Pioneer自然资源公司(PXD.) (“先锋”或“公司”)今天宣布截至2014年9月30日截至截至2014年9月30日的季度的财务和经营业绩。

先驱报告了第三季度净收入,归属于3.74亿美元的股东,或每次摊薄股份2.58美元(见附表的时间表,了解每个摊薄股价的净收入)。如果没有非白昼衍生品标志对市场收益和其他不寻常的物品的影响,第三季度的调整后收入为1.95亿美元,或每次摊薄股份1.35美元。

第三季度和其他最近的亮点包括:

  • 在第三季度的持续行动中生产每天186万桶(MBOEPD)(将Barnett Shale和Hugoton Picpestitures反映为已停产的业务),与2014年第二季度相比,增加了10亿毫升或6%;石油产量超过季度每天九桶增加;第三季度生产增长主要由公司成功的战场/ Wolfcamp卧式钻井计划驱动;
  • 缩小2014年生产增长预测从持续的行动范围从16%到19%到19%的范围为18%至19%的范围,按照计划在Spraberry / Spraberry的水平井的数量增加到两倍。沃尔佛斯2014年下半年与今年上半年相比,(二)十月中旬产量大于195 MBOEPD和(iii)第四季度产量预测为200亿元至205亿兆普;
  • 预测2014年钻探资本支出约为31亿美元;
  • 持续预测年度产量从持续16%到2016年的21%;
  • 在2015年剩余时间内保护衍生覆盖率大于85%的预测石油产量的现金流量,2015年的85%和2016年预测的45%的产量;
  • 拥有100%的公司的战场/沃尔夫球场石油生产在中涌油价差分中受到防止波动性的影响;
  • 继续提供生产的生产结果,以自2013年初自2013年初以来,在其北部斯文克里/沃尔夫望远地区生产的Pioneer的水平Wolfcamp和较低的Spraberry页岩 Wells的强劲估计终极回收率(EURS)和内部返回率;
  • 在第三季度在第三季度的平均24小时初始生产速度(BoEPD)和平均横向长度(BoEPD)和平均横向长度(BOEPD)和平均横向长度(BOEPD)和平均横向长度(BOEPD)和平均横向长度(BOEPD)和平均横向长度大约6,900英尺;
  • 在鹰福特页岩中继续该公司成功的落水和令人震惊的计划,其中包括在第三季度在上部目标中放置18个井;
  • 11月初从7月出口六个货物Eagle Ford Sheale Contensate,与国内澄清物销售相比,提高了定价;
  • 观察到最近公布了多项独立研究,支持提升美国石油出口禁令。
  • 宣布将先锋Hugoton和Barnett Shale资产销售额的关闭分别为3.28亿美元和1.5亿美元,包括正常的闭幕调整;
  • 在第三季度结束时维护强大的资产负债表,并在第三季度结束时手工5.5亿美元现金,净债务到书本资本化23%;和
  • 宣布剥离先锋50.1%的鹰福特页岩中游业务的计划。

斯科特D.谢菲尔德,董事长兼首席执行官,“该公司交付了另一个大季度,拥有强劲的收益,在第三季度指导范围的顶端生产,并持续令人印象深刻的Spraberry / Wolfcamp中的横向良好性能。我们已经成功地将Spraberry / Wolfcamp种植面积从垂直发挥作用进入世界级的横向游戏,并正在提供今年早些时候预测的下半年产量增长。我们现在预计2014年将产量增长18%至19%, 我们全年指导范围的上限,并相信我们可以将一贯的年产量增长16%至2016年,以70%至80美元的油价环境中的40%至80%。“

“看看2014年以后,先锋计划继续谨慎地发展我们的行业领先地位,在弹簧/沃尔夫公司。我们的钻机合同为我们提供了调整钻机计数的灵活性,以油价波动。预计前端加载基础设施的建设,预计将提供显着的未来成本节约,并支持Pioneer在Spraberry / Wolfcamp中的长期增长计划,预计将继续。该基础设施包括一个宽阔的水分配网络,持续横向罐电池,额外的气体加工设施和布拉底砂矿的扩展。“

2014年第三季度收益包括标志着市场的衍生损失和不寻常的物品

先锋的第三季度盈利包括税后的衍生工人的衍生工具,或每次摊薄股份1.49美元,税后的亏损,税后3700万美元的损失,或与Barnett页岩相关的0.26美元。乌龟在本季度结果。

Spraberry / Wolfcamp操作更新

在2011年至2014年期间,先驱已成功地将Spraberry / Wolfcamp种植面积从垂直播放中转变为世界级的水平播放。这包括:

  • 成功评价六个高度潜在的堆积间隔超过825,000英亩的英亩;从这些间隔产生的井表现出强大的EURS和USIS高油含量;
  • 通过将净可收回的资源潜力从31亿桶(Bboe)从3.6亿桶增加到9.6亿桶,显着提高公司的净资产价值,并确定了20,000多个钻井地点的多年库存;
  • 2011年第三季度从2011年的45 Mboepd的45 Mboepd增加了一倍以上的斯波拉米/沃尔夫望水剧生产;
  • 在Wolfcamp Play的南部与中化学进入合资企业;
  • 建立一家首屈一指的压力泵业公司,并以战略/沃尔夫伐地区的战略靠近Frac Sand Company(美国第四大);
  • 将Pioneer的总天然气处理能力从斯文克里/沃尔夫球场增加到每天2.85亿立方英尺(MMCFPD)每天约10亿立方英尺;
  • 确保长期供水,以支持Spraberry / Wolfcamp中的钻孔和断裂刺激操作;和
  • 谈判第三方销售交易,以争夺西方/沃尔夫公司石油生产的高级定价提供先锋。

2013年,该公司成功地汇总了65家水平油井,2014年的北方种植位于沃尔夫拉姆页岩和较低的斯文克里页岩间隔。其中,56个孔在Wolfcamp A中,B和D间隔,九个孔处于下斯波里斯里页面间隔。来自这些井的生产数据继续支持欧元:

  • 800万桶油价(MBOE)为沃尔夫汉,马丁,玻璃科技剧中沃尔夫拉姆河畔沃尔夫斯(Mmboe)超过100万桶油价(Mmboe),
  • 800 MBOE在Midland和Glasscock县中的沃尔夫望高,沃尔夫拉姆(Wolfcamp)超过1 mmboe。
  • 650 Mboe在Midland,Martin,Glasscock和Andrews县的沃尔夫望高D区间井中超过800摩尔,
  • 650 Mboe为1 mmboe为Midland,Martin,Glasscock和Andrews县的较低弹簧口位间井。

从2013年初开始,在2013年初的Pioneer的北部Spaberry / Wolfcamp种植面积上,33个水平Wolfcamp A,B和D井和较低的Spaberry Shale井。在2014年第三季度,33个井被置于生产。例这些第三季度井的最强烈的初始表现(IP)结果包括:

名字 间隔 24小时IP速率 油% 横向长度
dl hutt c#36h Wolfcamp B. 1,646 Bopd 67% 7,289’
mabee k#5h Wolfcamp B. 1,555 Boepd. 81% 9,056’
E.T.奥丹尼尔#6H. Wolfcamp B. 1,545 Bopd 75% 8,559’
E.T. o'daniel#5h. Wolfcamp A. 1,922 Boepd. 79% 8,342’
E.T.奥丹尼尔#3H. Wolfcamp A. 1,903 Bopd 77% 9,466’
弗拉纳曼14 Lloyd A#4h Wolfcamp A. 1,231 Boepd. 80% 6,529’
Hutt e#3212h Wolfcamp A. 976 Boepd. 79% 4,502’
dl hutt c#34h Wolfcamp D. 1,848 Bopd 68% 7,383’
休斯顿牧场12福勒1小时 Wolfcamp D. 1,755 Boepd. 74% 6,149’
dl hutt c#37h Wolfcamp D. 1,273 Boepd. 67% 7,382’
SSU#3002H. 较低的Spraberry页岩 687 Bopd. 78% 4,982’
SSU#3001H. 较低的Spraberry页岩 597 Boepd. 77% 4,874’

此外,先驱仍在继续评估JO Mill页岩和中间弹簧斯里页岩间隔。早期生产从upton县(Pembrook#1401h)钻井井钻孔,在第三季度在upton县(Pembrook#1402h)和4,982英尺横向的Pembrook#1402h中钻井的中间斯法利斯。跟踪Pioneer最佳Jo Mill Shale间隔和中间斯文克里页岩间隔井分别于今年早些时候在马丁和米德兰县的生产中展开的。 Jo Mill Shale间隔井平均跟踪800个Mboe型曲线,而中间弹簧口井平均跟踪700兆型曲线。虽然活动可能会在低油价环境中推迟活动,但先锋计划继续评估这两个间隔。

Pioneer于2014年从2013年的水平评估计划转换到其北方地区的水平开发计划2014年。该公司在2013年底到2013年以来的五台钻机从五台钻机到16个钻机增加了水平钻机。 2014年,预计2014年在该地区的生产中大约100井。预计大约80%的孔将是沃尔夫芒木A,B和D间井。剩下的20%将是Spraberry Shale Wells(较低的Spraberry Shale,Jo Mill Shale和Middle Spraberry Shale)。在2014年计划中使用三个井垫钻探大部分井。该公司最近启动了Midland和Martin Counties的完工优化测试,包括增加每侧脚的支撑剂浓度,每阶段增加簇并降低液体体积。该公司预计此测试的结果将于明年后才能提供。

Pioneer还预计2014年南沃尔夫公司联合风险区域生产的大约100井。两台井和三井垫正在利用2014年计划的所有井。在第三季度,更高效的钻井和完工操作导致了在生产三井垫的生产时间下减少了八天。 2014年钻探计划的重点是北乌斯顿和里根县的高回报区域,其中大约三分之二的井在Wolfcamp B间隔内完成,其余部分是Wolfcamp A,C和D间井的混合。

在2014年的前九个月,先驱平均运营11个垂直钻机,以满足斯普利/沃尔夫伐地区的持续钻井义务和钻井水处理井。该公司期望在第四季度将垂直钻井平台减少到六台钻机,这将使其将其更多资本分配给更高的返回速度钻井。先驱期望在2014年期间将200多家垂直井放在生产中。2014年钻井计划中大约90%的垂直井预计将在更深的藻类和Atoka间隔内完成。

Pioneer的第三季度来自Spraberry / Wolfcamp(北方地区和南方Wolfcamp合资区合并)平均为103米Poepd。在该体积中,37个MBOEPD由水平孔生产,并从垂直孔中产生66个MBOEPD。七十三个水平井在第三季度施加了生产,其中33个井在北部沃尔维公司的合资区中北部的北部部分。在第三季度生产的73个井上比公司早些时候估计为本四分之一的58个井,主要是由于第四季度第四季度的几个井加速了几个井。这些额外的井主要反映了南沃尔夫公司联合风险区域的改善钻井和完成时间。在第三季度,先驱还在生产上放置了59井。

第三季度产量增加11米涨幅与第二季度相比,由于横向生产的横向生产增长超过偏移量,垂直生产的4亿兆普。石油产量从第二季度到第三季度的9米兆头。

2014年,Spraberry / Wolfcamp生产预计为98 MBOEPD至100 MBOEPD,与2013年相比增长25%至27%(从公司早期的96 MBOEPD到100 MBOEPD缩小)。这种增长是下半部分,主要是由于在先锋的北方种植面积上加入11个卧式钻机并转向三井垫钻孔。与今年上半年相比,在2014年下半年,Spraberry / Wolfcamp上的水平井总数预计将在2014年下半年增加。

Spraberry / Wolfcamp基础设施计划

先锋的长期增长计划专注于优化现场的发展,并确定水,现场基础设施,天然气加工,沙,管道外卖,油田服务,管状,电力,系统,建筑物和道路的未来要求。先锋计划继续建设前端负载基础设施,预计将提供显着的未来成本节约,并在弹簧/沃尔夫公司中支持先锋的长期增长计划。该基础设施包括场宽的水分配网络,持续的水平罐电池延伸,额外的气体加工设施和布拉底砂矿的扩展。

作为Spraberry / Wolfcamp的长期发展计划的一部分,先驱的目标是减少对钻井和断裂刺激行动中使用的淡水的依赖,并减轻通过回收利用所生产的水处理的需求,同时还降低了其成本用于水收购和运输。替代供水来源包括废水,由先锋(例如Santa Rosa Aquifer)钻出的咸水井,从第三方来源获得的咸水和再生产出的水。先锋已同意从2015年下半年开始从敖德萨市购买大约120万桶的污水水,并在下半年开始,与米德兰市的达成协议,从下半年开始每天购买大约24万桶的污水水2017年。

目前的计划反映了各个领域分配系统的建设,通过管道直接从这些替代来源运输水,以便在规划的钻井位置附近的弗拉克池塘,以提高效率并降低与卡车运输相关的成本。该分配系统预计将包括(i)在田野(ii)延伸到欧洲公园和米德兰流出物水厂(iii)的馈线的100英里主线(ii)的主线(ii)饲养线(iii) 20个子系统将水到计划的钻井位置,(iv)125至150弗拉克池塘储存在计划钻井位置附近的水,(v)光纤线,以改善整个领域的通信和数据管理。存在于较低的商品价格环境中推迟子系统和FRAC池塘的柔韧性。构建整个系统的成本估计为8亿美元至10亿美元,未来四到五年。

预计水分配系统将在与连接新的水源和未来钻井计划的时间协调的阶段完成。初始阶段包括100英里的主线和来自敖德萨和米德兰流出物水厂的饲养线。子系统和FRAC池塘将在计划大量钻探的区域内建立在初始阶段,其他子系统和FRAC池正在随着时间的推移而被开发,因为钻井在整个领域扩张。预计初始阶段将在2015年和2016年共度约5亿美元至7亿美元。

先驱估计通过构建场宽的水分配系统,它将节省大约500万美元。这种节省的结果主要是利用较低昂贵的水源,消除了水的更高成本的水,允许集中回收并提供较低的基础设施成本。总的来说,该项目应确保低成本,长期供水的可用性和可交付性,并跨开普的种植面积,并允许集中回收。

正在建造新的大型油箱电池和盐水处理设施,以处理由水平井生产的较高的体积,从而导致前端装载资本支出。 Pioneer 2014的资本计划包括约2.5亿美元用于建造这些设施。预计未来两年的新设施需要额外的6亿美元。未来井的成本将受益于此设施基础架构的前端支出。

2014年资本计划还包括预计达勒萨斯管道合作伙伴,LP(阿特拉斯)新的爱德华天然气加工厂(200 mmcfpd)和西德克萨斯州新销售牧场天然牧场加工厂30%的份额( 200 mmcfpd)。该公司预计将在未来两年内额外支付1.75亿美元的两年,以获得两种额外的天然气加工厂和相关的收集系统投资。其中的第一个将是2015年第四季度马丁县地图集建造的200mMCFPD工厂,潜在于2016年的另一个新的200 MMCFPD工厂。

Pioneer未来的裂缝刺激行动的支撑性要求预计随着公司在Spraberry / Wolfcamp Ramps中的钻井计划上升。该公司在德克萨斯州布拉迪布拉迪的沙井,靠近米德兰盆地(190英里),是斯文克里/沃尔夫公司运营的支撑剂的主要来源。矿山生产均接近每年75万吨的总容量。因此,该公司计划在2015年扩大矿山,使其能够每年生产210万吨。预计2015年该扩展的成本约为1.25亿美元,将包括额外的砂存和投资预订,以便将来的扩张。在Brady设施中证明和可能的储备总额为6800万吨。

Eagle Ford Shale操作更新

在德克萨斯州欧洲鹰福特页岩的富含液体的地区,先锋继续期望在2014年生产大约125家水平井。在这一总体上,大约50个井将在上部目标中,作为公司落水的一部分较低的鹰福特页岩中的令人惊叹的计划。井在500英尺到175英尺到300英尺之间的井间井在交错的井中。

在2014年前九个月的速度和惊人的计划的一部分,在2014年的一部分,将三十五头井置于上部目标中,其中18个井在第三季度增加。这些井的早期生产结果类似于抵消下鹰福特页岩井。预计大约25%的先锋面积将是上鹰福特页岩的前瞻性。

该公司目前正在使用双弦套件设计,而不是三串套管设计,而不是三串套管设计,在鹰福特页岩的富含液体区域中的大部分井中。这种变化将钻井成本降低了7.5万美元至100万美元,主要是由于减少了每个井上的钻井天和壳成本。

先驱通过增加每只脚泵送的白色沙支撑剂磅,继续改善其Eagle Ford Sheale完成设计,从每个簇中增加裂缝刺激流体的桶,减少簇间距并利用上述组合。该优化计划的涨幅增加了20%至30%,而不是抵消钻井和完成资金的增加。

Eagle Ford Shale的先驱的第三季度生产平均为47兆普。在第三季度,三十五头井被置于生产。 2014年,该公司预计将在Eagle Ford Shale的生产中放置大约125个液体丰富的井。这些井中的大部分都将利用三孔和四井垫钻探。 2014年的计划反映了与2013年相比的较长横向长度和更大的断裂刺激。预计全年产量为46 MBOEPD到47 MB​​OEPD,增加到2013年增加24%至26%(从公司早期的较早的范围内) 46 MBOEPD到49 MBOEPD)。

优化较低价格环境中的返回

先锋正在识别和实施许多优化和降低成本措施,以解决最近的油价下降。该公司将以最好的间隔为重点放在Spraberry / Wolfcamp中的水平钻井活动。这些间隔包括Wolfcamp B,Wolfcamp A和下斯波格里的页岩,其中欧元预期为800兆摩尔至1mmboe。在包括中间斯波拉利页岩和Jo Mill Shale的其他间隔进一步评估,可能会推迟。场宽完成优化测试将继续存在,而其他“科学”活动将受到限制。

2014年资本预算

预计2014年的先锋资本计划预计为34亿美元(不包括收购,资产退休义务,资本化利益,地质和地球物理G.&在销售之前与阿拉斯加和巴尼特页岩资产相关的A和资本支出)。它包括31亿美元用于钻井,垂直整合和新场和办公楼建设的0.3亿美元。

预计2014年资本预算将由预测经营现金流量为24亿美元,截至2014年9月30日,资产剥离和现金的资产剥离和现金收益。

第三季度末的先锋的净债务为21亿美元,净债务到账面资本化23%。该公司将继续将净债务到账面资本化目标低于35%,净偿还现金流量低于1.5。

2014年第三季度财务审查

2014年第三季度持续运营的销售额平均为186亿兆欧(不包括Barnett Shale和Hugoton Products,这些销量在已停止的业务中反映出来)。石油销量平均每天89万桶(MBPD),天然气液体(NGLS)销量平均40个MBPD,天然气销量平均为344 mmcpd。

石油的平均实现价格为90.82美元。 NGL的平均实现价格为每桶28.44美元,而天然气的平均最终价格为每MCF 3.79美元。这些价格不包括衍生品的影响。

持续运营的生产成本平均每桶13.17美元等价物(BOE)。折旧,耗尽和摊销(DD&a)费用平均每卷16.03美元。勘探和遗弃费用为2200万美元,主要包括500万美元的地震数据,人事费用为1600万美元。一般和行政费用总计8100万美元。利息费用为4600万美元,其他费用为2000万美元。

2014年第四季度财政前景

该公司2014年第四季度某些经营和金融项目的展望提供如下。

预计产量将平均为200亿兆普至205兆普。

预计生产成本将平均每卷13.25美元至每卷15.25美元。 DD.&费用预计将平均每杆15.00美元至17.00美元。预计勘探和遗弃费用总额为2500万至3500万美元。

一般和行政费用预计将为8000万美元至8500万美元,利息费用预计将为4600万美元至5100万美元,其他费用预计将为2500万美元至3500万美元。资产退休义务折扣的折扣预计将为300万美元至500万美元。

该公司有效的所得税税率预计将从35%到40%。目前的所得税预计将为100万美元至500万美元,主要归因于州税。

该公司的财务和衍生标志市场结果和开放衍生品职位概述了附表的时间表。

收益Conference Call

2014年11月5日星期三,上​​午9:00。中央时间,先驱将讨论截至2014年9月30日截至9月30日截至的季度的财务和经营业绩,随附的介绍。收听呼叫的说明并查看随附的演示如下所示。

互联网: www.pxd.com.
选择“投资者”然后“收益&网络广播“要收听讨论,查看演示文稿并查看其他相关材料。

电话:拨号(800)967-7135和确认码:2596808呼叫前五分钟。通过上面的Pioneer的互联网地址查看演示文稿。

网络广播的重播将存档在Pioneer的网站上。通过拨号(888)203-1112和确认码:2596808,将在2014年11月30日至2014年11月30日提供电话重播。

先锋是一家大型独立石油和天然气勘探和生产公司,总部位于德克萨斯州达拉斯,在美国的业务。有关更多信息,请访问Pioneer的网站www.pxd.com..

除本文中包含的历史信息外,本新闻发布的陈述是根据1995年私营证券诉讼改革法案的安全港规定所履行的前瞻性陈述。 前瞻性陈述和先锋的商业前景受到可能导致先锋的一些风险和不确定性的影响’在未来期间的实际结果与前瞻性陈述有所不同。 这些风险和不确定性包括商品价格的波动,产品供需,竞争,获得环境和其他许可的能力以及其时机,其他政府监管或行动,获得第三方获得批准的能力与第三方进行互动术语的协议,计划计划的潜逃,诉讼,钻井和运营的成本,成本,设备,服务,服务,资源和人员所需的人员所需的─’S钻探和运营活动,运输,加工,分级和炼油设施,先锋’■更换储备的能力,实施其业务计划或根据预定,获取和资本成本完成其开发活动,对应于先锋的财务实力’S信用设施和衍生合同和先锋的购买者’S石油,NGL和天然气生产,关于储备和资源潜力估计的不确定性以及将来增加证明储备的能力,生产预测的假设,技术数据,环境和天气风险的质量,包括可能影响气候变化的影响,与公司工业沙坑和油田服务业务的所有权和运营相关的风险以及战争或恐怖主义的行为。 这些和其他风险在先锋中描述’S 10-K和10-Q报告和其他备案与证券交易委员会。此外,先驱可能受到目前无法对其产生物质不利影响的无法预料的风险。 除非法律要求,Pioneer无责任公开更新这些陈述。

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先锋自然资源公司
未经审核的浓缩合并资产负债表
(数百万)

9月30日,
2014

12月31日,
2013

资产
当前资产:
现金及现金等价物 $ 550 $ 393
应收账款,网络 490 434
应收所得税 22 5
库存 237 220
预付的费用 23 16
递延所得税 2
持有待售资产 584
衍生品 128 76
其他现有资产,网 39 2
流动资产总额 1,491 1,730
物业,厂房和设备,费用:
石油和天然气性质,使用成功的会计方法 15,010 13,529
积累的耗尽,折旧和摊销 (5,183 ) (4,903 )
总产,厂房和设备 9,827 8,626
善意 272 274
其他物业和设备,网 1,303 1,224
投资未掩盖的联盟 221 225
衍生品 57 91
其他资产,网 101 124
$ 13,272 $ 12,294
负债和股权
流动负债:
应付账款 $ 1,330 $ 1,060
应付利息 36 62
应付所得税 1
递延所得税 19
待售负债 39
衍生品 1 12
其他目前的负债 71 58
总流动负债 1,439 1,250
长期债务 2,662 2,653
衍生品 10
递延所得税 1,734 1,473
其他责任 284 293
公平 7,153 6,615
$ 13,272 $ 12,294
先锋自然资源公司
未经审核的综合业务陈述
(数百万,除了每股数据)
结束了三个月
9月30日,
九个月结束了
9月30日,
2014 2013 2014 2013
收入和其他收入:
油and gas $ 967 $ 820 $ 2,795 $ 2,296
购买石油和天然气的销售 202 82 554 194
兴趣和其他 2 8 9 3
衍生物收益(亏损),网 341 (102 ) 19
资产处置的收益(亏损) 1 (1 ) 11 206
1,513 807 3,388 2,699
成本和费用:
油and gas production 168 150 493 440
生产和广告价税 58 49 169 147
消耗,折旧和摊销 274 222 734 650
购买石油和天然气 194 85 535 196
探索和遗弃 22 30 80 65
一般和行政 81 72 244 200
资产退休义务的折扣折扣 3 3 9 9
兴趣 46 45 138 139
其他 20 24 55 65
866 680 2,457 1,911
在所得税前继续行动的收入 647 127 931 788
所得税准备 (236 ) (48 ) (319 ) (281 )
持续行动的收入 411 79 612 507
已停产运营的收入(亏损),税收 (37 ) 19 (113 ) 52
净利 374 98 499 559
归属于不可逆信利息的净收入 (7 ) (30 )
符合普通股东的净收入 $ 374 $ 91 $ 499 $ 529
普通股东的每股基本盈利归属于普通股:
持续行动的收入 $ 2.84 $ 0.51 $ 4.24 $ 3.49
废除业务的收入(亏损) (0.26 ) 0.14 (0.79 ) 0.38
净利 $ 2.58 $ 0.65 $ 3.45 $ 3.87
占普通股东的每股摊薄盈利:
持续行动的收入 $ 2.84 $ 0.51 $ 4.23 $ 3.44
废除业务的收入(亏损) (0.26 ) 0.14 (0.79 ) 0.38
净利 $ 2.58 $ 0.65 $ 3.44 $ 3.82
加权平均股份未突出:
基本的 143 139 143 135
143 139 143 137
先锋自然资源公司
未经审核的简明综合现金流量陈述
(数百万)
结束了三个月
9月30日,
九个月结束了
9月30日,
2014 2013 2014 2013
经营活动中的现金流量:
净利 $ 374 $ 99 $ 499 $ 559
调整营业活动提供净收入净收入的调整:
消耗,折旧和摊销 274 222 734 650
库存和其他物业和设备的损害 3 4 7 8
勘探开支,包括干洞 1 8 11 10
递延所得税 250 57 315 276
(收益)资产处置的损失,网 (1 ) 1 (11 ) (206 )
资产退休义务的折扣折扣 3 3 9 9
停止运营 68 44 247 114
利息花费 4 4 13 13
衍生相关的活动 (337 ) 137 (39 ) 122
股票赔偿摊销 20 19 63 53
其他 16 (1 ) 42 (8 )
经营资产和负债的变化:
应收账款,网络 (18 ) (56 ) (77 ) (89 )
应收所得税 (15 ) (9 ) (17 ) (3 )
库存 (19 ) (27 ) (27 ) (28 )
预付的费用 (13 ) 3 (11 ) (7 )
其他现有资产 3 (1 ) (1 ) 2
应付账款 66 194 96 184
应付利息 (26 ) (25 ) (26 ) (32 )
应付所得税 (1 ) 1
其他目前的负债 (37 ) (7 ) (30 ) (22 )
经营活动提供的净现金 616 668 1,798 1,605
投资活动的净现金 (525 ) (648 ) (1,628 ) (1,462 )
由(用于)融资活动提供的净现金 14 28 (13 ) 372
现金和现金等价物的净增加 105 48 157 515
现金和现金等价物,期初 445 696 393 229
现金和现金等价物,期末 $ 550 $ 744 $ 550 $ 744
先锋自然资源公司
未经审核的摘要生产和价格数据
结束了三个月
9月30日,
九个月结束了
9月30日,
2014 2013 2014 2013
持续运营的平均每日销售量:
油(Bbls) 88,973 67,674 82,485 68,650
天然气液体(“NGL”) (Bbls) 39,819 31,507 37,319 29,268
天然气(MCF) 343,711. 320,938 336,749. 334,876.
总计(BOE) 186,077 152,671 175,929 153,730.
持续运营的平均实现价格:
油(per Bbl) $ 90.82 $ 101.70 $ 92.94 $ 93.24
NGL. (per Bbl) $ 28.44 $ 30.87 $ 30.36 $ 29.92
天然气(每MCF) $ 3.79 $ 3.30 $ 4.28 $ 3.39
总计(BOE) $ 56.51 $ 58.39 $ 58.20 $ 54.71

先锋自然资源公司

未经审计的补充盈利每股信息

该公司使用两班方法计算每股基本和摊薄盈利。根据计算每股收益的两类方法,一般可接受的会计原则(“GAAP”)提供具有保证股息或分配参与权的分享和单位的奖励资格获得“参与证券”在他们的归属期间。公司’普通股东归属的每股基本净收入计算为(i)归属于普通股东,(ii)的净收入,(ii)较少参加基于股份和单位的基本收益(iii)除以加权平均基本股份。公司 ’符合普通股东的每股摊薄净收入计算为(i)符合普通股东,(ii)的基本净收入,(ii)加上参与收入的重新分配,如果有的话(iii)除以加权平均摊薄股份。在该公司实现普遍股东,证券或其他股份的持续行动中丧失损失的时期,普通股的持续行动将是每股亏损的稀释;因此,假设不发生转换成常见股票。

下表是公司的和解’S净收入,归属于截至2014年9月30日至2013年9月30日止三家及九个月的普通股东的基本和摊薄净收入:

结束了三个月
9月30日,
九个月结束了
9月30日,
2014 2013 2014 2013
(数百万)
符合普通股东的净收入 $ 374 $ 91 $ 499 $ 529
参加基本收益 (4 ) (1 ) (5 ) (7 )
符合普通股东的基本和摊薄净收入 $ 370 $ 90 $ 494 $ 522

下表是对截至2014年9月30日至2013年9月30日和2013年9月30日止三家和九个月的稀释加权平均普通股的基本加权平均股份的和解:

结束了三个月
9月30日,
九个月结束了
9月30日,
2014 2013 2014 2013
(数百万)
加权平均普通股:
基本的 143 139 143 135
可换股高级笔记稀释 2
稀释(a) 143 139 143 137

_____________

(一个) 本公司排除了33,591股和11,197股归属于2014年9月30日止三九个月的摊薄收入计算,因为它们将对计算进行抗摊薄。购买本公司38,842股股份的选项’截至2013年9月30日止三九个月的每股计算中的摊薄收入是摊薄收入之外的普通股,因为他们将对计算进行抗摊薄。

先锋自然资源公司

未经审计的补充非GAAP财务措施
(数百万)

EBITDAX和自由裁量的现金流量(“DCF”)(如下所定义)在此提出,并与经营活动提供的净收入和净现金的GAAP措施协调,因为投资界担任公司的财务指标’在国内资助勘探和发展活动以及服务或债务的能力。该公司还将EBITDAX和DCF的非GAAP措施视为公司比较的有用工具’与同行公司的财务指标,遵循完整成本的会计方法。 EBITDAX和DCF不应被视为通过GAAP所定义的经营活动提供的净收入或净现金的替代品。

结束了三个月
9月30日,
九个月结束了
9月30日,
2014 2013 2014 2013
净利 $ 374 $ 98 $ 499 $ 559
消耗,折旧和摊销 274 222 734 650
探索和遗弃 22 30 80 65
库存和其他物业和设备的损害 3 4 7 8
资产退休义务的折扣折扣 3 3 9 9
利息花费 46 45 138 139
所得税准备 236 48 319 281
(收益)资产处置的损失,网 (1 ) 1 (11 ) (206 )
(收入)从已停产运营中丧失,税收 37 (19 ) 113 (52 )
衍生相关的活动 (337 ) 137 (39 ) 122
股票赔偿摊销 20 19 63 53
其他 16 (1 ) 42 (8 )
EBITDAX(A) 693 587 1,954 1,620
现金利息费用 (42 ) (41 ) (125 ) (126 )
当前所得税(拨备)福利 14 9 (4 ) (5 )
自由裁量金流(b) 665 555 1,825 1,489
已停产运营现金活动 31 63 134 166
现金探索费用 (21 ) (22 ) (69 ) (55 )
经营资产和负债的变化 (59 ) 72 (92 ) 5
经营活动提供的净现金 $ 616 $ 668 $ 1,798 $ 1,605

_____________

(一个) “EBITDAX”代表耗尽,折旧和摊销费用之前的收益;勘探和遗弃;库存和其他财产和设备的减值;资产退休义务的折扣折扣;利息花费;所得税;净资产处置(收益)亏损; (收入)从已停产运营中丧生,税收净;非白垩衍生物相关活动;股票基于赔偿和其他物品的摊销。
(b) 自由裁量率现金流量等于经营活动的现金流动,然后经营资产和负债和现金活动的变化,反映在已停产的业务和勘探费用中。

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未经审核的补充非GAAP财务措施(续)
(数百万,除了每股数据)

为非营销标志网上调整净收入(“MTM”(如本新闻稿所提出的,除了MTM衍生衍生物收益和不寻常的物品之外,衍生收益和调整后收入呈现并与先进’符合普通股东(按照GAAP确定的)归属的净收入,因为先驱认为,这些非GAAP财务措施反映了额外的观察先锋方面的方式’■与根据GAAP计算的财务业绩一起观看的业务,为影响其历史财务表现和未来运营结果的因素和趋势提供更完全的理解,跨越潜在趋势的更大透明度以及跨越时期的结果更大的可比性。此外,管理层认为,这些非GAAP措施可能会增强投资者’评估先锋的能力’历史和未来的财务表现。这些非GAAP财务措施并非旨在替代可比的GAAP措施,并且应该只与先锋相结合’根据GAAP编写的综合财务报表。非曲线MTM衍生物收益和损失和不寻常的物品将在未来的期间重复;但是,量和频率可以从时期到时段显着变化。下表调整了先锋’截至2014年9月30日截至2014年9月30日止三个月的净收入,截至2014年9月30日,按照GAAP确定,对非接通MTM衍生品收益和调整后收入调整的收入,不包括非白金MTM衍生物收益和该季度不寻常的物品。

税后
金额

金额
每股

符合普通股东的净收入 $ 374 $ 2.58
非曲线MTM衍生物收益 (216 ) (1.49 )
用于非功能性MTM衍生率的收入调整 158 1.09
与已停产运营相关的损失(a) 37 0.26
调整后收入不包括非禁用MTM衍生物收益和不寻常的物品 $ 195 $ 1.35

_____________

(一个) 代表(i)第三季度HUGOTON,BARNETT SHALE和ALASKA资产的行动结果,(ii)公允价值调整,以减少BARNETT SHALE和HUGOOTON资产的销售价格,(iii)与之相关的杂项调整占Barnett Shale和Hugoton资产的最终销售。
先锋自然资源公司
补充信息
开放商品衍生职位截至2014年10月30日
(卷是平均每日金额)

三个月结束
12月31日,

年12月31日结束,
2014 2015 2016
与衍生品相关的平均每日石油生产(BBL):
短暂的衣领合同:
体积(a) 69,000 95,767 70,000
NYMEX价格:
天花板 $ 114.05 $ 99.36 $ 96.86
地面 $ 93.70 $ 87.98 $ 85.62
简短 $ 77.61 $ 73.54 $ 74.45
交换合约:
体积 15,000
NYMEX价格 $ 96.31 $ $
RollFactor交换合约:
体积 6,630 17,000
NYMEX ROLL PRACE(B) $ 1.10 $ 0.28 $
与衍生品相关的平均每日NGL生产(BBL):

简短的天然汽油衣领合同(c):

体积 3,500
指数价格:
天花板 $ 97.93 $ $
地面 $ 90.14 $ $
简短 $ 81.36 $ $
乙烷领合约(c):
体积 3,000
指数价格:
天花板 $ 13.72 $ $
地面 $ 10.78 $ $
艾伦交换合约(c):
体积 4,000
指数价格 $ $ $ 12.29
丙烷互换合同(c):
体积 1,674
指数价格 $ 47.95 $ $
与衍生物(MMBTU)相关的平均每日天然气生产:
短暂的衣领合同:
体积 115,000. 285,000 20,000
NYMEX价格:
天花板 $ 4.70 $ 5.07 $ 5.36
地面 $ 4.00 $ 4.00 $ 4.00
简短 $ 3.00 $ 3.00 $ 3.00
交换合约:
体积 195,000 20,000 70,000
NYMEX价格 $ 4.04 $ 4.31 $ 4.06
基础交换合约:
中大陆指数交换卷(D) 120,000 95,000
价格差分($ / mmbtu) $ (0.22 ) $ (0.24 ) $
二叠纪盆地指数交换卷(D) 10,000 10,000
价格差分($ / mmbtu) $ (0.15 ) $ (0.13 ) $
二叠纪盆地指数交换卷(e) 16,630
价格差分($ / mmbtu) 0.34

_____________

(一个) 交易对手可以选择每天延长2015年衣领合约的5,000名BBLS,额外的一年额外的年份,每桶100.08美元的天花板价格,占地90.00美元的价格为90.00美元,而且每桶80.00美元的价格为$ 80.00。延伸的选择是由交易对手在2015年12月31日行使。
(b) 代表每天修复(i)之间的差异’Ser Pers Pers Pers Per Bbl的西德克萨斯中间油(“WTI”)在第一个附近的月份少(ii)WTI的价格为第二个附近的NYMEX月份,乘以.6667;加(iii)每天’在WTI的每个BBL为第一个月的价格(iv)乘以WTI的价格为第三位NYMEX月,乘以.3333。
(C) 代表公司在德克萨斯州的德克萨斯州蒙特·贝尔维埃,德克萨斯州蒙特·贝尔维埃,衍生合同减少了公司的预测天然汽油,乙烷和丙烷销售的价格波动。
(d) 代表互换,分别修复了公司销售其中南部和二翼盆地气体的索引价格之间的基础差异,以及用于气体交换和领素合同的纽约州亨利枢纽指数价格。
(e) 代表修复在加利福尼亚州南部海湾盆地盆地预测的二叠纪盆地索引价格和南加州指数价格之间的基础差异。

利率衍生品。 在2014年9月30日之后,该公司纳入2015年6月30日至2015年6月30日期的利率衍生合同,以1亿美元。该公司将支付2.43%的平均固定率,以换取截至到期日期为期10年的财政税率。

营销和基础转移衍生品 。定期进行,该公司进入买卖营销安排,以满足公司的管道运输承诺。与这些营销安排有关,该公司可以进入指数互换以减轻价格风险。截至2014年10月30日,本公司已有(i)营销天然气指数每天销售40,000 MMBTU的合约,其余的2014年剩余的余量盆地指数价格和南加州指数价格和南加州指数价格与(II)之间的价格为0.31美元营销石油指数为2014年剩余时间为每天10,000个BBL的合同,在缓冲WTI和路易斯安那轻质甜蜜原油之间的2.81美元的价格差: “LLS”2015年,每天10,000桶为每天10,000桶,在缓冲WTI和LLS之间的价格为2.99美元的价格差异。

衍生物收益,网
(数百万)

下表总结了本公司在截至2014年9月30日止三家及九个月的收益中的净衍生增益和损失:

结束了三个月
2014年9月30日

九个月结束了
2014年9月30日

公允价值的非变化变化:
油derivative gains $ 307 $ 28
NGL. derivative gains 2 1
燃气衍生物收益 29 10
总非污水衍生物收益,网 338 39
稳定衍生工具的净现金收据(付款):
油衍生物收据(付款) 1 (13 )
NGL. derivative receipts 2 3
燃气衍生物支付 (29 )
营销衍生收据 1
利率衍生收据 18
现金总衍生物收据(付款),净额 3 (20 )
总衍生收益,网 $ 341 $ 19

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