XML 45 R33.htm IDEA: XBRL DOCUMENT v3.8.0.1
Supplemental Oil And Gas Information (Tables)
 12 Months Ended
Dec. 31, 2017
Supplemental Oil And Gas Information [Abstract]  
Schedule Of Capitalized Costs Related To Oil And Gas Producing Activities



 

 

 

 

 

 



 

 

 

 

 

 



 

Years Ended December 31,



 

2017

 

2016

Proved oil and gas properties

 

$

 5,704 

 

$

 5,315 

Unproved properties

 

 

 —

 

 

 106 

Total proved and unproved oil and gas properties

 

$

 5,704 

 

$

 5,421 

Less accumulated depreciation, depletion and amortization

 

 

 (984)

 

 

 (196)

Net oil and gas properties

 

$

 4,720 

 

$

 5,225 



Schedule Of Oil And Gas Property Acquisition, Exploration And Development



 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

Years Ended December 31,



 

2017

 

2016

 

2015

Property acquisitions proved

 

$

 —

 

$

 —

 

$

 —

Property acquisitions unproved

 

 

 93 

 

 

 8 

 

 

 90 

Exploration cost

 

 

 69 

 

 

 396 

 

 

 22 

Development cost

 

 

 —

 

 

 —

 

 

 252 

Total

 

$

 162 

 

$

 404 

 

$

 364 



Schedule Of Results Of Operations From Oil And Gas Producing Activities



 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

Years Ended December 31,



 

2017

 

2016

 

2015

Revenues

 

$

 4,683 

 

$

 4,113 

 

$

 5,631 

Production costs and taxes

 

 

 (3,444)

 

 

 (3,064)

 

 

 (3,731)

Depreciation, depletion and amortization

 

 

 (796)

 

 

 (1,009)

 

 

 (2,538)

Impairment

 

 

 —

 

 

 (2,805)

 

 

 (14,526)

Income (loss) from oil and gas producing activities

 

$

 443 

 

$

 (2,765)

 

$

 (15,164)



Schedule Of Net Proved Oil And Gas Reserves And The Changes In Net Proved Oil And Gas Reserves



 

 

 

 

 

 



 

 

 

 

 

 



 

Oil (MBbl)

 

Gas (MMcf)

 

MBOE

Proved reserves at December 31, 2014

 

 1,797 

 

 —

 

 1,797 

Revisions of previous estimates

 

 (790)

 

 —

 

 (790)

Improved recovery

 

 —

 

 —

 

 —

Purchase of reserves in place

 

 —

 

 —

 

 —

Extensions and discoveries

 

 1 

 

 —

 

 1 

Production

 

 (131)

 

 —

 

 (131)

Sales of reserves in place

 

 —

 

 —

 

 —

Proved reserves at December 31, 2015

 

 877 

 

 —

 

 877 

Revisions of previous estimates

 

 (36)

 

 —

 

 (36)

Improved recovery

 

 —

 

 —

 

 —

Purchase of reserves in place

 

 —

 

 —

 

 —

Extensions and discoveries

 

 3 

 

 —

 

 3 

Production

 

 (108)

 

 —

 

 (108)

Sales of reserves in place

 

 (6)

 

 —

 

 (6)

Proved reserves at December 31, 2016

 

 730 

 

 —

 

 730 

Revisions of previous estimates

 

 195 

 

 —

 

 195 

Improved recovery

 

 —

 

 —

 

 —

Purchase of reserves in place

 

 —

 

 —

 

 —

Extensions and discoveries

 

 47 

 

 —

 

 47 

Production

 

 (102)

 

 —

 

 (102)

Sales of reserves in place

 

 —

 

 —

 

 —

Proved reserves at December 31, 2017

 

 870 

 

 —

 

 870 



 

 

 

 

 

 

Proved developed reserves at:

 

 

 

 

 

 

December 31, 2014

 

 1,438 

 

 —

 

 1,438 

December 31, 2015

 

 877 

 

 —

 

 877 

December 31, 2016

 

 730 

 

 —

 

 730 

December 31, 2017

 

 832 

 

 —

 

 832 



 

 

 

 

 

 

Proved undeveloped reserves at:

 

 

 

 

 

 

December 31, 2014

 

 359 

 

 —

 

 359 

December 31, 2015

 

 —

 

 —

 

 —

December 31, 2016

 

 —

 

 —

 

 —

December 31, 2017

 

 38 

 

 —

 

 38 



Schedule Of Reserve Value By Category And The Respective Present Values, Before Income Taxes, Discounted At 10% As A Percentage Of Total Proved Reserves



 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

Year Ended 12/31/2017

 

Year Ended 12/31/2016

 

Year Ended 12/31/2015



 

Oil

 

Gas

 

Total

 

Oil

 

Gas

 

Total

 

Oil

 

Gas

 

Total

Total proved reserves
   year-end reserve
   report

 

$

 8,170 

 

 

 —

 

$

 8,170 

 

$

 5,815 

 

 

 —

 

$

 5,815 

 

$

 8,287 

 

 

 —

 

$

 8,287 

Proved developed
   producing reserves
   (PDP)

 

$

 7,065 

 

 

 —

 

$

 7,065 

 

$

 5,397 

 

 

 —

 

$

 5,397 

 

$

 7,686 

 

 

 —

 

$

 7,686 

% of PDP reserves to
   total proved reserves

 

 

 87% 

 

 

 —

 

 

 87% 

 

 

 93% 

 

 

 —

 

 

 93% 

 

 

 93% 

 

 

 —

 

 

 93% 

Proved developed non-
   producing reserves

 

$

 1,082 

 

 

 —

 

$

 1,082 

 

$

 418 

 

 

 —

 

$

 418 

 

$

 601 

 

 

 —

 

$

 601 

% of PDNP reserves to
   total proved reserves

 

 

 13% 

 

 

 —

 

 

 13% 

 

 

 7% 

 

 

 —

 

 

 7% 

 

 

 7% 

 

 

 —

 

 

 7% 

Proved undeveloped
   reserves (PUD)

 

$

 23 

 

 

 —

 

$

 23 

 

$

 —

 

 

 —

 

$

 —

 

$

 —

 

 

 —

 

$

 —

% of PUD reserves to
   total proved reserves

 

 

 —

 

 

 —

 

 

 —

 

 

 —

 

 

 —

 

 

 —

 

 

 —

 

 

 —

 

 

 —



Schedule Of Standardized Measure Of Discounted Futures Net Cash Flows From Proved Oil And Gas Reserves



 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

Years Ended December 31,



 

2017

 

2016

 

2015

Future cash inflows

 

$

 39,889 

 

$

 27,253 

 

$

 38,566 

Future production costs and taxes

 

 

 (23,343)

 

 

 (16,270)

 

 

 (23,500)

Future development costs

 

 

 (1,586)

 

 

 (553)

 

 

 (951)

Future income tax expenses

 

 

 —

 

 

 —

 

 

 —

Future net cash flows

 

 

 14,960 

 

 

 10,430 

 

 

 14,115 



 

 

 

 

 

 

 

 

 

Discount at 10% for timing of cash flows

 

 

 (6,790)

 

 

 (4,615)

 

 

 (5,828)

Standardized measure of discounted future net cash flows

 

$

 8,170 

 

$

 5,815 

 

$

 8,287 



Schedule Of Changes In The Standardized Measure Of Discounted Future Net Cash Flows From Proved Oil And Gas Reserves



 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

 

 

 

 

 

 

 

 



 

Years Ended December 31,



 

2017

 

2016

 

2015

Balance, beginning of year

 

$

 5,815 

 

$

 8,287 

 

$

 34,531 

Sales, net of production costs and taxes

 

 

 (1,239)

 

 

 (2,037)

 

 

 (1,901)

Discoveries and extensions, net of costs

 

 

 123 

 

 

 35 

 

 

 5 

Purchase of reserves in place

 

 

 —

 

 

 —

 

 

 —

Sale of reserves in place

 

 

 —

 

 

 (10)

 

 

 —

Net changes in prices and production costs

 

 

 1,780 

 

 

 (863)

 

 

 (16,009)

Revisions of quantity estimates

 

 

 1,611 

 

 

 (412)

 

 

 (22,431)

Previously estimated development cost incurred during the year

 

 

 —

 

 

 —

 

 

 —

Changes in future development costs

 

 

 (228)

 

 

 196 

 

 

 4,890 

Changes in timing and other

 

 

 (164)

 

 

 (20)

 

 

 (56)

Accretion of discount

 

 

 472 

 

 

 639 

 

 

 3,373 

Net change in income taxes

 

 

 —

 

 

 —

 

 

 5,885 

Balance, end of year

 

$

 8,170 

 

$

 5,815 

 

$

 8,287