Roan Resources, Inc. ha annunciato i risultati operativi per il secondo trimestre e i sei mesi conclusi il 30 giugno 2019. La produzione media giornaliera del secondo trimestre 2019 dei companys è stata di circa 50,8 MBoe/d (26% petrolio, 29% NGLs, 45% gas), che ha superato la guidance regolata di 50 MBoe/d, e ha rappresentato un aumento del 41% rispetto al secondo trimestre del 2018. Il petrolio (MBbls) è stato di 1.198 rispetto agli 877 di un anno fa. Il gas naturale (MMcf) è stato di 12.533 rispetto a 9.157 di un anno fa. I liquidi di gas naturale (MBbls) erano 1.339 rispetto a 883 un anno fa. I volumi totali (MBoe) erano 4.626 rispetto a 3.286 un anno fa. L'azienda ha perforato 17 pozzi operati lordi (12.7 netti) (30.5 miglia laterali lorde) durante il secondo trimestre. L'azienda inoltre ha portato in linea 22 pozzi funzionati lordi (15.3 netti) durante il quarto, che è tre davanti al programma dovuto un miglioramento nei tempi di ciclo. Il tasso medio di 30 giorni per i 22 pozzi operati lordi portati in linea durante il quarto era 1.165 MBoe/d (42% olio, 23% NGLs, 35% gas), una volta normalizzato ad un laterale da 10.000 piedi, con una lunghezza laterale media reale di 8.900 piedi. I pozzi di punto culminante dal secondo trimestre includono l'unità del gioco pazzo, i pozzi del conte di Mayes, i pozzi dello scorrevole di vittoria di Mayes, l'unità di Zenyatta e l'unità rossa del fascino della pallottola/argento. L'unità del gioco pazzo di 4 pozzi ha avuta un IP medio di 30 giorni di 1.601 Boe/d (44% olio, 20% NGLs, 36% gas) e un IP medio di 90 giorni di 1.240 Boe/d (42% olio, 20% NGLs, 38% gas) da un laterale normalizzato 10.000 piedi (con una lunghezza laterale reale di 6.780 piedi), con un costo medio bene sotto 7 milioni. I tre pozzi ottimizzati di Mayes nell'unità di Earl hanno avuti un IP medio di 30 giorni di 1.466 Boe/d (39% petrolio, 24% NGLs, 37% gas) e un IP medio di 90 giorni di 1.222 Boe/d (32% petrolio, 24% NGLs, 44% gas) da un laterale normalizzato di 10.000 piedi (con una lunghezza laterale reale di 10.160 piedi), con un costo medio bene 7.4 milioni. I due pozzi dello scorrevole di vittoria di Mayes hanno avuti un IP medio di 30 giorni di 1.170 Boe/d (67% petrolio, 15% NGLs, 18% gas) e un IP medio di 60 giorni di 1.091 Boe/d (64% petrolio, 17% NGLs, 19% gas) da un laterale normalizzato di 10.000 piedi (con una lunghezza laterale reale di 9.900 piedi), con un costo pozzo medio di circa 6million. L'unità di Zenyatta è un'unità di Woodford di 2 pozzi situata nella contea di Stephens con circa 1.000 piedi di separazione orizzontale fra i wellbores ed ha provato due zone differenti di Woodford, situate nello SCOOP del sud. L'unità Zenyatta a 2 pozzi ha avuto un IP medio di 30 giorni di 1.104 Boe/d (32% petrolio, 32% NGLs, 36% gas) e un IP medio di 90 giorni di 1.004 Boe/d (27% petrolio, 34% NGLs, 39% gas) da un laterale normalizzato di 10.000 piedi (con una lunghezza laterale reale di 9.750 piedi). L'unità rossa del fascino della pallottola/argento è stata completata alla conclusione del secondo trimestre ed è un'unità 4-well, con due pozzi di Mayes e due pozzi di Woodford, con 800 - 1.160 piedi della separazione orizzontale e circa 200 piedi della separazione verticale fra i wellbores situati nel merge occidentale. I tassi medi per pozzo di 30 giorni di IP sono i seguenti: L'unità Red Bullet/Silver Charm a 4 pozzi ha fatto fluire una media di 1.545 Boe/d (41% petrolio, 26% NGLs, 33% gas) da un laterale normalizzato di 10.000 piedi (con una lunghezza laterale effettiva di 9.500 piedi), con un costo medio del pozzo di circa 8 milioni. I tempi di perforazione continuano a migliorare e l'azienda ha perforato il suo pozzo di 2 miglia più veloce fino ad oggi durante il trimestre. Il pozzo di Fusaichi Pegasus 9-4-13-6 3MXH è stato perforato in 6.4 giorni, quasi 60% più veloce del tempo medio di perforazione per i pozzi di 2 miglia di Mayes. Come risultato dei tempi di perforazione più veloci, i costi di perforazione continuano a diminuire. L'azienda ha perforato i relativi pozzi per un costo medio per piede di $140, circa 25% più basso del quarto precedente. Anche i costi di completamento per piede sono migliorati di circa il 20% rispetto al primo trimestre del 2019 come risultato di costi di servizio più bassi, disegni di frac più efficienti e drillout più efficienti. Per i sei mesi, il petrolio (MBbls) della società è stato 2.337 rispetto a 1.915 un anno fa. Il gas naturale (MMcf) era 24.153 rispetto a 18.069 un anno fa. I liquidi del gas naturale (MBbls) erano 2.668 rispetto a 1.757 un anno fa. I volumi totali (MBoe) erano 9.031 rispetto a 6.684 un anno fa. I volumi totali quotidiani medi (MBoe/d) 49.9 rispetto a 36.9 un anno fa. Per il resto dell'anno, l'azienda sta proiettando sarà nel rifiuto dell'etano invece del recupero dell'etano, che colpisce la produzione su una base mensile da circa 3.3 MBoe/d. Dopo aver incorporato gli aggiustamenti per il rifiuto dell'etano per il periodo previsto e la sovraperformance del secondo trimestre, la Società sta aggiornando la sua guida di produzione per l'intero anno 2019 per essere tra 50,5 MBoe/d e 53,5 MBoe/d.