Carrizo Oil & Gas Inc. a annoncé les résultats consolidés non audités de ses bénéfices pour le quatrième trimestre et l'exercice complet clos le 31 décembre 2016. Pour le trimestre, la société a déclaré des revenus totaux de 143 831 000 $, contre 99 422 000 $ un an plus tôt. L'EBITDA ajusté, tel que défini, s'est élevé à 118 118 000 $, contre 112 121 000 $ il y a un an. Le bénéfice ajusté avant impôts sur le revenu s'est élevé à 44 158 000 $, contre 28 752 000 $ l'année précédente. Le bénéfice net ajusté, tel que défini, s'est élevé à 28 438 000 $ ou 0,44 $ par action diluée, contre 18 489 000 $ ou 0,32 $ par action diluée l'année précédente. La perte des activités poursuivies avant impôts sur le revenu s'est élevée à 779 000 $, contre 381 090 000 $ l'année précédente. La perte des activités poursuivies s'est élevée à 779 000 $, soit 0,01 $ par action de base et diluée, contre 380 671 000 $, soit 6,73 $ par action diluée, l'année précédente. La perte nette s'est élevée à 779 000 $, soit 0,01 $ par action de base et diluée, contre 380 165 000 $, soit 6,72 $ par action diluée, l'année précédente. La trésorerie nette provenant des activités d'exploitation s'est élevée à 74 921 000 $, contre 94 395 000 $ l'année précédente. Les dépenses en capital - propriétés pétrolières et gazières se sont élevées à 134 684 000 $ contre 134 336 000 $ il y a un an. Les acquisitions de propriétés pétrolières et gazières ont atteint 153 521 000 $, contre 1 817 000 $ l'année précédente. Pour l'année, la société a déclaré des revenus totaux de 443 594 000 $, contre 429 203 000 $ l'année précédente. L'EBITDA ajusté, tel que défini, s'est élevé à 399 500 000 dollars, contre 455 079 000 dollars l'année précédente. Le bénéfice ajusté avant impôts sur le revenu s'est élevé à 106 135 000 $, contre 85 849 000 $ l'année précédente. Le bénéfice net ajusté, tel que défini, s'est élevé à 68 351 000 $ ou 1,13 $ par action diluée, contre 55 201 000 $ ou 1,06 $ par action diluée l'année précédente. La perte des activités poursuivies avant impôts sur le revenu s'est élevée à 675 474 000 dollars, contre 1 298 760 000 dollars l'année précédente. La perte des activités poursuivies s'est élevée à 675 474 000 $, soit 11,27 $ par action de base et diluée, contre 1 157 885 000 $, soit 22,50 $ par action diluée, l'année précédente. La perte nette s'est élevée à 675 474 000 dollars, soit 11,27 dollars par action de base et diluée, contre 1 155 154 000 dollars, soit 22,45 dollars par action diluée, l'année précédente. La trésorerie nette provenant des activités d'exploitation s'est élevée à 272 768 000 $, contre 377 367 000 $ l'année précédente. Les dépenses en capital - propriétés pétrolières et gazières ont été de 480 929 000 $ contre 675 952 000 $ l'année précédente. Les acquisitions de propriétés pétrolières et gazières ont été de 153 521 000 $ contre 1 817 000 $ il y a un an. Pour le premier trimestre 2017, la production de pétrole brut devrait baisser entre 27 700 et 28 100 BOPD en raison d'une grande quantité de puits qui ont été fermés au cours du premier trimestre pour des fracs de compensation. La production de gaz naturel et de LGN du premier trimestre devrait se situer entre 72 et 76 millions de pieds cubes par jour et entre 4 700 et 4 900 barils par jour, respectivement. La société prévoit actuellement de forer environ 107 puits bruts ou 92 puits nets exploités et de fracturer 99 puits bruts ou 87 puits nets exploités dans la zone en 2017. Le programme 2017 devrait être axé sur des puits latéraux plus longs. Compte tenu des pratiques de gestion de l'étranglement, l'avantage des puits latéraux plus longs ne devrait pas avoir d'impact important sur la production de pétrole de 2017. Les prévisions de production totale pour l'ensemble de l'année 2017 sont d'environ 48 500 à 50 000 bep par jour, soit une croissance de 16 % en glissement annuel au point médian. Pour 2017, la société annonce une prévision initiale de dépenses d'investissement en forage et en complétion de 530 à 550 millions de dollars, ainsi qu'une prévision initiale de dépenses d'investissement en terrains de 20 millions de dollars. Le plan 2017 devrait permettre d'exploiter 3 appareils de forage dans l'Eagle Ford ainsi que de continuer à développer la position du bassin du Delaware.