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4217：美元Utr：bbl0001349436SRT：石油储备成员2021-01-012021-12-310001349436SRT：石油储备成员2020-01-012020-12-310001349436SRT：天然液化天然气储备成员2022-01-012022-12-310001349436SRT：天然液化天然气储备成员2021-01-012021-12-310001349436SRT：天然液化天然气储备成员2020-01-012020-12-310001349436SRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-31ISO 4217：美元Utr：McF0001349436SRT：天然气储备成员2021-01-012021-12-310001349436SRT：天然气储备成员2020-01-012020-12-31
美国
美国证券交易委员会
(标记一) | | | | | |
☑ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节提交的年度报告 |
截至本财政年度止12月31日, 2022
或 | | | | | |
☐ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节提交的过渡报告 |
对于从日本到日本的过渡期，日本将从日本过渡到日本，日本将从日本转向日本。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 特拉华州 | | | | 20-8084793 |
(述明或其他司法管辖权 公司或组织) | | | | (税务局雇主 识别号码) |
| | | | | | |
谢里登大道1号，500号套房 俄克拉荷马城, 俄克拉荷马州 | | | | 73104 |
| (主要执行办公室地址) | | | | (邮政编码) |
| (405) 429-5500 | |
| (注册人的电话号码，包括区号) | |
| 根据该法第12(B)节登记的证券： |
| 每个班级的标题 | | 交易符号 | | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，面值0.001美元 | | 标清 | | 纽约证券交易所 |
| 根据该法第12(G)节登记的证券： | |
| | | 无 | | | |
用复选标记表示注册人是否为证券法第405条规则中定义的知名经验丰富的发行人。**是☐不是 ☑
如果注册人不需要根据该法案的第13节或第15(D)节提交报告，请用复选标记表示。☐：是不是 ☑
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年《证券交易法》第13或15(D)节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☑没有☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条要求提交的每个交互数据文件。是☑没有☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中的“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。 | | | | | | | | | | | | | | |
| 大型数据库加速的文件管理器 | ☐ | | 加速文件管理器 | ☑ |
| 非加速文件服务器 | ☐ | | 规模较小的新闻报道公司 | ☐ |
| | | 新兴成长型公司 | ☐ |
如果是一家新兴的成长型公司，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《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编第7276(B)节)第404(B)条对编制或发布其审计报告的注册会计师事务所的财务报告内部控制的有效性进行了评估。☑
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》规则第12b-2条所定义)。☐不是☑
截至2022年6月30日，非关联公司持有的我们普通股的总市值约为$484.5百万美元，以纽约证券交易所的收盘价为基础。截至2023年3月8日，有36,881,377我们已发行普通股的股份。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
审计师事务所ID： | 659 | 审计师姓名： | 摩斯·亚当斯律师事务所 | 审计师位置： | 德克萨斯州休斯顿 |
审计师事务所ID： | 34 | 审计师姓名： | 德勤律师事务所 | 审计师位置： | 德克萨斯州休斯顿 |
以引用方式并入的文件
公司2023年股东年会最终委托书的一部分，将在120日内提交给美国证券交易委员会12月31日, 2022，以引用的方式并入第III部分。
桑德里奇能源公司
表格10-K的2022年年度报告
目录
| | | | | | | | |
| 项目 | | 页面 |
| 第一部分 | |
| 1 | 业务 | 6 |
| 1A. | 风险因素 | 24 |
| 1B. | 未解决的员工意见 | 40 |
| 2 | 属性 | 40 |
| 3 | 法律诉讼 | 40 |
| 4 | 煤矿安全信息披露 | 40 |
| 第II部 | |
| 5 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 41 |
| 6 | 选定的财务数据 | 41 |
| 7 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 42 |
| 7A. | 关于市场风险的定量和定性披露 | 54 |
| 8 | 财务报表和补充数据 | 55 |
| 9 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 97 |
| 9A. | 控制和程序 | 97 |
| 9B. | 其他信息 | 97 |
| 第三部分 | |
| 10 | 董事、高管与公司治理 | 98 |
| 11 | 高管薪酬 | 98 |
| 12 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 | 98 |
| 13 | 某些关系和关联交易与董事独立性 | 98 |
| 14 | 首席会计费及服务 | 98 |
| 第四部分 | |
| 15 | 展品和财务报表附表 | 99 |
| 16 | 表格10-K摘要 | 102 |
| 签名 | 103 |
| | |
术语表
本报告中提到的“公司”、“SandRidge”、“We”、“Our”和“Us”是指SandRidge Energy，Inc.，包括其合并的子公司和作为其主要受益人的可变利益实体。此外，以下是对本报告中使用的某些术语的含义的说明。
2020年的信贷安排。CRedit设施日期为2020年11月30日。
二维地震或三维地震。分别在二维或三维上描述地下地层的地球物理数据。三维地震通常比二维地震对地下地层提供更详细、更准确的解释。
ASC.会计准则编撰。
亚利桑那州立大学。会计准则更新。
破产法。美国破产法。
破产法庭。美国德克萨斯州南区破产法院。
Bbl。一个储油桶，或42加仑液体体积，在本报告中指的是石油或其他液态碳氢化合物。
Bcf.10亿立方英尺的天然气。
英国央行。石油当量，6000立方英尺的天然气相当于一桶石油。虽然一桶当量的凝析油或天然气在能源上可能等同于一桶石油，但在价值基础上并不相等，因为一桶当量的凝析油和一桶石油之间的价值可能有很大的差异。例如，根据用于编制公司2022年底储量估计的大宗商品价格，石油为93.67美元/桶，天然气为6.36美元/MMBtu，石油和天然气的经济价值比率约为15比1，尽管确定能源等价性的比率为6比1。
Boe/d.每天一次。
BTU或英制热量单位。将一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。
上限限制。已探明石油、天然气及天然气液体(“NGL”)储量未来净收入现值，按每年10%贴现，加上未探明物业的成本或公允价值较低者，加上估计残值，减去相关的税务影响。
公司2.二氧化碳。
完成了。处理已钻井的井的过程，主要是通过水力压裂，然后安装生产石油或天然气的永久设备，或在干井的情况下，向有关当局报告该井已被废弃。
交易对手。本公司衍生产品协议的交易对手。
债务人。本公司及其若干直接及间接附属公司于2016年5月16日根据《破产法》集体申请重组。
已开发的种植面积。可分配给生产井的英亩数。
已开发的石油、天然气和天然气储量。预期可回收的任何类别的储量：(I)透过现有设备及作业方法的现有油井，或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小；及(Ii)如开采方式不涉及油井，可透过已安装的开采设备及于储量估计时运作的基础设施进行开采。
开发成本。获得已探明储量、完成油井和提供开采、处理、收集和储存石油和天然气设施的费用。更具体地说，开发成本，包括支持设备和设施的折旧和适用的运营成本以及开发活动的其他成本，是指(1)进入和准备钻井的井位，包括测量井位以确定特定的开发钻探地点、清理地面、排水、修路和重新安置公共道路、天然气管道和输电线，达到开发已探明储量所需的程度；(2)钻探、装备和完成开发井、开发类型地层测试井和服务井，包括套管、油管、抽水设备和井口总成等井设备的费用；(Iii)购置、建造及安装生产设施，例如租赁流水线、分离器、处理器、加热器、歧管、量度装置及生产储存罐、天然气循环及加工厂、中央公用设施及废物处理系统，以及(Iv)提供更完善的回收系统。
发展良好。在石油或天然气储集层的探明区域内钻到已知可生产的地层层位深处的井。
晾干。不能生产足够数量的石油或天然气的探井、开发井或延伸井，不能作为油井或天然气井完成。
出现日期。债务人摆脱破产的日期，2016年10月4日。
《交易所法案》。1934年证券交易法，经修订。
探井。为了寻找新的油田或在以前发现的油田中发现新的油气藏而钻探的井。
FASB。财务会计准则委员会。
现场。由一个或多个储集层组成的区域，这些储集层都集中在同一地质构造特征和/或地层条件上，或与之相关。油田中可能有两个或两个以上的储集层，它们垂直地被不透水的地层隔开，或者横向地被当地的地质屏障隔开，或者两者兼而有之。可以将处于重叠或相邻油田中的油气藏视为单一或共同作业油田。地质学术语“构造特征”和“地层条件”旨在识别局部的地质特征，而不是广义的盆地、趋势、省、地区、感兴趣地区等。
总英亩或总井。一块土地或一口井的总面积(视属何情况而定)，其中有一块土地或一口井。
水平井。一口在深度水平旋转的井，提供了从广泛的角度获取石油和天然气储量的途径。
水力压裂。通过在高压下迫使流体和支撑剂的混合物进入地层来刺激生产的过程。水力压裂在储集岩中产生人工裂缝，以增加渗透率和孔隙度。
美国国税局。美国国税局。
租借。一种合同，在这种合同中，矿产所有者给予公司或工作权益所有者临时的、有限的权利，以便从该矿产中勘探、开发和生产矿产；或任何转让，其中矿产权益的所有者将全部或部分经营权转让给另一方，但保留从该矿产生产的持续的非经营性权益。
MBBLS。数千桶石油或其他液态碳氢化合物。
MBoe。一千桶油当量。
麦克夫。1000立方英尺的天然气。
Mmbbls。百万桶石油或其他液态碳氢化合物。
嗯，好吧。百万桶油当量。
MMBtu.百万英制热量单位。
MMcf.百万立方英尺的天然气。
Mmcf/d.每天的MMCF。
密西西比信托公司。密西西比州桑德里奇信托公司。
密西西比信托II。密西西比州桑德里奇信托基金II。
净英亩或净井。*以总英亩或总油井(视属何情况而定)拥有的零碎工作权益的总和。
NGL.从天然气生产流程中提取的天然气液体，如乙烷、丙烷、丁烷和天然气汽油。
北帕克盆地。NPB或北方公园。
纽约商品交易所。纽约商品交易所。
纽约证券交易所。纽约证券交易所。
综合激励计划。SandRidge Energy，Inc.2016综合激励计划。
封堵和抛弃。它指的是封闭被井渗透的地层中的流体，使一层中的流体不会泄漏到另一层或地表。各州的法规都要求封堵废弃的油井。
未来净收入的现值。*根据“美国证券交易委员会”准则计算的已探明储量的生产所产生的估计未来收入的现值，减去估计生产和未来开发成本，使用估计日期的价格和成本，而不会出现未来的上升和对冲活动，与财产无关的费用，如一般和行政费用、偿债和折旧、损耗和摊销。PV-10使用10%的年折扣率计算。
生产成本。运营和维护油井及相关设备和设施的成本，包括支持设备和设施的折旧和适用运营成本，以及运营和维护这些油井和相关设备和设施的其他成本，这些成本已成为石油和天然气生产成本的一部分。
多产井。*被发现能够生产足够数量的石油或天然气的井，以证明作为油井或天然气井的完成是合理的。
前景看好。根据地质、地球物理或其他数据以及利用合理预期的价格和成本进行的初步经济分析，被认为具有发现商业碳氢化合物潜力的特定地理区域。
探明的已开发储量。这些储量预计将通过现有设备和作业方法通过现有油井开采。
已探明的石油、天然气和天然气储量。*在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计石油、天然气和天然气的数量，从某一特定日期起，从已知的储油层，在现有的经济条件、作业方法和政府条例下，可经济地生产石油、天然气和天然气的数量，除非有证据表明，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。有关更多信息，请参阅S-X规则第4-10(A)(22)条中的美国证券交易委员会定义，该定义的链接可在美国证券交易委员会网站上找到。
已探明的未开发储量。*预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能完成的现有油井中回收的储量。
PV-10。见上文“未来净收入现值”。
预备队。估计石油、天然气和相关物质的剩余量，预计到某一日期，通过将开发项目应用于已知的堆积物，在经济上是可以生产的。此外，必须存在或必须合理预期将会存在合法的生产权或生产中的收入利益，
安装向市场输送石油和天然气或相关物质的手段，以及实施该项目所需的所有许可和融资。
不应将储量分配给被主要的、可能封闭的断层隔开的邻近油气藏，直到这些油气藏被渗透并被评估为经济上可以生产为止。储量不应被分配到与已知储量明显隔开的地区，这些地区是由非生产油藏(即，没有储集层、构造低储集层或测试结果为阴性)。这些地区可能包含潜在的资源(即从未发现的堆积中潜在地可回收的资源)。
水库。一种多孔、可渗透的地下地层，含有可采石油和/或天然气的自然聚集，被不透水的岩石或水屏障所限制，是独立的，与其他储集层分开。
版税利益。在石油和天然气资产中的权益，使所有者有权分享石油、天然气或天然气生产。拥有特许权使用费权益的公司或个人不承担生产资源所需的任何运营成本。
皇室信托基金。单独来看，沙岭密西西比信托基金I和沙岭密西西比信托基金II。
版税信托基金。总而言之，桑德里奇密西西比信托基金I和桑德里奇密西西比信托基金II。
美国证券交易委员会。美国证券交易委员会。
美国证券交易委员会价格。截至资产负债表日期最近12个月的未加权算术平均石油和天然气价格。
证券法。经修订的1933年证券法。
对贴现的未来净现金流量的标准化计量或标准化计量。*已探明石油、天然气及NGL储量的估计未来现金流入现值，减去估计日期的未来开发及生产成本及未来所得税开支及成本，如一般及行政开支、偿债及折旧、损耗及摊销等非物业相关开支，于估计日期减去未来开发及生产成本及未来所得税开支及成本，按每年10%折让，以反映未来现金流的时间安排，并采用与计算PV-10相同的定价假设。标准化措施不同于PV-10，因为标准化措施包括未来所得税对未来净收入的影响。
未开发的面积。租赁未钻探或完成油井的面积，以允许生产经济数量的石油或天然气，无论这些面积是否包含已探明的储量。
未开发的石油、天然气和天然气储量。-任何类型的储量，预计将从未钻井面积的新油井或需要相对较大支出才能完成的现有油井中回收。
i.未钻探面积的储量仅限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区，除非存在使用可靠技术的证据，证明在更远的距离上经济生产是合理的。
二、只有在通过了一项开发计划，表明计划在五年内进行钻探的情况下，未钻探的地点才被归类为拥有未开发储量，除非具体情况证明有理由延长时间。
三、在任何情况下，未开发储量的估计都不能归因于考虑应用注液或其他改进的开采技术的任何面积，除非该等技术已被同一油藏或类似油藏的实际项目证明有效，或通过使用可靠技术证明合理确定性的其他证据有效。
美国公认会计原则。美国公认的会计原则。
认股权证。A系列权证和B系列权证的初始行权价分别为每股41.34美元和42.03美元，于2022年10月4日到期。
工作兴趣。经营利益，使业主有权在该物业上钻探、生产和进行经营活动，并获得生产份额，并要求业主支付钻探和生产业务的一部分费用。
有关前瞻性陈述的注意事项
本报告包含美国证券交易委员会定义的“前瞻性表述”。这些前瞻性陈述可能包括有关我们的资本支出、流动性、资本资源和债务状况、特定项目的时间和成功、诉讼、索赔和纠纷的结果和影响、我们业务战略的要素、遵守政府对石油和天然气行业监管的情况(包括环境法规、收购和资产剥离)以及对我们财务状况的潜在影响的预测和估计，以及有关我们的运营、财务业绩和财务状况的其他陈述。前瞻性陈述通常伴随着“估计”、“假设”、“目标”、“项目”、“预测”、“相信”、“预期”、“预期”、“潜在”、“可能”、“可能”、“预见”、“计划”、“目标”、“应该”、“打算”或其他表达未来事件或结果不确定性的词语。这些前瞻性陈述是基于我们对历史趋势、当前状况和预期未来发展的经验和看法以及我们认为在这种情况下合适的其他因素而做出的某些假设和分析。这样的陈述并不能保证未来的业绩，实际结果或发展可能与预期的大不相同。除非法律要求，否则公司没有义务更新或修改这些前瞻性陈述，并告诫读者不要过度依赖这些前瞻性陈述。虽然我们认为这些预期和假设是合理的，但它们固有地受到重大商业、经济、竞争、监管和其他风险、意外情况和不确定因素的影响，这些风险和不确定因素除其他事项外，涉及本报告第1a项“风险因素”中讨论的风险和不确定因素，以及以下内容：
•与钻探油井和天然气井相关的风险；
•石油、天然气和天然气价格的波动；
•估计石油、天然气和天然气储量的不确定性；
•需要更换公司生产的石油、天然气和天然气储备；
•通过按计划钻探油井或其他方法执行业务的能力；
•发展未发展地区所需的非经常开支的数额、性质和时间，包括未来的发展成本；
•将业务集中在美国中部大陆地区；
•地震数据的局限性；
•商品价格下跌对我国石油和自然资产账面价值的潜在不利影响；
•可能对生产造成不利影响的恶劣或者不合时宜的天气；
•提供令人满意的石油、天然气和天然气销售和运输选择；
•资本的可获得性和条件，以资助资本支出，包括利率上升；
•资产货币化收益的数额和时间；
•来自商品衍生品的潜在财务损失或收益减少；
•可能取消或限制税收优惠或税收损失和/或减少净营业亏损结转(“NOL”)；
•与在我们开展业务的州通过和实施限制石油和天然气开发的法规有关的风险和不确定性；
•石油和天然气行业的竞争；
•影响我们经营地区的国际或国内总体经济状况；
•遵守目前和未来政府对石油和天然气行业的监管，包括环境、健康和安全法律和法规，以及有关水力压裂和处理采出水的法规的费用；
•需要对财务报告保持适当的内部控制。
•需要保护和维护我们的信息技术(“IT”)系统和流程的完整性，使其不受漏洞的影响。
第一部分
第1项。以下项目：业务
一般信息
我们是一家独立的石油和天然气公司，成立于2006年，主要专注于美国中部大陆的收购、开发和生产活动。
截至2022年12月31日，我们在1,471口(856口净)生产井中拥有权益，我们运营的油井约有992口，其中约 总租赁面积551,000英亩(净额365,000英亩)。截至2022年12月31日，我们有一个钻井平台。截至2022年12月31日，预计总探明储量为74.3百万桶，均已探明开发。
我们的主要执行办公室位于俄克拉荷马州俄克拉何马城谢里登大道1E号，邮编：73104，电话号码是(405429-5500)。在我们向美国证券交易委员会提交或向其提供这些材料后，我们关于Form 10-K的年度报告、Form 10-Q的季度报告、Form 8-K的当前报告以及对这些报告的修订将在合理可行的情况下尽快在我们的网站www.Sandridgeenergy.com上免费提供。我们向美国证券交易委员会提交的任何材料都可以通过美国证券交易委员会的网站地址访问Www.sec.gov。
我们的业务战略
公司的主要战略重点是以安全、负责和高效的方式提高我们资产基础的现金价值和产生能力，并将寻求利用我们的净营业亏损结转来最大限度地减少所得税和最大限度地增加现金流。我们将继续对我们认为在当前大宗商品价格环境下提供高回报率的项目实行财务纪律和审慎的资本配置，并将保持警惕，并保持对机会性、增值收购和业务合并的选择权。
主要业务运营
关于我们2021年至2020年经营业绩的比较讨论，可以在我们于2022年3月10日提交给美国证券交易委员会的截至2021年12月31日的Form 10-K年度报告中的第1项“业务”中找到。
我们的主要业务是油气资源的开发和收购。下表列出了截至2022年12月31日我们的运营信息。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 据估计， 证明了 储量 (Mm Boe)(1) | | 每天 生产 (MB/d)(2) | | 储备/ 生产 (年)(3) | | 毛收入 种植面积 | | 网络 种植面积 | | 资本支出(单位：百万美元)(4) |
| 地理区域 | | | | | | | | | | | |
| 中大陆 | 74.3 | | | 17.7 | | | 11.5 | | | 551,000 | | | 365,000 | | | 50.6 | |
| | | | | | | | | | | |
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(1)对已探明储量的估计是使用美国证券交易委员会价格确定的，没有反映收到的实际价格或当前的市场价格。所有价格在房产的整个生命周期内保持不变。储备报告中使用的指数价格和等值加权平均井口价格见下文第10页。
(2)截至2022年12月31日的年度平均日净产量。
(3)截至2022年12月31日的已探明储量估计值除以截至2022年12月31日的年度净产量。
(4)按应计制计算，包括收购在内，计算截至2022年12月31日的年度资本支出。
属性
中大陆
截至2022年12月31日，我们持有主要位于俄克拉何马州和堪萨斯州的约551,000平方米(净额365,000英镑)租赁英亩的权益。截至2022年12月31日的伴生探明储量总计74.3百万桶，全部为探明开发储量。截至2022年12月31日，我们在中大陆的权益包括1,471口毛(856口净)生产井，平均工作权益为58.2%。这些权益主要集中在密西西比河莱姆、Meramec和Osage地层。密西西比石灰岩系位于俄克拉荷马州北部和堪萨斯州南部的阿纳达科陆架上，是一个膨胀型碳酸盐岩油气系统。这个地层的顶部大约在4000到7000英尺之间，在地层上位于宾夕法尼亚时代的各种地层和泥盆纪时代的伍德福德页岩地层之间。在我们的租赁位置，密西西比地层的总厚度约为350至650英尺，目标孔隙带的厚度在20至150英尺之间。Meramec和Osage地层的时代是密西西比州的，位于伍德福德页岩之上，切斯特地层之下。Meramec由互层页岩、砂岩和碳酸盐组成，而Osage由低孔隙度、裂隙石灰岩和硅质岩组成。这些目标地层的顶部深度从盆地北缘的约5800英尺到盆地内部的14000英尺以上。Meramec地层厚度从大约50英尺到超过400英尺不等，Osage地层厚度从大约450英尺到1400英尺不等。伍德福德页岩是Meramec和Osage的主要碳氢化合物来源。
已探明储量
被认为含有已探明储量的储集层部分包括(I)通过钻探确定并受流体接触(如有)限制的部分，以及(Ii)根据现有的地球科学和工程数据，可以合理确定地判断为与储集层连续并含有经济上可生产的石油、天然气或天然气气藏的邻近未钻井储集层部分。在没有关于流体接触的数据的情况下，储集层中已探明的数量受到油井渗透率中所见的已知最低碳氢化合物的限制，除非地球科学、工程或动态数据和可靠的技术能够合理确定地建立较低的接触。
目前的经济条件包括价格、成本、运营方式和做出储量估计时存在的政府法规。美国证券交易委员会价格用于确定已探明储量，除非价格由合同安排确定，不包括根据未来条件进行的升级。见本报告项目1A所列“风险因素”中对价格的进一步讨论。
准备工作 储量估算
在本报告中披露的已探明石油、天然气和天然气储量中，约95%是由Cawley，Gillesbie&Associates(“CGA”)独立编制的，CGA是行业和金融机构石油资产分析的领先者。CGA成立于1961年，隶属于德克萨斯州专业工程师委员会，注册号：F-693在CGA内部，主要负责准备2023年1月18日的CGA信函中提出的估计的技术人员是Zane Meekins先生，该信函作为本年度报告Form 10-K的证物提交。自1989年以来，米金斯一直是中国石油天然气集团公司的一名执业咨询石油工程师。米金斯先生是德克萨斯州的注册专业工程师(执照编号71055)，拥有超过35年的石油工程实践经验，以及超过33年的储量估算和评估经验。他于1987年毕业于德克萨斯农工大学，获得石油工程理学学士学位。Meekins先生达到或超过石油工程师协会颁布的《关于石油和天然气储量信息估计和审计的标准》中提出的教育、培训和经验要求；他擅长将行业标准实践明智地应用于工程和地球科学评估，以及应用美国证券交易委员会和其他行业储量定义和指南。
公司内部负责编制储量估算的主要技术人员是油藏工程经理Eric Allen先生。艾伦先生于2010年毕业于俄克拉荷马州立大学，获得化学工程学士学位，毕业后一直从事石油工程实践。2016年，艾伦先生从俄克拉荷马大学工商管理硕士专业毕业。艾伦先生在石油工程领域有13年以上的实际经验，其中8年是在储量估算和评估方面。自2016年以来，Allen先生一直是俄克拉荷马州的注册专业工程师(执照编号29209)，是石油工程师协会的活跃成员；他擅长将行业标准实践明智地应用于工程和地球科学评估，以及应用美国证券交易委员会和其他行业储量定义和指南。
为了对我们估计的已探明储量建立合理的确定性，独立和内部储量工程师采用了已证明能够产生一致性和可重复性结果的技术。用于评估我们已探明储量的技术和经济数据包括但不限于测井记录、地质图、地震数据、试井数据、生产数据、历史价格和成本信息以及财产所有权权益。在与独立储量工程师协商之前，各级管理层对这些数据进行了准确性审查。这次咨询包括对属性、假设和现有数据的审查。在将储量列入本报告之前，将内部储量估计数与独立储量工程师编制的估计数进行了比较，以检验估计数和结论。储量估计的准确性取决于许多因素，包括以下因素：
•现有数据的质量和数量以及对这些数据的工程和地质解释；
•关于未来费用的数额和时间的估计，这可能与实际费用有很大差异；
•经济假设的准确性；以及
•准备估算的人员的判断。
油藏工程经理是主要的技术专业人员，负责监督我们的储量估计。CGA和油藏工程经理监测油井动态，并根据需要进行储量估计调整，以确保反映最新的信息。
我们鼓励对我们的工程师和分析师进行持续的关于新技术和行业进步的专业教育，以及基本技能的进修培训。
为了确保储量估计的可靠性，沙岭拥有全面的符合美国证券交易委员会的内部控制框架和一套政策，以确定、评估和报告已探明储量，包括：
•确认我们包括对所有拥有的物业的储量估计，并且它们是基于适当的工作和净收入利益；
•确保公司其他部门如会计部门提供的信息准确、完整；
•与技术人员进行沟通、协作和分析；
•将内部生成的储量估计数与第三方编制的储量估计值进行比较和核对；
•利用经验丰富的油藏工程师或其直接监督人员编制储量估算；以及
•确保储备工程师的薪酬与记录的储量数量无关。
关键储备信息至少每年由公司首席执行官和首席财务官审查和批准。
SandRidge的储量工程师和油藏工程经理在每个财政年度结束时与独立石油顾问密切合作，以确保年度独立储量估计的完整性、准确性和及时性。该等独立编制的储备估计数字将呈交董事会审计委员会(“审计委员会”)。除了审查独立编写的储量报告外，审计委员会还定期会见编制已探明储量估计数的独立石油顾问。
各独立石油顾问编制的已探明储量占总储量的百分比载于
下表。 | | | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2022 | | 2021 | | |
| Cawley，Gillesbie&Associates公司 | 95.0 | % | | 96.2 | % | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 总计 | 95.0 | % | | 96.2 | % | | |
截至2022年、2022年和2021年12月31日的剩余预估探明储量分别为5.0%和3.8%，是基于内部准备的预估。
我们的独立储备顾问发布了一份关于截至2022年12月31日我们的石油、天然气和NGL储量的报告，现将其作为附件99.1与本报告一起提交。截至2022年12月31日，Cawley，Gillesbie&Associates为我们位于堪萨斯州和俄克拉何马州的中大陆物业准备了储备。
关于天然气液体的报告
天然气液化是通过对我们的天然气生产流程的一部分进行进一步加工来回收的。截至2022年12月31日，NGL按桶当量计算约占总探明储量的34%，代表我们已签订NGL开采和销售合同的物业将生产的数量。NGL是按加仑出售的产品。在报告已探明储量和NGL产量时，我们根据每桶42加仑的转换率将产量和储量包括在桶中。在天然气加工过程中提取天然气液化石油气减少了可供销售的天然气数量。从产出的天然气中提取的NGL的数量可能会因各个组分的价格而异，我们对从我们的天然气中提取NGL的程度，特别是乙烷等轻质组分的直接控制有限。所有与天然气有关的生产信息都是在扣除天然气加工和开采造成的天然气产量减少的影响后报告的。
储备量、PV-10和标准化测量
以下对已探明石油、天然气和NGL储量的估计基于截至2022年12月31日和2021年12月31日的储量报告，其中约95%和96%以上分别由独立储量工程师编制。
见本报告项目7“关键会计政策和估计数”，进一步讨论准备金估计数所固有的不确定性。 | | | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2022 | | 2021 | | |
| 估算探明储量(1) | | | | | |
| 开发 | | | | | |
| 石油(MMBbls) | 8.4 | | | 7.9 | | | |
| NGL(MMBbls) | 25.4 | | | 24.3 | | | |
| 天然气(Bcf) | 242.8 | | | 234.7 | | | |
| 已探明开发的总数量(MMBoe) | 74.3 | | | 71.3 | | | |
| 未开发 | | | | | |
| 石油(MMBbls) | — | | | — | | | |
| NGL(MMBbls) | — | | | — | | | |
| 天然气(Bcf) | — | | | — | | | |
| 已证明未开发的总数量(MMBoe) | — | | | — | | | |
| 已证明的总数 | | | | | |
| 石油(MMBbls) | 8.4 | | | 7.9 | | | |
| NGL(MMBbls) | 25.4 | | | 24.3 | | | |
| 天然气(Bcf) | 242.8 | | | 234.7 | | | |
| 证明总数(MMBoe) | 74.3 | | | 71.3 | | | |
现金流贴现的标准化计量(百万)(2) | $ | 806.9 | | | $ | 432.9 | | | |
| PV-10(百万)(3) | $ | 810.7 | | | $ | 432.9 | | | |
____________________
(1)对于估算的探明储量，PV-10和标准化措施是使用美国证券交易委员会价格确定的，没有反映实际收到的价格或当前的市场价格。所有价格在房产的整个生命周期内保持不变。
储备报告中使用的指数价格和等值加权平均井口价格如下表所示： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 指数价格(A) | | 加权平均水平 井口价格上涨(B) |
| | 油
(Per Bbl) | | 天然气
(每MMBtu) | | 油 (Per Bbl) | | NGL
(每个Bbl) | | 天然气 (按MCF) |
| 2022年12月31日 | $ | 93.67 | | | $ | 6.36 | | | $ | 93.73 | | | $ | 33.42 | | | $ | 4.76 | |
| 2021年12月31日 | $ | 66.56 | | | $ | 3.60 | | | $ | 64.95 | | | $ | 19.26 | | | $ | 2.56 | |
| | | | | | | | | |
____________________
(A)石油指数价格是根据WTI库欣石油现货平均价格和Henry Hub天然气现货市场平均价格计算的。这些价格是使用每个日历月第一个交易日收盘后12个月的往绩平均值计算得出的。
(B)平均调整后的体积加权井口产品价格反映了对运输、质量、重力、区域价格差异的调整，不包括衍生品的任何影响。
(2)标准化措施不同于PV-10，因为标准化措施包括未来所得税的影响。截至2021年12月31日，由于石油和天然气资产的税基超过了我们已探明储量的预计未贴现未来现金流，标准化衡量标准与PV-10之间没有差异。
(3)PPV-10是一项非公认会计准则的财务措施。PV-10和标准化措施都不代表对我们的石油和天然气资产的公平市场价值的估计。PV-10被行业和管理层用作储备资产价值衡量标准，用于与过去的储备基数和其他业务实体的储备基数进行比较。
下表提供了我们的PV-10与标准化测量的对比表： | | | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2022 | | 2021 | | |
| | (单位：千) |
| PV-10 | $ | 810,663 | | | $ | 432,914 | | | |
| 未来所得税现值按10%贴现 | $ | (3,798) | | | $ | — | | | |
| 现金净流量贴现的标准化计量 | $ | 806,865 | | | $ | 432,914 | | | |
已探明储量-中大陆。已探明储量从2021年12月31日的71.3百万桶增加到2022年12月31日的74.3百万桶，这主要是由于石油和天然气年底美国证券交易委员会大宗商品价格上涨而积极修正了9.1百万桶，与公司的油井恢复计划相关的1.8百万桶，以及与其他商业改善相关的1.0百万桶的储量。此外，延期增加了1.2MBoe，购买增加了0.2MBoe的探明储量。这些增长被2022年总产量6.5MBoe部分抵消，减少1.0MBoe是由于预测中使用的后续12个月的运营费用增加，以及由于其他修订而减少2.8MBoe。
已探明的未开发储量。
截至2022年12月31日、2022年和2021年，没有已探明的未开发储量。
有关截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的三年中每一年探明储量变化的更多信息，请参阅《石油和天然气生产活动补充信息》。随行合并财务报表载于本报告项目8。
生产和价格历史
下表包括关于我们的石油、天然气和天然气净产量的信息，以及每个所示时期的某些价格和成本信息。在截至2021年12月31日的一年中，NPB的石油产量为6700万桶。
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | |
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| 生产数据(千) | | | | | |
| 石油(MBbls) | 949 | | | 957 | | | |
| NGL(MBbls) | 1,997 | | | 2,267 | | | |
| 天然气(MMCF) | 21,101 | | | 21,417 | | | |
| 总卷数(MBOE) | 6,463 | | | 6,793 | | | |
| 日均总量(MBOE/d) | 17.7 | | | 18.6 | | | |
| 平均价格--如报告所示(1) | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 92.21 | | | $ | 65.10 | | | |
| 5NGL(按Bbl) | $ | 31.88 | | | $ | 22.42 | | | |
| 天然气(按MCF计算) | $ | 4.88 | | | $ | 2.60 | | | |
| 总计(每桶) | $ | 39.34 | | | $ | 24.86 | | | |
| 每桶的费用 | | | | | |
| 生产成本(2) | $ | 6.39 | | | $ | 5.30 | | | |
__________________
(1)价格代表所列期间的实际平均价格，不包括衍生工具交易的影响。
(2)代表每桶的生产成本，不包括生产税和从价税。
生产井
下表列出了截至2022年12月31日，我们拥有工作权益的生产井数量。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们运营着我们拥有工作权益的大部分油井。生产井由目前正在生产碳氢化合物的井组成。总油井是我们拥有工作利益的生产井的总数，净井是在总井中拥有的部分工作利益的总和。
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| | 油 | | 天然气 | | 总计 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 地理区域 | | | | | | | | | | | |
| 中大陆 | 1,146 | | | 653 | | | 325 | | | 203 | | | 1,471 | | | 856 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
钻探活动
在截至2022年12月31日的年度内，已钻探了八口已作业油井，其中一座第三方钻井平台在我们的作业面积上积极钻探，两口油井等待完工。此外，我们还参与了截至2022年12月31日止年度的一口未作业油井。截至2021年12月31日止年度内，并无已钻探的已操作油井。截至2021年12月31日，吾等的作业面积并无第三方钻井平台钻探，亦无任何待完井，吾等亦无参与于截至2021年12月31日止年度钻探的任何非作业油井。
已开发和未开发面积
下表显示了截至2022年12月31日我们的已开发和未开发面积的信息。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 已开发种植面积 | | 未开发面积 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 地理区域 | | | | | | | |
| 中大陆 | 487,402 | | | 338,176 | | | 63,196 | | | 27,011 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
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上述未开发土地面积所包括的租约中，少于5%的租约将于其各自的主要年期届满时届满。为了防止到期，我们可以行使我们的合同权利来延长我们评估的租赁期限，或者可能在到期之前从租赁面积建立生产，这将使租赁在停止生产之前不会到期。
截至2022年12月31日，上述未开发面积的租赁总英亩和净英亩将到期如下： | | | | | | | | | | | |
| | 即将到期的英亩 |
| | 毛收入 | | 网络 |
| 12个月结束 | | | |
| 2023年12月31日 | 158 | | | 13 | |
| 2024年12月31日 | 162 | | | 140 | |
| 2025年12月31日 | 475 | | | 316 | |
| 2026年12月31日及以后 | 566 | | | 305 | |
| 总计(1) | 1,361 | | | 774 | |
____________________
(1)该公司有61,835总面积(26,237净值)未开发英亩未到期。
营销
我们将我们的石油、天然气和NGL出售给各种客户，包括石油和天然气公司以及贸易和能源营销公司。在截至2022年12月31日的一年中，我们有两个买家，各自占我们总收入的10%以上。见“附注1--重要会计政策摘要”。 综合财务报表载于本报告第(8)项，以提供有关我们主要客户的额外资料。在我们销售产品的地区，可用的买家和市场的数量减少了失去一个下游客户将对我们的销售造成实质性影响的风险。根据现有的销售合同或销售协议，我们没有任何重大承诺在未来交付固定和可确定数量的石油和天然气。
物业的标题
按照石油和天然气行业的惯例，我们对我们物业的所有权进行初步审查。在开始对我们的物业进行钻探操作之前，我们会进行彻底的所有权审查，并对重大缺陷进行补救工作，通常费用由我们承担。此外，在完成对生产石油和天然气资产的收购之前，我们会对最重要的租约进行所有权审查，并根据物业的重要性，可能会获得钻探所有权意见或审查之前获得的所有权意见。到目前为止，我们已经获得了对我们几乎所有生产资产的钻探所有权意见，并相信我们对我们的生产资产拥有良好和可辩护的所有权。我们的石油和天然气资产受习惯特许权使用费和其他权益以及当期税收和其他负担的留置权的约束，我们认为这不会对资产的使用造成实质性干扰，也不会影响资产的账面价值。
竞争
我们与其他石油和天然气公司争夺租赁、设备、人员和销售石油、天然气和天然气的市场。我们相信，我们的租赁面积地位、业务的地理集中度以及技术和运营能力使我们能够与其他石油和天然气开发和生产公司竞争。然而，石油和天然气行业竞争激烈。见“第1A项。风险因素“，以进一步讨论石油和天然气行业的竞争。
石油、天然气和NGL与客户可用的其他形式的能源竞争，包括替代形式的能源，如风能、太阳能和核能发电、煤炭和生物燃料。石油、天然气和NGL或其他形式能源的可获得性或价格的变化，以及商业条件、保护、立法、法规和转换为替代燃料和其他形式能源的能力，可能会影响对石油、天然气和NGL的需求。
业务的季节性
一般来说，天然气需求在夏季月份减少，在冬季月份增加，对石油的需求在夏季月份达到高峰。某些天然气购买者利用天然气储存设施，并在夏季获得一些预期的冬季需求，这可以减少季节性需求波动。季节性天气条件和租赁条款可能会限制我们在部分作业区的钻探和生产活动以及其他石油和天然气作业。这些季节性异常可能会对实现我们的钻井目标构成挑战，推迟生产设施的安装，并在一年中的某些时间加剧对设备、供应和人员的竞争，这可能会导致短缺，增加成本或延误运营。
环境法规
一般信息
我们的石油和天然气开发业务受到严格而复杂的联邦、州、部落、地区和地方法律法规的约束，除其他因素外，这些法规涉及工人安全和健康、向环境排放和处置物质以及保护环境和自然资源。许多政府实体，包括环境保护局和类似的州和地方机构，(以及，根据某些法律，个人)有权强制遵守这些法律和法规以及根据这些法律和法规颁发的任何许可证。除其他事项外，这些法律和条例可：(1)要求许可进行勘探、钻井、取水、废水处理和其他与生产有关的活动；(2)规定在钻井或生产活动中可处置或排放到环境中或注入地层的物质的类型、数量和浓度，以及任何此种处置、释放或注入的方式；(3)限制或禁止在敏感地区，如湿地、荒野地区或濒危或受威胁物种栖息区采取正式缓解措施；(Iv)要求采取调查及补救行动，以减轻本公司营运所引起或可归因于前营运的污染状况；(V)实施安全及健康限制，以保护雇员及其他人士免受接触危险或危险物质；及(Vi)实施填海及废弃井场及井坑的责任。不遵守这些法律和条例可能会导致对制裁进行评估，包括行政、民事和刑事处罚，施加调查、补救或纠正行动义务，在批准或执行项目方面出现延误或限制，以及发布命令要求在受影响地区作业。
环境监管的趋势是对可能影响环境的活动施加更多限制和限制。这些法律和法规的任何变更或更严格的执行，导致项目批准或开发的延误或限制，或更严格或成本更高的建设、钻井、水管理或完工活动，或废物处理、储存、运输、补救或处置排放或排放要求，可能对本公司产生重大不利影响。例如，2021年1月20日，拜登政府对联邦土地上新的石油和天然气租赁和钻探许可证暂停了60天。2021年6月，路易斯安那州西区的美国地区法院发布了一项全国性的初步禁令，反对总裁·拜登14008号行政命令中禁止在联邦土地上进行油气租赁业务的条款。2022年8月，美国第五巡回上诉法院撤销并发回地区法院的裁决，要求进一步澄清，允许暂停生效。这些行动可能会对我们的业务和整个行业造成不利影响，特别是如果暂停实施的时间继续延长的话。此外，我们可能无法将增加的环境合规成本转嫁给我们的客户。此外，意外泄漏，包括泄漏，可能在我们的运营过程中发生，不能保证我们不会因此类泄漏或泄漏而招致重大成本和责任，包括任何第三方对财产和自然资源损坏或人身伤害的索赔。虽然我们不相信遵守现有环境法律和法规以及继续遵守现有要求会对我们产生不利的实质性影响，但我们不能保证我们未来不会因修订或增加环境法规而产生重大成本，这些成本可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
以下是经不时修订的更重要的现有和拟议的环境和职业安全及健康法律和法规的摘要，我们的业务运营必须遵守这些法律和法规，遵守这些法律和法规可能会对公司产生重大不利影响。
危险物质和废物
我们目前拥有、租赁或运营，过去曾拥有、租赁或运营、出售或转让用于石油和天然气勘探和生产的财产。我们相信我们使用了在适用时间行业内的标准运营和处置做法，但危险物质、碳氢化合物和废物可能被处置或释放在我们拥有、租赁或经营的物业上或之下，或这些物质和废物被处理或处置的其他地点上或之下。此外，其中某些物业由第三方经营，其危险物质、碳氢化合物和废物的储存、处理和处置或释放不在我们的控制之下。这些财产以及在其上处置或释放的物质或废物可能受修订后的《综合环境响应、补偿和责任法》(下称《环境保护与责任法》)、联邦《资源保护与回收法》(下称《资源保护与回收法》)和类似州法律的约束。根据这些法律，我们可以被要求调查、监测、移除或补救以前处置的物质或废物(包括由以前的所有者或经营者或与我们的废物混合的第三方处置或释放的物质或废物)，调查和清理受污染的财产，执行纠正措施，防止未来的污染，或支付任何此类行动的部分或全部费用。
CERCLA，也被称为超级基金法，以及类似的州法律，可以对某些类别的人施加严格的、连带的和几个责任，而不考虑行为的过错或合法性，这些人被认为是向环境中排放“危险物质”的责任人。这些人包括发生危险物质泄漏的地点的现任和以前的所有者或经营者，以及处置或安排处置在该地点排放的危险物质的实体。根据CERCLA，这些“潜在责任方”可能要承担清理有害物质排放到环境中的场地的费用、释放有害物质对自然资源造成的损害以及某些环境和健康研究的费用。此外，土地所有者和其他第三方可以就据称因向环境中释放危险物质而造成的人身伤害和自然资源和财产损失提出索赔。CERCLA还授权环境保护局，在某些情况下，授权第三方采取行动，应对危险物质泄漏对公众健康或环境的威胁，并采取步骤，从责任方那里收回这些行动所产生的费用。尽管石油、天然气和天然气液体被排除在CERCLA的“危险物质”定义之外，尽管有所谓的“石油排除”，但我们在运营过程中使用的某些产品可能被监管为CERCLA危险物质。到目前为止，还没有公司拥有或运营的地点被指定为超级基金地点，我们也没有被确定为任何超级基金地点的责任方。
我们还产生受RCRA和类似州法规要求的废物。RCRA对危险和非危险废物的产生、运输、处理、储存、处置和清理提出了严格的“从摇篮到坟墓”的要求。与勘探、生产和/或开发石油和天然气有关的钻井液、产出水和其他废物，包括自然产生的放射性物质，如果处理得当，目前被排除在RCRA规定的危险废物管制之外，而是根据RCRA不那么严格的非危险废物要求进行管制。然而，这些废物将来有可能被归类为危险废物。排除这类废物的任何改变都可能导致管理和处置废物的成本增加，这可能对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。
空气排放
修订后的联邦《清洁空气法》和类似的州法律法规通过排放标准、建设和运营许可计划以及实施其他合规要求来限制空气污染物的排放。这些法律和法规可能要求我们在建设或修改某些预计会产生或大幅增加空气排放的项目或设施时，必须事先获得批准，获得并严格遵守空气许可要求，或使用特定的设备或技术来控制排放。例如，2016年6月，美国环保局敲定了适用于石油和天然气行业的关于将多个小型地表站点聚合为单一来源以用于空气质量许可目的的标准的规则。这一规则可能会导致小型设施出于许可目的而聚集在一起，导致将处理作为主要来源，从而触发更严格的空气许可要求。获得这种许可证的需要可能会拖延或限制我们石油和天然气项目的发展。
在接下来的几年里，我们可能需要为空气污染控制设备或其他与空气排放有关的问题支付一定的资本支出。例如，2015年10月，环保局根据CAA发布了一项最终规则，将地面臭氧的国家环境空气质量标准降至一级和二级标准下的百万分之70，以提供必要的公共健康和福利保护。2017年11月，环保局公布了符合新臭氧标准的地区清单，并于2017年12月单独发布了对国家指定非达标区建议的回应。2018年11月，环保局发布了实施非达标区指定的最终规则。虽然环保局已经确定，我们运营的所有县都达到了2015年的臭氧标准，但这些确定可能会在未来进行修订。2020年12月31日，美国环保局公布了保留2015年臭氧标准的决定；然而，拜登政府已宣布，它打算根据总裁·拜登的关于保护公众健康和环境，恢复科学以应对气候危机的行政命令。美国环保署宣布，其目标是在2023年底完成对2015年臭氧标准的重新审议，并打算重新安装清洁空气科学咨询委员会的臭氧小组，为政府提供建议。臭氧国家环境空气质量标准的进一步降低可能会影响我们的运营，并导致需要安装新的排放控制、更长的许可时间以及我们的资本或运营支出大幅增加。遵守这些和任何未来的空气污染控制和许可要求，可能会推迟石油和天然气项目的开发，并增加我们的开发和生产成本，这可能是巨大的。
水的排放
经修订的1972年《联邦水污染控制法》(又称《清洁水法》)，以及类似的州法律和实施条例，对向美国水域排放污染物施加了限制和严格控制。根据这些法律和法规，禁止向受管制水域排放污染物，除非得到环境保护局、陆军工程兵团(“军团”)或类似的州或部落机构的许可。我们目前没有向联邦或州水域排放与石油和天然气的勘探、开发和生产有关的污染物。CWA和类似的州法律和条例还对通过各种建筑活动的暴雨径流排放泥沙施加限制和控制。这类活动通常被禁止排放沉积物，除非得到环境保护局或类似的国家机构的许可。
根据CWA第404条，环境保护局和兵团的监管机构的范围一直是广泛诉讼和经常变化的法规的主题。美国环保局在2015年9月发布了一项最终规则，试图澄清根据CWA第404条对美国水域(“WOTUS”)的联邦管辖范围。环保局和兵团随后在2017年6月提出了一项规则制定，以废除2015年6月的WOTUS规则，并宣布他们打算发布一项新规则，重新定义CWA中使用的WOTUS一词。2019年10月22日，EPA和兵团发布了废除2015年WOTUS规则的最终规则，EPA和兵团于2020年4月21日发布了《通航水域保护规则》，其中对WOTUS的定义进行了修订，并于2020年6月22日生效。这些规定在联邦法院受到了挑战，2021年8月30日，美国亚利桑那州地区法院撤销并发回了《通航水域保护规则》。2021年12月7日，EPA和兵团发布了一项拟议的规则，修改了WOTUS的定义。一年后的2022年12月30日，这些机构宣布了一项最终规则，该规则将在《联邦纪事报》公布60天后生效。2022年秋季，这些机构宣布，它们打算考虑在第二条规则中进一步完善WOTUS的定义，该规则将考虑到更多的利益攸关方参与和实施考虑、科学发展和环境正义价值观。这些机构打算在2023年底提出第二项规则，最终规则将在2024年7月公布。未来有关WOTUS定义的法规可能会导致CWA管辖权范围的扩大，我们可能面临与我们的业务相关的在湿地区域或其他WOTUS的疏浚和填充活动获得许可方面的更多成本和延误。此外，2016年6月，美国环保局发布了一项实施废水处理标准的最终规则，禁止陆上非常规石油和天然气开采设施将废水输送到公有处理厂。这种对水力压裂废物处置选择的限制以及对CWA要求的其他改变可能会导致成本增加。
最后，1990年的《石油污染法》(“OPA”)修订了CWA，确立了防止、遏制和清理进入美国水域的石油泄漏的标准。OPA要求采取措施，防止石油从陆上生产设施意外排放到美国水域。OPA和/或CWA的措施包括检查和维护计划，以最大限度地减少石油储存和运输系统的泄漏；使用二级遏制系统，以防止泄漏到达附近的水体；证明有财务责任来支付与漏油有关的环境清理和修复成本；以及制定和实施漏油预防、控制和对策(SPCC)计划，以防止和应对漏油。OPA还要求设施的所有者和运营商对因泄漏而产生的所有遏制和清理费用以及某些其他损害承担严格、连带和连带的责任。我们已根据CWA的要求制定和实施了SPCC物业计划。
皮下注射
我们进行的地下注水作业受《安全饮用水法》(“SDWA”)以及类似的州法律法规的约束。根据SDWA，环保局建立了地下注水控制(UIC)计划，该计划为管理地下注水活动的州和地方计划建立了最低计划要求。UIC计划包括对注水井活动的许可、测试、监测、记录保存和报告的要求，以及禁止含有任何污染物的液体迁移到地下饮用水来源。国家法规要求获得相关监管机构的许可才能经营地下注水井。尽管该公司监控其油井的注水过程，但注水井地下部分的任何泄漏都可能导致淡水资源退化，可能导致我们的UIC许可证被吊销、政府机构发出罚款和罚款、产生受影响资源的补救支出以及第三方要求赔偿替代水供应、财产损失和人身伤害的责任。一些州已经考虑了强制回流和产出水回收的法律。其他州也进行了研究，在某些情况下，如新墨西哥州与环境保护局合作，评估大规模回收利用产出水的可行性。如果在我们开展业务的地区采用这种法律，我们的运营成本可能会大幅增加。
此外，针对过去在地下处置井附近发生的地震事件，这些处置井用于注入石油和天然气活动产生的产出水，联邦和一些州机构正在调查这类井是否导致地震活动增加，一些州已经限制、暂停或关闭了这种处置井的使用。例如，在俄克拉荷马州，俄克拉荷马州公司委员会(“OCC”)实施了各种措施，包括采用国家科学院的“红绿灯系统”，根据该系统，该机构审查新的处置井申请是否靠近断层、该地区的地震活动以及其他因素，以确定是否应该允许、只允许有特殊限制或不允许这样的井。OCC还根据相对于这些断层的位置、地震活动和其他因素对现有油井进行评估，以评估其持续作业或有限制的作业，其中某些现有油井需要频繁甚至每日提交体积和压力报告。此外，OCC已发布规则，要求该州某些海水处理井的运营商除其他外，对此类井的深度进行机械完整性测试或进行某些演示，根据深度的不同，可能需要封堵此类井和/或减少此类井中的处置体积。作为这些措施的结果，协调中心不时制定和实施计划，要求在发生地震事件的感兴趣区域内的井限制或暂停处置井的作业，以试图减少此类事件的发生。例如，2016年2月，OCC发布了一项计划，将Aruckle地层中的处置井数量减少40%，覆盖约5281平方英里和245个向Arbacle地层注入废水的处置井。在该计划中，OCC确定了76口SandRidge运营的处置井，规定了四个阶段的减量计划，并将2016年4月30日定为遵守分级减量计划的最终日期。2016年3月，OCC减少了额外Aruckle处置井的注入量，包括我们运营的井。在2016年8月、9月和11月发生地震后，OCC和EPA进一步限制了可以在Arbacle油井中处置的处置数量，尽管这些行动不包括我们的处置井。虽然2017年诱发的地震事件普遍减少，但OCC扩大了对现有Arbacle处置井的使用限制，并对向Arbacle地层注入产出水的井的处置容量提出了新的报告要求。2018年2月，OCC制定了一项新的协议，以进一步处理较早趋势的加拿大阿纳达科盆地和翠鸟县以及俄克拉荷马州中南部石油省的地震活动，这需要采取各种行动，例如在观察到某些地震数据时暂停操作几个小时。为应对未来的地震活动关切而可能通过的这些以及类似的未来议定书可能会降低我们在相关地区的行动的生产力。
此外，堪萨斯州州长设立了由不同行政机构组成的诱发地震活动州工作队，以研究和制定解决该州地震活动的行动计划。工作队发布了一项建议的地震行动计划，呼吁加强地震监测并制定地震应对计划，2014年11月，堪萨斯州州长宣布了一项加强该州地震监测的计划。2015年3月，堪萨斯公司委员会发布了降低盐水注入率的命令(简称命令)。该命令确定了哈珀县和萨姆纳县地震高度关注的五个地区，并要求在命令发布后100天内，运营商必须将位于这五个地区之一的任何油井的海水注入量限制在每天不超过8000桶。SandRidge和其他注水井运营商被要求减少注水量，任何钻探的注水井都必须以堪萨斯公司委员会批准的方式封堵回较浅的地层。2016年8月，堪萨斯公司委员会发布了一项命令，对之前没有在命令中确定的阿巴克尔处置井的日产量设定了1.6万桶的限制。虽然自2017年以来，堪萨斯州没有就引发的地震活动担忧采取额外的监管行动，但新的海水处理井设施的许可申请面临着当地越来越多的反对。
随着政府当局考虑在发生或拟进行海水处理活动的地区发生新的和(或)过去的地震事件，对地震事件的评估以及这些事件是否或在多大程度上是由向处置井注入盐水引起的，仍在继续发展。通过任何新的法律、法规或指令，限制我们处理生产和开发活动产生的咸水的能力，无论是通过堵住处置井的深度、减少处置井中处置的盐水数量、限制处置井的位置或其他方式，还是通过要求我们关闭处置井，都可能显著增加我们管理和处置这些咸水的成本，这可能会对受影响财产的经济生活产生负面影响。此外，我们可能会发现自己受到第三方诉讼，声称在我们的作业区域发生的地震事件造成了损害。
气候变化
2009年12月，环保局公布了其调查结果，CO的排放2、甲烷和某些其他“温室气体”(“温室气体”)对公众健康和环境构成危害，因为根据美国环保署的说法，这些气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候变化。根据调查结果，环保局通过并实施了《CAA》现有条款下的法规，其中包括为某些大型固定污染源的温室气体排放建立防止显著恶化(PSD)结构和第五章运营许可要求，这些温室气体排放已经是CAA标准污染物的主要来源。为其温室气体排放获得PSD许可的设施还将被要求满足“最佳可用控制技术”标准，这些标准通常是指温室气体排放可能对我们的运营产生不利影响，并限制或推迟我们为超过温室气体排放门槛的新建或改装设施获得空气许可的能力。此外，环保局还通过了规定，要求每年报告石油和天然气生产和加工设施的温室气体排放量，以及报告收集和增压系统、油井完井和使用水力压裂的修井的温室气体排放量。
2016年6月，美国环保局敲定了减少石油和天然气行业新的、经过改造或重建的来源的甲烷排放的规则，包括根据CAA在40 C.F.R.Part 60，Subpart OOOa(“Quad Oa”)中的新来源表现标准，实施泄漏检测和修复(“LDAR”)计划，以最大限度地减少甲烷排放。2017年4月18日，环保局宣布打算重新考虑这些法规的某些方面，2017年6月，环保局提议将Quad Oa法规的某些要求暂缓两年。2018年10月，环保局提议对Quad Oa进行修订，例如改变监测油井现场逃逸排放的频率，以及改变要求专业工程师证明满足某些Quad Oa要求在技术上是不可行的。2019年9月24日，美国环保署提议对Quad Oa进行进一步修订，包括取消适用于该行业生产和加工部门来源的Quad Oa中的甲烷要求。2020年9月，美国环保局最终敲定了对Quad Oa的修正案，取消了对石油和天然气行业运输和储存部门的要求，并取消了适用于该行业生产和加工部门的甲烷特定限制等。拜登政府宣布，打算在总裁·拜登的领导下审查2020年9月的规则关于保护公众健康和环境，恢复科学以应对气候危机的行政命令。2021年6月30日，国会根据国会审查法发布了一项联合决议，反对2020年9月的规定，2021年11月15日，环保局发布了一项拟议的规则，修改Quad Oa规定，如果最终敲定，将要求减少甲烷排放，并实施逃逸排放监测和修复计划。2022年11月8日，美国环保局发布了一份关于拟议规则制定的补充通知，该通知将对2021年11月提案中没有涉及的某些污染源实施标准，修订之前提出的排放标准，并建立一个“超级排放者响应计划”，允许地方监管机构和经EPA认证的第三方在检测到所谓的“超级排放事件”时向受监管设施的所有者和运营商发出通知。预计环保局将在2023年底敲定规则制定。这些规则及其未来的修订可能会继续要求石油和天然气运营商花费大量资金。
此外，2016年11月，美国内政部土地管理局(BLM)发布了最终规则，以减少在联邦土地上石油和天然气作业期间因泄气、燃烧和泄漏而产生的甲烷排放，这些规则与EPA的Quad Oa要求基本相似。然而，2017年12月，BLM发布了一项最终规则，将2016年11月最终规则中包含的某些要求暂停或推迟到2019年1月17日，包括与油气生产活动的排气、燃烧和泄漏有关的要求。此外，2018年9月，BLM发布了修订或废除2016年规则某些条款的最终规则，该规则于2018年11月27日生效。2016年和2018年的规则都在联邦法院受到了挑战。2020年7月21日，怀俄明州一家联邦法院撤销了2016年的几乎所有规则，包括所有与通过通风、燃烧和泄漏而损失天然气有关的条款，2020年7月15日，加利福尼亚州一家联邦法院撤销了2018年的规则。作为这些决定的结果，1979年关于在联邦土地上排放、燃烧和损失生产的规定已经恢复。2022年11月28日，BLM宣布了一项新的拟议规则，规范与联邦和部落土地上的石油和天然气生产相关的甲烷排放。如果最终敲定，拟议的规则将需要各种技术升级，施加与燃烧相关的限制，并需要激光雷达计划。最终规则预计将在今年晚些时候宣布。值得注意的是，截至2022年12月31日，我们运营的几个州已经通过了规则，要求新来源和现有来源的运营商开发和实施激光雷达计划，并在某些设备上安装设备，以捕获95%的甲烷排放。我们有必要的设备(用于激光雷达检查的污染控制设备和光学气体成像设备) 和人员 接受培训以协助执行检查和报告要求，以保持遵守这些规则。
此外，一些州和地区的努力旨在通过总量管制和交易计划来跟踪和/或减少温室气体排放，这些计划通常要求主要温室气体排放源获得并交出排放限额，以换取排放这些温室气体。在国际层面上，美国是2015年12月在法国巴黎达成国际气候变化协议的近200个国家之一，该协议呼吁各国设定自己的温室气体排放目标，并对每个国家将用来实现其温室气体排放目标的措施保持透明。然而，《巴黎协定》并未对美国施加任何具有约束力的义务。2017年6月，美国宣布退出2020年11月4日生效的《巴黎协定》。自2021年2月19日起，美国重新加入《巴黎协定》。此外，一些州和地方政府在执行政策和法规时仍然致力于《巴黎协定》的原则。目前还不可能预测美国可能如何或何时根据《巴黎协定》对温室气体施加限制。第117届国会之前提出了几项立法，包括《2021年气候紧急状态法》，该法案将指示总裁宣布与气候变化有关的全国紧急状态，并确保联邦政府投资于缓解和减少温室气体排放的项目。任何对我们的设备和业务施加报告义务或限制温室气体排放的法律或法规的通过和实施，可能需要额外的支出来减少与其业务相关的温室气体排放，或者可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响，从而可能对我们的收入产生重大不利影响，并可能产生降低我们储量价值的潜在影响。
最近，担心气候变化潜在影响的活动人士将注意力转向化石燃料能源公司的资金来源，这导致某些金融机构、基金和其他资本来源限制或取消了它们对石油和天然气活动的投资。最终，这可能会使为勘探和生产活动获得资金变得更加困难，或者增加此类资金的成本。尽管存在与气候变化相关的潜在风险，但国际能源署估计，全球能源需求将继续上升，直到2040年之后才会达到峰值，在此期间，石油和天然气将继续在全球能源消耗中占据相当大的比例。
最后，如果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、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重性增加，此类事件可能会对公司产生重大不利影响，并可能使公司受到进一步监管。
濒危或受威胁物种
联邦濒危物种法(“欧空局”)限制可能影响濒危或受威胁物种或其栖息地的活动，除非事先获得附带许可并实施缓解措施。联邦候鸟条约法案为候鸟提供了类似的保护，白头鹰和金鹰保护法为白头鹰和金鹰提供了类似的保护。虽然遵守欧空局的规定并未对我们在已知存在受威胁或濒危物种或其栖息地的地区的勘探、开发和生产业务产生不利影响，但这可能需要我们增加实施缓解或保护措施的成本，还可能推迟、限制或阻止在这些地区或某些季节(如繁殖和筑巢季节)进行钻探活动。此外，我们的某些联邦和州租约可能包含要求我们采取措施保护某些物种的规定。
在我们经营的地区将以前未受保护的物种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产生的成本增加，或者可能导致我们的勘探和生产活动受到限制，从而可能对我们开发和生产储量的能力产生不利影响。关键的栖息地指定可能导致对联邦和私人土地使用的进一步实质性限制，并可能推迟或禁止土地获取或开发。
员工健康与安全
我们的运营受到多项联邦和州法律法规的约束，包括联邦职业安全与健康法案(“OSHA”)和类似的州法规，其目的是保护工人的健康和安全。此外，OSHA危险通信标准要求我们维护有关在我们的操作中使用或生产的危险材料的信息，并将该信息提供给员工和各种实体。根据联邦应急规划和社区知情权法案，储存符合OSHA危险通信标准的临界量化学品的设施必须在每年3月1日之前向州和地方当局提交有关这些化学品的信息，以促进应急规划和响应。这些信息通常向员工、州和地方政府当局以及公众开放。我们不认为遵守与工人健康和安全相关的适用法律和法规会对我们的业务和运营结果产生实质性的不利影响。
国家和其他法规
我们活动所在的州，以及一些市镇和美洲土著部落地区，管理以下部分或全部活动：石油和天然气的钻探、生产和收集，包括有关钻探许可证、油井的位置、间距和密度、利益的统一和汇集、油井的钻井、套管和设备的方法、保护淡水来源、有序开发石油和天然气的共同供应来源、油井的作业、允许的生产速度、石油和天然气作业中使用淡水、海水注入和处置作业等方面的要求，这些措施包括封堵和废弃油井和恢复地面性质，防止浪费石油和天然气资源，保护石油和天然气所有者的相关权利，以及在必要时避免不公平、不公正或歧视性的服务，以及收集天然气的费用、条款和条件。这些规定可能会影响我们油井的数量和位置，以及我们油井可能生产的石油和天然气数量，并增加我们的运营成本。此外，获得或续签在美洲原住民土地上运营的许可证和其他批准可能需要大量时间，并可能导致我们的运营成本增加或延误。
水力压裂
水力压裂是石油和天然气行业的一种做法，用于刺激低渗透率地下岩层生产天然气和/或石油。通过使用水力压裂，结合复杂的钻井，可以从我们的某些石油和天然气属性中开采石油和天然气。水力压裂通常由国家石油和天然气委员会监管，涉及在压力下向地层中注入水、沙子和化学物质，以压裂围岩并刺激生产。然而，几个联邦机构已经声称，联邦政府对水力压裂过程的某些方面拥有监管权力。例如，环保局在2014年2月发布了关于在压裂作业中使用柴油的许可指南；如上所述，根据CAA发布了针对石油和天然气行业的Quad Oa法规；2016年6月根据CWA发布了最终的出水限制指南，规定页岩天然气开采作业的废水在排放到公有处理厂之前必须满足要求。环保局还在2014年发布了根据《有毒物质控制法》(TSCA)拟议的规则制定的预先通知，内容涉及水力压裂中使用的化学物质和混合物的报告，但到目前为止，尚未采取进一步行动。另外，BLM在2015年3月发布了一项最终规则，为在联邦和印度土地上进行水力压裂建立了新的或更严格的标准。美国怀俄明州地区法院于2016年6月推翻了这一规定。2016年6月的裁决由BLM向美国第十巡回上诉法院提出上诉。然而，在发布了一项总统行政命令以审查与能源行业相关的规则后，2017年7月，BLM公布了一项拟议的规则，以废除2015年的最终规则。2017年9月，第十巡回法院发布了一项裁决，撤销怀俄明州初审法院的裁决，并鉴于BLM拟议的规则制定，驳回了挑战2015年规则的诉讼。2017年12月，BLM发布了一项最终规则，废除了2015年的水力压裂规则。
国会不时考虑立法，规定水力压裂的联邦法规，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品，但目前，与水力压裂相关的联邦立法似乎不确定。在州一级，包括俄克拉何马州和堪萨斯州在内的一些州已经通过了法律要求，其他州正在考虑采用，这些法律要求可能会对水力压裂活动施加更严格的许可、披露、操作或油井建设要求，或者完全禁止水力压裂。地方政府还可寻求在其管辖范围内通过法令，管理一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。如果在地方、州或联邦各级通过新的法律或法规，大幅限制水力压裂，我们的压裂活动可能会受到额外的许可和财务保证要求、更严格的施工要求、更多的报告或封堵和放弃要求或操作限制，以及相关的许可延迟和潜在的成本增加。这些延迟或额外成本可能会对确定油井是否在商业上可行产生不利影响，并可能导致我们产生大量合规成本。对水力压裂的限制也可能减少我们最终能够以商业数量生产的石油和天然气的数量。
除了维护监管权威外，某些政府机构还进行了审查，重点关注与水力压裂实践相关的环境问题。例如，环保局发布了最终报告，石油和天然气的水力压裂：水力压裂水循环对美国饮用水资源的影响，关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响，2016年12月。美国环保署的报告得出结论认为，与水力压裂有关的“水循环”活动在“某些情况下”可能会影响饮用水水源，并指出下列水力压裂水循环活动和局部或区域尺度的因素比其他因素更有可能造成更频繁或更严重的影响：在可用水较少的时间或地区因压裂而抽水；在压裂液、化学品或产出水的管理过程中发生地表泄漏；向机械完整性不足的井中注入压裂液；将压裂液直接注入地下水资源；将未经充分处理的压裂废水排放到地表水；以及在无衬里的坑中处置或储存压裂废水。由于该报告没有发现水力压裂本身与地下水资源污染之间的直接联系，这份长达数年的研究报告似乎没有为联邦一级进一步监管水力压裂提供任何依据。
我们勤奋地审查最佳实践和行业标准，并遵守保护饮用水水源的所有法规要求。保护措施包括但不限于，在饮用水水源上设置多根保护管柱，并将这些管子从深度固定到地面，持续实时监测水力压裂过程，并在饮用水水源以下深度经认证的处置井中处置所有非商业生产的流体。我们不知道与我们的水力压裂活动有关的任何事件、传票或诉讼涉及材料环境问题。
石油和天然气行业的其他监管规定
石油和天然气行业受到众多联邦、州、地方和地区当局以及美洲原住民部落的广泛监管。影响石油和天然气行业的立法正在不断地接受修订或扩大，这往往会增加监管负担。此外，联邦和州的许多部门和机构以及美洲原住民部落都有权发布影响石油和天然气行业及其个别成员的规则和条例，其中一些规则和条例对不遵守规定的行为处以重罚。尽管石油和天然气行业的监管负担增加了公司的经营成本，从而影响了公司的盈利能力，但这些负担对公司的影响通常不会有任何不同，也不会比该行业中其他具有类似类型、数量和生产地点的公司受到的影响更大或更小。
石油、天然气和天然气的价格目前不受监管，按市场价格制造。尽管石油、天然气和天然气价格目前不受监管，但国会历史上一直活跃在石油和天然气监管领域。我们无法预测是否会提出监管石油、天然气和天然气价格的新立法，国会或各州立法机构实际上可能会通过哪些提案，以及这些提案可能对我们的运营产生什么影响。
钻井和生产
我们的业务在联邦、州、地方和美洲原住民部落层面上受到各种类型的监管，包括钻探油井、钻探债券和有关运营的报告需要许可证。我们经营业务的大多数州以及一些县、市和美洲原住民部落地区管理以下一项或多项活动：
•油井的位置；
•钻井和套管井的方法；
•施工或钻探活动的时间安排；
•生产率，或“允许的”；
•使用地表水或地下水；
•在地面上使用和恢复钻井所依据的属性；
•封井和弃井；
•向地面所有者和其他第三方发出的通知。
州法律规定了钻井和间隔单位或按比例分配单位的大小和形状，这些单位管理着石油和天然气资产的汇集。一些州允许强制合并或整合土地，以促进勘探，而另一些州则依赖自愿合并土地和租赁。在某些情况下，强制合用或单位化可能由第三方实施，可能会降低我们对单位化物业的兴趣。此外，州保护法规定了油井和天然气井的最高产量，一般禁止天然气的排放或燃烧，并对产量的可估计性提出了要求。这些法律和法规可能会限制我们可以从油井中生产的石油和天然气的数量，或者限制我们可以钻探的油井数量或地点。此外，每个州通常对其管辖范围内的石油、天然气和天然气的生产和销售征收生产税或遣散税。
堪萨斯州和俄克拉何马州的州机构对运营商提出了财务担保要求。军团和其他许多州和地方当局也有关于封堵和废弃、退役和场地修复的规定。
天然气销售和运输
运输的可获得性、条件和成本对石油和天然气的销售有很大影响。石油和天然气的州际运输和转售受联邦监管，包括州际运输、储存和各种其他事项的条款、条件和费率的监管，主要由联邦能源管理委员会(FERC)监管。联邦和州的法规管理着石油和天然气管道运输的价格和条款。FERC对州际石油和天然气运输的规定在某些情况下也可能影响石油和天然气的州内运输。
从历史上看，联邦立法和监管控制影响了我们生产的天然气的价格和我们销售产品的方式。根据1938年的《天然气法》(下称《天然气法》)和1978年的《天然气政策法》，FERC对天然气公司在州际商业中运输和转售天然气拥有管辖权。自1978年以来颁布的各种联邦法律已经取消了对首次销售的国内天然气销售的所有价格和非价格控制，其中包括我们自己生产的所有销售。根据2005年《能源政策法》(《2005年能源政策法》)，联邦能源管制委员会有权禁止操纵天然气市场，并执行其规则和命令，包括有权对每一次违规行为评估每天超过100万美元的巨额民事罚款，并交出与任何违规行为相关的利润。虽然我们的系统没有受到作为NGA下的天然气公司的FERC的监管，但我们必须报告批发购买或销售的天然气总量，只要此类交易利用、有助于或可能有助于价格指数的形成。此外，国会可能会制定立法或FERC可能会通过法规，可能会对我们某些原本不在FERC管辖范围内的设施进行进一步的监管。如果未来不遵守这些规定，我们可能会承担民事处罚责任。
商品期货交易委员会(“CFTC”)也有权监管实物和期货能源商品市场的某些部分，包括石油和天然气。因此，对于天然气和其他能源商品的实物买卖，以及我们进行的任何相关对冲活动，我们必须遵守FERC和/或CFTC执行的反市场操纵法律和相关法规。商品期货交易委员会还拥有很大的执法权，包括有能力评估每次违规行为每天超过100万美元的民事罚款。
FERC还监管州际天然气运输费率和服务条件，并确定我们可以使用州际天然气管道能力的条款，这会影响我们生产的天然气的营销，以及我们因销售天然气和释放天然气管道能力而获得的收入。从1985年开始，FERC颁布了一系列命令、法规和规则制定，极大地促进了天然气运输和营销业务的竞争。目前，州际管道公司被要求提供非歧视性的
向生产商、营销者和其他托运人提供运输服务，无论这些托运人是否隶属于州际管道公司。FERC的举措促进了天然气采购和销售市场的竞争和开放，允许所有天然气购买者直接从管道以外的第三方卖家那里购买天然气。然而，天然气行业历来受到非常严格的监管；因此，FERC和国会目前推行的不那么严格的监管方法可能不会无限期地持续到未来。本公司无法确定未来的监管变化可能对本公司的天然气相关活动产生什么影响(如果有的话)。
根据FERC目前的监管制度，传输服务必须在开放、非歧视性的基础上以基于成本的费率或以市场为基础的费率提供，如果所讨论的运输市场具有足够的竞争。收集服务发生在管辖传输服务的上游，由各州在岸上和州内水域管理。尽管FERC的政策仍在变化，但在过去，FERC已将某些辖区内的传输设施重新归类为非辖区内的收集设施，这有增加我们将天然气运输到销售点地点的成本的趋势。
石油和天然气销售和运输费率
石油和天然气的销售价格目前不受监管，按市场价格制定。然而，我们对这些商品的销售必须遵守联邦贸易委员会(“FTC”)发布的法律和法规，禁止石油批发市场中的操纵或欺诈行为。根据这些规定，联邦贸易委员会拥有相当大的执法权，包括有权评估每次违规行为每天超过100万美元的民事罚款。如上所述，我们对这些商品的销售和任何相关的对冲活动也受到CFTC的监督。
我们从销售这些产品中获得的价格可能会受到产品进入市场的运输成本的影响。我们的一些石油、天然气和天然气运输是通过州际公共运输管道进行的。自1995年1月1日起生效，联邦能源管制委员会实施的条例普遍扩大了以前批准的所有州际运输费率，并为这些费率建立了一个指数制度，根据这些制度每年根据通货膨胀率进行调整，但须受某些条件和限制。FERC对原油和天然气液体运输费率的监管可能会增加通过州际管道运输原油和天然气液体的成本，尽管每年的调整可能会导致特定年份的费率下降。每五年，FERC必须审查适用指数的年度变化与输油管道行业经历的实际成本变化之间的关系。我们目前无法预测这些法规或FERC程序(如果有的话)对我们原油生产业务的原油生产相关运输成本的影响。
人力资本
截至2023年3月8日和2022年12月31日，我们拥有102名全职员工，其中包括87名现场员工和15名公司员工。截至2021年12月31日，我们有101名全职员工，其中包括85名现场员工和16名公司员工。
健康、安全和环境
我们的员工是我们在健康、安全和环境(HSE)相关成果方面取得成功的关键驱动力。我们的HSE政策包括承诺提供安全和健康的工作条件，以防止工伤和健康不良，并适合组织的目的、规模和背景。作为我们HSE政策的一部分，我们的目标是识别和纠正任何对员工构成HSE风险的工作做法。公司致力于创造一个可持续的环境，并为健康、安全和环境实施过程改进。我们评估我们的流程，以确保我们的保护计划和工作实践将这些风险降至最低。此外，我们定期评估我们的HSE流程、系统、设备和其他因素，以确保它们与我们对降低风险的关注保持一致，并使我们更接近零事故。
在2022年期间，我们的经验和对工作场所安全的持续关注使我们能够保持业务连续性，而不会牺牲我们在新冠肺炎疫情期间确保同事和工作场所访客安全的承诺。
项目1A.风险因素
投资我们的普通股涉及一定的风险。如果以下任何关键风险演变为实际事件，可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。在任何这样的情况下，以及在下文描述的其他情况下，我们证券的交易价格可能会下跌，您可能会损失部分或全部投资。
风险因素摘要
以下是可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响的重大风险因素的摘要：
•与石油和天然气行业及我们的业务相关的风险
◦由于一些我们无法控制的因素，石油、天然气和天然气价格波动很大。
◦钻探和生产石油和天然气是具有许多不确定性的高风险活动。
◦市场条件或运营障碍可能会阻碍我们进入石油、天然气和天然气市场，或延误生产
◦金融不景气可能会对我们的业务、运营结果、财务状况、现金流和获得资本的途径产生负面影响
◦未来的钻探活动面临很大的不确定性
◦我们的某些未开发面积的租约将在未来几年到期，除非我们在包含这些面积的单位上建立生产，或者我们续签租约。
◦我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致财产损失以及我们抵消石油、天然气和天然气储量自然下降的能力。
◦未来大宗商品价格下跌可能导致我们的石油和天然气资产的资产账面价值减少
◦储备估计或基本假设出现重大错误，可能会对储备的数量和现值造成重大影响。
◦高级管理人员或技术人员的流失或我们无法雇用更多的合格人员可能会对我们的运营产生不利影响
◦我们受到诉讼，而此类诉讼的不利结果可能会对我们的财务状况产生实质性影响
◦影响伦敦银行间同业拆放利率(LIBOR)可获得性的变化可能会给我们带来尚不能合理预测的后果
◦来自我们已探明储量的未来净现金流的现值与我们估计的石油、天然气和天然气储量的当前市场价值不同。
◦在钻探之前，我们不会确切地知道石油或天然气的储量是否足以在经济上生产
◦石油、天然气和天然气的生产可能会受到自然灾害或恶劣天气的重大不利影响
◦资本市场的波动可能会对我们获得资本的能力造成不利影响，导致我们产生额外的融资费用或影响某些资产的价值。
◦我们收购的物业可能不会产生预期的结果，我们可能无法确定储备潜力、识别与物业相关的负债或获得针对卖家的保护。
◦我们所有的业务都位于中大陆地区，这使得我们很容易受到在有限数量的主要地理区域运营所带来的风险的影响
◦油井和天然气井会受到操作风险的影响，可能会造成巨大的损失，而我们可能没有足够的保险。
◦设备、服务和合格人员成本的短缺或增加可能会对我们执行发展计划的能力产生不利影响
◦石油和天然气行业的激烈竞争可能会对我们的成功能力产生不利影响
◦地震数据可能无法准确识别石油和天然气的存在，而且使用这种技术需要更大的钻探前支出
◦通货膨胀可能会增加成本，从而对现金流和储备价值产生不利影响
◦我们第三方服务提供商的中断或延误可能会对我们的运营产生不利影响
◦复杂的法律法规可能会对我们开展业务的成本、方式或可行性产生不利影响，或使我们承担重大责任。
◦如果我们未能遵守FERC、CFTC、FTC或其他监管机构的所有适用法规、规则、法规和命令，我们可能会受到重罚和罚款
◦我们的运营受到环境和职业安全与健康法律法规的约束，这些法律法规可能会对运营的成本、方式或可行性产生不利影响
◦与水力压裂相关的立法或监管举措可能会导致成本增加和额外的操作限制或延误，并对我们的生产造成不利影响
◦与地震活动有关的立法或监管举措可能会限制我们经济地生产石油和天然气的能力
◦限制温室气体排放的气候变化法律和法规可能导致运营成本增加，对我们生产的石油和天然气的需求减少
◦我们未能维持足够的财务报告内部控制系统，可能会对我们准确报告业绩的能力产生不利影响。
◦我们的衍生品活动可能导致财务损失，并受到新的衍生品立法和监管的约束，这可能会对我们对冲与我们业务相关的风险的能力造成不利影响。
◦网络攻击或电信或IT系统中的其他故障可能会导致信息被盗、数据损坏和业务运营严重中断
◦恐怖活动或武装冲突的影响可能会损害我们的业务
◦保护措施和技术进步可能会减少对石油和天然气的需求
◦我们无法控制的事件，包括传染病的流行或爆发，如新冠肺炎，可能会对我们的业务造成实质性的不利影响
•与我们的NOL相关的风险
◦我们使用我们的NOL的能力可能是有限的，并且我们的税收优惠保留计划可能无法阻止导致公司NOL损失的所有权变更
•与我们普通股相关的风险
◦我们已经通过了一项税收优惠保护计划，这可能会阻止企业收购
◦我们章程文件中的反收购条款可能会使收购我们变得更加困难，即使这样的收购可能对我们的股东有利
有关与我们相关的重大风险因素的更完整讨论，请参见下文。
•与石油和天然气行业及我们的业务相关的风险
由于许多我们无法控制的因素，石油、天然气和天然气价格波动很大。石油、天然气或天然气价格的下降对我们的财务状况和经营业绩产生了重大影响。
我们的收入、盈利能力和现金流高度依赖于我们通过出售石油、天然气和天然气实现的价格。从历史上看，这些大宗商品的市场波动很大。石油、天然气和天然气的价格可能会快速波动，并随着各种我们无法控制的因素而大幅波动。这些因素包括：
•区域、国内和国外对石油、天然气和天然气的供需变化，以及对石油、天然气和天然气总体供需的看法；
•外国进口商品的价格和数量；
•来自美国的出口额；
•美国和世界范围内的政治和经济状况，包括武装冲突和相关制裁；
•全球和美国的库存和储备水平；
•天气状况和季节趋势；
•石油、天然气和天然气、替代燃料和其他商品的预期未来价格；
•影响能源消费和能源供应的技术进步；
•管道基础设施、处理、运输和炼油能力的接近程度、能力、成本和可用性；
•自然灾害和其他非常事件；
•国内外政府法规和税收；
•节能环保措施；
•替代燃料和能源的价格和可获得性；
•美元对其他货币的强弱；
•通货膨胀和以及时或具有成本效益的方式获得关键材料、设备或服务的能力；以及
•美国和国际能源行业的资本可获得性或对冲水平。
这些因素以及能源市场的波动性--我们预计这些因素将持续下去--使得预测未来石油、天然气和天然气价格走势变得极其困难。石油方面，从2018年1月到2022年12月，纽约商品交易所西德克萨斯中质油(WTI)的结算价格在每桶123.64美元的高位和每桶36.98美元的低位之间波动。对于天然气，从2018年1月到2022年12月，NYMEX Henry Hub月底结算价格在每立方米24.74美元的高点和1.38美元的低点之间波动。此外，由于冬季取暖用天然气的需求增加，冬季天然气的市场价格普遍高于一年中的其他月份。对于NGL，从2018年1月到2022年12月，价格表现出类似的波动。
钻探和生产石油和天然气是高风险活动，具有许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。
如果干井被钻探，如果生产井不能产生足够的收入来返还利润，石油和天然气的钻探可能无利可图。此外，即使存在足够数量的石油或天然气，我们也可能会损害潜在的含油气地层，或者在钻井或完井时遇到机械故障，导致油井减产或废弃。开发物业的决定在一定程度上取决于对通过地球物理和地质分析、生产数据和工程研究获得的数据的评估，这些数据的结果往往是不确定的或受到不同解释的影响。在钻井开始之前，钻井、完井和操作油井的估计成本是不确定的。预算支出超支是常见的风险，可能会使特定项目变得不经济。此外，我们的钻井和生产作业可能会因各种因素而被削减、推迟或取消，其中包括以下因素：
•降低石油、天然气和天然气价格；
•因遵守包括许可在内的管理要求而造成的延误；
•异常或意想不到的地质构造和误判；
•缺乏或延迟获得设备和合格人员；
•水力压裂作业所需的水和砂短缺或延误；
•设备故障、故障或事故；
•缺乏可用的集流或中游设施，或集流或中游设施建设延误；
•缺乏相互连接输电管道的可用能力；
•缺乏足够的电力基础设施和水处理能力；
•意外的作业事件和钻井条件；
•管子或水泥失效和套管坍塌；
•压力、火灾、井喷和爆炸；
•钻井工具和维修工具遗失或损坏；
•钻井液漏失；
•石油、天然气、盐水、水或钻井液不受控制的流动；
•自然灾害；
•环境危害，如石油泄漏和天然气泄漏、管道或储罐破裂，遇到自然产生的放射性物质，以及未经授权向地面和地下环境排放盐水、油井增产和完井液、有毒气体或其他污染物；
•水力压裂所用的设备、人工或其他服务或水的成本高、短缺或交货延迟；
•遵守环境和其他政府要求；
•恶劣天气条件，如极端寒冷、酷热或少雨引起的火灾，以及严重的风暴、龙卷风或飓风；
•石油和天然气产权问题；
•石油、天然气和天然气的市场和中游限制；
•意外的地下条件；
•缺乏合格的劳动力；
•碳氢化合物含量不足；以及
•低压力、现有油井的枯竭、亲子效应或其他可能降低储量最终采收率的情况。
其中某些风险可能造成重大损失，包括人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、环境污染或油井损失以及监管罚款或处罚。
市场条件或运营障碍可能会阻碍我们进入石油、天然气和天然气市场，或者推迟石油、天然气和天然气的生产。
市场状况或缺乏令人满意的石油和天然气运输安排可能会阻碍我们进入石油、天然气和天然气市场，或推迟石油、天然气和天然气的生产。我们的石油、天然气和天然气生产是否有现成的市场取决于许多因素，包括石油、天然气和天然气的供求情况，以及储备是否靠近管道和终端设施。我们销售产品的能力在很大程度上取决于石油、天然气和天然气的收集系统、管道和处理设施以及与碳氢化合物一起产生的水的收集系统、处理设施和处置井的可用性和能力。我们未能在未来以可接受的条件获得此类服务，或未能扩大我们的中游资产，可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。我们可能被要求关闭油井，因为缺乏市场，或者因为天然气管道、收集系统能力、处理设施或处置井的使用可能有限或不可用。在做出向市场交付产品的生产安排之前，我们将无法从任何关闭的油井中实现收入。
金融低迷可能会对我们的业务、运营结果、财务状况、现金流和获得资本的机会产生负面影响。
国内外经济增长率的实际或预期下降，地区或全球关税或其他贸易限制的增加，影响美国或全球金融体系和市场的动荡，以及由包括新冠肺炎在内的各种因素导致的地区或全球经济严重收缩，都可能对我们的业务和财务状况产生重大影响，并通过加剧全球大宗商品需求的实际或预期未来下降来影响我们的运营或收购，从而对我们的石油和天然气生产价格产生负面影响。不利的经济状况也可能对我们的贸易应收账款的可收回性或我们的供应商和供应商的业绩产生不利影响。所有上述情况都可能对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流产生不利影响。
未来的钻探活动面临很大的不确定性。
我们在现有土地上钻探和开发油井的能力取决于许多不确定因素，包括石油、天然气和天然气价格、合格劳动力的可用性、资本的可用性和成本、钻井和生产成本、钻井服务和设备的可用性、钻井结果、租约到期、集输和中游系统及管道运输的限制、水源供应和分配系统的可获得性、监管批准和其他因素。由于这些不确定的因素，我们不知道某些地点是否会被钻探，或者我们是否能够从任何潜在的地点生产天然气或石油。
我们的某些未开发面积的租约将在未来几年到期，除非在包含这些英亩的单位上建立生产，或者我们续签租约。
我们的部分土地是未开发的，除非我们行使合同权利延长或续订租约条款，或我们在到期前通过支付数量来建立生产，否则租约将到期。我们通过支付数量或续签即将到期的租约来建立生产的能力是基于各种可能超出我们控制范围的因素，例如资金、设备、服务和人员的可用性和成本；以商业上有利的条款或完全没有商业利益的条款续签租约的能力；石油和天然气的市场价格；钻井成本和结果；以及生产成本等因素。续签这样的租约可能会导致我们产生额外的成本。如果我们无法在支付数量或续签此类租约方面建立生产，这些租约将到期，我们将失去参与主题租约开发的权利，这可能会对我们的经营业绩产生不利影响。截至2022年12月31日，我们总共持有约365,000英亩净英亩(包括已开发和未开发的净英亩)，其中27,011净王牌未开发。在我们未开发的土地中，只有不到5%的土地在主要期限结束时到期。有关我们已开发和未开发面积的更多信息，请参阅“项目1.商业已开发和未开发面积”一节。
我们的开发业务或获得石油和天然气资产和储备的能力需要大量资本。除了我们的现金资产外，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们失去抵消石油、天然气和天然气储量自然下降的能力，这将对我们的业务、财务状况和运营业绩产生不利影响。
石油和天然气行业是资本密集型行业。我们未来的石油、天然气和天然气储量和产量，以及我们的现金流和收入，高度依赖于我们能否有效地开发和利用我们目前估计的已探明储量，并找到或获得更多经济上可开采的储量。我们在收购、开发和生产石油、天然气和天然气储备的业务和运营中投入了大量资本支出。从历史上看，我们主要通过运营产生的现金、信贷贷款借款和资产出售收益来为资本支出提供资金。特别是，截至2022年和2021年12月31日的年度，运营现金流分别为1.647亿美元和1.103亿美元。
我们历史上进入的资本市场最近一直受到限制，可能会继续受到限制，以至于债务或股权融资实际上是不可行的。如果无法进入债务和股权资本市场，我们可能无法实施我们的发展计划或以其他方式执行我们的业务战略。我们来自运营的现金流和获得资本的机会受到许多变量的影响，包括：
•石油、天然气和天然气的销售价格；
•我们的探明储量；
•我们现有油井能够生产的石油、天然气和天然气的水平；
•我们获得、寻找和生产新储量的能力；以及
•我们的资本和运营成本。
此外，我们可能无法以可接受的成本开发、寻找或取得额外储量，以取代我们目前和未来的生产，这可能对我们的业务、财务状况、获得资本的机会和经营结果产生不利影响。
全球金融和资本市场的中断也可能对我们以有利条件获得债务或股权融资的能力产生不利影响，或者根本不影响。未能获得额外融资可能导致我们与开发前景相关的业务减少，进而可能导致财产损失和石油、天然气和天然气储量的下降。
未来价格下跌可能会导致我们石油和天然气资产的资产账面价值减少。
我们使用全成本法来核算与我们的石油和天然气资产相关的成本。在这种会计方法下，生产性和非生产性财产的所有成本都按生产单位法在财产的估计寿命内进行资本化和摊销。然而，可以作为资本化资产列账的这些成本的金额受到上限的限制，该上限将此类汇集成本限制为已探明资产的已探明石油、天然气和天然气储量未来净收入的现值加未探明资产成本的总和，折现率为10%。全部成本上限在每个季度末使用美国证券交易委员会价格进行评估，并根据被视为现金流对冲的衍生品的影响(如果有)进行了调整。本公司未确认截至2022年或2021年12月31日止年度的任何全额成本上限减值费用。从出现之日到2022年12月31日，累计完全成本上限减值总额为9.471亿美元。如果石油、天然气和天然气价格在
短期内，在没有其他缓解情况的情况下，我们可能会遇到未来净收入的额外损失，包括因无法以较低价格经济地生产数量而造成的损失，这可能会导致我们对石油和天然气资产的资本化成本以及未来收益的非现金费用进行额外的减记。未来此类减记和非现金费用的金额可能会很大。
我们估计的储量是基于许多可能会被证明是不同的假设。这些储备估计或基本假设中的任何重大错误，都可能对储备的数量和现值产生重大影响。我们目前对储量的估计可能会在未来发生变化，可能会有实质性的变化。
估计石油、天然气和天然气储量的过程复杂且本质上不准确，需要对现有技术数据和许多假设进行解释，包括与生产率和经济因素有关的假设，如历史石油和天然气价格、钻井和运营费用、资本支出、政府监管的假设效果和可用于开发支出的资金。这些解释或假设中的错误可能会对我们储备的估计数量和现值产生重大影响。有关我们的石油、天然气和天然气储量的信息，请参阅本报告第1项中的“业务--主要业务运营”。
未来的实际产量、石油、天然气和天然气的价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可采石油、天然气和天然气储量的数量将会有所不同，可能与我们在本报告中显示的估计大不相同，这反过来可能会对我们的资产价值产生负面影响。此外，未来我们将不时调整对已探明储量的估计，可能是物质储量，以反映生产历史、勘探和开发结果、石油、天然气和天然气价格的变化以及其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。
吸引和留住关键人员的能力对我们业务的成功至关重要，高级管理人员或技术人员的流失或我们无法招聘更多合格人员可能会对我们的运营产生不利影响。
我们业务的成功取决于关键人员，包括高级管理人员和技术人员。鉴于目前业务面临的不确定因素，以及我们可能对组织结构进行调整以适应不断变化的情况，吸引和留住这些关键人员的能力可能很难实现。从历史上看，人才市场一直是竞争激烈的，我们预计它将继续激烈竞争。我们不能保证我们将成功地吸引或留住这些人员。我们可能需要进行保留或其他安排，这些安排的维护成本可能很高。如果高管、经理或其他关键人员辞职、退休或被解雇，或者他们的服务因其他原因中断，我们可能无法及时更换他们，我们可能会经历生产率或效率的大幅下降。
我们受到诉讼的影响，此类诉讼的不利结果可能会对我们的财务状况产生实质性影响。
我们是，也可能不时成为诉讼和各种法律程序的对象，包括股东派生诉讼、集体诉讼和其他事项，涉及对大量资金或其他救济的索赔，或可能需要改变我们的业务或运营。请参阅第3项。“法律诉讼”，了解更多信息。
影响伦敦银行间同业拆放利率(LIBOR)可获得性的变化可能会给我们带来尚无法合理预测的后果。
伦敦银行间同业拆借利率基准一直是国家、国际和其他监管指导和改革建议的主题。2017年7月，英国金融市场行为监管局(负责监管LIBOR的机构)宣布，打算在2021年后停止强制银行提交计算LIBOR的利率。2021年3月，伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)的管理人洲际交易所基准管理局(ICE Benchmark Administration)在2021年12月31日后停止发布一周和两个月期限的美元LIBOR，并确认打算在2023年6月30日后停止所有剩余的美元LIBOR期限。同时，英国金融市场行为监管局宣布自该日起停止或丧失美元LIBOR期限的代表性。另类参考利率委员会是由美国联邦储备委员会和纽约联邦储备银行召集的一个由市场参与者组成的小组，该委员会建议以有担保隔夜融资利率(SOFR)作为其建议的替代基准利率，以取代美元LIBOR。隔夜融资利率是根据美国国债支持的回购协议计算的。目前尚不清楚SOFR或其他替代参考利率能否或何时取代伦敦银行同业拆借利率获得市场吸引力。这些改革可能会导致LIBOR的表现与过去有所不同，2023年6月30日之后LIBOR将不复存在。在LIBOR停止后，替代基准利率将取代LIBOR，并可能影响我们的债务证券、债务偿付和收入。目前，无法预测伦敦银行间同业拆借利率的任何变化、逐步取消伦敦银行间同业拆借利率或建立替代基准利率的影响。任何新的基准利率都可能不会完全复制LIBOR，这可能会影响我们在2023年6月30日后终止的合同。对于适用的法律和法院将如何解决以可变利率零售贷款合约和其他不包括替代利率回落条款的合约的替代利率取代LIBOR的问题，存在不确定性。此外，基准利率的任何变化都可能对我们的资金成本和我们进入资本市场的机会产生不确定的影响，这可能会影响我们的运营业绩和现金流。这种潜在变化的性质的不确定性也可能对我们证券的交易市场造成不利影响。从伦敦银行同业拆借利率过渡到完全影响仍不确定。
根据美国证券交易委员会准则计算的已探明储量的未来现金流量净值 与我们估计的石油、天然气和天然气储量的当前市场价值不同。
我们根据美国证券交易委员会规则和法规的要求，基于12个月平均指数价格和成本来估计来自我们已探明储量的贴现未来净现金流量。我们的石油和天然气资产未来的实际净现金流将受到我们收到的石油、天然气和NGL的实际价格以及其他因素的影响，例如：
•实际开发成本和生产支出；
•实际生产的数量和时间；
•石油、天然气和天然气的供需情况；
•政府监管或税收方面的变化。
我们生产的时间以及与石油和天然气资产的开发和生产相关的费用的发生时间将影响已探明储量的实际未来现金流量净额的时间安排，从而影响其实际现值。此外，我们在计算贴现未来净现金流量时使用10%的折现率，这可能不是基于不时生效的利率和与本公司或石油和天然气行业总体相关的风险而得出的最合适的折现率。
在钻探之前，我们不会确切地知道石油或天然气的储量是否足以在经济上生产。
钻井、完井和运营任何一口油井的成本往往都是不确定的，新油井可能无法生产，或者可能比预期更快地遭受产量下降的影响。使用地震数据和其他技术，以及对同一地区的生产油田进行研究，不能使我们在钻探之前确定是否存在石油或天然气，或者如果存在，是否存在足够数量的石油或天然气，以便在经济上可行。
石油、天然气和天然气的生产可能会受到自然灾害或恶劣天气的重大不利影响。
石油、天然气和天然气的生产可能会受到自然灾害或恶劣天气的重大不利影响。自然灾害或恶劣天气条件的影响可能包括：
•人员撤离和业务缩减；
•损坏钻机或者其他设施，致使作业暂停的；
•无法将材料运送到工地；以及
•损坏或者关闭管道和其他运输设施的。
此外，我们的水力压裂作业需要大量的水。我们开展业务的地区可能会时不时地遭遇干旱。水力压裂用水的任何获取减少，无论是由于使用限制、干旱或其他天气条件，都可能限制我们的运营，或以其他方式导致运营延误或成本增加。
我们的业务可能会受到宏观经济风险的影响。
我们的运营和业绩在很大程度上取决于全球和地区的经济状况。宏观经济状况，包括通货膨胀、增长放缓或衰退、财政和货币政策的变化、信贷收紧、利率上升、高失业率和汇率波动，都可能对我们的产品和服务的需求产生重大不利影响。此外，由于金融市场波动、负面金融消息、收入或资产价值下降、能源短缺和成本增加、劳动力成本和其他经济因素，信心和支出可能受到实质性不利影响。对我们产品和服务的需求的不利影响、全球或地区经济状况的不确定性或下降可能会对我们的运营产生重大影响。潜在影响包括金融不稳定；无法获得信贷来为运营和购买我们的产品提供资金。我们无法预测这些不同宏观经济状况的时间或规模，但它们可能会对我们的业务、运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。
资本市场可能会波动，这种波动可能会对我们获得资本的能力产生不利影响，导致我们产生额外的融资费用或影响某些资产的价值。
在某些情况下，金融市场对某些发行人的股价和信贷能力产生了下行压力，而不考虑这些发行人的潜在财务和/或经营实力。资本市场的波动会显著增加在债务和股权资本市场融资的成本。一般来说，未来市场波动和大宗商品价格持续疲软的风险可能会对我们进入资本和信贷市场或以低利率或其他有利条件获得资金的能力产生不利影响。这些因素可能会对我们的业务、运营结果或流动性产生不利影响。
不利的信贷和资本市场状况可能要求我们降低与任何衍生合约相关的资产的账面价值，以应对该等合约的交易对手不履行或增加的信用风险。如果向我们提供信贷承诺的金融机构受到美国和国际资本市场动荡状况的不利影响，它们可能无法根据对我们的信贷承诺为借款提供资金，这可能会对我们的财务状况和借款能力产生重大不利影响，如果需要的话，借款用于营运资本、资本支出和其他公司目的。
我们收购的物业可能不会产生预期的结果，我们可能无法确定储备潜力，无法确定与物业相关的负债，也无法获得针对卖家的保护。
我们对收购物业的初步技术审查必然是有限的，因为对每项收购涉及的每一项物业进行深入审查通常是不可行的。即使是对记录和物业的详细审查也不一定会揭示现有的或潜在的问题，也不会允许买家对物业足够熟悉，以充分评估其不足之处和潜力。不一定对每口井都进行检查，即使进行了检查，也不一定能观察到土壤或地下水污染等环境问题。即使发现问题，我们也可能承担与收购物业相关的某些环境和其他风险及责任，而该等风险及责任可能会对我们的经营业绩及财务状况产生重大不利影响。
我们所有的业务都位于中大陆地区，这使得我们很容易受到在有限数量的主要地理区域开展业务的相关风险的影响。
随着2021年2月剥离我们的北帕克盆地资产，我们所有的生产和储量都位于中大陆地区。这种集中度可能会使我们在这一领域面临不成比例的运营和监管风险。我们主要业务的地点相对缺乏多样化，这可能使我们面临中部大陆或石油和天然气市场的不利发展，例如，运输或处理能力限制、天气导致的减产、停电、为定期维护而关闭处理厂、监管环境的变化或其他因素。与我们的物业更加多元化相比，这些因素对我们的财务状况、运营结果和现金流的影响可能会大得多。
油井和天然气井面临作业危险，可能造成重大损失，我们可能得不到足够的保险。
石油、天然气和天然气生产及其相关活动存在各种固有的操作风险，如火灾、泄漏、爆炸、机械问题、重大设备故障、井喷、石油、天然气和天然气、水或钻井液的失控流动、套管坍塌、异常压力地层和自然灾害。发生任何此类或类似事故，暂时或永久停止我们任何物业的石油、天然气和天然气的生产和销售，都可能对我们的业务活动、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
此外，如果发生任何此类风险或类似事故，我们可能会因受伤或生命损失、财产、自然资源和设备的严重损坏或破坏、监管调查和处罚以及环境破坏和清理责任而招致重大损失。如果我们遇到这些问题中的任何一个，我们进行行动的能力可能会受到不利影响。虽然我们维持我们认为适合这些风险的保险范围，但我们的业务可能会导致超过该保险范围的负债或不在保险覆盖范围内的负债。
设备、服务和合格人员成本的短缺或增加可能会对我们在预算范围内及时执行发展计划的能力产生不利影响。
石油和天然气行业对进行实地作业的合格和经验丰富的人员、地质学家、地球物理学家、工程师和其他专业人员的需求可能波动很大，往往与石油和天然气价格相关，造成周期性短缺。此外，较高的石油和天然气价格通常会刺激需求，导致钻机、人员和相关用品、设备和服务的价格上涨。外地人员和设备短缺或价格上涨可能会严重影响我们按计划执行发展计划的能力。
石油和天然气行业的竞争非常激烈，这可能会对我们的成功能力产生不利影响。
石油和天然气行业竞争激烈，我们与许多公司竞争，这些公司比我们拥有更多的财力和其他资源。其中许多公司不仅勘探和生产石油和天然气，还在地区、国家或全球范围内开展炼油业务和销售石油和其他产品。这些公司可能会为石油和天然气的生产性资产和勘探前景支付更高的价格，或者识别、评估、竞标和购买比我们的财政或人力资源允许的更多的资产和前景。此外，在石油和天然气市场价格较低的时期，这些公司可能会有更大的能力继续勘探和开发活动。我们规模较大的竞争对手可能比我们更容易承受目前和未来联邦、州、地方和其他法律法规的负担，这将对我们的竞争地位产生不利影响。
我们使用的2-D和3-D地震数据可能会受到解释，可能无法准确识别石油和天然气的存在。此外，使用这种技术需要更大的钻井前支出，这可能对钻井作业的经济结果产生不利影响。
即使正确使用和解释，2-D和3-D地震数据和可视化技术也只是用来协助地球科学家查明地下构造和碳氢化合物指示物的工具，不能使解释人员知道这些构造中是否存在碳氢化合物。其他地质学家和石油专业人士在研究相同的地震数据时，可能会与我们的专业人员有显著不同的解释。我们的钻探活动可能在地质上并不成功或不经济，我们的总体钻探成功率或特定地区活动的钻探成功率可能不会因为使用2-D和3-D地震数据而提高。
使用2-D和3-D地震和其他先进技术需要比传统钻井策略更大的钻井前支出，我们可能会因此类支出而蒙受损失。此外，我们可能经常收集大范围的2-D和3-D地震数据，以帮助我们划定我们认为适合钻探的区域部分。因此，我们可能会选择在获取地震数据之前不获取期权或租赁权，在许多情况下，我们可能会在寻求此类地点的期权或租赁权之前识别碳氢化合物指示器。如果我们不能以可接受的条件租赁这些地点，我们将在获取和分析2-D和3-D地震数据方面投入大量支出，而没有机会从这些支出中受益。
通货膨胀可能会增加成本，从而对现金流和储备价值产生不利影响
通货膨胀会增加关键材料、设备、劳动力和其他服务的成本，从而对我们产生不利影响。此外，通胀往往伴随着更高的利率。持续的通胀压力可能会影响我们的现金流、储备价值和我们的盈利能力。此外，通胀可能会影响未来项目的经济，这可能会导致投资活动减少，以及我们抵消自然衰退的能力。
随着我们外包功能，我们变得更加依赖执行这些功能的实体。我们第三方服务提供商的中断或延迟可能会对我们的运营产生不利影响。
作为我们长期盈利增长战略的一部分，我们正在继续寻找机会，以更具成本效益的方式提供基本的商业服务。在某些情况下，这需要外包可以由外部服务提供商更有效地执行的功能或部分功能。例如，我们目前将很大一部分会计职能外包给第三方服务提供商。虽然我们相信我们在与任何外包实体签订协议之前会进行适当的调查，但一个或多个此类实体未能达到我们的业绩标准和期望，包括未能及时提供服务或以我们预期的价格提供服务，可能会对我们的运营结果或财务状况产生不利影响。例如，我们的外包实体和其他第三方服务提供商可能会由于包括新冠肺炎在内的多种因素而在向我们提供服务的能力方面遇到困难、中断、延迟或故障。为了在内部退还这些服务，我们可能会面临与寻找替代供应商或雇用新员工相关的成本增加或中断，这可能会对我们的运营成本产生重大影响。如果这些供应商未能恰当地提供其服务，同样会对我们的业务产生实质性影响。我们未来可能会外包其他功能，这将增加我们对第三方的依赖。
我们受到复杂的联邦、州、地方和其他法律法规的约束，这些法规可能会对我们的运营成本、方式或可行性产生不利影响，或使我们承担重大责任。
我们的石油和天然气的开发、生产、运输和处理作业都受到复杂和严格的法律法规的约束。为了在符合这些法律和法规的情况下开展业务，我们必须从联邦、州和地方政府当局获得和维护大量的许可、批准和证书。为了保持对这些法律法规的遵守，我们可能会产生巨额成本。由于最近美国钻井活动导致石油、天然气和流体泄漏的事件，联邦和州各级采取了各种监管举措，限制某些地点的石油和天然气钻探作业。因这些事件或其他原因引起的任何加强对石油和天然气勘探和生产的管制或暂停，或对现有法律和条例的修订或重新解释，都可能导致延误和更高的运营成本。此类成本或重大延误可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。我们还必须遵守法律法规，禁止能源市场中的欺诈和市场操纵。就我们是州际管道的托运人而言，我们必须遵守FERC批准的此类管道的关税，以及与使用州际运力相关的联邦政策。
管理石油和天然气运营的法律法规也可能影响产量水平。我们必须遵守管理保护事项的联邦和州法律和法规，包括有关石油和天然气资产的单位化或合并；确定油井的最高产量；油井的间距；以及封堵和废弃油井的规定。这些和其他法律法规可以限制我们的油井可以生产的石油和天然气的数量，限制我们可以钻探的油井数量，或者限制我们可以进行钻探作业的地点。
此外，州和联邦监管机构可能会扩大或修改适用的管道安全法律和法规，遵守这些法律和法规可能会增加我们和第三方下游石油和天然气运输商的资本成本。这些和其他潜在的法规可能会增加我们的运营成本，减少我们的流动性，推迟我们的运营，增加直接和第三方后期制作成本或以其他方式改变我们的业务方式，这可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响，并可能减少收到的或可供分配的现金，包括为下游州际管道的运输支付的任何金额。
如果我们未能遵守FERC、CFTC、FTC或其他监管机构的所有适用法规、规则、法规和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款。
根据《2005年EP法》及其实施条例，联邦能源管制委员会禁止与天然气买卖相关的市场操纵行为。商品期货交易委员会根据《商品交易法》及其颁布的条例，对包括石油和天然气在内的实物和期货能源商品市场的某些部分拥有类似的权力。联邦贸易委员会还禁止在石油批发市场销售商品，包括原油、凝析油和天然气液体的操纵或欺诈行为。其他监管实体对我们的行业和运营拥有管辖权。这些机构拥有很大的执法权，包括有能力对目前的违规行为处以每天超过100万美元的罚款。FERC还对可能影响价格指数形成的天然气销售量报告提出了相关要求。可不时审议或通过与这些事项和其他事项有关的补充规则和立法。我们未能遵守这些或其他规定
如第1项所述，由这些机构管理的法律和条例可能使我们受到刑事和民事处罚。“商业--石油和天然气行业的其他法规。”
我们的运营受到环境和职业安全与健康法律法规的约束，这些法律法规可能会对运营的成本、方式或可行性产生不利影响，或导致重大成本和责任。
我们的石油和天然气业务受到严格而复杂的联邦、州、部落、地区和地方法律法规的约束，这些法规涉及工人的安全和健康、向环境中排放和处置物质或其他与环境保护有关的法律和法规。不遵守这些法律和法规可能导致诉讼；评估制裁，包括行政、民事或刑事处罚；施加调查、补救或纠正行动义务；在批准或执行项目方面发生延误或限制；以及发布限制或阻止我们在受影响地区的部分或全部业务的命令和禁令。
根据某些环境法律和法规，我们可能对以前释放的材料或财产污染的调查、移除或补救承担严格的和/或连带责任，无论我们是否对释放或污染负责，或者采取这些行动时运营是否符合所有适用法律。私人当事人，包括钻探我们的油井的物业或回收或处置我们的石油碳氢化合物或废物的设施的所有者，也有权采取法律行动强制执行合规，要求赔偿污染、人身伤害、自然资源损害或财产损失。
环境法律和法规经常发生变化，任何导致项目批准或开发的延迟或限制，或更严格或成本更高的建设、钻井、水管理或完工活动，或废物处理、储存、运输、补救或处置、排放或排放要求的变化，都可能需要我们花费大量资金来达到并保持合规，否则可能对我们的运营结果、竞争地位或财务状况产生重大不利影响。
与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措可能会导致成本增加和额外的操作限制或延误，并对我们的生产产生不利影响。
水力压裂是一种重要而常见的做法，用于从致密地层中刺激碳氢化合物的生产。这一过程涉及在压力下向目标地下地层注入水、砂和添加剂，以刺激石油和天然气生产。在我们的大部分钻井和完井项目中，我们经常使用水力压裂技术。这一过程通常由州石油和天然气委员会监管，但几个联邦机构已经声称对这一过程的某些方面拥有监管权力。例如，美国环保局于2014年2月发布了关于在压裂作业中使用柴油的许可指南；于2012年发布了CAA最终法规，并于2016年6月发布了关于石油和天然气行业性能标准的附加CAA法规；2016年6月，根据CWA发布了最终的出水限制指南，规定页岩天然气开采作业的废水在排放到公有处理厂之前必须达到标准。环保局还在2014年发布了关于根据TSCA拟议的规则制定的预先通知，涉及水力压裂中使用的化学物质和混合物的报告，但到目前为止，尚未采取进一步行动。另外，BLM在2015年3月发布了一项最终规则，为在联邦和印度土地上进行水力压裂建立了更严格的标准。然而，美国怀俄明州地区法院于2016年6月推翻了这一规则，在多次上诉和总统行政命令指示其审查与能源行业相关的规则后，BLM于2017年12月公布了一项最终规则，撤销了2015年的规则。
美国国会不时考虑通过立法，旨在规定水力压裂的联邦法规，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品，但目前，与水力压裂相关的联邦立法似乎不确定。此外，包括俄克拉何马州在内的某些州已经通过了一些法规，可能会对水力压裂作业施加新的或更严格的许可、披露和油井建设要求。如果在地方、州或联邦层面通过了新的法律或法规，大幅限制或规范水力压裂，与我们物业有关的压裂活动可能会受到额外的许可要求、报告要求或操作限制，这可能会导致许可延迟和潜在的成本增加。这些延迟或额外成本可能会对确定一口井是否具有商业可行性产生不利影响。对水力压裂的限制还可以减少最终从我们的物业中商业批量生产的石油、天然气或NGL的数量。
旨在应对地震活动的立法或监管举措正在限制并可能限制我们处理与碳氢化合物一起产生的盐水的能力，这可能会限制我们经济地生产石油和天然气的能力，并对我们的业务产生实质性的不利影响。
与我们的石油、天然气和NGL一起生产的大量咸水与钻井和生产作业有关，根据监督此类处置活动的政府当局颁发的许可证进行处置。虽然这些许可证是根据现行法律和条例发放的，但这些法律要求可能会发生变化，这可能导致实施更严格的业务限制或新的监测和报告要求，原因除其他外，公众或政府当局对这种收集或处置活动感到担忧。
随着政府当局考虑在发生或拟进行海水处理活动的地区发生新的和(或)过去的地震事件，对地震事件的评估以及这些事件是否或在多大程度上是由向处置井注入盐水引起的，仍在继续发展。通过任何新的法律、法规或指令，限制我们处理生产和开发活动产生的盐水的能力，无论是通过堵住处置井的深度、减少处置井中处置的盐水体积、限制处置井的位置或其他方式，还是通过要求我们关闭处置井，这都可能对我们的财产的经济生活产生负面影响。
请参阅本报告第1项所列“-环境法规--地下注入”，以进一步讨论与地震活动有关的立法或监管举措对我们业务的当前和潜在影响。
限制温室气体排放的气候变化法律和法规可能导致运营成本增加，对我们生产的石油和天然气的需求减少。
环保局此前公布了其调查结果，即温室气体排放对公众健康和环境构成威胁，因为根据环保局的说法，这些气体会导致地球大气变暖和其他气候变化。基于这些调查结果，环保局根据《共同农业法》的现有条款，通过了各种规则来解决温室气体排放问题。例如，环保局已经通过了规则，要求每年报告各种石油和天然气业务的温室气体排放，其中包括我们的某些业务。此外，2016年6月，环保局敲定了减少石油和天然气部门新的、经过修改或重建的来源的甲烷排放的规则，包括根据CAA的新来源表现标准Quad Oa实施最大限度减少甲烷排放的激光雷达计划。然而，环保局已经采取了几个步骤来推迟实施Quad Oa标准。该机构在2017年6月提出了一项规则制定，在两年内保留这些要求，2018年10月，环保局提出了对Quad Oa的修订，例如改变监测油井现场逃逸排放的频率，以及改变专业工程师在满足某些Quad Oa要求时认证的要求，这些要求在技术上是不可行的。2020年9月，美国环保局最终敲定了对Quad Oa的修正案，取消了对石油和天然气行业运输和储存部门的要求，并取消了适用于该行业生产和加工部门的甲烷特定限制等。2021年6月30日，国会根据国会审查法发布了一项联合决议，反对2020年9月的规定，2021年11月15日，环保局发布了一项拟议的规则，修改Quad Oa规定，如果最终敲定，将要求减少甲烷排放，并实施逃逸排放监测和修复计划。2022年11月8日，美国环保局发布了一份关于拟议规则制定的补充通知，该通知将对2021年11月提案中没有涉及的某些污染源实施标准，修订之前提出的排放标准，并建立一个“超级排放者响应计划”，允许地方监管机构和经EPA认证的第三方在检测到所谓的“超级排放事件”时向受监管设施的所有者和运营商发出通知。预计环保局将在2023年底敲定规则制定。这些规定可能会继续要求石油和天然气运营商花费大量资金。
此外，2016年11月，BLM发布了最终规则，以减少在公共土地上石油和天然气作业期间因排气、燃烧和泄漏而产生的甲烷排放，这些规则与EPA的Quad Oa要求基本相似。然而，2017年12月8日，BLM发布了一项最终规则，将2016年11月最终规则中包含的某些要求暂停或推迟到2019年1月17日，包括与油气生产活动的排气、燃烧和泄漏有关的要求。此外，2018年9月，BLM发布了一项最终规则，以修订或废除2016年规则的某些条款。2020年7月21日，怀俄明州一家联邦法院撤销了2016年的几乎所有规则，包括所有与通过通风、燃烧和泄漏而损失天然气有关的条款，2020年7月15日，加利福尼亚州一家联邦法院撤销了2018年的规则。2022年11月28日，BLM宣布了一项新的拟议规则，规范与联邦和部落土地上的石油和天然气生产相关的甲烷排放。如果最终敲定，拟议的规则将需要各种技术升级，施加与燃烧相关的限制，并需要激光雷达计划。最终规则预计将在今年晚些时候宣布。尽管由于这些发展，环境保护局和BLM甲烷规则的未来执行还不确定，但考虑到加强监管的长期趋势，未来石油和天然气行业的联邦温室气体监管仍然是可能的。我们有必要的设备(用于激光雷达检查的污染控制设备和光学气体成像设备) 和人员 接受培训以协助检查和报告要求，以保持遵守这些规则。
此外，还有一些州和地区的努力旨在通过总量管制和交易计划来跟踪和/或减少温室气体排放，这些计划通常要求主要温室气体排放源获得并交出排放限额，以换取排放这些温室气体。在国际层面上，美国是2015年12月同意《巴黎协定》的近200个国家之一。然而，《巴黎协定》并未对美国施加任何具有约束力的义务。2017年6月，美国宣布退出2020年11月4日生效的《巴黎协定》。自2021年2月19日起，美国重新加入《巴黎协定》。
任何对我们的设备和业务施加报告义务或限制温室气体排放的法律或法规的通过和实施，可能需要我们产生额外的成本来监测、报告和潜在地减少与我们业务相关的温室气体排放，或者可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响，从而可能对我们的收入产生重大不利影响，并可能产生降低我们储量价值的潜在影响。最近，担心气候变化潜在影响的活动人士将注意力转向化石燃料能源公司的资金来源，这导致某些金融机构、基金和其他资本来源限制或取消了它们对石油和天然气活动的投资。最终，这可能会使为开发和生产活动获得资金变得更加困难。尽管存在与气候变化相关的潜在风险，但国际能源署估计，全球能源需求将继续上升，直到2040年之后才会达到峰值，在此期间，石油和天然气将继续在全球能源消耗中占据相当大的比例。最后，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生可能产生重大物理影响的气候变化，例如风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重性增加，这些事件可能会对我们的资产和业务产生实质性的不利影响，并可能使我们受到更严格的监管。
我们未能对财务报告保持足够的内部控制系统，可能会对我们准确报告业绩的能力产生不利影响。
管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。我们对财务报告的内部控制是一个旨在为财务报告的可靠性提供合理保证的程序，并根据公认的会计原则编制财务报表。重大缺陷是我们对财务报告的内部控制的缺陷或缺陷的组合，导致年度或中期财务报表的重大错报很可能无法得到及时防止或发现。有效的内部控制对于我们提供可靠的财务报告以及阻止和发现任何重大欺诈是必要的。如果我们不能提供可靠的财务报告或防止重大欺诈，我们的声誉和经营业绩将受到损害。截至2022年12月31日，我们对财务报告保持了有效的内部控制，这一点在第二部分“第9A项--控制和程序”和“管理层关于财务报告的内部控制报告”中有进一步的描述。我们制定和维护内部控制以及补救控制中任何重大弱点的努力可能不会成功，而且我们可能无法在未来对我们的财务流程和报告保持足够的控制，包括未来遵守2002年萨班斯-奥克斯利法案第2404节规定的义务。未能制定或维持有效的控制，或在实施控制时遇到困难，包括与收购业务有关的控制，或其他有效改善内部控制的措施，都可能损害我们的经营业绩。无效的内部控制也可能导致投资者对我们报告的财务信息失去信心。
我们的衍生品活动可能导致财务损失，并受到新的衍生品法律和法规的约束，这可能会对我们对冲与我们业务相关的风险的能力产生不利影响。
我们已经并可能就我们的部分生产进入金融衍生工具，以管理我们对石油、天然气和NGL价格波动的风险敞口。如果我们从事价格风险管理活动以保护公司不受商品价格下跌的影响，我们将无法充分实现商品价格高于我们对冲合同确定的价格的好处。此外，我们的套期保值安排可能使我们在某些情况下面临财务损失的风险，包括合同对手方未能履行合同的情况。此外，到目前为止，我们没有指定也不打算指定我们的任何衍生工具合约作为会计对冲，因此，我们将所有衍生工具合约以公允价值记录在我们的资产负债表上，并在本期收益中确认公允价值变化。因此，我们的收益可能会因衍生品合同公允价值的变化而大幅波动。
多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案(“多德-弗兰克法案”)为商品期货交易委员会和美国证券交易委员会对衍生品交易的监督创建了一个新的监管框架。除其他事项外，《多德-弗兰克法案》还要求某些掉期参与者遵守新的资本、保证金和商业行为标准。此外，《多德-弗兰克法案》设想，在适当的情况下，鉴于未偿还风险敞口、交易流动性和其他因素，掉期(广义定义为包括期货以外的大多数套期保值工具)将被要求通过注册的结算设施进行清算，并在指定的交易所或掉期执行设施进行交易，除非“最终用户”例外情况适用于清算。多德-弗兰克法案还设立了一个新的能源和环境市场咨询委员会，就交易所、公司、最终用户和监管机构在能源和环境市场方面关注的事项向CFTC提出建议，并扩大了CFTC对特定类别掉期(不包括为善意的套期保值目的)。
对于使用掉期来对冲或缓解商业风险的实体，这些要求也有一些例外。然而，尽管我们可能有资格获得例外，但我们的衍生品交易对手可能会因多德-弗兰克法案而受到新的资本、保证金和商业行为要求的约束，这可能会增加我们的交易成本，或者使我们更难以有利的条件进行对冲交易。
多德-弗兰克法案和任何新的法规可能会大幅增加衍生品合同的成本，实质性地改变衍生品合同的条款，减少衍生品的可获得性以防范我们遇到的风险，并降低我们将衍生品合同货币化或重组的能力。如果我们因多德-弗兰克法案和法规而减少对衍生品的使用，我们的运营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能更难预测，这可能会对我们计划资本支出和为资本支出提供资金的能力产生不利影响。最后，《多德-弗兰克法案》在一定程度上是为了降低石油和天然气价格的波动性，一些议员将其归因于与石油和天然气相关的衍生品和大宗商品工具的投机性交易。因此，如果多德-弗兰克法案和实施法规的结果是降低大宗商品价格，我们的收入可能会受到不利影响。这些后果中的任何一个都可能对我们、我们的财务状况和我们的运营结果产生实质性的不利影响。此外，欧盟和其他非美国司法管辖区正在实施有关衍生品市场的法规。在我们与外国司法管辖区的交易对手进行交易的范围内，我们可能会受到此类法规的约束。目前，此类规定的影响尚不清楚。
网络攻击或电信或IT系统的其他故障可能会导致信息被盗、数据损坏和我们的业务运营严重中断。
近年来，我们在业务活动中越来越依赖信息技术系统和网络，包括我们的某些收购、开发和生产活动。我们依靠数字技术，包括信息系统和相关基础设施，以及云应用和服务，以估计石油和天然气储量，分析地震和钻探信息，处理和记录财务和运营数据，并与员工和第三方进行沟通。随着对数字技术的依赖增加，网络事件，包括蓄意攻击和企图未经授权进入计算机系统和网络的事件，在频率和复杂性上都有所增加。这些威胁对我们的系统和网络的安全、我们数据的保密性、可用性和完整性以及我们员工和资产的物理安全构成了风险。我们已经经历过，并预计将继续对抗黑客和其他第三方试图未经授权进入我们的信息技术系统和网络的企图。虽然之前的网络攻击没有对我们的运营或财务业绩产生实质性的不利影响，但不能保证我们将成功防止网络攻击或成功减轻其影响。任何网络攻击都可能对我们的声誉、竞争地位、业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。网络攻击或安全漏洞还可能导致诉讼和法律风险，包括州、联邦和非美国政府当局的监管行动，以及实施进一步数据保护措施的巨额额外费用。
除了给我们的系统和网络带来的风险外，影响第三方维护的石油和天然气分销系统或它们所依赖的网络和基础设施的网络攻击可能会推迟或阻止向市场交付我们的产品。这种性质的网络攻击不在我们的控制范围内，但可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
我们制定了计划、流程和技术，试图预防、检测、遏制、应对和缓解与安全相关的威胁和潜在事件，以及内部会计控制，以确保交易仅在管理授权的情况下执行，以防止未经授权或欺诈性支付。根据行业和监管标准，我们不断改进我们的系统、互联设备和信息共享产品，以最大限度地减少漏洞；然而，因为用于获得未经授权访问的技术经常变化，并且可能难以检测、预测、识别或防止这些入侵或在它们发生时缓解它们，这具有挑战性，使我们比其他没有类似情况的公司更容易受到网络攻击。
如果我们的安全措施被规避，专有信息可能会被盗用，我们的运营可能会中断，我们的计算机或我们客户或其他第三方的计算机可能会损坏。损害我们的安全可能会导致业务中断、违反适用的隐私和其他法律、重大的法律和财务风险、损害我们的声誉以及投资者对我们的安全措施失去信心。网络攻击的其他影响可能包括补救成本，例如对被盗资产或信息的责任、修复系统损坏以及对业务合作伙伴的激励；网络安全保护成本增加，其中可能包括进行组织变革、部署更多人员和安全技术、培训员工以及聘请第三方专家和顾问的成本；未经授权使用专有信息或攻击后未能留住或吸引业务合作伙伴造成的收入损失；保险费增加；以及对公司竞争力、股价和长期股东价值的损害。
恐怖主义活动或武装冲突的影响可能损害我们的业务。
涉及美国或其海外利益的恐怖主义活动、反恐努力或其他武装冲突可能对美国和全球经济产生不利影响，并可能使我们无法履行我们的财政和其他义务。如果这种性质的事件发生并持续下去，随之而来的政治不稳定和社会动荡可能会减少对石油和天然气的总体需求，可能会给当前的石油和天然气价格带来下行压力，并导致我们的收入减少。石油和天然气生产设施、运输系统和储存设施可能成为恐怖袭击的直接目标，如果构成我们行动的基础设施被这种袭击摧毁，行动可能受到不利影响。由于这些威胁，保险和其他保障的成本可能会增加，一些保险覆盖范围可能变得更难获得(如果有的话)。
保护措施和技术进步可能会减少对石油和天然气的需求。
节约燃料的措施、替代燃料的要求、消费者对石油和天然气替代品的需求增加、燃料经济性的技术进步和能源发电设备可能会减少对石油和天然气的需求。石油和天然气服务和产品需求变化的影响可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
我们无法控制的事件，包括传染病的流行或爆发，如新冠肺炎，可能会对我们的业务造成实质性的不利影响。
我们面临着与流行病、疫情爆发或其他公共卫生事件相关的风险，这些风险超出了我们的控制范围，可能会严重扰乱我们的运营，并对我们的财务状况产生不利影响。全球或全国范围内爆发的疾病或其他传染性疾病，或任何其他公共卫生危机，如新冠肺炎，可能会对我们的业务及运营计划造成干扰，其中可能包括(I)员工短缺，(Ii)承包商或分包商不可用，(Iii)我们赖以生存的第三方供应中断，(Iv)政府和包括隔离在内的卫生当局为应对疫情而提出的建议或施加的限制，以及(V)我们和我们的承包商、分包商及客户为确保员工的安全而施加的限制，包括工厂关闭。新冠肺炎和其他传染病的影响以及对其全球传播的担忧可能会对国内和国际对原油、天然气和天然气的需求产生负面影响，这可能会导致价格波动，影响我们收到的原油、天然气和天然气的价格，并对我们产品的需求和适销性产生实质性的不利影响。无论是现在还是将来，新冠肺炎的潜在影响都很难预测，它可能在多大程度上对我们的运营业绩或任何潜在业务中断的持续时间产生负面影响也是不确定的。
与我们的NOL相关的风险
我们使用NOL的能力可能是有限的。我们已经通过了一项旨在保护我们的NOL的税收优惠保护计划，但不能保证它会防止所有权变更导致公司NOL的损失。
AS截至2022年12月31日，我们有16亿美元的美国联邦NOL，扣除由于2016年IRC第382条限制而预计将到期的未使用NOL，其中大约一半将在2025年至2037年之间到期，如果没有在此之前受到额外触发事件的限制。根据修订后的1986年《国内收入法》(IRC)的规定，在某些情况下，我们所有权的变化将限制未来每年可用于抵消应税收入的美国联邦NOL的数量。特别是，IRC第382条对公司在所有权发生某些变化时使用NOL的能力施加了限制。一般来说，如果一个或多个“5%股东”(该术语在IRC第382节中定义)在三年期间内的任何时候所持公司股票的百分比比该股东所持股票的最低百分比高出50个百分点以上，就会发生“所有权变更”。根据IRC第382节的计算可能非常复杂，并且无法保证在进一步分析后，我们利用NOL的能力可能会受到比我们目前预期更大的程度的限制。我们
由于我们无法预测或控制的股票所有权随后的变化，可能会在未来经历所有权变化，这可能会导致我们利用联邦NOL的能力受到进一步限制。如果我们在未来有应税收入的年份使用NOL的能力受到限制，我们将支付比我们能够充分利用NOL更多的税款。
2020年7月1日，我们的董事会批准了一项税收优惠保护计划，公司通过了2021年3月16日修订的税收优惠保护计划，以保护股东价值，使其免受公司利用其税收NOL和某些其他税收优惠减少潜在的未来美国联邦所得税义务的能力可能受到的限制。2021年5月25日，2021年股东年会通过了《税收优惠保全计划》。税收优惠保留计划旨在降低IRC第382条所定义的“所有权变更”的可能性，以便通过阻止任何个人或团体获得4.9%或更多的公司证券的实益所有权来保护我们的NOL。然而，不能保证税收优惠保留计划将阻止所有可能导致这种“所有权变更”的转移。
与我们普通股相关的风险
我们已经通过了一项税收优惠保护计划，这可能会阻止企业收购。
2020年7月1日，我们的董事会通过了2021年3月16日修订的税收优惠保留计划，并宣布在2020年7月13日收盘时向登记在册的股东派发股息，每股普通股流通股一股权利。2021年5月25日，2021年股东年会通过了《税收优惠保全计划》。此后发行的每一股普通股也将包括一项权利。在某些情况下，每项权利使其持有人有权以每项权利5.00美元的行使价向我们购买我们的A系列初级参与优先股的千分之一股份，并可进行调整。
董事会通过了税收优惠保护计划，试图通过保护股东价值，避免我们使用NOL的能力可能受到的限制。在某些情况下，我们可以利用这些NOL来抵消未来的美国应税收入，并减少我们的美国联邦所得税负担。由于税收优惠保留计划可能会使某人获得我们的控股权的成本更高，因此它可能具有推迟或防止控制权变更的效果，即使控制权的变更符合我们股东的利益。
我们章程文件和特拉华州公司法中的反收购条款可能会使收购我们变得更加困难，即使这样的收购可能对我们的股东有利。
除了我们的税收优惠保护计划外，我们的公司注册证书和章程的条款，以及特拉华州公司法的条款，可能会使第三方更难收购我们，即使此类收购可能对我们的股东有利。这些反收购条款包括：
•在董事选举中缺乏累积投票权的规定；
•本公司董事会是否有能力授权发行“空白支票”优先股，以增加流通股数量并阻止收购企图；
•提名董事会成员或者提出股东可以在股东大会上采取行动的事项的事先通知要求；
•对谁可以召开股东特别会议的限制。
上述条款、我们的税收优惠保护计划以及特拉华州公司法关于与利益相关股东进行业务合并的条款可能会阻止、推迟或阻止第三方收购我们。这些条款还可能阻止、推迟或阻止第三方收购我们的大部分证券或发起收购要约，即使我们的股东在收购中可能获得高于当时市场价格的溢价。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
第2项。第二项：属性
有关本公司物业的资料载于第(1)项。
第3项法律诉讼
见“附注12—承付款和或有事项“列于本报告项目8所附合并财务报表中。
第4项。第二项：煤矿安全信息披露
不适用。
第II部
第5项。以下项目：注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券
自2016年10月4日以来，该公司的普通股已在纽约证券交易所(“NYSE”)上市，代码为“SD”。
截至2023年3月8日，公司普通股共有326名记录持有人，这并不反映通过各种经纪公司和金融机构以被提名人或“街头”名义持有普通股的个人或实体。
发行人购买股票证券
没有。
第6项。以下内容：[已保留].
第7项。以下项目：管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
以下讨论和分析旨在帮助读者了解我们的业务、财务状况、经营结果、流动性和资本来源。本讨论和分析应与本报告的其他部分一并阅读，包括：项目1中的“业务”和项目中的“财务报表和补充数据”。我们的讨论和分析包括以下主题：
•概述；
•综合业务成果；
•流动资金和资本资源；
•估价免税额；以及
•关键会计政策和估算。
我们适用了美国证券交易委员会通过的《S-K法规的现代化和简化快速法案》，该法案将讨论范围限制在最近两个日历年。本讨论和分析涉及对截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度合并财务报表的重大变化进行比较。关于截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度比较，请参阅我们于2022年3月10日提交给美国证券交易委员会的2021年年度报告Form 10-K第II部分第7项中的“管理层对综合运营结果的讨论和分析”。
概述
我们是一家独立的石油和天然气公司，主要专注于美国中部大陆的收购、开发和生产活动。在2021年2月5日之前，我们持有北园盆地的资产，这些资产已全部出售。
业务活动
在截至2022年12月31日的一年中，共钻了8口作业井，完成了6口井。在截至2021年12月31日的年度内，我们的经营面积上没有钻探活动。然而，在截至2021年12月31日的一年中，作为我们油井重新激活计划的一部分，我们将以前不生产的油井投入生产。
下图显示了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度按产品划分的产量：
(1)在截至2021年12月31日的一年中，北帕克盆地的石油产量为6700万桶。
该公司2022年的总产量约为14.7%的石油、54.4%的天然气和30.9%的天然气，而2021年石油、天然气和天然气的总产量分别为14.1%、52.5%和33.4%。
截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度中大陆总产量由以下构成：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 |
| 油 | 14.7 | % | | 13.2 | % |
| NGL | 30.9 | % | | 33.7 | % |
| 天然气 | 54.4 | % | | 53.1 | % |
| 总计 | 100.0 | % | | 100.0 | % |
重点报道的事件
•根据我们的2022年资本发展计划，在截至2022年12月31日的一年中，我们钻了8口井，完成了6口井。
•2022年10月5日，公司董事会任命南希·邓拉普女士为董事会成员。邓拉普女士还加入了审计委员会。
•作为我们油井重新激活计划的一部分，我们在截至2022年12月31日的一年中恢复了50口油井的生产。
展望
我们将继续专注于以安全、负责任和高效的方式增长我们资产基础的现金价值和生成能力，同时对我们认为在当前大宗商品价格环境下能够提供高回报率的项目进行谨慎的资本配置。这些项目包括(1)继续我们的油井重新激活计划，(2)将人工举升改造为更高效和更具成本效益的系统，以及(3)在高品位地区进行重点钻探。我们将继续监测前瞻性的大宗商品价格、结果、成本和其他可能影响投资回报的因素，这些因素将继续影响我们在2023年及以后的有纪律的发展决策。我们还将继续保留执行增值并购机会的选择权，这些机会可能带来协同效应、利用我们的核心能力、补充我们的资产组合、进一步利用我们的NOL或以其他方式为我们的股东带来诱人的回报。
综合经营成果
我们的大部分综合收入和现金流来自石油、天然气和天然气的生产和销售。我们的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于我们生产的现行价格、我们生产的石油、天然气和天然气的数量，以及我们发现和经济开发和生产我们储量的能力。石油、天然气和天然气的价格波动很大，很难预测。为了提供有关定价大趋势的信息，下表列出了纽约商品交易所近年来石油和天然气的年均价格：以下是图表： | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | |
| 纽约商品交易所WTI油(每桶) | $ | 94.90 | | | $ | 68.18 | | | |
| Nymex Henry Hub天然气(按MCF) | $ | 6.68 | | | $ | 4.04 | | | |
为减少我们受价格波动的影响，我们不时就项目7A中讨论的预期未来石油、天然气和天然气生产的一部分订立商品衍生品合同。“关于市场风险的定量和定性披露。”在我们的商品衍生产品合约的执行价格低于结算时的市场价格期间，我们可能不会完全受益于石油、天然气和天然气市场价格的上涨。相反，在石油、天然气和天然气市场价格下跌期间，我们的商品衍生品合约可以部分抵消收入和现金流的下降，只要我们合同的执行价格高于结算时的市场价格。
物业的收购和剥离
2021年收购和资产剥离
2021年4月22日，我们宣布收购SandRidge Missisippian Trust I(“该信托”)的所有压倒一切的特许权使用费权益资产。收购总价为490万美元(考虑到我们持有该信托基金26.9%的股份，净额为360万美元)。
2021年2月5日，我们以4700万美元现金的价格出售了我们在科罗拉多州北部公园盆地(NPB)的所有石油和天然气资产及相关资产。净收益为现金3970万美元，原因是按照惯例对截止日期进行了调整，下半年进行了80万美元的结算后调整。这笔交易在收盘后调整后带来了1890万美元的收益。
石油、天然气和天然气的生产和定价
下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的生产和定价信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 变化 | | 更改百分比 |
| 生产数据(千) | | | | | | | |
| 石油(MBbls) | 949 | | | 957 | | | (8) | | | (1) | % |
| NGL(MBbls) | 1,997 | | | 2,267 | | | (270) | | | (12) | % |
| 天然气(MMCF) | 21,101 | | | 21,417 | | | (316) | | | (1) | % |
| 总卷数(MBOE) | 6,463 | | | 6,793 | | | (330) | | | (5) | % |
| 日均总量(MBOE/d) | 17.7 | | | 18.6 | | | (0.9) | | | (5) | % |
| 平均价格--如报告所示(1) | | | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 92.21 | | | $ | 65.10 | | | $ | 27.11 | | | 42 | % |
| 5NGL(按Bbl) | $ | 31.88 | | | $ | 22.42 | | | $ | 9.46 | | | 42 | % |
| 天然气(按MCF计算) | $ | 4.88 | | | $ | 2.60 | | | $ | 2.28 | | | 88 | % |
| 总计(每桶) | $ | 39.34 | | | $ | 24.86 | | | $ | 14.48 | | | 58 | % |
| 平均价格--包括衍生品合约结算的影响 | | | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 92.21 | | | $ | 65.10 | | | $ | 27.11 | | | 42 | % |
| 5NGL(按Bbl) | $ | 31.72 | | | $ | 22.28 | | | $ | 9.44 | | | 42 | % |
| 天然气(按MCF计算) | $ | 4.97 | | | $ | 2.51 | | | $ | 2.46 | | | 98 | % |
| 总计(每桶) | $ | 39.58 | | | $ | 24.53 | | | $ | 15.05 | | | 61 | % |
___________________
(1)价格代表所列期间的实际平均价格，不包括衍生工具交易的影响。
下表按作业区域列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度产量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | |
| 生产(MBOE) | | 占总产量的百分比 | | 生产(MBOE) | | 占总产量的百分比 | | | | |
| 中大陆 | 6,463 | | | 100.0 | % | | 6,726 | | | 99.0 | % | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 北帕克盆地 | — | | | — | % | | 67 | | | 1.0 | % | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 总计 | 6,463 | | | 100.0 | % | | 6,793 | | | 100.0 | % | | | | |
收入
截至2022年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度的综合收入载于下表(在
数千人)。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 变化 | | 更改百分比 | | |
| 收入 | | | | | | | | | |
| 油 | $ | 87,528 | | | $ | 62,297 | | | $ | 25,231 | | | 41 | % | | |
| NGL | 63,663 | | | 50,836 | | | 12,827 | | | 25 | % | | |
| 天然气 | 103,067 | | | 55,749 | | | 47,318 | | | 85 | % | | |
| | | | | | | | | |
| 总收入 | $ | 254,258 | | | $ | 168,882 | | | $ | 85,376 | | | 51 | % | | |
石油、天然气和天然气收入的差异可归因于截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度我们生产收到的平均价格和销售的总产量的变化，见下表(以千为单位)：
| | | | | |
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| |
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| |
2021年石油、天然气和天然气收入
| $ | 168,882 | |
| 2022年产量变化 | (12,982) | |
| 2022年平均价格变化 | 98,358 | |
2022年石油、天然气和天然气收入 | $ | 254,258 | |
石油、天然气和天然气收入的增长主要是由于已实现的大宗商品价格的改善。截至2022年12月31日止年度的产量略有下降，这是由于我们生产油井的自然减少，部分被我们重新激活油井和本年度新油井活动产生的产量所抵消。
运营费用
截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的业务费用包括以下内容(以千计)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | |
| | 2022 | | 2021 | | | 变化 | | 更改百分比 | |
| 租赁运营费用 | $ | 41,286 | | | $ | 35,999 | | | | $ | 5,287 | | | 14.7 | % | |
| 生产税、从价税和其他税 | 15,880 | | | 9,918 | | | | 5,962 | | | 60.1 | % | |
| 折旧和耗尽--石油和天然气 | 11,542 | | | 9,372 | | | | 2,170 | | | 23.2 | % | |
| 折旧和摊销--其他 | 6,342 | | | 6,073 | | | | 269 | | | 4.4 | % | |
| 总运营费用 | $ | 75,050 | | | $ | 61,362 | | | | $ | 13,688 | | | 22.3 | % | |
| | | | | | | | | |
| 租赁运营费用(美元/BOE) | $ | 6.39 | | | $ | 5.30 | | | | $ | 1.09 | | | 20.6 | % | |
| 生产税、从价税和其他税(美元/boe) | $ | 2.46 | | | $ | 1.46 | | | | $ | 1.00 | | | 68.6 | % | |
| 折旧和摊销--石油和天然气(美元/boe) | $ | 1.79 | | | $ | 1.38 | | | | $ | 0.41 | | | 29.7 | % | |
| 生产、从价和其他税(占石油、天然气和天然气收入的%) | 6.2 | % | | 5.9 | % | | | 0.4 | % | | 5.5 | % | |
租赁运营费用的增加主要是由于通胀压力、生产井数量增加以及在截至2022年12月31日的年度内由于我们的油井重新激活计划而导致的修井费用增加。
生产税、从价税和其他税的增加主要是由于收入增加导致生产税的增加。
石油和天然气资产折旧和损耗的增加主要是由于钻井和完井活动增加导致资本支出增加，从而增加了我们的消耗率。
全成本池减值。**我们没有记录截至2022年或2021年12月31日的年度的全部成本上限限制减值。
全成本上限测试的计算是基于除其他因素外，美国证券交易委员会12个月的往绩价格，并根据价差和其他合同安排进行调整。在计算2022年12月31日全部成本上限测试中包括的已探明储量时所使用的美国证券交易委员会价格，在价差调整前为每桶石油93.67美元和每MMBtu天然气6.36美元。
根据截至2023年3月1日的12个月的美国证券交易委员会价格，我们预计2023年3月31日全成本上限测试中使用的美国证券交易委员会价格可能为每桶石油90.97美元和每MMBtu天然气5.96美元(“估计第一季度价格”)。应用这些估计的第一季度价格，并保持所有其他投入与
根据我们2022年12月31日的上限测试计算，2023年第一季度没有显示完全成本上限限制减值。
然而，基于众多其他因素的结果，全面成本上限限制减值仍可能在2023年第一季度和随后的几个季度实现，这些因素包括：过去12个月的实际美国证券交易委员会价格、产量、大宗商品价格下降、估计未来开发成本和运营费用的变化，以及对我们已探明储量的其他修订。2023年任何此类上限测试减值都可能对我们的净收益产生重大影响。
全部成本池减值对我们的现金流或流动性没有影响。
其他运营费用
截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的其他业务费用包括以下费用(以千计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | |
| 2022 | | 2021 | | | 变化 | | 更改百分比 | |
| 一般和行政 | $ | 9,449 | | | $ | 9,675 | | | | (226) | | | (2.3) | % | |
| | | | | | | | | |
| 重组费用 | 382 | | | 792 | | | | (410) | | | (51.8) | % | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 员工离职福利 | — | | | 49 | | | | (49) | | | (100.0) | % | |
| 衍生品合约的(收益)损失 | (5,975) | | | 2,251 | | | | (8,226) | | | (365.4) | % | |
| (收益)出售资产的损失 | — | | | (18,952) | | | | 18,952 | | | (100.0) | % | |
| 其他营业费用(收入) | (99) | | | (382) | | | | 283 | | | (74.1) | % | |
| 其他运营费用合计 | $ | 3,757 | | | $ | (6,567) | | | | $ | 10,324 | | | (157.2) | % | |
由于成本控制举措的持续努力，截至2022年12月31日的年度的一般和行政费用与截至2021年12月31日的年度相比有所下降。
重组费用是指与我们的前身公司2016年申请破产和我们退出科罗拉多州NPB相关的费用和成本。
下表汇总了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度衍生品活动(单位：千)：
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | |
| 衍生品合约的(收益)损失 | $ | (5,975) | | | $ | 2,251 | | | |
| 结算时支付(收到)的现金 | $ | (1,525) | | | $ | 2,230 | | | |
我们的衍生工具合约并未被指定为会计对冲，因此，我们的商品衍生工具合约的公允价值变动按季度记录为营运费用的一部分。在内部，管理层认为，在合同到期时结算大宗商品衍生品合约，是对石油和天然气生产收到的价格的调整，以确定“有效价格”。一般而言，由于结算时石油和天然气价格低于我们的商品衍生产品合约的合约价格，结算时收到现金，而结算时由于石油和天然气价格高于我们的商品衍生产品合约的合约价格，则支付现金。见项目7A。“关于市场风险的定量和定性披露”，以进一步讨论我们的大宗商品衍生品。
截至2021年12月31日的年度资产出售收益与2021年2月我们在科罗拉多州的NPB资产出售有关。见“附注3--收购、剥离和处置资产及石油和天然气财产”。
截至2022年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度的利息(收入)支出净额包括以下内容(以千为单位)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| 2022 | | 2021 | | | | | | |
| 利息支出 | | | | | | | | | |
| 债务和信用证的利息支出 | $ | 37 | | | $ | 377 | | | | | | | |
| *使用权资产的利息支出 | 36 | | | 26 | | | | | | | |
| 债务发行成本的注销 | — | | | 174 | | | | | | | |
| 债务发行成本、溢价和贴现摊销 | — | | | 57 | | | | | | | |
| 资本化利息 | — | | | (252) | | | | | | | |
| 利息支出--其他 | 143 | | | 25 | | | | | | | |
| 总计 | 216 | | | 407 | | | | | | | |
| 减去：利息收入 | (2,026) | | | (3) | | | | | | | |
| 利息(收入)支出合计(净额) | $ | (1,810) | | | $ | 404 | | | | | | | |
截至2022年12月31日止年度的利息(收入)支出净额主要由现金存款的利息收入组成，其中10万美元的特许权使用费义务利息、车辆租赁利息和信用证部分抵消了利息收入。截至2021年12月31日止年度产生的利息开支主要包括2020年信贷安排所支付的利息及费用。截至2021年9月2日，2020年信贷安排已全额偿还并终止。由于2020年信贷安排的终止，20万美元的递延融资成本被支出为利息支出。
其他收入(费用)，净额
2022年、2022年和2021年12月31日终了年度的其他收入(支出)净额见下表(千)： | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | | | | |
| 其他收入(费用)，净额 | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 其他收入，净额 | $ | 378 | | | $ | 3,055 | | | | | | |
| 其他收入合计 | $ | 378 | | | $ | 3,055 | | | | | | |
截至2022年12月31日的年度的其他收入(支出)净额项目主要包括销售车队车辆的收益和由于估计数变化而消除先前应计负债。在截至2021年12月31日的年度，其他收入(支出)净额主要包括因2021年10月收取的240万美元的坏账准备而扣除的240万美元。
流动性与资本资源
截至2022年12月31日，我们的现金和现金等价物(包括受限现金)为2.575亿美元。在接下来的12个月里，我们预计将拥有充足的流动性，手头有现金，运营现金也会有。自.起2023年3月8日，公司没有未偿还的定期债务或循环债务。
我们的商品衍生品合约受制于我们的交易对手在财务上能够结算交易的信用风险。我们监控衍生品交易对手的信用评级，并在确定衍生品合同的公允价值时考虑交易对手的信用违约风险评级。然而，未来一个或多个交易对手的任何失败都可能对我们的运营现金流产生负面影响。
营运资金与现金的来源和用途
我们2022年的主要流动性来源包括运营现金流和手头现金。
截至2022年12月31日，我们的营运资本增加到2.416亿美元，而2021年12月31日为9770万美元。对营运资本的积极影响主要来自于2022年12月31日的现金和现金等价物的增加，这是运营现金流的结果，但部分被我们2022年资本支出活动增加所推动的应计负债增加所抵消。
我们打算在2023年的资本预算计划中支出2600万至3500万美元，不包括任何收购支出。我们打算用我们业务的现金流和手头的现金为未来12个月的资本支出和其他承诺提供资金。我们将努力使我们的资本支出保持在或非常接近我们预计的运营现金流，以适应不断变化的行业条件或事件。
现金流
我们的运营现金流在很大程度上依赖于石油和天然气当前和未来的价格，从历史上看，石油和天然气的价格一直不稳定，而且可能继续波动。例如，在2018年1月至2022年12月期间，纽约商品交易所西德克萨斯中质原油的结算价在每桶123.64美元的高点和低点每桶36.98美元之间波动，月末纽约商品交易所亨利中心的天然气结算价在每立方米24.74美元的高点和1.38美元的低点之间波动。
如果石油或天然气价格从当前水平下降，可能会对我们的财务状况、运营结果、现金流以及可能从经济上生产的石油、天然气和天然气储量产生重大不利影响。此外，如果我们未来的资本支出有限或延期，或者我们未能通过我们的资本计划开发储量和增加产量，我们的石油和天然气资产的价值、财务状况和运营结果可能会受到不利影响。
下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的现金流，并在下文中进行了讨论(单位：千)： | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | |
| 经营活动提供的现金流 | $ | 164,696 | | | $ | 110,260 | | | |
| 由投资活动提供(用于)的现金流 | (45,117) | | | 22,973 | | | |
| (用于)融资活动的现金流 | (1,635) | | | (21,975) | | | |
| 现金、现金等价物和限制性现金净增加 | $ | 117,944 | | | $ | 111,258 | | | |
经营活动的现金流
截至2022年12月31日的年度，营业现金流比2021年增加5440万美元，主要是由于收入增加，这是上文讨论的大宗商品价格改善的结果，但产量略有下降抵消了这一增长。营业资产和负债的变化不包括下表资本支出所列应付帐款或资本支出应计费用的变化。
有关收入和业务费用变化的进一步分析，请参阅“综合业务结果”。
投资活动产生的现金流
在截至2022年12月31日的年度内，用于投资活动的现金流主要反映了与钻井、资本修井、油井重新激活和库存购买有关的资本支出4410万美元，以及与收购已探明储量有关的140万美元。现金流出被出售资产所得的40万美元部分抵消。
在截至2021年12月31日的年度内，投资活动提供的现金流主要反映了3820万美元的现金净收益，主要来自出售NPB资产，部分被1160万美元的资本支出和360万美元的特许权使用费权益收购所抵消。
见“附注3”— 收购、剥离和处置资产及石油和天然气财产“随行本报告项目8所列合并财务报表，以提供补充资料。
资本支出。
截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度资本支出摘要如下(以千为单位)： | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | |
| 资本支出 | | | | | |
| 钻井和完井 | $ | 38,077 | | | $ | 1,087 | | | |
| 资本修缮 | 10,322 | | | 8,958 | | | |
| 租赁权和地球物理 | 809 | | | 905 | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 资本支出，不包括购置费(应计制) | 49,208 | | | 10,950 | | | |
| 收购 | 1,431 | | | 3,545 | | | |
| 本年度资本支出总额，包括收购 | 50,639 | | | 14,495 | | | |
| 资本应计项目的变动 | (5,123) | | | 633 | | | |
| 为资本支出支付的现金总额 | $ | 45,516 | | | $ | 15,128 | | | |
与2021年相比，在截至2022年12月31日的一年中，用于开发活动的资本支出(不包括收购)有所增加，这与计划中的钻井、完井、资本修井和油井重新激活计划一致。
融资活动产生的现金流
在截至2022年12月31日的一年中，我们的融资活动使用了160万美元的现金，主要包括120万美元的现金用于预扣税款，以换取通过净行使结算的员工既得股票奖励中预扣的股票，以及50万美元的融资租赁付款，被行使股票期权的10万美元的收益所抵消。股票奖励的净行使允许股票奖励的持有者在股票奖励归属时以公允价值向我们回购一些股票，这相当于应支付的员工工资税义务。然后，我们代表员工向相关税务机关汇款一笔现金，用于支付他们因股票奖励归属而产生的工资税义务。
我们的融资活动在截至2021年12月31日的年度使用了2200万美元的现金，主要包括偿还2020年信贷安排下的借款2000万美元、融资租赁付款100万美元以及用于支付预扣税款的现金，以换取通过净行使90万美元结算的员工既有股票奖励中扣留的股票。
股份回购计划
2021年8月16日，我们的董事会批准启动一项股票回购计划，授权我们最早从2021年8月16日开始购买总计2500万美元的普通股。在截至2022年的年度内，我们没有根据该计划回购任何普通股。
合同义务和表外安排
截至2022年12月31日，我们的合同义务包括资产报废义务以及短期和长期租赁。此外，我们还拥有某些金融工具，代表在正常业务过程中产生的潜在承诺，以支持我们的运营，包括担保债券。在适用的情况下，这些工具承保的基础负债反映在我们的资产负债表中。因此，没有反映担保债券或其他票据的额外负债。
截至2022年12月31日，我们在各种协议下有未来的合同付款承诺，总结如下。该等短期租赁及经营租赁并未记录于随附的综合资产负债表内。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 按期间到期的付款 |
| | 总计 | | 不到 1年 | | 1-3年 | | 3-5年 | | 超过 5年 |
| | (单位：千) |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 资产报废债务(1) | $ | 63,709 | | | $ | 16,074 | | | $ | — | | | $ | 127 | | | $ | 47,508 | |
| 经营租赁 | 167 | | | 167 | | | — | | | — | | | — | |
| 短期租约 | 2,076 | | | 2,076 | | | — | | | — | | | — | |
| 融资租赁 | 1,059 | | | 459 | | | 600 | | | — | | | — | |
| 总计 | $ | 67,011 | | | $ | 18,776 | | | $ | 600 | | | $ | 127 | | | $ | 47,508 | |
____________________ (1)资产报废债务是基于影响截至2022年12月31日的报告金额的估计和假设。这些估计和假设可能本质上是不可预测的，并且可能与实际结果不同，因为我们可能需要在何时封堵和放弃油井或报废资产。因此，我们可能不会产生上述当前资产报废债务的所有估计成本。在截至2022年12月31日的一年中，封堵和废弃成本为260万美元。
评税免税额
在2016年摆脱破产和应用重新开始会计时，我们在房地产、厂房和设备方面的计税基础超过了我们资产的账面价值。此外，在重组交易导致的属性减少后，我们还有大量的美国联邦净营业亏损。因此，继承人公司在出现时有大量递延税项资产可供使用。在评估递延税项资产的变现能力时，我们会考虑部分或全部递延税项资产是否更有可能无法变现。递延税项资产的最终变现取决于在可利用递延税项资产期间产生的未来收入。在前几年，我们确定递延税项资产没有达到更有可能被利用的门槛，因此计入了估值拨备。截至2022年12月31日，我们已部分释放了6,450万美元的递延税项资产估值准备。我们预计能够根据未来收入的产生利用这些递延税项资产。未来收入估计数的变化可能会导致在以后各期间调整估值津贴。
见“附注13—在所附合并财务报表中加入“所得税”一词，以便对所得税相关事项进行额外讨论。
关键会计估计
对公司财务状况和经营结果的讨论和分析是以公司的综合财务报表为基础的，该综合财务报表是根据美国公认的会计原则编制的。公司财务报表的编制要求管理层作出假设和准备估计，以影响资产、负债、收入和支出的报告金额以及或有资产和负债的披露。估计是基于历史经验和各种其他被认为是合理的假设；然而，实际结果可能有很大不同。以下讨论了公司的关键会计政策和有关重大估计的其他信息。见《附注1--重要会计政策摘要》随行本报告项目8中的合并财务报表，以进一步讨论重要的会计政策。
已探明储量。*截至2022年12月31日，独立石油工程师估计了公司约95.0%的储量。已探明储量的估计是基于石油、天然气和天然气的数量，地质和工程数据显示，在现有的经济和运营条件下，未来几年可从已知油藏中合理确定地开采石油、天然气和天然气。然而，在估计已探明储量的数量以及预测未来收入、生产率和开发支出时间方面存在许多固有的不确定性，包括许多公司无法控制的因素。估算储量是估算地下石油和天然气储量的复杂过程，这些储量不能以准确的方式测量，并依赖于对现有地质、地球物理、工程和生产数据的假设和主观解释。储量估计的准确性取决于现有数据的质量和数量、工程和地质解释和判断。此外，由于波动和不断变化的市场状况，大宗商品价格和未来开发成本将在不同时期发生变化，导致对已探明储量的估计发生变化，并导致对未来净收入的估计发生变化。截至2022年、2022年及2021年12月31日止年度，本公司将已探明储量较上年度报告分别修订约8.1百万及43.3百万桶，原因包括适用期末用于评估储量的美国证券交易委员会价格上升、生产表现显示储量增加(或减少)、油藏规模大于(或小于)最初估计，或原始油田边界内额外的探明储量预订等因素。已探明储量的估计是公司财务估计的关键组成部分，用于确定石油和天然气资产的折旧和损耗及其全部成本上限限制。未来对已探明储量估计的修订可能是重大的，并可能对公司未来的折旧、损耗和减值费用产生重大影响。
石油和天然气资产的折旧和损耗。-根据全成本会计规则，资本化成本采用生产单位法摊销。在这种方法下，折旧和损耗是在每个季度末通过将该季度的总产量乘以衰减率来计算的。损耗率是通过将未摊销总成本加上未来开发成本除以季度初的净等值探明储量来确定的。
石油和天然气性质的减值。根据全成本会计规则，资本化成本是有限度的。石油和天然气资产的资本化成本，扣除累计折旧、损耗和减值、较少相关的递延所得税和电力基础设施成本，不得超过等于最高限额的金额。本公司使用美国证券交易委员会计算其全部成本上限限制，该价格根据基础或区位差异进行调整，在储量的有效期内保持不变。如果资本化成本超过最高限额，超出的部分必须计入费用。一旦发生减记，以后就不能再冲销。截至2022年12月31日或2021年12月31日止年度，本公司并无录得任何减值。
见“综合经营业绩”和“附注9-减值”。随行综合财务报表载于本报告第(8)项，以讨论本公司的减值。
资产报废义务。资产报废债务是指根据适用的联邦和州法律，在公司油井生产寿命结束时封堵、废弃和修复油井的成本的公允价值估计。本公司估计资产报废负债在产生负债期间(于钻井或收购油井时)的公允价值。估计未来的资产报废债务需要管理层对时间、负债的存在以及什么构成适当的恢复做出估计和判断。本公司采用现值技术估计资产报废债务的公允价值，这反映了某些假设，需要做出重大判断，包括通货膨胀率、其经信贷调整的无风险利率、债务的估计结算日期以及根据第三方报价和当前实际成本结算债务的估计当前成本。现值计算中固有的是和解的时机以及法律、法规、环境和政治环境的变化，这些环境可能会发生变化。现金流量的时间安排或最初估计的变化将导致负债的账面金额发生变化。
所得税。递延所得税是为资产和负债的财务报表和所得税基础之间的暂时性差异而记录的。递延税项资产确认为暂时性差额，可在未来年度的纳税申报表中扣除，以及营业亏损和税项抵免结转。如果认为部分或全部递延税项资产更有可能无法变现，则递延税项资产减值准备。递延税项负债确认为暂时性差额，这些差额将在未来几年的纳税申报表中纳税。在评估递延税项资产的变现能力时，我们会考虑部分或全部递延税项资产是否更有可能无法变现。递延税项资产的最终变现取决于在可利用递延税项资产期间产生的未来收入。在前几年，我们确定递延税项资产没有达到更有可能被利用的门槛，因此计入了估值拨备。截至2022年12月31日，我们已部分释放了6,450万美元的递延税项资产估值准备。我们预计能够根据未来收入的产生利用这些递延税项资产。未来收入估计数的变化可能会导致在以后各期间调整估值津贴。
新的会计公告。关于最近采用的会计准则和最近尚未采用的会计准则的讨论，请参阅本公司随行合并财务报表载于本报告项目8。
项目7A。关于市场风险的定量和定性披露
一般信息
这一讨论提供了有关我们用来管理大宗商品价格的金融工具的信息。所有合同都以现金结算，不需要在结算时实际交付商品。此外，我们还讨论了信用风险和利率风险的敞口。
商品价格风险。*我们最重大的市场风险与我们收到的石油、天然气和NGL的价格有关。由于这些商品的历史价格波动，我们不时根据我们对当时市况下机会的看法，就我们预期产量的一部分订立商品定价衍生合约，以减少我们收到的石油、天然气和NGL的变异性。
我们可以使用各种基于大宗商品的衍生品合约，包括固定价格掉期、基差掉期和套圈。于2022年12月31日，本公司的未平仓衍生合约由天然气商品衍生合约组成，根据该合约，吾等将收取合约的固定价格，并在指定期间就合约数量向交易对手支付浮动市场价格。这些商品衍生品合约包括以下内容：
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| | 概念上的 | | 单位 | | 单位加权平均固定价格 |
| | | | | | |
| 天然气价格互换：2023年1月-2023年3月 | | 1,044,000 | | | MMBtu | | $ | 8.39 | |
由于吾等并无将任何衍生工具合约指定为会计上的对冲，因此衍生工具合约的公允价值变动将确认为当期收益的损益。因此，我们的本期收益可能会受到商品衍生品合约公允价值变化的重大影响。公允价值变动主要根据未来价格与期末合同价格的比较来计量。
下表汇总了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度衍生品活动(单位：千)： | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | |
| 衍生品合约的(收益)损失 | $ | (5,975) | | | $ | 2,251 | | | |
| 结算时支付(收到)的现金 | $ | (1,525) | | | $ | 2,230 | | | |
见“附注6--衍生工具”随行综合财务报表载于本报告第(8)项，以提供有关我们的商品衍生工具的额外资料。
信用风险。我们面临与我们衍生品金融合同的交易对手相关的信用风险。我们所有的衍生品交易都是在场外交易市场进行的。在场外交易市场使用衍生品交易涉及交易对手可能无法满足交易的财务条件的风险。我们所有衍生品交易的交易对手都拥有“投资级”信用评级。我们监控衍生品交易对手的信用评级，并在确定衍生品合同的公允价值时考虑交易对手的信用违约风险评级。从历史上看，衍生品合约一直与多个交易对手签订，以将对任何单个交易对手的风险敞口降至最低，此外，我们的交易对手一直是大型金融机构。
我们不需要来自交易对手的抵押品或其他担保来支持衍生工具。我们与我们的衍生品合约交易对手签订了总的净额结算协议，这使得我们能够将我们的衍生品资产和负债按商品类型与相同的交易对手进行净额结算。由于净额结算拨备，吾等于衍生工具交易项下因信用风险而产生的最高亏损金额仅限于商品衍生工具合约项下交易对手应付的净额。因此，我们不需要在我们的商品衍生品合同下提供额外的抵押品。
我们还面临与向我们的共同利益伙伴收取应收账款有关的信用风险，这些应收账款在我们运营的项目上按比例分摊支出。从历史上看，我们在联合应收利息上的信贷损失一直是微不足道的。
第8项。第二项：财务报表和补充数据
合并财务报表索引
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| | 页面 |
管理层关于财务报告内部控制的报告 | 56 |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID编号659) | 57 |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID号34) | 62 |
截至2022年和2021年12月31日的合并资产负债表 | 63 |
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的综合业务报表 | 64 |
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度股东权益变动表 | 65 |
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的合并报表现金流量 | 66 |
合并财务报表附注 | 67 |
管理层关于财务报告内部控制的报告
SandRidge Energy，Inc.的管理层负责根据修订后的1934年《证券交易法》(以下简称《交易法》)第13a-15(F)和15d-15(F)条的规定，建立和维持对财务报告的充分内部控制。财务报告内部控制是由公司首席执行官和首席财务官设计或在其监督下设计的程序，旨在根据公认的会计原则为财务报告的可靠性和公司对外财务报表的编制提供合理保证。
管理层评估了截至2022年12月31日公司财务报告内部控制的有效性。在进行这项评估时，管理层使用了内部控制--综合框架特雷德韦委员会赞助组织委员会发布(2013年)(COSO标准)。根据管理层使用COSO标准进行的评估，管理层得出结论，公司对财务报告的内部控制截至2022年12月31日有效。
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/s/-Grayson PRANIN | | /s/：Salah Gamoudi |
格雷森·普兰宁 首席执行官兼首席运营官总裁 | | 萨拉赫·加穆迪 常务副总裁总裁，首席财务官、首席会计官 |
独立注册会计师事务所报告
致SandRidge Energy，Inc.的股东和董事会
对财务报表的几点看法
本公司已审核所附SandRidge Energy，Inc.及其附属公司(“本公司”)于2022年12月31日的综合资产负债表、相关综合经营表、截至该日止年度的股东权益及现金流量变动及相关附注(统称“综合财务报表”)。我们认为，综合财务报表在所有重大方面都公平地反映了本公司截至2022年12月31日的综合财务状况，以及截至2022年12月31日的年度的综合经营业绩和现金流量，符合美国公认的会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架特雷德韦委员会保荐组织委员会发布的2013年报告和我们2023年3月15日的报告，对公司财务报告的内部控制发表了无保留意见。
意见基础
这些合并财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的综合财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于合并财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期综合财务报表审计产生的事项，且(1)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露，以及(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
油气探明储量对枯竭油气的影响及递延纳税资产变现评估中的应税收入预测
如附注1所述，本公司采用全成本会计方法，根据该方法，石油及天然气资产按单位产量法按总探明储量摊销。在截至2022年12月31日的年度内，该公司记录了与其已探明石油和天然气资产相关的亏损约760万美元。
该公司聘请一家独立的油藏工程公司作为管理专家，评估其几乎所有已探明的石油和天然气储量。为了估计已探明的石油和天然气储量以及相关的未来净现金流，管理层及其专家作出重大估计和假设，包括预测生产资产的产量递减率。对已探明石油和天然气储量的估计受管理层对与已探明储量相关的油井的财务状况的判断和估计的影响，以确定在所需的适当定价假设下，油井是否以合理的确定性预期是经济的。重大假设或工程数据的变化可能会对公司已探明的石油和天然气资产的损耗量以及关于实现递延税项资产的结论产生重大影响。已探明石油及天然气储量对评估递延税项资产变现能力的应课税收入预测的影响，将于下文所得税会计--递延税项资产估值拨备项下进一步说明。
我们确定了已探明的石油和天然气储量对枯竭的影响，并对递延税项资产的变现能力由于管理层在编制已探明石油和天然气储量估计时使用重大判断，包括使用专家，这是一项重要的审计事项。这进而导致审计师高度的判断力、主观性，以及在执行程序和评估与开发已探明石油和天然气储量估计所用的重大假设相关的审计证据方面的努力程度增加。
我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序包括：
•测试对公司估计的石油和天然气储量进行控制的操作有效性。
•评估本公司第三方油藏工程专家的知识、技能和能力及其与本公司的关系，就估算探明储量的过程和判断向该等油藏工程师进行询问，并阅读油藏工程专家编写的储量报告。
•评估管理层及其专家在编制已探明石油和天然气储量估计时使用的重大假设，包括定价差异、未来运营成本、未来生产率和资本支出。执行的程序包括对专家使用的数据输入的完整性和准确性进行测试，以及对专家的调查结果进行评估。所执行的程序包括：
•测试专家使用的数据输入的完整性和准确性；
•测试专家的计算结果的准确性；以及
•执行管理层及其专家制定的定价、储备数量和成本估算的分析程序。这些程序需要对以下方面进行比较：
◾价格与历史基准价格的比较，根据定价差异进行调整，
◾产量预测到最近的历史实际产量，
◾对一组物业最近发生的历史成本的租赁运营成本的预测，以及
◾预计生产税将计入最近发生的历史税费和法定税率。
•评估储备报告中使用的收入和工作利息百分比的准确性，方法是将此类权益的样本与土地记录进行比较。
•对已探明石油和天然气储量的历史估计进行回顾，以确定估计中潜在的管理偏差。
测试包括这些已探明储量在内的公司消耗计算的准确性。
所得税会计--递延税项资产的计价准备
如附注1及附注13所述，递延所得税乃就财务报表与资产及负债的所得税基准之间的暂时性差异入账。递延税项资产确认为暂时性差额，可在未来年度的纳税申报表中扣除，以及营业亏损和税项抵免结转。如果认为部分或全部递延税项资产更有可能无法变现，则递延税项资产减值准备。递延税项负债确认为暂时性差额，这些差额将在未来几年的纳税申报表中纳税。在2022年12月31日之前，公司一直对其递延税项资产享有全额估值津贴，当时管理层得出结论，部分递延税项资产更有可能实现，从而产生6,450万美元的递延税项资产和6,450万美元的递延税项收益。
我们确定了公司对递延税项资产中更有可能实现的部分的估计，这是一项关键的审计事项。具体地说，本公司对正面和负面证据的评估以及对未来应纳税收入的估计，以确定待公布的估值拨备金额，涉及重大的管理层判断。这进而导致审计师高度的判断力、主观性，以及在执行程序和评估与权衡正面和负面证据以及制定未来应纳税收入估计所用的重大假设相关的程序和评估审计证据方面的努力程度增加。
我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序包括：
•测试对管理层确定是否更有可能实现递延税项资产以及制定对未来应纳税所得额的估计的控制的操作有效性。
•在国内所得税专家的协助下：
•评价管理层的评估，并权衡用来得出应释放一部分估值津贴的正面和负面证据；以及
•评估管理层在考虑了预测的账面/税额差异和净营业亏损的利用后，关于更有可能实现的税收优惠的结论的合理性。
•通过以下方式检验应纳税所得额预测中主要假设和数据的合理性：
•将石油和天然气产量、价差、运营成本、生产税和所有权权益的预测与公司前述已探明石油和天然气储量的数据输入进行比较；
•评价预测商品定价的合理性；
•将其他预计经营成本和利息收入与发生的历史成本或赚取的收入进行比较；以及
•评估管理层在估计应纳税所得额时所使用的预测期的合理性。
/s/Moss Adams LLP
休斯敦，得克萨斯州
2023年3月15日
自2022年以来，我们一直担任公司的审计师。
独立注册会计师事务所报告
致SandRidge Energy，Inc.的股东和董事会
财务报告内部控制之我见
我们审计了SandRidge Energy，Inc.及其子公司(“本公司”)截至2022年12月31日的财务报告内部控制，依据特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布的“内部控制-综合框架(2013)”中确立的标准。我们认为，根据COSO发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，截至2022年12月31日，公司在所有实质性方面都对财务报告保持了有效的内部控制。
我们亦已按照美国上市公司会计监督委员会(“PCAOB”)的准则，审计了SandRidge Energy，Inc.及附属公司截至2022年12月31日的综合资产负债表、截至该日止年度的相关综合经营报表、股东权益及现金流量变动，以及相关附注(统称为“综合财务报表”)，以及我们于2023年3月15日的报告，就该等综合财务报表表达了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在第9A项所附《管理层财务报告内部控制报告》中。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/s/Moss Adams LLP
休斯敦，得克萨斯州
2023年3月15日
自2022年以来，我们一直担任公司的审计师。
独立注册会计师事务所报告
致SandRidge Energy，Inc.股东和董事会。
对财务报表的几点看法
我们审计了SandRidge Energy，Inc.及其子公司(“本公司”)截至2021年12月31日的综合资产负债表、截至2021年12月31日的两个年度的相关综合经营报表、股东权益变动和现金流量以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们认为，财务报表在所有重要方面都公平地反映了本公司截至2021年12月31日的财务状况，以及截至2021年12月31日的两个年度的经营结果和现金流量，符合美国公认的会计原则。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
/s/德勤律师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2022年3月10日
我们于2019年开始担任公司的审计师。2022年，我们成为了前身审计师。
SandRidge能源公司及其子公司
合并资产负债表 | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
资产 | | | |
| 流动资产 | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 255,722 | | | $ | 137,260 | |
| | | |
| 受限现金--其他 | 1,746 | | | 2,264 | |
| 应收账款净额 | 34,735 | | | 21,505 | |
| 衍生工具合约 | 4,429 | | | — | |
| 预付费用 | 523 | | | 626 | |
| 其他流动资产 | 7,747 | | | 80 | |
| | | |
| 流动资产总额 | 304,902 | | | 161,735 | |
| 石油和天然气属性，采用全成本法核算 | | | |
| 证明了 | 1,507,690 | | | 1,454,016 | |
| 未经证实 | 11,516 | | | 12,255 | |
| 减去：累计折旧、损耗和减值 | (1,380,574) | | | (1,373,217) | |
| 138,632 | | | 93,054 | |
| 其他财产、厂房和设备，净额 | 92,244 | | | 97,791 | |
| 其他资产 | 190 | | | 332 | |
| 递延税项资产 | 64,529 | | | — | |
| 总资产 | $ | 600,497 | | | $ | 352,912 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | |
| | | |
负债和股东权益 | | | |
| 流动负债 | | | |
| 应付账款和应计费用 | $ | 46,335 | | | $ | 45,779 | |
| | | |
| 资产报废债务 | 16,074 | | | 17,606 | |
| 衍生工具合约 | — | | | 21 | |
| 其他流动负债 | 870 | | | 627 | |
| 流动负债总额 | 63,279 | | | 64,033 | |
| | | |
| 资产报废债务 | 47,635 | | | 41,762 | |
| 其他长期债务 | 1,661 | | | 1,795 | |
| 总负债 | 112,575 | | | 107,590 | |
承付款和或有事项(附注12) | | | |
| 股东权益 | | | |
普通股，$0.001票面价值；250,000授权股份；36,868于2022年12月31日发行及未偿还36,675已发行并于2021年12月31日未偿还 | 37 | | | 37 | |
| 认股权证 | — | | | 88,520 | |
| 额外实收资本 | 1,151,689 | | | 1,062,737 | |
| 累计赤字 | (663,804) | | | (905,972) | |
| 股东权益总额 | 487,922 | | | 245,322 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 600,497 | | | $ | 352,912 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
SandRidge能源公司及其子公司
合并业务报表 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (以千为单位，每股除外) |
| 收入 | | | | | |
| 石油、天然气和天然气 | $ | 254,258 | | | $ | 168,882 | | | $ | 114,450 | |
| 其他 | — | | | — | | | 526 | |
| 总收入 | 254,258 | | | 168,882 | | | 114,976 | |
| 费用 | | | | | |
| 租赁运营费用 | 41,286 | | | 35,999 | | | 43,431 | |
| 生产税、从价税和其他税 | 15,880 | | | 9,918 | | | 9,634 | |
| 折旧和耗尽--石油和天然气 | 11,542 | | | 9,372 | | | 50,349 | |
| 折旧和摊销--其他 | 6,342 | | | 6,073 | | | 7,736 | |
| 减损 | — | | | — | | | 256,399 | |
| 一般和行政 | 9,449 | | | 9,675 | | | 15,327 | |
| | | | | |
| 重组费用 | 382 | | | 792 | | | 2,733 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 员工离职福利 | — | | | 49 | | | 8,433 | |
| 衍生品合约的(收益)损失 | (5,975) | | | 2,251 | | | (5,765) | |
| 出售资产的收益 | — | | | (18,952) | | | (100) | |
| 其他营业(收入)费用 | (99) | | | (382) | | | 306 | |
| 总费用 | 78,807 | | | 54,795 | | | 388,483 | |
| 营业收入(亏损) | 175,451 | | | 114,087 | | | (273,507) | |
| 其他(费用)收入 | | | | | |
| 利息收入(费用)，净额 | 1,810 | | | (404) | | | (1,998) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 其他收入(费用)，净额 | 378 | | | 3,055 | | | (2,494) | |
| 其他收入(费用)合计 | 2,188 | | | 2,651 | | | (4,492) | |
| 所得税前收入(亏损) | 177,639 | | | 116,738 | | | (277,999) | |
| 所得税(福利) | (64,529) | | | — | | | (646) | |
| 净收益(亏损) | $ | 242,168 | | | $ | 116,738 | | | $ | (277,353) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 每股净收益(亏损) | | | | | |
| 基本信息 | $ | 6.59 | | | $ | 3.21 | | | $ | (7.77) | |
| 稀释 | $ | 6.52 | | | $ | 3.13 | | | $ | (7.77) | |
| 已发行普通股加权平均数 | | | | | |
| 基本信息 | 36,745 | | | 36,393 | | | 35,689 | |
| 稀释 | 37,154 | | | 37,271 | | | 35,689 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
SandRidge能源公司及其子公司
合并股东权益变动表 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普通股 | | 认股权证 | | 其他内容 已缴费 资本 | | 累计 赤字 | | 总计 |
| | 股票 | | 金额 | | 股票 | | 金额 | |
| | (单位：千) |
2020年1月1日的余额 | 35,772 | | | $ | 36 | | | 6,659 | | | $ | 88,520 | | | $ | 1,059,253 | | | $ | (745,357) | | | $ | 402,452 | |
| 股票奖励发放，扣除注销后的净额 | 96 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 为一般无担保债权发行的普通股 | 60 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 基于股票的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 3,031 | | | — | | | 3,031 | |
| 为一般无抵押债权发行认股权证 | — | | | — | | | 75 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
为换取员工既得股票奖励中扣缴的股票而预扣的税款 | — | | | — | | | — | | | — | | | (64) | | | — | | | (64) | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 净亏损 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (277,353) | | | (277,353) | |
2020年12月31日的余额 | 35,928 | | | 36 | | | 6,734 | | | 88,520 | | | 1,062,220 | | | (1,022,710) | | | 128,066 | |
| 股票奖励发放，扣除注销后的净额 | 547 | | | 1 | | | — | | | — | | | (1) | | | — | | | — | |
| 为一般无担保债权发行的普通股 | 200 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 基于股票的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,417 | | | — | | | 1,417 | |
| 为一般无抵押债权发行认股权证 | — | | | — | | | 247 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
为换取员工既得股票奖励中扣缴的股票而预扣的税款 | — | | | — | | | — | | | — | | | (899) | | | — | | | (899) | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 116,738 | | | 116,738 | |
2021年12月31日的余额 | 36,675 | | | 37 | | | 6,981 | | | 88,520 | | | 1,062,737 | | | (905,972) | | | 245,322 | |
| 股票奖励发放，扣除注销后的净额 | 193 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 基于股票的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,603 | | | — | | | 1,603 | |
| | | | | | | | | | | | | |
为换取员工既得股票奖励中扣缴的股票而预扣的税款 | | | — | | | — | | | — | | | (1,177) | | | — | | | (1,177) | |
| 已行使认股权证 | — | | | — | | | — | | | (2) | | | 8 | | | — | | | 6 | |
| 取消已过期的认股权证 | — | | | — | | | (6,981) | | | (88,518) | | | 88,518 | | | — | | | — | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 242,168 | | | 242,168 | |
2022年12月31日的余额 | 36,868 | | | $ | 37 | | | — | | | $ | — | | | $ | 1,151,689 | | | $ | (663,804) | | | $ | 487,922 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
SandRidge能源公司及其子公司
合并现金流量表 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
经营活动的现金流 | | | | | |
净收益(亏损) | $ | 242,168 | | | $ | 116,738 | | | $ | (277,353) | |
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额 | | | | | |
坏账准备 | — | | | (2,329) | | | 3,202 | |
折旧、损耗和摊销 | 17,884 | | | 15,445 | | | 58,085 | |
减损 | — | | | — | | | 256,399 | |
| | | | | |
递延所得税 | (64,529) | | | — | | | — | |
债务发行成本摊销 | — | | | 57 | | | 792 | |
| | | | | |
| | | | | |
债务发行成本的注销 | — | | | 174 | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
衍生品合约的(收益)损失 | (5,975) | | | 2,251 | | | (5,765) | |
衍生品合约结算时收到的现金(已支付) | 1,525 | | | (2,230) | | | 5,879 | |
| | | | | |
| | | | | |
出售资产的收益 | — | | | (18,952) | | | (100) | |
基于股票的薪酬 | 1,526 | | | 1,394 | | | 3,012 | |
其他 | 153 | | | 144 | | | 149 | |
经营性资产和负债增加(减少)现金的变化 | | | | | |
| | | | | |
应收账款 | (13,211) | | | 841 | | | 5,867 | |
预付费用 | (1,507) | | | 2,264 | | | 452 | |
其他流动资产 | (5,378) | | | — | | | 458 | |
其他资产和负债，净额 | (129) | | | (1,212) | | | 1,134 | |
应付账款和应计费用 | (5,246) | | | (2,241) | | | (12,968) | |
资产报废债务 | (2,585) | | | (2,084) | | | (3,081) | |
经营活动提供的净现金 | 164,696 | | | 110,260 | | | 36,162 | |
投资活动产生的现金流 | | | | | |
不动产、厂房和设备的资本支出 | (44,085) | | | (11,583) | | | (8,762) | |
收购资产 | (1,431) | | | (3,545) | | | (3,701) | |
| 购置其他财产和设备 | (49) | | | (59) | | | — | |
| | | | | |
出售资产所得收益 | 448 | | | 38,160 | | | 37,556 | |
投资活动提供的现金净额(用于) | (45,117) | | | 22,973 | | | 25,093 | |
融资活动产生的现金流 | | | | | |
借款收益 | — | | | — | | | 59,000 | |
偿还借款 | — | | | (20,000) | | | (96,500) | |
发债成本 | — | | | (75) | | | (160) | |
减少融资租赁责任 | (541) | | | (1,024) | | | (1,233) | |
| | | | | |
| | | | | |
行使股票期权所得收益 | 77 | | | 23 | | | — | |
为换取员工既得股票奖励中扣缴的股票而预扣的税款 | (1,177) | | | (899) | | | (64) | |
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认股权证行使时收到的现金 | 6 | | | — | | | — | |
(用于)融资活动的现金净额 | (1,635) | | | (21,975) | | | (38,957) | |
现金、现金等价物和限制性现金净增长 | 117,944 | | | 111,258 | | | 22,298 | |
现金、现金等价物和受限现金，年初 | 139,524 | | | 28,266 | | | 5,968 | |
现金、现金等价物和受限现金，年终 | $ | 257,468 | | | $ | 139,524 | | | $ | 28,266 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
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目录表 | SandRidge能源公司及其子公司
合并财务报表附注 | |
1. 重要会计政策摘要
业务性质。*SandRidge Energy，Inc.是一家石油和天然气收购、开发和生产公司，总部设在俄克拉何马州俄克拉何马城，主要专注于在美国开发和生产碳氢化合物资源。
巩固原则。综合财务报表包括本公司及其全资或多数股权附属公司的账目，包括其在特许权使用费信托中的比例份额。在合并中，所有公司间账户和交易都已取消。
估计的使用。*按照美利坚合众国普遍接受的会计原则编制合并财务报表，要求管理层作出估计和假设，以影响财务报表日期的资产和负债额以及或有资产和负债的披露，以及报告期内收入和支出的报告额。
需要使用假设、判断和估计的较重要领域包括：石油、天然气和NGL储量；长期资产的减值测试；未经证实的石油和天然气资产的账面价值；折旧、损耗和摊销；资产报废义务；确定全部成本池的重大变动和用于将全部成本池账面净值分配给剥离物业的相关公允价值估计；递延税项资产的估值扣除；所得税；衍生工具的估值；或有；以及应计收入和相关应收款项。尽管管理层认为这些估计是合理的，但实际结果可能与这些估计大不相同。
持续经营考虑。随附的综合财务报表是根据适用于持续经营企业的公认会计原则编制的，该原则考虑了正常业务过程中的资产变现和负债清偿。
现金和现金等价物。*本公司将原始到期日为三个月或以下的所有高流动性工具视为现金等价物，因为该等工具可随时转换为已知金额的现金，并因到期日较短而承担微不足道的价值变化风险。此外，本公司将活期存款或具有活期存款一般特征的账户视为现金等价物，我们可以随时存入额外资金，也可以在没有事先通知或罚款的情况下随时有效地提取资金。
受限现金。该公司维持与担保信用证和担保信用卡有关的资金。
应收账款，净额。*公司有销售石油、天然气和天然气的应收账款，以及与石油和天然气的钻探、完井和生产有关的应收账款，合同到期日为一年或更短。坏账准备是根据管理层根据历史经验、应收账款的性质和数量以及其他主观因素对应收账款的可收回性进行审查而设立的。当应收账款被认为无法收回时，应收账款在管理层批准后记入备抵。有关公司应收账款及坏账准备的详细资料，请参阅附注5。
金融工具的公允价值。*本公司若干金融资产及负债按公允价值计量。公允价值代表在市场参与者之间有序交易中出售一项资产或支付转移一项负债所收取的价格。该公司的金融工具未按公允价值记录，主要包括现金、限制性现金、预付费用、应收贸易款项、贸易应付款项和应计费用。现金、限制性现金、应收贸易款项、贸易应付款项及应计开支的账面值因该等票据的短期到期日而被视为反映公允价值。有关本公司公允价值计量的进一步讨论，见附注4。
非金融资产和负债的公允价值。*本公司亦适用公允价值会计指引，以计量非金融资产及负债，例如透过业务收购、物业、厂房及设备及资产报废债务而获得的非金融资产及负债。该等资产及负债只有在某些情况下才须进行公允价值调整，而不会进行经常性重估。公允价值可使用可比市场数据、贴现现金流量法或两者的组合(视情况而定)估计。
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合并财务报表附注 | |
根据贴现现金流方法，估计的未来现金流是基于管理层对未来的预期，包括对未来石油和天然气产量的估计或其他适用的销售估计、运营成本和经风险调整的贴现率。必要时，公司可考虑当前市场状况，使用估计的未来现金流入和/或流出的现值、第三方要约或可比资产的价格对其非金融资产和负债进行公允价值评估。
衍生金融工具。*本公司订立石油及天然气衍生合约，以管理与其预期石油及天然气产量价格波动有关的风险。该公司在决定是否签订石油和天然气衍生产品合同时，会考虑当前和预期的市场状况、计划的资本支出以及任何偿债要求。本公司亦可不时订立利率互换协议，以管理与其受浮动利率影响有关的风险。
除非指定为对冲工具，否则本公司按公允价值确认其衍生工具为资产或负债，并于盈利中确认公允价值变动。本公司已选择不将价格风险管理活动指定为适用会计准则下的会计套期。只要公司与衍生品合同的对手方签订了可依法强制执行的总净额结算协议，公司就会对衍生品资产和负债进行净额结算。本公司衍生活动的相关现金流影响反映为经营活动的现金流量，除非衍生合约包含重要的融资元素，在这种情况下，现金结算在综合现金流量表中分类为融资活动的现金流量。有关本公司衍生工具的进一步讨论，请参阅附注6。
石油和天然气业务。*本公司采用全成本法核算其石油和天然气资产。在全成本核算下，与石油、天然气和天然气储备的收购、勘探和开发直接相关的所有成本都被资本化到一个全成本池中。这些资本化成本包括未探明财产的成本、与公司收购、开发和勘探活动直接相关的内部成本以及资本化权益。公司将内部总成本资本化为#美元。0.3百万，$0.5百万美元和美元0.7在截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度内分别为1.3亿美元。资本化成本按生产单位法摊销。在这种方法下，折旧和损耗是在每个季度末通过将该季度的总产量乘以衰减率来计算的。损耗率是通过将未摊销总成本加上未来开发成本除以季度初的净等值探明储量来确定的。
在确定已探明储量存在或租约减值之前，与未探明物业相关的成本不计入可摊销成本基础。未探明的物业在每个季度末进行审查，以确定所发生的成本是否应重新分类到全部成本池并摊销。与未探明物业相关的成本主要是收购未探明面积的成本。所有被归类为未经证实财产的项目均按季度进行评估，以计提可能的减值，如物业属个别微不足道的物业，则按个别基准进行评估。评估包括考虑各种因素，包括但不限于：钻探意向；剩余租赁期；地质和地球物理评估；钻探结果和活动；已探明储量的分配；以及已探明储量是否可以经济地开发。在上述因素显示减值的任何期间，所有或部分相关租赁成本将转移至全部成本池并进行摊销。地震数据的成本被分配到未经证实的租赁权，并在特定项目的基础上与相关的租赁权成本一起转移到摊销基础上。
根据完全成本法核算，石油和天然气资产的总资本化成本，扣除累计折旧、损耗和减值、较少相关的递延所得税和电力基础设施成本，不得超过上限限制。每个季度末都会执行上限计算。如果超过上限，则需要对全部成本池进行减记或减值。减记全部成本池的账面价值是一种非现金费用，它会减少收益并影响股东权益，通常会导致未来期间较低的折旧和耗尽费用。一旦发生减记，以后就不能再冲销。
上限的计算是使用根据基数或区位差异调整后的美国证券交易委员会价格来计算的，在储备的有效期内保持不变。如果适用，这些价格将进一步调整，以包括石油和天然气销售的任何固定价格安排的影响。符合条件并被指定为现金流对冲的衍生品合同包括在估计的未来现金流中，尽管本公司历来没有将其任何衍生品合同指定为现金流对冲。与未来开发或废弃油井有关的未来现金流出计入未来净收入贴现现值的计算中，用于上限计算。
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待摊销石油及天然气资产的出售及放弃计入对全部成本池的调整，不确认损益，除非该等调整会显著改变资本化成本与已探明石油、天然气及天然气储量之间的关系。通常情况下，在出售涉及以下金额的储备时，不会发生重大变化25成本中心已探明储备数量的百分比，除非其结果大于10更改为损耗率的百分比。
财产、厂房和设备、净值。*其他资本化成本，包括其他财产和设备，如电力基础设施资产和建筑物，按出现日期确定的成本或公允价值减去适用折旧列账。更新和改进是资本化的，而维修和维护是花费的。这些财产和设备的折旧是在资产的估计使用年限内使用直线法计算的，估计使用年限的范围为7至39*建筑和建筑的年限1至27用于电力基础设施资产和其他设备的年份。当处置财产和设备组件时，成本和相关累计折旧将被扣除，由此产生的任何收益或损失将反映在合并经营报表中。
当事件或环境变化显示与资产或资产组别直接相关的估计未来营运现金流量净额(包括处置价值)少于资产或资产组别的账面金额时，便会审核物业及设备账面值的变现，以确定可能出现的减值。减值是指减值资产或资产组的账面价值超过其公允价值的部分。有关减值的进一步讨论，请参见附注9。
资本化的利息。利息是根据本公司在此期间的未偿还借款按加权平均利率对准备使用的资产进行资本化。在截至2022年12月31日的年度内，公司不将未探明物业的任何权益资本化，而在截至2021年12月31日的年度内，公司资本化权益约为$0.3对于目前未折旧或耗尽且正在进行勘探活动的未经探明的财产，有100万美元。
发债成本。*本公司将未摊销债务发行成本(如有)计入综合资产负债表中的其他资产。与长期债务有关的其他债务发行成本(如有)在资产负债表中列报，直接从相关债务负债中扣除(如有重大影响)。债务发行成本在相关债务期限内摊销为利息支出。当债务报废时，任何未摊销的成本，如果材料被注销并计入债务清偿的收益或损失。
资产报废义务。*本公司拥有石油和天然气资产，根据适用的联邦和州法律，这些资产需要支出在相关财产的生产寿命结束时进行封堵、废弃和补救。该等资产报废债务的负债按钻井或收购油井时的估计现值入账，并抵销物业成本的增加。这些财产成本在全部成本池内以生产单位计提折旧。负债在每个期间不断增加，直到清偿或出售资产并消除负债为止。增值和折旧都包括在合并经营报表中。本公司通过计算与负债相关的估计费用的现值来确定其资产报废义务。估计未来的资产报废债务需要管理层对时间、负债的存在以及什么构成适当的恢复做出估计和判断。现值计算中固有的是和解的时机以及法律、法规、环境和政治环境的变化，这些环境可能会发生变化。关于本公司资产报废义务的进一步讨论，见附注11。
收入确认和天然气平衡。*石油、天然气和NGL的销售是在石油、天然气和NGL生产的控制权移交给加工厂或管道入口处的客户，或将货物卸到运输卡车上的交货点时记录的，扣除特许权使用费、折扣和津贴后，视情况而定。此外，该公司还从石油、天然气和NGL收入中扣除运输成本。政府当局对石油、天然气和天然气销售评估的税款包括在综合经营报表中的生产、从价税和其他税。有关公司与收入相关的会计政策的更多信息，请参见附注15。
该公司使用销售方法核算天然气产量失衡，该方法确认所有天然气销售的收入，即使销售的天然气数量可能多于或少于公司所有权赋予其销售的天然气数量。对于超过公司在剩余估计天然气储量中的比例份额的不平衡，计入负债。该公司已记录天然气不平衡头寸负债#美元。1.42022年和2021年12月31日为100万人。公司将气体不平衡头寸计入合并资产负债表中的其他长期债务。
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基于股份的薪酬分配。向直接参与勘探和开发活动的员工提供的股权薪酬将计入公司的石油和天然气资产。未资本化的股权补偿在随附的合并经营报表中确认为一般和行政费用、生产费用和其他经营费用。
重组费用。重组费用是指与我们外包和搬迁某些非经常性公司特定职能相关的费用和成本，与我们的前身公司2016年破产相关的费用，以及我们退出科罗拉多州NPB的费用。
所得税。递延所得税反映了为财务报表目的报告的资产和负债额与其计税基础之间的暂时性差异所产生的净税收影响。如果认为部分或全部递延税项资产更有可能无法变现，则递延税项资产减值准备。
本公司选择了一种会计政策，将因税务机关少缴或迟缴所得税或与所得税或有事项有关而产生的所得税利息和罚款作为所得税拨备的一个组成部分，而不是作为利息支出列报。
每股收益。普通股每股基本收益的计算方法是将普通股股东的可用收益除以该期间已发行普通股的加权平均数。普通股每股摊薄收益的计算方法是将普通股股东可获得的收益除以已发行的摊薄普通股的加权平均数，其中包括潜在摊薄证券的影响。潜在摊薄证券包括未授予的限制性股票奖励、绩效股票单位、认股权证和使用国库方法的股票期权。
根据库务法，与未归属的基于股票的补偿授予有关的未确认补偿支出金额或在行使认股权证时将收到的收益被假定用于按平均市场价格回购股票。当存在亏损时，所有潜在的摊薄证券都是反摊薄的，因此不包括在稀释每股收益的计算中。关于公司每股收益的计算见附注19。
承诺和或有事项。对索赔、评估、诉讼或其他来源产生的或有损失的负债，在很可能已经发生负债且金额可以合理估计的情况下记录。环境支出根据未来的经济利益酌情支出或资本化。与过去业务造成的现有状况有关且不具有未来经济效益的支出被计入费用。与未来费用有关的环境负债在评估和/或补救活动可能发生并且费用可以合理估计时，以未贴现的方式入账。关于公司的承诺和或有事项的讨论见附注12。
风险集中。我们经常在金融机构保持超过联邦保险限额的现金。此外，本公司的所有商品衍生产品交易均在场外交易市场进行，这涉及交易对手可能无法满足交易财务条款的风险。本公司所有商品衍生产品交易的交易对手均拥有“投资级”信用评级。本公司持续监察其商品衍生工具交易对手的信用评级，并在厘定其商品衍生合约的公允价值时考虑其信用违约风险评级。从历史上看，公司的商品衍生品合约一直与多个交易对手签订，以最大限度地减少对任何单个交易对手的风险敞口。
本公司与其所有商品衍生工具交易对手订立总净额结算协议，使本公司可就同类商品及衍生工具向同一交易对手净额结算其商品衍生工具资产及负债。由于净额结算拨备，本公司于商品衍生工具交易项下因信贷风险而产生的最高亏损金额仅限于商品衍生工具合约项下交易对手应付的净额。
该公司经营着相当大一部分石油和天然气资产。作为物业的经营者，本公司会全数支付与物业有关的费用，并要求物业的其他营运权益拥有人偿还他们所应分担的费用。该公司的共同利益伙伴主要是独立的石油和天然气生产商。如果整个石油和天然气勘探和生产行业受到不利影响，共同利益合作伙伴偿还公司费用的能力可能会受到不利影响。
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该公司石油、天然气和天然气生产的买家主要由独立营销者、大型石油和天然气公司以及天然气管道公司组成。在我们销售产品的地区，可用的买家和市场的数量减少了失去一个下游客户将对我们的销售产生实质性影响的风险。根据现有的销售合同或销售协议，我们没有任何重大承诺在未来交付固定和可确定数量的石油和天然气。
该公司对以下石油和天然气采购商的销售额超过总收入的10%(以千计)： | | | | | | | | | | | |
| 销售额 | | 占收入的百分比 |
2022年12月31日 | | | |
| 塔尔加中大陆西OK管道有限责任公司 | $ | 147,902 | | | 58.2 | % |
| 普莱恩斯营销，L.P. | $ | 76,342 | | | 30.0 | % |
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2021年12月31日 | | | |
| 塔尔加中大陆西OK管道有限责任公司 | $ | 91,066 | | | 53.9 | % |
| 普莱恩斯营销，L.P. | $ | 51,204 | | | 30.3 | % |
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2020年12月31日 | | | |
| 普莱恩斯营销，L.P. | $ | 40,058 | | | 34.8 | % |
| 塔尔加中大陆西OK管道有限责任公司 | $ | 38,287 | | | 33.3 | % |
| 辛克莱原油公司 | $ | 36,375 | | | 31.6 | % |
最近采用的会计公告。会计准则更新(ASU)2016-13-2016年3月，FASB发布了ASU 2016-13《金融工具-信贷损失(主题326)金融工具信贷损失计量》，其中改变了实体将如何计量大多数金融资产和某些其他工具的信贷损失，这些工具没有通过净收入以公允价值计量。该准则用按摊余成本计量的工具的预期损失模型取代了以前要求的已发生损失方法。公司于2020年1月1日采用了此ASU，采用了修改后的追溯方法；然而，采用后的影响并不大。
ASU 2019-12-2019年12月，FASB发布了ASU 2019-12《所得税(主题740)：简化所得税会计》，其中简化了所得税会计的各个方面，包括与混合税制相关的要求、在非企业合并的交易中获得的商誉的税基递增、不纳税实体的单独财务报表、增量法的期间税收分配例外、投资的所有权变更、税法制定变化的中期会计以及中期税务会计中的年初至今损失限制。该标准在2020年12月15日之后的中期和年度期间生效，允许提前采用，并将在预期的基础上应用。ASU从2021年1月1日起对公司生效，对公司的综合财务报表没有实质性影响。
最近的会计公告尚未采用。FASB发布了ASU第2020-04号，参考汇率改革(主题848)：促进参考汇率改革对财务报告的影响，经ASU 2022-06修订，参考汇率改革(主题848)：推迟主题848的日落日期。本指南为将美国公认会计原则(“美国公认会计原则”)规定应用于合同、套期保值关系和其他参考伦敦银行同业拆借利率或其他参考利率的交易提供了可选的实际权宜之计和例外情况，如果满足某些标准，这些交易将因参考利率改革而终止。这一更新中的指导意见在印发后生效。如果当选，该指导意见将前瞻性地实施到2024年12月31日。我们目前正在评估该ASU的潜在采用将对我们的合并财务报表产生的影响(如果有的话)。
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2. 补充现金流信息
综合现金流量表的补充披露如下(以千计)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 现金流量信息的补充披露 | | | | | |
| 为利息支付的现金，扣除资本化金额 | $ | (215) | | | $ | (177) | | | $ | (1,260) | |
| 为所得税收到的现金 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 616 | |
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| 补充披露非现金投融资活动 | | | | | |
| 在应付账款和应计费用中购买PP&E | $ | 6,151 | | | $ | 1,029 | | | $ | 396 | |
| 以融资租赁义务换取的使用权资产 | $ | 713 | | | $ | 1,258 | | | $ | 67 | |
| 交换财产的账面价值 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 3,890 | |
| 资产报废债务资本化 | $ | 86 | | | $ | 18 | | | $ | 309 | |
| 因资产剥离而取消的资产报废债务 | $ | (623) | | | $ | (7,662) | | | $ | (502) | |
| 资产报废债务修订 | $ | 2,656 | | | $ | 6,800 | | | $ | (17,192) | |
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3. 资产和油气财产的收购、剥离和处置
2021年收购和资产剥离
2021年4月22日，我们宣布收购SandRidge Missisippian Trust I(“该信托”)的所有压倒一切的特许权使用费权益资产。购买总价为$。4.92000万美元(净额)3.61000万，考虑到我们的26.9信托基金的%所有权)。
北帕克盆地销售
2021年2月5日，该公司出售了其位于科罗拉多州北公园盆地的所有石油和天然气资产及相关资产，收购价为#美元。471000万美元。这笔交易的净收益为#美元。39.72000万美元现金，相当于购买价格为$47扣除生效日期至关闭日期调整后的净额为百万美元。因此，公司使用收益法将全部成本池账面净值的一部分分配给剥离的石油和天然气资产，并确认减少了全部成本池资产#美元。22.01000万美元，减少1,000万美元4.6600万美元至其非全成本池资产。由于出售大大改变了资本化成本和已探明储量之间的关系，公司确认了一美元19.7与出售的资产相关的1000万美元收益。收益为净收益#美元。39.7300万美元，加上发布的收入悬而未决的美元0.51000万美元和免除资产报废债务#美元6.11000万美元被减少#美元抵销26.62000万美元与NPB相关的石油和天然气资产。该公司记录的销售价格下降了#美元。0.8由于下半年进行了结账后的调整，产生了1000万美元的收入。因此，出售资产的收益降至#美元。18.9在截至2021年12月31日的一年中，
2020年收购和资产剥离
于2020年9月10日，本公司以净买入价$收购了SandRidge Mississippian Royalty Trust II(“该信托”)持有的全部最重要的特许权使用费权益。3.31000万，考虑到我们的37.6信托基金的%所有权。该公司将这笔交易作为资产收购入账，并将收购的购买价格加上交易成本分配给石油和天然气资产。
2020年8月31日，公司完成了之前宣布的出售其位于俄克拉荷马城的公司总部大楼的交易，净收益约为$35.41000万美元。关于出售大楼的其他讨论见附注9。
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4. 公允价值计量
本公司按公允价值计量及报告若干资产及负债，并已使用下述公允价值层级对其公允价值计量进行分类及披露。综合资产负债表所载现金、限制性现金、应收账款、预付开支、若干其他流动资产、应付账款及应计开支及其他流动负债及其他长期负债的账面价值于2022年12月31日及2021年12月31日接近公允价值。
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| 第1级 | | 未经调整的活跃市场报价，即在计量日期可获得相同、不受限制的资产或负债的报价。 |
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| 二级 | | 非活跃市场的报价，或在资产或负债的整个期限内直接或间接可观察到的投入。 |
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| 第三级 | | 基于价格或估值模型的计量，该价格或估值模型需要对公允价值计量具有重要意义且对客观来源较难观察到的投入(即，很少或根本没有市场活动的支持)。 |
按公允价值计量的资产和负债根据对公允价值计量有重要意义的最低投入水平进行分类。本公司对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断，这可能会影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层级中的配置。公允价值的厘定如下所述，考虑本公司金融资产及负债的市场、相关信贷风险及其他因素。本公司认为活跃市场是指资产或负债交易发生的频率和数量足以持续提供定价信息的市场。截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，公司的资产和负债分类在层次结构的第二级，如下所述。
第2级公允价值计量
大宗商品衍生品合约。本公司的石油和天然气固定价格掉期的公允价值基于公开市场上现成的信息，如石油和天然气期货价格、波动性因素和折扣率，或可以从活跃的市场得到证实。公允价值是通过使用折现现金流模型或期权定价模型来确定的，该模型使用了上文讨论的适用投入。本公司采用其交易对手之加权平均信用违约风险评级系数或实施其信用违约风险评级(视何者适用而定)以厘定该等衍生工具合约的公允价值。信用违约风险评级基于当前公布的信用违约互换利率。
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公允价值--经常性计量基础
下表汇总了公司按公允价值等级按公允价值经常性计量的资产和负债(以千计)：
2022年12月31日 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 公允价值计量 | | 编织成网 | | 按公允价值计算的资产 |
| 1级 | | 2级 | | 3级 | | |
| 资产 | | | | | | | | | |
| 商品衍生品合约 | $ | — | | | $ | 4,429 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 4,429 | |
| | | | | | | | | |
| 总计 | $ | — | | | $ | 4,429 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 4,429 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
2021年12月31日
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| 公允价值计量 | | 净网(1) | | 按公允价值计算的负债 |
| 1级 | | 2级 | | 3级 | | |
| 负债 | | | | | | | | | |
| 商品衍生品合约 | $ | — | | | $ | 200 | | | $ | — | | | $ | 179 | | | $ | 21 | |
| | | | | | | | | |
| 总计 | $ | — | | | $ | 200 | | | $ | — | | | $ | 179 | | | $ | 21 | |
(1)表示在存在抵销权的情况下将资产和负债与交易对手进行净额结算的影响。
转账。于截至2022年、2022年、2021年及2020年12月31日止年度，本公司于第一级、第二级或第三级公允价值计量之间并无任何转移。
非金融资产和负债的公允价值
有关本公司减值估值的讨论，见附注9。
5. 应收帐款
应收账款汇总如下(单位：千)： | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2022 | | 2021 |
| 石油、天然气和天然气销售 | $ | 21,839 | | | $ | 18,829 | |
| 共同利息帐单 | 11,234 | | | 3,441 | |
| 其他 | 3,689 | | | 1,262 | |
| 应收账款总额 | 36,762 | | | 23,532 | |
| 减去：坏账准备 | (2,027) | | | (2,027) | |
| 应收账款总额，净额 | $ | 34,735 | | | $ | 21,505 | |
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合并财务报表附注 | |
下表列出了2022年、2022年和2021年12月31日终了年度的坏账准备余额和活动情况(单位：千)： | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | |
| 期初余额 | $ | 2,027 | | | $ | 4,356 | | | |
| 在费用和费用中收取的附加费 | — | | | 21 | | | |
| 扣除额(1) | — | | | (2,350) | | | |
| 期末余额 | $ | 2,027 | | | $ | 2,027 | | | |
____________________
(1)扣除额是以前已确定的免税额的集合。
6. 衍生品
商品衍生品
该公司面临大宗商品价格风险，这影响了其出售石油和天然气的现金流的可预测性。有时，该公司试图通过使用商品衍生品合约对其预测的石油或天然气产量销售的一部分进行风险管理。
本公司并无指定其任何衍生工具合约作为会计上的对冲。所有衍生合约均按公允价值入账，衍生合约公允价值变动在综合经营报表中确认为衍生合约损益。本公司的任何商品衍生合约不得仅因合同一方的信用评级下调而在合同到期日之前终止。商品衍生品合约按月结算，商品衍生品合约估值按季度按市值调整。
下表汇总了截至2022年12月31日、2022年、2021年和2020年的衍生品活动(单位：千)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | |
| 衍生品合约的(收益)损失 | $ | (5,975) | | | $ | 2,251 | | | $ | (5,765) | | | |
| 结算时支付(收到)的现金 | $ | (1,525) | | | $ | 2,230 | | | $ | (5,879) | | | |
主净额结算协议和抵销权。如适用，本公司与其所有商品衍生工具交易对手订立总净额结算协议，并已按商品类别于综合资产负债表按净额基准向同一交易对手呈列其衍生资产及负债。由于净额结算拨备，本公司在商品衍生工具交易项下因信贷风险而产生的最高亏损金额仅限于其交易对手应付的净额。截至2022年12月31日，本公司未平仓商品衍生品合约的交易对手包括一金融机构。
| | | | | | | | |
目录表 | SandRidge能源公司及其子公司
合并财务报表附注 | |
下表汇总了(I)公司商品衍生品合约的毛数，(Ii)根据总净额安排存在抵销权的净资产和负债的影响，以及(Iii)公司截至2022年12月31日、2022年和2021年12月31日的净衍生品头寸(以千计)：
2022年12月31日 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 总金额 | | 总金额抵销 | | 扣除抵销后的净额 | | 金融抵押品 | | 净额 |
| 资产 | | | | | | | | | | |
| 衍生工具合约-现行合约 | | $ | 4,429 | | | $ | — | | | $ | 4,429 | | | $ | — | | | $ | 4,429 | |
| | | | | | | | | | |
| 总计 | | $ | 4,429 | | | $ | — | | | $ | 4,429 | | | $ | — | | | $ | 4,429 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
2021年12月31日 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 总金额 | | 总金额抵销 | | 扣除抵销后的净额 | | 金融抵押品 | | 净额 |
| 负债 | | | | | | | | | | |
| 衍生工具合约-现行合约 | | $ | 200 | | | $ | 179 | | | $ | 21 | | | $ | — | | | $ | 21 | |
| | | | | | | | | | |
| 总计 | | $ | 200 | | | $ | 179 | | | $ | 21 | | | $ | — | | | $ | 21 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
截至2022年12月31日，本公司的未平仓衍生合约由天然气商品衍生合约组成，根据这些合约，吾等将收到合约的固定价格，并在指定期间就合约数量向交易对手支付浮动市场价格。这些商品衍生品合约包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 概念上的 | | 单位 | | 单位加权平均固定价格 |
| 天然气价格互换：2023年1月-2023年3月 | | 1,044,000 | | | MMBtu | | $ | 8.39 | |
由于我们没有将任何衍生工具合约指定为会计上的对冲，因此衍生工具合约的公允价值变动被确认为当期收益的损益。因此，在适用的情况下，我们的本期收益可能会受到商品衍生品公允价值变化的重大影响
合同。公允价值变动主要是根据未来价格与当时的合同价格的比较来衡量的。
这段时间结束了。
衍生产品的公允价值
下表列出了该公司衍生产品合约在相同交易对手净额的基础上的公允价值(单位：千)： | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 十二月三十一日， |
| 合同类型 | | 资产负债表分类 | | 2022 |
| 衍生资产 | | | | |
| 天然气 | | 流动资产--衍生工具合同 | | $ | 4,429 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 十二月三十一日， |
| 合同类型 | | 资产负债表分类 | | 2021 |
| 衍生负债 | | | | |
| 天然气和天然气价格互换 | | 流动负债--衍生工具合同 | | $ | 21 | |
有关本公司衍生合约的公允价值计量的额外讨论，请参阅附注4。
| | | | | | | | |
目录表 | SandRidge能源公司及其子公司
合并财务报表附注 | |
7. 租契
公司决定一项安排在开始时是否为租约或包含租约。租赁被定义为一种合同或合同的一部分，该合同转让在一段时间内控制已确定的财产、厂房或设备的使用权，以换取对价。由于公司的大部分租约没有提供隐含利率，在确定未来付款的现值时，公司的递增借款利率被用作贴现率。租赁资产按租赁负债加上任何预付租赁付款确认，不包括租赁奖励和同期产生的初始直接成本。本公司的租赁条款可包括在合理确定将行使选择权时延长或终止租约的选择权。对于租期超过一年的所有租赁，本公司在资产负债表上确认使用权资产以及流动和非流动租赁负债。初始期限为一年或更短的短期租赁不资本化。最低租赁付款的租赁费用在租赁期限内以直线基础确认。
资本化的经营租赁包括在其他资产中，其他流动负债和其他长期的义务，融资租赁包括在其他财产、厂房和设备中，其他流动负债和其他更长期的M义务在所附的截至2022年12月31日和2021年12月31日的综合资产负债表上。
本公司于截至2022年、2022年及2021年12月31日止年度内有未偿还的车辆、办公空间及设备的营运及融资租赁，该等租赁对综合财务报表并不重要。
公司使用权租赁确认的租赁成本构成如下(以千计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2022年12月31日的年度 | | 截至2021年12月31日的年度 | | 截至2020年12月31日的年度 |
| 短期租赁费(1) | | $ | 4,208 | | | $ | 892 | | | $ | 1,880 | |
| 融资租赁成本 | | 673 | | | 389 | | | 1,220 | |
| 经营租赁成本 | | 161 | | | 151 | | | 169 | |
| 总租赁成本 | | $ | 5,042 | | | $ | 1,432 | | | $ | 3,269 | |
___________________
(1)在截至2022年12月31日的年度内，3.3与我们的钻井平台租赁相关的资本化的短期租赁成本为2000万美元。这些费用的一部分由其他工作权益所有者偿还给公司。有几个不是在截至2021年12月31日或2020年12月31日的年度内资本化为石油和天然气资产一部分的短期租赁成本。
| | | | | | | | |
目录表 | SandRidge能源公司及其子公司
合并财务报表附注 | |
8. 物业、厂房及设备
财产、厂房和设备由以下部分组成(单位：千): | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 石油和天然气性质 | | | |
| 证明了 | $ | 1,507,690 | | | 1,454,016 | |
| 未经证实 | 11,516 | | | 12,255 | |
| 石油和天然气的总性质 | 1,519,206 | | | 1,466,271 | |
| 减少累计折旧、损耗和减值 | (1,380,574) | | | (1,373,217) | |
| 石油和天然气资产资本化净成本 | 138,632 | | | 93,054 | |
| | | |
| 土地 | 200 | | | 200 | |
| 电力基础设施 | 121,819 | | | 121,819 | |
| 非石油和天然气设备 | 1,644 | | | 1,575 | |
| 建筑物和构筑物 | 3,603 | | | 3,603 | |
| 融资租赁 | 1,468 | | | 1,384 | |
| 总计 | 128,734 | | | 128,581 | |
| 减去累计折旧和摊销 | (36,490) | | | (30,790) | |
| 其他财产、厂房和设备，净额 | 92,244 | | | 97,791 | |
| 财产、厂房和设备合计，净额 | $ | 230,876 | | | $ | 190,845 | |
用于石油和天然气财产折旧和耗尽的平均比率为#美元。1.182022年每桶水，$0.782021年每桶水和美元5.11Per Boe在2020年。
关于其他财产、厂房和设备减值的讨论见附注9。
不计入摊销的成本
不包括摊销的费用与未经证实的财产有关，为#美元。11.51000万美元和300万美元12.3分别为2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日。
对于没有现有产量的租约，本公司估计任何相关的未经证实的成本将被评估并在一个月内转移到全额成本池的摊销基数。三至五年制从最初的租赁日期算起的期间。此外，该公司的内部工程师每季度对所有物业进行评估。
9. 减损
该公司在其季度全面成本池上限计算中评估了损害其石油和天然气资产的必要性。当某些触发事件发生时，本公司通过将资产的账面价值与其未贴现的未来现金流量进行比较，分析各种财产、厂房和设备的减值。全额费用池上限和其他资产是根据附注1讨论的政策确定的。
| | | | | | | | |
目录表 | SandRidge能源公司及其子公司
合并财务报表附注 | |
截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度减值包括以下内容(以千为单位)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 全额成本池上限限制 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 218,399 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 其他 | | — | | | — | | | 38,000 | |
| | $ | — | | | $ | — | | | $ | 256,399 | |
| | | | | | |
于截至2022年、2022年及2021年12月31日止年度，本公司并无录得全额成本限制减值费用。截至2020年12月31日止年度录得的上限减值费用乃多种因素所致，包括2020年第一季、第二季及第三季的往绩十二个月加权平均石油及天然气价格大幅下跌导致探明储量价值下降。有关我们的石油和天然气生产属性的更多讨论，请参见附注20。
资产减值准备为#美元。38.0截至2020年12月31日止年度录得1,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000港元是由于将办公总部大楼资产的账面净值减记为其估计公允价值减去出售大楼的估计成本所致。2020年5月，该公司签署了一项协议，出售其位于俄克拉荷马城的公司总部大楼。这栋建筑的销售于2020年8月31日完成。
根据适用的会计准则FASB ASC 360-10-45-9，本公司将公司总部大楼的账面净额从其他财产、厂房和设备净额重新归类为于2020年6月30日在综合资产负债表上持有的待售资产。本公司还将与公司总部大楼相关的负债从应付账款和应计费用重新分类为于2020年6月30日在综合资产负债表上持有待售的负债。此外，公司记录的减值费用为#美元。38.0在截至2020年6月30日的三个月期间，将办公总部大楼资产的账面净值减去出售大楼的估计成本，减去估计公允价值。
于出售公司总部大楼前，根据ASC 360-10-35而非ASC 360-10-45-9规定的综合公司未贴现现金流量计量，而非ASC 360-10-45-9规定的公允价值，评估该大楼的账面价值是否可收回及减值。
10. 应付账款和应计费用
应付账款和应计费用包括以下内容(以千计)： | | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2022 | | | 2021 |
| 应付账款和其他应计费用 | $ | 17,989 | | | | $ | 13,727 | |
| 应付生产 | 22,290 | | | | 23,974 | |
| 工资总额和福利 | 3,471 | | | | 3,942 | |
| 应缴税金 | 2,585 | | | | 3,902 | |
| 钻探进展 | — | | | | 234 | |
| | | | |
| 应付账款和应计费用总额 | $ | 46,335 | | | | $ | 45,779 | |
| | | | | | | | |
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合并财务报表附注 | |
11. 资产报废债务
下表列出了公司资产报废债务的余额和活动(单位：千)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 期初余额 | $ | 59,368 | | | $ | 57,168 | | | $ | 75,016 | |
| 因收购和钻探油井而招致的法律责任 | 86 | | | 18 | | | 309 | |
| 对估计现金流量的修订(1) | 2,656 | | | 6,800 | | | (17,192) | |
| 本期结清或处置的负债(2) | (2,296) | | | (8,668) | | | (6,866) | |
| 吸积(3) | 3,895 | | | 4,050 | | | 5,901 | |
| 期末余额 | 63,709 | | | 59,368 | | | 57,168 | |
| 减：当前部分 | 16,074 | | | 17,606 | | | 16,467 | |
| 资产报废债务，扣除流动债务后的净额 | $ | 47,635 | | | $ | 41,762 | | | $ | 40,701 | |
____________________
(1)截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日止年度的初步修订主要涉及估计油井寿命的变化和封堵成本估计的变化。
(2) $6.11000万美元与2021年2月出售NPB有关。
(3)已列入折旧和损耗--合并经营报表石油和天然气项目。
12. 承付款和或有事项
以下是对公司截至2022年12月31日的各种未来承诺和或有事项的讨论。本公司在确定一项负债可能且可合理评估时，已根据ASC 450“或有事项”，在必要时为或有负债提供应计项目。本公司不断评估与本公司未决诉讼相关的潜在责任，并在获得更多信息时修订其估计。此外，公司目前承担所有已发生的法律费用。这些安排下的承付款和或有事项没有记录在随附的合并资产负债表中。
法律诉讼。如先前披露，于二零一六年五月十六日，本公司及其若干直接及间接附属公司(统称“债务人”)根据美国破产法第11章向美国德克萨斯州南区破产法院(“破产法院”)提出自愿重组申请。破产法院于2016年9月9日确认了债务人的联合组织计划(《计划》)，债务人随后于2016年10月4日摆脱破产。
根据该计划，在以下每个合并案件(“案件”)中，针对该公司的索赔都被解除而没有追回：
• 在Re SandRidge Energy，Inc.证券诉讼，案件编号5：12-cv-01341-lrw，美国俄克拉何马州西区哥伦比亚特区(“in Re SandRidge Energy，Inc.证券诉讼”)；以及
• 伊万·尼布尔，劳伦斯·罗斯，杰斯·露娜，马修·威伦布赫，杜恩和弗吉尼亚·拉尼尔信托诉密西西比州桑德里奇信托，等人.，案件编号5：15-cv-00634-SLP，USDC，俄克拉荷马州西区(“拉尼尔信托”)
这两起案件都与所有被告达成了和解，但密西西比州桑德岭第一信托公司(“该信托”)除外，该信托公司被一类单位买家根据1933年证券法第11、12(A)(2)和15条以及1934年证券交易法第10(B)和20(A)条以及根据其颁布的第10b-5条提起诉讼，理由是该信托公司在包括公司运营的油井的性能在内的各种问题上做出了失实陈述或遗漏。根据合同，公司有义务赔偿信托公司需要垫付的损失、索赔、损害、债务和费用，包括合理的调查费用和律师费和费用。这种赔偿不在保险范围之内。考虑到拉尼尔信托事件的现状，以及与此相关的事实、情况和法律理论，本公司无法确定结果的可能性或提供任何合理可能的损失或与此相关的可能损失范围的估计。然而，如果发生这样的损失，可能是实质性的。本公司尚未确定与Lanier Trust事件有关的任何责任，并认为原告的索赔没有根据。
| | | | | | | | |
目录表 | SandRidge能源公司及其子公司
合并财务报表附注 | |
另外，公司已收到两名和解个人被告的要求，要求为拟议的和解提供资金#美元。17100万美元与这些被告在一起。该公司拒绝了，并向俄克拉荷马州法院提起诉讼，寻求宣告性判决，即被告无权获得任何和解。由于该公司拒绝为和解提供资金，单独的保险被触发。保险公司为和解提供了1美元的资金172000万美元，并在州法院的诉讼中向该公司寻求赔偿。本公司对此要求下的任何责任提出异议，并打算继续积极抗辩这一索赔。考虑到这件事的现状、事实、情况和法律理论，公司无法确定结果的可能性。本公司并未就此事承担任何责任。
除上述事项外，本公司还涉及各种诉讼、索赔和法律程序，这些诉讼、索赔和法律程序由本公司在正常业务过程中处理和辩护。
13. 所得税
该公司的所得税(福利)拨备由以下部分组成(以千计)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 当前 | | | | | |
| 联邦制 | $ | — | | | $ | — | | | $ | (646) | |
| 状态 | — | | | — | | | — | |
| — | | | — | | | (646) | |
| 延期 | | | | | |
| 联邦制 | (55,796) | | | — | | | — | |
| 状态 | (8,733) | | | — | | | — | |
| (64,529) | | | — | | | — | |
| 总(福利)拨备 | $ | (64,529) | | | $ | — | | | $ | (646) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
按法定联邦税率计算的所得税(福利)拨备与公司实际所得税(福利)拨备的对账情况如下(以千计)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 按联邦法定利率计算 | $ | 37,304 | | | $ | 24,404 | | | $ | (58,574) | |
| 扣除联邦福利后的州税 | 5,843 | | | 3,012 | | | (10,898) | |
| 不可扣除的费用 | 3 | | | 83 | | | 18 | |
| 基于股票的薪酬 | 23 | | | (541) | | | 643 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 返回拨备调整 | 1,015 | | | (221) | | | (945) | |
| 代扣代缴退款 | — | | | — | | | (646) | |
| 法定税率的变动 | 25,499 | | | — | | | — | |
| 结转营业亏损净额的状态变化 | 31,762 | | | — | | | — | |
| 更改估值免税额 | (165,978) | | | (26,733) | | | 69,285 | |
| 其他 | — | | | (4) | | | 471 | |
| 总(福利)拨备 | $ | (64,529) | | | $ | — | | | $ | (646) | |
| | | | | | | | |
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递延所得税是为了反映资产和负债的计税基础与其在财务报表中报告的金额之间的暂时性差异所产生的未来税务后果。在评估递延税项资产的变现能力时，我们会考虑部分或全部递延税项资产是否更有可能无法变现。递延税项资产的最终变现取决于在可利用递延税项资产期间产生的未来收入。在前几年，我们确定递延税项资产没有达到更有可能被利用的门槛，因此计入了估值拨备。截至2022年12月31日，我们已部分释放了我们递延税项资产的估值备抵额度$64.51000万美元。我们预计能够根据未来收入的产生利用这些递延税项资产。未来收入估计数的变化可能会导致在以后各期间调整估值津贴。截至2021年12月31日，该公司拥有针对其递延税项资产的全额估值准备金。
公司递延税项资产和负债的重要组成部分如下(以千计)： | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 | |
| 递延税项负债 | | | | |
| 投资(1) | $ | — | | | $ | — | | |
| 衍生工具合约 | — | | | — | | |
| 递延税项负债总额 | — | | | — | | |
| 递延税项资产 | | | | |
| 财产、厂房和设备 | 89,090 | | | 181,037 | | |
| | | | |
| 净营业亏损结转 | 373,702 | | | 440,332 | | |
| | | | |
| 税收抵免和其他结转 | 33,852 | | | 33,861 | | |
| 资产报废债务 | 13,791 | | | 14,842 | | |
| 投资(1) | 165 | | | 106 | | |
| 其他 | 1,392 | | | 2,363 | | |
| 递延税项资产总额 | 511,992 | | | 672,541 | | |
| 估值免税额 | (447,463) | | | (672,541) | | |
| 递延税项净资产 | $ | 64,529 | | | $ | — | | |
____________________
(1) 包括本公司因投资于特许权使用费信托而产生的递延税项负债。
美国国税法(IRC)第382条涉及公司所有权变更，并明确限制所有权变更后每年对某些扣除和其他税务属性的使用。作为第11章重组和相关交易的结果，本公司在2016年经历了IRC第382条所指的所有权变更，使公司的某些税务属性，包括净营业亏损(“NOL”)，受到IRC第382条的限制。这一限制并未导致所有权变更后的任何期间缴纳现金税。自2016年所有权变更以来，公司产生了额外的NOL和其他税务属性，目前不受IRC第382条限制。该公司利用NOL和其他税收属性减少应纳税所得额和所得税的能力可能会受到未来IRC 382所有权变更的重大影响。未来涉及公司股票的交易，包括那些不在公司控制范围之外的交易，可能会导致IRC 382所有权的变更，从而导致对目前不受限制的税收属性的限制，以及对目前受以前的IRC 382限制的税收属性的更严格限制。
截至2022年12月31日，该公司约有1.6200亿联邦NOL结转，扣除由于2016年IRC第382条限制而预计将到期未使用的NOL。在美元中1.6200亿美元的联邦NOL结转0.710亿美元将在2025年至2037年期间到期，而美元0.91000亿美元没有到期日。此外，该公司约有$1.190亿州NOL结转，扣除由于2016年IRC第382条限制而预计将到期但未使用的NOL。 在美元中1.1在国家NOL结转中有20亿美元，约为$200100万美元来自该公司目前未在其运营的州。 在剩余的状态NOL结转中，$6431百万美元没有到期日和1美元2472026年至2037年期间，有100万人到期。 此外，该公司的联邦税收抵免超过#美元33.51000万美元，将于2029年开始到期。
截至2022年12月31日、2021年12月31日或2020年12月31日，公司没有任何未确认的税收优惠。
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该公司唯一的征税管辖区是美国(联邦和州)。该公司截至目前的2018纳税年度仍开放接受联邦审查。此外，2005至2017纳税年度仍需进行审查，以确定联邦NOL和其他结转的金额。州税务审计的开放年限因州而异，但通常为三至五年.
14. 权益
股本和股权奖。我们的法定股本包括300百万股，其中包括250百万股普通股，$0.001每股面值和50百万股优先股，面值$0.001每股。于2022年12月31日，本公司拥有36.9百万股已发行和已发行普通股，包括非物质的未归属限制性股票奖励的股份数额。该公司还拥有0.3百万个限制性股票单位，一个非物质的绩效共享单位数量和0.2截至2022年12月31日，未偿还股票期权百万份，详情见附注16。于2021年12月31日，本公司拥有36.7已发行和已发行普通股1.8亿股，包括0.11.5亿股未归属的限制性股票奖励。该公司还拥有0.41亿股限制性股票单位，数量微不足道的业绩股单位，以及0.3截至2021年12月31日，未偿还的股票期权为2000万份。截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，没有优先股发行和流通股。
搜查令。自2016年第四季度以来，公司发行了约4.9百万A系列认股权证和2.1百万B系列认股权证向2016年破产重组计划中定义的一般无担保债权的某些持有人发出。这些认股权证的有效期至2022年10月4日一每股认股权证普通股股份，初始行使价为$41.34及$42.03根据认股权证的条款作出调整。认股权证包含在任何股票拆分、反向股票拆分、重新分类、股票分红或其他分配情况下的惯常反稀释调整。在截至2022年12月31日的年度内，权证持有人行使103首轮认股权证及44B系列认股权证147普通股。到期后，剩余的4.9亿股首轮认股权证及2.11,000,000股B系列认股权证被注销，账面价值转移至随附的综合资产负债表中的额外实收资本。
股份回购计划。2021年8月，我们的董事会批准了一项股票回购计划(以下简称计划)，授权我们购买总额高达$25.0我们的普通股最早从2021年8月16日开始。该计划符合《交易法》第10b-18条的规定。在符合适用规则和法规的情况下，本计划下的回购可根据我们的酌情决定权在公开市场上不时进行，并遵守安全港条款，或在私下协商的交易中进行。该计划不需要购买任何特定数量的股票，董事会可以随时修改或终止该计划。在截至2022年12月31日的年度内，我们没有根据该计划回购任何普通股。
税收优惠保全计划。2020年7月1日，董事会宣布股息分配为一每股公司普通股流通股的面值为$0.001在2020年7月13日收盘时向登记在册的股东支付每股。在某些情况下，每项权利使其持有人有权向本公司购买A系列初级参与优先股的千分之一股，面值为$0.001每股，行使价为$5.00根据权利，可进行调整。权利的描述和条款载于本公司与作为权利代理(以及任何后续权利代理，简称“权利代理”)的美国股票转让信托公司(American Stock Transfer&Trust Company，LLC)于2020年7月1日签订的税收优惠保留计划。
公司通过了2021年3月16日修订的税收优惠保护计划，以保护股东价值，使其免受公司利用其税净营业亏损(“NOL”)和某些其他税收优惠来减少潜在的美国未来联邦所得税义务的能力可能受到的限制。NOL是本公司的一项宝贵资产，可能使本公司及其股东受益。然而，如果公司经历修订后的《1986年国税法》(下称《守则》)第382节所界定的“所有权变更”，其充分利用NOL和某些其他税收优惠的能力将受到极大限制，NOL和此类其他优惠的使用时间可能会大幅推迟，这可能会严重损害这些资产的价值。一般而言，如果公司的一个或多个“百分之五股东”(如守则第382节所定义)所拥有的公司股票的百分比在三年期间内的任何时候比该股东所拥有的最低股票百分比高出50个百分点以上，就会发生“所有权变更”。税收优惠保护计划旨在阻止任何个人或团体获得4.9%或更多的公司证券的实益所有权，以防止这种“所有权变更”。
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除某些例外情况外，这些权利只有在“分配时间”时才可行使，并与普通股分开交易，“分配时间”发生在下列时间中的较早者：
•“股票收购日”后第十(10)天的交易结束，即(A)首次公开宣布一个人或一组关联或联系人士(除某些例外情况外，为“收购人”)已收购或取得4.9%或以上已发行普通股(某些例外情况除外)实益所有权的权利或义务，或(B)董事会决定的其他日期，即个人或集团成为收购人的日期；或
•于收购要约或交换要约开始后第十(10)个营业日(或董事会在任何人士或集团成为收购人士前可能决定的较后日期)的营业时间结束，收购要约或交换要约一旦完成，将导致个人或集团成为收购人士。
任何实益拥有4.9%或以上普通股的现有股东或集团，在其当前的所有权水平上已被取消，但如果在税收优惠保留计划公布后的任何时间，该股东或集团将其普通股的所有权增加一股普通股，则该权利将不可行使。由衍生头寸产生的证券中的某些综合权益，不论该等权益是否被视为相关普通股的所有权，或根据经修订的1934年证券交易法第13D条的规定须予申报，均被视为相当于衍生头寸所产生的经济风险的普通股股份数目的实益所有权，惟普通股的实际股份由衍生工具合约的交易对手直接或间接持有。
在分配时间和到期日中较早的时间之前，任何普通股股份的交出转让也将构成与该等股份相关的权利的转让。在分派时间后，将在可行的情况下尽快将单独的权利证书邮寄给截至分派时间交易结束时普通股记录持有人。从分发时间开始和之后，单独的权利证书将单独代表权利。除《税务优惠保留计划》另有规定外，只有在分配时间之前发行的普通股股票才会配股。这些权利在分发时间之前不能行使。
2021年5月25日，2021年股东年会通过了《税收优惠保全计划》。
倘若任何人士或团体(若干获豁免人士除外)成为收购人士(“倒卖事件”)，每名权利持有人(权利自动失效的任何收购人士及若干关联方除外)将有权于行使时获得价值相当于权利行使价格两倍的普通股。
在股票收购日期之后的任何时间，如果发生以下任何情况(每一次都是“翻转事件”)：
•本公司与任何其他实体合并，或与任何其他实体合并或合并，且本公司不是持续或幸存实体
•任何实体与本公司进行换股，或与本公司合并，或与本公司合并或合并，而本公司是持续或尚存的实体，而就该等换股、合并或合并而言，普通股的全部或部分流通股已变更为或交换为任何其他实体的股票或其他证券或现金或任何其他财产；或
•本公司在一次或一系列相关交易中出售或以其他方式转让本公司50%(50%)或以上的资产、现金流或盈利能力，每一权利持有人(如上所述已被作废的权利除外)将有权在行使时获得收购公司的普通股，其价值相当于权利行使价格的两倍。
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为缴税而扣留的股票。下表显示了因纳税而预扣的股票数量和这些股票的相关价值。这些股票在被扣留时被计入库存股，然后立即注销。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | (单位：千) |
| 代扣代缴税款股数 | | 66 | | 192 | | 51 |
| 扣缴税款的股份价值 | | $ | 1,177 | | | $ | 899 | | | $ | 64 | |
15. 收入
下表按来源分列了截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度收入(单位：千)：
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| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
油(1) | | $ | 87,528 | | | $ | 62,297 | | | $ | 73,621 | |
| NGL | | 63,663 | | | 50,836 | | | 17,962 | |
| 天然气 | | 103,067 | | | 55,749 | | | 22,867 | |
| 其他 | | — | | | — | | | 526 | |
| 总收入 | | $ | 254,258 | | | $ | 168,882 | | | $ | 114,976 | |
(1) 结果包括从2020年到2021年2月5日NPB的收入，也就是NPB出售的结束日期。
石油、天然气和天然气收入。该公司的大部分收入来自石油、天然气和天然气的销售。根据管理这些销售的合同，在石油、天然气和天然气生产的控制权在加工厂或管道的入口处或装载到运输卡车的交货点移交给客户时，履行对客户的履约义务并记录收入。由于公司的客户在将产品出售给其他终端客户之前获得了对生产的控制权，公司以净额而不是毛数的方式列报收入。
该公司的石油、天然气和天然气合同的定价是可变的，其基础是销售量乘以指数价格，扣除扣除后的净额，或者客户获得的销售价格的一个百分比，这也是基于指数价格。交易价格按比例分配给根据合同条款出售的每一单位石油、天然气或天然气。石油、天然气和天然气的收入也应酌情扣除特许权使用费、折扣和津贴以及运输费用。政府当局就石油、天然气和天然气销售评估的税款与收入分开列示，并计入综合经营报表中的生产、从价和其他税项支出。
应收账款。该公司将资产计入应收账款，在合并资产负债表中扣除每个期末从与客户签订的合同中应收的收入。应收收入的定价是使用当月原油、天然气和天然气价格，扣除扣除后估计的。经营物业的应收收入通常在公司将相关产品交付给客户后的一个月收取。截至2022年和2021年12月31日，公司的应收收入为美元。21.8百万美元和美元18.8分别是百万美元。我们做到了不是It‘截至2022年12月31日和2021年12月31日，在应收收入中不记录任何坏账支出。
16. 基于股份的薪酬
基于股份的薪酬
综合激励计划。综合激励计划于2016年10月4日生效，授权发放最多4.6百万股SandRidge普通股。
根据综合奖励计划有资格获得奖励的人士包括本公司的非雇员董事、本公司或其任何联属公司的雇员，以及本公司或其任何联属公司的若干顾问和顾问。
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根据综合激励计划，可授予的奖励类型包括股票期权、限制性股票、业绩奖励和以普通股股票授予或计价的其他形式的奖励，以及某些以现金为基础的奖励。截至2022年12月31日，本公司在综合激励计划下拥有限制性股票奖励、限制性股票单位、绩效股票单位和未偿还股票期权。对这些奖励的没收将在发生时予以确认。
限制性股票奖。公司的限制性股票奖励是股权分类奖励，根据授予之日公司普通股的市场价值进行估值。截至2022年12月31日的已发行限制性股票通常将归属于一年制句号或三年制剩余加权平均合同期为0.63几年，并有$0.2相关的未确认赔偿成本为百万美元。
下表汇总了该公司的未归属限制性股票奖励：
| | | | | | | | | | | |
| 数量： 股票 | | 加权的- 平均补助金 公允价值日期 |
| (单位：千) | | |
2020年1月1日已发行的未归属限制性股票 | 233 | | | $ | 12.66 | |
| 授与 | 105 | | | $ | 2.15 | |
| 既得 | (174) | | | $ | 11.53 | |
| 被没收/取消 | (50) | | | $ | 15.97 | |
截至2020年12月31日已发行的未归属限制性股票 | 114 | | | $ | 3.26 | |
| 授与 | 56 | | | $ | 5.26 | |
| 既得 | (111) | | | $ | 2.99 | |
| 被没收/取消 | (2) | | | $ | 16.25 | |
截至2021年12月31日已发行的未归属限制性股票 | 57 | | | $ | 5.26 | |
| 授与 | 18 | | | $ | 18.93 | |
| 既得利益(1) | (57) | | | $ | 5.26 | |
| 被没收/取消 | — | | | $ | — | |
截至2022年12月31日已发行的未归属限制性股票 | 18 | | | $ | 18.93 | |
____________________
(1)据估计，2022年期间归属的限制性股票的内在价值总计约为美元1.4百万美元，基于归属时的股价。
限制性股票单位。公司的限制性股票单位奖励是股权分类奖励，以授予之日公司普通股的市场价值为基础进行估值。截至2022年12月31日的未偿还限制性股票单位一般将授予三年制剩余加权平均合同期为1.67几年，并有$1.1截至2022年12月31日的百万相关未确认补偿成本。
下表汇总了公司未归属的限制性股票单位：
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| | 数量：
单位 | | 加权的- 平均补助金 公允价值日期 |
| | (单位：千) | | |
| | | | |
截至2020年12月31日的未归属限制性股票单位 | | 1,410 | | | $ | 1.10 | |
| 授与 | | 178 | | | $ | 7.58 | |
| 既得利益(1) | | (477) | | | $ | 1.14 | |
| 被没收/取消 | | (705) | | | $ | 0.94 | |
截至2021年12月31日的未归属限制性股票单位 | | 406 | | | $ | 4.18 | |
| 授与 | | 39 | | | $ | 13.51 | |
| 既得利益(1) | | (175) | | | $ | 3.61 | |
| 被没收/取消 | | (18) | | | $ | 5.51 | |
截至2022年12月31日的未归属限制性股票单位 | | 252 | | | $ | 5.93 | |
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(1)据估计，2022年期间归属的限制性股票单位的内在价值总计约为美元3.3百万美元，基于归属时的股价。
绩效共享单位。该公司的业绩股票单位奖励是股权分类奖励，并根据授予之日公司普通股的市场价值进行估值。截至2022年12月31日的优秀业绩股票单位一般将授予三年剩余加权平均合同期为0.20截至2022年12月31日，已有数年的未确认赔偿费用和数额微不足道的赔偿费用。
下表汇总了公司的业绩份额单位：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 数量：
单位 | | 加权的- 平均补助金 公允价值日期 |
| | (单位：千) | | |
2020年1月1日已发行的未归属业绩单位 | | 92 | | | $ | 20.41 | |
| 授与 | | 205 | | | $ | 1.66 | |
| 既得 | | (92) | | | $ | 20.41 | |
| 被没收/取消 | | — | | | |
截至2020年12月31日已发行的未归属业绩股份单位 | | 205 | | | $ | 1.66 | |
| 授与 | | 39 | | | $ | 5.01 | |
| 既得 | | (197) | | | $ | 1.70 | |
| 被没收/取消 | | (13) | | | $ | 2.38 | |
截至2021年12月31日已发行的未归属业绩股份单位 | | 34 | | | $ | 5.01 | |
| 授与 | | 19 | | | $ | 13.51 | |
| 既得利益(1) | | (34) | | | $ | 5.01 | |
| 被没收/取消 | | (2) | | | $ | 13.51 | |
截至2022年12月31日已发行的未归属业绩股份单位 | | 17 | | | $ | 13.51 | |
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(1)据估计，2022年归属的业绩股单位的总内在价值约为美元0.5百万美元。
| | | | | | | | |
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股票期权
股票期权的公允价值是在授予之日使用布莱克-斯科尔斯估值模型估计的，该模型使用了下表中注明的加权平均假设。预期波动率是基于公司普通股的历史波动率和其他因素。本公司使用有关行使股票期权、归属后没收及其他因素的历史数据，以估计授予的股票支付的预期期限。无风险利率以授予时生效的美国国债收益率曲线为基础。一般来说，授予员工的股票期权和
董事可按比例授予三年自授权日起至期满七年了自授予之日起生效。在截至2022年12月31日的年度内，并无授予任何股票期权。
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| 假设 | | 截至2021年12月31日止的年度 | | 截至2020年12月31日止年度 |
| 无风险利率 | | 0.79 | % | | 1.40 | % |
| 预期股息收益率 | | — | % | | — | % |
| 预期波动率 | | 78.2 | % | | 46.2 | % |
| 预期期限 | | 5年份 | | 2.75年份 |
下表为截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日止年度的公司股票期权活动摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 股份数量 | | 每股加权平均行权价 | | 加权平均剩余合同期限(年) | | 合计内在价值(单位：百万) |
| | (单位：千) | | | | | | |
在2020年1月1日未偿还 | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| 授与 | | 245 | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 被没收/取消 | | (154) | | | — | | | — | | | — | |
截至2020年12月31日未偿还 | | 91 | | | $ | — | | | 2.68 | | $ | 0.24 | |
可于2020年12月31日行使 | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | |
截至2020年12月31日未偿还 | | 91 | | | $ | — | | | 2.68 | | $ | 0.24 | |
| 授与 | | 250 | | | — | | | — | | | — | |
| 已锻炼 | | (9) | | | $ | 6.43 | | | — | | | — | |
| 过期 | | (1) | | | — | | | — | | | — | |
| 被没收/取消 | | (7) | | | — | | | — | | | — | |
截至2021年12月31日未偿还债务 | | 324 | | | $ | — | | | 7.80 | | $ | 0.80 | |
可于2021年12月31日行使 | | 24 | | | $ | — | | | 1.59 | | $ | 0.19 | |
| | | | | | | | |
截至2021年12月31日未偿还债务 | | 324 | | | $ | — | | | 7.80 | | $ | 0.80 | |
| 授与 | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 已锻炼 | | (31) | | | $ | 17.53 | | | — | | | — | |
| 过期 | | — | | | — | | | | | — | |
| 被没收/取消 | | (7) | | | — | | | — | | | — | |
截至2022年12月31日的未偿还债务(1) | | 286 | | | $ | — | | | 7.64 | | $ | 2.38 | |
可于2022年12月31日行使 | | 68 | | | $ | — | | | 6.49 | | $ | 0.64 | |
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(1)包括截至2022年12月31日的所有未偿还股票期权，预计将授予。
| | | | | | | | |
目录表 | SandRidge能源公司及其子公司
合并财务报表附注 | |
2021年8月和2020年2月，公司授予了无限制股票期权。截至2022年12月31日，未确认的补偿支出总额为美元1.1百万美元，并将在加权平均期间内确认3.65好几年了。公司在行使股票期权时发行新股。
下表汇总了截至2022年12月31日、2022年、2021年和2020年12月31日的年度公司份额和基于激励的薪酬(单位：千)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 经常性薪酬支出(%1) | | 高管离职(2) | | 力量的减少(2) | | | | 总计 |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | | | | |
| 股权分类奖项： | | | | | | | | | | |
| 限制性股票奖励和单位 | | $ | 997 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | $ | 997 | |
| 绩效份额单位 | | 215 | | | — | | | — | | | | | 215 | |
| 股票期权 | | 314 | | | — | | | — | | | | | 314 | |
| 基于股份的薪酬总支出 | | 1,526 | | | — | | | — | | | | | 1,526 | |
| 减去：资本化薪酬支出 | | — | | | — | | | — | | | | | — | |
| 基于份额和激励的薪酬费用净额 | | $ | 1,526 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | $ | 1,526 | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | | | | |
| 股权分类奖项： | | | | | | | | | | |
| 限制性股票奖励和单位 | | $ | 773 | | | $ | — | | | $ | 11 | | | | | $ | 784 | |
| 绩效份额单位 | | 476 | | | — | | | 6 | | | | | 482 | |
| 股票期权 | | 128 | | | — | | | — | | | | | 128 | |
| 基于股份的薪酬总支出 | | 1,377 | | | — | | | 17 | | | | | 1,394 | |
| 减去：资本化薪酬支出 | | — | | | — | | | — | | | | | — | |
| 基于份额和激励的薪酬费用净额 | | $ | 1,377 | | | $ | — | | | $ | 17 | | | | | $ | 1,394 | |
| 截至2020年12月31日的年度 | | | | | | | | | | |
| 股权分类奖项： | | | | | | | | | | |
| 限制性股票奖励 | | $ | 974 | | | $ | 508 | | | $ | 40 | | | | | $ | 1,522 | |
| 绩效份额单位 | | 211 | | | 1,276 | | | — | | | | | 1,487 | |
| 股票期权 | | 22 | | | — | | | — | | | | | 22 | |
| 基于股份的薪酬总支出 | | 1,207 | | | 1,784 | | | 40 | | | | | 3,031 | |
| 减去：资本化薪酬支出 | | (19) | | | — | | | — | | | | | (19) | |
| 基于份额和激励的薪酬费用净额 | | $ | 1,188 | | | $ | 1,784 | | | $ | 40 | | | | | $ | 3,012 | |
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(1)在所附合并业务报表中记入一般费用和行政费用。
(2)在随附的合并经营报表中记录在雇员离职福利中。
17. 奖励和延期补偿计划
年度奖励计划。年度激励计划包含2022年和2021年业绩年度管理层和员工的量化绩效指标、战略质量目标和竞争目标奖励水平。2022年的激励奖金将根据与健康、安全和环境、生产、运营费用、资本支出、一般和行政费用等指标有关的业绩指标提供，并将于2023年由董事会酌情支付。截至2022年、2022年和2021年12月31日，公司应计约美元1.5百万美元和美元2.11000万美元，分别为AIP。AIP付款总额为$2.12022年支付了100万美元的2021绩效年度和2.12021年，2020绩效年支付了1.8亿美元。
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合并财务报表附注 | |
401(K)计划。该公司为其员工维持一项401(K)退休计划。根据这项计划，符合条件的员工可以选择将部分收入推迟到美国国税局允许的最高限额。在截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度，本公司对该计划做出了相当于100第一个：%10员工递延工资的百分比，不包括激励性薪酬，共计$0.8百万，$0.8百万美元和美元1.1分别为100万美元。 该计划的参与者立即100%归属于可自由支配的雇员供款和该等供款的相关收入。本公司按服务年资计算的配套供款及相关收入归属，完全归属于四就业周年纪念日。
18. 员工离职福利
下表汇总了截至2022年12月31日、2022年、2021年和2020年12月31日的员工离职福利(单位：千)：
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| | 现金 | | 基于股份的薪酬(2) | | 股份数量 | | 员工离职福利总额 |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | | |
| 高管员工离职福利 | | $ | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| 其他员工离职福利 | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | $ | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | | |
| 高管员工离职福利 | | $ | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| 其他员工离职福利 | | 32 | | | 17 | | | — | | | 49 | |
| | $ | 32 | | | $ | 17 | | | — | | | $ | 49 | |
| 截至2020年12月31日的年度 | | | | | | | | |
| 高管员工离职福利(1) | | $ | 1,009 | | | $ | 1,784 | | | 159 | | | $ | 2,793 | |
| 其他员工离职福利 | | 5,600 | | | 40 | | | 4 | | | 5,640 | |
| | $ | 6,609 | | | $ | 1,824 | | | 163 | | | $ | 8,433 | |
| | | | | | | | |
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____________________
(1)2020年7月1日，公司时任首席财务官迈克尔·A·约翰逊和首席运营官约翰·苏特从公司分离。因此，公司在2020年支付了现金遣散费，并产生了与这些离职相关的基于股票的补偿成本。
(2)与截至2021年12月31日止年度因出售North Park资产而加速归属限制性股票奖励及若干高管离职时的绩效股份单位及2020年的裁员有关而确认的以股份为基础的薪酬，反映终止日与该等奖励相关的剩余未确认薪酬支出，记为员工离职福利。未确认的补偿费用是使用授予日期的限制性股票奖励和业绩股份单位的公允价值计算的。一公司普通股按业绩股单位发行。
截至2020年12月31日，不再有任何遗留雇佣合同。
有关本公司以股份为基础的薪酬奖励的额外讨论，请参阅附注16。
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合并财务报表附注 | |
19. 每股收益(亏损)
下表总结了在计算稀释后每股收益(亏损)时使用的加权平均普通股流通股的计算方法： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净收益(亏损) | | 加权平均股份 | | 每股收益(亏损) |
| (以千为单位，每股除外) |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | |
| 基本每股收益 | $ | 242,168 | | | 36,745 | | | $ | 6.59 | |
| 稀释证券的影响 | | | | | |
| 限制性股票奖励(1) | — | | | 20 | | | |
| 限售股单位(1) | — | | | 285 | | | |
| 业绩份额单位(1) | — | | | 20 | | | |
| 股票期权(1) | — | | | 84 | | | |
| 认股权证 | — | | | — | | | |
| 稀释后每股收益 | $ | 242,168 | | | 37,154 | | | $ | 6.52 | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | |
| 基本每股收益 | $ | 116,738 | | | 36,393 | | | $ | 3.21 | |
| 稀释证券的影响 | | | | | |
| 限制性股票奖励(1) | — | | | 58 | | | |
| 限售股单位(1) | — | | | 689 | | | |
| 业绩份额单位(1) | — | | | 83 | | | |
| 股票期权(1) | — | | | 48 | | | |
| 手令(2) | — | | | — | | | |
| 稀释后每股收益 | $ | 116,738 | | | 37,271 | | | $ | 3.13 | |
| 截至2020年12月31日的年度 | | | | | |
| 每股基本亏损 | $ | (277,353) | | | 35,689 | | | $ | (7.77) | |
| 稀释证券的影响 | | | | | |
| 限制性股票奖励(2) | — | | | — | | | |
| 限售股单位(2) | — | | | — | | | |
| 业绩分享单位(2) | — | | | — | | | |
| 股票期权(2) | — | | | — | | | |
| 手令(2) | — | | | — | | | |
| 稀释每股亏损 | $ | (277,353) | | | 35,689 | | | $ | (7.77) | |
____________________
(1)截至2022年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度的潜在摊薄限制性股票奖励、限制性股票单位、业绩股份单位和股票期权的增量股份被计入，因为它们的影响在库存股方法下是稀释的。
(2)不是于截至2020年12月31日止年度，潜在摊薄的限制性股票奖励、限制性股份单位、业绩股份单位、股票期权或认股权证的增量股份被包括在内，因为其效果在库存股方法下是反摊薄的。
关于本公司基于股份的薪酬奖励的讨论见附注16。
20. 关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计)
以下补充资料包括与石油和天然气生产活动有关的资本化成本；石油和天然气财产购置、勘探和开发所产生的成本；以及石油和天然气生产活动的经营结果。还提供了关于石油、天然气和天然气的产量和平均销售价格的补充信息；已探明的石油、天然气和天然气储量的估计数量；与已探明的石油、天然气和天然气储量相关的未来现金流量贴现的标准化计量；以及与已探明的石油、天然气和天然气储量相关的未来现金流量贴现的标准化计量的变化摘要。
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与石油和天然气生产活动有关的资本化成本
该公司石油和天然气活动的资本化成本包括以下内容(以千计)： | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2022 | | 2021 |
| 石油和天然气性质 | | | |
| 证明了 | $ | 1,507,690 | | | $ | 1,454,016 | |
| 未经证实 | 11,516 | | | 12,255 | |
| 石油和天然气的总性质 | 1,519,206 | | | 1,466,271 | |
| 减少累计折旧、损耗和减值 | (1,380,574) | | | (1,373,217) | |
| 石油和天然气资产资本化净成本 | $ | 138,632 | | | $ | 93,054 | |
石油和天然气资产收购、勘探和开发所产生的成本
已资本化的石油和天然气财产购置、勘探和开发活动所发生的费用摘要如下(以千计)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 物业收购 | | | | | |
| 证明了 | $ | 1,431 | | | $ | 3,545 | | | $ | 3,701 | |
| 未经证实 | — | | | — | | | — | |
| 探险(1) | 809 | | | 905 | | | 1,005 | |
| 发展 | 48,399 | | | 10,045 | | | 3,563 | |
| 已发生的总成本 | $ | 50,639 | | | $ | 14,495 | | | $ | 8,269 | |
____________________
(一)成本包括土地、地质、地球物理和租赁成本。
石油和天然气生产活动的经营成果
下表列出了该公司石油和天然气生产活动的经营结果(以千计)，其中不包括任何利息成本或间接的一般和行政成本，因此不一定表明该公司的经营活动对实际净收益的影响。 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 收入 | $ | 254,258 | | | $ | 168,882 | | | $ | 114,450 | |
| 费用 | | | | | |
| 生产成本 | 57,221 | | | 46,309 | | | 53,474 | |
| 折旧和损耗 | 11,542 | | | 9,372 | | | 50,349 | |
| 减损 | — | | | — | | | 218,399 | |
| 总费用 | 68,763 | | | 55,681 | | | 322,222 | |
| 所得税前收入(亏损) | 185,495 | | | 113,201 | | | (207,772) | |
| 所得税支出(福利)(1) | 45,055 | | | 26,734 | | | (51,750) | |
| 石油和天然气生产活动的经营结果(不包括公司间接费用和利息成本) | $ | 140,440 | | | $ | 86,467 | | | $ | (156,022) | |
____________________
(1)所得税(福利)支出是假设的，是在永久差异和税收抵免生效后，通过将公司的法定税率适用于可归因于我们的石油和天然气生产活动的所得税前收入(亏损)来计算的。
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石油、天然气和天然气储量
已探明的石油、天然气和天然气天然气储量是指，根据对地球科学和工程数据的分析，根据用于估计储量的石油、天然气和天然气的价格，以及在现有的经济条件、经营方法和合同到期前的现有经济条件、经营方法和政府规定下，可以合理确定地估计为经济上可生产的数量，除非有证据表明续签是合理确定的。
“合理确定”一词意味着对实际开采的石油、天然气和天然气的数量将等于或超过估计的高度信心。为了实现合理的确定性，该公司的工程师和独立石油顾问依赖的技术已经证明能够产生一致性和可重复性的结果。用于评估公司已探明储量的技术和经济数据包括但不限于测井记录、地质图、地震数据、试井数据、生产数据、历史价格和成本信息以及财产所有权权益。储量估计的准确性取决于许多因素，包括以下因素：
•现有数据的质量和数量以及对这些数据的工程和地质解释；
•关于未来费用的数额和时间的估计，这可能与实际费用有很大差异；
•强制经济假设的准确性；以及
•准备估算的人员的判断。
已探明已开发储量是指已探明储量，预计可在现有设备和作业方法下通过现有油井开采，或所需设备成本与新油井成本相比相对较小。已探明的未开发储量是指预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大的主要支出才能重新完成的现有油井中回收的储量。
大致95该公司已探明储量估计的%由独立的油藏工程师和地学专业人员准备，其余的5已探明储量的%由公司高级管理人员在内部进行评估，以确保公司始终如一地执行严格的专业标准和美国证券交易委员会规定的储量定义。
独立的石油和天然气顾问公司Cawley，Gillesbie&Associates为大约95截至2022年和2021年12月31日止年度，公司在石油和天然气资产的净权益的百分比。Cawley，Gillesbie&Associates是独立的石油工程师、地质学家、地球物理学家和岩石物理学家，在公司或其财产中没有权益，也不是临时雇用的。剩余的已探明储量是基于公司的估计。
本公司相信，经审核的地球科学及工程数据提供合理保证，证明已探明的储量在未来数年内，在近期、过去或历史的经济条件、经营方法及政府规定下，均可从已知的储集层经济上开采。对已探明储量的估计可能会发生变化，无论是积极的还是消极的，因为有更多的信息可用，以及合同和经济条件的变化。
2022年活动。已探明储量从71.32021年12月31日至74.3Mmboe于2022年12月31日，主要是由于对9.1由于年底美国证券交易委员会石油和天然气大宗商品价格的上涨，1.8与公司的油井重新激活计划相关的Mboe，以及1.0与其他商业改进相关的Mmboe。此外，还增加了扩展1.2添加了Mmboe和购买0.2已探明储量Mmboe。这些增长被2022年的总产量所抵消6.5Mmboe，减少了1.0Mboe，原因是预测中使用的后续12个月期间的业务费用增加，以及2.8归因于其他版本的Mboe。
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2021年活动。已探明储量从36.9于2020年12月31日至71.3Mboe于2021年12月31日发布，主要是由于27.3由于年底美国证券交易委员会石油和天然气大宗商品价格的上涨，13.6与费用减少和其他商业改进相关的Mboe，3.7与油井重新激活计划相关的Mboe，以及购买1.4已探明储量Mmboe。该公司还记录了2021年产量合计6.8Mmboe和减少3.6Mmboe由于销售和1.2可归因于关井和其他修订的Mboe。
2020年活动。探明储量从89.92019年12月31日至36.9Mboe于2020年12月31日，主要是由于向下修正45.0与年底美国证券交易委员会石油和天然气大宗商品价格下跌相关的MMPOE包括(27.8清除PUD的Mmboe，以及17.3来自剩余探明储量的Mmboe)。该公司还记录了2020年产量合计8.7Mmboe和减少9.0Mmboe归因于关井、销售和其他修订。这些削减被部分抵消了8.6与费用减少和其他商业改进相关的Mboe增加，以及购买1.1已探明储量Mmboe。
以下摘要载列本公司估计储量的变动。NPB被包括在2021年、2020年和2019年。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 油 | | NGL | | 天然气 | | 总计 |
| | (MBbls) | | (MBbls) | | (MMcf)(1) | | MBOE |
| 已探明储量和未开发储量 | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日 | 35,308 | | | 15,859 | | | 232,307 | | | 89,885 | |
| 对先前估计数的修订(2) | (24,650) | | | (2,246) | | | (107,426) | | | (44,800) | |
| 获得新的储备 | 74 | | | 437 | | | 3,391 | | | 1,076 | |
| | | | | | | |
| 出售现有储备 | (163) | | | (111) | | | (1,827) | | | (579) | |
| 生产 | (2,084) | | | (2,694) | | | (23,552) | | | (8,703) | |
| 截至2020年12月31日 | 8,485 | | | 11,245 | | | 102,893 | | | 36,879 | |
| 对先前估计数的修订(2) | 3,627 | | | 14,924 | | | 148,736 | | | 43,340 | |
| 获得新的储备 | 135 | | | 438 | | | 5,235 | | | 1,446 | |
| | | | | | | |
| 出售现有储备 | (3,440) | | | (28) | | | (716) | | | (3,587) | |
| 生产 | (957) | | | (2,266) | | | (21,417) | | | (6,793) | |
| 截至2021年12月31日 | 7,850 | | | 24,313 | | | 234,731 | | | 71,285 | |
| 对先前估计数的修订(2) | 971 | | | 2,825 | | | 25,841 | | | 8,102 | |
| 获得新的储备 | 39 | | | 65 | | | 528 | | | 192 | |
| 扩展和发现 | 510 | | | 227 | | | 2,823 | | | 1,208 | |
| | | | | | | |
| 生产 | (949) | | | (1,997) | | | (21,101) | | | (6,463) | |
| 截至2022年12月31日 | 8,421 | | | 25,433 | | | 242,822 | | | 74,324 | |
| 已探明已开发储量 | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日 | 14,078 | | | 14,532 | | | 200,853 | | | 62,086 | |
| 截至2020年12月31日 | 8,485 | | | 11,245 | | | 102,893 | | | 36,879 | |
| 截至2021年12月31日 | 7,850 | | | 24,313 | | | 234,731 | | | 71,285 | |
| 截至2022年12月31日 | 8,421 | | | 25,433 | | | 242,822 | | | 74,324 | |
| 已探明未开发储量 | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日 | 21,230 | | | 1,327 | | | 31,454 | | | 27,799 | |
| 截至2020年12月31日 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 截至2021年12月31日 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 截至2022年12月31日 | — | | | — | | | — | | | — | |
_________________
(1)全球天然气储量按每平方英寸14.65磅绝对温度和60华氏度计算。
(2)其他修订包括因之前的数量估计、定价、生产成本和其他商业因素而发生的变化。
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未来净现金流量贴现的标准化计量(未经审计)
贴现现金流量的标准计量和标准化计量计算的年度变化汇总是根据美国会计准则第932号专题--石油和天然气(“美国会计准则第932号专题”)编制的。折现现金流量的标准化计量的计算依据的假设可概括如下：
•标准化措施包括公司对已探明的石油、天然气和天然气储量的估计以及基于经济条件的未来产量预测；
•定价基于美国证券交易委员会在2022年12月31日、2021年和2020年的价格，根据年底存在的固定或可确定合同进行调整。
该公司已探明储量和未来净收入的计算加权平均单位价格如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| |
| | 12月31日， |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 油(每桶) | $ | 93.73 | | | $ | 64.95 | | | $ | 36.54 | |
| NGL(每Bbl) | $ | 33.42 | | | $ | 19.26 | | | $ | 6.40 | |
| 天然气(按MCF计算) | $ | 4.76 | | | $ | 2.56 | | | $ | 0.87 | |
•未来开发和生产成本是根据年终的往绩12个月平均成本确定的；
•标准化衡量标准包括根据年终实际成本对未来放弃成本的预测；
•每年对未来的净现金流适用10%的贴现系数。
以下摘要介绍了根据ASC主题932中的标准化衡量标准，公司未来与已探明石油、天然气和NGL储量有关的净现金流量(以千为单位)。 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 来自生产的未来现金流入 | $ | 2,795,762 | | | $ | 1,579,734 | | | $ | 471,038 | |
| 未来生产成本(1) | (1,131,145) | | | (735,904) | | | (270,512) | |
| 未来开发成本(2) | (36,730) | | | (66,732) | | | (81,687) | |
| 未来所得税支出(3) | (17,780) | | | — | | | — | |
| 未贴现的未来净现金流量 | 1,610,107 | | | 777,098 | | | 118,839 | |
| 9%的年度折扣 | (803,242) | | | (344,184) | | | (13,853) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量(4) | $ | 806,865 | | | $ | 432,914 | | | $ | 104,986 | |
____________________
(一)费用包括遣散费、从价税和租赁经营费。
(2)费用包括遗弃成本。
(3)根据法定税率计算未来所得税支出，落实现行法律允许的税收抵扣和税收抵免，包括利用经营亏损净结转实现的预期税收优惠。
(4)将新开发银行纳入2020年。
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下表是该公司对已探明储量折现未来现金流量的标准化计量变化的估计(以千计)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 期初现值 | $ | 432,914 | | | $ | 104,986 | | | $ | 364,290 | |
| 年内的变动 | | | | | |
| 收入减去产量 | (197,419) | | | (122,964) | | | (61,407) | |
| 价格、生产和其他成本的净变化 | 465,116 | | | 380,026 | | | (135,652) | |
| 产生的开发成本 | 846 | | | 83 | | | — | |
| 未来开发费用的净变化(1) | 3,028 | | | 446 | | | (2,167) | |
| 扩展和发现 | 36,984 | | | — | | | — | |
| 对先前数量估计数的修订(1) | 98,579 | | | 112,926 | | | (99,533) | |
| 折扣的增加 | 34,138 | | | 6,016 | | | 36,429 | |
| 所得税净变动 | (3,798) | | | — | | | — | |
| 就地购买储备 | 3,039 | | | 15,541 | | | 4,744 | |
| 就地出售储备 | — | | | (29,792) | | | (1,067) | |
| 时间差异和其他(2) | (66,562) | | | (34,354) | | | (651) | |
| 全年净变动率 | 373,951 | | | 327,928 | | | (259,304) | |
| 期末现值(3)(4) | $ | 806,865 | | | $ | 432,914 | | | $ | 104,986 | |
____________________
(1)预计未来开发成本的变化和对先前数量估计的修订主要反映了油井重新激活计划的增加，这是由于更多的生产井和由于定价增加而延长的储量寿命。
(2)部分时间差异及其他事项的变动与本公司估计的生产及发展时间修订有关。
(3)标准化衡量标准是使用美国证券交易委员会价格确定的，没有反映收到的实际价格或当前的市场价格。
(4)将新开发银行纳入2020年。
第9项。第二项：会计与财务信息披露的变更与分歧
不适用。
项目9A。控制和程序
披露控制和程序。
在公司管理层(包括首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，公司根据交易所法案规则13a-15(B)和15d-15(B)对截至本年度报告所涉期间结束的披露控制程序和程序的设计和运行的有效性进行了评估。基于这一评估，公司首席执行官及其首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序截至2022年12月31日有效，以提供合理保证，公司根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息已在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告，并且该等信息被积累并酌情传达给管理层，包括首席执行官和首席财务官，以便及时做出有关要求披露的决定e.
管理层关于财务报告内部控制的报告
根据本项目要求提交的资料载于本报告第8项“管理层财务报告内部控制报告”的标题下。
财务报告内部控制的变化
在截至2022年12月31日的季度内，本公司财务报告内部控制没有发生重大影响或合理地可能对本公司财务报告内部控制产生重大影响的变化。
项目9B。其他信息
不适用。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第三部分
第10项。以下内容：董事、高管与公司治理
本条款所要求的信息是通过参考公司将不迟于2023年4月30日提交的最终委托书的下列部分而并入本文的：“董事的履历信息”、“高管”、“遵守交易所法案第16(A)节”和“公司治理事项”。
项目11.报告。高管薪酬
本项目所要求的信息通过参考公司将不迟于2023年4月30日提交的最终委托书的下列部分并入本文：“董事薪酬”、“杰出股权奖”和“高管与薪酬”。
第12项。以下内容：某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项
本项目所要求的信息是通过参考本公司最终委托书的以下部分合并而成的，该委托书将不迟于2023年4月30日提交：“股权补偿计划信息”和“某些受益所有者和管理层的担保所有权”。
第13项。修订：某些关系和关联交易与董事独立性
本条款所要求的信息以公司最终委托书的下列部分为参考纳入本文，该委托书将不迟于2023年4月30日提交：“关联方交易”和“公司治理事项”。
第14项。第二项：首席会计费及服务
本项目所要求的信息在此并入本公司将不迟于2023年4月30日提交的最终委托书中“批准选择独立注册会计师事务所”一节。
第四部分
第15项。以下项目：展品和财务报表附表
以下文件作为本报告的一部分提交：
1.合并财务报表
请参阅第页的综合财务报表索引。55.
2.财务报表明细表
所有财务报表附表都被省略，因为它们不适用，或者所需资料在合并财务报表或附注中列报。
3.陈列品
展品索引
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| | 以引用方式并入 | |
展品 不是的。 | 展品说明 | 表格 | 美国证券交易委员会 文件编号 | 展品 | 提交日期 | 已归档 特此声明 |
| 2.1 | 修订了SandRidge Energy，Inc.等人的第11章联合重组计划，日期为2016年9月19日 | 8-A | 001-33784 | 2.1 | 10/4/2016 | |
| 3.1 | 沙岭能源公司注册证书的修订和重新签署。 | 8-A | 001-33784 | 3.1 | 10/4/2016 | |
| 3.2 | 修订和重新制定了SandRidge Energy，Inc.的章程。 | 8-A | 001-33784 | 3.2 | 10/4/2016 | |
| 3.3 | SandRidge Energy，Inc.B系列参与优先股指定证书
| 8-K | 001-33784 | 3.1 | 11/27/2017 | |
| 3.4 | 提交给特拉华州国务卿的SandRidge Energy，Inc.A系列初级参与优先股指定证书 | 8-A | 001-33784 | 3.1 | 7/2/2020 | |
| 4.1 | 沙岭能源股份有限公司普通股证书样本表格。 | 8-K | 001-33784 | 4.1 | 10/7/2016 | |
| 4.2 | SandRidge Energy，Inc.和American Stock Transfer&Trust Company，LLC之间的认股权证协议，日期为2016年10月4日，作为认股权证代理 | 8-K | 001-33784 | 10.6 | 10/7/2016 | |
| 4.3 | 截至2016年10月4日，SandRidge Energy，Inc.与持有方之间的注册权协议 | 8-A | 001-33784 | 10.1 | 10/4/2016 | |
| 4.4 | 股东权利协议，日期为2017年11月26日，由SandRidge Energy，Inc.作为公司，和American Stock Transfer&Trust Company，LLC作为权利代理人
| 8-K | 001-33784 | 4.1 | 11/27/2017 | |
| 4.5 | 《股东权利协议第一修正案》，日期为2018年1月22日，由SandRidge Energy，Inc.和美国股票转让与信托公司LLC作为权利代理
| 8-K | 001-33784 | 4.1 | 1/23/2018 | |
| 4.6 | 注册人的证券说明 | 10-K | 001-33784 | 4.6 | 2/27/2020 | * |
| 10.1† | SandRidge Energy，Inc.2016综合激励计划 | 8-K | 001-33784 | 10.8 | 10/7/2016 | |
| 10.1.1† | SandRidge Energy，Inc.2016年综合激励计划限制性股票奖励证书和协议格式 | 10-K | 001-33784 | 10.1.4 | 3/3/2017 | |
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| | 以引用方式并入 | |
展品 不是的。 | 展品说明 | 表格 | 美国证券交易委员会 文件编号 | 展品 | 提交日期 | 已归档 特此声明 |
| 10.1.1.1† | 沙岭能源公司2016年综合激励计划限制性股票奖励证书和协议第1号修正案格式 | 10-Q | 001-33784 | 10.1.4.1 | 11/3/2017 | |
| 10.1.2† | 沙岭能源公司2016年度综合激励计划绩效份额单位奖励证书和协议格式 | 10-K | 001-33784 | 10.1.5 | 3/3/2017 | |
| 10.1.3† | 非员工董事限制性股票奖励证书格式及沙岭能源公司2016年综合激励计划协议
| 10-Q | 001-33784 | 10.1.6 | 8/7/2017 | |
| 10.1.3.1† | 沙岭能源公司2016年度全面激励计划非员工董事限制性股票奖励证书及协议第1号修正案格式
| 10-Q | 001-33784 | 10.1.6.1 | 11/3/2017 | |
| 10.1.4† | SandRidge Energy，Inc.2016综合激励计划限制性股票奖励证书和协议(双触发)格式
| 10-K | 001-33784 | 10.1.7 | 2/22/2018 | |
| 10.1.5† | 沙岭能源公司2016年综合激励计划非员工董事限制性股票奖励协议格式，日期为2018年7月17日
| 10-Q | 001-33784 | 10.1.1 | 11/8/2018 | |
| 10.2† | 修订并重新修订了SandRidge Energy，Inc.2016综合激励计划，日期为2018年8月8日 | 10-Q | 001-33784 | 10.1 | 11/8/2018 | |
| 10.2.1† | 修改和重订沙岭能源公司2016年综合激励计划的高管限制性股票奖励协议格式 | 10-Q | 001-33784 | 10.1.2 | 11/8/2018 | |
| 10.2.2† | 修订和重订的沙岭能源公司2016年综合激励计划业绩份额单位奖励协议格式 | 10-Q | 001-33784 | 10.1.3 | 11/8/2018 | |
| 10.2.3† | 修改和重订的沙岭能源公司2016年综合激励计划期权奖励协议格式 | 10-K | 001-33784 | 10.2.3 | 3/4/2019 | |
| 10.3† | 2015年SandRidge Energy，Inc.执行副总裁和高级副总裁雇佣协议格式。 | 10-Q | 001-33784 | 10.3.4 | 11/5/2015 | |
| 10.4† | SandRidge Energy，Inc.特别服务计划 | 10-Q | 001-33784 | 10.3.7 | 5/09/2019 | |
| 10.4.1† | SandRidge Energy，Inc.特别服务计划第一修正案 | 10-Q | 001-33784 | 10.3.8 | 5/09/2019 | |
| 10.4.2† | SandRidge Energy，Inc.特别服务计划第二修正案 | 10-K | 001-33784 | 10.4.2 | 2/27/2020 | |
| 10.5† | 董事及高级人员的弥偿协议格式 | 8-K | 001-33784 | 10.9 | 10/7/2016 | |
| 10.6 | 修订和重新签署的信贷协议，日期为2019年6月21日，由作为行政代理的SandRidge Energy，Inc.和其他贷款人之间的信贷协议，作为现有信贷协议第二号再融资修正案的证据A提交 | 8-K | 001-33784 | 10.1 | 6/27/2019 | |
| 10.7 | 质押和担保协议，日期为2016年10月4日，由桑德岭能源公司(另一设保人)和加拿大皇家银行作为行政代理人签署 | 10-K | 001-33784 | 10.6 | 3/3/2017 | |
| 10.8 | 债权人间和次顺位协议，日期为2016年10月4日，由SandRidge Energy，Inc.，加拿大皇家银行作为优先留置权代理人，和Wilmington Trust，National Association，作为从属抵押品受托人 | 8-K | 001-33784 | 10.4 | 10/7/2016 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 以引用方式并入 | |
展品 不是的。 | 展品说明 | 表格 | 美国证券交易委员会 文件编号 | 展品 | 提交日期 | 已归档 特此声明 |
| 10.9 | 担保品信托协议，日期为2016年10月4日，担保人为SandRidge Energy，Inc.，不时作为担保人，国家协会威尔明顿信托公司为契约受托人，其他平价留置权代表不时作为担保品受托人，国家协会威尔明顿信托公司为抵押品受托人 | 8-K | 001-33784 | 10.5 | 10/7/2016 | |
| 10.10.1 | 和解协议，由SandRidge Energy，Inc.，Carl C.Icahn，Icahn Partners LP，Icahn Partners Master Fund LP，Icahn Enterprises G.P.Inc.，Icahn Enterprises Holdings L.P.，IPH GP LLC，Icahn Capital L.P.，Icahn Onshore LP，Icahn Offshore LP，Beckton Corp.，High River Limited Partnership，Hopper Investments LLC和Barberry Corp.以及Bob Alexander，Sylvia K.Barnes，Jonathan Christodoro，William M.Griffin，Jr.，John“Jack”Lipinski和Randolph Read签署，和解协议日期为2018年6月19日 | 8-K | 001-33784 | 10.1 | 6/19/2018 | |
| 10.10.2 | 保密协议，由SandRidge Energy，Inc.、Carl C.Icahn、High River Limited Partnership、Hopper Investments LLC、Barberry Corp.、Icahn Partners LP、Icahn Partners Master Fund LP、Icahn Enterprises G.P.Inc.、Icahn Enterprise Holdings L.P.、IPH GP LLC、Icahn Capital LP、Icahn Onshore LP、Icahn Offshore LP、Beckton Corp、Jesse Lynn和Louie Pastor签署 | 8-K | 001-33784 | 10.2 | 6/19/2018 | |
| 10.13 | 房地产买卖协议，日期为2020年5月15日，由Robinson Park，LLC和SandRidge Realty LLC之间签署 | 8-K | 001-33784 | 10.1 | 5/19/2020 | |
| 10.14 | 作为权利代理的SandRidge Energy，Inc.和American Stock Transfer&Trust Company，LLC之间的税收优惠保护计划，日期为2020年7月1日 | 8-K | 001-33784 | 4.1 | 7/2/2020 | |
| 10.15 | 该公司与Salah Gamoudi之间的信函协议，日期为2020年4月24日 | 8-K | 001-33784 | 10.1 | 7/2/2020 | |
| 10.16 | SandRidge Energy，Inc.和Gondola Resources，LLC之间的买卖协议，日期为2020年12月11日 | 8-K | 001-33784 | 2.1 | 12/14/2020 | |
| 10.17 | 股票期权奖励协议-格雷森·普兰宁 | | | | | * |
| 10.18 | 限制性股票单位奖励协议-Grayson Pranin | | | | | * |
| 21.1 | 桑德岭能源公司的子公司。 | | | | | * |
| 22.1 | 担保证券的附属担保人和发行人 | 10-K | 001-33784 | 22.1 | 3/4/2021 | |
| 23.1 | 摩斯·亚当斯有限责任公司同意 | | | | | * |
| 23.2 | 德勤律师事务所同意 | | | | | * |
| 23.3 | Cawley，Gillesbie&Associates同意 | | | | | * |
| 23.4 | 莱德斯科特公司，L.P.同意 | | | | | * |
| 31.1 | 第302条认证-首席执行官 | | | | | * |
| 31.2 | 第302节认证-首席财务官 | | | | | * |
| 32.1 | 第906条行政总裁及财务总监的证明书 | | | | | * |
| 99.1 | Cawley，Gillesbie&Associates的报告 | | | | | * |
| 99.2 | 附表二-估值及合资格账目 | | | | | * |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 以引用方式并入 | |
展品 不是的。 | 展品说明 | 表格 | 美国证券交易委员会 文件编号 | 展品 | 提交日期 | 已归档 特此声明 |
| 101.INS | XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。 | | | | | * |
| 101.SCH | XBRL分类扩展架构文档 | | | | | * |
| 101.CAL | XBRL分类扩展计算链接库文档 | | | | | * |
| 101.DEF | XBRL分类扩展定义文档 | | | | | * |
| 101.LAB | XBRL分类扩展标签Linkbase文档 | | | | | * |
| 101.PRE | XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档 | | | | | * |
| |
| †管理合同或补偿计划或安排 |
项目16.合作伙伴关系表格10-K摘要
不适用。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。 | | | | | | | | |
| 桑德里奇能源公司 |
| | |
| 通过 | /s/：Grayson Pranin |
| | 格雷森·普兰宁 |
| | 首席执行官兼首席运营官总裁 |
| 2023年3月15日 | | |
请注意，以下签名的每个人构成并任命格雷森·普拉宁和萨拉赫·加穆迪以及他们各自的真实合法代理人和代理人，他们有充分的权力与其他人一起或不与其他人一起行事，并具有充分的替代和再代理的权力，以任何和所有身份以他的名义、位置和替代对本报告的任何或所有修正案签立，并将其连同所有证物以及与此相关的其他文件提交给证券交易委员会，授予上述事实律师和代理人及其每一人，完全有权以任何及所有身分，以下列签署人的名义，按一切意图及目的，以本人可能或可能作出的一切必要或可取的行为及事情，以下列签署人的名义作出及执行，并在此批准、批准及确认上述代理律师及代理人或其代理人可根据本协议合法地作出或促使作出的一切行为及事情。
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。 | | | | | | | | | | | |
| 签名 | | 标题 | 日期 |
| | | |
| /s/Grayson PRANIN | | 首席执行官兼首席运营官(首席执行官)总裁 | 2023年3月15日 |
| 格雷森·普兰宁 | | |
| | | |
| /s/Salah Gamoudi | | 常务副总裁总裁，首席财务官、首席会计官 (首席财务会计官) | 2023年3月15日 |
| 萨拉赫·加穆迪 | | |
| | | |
| /s/乔纳森·弗雷茨 | | 主席 | 2023年3月15日 |
| 乔纳森·弗雷茨 | | | |
| | | |
| /s/南希·邓拉普 | | 董事 | 2023年3月15日 |
| 南希·邓拉普 | | | |
| | | |
| /s/杰弗里·费尔斯通 | | 董事 | 2023年3月15日 |
| 杰弗里·费尔斯通 | | | |
| | | |
| 约翰·J·利平斯基 | | 董事 | 2023年3月15日 |
| 约翰·J·利平斯基 | | | |
| | | |
| /s/Randolph C.Read | | 董事 | 2023年3月15日 |
| 伦道夫·C·里德 | | | |
