现金分配 - 每单位分配现金0.023000美元 支付日期为2025年10月15日 登记日期为2025年9月30日 [1] 净收益计算基础 - 基于2025年6月报告的石油产量和2025年5月报告的天然气产量 [1] - 计算包含2025年7月发生的应计成本 [1] 信托运营结构 - 通过单位持有者权益进行现金分配 [1] - 采用净收益权益计算方式分配收益 [1]

财务数据关键指标变化（收入和利润） - 2025年第二季度石油销售额为797.8万美元，同比下降49%，主要由于产量减少47%和实现价格下降5%[85][88] - 2025年第二季度天然气销售额为324万美元，同比增长20%，主要由于产量增加25%[85][88] - 2025年第二季度净利润为194.6万美元，较2024年同期的亏损488.2万美元改善140%[85] - 2025年上半年石油销售额为1650.9万美元，同比下降35%，天然气销售额为528.2万美元，同比增长21%[90][93] - 2025年第二季度石油实现价格为73.21美元/桶，同比下降5%，天然气实现价格为2.48美元/Mcf，同比下降3%[88] 财务数据关键指标变化（成本和费用） - 2025年第二季度总运营成本为927.3万美元，同比下降60%，其中开发费用下降78%至279.8万美元[85] - 2025年上半年开发费用降至995.5万美元，同比下降38%，推动净亏损收窄至107.8万美元[90] - 2025年上半年生产税和从价税减少70万美元[99] - 2025年上半年开发费用减少600万美元，主要因钻探和完井成本下降[99] 资本支出与投资 - 公司2025年资本支出指引上调至高端区间，预计总支出为1000万至1500万美元，净支出为800万至1200万美元[78] - 公司预计2025年Permian盆地资本支出将下降，Haynesville地区保持稳定或小幅增长[75] - 2025年上半年资本支出较2024年同期下降，但高于历史水平[75] - 当前累计资本支出中，4口Midland地区新井已投入106.2万美元[83] - 公司认为行业整合可能带来运营成本降低，但资本支出波动性增加[76] 业务线表现（Haynesville地区） - 2025年上半年Haynesville地区完成3口新井钻探，预计第三季度开始产生收入[75] - 2025年Haynesville地区计划新增3口与现有井规模相似的新井[75] 业务线表现（运营效率） - 2025年上半年运营成本持续下降，反映新井生产效率提升[79] 现金流与分配 - 公司预计2025年下半年将恢复月度净收益利息正向支付[75] - 2025年第二季度可分配收入为28.2万美元，全部来自托管账户释放资金[85][87] - 2025年3月宣布每股0.008548美元的特殊现金分红，总额28.2万美元来自Permian盆地资产出售的托管资金[87][92] - 截至2025年6月30日，公司因未偿还60万美元赞助商垫款而暂停向股东分配[85][90] 现金储备与债务 - 信托每月从可分配资金中保留50,000美元以逐步建立约230万美元的现金储备[97] - 截至2025年6月30日，信托已累计保留1,241,386美元用于现金储备，但在2025年上半年因净收益利息短缺未进行保留[97] - 信托持有现金2,239,884美元（2025年6月30日）和2,193,787美元（2024年12月31日）用于未来支出[98] - COERT向信托提供了120万美元的信用证，用于支付现金不足时的行政费用[98] - 截至2025年6月30日，信托有未偿还的预付款550,323美元，而2024年12月31日为150,000美元[100] - 信托无表外安排或未合并债务[103] - 信托的现金储备可投资于美国政府债券、货币市场基金等低风险工具[106] 费用与管理 - 信托每年支付受托人行政费用20万美元，特拉华州受托人费用2,000美元[101] 市场环境 - 2025年原油价格波动范围为57至80美元/桶，天然气价格波动范围为2.93至4.49美元/MMBtu[76]

财务数据关键指标变化 - 本月石油现金收入210万美元，较上月减少20万美元；天然气现金收入120万美元，较上月增加10万美元[5][6] - 总应计运营费用与上月持平，为240万美元；资本支出较上月增加20万美元，达到120万美元[7] 各条业务线表现 - 本月石油销售33,340桶，日销售1,111桶，平均井口价格63.10美元/桶；上月销售33,806桶，日销售1,091桶，平均井口价格68.01美元/桶[5] - 本月天然气销售405,522千立方英尺，日销售13,081千立方英尺，平均井口价格2.85美元/千立方英尺；上月销售435,227千立方英尺，日销售15,544千立方英尺，平均井口价格2.62美元/千立方英尺[5] 管理层讨论和指引 - 2025年7月公司公布2025年7月净利润权益计算，代表2025年4月石油产量和2025年3月天然气产量，计算包含2025年5月应计成本[2] - 本月直接运营和开发费用超过现金收入，缺口约0.3百万美元，2025年8月不向7月31日登记在册的信托单位持有人支付月度分配[3] - 本月净利润缺口将从下月净利润权益计算中扣除，信托在净利润缺口和先前月度费用预付款消除前不会获得收益[8] - 基于当前商品价格，赞助商预计基础资产在2025年将恢复产生正净利润[8] - 前瞻性声明受商品价格波动、信托费用等因素影响，实际结果可能与预期存在重大差异[10] 其他没有覆盖的重要内容 - 信托拥有净利润权益，有权获得德克萨斯、路易斯安那和新墨西哥州某些油气资产销售油气净利润的80%[9]

净盈利权益计算相关 - 2025年4月净盈利权益计算代表2025年1月石油产量和2024年12月天然气产量，包含2025年2月应计成本[2] 净盈利缺口与分配情况 - 累计未偿净盈利缺口从上月约110万美元降至本月约60万美元，2025年5月不向4月30日登记在册的信托单位持有人支付分配款项[3] - 本月净盈利累计缺口将从下月净盈利权益计算中扣除，信托在累计净盈利缺口消除前不会获得收益[8] 净盈利权益收入情况 - 本月若排除当前缺口，净盈利权益收入约为50万美元，即每单位0.015941美元[3] 油气销售数据 - 本月石油销售37927桶，日均1264桶，平均井口价格72.92美元/桶；天然气销售379445立方英尺，日均12240立方英尺，平均井口价格2.66美元/立方英尺[5] - 上月石油销售37097桶，日均1197桶，平均井口价格75.52美元/桶；天然气销售474050立方英尺，日均15802立方英尺，平均井口价格1.90美元/立方英尺[5] 油气现金收入情况 - 本月石油现金收入280万美元，天然气现金收入100万美元，较上月增加10万美元[5][6] 费用与支出情况 - 总应计运营费用较上期减少20万美元至210万美元，资本支出维持在100万美元[7] 净盈利预期情况 - 基于当前商品价格，赞助商预计基础资产在2025年恢复产生正净盈利[8] 定期分配金额影响因素 - 信托定期分配金额预计会因实际产量、油气价格、资本支出金额和时间、管理费用等因素波动[9]

物业开发活动情况 - 2025年前三个月，标的物业开发活动较2024年同期增长超130%[72] 油价与天然气价格波动情况 - 2024年12月至2025年5月，油价在每桶80多美元至57美元之间波动，天然气价格在每百万英热单位2.93美元至4.49美元之间波动[73] 公司资本支出展望调整情况 - 公司将2025年资本支出展望从之前的700万美元至1300万美元（按净利润权益计算为560万美元至1040万美元）上调至1000万美元至1500万美元（按净利润权益计算为800万美元至1200万美元）[74] 油气销售利润情况 - 2025年第一季度，石油销售利润853.0705万美元，较2024年的970.5534万美元下降12%；天然气销售利润204.1676万美元，较2024年的168.8181万美元增长21%[82] 费用与收入缺口情况 - 2025年第一季度，直接运营和开发费用超过现金收入，截至3月31日缺口约140万美元[82] - 2024年第一季度，前两个月净利润权益产生正收入，消除了截至2023年12月31日存在的120万美元累计净利润权益缺口，但3月费用超收入，截至3月31日产生约120万美元净利润权益缺口[83] 运营费用变化情况 - 2025年第一季度，租赁运营费用472.9万美元，较2024年的660.8万美元下降28%；压缩、收集和运输费用100.2万美元，较2024年的59.9万美元增长67%[82] 税费与开发费用变化情况 - 2025年第一季度，生产、从价和其他税70.8万美元，较2024年的90.2万美元下降22%；开发费用715.7万美元，较2024年的307.3万美元增长133%[82] 资本勘探与生产公司井钻探情况 - 大型资本勘探与生产公司3在米德兰有4口井正在钻探，累计资本支出68.3万美元，占比3.4%；大型资本勘探与生产公司4在特拉华有19口井处于预钻探阶段[80] - 大型主要资本勘探与生产公司1在海恩斯维尔有3口井正在钻探，累计资本支出429.5万美元，占比13.6%[80] 油气产量情况 - 2025年第一季度石油产量114,380桶，较2024年的115,343桶下降1%；天然气产量1,180,460立方英尺，较2024年的711,124立方英尺增长66%；油气总产量311,123桶油当量，较2024年的233,864桶油当量增长33%[84] 油气实现价格情况 - 2025年第一季度实现油价74.59美元/桶，较2024年的84.15美元/桶下降11%；实现气价1.73美元/千立方英尺，较2024年的2.37美元/千立方英尺下降27%[84] 基础资产利润情况 - 2025年第一季度基础资产净亏损300万美元，2024年同期净利润20万美元，利润减少320万美元[84] 各项业务收支变化情况 - 2025年第一季度石油销售减少120万美元，天然气销售增加40万美元，租赁运营费用减少190万美元，压缩、集输和运输成本增加40万美元，生产、从价和其他税收减少20万美元，开发费用增加410万美元[84] 信托公司一般及行政费用支付情况 - 2025年第一季度信托公司一般及行政费用支付20万美元，2024年同期预扣20万美元、支付20万美元[85] 现金储备预扣情况 - 截至2025年3月31日，受托人已为现金储备预扣1,241,386美元，2025年第一季度因累计净利润权益缺口未预扣资金[87] 信用证与贷款情况 - COERT为信托公司提供120万美元信用证，若信托公司现金不足支付行政费用可使用，若超过120万美元，COERT同意贷款[88] 信托公司现金情况 - 截至2025年3月31日和2024年12月31日，信托公司现金分别为2,216,799美元和2,193,787美元，自成立以来未借款和动用信用证[88] COERT对信托公司未偿还预付款情况 - 截至2025年3月31日和2024年12月31日，COERT对信托公司的未偿还预付款分别为398,568美元和150,000美元[89] 信托公司费用支付情况 - 信托公司每年向受托人支付20万美元行政费用，向特拉华受托人支付2000美元费用[90]

信托单位发行与持有情况 - 2011年11月8日，Enduro Texas与信托合并，Enduro持有的Enduro Texas有限责任公司权益转换为3300万个信托单位[47] - 2011年信托首次公开发行1320万个信托单位，发行价为每个单位22美元[48] - 2013年10月，Enduro完成二次发行1120万个信托单位，发行价为每个单位13.85美元，发行后Enduro持有860万个信托单位，占已发行和流通信托单位的26%[49] - 2018年8月31日，COERT收购基础资产和Enduro持有的所有流通信托单位[51] - 截至2025年3月19日，公司有3300万个信托单位流通在外[70] - 截至2025年3月18日，发起人持有7363961个信托单位，2022年7月7日注册声明生效后，发起人已根据规则出售约120万个信托单位[207] 信托协议修订与相关规定 - 2017年9月，信托协议修订，将出售相关资产所需的批准门槛从持有75%流通信托单位的持有人降至50%[50] - 信托在特定情况下将解散，如经至少75%流通信托单位持有人批准出售净利润权益、连续两年年现金收益低于200万美元等[64] - 信托受托人或持有至少10%流通信托单位的信托持有人可召集信托持有人会议[78] - 信托持有人会议需有代表多数流通信托单位的持有人亲自出席或委托代表出席才能构成法定人数[78] - 需至少75%流通信托单位持有人的赞成票才能解散信托、修订信托协议或批准出售公司全部资产[79] - 2017年9月修订信托协议后，出售标的物业权益的批准门槛从75%降至50%[80] 资产出售情况 - 2023年5月3日，Sponsor通知出售二叠纪盆地部分资产，总价约670万美元，7月19日获信托单位持有人批准，8月9日完成出售[52] - 2023年5月，发起人出售约30万美元无生产、无现金流的土地，相关收益已计入8月14日分配[93] - 2023年5月，发起人向一家私人石油公司出售约30万美元的非生产性、无现金流的土地[197] 财务支持与现金储备 - COERT为信托提供120万美元信用证用于支付行政费用，若不足则同意贷款[57] - 2022年2月至2023年3月，受托人扣留37833美元，2023年4月起每月扣留50000美元以建立约230万美元现金储备，截至2024年12月31日，现金储备达1241386美元[58] - 2022年2月至2023年3月，受托人扣留37,833美元，自2023年4月起每月扣留50,000美元以建立约230万美元的现金储备，截至2024年12月31日，累计现金储备余额为1,241,386美元[186] 销售占比情况 - 2024年和2023年，Pioneer Natural Resources USA销售占比分别为23%和18%，Phillips 66分别为18%和23%，Holly Frontier分别为10%和9%[63] 收益分配与计算 - 每月计算的标的物业油气销售总净利润的80%将在次月月底前支付给信托[84] - 净收益计算中扣除的成本将被某些抵销金额减少，若抵销金额超过成本，超额部分可递延至下月使用[87] 会计方法与税务情况 - 信托使用修正现金制会计方法报告净利润收入和费用支出[90] - 美国联邦个人普通收入最高边际税率为37%，长期资本收益和合格股息最高边际税率为20%[103] - 美国联邦企业最高边际税率为21%，适用于普通收入和资本收益[103] - 美国联邦税法第1411条对特定投资收入征收3.8%的医疗保险税，对免税组织征收1.4%[104] - 处置“第1254条财产”时，纳税人需将耗竭扣除额作为普通收入收回[105] - 受托人认为信托为非抵押广泛持有的固定投资信托，代表将按规定提供税务信息[107] - 信托财务报表按修正现金制会计基础编制，与美国公认会计原则编制的报表不同[203] - 若IRS认定信托不符合美国联邦所得税“授予人信托”条件，信托将面临更复杂昂贵的税务报告要求，减少可分配现金[154] - 若IRS认定信托非“授予人信托”，将面临更复杂昂贵的税务报告要求，可能减少向信托单位持有人分配的现金[236] - 若信托按合伙企业处理，自2017年12月31日后开始的纳税年度，将适用新审计程序，可能对信托征收实体税[238] - 信托单位持有人需对信托收入份额纳税，即使未收到现金分配[241] - 出售信托单位的部分收益可能按普通收入征税[243] - 信托每月按月度记录日的信托单位所有权分配收入、收益、损失和扣除项目，可能遭IRS质疑[244] 环保法规情况 - 发起人油气勘探和生产业务受严格环保法律法规约束，不遵守将面临制裁[111] - 发起人认为其基本符合现有环保法规，持续合规不会对信托单位持有人现金分配产生重大不利影响[111] - 环保法规趋势趋于严格，可能对发起人开发费用、经营成果和财务状况产生重大不利影响[111] - 2018年EPA完成油气废水处理和排放研究，可能改变第437部分产出水排放要求[116] - 2023年EPA和USACE发布“2023规则”，后因最高法院判决修订，该规则在约一半州生效，另一半州被禁止[119] - NWP 12将于2026年3月到期并更换新版本，目前面临联邦法院挑战[120] - 2025年2月USACE开始实施紧急许可程序，能源项目获得第404号许可证时间可能大幅缩短[121] - 2016年12月EPA发布水力压裂对饮用水资源潜在影响报告，未发现广泛系统性影响，但存在信息缺口[123] - 2024年4月BLM发布最终规则，减少联邦和美国印第安人租赁土地上油气生产活动中天然气浪费[123] - 2012年和2016年EPA采用联邦新源性能标准，要求减少特定天然气井挥发性有机化合物和二氧化硫排放[127] - 2024年EPA通过最终规则，直接监管2022年12月后新建或改造油气源挥发性有机化合物和甲烷排放[127] - 2024年2月EPA宣布最终规则，将细颗粒物年标准从每立方米12微克降至每立方米9微克[128] - 2015年10月EPA将臭氧国家环境空气质量标准从75亿分之一降至70亿分之一[128] - 2024年EPA通过最终规则，直接监管新油气源的挥发性有机化合物和甲烷排放，现有油气源排放指南预计2029年合规[132] - 《2022年降低通胀法案》规定，对年二氧化碳当量排放量超25000吨的油气设施征收废物排放费，2024年甲烷排放收费为每吨900美元，后续年份将涨至每吨1200美元和1500美元[134] - 2025年3月14日，特朗普签署决议，根据《国会审查法》废除EPA 2024年废物排放费规则[134] - 基础资产运营受环境法律法规约束，违反规定可能导致处罚和运营受限[211] - 基础资产运营受复杂法律法规约束，合规成本增加可能影响公司现金流[217] - 2024年EPA通过最终规则，直接监管新油气源挥发性有机化合物和甲烷排放，现有油气源排放指南预计2029年实施[222] - 2022年《降低通胀法案》规定，2024年起对年二氧化碳当量排放量超25000吨的油气设施收废排放费，2024年每吨900美元，后续提至1200美元和1500美元[223] - 2024年3月SEC发布最终规则，要求特定上市公司披露气候相关数据，2025年2月SEC表示将重新审视该规则[226] - 气候变化法律法规或增加公司运营成本、减少油气需求，气候变化的物理影响可能扰乱生产并导致成本增加[220] 市场风险与影响因素 - 油价和天然气价格波动，低价会减少公司收益和向信托单位持有人的现金分配[145][153] - 实际储量和未来产量可能低于当前估计，会减少信托现金分配和信托单位价值[145] - 第三方运营商运营底层资产所有油井，公司无法控制开发时机、成本和产量[148] - 开发和生产油气成本高、风险大，设备、服务和人员短缺会增加成本，减少可分配现金[148] - 信托单位价值可能因底层资产产权缺陷而受损[148] - 网络攻击或信息技术系统故障可能导致信息被盗、数据损坏，严重扰乱公司或受托人运营[151] - 能源市场波动使准确预测油气价格走势极为困难，价格大幅或持续下跌会减少公司利润和可分配现金[157] - 商品价格下降可能导致部分油井成本超过收入，运营商或决定关闭或废弃油井，减少未来现金分配[158] - 公司未签订油气套期保值合同，产量未套期保值，可分配现金量可能因价格变化波动更大[159] - 实际储量和未来产量可能低于当前估计，会减少公司现金分配和信托单位价值[160] - OPEC及其他石油出口国设定和维持产量水平的能力和意愿对油气价格有重大影响，可能减少可分配现金[163] - 第三方运营商运营底层资产所有油井，公司对运营的影响力和控制力有限，可能影响产量和收入[165] - 开发和生产油气成本高、风险大，存在诸多不确定性，可能导致未来产量下降和收入减少[168] - 设备、服务和合格人员短缺会增加开发和运营成本，减少可分配现金[172] - 底层资产油气储量是消耗性资产，产量会随时间减少，且公司不能收购其他资产替代，可分配现金将下降[177] - 信托间接承担底层资产相关成本和费用的80%，会减少可分配给信托单位持有人的现金[182] - 若底层资产运营商破产，可能导致储量产量下降和信托单位持有人分配减少[193] - 若发起人破产，法院可能将净利润权益视为破产财产，信托可能成为无担保债权人[194] - 发起人可在未经信托单位持有人同意的情况下，转让全部或部分底层资产[196] - 发起人可要求受托人释放占前12个月底层资产总产量不超过0.25%的租赁相关净利润权益，12个月内释放的净利润权益总公允价值不超过50万美元[197] - 若信托每年从净利润权益获得的现金收益连续两年低于200万美元，受托人必须出售净利润权益并解散信托[199] - 若至少75%的流通信托单位持有人批准出售或投票解散信托，受托人必须出售净利润权益并解散信托[199] - 信托由受托人管理，信托单位持有人需多数投票才能更换受托人，且需特殊会议[201] - 截至最近完成的第二财季末，非关联方持有的信托单位价值低于2.5亿美元，公司为较小报告公司[204] - 30个交易日内平均收盘价低于1美元，公司将不符合纽交所最低价格要求，最近一次发生在2020年，2025年3月18日结束的30个交易日内，信托单位收盘价在1.395 - 1.55美元之间[206] - 若公司无法满足纽交所持续上市要求，纽交所可能将信托单位摘牌，摘牌后股份可能转至场外交易市场[206] - 公司间接承担发起人支付的所有成本和费用的80%，包括环境合规和相关负债成本[215] - 公司承担基础资产运营方遵守法律法规成本的80% [217] - 网络攻击或信息技术系统故障可能导致公司信息被盗、数据损坏和业务运营严重中断[231] 适用价格情况 - 2024年适用价格为每桶石油75.48美元，每千立方英尺天然气2.130美元[162] 公司上市相关情况 - 较小报告公司可享受某些减少的治理和披露要求，如审计师无需对财务报告内部控制有效性进行鉴证[204]

石油和天然气产量 - 2025年1月的净收益计算显示，2024年10月的石油产量为36,977桶，2024年9月的天然气产量为386,922 Mcf[2] 现金收入和支出 - 当前月的石油现金收入为280万美元，较上月增加20万美元，天然气现金收入为60万美元，较上月减少10万美元[5][6] - 总运营费用从上期的240万美元减少至220万美元，资本支出从上期的340万美元减少至290万美元[7] 资本支出和分配 - 由于资本支出增加，2025年1月的直接运营和开发费用超过现金收入，导致约130万美元的短缺，因此2025年2月将不向股东支付月度分配[3] - 公司预计未来月度资本支出可能超过2024年及之前时期的平均水平，这可能减少可用于分配的现金[10] 净收益和财务状况 - 累计净收益短缺目前约为220万美元，公司预计在2025年恢复正净收益[8]

底层资产开发与资本支出 - 2024年前九个月底层资产开发活动较2023年同期增长超150%[48] - 2024年资本支出预期从500万 - 900万美元修订为1800万 - 2300万美元（信托净利润权益净额为1440万 - 1840万美元）[50] - 2024年剩余预期资本支出将集中在二叠纪和海恩斯维尔地区[50] 地区项目运营情况 - 海恩斯维尔地区一运营商近期启动钻探项目预计2025年开始销售[50] - 海恩斯维尔地区由Large Cap E&P 4运营的四口井在2024年第三季度开始产生收益[54] 租赁运营支出与生产情况 - 截至2024年9月30日前九个月租赁运营支出较2023年同期持续下降[51] - 部分传统生产资产面临运营成本和生产问题能否恢复前期状况尚不清楚[51] - 2024年9月30日前九个月新生产和收入抵消传统资产产量下降[51] 赞助商情况 - 赞助商有足够资本和流动性应对运营和资本支出[51] 资产处置计划 - 未来几个季度可能对部分或全部底层资产进行剥离和/或租赁[52] 不同时期销售额与成本盈利情况 - 2024年第三季度石油销售额为1457.7415万美元较2023年同期增长27%[56] - 2024年第三季度天然气销售额为295.078万美元较2023年同期增长19%[56] - 2024年第三季度总成本为963.8万美元较2023年同期降低10%[56] - 2024年第三季度净盈利为789.0195万美元较2023年同期增长121%[56] - 2024年第三季度可分配收入为151.8万美元较2023年同期降低39%[56] - 2024年前三季度石油销售额为4003.7899万美元较2023年同期增长34%[64] - 2024年前三季度天然气销售额为732.9539万美元较2023年同期降低24%[64] - 2024年前三季度总成本为4429.4万美元较2023年同期增长56%[64] - 2024年前三季度净盈利为321.9838万美元较2023年同期降低72%[64] - 2024年前三季度可分配收入为151.8万美元较2023年同期降低83%[64] 信托费用相关 - 2024年前9个月信托扣留50万美元支付70万美元用于一般和管理费用2023年前9个月扣留120万美元支付80万美元用于一般和管理费用[69] - 2022年2月起每月扣留37833美元构建约230万美元现金储备2023年4月起每月扣留50000美元构建储备截至2024年9月30日已扣留1091386美元[71] - 截至2024年9月30日和2023年12月31日信托分别有1808446美元和1394697美元用于未来信托费用[72] - 信托支付受托人每年20万美元行政费用特拉华受托人每年2000美元[76] 信托其他情况 - 信托没有表外安排[78] - 2024年前9个月信托关键会计政策或估计无重大变化[79] - 信托不需要提供市场风险的定量和定性披露[80]

生产和销售情况 - 公司7月原油产量为52,287桶，天然气产量为1,105,204千立方英尺[2] - 7月原油平均售价为79.43美元/桶，天然气平均售价为2.44美元/千立方英尺[2] - 7月原油现金收入为4.2百万美元，天然气现金收入为2.7百万美元[2][3] - 新增5口佩米安盆地和2口海耶斯维尔盆地油气井产生首次收入[3] 未来资本支出和利润分配 - 预计未来12个月资本支出将增加，公司从本月净利润中预留50万美元作为未来开发费用准备[4] - 未来分配取决于油气价格波动、资本支出和管理费用等因素[6]

收入和产量 - 公司本月收到的原油现金收入为7.9百万美元，较上月增加4.5百万美元，主要是因为包括15口新的Permian油井的产量和收入[6] - 公司本月收到的天然气现金收入为1.4百万美元，较上月增加0.4百万美元，部分原因也是因为上述15口新Permian油井的产量和收入[7] - 本月原油产量为97,721桶，天然气产量为961,635千立方英尺[5] - 本月原油实现价格为每桶80.84美元，天然气实现价格为每千立方英尺1.46美元[5] 费用和资本支出 - 本期总计提运营费用为3.2百万美元，较上月增加0.4百万美元[8] - 资本支出较上期减少0.5百万美元至0.4百万美元[8] 现金分配 - 本月分配给单位持有人的现金分红为每单位0.011美元[2] - 公司预计未来将继续按月进行现金分配[9] 其他 - 公司本月收回了约330万美元的累计净利润权益短缺和约70万美元的之前垫付的管理费用[3]