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rachat de crédits: EOG Resources annonce d'excellents résultats pour le troisième trimestre de 2019; Annonce deux nouveaux bassins dans le Delaware et ajoute 1 700 emplacements premium nets -Simulation


HOUSTON, 6 novembre 2019 / PRNewswire / –

  • Atteinte de la production de pétrole brut et augmentation de l'objectif de croissance du pétrole brut américain pour l'année 2019 de 14 à 15%
  • Dépenses en capital presque inférieures à la fourchette cible
  • Trésorerie nette substantielle générée par les activités d'exploitation et flux de trésorerie disponibles
  • Coût de source réduit depuis le début de l'année de 5%
  • Location à l'unité et par puits et coûts de D & D inférieurs à l'extrémité inférieure de la fourchette cible
  • 1 700 emplacements premium nets ajoutés à l'inventaire totalisent maintenant 10 500 emplacements et représentent plus de 14 années d'inventaire de forage
  • Nouveau Delaware Bassin Wolfcamp M et les troisièmes jeux de printemps Bone augmentent le potentiel de ressources de 1,6 milliard de BnBoe

Ressources EOG, Inc. (EOG) a annoncé aujourd'hui le résultat net du troisième trimestre 2019 615 millions de dollarsou 1 $0,06 par action, comparé au résultat net du troisième trimestre de 2018 1,2 milliard de dollarsou 2 $0,05 par action. Les flux de trésorerie nets liés aux activités d’exploitation pour le troisième trimestre de 2019 ont été 2,1 milliards de dollars.

Le bénéfice net ajusté non-GAAP pour le troisième trimestre de 2019 s’élève à 654 millions de dollars, ou 1 $0,13 par action, comparé au résultat net ajusté non-GAAP de 1 $.0 milliards, ou 1 $0,75 par action, pour la même période de l'année précédente. Consultez les tableaux ci-joints pour savoir si les mesures non conformes aux PCGR sont alignées sur celles des PCGR.

Aperçu opérationnel troisième trimestre 2019
Le volume total de pétrole brut de 464 100 barils de pétrole par jour (Bopd) au troisième trimestre de 2019 a augmenté de 12% par rapport à la même période de l'année précédente et se situait au-dessus de la fourchette de pointe de la fourchette cible. Les volumes de liquides de gaz naturel et de gaz naturel ont augmenté de 11% chacun. EOG a une édition totale de 1,6 milliard de dollars au troisième trimestre. Investissements en numéraire avant acquisition de 1,5 milliard de dollars étaient près du bas de la fourchette cible. Consultez les tableaux ci-joints pour savoir si les mesures non conformes aux PCGR sont alignées sur celles des PCGR.

EOG a continué de réduire ses coûts opérationnels au troisième trimestre de 2019. Les coûts de transport par unité ont diminué de 9% par rapport à la même période de l'année dernière, les coûts d'amortissement, d'épuisement et d'amortissement ont diminué de 7% sur une base annuelle et les coûts de location et de vente ont diminué trois pour cent sur une base annuelle.

EOG généré 2,0 milliards de dollars flux de trésorerie discrétionnaires au troisième trimestre de 2019. Après avoir pris en compte les décaissements avant les acquisitions de 1,5 milliard de dollars et les dividendes de 166 millions de dollars, EOG a généré un cash-flow libre au troisième trimestre de 2019 337 millions de dollars. Consultez les tableaux ci-joints pour savoir si les mesures non conformes aux PCGR sont alignées sur celles des PCGR.

"La performance opérationnelle d'EOG n'a jamais été meilleure. La société a réalisé d'excellents résultats financiers au troisième trimestre, grâce à des améliorations dans tous les domaines", a déclaré William R. "Bill" Thomas, président du conseil d'administration et chef de la direction. «Nous avons réduit les coûts d’exploitation, augmenté les volumes à deux chiffres, les coûts des puits et généré un cash-flow libre substantiel. EOG n’a jamais été aussi bien placée pour maintenir ce succès à long terme.

Nouveau Delaware Bassin joue et mise à jour de l'inventaire Premium
EOG a élargi sa gamme de jeux premium dans le Delaware Bassin avec l’ajout du Wolfcamp M et du Troisième Printemps en Os. Les emplacements de forage dans ces deux jeux sont très économiques dans un appartement 40 $ prix du pétrole et plat 2,50 $ prix du gaz naturel, conforme à la définition de l'inventaire des primes établie par EOG. La société continue sa connaissance technique de la Delaware Basin tout en exécutant son programme de développement. EOG collecte des quantités importantes de données sur chaque puits, les intègre aux modèles existants et enregistre les analyses de nombreux tests de distance et de cibles.

EOG a identifié 855 emplacements de forage premium nets initiaux dans le Wolfcamp M, avec un potentiel de source nette estimé à 1,0 milliard de barils d'équivalent pétrole sur une position nette de 193 000 acres. Les puits de cette partie profonde de la formation de Wolfcamp produisent à peu près des parts égales de pétrole, de LGN et de gaz naturel. En utilisant les faibles coûts d’exploitation d’EOG, les puits Wolfcamp M procurent une forte économie de prime et des coûts de recherche exceptionnellement bas.

Pour définir le jeu, EOG a rassemblé de nombreuses informations de base et complété six puits Wolfcamp M, dont deux en 2019. Le Green Drake 16 Fed Com n ° 759H a été achevé en Lea County, NM avec une longueur latérale traitée de 7 200 pieds et une cadence de production initiale de 4 165 barils d'équivalent pétrole par jour (Bouddha), soit 2 145 b / j, 1 070 barils par jour (Bpd) et 5,7 millions de pieds cubes par jour (MMcfd) de gaz naturel. Dans Comté de Reeves, TX, l’état de Correa n ° 3H a été achevé avec une longueur de côté couvert de 9 900 pieds et une cadence de production initiale de 2 800 bourgeons à 30 jours, soit 1 175 Bpj, des LGN de ​​845 Bpj et du gaz naturel de 4,7 MMcfd.

EOG a identifié 615 premiers sites de forage premium nets dans le troisième ressort osseux, avec un potentiel de source nette estimé à 585 millions de barils d'équivalent pétrole sur une position nette de 200 000 acres. EOG se concentre depuis le début sur Delaware Basin a été occupé à développer la formation Wolfcamp, située sous le troisième botveer. Chacune des sources Wolfcamp a été forée à travers le troisième ressort en os, fournissant des données techniques importantes et définissant plusieurs objectifs dans le jeu.

L'EOG a jusqu'à présent achevé plus de 50 sources de Third Bone Spring, dont 10 puits de forage en 2019. Le McGregor D 5 # 592H s'est concentré sur le carbonate du Third Bone Spring et a été achevé en Comté affectueux, TX avec une longueur latérale traitée de 9 700 pieds et une cadence de production initiale de 2865 bouddhas, ou 1 990 Bopd, 30 Bpd, 500 Bpd de NGL (gaz naturel) et de 2,3 Mpi3 / j. Dans Lea County, NM, le Caravan 28 State Com # 601H et le Convoy 28 State Com # 606H visaient le troisième sable de printemps et ont été complétés avec une longueur de côté traité moyenne de 10 000 pieds par puits et une vitesse de production initiale moyenne de 30 jours par puits de 3 985 bouddhas, ou 2 730 Bopd, 670 Bpd de LGN et 3,5 MMcfd de gaz naturel.

Au total, EOG a ajouté 1 700 emplacements de forage premium nets à son inventaire de primes non percées au troisième trimestre de 2019. Tenant compte d'environ 640 puits nets forés à ce jour en 2019 et du nombre d'emplacements mis à jour dans son portefeuille, L'inventaire premium d'EOG s'élève maintenant à 10 500 emplacements nets, ce qui représente plus de 14 années d'inventaire de forage à haut rendement.

"EOG est une société à but lucratif dont la croissance interne est tirée par l'exploration et le développement à faible coût. L'annonce de deux jeux premium supplémentaires dans le Delaware Le bassin et l’ajout de 1 700 nouveaux emplacements de forage premium nets démontrent la durabilité de notre modèle commercial unique ", a poursuivi Thomas. EOG continue de démontrer sa capacité à générer des rendements attractifs sur le capital en réinvestissant dans un inventaire amélioré de puits premium sur plusieurs jeux. Nos atouts inégalés prouvent qu'EOG peut s'adapter à l'évolution des conditions industrielles et créer une valeur significative pour les actionnaires dans les années à venir. "

Aperçu financier
L'EOG a encore renforcé sa situation financière au cours du troisième trimestre de 2019. L’encours total de la dette d’EOG au 30 septembre 2019 était de 5 $0,2 milliard pour un ratio dette / capitalisation totale de 20%. Au vu que 1,6 milliard de dollars à la fin du troisième trimestre au bilan, la dette nette s’élevait à EOG 3,6 milliards de dollars pour un ratio dette nette / capitalisation totale de 15%. Reportez-vous aux tableaux ci-joints pour un rapprochement entre les mesures non conformes aux PCGR et les mesures conformes aux PCGR.

Webcast résultats troisième trimestre 2019
Jeudi 7 novembre 2019, 9h00 heure centrale (10h00 heure de l'Est)
La diffusion Web sera disponible sur le site Web d'EOG pendant un an.
http://investors.eogresources.com/Investors

À propos de l'EOG
Ressources EOG, Inc. (NYSE: EOG) est l’une des plus grandes sociétés d’exploration et de production de pétrole brut et de gaz naturel au les états-unis avec réserves prouvées les états-unis, Trinidadet Chine. Pour plus d'informations, visitez www.eogresources.com.

Contacts investisseurs
David Streit 713-571-4902
Néel Panchal 713-571-4884

Contact avec les médias et les investisseurs
Kimberly Ehmer 713-571-4676

Ce communiqué de presse peut contenir des déclarations prospectives au sens de l’article 27A du Securities Act de 1933, tel que modifié, et de l’article 21E du Securities Exchange Act de 1934, tel que modifié. Tous les états, à l’exception des faits historiques, y compris les états et les prévisions concernant la situation financière future, les opérations, la performance, la stratégie commerciale, les rendements, les budgets, les réserves, les niveaux de production, les dépenses en immobilisations, les coûts et la vente d’actifs, les déclarations EOG en ce qui concerne les prix futurs des produits de base et les déclarations concernant les projets et les objectifs de la direction de EOG pour les activités futures, sont des déclarations prospectives. EOG utilise généralement des mots tels que "s'attendre", "anticiper", "estimer", "projet", "stratégie", "plan", "plan", "objectifs", "objectifs", "objectifs", "" sera ", "doit" et "croit" ou le négatif de ces termes ou d'autres variations ou terminologie similaire pour identifier ses déclarations prospectives, en particulier ses déclarations, explicites ou implicites, concernant les résultats d'exploitation et les rendements futurs d'EOG ou sa capacité à réserver pour remplacer ou augmenter, augmenter la production, générer des revenus, remplacer ou agrandir des sites de forage, réduire ou contrôler autrement les coûts d'exploitation et les dépenses en immobilisations, générer des flux de trésorerie, rembourser ou refinancer des dettes ou verser et / ou augmenter les dividendes Les déclarations prospectives ne constituent pas des garanties de performance, bien que EOG estime que les attentes énoncées dans ses déclarations prospectives sont raisonnables et fondées sur: les hypothèses sont fondées, aucune garantie ne peut être donnée que ces hypothèses sont correctes ou que l’une de ces attentes sera réalisée (en totalité ou en totalité) ou s’avérera correcte. En outre, les déclarations prospectives d'EOG peuvent être affectées par des risques, des événements ou des circonstances connus, inconnus ou actuellement imprévus qui sont hors du contrôle d'EOG. En outre, le présent communiqué de presse et toutes les informations associées peuvent inclure certaines mesures financières prospectives non définies par les PCGR, telles que les flux de trésorerie disponibles ou les flux de trésorerie discrétionnaires, ainsi que certaines estimations connexes concernant le rendement, les résultats et la situation financière futurs. Ces mesures et estimations prospectives sont fournies à titre indicatif uniquement et ne sont pas destinées à représenter les résultats qu'EOG obtiendra nécessairement pour la ou les périodes présentées. Les résultats réels de l'EAG peuvent différer sensiblement de ces mesures et estimations. Parmi les facteurs importants qui pourraient entraîner une différence substantielle entre les résultats réels d'EOG et ceux anticipés dans les déclarations prospectives d'EOG, on peut citer:

  • le moment, l'ampleur et la durée des variations de prix, l'offre et la demande de pétrole brut et de condensat, de liquides de gaz naturel, de gaz naturel et de produits connexes;
  • la mesure dans laquelle EOG réussit à acquérir ou à découvrir des réserves supplémentaires;
  • la mesure dans laquelle EOG réussit à développer sa zone de manière économique, à créer des réserves et à atteindre les niveaux de production attendus de ses projets d'exploration et de développement actuels et futurs en matière de pétrole brut et de gaz naturel et à maximiser leur récupération;
  • la mesure dans laquelle EOG réussit dans ses efforts de commercialisation de sa production de pétrole brut et de condensat, de liquides de gaz naturel, de gaz naturel et de matières premières connexes;
  • la disponibilité, la proximité, la capacité et les coûts liés aux installations appropriées pour la collecte, le traitement, la compression, le stockage, le transport et le raffinage;
  • la disponibilité, les coûts, les conditions et le calendrier de délivrance ou d'exécution des licences et concessions minières, des permis gouvernementaux et autres et des droits de passage, ainsi que la concurrence, ainsi que la capacité d'EOG de conserver des licences et des concessions minières;
  • l'impact et les modifications de la politique, des lois et des règlements du gouvernement, y compris des lois et des règlements fiscaux; changement climatique et autres lois et réglementations relatives à l'environnement, à la santé et à la sécurité concernant les émissions atmosphériques, le drainage de l'eau de production, les fluides de forage et autres déchets, les bris hydrauliques, l'accès à l'eau et son utilisation; lois et règlements qui imposent des conditions ou des restrictions aux travaux de forage et de complétion et au transport du pétrole brut et du gaz naturel; lois et réglementations concernant les produits dérivés et les activités de couverture; et les lois et règlements concernant l'importation et l'exportation de pétrole brut, de gaz naturel et de produits connexes;
  • La capacité de EAG à intégrer efficacement les propriétés acquises de pétrole brut et de gaz naturel dans ses activités, à identifier pleinement les problèmes existants et potentiels liés à ces propriétés et à estimer avec précision les réserves, la production et les coûts liés à ces propriétés;
  • la mesure dans laquelle les propriétés de pétrole brut et de gaz naturel d'EOG gérées par des tiers sont exploitées avec succès et économiquement;
  • la concurrence dans les industries d'exploration et de production de pétrole et de gaz pour l'acquisition de licences, de baux, de propriétés, d'employés et d'autre personnel, d'installations, d'équipements, de matériaux et de services;
  • la disponibilité et les coûts des employés et autre personnel, des installations, de l'équipement, des matériaux (tels que l'eau et les canalisations) et des services;
  • l'exactitude des estimations des réserves, qui, de par leur nature, font appel à un jugement professionnel et peuvent donc être inexactes;
  • conditions météorologiques, y compris leur impact sur la demande de pétrole brut et de gaz naturel, et retards liés aux conditions météorologiques pour le forage, l'installation et l'exploitation (par EOG ou des tiers) de la production, de la collecte, du traitement, du raffinage, de la compression, du stockage et des moyens de transport;
  • la capacité des clients d'EAG et des autres contreparties contractuelles de respecter leurs obligations vis-à-vis de EAG et, dans ce contexte, d'accéder aux marchés du crédit et des capitaux pour obtenir le financement nécessaire au respect de leurs obligations vis-à-vis de EAG;
  • La capacité de EAG d'accéder au marché du papier commercial et des autres marchés de crédit et de capitaux, d'obtenir un financement à des conditions qu'elle juge acceptables ou non et de faire autrement face à ses dépenses en capital;
  • la mesure dans laquelle EOG réussit à réaliser les ventes d'actifs prévues;
  • la taille et l’effet de toute activité de couverture d’EOG;
  • le moment et l'ampleur des variations des taux de change, des taux d'intérêt, de l'inflation, de la conjoncture des marchés financiers aux niveaux mondial et intérieur et de la conjoncture économique générale et intérieure;
  • les facteurs géopolitiques et les conditions et développements politiques dans le monde (tels que l'imposition de droits de douane, de sanctions commerciales ou autres, de sanctions économiques, l'instabilité politique et les conflits armés), y compris dans les zones d'activité de l'EAG;
  • l'utilisation de sources d'énergie concurrentes et le développement de sources d'énergie alternatives;
  • la mesure dans laquelle EOG encourt des pertes et passifs non assurés ou des pertes et passifs supérieurs à sa couverture d'assurance;
  • actes de guerre et de terrorisme et réactions à ces actes;
  • violations physiques, électroniques et de cybersécurité; et
  • les autres facteurs décrits sous POINT 1A, Facteurs de risque, aux pages 13, 22 à 22 du rapport annuel de EAG sur le formulaire 10-K pour l’exercice clos. 31 décembre 2018 et toute mise à jour des facteurs mentionnés dans les prochains rapports trimestriels EOG sur formulaire 10-Q ou les rapports actuels sur formulaire 8-K.

À la lumière de ces risques, incertitudes et hypothèses, les événements anticipés par les déclarations prospectives d’EOG pourraient ne pas se produire, et si l’un de ces événements se produisait, il se peut que nous n’ayons pas fourni de calendrier précis. leur performance ou la durée ou l'ampleur de leur impact sur nos résultats actuels. Par conséquent, vous ne devriez pas trop vous fier aux déclarations prospectives faites par EOG. Les déclarations prospectives d’EOG n’entrent en vigueur qu’à compter de la date à laquelle elles ont été formulées et n’engage en rien, à moins que la loi n’exige, à mettre à jour ou à réviser ses déclarations prospectives, que ce soit en raison de nouvelles informations ou d’événements postérieurs. , circonstances prévues ou imprévues ou autrement.

La Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis autorise les sociétés pétrolières et gazières, lorsqu’elles déposent auprès de la SEC, non seulement à disposer de réserves "prouvées" (c’est-à-dire des quantités de pétrole et de gaz qu’elles auraient, semble-t-il, avec une grande confiance), mais aussi les réserves "probables" (c'est-à-dire les quantités de pétrole et de gaz qui sont également susceptibles de ne pas être récupérées), ainsi que les réserves "potentielles" (c'est-à-dire les quantités supplémentaires de pétrole et de gaz qui peuvent être récupérées, mais avec une probabilité plus faible que les réserves probables ). Les relevés de réserve ne sont que des estimations et peuvent ne pas correspondre aux quantités finales de pétrole et de gaz extraits. Toutes les estimations de réserves ou de ressources fournies dans le présent communiqué de presse qui ne sont pas spécifiquement désignées comme des estimations de réserves prouvées peuvent inclure des réserves "potentielles", des "sources potentielles" et / ou d'autres réserves ou ressources estimées qui ne sont pas nécessairement calculées conformément à ou envisagées par , les dernières directives pour les rapports de réserve de la SEC. Les investisseurs sont instamment priés d’examiner attentivement les informations communiquées dans le rapport annuel d’EOG sur formulaire 10-K pour l’exercice clos. 31 décembre 2018, disponible auprès de EOG à la P.O. Box 4362 Houston, Texas 77210-4362 (Attn: Investor Relations). Vous pouvez également obtenir ce rapport à la SEC en appelant le 1-800-SEC-0330 ou sur le site Web de la SEC à l'adresse www.sec.gov. En outre, les calendriers de rapprochement et de calcul des mesures financières non définies par les PCGR sont disponibles sur le site Web de EAG à l'adresse www.eogresources.com.

RESSOURCES EOG, INC.

Rapport financier

(Non vérifié; en millions, sauf les données par action)














Terminé trois mois


Neuf mois terminés


30 septembre


30 septembre


2019


2018


2019


2018













Résultat opérationnel et autres

$

4 303,5


$

4 781,6


$

13 059,7


$

12 700,9

Revenu net

$

615.1


$

1 191,0


$

2 098,4


$

2 526,3

Résultat net par action












de base

$

1,06


$

2,06


$

3,63


$

4,38

dilué

$

1,06


$

2,05


$

3,61


$

4,35

Nombre moyen d'actions ordinaires












de base


577,8



577,3



577,5



576,4

dilué


581,3



581,6



581.2



580,4

























Compte de résultat récapitulatif

(Décoché; en milliers, sauf les données par action)














Terminé trois mois


Neuf mois terminés


30 septembre


30 septembre


2019


2018


2019


2018

Résultat opérationnel et autres








Pétrole brut et condensat

$

2 418 989


$

2 655 278


$

7 148 258


$

7 134 114

Liquides de gaz naturel


164 736



353,704



569 748



861 473

Gaz naturel


269,625



311 713



874 489



912 324

Gains (pertes) sur la valeur marchande
Contrats dérivés


85 902



(52 081)



242,622



(297735)

Collecte, traitement et commercialisation


1 334 450



1 360 992



4 121 490



3 899 250

Gains (pertes) sur désinvestissements de l’actif, nets


(523)



115 944



3650



94 658

Sinon, net


30.276



36 074



99 470



96 779

Total


4.303.455



4 781 624



13 059 727



12 700 863

Coûts d'exploitation












Bail et bien


348 883



321,568



1 032 455



936,236

Frais de transport


199 365



196 027



549 988



550 781

Recueillir et traiter les coûts


127 549



114 063



351,487



324,577

Frais de recherche


34 540



32 823



103.386



115 137

Frais de trou sec


24 138



358



28 001



5260

Pertes de valeur


105.275



44 617



289 761



160 934

Frais de marketing


1 343 293



1 326 974



4 114 265



3 853 827

Amortissement, épuisement et amortissement


953,597



918,180



2 790 496



2 515 445

Générale et administrative


135 758



111 284



364 210



310 065

Impôts autres que le revenu


203 098



209 043



600 418



582,395

Total


3 475 496



3 274 937



10 224 467



9 354 657













Revenu opérationnel


827,959



1 506 687



2 835 260



3.346.206













Autres revenus (coûts), nets


9118



3308



23 233



(4516)













Revenu d'intérêts et impôts


837,077



1 509 995



2 858 493



3 341 690













Frais d'intérêts nets


39 620



63 632



144 434



189 032













Revenu avant impôt sur le revenu


797 457



1 446 363



2 714 059



3 152 658













Provision d'impôt


182 335



255 411



615,670



626,386













Revenu net

$

615,122


$

1 190 952


$

2.098.389


$

2 526 272













Dividendes déclarés par action ordinaire

$

0,2875


$

0,2200


$

0,7950


$

0,5900

RESSOURCES EOG, INC.

Temps forts opérationnels

(Vérifié)


















Terminé trois mois




Neuf mois terminés




30 septembre




30 septembre




2019


2018


% Changement


2019


2018


% Changement

Volume et prix des têtes de puits








Volume de pétrole brut et de condensat (MBbld) (UNE)








Etats Unis


463.2



409.2


13%



451.2



382,9


18%

Trinidad


0.8



0.8


0%



0,7



0.8


-13%

Autre international (B)


0,1



5.0


-98%



0,1



4.1


-98%

Total


464,1



415.0


12%



452.0



387,8


17%

















Prix ​​moyens du pétrole brut et du condensat ($ / bbl) (C)
















Etats Unis

$

56.67


$

69,53


-18%


$

57.95


$

67,35


-14%

Trinidad


48,36



61.71


-22%



47,26



58,91


-20%

Autre international (B)


59,87



72.81


-18%



58,43



71.83


-19%

composé


56,66



69,55


-19%



57,93



67,38


-14%

















Volumes de liquides de gaz naturel (MBbld) (UNE)
















Etats Unis


141,3



127,8


11%



130.8



113,9


15%

Autre international (B)












Total


141,3



127,8


11%



130.8



113,9


15%

















Prix ​​moyens des liquides de gaz naturel ($ / bbl) (C)
















Etats Unis

$

12.67


$

30.09


-58%


$

15,96


$

27,71


-42%

Autre international (B)












composé


12.67



30.09


-58%



15,96



27,71


-42%

















Volume de gaz naturel (MMcfd) (UNE)
















Etats Unis


1079



948


14%



1043



905


15%

Trinidad


260



260


0%



267



278


-4%

Autre international (B)


34



28


21%



36



31


16%

Total


1373



1236


11%



1346



1214


11%

















Prix ​​moyen du gaz naturel ($ / Fcp) (C)
















Etats Unis

$

1,97


$

2,67


-26%


$

2,23


$

2,66


-16%

Trinidad


2,52



2,88


-12%



2,71



2,91


-7%

Autre international (B)


4,25



3,83


11%



4,29



4.10


5%

composé


2.13



2,74


-22%



2,38



2,75


-14%

















Volumes équivalents de pétrole brut (MBoed) (D)
















Etats Unis


784.3



695.0


13%



755,8



647,6


17%

Trinidad


44,1



44,1


0%



45,1



47,2


-4%

Autre international (B)


5.8



9.7


-40%



6.2



9.2


-33%

Total


834.2



748,8


11%



807.1



704.0


15%

















Total MMBoe (D)


76,7



68,9


11%



220.3



192.2


15%


(A) Mille barils par jour ou millions de pieds cubes par jour, le cas échéant.

(B) Autre international comprend les activités d’EOG au Royaume-Uni, en Chine et au Canada. Les activités au Royaume-Uni ont été vendues au quatrième trimestre de 2018.

(C) Dollars par baril ou par mille pieds cubes, selon le cas. Hors impact des instruments financiers dérivés sur produits de base (voir la note 12 des états financiers consolidés résumés du rapport trimestriel EOG sur le formulaire 10-Q pour le trimestre clos le 30 septembre 2019).

D) mille barils d'équivalent pétrole par jour ou un million de barils d'équivalent pétrole, le cas échéant; comprend le pétrole brut et les condensats, les LGN et le gaz naturel. Les volumes d'équivalent pétrole brut sont déterminés en utilisant un ratio de 1,0 baril de pétrole brut et de condensat ou de LGN pour 6,0 milliers de pieds cubes de gaz naturel. MMBoe est calculé en multipliant le montant de MBoed par le nombre de jours de la période, puis en divisant ce montant par mille.

RESSOURCES EOG, INC.




Résumé des bilans




(Non vérifié; en milliers, sauf le partage de données)















30 septembre


31 décembre




2019


2018

RESSOURCES




Actif à court terme








Trésorerie et équivalents de trésorerie



$

1 583 105


$

1 555 634

Débiteurs, net




1 927 996



1 915 215

les stocks




778,120



859 359

Actifs provenant d'activités de gestion du risque de prix




122 627



23 806

Impôts sur le revenu




135 680



427,909

autrement




272,203



275 467

Total




4 819 731



5.057.390









Immobilisations corporelles








Propriétés du pétrole et du gaz (méthode pour réussir ses efforts)




61 620 033



57 330 016

Autres immobilisations corporelles




4 394 486



4 220 665

Total des immobilisations corporelles




66 014 519



61 550 681

Moins: amortissement, épuisement et amortissement cumulés




(35810197)



(33475162)

Total des immobilisations corporelles nettes




30 204 322



28.075.519

Impôt différé




1998



777

Autres atouts




1 516 218



800 788

Total des actifs



$

36.542.269


$

33 934 474









RESPONSABILITÉ ET PROPRIÉTAIRE DES ACTIONNAIRES




Obligations actuelles








Comptes de paiement



$

2 395 080


$

2 239 850

Taxes à payer




302,774



214 726

Dividendes abordables




166,215



126 971

Partie courante de la dette à long terme




1 014 200



913 093

Partie actuelle des obligations au titre de contrats de location simple




384,348



autrement




211 096



233 724

Total




4 473 713



3 728 364

















Dette à long terme




4 163 115



5.170.169

Autres obligations




1 858 357



1 258 355

Impôt différé




4 922 804



4 413 398

Promesses et situations imprévisibles
















Équité








Actions ordinaires, 0,01 $ Par, 1 280 000 000 d’actions autorisées et
582 066 483 actions émises le 30 septembre 2019 et 580 408 117
Actions émises le 31 décembre 2018




205 821



205 804

Extra payé en capital




5 769 073



5 658 794

Cumul des autres pertes importantes




(3689)



(1358)

Revenu retenu




15 179 381



13 543 130

Actions ordinaires auto-détenues, 289 903 actions au 30 septembre 2019
et 385 042 actions au 31 décembre 2018




(26 306)



(42,182)

Total des capitaux propres




21 124 280



19 364 188

Total du passif et des capitaux propres



$

36.542.269


$

33 934 474

RESSOURCES EOG, INC.

Aperçu sommaire des flux de trésorerie

(Non vérifié; en milliers)














Terminé trois mois


Neuf mois terminés


30 septembre


30 septembre


2019


2018


2019


2018

Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation












Rapprochement du résultat net et de la trésorerie nette générée par les activités opérationnelles:












Revenu net

$

615,122


$

1 190 952


$

2.098.389


$

2 526 272

Articles pour lesquels aucun argent n'est requis (fourni)












Amortissement, épuisement et amortissement


953,597



918,180



2 790 496



2 515 445

Pertes de valeur


105.275



44 617



289 761



160 934

Coûts de rémunération fondés sur des actions


54 670



49 001



132 323



116 290

Impôt différé


184 282



334.116



508,576



681 702

(Bénéfices) Pertes sur cessions d’actifs, nettes


523



(115944)



(3650)



(94,658)

Sinon, net


(1284)



1807



4155



15 314

Frais de trou sec


24 138



358



28 001



5260

Contrats dérivés à la valeur de marché












Total (gains) pertes


(85,902)



52 081



(242622)



297 735

Recevez des liquidités nettes provenant de (paiements pour) règlements de marchandises
Contrats dérivés


108 418



(91,894)



139 708



(180228)

Sinon, net


(424)



1913



1215



1652

Modifications des composants du fonds de roulement et des autres actifs et passifs












Débiteurs


63 891



(243778)



(5855)



(553529)

les stocks


66 857



(94,598)



55 598



(286817)

Comptes de paiement


7400



81 548



134 253



537,525

Taxes à payer


34 767



(59 426)



88 047



(36 891)

Autres atouts


(92 814)



(40 491)



394 573



(103334)

Autres obligations


39 791



38.392



(18 315)



(14 776)

Changements dans les composantes du fonds de roulement liés aux investissements et
Activités financières


(16,643)



122 763



(38 677)



95 484

Trésorerie nette fournie par les activités opérationnelles


2.061.664



2 189 597



6 355 976



5 683 380













Investissez des flux de trésorerie












Ajouts aux propriétés pétrolières et gazières


(1420385)



(1591646)



(4866882)



(4571932)

Ajouts à d’autres immobilisations corporelles


(70 469)



(57 526)



(187350)



(202384)

Produit de la vente d'actifs


17 767



3306



35 409



11 582

Autres activités d'investissement




(19 993)





(19 993)

Modifications des composantes du fonds de roulement liées aux activités d'investissement


16 621



(122791)



38 677



(95,541)

Trésorerie nette utilisée pour les activités d'investissement


(1456466)



(1788650)



(4980146)



(4878268)













Financement des flux de trésorerie












Remboursement de la dette à long terme






(900 000)



Dividendes payés


(166170)



(107465)



(420851)



(311075)

Actions propres achetées


(13 835)



(26 535)



(22 238)



(58 558)

Produit de stock options exercées et plan d'achat pour les employés


863



953



9558



12 098

Frais d'émission de dette


(114)





(5016)



Remboursement de la location-acquisition


(3235)



(1698)



(9638)



(5052)

Modifications des composantes du fonds de roulement liées aux activités de financement


22



28





57

Trésorerie nette utilisée pour les activités de financement


(182469)



(134717)



(1348185)



(362530)













Effet des variations de taux de change sur la trésorerie


(109)



(313)



(174)



(2678)













Augmentation de la trésorerie et des équivalents de trésorerie


422,620



265,917



27 471



439,904

Trésorerie et équivalents de trésorerie en début de période


1 160 485



1 008 215



1 555 634



834,228

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

$

1 583 105


$

1 274 132


$

1 583 105


$

1 274 132

RESSOURCES EOG, INC.

Résultats du troisième trimestre 2019 par jeu

(Vérifié)
















Puits en ligne




Première vitesse de production moyenne brute sur 30 jours


Brut


Net


de côté
Longueur (ft)


Pétrole brut et
Condensat
(Bbld) (UNE)


Gaz naturel
des liquides
(Bbld) (UNE)


Gaz naturel
(MMcfd) (UNE)


Pétrole brut
Équivalent
(Bouddha) (B)

Bassin du Delaware














Wolfcamp

51


48


7300


1950


650


3.3


3150

Botveer

24


21


5900


1600


350


1,9


2300

Leonard

2


1


9700


2000


600


3.0


3100















South Texas Eagle Ford

81


74


7900


1150


100


0.6


1350















South Texas Austin Chalk

4


2


4600


1850


350


1.8


2500















Bassin de la rivière Powder














Turner / Parkman

7


6


9800


800


200


3.3


1550

Niobrara

1


1


10 200


1250


250


4.0


2200















DJ Basin Codell / Niobrara

5


4


9700


800


50


0.4


900















Bassin Williston Bakken / Trois Fourchettes

15


13


10 600


2150


300


2.0


2800















Fenêtre à l'huile de bassin d'Anadarko Woodford

16


14


9900


950


100


0,7


1150


(A) Navires par jour ou en millions de pieds cubes par jour, le cas échéant.

(B) des barils d'équivalent pétrole par jour; comprend le pétrole brut et le condensat, les liquides de gaz naturel et le gaz naturel. Les volumes d'équivalent pétrole brut sont déterminés en utilisant un ratio de 1,0 baril de pétrole brut et de condensats ou de liquides de gaz naturel pour 6,0 milliers de pieds cubes de gaz naturel.

RESSOURCES EOG, INC.

Rapprochement du résultat net ajusté

(Décoché; en milliers, sauf les données par action)

































Le graphique ci-après ajuste les périodes de trois mois et de neuf mois se terminant les 30 septembre 2019 et 2018, afin de recevoir le bénéfice net (PCGR) déclaré, afin de recevoir les flux de trésorerie nets reçus de (paiements pour) règlements de contrats de produits dérivés sur produits de base par le marché non réalisé pertes sur le marché (gains) résultant de ces transactions, afin d'éliminer les pertes (gains) nettes résultant de la cession d'actifs en 2019 et 2018, de recalculer les pertes de valeur relatives à certains actifs de l'EAG en 2019 et 2018 et d'apporter certains ajustements à éliminer en 2018 en ce qui concerne la réforme fiscale de 2017. EOG estime que cette présentation peut être utile aux investisseurs qui appliquent la pratique de certains analystes du secteur qui ajustent les résultats déclarés des sociétés pour aligner leurs résultats de couverture sur les mois de règlement de la production et apporter certains autres ajustements aux résultats. exclure les articles uniques et certains autres. La direction de l'EOG utilise ces informations pour comparer la performance financière à la performance financière d'autres sociétés du secteur.


















Terminé trois mois


Terminé trois mois


30 septembre 2019


30 septembre 2018




















Le revenu




dilué




Le revenu




dilué


Avant


Taxe


Na


mérite


Avant


Taxe


Na


mérite


Taxe


La conséquence


Taxe


par partie


Taxe


La conséquence


Taxe


par partie

Bénéfice net déclaré (PCGR)

797 457 $


$ (182 335)


615 122 $


1,06 USD


1 446 363 $


$ (255,411)


1 190 952 $


2,05 USD

ajustements:
















(Gains) Pertes sur la valeur marchande des matières premières
Contrats dérivés

(85,902)


18 854


(67 048)


(0,12)


52 081


(11 472)


40 609


0,07

Trésorerie nette reçue de (paiements pour)
Règlements de produits dérivés
des contrats

108 418


(23 796)


84 622


0,15


(91,894)


20 241


(71 653)


(0,12)

Ajouter: (bénéfice) Pertes sur la cession d'actifs, nettes

523


(89)


434



(115944)


28 934


(87 010)


(0,15)

Ajouter: certaines dégradations

27 215


(5973)


21 242


0,04





Moins: impact sur la réforme fiscale






(57.127)


(57.127)


(0,10)

Aanpassingen van het netto inkomen

50.254


(11.004)


39.250


0.07


(155757)


(19.424)


(175181)


(0.30)

















Aangepast netto-inkomen (niet-GAAP)

$ 847.711


$ (193.339)


$ 654.372


$ 1,13


$ 1.290.606


$ (274.835)


$ 1.015.771


$ 1,75

















Gemiddeld aantal gewone aandelen (GAAP)
















de base







577.839








577.254

dilué







581.271








581.559


































Neuf mois terminés


Neuf mois terminés


30 septembre 2019


30 septembre 2018




















Inkomen




dilué




Inkomen




dilué


Avant


Belasting


Na


mérite


Avant


Belasting


Na


mérite


Belasting


Gevolg


Belasting


par partie


Belasting


Gevolg


Belasting


par partie

Gerapporteerd netto-inkomen (GAAP)

$ 2.714.059


$ (615.670)


$ 2.098.389


$ 3,61


$ 3.152.658


$ (626.386)


$ 2.526.272


$ 4,35

aanpassingen:
















(Winsten) Verliezen op de marktwaarde voor grondstoffen
Afgeleide contracten

(242622)


53.251


(189371)


(0,34)


297.735


(65.582)


232.153


0,40

Netto contant ontvangen van (betalingen voor)
Settlements of Commodity Derivative
contracten

139.708


(30.663)


109.045


0,19


(180228)


39.699


(140529)


(0,24)

Toevoegen: (winst) Verliezen op afstotingen van activa, netto

(3650)


910


(2740)



(94.658)


24.235


(70.423)


(0,12)

Toevoegen: bepaalde waardeverminderingen

116.249


(25.514)


90.735


0.16


20.876


(4598)


16.278


0,03

Minder: impact op belastinghervorming






(63.651)


(63.651)


(0,11)

Aanpassingen van het netto inkomen

9685


(2016)


7669


0,01


43.725


(69.897)


(26.172)


(0,04)

















Aangepast netto-inkomen (niet-GAAP)

$ 2.723.744


$ (617.686)


$ 2.106.058


$ 3,62


$ 3.196.383


$ (696.283)


$ 2.500.100


$ 4,31

















Gemiddeld aantal gewone aandelen (GAAP)
















de base







577.498








576.431

dilué







581.190








580.442

EOG RESOURCES, INC.

Afstemming van afzonderlijke kasstromen

(Non vérifié; en milliers)













Berekening van de vrije kasstroom

(Non vérifié; en milliers)








De volgende grafiek combineert de periodes van drie maanden en negen maanden eindigend op 30 september 2019 en 2018 Netto Cash Aangeboden door operationele activiteiten (GAAP) met Discretionaire Cash Flow (Niet-GAAP). EOG gelooft dat deze presentatie nuttig kan zijn voor beleggers die de praktijk volgen van sommige brancheanalisten die nettokasgeld geleverd door operationele activiteiten aanpassen voor exploratiekosten (exclusief op aandelen gebaseerde compensatiekosten), andere langlopende inkomstenbelastingen – netto te ontvangen (te betalen), Veranderingen in componenten van werkkapitaal en andere activa en passiva, en veranderingen in componenten van werkkapitaal in verband met investerings- en financieringsactiviteiten. EOG definieert Free Cash Flow (Non-GAAP) voor een bepaalde periode als Discretionaire Cash Flow (Non-GAAP) (zie onderstaande aansluiting) voor een dergelijke periode minus de totale kasuitgaven vóór acquisities (Non-GAAP) gedurende een dergelijke periode en dividenden betaald (GAAP) gedurende die periode, zoals hieronder wordt geïllustreerd voor de drie maanden en negen maanden eindigend op 30 september 2019 en 2018. EOG-management gebruikt deze informatie voor vergelijkende doeleinden binnen de industrie.














Terminé trois mois


Neuf mois terminés


30 septembre


30 septembre


2019


2018


2019


2018













Netto contant geld verstrekt door operationele activiteiten (GAAP)

$

2.061.664


$

2.189.597


$

6.355.976


$

5.683.380













aanpassingen:












Exploratiekosten (exclusief op aandelen gebaseerde compensatiekosten)


29.374



27.032



85.250



96.716

Overige langlopende inkomstenbelastingen – netto te ontvangen (te betalen)


33.855



(129,941)



179,537



62,421

Changes in Components of Working Capital and Other Assets












and Liabilities












Accounts Receivable


(63,891)



243,778



5,855



553,529

les stocks


(66,857)



94,598



(55,598)



286,817

Accounts Payable


(7,400)



(81,548)



(134,253)



(537,525)

Accrued Taxes Payable


(34,767)



59,426



(88,047)



36,891

Other Assets


92,814



40,491



(394,573)



103,334

Other Liabilities


(39,791)



(38,392)



18,315



14,776

Changes in Components of Working Capital Associated with












Investing and Financing Activities


16,643



(122,763)



38,677



(95,484)













Discretionary Cash Flow (Non-GAAP)

$

2,021,644


$

2,282,278


$

6,011,139


$

6,204,855













Discretionary Cash Flow (Non-GAAP) – Percentage Decrease


-11%






-3%




























Discretionary Cash Flow (Non-GAAP)

$

2,021,644


$

2,282,278


$

6,011,139


$

6,204,855

Less:












Total Cash Capital Expenditures Before Acquisitions (Non-GAAP)(a)


(1,518,019)



(1,671,922)



(4,846,221)



(4,869,951)

Dividends Paid (GAAP)


(166,170)



(107,465)



(420,851)



(311,075)

Free Cash Flow (Non-GAAP)

$

337,455


$

502,891


$

744,067


$

1,023,829

























(a) See below reconciliation of Total Expenditures (GAAP) to Total Cash Expenditures Excluding Acquisitions (Non-GAAP) for the three-months and nine-month periods ended September 30, 2019 and 2018:













Total Expenditures (GAAP)

$

1,629,343


$

1,828,348


$

5,394,389


$

5,201,921

Less:












Asset Retirement Costs


(90,970)



(10,834)



(151,551)



(41,789)

Non-Cash Expenditures of Other Property, Plant and Equipment




(1,257)



(586)



(48,937)

Non-Cash Acquisition Costs of Unproved Properties


(10,666)



(101,821)



(64,387)



(161,823)

Acquisition Costs of Proved Properties


(9,688)



(42,514)



(331,644)



(79,421)

Total Cash Capital Expenditures Before Acquisitions (Non-GAAP)

$

1,518,019


$

1,671,922


$

4,846,221


$

4,869,951




EOG RESOURCES, INC.

Total Expenditures

(Unaudited; in millions)



Terminé trois mois


Neuf mois terminés


30 septembre


30 septembre


2019


2018


2019


2018









Exploration and Development Drilling

$1,173


$1,340


$3,865


$3,843

équipement

161


178


499


518

Leasehold Acquisitions

56


159


201


331

Property Acquisitions

10


42


332


79

Capitalized Interest

10


7


28


18

Subtotal

1,410


1,726


4,925


4,789

Exploration Costs

34


33


103


115

Dry Hole Costs

24



28


5

Exploration and Development Expenditures

1,468


1,759


5,056


4,909

Asset Retirement Costs

91


11


151


42

Total Exploration and Development Expenditures

1,559


1,770


5,207


4,951

Other Property, Plant and Equipment

70


58


187


251

Total Expenditures

$1,629


$1,828


$5,394


$5,202




EOG RESOURCES, INC.

Reconciliation of Adjusted EBITDAX

(Non vérifié; en milliers)













The following chart adjusts the three-month and nine-month periods ended September 30, 2019 and 2018 reported Net Income (GAAP) to Earnings Before Interest Expense (Net), Income Taxes (Income Tax Provision), Depreciation, Depletion and Amortization, Exploration Costs, Dry Hole Costs and Impairments (EBITDAX) (Non-GAAP) and further adjusts such amount to reflect actual net cash received from (payments for) settlements of commodity derivative contracts by eliminating the unrealized mark-to-market (MTM) (gains) losses from these transactions and to eliminate the (gains) losses on asset dispositions (Net).  EOG believes this presentation may be useful to investors who follow the practice of some industry analysts who adjust reported Net Income (GAAP) to add back Interest Expense (Net), Income Taxes (Income Tax Provision), Depreciation, Depletion and Amortization, Exploration Costs, Dry Hole Costs and Impairments and further adjust such amount to match realizations to production settlement months and make certain other adjustments to exclude non-recurring and certain other items.  EOG management uses this information for purposes of comparing its financial performance with the financial performance of other companies in the industry.














Terminé trois mois


Neuf mois terminés


30 septembre


30 septembre


2019


2018


2019


2018













Net Income (GAAP)

$

615,122


$

1,190,952


$

2,098,389


$

2,526,272













Adjustments:












Interest Expense, Net


39,620



63,632



144,434



189,032

Income Tax Provision


182,335



255,411



615,670



626,386

Depreciation, Depletion and Amortization


953,597



918,180



2,790,496



2,515,445

Exploration Costs


34,540



32,823



103,386



115,137

Dry Hole Costs


24,138



358



28,001



5,260

Impairments


105,275



44,617



289,761



160,934

EBITDAX (Non-GAAP)


1,954,627



2,505,973



6,070,137



6,138,466

Total (Gains) Losses on MTM Commodity Derivative Contracts


(85,902)



52,081



(242,622)



297,735

Net Cash Received from (Payments for) Settlements of Commodity
Derivative Contracts


108,418



(91,894)



139,708



(180,228)

(Gains) Losses on Asset Dispositions, Net


523



(115,944)



(3,650)



(94,658)













Adjusted EBITDAX (Non-GAAP)

$

1,977,666


$

2,350,216


$

5,963,573


$

6,161,315













Adjusted EBITDAX (Non-GAAP) – Percentage Decrease


-16%






-3%




EOG RESOURCES, INC.

Reconciliation of Net Debt and Total Capitalization

Calculation of Net Debt-to-Total Capitalization Ratio

(Unaudited; in millions, except ratio data)










The following chart reconciles Current and Long-Term Debt (GAAP) to Net Debt (Non-GAAP) and Total Capitalization (GAAP) to Total Capitalization (Non-GAAP), as used in the Net Debt-to-Total Capitalization ratio calculation.  A portion of the cash is associated with international subsidiaries; tax considerations may impact debt paydown.  EOG believes this presentation may be useful to investors who follow the practice of some industry analysts who utilize Net Debt and Total Capitalization (Non-GAAP) in their Net Debt-to-Total Capitalization ratio calculation.  EOG management uses this information for comparative purposes within the industry.











À


À


À


30 septembre


31 décembre


30 septembre


2019


2018


2018










Total Stockholders' Equity – (a)

$

21,124


$

19,364


$

18,538










Current and Long-Term Debt (GAAP) – (b)


5,177



6,083



6,435

Less: Cash


(1,583)



(1,556)



(1,274)

Net Debt (Non-GAAP) – (c)


3,594



4,527



5,161










Total Capitalization (GAAP) – (a) + (b)

$

26,301


$

25,447


$

24,973










Total Capitalization (Non-GAAP) – (a) + (c)

$

24,718


$

23,891


$

23,699










Debt-to-Total Capitalization (GAAP) – (b) / ((a) + (b))


20%



24%



26%










Net Debt-to-Total Capitalization (Non-GAAP) – (c) / ((a) + (c))


15%



19%



22%

EOG RESOURCES, INC.

Reconciliation of Total Exploration and Development Expenditures

For Drilling Only and Total Exploration and Development Expenditures

Calculation of Reserve Replacement Costs ($ / BOE)

(Unaudited; in millions, except ratio data)











The following chart reconciles Total Costs Incurred in Exploration and Development Activities (GAAP) to Total Exploration and Development Expenditures for Drilling Only (Non-GAAP) and Total Exploration and Development Expenditures (Non-GAAP), as used in the calculation of Reserve Replacement Costs per Boe.  There are numerous ways that industry participants present Reserve Replacement Costs, including "Drilling Only" and "All-In", which reflect total exploration and development expenditures divided by total net proved reserve additions from extensions and discoveries only, or from all sources.  Combined with Reserve Replacement, these statistics provide management and investors with an indication of the results of the current year capital investment program.  Reserve Replacement Cost statistics are widely recognized and reported by industry participants and are used by EOG management and other third parties for comparative purposes within the industry.  Please note that the actual cost of adding reserves will vary from the reported statistics due to timing differences in reserve bookings and capital expenditures.  Accordingly, some analysts use three or five year averages of reported statistics, while others prefer to estimate future costs.  EOG has not included future capital costs to develop proved undeveloped reserves in exploration and development expenditures.












2018


2017


2016


2015


2014






Total Costs Incurred in Exploration and Development Activities (GAAP)

$6,419.7


$4,439.4


$ 6,445.2


$4,928.3


$7,904.8

Less:  Asset Retirement Costs

(69.7)


(55.6)


19.9


(53.5)


(195.6)

Non-Cash Acquisition Costs of Unproved Properties

(290.5)


(255.7)


(3,101.8)



Acquisition Costs of Proved Properties

(123.7)


(72.6)


(749.0)


(480.6)


(139.1)

Total Exploration and Development Expenditures for Drilling Only (Non-GAAP) (a)

$5,935.8


$4,055.5


$ 2,614.3


$4,394.2


$7,570.1











Total Costs Incurred in Exploration and Development Activities (GAAP)

$6,419.7


$4,439.4


$ 6,445.2


$4,928.3


$7,904.8

Less:  Asset Retirement Costs

(69.7)


(55.6)


19.9


(53.5)


(195.6)

Non-Cash Acquisition Costs of Unproved Properties

(290.5)


(255.7)


(3,101.8)



Non-Cash Acquisition Costs of Proved Properties

(70.9)


(26.2)


(732.3)



Total Exploration and Development Expenditures (Non-GAAP) (b)

$5,988.6


$4,101.9


$ 2,631.0


$4,874.8


$7,709.2











Net Proved Reserve Additions From All Sources – Oil Equivalents (MMBoe)










Revisions Due to Price (c)

34.8


154.0


(100.7)


(573.8)


52.2

Revisions Other Than Price

(39.5)


48.0


252.9


107.2


48.4

Purchases in Place

11.6


2.3


42.3


56.2


14.4

Extensions, Discoveries and Other Additions (d)

669.7


420.8


209.0


245.9


519.2

Total Proved Reserve Additions (e)

676.6


625.1


403.5


(164.5)


634.2

Sales in Place

(10.8)


(20.7)


(167.6)


(3.5)


(36.3)

Net Proved Reserve Additions From All Sources (f)

665.8


604.4


235.9


(168.0)


597.9











Production (g)

265.0


224.4


207.1


211.2


219.1











RESERVE REPLACEMENT COSTS ($ / Boe)










Total Drilling, Before Revisions (a / d)

$    8.86


$    9.64


$   12.51


$  17.87


$  14.58

All-in Total, Net of Revisions (b / e)

$    8.85


$    6.56


$     6.52


$(29.63)


$  12.16

All-in Total, Excluding Revisions Due to Price (b / (e – c))

$    9.33


$    8.71


$     5.22


$  11.91


$  13.25

EOG RESOURCES, INC.

Crude Oil and Natural Gas Financial Commodity

Derivative Contracts





EOG accounts for financial commodity derivative contracts using the mark-to-market accounting method.  Prices received by EOG for its crude oil production generally vary from NYMEX West Texas Intermediate prices due to adjustments for delivery location (basis) and other factors.  EOG has entered into crude oil basis swap contracts in order to fix the differential between pricing in Midland, Texas, and Cushing, Oklahoma (Midland Differential).  Presented below is a comprehensive summary of EOG's Midland Differential basis swap contracts through October 29, 2019.  The weighted average price differential expressed in $/Bbl represents the amount of reduction to Cushing, Oklahoma, prices for the notional volumes expressed in Bbld covered by the basis swap contracts.









Midland Differential Basis Swap Contracts




Weighted




Average Price


Volume


Differential


(Bbld)


($/Bbl)

2019




January 1, 2019 through November 30, 2019 (closed)

20,000


$           1.075

December 2019

20,000


1.075









EOG has also entered into crude oil basis swap contracts in order to fix the differential between pricing in the U.S. Gulf Coast and Cushing, Oklahoma (Gulf Coast Differential).  Presented below is a comprehensive summary of EOG's Gulf Coast Differential basis swap contracts through October 29, 2019.  The weighted average price differential expressed in $/Bbl represents the amount of addition to Cushing, Oklahoma, prices for the notional volumes expressed in Bbld covered by the basis swap contracts.









Gulf Coast Differential Basis Swap Contracts




Weighted




Average Price


Volume


Differential


(Bbld)


($/Bbl)

2019




January 1, 2019 through November 30, 2019 (closed)

13,000


$           5.572

December 2019

13,000


5.572









Presented below is a comprehensive summary of EOG's crude oil price swap contracts through October 29, 2019, with notional volumes expressed in Bbld and prices expressed in $/Bbl.









Crude Oil Price Swap Contracts




Weighted


Volume


Average Price


(Bbld)


($/Bbl)

2019




April 2019 (closed)

25,000


$           60.00

May 1, 2019 through September 30, 2019 (closed)

150,000


62.50

October 1, 2019 through December 31, 2019

150,000


62.50









Prices received by EOG for its natural gas production generally vary from NYMEX Henry Hub prices due to adjustments for delivery location (basis) and other factors.  EOG has entered into natural gas basis swap contracts in order to fix the differential between pricing in the Rocky Mountain area and NYMEX Henry Hub prices (Rockies Differential).  Presented below is a comprehensive summary of EOG's Rockies Differential basis swap contracts through October 29, 2019.  The weighted average price differential expressed in $/MMBtu represents the amount of reduction to NYMEX Henry Hub prices for the notional volumes expressed in MMBtud covered by the basis swap contracts.









Rockies Differential Basis Swap Contracts




Weighted




Average Price


Volume


Differential


(MMBtud)


($/MMBtu)

2020




January 1, 2020 through December 31, 2020

30,000


$           0.549









Presented below is a comprehensive summary of EOG's natural gas price swap contracts through October 29, 2019, with notional volumes expressed in MMBtud and prices expressed in $/MMBtu.









Natural Gas Price Swap Contracts




Weighted


Volume


Average Price


(MMBtud)


($/MMBtu)

2019




April 1, 2019 through October 31, 2019 (closed)

250,000


$             2.90



Définitions


Bbld

Barrels per day

$/Bbl

Dollars per barrel

MMBtud

Million British thermal units per day

$/MMBtu

Dollars per million British thermal units

NYMEX

U.S. New York Mercantile Exchange

EOG RESOURCES, INC.

Direct After-Tax Rate of Return (ATROR)


The calculation of our direct after-tax rate of return (ATROR) with respect to our capital expenditure program for a particular play or well is based on the estimated recoverable reserves ("net" to EOG's interest) for all wells in such play or such well (as the case may be), the estimated net present value (NPV) of the future net cash flows from such reserves (for which we utilize certain assumptions regarding future commodity prices and operating costs) and our direct net costs incurred in drilling or acquiring (as the case may be) such wells or well (as the case may be).  As such, our direct ATROR with respect to our capital expenditures for a particular play or well cannot be calculated from our consolidated financial statements.



Direct ATROR

Based on Cash Flow and Time Value of Money

– Estimated future commodity prices and operating costs

– Costs incurred to drill, complete and equip a well, including facilities

Excludes Indirect Capital

– Gathering and Processing and other Midstream

– Land, Seismic, Geological and Geophysical


Payback ~12 Months on 100% Direct ATROR Wells

First Five Years ~1/2 Estimated Ultimate Recovery Produced but ~3/4 of NPV Captured



Return on Equity / Return on Capital Employed

Based on GAAP Accrual Accounting

Includes All Indirect Capital and Growth Capital for Infrastructure

– Eagle Ford, Bakken, Permian Facilities

– Gathering and Processing

Includes Legacy Gas Capital and Capital from Mature Wells

EOG RESOURCES, INC.

Reconciliation of After-Tax Net Interest Expense, Adjusted Net Income,

Net Debt and Total Capitalization

Calculations of Return on Capital Employed and Return on Equity

(Unaudited; in millions, except ratio data)










The following chart reconciles Net Interest Expense (GAAP), Net Income (GAAP), Current and Long-Term Debt (GAAP) and Total Capitalization (GAAP) to After-Tax Net Interest Expense (Non-GAAP), Adjusted Net Income (Non-GAAP), Net Debt (Non-GAAP) and Total Capitalization (Non-GAAP), respectively, as used in the Return on Capital Employed (ROCE) and Return on Equity (ROE) calculations.  EOG believes this presentation may be useful to investors who follow the practice of some industry analysts who utilize After-Tax Net Interest Expense, Adjusted Net Income, Net Debt and Total Capitalization (Non-GAAP) in their ROCE and ROE calculations.  EOG management uses this information for purposes of comparing its financial performance with the financial performance of other companies in the industry.












2018



2017




Return on Capital Employed (ROCE) (Non-GAAP)


















Net Interest Expense (GAAP)

$

245







Tax Benefit Imputed (based on 21%)


(51)







After-Tax Net Interest Expense (Non-GAAP) – (a)

$

194
















Net Income (GAAP) – (b)

$

3,419







Adjustments to Net Income, Net of Tax (See Accompanying
Schedule)


(201)

(1)






Adjusted Net Income (Non-GAAP) – (c)

$

3,218
















Total Stockholders' Equity – (d)

$

19,364


$

16,283













Average Total Stockholders' Equity * – (e)

$

17,824
















Current and Long-Term Debt (GAAP) – (f)

$

6,083


$

6,387




Less: Cash


(1,556)



(834)




Net Debt (Non-GAAP) – (g)

$

4,527


$

5,553













Total Capitalization (GAAP) – (d) + (f)

$

25,447


$

22,670













Total Capitalization (Non-GAAP) – (d) + (g)

$

23,891


$

21,836













Average Total Capitalization (Non-GAAP) * – (h)

$

22,864
















ROCE (GAAP Net Income) – ((a) + (b)) / (h)


15.8%
















ROCE (Non-GAAP Adjusted Net Income) – ((a) + (c)) / (h)


14.9%
















Return on Equity (ROE)


















ROE (GAAP Net Income) – (b) / (e)


19.2%
















ROE (Non-GAAP Adjusted Net Income) – (c) / (e)


18.1%
















* Average for the current and immediately preceding year



















Adjustments to Net Income (GAAP)



























(1) See below schedule for detail of adjustments to Net Income (GAAP) in 2018:












Year Ended December 31, 2018



Avant



Income Tax



Na



Tax



Impact



Tax

Adjustments:









Add:   Mark-to-Market Commodity Derivative Contracts Impact

$

(93)


$

20


$

(73)

Add:   Impairments of Certain Assets


153



(34)



119

Less:   Net Gains on Asset Dispositions


(175)



38



(137)

Less:  Tax Reform Impact




(110)



(110)

Total

$

(115)


$

(86)


$

(201)

EOG RESOURCES, INC.

Reconciliation of After-Tax Net Interest Expense,

Net Debt and Total Capitalization

Calculation of Return on Capital Employed

(Unaudited; in millions, except ratio data)












The following chart reconciles Net Interest Expense (GAAP), Current and Long-Term Debt (GAAP) and Total Capitalization (GAAP) to After-Tax Net Interest Expense (Non-GAAP), Net Debt (Non-GAAP) and Total Capitalization (Non-GAAP), respectively, as used in the Return on Capital Employed (ROCE) (Non-GAAP) calculation.  EOG believes this presentation may be useful to investors who follow the practice of some industry analysts who utilize After-Tax Net Interest Expense, Net Debt and Total Capitalization (Non-GAAP) in their ROCE calculation.  EOG management uses this information for purposes of comparing its financial performance with the financial performance of other companies in the industry.














2017


2016


2015


2014


2013

Return on Capital Employed (ROCE) (Non-GAAP)











(Calculated Using GAAP Net Income)






















Net Interest Expense (GAAP)

$

274

$

282

$

237

$

201

$

235

Tax Benefit Imputed (based on 35%)


(96)


(99)


(83)


(70)


(82)

After-Tax Net Interest Expense (Non-GAAP) – (a)

$

178

$

183

$

154

$

131

$

153












Net Income (Loss) (GAAP) – (b)

$

2,583

$

(1,097)

$

(4,525)

$

2,915

$

2,197












Total Stockholders' Equity – (d)

$

16,283

$

13,982

$

12,943

$

17,713

$

15,418












Average Total Stockholders' Equity * – (e)

$

15,133

$

13,463

$

15,328

$

16,566

$

14,352












Current and Long-Term Debt (GAAP) – (f)

$

6,387

$

6,986

$

6,655

$

5,906

$

5,909

Less: Cash


(834)


(1,600)


(719)


(2,087)


(1,318)

Net Debt (Non-GAAP) – (g)

$

5,553

$

5,386

$

5,936

$

3,819

$

4,591












Total Capitalization (GAAP) – (d) + (f)

$

22,670

$

20,968

$

19,598

$

23,619

$

21,327












Total Capitalization (Non-GAAP) – (d) + (g)

$

21,836

$

19,368

$

18,879

$

21,532

$

20,009












Average Total Capitalization (Non-GAAP) * – (h)

$

20,602

$

19,124

$

20,206

$

20,771

$

19,365












ROCE (GAAP Net Income) – ((a) + (b)) / (h)


13.4%


-4.8%


-21.6%


14.7%


12.1%












Return on Equity (ROE) (GAAP)






















ROE (GAAP Net Income) – (b) / (e)


17.1%


-8.1%


-29.5%


17.6%


15.3%























* Average for the current and immediately preceding year























EOG RESOURCES, INC.

Reconciliation of After-Tax Net Interest Expense,

Net Debt and Total Capitalization

Calculation of Return on Capital Employed

(Unaudited; in millions, except ratio data)












The following chart reconciles Net Interest Expense (GAAP), Current and Long-Term Debt (GAAP) and Total Capitalization (GAAP) to After-Tax Net Interest Expense (Non-GAAP), Net Debt (Non-GAAP) and Total Capitalization (Non-GAAP), respectively, as used in the Return on Capital Employed (ROCE) (Non-GAAP) calculation.  EOG believes this presentation may be useful to investors who follow the practice of some industry analysts who utilize After-Tax Net Interest Expense, Net Debt and Total Capitalization (Non-GAAP) in their ROCE calculation.  EOG management uses this information for purposes of comparing its financial performance with the financial performance of other companies in the industry.














2012


2011


2010


2009


2008

Return on Capital Employed (ROCE) (Non-GAAP)











(Calculated Using GAAP Net Income)






















Net Interest Expense (GAAP)

$

214

$

210

$

130

$

101

$

52

Tax Benefit Imputed (based on 35%)


(75)


(74)


(46)


(35)


(18)

After-Tax Net Interest Expense (Non-GAAP) – (a)

$

139

$

136

$

84

$

66

$

34












Net Income (Loss) (GAAP) – (b)

$

570

$

1,091

$

161

$

547

$

2,437












Total Stockholders' Equity – (d)

$

13,285

$

12,641

$

10 232

$

9,998

$

9,015












Average Total Stockholders' Equity * – (e)

$

12,963

$

11,437

$

10,115

$

9,507

$

8,003












Current and Long-Term Debt (GAAP) – (f)

$

6,312

$

5,009

$

5,223

$

2,797

$

1,897

Less: Cash


(876)


(616)


(789)


(686)


(331)

Net Debt (Non-GAAP) – (g)

$

5,436

$

4,393

$

4,434

$

2,111

$

1,566












Total Capitalization (GAAP) – (d) + (f)

$

19,597

$

17,650

$

15,455

$

12,795

$

10,912












Total Capitalization (Non-GAAP) – (d) + (g)

$

18,721

$

17,034

$

14,666

$

12,109

$

10,581












Average Total Capitalization (Non-GAAP) * – (h)

$

17,878

$

15,850

$

13,388

$

11,345

$

9,351












ROCE (GAAP Net Income) – ((a) + (b)) / (h)


4.0%


7.7%


1,8%


5.4%


26.4%












Return on Equity (ROE) (GAAP)






















ROE (GAAP Net Income) – (b) / (e)


4.4%


9.5%


1.6%


5.8%


30.5%























* Average for the current and immediately preceding year























EOG RESOURCES, INC.

Reconciliation of After-Tax Net Interest Expense,

Net Debt and Total Capitalization

Calculation of Return on Capital Employed

(Unaudited; in millions, except ratio data)












The following chart reconciles Net Interest Expense (GAAP), Current and Long-Term Debt (GAAP) and Total Capitalization (GAAP) to After-Tax Net Interest Expense (Non-GAAP), Net Debt (Non-GAAP) and Total Capitalization (Non-GAAP), respectively, as used in the Return on Capital Employed (ROCE) (Non-GAAP) calculation.  EOG believes this presentation may be useful to investors who follow the practice of some industry analysts who utilize After-Tax Net Interest Expense, Net Debt and Total Capitalization (Non-GAAP) in their ROCE calculation.  EOG management uses this information for purposes of comparing its financial performance with the financial performance of other companies in the industry.














2007


2006


2005


2004


2003

Return on Capital Employed (ROCE) (Non-GAAP)











(Calculated Using GAAP Net Income)






















Net Interest Expense (GAAP)

$

47

$

43

$

63

$

63

$

59

Tax Benefit Imputed (based on 35%)


(16)


(15)


(22)


(22)


(21)

After-Tax Net Interest Expense (Non-GAAP) – (a)

$

31

$

28

$

41

$

41

$

38












Net Income (Loss) (GAAP) – (b)

$

1,090

$

1,300

$

1,260

$

625

$

430












Total Stockholders' Equity – (d)

$

6,990

$

5,600

$

4,316

$

2,945

$

2,223












Average Total Stockholders' Equity * – (e)

$

6,295

$

4,958

$

3,631

$

2,584

$

1,948












Current and Long-Term Debt (GAAP) – (f)

$

1,185

$

733

$

985

$

1,078

$

1,109

Less: Cash


(54)


(218)


(644)


(21)


(4)

Net Debt (Non-GAAP) – (g)

$

1,131

$

515

$

341

$

1,057

$

1,105












Total Capitalization (GAAP) – (d) + (f)

$

8,175

$

6,333

$

5,301

$

4,023

$

3,332












Total Capitalization (Non-GAAP) – (d) + (g)

$

8,121

$

6,115

$

4,657

$

4,002

$

3,328












Average Total Capitalization (Non-GAAP) * – (h)

$

7,118

$

5,386

$

4,330

$

3,665

$

3,068












ROCE (GAAP Net Income) – ((a) + (b)) / (h)


15.7%


24.7%


30.0%


18.2%


15.3%












Return on Equity (ROE) (GAAP)






















ROE (GAAP Net Income) – (b) / (e)


17.3%


26.2%


34.7%


24.2%


22.1%























* Average for the current and immediately preceding year























EOG RESOURCES, INC.

Reconciliation of After-Tax Net Interest Expense,

Net Debt and Total Capitalization

Calculation of Return on Capital Employed

(Unaudited; in millions, except ratio data)












The following chart reconciles Net Interest Expense (GAAP), Current and Long-Term Debt (GAAP) and Total Capitalization (GAAP) to After-Tax Net Interest Expense (Non-GAAP), Net Debt (Non-GAAP) and Total Capitalization (Non-GAAP), respectively, as used in the Return on Capital Employed (ROCE) (Non-GAAP) calculation.  EOG believes this presentation may be useful to investors who follow the practice of some industry analysts who utilize After-Tax Net Interest Expense, Net Debt and Total Capitalization (Non-GAAP) in their ROCE calculation.  EOG management uses this information for purposes of comparing its financial performance with the financial performance of other companies in the industry.














2002


2001


2000


1999


1998

Return on Capital Employed (ROCE) (Non-GAAP)











(Calculated Using GAAP Net Income)






















Net Interest Expense (GAAP)

$

60

$

45

$

61

$

62



Tax Benefit Imputed (based on 35%)


(21)


(16)


(21)


(22)



After-Tax Net Interest Expense (Non-GAAP) – (a)

$

39

$

29

$

40

$

40














Net Income (Loss) (GAAP) – (b)

$

87

$

399

$

397

$

569














Total Stockholders' Equity – (d)

$

1,672

$

1,643

$

1,381

$

1,130

$

1,280












Average Total Stockholders' Equity * – (e)

$

1,658

$

1,512

$

1,256

$

1,205














Current and Long-Term Debt (GAAP) – (f)

$

1,145

$

856

$

859

$

990

$

1,143

Less: Cash


(10)


(3)


(20)


(25)


(6)

Net Debt (Non-GAAP) – (g)

$

1,135

$

853

$

839

$

965

$

1,137












Total Capitalization (GAAP) – (d) + (f)

$

2,817

$

2,499

$

2240

$

2,120

$

2,423












Total Capitalization (Non-GAAP) – (d) + (g)

$

2,807

$

2,496

$

2,220

$

2,095

$

2,417












Average Total Capitalization (Non-GAAP) * – (h)

$

2,652

$

2,358

$

2,158

$

2,256














ROCE (GAAP Net Income) – ((a) + (b)) / (h)


4.8%


18.2%


20.2%


27.0%














Return on Equity (ROE) (GAAP)






















ROE (GAAP Net Income) – (b) / (e)


5.2%


26.4%


31.6%


47.2%

























* Average for the current and immediately preceding year

EOG RESOURCES, INC.

Cash Operating Expenses per Barrel of Oil Equivalent (Boe)

(Unaudited; in thousands, except per Boe amounts)



























Terminé trois mois


Neuf mois terminés






30 septembre


30 septembre






2019


2018


2019


2018
















Cash Operating Expenses (GAAP)*












Lease and Well


$   348,883


$   321,568


$1,032,455


$   936,236




Transportation Costs


199,365


196,027


549,988


550,781




General and Administrative


135,758


111,284


364,210


310,065




Cash Operating Expenses


684,006


628,879


1,946,653


1,797,082




Less:  Non-GAAP Adjustments








Adjusted Cash Operating Expenses (Non-GAAP) – (a)


$   684,006


$   628,879


$1,946,653


$1,797,082
















Volume – Thousand Barrels of Oil Equivalent – (b)


76,748


68,890


220,334


192,182
















Adjusted Cash Operating Expenses Per Boe (Non-GAAP) – (a) / (b)


$        8.92

(c)

$        9.13

(d)

$        8.84

(e)

$        9.35

(f)















Adjusted Cash Operating Expenses Per Boe (Non-GAAP) –
Percentage Decrease












Three Months Ended September 30, 2019 compared to Three Months
Ended September 30, 2018 – ((c) – (d)) / (d)


-2%










Nine Months Ended September 30, 2019 compared to Nine Months Ended
September 30, 2018 – ((e) – (f)) / (f)


-6%






















* Includes stock compensation expense and other non-cash items.




































EOG RESOURCES, INC.

Cash Operating Expenses per Barrel of Oil Equivalent (Boe)

(Unaudited; in thousands, except per Boe amounts)



























Year Ended




31 décembre




2018


2017


2016


2015


2014














Cash Operating Expenses (GAAP)*












Lease and Well


$1,282,678


$1,044,847


$   927,452


$1,182,282


$1,416,413


Transportation Costs


746,876


740,352


764,106


849,319


972,176


General and Administrative


426,969


434,467


394,815


366,594


402,010


Cash Operating Expenses


2,456,523


2,219,666


2,086,373


2,398,195


2,790,599


Less:  Legal Settlement – Early Leasehold Termination



(10,202)



(19,355)



Less:  Voluntary Retirement Expense




(42,054)




Less:  Acquisition Costs – Yates Transaction




(5,100)




Less:  Joint Venture Transaction Costs



(3,056)





Less:  Joint Interest Billings Deemed Uncollectible



(4,528)





Adjusted Cash Operating Expenses (Non-GAAP) – (a)


$2,456,523


$2,201,880


$2,039,219


$2,378,840


$2,790,599














Volume – Thousand Barrels of Oil Equivalent – (b)


262,516


222,251


204,929


208,862


217,073














Adjusted Cash Operating Expenses Per Boe (Non-GAAP) – (a) / (b)


$        9.36

(c)

$        9.91

(d)

$        9.95

(e)

$      11.39

(f)

$      12.86

(g)













Adjusted Cash Operating Expenses Per Boe (Non-GAAP) –
Percentage Decrease












2018 compared to 2017 – ((c) – (d)) / (d)


-6%










2018 compared to 2016 – ((c) – (e)) / (e)


-6%










2018 compared to 2015 – ((c) – (f)) / (f)


-18%










2018 compared to 2014 – ((c) – (g)) / (g)


-27%






















* Includes stock compensation expense and other non-cash items.












EOG RESOURCES, INC.

Cost per Barrel of Oil Equivalent (Boe)

(Unaudited; in thousands, except per Boe amounts)






















Terminé trois mois


Year-to-Date




March 31,


June 30,


30 septembre


30 septembre




2019


2019


2019


2019













Volume – Thousand Barrels of Oil Equivalent – (a)

69,623


73,964


76,748


220,334













Crude Oil and Condensate

$    2,200,403


$  2,528,866


$     2,418,989


$     7,148,258



Natural Gas Liquids

218,638


186,374


164,736


569,748



Natural Gas

334,972


269,892


269,625


874,489



Total Wellhead Revenues – (b)

$    2,754,013


$  2,985,132


$     2,853,350


$     8,592,495













Operating Costs










Lease and Well

$      336,291


$    347,281


$        348,883


$     1,032,455



Transportation Costs

176,522


174,101


199,365


549,988



Gathering and Processing Costs

111,295


112,643


127,549


351,487



General and Administrative

106,672


121,780


135,758


364,210



Taxes Other Than Income

192,906


204,414


203,098


600,418



Interest Expense, Net

54,906


49,908


39,620


144,434



Total Cash Operating Cost (excluding DD&A and Total
Exploration Costs) – (c)

$      978,592


$  1,010,127


$     1,054,273


$     3,042,992













Depreciation, Depletion and Amortization (DD&A)

879,595


957,304


953,597


2,790,496



Total Operating Cost (excluding Total Exploration Costs) – (d)

$    1,858,187


$  1,967,431


$     2,007,870


$     5,833,488













Exploration Costs

$        36,324


$      32,522


$          34,540


$        103,386



Dry Hole Costs

94


3,769


24,138


28,001



Impairments

72,356


112,130


105,275


289,761



Total Exploration Costs

108,774


148,421


163,953


421,148



Less:  Certain Impairments (Non-GAAP)

(23,745)


(65,289)


(27,215)


(116,249)



Total Exploration Costs (Non-GAAP)

$        85,029


$      83,132


$        136,738


$        304,899













Total Operating Cost (Non-GAAP) (including Total
Exploration Costs) – (e)

$    1,943,216


$  2,050,563


$     2,144,608


$     6,138,387













Composite Average Wellhead Revenue per Boe – (b) / (a)

$          39.56


$        40.36


$            37.18


$            39.00













Total Cash Operating Cost per Boe (excluding DD&A
and Total Exploration Costs) – (c) / (a)

$          14.06


$        13.65


$            13.75


$            13.83













Composite Average Margin per Boe (excluding DD&A
and Total Exploration Costs) – ((b) / (a) – (c) / (a))

$          25.50


$        26.71


$            23.43


$            25.17













Total Operating Cost per Boe (excluding Total
Exploration Costs) – (d) / (a)

$          26.69


$        26.59


$            26.18


$            26.50













Composite Average  Margin per Boe (excluding Total
Exploration Costs) – ((b) / (a) – (d) / (a))

$          12.87


$        13.77


$            11.00


$            12.50













Total Operating Cost per Boe (Non-GAAP) (including
Total Exploration Costs) – (e) / (a)

$          27.91


$        27.72


$            27.97


$            27.88













Composite Average Margin per Boe (Non-GAAP)
(including Total Exploration Costs) – ((b) / (a) – (e) / (a))

$          11.65


$        12.64


$             9.21


$            11.12























EOG RESOURCES, INC.

Cost per Barrel of Oil Equivalent (Boe)

(Unaudited; in thousands, except per Boe amounts)






















Year Ended


31 décembre


2018


2017


2016


2015


2014











Volume – Thousand Barrels of Oil Equivalent – (a)

262,516


222,251


204,929


208,862


217,073











Crude Oil and Condensate

$    9,517,440


$  6,256,396


$     4,317,341


$     4,934,562


$    9,742,480

Natural Gas Liquids

1,127,510


729,561


437,250


407,658


934,051

Natural Gas

1,301,537


921,934


742,152


1,061,038


1,916,386

Total Wellhead Revenues – (b)

$  11,946,487


$  7,907,891


$     5,496,743


$     6,403,258


$  12,592,917











Operating Costs










Lease and Well

$    1,282,678


$  1,044,847


$        927,452


$     1,182,282


$    1,416,413

Transportation Costs

746,876


740,352


764,106


849,319


972,176

Gathering and Processing Costs

436,973


148,775


122,901


146,156


145,800











General and Administrative

426,969


434,467


394,815


366,594


402,010

Less:  Voluntary Retirement Expense



(42,054)



Less:  Acquisition Costs



(5,100)



Less:  Legal Settlement – Early Leasehold Termination


(10,202)



(19,355)


Less:  Joint Venture Transaction Costs


(3,056)




Less:  Joint Interest Billings Deemed Uncollectible


(4,528)




General and Administrative (Non-GAAP)

426,969


416,681


347,661


347,239


402,010











Taxes Other Than Income

772,481


544,662


349,710


421,744


757,564

Interest Expense, Net

245,052


274,372


281,681


237,393


201,458

Total Cash Operating Cost (Non-GAAP) (excluding DD&A
and Total Exploration Costs) – (c)

$    3,911,029


$  3,169,689


$     2,793,511


$     3,184,133


$    3,895,421











Depreciation, Depletion and Amortization (DD&A)

3,435,408


3,409,387


3,553,417


3,313,644


3,997,041

Total Operating Cost (Non-GAAP) (excluding Total
Exploration Costs) – (d)

$    7,346,437


$  6,579,076


$     6,346,928


$     6,497,777


$    7,892,462











Exploration Costs

$      148,999


$    145,342


$        124,953


$        149,494


$      184,388

Dry Hole Costs

5,405


4,609


10,657


14,746


48,490

Impairments

347,021


479,240


620,267


6,613,546


743,575

Total Exploration Costs

501,425


629,191


755,877


6,777,786


976,453

Less:  Certain Impairments (Non-GAAP)

(152,671)


(261,452)


(320,617)


(6,307,593)


(824,312)

Total Exploration Costs (Non-GAAP)

$      348,754


$    367,739


$        435,260


$        470,193


$      152,141











Total Operating Cost (Non-GAAP) (including Total
Exploration Costs) – (e)

$    7,695,191


$  6,946,815


$     6,782,188


$     6,967,970


$    8,044,603











Composite Average Wellhead Revenue per Boe – (b) / (a)

$          45.51


$        35.58


$            26.82


$            30.66


$          58.01











Total Cash Operating Cost per Boe (Non-GAAP)
(excluding DD&A and Total Exploration Costs) – (c) / (a)

$          14.90


$        14.25


$            13.64


$            15.25


$          17.95











Composite Average Margin per Boe (Non-GAAP) (excluding
DD&A and Total Exploration Costs) – ((b) / (a) – (c) / (a))

$          30.61


$        21.33


$            13.18


$            15.41


$          40.06











Total Operating Cost per Boe (Non-GAAP) (excluding
Total Exploration Costs) – (d) / (a)

$          27.99


$        29.59


$            30.98


$            31.11


$          36.38











Composite Average Margin per Boe (Non-GAAP)
(excluding Total Exploration Costs) – ((b) / (a) – (d) / (a))

$          17.52


$          5.99


$            (4.16)


$            (0.45)


$          21.63











Total Operating Cost per Boe (Non-GAAP) (including
Total Exploration Costs) – (e) / (a)

$          29.32


$        31.24


$            33.10


$            33.36


$          37.08











Composite Average Margin per Boe (Non-GAAP)
(including Total Exploration Costs) – ((b) / (a) – (e) / (a))

$          16.19


$          4.34


$            (6.28)


$            (2.70)


$          20.93

EOG RESOURCES, INC.

Fourth Quarter and Full Year 2019 Forecast and Benchmark Commodity Pricing













(a)  Fourth Quarter and Full Year 2019 Forecast


The forecast items for the fourth quarter and full year 2019 set forth below for EOG Resources, Inc. (EOG) are based on current available information and expectations as of the date of the accompanying press release.  EOG undertakes no obligation, other than as required by applicable law, to update or revise this forecast, whether as a result of new information, subsequent events, anticipated or unanticipated circumstances or otherwise.  This forecast, which should be read in conjunction with the accompanying press release and EOG's related Current Report on Form 8-K filing, replaces and supersedes any previously issued guidance or forecast.


(b)  Capital Expenditures


The forecast includes expenditures for Exploration and Development Drilling, Facilities, Leasehold Acquisitions, Capitalized Interest, Exploration Costs, Dry Hole Costs and Other Property, Plant and Equipment. The forecast excludes Property Acquisitions, Asset Retirement Costs and any Non-Cash Exchanges.


(c)  Benchmark Commodity Pricing


EOG bases United States and Trinidad crude oil and condensate price differentials upon the West Texas Intermediate crude oil price at Cushing, Oklahoma, using the simple average of the NYMEX settlement prices for each trading day within the applicable calendar month.


EOG bases United States natural gas price differentials upon the natural gas price at Henry Hub, Louisiana, using the simple average of the NYMEX settlement prices for the last three trading days of the applicable month.



Estimated Ranges


(Unaudited)



4Q 2019



Full Year 2019

Daily Sales Volumes












Crude Oil and Condensate Volumes (MBbld)












Etats Unis


459.5


469.5



453.3


455.8

Trinidad


0.4


0.6



0.6


0.7

Other International


0.0


0.2



0.1


0.1

Total


459.9


470.3



454.0


456.6













Natural Gas Liquids Volumes (MBbld)












Total


135.0


145.0



131.8


134.4













Natural Gas Volumes (MMcfd)












Etats Unis


1,085


1,145



1,054


1,069

Trinidad


225


255



256


264

Other International


34


38



36


37

Total


1,344


1438



1,346


1,370













Crude Oil Equivalent Volumes (MBoed)












Etats Unis


775.3


805.3



760.7


768.3

Trinidad


37.9


43.1



43.3


44.6

Other International


5.7


6.5



6.1


6.3

Total


818.9


854.9



810.1


819.2

























Capital Expenditures ($MM)

$

1,400

$

1,600


$

6,200

$

6,400














Estimated Ranges


(Unaudited)


4Q 2019



Full Year 2019

Operating Costs












Unit Costs ($/Boe)












Lease and Well

$

4.50

$

4.80


$

4,65

$

4.75

Transportation Costs

$

2.55

$

3.05


$

2,50

$

2.60

Depreciation, Depletion and Amortization

$

12.45

$

12.85


$

12.60

$

12.70













Expenses ($MM)












Exploration and Dry Hole

$

35

$

45


$

165

$

175

Impairment

$

95

$

105


$

270

$

280

General and Administrative

$

110

$

120


$

470

$

490

Gathering and Processing

$

130

$

140


$

480

$

490

Capitalized Interest

$

9

$

11


$

37

$

39

Net Interest

$

39

$

41


$

183

$

185













Taxes Other Than Income (% of Wellhead Revenue)


6.9%


7.3%



6.8%


7,2%













Income Taxes












Effective Rate


21%


26%



21%


26%

Current Tax (Benefit) / Expense ($MM)

$

(40)

$

0


$

(110)

$

(70)













Pricing – (Refer toBenchmark Commodity Pricingin text)












Crude Oil and Condensate ($/Bbl)












Differentials












United States – above (below) WTI

$

(1.85)

$

0.15


$

0.15

$

0.65

Trinidad – above (below) WTI

$

(11.00)

$

(9.00)


$

(10.00)

$

(9.00)

Other International – above (below) WTI

$

(1.00)

$

3.00


$

0.69

$

2.00













Natural Gas Liquids












Realizations as % of WTI


20%


28%



26%


28%













Natural Gas ($/Mcf)












Differentials












United States – above (below) NYMEX Henry Hub

$

(0.70)

$

(0.30)


$

(0.50)

$

(0.40)













Realizations












Trinidad

$

2,50

$

2.90


$

2.65

$

2.75

Other International

$

3.80

$

4.20


$

4.10

$

4.30



Définitions


$/Bbl

U.S. Dollars per barrel

$/Boe

U.S. Dollars per barrel of oil equivalent

$/Mcf

U.S. Dollars per thousand cubic feet

$MM

U.S. Dollars in millions

MBbld

Thousand barrels per day

Mboed

Thousand barrels of oil equivalent per day

MMcfd

Million cubic feet per day

NYMEX

U.S. New York Mercantile Exchange

WTI

West Texas Intermediate

SOURCE EOG Resources, Inc.

Liens connexes

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