La primera pregunta es de Josh Silverstein, de UBS.

Josh, es una excelente pregunta. Nuestro plan para el '26 se mantiene sin cambios respecto al trimestre pasado. Obviamente, hemos actualizado las previsiones de volumen para reflejar el rendimiento acumulado en lo que va de año. El trimestre pasado, como bien has dicho, aprovechamos la flexibilidad de nuestra cartera en múltiples cuencas para reasignar parte del capital entre nuestros activos fundamentales, lo que se tradujo en volúmenes de petróleo incrementales este año y también nos posicionó mejor para el '27.

Aunque creo que aún es un poco pronto para entrar en detalles sobre el 27, diría que, a medida que evaluamos los fundamentos del mercado del petróleo, vemos la necesidad potencial de un aumento incremental de la oferta. Así es como nos encontramos hoy. Y si esto sigue siendo así, esperaría que nuestro plan para el próximo año refleje realmente nuestro escenario de 3 años, que básicamente contempla un crecimiento del petróleo de un solo dígito bajo, y para el cual hemos establecido algunas métricas financieras, asumiendo un rango de precios del WTI de entre $60 y $80. Diría que seguimos preservando mucha opcionalidad, y continuaremos evaluando todas las consideraciones, incluidos los factores macroeconómicos, a medida que avancemos en lo que queda de año y definamos mejor nuestro plan para 2027.

Sí, Josh, es una excelente pregunta. Me encanta hablar de los UAE esta mañana. Estamos sumamente entusiasmados con nuestro progreso en la región. Entramos en la zona porque vimos oportunidades de subsuelo bastante convincentes con resultados de producción positivos tras el desarrollo horizontal previo. Pudimos colaborar para encontrar excelentes socios allí. Y lo que hemos logrado en las primeras etapas aquí, particularmente en los UAE, realmente ha reforzado nuestra convicción.

Ahora bien, tenemos, creo que ya lo hemos mencionado anteriormente, una fase de exploración de 3 años, y se trata de una estructura de JV en la que ADNOC tiene la opción de participar de nuevo. Pero más allá de eso, consideramos que esto se encuentra en fase de exploración. Por lo tanto, no diría que nos estemos comprometiendo con plazos estrictos o resultados estrictos. Iremos integrando los datos a medida que lleguen. Seguimos manteniendo una presencia activa allí.

Y a medida que avanzamos, estamos buscando... estos son pozos iniciales en una cuenca de frontera, por lo que no solo buscamos los resultados de los pozos, sino también cómo producirán con el paso del tiempo y cómo responderán al levantamiento artificial. Y además, estamos analizando otros aspectos. Nos gustaría delimitar un área más amplia dentro de la concesión de 900,000 acres. Obviamente, sería difícil delimitar la totalidad de los 900,000 acres, pero contamos con diferentes entornos geológicos que hemos captado con esa concesión. Por lo tanto, nos gustaría probar la repetibilidad a través de ellos.

Y también nos gustaría ver cómo madura la industria de servicios, si responden con la misma rapidez con la que nos estamos moviendo, de modo que podamos introducir algo de equipo no convencional adicional en la región. Creo que la conclusión principal aquí es que lo que hemos demostrado hasta ahora es que probablemente no le sorprenda a nadie que haya petróleo en los UAE. Pero creo que, lo más importante, es que la forma en que analizamos esto internamente es que esto no es simplemente otro yacimiento de shale. Lo que esto demuestra realmente es la verdadera oportunidad que existe para los no convencionales internacionales y la verdadera oportunidad y ventaja competitiva que tenemos si logramos aplicar con éxito nuestro modelo operativo en el extranjero.

La siguiente pregunta es de Steve Richardson, de Evercore.

Sí, Steve, habla Jeff. Te daré una breve actualización sobre el Chalk. Como mencionamos en nuestras observaciones iniciales, hemos identificado y arrendado unas 60.000 acres en el Austin Chalk. Y lo que yo llamaría es que es verdaderamente un "sweet spot". Todavía estamos intentando determinar su extensión, pero realmente sentimos que hemos arrendado la mayor parte del sweet spot, y por eso podemos hablar de ello ahora mismo. En cuanto a su ubicación, se encuentra justo al sureste de nuestra extensión de Eastern Eagle Ford, para que tengas una idea de su posición.

Así que adquirimos la superficie principalmente mediante arrendamientos orgánicos, y quizás algunas pequeñas adquisiciones, con un promedio de unos 1.200 dólares por acre allí. Y hasta la fecha, hemos perforado unos 12 pozos con un rendimiento realmente alto que confirman que la zona tiene una rentabilidad muy sólida que cumple con nuestras tasas de rentabilidad mínima. Actualmente, en los pozos que hemos perforado, estamos viendo periodos de recuperación de menos de un año y rendimientos superiores al 100% con un WTI a 65 dólares, lo cual es competitivo. Está prácticamente a la par con nuestro activo principal en Eagle Ford.

Otra cosa que diré para dar más detalles sobre la estrategia es que se encuentra en una zona algo más profunda en el Eagle Ford. Se vuelve un poco más profunda y madura, por lo que tiende a ser una combinación con más gas asociado. Sin embargo, cuando se observa el rendimiento total de líquidos, es muy comparable al Eagle Ford propiamente dicho.

Hemos identificado en este punto óptimo de 60,000 acres aproximadamente 125 ubicaciones restantes de 2 millas. Y lo que esto hace realmente es añadir aproximadamente un año completo adicional de inventario de perforación, al ritmo actual, a nuestra división de San Antonio.

Y en cuanto a la asignación de capital, creo que se mantendrán de forma equilibrada dentro de nuestro desarrollo principal en Eagle Ford desde ese aspecto. Como dije, estamos hablando de un punto óptimo. Así que se integrará prácticamente en la mezcla de nuestro desarrollo principal estándar en Eagle Ford y Austin Chalk que desarrollaremos durante los próximos años.

Y al sumar todo esto, lo que me gustaría decir es que esto realmente muestra el beneficio de la cultura descentralizada y de las divisiones de la compañía. En cada una de nuestras divisiones, siempre estamos buscando estas nuevas oportunidades, extensiones de yacimientos o bypass pay, para que puedan seguir aportando valor en cada una de sus áreas. Y también buscamos aprovechar nuestra experiencia técnica y operativa. Realmente lo hicimos en este sweet spot de Austin Chalk porque, al desplazarnos hacia el sur, pudimos apoyarnos en nuestras operaciones de alta temperatura y alta presión de Dorado y aplicar gran parte de lo aprendido allí para impulsarlo realmente. Así que es solo otro gran ejemplo de cómo aprovechamos nuestra experiencia en exploración para seguir extendiendo la vida de los recursos en cada una de nuestras divisiones y seguir mejorando el perfil de rentabilidad de la compañía.

Sí, Steve, agradezco ese detalle. Siempre hemos mantenido un programa de exploración internacional. Como sabes, todos los presentes en la llamada nos han seguido durante varios años; agradecemos ese apoyo. Y, por tanto, ya sabéis que hemos entrado y salido de diversos conjuntos de oportunidades internacionales, incluyendo la cuenca de Sichuan en China. También tuvimos una actividad de exploración hace unos años en Oman. Y todo eso se va construyendo sobre la base de lo anterior. Fueron las relaciones y algunos de los logros técnicos que alcanzamos en Oman lo que realmente ayudó a poner en marcha la relación tanto con Bapco como con ADNOC. Y creo que tienes razón; creo que esto seguirá abriendo nuevas oportunidades.

Eso no quiere decir que no estemos explorando a nivel nacional. De hecho, todavía tenemos un programa de exploración nacional más amplio que el internacional. Parte de la razón es que, para nosotros, llevar un prospecto internacional hasta la línea de meta requiere un esfuerzo mayor. Todo empieza con la calidad del subsuelo. Ya hemos hablado de esto anteriormente. Necesita tener el tamaño, la escala y, ciertamente, la rentabilidad suficiente para competir con creces con nuestra cartera nacional. Y diría que eso incluye el acceso potencial a mercados premium.

Lo otro son los socios excepcionales y la estabilidad geopolítica. Y, si están disponibles, preferimos realmente las zonas que ya cuentan con servicios de campo petrolífero, áreas donde podamos aprovechar nuestras tecnologías y experiencia para desarrollar, como dije hace unos minutos, y aplicar realmente el modelo operativo de EOG. Así que, en última instancia, nos centramos en buscar oportunidades adicionales que cumplan tanto con las consideraciones del subsuelo como con las de superficie y que, al final, tengan la escala y la rentabilidad necesarias para competir.

La siguiente pregunta es de Arun Jayaram, de JPMorgan Securities.

Arun, soy Keith. Sí, hemos visto —creo que ya hemos hablado de ello anteriormente— que la gran analogía que vemos en los EAU es la comparación con el Eagle Ford. Lo vemos en el tipo de roca. Lo vemos en la combinación de productos. Teníamos un modelo para la zona de explotación de los EAU. Era una zona de petróleo negro y extrajimos analogías del Eagle Ford. Y los resultados de los pozos de nuestros dos primeros pozos están en línea con esas expectativas, incluyendo el GOR y el API.

Si nos fijamos simplemente en lo que estamos viendo en los EE. UU., estamos sumamente entusiasmados con nuestros esfuerzos de exploración nacional. Tenemos múltiples proyectos de exploración en funcionamiento en todas nuestras divisiones. Creo que la incorporación de Austin Chalk que anunciamos este trimestre es un excelente ejemplo de cómo nuestros equipos están utilizando analogías de yacimientos exitosos y capacidades operativas desarrolladas en toda la cartera para comprender mejor y mejorar la rentabilidad de nuevas cuencas, como en los UAE, así como de cuencas tradicionales más antiguas. También tenemos varios prospectos no convencionales en el Lower 48 en marcha, así como un prospecto de arenisca convencional en Alaska.

Nuestra exploración orgánica siempre ha sido una competencia principal de EOG. Hemos desarrollado una profunda experiencia técnica, bases de datos propias y acumulamos aprendizajes de la perforación de miles de pozos en múltiples tipos de roca. Centramos nuestra exploración realmente en añadir valor a la parte superior de nuestro inventario, elevando la calidad general de los activos en lugar de simplemente añadir recursos. Creo que nuestra trayectoria en exploración habla por sí sola. Durante los últimos años, hemos mejorado la calidad de nuestra base de recursos y hemos ampliado nuestra cartera de activos fundamentales, incluyendo Utica y Dorado, al tiempo que expandimos los esfuerzos de exploración en Bahrain y los UAE.

Arun, habla Jeff. Voy a comentar rápidamente el tema de los costes de los pozos. Lo primero que señalaremos, obviamente, y de lo que eres plenamente consciente, es que estamos en una fase muy temprana del proceso aquí en los UAE. Pero, como ocurre en cualquier proyecto de exploración, nuestros costes iniciales de los pozos tenderán a ser un poco más altos al principio, y luego los iremos reduciendo con el tiempo, tal como hacemos con todos nuestros proyectos a medida que avanzamos en el proceso.

Algunas cosas que tendré en cuenta son que, para la fase de exploración actual, estamos utilizando a muchos de los proveedores de servicios que ya operan en la región, y suelen disponer de servicios y equipos adecuados para dicha fase; sin embargo, definitivamente se pueden realizar muchas mejoras mediante la utilización de servicios verdaderamente no convencionales. Así que esa es una cuestión que intentaremos mejorar con el tiempo. Además, a medida que apliquemos las mejores prácticas y el conocimiento técnico de EOG, contaremos con equipos de perforación de alta especificación, motores EOG, flotas de fracturación de alto ritmo y arena de la cuenca. Una vez que apliquemos realmente todos estos elementos a lo largo del tiempo y perforamos cada vez más pozos, seguiremos reduciendo el coste de cada pozo de forma progresiva.

Y luego, en cuanto a la profundidad total de este yacimiento, obviamente son 900,000 acres en total, por lo que varía un poco. Pero yo diría que unos 10,000 pies de TVD sería probablemente un promedio bastante bueno para utilizar.

La siguiente pregunta es de Scott Hanold, de RBC Capital Markets.

Lo siento, Scott, ha sido culpa mía. Habla Ezra. Sí, respecto a tu pregunta sobre la exploración general, especialmente, creo que te has referido a Canada allí. Permíteme decir que, en cuanto a Canada, creo que tienes razón. Siempre hay que entrar con la vista puesta en la salida. Es realmente lo más complicado en Canada. Ahora han hecho algunas cosas en el aspecto regulatorio y ha habido cierta inversión en la región que, con suerte, aclarará parte de esa situación en el futuro.

Diría que algunas de las zonas más conocidas son el Deep Basin y algunas de las áreas donde el Duvernay ha empezado a mostrar cierto potencial en los últimos años. Hay muchas empresas junior canadienses allí que han realizado un gran trabajo. Creo que la región es una que podría beneficiarse potencialmente de algunas de las tecnologías que se han utilizado más aquí en los Lower 48, en el Permian, ciertamente en el Eagle Ford y en algunas de las cosas que estamos haciendo en el Utica.

Pero, en general, lo que diría al comparar y contrastar el ámbito internacional frente a los recursos nacionales en los EE. UU., tal como mencionó Keith, es que seguimos viendo un conjunto de oportunidades sólidas también en los Lower 48. Para ser perfectamente honesto, hoy en día todo es esencialmente algún tipo de bypass pay. No diría que queden necesariamente cuencas fronterizas en los Lower 48, pero hay muchos lugares donde es necesario volver a aplicar nueva tecnología a algunos de los recursos más antiguos, tanto convencionales como no convencionales, que no se han examinado en mucho tiempo.

Como ha insinuado Keith, creo que también se está empezando a ver ese tipo de renacimiento en Alaska, donde ya sea debido a nuevos modelos geológicos o a un nuevo procesamiento sísmico, realmente se está empezando a desbloquear una gran cantidad de recursos en una zona que, históricamente, es obviamente conocida por su abundancia de recursos. Y creo que lo mismo se extiende a Canadá, ciertamente a Alberta.

Scott, soy Jeff. Sí, tal como comentamos en llamadas anteriores y como hemos destacado, el año pasado realizamos un cambio en nuestra estrategia de desarrollo, añadiendo múltiples nuevos objetivos de alta rentabilidad y con el objetivo real de seguir maximizando el valor de ese activo. Y eso ha ido de maravilla. Seguimos obteniendo excelentes resultados aplicando esa misma estrategia de desarrollo. Por lo tanto, lo primero es que no hay cambios al respecto, seguimos aplicando la misma estrategia.

Y los resultados de los pozos que estamos viendo están en línea con nuestras expectativas desde el punto de vista de las previsiones. Es decir, obviamente habrá cierta variabilidad a medida que nos desplazamos por nuestra superficie, ya que hay una pequeña diferencia en la combinación de pozos. Pero, además de eso, siempre estamos innovando y buscamos impulsar las operaciones técnicamente. Así que siempre estamos intentando ajustar un poco nuestros objetivos en cada pozo para mejorar.

Siempre buscamos optimizar nuestro diseño de fracturación, ya sea ajustando diferentes componentes. Uno de los aspectos principales en los que nos hemos centrado es en añadir potencia adicional y enfocarnos en el ritmo de bombeo. Así, todos estos pequeños detalles ayudan a mejorar el rendimiento del pozo. Lo que diría es que no buscamos un éxito rotundo de golpe; en realidad, realizamos pequeños movimientos iterativos individuales para intentar lograr pequeñas mejoras en el rendimiento que luego podamos extender a todo el programa.

En resumen, estamos extremadamente contentos con lo que estamos viendo en Delaware, y nuestros planes son seguir adelante con nuestra estrategia de desarrollo tal como lo hemos venido haciendo.

La siguiente pregunta es de Phillip Jungwirth, de BMO.

Sí, Phillip, habla Ezra. No podemos decir mucho sobre los detalles de los términos comerciales. Lo que sí diría es que, según lo que hemos visto a nivel global y probablemente el mejor ejemplo, que comenzó con nuestra entrada en Oman, es que hemos visto que algunas de las NOC internacionales están realizando algo de perforación no convencional. Lo que esto ha logrado es, básicamente, elevar el nivel de conocimiento sobre la intensidad de capital de estos yacimientos no convencionales. Esencialmente, se lo hemos demostrado.

Y eso ha hecho que las NOC con las que nos hemos relacionado estén mucho más dispuestas a modificar algunos de los términos históricos que mantenían, los cuales están más alineados con el desarrollo convencional. Ese ha sido el mayor cambio para nosotros. Y, en última instancia, lo que ha hecho posible la entrada en Oman, Bahrain y el UAE es el reconocimiento de que se trata de proyectos con un uso intensivo de capital y que las antiguas estructuras de PSC no eran necesariamente la mejor opción.

Y, por tanto, ambos acuerdos que hemos suscrito son concesiones. Y las concesiones, como sabéis, suelen tener una estructura de impuestos y regalías en lugar de ese PSC, lo que las hace más atractivas.

Y, en última instancia, lo que queremos es tener una visión clara de que la calidad del subsuelo y el entorno de superficie, en lo que respecta a los servicios de campo petrolífero y la forma en que estructuramos el contrato con nuestra capacidad de aportar parte de nuestra propia tecnología, nos permitan —si el modelo funciona como prevemos— ser competitivos; más que competitivos, con nuestro inventario nacional actual. Y eso se basaría tanto en una tasa de rentabilidad, esencialmente una tasa de rentabilidad total, como en un NPV. Por tanto, ambos serían de medio ciclo, pero con la mirada puesta realmente en la economía de ciclo completo.

Sí, Phillip, como sabes, la formación Woodford en la mayor parte de la Delaware Basin es excepcionalmente profunda, con una madurez de gas algo mayor en comparación con la plataforma donde, según creo que se ha divulgado públicamente, se han perforado varios pozos. Se encuentra entre fallas importantes, pero donde sí existe cierta ventana de petróleo.

Dado que la mayor parte de nuestra superficie se encuentra en la zona más profunda de la cuenca, en Lea County y Loving County, donde observamos una gran sobrepresión en gran parte de la sección de Permian. El Woodford estaría a profundidades bastante grandes y, francamente, sería muy gaseoso. Creo que, a nivel de toda la industria durante los próximos dos años, no estoy seguro de si el Woodford avanzará tan rápido como el Barnett en lo que respecta a la cuenca de Midland, debido a esa profundidad y a la ventana de madurez de fase. Pero es algo a lo que, creo, habrá que prestar atención a medida que la industria avance.

La siguiente pregunta es de Gabe Daoud, de Truist.

Sí, Gabe, habla Ezra. En ese escenario de 3 años, este año, gran parte de nuestro crecimiento de petróleo interanual proviene realmente de la adquisición de Encino a medida que la integramos. Y además, tenemos un crecimiento que proviene predominantemente de Utica para este año.

Y en nuestro escenario a 3 años, con nuestra cartera de múltiples cuencas, el crecimiento que hemos modelado para un crecimiento de la producción de petróleo de un dígito bajo proviene, de hecho, de forma dominante de la Utica. Y la Delaware Basin, aunque todavía puede crecer este año, en realidad está disminuyendo ligeramente interanual. Y luego, en el plan a 3 años, probablemente esté más en línea con un crecimiento plano o quizás moderado.

Sí, Gabe, es una excelente pregunta. En cuanto al sector del gas, nuestras perspectivas siguen siendo constructivas. Esto se fundamenta en el aumento de la demanda de gas de alimentación para el LNG, el crecimiento del consumo eléctrico, así como un crecimiento constante de la demanda industrial y, en menor medida, posiblemente las exportaciones a México. Prevemos que la demanda de gas natural en EE. UU. crezca entre un 3% y un 5% a una tasa de crecimiento anual compuesto hasta finales de la década.

Prevemos que los niveles de almacenamiento continúen con una mayor volatilidad en relación con ese promedio de 5 años, debido simplemente al aumento de la demanda. Históricamente, lo que hemos observado es que el gas estaba impulsado estacionalmente por el clima y la calefacción residencial y comercial, lo que generaba estas oscilaciones en la demanda cíclica. Realmente sentimos que el futuro estará impulsado por la demanda de electricidad alimentada por la IA, las exportaciones mundiales de LNG, la relocalización industrial (reshoring) y la energía de carga base las 24 horas, los 7 días de la semana para garantizar la fiabilidad de la red. Por lo tanto, nos sentimos mucho más optimistas de cara al futuro.

Y en lo que respecta a nuestro programa de exploración, probablemente estamos ligeramente más sesgados hacia el lado del petróleo. Pero, sinceramente, para nosotros todo se reduce a la rentabilidad. Si podemos encontrar un yacimiento de subsuelo de alta calidad combinado con la capacidad de escalar, reducir nuestros costes y poner a prueba nuestras capacidades operativas, siempre que podamos ofrecer altos rendimientos y sea competitivo con el inventario existente que tenemos, lo analizaremos detenidamente. Pero, en última instancia, creo que nos inclinamos un poco más hacia el optimismo o hacia un enfoque de exploración centrado en el lado de los líquidos, simplemente porque los márgenes tienden a ser bastante mayores que en el lado del gas.

La siguiente pregunta es de Scott Gruber, de Citigroup.

Sí. Es una pregunta interesante, Scott. Todavía es pronto en el proyecto para tomar decisiones sobre DOC, FID o algo parecido. Así que yo lo plantearía quizá de esta manera: desde el primer día, hemos considerado que la fase de exploración consiste tanto en medir el potencial del subsuelo como el entorno operativo. Y esto incluye la disponibilidad de servicios, la calidad del equipo y el acceso a mercados premium, pero también incluye el entorno político general, el estado de derecho y nuestras relaciones con los socios. Por lo tanto, eso siempre ha formado parte de lo que yo diría que, para retomar la pregunta anterior, siempre se ha integrado en nuestros rendimientos ajustados al riesgo: si podemos o no tener allí un proyecto de alto rendimiento real, sostenido y continuo.

Hasta la fecha, esto puede resultar un poco contradictorio, pero en realidad estamos muy, muy contentos con los socios debido al conflicto que está teniendo lugar. De hecho, hemos experimentado una comunicación muy clara y transparente. Hemos visto una gran alineación estratégica entre EOG, ADNOC y Bapco durante un momento muy, muy difícil. Y creo que la prueba es el hecho de que realmente hemos podido continuar las operaciones en los UAE, aunque en menor medida en Bahréin, pero hemos podido mantener las operaciones allí en los UAE con el apoyo de ADNOC.

Por supuesto, ante todo, priorizando la seguridad de nuestros empleados, contratistas y socios, tal como dijo Jeff. Pero para ser totalmente sincera, Scott, esta desafortunada circunstancia ha sido una oportunidad para poner a prueba la relación con nuestros socios. Y en estos casos particulares, nos sentimos extremadamente afortunados de haber entrado en los países con las alianzas que tenemos actualmente.

Scott, habla Jeff. Sí, lo que diría es que no, no hay un solo factor que estemos observando ahí. No se trata de un cambio drástico necesariamente en nuestras cargas de arena durante los últimos años. Quiero decir que sí realizamos ajustes, como ya he dicho. Hacemos pequeños movimientos iterativos de una sola variable. Pero no estamos haciendo nada descabellado con ninguno de nuestros diseños de pozos, como duplicar nuestras cargas totales de fluido o de arena en ellos. Lo que diría es que se trata de algo más bien como el estándar, de ir resolviendo los aspectos fundamentales mediante pequeños movimientos para intentar ver mejoras.

Y el cambio más importante que he visto que hemos realizado en toda la cartera, como ya he mencionado, es centrarnos más en la alta intensidad, aumentando nuestra capacidad operativa y dotando a nuestros ingenieros de las herramientas necesarias para que puedan diseñar los pozos de la forma que consideren adecuada para maximizar realmente la productividad general.

Así que sí, no podemos señalar realmente una única razón para la productividad de los pozos allí. Como dije, creo que es muy consistente desde nuestro punto de vista. Está en línea con nuestras expectativas. Así que sí, vamos a continuar con nuestro programa de desarrollo actual, y seguiremos iterando e intentando optimizar nuestros diseños generales.

La siguiente pregunta es de Charles Meade, de Johnson Rice.

Habla Keith. Sí, los 2 pozos que hemos incorporado eran 2 pozos de 1 milla. Están uno al lado del otro. Así que es un patrón algo pequeño, probando la misma zona. Estamos muy contentos con los primeros 30 días de producción. Esos pozos promediaron más de 25,000 barriles de petróleo por pozo. No nos fijamos solo en la producción; estamos observando la dinámica de la presión y nos gusta lo que vemos para un pozo de petróleo. Los pozos están fluyendo de forma natural por la tubería de revestimiento en este momento, y los pasaremos a elevación artificial en las próximas semanas.

En términos generales, y de forma similar a lo que buscamos en las primeras etapas de cualquier proyecto de exploración, hay varios aspectos que analizamos. Evaluamos nuestra ejecución de geosteering y de la selección de objetivos. Nos gusta ver la confirmación de la mezcla de fluidos en relación con nuestro modelo inicial. También nos gusta dejar que esos pozos fluyan a través del revestimiento sin asistencia de levantamiento inicialmente, solo para evaluar el estado de flujo natural. Esto nos ayuda a entender no solo cómo es el yacimiento, sino cómo responde a nuestro diseño de completación. De cara al futuro, evaluaremos diferentes opciones para el levantamiento artificial. Sin embargo, los resultados de los dos primeros pozos son alentadores en todos estos parámetros que estoy mencionando.

A medida que continuamos evaluando la perspectiva, buscaremos completar pozos en diferentes áreas. Estos 2 pozos se encuentran en la misma zona de la concesión de 900,000 acres. Sin duda, probaremos diferentes zonas de aterrizaje (landing zones). Posteriormente, continuaremos evaluando el rendimiento del pozo durante un periodo de tiempo más prolongado para establecer una curva de declive allí.

Y diría que, en cuanto al diseño de la completación, hemos sido capaces de trasladar las mejores prácticas de Eagle Ford y de nuestras otras zonas de explotación nacionales. Pero creo que también estamos todavía en las primeras etapas en ese sentido. Tenemos que ver cómo creemos que la formación respondió a esto y luego realizar algunos ajustes para optimizar.

Charles, soy Jeff. Gracias por la pregunta. Es una excelente pregunta. Es una de las razones por las que construimos originalmente la planta de procesamiento de gas, Janus, allí en el Permian: vimos que los mercados estaban muy ajustados. De hecho, las tarifas se nos estaban escapando y tuvimos que apostar fuerte y construirla.

Pero lo que diría ahora mismo es que, obviamente, no, ha habido una salida adicional de gas en la segunda mitad del año. Hay otros 4 o 5 o 6 Bcf saliendo de la cuenca. Así que eso va a provocar cierto alivio allí. Y lo que estamos viendo ahora mismo, al menos por las tarifas de procesamiento, es que se mantienen prácticamente en el status quo.

Así que, en realidad, lo que pienso es que es uno de esos proyectos que podemos ampliar otros 300 millones al día, pero no es estrictamente necesario, y podemos utilizarlo y aprovecharlo para jugar con el mercado. Si vuelve a alejarse de nosotros, entonces, obviamente, podemos apostar por ello para invertir en esa infraestructura estratégica y así reducir nuestras comisiones generales y nuestro GP&T.

Con esto concluye nuestra sesión de preguntas y respuestas. Me gustaría ceder de nuevo la palabra al Sr. Yacob para sus comentarios finales.

Agradecemos el tiempo de todos hoy. Solo quiero dar las gracias a nuestros accionistas por su apoyo y un agradecimiento especial a nuestros empleados por lograr otro trimestre excepcional.

La conferencia ha concluido. Ya puede desconectarse.