美国 个国家

证券交易委员会

华盛顿特区 ：20549

 

表格 10-K

 

截至2018年12月31日的财年预算

 

☐ 根据1934年颁布的《证券交易法》第13节或第15(D)节提交的过渡报告

从现在开始的过渡 阶段 从现在开始的过渡时期 到现在的过渡时期 ，从现在开始的过渡时期 到开始前的过渡时期 ，从现在开始的过渡时期 到现在的过渡时期 ，从现在开始的过渡时期 ，到现在的过渡时期 ，从现在开始的过渡时期 到现在的过渡时期 。

 

委托文件 编号：001-37932

尤马能源公司

(注册人的确切名称见其章程)

 

特拉华州 (州或其他司法管辖区 成立公司或组织)

94-0787340 (美国国税局雇主 识别号)

 

1177西环南，1825套房 德克萨斯州休斯顿 (主要执行机构地址)

77027 (邮政编码)

 

(713) 968-7000 (注册人电话号码，含区号 )

 

根据该法第12(B)条注册的证券 ：

 

每个班级的标题		注册的每个交易所的名称
普通股，每股面值0.001美元		纽约证券交易所美国公司

 

根据该法第12(G)条登记的证券 ：无。

 

勾选 标记表示注册人是否为证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人。☐是否

 

勾选 标记表示注册人是否不需要根据该法的 第13条或第15(D)节提交报告。☐是否

 

勾选 标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人需要提交此类报告的较短时间内)提交了 1934年《证券交易法》第13或15(D)条要求提交的所有报告，以及(2) 在过去90天内是否符合此类提交要求。 是，☐否

 

勾选 标记表示注册人是否在过去12个月内(或注册人 被要求提交并发布此类文件的较短时间内)按照 S-T法规(本章232.405节)第405条规定提交和发布的每个互动数据文件 是否已以电子方式提交并发布在其公司网站上(如果有)。是，☐否

 

勾选 标记表示根据 条例S-K第405项(本章§229.405)披露的拖欠申请者是否未包含在本表格 中，据注册人所知，也不会包含在通过引用并入本表格10-K第三部分或对本表格10-K的任何修订中的最终委托书或信息 陈述中。☐

 

 

勾选 标记表示注册者是大型加速申请者、 加速申请者、非加速申请者、较小的报告 公司还是新兴成长型公司。请参阅Exchange 法案规则12b-2中的 “大型加速申报公司”、“加速 申报公司”、“较小的报告公司”和 “新兴成长型公司”的定义。

 

大型数据库加速文件管理器	☐	加速文件管理器	☐
非加速 文件服务器	☐(不检查是否有较小的报告 公司)	规模较小的报告公司
		新兴的 成长型公司	☐

 

如果是新兴的 成长型公司，请用复选标记表示注册人是否已 选择不使用延长的过渡期来遵守 根据交易法第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则 。☐

 

勾选 标记注册人是否是空壳公司(如交易法规则 12b-2所定义)。是☐编号

 

截至注册人最近完成的 第二财季的最后一个 营业日， 非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值约为9,222,288美元，这是根据普通股最后一次出售时的每股0.54美元的价格计算得出的。 非附属公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值约为9,222,288美元。

 

截至2019年3月29日，注册人普通股已发行23,163,165股，每股面值0.001美元。

 

通过引用合并的文档

 

注册人为其2019年年度 股东大会提交的最终委托书(“委托书”)的部分内容， 通过引用并入本报告的第三部分。 年报采用Form 10-K格式。

 

 

目录表

 

		页面
	精选石油和天然气术语词汇表	1
	第一部分
项目 1。	业务。	4
项目 1A。	风险 因素。	24
项目 1B。	未解决的 员工备注。	42
项目 2.	属性。	42
项目 3.	法律 诉讼。	42
项目 4.	矿山 安全信息。	45
	第二部分
项目 5.	注册人普通股市场 、相关股东事项 和发行人购买股票证券。	46
项目 6.	选择了 财务数据。	46
项目 7.	管理层对财务状况和运营结果的 讨论和分析	47
项目 7A。	关于市场风险的定量 和定性披露。	59
项目 8.	财务 报表和补充数据。	59
项目 9.	会计人员在会计和财务披露方面的变更和分歧 。	59
项目 9A。	控制 和程序。	59
项目 9B。	其他 信息。	60
	第三部分
项目 10.	董事、 高管和公司治理。	61
项目 11.	高管 薪酬。	61
项目 12.	安全性 某些受益所有者和管理层的所有权以及相关的 股东事项。	61
项目 13.	某些 关系和相关交易，以及总监 独立性。	61
项目 14.	委托人 会计费和服务。	61
	第四部分
项目 15.	展示， 财务报表明细表。	62
项目 16.	表 10-K摘要。	64
	签名。	65

 

 

 

有关前瞻性陈述的告诫声明

 

本年度报告(Form 10-K)中包含的某些 陈述可能包含 《1933年证券法》(修订后的《证券法》)第 节和经修订的《1934年证券交易法》(《证券交易法》)第 节(《证券交易法》) 第 节(第 节)所指的 “前瞻性陈述”。本报告中除有关历史事实的表述外，其他所有表述均为前瞻性表述。 这些前瞻性表述一般可通过使用“可能”、“将”、“ ”“可能”、“应该”、“项目”、“ ”打算、“计划”、“追求”、“ ”目标、“”继续“”、“ ”相信、“”预期“”、“ ”“预期”、“ ”、“预期”、“ ”“估计”、“ 预测”或“潜在”是 此类术语或变化的负面影响，或其他类似术语。 描述我们未来计划、战略、意图、 预期、目的、目标或前景的陈述也是 前瞻性陈述。实际结果可能与这些前瞻性陈述中预期的大不相同 。读者 应仔细考虑本报告第1A项下描述的风险。 本报告和 本报告其他部分的“风险因素”描述了可能导致我们的实际 结果与前瞻性 陈述中预期的结果不同的因素，包括但不限于以下 因素：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

所有 前瞻性陈述均受本节和本文档中其他 警告性声明的明确限定。除适用的 证券法要求外，我们不承担更新这些 前瞻性陈述的责任，无论是由于新信息、 后续事件或情况、预期变化还是 其他原因。您不应过度依赖这些 前瞻性陈述。所有前瞻性陈述仅包含截至本报告日期的 ，如果早于本报告发布日期 ，则为截止日期 。

 

 

石油和天然气精选术语词汇表

 

在本报告中使用时，根据S-X规则4-10(A)规则定义的所有 术语应具有其 监管规定的含义。如本文档 中所用：

 

“3-D 地震”是指一种先进的技术方法，它通过采集和测量声波反射回地面时传播到 地球上的声波的强度和定时而创建的地下三维 图像，检测识别出的碳氢化合物的积聚。

 

“盆地” 指的是地球表面的一个大型凹陷，其中堆积着 沉积物。

 

“桶” 或“桶”是指一桶或多桶石油或天然气 液体。

 

“bbl/d” 表示每天bbl。

 

“boe” 指的是桶油当量，其中6Mcf天然气 等于1bbl石油。这一比率并不假设价格相等 ，而且考虑到价格差异，天然气的每桶石油 当量的价格与每桶石油的价格 有很大的不同。一桶天然气和一桶石油在价格上也有很大的不同。

 

“boe/d” 表示每天的boe。

 

“btu” 表示英制热量单位，是热量 值的度量单位。

 

“开发井”是指在石油或天然气储集层探明区域内钻探至已知可采地层深度的井。

 

“干 孔”是指发现不能生产足够数量的碳氢化合物的油井，因此销售此类产品的收益将超过生产费用和 税。

 

“探井”是指为发现新油田或在以前发现的油田中发现新油气藏而钻探的井。 或在另一个油气藏中发现了产油 或天然气的油气田。

 

“GAAP” (公认会计原则)是财务报告的 常用会计规则和标准的集合。

 

“总英亩或总油井”指的是我们拥有运营权益的总英亩或油井(视 情况而定)。

 

“水平 钻井”是指在特定的 地层中使用的一种钻井技术，即将一口井垂直钻至某一深度 ，然后在指定的 间隔内以直角钻入。

 

“hh” 表示Henry Hub天然气现货价格。

 

“hls” 表示路易斯安那州低硫原油现货价格。

 

“伦敦银行同业拆借利率” 指伦敦银行间同业拆借利率。

 

“LLS” 表示阿格斯轻质路易斯安那州低硫原油现货价格。

 

“液化天然气” 指液化天然气。

 

“MBbls” 指的是千桶石油或天然气液体。

 

“mboe” 意为千boe。

 

“mcf” 意思是千立方英尺的天然气。

 

 

“mcf/d” 表示每天的mcf。

 

“MMBtu” 表示百万Btu。

 

“MMBtu/d” 表示每天的MMBtu。

 

“mmcf” 意思是百万立方英尺的天然气。

 

“mmcf/d” 表示每天的mmcf。

 

“净 英亩或净油井”是指总英亩或油井(视具体情况而定)乘以我们的营运权益所有权 百分比。

 

“NGL”或“NGL”是指天然气液体，即以液体形式除去的碳氢化合物，如乙烷、丙烷和丁烷，以桶表示。

 

“NYMEX” 指纽约商品交易所。

 

“油” 包括原油和凝析油。

 

“生产性 井”是指生产商业数量的 碳氢化合物的井，不包括其以合理的 收益率生产的能力。

 

“已探明 面积”是指已探明储量 已明确归属的财产部分。

 

“已探明的已开发储量”是指可利用现有设备和 作业方法通过现有油井 开采的储量。

 

“已探明的石油和天然气储量”是指地质和工程数据 合理确定地证明，在现有的 经济和运营条件下，未来几年可从已知油藏中商业开采的石油、天然气和天然气的估计数量 。

 

“已探明的 未开发储量”是指预计 可从未钻井面积上的新油井或 需要较大支出才能重新完井的现有油井中开采的已探明储量。

 

“已实现 价格”是指现货市场价格减去所有预期质量、 运输和需求调整。

 

“重新完井” 是指在之前 完井的另一个地层中完成现有井筒的生产。

 

“储量” 是指在确定储量 时，可以从经济上 合法开采或生产的那部分矿藏。

 

“储层” 是指含有 可采石油和/或天然气的自然积聚的多孔、可渗透的地下地层，该地层被不渗透的岩石或水屏障所限制，并且是独立的 ，与其他储层分开。

 

“资源量” 是指估计存在于 自然堆积物中的石油和天然气数量。可以 估计资源的一部分是可恢复的，而另一部分可能被认为是不可恢复的。资源包括已发现的和 未发现的堆积。

 

“SEC” 指美国证券交易委员会 。

 

“间距” 是指同一油层生产的井之间的距离。 间距通常以英亩为单位(例如，约75英亩 井间距)，并且通常由监管机构确定。

 

 

“标准化 措施”是指根据美国证券交易委员会的规章制度 (使用截至 估计之日的有效价格和成本)，减去未来开发、生产和所得税 费用，并以每年10%的折现率折现，以反映未来净收入的时间，在 税后估计未来净收入的现值。 税后预计未来净收入将根据证券交易委员会的规章制度 确定(使用截至 估计日期的有效价格和成本)，并以每年10%的折现率进行折现，以反映 未来净收入的时间安排。标准化措施不会使 衍生品交易生效。

 

“趋势” 是指具有油气潜力的地理区域。

 

“未开发的 面积”是指未 钻探或完成油井的租赁面积，无论此类面积是否包含已探明储量，均可生产 商业数量的石油和天然气。

 

“未探明的 属性”是指未探明 储量的属性。

 

“美国” 指美利坚合众国。

 

“井眼” 是指在已完成的油井上配备用于采油或采气的钻头所钻的孔。也称为井或 钻孔。

 

“工作 权益”是指石油和天然气租赁中的权益 ，该权益的所有者有权在租赁面积上钻探和 生产石油和天然气，并要求 所有者支付钻探和生产 运营的部分成本。 权益是指石油和天然气租赁中的权益 ，该权益的所有者有权在租赁面积上钻探和生产石油和天然气，并要求 所有者分担钻井和生产操作的费用。

 

“修井” 是指在生产井上进行恢复或增加产量的操作 。

 

“WTI” 指西德克萨斯中质油现货价格。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

第一部分

 

 

概述

 

除上下文另有要求外，本报告中提及的所有 “公司”、 “尤马”、“我们”、“我们”和 “我们”均将特拉华州 公司的尤马能源公司及其子公司视为一个共同实体。除非 另有说明，否则本报告中有关石油、天然气和天然气液体储量的所有信息，以及可归因于这些储量的预计 未来净现金流，均基于独立储量工程师编制的 估计数，并与我们的利益净额相抵。我们引用了某些技术术语 ，这些术语对于了解我们在上述 精选石油和天然气术语词汇表中的业务非常重要。 在整个报告中，我们作出如下声明：有关这些类型的 声明的解释，请参阅 关于前瞻性 声明的警告声明。

 

Yuma Energy，Inc.是特拉华州的一家公司，是一家总部位于休斯顿的独立勘探和生产公司，专注于 收购、开发和勘探常规和非常规石油和天然气资源。从历史上看，我们的 业务主要集中在位于路易斯安那州中部、路易斯安那州南部和得克萨斯州东南部的陆上物业，在这些地区，我们在钻探、开发和生产石油和天然气资产方面有着悠久的 历史。最后，我们在加利福尼亚州克恩县操作了头寸，并在东得克萨斯州伍德宾持有非操作头寸。 我们的普通股在纽约证券交易所美国交易所挂牌交易，交易代码 为“Yuma”。

 

最近的发展

 

高级信贷协议和持续经营

 

下面描述的 因素和不确定性，以及其他因素 ，包括但不限于，我们的产量下降， 我们未能在我们的二叠纪 地产上建立商业生产，以及我们巨大的营运资金赤字 约3700万美元，这些都让人对我们 继续经营的能力产生了很大的怀疑。综合财务报表 是以持续经营会计为基础编制的，考虑的是经营的连续性、资产的变现以及正常业务过程中负债和 承诺的清偿。合并 财务报表不包括可能 持续经营不确定性的结果导致的任何调整 。

 

2016年10月26日，本公司及其三家子公司作为共同借款人，与法国兴业银行(Société Générale)签订了一项信贷协议，提供7500万美元的三年期优先担保循环信贷安排( “信贷协议”)，法国兴业银行(SocGen)为行政代理， SG America Securities，LLC为牵头安排人和簿记管理人， SG America Securities，LLC为牵头安排人和簿记管理人， SG America Securities，LLC为牵头安排人和账簿管理人， 法国兴业银行(Société Générale，LLC)为行政代理。

 

截至2018年12月31日，信贷安排的 借款基数为3,400万美元，本公司在 信贷安排下已全部支取，信贷额度上没有可用额度。信贷协议下的所有 义务以及这些义务的担保 基本上都由我们的所有 资产担保。

 

信贷协议包含多个契约，除其他 事项外，这些契约限制我们 产生额外债务、设定资产留置权、进行 投资、进行出售和回租交易、支付 股息和分派或回购我们的股本、进行合并或合并、出售某些资产、出售或贴现 任何应收票据或应收账款的能力。 除某些例外情况外，这些契约限制了我们 产生额外债务、设立资产留置权、进行投资、进行出售和回租交易、支付 股息和分派或回购股本、进行合并或合并、出售某些资产、出售或贴现任何应收票据或应收账款 的能力。

 

此外，信贷协议还要求我们维持 以下财务契约：每个季度最后一天的流动比率不低于1.0 比1.0，总债务与 利息、税项、折旧、损耗、摊销和勘探费用(EBITDAX)前收益(EBITDAX)的比率 不大于3.5比1.0 截至 的四个会计季度的比率 EBITDAX与利息支出的比率 不低于2.75至1.0，截至确定日期 之前的会计季度最后一天的四个会计季度，以及现金和现金等价物投资合计 ，且信贷协议下的借款可获得性至少为 400万美元。信贷协议包含惯常的肯定 契约，并定义了此类信贷安排的违约事件，包括无法支付本金或利息、违反契约、违反陈述和担保、资不抵债、 判断违约和控制权变更。在违约事件发生并 持续时，贷款人有权 加速偿还贷款并对抵押品行使其补救措施 。

 

 

截至2018年12月31日，我们未遵守信贷 贷款 贷款 前四个季度的总债务与EBITDAX的约定，(Ii)流动比率约定，(Iii)后四个季度的EBITDAX与利息支出的约定，(Iv)流动性契约要求我们保持 不受限制的现金和借款基数至少4.0美元 此外，我们目前 不会根据信贷安排支付利息， 预计未来信贷安排下的违规行为将继续 。由于这种不合规，以及信贷安排 将于2019年到期，我们在截至2018年12月31日的财务报表中将我们的全部银行债务归类为流动负债 。2018年10月9日，我们收到信贷协议项下行政代理发出的通知和权利保留 ，通知 违约事件已发生并继续存在 原因是我们未遵守流动性契约，要求 我们维持现金和现金等价物以及借款基础 至少400万美元的可用性。作为违约的结果， 贷款人可以加速信贷 协议下的未偿还余额，每年增加2.0%的适用利率 或开始取消担保贷款的抵押品的抵押品赎回权。截至本报告日期 ，贷款人尚未加快贷款到期和应付的 未偿还金额、提高 适用利率或启动止赎程序，但 未来可能会行使这些补救措施中的一项或多项。我们已 开始与贷款人就容忍 协议或免除违约事件进行讨论；但是, 可以 不能保证贷款人和我们会就容忍或放弃违约事件达成任何协议 。正如信贷协议要求的 ，我们之前根据国际掉期和衍生产品 协会主协议(“ISDA协议”)与法国兴业银行和BP能源公司 (“BP”)签订了 套期保值安排。2019年3月14日，我们收到了根据我们与法国兴业银行的ISDA协议(“法国兴业银行ISDA”) 发生违约事件的通知。由于 ISDA协议中的违约，法国兴业银行解除了我们所有的 套期保值。该通知规定支付 约347,129美元，以清偿我们在该通知项下与法国兴业银行套期保值相关的未偿债务 。2019年3月19日，我们 收到根据我们与BP(以下简称BP ISDA)的ISDA协议 发生违约事件的通知。由于 ISDA协议的违约，英国石油公司也解除了我们与他们的所有对冲。 通知规定支付约775,725美元来清偿 我们根据通知承担的与英国石油公司 套期保值相关的未偿债务。

 

出售某些非核心油气属性

 

2018年8月20日，我们在新墨西哥州埃迪县以127,400美元的价格出售了我们3.1%的租赁权益，该权益包括 9.8英亩净地。2018年10月23日，我们以大约116万美元的毛收入和买方承担的某些封堵 和放弃负债约15,200美元的价格出售了我们在北达科他州的几乎所有 巴肯资产。Bakken 资产相当于我们2018年第三季度日产量的大约12桶油当量。2018年10月24日，我们以大约120,000美元的价格出售了位于俄克拉何马州格雷迪县的未开发土地的某些深部使用权。这些非核心资产出售所得的100万美元 用于偿还2018年10月信贷安排下的借款 。

 

最近进入我们加州物业的PSA

 

代表金字塔石油有限责任公司和Yuma Energy，Inc.(卖方)和一位未披露的买方(买方)签署了一份日期为2019年3月21日的 资产买卖协议，涉及出售卖方在加利福尼亚州克恩县的所有 资产。购买价格 为210万美元，生效日期为2019年4月1日。双方预计在2019年4月26日之前完成交易 。作为出售资产的额外代价，如果 石油WTI指数在 成交后六个月内等于或超过65美元，并连续12个月保持该平均值 ，则买方应向卖方支付250,000美元。交易完成后，我们 预计所得款项将用于偿还信贷安排和/或营运资金项下的 借款； 但是，不能保证交易将 完成。

 

优先股

 

截至2018年12月31日，我们的D系列优先股流通股为2,041,240股 ，总清算优先股约为2,260万美元，转换价格为 每股6.5838109美元。由于我们的 普通股发行于2017年10月结束，转换价格从每股11.0741176美元调整为每股6.5838109美元。因此，如果 我们所有D系列优先股的流通股都转换为普通股，我们将需要发行大约 340万股普通股。D系列优先股是 以增发D系列 优先股的形式支付的股息，年利率为7%。

  

 

运营展望

 

认识到石油和天然气价格的波动，我们计划在2019年继续采取 有纪律的方式，强调流动性和价值， 提高运营效率，并管理费用。我们将 继续评估石油和天然气价格环境， 可能会调整我们的资本支出计划、融资活动、 和战略替代方案(包括可能的资产出售)，以 在我们可能的范围内保持适当的流动性和财务灵活性。

 

业务战略

 

由于我们缺乏流动性，以及大宗商品价格持续波动 ，我们预计如果不能成功完成改善公司流动性的战略性 替代方案，我们的资本支出计划将在2019年受到限制。此外，我们可能会放慢或放弃开发我们的 物业，以更紧密地管理我们的现金流。我们将 专注于低风险和低成本的机会来维持或 最大限度地减少生产和现金流的下降。

 

我们业务战略的关键 要素包括：

 

 

 

主要属性说明

 

截至2018年12月31日，我们是 已探明石油和天然气储量约65.6%的物业运营商。作为 运营商，我们能够直接影响勘探、 开发和生产运营。

 

正如行业中常见的 一样，我们选择性地参与非经营性房地产 和投资；我们的非经营性 参与决策取决于项目的技术和经济 性质以及运营商的运营专业知识和财务 地位。以下是对我们 重要的石油和天然气属性的描述。

 

南路易斯安那州

 

我们在路易斯安那州南部的许多多产石油和天然气的教区拥有 运营和非运营资产，包括 卡梅伦、拉富尔奇、利文斯顿、圣赫勒拿、圣伯纳德和 朱砂教区。截至2018年12月31日，我们在路易斯安那州南部的9个油田拥有工作权益 ，其中我们运营 6个油田，平均运营工作权益为65.7%。与这些租赁头寸相关的面积 包括18,536英亩 总英亩和3,172英亩净英亩。相关资产产自 各种常规地层，其石油、天然气和 天然气液体的深度从大约5500英尺到 近19,000英尺。地层包括下中新统、CibCarst组、Dibert组、Wilcox组、Marg Tex组、Het 1A组、Tuscaloosa组、中新统Sihonina组和下Planulina Cris R组。截至2018年12月31日的一年中，该地区的总体净产量 平均约为355mbl/d的石油、5.5mcf/d的天然气和234mbl/d的天然气液体 。Chandeleur Sound Blk 71，State Lease 18194#1井位于我们主要的PASS 4设施 ，已于2019年2月27日关闭。在关闭该井之前，它的日产量约为20净BOE。我们正在 评估恢复生产的修井方案。 初步估计此井恢复生产的净成本为300,000至400,000美元。

 

我们在路易斯安那州南部的两个最大的油田，基于估计的已探明储量 ，如下所述。

 

路易斯安那州朱红色教区的Lac Blanc Field， 我们是Lac Blanc Field的运营商 ，我们的平均工作权益为81.3%。该油田占地1,744英亩，净占地1,090英亩，其中SL 18090#1和#2两口井从中新世Sihonina D-1砂岩(18,700英尺)开采。截至2018年12月31日的一年中，该油田 的石油净产量平均约为64桶/d，天然气净产量约为2.8MMcf/d，天然气液体净产量约为156桶/d。 截至2018年12月31日的一年中，该油田的净产量约为64桶/d，天然气 /d的净产量约为156桶/d。

 

 

Lac Blanc LP#2于2019年2月4日停产。在 下线之前，该油井的净产量约为995 mCf/d，或每月15万美元的现金流。我们正在评估将该油井重新投入使用的选项 ，但考虑到我们对油井的初步评估 ，成本可能会很高，而且由于我们的流动性有限以及与 修井相关的经济因素，不能保证我们可以为这项工作提供资金。我们将 间歇性地生产油井，预计产量将低于之前产量的20%。LP#1和LP#2位于同一个储集层 ，因此两口井的总储量预计不会受到重大影响，但由于不同的工作利益(LP #1和#2分别为62.5%和100%)，如果LP#2井不恢复使用，我们的净储量将 减少。此外，我们的现金流也将同样受到LP#2井产量减少的 影响。

 

路易斯安那州朱砂教区Bayou Hebert Field， 路易斯安那州-我们拥有Bayou Hebert Field 12.5%的非运营作业 权益，该油田包括 约1600英亩和200英亩净英亩，在下Planulina Cris R沙地完成了三口油井 。 三口油井中有两口目前已关闭。在截至2018年12月31日的年度内， 油田的平均净产量约为39桶/d石油、1.8MMcf/d天然气和76桶/d天然气液体。Bayou Herbert 油田的一口生产井目前正在以375Mcf/d净产量减产 ，同时操作员正在修理SWD泵。我们预计2019年第二季度的产量将恢复到约895至1,345 Mcf/d的净产量 。

 

德克萨斯州东南部

 

我们在德克萨斯州东南部有 经营性和非经营性物业，包括位于 杰斐逊县和麦迪逊县的 常规和非常规物业。截至2018年12月31日，我们有两个领域的 个工作权益，其中一个是我们是运营商， ，工作权益为47.4%。 非作业领域的平均工作兴趣约为23.0%。与这些租赁头寸相关的种植面积包括24444英亩(毛面积)和591英亩(净英亩)。非常规资产的开发 主要是利用致密伍德宾砂岩中的水平井，从大约8,000英尺到9,000英尺的深度生产 石油、天然气和天然气液体。典型的开发井 水平钻井，横向段长度从约4500英尺到7500英尺不等，采用多阶段 压裂技术。在截至2018年12月31日的一年中，该地区的集体净产量 平均约为26桶/d石油、230 mcf/d天然气和40桶/d天然气液体。

 

加利福尼亚州

 

我们在加利福尼亚州克恩县拥有 资产。截至2018年12月31日，我们在五个常规油田拥有100%的工作权益， 租赁位置包括1,192英亩(含263英亩费用或纯矿物)。这些物性产自各种常规地层，包括上新世、中新世、渐新世和始新世，深度从大约800英尺到6300英尺不等。截至2018年12月31日的一年中，我们加州资产的净产量平均约为78桶/日。2019年3月21日，我们签订了资产购买和销售协议，涵盖以210万美元的价格出售我们在加利福尼亚州克恩 县的所有资产，生效日期为2019年4月1日。我们预计在2019年4月26日之前完成交易 。

 

二叠纪盆地

 

2017年，我们通过与两家私营能源公司的合资企业进入二叠纪盆地，并在位于二叠纪盆地西北陆架的得克萨斯州约阿库姆县建立了占地约33,280英亩的AMI。急性心肌梗死的主要目标是圣安德烈斯组。截至2019年3月1日，我们在AMI内约3,192英亩(1,995 净英亩)持有 62.5%的营运权益。我们是合资企业的运营商 。2017年12月，我们在促销的基础上出售了该项目十个 区段12.5%的工作权益，并于2018年1月以相同的 条款额外出售了相同十个区段的12.5%的工作权益。2017年11月8日，我们钻进了一口盐水 处理井--詹姆逊SWD#井，并于2017年12月8日完成了该井的施工。然后将钻井平台移至我州320#1H 水平井，于2017年12月13日下钻。 国320#1H井于2018年1月2日满井， 随后于2018年3月1日完井、压裂并投产。该油井未能建立商业生产 ，目前正在关闭，等待对勘探区进行商业评估 。鉴于油井表现不佳，加上我们的 流动性有限，目前还不确定在 勘探区建立商业生产的能力。

 

 

石油和天然气储量

 

我们所有的石油和天然气储量都位于美国。 关于我们所有已探明储量的估计净数量和未来净现金流的标准化计量的未经审计的信息载于附注24- 关于石油和天然气勘探的补充信息， 开发和生产活动(未经审计的) 本报告第二部分第8项的合并财务报表附注中提供了有关该储量的未经审计的信息。 关于这些储量的估计净数量和未来净现金流的标准化计量 见附注24- 关于石油和天然气勘探的补充信息， 开发和生产活动(未经审计)的附注 本报告第二部分第8项中的附注储量估计是由荷兰Sewell&Associates，Inc.(“NSAI”)准备的，该公司是一家独立的石油工程公司。我们与外国政府或当局没有长期供应或类似的 协议。我们在2018年没有 向除SEC和能源部以外的任何联邦机构提供任何储备信息 。

 

预计探明储量

 

下表根据NSAI编写的报告汇总了我们在2018年12月31日的预计探明储量。在准备这些 报告时，NSAI在2018年12月31日对我们的物业进行了100%的评估。有关我们的独立后备工程师的更多信息，请参阅下面的独立后备工程师。下表中的 信息不会对我们的商品衍生品产生任何影响，也不会 反映我们的商品衍生品。

 

	油(MBbls)	天然气液体(MBBLS)	天然气(MMCF)	总计(MBOE)(1)	现值折现10%($，单位： 千)(2)
已证明已开发 (3)
乳白字段(4)	301	586	10,704	2,671	$27,782
Bayou Hebert Field(4)	92	189	4,604	1,050	16,332
其他	1,138	36	1,568	1,433	21,942
共 已探明开发	1,531	811	16,876	5,154	66,056
已证明 未开发项目(3)
乳白字段(4)	-	-	-	-	-
Bayou Hebert Field(4)	-	-	-	-	-
其他	-	-	-	-	-
总计 已证明未开发	-	-	-	-	-
已证明总数 (3)	1,531	811	16,876	5,154	$66,056

 

 

 

PV10不是根据GAAP衡量财务或运营业绩的指标， 也不应单独考虑或替代GAAP定义的 未来净现金流贴现的标准化衡量标准。 根据GAAP的定义，PV10不是衡量财务或运营业绩的指标，也不应单独考虑或替代 根据GAAP定义的未来净现金流贴现的标准化衡量标准。有关 未来净现金流量贴现的标准化计量，请参阅本报告第二部分第8项合并 财务报表附注中的附注24-关于石油和天然气勘探、开发和生产活动的补充 信息(未经审计)。下面标题为“非GAAP对账”的表 提供了PV10与折现 未来净现金流的标准化度量的对账。

 

 

非GAAP 对账(千美元)

 

下表核对了截至2018年12月31日我们对石油、天然气 和天然气液体储量的直接兴趣 ：

 

预计未来净收入的现值 (PV10)	$66,056
未来 所得税优惠10%	-
标准化的 贴现未来净现金流的衡量标准	$66,056

 

 

 

已探明未开发储量

 

截至2018年12月31日，我们没有已探明的未开发储量(“PUD”) 。下表详细说明了截至2018年12月31日的年度PUD储量变化 (单位：MBOE)：

 

从2018年1月1日开始 探明未开发储量	1,295
未开发储量 转为已开发储量	-
原地矿产采购量	-
原地矿产销售	-
扩展 和发现	-
生产	-
修订版本	(1,295)
截至2018年12月31日已探明 未开发储量	-

 

从2018年1月1日至2018年12月31日，我们的PUD储备减少了 1,295 MB，或100%，从1,295 MB降至-0-MB，主要原因是 我们决定注销我们的PUD储备，这是由于我们的 流动性以及我们为其未来发展提供资金的能力的不确定性 。

 

在估算已探明储量时，不确定性是固有的 ，包括许多我们无法控制的风险因素。储量工程是估算无法精确测量的石油和天然气地下储量的主观过程，任何储量估算的准确性都取决于可获得数据的质量及其解释。因此， 不同工程师的估计经常不同，有时差异很大 。此外，物理因素(如 估计日期之后的钻井、测试和生产结果)以及经济因素(如产品 价格变化)可能需要修订此类估计。因此，最终开采的石油和天然气数量将与储量估计值不同。

 

用于估算已探明储量的技术

 

根据SEC规则，探明储量是指在现有的 经济条件、操作方法和政府法规下，通过对地学和工程数据的分析，可以 合理确定地估计出从已知油藏到给定日期可经济生产的石油和天然气 储量。 术语“合理确定性”意味着有很高的信心 认为实际开采的石油和天然气数量将等于或超过。 “合理确定”一词意指，在现有 经济条件、操作方法和政府法规的情况下，可以合理确定地估计从已知油气藏开始， 可经济开采的石油和天然气数量。 术语“合理确定性”意味着高度的信心，即实际开采的石油和天然气数量将等于或超过。合理确定性 可以使用通过同一油藏或类似油藏项目的实际生产证明有效的技术 ，或使用建立合理确定性的可靠技术 的其他证据 来确定。可靠技术是指一种或多种技术(包括计算 方法)的 分组，这些技术经过现场测试，并已证明 在被评估的地层或类似的 地层中提供具有一致性和 重复性的合理确定的结果。

 

 

为了使我们的估计已探明储量具有合理的确定性，NSAI采用了已证明 产生一致性和可重复性的结果的技术。用于评估我们储量的技术和经济数据包括但不限于电测井、放射性测井、岩心分析、地质图和可利用的井下和生产数据、 地震数据和试井数据。 用于评估储量的技术和经济数据包括但不限于电测井、放射性测井、岩心分析、地质图和可利用的井下和生产数据、 地震数据和试井数据。使用 适当的递减曲线或其他动态关系来估计生产历史充足的 井的储量。 使用 体积估计和 周边地区类似油井的动态来估计产量有限的生产井和未开发地区的储量。这些油井被认为是基于使用相似技术的相同地层和完井的生产动态 而被认为是相似的 。

 

独立后备工程师

 

我们 聘请NSAI来编制我们的年度储量估算，并 依靠NSAI的专业知识来确保我们的储量 估算是按照SEC的指导方针编制的。NSAI 成立于1961年，隶属于德克萨斯州专业工程师注册委员会 第 号，提供石油工程咨询服务。F-2699在NSAI内部，主要负责编制NSAI 储量报告中规定的估计的技术人员是G.Lance Binder和Philip R.Hodgson。Binder先生自1983年以来一直在NSAI从事石油工程咨询业务。宾德先生是德克萨斯州(编号61794)的注册 专业工程师，拥有超过30年的石油工程实际经验， 拥有超过30年的储量估算和评估经验 。他于1978年毕业于普渡大学，获得化学工程理学学士学位。自1998年以来，Hodgson先生一直在NSAI从事石油地质咨询业务。 Hodgson先生是德克萨斯州地质(编号1314)的注册专业地球科学家，在石油地球科学领域拥有30多年的实践经验。他1982年毕业于伊利诺伊大学，获地质学学士学位，1984年毕业于普渡大学，获地球物理学理学硕士学位。这两项技术原则都达到或超过了石油工程师协会颁布的《石油和天然气储量信息估算和审计标准》中规定的教育、培训和经验要求；两人都精通于将行业 标准实践明智地应用于工程和地球科学评估，如 ，以及应用SEC和其他行业储量定义以及 指南。

 

我们的 评估和工程副总裁 主要负责监督我们 内部储量估计的编制，并在我们的储量 报告编制期间监督独立的 石油工程公司。他拥有石油工程理学学士学位和超过12年的行业经验，具有9年或9年以上的油藏工程师、高级油藏工程、团队领导高级油藏工程和油藏工程副总裁的工作经验。他的专业 资格达到或超过石油工程师协会颁布的“石油和天然气储量估算和审计标准 信息”中规定的储量估算员和审计师资格。 工程师协会负责评估和工程的副总裁 直接向我们的临时首席执行官报告 。

 

储量估算编制的内部控制

 

我们对储量估算流程的内部控制设计 截至2018年12月31日未生效 储量估算过程的主要输入是技术信息、财务 数据、所有权权益和产量数据。相关油田和油藏技术信息每季度审查一次，至少每年更新一次，在 我们的独立石油工程公司与我们的工程师、地质学家以及运营和陆地人员举行技术会议 时评估其有效性。 当前收入和费用信息来自我们的 会计记录，这些会计记录受外部季度 审查、年度审计和我们自己对 财务报告的内部控制。所有当前的财务数据，如商品 价格、租赁运营费用、生产税和现场级别的 商品价差都会在储备数据库 中更新，然后进行分析，以确保它们已准确输入 并且所有更新都已完成。我们目前对矿产 权益和油井生产数据的所有权也受我们对财务报告的内部 控制，这些数据也被合并到我们的 储量数据库中，并由我们进行内部验证，以确保 它们的准确性和完整性。一旦储量数据库使用最新信息进行了 更新，并收集了相关的技术 支持材料，我们的独立工程 公司将与我们的技术人员会面，审查现场性能 和未来的开发计划，以进一步验证评估的 有效性。在这些审查之后, 储量 数据库提供给NSAI，以便其编制 独立储量估计和最终报告。NSAI编制的储量 估计已经过审核，并与我们的副总裁-评估和 工程人员以及我们的油藏工程人员的 内部估计进行了比较。材料储备 NSAI的估计储量 与我们内部准备的储量之间的估计差异将根据具体情况进行评估 。NSAI和我们之间执行迭代过程，并提供 其他数据以解决任何差异。如果 支持文档不能证明其他更改是合理的，则接受 NSAI保留。如果附加数据 支持储量估算调整，NSAI将分析 附加数据，并可能做出其认为必要的更改。 附加数据通常包含有关新油井的更新产量 信息。完成审核并协调所有 材料差异后，将 最终确定储量报告，并使用NSAI提供的最终 估计值更新我们的储量数据库。我们储量数据库的访问权限仅限于我们油藏工程部门和管理层的特定成员 。

 

 

尽管我们 采取了上述控制和程序，但管理层 注意到，我们的年度储备报告中对一个重要字段的租赁运营费用预测有误。 虽然我们认为该错误是孤立的，对 储备报告本身并不重要，但我们认识到该错误会导致 重大额外的全部成本上限减值被记录 。我们重新评估了对审查 第三方储备报告的内部控制，并得出结论，我们的控制措施 无效，因为我们对2018年12月31日年终储备报告的审查缺乏必要的精确度，无法识别现场级租赁运营费用预测中的错误 ，该错误可能 最终对财务报表产生重大影响。有关详细信息，请参阅 本报告的项目9A。

 

产量、均价、平均生产成本

 

截至2018年12月31日和2017年12月31日的每个年度，我们生产和销售的石油、天然气和天然气液体的净产量 ， 单位销售的平均售价和单位的平均生产成本 如下。

 

	截至12月31日的年份，
	2018	2017
生产 卷：
原油和凝析油(BBLS)	171,590	250,343
天然气(Mcf)	2,094,984	3,085,613
天然气液体(BBLS)	100,234	131,155
总计(BOE)(1)	620,988	895,767
实现的平均价格 ：
进口原油 原油和凝析油(每桶)	$67.40	$50.32
使用天然气 天然气(按Mcf)	$3.19	$3.05
使用天然天然气 气液(每桶)	$32.19	$26.08
每桶生产成本(2)	$13.67	$9.80

 

 

 

截至2018年12月31日，我们在Lac Blanc油田和Bayou Hebert油田的权益分别占我们总探明储量的51.8%和20.4%。截至2017年12月31日，我们在Lac Blanc油田和Bayou Hebert油田的权益分别占我们 总探明储量的40.0%和20.1%。截至2018年12月31日和2017年12月31日，没有其他 油田占我们已探明储量的15%或更多。

 

截至2018年12月31日和2017年12月31日的年度，我们生产和销售的石油、天然气和天然气液体的净产量 、单位销售的平均售价和单位平均生产成本 如下。

 

	截至12月31日的年份，
乳白字段	2018	2017
生产 卷：
原油和凝析油(BBLS)	23,295	25,070
天然气(Mcf)	1,031,579	1,101,824
天然气液体(BBLS)	56,947	63,841
总计(BOE)(1)	252,172	272,548
实现的平均价格 ：
原油 油和凝析油(每桶)	$67.95	$50.86
天然气 (每立方米)	$3.35	$3.22
天然气 气液(每桶)	$34.03	$27.76
每桶生产成本(2)	$7.24	$6.63

 

 

 

截至2018年12月31日和2017年12月31日的年度，我们生产和销售的石油、天然气和天然气液体的净数量 ，我们的Bayou Hebert油田的单位销售平均售价和单位平均生产成本 如下。 以下是我们的Bayou Hebert油田截至2018年12月31日和2017年12月31日止年度的石油、天然气和天然气液体净产量 ，以及我们Bayou Hebert油田的单位平均销售价格和平均生产成本 。

 

	截至12月31日的年份，
Bayou Hebert油田	2018	2017
生产 卷：
原油和凝析油(BBLS)	14,382	25,479
天然气(Mcf)	656,300	1,236,615
天然气液体(BBLS)	27,685	43,196
总计(BOE)(1)	151,450	274,778
实现的平均价格 ：
原油 油和凝析油(每桶)	$70.11	$52.80
天然气 (每立方米)	$3.08	$3.10
天然气 气液(每桶)	$31.45	$27.85
每桶生产成本(2)	$6.31	$4.51

 

 

总生产井和净生产井

 

截至2018年12月31日，我们的毛产量和净产量井总数 如下：

 

油类(1)			天然气(1)			总计(1)
毛利	净额		毛利	净额		毛利	净额
油井	油井		油井	油井		油井	油井
70	51		27	4		97	55

 

 

已开发和未开发的总英亩和净英亩

 

截至2018年12月31日，我们总共有已开发和净开发的租赁英亩和 未开发的租赁英亩，如下所述。已开发的 种植面积以国家监管部门指定或允许的间距单位为基础进行说明。总英亩是指拥有 工作权益的英亩。净英亩数代表我们在总面积 英亩中拥有的零碎工作权益的总和 。

 

	已开发		未开发		合计
状态	毛利	净额	毛利	净额	毛利	净额
路易斯安那州	18,536	3,172	-	-	18,536	3,172
德克萨斯州	25,304	619	4,626	1,995	29,930	2,614
俄克拉荷马州	2,000	79	-	-	2,000	79
加利福尼亚	1,192	1,192	-	-	1,192	1,192
总计	47,032	5,062	4,626	1,995	51,658	7,057

 

 

截至2018年12月31日，我们的租约净面积为434英亩(其中没有 位于Lac Blanc或Bayou Herbert Fields)，将于2019年到期；1246净英亩(均不在Lac Blanc或Bayou Herbert Fields)，将于2020到期；315净英亩，将于 2021到期。

 

探井和开发井

 

以下列出截至2018年12月31日和2017年12月31日的年度 是关于我们在指定年份的钻探活动的 信息。

 

	网络 探索性		NET 开发		总产量净额
	油井 已钻探。		油井 已钻探。		和干燥的油井
年	生产效率高	干的	生产效率高	干的	钻透
2018	-	-	-	-	-
2017	-	0.5		-	0.5

 

演示活动

 

截至2019年4月2日，我们有-0-总(-0-净)井在 钻井或完井过程中。

 

供应合同或协议

 

原油 原油和凝析油通过按月常绿 合约销售。价格与指数或发布价格的加权月度平均值 挂钩，并对重力、 基本沉积物和水(“BS&W”)和 运输进行一定调整。通常，索引或发布基于WTI和 调整为LLS或HLS。我们加州物业的定价是 基于指定张贴价格的平均值，并根据 重力、交通和一个领域的市场差异进行调整 。

 

我们的 天然气是根据多年合同销售的，定价与 月初指数或收到的 购买者价格的每月加权平均价格挂钩。天然气液体也根据 多年合同销售，通常与相关天然气 合同捆绑在一起。定价基于每个产品的公布价格或 每月收到的采购商价格加权平均值 。

 

我们还 从事以下 《管理层对财务状况和经营结果的讨论与分析-商品衍生活动》中讨论的商品衍生活动。

 

竞争

 

国内石油和天然气业务在 勘探和收购租赁权益、 储量以及石油和天然气的生产和销售 产品方面竞争激烈。我们的竞争对手包括国家石油公司、大型石油和天然气公司、独立石油和天然气公司、钻井合作计划、个体生产商、天然气营销商和主要管道公司，以及向 消费者供应能源和燃料的其他行业的 参与者。我们的许多竞争对手都是久负盛名的大型公司 。他们可能能够为地震信息 以及石油和天然气属性和勘探 前景的租赁权支付更高的价格，并能够定义、评估、竞标和购买超出我们财力或人力 资源允许的 数量的资产和前景。我们未来获得更多资产和 发现储量的能力将取决于我们 评估和选择合适资产的能力，以及在竞争激烈的 环境中 完善石油和天然气相关交易的能力。

 

其他业务事项

 

主要客户

 

在截至2018年12月31日和2017年12月31日的年度内，面向5个客户的销售额 约占公司总收入的80%，面向5个客户的销售额 约占79%。

 

 

我们 相信我们的产品有足够的替代采购商 ，因此失去一个或多个上述采购商不会 对我们的运营结果或现金流 产生重大不利影响。

 

业务季节性

 

天气 条件会影响天然气的需求和价格， 还会推迟石油和天然气钻探活动，打乱我们的整体业务计划。冬季对天然气的需求通常较高 ，导致我们第一财季和第四财季天然气生产的天然气价格上涨 。由于这些季节性波动， 我们在各个季度的运营结果可能不能代表我们每年可能实现的结果 。

 

操作风险

 

石油和 天然气勘探、开发和生产涉及高风险 ，即使是经验、知识 和仔细评估的结合也可能无法克服。不能保证我们将发现、获取或生产商业数量的额外石油和天然气 。石油和天然气作业 还涉及井火、井喷、 设备故障、人为错误和其他事件可能导致 有毒或危险物质(如石油液体或钻井液)意外泄漏或泄漏到环境中，或 对人员或财产造成重大伤害的风险。在这种情况下， 可能会产生对第三方或政府实体的巨额债务 ，偿还债务可能会大幅 减少我们的可用现金，并可能导致石油和天然气资产的损失 。此类危险还可能对油井、生产地层、生产设施以及管道或其他加工设施造成损坏或破坏。

 

就像石油和天然气行业中常见的 一样，我们不会为与我们的业务相关的所有风险提供完全的 保险，要么是因为此类 保险不可用，要么是因为我们认为保费成本 过高。保险未完全覆盖的损失可能会对我们的经营业绩、财务状况和 现金流产生 实质性影响。有关这些风险的进一步讨论，见本报告项目1A。 “风险因素”。

 

属性标题

 

我们 相信我们的石油和天然气资产的所有权是 良好的，根据石油和天然气行业普遍接受的标准 是可以保护的，但有这样的例外情况 ，在我们看来，这些例外并不会严重影响我们的石油和天然气 资产的使用或价值 。我们的石油和天然气属性在不同程度上通常 受以下一个或多个 影响：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

此类负担和义务会影响我们获得 生产收入的权利，因此在 计算我们的净收入利息和估计我们储量的 数量和价值时已将其考虑在内。我们认为，就我们拥有的资产类型而言，影响我们石油和天然气属性的负担和 义务在我们的行业中很常见 。

 

操作规程

 

我们拥有或经营生产石油和天然气资产的所有司法管辖区都有影响钻井、完井和生产活动的法律和法规规定 ，包括与钻井许可证、钻井或操作油井的要求、钻井位置、钻井和套管井的 方法、钻井和套管井的 方法、钻井所依据的属性的使用和 恢复有关的 条款，采购 和处理钻井中使用的水 以及井的封堵和废弃。我们的运营也受到各种保护法律法规的约束。这些法律和法规 规定了钻井和间距单元的大小、可在石油和天然气中钻井的井密度 属性以及石油和天然气属性的单位化或合并 属性。在这方面，虽然有些州允许强制 汇集或整合土地和租赁以促进 开发，但包括我们开展业务的德克萨斯州在内的其他州主要或完全依赖自愿汇集土地和租赁。 因此，我们可能很难形成间隔单元， 因此，如果我们拥有或控制少于100%的租赁 ，就很难开发项目。此外，国家保护法 规定了油井和天然气井的最高产量 ，一般禁止天然气的泄放或燃烧， 并对 生产的可评价性提出了具体要求。在某些情况下，地方当局对勘探、开发和生产活动实施了 暂停或其他限制，等待针对这些活动对当地潜在影响的 调查和研究，然后才允许石油和 天然气勘探、开发和生产 进行。

 

这些规定的 效果是限制我们的油井可以生产的石油和天然气的数量，并限制我们可以钻探的井的数量或地点，尽管我们 可以申请这些规定的例外或减少井距 。如果不遵守适用的法律和 法规，可能会受到严重处罚。行业的监管负担 会增加业务成本， 会影响盈利能力。此外，每个州通常对其管辖范围内的石油、天然气和天然气液体的生产和销售征收 生产或遣散税 。

 

天然气运输条例

 

州际商业中天然气的运输和销售或转售由联邦能源管理委员会(FERC)根据1938年天然气法案(NGA)、1978年天然气政策法案(NGPA)和根据这些法规发布的规定进行监管。 联邦能源管理委员会(FERC)管理州际天然气运输费率和 服务条件，这会影响营销。 FERC管理州际天然气运输费率和服务条件，这会影响市场营销。 联邦能源管理委员会(FERC)根据1938年天然气法案(NGA)、1978年天然气政策法案(NGPA)和根据这些法规发布的规定，管理州际天然气运输和销售或转售。 FERC管理州际天然气运输费率和服务条件，这会影响营销

 

州内天然气运输 也受州监管机构的监管。州内对天然气运输进行监管的依据以及对州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。鉴于特定州内的此类法规 通常会在可比基础上影响该州内的所有 天然气运输商，我们 认为，在我们运营的任何州对类似位置的州内天然气运输进行监管，并在州内运输天然气，都不会影响我们的 运营，这与我们的竞争对手 的运营方式不会有任何实质性的不同，因此我们 相信，在我们运营的任何州对类似情况的 天然气运输的监管，不会影响我们的 运营在任何方面与我们的竞争对手 的运营方式存在实质性差异。与州际运输费率的监管一样，州际运输费率的监管也会影响 我们生产的天然气的营销，以及我们销售天然气所获得的 收入。

 

石油、天然气、天然气销售条例

 

我们销售石油、天然气和天然气液体的 价格 目前不受联邦监管，而且大部分 不受州监管。但是，FERC监管 州际天然气运输费率以及运输服务条款和条件，这会影响我们生产的天然气的营销 ，以及我们销售天然气的 价格。同样，我们从石油和天然气液体 销售中获得的价格也受到将这些产品运往市场的 成本的影响。FERC根据《州际商业法》、《1992年能源政策法》的规定以及根据这些法规颁布的条例， 管理州际管道上的石油和液体运输。州内石油、天然气液体和其他产品的运输 取决于管道，这些管道的费率、服务条款和条件 受州监管机构根据州 法规进行监管。此外，虽然天然气生产商的销售和 所有原油、凝析油和天然气液体的销售目前可以 不受控制的市场价格进行，但国会可以 在未来重新实施价格管制。

 

 

FERC或州政策法规或法律的变化 可能会对州际管道上公司和/或 可中断运输服务的可用性和可靠性产生不利影响， 我们无法预测FERC或州监管机构未来会采取什么行动 。但是，我们不认为任何监管 变化对我们的影响与它们对与我们竞争的其他天然气生产商、采集商和 营销者的影响 有实质性的不同。

 

环境法规

 

我们的 运营还必须遵守严格的联邦、州和地方 法律，以规范向环境中排放材料或 其他与健康和安全或环境保护相关的 法律。许多政府机构，如美国环境保护局(“EPA”)， 发布法规来实施和执行这些法律，而这些法规往往需要困难且成本高昂的合规措施。在其他 事项中，环境监管计划通常管理 油井或生产相关设施的许可、建设和操作 。许多因素(包括公众看法)可能会 对获得环境施工或运营许可证的能力产生重大影响 。未能遵守 环境法律法规可能会导致评估 重大的行政、民事和刑事处罚，以及 发布限制或禁止我们的 活动的禁令。此外，一些与环境保护有关的法律法规在某些情况下可能会对环境污染施加 严格的责任，这可能会 导致环境损害和清理费用的责任 而不考虑我方的疏忽或过错。

 

超出现有要求、新计划和现有 计划的更改可能会影响我们的业务，包括石油和天然气勘探和生产、空气排放、废物管理和 地下注入废物。多年来，环境法律和 法规经常发生变化， 实施更严格的要求可能会对我们的财务状况和 运营结果产生 实质性的不利影响。以下是更重要的 现有环境、健康和安全法律法规的摘要，我们的业务运营受这些法律法规的约束，未来的合规 可能会对我们的资本支出、收益和竞争地位产生重大不利影响。

 

有害物质和废物

 

《1980年联邦综合环境响应、赔偿和责任法案》(简称CERCLA)，也称为 超级基金法，以及类似的州法律对某些 类被认为对将有害物质排放到环境中负有责任的 类人员施加责任，而不考虑 过错或原始行为的合法性。这些 人员可能包括发生泄漏的一个或多个现场的现任或前任所有者或操作员，以及 处置或安排处置现场发现的 危险物质的公司。根据CERCLA，这些潜在责任人 可能要承担严格的连带责任，包括调查和清理已排放到环境中的危险物质的费用 、对自然资源的损害 以及某些健康研究的费用。此外， 邻近的土地所有者和其他第三方 提起人身伤害和财产损失索赔 据称是由有害物质或其他污染物排放到环境中的情况并不少见 。我们只能直接控制作为 操作员的那些井的 操作。尽管我们无法直接控制由他人操作的油井 ，但在某些 情况下，我们以外的运营商未能 遵守适用的环境法规可能是我们造成的。我们在运营的 过程中产生可能被监管为危险 物质的材料，但我们目前不知道我们可能要对其负责的任何责任 会对我们产生重大或不利的影响 。

 

1976年的 资源保护和回收法案(“RCRA”)和类似的州法规对危险和固体(非危险)废物的产生、处理、储存、运输、处置和清理进行了 管理。有了环保局的批准，各州可以管理RCRA的部分或全部条款，一些州已经采用了自己的更严格的要求。钻井液、产出水 以及与勘探、石油和天然气的开发和生产相关的大多数其他废物目前 受RCRA的固体(非危险)废物 条款监管。然而，立法时不时会被提出，各种环保组织已经提起诉讼，如果 成功，可能会导致某些石油和天然气勘探和生产废物被重新分类为“危险废物”，这将使此类废物受到更严格的 处理、处置和清理要求的 限制。 如果成功，可能会导致某些石油和天然气勘探和生产废物被重新分类为“危险废物”，这将使此类废物受到更严格的处理、处置和清理要求。以 为例，美国哥伦比亚特区地区法院 因环保署未能及时评估其针对石油和天然气废物的RCRA副标题D标准规定而向几个非政府 环保团体提起诉讼，环保局和环保团体 达成了一项协议，并在2016年12月28日地区法院发布的同意法令 中最终敲定。根据 法令，环保局必须在不晚于2019年3月15日 提出, 修订某些副标题D标准的规则制定 与石油和天然气废物有关的法规或签署 决定不需要修订这些法规。 环境保护局针对同意法令采取的行动仍在等待中。如果 环保局提议修订石油和天然气废物法规 ，同意法令要求环保局在通知和评论规则制定后不迟于2021年7月15日 采取最终 行动。失去钻井液、采出水和相关废物的RCRA排除可能导致我们的 以及石油和天然气勘探与开发行业的 管理和处置产生的废物的 成本增加，这可能对该行业以及我们的 业务产生 实质性的不利影响。

 

 

我们拥有或运营的 个地点不时会发生材料或废物的释放。这些特性及其释放的材料或废物可能受 CERCLA、RCRA和类似州法律的约束。根据这些法律，我们 已经并可能被要求移除或补救此类材料或 废物。

 

排水量

 

联邦清洁水法和类似的州法律对向美国水域排放 污染物(包括石油和其他物质的泄漏和泄漏) 进行了 限制和严格控制。 联邦清洁水法和类似的州法律对 污染物的排放进行了 限制和严格控制，包括石油和其他物质的泄漏和泄漏 。禁止向包括管辖湿地在内的受管制水域排放污染物， 除非符合环保局或类似的州机构颁发的许可证条款。2015年9月，美国环保署和美国陆军工程兵团定义了联邦 对美国水域的管辖权范围的规则(“WOTUS 规则”)生效；但是，该规则已被美国第六巡回上诉法院 在全国范围内搁置，而 上诉法院和众多联邦地区法院考虑 反对执行该规则的诉讼。美国最高法院 考虑了哪个法院有管辖权审理对WOTUS规则的质疑 的问题，并在2018年1月得出结论， 管辖权属于联邦地区法院。此外， 2017年，特朗普总统发布了一项行政命令，指示 EPA和美国陆军工程兵团(U.S.Army Corps of Engineers)审查WOTUS规则 ，如果这些机构的审查发现该规则 不符合行政命令在减少监管不确定性的同时促进经济增长的目标，则启动新的规则制定 以废除或修订该规则。根据行政命令，2017年6月，美国环保署和美国陆军工程兵团正式提出废除WOTUS规则。2018年1月，EPA和美国陆军工程兵团(U.S.Army Corps of Engineers)敲定了一项规则，该规则将推迟 WOTUS规则的适用时间两年，但一名联邦法官 在2018年8月分别禁止了这两家机构暂停该规则。 , 佐治亚州的一家联邦法院下令在11个州实施这项规定。然而，2018年12月，美国环保署和美国陆军兵团发布了一项拟议的规则，该规则将取代 WOTUS规则，并大幅减少受CWA联邦 监管的水域。此类提案目前正在接受 公众审查和评论，之后预计还会有其他法律挑战 。《清洁水法》的管辖范围可能在未来几年内仍不确定。

 

获取许可的 流程可能会延迟我们的 操作。泄漏预防、控制和对策 联邦法律的要求要求适当的安全壳护堤 和类似的结构，以帮助防止石油烃罐泄漏、破裂或 泄漏污染 通航水域。此外，《清洁水法》和类似的州法律 要求对从特定类型的设施排放暴雨径流 的个人许可或一般许可覆盖范围。 联邦和州监管机构可以对不遵守《清洁水法》和类似的州法律和 法规的排放许可或其他 要求实施行政、 民事和刑事处罚以及其他执行 机制。《清洁水法》和类似的州法律对未经授权排放的 规定了行政、民事和刑事处罚 ，并与1990年的《石油污染法》(简称OPA)一起，对泄漏 预防和响应计划提出了严格要求，并对与任何未经授权排放有关的 移除、补救和损害费用负有重大潜在的 责任。

 

我们的石油 和天然气生产也会产生盐水，我们 通过地下注入来处理。联邦安全饮用水 水法(“SDWA”)通过地下注水控制(“UIC”)计划对物质的地下注入进行监管，相关的州计划对盐水处理井的钻探和操作进行监管。环保局 在某些州直接管理UIC计划，在其他州 将其委托给该州进行管理。在德克萨斯州，德克萨斯州铁路委员会(“RRC”)对注水井处理采出水进行了监管。在 钻探盐水处理井之前，必须获得许可证，并且必须定期进行套管完整性监测，以确保套管不会向地下水泄漏 盐水。地下水被石油和 天然气钻探、生产和相关作业污染，可能导致 罚款、处罚和补救费用，以及根据SDWA和州法律的其他制裁 和责任。针对 用于处理石油和天然气相关废水的地下注水井附近最近发生的地震事件，联邦和 一些州机构已开始调查此类井 是否导致地震活动增加，一些州已关闭 或对现有井施加体积注入限制，或 暂停此类注水井的使用。为了回应与诱发地震活动相关的担忧，一些 州的监管机构已经采纳或正在考虑与地震安全相关的额外 要求。例如，RRC已 采用注水井规则来解决德克萨斯州的这些地震活动问题 。除其他事项外，, 规则要求 寻求处置井许可证的公司在许可证申请中提供地震活动数据 ，规定对某些井进行更频繁的监测和 报告，并允许RRC修改、暂停、 或终止许可证，理由是处置井很可能引起或确定为引起地震活动。对注水井进行更严格的 监管可能会导致此类井的建设减少或 产能减少，这反过来又会影响 可用于处理我们 运营废水的注水井的可用性。

 

 

与生产水的运输和处理相关的成本 增加了 ，包括遵守有关 生产水处理的规定的成本，这可能会降低我们的盈利能力。然而，所有石油和天然气生产商通常都会 产生与处理提议的水相关的成本 ，我们不认为这些成本会对我们的运营 产生实质性的不利影响。此外，第三方索赔可由 土地所有者和其他各方提出，要求赔偿替代水供应、财产损失和身体伤害。

 

水力压裂

 

我们的 完井作业受监管，短期或长期内可能会增加 。特别是，被称为水力压裂的完井 技术被用来刺激石油和天然气的生产 受到了环保界以及许多地方、州和联邦监管机构 的日益严格的审查 。水力压裂是指在压力下将水、砂子和添加剂(通常是沿套管向井筒内胶结)注入 深度的潜在岩层，以刺激石油和天然气的生产。我们聘请 第三方为我们提供水力压裂或其他油井模拟 服务，与我们运营的几乎所有油井 相关。

 

SDWA通过 UIC计划规范地下物质注入。根据UIC计划，水力压裂通常不受 监管，水力压裂 过程通常由州石油和天然气委员会监管。 然而，最近几届国会提出立法，修改SDWA，从“地下 注入”的定义中废除对水力压裂的豁免，要求联邦许可和监管 控制水力压裂，并要求披露水力压裂的 化学成分

 

此外， 多个联邦机构已对压裂过程的某些方面确立了监管机构 。例如，美国环保署已 表明，使用含有 柴油的流体进行水力压裂应受UIC计划的监管， 具体为“II类”UIC油井。

 

此外，2016年6月28日，美国环保署发布了一项最终规则 ，禁止将陆上非常规石油和天然气开采设施的废水排放到公有的 污水处理厂。环保局还在对接受石油和天然气开采废水的 个私人废水处理设施(也称为集中式废物处理设施(“cwt”))进行研究。环保局正在收集与CWT设施接受此类废水的程度、可用的处理技术(及其 相关成本)、排放特性、CWT设施的财务 特性以及CWT设施排放的环境影响有关的数据和 信息。

 

此外，2015年3月26日，土地管理局(BLM)发布了关于联邦和印度土地水力压裂的最终规则。此外，2016年11月15日，BLM敲定了一项防止浪费的规定，以减少石油和天然气作业在联邦和印度土地上燃烧、排放和泄漏甲烷的情况 。2017年3月28日，特朗普总统 签署了一项行政命令，指示BLM审查上述 规则，并在适当的情况下启动规则制定，以撤销或 修订这些规则。因此，2017年12月29日，BLM发布了 最终规则，以废除2015年的水力压裂规则；然而， 一个由环保主义者、部落倡导者和加利福尼亚州 组成的联盟提起诉讼，挑战该规则的废除。此外，2018年2月22日，BLM发布了 废物预防规则的拟议修正案，将取消某些空气质量条款 ，2018年4月4日，联邦地区法院搁置了2016年规则的某些条款。目前还不确定 何时或是否会实施这些规则，以及它们 将对我们的运营产生什么影响。

 

此外， 正在进行或正在提议的某些政府审查 侧重于水力压裂实践的环境方面 。2016年12月13日，美国环保署发布了一项研究，调查了水力压裂活动对饮用水资源的潜在影响 ，发现在某些情况下， 水力压裂活动中的用水会影响 饮用水资源。此外，2015年2月6日，美国环保署 发布了一份报告，其中包含与 公众对处置井诱发地震活动的关注有关的调查结果和建议。 该报告建议了管理和最大限度减少重大注入诱发地震事件的 可能性的策略。其他 政府机构，包括美国能源部、美国地质调查局(U.S.Geological Survey)和美国政府问责局(U.S.Government Accounability) 已经或正在评估水力压裂的其他各个方面。这些正在进行或拟议中的研究可能会刺激 进一步规范水力压裂的举措，并可能 最终使我们执行压裂变得更加困难或成本更高，并增加我们合规和开展 业务的成本。

 

 

我们运营或持有石油的一些州和地方司法管辖区以及 天然气利益集团已经或正在考虑采用 法规，这些法规可以在 某些情况下限制或禁止水力压裂，实施更严格的操作标准 和/或要求披露水力 压裂液的组成。如果在我们运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的州或地方法律 限制 ，我们可能会产生潜在的 巨额额外成本来满足这些要求， 在勘探、开发或生产活动中遇到延误或削减，甚至可能被禁止 钻探油井。

 

关于水力压裂 的公众争议一直在增加，涉及压裂液的使用、引发的 地震活动、对饮用水供应的影响、水的使用 以及总体上对地表水、地下水和 环境的潜在影响。全国各地已发起多起诉讼和执法行动 涉及水力压裂 实践。如果采用严格限制水力压裂的新法律或法规，则此类法律可能会使我们更难或成本更高地进行压裂以刺激致密地层的生产，并使反对水力压裂过程的 第三方更容易基于在压裂过程中使用的特定化学物质可能对地下水造成不利影响的指控而提起 法律诉讼。此外，如果水力压裂在 联邦、州或地方层面得到进一步监管，我们的压裂活动可能 受到额外的许可和财务保证 要求、更严格的施工规范、增加的 监控、报告和记录义务、封堵和 废弃要求，以及随之而来的许可延误 和潜在的成本增加。此类法律变更可能会 导致我们产生大量合规成本，而合规或 我们任何不合规的后果都可能对我们的财务状况和 运营结果产生重大不利影响。目前，无法评估管理水力压裂的新颁布或潜在的联邦、州或地方法律对我们业务的影响 。

 

空气排放

 

联邦《清洁空气法》和类似的州法律通过许可计划和 强加的其他要求来限制各种空气污染物的排放。此外，环保局已经制定并将继续制定严格的法规，管理特定来源的有毒空气污染物的排放，包括石油和天然气生产。联邦和州监管机构 可以对违反《清洁空气法》和相关州法律法规的空气许可或其他要求的行为实施行政、民事和刑事处罚 。我们的 业务或我们聘用的服务公司的业务 在某些情况和地点可能会受到这些法规对空气污染物排放的许可 和限制 。

 

2012年和2016年，美国环保署发布了新的污染源性能标准，以 监管各种石油和天然气勘探、生产、加工和运输设施的挥发性有机化合物(VOCs)、二氧化硫、空气有毒物质和甲烷的排放 。特别是，2016年5月12日，美国环保署 修订了其法规，对石油和天然气行业的某些新的、经过改造和 重建的设备、流程和活动实施了甲烷和 挥发性有机物排放的新标准。然而，在2017年3月28日的行政命令中，特朗普总统指示环保局审查2016年的 法规，并在适当的情况下启动规则制定，以 撤销或修订这些法规，以符合 促进国家能源资源清洁和安全发展的既定政策 ，同时避免 不必要地阻碍能源生产的监管负担。2017年6月，美国环保署 发布了一项拟议的规则，将2016年法规的某些 要求保留两年，包括逃逸排放 要求。2018年9月11日，美国环保署建议对该规则进行有针对性的 改进，包括修改该规则的 逃逸排放监测要求，并预计通过这样做， 将“大幅减轻” 规则的监管负担。这些标准以及未来的任何法律及其实施条例可能要求我们在扩建或修改现有 设施或建设预计 产生空气排放的新设施时获得 预先批准，实施严格的空气许可要求，或 强制使用特定设备或技术来控制 排放。我们无法确定地预测最终的法规要求或 遵守这些要求的成本 。

 

2015年10月，美国环保署宣布将臭氧的主要国家环境空气质量标准(NAAQS)从百万分之七十五降低到十亿分之七十。2018年7月，美国环保署完成了对美国各县的 地面臭氧的区域命名，将其定为 “达到/不可分类”或 “不可分类”。州政府地区的重新分类 实施修订后的NAAQS可能会导致更严格的 许可要求，推迟或禁止我们获得此类许可，并导致污染控制设备支出增加 ，其成本可能非常高。

 

 

气候变化

 

针对二氧化碳、甲烷和 其他温室气体(“GHGs”)的排放危害公众健康和环境的调查结果，美国环保署根据“清洁空气法”现有的 条款通过了法规，其中包括建立 防止显著恶化(“PSD”)、 建筑和第五章运营许可审查等内容 某些大型固定污染源。为其温室气体排放获得PSD许可所需的设施还将被要求满足这些排放的“最佳 可用的控制技术”标准。 与温室气体排放相关的EPA规则制定可能会对我们的 运营产生不利影响，并限制或推迟我们获得新污染源或改进源的空气许可 的能力。此外，美国环保署已采纳规则 ，要求每年报告美国某些石油和天然气系统来源的温室气体排放量，其中包括陆上和海上生产设施，其中包括我们的某些业务。此外，如上所述，美国环保署 颁布了一项新的来源绩效标准，涉及石油和天然气来源的甲烷排放 类别。

 

虽然 国会过去曾考虑过与减少温室气体排放相关的立法 ，但联邦政府没有通过减少温室气体排放的重大立法 。在没有 国会行动的情况下，出现了一些州和地区的温室气体限制 。在国际层面，美国参加了在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方大会。《巴黎协定》于2016年11月 生效。尽管本协议没有为各国规定任何限制温室气体排放的具有约束力的义务，但它确实包括参与国自愿限制或 减少未来排放的承诺。2017年6月，特朗普总统表示， 美国将退出《巴黎协定》，但可能 加入未来与温室气体相关的国际协定。 《巴黎协定》规定了一个为期四年的退出流程，从2016年11月生效起 ，这将导致 2020年11月的有效退出日期。美国 是否遵守退出进程尚不确定， 美国可能重新加入《巴黎协定》或另行 谈判达成的协议的条款目前尚不清楚。虽然目前 无法预测可能通过的解决温室气体排放问题的立法或新法规 将如何影响我们的 业务，但未来任何此类法律和法规都可能要求我们在报告 义务或限制我们设备和运营的温室气体排放 时产生成本，以减少与我们运营相关的温室气体排放 。

 

可能对甲烷或二氧化碳排放实施的 限制可能会 对我们产品和储量的需求、价格和价值产生不利影响 。由于我们的业务还会直接排放温室气体 ，当前和未来限制此类排放的法律或法规可能会增加我们自己的成本。目前，我们的业务 没有受到现有联邦、州和地方 气候变化倡议的不利影响，目前无法 准确估计未来处理温室气体排放的潜在法律或法规 将如何影响我们的业务。 尽管存在与气候变化相关的潜在风险， 国际能源署(IEA)估计，到2040年，全球能源需求 将继续占全球能源使用的主要份额 ，其他私营部门研究项目将继续 。 国际能源署(IEA)估计，到2040年，全球能源需求 将继续占全球能源使用的主要份额 ，其他私营部门研究项目仍在继续 然而，最近旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的激进主义 可能会导致能源行业的某些资金来源受到限制或限制 。最后， 还应该指出，许多科学家已经得出结论： 地球大气中温室气体浓度的增加 可能会产生具有重大物理影响的气候变化， 例如风暴、洪水、干旱和其他气候事件的频率和严重程度增加；如果 发生任何此类影响，可能会对我们的财务状况 和运营结果产生不利影响。

 

国家环境政策法案

 

联邦土地上的石油和天然气勘探、开发和生产活动受国家环境政策法案 (“国家环境政策法”)的约束。《国家环境政策法》要求包括内政部在内的联邦机构对可能对环境产生重大影响的重大机构行动进行评估。 流程涉及环境 评估或环境影响说明书的准备，具体取决于 围绕拟议的联邦行动的具体情况 是否会对人类环境产生重大影响。《国家环境政策法》 过程涉及公众意见，这些意见可能会通过限制 项目的范围或要求特定资源的缓解来改变拟议项目的 性质。流程参与者可以通过法院系统对《国家环境政策法》的裁决 提出上诉。 此流程可能会导致延迟项目的批准和开发 ，增加某些 设施的许可和开发成本，并可能导致 取消现有租约的某些情况。

 

 

濒危物种、候鸟和自然资源

 

各种 联邦和州法规禁止对濒危或受威胁物种及其栖息地、候鸟、湿地和自然资源造成不利影响的某些行为。这些法规包括“濒危物种法”(“欧空局”)、“候鸟条约法”和“清洁水法”。美国鱼类和野生动物管理局(“FWS”)可能会指定关键的 栖息地，它认为这些栖息地对于 受威胁或濒危物种的生存是必要的。根据2011年的和解协议 ，FWS必须在该机构2017财年结束之前， 决定将250多个物种列入FSA 濒危或受威胁物种的名单。 FWS错过了最后期限，但据报道，FWS将根据 和解协议继续审查新的 物种在欧空局下的受保护状态。重要的栖息地指定可能导致 对联邦土地使用或私人土地使用的进一步实质性限制，并可能延迟或禁止土地访问或开发。 在发生或可能发生对物种、 栖息地或自然资源的占用或损害的情况下，政府 实体或有时私人可以采取行动阻止或限制 石油和天然气勘探活动，或就任何 伤害寻求赔偿，无论是钻探、建设还是释放 在某些情况下，可能会受到刑事处罚。根据《候鸟条约法》，对候鸟也提供了类似的 保护措施。最近，再次有人呼吁审查目前对沙丘鼠尾草蜥蜴的保护措施，沙丘鼠尾草蜥蜴的栖息地包括二叠纪盆地的部分地区。 沙丘鼠尾草蜥蜴的栖息地包括二叠纪盆地的部分地区, 并 重新考虑将物种列入欧空局。虽然我们的一些 业务可能位于指定为濒危或受威胁物种栖息地 或可能吸引候鸟的区域 ，但我们认为我们基本上遵守了欧空局 和《候鸟条约法》，我们不知道有任何 提议的欧空局名单会对我们的业务产生重大影响。 联邦政府过去曾根据《候鸟条约法》向几家石油和天然气公司发出起诉书。将 以前未受保护的物种识别或指定为受威胁或濒危物种，可能会导致我们 因物种保护措施而增加成本 ，或者可能导致我们的开发活动受到限制， 可能会对我们开发和生产石油和天然气储备的能力产生不利影响 。如果我们将租约的一部分 指定为关键或合适的栖息地，可能会 对我们的租约价值产生不利影响。

 

危险通信和社区知情权

 

我们 受联邦和州危险通信以及社区 知情权的约束。这些法规， 包括但不限于联邦紧急计划和 社区知情权法案，规范了 危险物质的使用和释放的记录保存和报告，并可能要求 向州和地方政府当局以及公众提供 信息。

 

职业安全与健康法案

 

我们 受修订后的联邦《职业安全和健康法案》(简称OSHA)和类似的州 法规的要求，这些法规对 工人的健康和安全进行了保护。此外，OSHA危险通信标准要求 保存有关作业中使用或生产的危险材料的信息，并将此信息提供给 员工、州和地方政府当局以及 公民。

 

国家法规

 

德克萨斯州 规范石油和天然气的钻探以及生产、收集和销售 ，包括征收遣散税和 获取钻探许可证的要求。德克萨斯州目前对石油生产征收4.6%的遣散费，对天然气生产征收7.5%的遣散费 。国家还规定了开发新油田的方法、井的间距和操作以及防止石油和天然气资源的浪费。各州可以 调整产量，并根据 市场需求或资源节约，或两者兼而有之，确定油井和天然气井的最高日允许产量 。各州不 调整井口价格或从事其他类似的直接经济监管 ，但我们不能向我们的股东保证他们未来不会 这样做。这些规定的效果可能是 限制我们的油井可能生产的石油和天然气数量，并限制我们可以 钻探的油井数量或地点。

 

 

石油行业还必须遵守其他各种 联邦、州和地方法规和法律。其中一些法律 与资源节约和平等就业机会有关。 我们不认为遵守这些法律会对我们造成 实质性的不利影响。

 

相关保险

 

我们 为我们的 勘探、开发和生产活动可能导致的上述或 地下污染相关的某些风险投保。但是，此 保险仅限于井场活动， 不能保证此保险将继续在商业上使用，也不能保证此保险将以值得我们购买的 保费水平提供。如果发生未针对 提供全面保险或赔偿的 重大事件，可能会对我们的财务状况 和运营产生重大不利影响。

 

虽然我们没有因遵守 环境要求而受到任何实质性的不利影响，但不能保证 这种情况会持续下去。

 

员工和总部

 

截至2018年12月31日，我们有22名全职员工和1名兼职员工 。我们根据需要聘请独立承包商。我们 与员工没有集体谈判协议。我们 相信我们的员工关系 令人满意。

 

我们的主要行政办公室位于德克萨斯州休斯顿，邮编：77027,1825Suit1825，西环路南1177号，办公面积约为 15,180平方英尺。我们的贝克斯菲尔德办事处占地约4,200平方英尺，位于加利福尼亚州贝克斯菲尔德2008年 第21街，邮编93301。

 

公司高管

 

下表列出了我们所有 管理人员的姓名和年龄、这些人员担任的职位和职位、 以及作为管理人员开始连续服务的月份和年份 ：

 

		高管
名称		警官自		年龄		职位
安东尼·C·施努尔		2019年3月		53		临时首席执行官兼首席重组官
詹姆斯·J·雅各布斯		2016年10月		40		首席财务官、财务主管兼公司秘书

 

下面的 段落包含有关我们每位 高管的某些信息。

 

Anthony C.Schnur自2019年3月28日以来一直担任我们的临时首席执行官 ，我们的首席执行官于2019年3月27日离职， 我们的首席重组官自2019年3月1日以来一直担任我们的首席重组官，我们的总裁兼首席运营官于2019年1月24日辞职 。此前，Schnur先生自2017年9月起担任Capodian，LLC董事总经理。2012年12月至2017年6月，Schnur先生担任 Camber Energy，Inc.(前身为Lucas Energy，Inc.) (“Camber”)的董事兼首席执行官。Schnur先生还曾在2012年11月至2013年4月担任Camber的首席财务官 ，并于2013年9月至2016年8月担任临时首席财务官。从2010年1月到2012年10月，Schnur先生担任Chroma Oil&Gas，LP的首席财务官，这是一家由私募股权公司 支持的E&P公司，业务遍及德克萨斯州和路易斯安那州。从2015年8月到2016年12月，Schnur先生在位于亚利桑那州科奇斯县历史悠久的墓碑矿业 区内的勘探和开发公司Tombstone Explore Corporation的董事会 任职。Schnur先生于1987年获得甘农大学金融工商管理理学学士学位，并于1992年获得凯斯西储大学工商管理硕士学位。Schnur先生是 美国独立石油协会、德克萨斯州独立生产商和特许权使用费所有者协会以及亚当-休斯顿收购和资产剥离集团的成员。

 

 

自2016年10月26日戴维斯合并完成以来，詹姆斯·J·雅各布斯(James J.Jacobs)一直担任我们的首席财务官、财务主管和公司秘书。他在2015年12月至2016年10月26日期间担任加州尤马 首席财务官、财务主管和公司秘书。在2015年12月被任命为首席财务官之前，他曾担任 尤马加州公司负责企业和业务发展的副总裁 ，自2013年以来一直在我们工作。 他在金融服务和能源领域拥有16年的经验 。2001年，雅各布斯先生在杜克资本合伙公司(Duke Capital Partners)担任能源分析师。2003年，Jacobs先生在Sanders Morris Harris担任 能源投资银行部副总裁，在那里他 参与了各种规模能源公司的资本市场融资、合并和收购、公司重组和私募股权交易。2006年至2013年，雅各布斯先生担任休斯顿美国能源公司(Houston America Energy Corp.)首席财务官、财务主管和秘书，负责美国和哥伦比亚业务的财务会计和报告，以及融资活动。雅各布斯 先生于2001年毕业于德克萨斯大学，获得专业会计硕士学位和工商管理学士学位。

 

可用信息

 

我们的主要执行办公室位于德克萨斯州休斯顿，邮编：77027,1825Suit1825，West Loop South 1177。我们的电话号码是(713) 768-7000。有关我们的更多信息，请访问我们的网站 ，网址为www.yumaenergyinc.com。我们的Form 10-K年度报告， 我们的Form 10-Q季度报告、我们当前的Form 8-K报告 以及对这些报告的任何修订都可以在 上免费获取，也可以通过我们的网站免费获取，该网站不是本报告的一部分。这些 报告在我们 以电子方式将这些材料归档或提供给 证券交易委员会后，将在合理可行的情况下尽快提供。SEC在www.sec.gov上维护一个网站，其中包含 报告、委托书和信息声明，以及有关以电子方式向SEC提交文件的发行人的其他信息 ，包括 我们。

 

 

 

 

 

 

 

我们在业务过程中受到各种风险和不确定性的影响 。下面总结了可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响的重大风险和 不确定性。我们不能向您保证以下风险因素中讨论的任何 事件都不会发生。 此外，下面描述的风险和不确定性并不是我们面临的唯一风险和不确定性。我们目前不知道的其他风险或我们目前认为无关紧要的 风险也可能对我们的 业务产生重大影响。在考虑投资我们的证券时，您 应仔细考虑以下包括的风险因素 以及本报告中“关于前瞻性陈述的告诫 声明”中引用的事项，以及通过引用包含在本年度10-K报表中的 报告中的其他 信息。

 

流动性不足可能会对我们的 业务运营产生重大不利影响。

 

我们的信贷安排项下有 笔重大未偿债务。截至2018年12月31日 ，我们已全额提取信贷安排下的3,400万美元 ，并根据 信贷协议违约。此外，我们的产量出现了显著的 下降，为我们业务的持续运营提供资金的现金流有限。由于流动性有限 和现金流减少，我们可能无法维持生产， 这可能导致我们的财务状况持续恶化 。

 

我们 支付债务利息和本金以及 履行其他义务的能力将取决于我们以与我们报告的储备值一致的价值 完成资产出售和/或合并交易的能力，这是我们 无法控制的。如果交易完成，我们未来的运营 业绩和财务状况将受到当前 经济状况以及财务、商业和其他因素的影响，其中许多 我们也无法控制在任何情况下，我们都无法向您保证 我们的业务将从 运营中产生足够的现金流，或者我们将在 新的信贷安排或其他方式下获得足够的未来资金，金额足以满足 我们的流动性需求。如果 运营没有足够的现金和其他可用的资本资源，我们可能会面临 严重的流动性问题，我们可能需要寻求 额外的债务或股权融资，或者需要处置重要的 资产或运营来履行我们的偿债和其他 义务，或者我们可能无法继续经营下去。 我们不能向您保证，我们能够以我们可以接受的条款或完全接受的条款通过 债务或股权融资筹集资金，或者而且，我们从任何融资或处置中获得的任何收益可能不足以偿还我们当时到期的债务或其他 债务。 任何融资或处置所得的任何收益可能不足以偿还我们的债务或其他 债务。

 

我们的审计师和管理层对我们作为一家持续经营的企业继续经营的能力表示了极大的怀疑。

 

正如财务报表中披露的那样，截至2018年12月31日和2017年12月31日的年度，我们分别发生了1,710万美元和680万美元的普通股股东应占净亏损 。截至2018年12月31日，我们4420万美元的流动负债总额 超过了我们720万美元的流动资产总额。 此外，我们违反了债务契约， 已停止根据我们的信贷安排支付利息，经历了 最近的产量下降，流动性极其有限，并且 遭受了运营的经常性亏损。我们认为，这些 情况令人怀疑我们是否有能力继续 作为持续经营的企业。

 

我们 持续经营的能力取决于我们几乎所有资产的出售和/或合并交易。如果我们 无法产生支付持续 费用所需的资金，则我们可能会被迫停止运营或寻求 破产保护，在这种情况下，我们的股东可能会损失 全部投资。

 

我们违反了我们信贷协议下的多个契约 ，我们依赖贷款人容忍 行使信贷协议下的权利，其中包括 取消我们资产的抵押品赎回权。

 

我们 仍然违反了我们与贷款人签订的多项信贷协议 。不能保证贷款人不会因为这些 违规事件而 宣布违约并要求立即偿还根据信贷安排借入的全部债务 。

 

 

我们必须遵守纽约证券交易所美国有限责任公司(NYSE American LLC Continue)上市标准 《纽约证券交易所美国公司指南》(NYSE American Company Guide)第1003(F)(V)节中有关证券销售的规定 价格。

 

2019年1月4日，我们收到纽约证券交易所美国证券交易所的一封信，信中表示我们的普通股在相当长一段时间内一直以较低的每股价格出售 ，根据公司指南 1003(F)(V)节，我们的继续上市是 基于它实现了我们普通股的反向股票拆分或在 合理的时间内显示出持续的价格上涨，纽约证券交易所美国证券交易所在 一段合理的时间内对我们的普通股进行了反向拆分或以其他方式展示了价格的持续改善，这是纽约证券交易所美国证券交易所在 一段合理的时间内实现的并取决于我们遵守 其他持续上市要求，且交易价格 保持在要求的最低每股0.06美元以上。

 

如果我们无法获得大量 金额的额外资本，我们可能无法继续开发我们当前的 潜在客户和物业，或者我们可能会丧失在某些 潜在客户中的权益，我们可能无法继续运营我们的 业务。

 

我们需要 大量资金来继续运营我们的物业和 继续运营。短期内，我们打算用运营现金流以及可能的 未来发行的债务和/或股权证券为我们的 资本支出提供资金。我们运营和获得资金的现金流 受许多 变量的影响，其中包括：

 

 

 

 

 

 

 

 

我们的 运营和其他资本资源可能无法提供足够的现金 来维持未来的资本 支出水平。此外，我们2019年的实际资本支出可能会超过资本支出预算 。如果我们的 资本支出要求在任何时候超过我们可用资本的 金额，我们可能需要寻求 其他资本来源，其中可能包括为现有债务再融资 、合资企业合作伙伴关系、生产付款 融资、出售非核心房地产资产或发行债务 或股权证券。我们可能无法以优惠条款或根本无法获得任何形式的 融资。

 

如果我们 无法为我们的资本需求提供资金，我们可能会被要求 削减与勘探和开发我们的前景相关的业务 ，这反过来可能导致 财产损失和我们的石油和天然气储量减少，或者我们 可能无法实施我们的发展计划、完成 收购或以其他方式利用商机 或应对竞争压力，其中任何一项都可能产生 此外，推迟或未能完成 提议的或未来的基础设施项目可能会推迟或消除 潜在的效率和相关的成本节约。发生 此类事件可能会阻止我们继续经营业务 ，我们的普通股和优先股可能没有任何 价值。

 

 

我们的业务竞争激烈。

 

石油和天然气行业在许多方面竞争激烈， 包括确定具有吸引力的石油和天然气资产用于收购、钻探和开发，为此类活动获得 资金，并获得进行此类操作和活动所需的设备 和人员。在寻找 合适的机会时，我们与许多其他 公司竞争，包括大型石油和天然气公司以及其他 独立运营商，它们拥有更多的财力、更多的 人员和设施，在某些情况下还拥有更多的 专业知识。不能保证我们能够 有效地与这些实体竞争。

 

我们的短期流动性严重受限，可能会 严重影响我们的现金流和我们 物业的开发。

 

目前，我们的 主要流动资金来源是手头现金、 经营活动的现金、出售资产的收益，以及 资本市场交易的潜在收益，包括 出售债务和股权证券。截至2018年12月31日的年度，我们的 信贷安排下有3,400万美元的未偿还借款，我们的总借款基数为3,400万美元。 由于公司 参与石油和天然气资源的勘探和开发业务需要大量资金，我们依赖于改善我们的 现金流和收入，以及获得额外的营运 资金，为我们 业务的持续发展和实施提供资金我们业务或总体经济状况的不利发展可能需要我们以 价格或不利于现有 股东的条款筹集额外融资。我们可能无法获得 全部额外资本，并可能被迫缩减或停止运营。我们将 继续依靠股权或债务融资以及出售 工作权益来为运营融资，直到 我们产生持续的正现金流(如果有的话)。无法 获得必要的融资可能会对我们开发物业和扩大业务的能力 产生不利影响 。

 

我们的信贷安排有实质性的限制和财务 契约，我们重新遵守这些 限制和契约的能力是极不可能的。我们的贷款人可以 根据预期的大宗商品价格 单方面减少我们的借款可获得性。

 

我们的信用协议的 条款要求我们遵守某些 财务契约和比率，但截至2018年12月31日，我们没有遵守 。我们未来遵守这些 限制和公约的能力非常令人怀疑， 将受到运营现金流水平和 我们无法控制的事件或情况的影响。我们未能 遵守信贷 融资或其他债务协议下的任何限制和契诺，以及我们无法支付 利息，导致这些 协议下的违约，这导致我们所有现有的债务都立即到期并应付给我们。 我们没有遵守信贷 融资或其他债务协议下的任何限制和契诺，以及我们无法支付 利息，导致这些 协议下的违约，导致我们所有现有的债务都立即到期并支付。根据我们的信贷安排，我们借款基数的减少也可能由几个因素引起， 包括但不限于：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

信贷安排将我们可以借入的金额限制为借款 基础金额，由贷款人根据担保其 贷款的物业的预计收入自行决定 。例如，我们的贷款人将我们目前的借款基数 设定为3400万美元。低于每桶50.00美元的原油价格 可能会对我们的借款基础产生不利影响。贷款人 可以单方面调整借款基数和信贷安排下允许未偿还的借款 。超出借款基数的未偿还借款 必须立即偿还 ，否则我们必须将其他石油和天然气资产质押 作为额外抵押品。我们目前没有任何实质性的 未质押财产，未来我们可能没有财力 来支付信贷安排所需的任何强制性本金预付款 。任何无法在我们的信贷安排下借入额外资金的情况 都可能对我们的运营和 我们的财务业绩产生不利影响，并可能迫使我们破产或 清算。

 

我们目前无法遵守管理我们债务的协议中的限制和 公约，导致这些协议条款下的 违约，这可能会 导致我们借入资金的支付速度加快 ，并影响我们为债务支付本金和利息的能力 以及履行我们的其他 义务。

 

根据管理我们债务的协议和任何此类债务持有人寻求的 补救措施，我们违约 可能导致 我们无法支付债务本金和利息， 无法履行我们的其他义务。由于我们违约，此类债务的持有人 可以选择宣布所有借入的资金 到期并支付，连同应计和未付的利息 ，我们信贷安排下的贷款人可以选择 终止他们的承诺，停止发放更多贷款，并 对我们的资产提起止赎程序，我们可能会 被迫破产或清算。我们不能向您保证 我们将根据 债务协议获得豁免或修改我们的违约，或者我们将能够按照我们可以接受的 条款对我们的债务进行再融资，或者根本不能。

 

我们的浮动利率负债使我们面临利率风险， 这可能会导致我们的偿债义务大幅增加 。

 

我们的信贷安排下的借款按浮动利率计息，使我们 面临利率风险。如果利率上升，我们对浮动利率债务的还本付息 债务将增加 ，而借款金额保持不变，我们的净收入 和可用于偿还债务和其他用途的现金将减少 。

 

石油、天然气和天然气液体价格波动较大。自2014年来，它们的 价格有时会对我们的业务、财务状况和 运营结果以及我们履行资本 支出义务和财务承诺的能力产生不利影响，在未来也可能对此产生不利影响。不稳定的价格和 较低的价格也可能对我们的股票价格 产生负面影响。

 

我们收到的石油、天然气和天然气液体产品的 价格对我们的收入、盈利能力、获得资金的渠道和未来的增长率有很大影响。这些碳氢化合物是 商品，因此，它们的价格可能会因供应和需求的相对较小变化而出现较大的 波动。从历史上看，石油、天然气和天然气液体市场一直不稳定。例如，在2014年1月1日至2018年12月31日期间，西德克萨斯中质原油(WTI)现货价格从2014年6月每桶107.95美元的高位降至2016年2月的每桶26.19美元。Henry Hub天然气现货价格已从2014年2月的每MMBtu 8.15美元的高位降至2016年3月的每MMBtu 1.49美元的低点。2018年，WTI现货价格从每桶44.48美元到77.41美元不等，Henry Hub天然气现货价格从每MMBtu 2.49美元到6.24美元不等。同样，天然气 液体由乙烷、丙烷、异丁烷、正常丁烷和天然汽油组成，每种液体都有不同的用途和 不同的定价特征，自2014年秋季以来，已实现价格出现了显著的 下降。我们 生产的石油、天然气和天然气液体的价格以及 我们的产量水平取决于我们 无法控制的众多因素，包括：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

较低的石油、天然气和天然气液体价格已经并可能 继续减少我们的现金流和借款能力。我们可能 无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资， 这可能会导致我们的碳氢化合物储量下降，因为 现有储量已耗尽。价格下降可能会使 开发项目和生产物业变得不经济， 可能会导致矿物租约的损失。大宗商品价格较低 有时会导致我们的估计已探明储量大幅下调，并可能导致我们未来进一步下调 。此外，我们的借款能力 可能会受到价格下跌的重大影响。 石油、天然气和天然气液体价格持续下跌 可能会在未来重新确定借款基数时对我们的借款基数产生不利影响 ，如果我们的 未偿还借款超过重新确定的借款基数，则可能触发信贷协议项下的偿还 义务， 否则可能会对我们未来的业务、财务状况、运营业绩、流动性或 为计划资本支出融资的能力产生重大不利影响。此外，较低的石油、天然气和天然气液化气价格可能会导致我们股票的市场价格 下跌。截至本 报告日期，我们没有任何大宗商品衍生品合约 对冲我们的石油、天然气或天然气液体价格 风险。

 

由于石油、天然气和天然气的低价 液体，我们已经并可能需要对我们 资产的财务账面价值进行重大的 未来减记。

 

会计规则 要求我们定期审核 资产的账面价值，以确定可能的减值。根据当前大宗商品 价格和进行 预期减值审查时的特定市场因素和情况，以及对 开发计划、生产数据、经济和其他因素的持续评估，我们 已被要求并可能被要求大幅 减记我们的石油和天然气 资产的财务账面价值，这构成了对收益的非现金费用。我们未来可能会 产生减值费用，这可能会对我们在记录此类费用的 期间的运营结果产生重大 不利影响。

 

 

当石油和天然气价格较低时，或者 如果我们对已探明的石油和天然气储量进行大幅下调，如果运营成本或开发成本比之前的估计增加 ，或者如果我们的钻井和 修井计划不成功， 可能会发生减记。

 

我们的石油和天然气资产的 摊销的资本化成本，扣除累积的DD&A和相关的递延 税，仅限于来自 已探明的石油和天然气储量的预计未来净现金流，折扣率为10%，外加 未探明的不受摊销的资产。如果这些需要摊销的已探明资产的资本化成本 超过这些预计的未来净现金流，我们将被要求 记录减值费用，以降低我们的 石油和天然气资产的资本化成本。这些类型的费用将减少 我们的收益和股东权益，并可能对我们的股价产生不利的 影响。未经证实的资产不受 摊销影响，每季度评估一次，此审查可能导致 这些资产被移至我们的油气资产 受摊销影响。

 

我们 根据已探明和未探明储量、石油和天然气价格、生产率以及基于运营预算预测的运营、开发和回收成本的未来 估计值，定期评估我们的资产减值。 我们 根据运营预算预测对未来已探明储量和未探明储量、石油和天然气价格、生产率以及运营、开发和回收成本进行定期评估。一旦发生，即使石油和/或天然气价格 上涨，以及我们的估计已探明储量数量 增加， 减值费用以后也无法撤销。

 

如果石油、天然气和天然气液体的价格在较长一段时间内低于当前的 水平，而所有其他因素保持 不变，我们可能会在未来产生减值费用。此类费用 可能会对我们在记录期间的运营结果 产生重大不利影响。有关详细信息，请参阅本 报告中的合并财务报表附注 中的附注6.资产 减值和附注7.财产、厂房和设备净额。

 

我们历来亏损，未来可能无法实现 盈利。

 

我们在石油和天然气业务的历史中出现了 运营亏损 。截至2018年12月31日，我们的累计赤字约为3630万美元。我们能否在未来实现 盈利，将取决于能否成功解决 我们的持续经营问题、短期资本需求以及实施 经济收购、开发和生产活动，所有这些 都存在许多我们无法控制的风险。

 

我们销售我们的产品和/或接受市场价格的能力 我们的产品可能会受到运输能力限制和中断的不利影响 。

 

如果 我们和其他公司生产的石油、天然气或天然气液体的量超过了我们作业区可用的各种运输管道和收集系统的能力， 将需要建设新的运输管道和收集系统 。 如果我们和其他公司生产的石油、天然气或天然气液体的数量超过了我们作业区可用的各种运输管道和收集系统的能力， 将需要建设新的运输管道和收集系统。或者，在石油和天然气 液体的情况下，我们将有必要更多地依赖卡车来运输我们的产品，这比通过管道运输更昂贵， 效率更低。新的 管道和收集系统的建设是资本密集型项目， 可能会推迟、中断或取消建设，以应对不断变化的经济状况以及 资金的可获得性和成本。此外，资金限制可能会限制我们 建立收集系统将我们的产品运输到 运输管道的能力。在这种情况下，我们的 产品的运输成本可能会大幅增加，或者我们可能不得不关闭我们的 油井等待管道连接或产能，和/或以远低于市场或我们当前 项目的价格出售我们的 产品，这将对我们的 运营结果产生不利影响。

 

我们的部分生产 也可能会因许多其他原因而不时中断或关闭，包括 操作问题、机械故障、天气状况、 事故、管道或收集系统通道中断、现场工人 问题或罢工，或者我们可能会根据市场状况 自愿减产。如果我们 的大量生产同时中断，很可能会 对我们的现金流产生不利影响。

 

 

我们的石油、天然气和天然气液体在有限的 个地理市场销售，因此这些地区中任何一个地区的供过于求 都可能对我们 收到的价格产生重大负面影响。

 

我们的 石油、天然气和天然气液体在有限的 个地理市场销售，每个都有固定数量的存储 和处理能力。因此，如果此类市场出现石油、天然气和/或天然气液体供应过剩 ， 可能会对我们产品的价格产生实质性的负面影响，从而对我们的财务 状况和经营业绩产生不利影响。存在这样的风险：美国墨西哥湾沿岸的炼油能力可能不足以提炼美国生产的所有轻质低硫原油。 如果轻质低硫原油产量保持在当前水平，或者 继续增加，对我们轻质原油生产的需求可能导致对世界原油价格 的价格折扣扩大 ，并可能由于缺乏 足够的市场而关闭或减少产量，尽管之前取消了对轻质原油价格的限制

 

我们可能无法在很大一部分 租赁面积上钻探油井。

 

由于各种原因，我们可能 无法在很大一部分土地上钻探。我们可能无法产生或无法筹集到足够的 资本来这样做。大宗商品价格的恶化也可能使钻探某些地产或种植面积变得不经济。我们的实际 钻探活动和未来的钻探预算将取决于之前的 钻探结果、石油和天然气价格、资金的可用性和 成本、钻井和生产成本、 钻井服务和设备的可用性、租约到期、收集 系统和管道运输限制、监管 审批和其他因素。此外，我们能够进行的任何钻探活动 可能不会成功，或者在我们的全部已探明储量中增加额外的 已探明储量，这可能对我们的业务、财务状况和 经营业绩产生重大不利影响。

 

我们约28.3%的净租赁面积未开发， 该面积最终可能无法开发或成为商业生产 ，这可能导致我们失去租赁权利 ，并对我们的石油和天然气 储量和未来生产产生重大不利影响，从而影响我们未来的现金流 和收入。

 

截至2018年12月31日，我们约28.3%的净租赁面积 未开发，或未钻井或 完工的面积足以生产商业 数量的石油和天然气，无论此类 面积是否包含已探明储量。除非 在我们的租赁覆盖的未开发土地上建立生产 ，否则此类 租约将到期。我们未来的石油和天然气储量 和产量，以及我们未来的现金流和收入，都高度依赖于成功开发我们的未开发 租赁面积 。如果我们不能证明在规定的时间范围内(通常是在五年内)开发 这些储量的可能性，我们还可能失去在我们的工程和财务 报告中认领某些已探明未开发储量的权利。此外， 在我们确定开发特定未开发土地不经济的范围内，我们可能会故意 允许租约到期。

 

除非我们用新储量替换我们的储量并开发这些 储量，否则我们的产量和预计储量将会下降，这 可能会对我们的财务状况、运营结果和/或未来现金流产生不利影响。

 

产油和 天然气储集层的特征通常是产量下降 ，这可能会因储集层 特性和其他因素的不同而有所不同。递减率通常在油井的生产寿命早期最大，尤其是水平井。对油井或 天然气井递减率的估计本质上是不精确的，对于 生产历史有限的新的或新兴的石油和天然气地层， 可能比具有既定生产历史的开发程度更高的地层 更不精确。如果我们现有油井的产量下降的方式与我们估计的 不同，我们的产量水平和 我们目前预期从油井中回收的储量 将发生变化，并且在其他 情况下可能会发生变化。除非我们成功地进行持续收购和 开发活动，或者持续收购包含 已探明储量的物业，否则我们的探明储量将随着这些储量的生产而下降。因此，我们预计未来石油和天然气的储量和产量，以及我们的现金流和运营结果 高度依赖于我们能否有效地 开发和开采我们现有的储量，并在经济上 找到或获得额外的可采储量。我们可能无法 以可接受的成本开发、发现或获得更多储量来替换我们当前和未来的生产。如果我们无法 更换当前和未来的生产，我们的现金流和 储备价值将会减少，从而对我们的 业务、财务状况和 运营结果产生不利影响。

 

 

已探明石油和天然气储量的估算涉及 个假设，这些假设中的任何重大错误都将 对这些 储量的数量和价值产生重大影响。

 

此 报告包含对我们已探明石油和天然气储量的估计 。这些估计基于各种假设， 包括SEC法规要求的与石油和天然气价格、钻井和运营费用、资本 支出、税收和资金可用性相关的假设。 估计石油和天然气储量的过程很复杂，需要 重大决策、复杂的分析和假设， 评估每个储集层可用的地质、地球物理、工程和 经济数据。因此，这些估计值本质上是不精确的。

 

我们的 未来实际产量、石油和天然气价格、收入、 税、开发支出、运营费用和可采石油和天然气储量 将与估计的 有所不同。任何重大差异都可能对我们储量的估计数量和估计价值产生重大影响。 此外，我们稍后可能会调整对已探明储量的估计，以 反映生产历史、勘探和开发活动的结果 、当前石油和天然气价格以及其他 因素，其中许多因素是我们无法控制的。

 

预计探明储量数量根据评估期内 存在的经济条件而定。这些 大宗商品市场上石油、天然气和天然气液体价格的变化可能会缩短某些油田的经济寿命 ，因为在这些油田生产所有可采储量可能变得不经济，这可能会降低已探明储量的估计 。

 

对已探明储量估计数量的负面修订 会 增加受影响物业的损耗率， 会因耗损费用增加而减少收益或造成损失 。这些修订，以及对该等储备未来估计现金流的假设 的修订，也可能引发某些物业的 减值亏损，从而可能导致 非现金费用计入收益。见本报告包括的合并财务报表附注中的附注7-财产、厂房、 和设备、净额。

 

截至2018年12月31日，我们的预计储量均未被归类为已证实的未开发储量 。开采已探明的未开发储量 需要大量的资本支出和成功的钻井 操作。储备数据假设我们将投入大量资本支出 来开发我们的储备。 这些石油、天然气和天然气液体储量的估计以及与开发这些储量相关的 成本是根据SEC的规定 编制的；但是，实际的 资本支出可能会与估计的资本支出 不同，开发可能不会按计划进行，实际的 结果可能不会像估计的那样。

 

我们估计的已探明储量的未来净现金流贴现的标准化衡量标准可能与我们估计的石油和天然气储量的当前 市场价值不同 。

 

您 不应假设本报告中列出的对我们的估计已探明储量的折现 未来净现金流的标准化度量是我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值 。根据SEC在2018年12月31日和2017年12月31日生效的 要求，我们已探明储量的贴现未来净现金流 基于12个月 月初石油和天然气算术平均价格 ，而不影响衍生品交易。实际 我们的石油和天然气资产未来的净现金流将 受到以下因素的影响：

 

 

 

 

 

我们生产的时间以及与 开发和生产石油和天然气属性相关的费用的时间将影响 已探明 储量未来实际净收入的时间和金额，从而影响其实际现值。此外，我们在计算标准化措施时使用的10% 贴现率 可能不是基于不时生效的利率 以及与我们的业务或整个石油和天然气行业相关的风险的最合适的贴现率 。作为一家公司， 出于法定所得税目的，我们被视为应税实体 ，我们未来的所得税将取决于我们 未来的应税收入。未来的实际价格和成本可能与本报告中包含的估计中使用的价格和成本存在实质性差异 ，这可能会对我们的估计储量价值产生重大影响 。

 

 

我们的石油和天然气活动受到各种风险的影响，这些风险是我们无法控制的 。

 

我们的 业务在 勘探、钻探、生产、运输、营销和 销售石油和天然气方面存在许多风险和危险。虽然我们可能会采取预防措施 ，但其中许多风险和危害是我们无法控制的 ，在这种情况下是不可避免的。其中许多风险或 危险可能对我们的收入和 费用、我们某些油井生产石油和天然气的能力(商业和经济数量)、 产量和开发经济性，以及我们对我们拥有或将获得 权益的前景的 投资产生实质性和不利影响。这些风险和危险中的任何一种都可能对我们的财务状况、运营结果和 现金流产生重大和 不利影响。这些风险和危害包括：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

由于这些风险、支出、产量和费率， 生产、收入和运营成本可能会受到重大影响 ，可能与 我们预期的大不相同。

 

钻机、压力泵设备和人员、其他设备、供应、水、人员 和油田服务无法获得或成本高昂，可能会对我们在预算范围内及时执行 勘探和开发计划的能力造成不利影响。

 

石油和天然气行业是周期性的，经常会出现钻机、设备、供应、水或 合格人员短缺的情况。在此期间，钻井平台、设备和供应的成本和交付时间 要大得多。此外，随着现役钻机数量的增加，合格钻机 船员的需求和工资率也会上升。 勘探和生产水平的提高可能会增加对油田服务和设备的 需求，而这些 服务和设备的成本可能会增加，而这些 服务和设备的质量可能会受到影响。钻机、压力泵设备、供应品或合格的 人员无法使用或成本高昂 可能会对我们的运营和 盈利能力产生重大不利影响。

 

 

我们的勘探和开发钻探工作以及我们油井的运营 可能无利可图，也可能无法实现我们的目标 回报。

 

我们已 收购了大量未经证实的资产，以便 进一步开发，并预计未来将继续进行 收购。开发和勘探钻探 和生产活动面临许多风险，包括 无法发现具有商业价值的油气藏的风险。 我们收购未探明的资产并租赁未开发的土地， 我们相信，随着时间的推移，这将增强我们的增长潜力并提高我们的 经营成果。但是，我们不能向您保证 所有潜在客户在经济上都是可行的，或者我们不会 放弃我们的租赁权。此外，我们不能向您保证 我们收购的未探明财产或 我们租用的未开发面积将会有利可图地开发，我们在我们追求的 前景中钻探的油井将会产生效益，或者我们将收回对该等未探明财产或 油井的全部或部分投资。

 

此外，我们可能无法成功控制钻探和 生产成本以提高整体回报。 钻井、完井和操作油井的成本通常是不确定的， 成本因素可能会对项目的经济性产生不利影响。我们 无法预测钻井和完井的成本，我们 可能会由于多种因素 而被迫限制、推迟或取消钻井作业，包括：

 

 

 

 

 

 

 

 

我们与 可能无法履行对我们 项目的承诺的第三方参与石油和天然气租赁。

 

在某些 案例中，我们在进行运营的石油和天然气租赁中拥有不到100%的工作权益，而 其他各方拥有剩余的工作权益。 任何 钻井、装备、完井和操作油井的成本由 多人分担的作业都存在财务风险。我们可能要为其他工作利益所有者的共同活动 义务负责，例如不支付 其他工作利益所有者的行为产生的 成本和责任。此外，石油和天然气 价格的下跌可能会增加这些正在工作的 利益所有者，特别是那些规模较小且较少 成立的利益所有者无法履行其共同活动 义务的可能性。合作伙伴可能无法或不愿意支付其应承担的项目成本 ，在某些情况下，合作伙伴可能会宣布 破产。如果我们的任何项目合作伙伴不支付 他们应承担的此类费用，我们很可能不得不支付这些费用， 并且我们可能无法从我们的合作伙伴那里收回这些费用 ，这可能会对我们的 财务状况产生重大不利影响。

 

我们依赖于我们拥有 非运营权益的石油和天然气属性的第三方 操作员的技能、能力和决策。

 

我们拥有或预期拥有 非运营工作权益的石油和天然气属性的钻探、开发和生产 能否成功，在很大程度上取决于此类第三方运营商的 决定，以及他们 遵守影响此类 属性的各种法律、规则和法规的勤奋程度。因此，我们在第三方运营的此类物业上的钻探、开发和 生产活动的成功和时机取决于许多因素，包括：

 

 

 

 

 

 

 

第三方运营商 未能做出决策、履行其 服务、履行其义务、处理监管 机构以及遵守法律、规则和法规，包括 与我们有利害关系的物业的 环境法律和法规，可能会对我们在此类物业的利益造成重大 不利后果，包括 巨额罚款和合规成本。这种不利的 后果可能导致对我们的巨额负债或 降低我们物业的价值，这可能会对我们的运营结果产生重大影响。*因此，我们 对我们当前或 未来物业的运营施加影响的能力是有限的。

 

我们对地震数据的使用受解释的影响，可能无法 准确识别石油和天然气的存在，这 可能会对我们的钻井 作业结果产生不利影响。

 

我们 为我们的许多项目 设计和生成内部三维地震勘测程序。我们可以使用地震研究来协助评估 当前物业以及我们可能收购的物业的预期钻探机会。此类地震研究 只是一种解释工具，并不一定保证 碳氢化合物的存在，或者如果存在，将以经济的 数量生产。此外，使用3D地震和其他先进的 技术需要比 传统钻井策略更大的钻井前支出，我们可能会因此而蒙受损失 。因此，我们的钻探活动 可能不成功或不经济。

 

我们增长的一部分可能来自收购，我们 未能成功确定或完成未来的收购 可能会减少我们的收益并减缓我们的增长。

 

在评估潜在收购时，我们会考虑公共领域中可用的信息 以及卖方提供的信息。在 公开数据有限的情况下，我们 可能在很大程度上依赖于可能只能从卖方获得的信息，特别是有关钻井 和完井成本和实践、地质、地球物理和 岩石物理数据、现有油井的详细生产数据以及 其他公共领域无法获得的技术和成本数据的信息。 因此，对要收购的企业或资产 的审查和评估可能不会取消 可能会 对要收购的任何业务或财产产生不利影响的义务或实际或有负债，因此， 可能会因此次收购而对我们产生不利影响。 这些问题可能是实质性的，可能包括 意外环境责任、所有权缺陷、未支付的 版税、税款或其他债务。如果我们按原样 收购房产，则对于此类 问题，我们对卖方的补救措施可能是有限的或没有任何补救措施 。

 

我们完成的任何收购的成功与否将取决于 多种因素，包括我们准确评估与所收购物业相关的储量的能力、与未来石油和天然气价格和运营成本相关的假设 、 潜在的环境和其他责任以及其他因素。 这些评估通常是不准确和主观的。因此，我们 可能不会从出售物业的 产品中收回物业的购买价格，也不会确认 此类销售或运营的可接受回报。

 

我们 能否从收购中获得预期收益 还取决于我们有效整合收购的 运营的能力。管理层可能需要在整合流程上投入大量时间和精力，这可能会 将其注意力从其他业务机会和 问题上转移开。整合过程中涉及的挑战可能 包括留住关键员工和保持员工士气、 解决业务文化、流程和系统的差异 以及培养有关收购的 物业的内部专业知识。

 

 

我们受到复杂的联邦、州、地方和其他法律和法规的约束，这些法规会不时进行修改，以施加更严格的 要求，这可能会对开展业务的成本、方式 或可行性产生不利影响。

 

在美国勘探和开发、生产、销售和运输石油和天然气的公司受到广泛的联邦、州和地方法律法规的约束，包括复杂的税收和 环境、健康和安全法律以及相应的 法规，并且需要获得联邦、州和地方机构的各种许可和 批准。如果不发放这些许可证 或对我们的钻探活动施加 不利的限制或条件，我们可能无法按计划进行 我们的作业。我们可能需要花费大量的 来遵守政府规定。受监管的事项 包括：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

未能遵守适用法律可能导致暂停或 终止运营，并使我们承担责任，包括 行政、民事和刑事处罚。合规成本可能非常高 。此外，管理我们业务的法律或其执行方式可能会发生变化，大幅 增加业务成本。任何此类责任、 处罚、停职、终止或法规变更都可能 对我们的业务、财务状况 和运营结果产生重大不利影响。

 

根据 环境、健康和安全法律法规，我们还可以 对人身伤害、财产损失 (包括场地清理和修复费用)和包括自然资源损害评估在内的其他损害承担责任 。此类法律可能会 对 环境污染施加严格的连带责任，这可能会使我们对 他人的行为或我们自己采取此类行动时 遵守所有适用法律的行为承担责任 。环境和其他政府法律法规 也增加了规划、设计、钻探、安装、操作和废弃油气井的成本。此外，近年来，公众对环境保护的兴趣有所增加，环保组织反对某些钻探项目，并取得了一些成功。我们运营的 的部分监管环境在某些情况下包括联邦要求 在开始 勘探和生产活动之前执行或准备环境评估、环境 影响研究和/或开发计划。

 

此外，我们的活动还受到石油和天然气生产州的监管，涉及保护实践和 相关权利的保护。这些规定会影响我们的 运营，并限制我们 可能生产和销售的石油和天然气数量。延误获得监管部门的批准或 必要的许可、未能获得许可或收到许可且条件或成本过高可能会对我们的 物业的勘探、开发或生产能力产生重大的 不利影响。石油和天然气监管环境可能会 发生变化，这可能会大幅增加财务和 管理成本，以符合这些法律和 法规的要求，从而对我们的 运营结果和财务状况产生不利影响。

 

 

与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措 可能导致成本增加 以及额外的操作限制或延迟。

 

我们 聘请第三方为我们提供水力压裂或其他油井 模拟服务，与我们运营的 多口油井相关。联邦、州和地方政府 一直在采取或考虑 在我们当前进行操作的区域或在未来计划进行操作的区域限制或禁止压裂。因此，我们可能会 受到额外级别的监管、运营延迟或 运营成本增加的影响，并可能面临额外的监管 负担，这可能会使我们更难 执行水力压裂，并增加我们合规和开展业务的成本 。

 

例如， 国会不时提出立法修改SDWA，要求联邦政府允许 水力压裂并披露 水力压裂过程中使用的化学品。此外，美国环保署完成了一项研究 发现，水力压裂可能会在不利情况下对饮用水资源造成潜在危害 ，例如将 直接注入地下水或注入缺乏 机械完整性的生产井。其他政府审查也已 最近进行或正在进行中，重点是水力压裂的环境方面 。例如，2015年3月26日，BLM发布了管理联邦和印度土地上水力压裂的最终规则 。此外，2016年11月15日，BLM 敲定了一项防止浪费的规定，以减少联邦和印度土地上石油和天然气作业的燃烧、排放和甲烷泄漏。2017年3月28日，特朗普总统签署了一项行政命令，指示BLM审查上述规则，并在适当的情况下 启动规则制定，以废除或修订这些规则。 因此，BLM于2017年12月29日发布了最终规则 ，以废除2015年的水力压裂规则；然而，由环保主义者、部落倡导者和加利福尼亚州组成的联盟 对该规则的废除提出了质疑。此外，2018年2月22日，BLM发布了对废物 预防规则的拟议修正案，将取消某些空气质量条款 ，2018年4月4日，联邦地区法院搁置了2016年规则的某些 条款。目前，还不确定这些规则何时或 是否会实施，以及它们会对我们的运营产生什么影响 。进一步, 在最近的 届国会会议上，提出了修订SDWA以废除水力压裂豁免(使用柴油 除外)的立法，并要求联邦政府允许和监管 控制水力压裂，以及 要求披露压裂过程中使用的流体的化学成分的立法提案。(br}在最近的 届国会会议上提出了要求披露水力压裂过程中使用的流体的化学成分的立法提案 )，并要求联邦政府允许和监管 对水力压裂进行 控制。我们运营的 几个州和地方司法管辖区也已经或正在考虑采用 法规，这些法规可以在 某些情况下限制或禁止水力压裂，实施更严格的操作标准 和/或要求披露水力 压裂液的组成。

 

更多 最近，联邦和州政府已经开始调查 是否将产出水排入地下注水井 是否导致某些地区地震活动增加。以 为例，2016年12月，美国环保署发布了关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告 ，得出结论：与水力压裂相关的“水循环” 活动在某些情况下可能会影响饮用 水资源 在缺水时间或地区抽水 可用水 、压裂管理过程中的地表溢出 流体、化学品或采出水、注入压裂液 未经充分处理的压裂废水排放到地表水，以及 压裂废水在无衬砌的坑中处置或储存。这些研究的 结果可能会导致联邦和州政府 以及机构制定和实施额外的法规。此外，2016年6月28日，美国环保署公布了一项最终规则 ，禁止将陆上非常规石油和天然气开采设施的废水排放到公有的 污水处理厂。环保局还在对接受石油和天然气开采废水的 个私人废水处理设施(也称为集中式废物处理设施(“cwt”))进行研究。环保局正在收集与CWT设施接受此类废水的程度、可用的处理技术(及其 相关成本)、排放特性、CWT设施的财务 特性以及CWT设施排放的环境影响有关的数据和 信息。

 

法规泛滥可能会限制我们的运营能力。如果 水力压裂的使用受到限制、禁止或受到进一步监管，这些要求可能会延迟或 有效阻止从 地层中开采石油和天然气，如果不使用水力压裂 ，这在经济上是不可行的。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不利影响 。

 

 

限制温室气体排放的气候变化立法或法规可能会导致运营成本增加， 对我们生产的石油、天然气和天然气液体的需求减少。

 

针对二氧化碳、甲烷和 其他温室气体排放对公众健康和环境构成危险的调查结果， 环境保护局根据 《清洁空气法》的现有条款通过了法规，其中包括对某些大型固定污染源建立PSD、建设 和第五章运营许可审查。 环境保护局已根据《清洁空气法》的现有条款制定法规，其中包括对某些大型固定污染源进行PSD、建设 和第五章运营许可审查。为其温室气体 排放获得PSD许可的设施也将被要求满足这些 排放的“最佳可用 控制技术”标准。

 

环境保护局 与温室气体排放相关的规则制定可能会对我们的 运营产生不利影响，并限制或推迟我们获得新污染源或改进源的空气许可的能力 。此外，美国环保署已采纳规则 ，要求每年报告美国某些石油和天然气系统来源的温室气体排放量，其中包括陆上和海上生产设施，其中包括我们的某些业务。

 

此外，2016年6月，美国环保署最终确定了被称为OOOa子部的规则，即 对石油和天然气来源 类别中新的、修改的或重建的来源 的甲烷排放建立新的控制，包括生产、加工、传输和 储存活动。总统 政府更迭后，有人试图修改这些 法规，有关法规的诉讼仍在进行中。 因此，我们无法预测任何最终甲烷 法规要求的范围或遵守此类 要求的成本。然而，鉴于监管不断加强的长期趋势，未来联邦政府仍有可能对石油和天然气 行业实施甲烷监管，多个州已分别 对石油和天然气 生产活动的甲烷排放实施了自己的监管。

 

虽然 国会不时考虑立法减少温室气体排放 ，但联邦政府尚未通过减少温室气体排放的重大立法 。在没有 国会行动的情况下，出现了一些州和地区的温室气体限制 。通过立法或 监管计划来减少温室气体排放可能要求我们 产生增加的运营成本，例如购买和操作排放控制系统的成本，以获得排放限额 或遵守新的监管或报告要求。 任何此类立法或监管计划都可能增加消费成本，从而降低对我们生产的石油和天然气的需求 。因此，旨在 减少温室气体排放的立法和监管计划可能会对我们的 业务、财务状况和运营结果产生不利影响。对我们生产的石油和天然气的需求减少 也可能导致我们储量的价值下降 。

 

对我们产品的需求 还可能受到保护 计划和应对全球气候变化的努力的不利影响， 包括与最近于2015年12月达成的巴黎气候会议协议(该协议于2016年11月生效)相关的计划。然而，在2017年8月，美国国务院正式通知联合国，美国打算退出《巴黎气候协定》。美国是否遵守退出程序 尚不确定，和/或美国可能 重新加入《巴黎协定》或单独谈判的协议的条款 目前尚不清楚。尽管与气候变化有关的潜在风险 ，国际能源署估计， 到2040年，全球能源需求将继续占全球能源使用的主要份额，其他私营部门研究 预计未来20年需求将继续增长。 然而，最近旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的行动可能会导致能源部门的某些资金来源受到限制或 限制。 还应该指出，许多科学家得出结论， 地球大气中温室气体浓度的增加 可能会产生具有重大物理影响的气候变化， 例如风暴、洪水、干旱和其他气候事件的频率和严重程度增加。如果 发生任何此类影响，可能会对我们的财务状况 和运营结果产生不利影响。终于, 对气候变化风险 的日益关注已导致 公共和私人实体对石油和天然气公司提起与其温室气体排放相关的诉讼的可能性增加。如果我们成为任何此类诉讼的 目标，我们可能会承担责任，在 涉及社会压力或政治或其他因素的程度上，可以施加责任，而不考虑因果关系或对所称损害的 贡献，或其他减轻因素 。

 

 

我们的运营在很大程度上取决于水的可用性、使用 和处理。与水处理井相关的新法规和监管举措 或限制可能会对我们未来的业务、财务状况、经营业绩和前景产生 实质性的不利影响。

 

水 是我们钻井和水力压裂流程的重要组成部分 。如果我们无法从当地来源获得用于我们 运营的水，我们可能无法在经济上 生产石油、天然气和天然气液体，这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果造成 不利影响 。我们的运营废水通常通过地下注入进行处理。一些研究将某些地区的地震与地下注水联系在一起，这 导致公众对处理井进行更严格的监督。任何限制注入 流体的新的 环保举措或法规，包括但不限于生产水、钻井 流体和其他与勘探有关的废物， 石油和天然气的开发或生产，或者限制我们的油井水力压裂所需的 地表水或地下水的 提取、储存或使用 ，都可能增加我们的 运营成本，并导致我们的 作业延误、中断或停止，其程度不能财务 状况、运营结果和现金流。

 

如果由于未来 立法取消了目前可用于石油和天然气勘探和开发的某些联邦所得税减免 ，我们可能会产生更多税收，我们的某些项目可能会变得 不经济。

 

在过去 年中，有人提出立法，如果通过成为 法律，将对美国税法进行重大修改，包括对 石油和天然气勘探、开发和生产公司目前可用的 某些关键的美国联邦所得税条款 。这些立法变化包括但不限于：(I)取消石油和天然气资产的百分比损耗津贴，(Ii)取消无形钻探和开发成本的当前扣除， (Iii)取消某些国内 生产活动的扣除，以及(Iv)延长某些地质和地球物理支出的 摊销期限。2017年减税和就业法案( “TCJA”)不会直接影响石油和天然气行业目前可用的扣除额 ，但美国联邦所得税法未来的任何 更改都可能取消或推迟 石油和天然气开发 目前可用的某些税收减免，或增加成本，任何此类 更改都可能对我们的财务状况、 运营结果和现金流产生不利影响。

 

我们感兴趣的属性的所有权可能会因所有权缺陷而受损 。

 

我们 通常会就我们 钻探或收购的重要属性获取所有权意见。但是，不能保证我们不会 因产权缺陷或产权失败而蒙受金钱损失。 此外，未开发的种植面积比已开发的种植面积有更大的产权缺陷风险 。通常，根据影响我们物业的运营 协议的条款，任何金钱损失应由任何此类协议的各方按其在此类物业中的 权益比例 承担。如果我们 持有权益的物业的租赁权转让有任何产权瑕疵或 瑕疵，我们将遭受经济损失。

 

我们不能确定我们的保险范围 是否足以覆盖与所有石油和天然气活动相关的 可能遭受的所有损失。

 

我们 维持一般责任政策和超额责任政策，我们认为 这些政策是合理的，符合行业标准。这些 政策通常涵盖：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

正如石油和天然气行业中常见的 一样，我们不会为与我们的业务相关的所有风险提供完全保险 ，因为 此类保险不可用，或者因为我们认为保费 成本过高。保险未完全覆盖的损失可能会 对我们的财务状况、 运营结果和现金流产生实质性影响。不能保证我们维持的 保险范围是否足以覆盖未来针对我们提出的索赔 。

 

Red Mountain Capital Partners LLC及其附属公司(“Red Mountain”)持有我们已发行的 股票23%的投票权，这使得Red Mountain在 公司拥有重大权益。

 

Red Mountain在转换后的基础上持有我们约23%的流通股 普通股。因此，红山 有能力对我们的 管理和事务施加重大影响，实际上，无论我们的其他股东如何投票， 都将对需要股东 批准的公司行动产生重大影响， 包括选举董事、修订我们的公司注册证书和章程，以及批准合并和其他 重大公司交易，包括出售我们几乎所有的资产，而红山可能例如，红山可能能够阻止 合并或类似的交易，包括 股东将获得股票溢价的交易，即使我们的 其他股东支持此类交易。此外，Red 山的位置可能会对我们普通股的市场价格 产生不利影响，因为投资者认为持有一家拥有重要股东的公司的股票 有不利因素 。

 

网络事件可能导致信息被盗、数据 损坏、运营中断和/或财务 损失。

 

石油和天然气行业越来越依赖数字技术进行日常运营，包括 某些勘探、开发和生产活动。以 为例，软件程序用于解释地震数据， 管理钻机、生产设备和集输系统，以及进行储层建模和 合规性报告的储量估计。

 

我们 依赖包括信息系统和 相关基础设施在内的数字技术来处理和记录财务和 运营数据，与我们的员工、业务合作伙伴、 和股东进行沟通，分析地震和钻井信息， 估计石油和天然气储量以及 其他与我们业务相关的活动。我们的业务合作伙伴 包括供应商、服务提供商、我们产品的采购商 和金融机构也依赖数字 技术。进行石油和天然气勘探、开发和生产活动所需的技术使某些 信息成为窃取或挪用的目标。

 

随着 对数字技术的依赖程度增加，网络事件(包括蓄意攻击或无意事件) 也增加了 。网络攻击可能包括未经授权访问数字系统 以盗用资产或 敏感信息、损坏数据、造成操作 中断或导致 网站拒绝服务。

 

我们的 技术、系统、网络以及我们业务合作伙伴的技术、系统、网络 可能成为网络攻击或信息安全漏洞的目标，这可能会导致未经授权发布、收集、 监控、误用、丢失或破坏专有信息和其他 信息，或对我们的业务运营造成其他中断。此外，某些网络事件(如监控)可能会在较长时间内保持 未检测到。涉及我们的信息系统和相关基础设施或我们的业务合作伙伴的网络事件 可能会扰乱我们的业务计划，并 对我们的运营产生负面影响。

 

我们可能跟不上该行业的技术发展 。

 

石油和天然气行业的特点是快速而显著的 技术进步以及采用新技术的新产品和 服务的推出。当其他人使用或开发新的 技术时，我们可能处于竞争劣势，或者 竞争压力可能迫使我们以高昂的成本实施这些新的 技术。此外，其他石油公司和 天然气公司可能拥有更多的财务、技术和 人力资源，使它们能够享受技术 优势，并在未来允许它们在我们有能力之前实施新的 技术。我们可能无法 应对这些竞争压力并及时或以可接受的成本实施新的 技术。如果现在或将来使用的一项或 多项技术过时，或者我们无法使用最先进的商用技术 ，业务、财务状况和 运营结果可能会受到重大不利影响 。

 

 

针对能源运营的恐怖袭击可能会对我们的业务造成不利影响 。

 

持续的恐怖主义威胁以及军事和其他 政府行动的影响已经并可能导致石油和天然气价格的波动进一步加剧，并可能影响这些 大宗商品市场或我们使用的金融市场。此外， 美国政府已经发出警告，能源资产可能是恐怖组织未来的目标。这些事态发展使石油和天然气业务面临更大的风险。我们的设施、产品运输所依赖的基础设施，在某些情况下， 其他能源公司的设施可能会受到任何 恐怖袭击，都可能对我们的业务产生重大不利影响。 我们的设施、产品运输所依赖的基础设施，在某些情况下， 其他能源公司的设施可能会对我们的业务产生重大不利影响。

 

我们依赖我们的关键人员，他们的流失可能会对我们的运营和财务业绩造成不利的 影响。

 

我们 在很大程度上依赖于数量有限的 高级管理人员和董事的服务。失去 临时首席执行官和首席重组官 的服务可能会对我们未来的运营产生负面影响 。我们认为，我们的成功还取决于我们 能否继续留住数量有限的 熟练技术人员的服务。我们无法留住新的首席执行官 或留住其他熟练的技术人员，可能会 对我们的财务状况、未来的现金流和运营结果产生重大不利影响。

 

与我们普通股所有权相关的风险

 

我们的普通股价格一直并可能继续保持高度波动 。

 

我们普通股的交易价格受各种因素的影响而大幅波动 ，这些因素包括经营业绩的季度变化 、钻井和钻井活动的公告、石油和天然气行业的经济状况、一般的 经济状况或我们 无法控制的其他事件或因素。

 

此外，股票市场，尤其是石油和天然气勘探公司，经历了 价格和交易量的大幅波动，这些波动往往与这些公司的经营业绩或资产价值无关 或与这些公司的资产价值不成比例。 此外，股票市场，特别是石油和天然气勘探公司，经历了 价格和成交量的大幅波动，这些波动往往与这些公司的经营业绩或资产价值无关 或不成比例。无论我们的实际经营业绩如何，这些广泛的市场和行业因素都可能 严重影响我们普通股的市场价格和交易量。在过去， 在整体市场和公司证券的 市场价格出现波动之后，会对某些石油和天然气勘探公司提起证券集体诉讼 。如果此类诉讼是在我们的 普通股交易价格波动一段时间后对我们提起的，可能会导致巨额成本 ，并转移我们管理层的注意力和资源， 这可能会对我们的财务 状况、未来现金流和 运营结果产生实质性的不利影响。

 

我们普通股的低交易量可能会对我们股票的价格及其流动性 产生不利影响。

 

虽然我们的普通股 在纽约证券交易所美国交易所上市，但我们的普通股 成交量很低。有限的交易量可能会使 我们的普通股面临更大的价格波动，并可能使投资者很难 以对他们有吸引力的价格出售股票。

 

如果我们的普通股被摘牌并被确定为 “细价股”，经纪自营商可能会发现更难交易我们的普通股，投资者可能会发现 更难在 二级市场上收购或处置我们的普通股。

 

如果我们的 普通股在纽约证交所美国交易所被取消上市，它 可能会受到所谓的“细价股”规则的约束。 证交会已通过法规，将细价股定义为任何 每股市价低于 $5.00的股权证券，但某些例外情况除外，例如任何在国家证券交易所上市的证券。 美国证券交易委员会已通过法规，将细价股定义为每股市价低于 $5.00的任何 股权证券，但有某些例外情况，例如在国家证券交易所上市的任何证券 。对于涉及 细价股的任何交易，除非获得豁免，否则规则将对经纪自营商施加额外的销售 实践要求，但某些 例外情况除外。如果我们的普通股被摘牌并被确定为 便士股票，经纪自营商可能会发现更难交易我们的普通股 ，投资者可能会发现更难在二级市场 收购或处置我们的普通股。

 

 

我们能够以比普通股更大的权利发行优先股 。

 

我们的 修订和重新签署的公司证书授权我们的 董事会发行一个或多个系列的优先股 并设定优先股的条款，而无需寻求我们的股东的任何 进一步批准。我们发行的优先股在股息 和清算权方面都领先于我们的普通股。我们可能会发行额外的优先股 ，这些优先股在股息、清算权或投票权方面领先于我们的普通股 。如果我们未来增发 优先股，可能会对我们普通股的市场价格 产生不利影响。我们过去曾以现行价格在公开市场或在资本市场发行一系列永久 优先股，其股息和清算优先股排名 高于我们的普通股，未来也可能继续发行。

 

我们未能满足所有注册要求可能会 导致我们遭受违约金，这可能会非常 代价高昂。

 

根据我们与某些股东签订的《证券注册与权利保护协议》的 条款，我们就已发行的证券提交了 注册声明， 需要 保持该注册声明的有效性 。 我们与我们的某些股东签订了注册声明 ，我们就已发行的证券提交了 注册声明，并要求 保持此类注册声明的有效性。不能保证我们能够 保持任何注册声明的有效性， 因此不能保证我们不会因此类协议而遭受损害 。

 

由于我们没有为普通股支付股息的计划， 股东必须只关注我们的普通股可能升值的可能性，以实现他们的投资收益。

 

我们 在可预见的未来不会为我们的普通股支付任何股息。我们目前打算保留未来的任何 收益，为业务扩展提供资金。此外，我们的 信用协议包含禁止我们向普通股支付 现金股息的约定，只要此类债务仍未偿还 。未来股息的支付(如果有)将由我们的董事会根据当时的条件 确定，包括我们的收益、财务状况、资本 要求、融资协议限制、业务 条件和其他因素。因此，股东必须 只关注我们普通股的增值，才能实现 他们的投资收益，但这可能不会发生。

 

我们的D系列优先股拥有不属于我们的 普通股股东的权利、优先权和特权 。此类优先权利可能会对我们的流动性和财务状况产生不利的 影响，并可能导致D系列优先股持有人的 利益有别于我们普通股股东的利益 。

 

如果我公司发生任何清算、解散或清盘事件， 无论是自愿或非自愿的，或根据指定证书被视为 清算事件的任何其他交易，包括出售我公司(“清算”)，我们D系列优先股流通股的每个 持有者 将有权从我们可供分配给股东的资产中获得支付 ，然后才可以向 的股东支付任何款项另加其应计股息和未付股息。如果在此 清算后，如果D系列优先股 的所有流通股在紧接该清算之前已转换为我们的普通股 ，则D系列优先股持有者将获得的金额将超过他们根据前述句子将获得的金额 ，则D系列优先股的持有人将获得更高的 金额。 如果D系列优先股的持有者在紧接该清算之前已将D系列优先股的所有流通股转换为我们的普通股 ，则D系列优先股持有人将获得更高的 金额。

 

D系列优先股的股息是累积性的，按季度累计，无论我们的董事会是否宣布，股息按原始发行价加上所有 未支付的应计和未支付的股息之和的年利率 7.0%计算，并以D系列优先股的 额外股份支付。除了上文 所述的D系列优先股股票应计股息 外，如果我们宣布普通股的某些股息，我们将被要求 按比例宣布和支付D系列优先股的流通股 与普通股 股票(按折算后确定)的股息。我们对D系列优先股持有者 的义务也可能限制我们 获得额外融资或增加借款成本的能力，这 可能会对我们的财务 状况产生不利影响。

 

 

我们的普通股未来可能会大幅稀释 。

 

我们有大量未偿还的衍生证券， 一旦转换，将导致大量稀释。例如， 全部转换D系列优先股流通股可能导致发行约350万股 普通股。如果根据我们的长期激励计划 行使流通股 增值权或向我们的员工 发行额外的限制性股票，我们普通股的持有者将经历 稀释。此外，如果我们出售额外的股本或可转换 债务证券，此类出售可能会进一步稀释我们的 现有股东，并导致我们已发行的 证券的价格下跌。

 

如果证券或行业分析师不发表有关我们业务的研究报告或 发表不准确或不利的研究报告，我们的 股价和交易量可能会下降。

 

我们普通股的 交易市场将在一定程度上取决于证券或行业分析师发布的有关我们和我们业务的 研究和报告。我们目前没有，也可能永远不会 获得证券和行业分析师的研究覆盖范围。如果没有 分析师开始报道我们的公司，我们 普通股的交易价格可能会受到负面影响。如果我们获得证券 或行业分析师的报道，并且 覆盖我们的一个或多个分析师下调了我们的股票评级，或者发布了关于我们业务的不准确或 不利的研究报告，则我们的股价可能会 下跌。如果其中一位或多位分析师停止报道或 未能定期报告我们的情况，则对我们股票的需求可能会减少 ，这可能会导致我们的股价和交易量 下降。

 

项目 1B.未解决的工作人员意见。

 

无。

 

第 项2.管理物业。

 

我们物业的 描述包含在 第1.条商务指南中，并通过 参考并入本文。

 

我们 相信我们对在我们的业务中拥有和使用的物业拥有令人满意的所有权，受尚未缴纳税款的留置权、小产权负担的留置权、信用安排的留置权 以及不会对这些物业的价值、我们在这些物业中的权益、 或在我们业务中使用这些物业的地役权和限制进行实质性减损的所有权的约束。 我们 相信我们对业务中所拥有和使用的物业拥有令人满意的所有权，但受尚未应缴税款的留置权、次要产权负担的留置权、信用安排的留置权以及地役权和限制的约束。我们相信，我们的 物业是足够的，适合我们未来在 开展业务。

 

第 项3.申请法律程序 。

 

除了不定期的交易外，我们也是正常业务过程中产生的各种法律诉讼的当事人 。我们在发生时支出或应计 法律费用。我们的法律程序摘要如下 ：

 

Yuma Energy，Inc.诉Cardno PPI Technology Services，LLC 仲裁

 

2015年5月20日，Cardno PPI Technology Services，LLC (“Cardno PPI”)的律师向路易斯安那州弗农教区的Crosby 14号1井和Crosby 14 SWD编号 1井提交了一份总计304,209美元的留置权申请通知。我们质疑 留置权和基础发票的有效性，并通知Cardno PPI 未申请适用积分。我们在2015年8月11日就以下问题进行了调解：留置权的有效性、根据双方主服务协议(MSA)的条款应支付的 金额以及PPI Cardno违反MSA的行为 。2016年4月12日进行调解，未达成和解 。

 

2016年5月12日，Cardno向路易斯安那州法院提起诉讼，要求 强制执行留置权；法院于2016年6月13日发布了暂停诉讼程序的命令，命令“搁置诉讼，等待双方之间的调解/仲裁。”2016年6月17日， 我们向Cardno PPI送达了仲裁通知，声明了 违反MSA计费和保修条款的索赔。2016年7月15日，Cardno PPI发出反诉，要求赔偿304,209美元外加 律师费。双方选定仲裁员，于2018年3月29日、4月12日和4月13日分别举行了 仲裁听证会。双方于2018年4月30日提交了结案声明 ，正在等待仲裁员的裁决。管理层打算 追查我们的索赔，并积极为反索赔辩护。在法律程序的 此时，无法评估 出现不利结果或相关经济损失的可能性； 因此，我们的合并财务报表中未记录任何责任。

 

 

圣伯纳德教区诉大西洋里奇菲尔德公司等

 

2016年10月13日，在路易斯安那州第34司法区圣伯纳德教区提起的诉讼中，我们的两家子公司--尤马勘探和生产公司(“勘探”)和尤马 石油公司(“YPC”)被列为被告。 在路易斯安那州第34司法区的圣伯纳德教区提起诉讼。 请愿书指控圣伯纳德 教区违反了修订后的1978年州和地方海岸资源管理法。我们将 诉讼通知了我们的保险公司。管理层打算为原告的 索赔进行有力辩护。此案已被移送至路易斯安那州东区联邦地区 法院。法院于2017年7月6日提出还押动议，法院正式发回该案。 申请了勘探、扬子石油等被告的例外；但此类例外的听证从原定的2017年10月6日继续至2017年11月22日。 2017年11月22日的听证会继续进行，没有日期，因为 各方同意将案件分解为子案件，但 细节尚未确定。此案于2018年5月23日因其他原因再次被撤销 。2018年5月25日，代表某些被告向美国 多区诉讼司法委员会(JPMDL) 提交了动议 ，要求对 路易斯安那州提交的所有41个未决案件进行合并诉讼，这些案件的索赔与 本案的索赔基本相同。A 42已将ND案例 添加为“附加标签”。在此期间，原告及时 向Remand提交了他们在此案中的动议。JPMDL于2018年7月26日在新墨西哥州圣达菲举行的动议听证会 ，JPMDL根据2018年7月31日的命令拒绝了集中化。 该命令表明，原告可能愿意将西区的所有待决案件与东部 区的案件合并，尽管被告可能不愿这样做。这种情况 没有发生，此案仍被搁置。在此期间，路易斯安那州东区另一起悬而未决的沿海案件发布了命令 ，取消暂缓执行，并制定了 原告还押动议简报的时间表(Parish of Plaquemines v.Riverwood Production Company，No.2：18-cv-05217，Louisiana East District of Louisiana，No.2：18-cv-05217，Louisiana East District，No.2：18-cv-05217，Louisiana East District，No.2：18-cv-05217，Louisiana East District of Louisiana)。法官 Martin L.C.Feldman被指派负责Riverwood案，他将是东区第一位就还押作出决定的 法官， 分配到其他案件(包括这起案件)的法官可能会根据其相关和适当的决定遵循他的决定。关于Riverwood案还押动议的口头辩论 一直在反复 继续进行，目前定于2019年4月10日进行。基于以下报道的Auster案没有裁决的 ， Riverwood案的听证会是否将在该日期举行 尚不清楚。目前还无法预测第二次 移除是否会将此案留在联邦法院审理。在 法律程序的这一点上，无法对不利的 结果或相关经济损失的可能性进行评估；因此，我们的合并财务 报表中没有记录任何 责任。

 

Cameron Parish vs BEPCO LP，et al&Cameron Parish vs Alpine Explore Companies，Inc.等人。

 

路易斯安那州卡梅隆教区 对大约190家石油和天然气公司提起了一系列诉讼，指控被告包括戴维斯石油收购公司(“Davis”)未能按照路易斯安那州某些沿海地区 的要求，清理、恢复植被、解毒， 并将受其作业和活动影响的矿产和生产地点以及其他地区 恢复到原状。 被告，包括戴维斯石油收购公司 (“Davis”)，未能按照路易斯安那州的要求清理、恢复植被、解毒、 恢复受其作业和活动影响的矿产和生产地点及其他地区。 然而，此类损害赔偿的金额尚未 具体说明。其中两起诉讼最初于2016年2月4日在路易斯安那州卡梅隆教区第38次司法地区法院提起，被告为戴维斯，还有 其他30多家石油和天然气公司。这两起案件都已转移到路易斯安那州西区联邦地区法院 。我们 否认这些说法，并打算积极为其辩护。戴维斯已 成为 这些案件的联合防御和成本分摊协议的一方。提出了还押动议，治安法官 建议将案件还押候审。我们被告知，分配给这些案件的 新地区法官是Terry A. 多尔蒂法官，2018年5月9日，多尔蒂法官同意了 地方法官的建议，案件被发回38个地方法院。路易斯安那州卡梅隆教区的第#司法区法院。2018年5月23日，基于 其他理由，这些案件再次被撤诉。2018年5月25日，代表某些被告向美国司法 多地区诉讼委员会(JPMDL)提交了一项动议 ，要求对 路易斯安那州提交的所有41个未决案件进行合并诉讼，这些案件的索赔与 这些案件的索赔基本相同。第42个案例已添加 作为“附加标签”。在此期间，原告及时 在案件中向Remand提交了动议。JPMDL于2018年7月26日在新墨西哥州圣达菲举行的动议听证会 ，JPMDL根据2018年7月31日的命令拒绝了集中化。 该命令表明，原告可能愿意将西区的所有待决案件与东部 区的案件合并，尽管被告可能不愿这样做。这 没有发生。2018年10月1日，路易斯安那州西区所有悬而未决的沿海案件，包括这些案件，都被 重新分配给新任命的地区法官罗伯特·R·萨默海斯(Robert R.Summerhays)。2018年8月29日，治安法官凯签署了一项 命令，规定就原告在西部 区未决的所有沿海案件中还押候审的 动议举行简报会，编号最低的案件(卡梅伦教区诉 奥斯特，编号18-677，路易斯安那州西区)首先进行 。为了回应被告在Auster案件中的口头辩论请求 ，凯法官于2018年10月18日发布了一项电子命令，拒绝了这一请求，并进一步表示，“ 问题已经得到彻底的简报，我们目前认为口头辩论不会有帮助。”如上所述， 地方法官凯之前建议还押这些案件, 哪个建议被地区法官采纳，然后 分配给案件。地方法官凯发布了她的报告和 建议，根据第二次遣送的及时性建议还押。对同一案件提交了异议和答复，并于2019年1月16日就对治安法官凯的报告和建议的异议 进行了口头辩论， 现在分配到的案件的地区法官批准并进行了口头辩论。地区法官尚未 裁定，目前无法预测第二次撤换是否会将案件保留在联邦法院。在法律程序的这一点 ，无法评估 不利结果或相关经济损失的可能性； 因此，我们的合并财务报表中没有记录任何责任。

 

 

路易斯安那州等人偷税审计

 

路易斯安那州、德克萨斯州、明尼苏达州、北达科他州和怀俄明州的 州已通知我们，他们将检查我们的账簿和记录，以 确定是否遵守每个州的 作弊法律。审查由Discovery Audit Services，LLC进行。我们已聘请Ryan，LLC代表我们处理这件 事件。与审计相关的风险目前无法确定，因此，我们的 合并财务报表中未记录任何负债。

 

路易斯安那州分期付款税务审计

 

路易斯安那州税务局 通知Explore ，它正在审计Explore在2012年11月至2016年3月期间计算的与Explore生产相关的 遣散税。审计涉及 税务局最近对 长期石油采购合同的解释，将不允许的 “运输扣减”包括在内，从而断言在合同期限内销售的原油支付的 遣散税 计算不当。*税务局发出了一份 建议的评估报告，他们试图征收476,954美元的额外州遣散税，外加相关罚款和 利息。美国勘探公司聘请了法律顾问 抗议建议的评估并要求举行听证会。然后，美国勘探公司 进入了一个运营商联合防御集团，挑战类似的 审计结果。由于联合防御集团正在挑战 同样的法律理论，税务上诉委员会提议听取其中一名纳税人(Avanti)提出的 动议，该动议将通过测试案例解决 适用于所有人的规则。The Explore的 案例已被搁置，等待测试案例的裁决。Avanti测试案件的 听证会于2017年11月7日举行， 税务上诉委员会于2017年12月6日在第一个案件中做出了有利于纳税人的判决。税务局于2018年1月5日对此决定提出上诉。税务上诉委员会已向路易斯安那州第三巡回上诉法院提交了Avanti测试案件的记录。口头 辩论于2019年2月26日(星期二)在第三巡回法庭进行 , 在接下来的六到 个星期内应该会做出决定。税务上诉委员会的所有其他案件都将被搁置 ，等待对Avanti案件的最终裁决。在 法律程序的这一点上，无法对不利的 结果或相关经济损失的可能性进行评估；因此，我们的合并财务 报表中没有记录任何 责任。

 

路易斯安那州野生动物和渔业部

 

我们 在2017年7月收到路易斯安那州野生动物和渔业部(“LDWF”)的通知，称 Explore拥有位于路易斯安那州公共牡蛎种子场内的开放海岸使用许可证(“CUPS”) ，最早可追溯到 1993年11月，截止时间为 2012年11月。大多数索赔与2000至2005年间提交的许可证有关。 LDWF声称对 牡蛎种子地造成了损害，公司总共欠下约500,000美元的赔偿。我们 目前正在评估索赔的是非曲直，正在审查 LDWF的分析，现已请求LDWF向下修订 其索赔涉及的面积。在监管流程的此 点，无法评估 出现不利结果或相关经济损失的可能性； 因此，我们的合并财务报表中未记录任何负债。

 

迈阿密公司-南山核桃湖田地 P&A

 

我们 与所有权链中的其他几家勘探和生产公司一起，于2017年6月收到迈阿密公司 代表的来信，要求对路易斯安那州卡梅伦 教区南山核桃湖油田地区的油井履行 封井和废弃、设施拆除和恢复 义务。阿帕奇是所有权链 中的其他公司之一，在实地考察该地区后，已与BP和其他所有权链中的公司一起向我们发送了一份 建议的工作计划，以满足迈阿密公司的要求。我们 目前正在评估索赔的是非曲直，并等待 进一步的信息。在此过程中，无法评估 不利结果的可能性或相关的经济 损失；因此，我们的 合并财务报表中未记录任何负债。

 

 

约翰·霍夫曼诉尤马勘探生产公司等人案

 

这起 诉讼于2018年6月15日在路易斯安那州利文斯顿教区提起， 针对我们、Precision Drilling and Dynamic Offshore 霍夫曼先生于2017年8月28日滑倒受伤 。霍夫曼先生显然是为我们提供服务的承包商 的一名分包商的雇员。Precision根据双方签订的合同 向我们提出了防御和赔偿要求。防御和赔偿要求受到 争议，主要原因是防御和赔偿义务被路易斯安那州反赔偿法案禁止 。我们 认为承包商应对承包商或分包商员工的受伤负责，他们的 保险范围或由我们维护的保险范围应 包括判给霍夫曼先生的损害赔偿金。我们已经将这起诉讼通知了我们的 保险公司。律师相信索赔 将被成功辩护，但即使辩护和 赔偿索赔在法律上是可强制执行的，也有足够的 保险来支付风险。因此，辩护 和赔偿索赔并不代表对我们的任何直接材料暴露 。

 

Hall-deGravelles，L.L.C.诉科克雷尔石油公司等

Avalon Plantation，Inc.等人诉Devon Energy Production Company， L.P.等人

Avalon Plantation，Inc.，et al诉American Midstream，et al

 

我们作为 几年前另一家公司的权益继承人，与所有权链中的其他41家公司一起，于2018年7月9日在路易斯安那州圣玛丽教区提起的这起诉讼中被列为被告 。每一份请愿书的实质内容几乎都是 相同的。在每起案件中，原告都在寻求赔偿因“石油和天然气勘探和生产活动”造成的财产损失 。 这些行动的引用理由包括洛杉矶。R.S.30：29(规定修复受油田污染影响的财产)及C.C.2688 (租赁物损坏时承租人向出租人发出的通知 )。原告试图将这三起案件合并 。关于合并动议的听证会于2019年1月15日举行。当时，西格尔法官在法官席上表示，他没有足够的信息来下令合并。 已经将这方面的判决提交给法官 签字。这些病例还处于非常早期的阶段。在这一点上， 并非所有被点名的被告都提交了回应性诉状。 所有在这一点上作出回应的被告都提交了模糊的例外情况，这是由于请愿书中缺乏具体的 ，这使得无法确定任何单个被告可能执行了哪些 会导致对原告承担责任的 行为。只有由XTO Energy、 Inc.、埃克森美孚石油公司和埃克森美孚公司联合提交的申请才是 被设定为听证的例外情况。我们 将似乎涉及此诉讼的租约出售给了 Hilcorp Energy I，L.P.(“Hilcorp”)，生效日期为 9月1日, 2016年。该转让包括一项赔偿 条款，该条款似乎将此类 损害的责任转嫁给希尔科普，在某些情况下需要援引 该赔偿。我们已通知我们的保险承运人索赔 ，但认为诉讼没有法律依据。在此早期阶段无法评估 不利结果或相关经济损失的可能性 ，因此我们的合并财务报表中未记录任何负债 。

 

Vintage Assets，Inc.诉田纳西天然气管道公司(Tennessee Gas Pipeline，L.L.C.)等

 

2018年9月10日，我们收到High Point Gas Gathering，L.P.(“HPGG”)根据 德克萨斯东南部天然气收集公司等人与HPGG等人签订的2010年购销协议 提出的防御和赔偿需求 。该要求涉及 2018年5月4日在路易斯安那州东区美国地区法院就上述事项对HPGG和其他三名被告作出的判决和永久禁令 。我们 收到HPGG于2018年10月30日发出的信函，通知我们2018年5月4日的判决已撤销。在此早期阶段无法评估 不利结果或相关经济损失的可能性 ，因此，我们的合并财务 报表中未记录任何负债 。

 

德克萨斯州土地管理局(“GLO”)

 

2019年2月21日，GLO通知我们，它将对2012年9月至2017年8月期间的油气生产和特许权使用费收入进行 审计，该审计涉及我们位于德克萨斯州钱伯斯县的三个租约和位于德克萨斯州杰斐逊县的四个租约 。与 审计相关的风险目前无法确定，因此，我们的合并财务 报表中未记录任何负债。

 

萨姆·班克斯诉尤马能源公司

 

通过日期为2019年3月27日的信函， 公司董事会通知Sam L.Banks，根据其于2017年4月20日修订并重述的雇佣 协议(“雇佣 协议”)的条款，公司 将终止他作为公司首席执行官的职务 。班克斯先生继续在公司 董事会任职。班克斯先生还持有约10.9% 的本公司已发行普通股，以及约 9.4%的本公司已发行有表决权证券(按折算基准全部 摊薄)。2019年3月28日，班克斯先生向德克萨斯州哈里斯县第189区司法法院提交了一份 请愿书(以下简称请愿书)，将公司列为 被告。请愿书声称违反了雇佣 协议，并要求获得约215万美元的遣散费 。该公司打算积极 为这起诉讼辩护。

 

第 项4.关于煤矿安全的声明 披露。

 

不适用 。

 

 

第二部分

 

项目 5.为 注册人普通股、相关股东事项和 发行人购买股权证券提供市场指引。

 

市场价格和持有者

 

我们的 普通股在纽约证券交易所美国交易所挂牌交易，代码为“Yuma”。下表列出了在所示的 期间，我们在纽约证券交易所美国证券交易所的普通股的每股最高和最低销售价格。.

 

	普通股价格
	高	低
季度结束
2017
3月 31	$3.91	$2.06
6月 30	$3.17	$0.81
9月 30	$3.10	$0.77
12月 31	$1.43	$0.85
2018
3月 31	$1.83	$1.03
6月 30	$1.54	$0.33
9月 30	$0.74	$0.16
12月 31	$0.48	$0.09

 

截至2019年3月29日，我们的普通股大约有108名登记在册的股东 。我们普通股的实际持有者人数多于记录持有者人数，其中包括 个股东，他们是受益者，但其股票是由经纪人和被提名者以街头名义持有的 。

 

分红

 

我们在过去两年中没有为我们的普通股支付现金股息 ，我们预计在可预见的未来我们不会宣布或支付我们的普通股股息 。是否支付股息(如果有)由我们的董事会全权决定， 将取决于我们的收益、资本要求 以及我们的运营和财务状况等因素。此外，我们的信用协议不允许我们支付普通股股息 。

 

第 项6.更新选定的财务 数据。

 

我们是 交易法规则12b-2定义的较小的报告公司，不需要提供 本项下的信息。

 

 

项目 7.报告管理层对财务状况和经营成果的 讨论和分析

 

下面的 讨论旨在帮助您了解我们的 运营结果和当前的财务状况。我们的 合并财务报表和本报告其他部分包含的附注 包含其他信息 ，在审阅此 材料时应参考这些信息。

 

下面的 讨论包含反映我们未来计划、估计、信念 和预期业绩的“前瞻性 陈述”。我们提醒，对未来 事件的假设、 预期、预测、意图或信念可能且通常确实与实际结果不同， 差异可能很大。可能导致实际结果与我们的预期不同的一些关键因素包括石油和天然气价格的变化 、计划资本支出的时间 、收购、合资企业的可用性和 处置、估计已探明储量和 预测生产结果的不确定性、开发项目可能无法实现 产量、影响 开工或维护生产井的操作因素、资本和金融市场的总体状况以及我们的 与环境法规或诉讼以及影响我们业务的其他法律或法规发展有关的不确定性 ，以及本报告下面和其他地方讨论的 这些因素，所有这些因素都很难预测 。鉴于这些风险、不确定性和 假设，所讨论的前瞻性事件可能不会发生。 请参阅“关于前瞻性 声明的警示声明”和第1A项。“风险 因素。”

 

最近的发展

 

高级信贷协议和持续经营

 

下面描述的 因素和不确定性，以及其他因素 ，包括但不限于，我们的产量下降， 人员减少，我们未能在我们的二叠纪物业上建立商业 生产，以及我们巨大的营运 资本赤字约3700万美元，这让 人们对我们作为一家持续经营的企业继续经营的能力产生了很大的 怀疑。 合并财务报表是根据持续经营会计 编制的，该报表考虑了 业务的连续性、资产的变现以及正常业务过程中负债和承诺的清偿 。合并 财务报表不包括可能 持续经营不确定性的结果导致的任何调整 。

 

2016年10月26日，本公司及其三家子公司作为共同借款人，与法国兴业银行(Société Générale)签订了一项信贷协议，提供7500万美元的三年期优先担保循环信贷安排( “信贷协议”)，法国兴业银行(SocGen)为行政代理， SG America Securities，LLC为牵头安排人和簿记管理人， SG America Securities，LLC为牵头安排人和簿记管理人， SG America Securities，LLC为牵头安排人和账簿管理人， 法国兴业银行(Société Générale，LLC)为行政代理。

 

截至2018年12月31日，信贷安排的 借款基数为3,400万美元，本公司在 信贷安排下已全部支取，信贷额度上没有可用额度。信贷协议下的所有 义务以及这些义务的担保 基本上都由我们的所有 资产担保。

 

信贷协议包含多个契约，除其他 事项外，这些契约限制我们 产生额外债务、设定资产留置权、进行 投资、进行出售和回租交易、支付 股息和分派或回购我们的股本、进行合并或合并、出售某些资产、出售或贴现 任何应收票据或应收账款的能力。 除某些例外情况外，这些契约限制了我们 产生额外债务、设立资产留置权、进行投资、进行出售和回租交易、支付 股息和分派或回购股本、进行合并或合并、出售某些资产、出售或贴现任何应收票据或应收账款 的能力。

 

在 附加条款中，信贷协议要求我们维持 以下财务契约：每个季度最后一天的流动比率不低于1.0 比1.0，总债务与 利息、税项、折旧、损耗、摊销和勘探费用前收益(EBITDAX)的比率 不大于3.5比1.0，截至会计年度最后一天的四个会计季度(EBITDAX)不大于3.5比1.0EBITDAX与利息支出的比率不小于 2.75至1.0(截至该确定日期之前的会计季度最后一天的四个会计季度)，以及现金和现金等价物投资合计 ，且信贷协议项下的借款可获得性至少为 400万美元。信贷协议包含惯常的肯定 契约，并定义了此类信贷安排的违约事件，包括无法支付本金或利息、违反契约、违反陈述和担保、资不抵债、 判断违约和控制权变更。在违约事件发生并 持续时，贷款人有权 加速偿还贷款并对抵押品行使其补救措施 。

 

 

截至2018年12月31日，我们未遵守信贷 贷款 贷款 前四个季度的总债务与EBITDAX的约定，(Ii)流动比率约定，(Iii)后四个季度的EBITDAX与利息支出的约定，(Iv)流动性契约要求我们保持 不受限制的现金和借款基数至少4.0美元 此外，我们目前 不会根据信贷安排支付利息， 预计未来信贷安排下的违规行为将继续 。由于这种不合规，以及信贷安排 将于2019年到期，我们在截至2018年12月31日的财务报表中将我们的全部银行债务归类为流动负债 。2018年10月9日，我们收到信贷协议项下行政代理发出的通知和权利保留 ，通知 违约事件已发生并继续存在 原因是我们未遵守流动性契约，要求 我们维持现金和现金等价物以及借款基础 至少400万美元的可用性。作为违约的结果， 贷款人可以加速信贷 协议下的未偿还余额，每年增加2.0%的适用利率 或开始取消担保贷款的抵押品的抵押品赎回权。截至本报告日期 ，贷款人尚未加快贷款到期和应付的 未偿还金额、提高 适用利率或启动止赎程序，但 未来可能会行使这些补救措施中的一项或多项。我们已 开始与贷款人就忍耐 协议进行讨论；但是, 不能保证贷款人和 我们会就容忍协议或 放弃违约事件达成任何协议。根据信贷 协议的要求，我们之前根据 国际掉期和衍生品协会主协议 (“ISDA协议”)与 兴业银行和BP能源公司(“BP”)签订了套期保值安排。2019年3月14日，根据我们与法国兴业银行的ISDA协议，我们收到了一份关于违约事件的 通知 (“法国兴业银行ISDA”)。由于ISDA 协议中的违约，法国兴业银行与他们解除了所有对冲。通知 规定支付约347,129美元，以清偿我们在该通知项下与法国兴业银行 套期保值相关的 未偿债务。2019年3月19日，我们收到了根据我们与BP的ISDA协议(以下简称BP ISDA)发生 违约事件的通知。由于ISDA协议的违约，BP还 解除了我们与他们的所有对冲。该通知规定 支付约775,725美元，以清偿我们在该通知项下与英国石油公司套期保值相关的未偿债务 。

 

出售某些非核心油气属性

 

2018年8月20日，我们在新墨西哥州埃迪县以127,400美元的价格出售了我们3.1%的租赁权益，该权益包括 9.8英亩净地。2018年10月23日，我们以大约116万美元的毛收入和买方承担的某些封堵 和放弃负债约15,200美元的价格出售了我们在北达科他州的几乎所有 巴肯资产。Bakken 资产相当于我们2018年第三季度日产量的大约12桶油当量。2018年10月24日，我们以大约120,000美元的价格出售了位于俄克拉何马州格雷迪县的未开发土地的某些深部使用权。这些非核心资产出售所得的100万美元 用于偿还2018年10月信贷安排项下的借款， 使信贷安排项下的当前未偿还余额和借款基数达到3,400万美元， 所得款项的余额用于营运资金用途。

 

我们加州酒店最近加入PSA

 

根据日期为2019年3月21日的资产 买卖协议， 代表金字塔石油有限责任公司和Yuma Energy，Inc.(卖方)和 未披露的买方(买方)签署了一份资产买卖协议，涉及出售卖方在加利福尼亚州克恩县的所有 资产。此次销售的购买价格 为210万美元，生效日期为2018年4月1日。 双方预计在2019年4月26日之前完成交易。作为出售资产的 额外对价，如果石油WTI指数 在收盘后6个月等于或超过65美元，并连续12个月保持该平均值 ，则买方应向卖方支付250,000美元。交易结束后，我们 预计所得款项将用于偿还信贷安排和/或营运资金项下的 借款； 但是，不能保证交易将 完成。

 

优先股

 

截至2018年12月31日，我们的D系列优先股流通股为2,041,241股 ，总清算优先股约为2,260万美元，转换价格为 每股6.5838109美元。由于我们的 普通股发行于2017年10月结束，转换价格从每股11.0741176美元调整为每股6.5838109美元。因此，如果 我们所有D系列优先股的流通股都转换为普通股，我们将需要发行大约 340万股普通股。D系列优先股是 以增发D系列 优先股的形式支付的股息，年利率为7%。

 

运营结果

 

生产

 

下表为截至 2018年12月31日和2017年12月31日的年度，我们生产和销售的石油、天然气和天然气液体的净数量，以及每销售单位的平均销售价格 。

 

	截至12月31日的年份，
	2018	2017
生产 卷：
原油和凝析油(BBLS)	171,590	250,343
天然气(Mcf)	2,094,984	3,085,613
天然气液体(BBLS)	100,234	131,155
总计(BOE)(1)	620,988	895,767
实现的平均价格 ：
进口原油 原油和凝析油(每桶)	$67.40	$50.32
使用天然气 天然气(按Mcf)	$3.19	$3.05
使用天然天然气 气液(每桶)	$32.19	$26.08

 

 

收入

 

下表显示了我们截至2018年12月31日和2017年12月31日的收入。

 

	截至12月31日的年份，
	2018	2017
天然气和原油销售 ：
原油和凝析油	$11,565,706	$12,596,983
天然气	6,678,666	9,425,676
天然气液体	3,226,721	3,420,942
总收入	$21,471,093	$25,443,601

 

 

原油 原油和凝析油通过按月常绿 合约销售。路易斯安那州的生产价格与指数 或公布价格的加权月平均值挂钩，并对重力、基本沉积物和水 (“BS&W”)和运输进行了一定的 调整。通常，索引 或发布基于WTI并调整为LLS或HLS。 我们加州物业的定价基于指定的 发布价格的平均值，并根据重力、交通和一个 油田的市场差异进行了调整。

 

截至2018年12月31日的年度原油销售量 较截至2017年12月31日的年度原油销售量下降31.5%，即78,753桶。这一减少主要是由于2017年第二季度剥离的El Halcón油田(15300桶)的减少，以及卡梅隆运河油田(12,942桶)、拉波萨达油井(11,097桶)、利文斯顿油田(9,714桶)、浣熊岛(6,284桶)、 的减少。 减少的主要原因是El Halcón油田(15,300桶)的减少，以及卡梅伦运河油田(12,942桶)、拉波萨达油井(11,097桶)、利文斯顿油田(9,714桶)、浣熊岛(6,284桶)、 和已实现原油价格 从截至2017年12月31日的年度 到截至2018年12月31日的年度上涨了33.9%。

 

天然气和天然气液体销售

 

我们的 天然气是根据多年合同销售的，定价与 月初指数或收到的 购买者价格的每月加权平均价格挂钩。天然气液体也根据 多年合同销售，通常与相关天然气 合同捆绑在一起。定价基于每个产品的公布价格或 每月收到的采购商价格加权平均值 。

 

 

截至2018年12月31日的 年度，与截至2017年12月31日的年度相比，我们的天然气销量下降了32.1%，即990,629立方米，这主要是由于 拉波萨达油井(580,315立方米)、卡梅隆运河气田(281,052 立方米)和白乳湖气田(70,245立方米)的销量下降所致。已实现天然气价格 较截至2017年12月31日的前一年上涨4.6% 。

 

截至2018年12月31日的年度，与截至2017年12月31日的年度相比，天然气液体销量下降23.6%，即30921桶。这主要是由于拉波萨达油井(15510桶)、白乳清油田(6894桶)和查尔克敦油田(4967桶)的销量下降所致。已实现天然气 液体价格比截至2017年12月31日的前一年上涨23.4% 。

 

费用

 

租赁运营费用

 

截至2018年12月31日和2017年12月31日的年度，我们的 租赁运营费用(“LOE”)和每个BOE的租赁运营费用(LOE)如下 ：

 

	截至12月31日的年份，
	2018	2017
租赁 运营费用	$7,077,838	$6,715,337
遣散费、从价税和市场营销	3,483,626	4,321,976
*总计 LOE	$10,561,464	$11,037,313
每个BOE的LOE	$17.01	$12.32
每个BOE的LOE ，不含遣散费、从价税和营销费用	$11.40	$7.50

 

LOE 包括运营油井和相关 设施(包括运营和非运营)所产生的所有成本。除了直接 运营成本(如人工、维修和维护、设备 租金、材料和用品、燃料和化学品)外，LOE 还包括遣散费、产品营销和运输 费用、保险、从价税和运营协议可分配管理费用 。LOE不包括归类为资本 修复的成本。

 

与截至2017年12月31日的年度相比，截至2018年12月31日的年度总LOE下降了4.3% 主要原因是加工量减少 646,844美元被LOE增加 209,846美元所抵消， 原因是责任保险、设施和非资本修井成本上升 。同期每桶LOE增加38.1% 通常是由于产量低于前一年 年。

 

一般和管理费

 

截至2018年12月31日和2017年12月31日的 年度，我们的 一般和行政(G&A)费用汇总如下 ：

 

	截至12月31日的年份，
	2018	2017
常规 和管理：
股票薪酬	$582,344	$2,381,365
大写	-	-
净额 基于股票的薪酬	582,344	2,381,365
其他	6,871,529	8,541,291
大写	(733,199)	(1,606,910)
推广网 其他	6,138,330	6,934,381
净额 一般和行政费用	$6,720,674	$9,315,746

 

G&A 其他主要包括管理费用、员工 薪酬以及专业和咨询费。当某些G&A支出满足与石油和天然气勘探活动相关的GAAP项下的 资本化标准时，我们会按照 会计的全成本法对其进行资本化。 我们会根据 会计的全成本法对这些支出进行资本化。2018年下半年，由于勘探人员离职和开发活动缺乏 ，我们停止了将管理费用资本化 。

 

 

截至2018年12月31日的 年度，净G&A费用为27.9%，或 $2595,072美元，低于截至2017年12月31日的前一年的金额 。G&A费用的减少主要归因于 会计和审计费用减少221,791美元，咨询费减少 121,526美元，董事费用减少 $127,500，工资和股票薪酬分别减少 $443,076和1,799,021美元，以及与公司收购Davis相关的成本 减少 $255,654。这些减少被 解雇福利增加169,825美元和写字楼租金增加 $224,454美元所抵消，这主要与2017年资本化的租金金额 与2018年相比有关。

 

折旧、损耗和摊销

 

截至2018年和2017年12月31日的年度，我们的 石油和天然气属性(不包括与 其他物业、厂房和设备相关的DD&A)的 折旧、损耗和摊销(“DD&A”) 摘要如下：

 

	截至12月31日的年份，
	2018	2017
DD&A	$8,427,599	$10,724,967
每个BOE的DD&A	$13.57	$11.97

 

与截至2017年12月31日的年度相比，截至2018年12月31日的年度DD&A费用 减少了2,297,368美元，或21.4%。下降 主要是由于2018年产量下降。2018年每个BOE的DD&A比率增加，原因是我们在本年度注销了我们的PUD ，原因是我们的流动性以及 我们为其未来发展提供资金的能力的不确定性。

 

石油和天然气性质减损

 

我们 使用全成本核算方法来核算我们的石油 和天然气勘探开发活动。根据这种 会计方法，我们需要根据我们已探明储量未来净现金流的预期税后 现值(以10%折现)，按季度确定我们的石油和天然气 资产(不包括未评估资产)的账面价值是否小于或等于 到“上限”。我们的石油和天然气资产的账面净值超过上限的任何金额都必须确认为 非现金减值费用。我们在截至2018年12月31日和2017年12月31日的年度分别记录了705万美元和0美元的全成本上限测试 减值。我们的 已探明未开发储量由于我们为其开发提供资金的能力的不确定性而注销 是2018年减值上限 的主要原因。产能、 储量水平、未来开发成本、未评估 资产的转让以及其他因素的变化将决定我们在未来 期间的实际上限 测试计算和减值分析。

 

利息费用

 

截至2018年12月31日和2017年12月31日，我们的 利息支出汇总如下：

 

	截至12月31日的年份，
	2018	2017
利息 费用	$2,447,426	$2,052,498
利息 大写	(133,772)	(317,691)
网络	$2,313,654	$1,734,807
银行 债务	$34,000,000	$27,700,000

 

 

有关信贷协议和利息费用的其他信息，请参阅本报告中的 合并财务报表附注中的 附注16-债务和利息费用。

 

 

 

所得税费用

 

以下 汇总了截至2018年12月31日和 2017年的所得税支出(福利)和有效税率 ：

 

	截至12月31日的年份，
	2018	2017
合并 所得税前净收益(亏损)	$(15,554,789)	$(5,392,768)
收入 税费(福利)	$-	$-
有效税率	(0.00%)	(0.00%)

 

美国联邦储备委员会表示，2018年美国联邦法定税率为21%，2017年为35%， 与我们的有效税率之间的差异 是由于针对我们的递延税 资产和州所得税记录的估值津贴的税收 影响，以及2017年税率变化的影响 。请参阅本报告 中合并财务报表附注 中的附注18-所得税。

 

流动性和资本资源

 

下面描述的 因素和不确定性使人对我们作为持续经营企业的持续经营能力产生了极大的怀疑 。我们的主要和 潜在流动资金来源包括手头现金、 经营活动的现金、出售资产的收益，以及 资本市场交易的潜在收益，包括 出售债务和股权证券。由于 大宗商品价格的变化以及我们生产的变化，我们的运营 活动产生的现金流受到重大波动的影响，我们 目前没有对我们的石油和天然气生产进行对冲。如我们的合并财务报表中披露的 ，我们在截至2018年12月31日和2017年12月31日的年度分别发生了1,710万美元和680万美元的普通股股东应占净亏损 。截至2018年12月31日，我们4420万美元的流动负债总额 超过了我们720万美元的流动资产总额。 此外，我们违反了债务契约， 已停止根据我们的信贷安排支付利息，流动性极其 有限，并且因 运营而遭受经常性亏损。此外，我们还受到许多 我们无法控制的因素的影响，包括大宗商品价格、我们的 银行对我们借款基数的确定、产量 下降以及其他可能影响我们的流动性和 持续经营能力的因素。

 

我们 最近在油井现场 遇到了一些机械问题，包括2号紫胶油井，以及其他影响我们的生产率 ，从而对公司运营 现金流产生负面影响的问题。在 这些问题之前，现场级别的运营现金流约为每月75万美元，目前 预计为40万美元(假设不进行维修)。我们 正计划进行某些维修，成本估计为50万美元， 将使现场级别的运营现金流恢复到估计的每月60万美元。虽然我们预计将有一些 这些油井恢复生产，但对于其他油井，如Lac Blanc LP#2， 维修成本估计这将导致估计每月损失现场级现金流 $150,000。实际结果 可能与这些估计值不同，随着我们继续评估，差异可能会很大 。

 

由于 不遵守我们的财务契约和未能支付 利息，我们目前在我们的信贷安排下处于违约状态。截至2018年12月31日，我们已全额提取了我们信贷安排下可用的3400万美元 万美元。2018年10月9日，我们 收到我们信用协议下的行政 代理发出的通知和权利保留通知，通知称违约事件 已经发生并继续存在，原因是我们不遵守要求我们保持现金和现金等价物 等价物以及至少400万美元 可用借款的流动性契约。作为违约的结果，贷款人可以加速信贷协议项下的 未偿还余额，将适用利率提高 年利率2.0%，或对担保贷款的抵押品开始取消抵押品赎回权 。截至本 报告的日期，贷款人尚未加快 到期和应付贷款的未偿还金额、提高适用利率或 启动止赎程序，但他们未来可能会行使其中一项或 项补救措施。我们已开始根据信贷协议与贷款人讨论 容忍协议或违约事件豁免；但是， 不能保证我们和贷款人会就容忍或豁免违约事件达成任何 协议。

 

我们 启动了几个战略选择，以缓解我们有限的 流动性(定义为手头现金和未提取的借款基数)、我们的 财务契约合规问题，并为我们提供 额外的营运资金来开发我们现有的 资产。

 

在2019年第一季度，我们同意出售我们在加利福尼亚州克恩县的房产，毛收入为210万美元， 买方承担的某些封堵和废弃债务约为86.4万美元，并收到了 15万美元的不可退还押金。作为出售资产的额外 对价，如果WTI石油指数 在成交后六个月等于或超过65美元，并且 连续12个月保持该平均值，则买方 应向卖方支付250,000美元。作为出售资产的额外对价 ，如果石油WTI指数 在成交后六个月等于或超过65美元，并且 在12个共同执行月内保持该平均值，则买方 应向卖方支付250,000美元。交易完成后，我们 预计所得款项将用于偿还信贷安排和/或营运资金项下的 借款； 但是，不能保证交易将 完成。

 

2018年8月20日，我们在新墨西哥州埃迪县以127,400美元的价格出售了我们3.1%的租赁权益，该权益包括 9.8英亩净地。2018年10月23日，我们以大约116万美元的毛收入和买方承担的某些封堵 和放弃负债约15,200美元的价格出售了我们在北达科他州的几乎所有 巴肯资产。巴肯 资产约相当于我们第三季度日产量的12桶油当量 。2018年10月24日，我们 以大约12万美元的价格出售了位于俄克拉何马州格雷迪 县的未开发土地的某些深部权利。这些非核心资产出售所得的100万美元 用于偿还2018年10月信贷安排项下的借款， 使信贷安排项下的当前未偿还余额和借款基数达到3,400万美元， 所得款项的余额用于营运资金用途。

 

 

我们 继续减少我们的人员、顾问和其他 非必要服务和费用，以努力降低我们的 一般和管理成本，并削减我们计划在2019年的 预计资本支出。自2017年12月31日以来，我们已 裁减了11名员工，减少了32% 。截至2018年12月31日，我们的员工总数达到23人。

 

2018年10月22日，我们聘请Seaport Global Securities LLC (“Seaport”)作为我们的独家财务顾问和 投资银行家，负责确定并可能 实施各种战略替代方案，以改善我们的 流动性问题以及公司或我们的资产可能的处置、收购或 合并。此外，在 保留海港之前，我们聘请Energy Advisors Group出售公司的精选物业 ，包括Main Pass 2和4， 以及我们在加利福尼亚州和路易斯安那州利文斯顿教区的物业 。

 

我们计划 采取进一步措施缓解我们有限的流动性，这可能 包括但不限于：进一步减少或消除 资本支出；出售更多资产；进一步降低 一般和行政费用；寻求并购 相关机会；以及可能从 资本市场交易中筹集收益，包括出售债务或股权 证券。不能保证 战略替代方案的探索将导致交易或以其他方式 改善我们有限的流动性。

 

现金流

 

截至2018年12月31日和2017年12月31日的年度，我们的现金净增(减) 汇总如下：

 

	截至12月31日的年份，
	2018	2017
由经营活动提供(用于)的现金流	$3,819,172	$3,246,058
投资活动中使用的现金流	(8,236,001)	(3,419,840)
由融资活动提供(用于)的现金流	5,913,958	(3,314,541)
净增(减)现金	$1,497,129	$(3,488,323)

 

经营活动的现金流

 

截至12月31日的一年中，经营活动提供的现金净额为3,819,172美元。2018年与2017年同期提供的现金3,246,058美元相比 。这一增长主要是由于2018年应付账款和其他 流动和非流动负债增加176,648美元，而2017年应付账款和其他流动和非流动负债减少了 2,462,040美元。自2018年减少以来，天然气和 原油的销售额下降了3,972,508美元。 2018年资产报废债务的结算也使用了590,709美元 ，而2017年为1,045,257美元 。

 

我们因 经营活动而产生的现金流变化的一个主要来源是商品价格的波动。销售数量的变化也会影响现金流。我们来自经营活动的现金流 还取决于与持续经营相关的成本 。

 

投资活动产生的现金流

 

截至2018年12月31日的年度，我们在投资活动中使用的现金净额为 $8,236,001，而2017年同期使用的现金为 $3,419,840。 在截至2018年12月31日的一年中，我们总共有 $8,189,465美元用于石油和天然气投资活动。 其中，$1,930,814美元与国家320的完成有关， $355,943美元 地质和地球物理成本。这些金额被与出售石油和天然气资产的收益相关的 2,372,767美元所抵消。 大宗商品衍生品的结算导致 使用了2,419,303美元的现金。

 

 

2017年，我们总共有1,894,685美元用于钻井 Weyerhaeuser 14#1，1,723,565美元用于重新完成 国营租赁14564#4井，1,016,002美元与SL 18090#2井有关 用于在SIPH-D1区建立生产，2,165,139美元是 用于钻探詹姆逊1号井这些 金额被5,400,563美元(与出售石油和天然气资产的收益 相关)和1,238,341美元(与商品衍生品结算 相关)所抵消。此外，1,606,910美元(br}与土地、地质和地球物理 成本相关的G&A被资本化。

 

融资活动的现金流

 

在截至2018年12月31日的一年中，我们在 融资活动中获得的现金净额为5913,958美元。其中， 通过我们的信贷安排借款6,300,000美元(净额)，通过保险融资借款91,829 (净额)美元。这些金额 被用于库存股回购的413,821美元和用于普通股发行成本的64,050美元 所抵消。

 

在2018年12月31日，我们的 $34,000,000信用额度没有剩余的可用额度。

 

截至2018年12月31日，我们的现金余额为1,634,492美元。

 

商品衍生活动

 

当前商品衍生品合约

 

我们寻求 降低我们对石油和天然气价格波动的敏感性 ，并通过签订 大宗商品衍生品交易(可能包括固定价格 掉期、价格环、看跌期权、看涨期权和其他衍生品)来确保有利的债务融资条款。我们相信 我们的大宗商品衍生品战略应该会提高内部产生的资金的可预测性 ，而这些资金又可以 专门用于资本开发项目和公司的 义务。

 

商品衍生品的公平市价

 

	2018年12月31日		2017年12月31日
	石油价格	天然气行业	石油价格	天然气行业
资产
当前	$1,005,012	$26,601	$-	$-
非电流	$-	$98,530	$-	$-
负债
当前	$(82,450)	$(198,005)	$(1,198,307)	$295,304
非电流	$-	$(85,502)	$(319,104)	$(17,302)

 

资产 和负债在 合并资产负债表上的每种商品内净额结算，因为所有合同都是与相同的 交易对手签订的。未净额结算的余额见第二部分第8项：合并财务报表附注12 --《商品衍生工具》。

 

我们在2018年12月31日和2017年12月31日生效的商品衍生品合约的 公平市值分别为净资产764,186美元 和净负债1,239,409美元。

 

根据信贷协议的要求，我们之前根据国际掉期和衍生产品 协会主协议(“ISDA协议”)与法国兴业银行和BP能源公司 (“BP”)签订了 套期保值安排。2019年3月14日，我们收到了根据我们与法国兴业银行的ISDA协议(“法国兴业银行ISDA”) 发生违约事件的通知。由于 ISDA协议中的违约，法国兴业银行解除了我们所有的 套期保值。该通知规定支付 约347,129美元，以清偿我们在该通知项下与法国兴业银行套期保值相关的未偿债务 。2019年3月19日，我们 收到根据我们与BP(以下简称BP ISDA)的ISDA协议 发生违约事件的通知。由于 ISDA协议的违约，英国石油公司也解除了我们与他们的所有对冲。 通知规定支付约775,725美元来清偿 我们根据通知承担的与英国石油公司 套期保值相关的未偿债务。

 

 

有关我们的商品衍生品的其他 信息，请参阅 第二部分第8项合并财务报表附注 附注12-商品衍生工具。

 

估计衍生工具的公允 价值需要复杂的计算， 包括使用贴现现金流技术、对风险和波动性的估计，以及在选择 适当贴现率时的主观判断。此外，计算使用的是未来 市场商品价格，虽然发布用于交易 目的，但仅仅是对预测价格 趋势的市场共识。公允价值计算结果不能 期望准确代表我们的商品 衍生品的公允价值。我们目前从我们的 交易对手处获得公允价值头寸，并将该价值与我们的外部商品衍生品顾问提供的计算价值 进行比较。我们相信 将顾问的价值与我们的交易对手 进行比较的做法可以降低我们出错的风险，并且 接近合同的公允价值，因为从我们的交易对手那里获得的公允价值 将是我们在那个时间点终止合同的成本。我们的交易对手在 准备这些复杂的计算方面非常专业且知识渊博。

 

待售资产

 

物业、厂房和设备的公允价值(归类为待售资产 )和相关减值(使用 3级投入计算)在第二部分第8项中讨论。 合并财务报表附注3-重要的 会计政策。

 

承付款和或有事项

 

截至2018年12月31日，我们有 以下合同义务和承诺：

 

		责任			资产
		商品	吞吐量	操作	退休
	债务(1)	衍生品(2)	承诺(3)	租约	义务	合计
2019	$34,742,953	$280,455	$344,327	$532,147	$128,539	$36,028,421
2020	-	85,502	86,082	520,297	604,057	1,295,938
2021	-	-	-	524,044	675,354	1,199,398
2022	-	-	-	530,990	661,342	1,192,332
2023	-	-	-	351,392	434,335	785,727
此后	-	-	-	-	8,768,231	8,768,231
总计	$34,742,953	$365,957	$430,409	$2,458,870	$11,271,858	$49,270,047

 

 

 

 

此外，与我们在德克萨斯州约阿库姆 县的二叠纪盆地的合资企业 相关，我们承诺从2018年12月31日起，到2020年3月再投入239,477美元。

 

 

表外安排

 

我们没有 任何表外安排、特殊目的 实体、融资合作伙伴关系或担保(除了我们对全资子公司的信贷安排的 担保)。

 

关键会计政策和估算

 

关键会计 政策被定义为反映重大 判断和不确定性，并且在不同的假设和 条件下可能导致 大不相同的结果的政策。有关 管理层作出的其他会计政策和估计的讨论，请参见本报告第二部分第8项中的附注3-重要会计政策摘要 合并财务报表附注 。

 

会计预估

 

材料由于解释高度不确定的 事项或此类事项的易变化性所需的主观性和判断力的水平，以及(2) 估计和假设对财务状况或经营业绩的影响是重大的。实际结果可能与使用的估计和假设不同 。

 

储量估算

 

我们对已探明石油和天然气储量的估计构成了那些 石油和天然气储量，通过对地学和工程数据的分析，可以合理确定地估计，从给定日期起，从已知的 油气藏，在现有的经济条件下，在提供经营权的合同到期之前， 运营 方法和政府法规是经济可行的，除非有证据 表明， 可以经济地生产这些石油和天然气，除非有证据 表明 的证据 表明，在现有的经济条件下，在 提供经营权的合同到期之前，运行 方法和政府法规是可行的，除非有证据 表明 无论评估使用确定性方法还是概率方法 。我们对已探明石油和天然气储量的工程估算 直接影响财务会计 估算，包括损耗、折旧和增值费用 和全成本上限测试限制。每年年底，我们的已探明储量都会由独立的石油工程师根据SEC制定的准则进行评估。 但是，这些评估仅代表基于地质和工程数据的预测。 我们的已探明储量是由独立的石油工程师根据SEC制定的准则进行评估的。 但是，这些评估仅代表基于地质和工程数据的预测。储量工程是评估难以测量的石油和天然气地下储量的主观过程 。任何储量估算的准确性都取决于可用数据的数量和质量、工程 、地质解释和专业判断。对经济上可开采的石油和天然气储量和未来净现金流的估计 必然取决于许多可变因素和假设，例如该地区的历史产量与其他产区的产量相比 ，政府机构监管的假设 效果，以及有关未来石油和天然气价格、未来运营成本和遣散税的假设 , 开发成本和修井成本。与分配给已探明 未开发地点的储量相关的 未来钻探成本最终可能会增加到这样的程度： 这些储量稍后可能被确定为不经济的，因此 不包括在我们的储量计算中。假设中的任何重大差异都可能对储量的估计数量和价值产生重大影响 ，这可能会影响我们的石油和天然气属性的账面价值和/或该等石油和天然气属性的 枯竭速度 。

 

工作人员会计公告113(“SAB 113”)中的披露要求包括允许使用新的 技术来确定已探明储量的条款，前提是这些技术 经经验证明能够得出有关储量的可靠结论 。规则还允许公司除了现有的披露已探明储量的 要求外，还可以 披露可能和可能的储量。披露 要求还要求公司报告储量的第三方编制人的独立性和 资格，并在依赖第三方编制储量 估计时提交 报告。定价基于12个月平均价格，在资产负债表截止日期 之前的12个月内使用 月初定价来报告石油和天然气储量 。此外，12个月平均价格还用于 测量上限测试减值以及计算折旧、损耗和摊销。

 

 

全成本会计法

 

我们使用 全成本法核算我们在石油和天然气属性的投资。 根据此方法，为勘探和 开发石油和天然气而发生的所有收购、 勘探和开发成本，包括某些相关的 员工成本都将资本化。购置成本 包括购买、租赁或以其他方式收购 财产所产生的成本。勘探成本包括钻探 口探井的成本，包括干井成本、在建井以及勘探活动中的地质和地球物理服务成本。 开发成本包括钻井开发井的成本 以及完井、平台、设施和管道的成本。 与生产和一般企业活动相关的成本 在发生的期间内支出。石油和天然气 资产的销售，无论目前是否摊销，都作为资本化成本的调整计入 ，不确认损益 ，除非此类调整会显著改变石油和天然气的资本化成本和已探明储量之间的 关系 。

 

与未评估物业相关的 成本最初未计入摊销基数 ，主要涉及正在进行的 勘探活动、未评估的租赁面积和延迟 租金、地震数据和资本化利息。这些成本将 与 钻探相关油井的成本一起转移至摊销基础，或按季度评估可能出现的 减值或减值。

 

我们 使用基于 产量和探明储量估计的单位产量法计算石油和天然气资产的损耗拨备 。未评估的 成本和相关的持有成本将从摊销 基础中排除，直到与这些成本相关联的属性进行了 评估。除与评估的 物业相关的成本外，摊销基数还包括与非生产储量相关的预计未来 开发成本。我们的损耗 费用受到对未来开发成本、 未评估成本和已探明储量的估计的影响，这些 估计值的变化可能会影响我们未来的收益。

 

我们 利用与 收购、勘探和开发活动直接相关的某些内部成本。资本化的内部成本 包括工资、员工福利、 咨询服务成本和其他相关费用，不包括与生产、一般公司管理费用或 类似活动相关的成本。我们还将债务产生的利息 成本的一部分资本化。资本化利息是使用我们未评估的物业金额和我们的有效借款利率 计算的。

 

应摊销的石油和天然气资产的资本化成本 扣除累计DD&A和相关递延税金后的净额，仅限于已探明石油和天然气储量的预计未来净现金流(折现10%)，加上未经证实的未摊销资产(经相关所得税影响调整) (全部成本上限)。如果资本化成本超过全部成本上限 ，超出部分将计入损益表 ，并减记石油和天然气资产，但需在超出部分 发生的季度进行 摊销。

 

鉴于石油和天然气价格的波动性，我们对估计的已探明石油和天然气储量未来净现金流贴现的估计在 未来可能会发生重大变化。

 

未来遗弃成本

 

未来的 废弃成本包括拆除和搬迁或 处置我们的生产平台、收集系统、油井和 相关结构的成本，以及陆地和海床的修复成本。我们 根据生产结构类型、水深、油藏 特性、油藏深度、目前可用的 程序以及与建筑和工程顾问的咨询， 对我们的每项物业的这些成本进行估算。由于这些成本通常持续数年至 未来，因此很难估算这些未来成本，需要 管理层根据众多因素(包括技术变化、估算成本的时间、未来 通胀对当前成本估算的影响以及政治和 监管环境)做出估算和判断，这些估算和判断可能会受到 未来修订的影响，这些因素包括： 技术变化、估算成本的时间、未来通胀对当前成本估算的影响以及政治和 监管环境。

 

 

商品衍生工具

 

我们寻求 通过大宗商品衍生工具对冲我们生产的一部分，以减少我们对大宗商品价格波动的风险敞口。 我们的大宗商品衍生工具的估计公允价值 记录在综合资产负债表中。衍生工具的 公允价值变动记录在 综合经营报表中。

 

估计衍生工具的公允价值 需要进行估值计算 合并对贴现率和未来NYMEX价格变动的估计 。我们商品衍生品的公允价值 由我们的商品衍生品交易对手计算，并由 一家独立的第三方利用在衍生品 合同期限内可观察到的经市场证实的投入 进行测试。

 

基于股份的薪酬

 

我们有 四种长期激励奖励-限制性股票 奖励(“RSA”)、股票期权(“SOS”)、 限制性股票单位(“RSU”)和股票增值 权利(“SARS”)。我们对它们的解释不同。RSU 被视为负债或权益，这取决于 管理层在其归属日期以现金或股票支付的意图 。RSA、SOS和我们的一些SARS被视为股权 ，因为我们的目的是将它们作为股票结算。我们的现金 结算SARS被视为负债，因为我们的目的是 以现金结算。与RSA、SOS和基于股权的SARS相关的成本在发行时计价，并在奖励归属期间摊销 。

 

采购价格分配

 

我们 偶尔会收购被视为业务合并的交易 中的资产并承担债务，例如2016年的戴维斯合并。对于采购业务合并， 收购公司必须将收购成本分配给 收购的资产和根据截至收购日 的公允价值承担的负债。资产和负债的分配价值和计税基础之间的任何 差异都必须记录递延税金 。购买价格超过分配给资产和负债的 金额的任何差额均记为商誉。在任何特定的 业务组合中记录的 商誉或廉价购买收益的金额可能会有很大差异，具体取决于所收购资产的 价值和假设的负债 。

 

在评估企业合并中收购的资产和假定的负债的公允价值时，我们做了各种假设。 最重要的假设涉及分配给已探明和未经探明的原油和天然气资产的估计公允价值 。在大多数情况下，没有关于已探明和未探明物业的公允价值的足够市场数据 ，我们 必须准备估算。为了估计这些 资产的公允价值，我们准备了对原油、天然气和NGL 储量的估计。我们估计未来价格将应用于估计的 储量数量，并估计未来的运营和 开发成本，以得出对未来净现金流的估计。 对于估计的已探明储量，使用在收购时确定的基于市场的加权平均资本成本 利率对未来净现金流进行 贴现。 基于市场的加权平均资本成本率受 其他特定于项目的风险因素影响。为补偿评估和评估未探明储量的固有风险，可能储量的贴现未来净现金流 通过额外的风险加权因子减去 。

 

预计递延 税金基于收购日有关收购资产、承担的负债和结转亏损的计税基准 的现有信息 ，尽管此类估计可能会随着更多信息的了解或随着税法和 法规的变化而在未来 发生变化。见第二部分，第8项。附注18--合并财务报表附注 中的所得税 。

 

分配给收购资产的估计公允价值 可能会对未来的运营结果产生重大影响 。分配给物业的公允价值越高，DD&A费用就越高，从而导致净收益 降低。公允价值基于对未来 大宗商品价格、储量数量、运营费用和 开发成本的估计。如果 未来商品价格或储量数量低于最初用于确定公允价值的价格或储量数量，或者如果未来运营 费用或开发成本高于最初用于确定公允价值的费用或开发成本，则会增加减值的可能性。减值不会对现金流 产生影响，但会导致记录减值的期间的净收入减少 。见项目8， 合并财务报表附注，附注5-收购和 撤资。

 

 

第 7A项包括关于市场风险的定量和 定性披露。

 

我们是 交易法规则12b-2定义的较小的报告公司，不需要提供 本项下的信息。

 

第 项8、财务报表和补充数据。 财务报表和补充数据。

 

独立注册会计师事务所的 报告和 合并财务报表从本年度报告的第10-K表的第F-1页开始列出，并包含在本报告的 页。

 

第 项9.会计准则报告 与会计师在会计和财务披露方面的变更和分歧 。

 

无。

 

第 9A项包括管理控制和 程序。

 

披露控制和程序评估

 

根据交易所 法案的规则13a-15(E)和15d-15(E)，我们在包括临时首席执行官 和首席财务官在内的管理层的监督下，在 的参与下进行了评估。 截至本 报告所涵盖期间结束时，我们的披露设计和操作的有效性 控制和程序。我们的披露控制和程序包括 控制和程序，旨在确保根据 交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息被累积并传达给我们的管理层， 包括我们的临时首席执行官和首席财务 官(视情况而定)，以便及时做出有关 要求披露的决定。基于该评估，我们的临时首席执行官 和首席财务官得出结论： 截至2018年12月31日，我们的披露控制和程序无效。

 

管理层关于财务内部控制的报告 报告

 

我们的 管理层负责按照《交易法》规则13a-15(F)和15d-15(F)的规定，为我们建立和维护对财务报告的充分的 内部控制。此系统 旨在根据美国公认的会计原则 为财务报告的可靠性 以及为外部目的编制财务报表 提供合理保证。

 

我们的 财务报告内部控制包括符合以下条件的政策和程序：

 

 

 

 

由于 固有的局限性，财务报告的内部控制系统只能提供合理的保证， 可能无法防止或发现错误陈述。此外，由于 条件的变化，财务 报告的内部控制的有效性可能会随着时间的推移而变化。

 

 

在我们管理层(包括临时首席执行官、首席重组官和首席财务官)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发布的《内部控制-综合框架》(2013年版)中确立的框架和标准，对我们对 财务报告的内部控制的有效性进行了 评估。根据评估结果，我们的管理层得出了以下结论我们对财务 报告的内部控制无效，存在PCAOB审计准则第5号所定义的“重大 弱点”。管理层注意到，我们的 年度储备报告中对一个重要油田的租赁运营 费用预测有误。虽然我们认为该错误是孤立的 ，对储备报告本身并不重要，但我们认识到该错误会导致记录一笔重大金额的额外全额成本上限 减值。我们在审查第三方储备报告时重新评估了我们的内部控制 ，并得出结论： 我们的控制设计无效。具体地说，我们对2018年12月31日年终储备报告的 审核缺乏必要的 精确度，无法识别地区级租赁 运营费用预测中的错误，而该错误最终可能对 财务报表产生重大影响。

 

尽管我们 存在重大弱点，但我们得出的结论是，本年度报告 Form 10-K中包含的财务报表 和其他财务信息在所有重要方面都与我们的财务 状况、截至和截至 期间的运营结果和现金流相当。

 

根据SEC允许我们 在本报告中仅提供管理层报告的规则，管理层的 报告不受我们独立注册的 会计师事务所的认证。 因此，本报告不包括此类 认证。

 

解决实质性弱点的补救步骤

 

以上讨论的 重大弱点是由于在储备报告中测试某些场级租赁 运营费用与整个公司的租赁运营 费用相比， 程序设计不当所致。我们打算通过 提高我们对第三方储备报告审核的深度和精确度来解决此问题。

 

财务报告内部控制的变化

 

在截至2018年12月31日的财年第四季度，我们对财务 报告的内部控制 没有发生重大变化(根据 交易法规则13a-15(F)和15d-15(F)的定义)，这些变化对我们对财务 报告的内部控制没有重大影响，或有合理的 有可能对财务报告的内部控制产生重大影响。 在截至 2018年12月31日的财年第四季度，我们对财务报告的内部控制没有发生重大变化(见规则13a-15(F)和15d-15(F))。

 

 

第 9B项包括其他信息。

 

无。

 

 

 

第三部分

 

 

项目 10.董事总经理、高管 高级管理人员和公司治理。

 

见本报告第 1项下的 本公司高管名单，通过 引用并入本文。

 

本报告第10项要求的其他 信息将在我们的2019年委托书或表格10-K/A中详细说明，该声明或表格 通过引用并入本文。

 

第 项11.取消首席执行官 薪酬。

 

本报告第11项称为 的信息将在我们的2019年代理 声明或表格10-K/A中阐述，该声明通过 引用并入本文。

 

第 12项。这需要解决 某些实益所有者和管理层的担保所有权以及 相关股东事宜。

 

本报告第12项称为 的信息将在我们的2019年代理 声明或表格10-K/A中阐述，该声明通过 引用并入本文。

 

项目 13.执行董事建立了一定的关系 和相关交易，以及董事独立性。

 

本报告第13项称为 的信息将在我们的2019年代理 声明或表格10-K/A中阐述，该声明通过 引用并入本文。

 

第 项14.财务主管和主要会计 费用和服务。

 

本报告第14项称为 的信息将在我们的2019年代理 声明或表格10-K/A中阐述，该声明通过 引用并入本文。

 

 

第四部分

 

第 项15.请查看以下内容： 展品、财务报表明细表。

 

截至2018年12月31日的财年表格 10-K。

 

引用 并入

附件 编号：

描述

表格

安全档案 第

展品

提交日期

在此存档

随函提供

3.1

2016年10月26日修订和重新颁发的 注册证书。

8-K

001-37932

3.2

2016年11月1日

3.3

日期为 2016年10月26日的Yuma Energy，Inc.D系列可转换优先股指定证书。

8-K

001-37932

3.3

2016年11月1日

3.4

修订和重新修订日期为 2016年10月26日的章程。

8-K

001-37932

3.4

2016年11月1日

10.1

截至2016年10月26日，Yuma Energy，Inc.、Yuma Explore and Production Company，Inc.、金字塔石油有限责任公司、Davis Petroleum Corp.、法国兴业银行、SG America Securities、LLC 及其贷款方之间的信贷协议。

8-K

001-37932

10.1

2016年11月1日

10.1(a)

Yuma Energy，Inc.、Yuma勘探和生产公司、 金字塔石油有限责任公司、Davis Petroleum Corp.、法国兴业银行(Société Générale)作为行政代理，以及其每个贷款人和担保方于2017年5月19日签署的信贷协议第一修正案和借款基数重新确定。

8-K

001-37932

10.1

2017年5月23日

10.1(b)

2018年5月8日，Yuma Energy，Inc.、Yuma勘探和生产公司、金字塔石油有限责任公司、Davis Petroleum Corp.、作为行政代理的法国兴业银行(SociétéGénérale)及其各自的贷款人和担保方 之间对信贷协议和借款基地重新确定的有限豁免和第二修正案 。 Yuma Energy，Inc.，Yuma Explore and Production Company LLC，Davis Petroleum Corp.， 法国兴业银行(SociétéGénérale)作为行政代理，以及 其贷款人和担保方各

8-K

001-37932

10.1

2018年5月11日

10.1(c)

Yuma Energy，Inc.、Yuma 勘探和生产公司、金字塔石油有限责任公司、Davis 石油公司、法国兴业银行(SociétéGénérale)作为 行政代理以及其每个贷款人和担保方 之间于2018年7月31日签订的信贷协议的豁免和第三修正案。

8-K

001-37932

10.1

2018年8月3日

10.1(d)

截至2018年8月30日，Yuma Energy，Inc.、Yuma勘探和生产 Company，Inc.、金字塔石油有限责任公司、Davis Petroleum Corp.、作为行政代理的法国兴业银行(SociétéGénérale)以及其贷款人和担保方各 之间的有限豁免 。

8-K

001-37932

10.1

2018年9月5日

 

10.2†

Yuma Energy，Inc.和Sam L.银行之间于2012年10月1日签订的雇佣协议 。

S-4

333-197826

10.8

2014年8月4日

10.2(a)†

Yuma Energy，Inc.与Sam L.Banks于2016年10月26日签订的雇佣协议第一修正案 。

8-K

001-37932

10.5(a)

2016年11月1日

10.2(b)†

修改并重新签署了2017年4月20日尤马能源公司与萨姆·L·银行之间的雇佣协议 。

8-K

001-37932

10.1

2017年4月26日

10.3†

Yuma Energy，Inc.和James J.Jacobs之间的雇佣协议，日期为2013年7月15日 。

S-4

333-212103

10.7

2016年6月17日

10.3(a)†

修改和重新签署2017年4月20日尤马能源公司和詹姆斯·J·雅各布斯之间的雇佣协议 。

8-K

001-37932

10.3

2017年4月26日

10.4†

Yuma Energy，Inc.和Paul D.McKinney之间于2014年10月14日签订的雇佣协议 。

10-Q

001-32989

10.1

2014年11月14日

10.4(a)†

Yuma Energy，Inc.与Paul D.McKinney于2015年3月12日签订的雇佣协议修正案。

8-K

001-32989

10.1

2015年3月17日

10.4(b)†

修改并重新签署了2017年4月20日尤马能源公司与保罗·D·麦金尼之间的雇佣协议 。

8-K

001-37932

10.2

2017年4月26日

10.5

赔偿协议格式 。

8-K

001-37932

10.2

2016年11月1日

10.6

注册权协议日期为 2016年10月26日。

8-K

001-37932

10.3

2016年11月1日

10.7†

注册人2006年股权激励计划。

S-8

333-175706

4.3

2011年7月21日

10.8†

Yuma Energy，Inc.2011股票期权 计划。

8-K

001-32989

10.5

2014年9月16日

10.9†

Yuma Energy，Inc.2014长期激励计划 。

8-K

001-32989

10.6

2014年9月16日

10.9(a)†

Yuma Energy，Inc. 2014年长期激励计划修正案。

8-K

001-37932

10.7(a)

2016年11月1日

10.10†

限制性股票奖励 协议格式(员工)。

8-K

001-37932

10.1

(2017年3月27日)

10.11†

限制性股票奖励协议格式 (董事)。

8-K

001-37932

10.2

(2017年3月27日)

10.12†

股票增值权协议格式 。

8-K

001-37932

10.4

2017年4月26日

10.13†

股票期权协议格式 。

8-K

001-37932

10.5

2017年4月26日

10.14†

Yuma Energy，Inc.2018年长期激励计划 。

8-K

001-37932

10.2

2018年6月13日

14

道德准则。

8-K

001-37932

14

2016年11月1日

21.1

子公司列表。

X

 

 

23.1

Moss Adams LLP同意。

X

23.2

荷兰同意， Sewell&Associates，Inc.

X

31.1

根据《萨班斯-奥克斯利法案》(Sarbanes-Oxley)第302条对首席执行官 进行认证。

X

31.2

根据《萨班斯-奥克斯利法案》(Sarbanes-Oxley)第302条对首席财务官 进行认证。

X

32.1

根据萨班斯-奥克斯利法案第906条认证临时首席执行官 。

X

32.2

根据《萨班斯-奥克斯利法案》(Sarbanes-Oxley)第906条对首席财务官 进行认证。

X

99.1

荷兰Sewell& Associates，Inc.报告

X

101.INS

XBRL实例 文档。

X

101.SCH

创建XBRL架构 文档。

X

101.CAL

查看XBRL计算 Linkbase文档。

X

101.DEF

查看XBRL定义 Linkbase文档。

X

101.LAB

XBRL标签链接库 文档。

X

101.PRE

XBRL演示文稿 Linkbase文档。

X