Jagged Peak Energy Inc. a annoncé des résultats consolidés non audités en matière de production et de bénéfices pour le deuxième trimestre et des résultats pour le semestre clos le 30 juin 2018. Pour le trimestre, la société a déclaré des revenus totaux de 158 676 000 $, contre 53 051 000 $ il y a un an. Le bénéfice d'exploitation s'est élevé à 73 171 000 $, contre 4 288 000 $ il y a un an. Le bénéfice avant impôts sur le revenu s'est élevé à 57 489 000 $, contre 30 672 000 $ l'année précédente. Le bénéfice net attribuable à la société s'est élevé à 45 081 000 $ ou 0,21 $ par action de base et diluée, contre 16 403 000 $ ou 0,08 $ par action de base et diluée l'année précédente. Le bénéfice net s'est élevé à 45 081 000 $, contre 16 403 000 $ l'année précédente. La trésorerie nette provenant des activités d'exploitation s'est élevée à 119 572 000 $, contre 38 304 000 $ l'année précédente. La mise en valeur des propriétés de pétrole et de gaz naturel s'est élevée à 206 986 000 $, contre 120 919 000 $ l'année précédente. Les autres dépenses en capital se sont élevées à 611 000 $, contre 693 000 $ l'année précédente. Le bénéfice net ajusté s'est élevé à 43 281 000 $ ou 0,20 $ par action de base et diluée, contre 9 855 000 $ ou 0,05 $ par action de base et diluée l'année précédente. L'EBITDAX ajusté s'est élevé à 118 597 000 dollars, contre 39 287 000 dollars l'année précédente. Les dépenses d'investissement pour les activités de forage et de complétion se sont élevées à 176,2 millions de dollars pour le trimestre clos le 30 juin 2018, ce qui représente le capital dépensé pour forer et compléter 19 puits bruts (15,3 nets), dont 15 puits bruts (13,7 nets) ont été forés et complétés par Jagged Peak. Pour le semestre, la société a déclaré des revenus totaux de 287 729 000 $, contre 92 439 000 $ il y a un an. Le revenu d'exploitation s'est élevé à 50 461 000 $, contre une perte de 388 727 000 $ l'année précédente. Le bénéfice avant impôts sur le revenu s'est élevé à 27 730 000 $, contre une perte de 345 841 000 $ l'année précédente. Le bénéfice net attribuable à la société s'est élevé à 5 678 000 $ ou 0,03 $ par action de base et diluée, contre une perte de 74 002 000 $ ou 0,35 $ par action de base et diluée l'année précédente. Le revenu net s'est élevé à 5 678 000 $, contre une perte de 449 478 000 $ l'année précédente. La trésorerie nette provenant des activités d'exploitation s'est élevée à 199 814 000 $, contre 60 005 000 $ l'année précédente. La mise en valeur des propriétés de pétrole et de gaz naturel s'est élevée à 392 968 000 $, contre 195 212 000 $ l'année précédente. Les autres dépenses en capital se sont élevées à 1 881 000 $, contre 1 456 000 $ l'année précédente. Le bénéfice net ajusté s'est élevé à 69 643 000 $ ou 0,33 $ par action de base et diluée, contre 20 363 000 $ ou 0,10 $ par action de base et diluée l'année précédente. L'EBITDAX ajusté s'est élevé à 204 124 000 dollars, contre 68 411 000 dollars l'année précédente. Pour le trimestre, la société a déclaré une production journalière moyenne de 34,6 MBoe par jour, soit 8 % de plus que la limite supérieure de la fourchette d'orientation de la société, qui est de 31,0 à 32,0 MBoe/jour. La production de pétrole pour le trimestre s'est élevée en moyenne à 26,9 MBbls par jour. La forte croissance de la production au cours du trimestre est attribuée à la bonne performance des puits mis en service au cours du trimestre. La production quotidienne moyenne du deuxième trimestre a augmenté séquentiellement de 25 % par rapport au premier trimestre de 2018 et de 135 % par rapport au deuxième trimestre de 2017. Le panorama de production du deuxième trimestre est resté essentiellement inchangé par rapport au trimestre précédent et se compose de 78 % de pétrole, 12 % de gaz naturel et 10 % de LGN. Pour le trimestre, la société a produit du pétrole à hauteur de 2 450 MBbls, contre 1 079 MBbls un an plus tôt. Le gaz naturel s'est élevé à 2 220 MMcf, contre 719 MMcf l'année précédente. Les LGN ont atteint 325 MBbls, contre 140 MBbls l'année précédente. Les volumes combinés se sont élevés à 3 145 MBoe, contre 1 339 MBoe l'année précédente. Pour le troisième trimestre se terminant le 30 septembre 2018, la Société prévoit que la production équivalente quotidienne moyenne se situera dans une fourchette de 33,0 35,0 MBoe/j. La production quotidienne moyenne de pétrole devrait se situer dans une fourchette de 25,5 27,5 MBbls/j. Pour l'ensemble de l'exercice clos le 31 décembre 2018, la société prévoit que la production pétrolière quotidienne moyenne se situera dans une fourchette de 25,0 à 27,0 MBbls/j. Les charges d'exploitation de location se situent dans une fourchette de 3,25 à 4,00 Boe. Les frais généraux et administratifs en espèces devraient se situer entre 44 et 46 millions de dollars. Les taxes à la production et ad valorem devraient se situer entre 6,5 % et 7,5 %. Le programme actualisé de la société prévoit la mise en service de 45 à 47 puits bruts exploités, par rapport au budget initial de 42 à 46 puits bruts exploités mis en service, et prévoit l'achèvement d'environ 440 000 pieds latéraux nets, y compris les activités non exploitées. Le capital de ce programme actualisé devrait se situer entre 668 millions et 702 millions de dollars, dont 650 millions à 680 millions de dollars alloués au forage et à la complétion. En comparaison, l'allocation précédente pour le capital de forage et de complétion était de 540 à 590 millions de dollars. Le programme mis à jour devrait permettre d'atteindre des volumes de production de 32,0 à 34,0 MBoe par jour, par rapport à la fourchette d'orientation précédente de 28,0 à 31,0 MBoe par jour. Le capital de développement total devrait se situer entre 668 millions et 702 millions de dollars. Environ 650 à 680 millions de dollars budgétisés pour les coûts de forage et de complétion. Environ 18 à 22 millions de dollars budgétisés pour les coûts de construction de l'infrastructure hydraulique.