 | 36 |
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第一部分
财务报表
项目1.财务报表
阿布拉萨斯石油公司
压缩合并资产负债表
(单位：千)
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| | | | | | | | |
| | 3月1日 | | 十二月三十一日， |
| | 2018 | | 2017 |
| | (未经审计) | | |
资产 | | | | |
流动资产： | | | | |
现金和现金等价物 | | $ | 5,645 |
| | $ | 1,618 |
|
应收账款： | | |
| | |
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共有人，净 | | 6,816 |
| | 14,218 |
|
油气生产销售 | | 17,873 |
| | 17,789 |
|
其他 | | 937 |
| | 86 |
|
| | 25,626 |
| | 32,093 |
|
| | | | |
衍生资产 | | 7 |
| | — |
|
其他流动资产 | | 719 |
| | 778 |
|
流动资产总额 | | 31,997 |
| | 34,489 |
|
| | | | |
财产和设备： | | |
| | |
|
石油和天然气特性，全成本核算法： | | |
| | |
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证明 | | 954,762 |
| | 923,237 |
|
其他财产和设备 | | 39,292 |
| | 39,136 |
|
共计 | | 994,054 |
| | 962,373 |
|
减去累计折旧、损耗、摊销和减值 | | (735,066 | ) | | (724,606 | ) |
财产和设备共计，净额 | | 258,988 |
| | 237,767 |
|
| | | | |
递延融资费用净额 | | 1,380 |
| | 1,285 |
|
衍生资产 | | 19 |
| | — |
|
其他资产 | | 265 |
| | 265 |
|
总资产 | | $ | 292,649 |
| | $ | 273,806 |
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见所附的合并财务报表附注(未经审计)。
A布拉萨斯石油公司
合并后的资产负债表(续)
(除股票和每股数据外，以千计)
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| | | | | | | | |
| | 3月1日 | | 十二月三十一日， |
| | 2018 | | 2017 |
| | (未经审计) | | |
负债与股东权益 | | | | |
流动负债： | | | | |
应付帐款 | | $ | 24,257 |
| | $ | 45,570 |
|
应付石油和天然气联合利息 | | 14,890 |
| | 11,502 |
|
应计利息 | | 187 |
| | 140 |
|
其他应计费用 | | 752 |
| | 539 |
|
衍生负债 | | 14,221 |
| | 10,837 |
|
当前的长期债务到期期限 | | 264 |
| | 262 |
|
流动负债总额 | | 54,571 |
| | 68,850 |
|
| | | | |
长期债务减去当期到期日 | | 107,287 |
| | 87,354 |
|
其他负债 | | 132 |
| | 132 |
|
长期衍生负债 | | 3,750 |
| | 2,387 |
|
未来场地修复 | | 9,225 |
| | 8,775 |
|
Total liabilities | | 174,965 |
| | 167,498 |
|
| | | | |
承付款和意外开支(附注9) | |
|
| |
|
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| | | | |
股东权益： | | |
| | |
|
优先股，每股面值0.01美元-授权发行的1，000，000股；-0-发行和发行的股票 | | — |
| | — |
|
普通股，每股面值0.01美元，授权发行4亿股；分别于2018年3月31日和2017年12月31日发行和发行股票165，881，694股和165，889，901股 | | 1,659 |
| | 1,659 |
|
额外已付资本 | | 416,068 |
| | 415,471 |
|
累计赤字 | | (300,043 | ) | | (310,822 | ) |
股东权益总额 | | 117,684 |
| | 106,308 |
|
负债和股东权益共计 | | $ | 292,649 |
| | $ | 273,806 |
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见所附的合并财务报表附注(未经审计)。
阿布拉萨斯石油公司
精简的业务合并报表
(未经审计)
(除每股数据外，以千计)
|
| | | | | | | | | |
| | 三个月结束
三月三十一日， | |
| | 2018 | | 2017 | |
收入： | | | | | |
石油和天然气生产收入 | | | | | |
Oil | | $ | 35,994 |
| | $ | 15,502 |
| |
煤气 | | 2,377 |
| | 1,982 |
| |
天然气液体 | | 2,223 |
| | 1,303 |
| |
| | 40,594 |
| | 18,787 |
| |
其他 | | 36 |
| | 15 |
| |
| | 40,630 |
| | 18,802 |
| |
业务费用和费用： | | | | | |
租赁经营 | | 4,569 |
| | 4,118 |
| |
生产和从价税 | | 3,113 |
| | 1,620 |
| |
折旧、损耗和摊销 | | 10,130 |
| | 5,374 |
| |
一般补偿和行政补偿(分别包括586美元和770美元) | | 2,728 |
| | 2,737 |
| |
| | 20,540 |
| | 13,849 |
| |
营业收入 | | 20,090 |
| | 4,953 |
| |
| | | | | |
其他(收入)费用： | | | | | |
利息费用 | | 1,329 |
| | 507 |
| |
递延融资费用摊销 | | 96 |
| | 137 |
| |
衍生合约的亏损(收益) | | 7,883 |
| | (9,381 | ) | |
出售非油气资产的损失 | | 3 |
| | — |
| |
| | 9,311 |
| | (8,737 | ) | |
所得税前收入 | | 10,779 |
| | 13,690 |
| |
所得税(费用)福利 | | — |
| | — |
| |
净收益 | | $ | 10,779 |
| | $ | 13,690 |
| |
| | | | | |
普通股净收益-基本收入 | | $ | 0.07 |
| | $ | 0.09 |
| |
普通股净收益-稀释后 | | $ | 0.06 |
| | $ | 0.09 |
| |
| | | | | |
已发行加权平均股票： | | | | | |
基本 | | 165,133 |
| | 154,118 |
| |
稀释 | | 167,243 |
| | 156,813 |
| |
见所附的合并财务报表附注(未经审计)。
|
| | | | | | | | | |
阿布拉萨斯石油公司 |
合并现金流量表 |
(未经审计) |
(单位：千) |
| | | | | |
| | 三个月到3月31日， | |
| | 2018 | | 2017 | |
经营活动 | | | | | |
净收益 | | $ | 10,779 |
| | $ | 13,690 |
| |
调整数，将净收入(损失)与(用于)业务活动提供的现金净额对账： | | | | |
| |
出售非油气资产的损失 | | 3 |
| | — |
| |
衍生合约的净亏损(收益) | | 7,883 |
| | (9,381 | ) | |
衍生合约结算 | | (3,789 | ) | | 621 |
| |
折旧、损耗和摊销 | | 10,130 |
| | 5,374 |
| |
递延融资费用摊销 | | 96 |
| | 137 |
| |
未来场地修复的积累 | | 130 |
| | 112 |
| |
基于股票的补偿 | | 586 |
| | 770 |
| |
经营资产和负债的变化： | | | | |
| |
应收账款 | | 6,467 |
| | 4,216 |
| |
其他资产 | | 686 |
| | (727 | ) | |
应付帐款和应计费用 | | (741 | ) | | (4,609 | ) | |
经营活动提供的净现金 | | 32,230 |
| | 10,203 |
| |
| | | | | |
投资活动 | | | | |
| |
资本支出，包括购置和开发财产 | | (47,959 | ) | | (9,379 | ) | |
出售石油和天然气的收益 | | — |
| | 10,622 |
| |
出售非石油和天然气资产的收益 | | 1 |
| | — |
| |
投资活动提供的现金净额 | | (47,958 | ) | | 1,243 |
| |
| | | | | |
筹资活动 | | | | |
| |
长期借款收益 | | 26,000 |
| | 6,000 |
| |
长期借款付款 | | (6,065 | ) | | (81,598 | ) | |
发行普通股的收益 | | — |
| | 65,223 |
| |
递延融资费用 | | (191 | ) | | (10 | ) | |
行使股票期权 | | 11 |
| | — |
| |
(用于)筹资活动提供的现金净额 | | 19,755 |
| | (10,385 | ) | |
| | | | | |
现金和现金等价物增加 | | 4,027 |
| | 1,061 |
| |
期初现金及现金等价物 | | 1,618 |
| | — |
| |
期末现金及现金等价物 | | $ | 5,645 |
| | $ | 1,061 |
| |
| | | | | |
现金流动信息补充披露： | | | | | |
已付利息 | | $ | 1,020 |
| | $ | 507 |
| |
| | | | | |
非现金投融资活动 | | | | | |
应付帐款中的资本支出变动 | | $ | (16,924 | ) | | $ | 1,578 |
| |
资本支出中资产退休债务的增加 | | 320 |
| | — |
| |
| | $ | (16,604 | ) | | $ | 1,578 |
| |
见所附的合并财务报表附注(未经审计)。
阿布拉萨斯石油公司
精简合并财务报表附注
(未经审计)
(除每股数据外，以千计的表格数额)
1.提出依据
Abraxas石油公司及其子公司(“公司”)遵循的会计政策载于2018年3月16日向SEC提交的截至2017年12月31日的年度报告10-K表中公司经审计的合并财务报表的附注中。这种政策一直没有改变。此外，请参阅这些财务报表的附注，以了解公司的财务状况、经营结果和现金流量的更多细节。这些说明中所列的所有重要项目均未发生变化，除非是由于在此期间的正常交易或本报告中披露的情况。所附的临时合并财务报表未经我们的独立注册会计师审计，管理层认为，这些报表反映了为公允列报财务状况和业务结果所需的一切调整。任何和所有的调整都是正常的和经常性的。尽管管理层认为，这些精简的合并财务报表中未经审计的临时相关披露足以使所提供的信息不具有误导性，但按照美利坚合众国普遍接受的会计原则(“公认会计原则”)编制的某些信息和脚注披露通常包括在按照美利坚合众国普遍接受的会计原则编制的年度审定合并财务报表中，但根据美国证券交易委员会的规则和条例，这些信息和脚注被浓缩或省略。终了三个月期间的业务结果和现金流量March 31, 2018不一定表示全年预期的结果。本文所列的合并财务报表应与本公司2017年12月31日终了年度10-K表年度报告中所载的合并审定财务报表及其附注一并阅读。
改叙
对上期财务报表作了某些改叙，以符合本期列报方式。这些重新分类对公司以前报告的经营结果没有影响。
合并原则
“Abraxas”、“Abraxas Petroleum”、“we”、“us”、“Our”或“Company”这些术语是指Abraxas石油公司及其所有子公司，包括Raven钻井公司(“乌鸦钻探公司”)。
根据证券交易委员会条例S-X，与公司或其附属公司拥有所有权或其他经济利益的财产有关的合同钻井服务不得确认收入。由于这一限制而未确认的任何收入应贷记到全部成本池中，并在产生准备金时通过较低的摊销确认。
估计数的使用
按照美利坚合众国普遍接受的会计原则编制财务报表，要求管理层作出影响报告的资产和负债数额的估计和假设，并披露本报告所述期间财务报表之日或有资产和负债以及报告的收入和支出数额。实际结果可能与这些估计不同。
最近采用会计准则和披露
I2014年5月，财务会计准则委员会(“FASB”)发布了“会计准则更新”(“ASU”)第2014-09号，与客户签订合同的收入。该公司在单个合同一级完成了对其收入来源的详细分析，以评估新的收入标准对其合并财务报表的影响。根据这些已完成的评估，采用这一标准不会影响我们的净收益。该公司于2018年1月1日采用了这一新标准，采用了改进的回顾性方法。本标准采用后，未对留存收益进行累计调整。见注2。“ASC 606收养的影响”和注3。“与客户签订合同的收入”，以进一步了解与公司采用本标准有关的细节。
最近的会计准则和披露尚未采用
2016年2月，金融服务统筹委员会发出2016-02年度ASU“租赁，“取代ASC 840“租约“并创建一个新主题，asc 842。“租赁”这一更新要求承租人确认包括经营租赁在内的所有租赁的租赁负债和租赁资产，资产负债表上的期限超过12个月。更新还扩大了有关租赁的所需数量和质量披露。本更新适用于2018年12月15日以后的财政年度和这些财政年度内的中期，并允许更早的申请。这一更新将采用经修改的追溯过渡办法，适用于财务报表中最早的比较期开始时的现有租约或在此之后签订的租约。我们目前正在确定我们的租约，并评估这一更新对我们的合并财务报表和相关披露的影响。
股票薪酬及期权计划
股票期权
公司目前使用一个标准的期权定价模型(即黑斯科尔斯)来衡量授予员工和董事的股票期权的公允价值。
下表汇总了本公司在所述期间与股票期权有关的基于股票的赔偿费用：
|
| | | | | | | |
三个月结束
三月三十一日， | |
2018 | | 2017 | |
$ | 339 |
| | $ | 434 |
| |
下表汇总公司截至三个月的股票期权活动March 31, 2018(单位：千股)：
|
| | | | | | | | | | | | |
| | 数 成 股份(千) | | 加权 平均 期权 运动 单价 分享 | | 加权 平均 格兰特 日期交易会 价值 每股 | |
2017年月31 | | 8,317 |
| | $ | 2.35 |
| | $ | 1.67 |
| |
获批 | | — |
| | — |
| | — |
| |
行使 | | (21 | ) | | $ | 1.58 |
| | $ | 1.12 |
| |
没收 | | (78 | ) | | $ | 3.01 |
| | $ | 2.12 |
| |
未付，2018年月31 | | 8,218 |
| | 2.34 |
| | 2.17 |
| |
截至March 31, 2018，大约有130万美元2018年至2021年确认的未摊销的与未偿股票期权有关的补偿费。
限制性股票奖励
限制股票奖励是指在转让时受到限制的普通股奖励，如果裁决的受赠人在限制解除之前终止在公司的雇用，则有可能被没收。这类股票的公允价值是使用授予日期的收盘价确定的，补偿费用在适用的归属期内记录。
下表汇总了截止三个月公司的限制性股票活动March 31, 2018:
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| | | | | | | | |
| | 数 成 股份(千) | | 加权 平均 授予日期 公允价值 每股 | |
2017年12月31日 | | 1,479 |
| | $ | 3.43 |
| |
获批 | | — |
| | — |
| |
Vested/Released | | (712 | ) | | $ | 3.15 |
| |
Forfeited | | (20 | ) | | $ | 3.83 |
| |
2018年度3月31日 | | 747 |
| | $ | 3.68 |
| |
下表汇总了本公司在所述期间与限制性股票有关的基于股票的赔偿费用：
|
| | | | | | | | |
| 三个月结束
三月三十一日， | |
| 2018 | | 2017 | |
| $ | 247 |
| | $ | 336 |
| |
截至March 31, 2018，大约有40万美元将于2018年至2021年确认的未摊销的与已发行限制性股份有关的补偿费。
油气性质
该公司采用石油和天然气资产的全部成本法，在这种方法下，与购置财产和成功及不成功的勘探和开发活动有关的所有直接费用和某些间接费用都被资本化。资本化石油和天然气资产的折旧、损耗和摊销
预计未来的发展成本，不包括未证实的物业，是以经证实的储备为基础的单位生产方法，而石油及天然气物业的资本净成本，减去有关的递延税项，则按国家而定，以未摊销成本或成本上限为限，即按未升级价格折现，界定为经证实储备未来估计净收入的现值之和。10%，另加未摊销的物业的成本(如有的话)，另加包括在摊销成本(如有的话)中的未证实物业的成本或估计公允价值的较低部分，减去有关的所得税。超过已证实准备金估计净收入现值的费用10%全部成本会计公司出售或处置石油和天然气财产时，不确认损益作为资本成本的调整。当对全部成本池的调整导致资本化成本与已探明准备金之间的关系发生重大变化时，就会出现这一规则的例外情况。本公司按最新资产负债表提交日期，按季度采用全面成本上限测试。March 31, 20182017年，我们石油和天然气资产的净资本成本没有超过我们估计的已探明储量的成本上限。
恢复、移走和环境责任
该公司受广泛的联邦、州和地方环境法律法规的约束。这些法律规定向环境排放材料，并可能要求公司移除或减轻在不同地点处置或释放石油物质所造成的环境影响。环境支出根据其未来的经济效益予以支出或资本化。与过去经营造成的现有状况有关的支出没有未来的经济效益。
非资本性支出的负债记录在环境评估和/或补救可能发生时，费用可以合理估计。这些负债一般不贴现，除非债务或组成部分的现金付款时间是固定的或可靠确定的。
本公司根据ASC 410的指导，对未来的工地恢复义务进行核算，其中涉及与有形长期资产的退休有关的债务和相关资产退休费用的会计和报告。ASC 410要求将资产退休负债的公允价值记录在其发生的期间，并通过增加相关长期资产的账面金额来资本化相应的成本。负债按每一时期的现值增加，资本化成本在相关资产的估计使用寿命内折旧。就所列所有期间而言，我们已在我们的全部费用摊销基础中列入了今后的遗弃和拆除费用估计数，并将这些费用作为损耗费用的一个组成部分摊销在所附的合并财务报表中。
下表汇总了公司截至三个月的未来场地修复义务交易。March 31, 2018截至2017年12月31日的一年：
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| | | | | | | | | |
| | March 31, 2018 | | 十二月三十一日， 2017 | |
开始未来场地修复义务 | | $ | 8,775 |
| | $ | 8,623 |
| |
| | 357 |
| | 1,088 |
| |
与财产处置和堵塞费用有关的删除 | | (61 | ) | | (1,551 | ) | |
吸积费用 | | 130 |
| | 451 |
| |
修订和其他 | | 24 |
| | 164 |
| |
终止未来场地修复义务 | | $ | 9,225 |
| | $ | 8,775 |
| |
2.ASC 606收养的影响
2018年1月1日，该公司采用修改后的追溯过渡方法，通过了ASU第2014-09号“与客户签订合同的收入”(“ASU 2014-09”)。根据这一过渡方法，该公司对2018年1月1日和之后签订的所有新合同适用ASU 2014-09年，适用于所有(或基本上全部)归属于合同的收入未在遗留收入指导下得到确认的现有合同。
ASU 2014-09年取代了美国公认会计准则下几乎所有现有的收入确认指南，并包括一个五步流程，以确认承诺的货物或服务转让给客户时的收入，其数额反映了实体预期有权获得这些货物或服务的考虑。
截至2018年3月31日的三个月中，与传统收入指南相比，采用ASU 2014-09年对公司报告的收入、运营成本和费用或净收入没有影响。此外，在2018年1月1日，由于采用了2014-09年ASU，不需要对累积赤字进行累积的跟踪调整。
3.与客户签订合同的收入
收入确认
石油、天然气和天然气液体(“NGL”)的销售是在将产品的控制权移交给客户并合理地保证可收性的时候得到承认的。该公司的合同定价规定与市场指数挂钩，除其他因素外，还根据地理位置、石油或天然气的质量以及普遍的供求情况进行了某些调整。因此，石油、天然气和NGL的价格波动，与市场上其他可用的石油、天然气和NGL供应保持竞争力。该公司认为，我们的石油，天然气和NGL合同的定价条款是行业惯例。
石油销售
该公司的石油销售合同一般是在井口或井口附近按合同规定的交货点将其石油生产出售给买方。原油生产按交货日期定价，根据现行指数价格减去与交货后买方发生的石油质量、实际位置和运输费用有关的某些扣减额。当控制权在井口或井口附近以收购人的净价交付时转让给买方时，本公司确认收入。
天然气和NGL销售
根据公司的天然气处理合同，该公司将湿气输送给位于井口或中流处理实体系统入口的中流加工实体。中流加工实体处理天然气并将收益汇给公司，其依据是：(一)中流加工实体从第三方客户收到的NGL和剩余气体的销售价格，或者(二)NGL和渣油在交付给中流加工实体的月份的通行指数价格。中流加工实体发生的收集、加工、运输和其他费用通常从公司收到的收益中扣除。
在这些情况下，公司评估它是交易中的委托人还是代理人。在该公司的天然气采购合同中，公司的结论是，它是代理，因此，中流加工实体是它的客户。因此，公司根据从中流处理实体收到的收益净额确认在交付给中流处理实体时的收入。
失衡
该公司采用销售方法来解释天然气生产的不平衡。在这种方法下，收入是根据公司在交付生产中的净收入利息来记录的。2018年3月31日和2017年3月31日，该公司没有出现物质气体失衡。
收入分类
该公司的重点是开发主要位于美国以下三个作业区的石油和天然气属性：(一)二叠纪/特拉华盆地，(二)落基山和(三)南德克萨斯州。下表对这些区域的收入进行了分类。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月到3月31日， |
| 2018 | | 2017 |
| 油 | | 煤气 | | NGL | | 油 | | 煤气 | | NGL |
业务区域： | | | | | | | | | | |
二叠纪/特拉华盆地 | $ | 14,374 |
| | $ | 920 |
| | $ | 798 | | $ | 2,488 |
| | $ | 756 |
| | $ | 389 |
|
落基山 | $ | 19,240 |
| | $ | 1,127 |
| | $ | 1,403 | | $ | 11,397 |
| | $ | 871 |
| | $ | 894 |
|
南得克萨斯州 | $ | 2,380 |
| | $ | 330 |
| | $ | 22 | | $ | 1,617 |
| | $ | 355 |
| | $ | 20 |
|
重大判断
委托人对代理人
本公司从事各种类型的交易，其中中流实体处理公司的天然气，随后以公司的名义向第三方客户销售产生的NGL和剩余气体，如公司的收益百分比和天然气购买合同。这类交易需要作出判断，以确定我们是合同中的委托人还是代理人，因此，收入是记作毛额还是净额。
分配给剩余履约义务的交易价格
本公司大量的产品销售都是短期的，合同期限为一年或更短。对于这些合同，公司利用了ASC主题606-10-50-14中的实际权宜之计，如果履约义务是最初预期期限为一年或更短的合同的一部分，则免除公司披露分配给剩余履约义务的交易价格。
对于合同期限超过一年的产品销售，本公司在ASC主题606-10-50-14(A)中使用了实用的权宜之计，其中指出，如果可变代价完全分配给完全未履行的履约义务，公司不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。根据这些销售合同，每一件产品一般都是一项单独的履约义务；因此，今后的数量完全没有得到满足，不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。
合同余额
根据公司的产品销售合同，一旦产品交付时履行了履约义务，公司有权要求买方付款，此时付款是无条件的。公司将发票金额作为“应收账款-石油和天然气生产销售”记录在所附的合并资产负债表中。
在某一报告期内由于没有从第三方收到时间或信息而无法获得石油和天然气的实际数量和价格的情况下，对这些财产的预期销售量和价格进行估计，并在所附的合并资产负债表中记作“应收账款-石油和天然气生产销售”。在这种情况下，付款也是无条件的，因为公司已通过交付相关产品履行其履约义务。因此，该公司的结论是，其产品销售不产生合同资产或负债下的ASU 2014-09。在2018年3月31日和2017年12月31日，我们与客户签订的合同中的应收账款如下1 790万美元和1 780万美元分别。
上期履约义务
本公司记录的收入在当月生产交付给买方。然而，某些气体和NGL销售的结算表可能在交付日期后30至60天内无法收到，因此，公司必须估计交付给中途购买者的生产量和销售该产品的价格。此外，在某一报告期内由于没有从第三方购买者那里收到时间或信息而无法获得实际石油数量和价格的情况下，还估计了这些石油桶的预期销售量和价格。
本公司记录其估计数与收到买方付款月份产品销售实际金额之间的差额。其收入估计数与历史上实际收入之间的任何已查明差异均不显著。在2018年3月31日终了的三个月中，在本报告所述期间确认的与前一个报告期履行的业绩义务有关的收入不重要。
4.所得税
公司使用负债法记录所得税。根据这一方法，递延税资产和负债是根据财务报告与资产和负债税基之间的差异确定的，并使用预期差额逆转时预期生效的税率和法律进行计量。
最后三个月March 31, 20182017年否由于营业净亏损结转(“NOL”)和公司在其递延净税中记录了全额估价备抵的所得税福利。
在2017年12月31日，该公司在符合下文所述限制的情况下，2.55亿美元该公司2018年前的NOL将在2023年至2037年期间到期，如果不使用，则可抵消未来应纳税收入的100%用于正常纳税。2018年1月1日以后产生的任何NOL一般可以无限期结转，并可抵消高达80%的未来应纳税收入，用于正常的税收目的(替代最低税率自2018年1月1日起不再适用于公司)。
如果公司的普通股出现“所有权变动”，按照“国内收入法典”第382条的规定，一般在三年内累计所有权变动超过50%，则公司NOL的使用将受到限制。截至2018年3月31日，该公司还没有发生第382节所界定的所有权变动。鉴于历史损失，未来对北环线结转的利用存在不确定性。因此，该公司已设立了一项估价津贴8 040万美元截至2017年12月31日的递延税款资产。
截至March 31, 2018，本公司并无任何与不确定的税务状况有关的应计利息或罚款。2013课税年度 到2017年，该公司将继续接受税务管辖区的审查。
新的税收立法，通常被称为减税和就业法案(H.R.1)，于2017年12月22日颁布。ASC 740，所得税会计虽然大多数规定的生效日期是从2017年12月31日以后开始的课税年度，但要求公司在颁布期间承认税法变化的影响。由于我们的联邦递延税资产被估价免税额完全抵消，美国公司所得税税率降至21%并没有对公司的财务报表产生重大影响。尚未生效但可能影响未来年度所得税的重要规定包括：废除公司可选择的最低税额、对杠杆资产负债表调整后应纳税收入的30%以上的利息费用目前可扣减的限制、2017年后产生的NOL的使用限制至应纳税收入的80%、无限制结转后产生的NOL。2017年税收年度，某些商业资产的临时支出100%，某些一般和行政费用的额外限制，以及确定过度赔偿限额的变动。目前，该公司预计不会支付现金联邦所得税在短期内，由于任何立法的变化，主要是由于我们的北环线结转的可用性。有关最近颁布的美国联邦所得税立法的未来解释，与我们目前的解释不同，以及根据最近颁布的联邦立法对州税法可能作出的修改，可能会对这一预测产生重大影响。
5.长期债务
以下是对公司债务的描述March 31, 2018和2017年12月31日分别：
|
| | | | | | | | |
| | March 31, 2018 | | 2017年月31 |
Senior secured credit facility | | $ | 104,000 |
| | $ | 84,000 |
|
Real estate lien note | | 3,551 |
| | 3,616 |
|
| | 107,551 |
| | 87,616 |
|
Less current maturities | | (264 | ) | | (262 | ) |
| | $ | 107,287 |
| | $ | 87,354 |
|
信贷贷款
该公司有一个高级担保信贷机构，由法国兴业银行作为行政代理和发行贷款机构，以及某些其他贷款人，我们称之为信贷安排。March 31, 2018, 104.0百万美元在信贷工具下还未偿还。
信贷工具的最大承诺是300.0百万美元可得性取决于借款基数。March 31, 2018，该公司有一个借款基础175.0百万美元。借款基数由放款人根据公司的准备金报告每半年确定一次，1其中必须由其独立的石油工程师和1其中可能是内部准备的。借入基数的数额由放款人根据其对公司已证明的准备金的估值计算，利用这些准备金报告和他们自己的内部决定来确保该设施的安全。此外，放款人可自行决定，可在预定重定期之间的任何六个月期间，再作一次额外的借款基础重定，而公司可在计划重定期间的任何六个月内要求一次重定。超过借款基数的未偿还借款必须立即偿还，或者公司必须将更多的油气财产或其他资产作为抵押品。公司目前没有任何实质性的未质押资产，也可能没有财政资源来支付任何强制性本金。此外，减少借款基数也可能导致该公司不遵守下文所述的财务契约。大
公司的借贷基础将自动减少，因为出售的物业的市场价值为5%或更多的当时的借贷基础，并与任何可能降低抵押品价值的对冲终止有关。5%或者更多。公司的借款基数永远不能超过300.0百万美元最高承诺额。信用机制下的未偿金额在任何时候都有利息(A)，3%每年加上下文所列数额，和(B)在任何其他时间，以(X)法国兴业银行不时宣布的参考利率为上限，(Y)联邦基金利率加0.5%，和(Z)法国兴业银行确定的每日一个月libor+利率，在每种情况下，(I)1.5%-2.5%，取决于借款基数的使用情况，或者(Ii)如果我们选择libor+，在每种情况下，2.5%-3.5%取决于借款基数的使用情况March 31, 2018，信贷工具的利率大约是4.85%假设libor借款。
在不受较早的终止权利和违约事件的限制下，信贷安排的规定到期日为May 16, 2021。利息按基准利率垫款按季度支付，LIBOR垫款不少于季度。公司获准终止信贷安排，并能够按照某些通知和美元增值要求，不时地减少贷款人在信贷设施下的总承付款额。
公司的每一家子公司都在高级担保的基础上担保我们在信贷工具下的义务。信贷安排下的债务由第一优先完善的担保权益担保，但须附带某些允许的抵押权，涉及我们和我们的附属担保人的所有物质财产和资产。担保品必须包括至少占我们已证实储量的90%的财产。公司还给予我们的贷款人在我们总部大楼的担保权益。
根据信贷安排，公司须遵守惯例契约，包括某些财务契约及报告规定。公司须按信贷安排所界定的流动比率，在每个季度的最后一天维持不少于1.00至1.00，利息保障比率不少于2.50在每个季度的最后一天，公司还必须将债务总额与EBITDAX比率保持在不超过3.50到1点。流动资产比率定义为合并流动资产与合并流动负债的比率。为本计算的目的，流动资产包括借入基数中未提取但不包括存放于对冲安排对头方的任何现金的部分，以及任何代表因应用asc 815及asc 410-20而产生的估值账户的资产，流动负债则不包括流动负债。长期债务的部分和任何因应用ASC 815和ASC 410-20而产生的估值账户的负债。利息覆盖率被定义为截至计算日为止的四个财政季度的合并EBITDAX与合并利息费用的比率。为本计算目的，EBITDAX的定义为合并净收益加利息费用、石油和天然气勘探费用、收入、特许经营权或保证金税、折旧、摊销、耗损和其他非现金费用的总和，包括因应用asc 718、asc 815和asc 410-20而产生的非现金费用，再加上任何对冲合同结算或货币化产生的所有已实现现金收入净额加上发生的费用。与信贷安排的谈判、执行、交付及履行有关的事宜，再加上与信贷安排所准许的任何收购有关的开支，再加上与发行高级无担保票据、附属债务或权益有关的开支，另加至100万美元在任何12个月期间的非常费用加上非常损失减去在确定合并净亏损中包括的所有非现金收入项目，包括所有因适用ASC 815和ASC 410-20而产生的非现金项目。利息费用包括利息总额、信用证费用和与任何债务有关的其他费用和费用。债务总额与EBITDAX之比定义为截至计算日止的四个财政季度的总债务与合并EBITDAX的比率，为计算目的，债务总额是未偿债务本金，不包括与总部大楼有关的债务以及与担保债券和衍生合同有关的债务。.
在March 31, 2018，该公司遵守了所有这些财务契约。截至March 31, 2018，利息覆盖率为21.12至1.00，债务总额与EBITDAX之比为1.50到1.00，我们目前的比率是2.57 to 1.00.
信贷安排包含若干契约，其中包括限制我们下列能力的若干公约：
| |
• | 与附属公司进行交易，而不是在“距离”的基础上进行； |
信贷工具还载有某些附加契约，包括下列要求：
| |
• | 任何终止衍生合约所得净收益的100%，必须用作偿还信贷安排下的未清款项；及 |
| |
• | 如果我们手头现金加上流动投资的总和超过1 000万美元，则超过1 000万美元必须用于支付信贷工具下的未清金额。 |
信贷工具还包括违约的惯常事件，包括不支付本金或利息、违反契约、交叉违约和对某些其他债务的交叉加速、破产以及重大判决和责任。截至March 31, 2018，公司遵守了信贷安排的所有条款。
房地产留置单
该公司有一张不动产留置单，其担保是对该财产的第一份留置权信托契据和作为其公司总部的改进。该票据按固定利率支付利息4.25%每月分期付款$34,3542018年8月20日开始，利率将根据该行当时的最优惠利率加上1.00%最大速率7.25%.债券的到期日为July 20, 2023。截至March 31, 2018，和2017年12月31日, 360万美元，在笔记上是未清的。
6.每股收益
下表列出了每股基本收益和稀释收益的计算方法：
|
| | | | | | | | | |
| | 三个月到3月31日， | |
| | 2018 | | 2017 | |
| | (单位：千，除每股数据外) | |
分子： | | | | | |
净收益 | | $ | 10,779 |
| | $ | 13,690 |
| |
分母： | | | | | |
每股基本收益分母加权平均普通股已发行 | | 165,133 |
| | 154,118 |
| |
稀释证券的影响： 股票期权和限制性股票 | | 2,110 |
| | 2,695 |
| |
稀释每股收益的分母，经调整的加权平均股份，并假定行使期权和限制性股票 | | 167,243 |
| | 156,813 |
| |
| | | | | |
普通股净收益-基本收入 | | $ | 0.07 |
| | $ | 0.09 |
| |
| | | | | |
普通股净收益-稀释后 | | $ | 0.06 |
| | $ | 0.09 |
| |
每股基本净收益，不包括股票期权和未归属限制性股票的任何稀释效应，计算方法是将普通股股东可获得的净收入除以当期已发行普通股的加权平均数。稀释后每股净收入的计算方式类似于基本的计算方法；然而，稀释后的每股净收入反映了所有可能稀释的证券的假定转换。
7. 套期保值和衍生工具
公司使用的衍生合约所依据的指数价格可能而且经常与我们在业务中实现的实际石油和天然气价格不同，该公司的衍生合同不符合套期会计的条件；因此，衍生合同的市场价值波动在本期收益中得到确认。没有与这些衍生合同有关的净结算协议，也没有抵消的政策。
下表列出截至March 31, 2018:
|
| | | | | | | |
| | 油-WTI |
合同期 | | 每日容积(Bbl) | | 掉期价格(每磅) |
固定互换 | | | | |
2018-12月 | | 4,426 |
| | $ | 53.69 |
|
2019 1月至12月 | | 2,800 |
| | $ | 55.66 |
|
2020年1月至12月 | | 2,200 |
| | $ | 54.34 |
|
下表说明衍生合同对公司资产负债表的影响：
|
| | | | | | | | | | | | |
截至2018年3月31日的衍生产品合约的公允价值 |
| | 资产衍生工具 | | 负债衍生产品 |
未指定为套期保值工具的衍生工具 | | 资产负债表定位 | | 公允价值 | | 资产负债表定位 | | 公允价值 |
商品价格衍生产品 | | 衍生物-电流 | | $ | 7 |
| | 衍生物-电流 | | $ | 14,221 |
|
商品价格衍生产品 | | 衍生产品-长期 | | 19 |
| | 衍生产品-长期 | | 3,750 |
|
| | | | $ | 26 |
| | | | $ | 17,971 |
|
|
| | | | | | | | | | | | |
截至2017年12月31日的衍生产品合约的公允价值 |
| | 资产衍生工具 | | 负债衍生产品 |
未指定为套期保值工具的衍生工具 | | 资产负债表定位 | | 公允价值 | | 资产负债表定位 | | 公允价值 |
商品价格衍生产品 | | 衍生物-电流 | | $ | — |
| | 衍生物-电流 | | $ | 10,837 |
|
商品价格衍生产品 | | 衍生产品-长期 | | — |
| | 衍生产品-长期 | | 2,387 |
|
| | | | $ | — |
| | | | $ | 13,224 |
|
8.金融工具
按公允价值计量的资产和负债可分为三个不同的级别之一，这取决于计量中所使用的投入的可观测性。这三个层次的定义如下：
| |
• | 第1级-对估价方法的投入是活跃市场中相同资产或负债的报价(未经调整)。 |
| |
• | 第2级-对估值方法的投入包括活跃市场中类似资产和负债的报价，以及可直接或间接观察到的资产或负债在整个金融工具期限内的投入。 |
| |
• | 第三级-对估值方法的投入是不可观察的，对公允价值计量具有重要意义。 |
金融工具在估值等级中的分类是基于对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平。公司对整个公允价值计量中某一特定投入的重要性的评估需要作出判断，并考虑资产或负债的具体因素。该公司还须评估衍生合约对手方的信誉。基于对手方信用风险的非履约风险评估结果可能导致衍生工具账面价值的调整。下表列出按公允价值计算的公司资产和负债的资料，按公允价值计算March 31, 2018和2017年12月31日，并说明公司为确定这种公允价值而采用的估值技术的公允价值等级(千)：
|
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 报价 在活动中 市场 完全相同 资产 (1级) | | 显着 其他 可观察 投入 (第2级) | | 显着 看不见 投入(3级) | | 截至…的余额 March 31, 2018 |
资产： | | | | | | | | |
纽约商品交易所固定价格衍生合约 | | $ | — |
| | $ | 26 |
| | $ | — |
| | $ | 26 |
|
总资产 | | $ | — |
| | $ | 26 |
| | $ | — |
| | $ | 26 |
|
负债： | | |
| | |
| | |
| | |
|
纽约商品交易所固定价格衍生合约 | | $ | — |
| | $ | 17,971 |
| | $ | — |
| | $ | 17,971 |
|
负债总额 | | $ | — |
| | $ | 17,971 |
| | $ | — |
| | $ | 17,971 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 报价 在活动中 市场 完全相同 资产 (1级) | | 显着 其他 可观察 投入 (第2级) | | 显着 看不见 投入(3级) | | 截至…的余额 十二月三十一日， 2017 |
资产： | | | | | | | | |
纽约商品交易所固定价格衍生合约 | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | — |
|
总资产 | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | — |
|
| | | | | | | | |
负债： | | | | | | | | |
纽约商品交易所固定价格衍生合约 | | $ | — |
| | $ | 13,208 |
| | $ | — |
| | $ | 13,208 |
|
Nymex基微分互换 | | — |
| | — |
| | 16 |
| | 16 |
|
负债总额 | | $ | — |
| | $ | 13,208 |
| | $ | 16 |
| | $ | 13,224 |
|
该公司的衍生合同包括纽约商品交易所的固定价格掉期合约March 31, 2018，从2017年12月31日起，以纽约商品交易所(NYMEX)为基础的固定价格掉期和基本差价互换。根据固定价格掉期，该公司为其生产收取固定价格，并向合同对手支付一个可变的市场价格。根据基础差价互换，如果市场价格高于固定价格，公司支付给对手方，如果市场价格低于固定价格，则由对手支付给公司。基于纽约商品交易所的固定价格衍生品掉期和基础掉期合约是以纽约商品交易所期货合约为索引的，这些期货合约是活跃交易的基础商品，通常用于能源行业。许多金融机构和大型能源公司充当此类衍生合约的对手方。由于以纽约商品交易所为基础的固定价格互换的公允价值是基于许多投入，包括每项衍生产品合同中规定的合同数量和价格、当前和未来的NYMEX商品价格，以及基于积极报价并可通过外部来源验证的易于观察的市场参数的量化模型，因此我们将这些衍生品合同定性为二级。为了验证第三方估值，公司将各种投入输入到一个模型中，并将我们的结果与第三方进行比较，以验证模型的合理性。项圈和基本差别掉期工具的公允价值是基于不像固定价格互换那样可观察的投入。除了积极报价的市场价格外，还使用了时间价值、波动率和其他不可观测的输入等变量。因此，这些文书被列为三级。
以下是公司在截至三个月的三个月中使用不可观测的重要投入(三级投入)进行的经常性公允价值计量的补充信息March 31, 2018.
|
| | | | | | |
2018年1月1日不可观测的输入 | | $ | (16 | ) | |
市值变动 | | — | | |
期间的定居点 | | 16 | | |
2018年3月31日无法观测的输入 | | $ | — | | |
非经常性公允价值计量
该公司遵循ASC 820-10关于非金融资产和负债的规定，这些资产和负债按公允价值进行非经常性计量。就公司而言，ASC 820-10适用于在企业合并中可能获得的某些非金融资产和负债，从而按公允价值计量，并初步确认使用公允价值的资产退休义务。
资产退休债务估计数是根据历史成本以及管理层对未来成本环境的预期得出的。由于没有任何佐证市场活动支持所采用的假设，该公司已将这些负债定为第三级。公司资产退休债务期初余额和期末余额的核对见附注1。
其他金融工具
由于这些资产和负债的短期期限和/或流动性，公司现金、现金等价物、限制性现金、应收账款和应付账款的账面金额大致接近公允价值。我们的债务的账面价值接近公允价值，因为利率是市场利率，这一债务被认为是二级债务。
9.承付款和意外开支
本公司不时参与其正常业务运作所引起的申索有关的诉讼。在March 31, 2018，公司没有参与任何单独或总体上预期会对其财务状况或经营结果产生重大不利影响的法律程序。
10.收购和剥离
2018年2月28日，该公司结束了对944德克萨斯州温克勒县的矿产地。这次收购的价格是1 430万美元。这一购置不符合企业购置的标准，因此被列为资产购置。
项目2.管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析
以下是我们的财务状况、经营结果、流动性和资本资源的讨论。这一讨论应与我们的合并财务报表及其附注一并阅读，这些报表载于我们于2018年3月16日向SEC提交的2017年12月31日终了年度表10-K年度报告中，以及本季度报告中其他地方所载的公司历史上未经审计的合并财务报表和附注。
除另有说明外，除单位价值外，所有表格金额均以千计。
关键会计政策
截至2017年12月31日的年度报表10-K中所描述的关键会计政策没有任何变化。
一般
我们是一家独立的能源公司，主要从事在美国的石油和天然气的收购、勘探、开发和生产。从历史上看，我们是通过获取和随后开发和开发生产属性而成长起来的，主要是通过利用现代测井分析和储层建模技术以及三维地震勘探和水平钻井等新技术对老油田进行再开发。由于这些活动，我们相信我们的物业有不少发展机会。此外，我们打算扩大我们的发展活动，在我们的核心业务领域进行补充的土地收购。我们的开发和勘探活动的成功对于维持和增加我们目前的生产水平和相关储量至关重要。
影响我国财务业绩的因素
我们的财务业绩取决于许多因素，这些因素对我们的业务结果有重大影响，包括：
| |
• | 是否具备及有能力筹集额外资本资源及提供流动资金，以应付现金流动的需要； |
商品价格和套期保值安排.我们的业务结果在很大程度上取决于我们的石油和天然气生产所收到的价格。我们生产的价格取决于现货市场价格、差额和衍生合约的有效性，我们有时称之为套期保值安排。基本上，我们所有的石油和天然气销售都是在现货市场上进行的，或者是根据基于现货市场价格的合同进行的，而不是按照长期固定价格合同进行的。因此，我们的石油和天然气生产所收到的价格取决于我们无法控制的许多因素。石油和天然气价格的大幅下跌可能对我国的财政状况、业务结果、现金流量和可在经济基础上回收的储量数量产生重大不利影响。
石油和天然气价格一直波动不定，这种波动预计将继续下去。由于世界政治环境、全球石油、天然气供应、全球其他能源供应的供应以及消费者认为各种能源的相对竞争关系等诸多不确定因素，我们无法预测石油、天然气和天然气的变化可能会发生什么变化。未来的天然气价格。2018年石油和凝析油、NGL和天然气的市场价格将影响经营活动产生的现金数量，进而影响我们的财务状况。
在三个月内结束March 31, 2018，纽约商品交易所未来石油平均价格$62.90与$51.782017年同期的人均工资。在三个月内结束March 31, 2018，纽约商品交易所未来天然气现货平均价格$2.85与MMBtu相比$3.56 2017年同期的人均工资。收盘价March 31, 2018在$64.94每磅油和$2.73每吨天然气，与接近March 31, 2017在$50.60每磅油和$3.192018年5月7日，油价收于$70.73每磅油和$2.74如果商品价格下跌，我们的收入和现金
业务流量也有可能下降，此外，较低的商品价格也会减少我们经济上可以生产的石油和天然气的数量。如果石油和天然气价格下降，我们的收入、盈利能力和业务现金流也可能减少，这可能导致我们改变我们的商业计划，包括减少我们的钻探活动。这种下降是必要的，在今后的时期内，我们也可能需要减记石油和天然气资产的账面价值，这也会导致净收入减少，我们所得到的价格也会受到基数差异的影响，这种差异可能很大，而且取决于实际交货点。最后，大宗商品价格较低可能会导致我们已证实的储备减少，导致我们信贷安排下的借贷基础下降。
我们的生产实际价格与NYMEX期货和现货市场价格不同，主要原因是：
下表列出了截至目前三个月的平均差额。March 31, 2018 and 2017:
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 石油-NYMEX | | 毒气-NYMEX | |
| | 2018 | | 2017 | | 2018 | | 2017 | |
平均实际价格(1) | | $ | 59.56 |
| | $ | 45.96 |
| 20,120 |
| $ | 2.00 |
| | $ | 2.11 |
| |
纽约商品交易所平均价格 | | 62.90 |
| | 51.78 |
| | 2.85 |
| | 3.56 |
| |
差动 | | $ | (3.34 | ) | | $ | (5.82 | ) | | $ | (0.85 | ) | | $ | (1.45 | ) | |
_____________________________________
(1)不包括衍生活动的影响。
在March 31, 2018，我们的衍生合约包括基于纽约商品交易所的固定价格互换。在固定价格互换下，我们为我们的生产收取一个固定的价格，并支付一个可变的市场价格给合同的交易方。
我们的衍生合约大约相当于63%根据2018年4月1日至2008年12月31日的储量估算，89% in 2019 and 89%在2020。通过消除部分价格波动对我们未来石油和天然气生产的影响，我们相信我们将减轻而不是消除这些时期内商品价格变化对我们现金流的潜在影响。然而，当前的市场价格高于我们的合同价格时，我们将不会实现现金流量的增加。如果市场价格高于我们的合同价格，我们的衍生合同。相反，当前市场价格低于我们的合同价格时，我们将维持我们的商品衍生合约的收益。最后三个月March 31, 2018，我们意识到790万美元，包括损失380万美元关于已结束合同和损失410万美元与公开合同有关。最后三个月March 31, 2017，我们意识到940万美元由…的收益组成60万美元论封闭式合同及其收益880万美元与开放式合同有关。我们没有按照适用的会计规则指定任何这些衍生合同为套期保值。
下表列出我们的衍生合约March 31, 2018:
|
| | | | | | | |
| | 油-WTI |
合同期 | | 每日容积(Bbl) | | 掉期价格(每磅) |
固定互换 | | | | |
2018-12月 | | 4,426 |
| | $ | 53.69 |
|
2019 1月至12月 | | 2,800 |
| | $ | 55.66 |
|
2020年1月至12月 | | 2,200 |
| | $ | 54.34 |
|
在March 31, 2018，我们的商品衍生合约的总公平市价约为净负债。1 790万美元.
生产量。我们的探明储量将随着石油和天然气的生产而下降，除非我们发现、获取或开发更多含有已探明储量的财产，或进行成功的勘探和开发活动。根据我们在2017年12月31日的储量报告中列出的储量信息，我们已证实已开发产量净额的年平均估计递减率。
在2018年、2019年、2020年、2021年和2022年，储量分别为38%、21%、13%、11%和10%，随后五年为8%，此后约为8%。这些下降率是估计值，实际产量下降可能会有很大不同。虽然我们在寻找、获取和开发额外储量方面取得了一些成功，但我们并不总是能够完全取代由于自然领域的衰退和房地产销售而损失的生产量。我们今后获得或找到更多储量的能力将在一定程度上取决于可用于购置、勘探和开发项目的资金数额。
在截止的三个月里，我们有资本支出。March 31, 2018成3 140万美元涉及到我们的勘探开发活动以及租赁地的获取。我们2018年的资本支出预算约为140.0百万美元，将由业务现金流动和我们信贷机制的收益供资。2018年预算中约有7 120万美元用于开发我们在二叠纪/特拉华州的骨泉/沃尔夫营地英亩，3 380万美元用于开发我们在北达科他州的Williston盆地/Bakken/三叉游戏。其余部分用于购置、设施和一般公司用途，2018年资本支出预算可能会根据若干因素而变化，包括石油和天然气的现行和预期价格、钻井和服务设备及船员的供应和成本、钻井时的经济和工业条件、是否有足够的资本资源、我们的开采努力的结果，以及我们获得钻探许可的能力。
下表列出了截至目前三个月的历史净生产量。March 31, 2018 and 2017:
|
| | | | | | | |
| | 三个月结束
三月三十一日， | |
| | 2018 | | 2017 | |
总产量(MBoe) | | 944 |
| | 614 |
| |
平均日产量(BOPD) | | 10,485 |
| | 6,822 |
| |
%油 | | 64 | % | | 55 | % | |
下表列出了截至2018年3月31日和2017年3月31日的三个月我们主要经营区域的石油、天然气和天然气净产量、石油和天然气的平均销售价格以及每桶出售的天然气的平均生产成本： |
| | | | | | | | | |
| | 三个月结束
三月三十一日， | |
| | 2018 | | 2017 | |
石油生产(MBBLS) | | | | |
落基山 | | 331 |
| | 255 |
| |
二叠纪/特拉华盆地 | | 236 |
| | 50 |
| |
南得克萨斯州 | | 37 |
| | 32 |
| |
共计 | | 604 |
| | 337 |
| |
产气(MMcf) | | | | |
落基山 | | 525 |
| | 513 |
| |
二叠纪/特拉华盆地 | | 519 |
| | 280 |
| |
南得克萨斯州 | | 142 |
| | 146 |
| |
共计 | | 1,186 |
| | 939 |
| |
NGL生产(MBBLS) | | | | |
落基山 | | 95 |
| | 99 |
| |
二叠纪/特拉华盆地 | | 46 |
| | 20 |
| |
南得克萨斯州 | | 1 |
| | 1 |
| |
共计 | | 142 |
| | 120 |
| |
总产量(MBoe)(1) | | 944 |
| | 614 |
| |
每桶石油的平均销售价格(2) | | | | |
落基山 | | $ | 58.05 |
| | $ | 44.68 |
| |
二叠纪/特拉华盆地 | | 60.99 |
| | 49.81 |
| |
南得克萨斯州 | | 63.83 |
| | 50.08 |
| |
复合材料 | | 59.56 |
| | 45.96 |
| |
每麦克弗特平均天然气销售价格(2) | | | | |
|
| | | | | | | | | |
落基山 | | $ | 2.15 |
| | $ | 1.70 |
| |
二叠纪/特拉华盆地 | | 1.77 |
| | 2.70 |
| |
南得克萨斯州 | | 2.32 |
| | 2.43 |
| |
复合材料 | | 2.00 |
| | 2.11 |
| |
NGL每磅平均销售价格 | | | | |
落基山 | | $ | 14.76 |
| | $ | 9.08 |
| |
二叠纪/特拉华盆地 | | 17.59 |
| | 18.94 |
| |
南得克萨斯州 | | 19.06 |
| | 16.40 |
| |
复合材料 | | 15.70 |
| | 10.84 |
| |
每个男孩的平均销售价格(2) | | 43.02 |
| | 30.60 |
| |
平均生产成本(3) | | | | |
落基山 | | $ | 4.61 |
| | $ | 4.81 |
| |
二叠纪/特拉华盆地 | | 3.92 |
| | 9.15 |
| |
南得克萨斯州 | | 13.28 |
| | 16.77 |
| |
复合材料 | | 4.91 |
| | 6.76 |
| |
| |
(1) | 在6 Mcf气体的基础上，将油气转化为BOE，再转化为1 Bbl油。 |
| |
(3) | 生产成本包括直接租赁经营成本，但不包括从价税和生产税。 |
资本供应.如下文“流动资金和资本资源”所述，我们的资金来源是经营活动中的现金流动、我们信贷安排下的借款、手头现金、出售财产所得、衍生工具货币化，如果出现适当的机会，则出售债务或股本证券，尽管我们可能无法以可接受的条件完成任何融资。2017年1月，我们完成了2880万股普通股的发行，净收入约为6520万美元。此次发行的净收益被用于偿还我们信贷工具下的借款。March 31, 2018，我们的借款基础是175.0百万美元带着7 100万美元在我们的信贷工具下的可用性。
借款和利息. At March 31, 2018，我们一共104.0百万美元我们信贷安排下的未偿债务和债务总额107.6百万美元(包括当前部分)。如果利率上升或借款增加，利息开支会增加，便会有更多业务的现金流量来应付还本付息的需要，因此，我们需要增加营运的现金流量，以资助发展我们的钻探机会，而这些机会又会视乎我们的生产量和商品价格而定。
勘探和开发活动。我们相信，我们高质量的资产基础、高度的操作控制和钻井项目的库存将使我们为未来的发展做好准备。在2017年12月31日，我们经营的物业约占我们光伏-10的96%，这使我们对运营和资本支出的时间和产生有了很大的控制。我们已在现有租约上确定了多个钻探地点，我们相信，成功开发这些地点将大大增加我们的产量和已探明的储量。
我们未来的石油和天然气生产，以及因此而取得的成功，在很大程度上取决于我们是否有能力找到、获取和开发更多有利于生产的储量。除非我们获得更多含已探明储量的物业，或进行成功的开发和勘探活动，或透过工程研究，找出额外的管道后或二次开采储量，否则，本港的油气资源及探明储量的产量将会下降。我们不能向你保证，我们的勘探和开发活动将导致我们已探明储量的增加。如果我们已探明的储备在未来下降，我们的产量也可能下降，因此，我们从业务中获得的现金流量和我们在信贷安排下能够借款的数额也可能下降。此外，截至2017年12月31日，我们估计的已探明储量中，约有67%未开发。就其性质而言，对未开发储量的估计并不那么确定。收回这些储备将需要大量的资本支出和成功的钻探行动。我们可能无法获得或发展额外的储备，或发展现有的未开发储备，因此，我们的经营成果和财政状况可能会受到不利影响。
操作更新
特拉华盆地
在得克萨斯州沃德县，我们目前正在进行裂缝刺激公司在Caprito的660‘降间距测试。四口井下井测试包括两口WolfcAMP A2井、Caprito 99-30 1H和Caprito 99-311 H井，以及两口WolfcAMP A1井，Caprito 99-202 H井，Caprito 99-211 H井。在完成过程中，我们在Caprito 99-30和1H 99-311 H上经历了7“套管完整性问题。Caprito 99-30 1H已完全修复，该井的完井仍在继续。Caprito 99-311 H在完成其他三口井后将需要进行小规模的补救工作。我们计划在修复Caprito 99-311 H的同时，将四口井中的3口回流。我们计划在修复工作完成后立即完成Caprito 99-311 H。在完井过程中利用回系弦消除进一步7“套管完整性问题的风险。我们在Caprito 99-30 1H、Caprito 99-311 H、Caprito 99-202 H和Caprito 99-211 H拥有57.8%的工作权益。
最近，我们在得克萨斯州温克勒县参加了两口非操作的沃尔夫营油井，其侧线约为5，000‘，平均每天有1，110桶石油(每天963桶石油，每天883 mcf)。(1)在他们头30天的生产中，我们对每口井都有30%的工作兴趣。
我们目前正在钻探两口5，000‘侧井，即Gresewood 201H井和30 1H井。这些井正在F区94区钻探，这是该公司先前在得克萨斯州沃德县的钻探活动的北部三段。这两口井垫由一口WolfcAMP A1井、Gresewood 201H井和一口WolfcAMP A2井、Gresewood 301H井组成。我们100%的工作兴趣在Gareood 201H和30 1H井。
威利斯顿盆地
在北达科他州的麦肯齐县，我们预计将分别于5月和6月开始对黄石5H-7H井和Lillibridge 9H-12H井进行裂缝刺激。这两个水井预计将于7月开始投入使用。我们拥有黄石5H-7H的52%的工作权益和对Lillibridge 9H-12H的25%-29%的工作兴趣。
| |
(1) | 30天平均费率是生产的最高30天，不包括天然气液体和加工厂收缩的影响，也不包括火焰气。 |
业务结果
选定操作数据。下表列出了所述期间持续作业的业务数据。
|
| | | | | | | | | |
| | 三个月结束
三月三十一日， | |
| | 2018 | | 2017 | |
营业收入(1)： | | | | | |
石油销售 | | $ | 35,994 |
| | $ | 15,502 |
| |
燃气销售 | | 2,377 |
| | 1,982 |
| |
NGL销售 | | 2,223 |
| | 1,303 |
| |
其他 | | 36 |
| | 15 |
| |
营业收入总额 | | $ | 40,630 |
| | $ | 18,802 |
| |
营业收入 | | $ | 20,090 |
| | $ | 4,953 |
| |
石油销售(MBBLS) | | 604 |
| | 337 |
| |
天然气销售(MMcf) | | 1,186 |
| | 939 |
| |
NGL销售(MBBLS) | | 142 |
| | 120 |
| |
石油当量(MBoe) | | 944 |
| | 614 |
| |
平均石油销售价格(每磅)(1) | | $ | 59.56 |
| | $ | 45.96 |
| |
平均天然气销售价格(每麦克福)(1) | | $ | 2.00 |
| | $ | 2.11 |
| |
NGL平均销售价格(每bl) | | $ | 15.70 |
| | $ | 10.84 |
| |
平均石油当量销售价格(BOE)(1) | | $ | 43.02 |
| | $ | 30.60 |
| |
___________________
2018年3月31日终了三个月与2017年3月31日终了三个月比较
经营收入。在三个月内结束March 31, 2018，营业收入增加到4 060万美元从1 880万美元在2017的同一时期。收入增长的原因是，截至2018年3月31日的三个月内，所有产品的销量都较高，石油和NGL价格也较2017年同期上涨。销售额增加为截至三个月的营业收入贡献了1300万美元March 31, 201839.石油和非政府组织的实际商品价格上涨为业务收入贡献了890万美元，其中820万美元可归因于石油。在截至2018年3月31日的三个月内，油价下跌对收入约为10万美元产生了负面影响。
石油销售量增加到604在这三个月里March 31, 2018从3372017年同期。石油销售量的增加主要是由于自2017年第一季度以来新油井投产，而自然油田下降和房地产销售抵消了这一增长。自2017年第一季度以来，新油井投入使用，在截至三个月的三个月中贡献了426 MBbl。March 31, 2018。天然气销售量增加到1,186MMcf，截至三个月March 31, 2018从9392017年同期的MMcf。天然气产量的增加是由于2017年第一季度以来新的油井投产，在截至三个月的三个月中贡献了494 mmmcf。March 31, 2018，这部分抵消了自然场的减少以及管道的限制。NGL销售量增加到142最后三个月的MbblMarch 31, 2018从1202017年同期。NGL销售量的增加主要是由于二叠纪盆地地区天然气产量增加，天然气含量高。
租赁业务费用(“LOE”). 三个月的收入March 31, 2018增加到$4.6从410万美元在2017年同期，LOE的增加主要是由于自2017年3月31日以来服务成本和新油井的增加。March 31, 2018原$4.84相比较$6.712017年同期减少的原因是，在截止的三个月内，销售额增加抵消了成本增加的影响March 31, 2018与2017年同期相比。
生产和广告价格税。截至三个月的生产和从价税March 31, 2018增加到310万美元从160万美元在2017的同一时期。增加的主要原因是商品价格和产量上涨。
卷。截至三个月的生产和从价税March 31, 2018石油、天然气和NGL的销售额占总销售额的8%，而2017年同期为9%。石油、天然气和NGL销售总额所占百分比的下降是由于得克萨斯州的产量增加，而得克萨斯州的税率较低。生产税的增加是由于2018年3月31日终了的三个月的销售量和实际商品价格高于2017年同期。
一般和行政(“G&A”)费用。G&A费用(不包括股票补偿)略有增加，达到210万美元最后三个月March 31, 2018相比较200万美元2017年同期，每名雇员的G&A费用(不包括股票薪酬)为$2.27截至本季度March 31, 2018相比较$3.20在2017的同一时期。每辆车减少的主要原因是G&A费用增加，但被销售量增加所抵消。
以股票为基础的补偿。授予雇员和董事的期权在授予之日估值，费用在期权归属期内确认。除期权外，本公司普通股的限制性股份已获批出，并在批出之日估值，并在转归期内确认费用。最后三个月March 31, 2018股票补偿费用60万美元相比较80万美元在2017的同一时期。
折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用。DD&A截止三个月的支出March 31, 2018增加到1 010万美元从540万美元在2017的同一时期。增加的主要原因是在截止的三个月内产量增加。March 31, 2018与2017年同期相比，2017年12月31日的储备报告中还包括了未来开发成本的增加。DD&每个男孩三个月的支出March 31, 2018原$10.74相比较$8.75在2017。增加的主要原因是未来发展费用增加。
上限减记. 我们用石油和天然气属性核算的全部成本法记录我们的油气资产的账面价值。在这种方法下，我们将获取、开发和开发油气资产的成本资本化，在全面成本会计规则下，石油和天然气资产的净资本化成本减去相关的递延税，按国家限制，以未摊销成本的较低或成本上限为单位，定义为已探明储量未升级的未来收入的现值之和，折现为10%，加上没有摊销的物业的成本(如有的话)，加上摊还费用(如有的话)所包括的未证实物业的成本或估计公允价值，减去有关的所得税；如石油及天然气物业的资本成本净额超逾上限，我们须按超出上限减记上限。最高限额减记是指不影响经营活动现金流的收入。然而，这种减记确实会影响我们的股东权益和报告收益的数额。March 31, 20182017年3月31日，我们的石油和天然气资产净资本成本没有超过我们估计的已探明储量的成本上限。
当石油和天然气价格低迷或波动时，我们将不得不减记石油和天然气资产的账面价值。此外，如果我们大幅下调已探明储量，就可能出现减记。我们不能向你保证，我们以后不会再遭遇减记.如果商品价格下跌，或者我们的任何已探明储量向下调整，可能需要进一步减记我国石油和天然气资产的账面价值。
利息费用。利息 截至三个月的费用March 31, 2018增加到130万美元相比较五十万美元在2017的同一时期。2018年利息开支增加的原因是，在截止的三个月内，债务增加了。March 31, 2018与2017同期相比。
衍生合约的亏损(收益). 衍生产品的损益是由该期间的实际衍生产品结算和在对现有衍生产品合同进行市场估值的定期标记上确定的。我们选择不将对冲会计应用于我们的衍生合约；因此，衍生合约的市值波动会在当期的收益中确认，我们的衍生合约包括以纽约商品交易所为基础的固定价格掉期合约。March 31, 2018，以及基于纽约商品交易所的固定价格掉期、基差互换和套圈合约。March 31, 2017.我们的商品衍生合约的估计净值约为净负债。1 790万美元截至March 31, 2018。当我们的衍生合同价格高于当前市场价格时，我们会产生收益，反之，当我们的衍生合同价格低于当前市场价格时，我们就会蒙受损失。最后三个月March 31, 2018，我们确认了我们的商品衍生合同的损失。790万美元，包括已结束合同的损失380万美元失去了410万美元与公开合同有关。March 31, 2017，我们确认了我们的商品衍生合约的收益940万美元，由…的收益组成60万美元论封闭式合同及其收益880万美元与公开合同有关。
所得税费用。最后三个月March 31, 20182017年，由于我们的北环线结转，没有任何所得税支出被确认。
流动性与资本资源
一般。石油和天然气行业是一项资本密集型和周期性很强的行业。我们的资本需求主要是由我们偿还债务和为下列方面提供资金的义务驱动的：
我们能够作出的资本支出数额直接影响到我们从业务中增加现金流量的能力，从而直接影响我们偿还债务和通过开发现有财产和购置新财产来发展业务的能力。
我们的主要资金来源是业务现金流、根据我们的信贷安排借款、手头现金、出售财产所得、衍生合同货币化以及在适当情况下出售债务或股票证券，但我们可能无法按照我们可以接受的条件完成任何此类交易。基于目前的石油、天然气和NGL价格预期以及我们的大宗商品衍生品头寸，我们预计，我们的手头现金、运营现金流和循环信贷机制下的可用借款能力将为我们提供足够的流动性，为2018年剩余时间的业务提供资金，包括我们计划的资本支出。
资本支出。截至三个月的资本支出March 31, 20182017人3 140万美元和1 100万美元分别。
下表列出了这些资本支出的组成部分：
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| | 三个月到3月31日， | |
| | 2018 | | 2017 | |
| | (单位：千) |
支出类别： | | | | | |
勘探/开发 | | $ | 16,853 |
| | $ | 10,778 |
| |
收购 | | 14,293 |
| | — |
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设施和其他 | | 209 |
| | 179 |
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共计 | | $ | 31,355 |
| | $ | 10,957 |
| |
在三个月内结束March 31, 20182017年，我们的支出主要用于开发现有房产和购置租赁地。截至三个月的支出March 31, 2018成3 140万美元其中包括约1 430万美元，用于在德克萨斯州温克勒县购置944英亩矿产地。我们2018年的资本支出预算约为140.0美元，其中约7 120万美元用于获得更多土地和开发公司在二叠纪/特拉华盆地的骨泉/沃尔法营种植面积。预算还拨款约3 380万美元，用于开发我们在北达科他州的Williston盆地Bakken/三叉游戏，其余部分用于购置、设施和一般企业用途。2018年的资本支出预算可能会根据若干因素而变化，包括我们的信贷机制下是否有足够的资本资源、钻井和服务设备及船员的可用性和成本、经济和钻探时的工业状况、石油和天然气的普遍价格和预期价格、我们的开采努力的结果、我们的财务结果以及我们获得钻探地点许可证的能力，此外，资本支出水平在今后的时期内将视经济和工业条件以及商品价格而有所不同。如果石油和天然气价格下跌，如果我们的业务成本增加，或者如果我们的生产量减少，我们的现金流量就会减少，这可能导致资本支出预算的减少。如果我们减少我们的资本支出预算，我们可能无法抵消由于天然油田减少而造成的石油和天然气产量下降。
资金来源。下表汇总了每项业务、投资和筹资活动提供和(或)使用的资金净额，并进一步详细讨论如下：
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| | | | | | | | | |
| | 三个月到3月31日， | |
| | 2018 | | 2017 | |
| | (单位：千) |
业务活动提供的现金净额 | | $ | 32,230 |
| | $ | 10,203 |
| |
投资活动提供的现金净额 | | (47,958 | ) | | 1,243 |
| |
(用于)筹资活动提供的现金净额 | | 19,755 |
| | (10,385 | ) | |
共计 | | $ | 4,027 |
| | $ | 1,061 |
| |
截至三个月的业务活动March 31, 2018提供3 220万美元与提供现金相比1 020万美元在2017的同一时期。营业收入和经营资产及负债的净变动占这些基金的大部分。使用的投资活动4 800万美元在三个月内结束March 31, 2018为发展我们现有的物业和租赁权的收购。2018年3月31日终了的三个月的现金支出还包括与资本支出有关的应付账款余额减少1 690万美元和资产留存增加额30万美元，导致3 140万美元期间发生的实际资本支出。提供的投资活动120万美元在截至2017年3月31日的三个月内，资本支出950万美元被石油和天然气资产销售收入1，060万美元抵消。截至2017年3月31日的三个月的实际资本支出为1 110万美元，其中包括950万美元的现金支出和与资本支出有关的应付账款增加160万美元。提供的资金活动1 980万美元最后三个月March 31, 2018与使用相比1 040万美元2017年同期使用。March 31, 2018主要是在我们的信贷安排下借款，由我们信贷安排下的借款付款抵消。在截至2017年3月31日的三个月中，使用的资金主要是我们信贷机制下的借款付款，由2017年1月发行2880万股普通股和我们信贷机制支付的收益所抵消。
未来资本资源。我们未来的主要资金来源是业务现金流、我们信贷安排下的借款、手头现金、出售房地产、将衍生工具货币化的收益，以及如果有机会出售债务或股票证券，尽管我们可能无法按照我们可以接受的条件完成任何融资。
经营活动产生的现金取决于大宗商品价格和生产量。大宗商品价格低迷，大宗商品价格从目前水平进一步下跌，可能会降低我们的运营现金流。这可能导致我们改变业务计划，包括减少勘探和开发计划。除非我们以其他方式扩大和开发储量，否则随着储量的产生，我们的生产量可能会下降。未来，我们可能会继续出售生产物业，这可能会进一步减少我们的生产量。为了弥补由于天然油田减产和产油量减少而造成的产量损失，我们必须开展成功的勘探开发活动，获得更多的生产属性，或识别和开发额外的管道后带或二次采油储量。我们相信，我们众多的钻井机会将使我们能够增加产量；然而，我们的钻井活动受到许多风险的影响，包括资本的可得性以及无法找到商业生产的油气藏的风险。如果我们的探明储量在未来下降，我们的产量也可能下降，因此我们从业务中获得的现金流量和我们能够达到的数额。根据我们的信贷安排借款也可能减少。如果我们在2017年12月31日的基础上估计已探明的总储量的67%被列为未开发的，这就加剧了无法找到商业生产力的水库的风险。
我们过去和将来都会出售生产的房产。我们过去也出售过债务和股票证券，将来可能在机会出现时再出售更多的债务和股票证券。
合同义务。我们承诺在未来就下列各类协议支付现金：
以下是我们有义务根据现有协议支付的未来付款时间表。March 31, 2018:
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 在12个月内到期的付款，截止日期： |
合同义务 (单位：千) | | 共计 | | March 31, 2019 | | March 31, 2020-2021 | | March 31, 2022-2023 | | 此后 |
长期债务(1) | | $ | 107,551 |
| | $ | 264 |
| | $ | 564 |
| | $ | 104,615 |
| | $ | 2,108 |
|
长期债务利息(2) | | 16,244 |
| | 5,140 |
| | 10,244 |
| | 833 |
| | 27 |
|
租赁债务(3) | | 16 |
| | 16 |
| | — |
| | — |
| | — |
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共计 | | $ | 123,811 |
| | $ | 5,420 |
| | $ | 10,808 |
| | $ | 105,448 |
| | $ | 2,135 |
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___________________________
| |
(1) | 这些金额代表了我们的信贷安排和房地产留置单下的未清余额。这些付款假定我们不会再借款。 |
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(2) | 利息费用假定期末的长期债务余额和当期有效利率。 |
| |
(3) | 在北达科他州迪金森的办公空间租赁，2018年10月31日到期。 |
我们为与有形长期资产的退休有关的未来场地修复相关费用保留准备金。在March 31, 2018，我们对这些义务的储备总计920万美元不存在合同承诺的。有关这一义务的补充资料，见“精简综合财务报表说明”附注1。
资产负债表外安排。在March 31, 2018根据SEC的规定，我们没有任何现有的资产负债表外安排，这些安排对我们的财务状况、收入或支出、运营结果、流动性、资本支出或资本资源对投资者都有重大影响，或合理地有可能对我们的财务状况、收入或支出产生重大影响。
意外开支。我们不时会参与我们正常业务运作所引起的申索有关的诉讼。在March 31, 2018我们并没有参与任何法律程序，不论是个别的或整体的，都不会对我们造成重大的不良影响。
长期负债
长期债务包括：
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| | | | | | | | |
| | March 31, 2018 | | 2017年12月31日 |
| | (单位：千) |
Credit facility | | $ | 104,000 |
| | $ | 84,000 |
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Real estate lien note | | 3,551 |
| | 3,616 |
|
| | 107,551 |
| | 87,616 |
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Less current maturities | | (264 | ) | | (262 | ) |
| | $ | 107,287 |
| | $ | 87,354 |
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信贷贷款
该公司有一个高级担保信贷机构，由法国兴业银行作为行政代理和发行贷款机构，以及某些其他贷款人，我们称之为信贷安排。March 31, 2018, 104.0百万美元在信贷贷款机制下还未偿还。
信贷工具的最大承诺是300.0百万美元可得性取决于借款基数。March 31, 2018，我们有一个借款基础175.0百万美元贷款人根据我们的准备金报告，每半年确定一次借款基数，1其中必须由我们的独立石油工程师和1其中可能是内部准备的。借入基础的数额是由贷款人根据他们对我们已证实的储备金的估价来计算的，他们利用这些储备金报告和他们自己的内部决定来保证贷款的安全。此外，贷款人，在他们唯一的酌处权，可以作出额外的借款基础重定在任何六个月期间之间的预定重定，我们可以要求在任何六个月期间的预定重定。超过借款基数的未偿还借款必须立即偿还，否则我们必须将更多的石油和天然气资产或其他资产作为抵押品。我们现时并无庞大的未抵押资产，亦可能没有足够的财政资源作任何强制性本金。
付款。此外，减少借贷基数，亦可能令我们不符合以下的金融契约。任何出售市价为5%或更多我们当时的借贷基础，并与任何可能降低抵押品价值的对冲终止有关。5%或者更多。我们的借款基础永远不能超过300.0百万美元的最高承诺额。信用安排下的未偿款项在任何时候都有利息，在任何时候发生违约，3%每年加上下文所列数额，和(B)在任何其他时间，以(X)法国兴业银行不时宣布的参考利率为上限，(Y)联邦基金利率加0.5%，和(Z)法国兴业银行确定的每日一个月libor+利率，在每种情况下，(I)1.5%-2.5%，取决于借款基数的使用情况，或者，(Ii)如果我们选择libor+，在每种情况下，2.5%-3.5%取决于借款基数的使用情况。在March 31, 2018，信贷工具的利率大约是4.85%假设libor借款。
在不受较早的终止权利和违约事件的限制下，信贷安排的规定到期日为May 16, 2021。利息按季度支付参考利率预付款，不少于季度对libor预付款。我们被允许终止信贷机制，并能够按照某些通知和美元增值要求，不时地永久减少贷款人在信贷安排下的总承付款额。
我们的每一家子公司都在高级担保的基础上担保我们在信贷安排下的义务。信贷安排下的债务由第一优先完善的担保权益担保，但须附带某些允许的抵押权，涉及我们和我们的附属担保人的所有物质财产和资产。抵押品必须包括至少占我们已证实储量的90%的财产。我们还给予我们的贷款人在我们总部大楼的安全权益。
根据信贷安排，我们须遵守惯例契约，包括某些财务契约及报告规定。我们须维持信贷安排所界定的流动比率，由每季度最后一天起不少于。1.00至1.00，利息保障比率不少于2.50在每个季度的最后一天，我们还必须将债务总额与EBITDAX比率保持在不超过3.50到1点。流动资产比率定义为合并流动资产与合并流动负债的比率。为本计算的目的，流动资产包括借入基数中未提取但不包括存放于对冲安排对头方的任何现金的部分，以及任何代表因应用asc 815及asc 410-20而产生的估值账户的资产，流动负债则不包括流动负债。长期债务的部分和任何因应用ASC 815和ASC 410-20而产生的估值账户的负债。利息覆盖率被定义为截至计算日为止的四个财政季度的合并EBITDAX与合并利息费用的比率。为本计算目的，EBITDAX的定义为合并净收益加利息费用、石油和天然气勘探费用、收入、特许经营权或保证金税、折旧、摊销、耗损和其他非现金费用的总和，包括因应用asc 718、asc 815和asc 410-20而产生的非现金费用，再加上任何对冲合同结算或货币化产生的所有已实现现金收入净额加上发生的费用。关于信贷设施的谈判、执行、交付和履行，再加上与信贷机制允许的任何收购有关的费用，再加上与发行高级无担保票据、次级债务或股本有关的费用，再加上任何12个月期间高达100万美元的特别开支，加上非常损失减去在确定合并净额中包括的所有非现金收入项目。损失，包括适用ASC 815和ASC 410-20所造成的所有非现金项目.利息费用包括利息总额、信用证费用和与任何债务有关的其他费用和费用。债务总额与EBITDAX比率的定义是截至计算日止的四个财政季度的总债务与合并EBITDAX的比率，为计算目的，债务总额是未偿债务本金，不包括与我们总部大楼有关的债务以及与担保债券和衍生合同有关的债务。.
在March 31, 2018我们遵守了所有这些金融契约。截至March 31, 2018，利息覆盖率为21.12至1.00，债务总额与EBITDAX之比为1.50到1.00，我们目前的比率是2.57 to 1.00.
信贷安排包含若干契约，其中包括限制我们下列能力的若干公约：
| |
• | 与附属公司进行交易，而不是在“距离”的基础上进行； |
信贷工具还载有某些附加契约，包括下列要求：
| |
• | 任何终止衍生合约所得净收益的100%，必须用作偿还信贷安排下的未清款项；及 |
| |
• | 如果我们手头现金加上流动投资的总和超过1 000万美元，则超过1 000万美元必须用于支付信贷工具下的未清金额。 |
信贷工具还包括违约的惯常事件，包括不支付本金或利息、违反契约、交叉违约和对某些其他债务的交叉加速、破产以及重大判决和责任。截至March 31, 2018，我们遵守了我们所有的信贷条件。
房地产留置单
我们有一张不动产留置单，并附有第一份财产留置权信托契约，作为我们的公司总部。该票据按固定利率支付利息4.25%每月分期付款$34,3542018年8月20日开始，利率将根据该行当时的最优惠利率加上1.00%最大速率7.25%债券的到期日为2023年7月20日。截至March 31, 2018，以及2007年12月31日，360万美元，在笔记上是未清的。
套期保值活动
我们的经营结果受到商品价格波动的重大影响，我们试图通过互换、期权和其他初级商品衍生工具来对冲我们的生产，从而减少我们对价格波动的风险敞口。我们已经签订了商品互换协议。63%在2018年1月1日至2008年12月31日期间，我们从净证实的已开发石油储量(基于2017年12月31日的储量估计)中，89%2019年和89% for 2020.
通过消除部分价格波动对我们未来石油和天然气生产的影响，我们相信我们将减轻而不是消除商品价格变动对我们业务现金流的潜在影响。然而，当前的市场价格高于我们的合同价格时，我们将不会实现对冲生产部分的现金流量增加。在未来，当市场价格高于我们的合同价格时，我们的衍生合约将会承受损失。相反，当前市场价格低于我们的合同价格时，我们将维持我们的商品衍生合约的收益。
如果我们的合同价格和市场价格之间的差距继续存在，我们将维持我们的衍生合约的得失。虽然公开合同定期上市所产生的损益并不影响我们从业务中获得的现金流量，但我们已关闭合同的结算所产生的损益确实会影响我们从业务中获得的现金流量。
此外，随着衍生产品合约的到期，我们预期会以当时的市价订立新的衍生合约。如果我们对冲未来生产的价格远低于现有的衍生合约，我们未来从营运所得的现金流量可能会大幅降低。
项目3.市场风险的数量和质量披露。
商品价格风险
作为一个独立的石油和天然气生产商，我们的收入、业务现金流量、其他收入和盈利能力、储备价值、获得资本的机会和未来的增长率在很大程度上取决于目前的石油和天然气价格。商品价格下跌将对我们的财务状况、流动性、获得融资和经营成果的能力产生不利影响。较低的商品价格可能会减少我们经济上可以生产的石油和天然气的数量。这类商品的当前价格由于供求方面相对较小的变化以及各种我们无法控制的其他因素，例如全球、政治和经济状况，而受到广泛波动的影响。从历史上看，我们的石油和天然气生产价格一直波动不定，不可预测，这种波动预计将继续下去。我们的大部分产品都是以市价出售的。一般来说，如果商品指数下跌，我们的生产价格也会下降。因此，我们意识到的收入数额部分取决于我们无法控制的因素。假设我们在三个月内达到了生产水平March 31, 2018，石油和天然气价格下跌10%，将使我们的营业收入、现金流量和净收入减少大约10%。410万美元。如果大宗商品价格从目前水平下跌，对运营收入和现金流的影响可能会更大。然而，我们确实有衍生品合约，这将减轻大宗商品价格低企的影响。
导数仪器灵敏度
在March 31, 2018，我们的商品衍生合约的总公平市价约为净负债。1 790万美元。我国商品衍生产品合约的公平市场价值对石油和天然气市场价格的变化很敏感。当我们的衍生合同价格高于当前市场价格时，我们会产生收益，反之，当我们的衍生合约价格低于市场价格时，我们就会蒙受损失。
利率风险
我们在我们的信贷安排下有与借款有关的利率风险。March 31, 2018，我们有104.0百万美元我们信贷安排下的未偿债务。信贷安排下的未偿款项利息为：(A)在任何时候存在违约事件，年息为3%，加上下文所列数额；(B)在任何其他时间，(X)法国兴业银行不时宣布的参考利率较大，(Y)联邦基金利率加0.5%，(Z)由SociétéGénérale确定为每日一个月LIBOR+的利率，在每种情况下，(I)1.5%-2.5%，取决于借款基数的使用情况，或(Ii)如果我们选择libor+2.5%-3.5%，取决于借款基数的使用情况。在March 31, 2018，信贷工具的利率大约是4.85%假设libor借款。对于libor利率每上升一个百分点，我们的利息开支就会增加大约。100万美元每年一次，根据我们截至2000年12月31日的未偿债务March 31, 2018.
项目4.管制和程序.
截至本报告所涉期间结束时，我们的首席执行官和首席财务官对Abraxas的“披露控制和程序”(1934年“证券交易法”第13a-15(E)条和第15d-15(E)条)的有效性进行了评估，并得出结论认为，披露控制和程序是有效的。
在三个月内，我们对财务报告的内部控制没有改变。March 31, 2018本报告涵盖的内容可能对我们的财务报告产生重大影响，或相当可能对我们的财务报告产生重大影响。
第二部分
项目1.法律程序。
本公司不时参与其正常业务运作所引起的申索有关的诉讼。在March 31, 2018，公司没有进行任何单独或总体上预计会对其财务状况或经营结果产生重大不利影响的法律程序。
项目1A.危险因素。
除了本报告所载的其他资料外，你还应仔细考虑第一部分“项目1A”中讨论的因素。风险因素“在我们截至2017年12月31日的年度10-K年度报告中，这些因素可能会对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响。表10-K中描述的风险并不是Abraxas所面临的唯一风险。我们目前不知道或我们认为不重要的其他风险和不确定因素也可能对我们的业务、财务状况和/或经营结果产生重大不利影响。
第二项股权证券的未登记销售和收益的使用。
无
第三项高级证券违约。
无
项目4.地雷安全披露。
不适用
项目5.其他资料。
无
项目6.展览。
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| 展览31.1 | | 认证-罗伯特·沃森，首席执行官 | |
| 展览31.2 | | 认证-杰弗里·金，首席财务官 | |
| 展览32.1 | | 根据“美国法典”第18章第1350条认证-罗伯特·沃森，首席执行官 | |
| 证物32.2 | | 根据“美国法典”第1350条认证-杰弗里·R·金，首席财务官 | |
阿布拉萨斯石油公司
签名
根据1934年“证券交易法”的规定，经修订的注册人已妥为安排由下列签署人代表其签署本报告，以获得正式授权。
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日期 | May 10, 2018 | | 通过： /S/Robert L.G.沃森 |
| | | 罗伯特·G·沃森 |
| | | 总统和 |
| | | 首席执行干事 |
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日期 | May 10, 2018 | | 通过/S/Geoffrey R.King |
| | | 杰弗里·金 |
| | | 副总统和 |
| | | 首席财务干事 |
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日期 | May 10, 2018 | | 通过/S/G.William Krog，Jr. |
| | | 小威廉·克罗格， |
| | | 副总统和 |
| | | 首席会计主任 |