目前的Unt库存信息

单元 Corporation (NYSE: UNT) today reported its financial and operational results for the fourth quarter and year end 2015. Operational highlights for the year include:

  • 年内达到年度产量9%
  • 公司成功发展’在其Wilcox Play中的水平井计划
  • 投入到5名新老板钻井钻机
  • 实现了公司历史上的最佳安全性能
  • 2014年,每天收集的天然气和天然气加工量分别增加了11%和13%
  • 完成了宾夕法尼亚州宾夕法尼亚州中心县的新费用雪鞋采集系统的匹兹堡米尔斯管道的扩建。

2015年第四季度财务业绩

调整后的净亏损(不包括非现金商品衍生品的效果,非现金账报的效果)为660万美元,或每股0.14美元(见下文的非GAAP财务措施)。低商品价格继续严重影响单位的财务业绩。由于商品价格较低,本季度招致的单位在其石油和天然气特性的承载价值下税前非现金上限试验记录为4.583亿美元,其三个煤气收集价值为27.0百万美元系统。虽然这些减记是非现金项目,但它们导致单位录制30.93亿美元的净亏损,或每股6.29美元,而2014年第四季度为4260万美元,或每股0.88美元。收入为172.3百万美元(石油和天然气44%,合同钻井29%,27%的中流),相比为3.786亿美元(石油和天然气43%,合同钻井36%的合同钻井和21%的中游) 2014年第四季度。调整后EBITDA为7350万美元,或每次摊薄股份1.49美元(见下文的非GAAP财务措施)。

年底2015财务业绩

调整后的净亏损(不包括非现金商品衍生品的效果和非现金缩减的影响)为720万美元,或每股0.15美元(见下文的非GAAP财务措施)。为全年,单位记录其石油和天然气特性账面价值16亿美元的税前非现金上限试验账款,430万美元的某些钻井钻机的承载价值和其他资产从服务中取出,和上面讨论的气体聚集系统为2700万美元。由于这些缩减,单位记录了120亿美元的净损失,或每股21.12美元,而2014年的净收入为1,3630万美元,或每股2.78美元。总收入为8.542亿美元(45%的石油和天然气) 31%的合同钻探和24%的中流量),而2014年的16亿美元(47%的石油和天然气,30%的合同钻井和23%的中游)。一年的调整EBITDA是38460万美元,或每次摊薄份额为7.80美元(参见下面的非GAAP财务措施)。

单位的首席执行官和总统拉里普林斯顿说:“没有问题2015年一直是一个非常具有挑战性的一年,而2016年没有更好地开始。我们经历了许多这些周期,并幸存下来能够看到回归更好的时间的好处。我们打算再这样做了。为了响应当前条件,我们采取了几项行动。首先,在我们运营的正常过程中,我们继续执行我们销售某些非核心勘探和生产资产的方案。 2016年初,我们完成了各种非核心资产销售额,总收益约为3740万美元。随着机遇,我们将继续将非核心资产销售。其次,我们在劳动力下进行了若干削减,包括公司和实地工作人员。第三,在我们的钻孔部门中,我们正在重组五到二到两点。第四,我们继续根据我们的信贷协议管理我们的优秀借款。 2015年12月31日,我们的银行借款总计281.0万美元,而目前我们的借款是2.677亿美元。最后,我们的2016年预算将我们的大部分勘探部分预算转移到年内后半年,以便在我们支出这些资金之前为我们提供时间评估未来的商品价格变动。”

石油和天然气段信息

2015年的总产量为20.0百万桶的石油当量(MMBBEE),2014年增加9%。本季度,总量的总产量为4.8 mmboe,从2014年第四季度降低2%,减少了6% 2015年第三季度。液体(石油和NGLS)产量占本季度总量总产量的44%。本季度石油产量为每天8,562桶,从2014年第四季度降低25%,从2015年第三季度降低了17%。本季度的NGLS产量每天为14,346桶,增加5 2014年第四季度的%从2015年第三季度减少1%。本季度的天然气产量每天为172,783万立方英尺(MCF),于2014年第四季度增长3%,减少从2015年第三季度占4%。

单元’s average realized per barrel equivalent price for the quarter was $18.54, a decrease of 48% from the fourth quarter of 2014 and a 10% decrease from the third quarter of 2015. Unit’s average natural gas price for the quarter was $2.24 per Mcf, a decrease of 40% from the fourth quarter of 2014 and a decrease of 16% from the third quarter of 2015. Unit’s average oil price for the quarter was $48.23 per barrel, a decrease of 41% from the fourth quarter of 2014 and a decrease of 5% from the third quarter of 2015. Unit’s average NGLs price for the quarter was $11.05 per barrel, a 56% decrease from the fourth quarter of 2014 and an increase of 26% over the third quarter of 2015. All prices in this paragraph include the effects of derivative contracts.

三个单位钻机正在为该段运行。一个人在俄克拉荷马州南北奥克拉巴州石油潮流(SOHOT)中经营,一个是在德克萨斯州东南部的Wilcox Play中钻井,一家在德克萨斯州帕金尔队的花岗岩洗涤水牛瓦洛瓦领域钻孔。目前的计划是在第一季度保持这三个单元钻机,此时所有三个钻机将被释放。该细分的预算旨在认为,根据商品价格,钻机可以在年内重新投入使用。

在Wilcox Play中,第四季度的产量平均每天8800万立方英尺(MMCFE)(11%油,31%的NGL),比2014年第四季度增加了25%,而且增加了7% 2015年第三季度。本季度完成了两头新的垂直Wilcox Wells,将2015年的总数达到15个井(三种水平),完成成功率100%。 2015年上半年完成单位的三个水平Wilcox Wells的生产继续令人鼓舞。 Parker 5h(75%的工作兴趣)每天平均约13.9 mmcffe(3,457个'横向),在线330天后,在330天后的流动管压力为5,300磅。 Epstein 7h(100%的工作兴趣)每天平均约10.8 mmcff(4,364'横向),在线240天后,在240天后流动的管道压力为2,700磅。 BP America 2H(100%的工作兴趣)每天平均约1.6mmcFF(1,413名'侧面),在线390天后,在390天后具有700磅流动的管道压力。在2016年第四季度和初期的三个额外的水平Wilcox Wells完成了钻井作业。所有三个井都遭受刺激,并处于流动的早期阶段。井中的两个井在吉利领域,横向长度为5,484英尺和5,654英尺。另一个井在附近的场上,横向长度为5,861英尺。与上面讨论的前三个井相比,这三个井的平均总井成本下降了61%至每侧脚1,110美元,而前三个井的平均成本为2,839美元。显着的良好成本降低归因于降低服务成本和钻井和完成效率。单位正在钻另一个水平Wilcox,该井计划于4月份完成。

在截止地区,本季度的产量平均每天44毫米(28%的油,21%NGL),2014年第四季度增长117%,2015年第三季度增长了6%。三个横向操作的Hoxbar井在本季度完成,在Marchand Bench的两个井中,在Medrano替补席上。 3月份的两个3月份完成了以前未经测试的“Marchand Sheale”的间隔,以评估与收购机会单位有关此间隔的潜力,然后在截止地区审查。虽然两个页岩井都富有成效,但初始生产率低于Marchand Sand Wells,并且目前的油价呈现不经济。单位的Marchand井库存大约60个毛额和非操作的位置不包括任何页岩间隔位置。 Marchand Wells的钻井和完成成本继续走低。 4,500英寸儿马兰的目前的AFE约为490万美元,而2014年AFE的700万美元相比,减少了约30%。在2016年第一季度,单位完成了两辆新的Markand Sand Wells,这些井在流动的早期阶段。已经钻了第三孔,并计划在3月中旬刺激骨折。第四井是钻井,将于4月份完成。

Pinkston说:“With a significantly reduced capital budget, our exploration and production segment was able to exceed our annual production growth guidance of 6%-8% year over year with growth of 9% for 2015. Our 2015 capital expenditures for the segment were 64% lower than 2014. During 2015, we reduced our operating expense by 12% year over year (27% during the second half of 2015 compared to the second half of 2014.) We will continue to make adjustments as the current pricing cycle dictates.”

下表说明了该分部的比较生产,实现价格和营业利润所指出的时期:

结束了三个月 结束了三个月 12个月结束了

12月31日,
2015

12月31日,
2014

改变

12月31日,
2015

9月30日,
2015

改变

12月31日,
2015

12月31日,
2014

改变
油and NGLs Production, MBbl 2,108 2,296 (8 )% 2,108 2,289 (8 )% 9,057 8,472 7 %
天然气生产,BCF 15.9 15.4 3 % 15.9 16.6 (4 )% 65.5 58.9 11 %
生产,Mboe. 4,757 4,868 (2 )% 4,757 5,053 (6 )% 19,982 18,281 9 %
生产,Mboe /日 51.7 52.9 (2 )% 51.7 54.9 (6 )% 54.7 50.1 9 %
Avg。实现天然气价格,MCF (1) $ 2.24 $ 3.72 (40 )% $ 2.24 $ 2.66 (16 )% $ 2.63 $ 3.92 (33 )%
Avg。意识到NGL价格,BBL (1) $ 11.05 $ 25.28 (56 )% $ 11.05 $ 8.74 26 % $ 10.12 $ 30.95 (67 )%
Avg。实现油价,BBL (1) $ 48.23 $ 81.34 (41 )% $ 48.23 $ 50.87 (5 )% $ 50.79 $ 89.43 (43 )%
实现价格/ BOE (1) $ 18.54 $ 35.73 (48 )% $ 18.54 $ 20.61 (10 )% $ 20.92 $ 39.25 (47 )%
在折旧之前营业利润,耗尽,摊销& Impairment (MM)(2) $ 39.7 $ 111.0 (64 )% $ 39.7 $ 57.9 (32 )% $ 219.7 $ 552.2 (60 )%

(1)

实现价格包括石油,NGL,天然气和相关衍生物。

(2)

在折旧之前营业利润是通过为折旧,耗尽,摊销和减值的持续运营费用来计算折旧之前计算。

Pinkston说:“我们努力每年进入50%–我们预计生产量的70%对冲。 2016年,我们已经达到了我们预期的天然气生产的目标。我们目前还没有达到我们原油生产的目标,但我们打算在情况下加入该地位。”

下表总结了该分部的出色衍生合同。

原油
时期 结构

体积
BBL / Day.

加权
平均
固定价格

加权
平均
楼价

加权
平均
底层价格

加权
平均
天花板价格

1月’16 – Dec’16 三路衣领 700 $46.50 $35.00 $57.00
1月’16 – Jun’16 衣领 2,150 $46.36 $55.62
七月’16 – Dec’16 3路领(1) 700 $47.50 $35.00 $63.50
七月’16 – Dec’16 衣领 1,450 $47.50 $56.40
1月’17 – Dec’17 三路衣领 750 $50.00 $37.50 $63.90
天然气
时期 结构

体积
mmbtu / day.

加权
平均
固定价格

加权
平均
楼价

加权
平均
底层价格

加权
平均
天花板价格

1月’16 – Dec’16 交换 35,000 $2.625
2月’16 – Dec’16 交换 10,000 $2.495
1月’16 – Dec’16 三路衣领 13,500 $2.70 $2.20 $3.26
1月’16 – Dec’16 衣领 42,000 $2.40 $2.88
1月’17 – Dec’17 交换 10,000 $2.795
1月’17 – Dec’17 三路衣领 15,000 $2.50 $2.00 $3.32

(1)单位支付其交易对手溢价,可以是并正在延期直到结算。

年底2015年估计估计储备

单位估计2015年底的PV-10价值证明储备从2014年减少了67%至6907百万美元。单位估计2015年底已被证明的石油和天然气储量为135.2毫米,或811.4亿立方英尺的天然气当量(BCFE),与179.0 mmboe,或1.1万亿立方英尺的天然气当量(TCFE)相比 - 2014年,减少24%。估计的储备是12%的油,28%NgLs和60%天然气。 2015年,单位出售0.2毫米的非核心油和天然气储量。

以下详细介绍了2015年在2015年的销售石油,NGL和天然气储量的变化:


(mmbls)

ngls.
(mmbls)

天然气
(BCF)

证明了
储备
(MMBOE)

据证明储备,于2014年12月31日 22.7 48.5 647.0 179.0
以前估计的修订 (4.0 ) (9.3 ) (139.5 ) (36.6 )

扩展,发现和其他添加

1.9 3.8 43.6 13.0
购买矿物质
生产 (3.8 ) (5.3 ) (65.5 ) (20.0 )
销售量 (0.1 ) (0.7 ) (0.2 )
据证明储备,于2015年12月31日 16.7 37.7 484.9 135.2

据估计,2015年年终证明储备包括已探明的115毫米或692例BCFE,(13%油,27%NGL和60%天然气)的储备,并证明了20mmboe的未开发储量,或120 bcfe(10%) 33%ngls和57%天然气)。总体而言,85%的单位估计估计的储备得到了制定。

2015年估计的未来净现金流量的本值估计批准的储备(在所得税之前,使用10%的折扣率(PV-10)约为6907百万美元。使用所需的SEC确定本值’S定价方法。所有未来储备用于每桶50.28美元,每桶19.47美元,每桶19.47美元,天然气每桶2.59美元(然后调整价格差异)。单位2015年末探明储备由Ryder Scott Company独立审计,L.P.他们的审计所涵盖的属性占折扣未来净现金流量(PV-10)的81%。请参阅下面的PV-10与GAAP定义的折扣未来净现金流量的标准化衡量标准。

Pinkston说:“与2014年底,用于计算我们储备的石油的商品价格降低(47%),NGLS(57%)和天然气(41%)对我们的储备有很大影响。预备署修订主要是由于定价。我们被证明的未开发储备在2015年底占总证明储备的15%,而前一年结束的24%。虽然目前的定价使许多油和天然气特性不经济,但储备仍然存在于更有利的定价环境中发展。”

合同钻探分部信息

本季度使用的钻井钻机的平均数量为27.2,从2014年第四季度降低66%,从2015年第三季度降低了13%。本季度的每天钻井平台利率平均为18,604美元从2014年第四季度减少了9%,从2015年第三季度下降1%。本季度的每日运营利率为7,258美元(消除Intercompany钻井钻机的利润和偿债率为30万美元)。这比2014年第四季度达到8,834美元(在消除年间钻井钻机的利润和870万美元的债务费用)比较,减少18%,或1,576美元。与2015年第三季度第三季度(在淘汰Intercompany钻井钻机盈利抵押债券)的10,368美元(在2000万美元)相比,2015年第四季度营业利润率下降了30%或3,110美元,主要是由于早期终止费用较低(每种案件)消除互补钻机利润和债务费用–请参阅下面的非GAAP财务措施)。本季度的平均运营利润率包括预终止费用约为330万美元,或每天1,327美元,从取消某些长期合同,而2014年第四季度,每天早期终止费用或每天27美元相比2015年第三季度,每天1140万美元,或每天3,958美元。

PINKSTON说:“在2015年上半年,我们完成了建设五位钻井钻机,该钻井平台承包,并将我们的总老板钻井钻井平台计入八个。随着商品价格下降,全年钻井钻机需求也下降。在第四季度,我们收到了客户’目前在2016年1月终止了一家老板钻井钻井平台上的合同的意图。目前,我们在合同下拥有八个老板钻井钻井平台。我们目前的钻井船队总计94钻井平台,其中20个正在合同下工作。长期合同(具有六个月到两年的原始术语的合同)是我们九九的钻井钻井平台的九个。在九项长期合同中,两项次长于2016年第一季度续约,三季度三季度,2017年有四项。单位已重点关注多年的安全性能,以保持员工安全,并提供高效手术。 2015年,我们在公司实现了最佳安全性能’历史。减少安全事件也导致我们日常成本的大量节省。“

下表说明了该段的某些比较结果,该段的操作时间表:

结束了三个月 结束了三个月 12个月结束了

12月31日,
2015

12月31日,
2014

改变

12月31日,
2015

9月30日,
2015

改变

12月31日,
2015

12月31日,
2014

改变
钻机使用 27.2 80.9 (66 )% 27.2 31.2 (13 )% 34.7 75.4 (54 )%
在折旧之前营业利润& Impairment (MM) (1) $ 17.9 $ 57.1 (69 )% $ 17.9 $ 29.5 (39 )% $ 109.3 $ 201.6 (46 )%

(1)

在折旧之前营业利润是通过为该分部运营收入来计算,不包括折旧和减值的营业费用。

中游段信息

本季度,每日气体收集和天然气加工量分别增加了10%和4%,而液体销售量与2014年第四季度相比减少了18%。与2015年第三季度相比,每天都会收集汽油量增加了1%,而天然气加工和液体每天销售量分别下降8%和3%。本季度的营业利润(如下面的脚注所定义)为940万美元,从2014年第四季度降低6%,从2015年第三季度降低了10%。

2015年,每天燃气收集和天然气加工量分别增加了11%和13%,而液体销售量与2014年相比减少了21%。2015年营业利润(如下面的脚注所定义)为4120万美元,减少2014年的15%。

下表说明了该段的某些比较结果,该段的操作时间表:

结束了三个月 结束了三个月 12个月结束了

12月31日,
2015

12月31日,
2014

改变

12月31日,
2015

9月30日,
2015

改变

12月31日,
2015

12月31日,
2014

改变
气体聚集,MCF /日 360,159 327,331. 10 % 360,159 357,427 1 % 353,771. 319,348 11 %
天然气处理,MCF /日 170,087 163,979 4 % 170,087 185,625 (8 )% 182,684 161,282 13 %
液体售出,加仑/天 561,941. 687,713 (18 )% 561,941. 579,556 (3 )% 577,513 733,406 (21 )%
在折旧之前营业利润,摊销& Impairment (MM) (1) $ 9.4 $ 10.0 6 % $ 9.4 $ 10.4 (10 )% $ 41.2 $ 49.5 (17 )%

(1)

在折旧之前营业利润是通过为该分部的运营收入来计算,不包括折旧,摊销和减值的营业费用。

Pinkston表示:“在阿巴拉契亚地区,我们完成了宾夕法尼亚州巴特勒县匹兹堡米尔斯管道的扩建。该系统包括大约七英里的管道,新的克林顿压缩机站,并为气体提供额外的出口,所有这些都在第四季度开始运营。我们完成了我们在中心县,宾夕法尼亚州中心县的新费用的雪鞋采集系统的建设,并于2016年1月开始运营。在我们的各种天然气加工厂在中部,我们继续在全面的乙烯拒绝中运作模式由于低液体价格,继续影响我们的液体销售卷。“

2016年资本预算& PRODUCTION GUIDANCE

Pinkston说:“在过去的几个月里,我们继续看到大量商品价格波动。我们的重点是并将继续保持强大的资产负债表。我们2016年的目标是将我们的企业资本预算在预期的现金流量内,其目标我们结束了较低的银行债务而不是我们开始年份。我们已经建立了我们的初始资本预算,并考虑到这一目标,认识到我们可能需要将其调整为未来的条件可能需要调整。”

单元’与2015年相比,S总资本预算少59%至65%,不包括收购和资产退休义务责任。减少旨在使低于预期预期预期内部产生的现金流量加上任何非核心资产销售的收益。资本支出范围取决于现行条件。根据单位的三个业务部门之间的资本预算如下所示:其石油和天然气细分市场的109.0万美元至1.31亿美元;其合同钻井部门9.0万美元至11000万美元;其中间部门的24000万美元至2400万美元。该预算不包括任何可能收购的费用,基于每桶35.00美元的年度价格,每桶14.55美元,每桶14.55美元,每桶2.25美元的天然气(所有价格都在差异和对冲前所有价格应用)。预算的资金主要来自内部产生的现金流量,从额外的非核心资产剥离,(如有必要)借款下的额外的额外的非核心资产剥离。

单元’S油和天然气段’S 2016年的生产预计将在一年内下降13%至16%。这一下降的约3%可归因于2016年初的两个非核心资产包。下降的余额是归因于该部门的减少’首都预算。鉴于目前的定价,预计该分部将在第一季度结束时停止所有钻井活动,待本公司’■对未来行业条件的评价。

财务信息

单元 ended the quarter with long-term debt of $927.7 million (consisting of $646.7 million of senior subordinated notes net of unamortized discount and $281.0 million of borrowings under its credit agreement). Under the credit agreement, the amount Unit can borrow is the lesser of the amount it elects as the commitment amount ($500 million) or the value of its borrowing base as determined by the lenders ($550 million), but in either event not to exceed $550 million. At February 12, 2016, Unit had $262.9 million of borrowings under its credit agreement.

网络广播

单元 will webcast its fourth quarter earnings conference call live over the Internet on February 25, 2016 at 10:00 a.m. Central Time (11:00 a.m. Eastern). To listen to the live call, please go to http://www.unitcorp.com/investor/calendar.htm 在呼叫开始前至少十五分钟下载并安装任何必要的音频软件。对于那些无法倾听Live WebCast的人来说,呼叫后不久将发布一次重播,并将在网站上保持90天。

单元 Corporation is a Tulsa-based, publicly held energy company engaged through its subsidiaries in oil and gas exploration, production, contract drilling, and gas gathering and processing. Unit’s Common Stock is on the New York Stock Exchange under the symbol UNT. For more information about Unit Corporation, visit its website at http://www.unitcorp.com.

前瞻性陈述

此消息发布载有私人证券诉讼改革法案的含义中的前瞻性陈述。除了历史事实的陈述之外,所有陈述还包括在此版本中,该发布的解决公司期望或预期的活动,事件或发展事件或将来可能会发生的是前瞻性陈述。几种风险和不确定性可能导致实际结果与这些陈述实际不同,包括商品价格的变化,公司井中的生产能力,石油和天然气的未来需求,未来钻机利用和日子,公司石油的预计率预计率和天然气生产,借款金额可供借款,其预期借款需求在其信贷协议下,由公司的石油和天然气细分钻井的井数,以及商品中的其他因素介绍公开的证券交易所报告。该公司不义务公开更新此类前瞻性陈述,无论是因为新信息,未来事件还是其他的。

单元 Corporation
选定的财务亮点

(除了每股数量以外)

结束了三个月 12个月结束了
12月31日, 12月31日,
2015 2014 2015 2014
业务声明:
收入:
油and natural gas $ 75,830 $ 164,903 $ 385,774 $ 740,079
合同钻井 50,554 134,987 265,668 476,517
气体收集和加工 45,908 78,661 202,789 356,348
总收入 172,292 378,551 854,231. 1,572,944
花费:
油and natural gas:
运营成本 36,175 53,937 166,046. 187,916
折旧,消耗和摊销 49,566 75,130 251,944 276,088
石油和天然气性能的损害 458,295 76,683 1,599,348 76,683
合同钻井:
运营成本 32,691 77,908 156,408 274,933
折旧 13,602 24,176 56,135 85,370
合同钻井设备的减值 74,318 8,314 74,318
气体收集和加工:
运营成本 36,475 68,665 161,556 306,831.
折旧和摊销 11,158 10,462 43,676 40,434
气体收集和加工系统的损害 26,966 7,068 26,966 7,068
一般和行政 8,708 11,614 35,345 42,023
(收益)资产处置的损失 959 139 7,229 (8,953 )
总运营费用 674,595 480,100. 2,512,967 1,362,711.
业务收入(亏损) (502,303. ) (101,549. ) (1,658,736. ) 210,233
其他收入(费用):
兴趣,净 (8,481 ) (5,170 ) (31,963. ) (17,371. )
衍生品的收益(亏损)未指定为Hedges 13,428 39,381 26,345 30,147
其他 7 (73 ) 45 (70 )
其他收入总额(费用) 4,954 34,138 (5,573 ) 12,706
所得税前收入(亏损) (497,349. ) (67,411. ) (1,664,309. ) 222,939.
所得税费用(福利):
当前的 (18,900 ) (14,343 ) (20,616. ) 9,378
推迟 (169,112 ) (10,517. ) (606,332. ) 77,285
总所得税 (188,012 ) (24,860. ) (626,948. ) 86,663
净收入(亏损) $ (309,337. ) $ (42,551. ) $ (1,037,361. ) $ 136,276
每普通股份净收入(亏损):
基本的 $ (6.29 ) $ (0.88 ) $ (21.12 ) $ 2.80
$ (6.29 ) $ (0.88 ) $ (21.12 ) $ 2.78
加权平均股份未突出:
基本的 49,157 48,656 49,110 48,611
49,157 48,656 49,110 49,083
12月31日, 12月31日,
2015 2014
资产负债表数据:
当前资产 $ 140,258 $ 252,491.
总资产 $ 2,808,509 $ 4,473,728
流动负债 $ 150,891. $ 304,171
长期债务 $ 927,662 $ 812,163
其他长期负债 $ 140,626 $ 148,785
递延所得税 $ 275,750. $ 876,215
股东权益 $ 1,313,580 $ 2,332,394.
12月31日止了十二个月,
2015 2014
现金流量的声明数据:
经营在经营资产和负债变化前的现金流量 $ 397,859. $ 764,984
经营资产和负债的净变更 49,085 (55,991. )
经营活动提供的净现金 $ 446,944 $ 708,993
投资活动的净现金 $ (549,778. ) $ (920,597. )
融资活动提供的净现金 $ 102,620. $ 194,060

非GAAP财务措施

单元 Corporation reports its financial results in accordance with generally accepted accounting principles (“GAAP”). The Company believes certain non-GAAP performance measures provide users of its financial information and its management additional meaningful information to evaluate the performance of the company.

本新闻稿包括每股净收入(亏损)和收益(亏损),包括减值调整和现金结算商品衍生品,其勘探和生产细分的效果 ’S PV-10对标准措施的调节,其钻井部门的平均日常运营保证金在消除中间钻井钻机的利润和偿债率不良,其现金流动在运营资产和负债的变化之前,以及其对净收入的和解(亏损)调整EBITDA。

下面是GAAP财务措施对截至2015年12月31日和2014年12月31日的三十个月的非GAAP财务措施的和解。非GAAP财务措施不应由自己或根据GAAP报告的结果替代。

单元 Corporation
调整后的净收入(亏损)和解和调整后摊薄收益(亏损)
结束了三个月 12个月结束了
12月31日, 12月31日,
2015 2014 2015 2014
(除了每股收益之外的数千人)
调整后的净收入:
净收入(亏损) $ (309,337. ) $ (42,551. ) $ (1,037,361. ) $ 136,276
减值调整(所得税网) 302,075 98,398 1,017,556 98,398
(收益)衍生品的损失未被指定为对冲(所得税净税) (8,363 ) (24,088 ) (16,421. ) (18,429. )
成熟衍生合同期间的定居点(所得税净税) 8,995 7,944 29,055 (3,691 )
调整后净收入(亏损) $ (6,630 ) $ 39,703 $ (7,171 ) $ 212,554
调整后的摊薄盈利每股:
每股摊薄盈利(亏损) $ (6.29 ) $ (0.88 ) $ (21.12 ) $ 2.78
从损伤中摊薄每股盈利 6.15 2.02 20.72 2.01
从衍生品的(收益)损失的每股摊薄盈利 (0.18 ) (0.51 ) (0.34 ) (0.38 )
从成熟的衍生合同的定居点摊薄盈利(亏损) 0.18 0.17 0.59 (0.08 )
每股调整后摊薄收益(亏损) $ (0.14 ) $ 0.80 $ (0.15 ) $ 4.33

________________

该公司已将净收入和每股摊薄收益包括仅包括现金结算的商品衍生品,因为:

  • 它使用调整后的净收入来评估公司的运营表现。
  • 调整后的净收入与证券分析师提供的盈利估计数更媲美。

PV-10的未经审核和解标准措施
2015年12月31日

PV-10是估计的未来净现金流量,据证明储量在为所得税产生税收之前,每年折扣为10%。标准化措施是税后估计未来的未来现金流量从销售储备的年度折扣,按照GAAP确定。该公司使用PV-10作为其证明储备价值的一项衡量标准,并比较探索和生产公司中探明储备的相对价值,而不考虑所得税。该公司认为,证券分析师和评级机构以类似的方式使用PV-10。本公司的管理层认为,PV-10是对公司中探明储备价值比较的有用措施,因为与标准化措施不同,它不包括未来所得税,这些所得税通常主要依赖于储备所有者的特征而不是本性,而不是本质,地点保守的质量。以下是PV-10对标准化措施的和解:

2015
(数百万)
PV-10于2015年12月31日 $ 690.7
所得税的折扣效果 (101.2 )
2015年12月31日的标准化措施 $ 589.5
单元 Corporation
在消除Intercompany Rift利润之前平均日常运营保证金的调节
和债务费用
结束了三个月 12个月结束了
9月30日, 12月31日, 12月31日,
2015 2015 2014 2015 2014
(除了运营日和运营边距以外)
合同钻井收入 $ 65,022 $ 50,554 $ 134,987 $ 265,668 $ 476,517
合同钻井运营成本 35,486 32,691 77,908 156,408 274,933
合同钻井的营业利润 29,536 17,863 57,079 109,260 201,584
添加:
消除Intercompany Rig盈利和坏账费用 219 325 8,669 3,991 29,343
在消除Interpromany Rif盈利和债务费用之前,从合同钻探中营业利润 29,755 18,188 65,748 113,251 230,927
合同钻井运作日 2,870 2,506 7,443 12,681 27,516
在消除Intercompany Rif盈利和债务费用的平均日常工作率 $ 10,368 $ 7,258 $ 8,834 $ 8,931 $ 8,392

________________

该公司在消除Interpromany Rif盈利和债务费用之前,包括平均日常运营保证金,因为:

  • 其管理使用衡量来评估其合同钻井部门的现金流性能,并评估合同钻探管理的绩效。
  • 投资者和财务分析师使用它来评估公司的表现。
单元 Corporation
经营前经营的现金流量和负债更改
12个月结束了

12月31日,

2015 2014
(成千上万)
经营活动提供的净现金 $ 446,944 $ 708,993
经营资产和负债的净变更 (49,085 ) 55,991
经营在经营资产和负债变化前的现金流量 $ 397,859. $ 764,984

________________

该公司在经营资产和负债的变更之前将现金流量从业务中包含,因为:

  • 它是其管理和公司在业内管理和公司使用的公认的财务指标,以衡量公司生成现金的能力,该公司旨在在国内提供其业务活动。
  • 投资者和财务分析师使用它来评估公司的表现。
单元 Corporation
EBITDA和调整后EBITDA的和解
结束了三个月 12个月结束了
12月31日, 12月31日,
2015 2014 2015 2014
(除了每股收益之外的数千人)
净收入(亏损) $ (309,337. ) $ (42,551. ) $ (1,037,361. ) $ 136,276
所得税 (188,012 ) (24,860. ) (626,948. ) 86,663
折旧,耗尽和摊销 75,091 110,531 354,830 404,943
禁止 485,261 158,069 1,634,628 158,069
利息花费 8,481 5,170 31,963 17,371
(收益)衍生品的损失未被指定为篱笆 (13,428. ) (39,381. ) (26,345. ) (30,147 )
成熟衍生合同期间的定居点 14,459 12,946 46,615 (6,038 )
(收益)资产处置的损失 959 139 7,229 (8,953 )
调整后EBITDA $ 73,474 $ 180,063 $ 384,611 $ 758,184
每股摊薄盈利(亏损) $ (6.29 ) $ (0.88 ) $ (21.12 ) $ 2.78
从所得税中摊薄每股盈利 (3.83 ) (0.50 ) (12.77 ) 1.77
从折旧,耗尽和摊销中摊薄每股盈利 1.50 2.25 7.20 8.25
从损伤中摊薄每股收益 9.90 3.22 33.28 3.22
从利息费用摊薄每股盈利 0.17 0.11 0.65 0.35
从(GAIN)损失的衍生品损失的摊薄盈利未被指定为对冲 (0.27 ) (0.80 ) (0.53 ) (0.61 )
在成熟的衍生合同期间,从定居点摊薄每股盈利 0.29 0.25 0.94 (0.13 )
每股摊薄盈利(收益)资产处置时亏损 0.02 0.01 0.15 (0.18 )
调整后EBITDA /稀释的份额 $ 1.49 $ 3.66 $ 7.80 $ 15.45

________________

本公司已将调整后的EBITDA除外,不包括资产处置的收益或损失,包括仅现金结算的商品衍生品,因为:

  • 它使用调整后的EBITDA来评估公司的运营表现。
  • 调整后的EBITDA与证券分析师提供的估算更具差异。

法律声明