产量表现 - 公司密西西比石灰岩资产平均日产量下降：石油3,381桶（同比下降24.2%），天然气液体3,538桶（同比下降15.6%），天然气37,919千立方英尺（同比下降17.9%），净当量13,239桶油/日（同比下降19.0%）[152] - 密西西比石灰区石油产量同比下降25.9%至每日3,381桶[162][164] - 安纳达科盆地资产剥离导致该区域油气产量降幅达100%[162] 实现价格 - 原油实现价格（不含衍生品）53.65美元/桶（同比下降14.0%），含衍生品57.00美元/桶（同比下降4.3%）[161] - 天然气液体实现价格19.52美元/桶（同比下降25.0%）[161] - 天然气实现价格（不含衍生品）1.94美元/千立方英尺（同比上升10.2%），含衍生品1.86美元/千立方英尺（同比下降8.8%）[161] - NGL平均销售价格同比下降25.0%至每桶19.56美元[165] - 天然气平均销售价格同比上涨10.2%至每千立方英尺1.94美元[166] 收入变化驱动因素 - 收入同比下降主要受产量影响：原油减少1342.3万美元，天然气液体减少274.7万美元，天然气减少231.9万美元[160] - 价格变动导致收入减少：原油减少266.4万美元，天然气液体减少207.5万美元，天然气增加59.2万美元[160] 收入和利润 - 公司总收入2915.3万美元，其中原油1632.7万美元，天然气液体621.6万美元，天然气661.0万美元[160] 成本和费用 - 租赁运营和修井费用同比下降39.3%至899万美元[168][169] - 折旧折耗摊销费用同比下降22.5%至1,179万美元[168][171] - 管理费用同比下降34.7%至643.8万美元[168][175] - 净利息支出同比下降48.8%至93.7万美元[176][177] 资产减值和衍生品损失 - 公司因全成本"上限测试"确认油气资产减值970万美元[156] - 油气资产减值损失965.3万美元，主因油价下跌导致储量现值降低[168][173] - 商品衍生品合约净亏损773.2万美元，其中公允价值变动损失850.1万美元[167] 现金流表现 - 经营现金流同比下降40.6%，从2214.7万美元减少至1316.5万美元[190][192] - 投资活动现金流改善70%，从使用3175.8万美元减少至使用952.7万美元[190][193] - 融资活动现金流改善71.7%，从使用5045.9万美元减少至使用1426.2万美元[190][193] - 公司经营性现金流为1320万美元，相比去年同期2210万美元下降40.1%[190][192] - 投资活动现金流为-950万美元，较去年同期-3180万美元改善70.1%[190][193] - 融资活动现金流为-1430万美元，较去年同期-5050万美元改善71.7%[190][193] 资本支出 - 公司第一季度运营资本支出640万美元，其中钻井和完井活动533.5万美元，土地收购和地震数据110.8万美元[154] 财务状况 - 现金及现金等价物从2018年12月31日的1134.1万美元下降至2019年3月31日的71.7万美元，降幅达93.7%[179] - 净营运资本由正转负，从2018年底的1394.6万美元盈余变为2019年3月底的394.4万美元赤字[179] - 长期债务大幅增加155.9%，从2305.9万美元上升至5905.9万美元[179] - 股东权益下降12.6%，从5.42亿美元减少至4.74亿美元[179] - RBL信贷额度可用资金从1.45亿美元减少至1.09亿美元，下降24.8%[179][183] - 借款基础额度确认为1.7亿美元[190] - 第一季度从RBL净提取3600万美元[193] 债务与利率 - RBL借款利率为LIBOR+4.5%，加权平均利率达7.0%[184] - 债务契约要求EBITDA对利息覆盖率不低于2.5:1，总净负债对EBITDA不高于4.0:1[186] - 公司RBL贷款余额5910万美元，利率为LIBOR+4.5%[219] - 利率每上升1%将导致年度利息成本增加170万美元[219] - 公司RBL债务余额5910万美元，利率为LIBOR加4.50%，受1.00% LIBOR下限约束[219] - 利率每上升1%会导致年度利息成本增加170万美元（假设RBL全额提取）[219] 衍生品风险敞口 - 天然气衍生品在价格曲线变动10%时可能产生109万美元损失或109万美元收益[221] - 原油衍生品在价格曲线变动10%时可能产生434万美元损失或353万美元收益[221] - 天然气衍生品公允价值变动：10%价格上升导致损失109.3万美元，下降带来收益109万美元[221] - 原油衍生品公允价值变动：10%价格上升导致损失434.2万美元，下降带来收益353万美元[221] - 公司采用固定价格互换和三向领子策略对冲未来部分产量的油价和天然气价格波动[218] 公司交易与资本活动 - 公司于2019年5月6日签订合并协议，以全股票合并方式收购Amplify，交换比例为0.933股普通股/Amplify股[148] - 公司回购并注销5000万美元普通股[193] 合同与承诺 - 公司车队租赁期限为乘用车和轻型车至少367天，商用车至少24个月，之后按月续租并可提前30天通知终止[203] - 公司在Mississippian Lime地区有天然气购买、收集和处理合同，包含最低NGL体积承诺，若未达标需按费用支付月短缺金额[204] 会计政策与披露 - 公司租赁贴现率基于2018年12月31日市场数据确定，2019年新租赁适用该利率，并计划每年1月1日更新[207] - 公司确认ASU 2016-02租赁会计准则采用修改追溯过渡法，要求记录使用权资产和租赁负债[212] - 公司披露控制程序和财务报告内部控制截至2019年3月31日有效且无重大变更[223][224]

公司基本信息 - 公司是一家独立勘探和生产公司，专注美国陆上富含石油和液体的盆地，目前业务集中在密西西比石灰层[21] - 公司总部位于俄克拉荷马州塔尔萨，塔尔萨办公室租约2026年到期，在俄克拉荷马州达科马还有一个野外办公室[22] - 截至2018年12月31日，公司有85名员工[22] - 公司于2016年4月30日申请第11章破产重组，10月21日完成重组并于10月24日在NYSE MKT上市，2017年5月4日在NYSE上市[22,28] 公司业务目标与策略 - 公司目标是优化资本投资和产生自由现金流，为此将安全环保运营、保持低成本结构、优先考虑自由现金流而非产量增长、保持低净债务[26] - 2019年公司打算通过保持资本纪律和低成本结构实现最佳投资回报[27] 公司文件披露 - 公司需向美国证券交易委员会提交年度、季度和当前报告等文件，相关文件可在SEC官网及公司官网获取[24,25] - 公司的商业行为和道德准则等文件可在公司官网获取，也可向公司申请纸质版[25] 公司资产出售情况 - 2017年第三季度，出售俄克拉荷马州林肯县油气资产，12,894净英亩（19,888总英亩），现金收入700万美元（扣除负债后净收入290万美元）[31] - 2018年第二季度，出售阿纳达科盆地资产，90,361净英亩（115,180总英亩），现金收入5800万美元（扣除结算调整后净收入5410万美元）[32] - 2018年5月31日，公司出售阿纳达科盆地资产，现金收入5800万美元，净收入5410万美元[23] 密西西比灰岩资产数据 - 2018年12月31日，密西西比灰岩资产有102,198净英亩（137,611总英亩）[30] - 2018年12月31日，该地区资产占公司总已探明储量的100%，平均工作权益和净收入权益分别为77%和62%[31] - 2018年和2017年，密西西比灰岩资产日均产量分别为16,747桶油当量和18,181桶油当量[33] - 截至2018年12月31日，密西西比灰岩地区开发的毛面积75200英亩、净面积57796英亩，未开发毛面积62411英亩、净面积44402英亩[49] - 密西西比灰岩地区2019 - 2021年将到期的未开发毛面积分别为9465、13359和6579英亩，净面积分别为2137、4914和3780英亩[50] - 公司在密西西比灰岩资产有天然气购买、集输和加工合同，包含一定的NGLs最低体积承诺[53] 公司储量相关数据 - 2018年12月31日，已探明储量总计72,422千桶油当量，PV - 10为579,650千美元[34] - 2018年，已探明未开发储量从44,457千桶油当量变为23,460千桶油当量[36] - 公司估计储量和未来净收入由第三方CGA依据SEC准则报告[39] - 公司的储量估计可能与最终开采量不同，受数据质量、解释及价格成本假设等因素影响[11] 公司产量与销售数据 - 2018年石油净产量1920MBbls，NGLs净产量1623MBbls，天然气净产量18718MMcf，总油当量6663MBoe[46] - 2018年平均日产量20326Boe/d，2017年为22148Boe/d[46] - 2018年不含实现衍生品和某些扣除项的石油销售价格为64.57美元/桶，含实现衍生品的为60.85美元/桶[46] - 2018年三个购买方分别占公司收入的35%、32%和23%，2017年分别为37%、25%和14%[52] 公司生产井数据 - 截至2018年12月31日，公司总生产井中油井毛井486口、净井379口，气井毛井12口、净井7口[48] - 2018年开发井中生产井毛井22口、净井22口，2017年分别为26口和25口[51] 市场需求与监管政策 - 石油和天然气需求在春秋季下降，在夏冬季上升，但季节异常会减轻这种波动[56] - 自1985年起，FERC努力让天然气运输以开放、非歧视的方式让买卖双方更易获取，但无法保证这种较宽松的监管方式会持续[62] 环保法规相关 - 2016年12月，美国哥伦比亚特区地方法院批准EPA与环保组织的同意令，要求EPA在2019年3月前审查RCRA E&P废物豁免并发布修订规则提案或无需修订的决定，若提案，需在2021年7月前采取最终行动[72] - 2016年6月，EPA发布新源性能标准，要求减少某些新的、改造或重建的油气排放源的甲烷和挥发性有机化合物排放[74] - 2018年9月，EPA提议修订以放宽2016年新源性能标准的某些要求[74] - 2018年4月，几个州提起诉讼，要求EPA发布减少现有油气排放源甲烷排放的性能标准[74] - 2016年6月EPA发布2016 NSPS规则，要求减少石油和天然气行业新、改造或重建来源的甲烷和挥发性有机化合物排放；2018年9月EPA发布拟议规则制定，可能大幅改变甲烷排放相关义务，但未最终确定[75] - 2016年11月美国内政部土地管理局（BLM）敲定减少公共土地油气作业中甲烷排放的规则；2018年9月BLM发布最终规则撤销2016年甲烷规则，相关诉讼正在进行中[75] - 2015年EPA和美国陆军工程兵团发布最终规则试图澄清《清洁水法》下美国水域的联邦管辖权范围，该规则在2015年10月被全国暂缓执行；2018年1月最高法院裁决后，部分州实施情况不一；2018年12月EPA和工程兵团发布新的拟议规则，缩小联邦管辖权范围，受到环保组织和部分州挑战[79] - 2015年4月21日，俄克拉荷马地质调查局称近期俄克拉荷马中部和中北部多数地震很可能由处置井注入采出水引发；俄克拉荷马公司委员会对阿巴克尔组特定地震活跃区盐水处置井运营商制定规则，要求监测记录井压力和排放量，日处置20000桶及以上盐水的井进行机械完整性测试[82] - 2017年2月24日，俄克拉荷马油气保护司为阿巴克尔组包括公司运营的10口井设定上限；2017年3月1日称可能有进一步行动；此后发布多项处置井关闭和减量指令[82] - 公司目前运营11口非阿巴克尔组处置井，但仍使用阿巴克尔组处置井，已满足俄克拉荷马公司委员会关于处置能力变更和减少的要求，且维持生产基地无重大负面影响[82][83] - 2014年2月EPA发布关于压裂作业中使用柴油燃料的许可指南；2016年6月发布页岩资源开采作业盐水排放到公共污水处理厂前须满足的最终出水限制指南[84] - 2015年3月BLM发布关于联邦和印第安土地水力压裂的最终规则，含披露要求等；2017年12月BLM发布最终规则撤销2015年规则，受到环保组织和部分州挑战[84] - 2016年2月美国鱼类和野生动物管理局敲定改变濒危和受威胁物种关键栖息地识别方式的规则；因2011年和解协议，需在2017年确定众多物种是否列为濒危或受威胁物种，虽错过期限但仍在审查[87] 公司财务与信贷相关 - 2018年10月24日，公司的借贷基数重新确定为1.7亿美元[102] - 截至2018年12月31日，公司在退出信贷安排下的未偿债务为2310万美元，其中包括190万美元的信用证[105] - 2019年2月，公司提取3900万美元用于股票回购计划[105] - 退出信贷安排要求计算的财务维护契约包括：过去四个财季的EBITDA与利息支出之比不低于2.50:1.00，总净负债与过去四个财季调整后EBITDA之比不超过4.00:1.00[108] - 公司退出信贷安排包含限制条款，可能抑制公司进行某些投资、产生额外债务和开展某些其他交易的能力[98] - 公司2017年和2015年分别产生净亏损8510万美元和18亿美元[126] 公司业务风险 - 石油、NGLs和天然气价格波动大，持续下跌会对公司业务、财务状况和经营成果产生不利影响，影响公司履行资本支出义务和财务承诺的能力[91] - 公司多数石油生产目前按基于市场的价格通过短期（少于12个月）合同出售给买家，低油价、天然气液和天然气价格过去曾对公司现金流、借款能力和储量现值产生不利影响[94] - 公司未来可能进行业务收购，但可能无法确定有吸引力的收购机会，或无法完成收购或按商业上可接受的条款完成收购[100] - 公司历史财务信息可能无法反映未来财务表现，自生效日起采用了全新开始会计核算，资产和负债调整为公允价值，累计亏损重述为零[111] - 公司石油和天然气钻探及生产活动面临诸多无法控制的风险，可能导致项目成本超支、项目缩减、延迟或取消[114] - 公司使用完全成本法核算油气资产，在低商品价格期间，公司确认油气资产减值的风险增加[121] - 公司估计石油和天然气储量的过程复杂，依赖诸多假设，不准确的假设会影响储量数量和现值[128][129] - 公司未开发储量的开发可能比预期时间长、资本支出高，可能导致项目不经济或储量重新分类[132][133] - 公司确定的钻探地点不一定能产出商业上可行数量的石油、天然气，且钻探活动存在不确定性[138][139][140][141] - 公司采用水平钻井和完井技术，结果可能不满足预期，导致未开发土地价值下降[142][143] - 公司业务依赖水的获取和处理，相关限制或法规可能影响财务状况和运营[144][145][146][147] - 处理与油气生产相关的盐水的法规变化可能限制公司经济生产油气的能力[148][149][150] - 公司依赖第三方运输石油、凝析油和天然气，运输问题可能影响产品销售和交付[153][154][155] - 油气生产营销依赖第三方设施，设施不可用或致减产、延迟或停止钻探计划[157] - 油气运营可能产生重大损失和责任索赔，且保险可能不足[158][159] - 资本成本增加会损害公司业务，全球金融市场波动会影响融资能力[161] - 重要购买方无法履行义务会对公司财务结果产生不利影响[162] - 大型竞争对手进入核心运营区域可能增加公司成本，削弱竞争地位[163] - 公司油气资产产权可能存在缺陷，影响业务和财务结果[165] - 未来立法可能取消现有联邦所得税扣除项目，增加油气相关税费[166][167] - 公司业务受政府法规影响，可能产生巨额成本[168][169] - 油气销售受监管，需遵守相关市场法规[170] - 运营受严格环境法规约束，可能产生重大成本和责任[172][173] - 减少温室气体排放的立法和监管计划或使公司运营成本增加、产品需求降低，影响业务、财务状况和经营业绩[179] - 水力压裂相关的联邦和州立法、监管举措及政府审查或使公司成本增加、运营受限或延迟，影响生产[180] - 公司运营依赖从政府当局和第三方获得或续签所需许可证和其他批准，若被拒绝、延迟或限制，将对运营产生重大不利影响[184][185] - 2010年7月《多德 - 弗兰克华尔街改革和消费者保护法》颁布，其对公司使用衍生品的影响尚不确定，可能增加成本、改变条款、减少可用性等[187][190] - 公司面临安全威胁，包括网络安全威胁，实施监控和缓解措施可能增加成本，且无法保证能防止安全漏洞[192][193] 公司股权相关 - 公司发行24,994,867股重组后公司普通股，4,411,765份行权价24美元的认股权证和2,213,789份行权价46美元的认股权证，另有3,513,950股预留作2016 LTIP股权奖励[195] - 截至2018年12月31日，公司约有25,345,981股普通股和可购买6,625,554股普通股的认股权证流通在外，2016 LTIP预留3,513,950个单位，其中2,100,933个单位仍可用[198] - 截至2018年12月31日，Avenue Capital Group和Fir Tree Partners建议的基金分别持有公司重组后普通股的13.8%和25.2%[201] - 认股权证行使或股票奖励发行可能稀释普通股股东持股，影响股价和投资者投资的账面价值[194][195] - 公司普通股价格和交易量可能大幅波动，受多种因素影响，大量股票出售或发行可能导致股价下跌或影响融资能力[196][198] 未来钻探计划 - 预计2020年开始钻探，持续约三年[38]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度净现金从经营活动所得为2520万美元，低于第三季度的3230万美元，主要因季度调整后EBITDA降低和活动水平降低导致的营运资金调整 [20] - 第四季度调整后EBITDA为3240万美元，略低于3100 - 3700万美元的指引范围中点，原因是液体产量和定价低于预期，以及与加州第二钻机团队相关的额外运营成本 [21] - 第四季度G&A为740万美元，其中包括110万美元非现金补偿费用和60万美元先前记录的剥离费用转回，排除一次性费用后，现金G&A为690万美元，符合预期 [21] - 2018年全年调整后现金G&A为3100万美元，预计2019年第一季度现金G&A约600万美元，之后每季度降至约570万美元，2019年全年约2300万美元，较2018年减少超25% [22] - 第四季度自由现金流为1800万美元，在1600 - 2200万美元的指引范围内 [23] - 截至3月1日，循环信贷安排借款基数为4.25亿美元，未偿还金额为2.7亿美元，流动性为1.86亿美元，包括330万美元现金和1.53亿美元可用借款额度 [23] - 截至3月1日，当前对冲按市值计价净负债为450万美元，基于2019年指引中点22400桶油当量/日，已对冲约76%的2019年产量 [24] - 2019年全年预计产量21200 - 23500桶油当量/日，资本支出约5500 - 6500万美元，自由现金流1500 - 2700万美元 [24] - 2019年全年预计LOE为每桶油当量13 - 15美元，高于2018年的11.80美元，主要因产量下降和Beta油田预期修井项目增加 [24] - 2019年全年预计G&A为每桶油当量2.70 - 3美元，呈下降趋势 [25] - 2019年全年调整后EBITDA预计为9000 - 1.02亿美元，低于2018年，主要因产量降低以及对冲和商品价格下降 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度产量平均约1.43亿立方英尺/日天然气，较上一季度减少6%，但高于季度指引中点，主要因Beta油田自然产量下降和维护检修 [10] - 第四季度租赁运营费用为2980万美元，即每千立方英尺油当量2.27美元，在指引预期范围内，因Beta物业修井活动增加预计第四季度LOE较高 [10][11] - 第四季度资本支出约1020万美元，高于2018年第三季度的750万美元，处于指引范围低端，主要用于Bairoil扩建项目长周期项目和相关工程工作 [12] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司认为保持资本纪律和向股东返还资本是未来战略的关键组成部分 [7] - 2019年公司将以桶油当量为基础进行指导和财务报告，因液体产量占比增加且当前注重液体相关项目 [15] - 公司有强大的生产资产组合和内部增长机会，也有能力追求对平台增值的外部增长目标 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为2019年将是公司变革性的一年，有望大幅增加股东价值，公司资产表现符合预期，资产负债表强劲，预计2019年产生约2000万美元自由现金流 [18][19] 其他重要信息 - 第四季度公司通过要约收购完成3500万美元股票回购，以每股12美元价格回购约290万股并注销，要约收购结束后，董事会授权最高2500万美元股票回购计划，自1月9日或之后开始 [8] - 截至2月28日，公司已以每股8.63美元的加权平均价格回购约4.3万股，总代价约40万美元，将继续根据市场情况执行该计划，并考虑在2019年晚些时候向股东返还更多资本 [9] - 公司公布2018年末探明储量约1.4亿桶油当量，储量组合约50%为原油、15%为天然气液体、35%为天然气，约78%为探明已开发储量，SEC PV10为11亿美元 [13][14] - 公司发布基于每桶55美元原油和每百万英热单位2.75美元天然气的替代储量估值，探明已开发PV10为5.9亿美元，总探明PV10为7.43亿美元，该长期定价情况下探明已开发PV10比当前企业价值约3.92亿美元高1.98亿美元，即每股约9美元，不包括已探明未开发地点约1.52亿美元的增量PV10 [14] - Bairoil扩建项目预计2019年第四季度投入运营，将使目前停产油井恢复生产，未来18个月内产量增加约900桶油当量/日 [12] 总结问答环节所有的提问和回答 文档未提供问答环节具体内容，无法总结。