نسخة معدلة من المكالمة الجماعية أو العرض التقديمي لأرباح GPOR 8-May-20 2:00 pm GMT

قبل أن أخوض في نتائجنا الفصلية ، أردت أن أتطرق إلى الخطوات التي اتخذناها في جولفبورت استجابة لوباء COVID-19 لحماية صحة وسلامة موظفينا ومقدمي الخدمات في استمرارية أعمالنا.

كجزء من خطة استمرارية أعمالنا ، انتقل جميع موظفي المكتب إلى العمل عن بُعد ، وظلوا ملتزمين تمامًا أثناء عملهم من المنزل واستمروا في الانخراط في أعمالنا اليومية. قام موظفو العمليات الميدانية لدينا بعمل رائع لضمان استمرار عملياتنا دون انقطاع كبير مع الحفاظ على العمليات الآمنة. لقد قمنا بتشكيل فريق عمل داخلي للعودة إلى العمل لوضع خطة تفصيلية لكيفية ومتى سنعود للعمل في مكاتبنا الفعلية ، ولكن لم يتم تحديد موعد محدد في هذا الوقت.

أولويتنا القصوى ستكون دائمًا سلامة وصحة موظفينا ومقاولينا ومجتمعاتنا التي نعمل فيها. بشكل عام ، أنا فخور للغاية بكيفية استجابتنا كمنظمة ، وأريد أن أشكر وأشكر جميع فرقنا على تركيزهم وتفانيهم ومثابرتهم خلال هذا الوقت الاستثنائي.

يتسبب جائحة COVID-19 في حدوث تباطؤ في كل من الاقتصاد العالمي والمحلي ، مما أدى إلى انخفاض حاد في الطلب على جميع أنواع الوقود الأحفوري المثقل بشدة في أسواق النفط والغاز الطبيعي. تم تداول أسعار النفط عند أدنى مستوياتها في 20 عامًا ، وأدى الانخفاض الكبير في الإنفاق الرأسمالي من نظرائنا المرجحين بالنفط إلى توقع انخفاض إنتاج الغاز المصاحب في الأشهر القادمة وربما حتى عام 2021. هذا الانخفاض المتوقع في الغاز المصاحب من النفط أدى الأقران المرجحون بالإضافة إلى انخفاض الإنفاق الرأسمالي من المنتجين المرجحين بالغاز في الولايات المتحدة إلى زيادة حديثة في أسعار الغاز الطبيعي ، خاصة عندما ننظر إلى القطاع في أواخر 2020 و 2021.

مع ما يقرب من 90 ٪ من إنتاجنا من الغاز الطبيعي ، نحن في وضع جيد للاستفادة من ارتفاع أسعار الغاز. نتوقع أن ينخفض ​​إنتاج الغاز الأمريكي خلال الأرباع العديدة القادمة ونعتقد أن هذا الانخفاض قد يؤدي إلى تشديد توازن العرض والطلب على الغاز ، خاصة إذا عاد الاقتصاد المحلي إلى حالة أكثر تطبيعًا على المدى القريب.

ومع ذلك ، ما زلنا حذرين حيث لا يزال هناك الكثير من المجهول يحيط بالتأثيرات قصيرة المدى وطويلة المدى لـ COVID-19 على الطلب المحلي على الغاز. نحن ندرك أيضًا استجابة العرض المحتملة حيث تقترب الأسعار من 3 دولارات.

بالنظر إلى كل هذه العوامل ، ما زلنا نعتقد أن أسعار الغاز الطبيعي على المدى المتوسط ​​ستظل محددة النطاق ومتسقة مع توقعاتنا السابقة من $ 2.60 إلى $ 2.90 لكل MMBtu. عندما نصل إلى هذه المستويات في الشريط الأمامي ، سنستفيد من التحوط في إنتاجنا المستقبلي ، حيث نستهدف حاليًا الطرف العلوي من هذا النطاق لعام 2021 ، وسأسمح لـ Quentin بتقديم المزيد من التفاصيل حول ما حصلنا عليه حتى الآن خلال الارتفاع الأخير في التسعير.

خلال هذه الأوقات غير المسبوقة ، نواصل تنفيذ ميزانيتنا الرأسمالية لعام 2020 التي وضعناها في فبراير وما زلنا ملتزمين بتحقيق أقصى قدر من التدفق النقدي ، وخفض التكاليف وضمان سيولة قوية خلال الفترة المتبقية من عام 2020.

بالنسبة للربع الأول ، أبلغنا عن حوالي 16.6 مليون دولار من صافي الدخل المعدل وولدنا 128.3 مليون دولار من الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك والإطفاء المعدلة. بلغ إجمالي التدفق النقدي التشغيلي لشركة جلفبورت قبل التغييرات في رأس المال العامل ، بما في ذلك النفقات المرسملة ، 86.7 مليون دولار أمريكي ، ونتيجة لبرنامج رأس المال المرجح لدينا ، نتج عنه إنفاق قدره 50 مليون دولار أمريكي للربع.

كما هو مخطط في ميزانيتنا الأصلية لعام 2020 ، حيث نقوم بتخفيض النشاط على مدار العام وانخفاض النفقات الرأسمالية ، نتوقع أن نبدأ في توليد التدفق النقدي المجاني خلال النصف الثاني من العام.

خلال الربع الأول من عام 2020 ، كما هو متوقع ، انخفض متوسط ​​إنتاجنا اليومي بعد انخفاض مستوى النشاط خلال الربع الرابع من عام 2019. وكان إنتاجنا أقل من المتوقع بنحو 5٪ ، ويرجع ذلك أساسًا إلى التأخير في وضع عدة آبار جديدة من Utica على الإنترنت خلال الربع. كانت هذه التأخيرات ناتجة عن مجموعة من قيود منتصف الطريق من جهة خارجية ، وسوء الأحوال الجوية وتغيير جدولنا التشغيلي.

جاءت نفقاتنا الرأسمالية المتكبدة للربع الأول أقل بكثير من التوقعات جزئياً بسبب نفس التحول في الجدول التشغيلي وكذلك استمرار مكاسب الحفر والإنجاز وانخفاض تكاليف الخدمة. نكرر ميزانيتنا الأصلية لاستثمار ما يقرب من 285 مليون دولار أمريكي إلى 310 مليون دولار أمريكي عبر قاعدة أصولنا خلال عام 2020 ونتوقع حاليًا أن تأتي عند أو أقل من الحد الأدنى لهذا النطاق.

نظرًا لانخفاض أسعار النفط والغاز الطبيعي جدًا ، نخطط لإغلاق جزء من إنتاجنا المشغل في الأشهر القليلة المقبلة ، بما في ذلك عدد كبير من الآبار المنتجة رأسيًا في SCOOP. نتوقع أن تؤثر عمليات الإغلاق هذه على إنتاجنا على المدى القريب بأقل من 20 مليون قدم مكعب من مكافئ الغاز يوميًا ، وسنستمر في مراقبة التسعير يوميًا ، ومن المحتمل أن يتم تمديد عمليات الإغلاق إذا كانت الأسعار تضمن ذلك.

كما ذكرنا سابقًا ، هذه أوقات غير مسبوقة ونواصل تقييم ليس فقط استجابتنا ، ولكن أيضًا استجابة المنتجين الآخرين. هناك الكثير من عدم اليقين حول أحجام الغاز المصاحبة والتأثير العام لما يمكن أن نراه من عمليات الإغلاق خلال عام 2020 على كل من أصولنا المشغلة وأصول شركائنا غير المشغلين.

بينما نجلس هنا مع ربع السنة في الكتب وتحسن ملحوظ في أسعار الغاز الطبيعي أمامنا – أو لاحقًا في 2020 وأوائل ’21 ، فإننا نستكشف الفرص للاستفادة من هذا وتحقيق أقصى عائد لأعمالنا . على الرغم من عدم اليقين الذي تجلبه تأثيرات COVID-19 ، فإن القدرة على إعادة تشكيل منحدر الإنتاج الخاص بنا نحو تسعير أفضل يمكن أن يضيف قيمة ذات معنى ، ونحن ننظر عن كثب في ما يعنيه كل من توجيه الإنتاج للعام وتوقيت الإنفاق الرأسمالي العام في 2020.

بالنظر إلى كل هذه العوامل ، لم يعد من الممكن الاعتماد على إرشادات الإنتاج التي قدمتها جولفبورت سابقًا لعام 2020 بالكامل.

على صعيد التكلفة ، نواصل التركيز على زيادة الكفاءات وتحسين هيكل التكلفة لدينا. كما هو متوقع ، استقرت بنود المصاريف الفردية لدينا في النهاية العليا لنطاق ميزانيتنا بسبب انخفاض أحجام الإنتاج خلال الربع. نتوقع أن تنخفض تكلفة الوحدة الخاصة بنا حتى عام 2020 مع زيادة أحجامنا وتحقيق وفورات الحجم. بالإضافة إلى ذلك ، لدينا عدد من المبادرات المستمرة لوضعها – لتقليل هيكل التكلفة لدينا في جميع أنحاء العمل ، وسيقدم Quentin المزيد من التفاصيل في تعليقاته.

أخيرًا ، قمنا بتحسين ميزانيتنا العمومية خلال الربع من خلال عمليات إعادة شراء السندات المخصومة ، وخفضنا إجمالي الديون طويلة الأجل بحوالي 79.6 مليون دولار أمريكي اعتبارًا من 31 مارس 2020 ، مقارنة بنهاية العام 2019. وسيتواصل كوينتين بشكل أكبر مع عمليات إعادة شراء السندات. حتى الآن ، لكني سعيد جدًا بجهودنا لتحسين ميزانيتنا العمومية في هذه البيئة.

ننتقل إلى عملياتنا. كان لدينا ربع استثنائي في مجال الكفاءة في هذا المجال. شهد الربع الأول من عام 2020 أفضل ربع حتى الآن في كل من مناطق عملياتنا الأساسية فيما يتعلق بأيام الحفر ، حيث حقق أدنى متوسط ​​لطخة لمقاييس الإطلاق منذ دخول كل من Utica Shale و SCOOP. كنا أيضًا نشيطين جدًا على جبهة الإنجاز ، واعتبارًا من 31 مارس ، أكملنا أكثر من 70٪ من جدول أعمالنا المخطط في فريقي يوتيكا وجميع أنشطتنا المخططة لعام 2020 في SCOOP. من المهم ملاحظة أن هذه النتائج تتبع مستوى خافتًا من النشاط خلال أواخر عام 2019 ، مع إعادة تشغيل معظم معداتنا وأطقمنا بأمان وفعالية خلال هذا الربع. الفضل الكبير لدوني وفرقه التنفيذية في تحقيق كل هذا.

في Utica ، قمنا برمي 7 آبار إجمالية خلال الربع ولدينا حاليًا حفار واحد في المستقبل. يبلغ متوسط ​​طول الحفر في الآبار التي تم إطلاقها 10200 قدم ، وعند التطبيع إلى 8000 قدم جانبي ، فإننا نحسب متوسطًا لتلاعب الإطلاق لمدة 17.7 يومًا فقط ، بانخفاض 10.6٪ مقارنة بنتائج العام الكامل 2019. يركز برنامجنا لعام 2020 على زيادة الأطوال الجانبية إلى أقصى حد للسماح لنا بتقديم المزيد بتكلفة أقل. أنا فخور بالفريق لهذا الربع القياسي في لقمة الحفر.

تحول إلى استكمال في Utica Shale. بدأنا العام بنشاط وأكملنا 15 بئراً خلال الربع مع 3 آبار إضافية قيد التنفيذ في نهاية مارس. كان للآبار المكتملة متوسط ​​طول جانبي محفز يبلغ 11500 قدم ، والذي يتضمن 4 من أطول الأطواق الجانبية التي أكملتها جولفبورت حتى الآن في المسرحية ، والتي تتراوح من 16000 إلى ما يقرب من 18000 قدم. من خلال دمج كل من أنشطة الحفر والإنجاز خلال الربع الأول من عام 2020 ، نقدر أن تكلفة بئر Utica من Gulfport تبلغ 980 دولارًا للقدم الجانبي ، أي ما يقرب من 10 ٪ أقل من ميزانيتنا البالغة 1100 دولار للقدم و 830 دولارًا للقدم الجانبي عند تضمين D & C فقط. هذا التحسن في تكلفة البئر لدينا مهم لتطورنا المستقبلي ويسلط الضوء على حملتنا لتقديم هيكل تكلفة رائد في الحوض.

التبديل إلى SCOOP. خلال الربع الأول ، قمنا برمي 5 آبار إجمالية ولدينا حاليًا حفار واحد في اللعب. يبلغ متوسط ​​طول الآبار التي تم إطلاقها 9،500 قدمًا ، وعندما تطبع إلى 7،500 قدمًا جانبية ، كان متوسط ​​الآبار عبارة عن بطاطس للتلاعب من 37.4 يومًا خلال الربع الأول ، بانخفاض قدره 32٪ مقارنة بمتوسط ​​برنامجنا لعام 2019 ، وكما ذكرت ، أفضل ربع منذ تاريخ دخول المسرحية.

عند مقارنة نتائج الربع الأول بالنشاط السابق ، قدمت شركة جولفبورت بئر واحدة مع بطاطس للتلاعب في أقل من 40 يومًا خلال 2019 و 0 في 2018 و 17. حتى الآن ، تم حفر 3 من الآبار الأربعة دون 40 يومًا. تم تحقيق هذه التحسينات أثناء إضافة جهاز الحفر الجديد ، وزيادة الأعماق المقاسة وزيادة الأطوال الجانبية. يجسد أداء الربع الأول تركيزنا على تحديد مجالات التحسينات ، ونتطلع إلى المضي قدماً في هذا الزخم على مدار العام.

لقد حققنا سجلين من Gulfport خلال الربع الأول ، حيث أطلقنا بئر مع بطاطس للتلاعب بإطلاق 39.8 يومًا ، ثم كسرنا ذلك الرقم القياسي الجديد بـ 32.5 يومًا فقط ، وكلاهما حدث في نفس الربع.

على صعيد الإنجاز ، خلال الربع الأول ، أكملنا وتحولنا إلى مبيعات 4 آبار إجمالية بمتوسط ​​طول جانبي محفز يبلغ 6500 قدم. نظرًا للكفاءة على اللوحة وبيئة تكلفة الخدمة الحالية في الحوض ، جاء هذا النشاط أقل بنسبة 30٪ تقريبًا من ميزانية إنجاز SCOOP المتوقعة لعام 2020. نشاطنا في الربع الأول يكمل برنامج frac و turn-in-line المخطط لـ SCOOP خلال عام 2020.

من خلال دمج كل من أنشطة الحفر والإنجاز ، خلال الربع الأول من عام 2020 ، نقدر أن متوسط ​​تكلفة بئر SCOOP في Gulfport يبلغ حوالي 1،080 دولارًا للقدم الجانبي ، وما يقرب من 30 ٪ أقل من ميزانيتنا البالغة 1500 دولارًا للقدم ، و 1065 دولارًا للقدم الجانبي عند تضمين D & C فقط. نحن عازمون على تقديم نتائج متكررة ومتسقة في SCOOP ، ويسلط تقدمنا ​​في الربع الأول الضوء على تركيزنا المستمر على تحديد وتنفيذ وتحقيق الكفاءات في هذه المسرحية.

باختصار ، في حين كانت البيئة الكلية متقلبة للغاية وغير مؤكدة ، أدى تركيزنا المستمر على زيادة الكفاءة وخفض التكاليف إلى تقدم قوي خلال الربع الأول من عام 2020. لدينا فريق موهوب للغاية في جولفبورت يواصل إدارة التكاليف بقوة ، لتعزيز الهوامش وزيادة التدفق النقدي الحر. نستمر في تنفيذ ميزانيتنا الرأسمالية لعام 2020 المقدمة في فبراير وما زلنا ملتزمين بممارسة الانضباط الرأسمالي ، والحفاظ على السيولة القوية وتقييم جميع الفرص لتعزيز القيمة لأصحاب المصلحة لدينا.

مع ذلك ، سأحول المكالمة إلى كوينتين لتعليقاته.

————————————————– ——————————

كوينتين ر. هيكس ، مؤسسة جولفبورت للطاقة – نائب الرئيس التنفيذي والمدير المالي [4]

————————————————– ——————————

شكراً ديف ، وصباح الخير جميعاً. كما أوضح ديف ، فإننا نؤكد من جديد على رأس المال لعام 2020 كاملاً وتوجيه التكلفة ونبذل قصارى جهدنا لتحسين أداء رأس المال لدينا وتكلفة التشغيل لكل وحدة مع تقدمنا ​​خلال العام.

خلال الربع الأول ، تكبدت جولفبورت 127 مليون دولار في رأس مال D&C المشغّل و 3 مليون دولار في رأس مال D&C غير مشغّل. بالإضافة إلى ذلك ، بلغ إجمالي نفقات الأراضي المتكبدة حوالي 5 ملايين دولار في الربع الأول من عام 2020. ونتوقع حاليًا تكبد ما يقرب من 75٪ إلى 85٪ من ميزانيتنا الرأسمالية خلال النصف الأول من عام 2020 ونتيجة لذلك ستكون في وضع يمكنها من توليد التدفق النقدي الحر خلال النصف الثاني من عام 2020.

بلغ متوسط ​​الإنتاج خلال الربع الأول 1.05 مليار قدم مكعب من مكافئ الغاز يوميًا ، ويتألف من 90٪ من الغاز و 7٪ من سوائل الغاز الطبيعي و 3٪ من النفط.

خلال الربع الأول ، استقر سعرنا الطبيعي للغاز الطبيعي قبل تأثير التحوطات بما في ذلك تكاليف النقل عند 0.69 دولارًا أمريكيًا لكل Mcfe أقل من أسعار NYMEX ، أفضل من نطاقنا الإرشادي من 0.70 دولارًا إلى 0.80 دولارًا أمريكيًا لكل Mcf. كما تمت مناقشته سابقًا ، تتضمن إرشاداتنا لعام 2020 رسوم النقل الثابتة المتوقعة التي تم تكبدها خلال الفترات التي يكون فيها إنتاجنا أقل من التزامات النقل الثابتة ، بشكل أساسي في SCOOP بدءًا من الربع الثاني. نحن نواصل العمل لتحسين هذه الإنجازات من خلال جهود التحسين في منتصف الطريق ولكننا لا نعكس هذه الفرص في إرشاداتنا الحالية. نؤكد من جديد توجيهنا التفاضلي على أساس السنة الكاملة من 0.70 إلى 0.80 دولارًا لكل Mcf ونواصل العمل بجد لتحقيق النتائج نحو الطرف المنخفض من هذا النطاق.

خلال الربع الأول ، قبل تأثير التحوطات ، وصل سعر النفط المحقق لدينا إلى 2.55 دولارًا دون خام غرب تكساس الوسيط. في SCOOP خلال النصف الأول من عام 2020 ، لدينا جزء كبير من كميات النفط لدينا بموجب عقود موسمية أكثر مقابل الاتفاقات الشهرية ، مما أدى إلى تحسين إنجازاتنا في الربع الأول. يوفر هذا أيضًا ضمانًا للتدفق ، وحتى الآن ، لم نواجه أي مشكلات كبيرة في نقل كميات النفط لدينا.

نواصل العمل مع عمليات الشراء في الحوض لتحسين عقود جمع النفط لدينا وما زلنا نوجه نحو عام كامل من خصم 4.50 دولار إلى 5 دولارات إلى خام غرب تكساس الوسيط ، لكننا نأمل أن نتمكن من القيام بعمل أفضل.

أنتقل إلى NGLs. قبل تأثير التحوط ، وصل سعر NGL المحقق إلى حوالي 33٪ من خام غرب تكساس الوسيط. نؤكد من جديد توجيهنا ليكون 30 ٪ إلى 35 ٪ من خام غرب تكساس الوسيط لكامل عام 2020.

لا تزال أسعارنا المحققة مدعومة بموقف التحوط القوي ، وخلال الربع الأول من عام 2020 ، حققنا مكاسب تسوية التحوط بقيمة 0.74 دولارًا لكل Mcfe أو 70 مليون دولار. لدينا حاليًا 774 مليون قدم مكعب في اليوم من الغاز المحوط بالتبادل بسعر 2.91 دولار لكل مليون وحدة حرارية بريطانية في الربع الثاني ، وهو ما يمثل غالبية إنتاجنا لهذا الربع. نظرًا لزيادة أسعار قطاع الغاز الطبيعي التي شهدناها في النصف الثاني من عام 2020 ، فقد أضفنا مؤخرًا مقايضات إضافية للغاز الطبيعي في النصف الثاني من العام ، ولدينا حاليًا ما يقرب من 357 مليون قدم مكعب في اليوم مغطى بمتوسط ​​سعر المقايضة 2.86 دولار لكل مليون وحدة حرارية بريطانية.

بدأنا مؤخرًا أيضًا في بناء كتاب التحوط الخاص بنا لعام 2021. لدينا حاليًا 250 مليون قدم مكعب في اليوم تحوط في عام 2021 على أساس متوسط ​​قدره 2.46 دولارًا وسعر سقف يبلغ 2.81 دولارًا لكل مليون وحدة حرارية بريطانية. على الرغم من أن هذه الأطواق أقل بقليل من توقعات الأسعار على المدى المتوسط ​​من 2.60 دولار إلى 2.90 دولار لكل مكف ، فإنها تسمح لنا بتحقيق منتصف هذا النطاق وكانت مفيدة أيضًا في الحصول على الموافقة على قاعدة الاقتراض لدينا بنجاح عند مستوى 700 مليون دولار.

وقد اخترنا مؤخرًا أيضًا فك تحوطاتنا النفطية لعام 2020 قبل إعادة تحديد قاعدة الاقتراض ، والتي تمثل حوالي 5000 برميل يوميًا مقابل أكثر من 40 مليون دولار من العائدات النقدية. سمحت لنا هذه العائدات بسداد جزء من قروضنا المستحقة على المسدس واتخذنا بعد ذلك الخطوة الحكيمة بإعادة إنشاء أرضية لإنتاج النفط لدينا خلال الربع الثالث والرابع من عام 2020 بسعر 35.60 دولارًا للبرميل.

يعد الحفاظ على برنامج تحوط استراتيجي قوي عنصرًا مهمًا لدعم التنمية الاقتصادية طويلة الأجل لأصولنا ، ونستمر في البحث عن طرق لإضافة تحوطات للحماية من الهبوط ودعم تدفقاتنا النقدية.

من حيث النفقات النقدية ، بلغ إجمالي مصروفات التشغيل لكل وحدة لدينا ، والتي تشمل LOE ، وضريبة الإنتاج ، وجمع ومعالجة وسط الإنتاج 0.82 دولارًا لكل Mcfe خلال الربع الأول. كانت هذه النفقات تتماشى مع توجيهات عام كامل لعام 2020 وكانت أقل بقليل من مستويات الربع الأول 2019.

بلغ إجمالي LOE في الربع الأول حوالي 0.17 دولارًا أمريكيًا لكل Mcfe ، وهو أعلى بمقدار 0.01 دولار أمريكي عن الحد الأقصى لنطاق إرشاداتنا نظرًا لانخفاض الأحجام المطلقة خلال الربع. نتوقع أن يكون LOE – للاتجاه هبوطيًا مع زيادة إنتاجنا ونتوقع أن يكون ضمن نطاق التوجيه المقدم مسبقًا للعام بأكمله.

بلغ إجمالي ضرائب الإنتاج للربع 0.05 دولارًا لكل Mcfe ، في الطرف المنخفض من النطاق المتوقع ، بسبب انخفاض الأسعار – بسبب بيئة التسعير المنخفضة خلال الربع.

بلغ إجمالي نفقات تجميع ومعالجة Midstream حوالي 0.60 دولارًا أمريكيًا لكل Mcfe في الربع الأول ، في نهاية النطاق الأعلى ، وعلى غرار LOE ، نتوقع انخفاض مصاريفنا لكل وحدة في منتصف التدفق على مدار العام حيث نجلب إنتاجًا إضافيًا عبر الإنترنت.

بلغ إجمالي الأرباح المتراكمة من الاستحواذ والإدماج ، بما في ذلك الأجزاء النقدية والرسملة ، 17.6 مليون دولار خلال الربع الأول. على أساس سنوي ، يتماشى إنفاق G&A في الربع الأول مع نطاق توجيهات السنة الكاملة لدينا من 69 مليون دولار إلى 74 مليون دولار.

بينما نتحرك خلال العام ، نواصل تركيزنا الدؤوب على تحسينات التكلفة ، وكما ذكرت في فبراير ، فإننا ندير كل حجر يعمل على تحسين هيكل التكلفة. لدينا العديد من المبادرات المالية المعمول بها لتقليل التكاليف ونطلب من كل موظف في المؤسسة القيام بدورهم لتعزيز الهوامش.

خلال الربع الأول ، بدأنا في التواصل مع جميع موردينا ومقدمي الخدمات عبر جميع جوانب أعمالنا في محاولة للحد من التكاليف. نواصل البحث عن فرص لمواصلة تحسين نفقاتنا في منتصف الطريق ، ونعمل بقوة على التخفيف من تكاليف النقل الثابتة للشركة. لدينا مناقشات بناءة نشطة مستمرة مع العديد من مزودي الخدمة الوسطى لدينا الذين يحيطون بجهود التحسين وخفض التكلفة ، ونحن متفائلون بحذر بأننا سنحسن هيكل التكلفة الوسطى خلال الفترة المتبقية من العام.

في هذا المجال ، وردد تعليقات ديف ، فإن تكلفة البئر للقدم الجانبي التي تم الإبلاغ عنها في الربع الأول هي شهادة على هذه المبادرات المستمرة والتركيز عبر الشركة لزيادة الكفاءة وخفض التكاليف وتعزيز الهوامش.

الانتقال إلى الميزانية العمومية. أكملنا مؤخرًا إعادة تحديد قاعدة الاقتراض الربيعي. وبينما شهدنا ارتفاعًا في أسعار قطاع الغاز عام 2021 ، لسوء الحظ ، لم تعكس مجموعات أسعار البنوك هذا الزخم الصعودي. بشكل عام ، لا تزال البنوك حذرة للغاية ومحافظة ، وينعكس ذلك في قاعدة الاقتراض البالغة 700 مليون دولار. بينما نتطلع إلى النصف الثاني من عام 2020 ، سنحتاج إلى تجديد اتفاقية الائتمان الدوارة مع استحقاقها في ديسمبر من عام 2021. نظرًا لشعور البنك الحالي تجاه المخاطرة ، فإننا نركز على تحسين الميزانية العمومية وهيكل التكلفة بقدر ممكن قبل تجديد هذا المرفق.

وقد تجلت هذه النزعة المحافظة والمخالفة للمخاطر التي أظهرتها البنوك في جميع جوانب أعمالنا على مدار الأشهر العديدة الماضية ، بما في ذلك مقدمو الضمانات ، الذين رفعوا المستويات المطلوبة للدعم الائتماني ، مما أدى إلى خطابات الاعتماد الحالية المستحقة بنحو 327 دولارًا تقريبًا مليون. لا نتوقع أي خطابات ترحيل أخرى ذات أهمية ، ونعمل بنشاط للحد من ترحيلات خطابات الاعتماد الحالية خلال الأشهر القليلة القادمة. تصبح قدرتنا على نقل الترحيلات إلى سندات الضمان أكثر واعدة مع تحسن أسعار الغاز وتحسين جودة الميزانية العمومية.

يعكس خطابات الاعتماد المذكورة سابقًا وسحب المسدس الحالي البالغ 108 مليون دولار ، ويبلغ إجمالي السيولة الحالية حوالي 269 مليون دولار ، مما يوفر لنا سيولة كافية لتمويل خطتنا لعام 2020 بأسعار التسعير الحالية.

واصلنا برنامجنا لإعادة شراء السندات المخصومة خلال الأشهر الأربعة الأولى من العام. منذ بداية العام ، قمنا بسحب ما يقرب من 73 مليون دولار من السندات العليا مقابل 23 مليون دولار من الإنفاق النقدي ، وخفض صافي ديوننا بمقدار 50 مليون دولار. إجمالاً ، منذ منتصف عام 2019 ، قمنا بتخفيض سنداتنا غير المضمونة المستحقة بمبلغ 263 مليون دولار ، وحصلنا على خصم بقيمة 102 مليون دولار تقريبًا وخفض عبء الفائدة السنوية بمقدار 11 مليون دولار.

نواصل البحث عن فرص لتقليل الرافعة المالية ، ومع استمرار سنداتنا في التداول حول 0.50 دولارًا للدولار ، نعتقد أن هناك فرصًا للحصول على هذا الخصم وتقليل الرافعة المالية مع تحسين تدفقنا النقدي. ينظر مجلس الإدارة إلى إدارة المسؤولية في سياق إدارة المخاطر ، مما يقلل من مخاطر انخفاضنا لضمان أننا نستفيد مع ارتداد أسعار الغاز إلى مستويات أكثر عقلانية في المستقبل.

لقد أشركنا مؤخرًا Tudor و Pickering و Holt و Perella Weinberg و Kirkland & Ellis لمساعدتنا بشكل أكثر رسمية في استكشاف هذه الخيارات ، وسنقدم تحديثًا حول هذه الجهود عند الاقتضاء. هدفنا هو تحسين ميزانيتنا العمومية بطريقة تفتح القيمة لجميع أصحاب المصلحة لدينا.

قبل أن أعيد المكالمة إلى ديف ، أود أن أتناول خطة الحفاظ على المزايا الضريبية الأخيرة ، التي وضعها مجلس إدارة جولفبورت الأسبوع الماضي. اعتبارًا من 31 ديسمبر 2019 ، كان لدى شركة جولفبورت ما يقرب من 1.3 مليار دولار من صافي الخسائر التشغيلية الفيدرالية ، والمعروفة أيضًا باسم NOLs. هذه الأصول غير المعدلة هي أصول قيمة للشركة حيث يمكن ترحيلها إلى السنوات المقبلة واستخدامها لتعويض الدخل الخاضع للضريبة في المستقبل وتوفير مبلغ كبير من مصروف الضرائب النقدية في المستقبل. بموجب قواعد مصلحة الضرائب ، يمكن أن تضعف القدرة على استخدام هذه NOLs في المستقبل بشكل كبير إذا حدث تغيير ما يسمى بالملكية بالمعنى المقصود في القسم 382 من قانون الإيرادات الداخلية. بشكل عام ، يحدث تغيير في الملكية بموجب هذا التعريف إذا زادت النسبة المئوية لأسهم الشركة المملوكة لمالك واحد أو أكثر من حامليها بنسبة 5٪ بأكثر من 50٪ على مدى فترة مدتها 3 سنوات. في ضوء أحجام التداول الأخيرة في أسهم الشركة في خضم الاضطراب الحالي في السوق ، قرر المجلس أنه من المناسب اعتماد خطة الحفاظ على المزايا الضريبية لمنع تقييد كبير على قدرتنا على استخدام NOLs في المستقبل.

مع ذلك ، سأعيد المكالمة مرة أخرى إلى ديف للحصول على ملاحظات ختامية.

————————————————– ——————————

ديفيد م. وود ، شركة جولفبورت للطاقة – الرئيس والمدير التنفيذي والمدير [5]

————————————————– ——————————

شكرا لك كوينتين. في الختام ، في حين أنه من البناء رؤية الزيادة في قطاع الغاز الطبيعي لعام 2021 ، فإن ديناميكيات الأسعار على المدى القريب في عام 2020 لا تزال غير مؤكدة. وبالنظر إلى ذلك ، ما زلنا نركز على تنفيذ خطة أعمال تركز على العائدات مع استراتيجية تهدف إلى تقليل التكاليف ، والعمل بأمان ، والحفاظ على السيولة ، ووضع الشركة في موقع لخلق قيمة طويلة الأجل. إن توقعاتنا لعام 2020 وخطتنا المالية للحد بشكل كبير من الإنفاق الرأسمالي والحفاظ على مخزون الجودة لدينا يضمن أن جولفبورت في وضع جيد لإدارة والتمتع بفوائد انتعاش السلع عند حدوثها ، والتي قد تكون أمامنا مباشرة.

كما قلنا من قبل ، فإن الحجم والحجم مهمان ، ويواصل فريق الإدارة استكشاف الفرص لزيادة الحجم وتحقيق المزيد من الكفاءات لزيادة العوائد. ما زلنا ملتزمين برؤيتنا لتحويل شركة جولفبورت إلى منتج كبير مرجح للغاز الطبيعي بميزانية عمومية قوية وهيكل رائد يتيح لنا تحقيق عوائد مستدامة ضمن النطاق السعري متوسط ​​الأجل من 2.60 دولار إلى 2.90 دولار لكل مليون وحدة حرارية بريطانية.

بهذا نختتم ملاحظاتنا المعدة. نشكرك مرة أخرى على انضمامك إلينا لمكالمتنا اليوم ، ونتطلع إلى الإجابة على أسئلتك. المشغل ، يرجى فتح خطوط الهاتف لطرح الأسئلة من المشاركين.

================================================== ==============================

أسئلة وأجوبة

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [1]

————————————————– ——————————

(تعليمات المشغل) سؤالنا الأول اليوم يأتي من جايسون وانغلر من إمبريال كابيتال.

————————————————– ——————————

جيسون أندرو وانجلر ، إمبريال كابيتال ، ذ م م ، قسم الأبحاث – MD وكبير محللي الأبحاث [2]

————————————————– ——————————

أردت أن أسأل ، لقد ذكرت ذلك نوعًا ما ، أعتقد ، كوينتين ، على التحوطات التي أضفتها خصيصًا لعام 2021. بينما تفكر في بناء هذا التحوط على أمل ، هل هناك تفضيل في المقايضات مقابل الياقات؟ أو ربما كان هناك سبب لذلك؟ مجرد نوع من الغريب ما هي أفكارك وأنت نوع من بناء ذلك.

————————————————– ——————————

ديفيد م. وود ، شركة جولفبورت للطاقة – الرئيس والمدير التنفيذي والمدير [3]

————————————————– ——————————

نعم ، جايسون ، هذا ديف. اتمنى انك تبلي جيدا. عائلتك على ما يرام. وآمل أن يتمكن كل شخص آخر في المكالمة من إدارة هذا الوقت العصيب للغاية الذي نحن فيه. أعتقد أن هدفنا العام في عام 21 هو أن ينتهي بنا إلى وضع تحوط قوي قدر الإمكان ، بالقرب من 3 دولارات كما يستطيع. أعتقد أنه في الوقت الذي وضعنا فيه هذه الأطواق ، كنا نحاول حقًا ، كما ذكر كوينتين في ملاحظاته الافتتاحية ، معالجة عملية إعادة تحديد الربيع. أعتقد أننا أضفنا أطواقًا لاحقة أفضل من ذلك ، لا تزال ضمن نطاق السعر لدينا. لذا أنا سعيد بما نحن عليه اليوم. يمثل حوالي 1/4 من إنتاجنا المتوقع اليوم لعام 2021 ، ونأمل أن نكون قادرين على البناء على ذلك. فيما يتعلق بخصائص لماذا تلك الآلية المعينة ، ليس لدينا تحيز معين. إنه حقًا يحاول فقط تحقيق الهدف العام ، وهو بناء كتاب تحوط كامل قدر الإمكان وقريب من 3 دولارات قدر الإمكان. وآمل أن يضيف كوينتين أي شيء إلى ذلك.

————————————————– ——————————

كوينتين ر. هيكس ، مؤسسة جولفبورت للطاقة – نائب الرئيس التنفيذي والمدير المالي [4]

————————————————– ——————————

نعم. الشيء الوحيد الذي أود أن أضيفه هو أننا نتعامل مع هذا التوقع الذي يتراوح بين 2.60 إلى 2.90 دولارًا ، وأردنا – كانت البنوك تستخدم مجموعة أسعار في إعادة التحديد التي كانت في مكان ما حول 2.10 دولارًا أو 2.15 دولارًا في متوسط ​​السعر لعام 2021. إن إضافة أطواق بحد أدنى 2.46 دولار قيمة مضافة إلى – من منظور البنك وسمح لنا بالوصول إلى قاعدة الاقتراض 700 مليون دولار. كما سمح لنا أيضًا بتحقيق نقطة الوسط من نطاق 2.60 دولار إلى 2.90 دولار من 2.75 دولار لأن نطاق الياقة مرة أخرى كان 2.46 دولارًا بمقدار 2.80 دولارًا أو 2.81 دولارًا. لذلك كان هذا هو السبب في ذلك. من الآن فصاعدًا ، سنلقي نظرة على الياقات والمقايضات ، ونستهدف على الأرجح الطرف الأعلى من نطاق $ 2.60 إلى $ 2.90.

————————————————– ——————————

جيسون أندرو وانجلر ، إمبريال كابيتال ، ذ م م ، قسم الأبحاث – MD وكبير محللي الأبحاث [5]

————————————————– ——————————

حسنا. هذا مفيد. وبعد ذلك ، كما ذكرت ، أعتقد ، وقد ذكرت في الماضي ، معتقدًا أن أسعار الغاز ستتحسن بشكل أفضل هنا بينما نمضي على مدار العام. من الواضح أن هناك بعض الآبار التي تجلبها عبر الإنترنت. هل هناك طريقة ، على ما أعتقد ، لإحضار هؤلاء إلى نمط تراونه مناسبًا يا رفاق؟ أم أن هذا الجدول الزمني ثابت بناءً على ما قمت بإعداده بالفعل؟

————————————————– ——————————

ديفيد م. وود ، شركة جولفبورت للطاقة – الرئيس والمدير التنفيذي والمدير [6]

————————————————– ——————————

جيسون ، أعتقد أن هذا يصل بالفعل إلى القضية الرئيسية التي نحاول إدارتها لهذا العام. من الواضح أنه خلال الأسابيع القليلة الماضية ، تغيرت توقعات الغاز الطبيعي ، وأصبحت أكثر إيجابية في المستقبل. ونريد الاستفادة من ذلك. نرى النصف الثاني من العام أقوى. ونرى أيضًا أن “21 عامًا أفضل ، والذي يتبع من التعليقات التي قدمها كوينتين للتو بشأن رغبته في بناء كتاب التحوط لدينا بأفضل ما يمكن للعام المقبل لأن الاحتمال هو أن” 21 قد يكون عامًا جيدًا جدًا لهذا شركة. لأنه في أي وقت تقترب فيه أسعار الغاز من 3 دولارات ، أعتقد أننا نقوم بعمل جيد.

إذن ما نتطلع إليه الآن هو من خلال برنامج إدارة الاختناق وتأخير بعض الآبار القادمة وإدارة كيف يبدو ملف الإنتاج الخاص بنا لبقية العام هو نقل بعض الجزيئات من هذا الجزء المنخفض السعر من السنة إلى جزء سعر أعلى من السنة. وعندما نضع ميزانيتنا ونخطط معًا ونشرناها في فبراير ، كان ذروة إنتاجنا حقًا في الربع الثاني ، ومن الواضح أنه ليس أفضل وقت للحصول على ذروة إنتاجك. ولذا فإن ما نقوم به الآن هو العمل عبر أعمالنا لنقل تلك الجزيئات حتى نتمكن من تعظيم العوائد. And what I think will happen here is once we get our plan for the remainder of this year and also get our hedge book and our plan in sight for next year is we’ll come back out with a published guidance in terms of production for this year and with a look into ’21. And I think people will see that, that move on top of the way the gas price has changed actually increases the value to our company. So that’s the overall plan, Jason, is what we’re trying to accomplish.

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [7]

————————————————– ——————————

The next question is from Welles Fitzpatrick of SunTrust.

————————————————– ——————————

Welles Westfeldt Fitzpatrick, SunTrust Robinson Humphrey, Inc., Research Division – Analyst [8]

————————————————– ——————————

I know it might be difficult to quantify, but can you guys talk at all to the expected impact of non-op shut-ins? And if those happen and accelerate, does it present an opportunity where maybe there could be some trading, some blocking up of the position?

————————————————– ——————————

David M. Wood, Gulfport Energy Corporation – President, CEO & Director [9]

————————————————– ——————————

Yes. Welles, I think that’s a good question. Actually, the vast majority of our production is operated. So really, the non-op component is relatively small. Donnie, I’d let you kind of provide extra color around that. But certainly, optimizing our footprint, as you aimed that question, Welles, I think is a good thing, and it’s part of what we look at. So I’ll let Donnie provide some color on that.

————————————————– ——————————

Donnie G. Moore, Gulfport Energy Corporation – COO [10]

————————————————– ——————————

Yes, Welles, this is Donnie. Yes, I mean, I think that is something that we’re always continuing to try to do. As far as the non-op volumes, they’re pretty small, as Dave alluded to, especially here in the SCOOP. We have small interest in a lot of different wells. So really not that impactful that I can see right now. But yes, we’ll continue to try to work with others and see if we can block this acreage as well as up in the Utica, especially.

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [11]

————————————————– ——————————

The next question is from Steve Dechert of KeyBanc.

————————————————– ——————————

Steven Craig Dechert, KeyBanc Capital Markets Inc., Research Division – Associate [12]

————————————————– ——————————

I just want to get a better sense of the production cadence for 2020. Is 2Q down quite a bit from 1Q ’20 with 3Q and 4Q up a lot? Or is it more like 2Q is just down a little bit?

————————————————– ——————————

David M. Wood, Gulfport Energy Corporation – President, CEO & Director [13]

————————————————– ——————————

Yes, Steve. Yes, so the way I’d look at it is we want the second half of the year with the higher prices to have more production. So moving the peak in 2Q, as I mentioned, to the right or into the third, particularly in the fourth quarter. So I would look at 1Q, 2Q as being pretty similar, is the way I would model it, with hopefully a better exit rate and higher production in 4Q. That’s our plan.

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [14]

————————————————– ——————————

The next question is from Jane Trotsenko of Stifel.

————————————————– ——————————

Yevgeniya E. Trotsenko, Stifel, Nicolaus & Company, Incorporated, Research Division – Associate Analyst [15]

————————————————– ——————————

Yes, the first question is regarding potential curtailments in Utica, especially in 2Q. In terms of duration of the potential shut-ins, is there like a certain natural gas price that you would like to see before bringing the volumes back online? Or is it just a matter of getting through 2Q?

————————————————– ——————————

David M. Wood, Gulfport Energy Corporation – President, CEO & Director [16]

————————————————– ——————————

Yes, Jane, that’s a good question. The production that we’ve curtailed here is about 20 million cubic feet equivalent. It’s about 95 wells. So that tells you that they’re very small producers, given that volume. It’s about 80% gas. The remainder is liquids. It’s the liquids piece on those very low-producing vertical stripper wells, if you will, that really creates an economic value. And as we’ve seen the falloff in oil prices, the economics of those wells have changed negatively.

And I think the appropriate step for us was just to say: “Hey, let’s shut those wells in.” As oil prices increase, which is going to be the important driver, we would look to bring those wells on. So as we currently look, let’s call it 2 or 3 months, and then we’ll hopefully see some price improvement to the point where some of those wells will come back on. But it’s not a big volume, but I think it’s an appropriate thing for us to do. The one thing that we did spend time looking at is, because those are old vertical wells for the most part, they do hold some of the leased footprint for us. And we wanted to make sure that we weren’t in any lease jeopardy by shutting those wells in. So that was the thought around all of that.

————————————————– ——————————

Yevgeniya E. Trotsenko, Stifel, Nicolaus & Company, Incorporated, Research Division – Associate Analyst [17]

————————————————– ——————————

I see. I see. The second question is on SCOOP. And I saw that you guys are running 1 rig in SCOOP and obviously completing and bringing wells online. What’s the plan for that rig for the remainder of the year?

————————————————– ——————————

David M. Wood, Gulfport Energy Corporation – President, CEO & Director [18]

————————————————– ——————————

Yes, I’ll let Donnie fill in the — his operations team is doing a great job, so I’ll let Donnie make the comments on the rig.

————————————————– ——————————

Donnie G. Moore, Gulfport Energy Corporation – COO [19]

————————————————– ——————————

Jane, yes, I mean right now we’ve actually finished all of our completion work in the SCOOP at planned and budgeted for the year right now. So we’ll kind of watch that as we go along. The rig should be and it’s always been planned to be here all year. So it will continue drilling. And we’ll also have the 1 rig up in the Utica. So we have 1 in each asset.

————————————————– ——————————

Yevgeniya E. Trotsenko, Stifel, Nicolaus & Company, Incorporated, Research Division – Associate Analyst [20]

————————————————– ——————————

Okay. Okay. The last question is, if I may, on Midship project. If you could provide some color, such as, for example, how much is flowing on that pipeline and how the volumes are going to ramp up over time?

————————————————– ——————————

David M. Wood, Gulfport Energy Corporation – President, CEO & Director [21]

————————————————– ——————————

Yes. Yes, I’ll let Donnie again touch on that.

————————————————– ——————————

Donnie G. Moore, Gulfport Energy Corporation – COO [22]

————————————————– ——————————

Yes, Jane, as I think we’ve mentioned before, it’s just getting started up this week. So just starting to move some volumes through it as that thing gets commissioned out. And it will continue to ramp up over the next coming weeks, really.

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [23]

————————————————– ——————————

Our last question comes from Dun McIntosh of Johnson Rice & Company.

————————————————– ——————————

Duncan Scott McIntosh, Johnson Rice & Company, L.L.C., Research Division – Research Analyst [24]

————————————————– ——————————

Just a quick question on kind of capital cadence over the remainder of the year. I know that previously you may have mentioned in the prepared remarks and I just missed it, but the plan is still for kind of 85% of CapEx in the first half of the year. And then I guess the thought is that you go ahead and complete those wells and then just wait to turn them in line in the back half of the year. And then taking that a step further, with the CapEx being so low in the second half and volumes ramping and hopefully into a higher price, you should be in a position to throw off some pretty good cash in the second half of the year. So how do you think of allocating that towards the revolver versus additional repurchases of your bonds?

————————————————– ——————————

David M. Wood, Gulfport Energy Corporation – President, CEO & Director [25]

————————————————– ——————————

Yes, Dun, I think that gets to really some of the key things that we’re trying to accomplish. So I think it’s a very good question. Quentin in his prepared remarks said that we spend between 75% and 85% of our planned capital in the first half of the year. With this relook at how we want the production to shape for the remainder of the year, I think we can generate, as you said, better returns and more free cash than we thought originally we’re going to generate. We need to get that all planned out. I think having the wells both behind choke and ready to come on production actually derisks that production profile. It’s a lot easier given COVID-19 issues, et cetera, et cetera, to actually have things behind the choke to just bring them on when you need. So really, I see that as being one of the benefits.

As we hope the year is going to materialize and we do see that generation of free cash above where we had originally thought, then we can start to look at what ’21 looks like. And as I mentioned in one of the earlier questions, I really think ’21 can be a very good year for this company. It takes a couple of things for us to do that. It takes being able to hedge at somewhere closer to $3, which I think we’ve made a good start. And I think the strip is going to allow us to accomplish some of that. And then also, it means getting ready in the second half of the year to have wells ready to come on.

And so when we republish our guidance for the year in a few months or whenever we get it done, I think everybody will get a much closer view of what the second half activity would look like, and I’m not opposed to being a little bit more active, if all of the good things have happened, and that ’21 looks as promising as it is. So that’s another reason for us taking a little pause here and taking a look at the business. So we could see some growth next year, if gas is at $3, I’m hopeful for that. And I think we want ourselves to be planned that way.

————————————————– ——————————

Duncan Scott McIntosh, Johnson Rice & Company, L.L.C., Research Division – Research Analyst [26]

————————————————– ——————————

All right. Great. And then maybe just kind of more of a macro question, basin specific. In Appalachia, I mean, at what point do you think that people start to kind of add rigs back and pick up activity, maybe not go forward specifically, but some of your peers? And do you think that there’s a little bit of a risk baked in there with just the pressure that’s been on this space and kind of — you are getting some relief with falloff in associated gas production and as oil volumes get shut in, but on the other side of that, obviously, there’s a lot of people that want to — are going to be looking to take advantage of a higher price. So how do you kind of weigh the risk or think about the gas market as if it gets to a point where people start putting rigs back to work and the durability of price under a scenario like that?

————————————————– ——————————

David M. Wood, Gulfport Energy Corporation – President, CEO & Director [27]

————————————————– ——————————

Yes, Dun, I think that gets to the real core issues as we look at the gas game. And as we mentioned in our remarks, I think $2.60, $2.90 has been our, what I call mid-term price view. It was that way last year. It’s that way now. So I don’t see any reason to change that. I think the dynamics as to why that range makes sense of change, certainly in light of the oversupply in oil and COVID-19. I think that when we start to see gas prices at the $3 range, I think that’s going to be close to where it’s going to get to. I see some people saying it’s going to be $3.50 or $3.80 or $4. I think if it does do that, it will be very, very brief. And so I think more towards the $3 game.

I think the big question for this year is going to be where storage ends up and where demand falls. I think there’s the opportunity in ’21, which is why I think ’21 has the chance to be a better year, kind of a $3 type price range, is because with reduced supply and potentially a winter that’s not quite as full for storage in the end of ’21 versus where it is now, we could see some support around that. But people are going to drill into it, as you quite rightly say, or open up wells that are oil producers that have associated gas into that. So all of those factors suggest to me that this $2.90, $3 range is probably the upper part in general with occasional spikes above that. And we just need to be in a position to take advantage of it, which we are.

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [28]

————————————————– ——————————

This concludes today’s conference. You may disconnect your lines at this time. شكرا لكم على مشاركتكم.