2014

BNK Petroleum Inc. anuncia los resultados para el cuarto trimestre y año completo 2013

CAMARILLO, California, March 17, 2014 /PRNewswire/ --

Todas las cantidades están expresadas en dólares estadounidenses a menos que se indique lo contrario:


                            Cuarto trimestre de                  Año finalizado en
                       2013         2012          %          2013        2012        %
    Ganancias
    (pérdidas):
    $ miles          $(11.016)    $(4.538)        -       $(19.710)    $(14.948)     -
    $ por acción
    común              $(0,08)     $(0,03)        -         $(0,14)      $(0,10)     -
    asumiendo
    dilución
    Gastos de
    Capital           $36.502      $4.945       638%       $81.772      $40.537    102%
    Producción
    media
    (Boepd)               877       1.681       (48%)          776        1.581    (51%)
    Ingresos brutos
    medios
    Precio de
    producto por
    barril             $70,39      $33,52       110%        $49,39       $34,61     43%
    Valor neto medio
    por barril         $50,65      $17,83       184%        $30,81       $17,75     74%

                                         12/31/2013  12/31/2012
    Efectivo, equivalentes de
    efectivo y valores
    comercializables                           $42.215         $2.836
    Capital
    Laboral                                    $18.854           $472

El director general y consejero delegado de BNK, Wolf Regener, comentó:

"Creo que hemos hecho un excelente progreso el año pasado en los proyectos de Estados Unidos y Europa. En nuestro programa de perforación de la formación de Caney, en el campo de Tishomingo de 2013, nuestros esfuerzos se centraron en reducir el tiempo y coste de perforación, probar la localización lateral óptima dentro de la formación y optimizar las estimulaciones de fractura resultando en un aumento de la tasa de petróleo de cada pozo consecutivo. Estos objetivos se lograron. Los dos últimos pozos que se perforaron y completaron en 2013, el Barnes 7-2H y el Wiggins 12-8H, han sido nuestros pozos de mejor rendimiento hasta la fecha, demostrando unas menores tasas de descenso con porcentajes más altos de petróleo en la mezcla de producción. El pozo Barnes 7-2H, que aún tiene un 15% del lateral izquierdo de estimulación de fractura, tiene una tasa de producción inicial a 60 días de 360 barriles de petróleo al día (bopd) (469 barriles de petróleo equivalente al día (boepd)) y el pozo Wiggins 12-8H, donde solo aproximadamente la mitad de la longitud del lateral se estimuló efectivamente, de 273 bopd (402 boepd). Estos dos pozos fueron los primeros en perforarse en el intervalo del bajo Caney en lugar de la zona de transición que se abordó en los tres primeros pozos. La producción media del cuarto trimestre de la compañía fue de 877 boepd y nuestra producción media de diciembre fue de aproximadamente 1.050 boepd.

"El informe de reservas de final de año 2013 confirmó la creencia de la compañía en el potencial de Caney ya que las reservas brutas demostradas y probables ("2P") de la compañía se estimaron en aproximadamente 15,5 millones de boe, mientras las reservas brutas probadas, probables y posibles ("3P") se estimaron en aproximadamente 40,9 millones de boe.  El valor actual neto de ingresos netos futuros antes de impuestos, descontado al 10%, fue de 286 millones de dólares para las reservas de 2P y 847 millones de dólares para las reservas 3P.  

"Esperamos iniciar nuestro programa de perforación 2014 en el segundo trimestre después de obtener los datos finales del análisis de núcleo Barnes 7-2. Las operaciones de estimulación de fractura comenzarán al final de este mes en el primero de los dos pozos laterales de Caney que no se estimularon totalmente por fractura (el 15% restante del pozo Barnes 7-2H y el pozo Leila 31-2H). Además, el trabajo en las localizaciones e instalación de carcasa de superficie para los dos próximos pozos de Caney ya ha comenzado y se espera que finalice en las próximas semanas.

"En menos de 8 meses tras vender sustancialmente todos nuestros activos de producción pudimos sustituir todos nuestros ingresos ya que nuestros ingresos para el cuatro trimestre de 2013 superaron los ingresos del cuarto trimestre de 2012 en más de 400.000 dólares. Nuestro flujo de efectivo de operaciones para el cuarto trimestre de 2013 fue de 2,3 millones de dólares, que es 1,5 millones de dólares más que en nuestro flujo de efectivo operativo para el cuarto trimestre de 2012. Además, nuestros valores netos de Caney para el cuarto trimestre de 2013 eran de una media de 50,65 dólares por barril, un aumento del 184% sobre los valores netos de la producción de Woodford en el cuarto trimestre del año pasado, que fe de una media de 17,83 dólares por barril.  

"En Polonia, la compañía perforó con éxito y cimentó el pozos Gapowo B-1 en su concesión de Bytow. Estamos animados por las altas muestras de gas encontradas en los 5.900 pues de lateral y esperamos estimular por fractura el primer 30 por ciento de la longitud disponible. Una vez probada esta parte del pozo diseñaremos la estimulación para el resto del lateral, incorporando lo que aprendemos de la primera estimulación.

"El diseño de estimulación por fractura para la primera parte del pozo Gapowo B-1 se ha completado, se han seleccionado los subcontratistas y el trabajo de localización está en marcha. Esperamos comenzar la estimulación por fractura de este pozo tan pronto como el trabajo de localización se haya completado.

"En 2013, Saponis Investments Sp. z o.o ("Saponis") decidió renunciar a las concesiones de Slawno y Starogard, al tiempo que se retenía la concesión de Slupsk. En diciembre de 2013, la compañía aumentó su propiedad en Saponis al 57,04%, desde el 26,7%. Esto desencadenó una prueba de deterioro del interés de Saponis de la compañía bajo las normas de IFRS y el deterioro restante más la suscripción de las dos concesiones contribuyó a que la compañía registrase una pérdida de 7,5 millones de dólares de inversiones de valor. Sin embargo, la compañía cree que su interés en Saponis es más valioso ahora que antes de estos eventos debido a su mayor interés en la concesión más prospectiva de Slupsk.

"La compañía incurrió en una pérdida de 11,0 millones de dólares en el cuarto trimestre de 2013, lo que incluye la inversión de capital de Saponis de 7,5 millones de dólares no recurrentes y una suscripción de 1,7 millones de dólares del arrendamiento de Darlowo en Polonia, frente a una pérdida de 4,5 millones de dólares en el cuarto trimestre de 2012.  

"Para el año 2013, la compañía incurrió en una pérdida de 19,7 millones de dólares frente a una pérdida de 14,9 millones de dólares en 2012. Los ingresos de petróleo y gas se redujeron 4,9 millones de dólares, o un 30% debido a una reducción en la producción media por día debido a la venta por la compañía en abril de 2013 de todos los derechos en Woodford y otras formaciones en el campo de Tishomingo (la "venta de  Woodford"), que se vio compensado por la producción de nuestros pozos de Caney posteriormente perforados y un aumento en el precio medio por barril.  

"La compañía registró una ganancia de 9,5 millones de dólares en la venta de Woodford, y utilizó una parte de las ganancias para pagar su deuda de 41 millones de dólares a 100.000 dólares. Compensando esta ganancia estuvieron los 3,5 millones de dólares relacionados con la amortización de los costes financieros diferidos, una multa prepago de 2,5 millones de dólares y un pago de 2,5 millones de dólares para establecer todos nuestros contratos de servicios financieros".

INFORMACIÓN DESTACADA DEL CUARTO TRIMESTRE:

  • Perforados y estimulados por fractura los pozos Barnes 7-2H y Wiggins 12-8H en la formación de Caney en el campo de Tishomingo
  • Recepción de la EIA necesaria y modificación de la concesión para la perforación del pozo lateral Gapowo B-1 en Polonia
  • En enero de 2014 se completaron la perforación y casación del pozo Gapowo B-1, que se espera se estimule por fractura en el segundo trimestre de 2014
  • Los ingresos de petróleo y gas fueron de 4,6 millones de dólares, cifra que ha superado a la del trimestre del año anterior por primera vez desde la venta de Woodford
  • El flujo de caja de las actividades operativas fue de 2,3 millones de dólares frente al flujo de caja operativo del año anterior, que se situó en 08, millones de dólares
  • Los valores netos fueron de 50,65 dólares por barril, frente a los 17,83 dólares del cuarto trimestre del año anterior
  • La producción siguió aumentando, después de la venta de Woodford, consiguiendo una media de 877 BOEPD en el trimestre
  • Los gastos generales y administrativos se redujeron en 1 millón de dólares debido a los esfuerzos continuado de reducción de la plantilla y los costes menores en Europa
  • Pérdida de 11 millones de dólares en el cuarto trimestre del año 2013 frente a la pérdida de 4,5 millones de dólares en el tercer trimestre de 2012 debido a la pérdida de inversiones en las sociedades mixtas de 7,4 millones de dólares en 2013
  • Al finalizar el trimestre, los activos y valores comercializables alcanzaron los 42,2 millones de dólares, y el capital laboral fue de 18,9 millones de dólares

Cuarto trimestre de 2013 frente a cuarto trimestre de 2012

Los ingresos de petróleo y gas netos de royalties alcanzaron los 4.613.000 dólares en el trimestre, frente a los 4.212.000 dólares del cuarto trimestre de 2012. Los ingresos de petróleo fueron de 4.716.000 dólares en el trimestre, frente a los 1.822.000 dólares en el cuarto trimestre de 2012, lo que supone un aumento de un 159% al tiempo que aumenta la producción un 118% hasta una media de 533 barriles por día debido a la mezcla de producción de los pozos de Caney mientras que los precios de petróleo aumentaron un 19% o 15,20 dólares por barril. Los ingresos de gas natural se redujeron en 1.008.000 dólares o en un 79% al tiempo que la producción de gas natural se redujo hasta los 690 mcfd debido a la venta de Woodford y mezcla de producción de los pozos de Caney, mientras que los precios de gas natural medios por mcf aumentaron un 3%. Los ingresos NGL se redujeron en 1.391.000 o un 67% hasta llegar a los 690.000 dólares a la vez que la producción media se redujo en un 73% hasta los 197 boepd como resultado de la venta de Woodford y de la mezcla de producción de los pozos de Caney mientras que la media de los precios NGL aumentó un 22% hasta los 38,03 dólares por barril.

Los otros ingresos se redujeron en 735.000 dólares hasta los 163.000 dólares a la vez que los resultados del cuarto trimestre de 2012 incluyeron ganancias de la eliminación de las obligaciones de retirada de activos de los pozos ya no eran propiedad de la compañía.

Los gastos de exploración y evaluación aumentaron en 859.000 dólares entre los trimestres debido a la pérdida del pozo de Darlowo en Polonia.

Los gastos de producción y funcionamiento se redujeron en 925.000 dólares entre los trimestres debido a la venta de Woodford.

Los gastos de disminución y depreciación se redujeron en 189.000 dólares entre los trimestres gracias a la reducción de la producción y base de disminución y menor producción como resultado de la venta de Woodford.

Los gastos generales y administrativos se redujeron en 954.000 dólares entre los trimestres debidos principalmente al menor pago y costes relacionados y las menores tarifas profesionales incurridas en Europa relacionadas con las tasas legales, de contabilidad y gestión, que se vieron ensombrecidas en parte por unas tasas de director más elevadas incurridas en el año 2013.

La compensación basada en el stock aumentó en 524.000 dólares entre los trimestres debido a la concesión de stock options en el cuarto trimestre de 2013.

Los ingresos por finanzas se redujeron en 344.000 dólares debido a las ganancias conseguidas en contratos financieros de valores en 2012. Los gastos de finanzas se redujeron en 774.000 dólares debidos principalmente a los intereses de los préstamos y concesiones de 384.000 dólares en 2012 y las pérdidas no conseguidas de contratos de servicios públicos financieros en 2012.

En el cuarto trimestre de 2013 se incurrieron en unos gastos de capital de 36.502.000 dólares, casi todos ellos invertidos en Oklahoma.

INFORMACIÓN DESTACADA DEL AÑO COMPLETO 2013

  • Perforación y estimulación por fractura en los cinco pozos de la formación Caney en el campo de Tishomingo
  • Cierra de la venta de Woodford en abril de 2013 por 146,4 millones de dólares
  • Pago de las instalaciones de crédito de la compañía de 41 millones de dólares hasta los 100.000 dólares en conexión con la venta de Woodford
  • Establecimiento de todos los contratos derivados financieros en abril de 2013 en conexión con la venta de Woodford Sale y las pérdidas incurridas y realizadas de 2,5 millones de dólares
  • Aumento de los gastos de capital de 40,7 millones de dólares o un 99% hasta los 81,8 millones de dólares principalmente debido al programa de perforación de 2013 en Oklahoma, que llegó a los 78,1 millones de dólares en el año terminado en 2013. Los gastos de capital 2012 incluyeron 28 millones de dólares de gastos de capital para los activos de exploración y evaluación, principalmente en Polonia
  • Los gastos generales y administrativos se redujeron en 2,9 millones de dólares debido principalmente a las reducciones de personal y costes menores en Europa
  • La producción media se redujo en un 51% entre los años comparativos debido a la venta de Woodford, que se vio ensombrecida en parte por la producción de los nuevos pozos de Caney
  • Se incurrió en una pérdida neta de 19,7 millones de dólares en el año terminado en 2013 frente a la pérdida de 14,9 millones de dólares en 2012, ensombrecida en parte por la pérdida de inversión en las sociedades mixtas de 7,5 millones de dólares en 2013 y los 1,7 millones de dólares de retirada de la concesión polaca de Darlowo

Año completo 2013 frente a año completo 2012

Los ingresos de petróleo y gas natural netos de royalties se redujeron en 4.902.000 dólares o un 30% hasta los 11.371.000 dólares. Los ingresos de petróleo antes de royalties aumentaron en 624.000 dólares hasta los 9.149.000 dólares debido a un aumento de un 2% en la producción gracias a la mezcla de producción de los pozos de Caney y a un aumento de un 6% en los precios entre los años. Los ingresos de gas natural antes de royalties se redujeron en 2.086.000 dólares o un 54% debido a la reducción del 62% de la producción media gracias a la venta de Woodford y mezcla de producción de los pozos de Caney, ensombrecido en parte por un aumento de un 23% en los precios del gas natural por mcf. Los ingresos NGL antes de royalties cayeron en 4.574.000 dólares o un 60% hasta los 3.054.000 dólares debido a una reducción de un 60% en la producción media por día gracias a la venta de Woodford y mezcla de producción de los pozos de Caney.

Los otros ingresos se redujeron debido a las ganancias de 2012 de la eliminación de las obligaciones de retirada de activos para los pozos que ya no eran propiedad de la compañía.

Los gastos de exploración y evaluación aumentaron en 606.000 dólares debido a la retirada de la concesión de Darlowo en Polonia.

Los gastos de producción y operativos se redujeron en un 56% hasta los 2.641.000 dólares al tiempo se redujo un 51% debido a la venta de Woodford.

Los gastos de disminución y depreciación se redujeron en 2.288.000 dólares principalmente debido a la reducción de la producción y base de disminución y menor producción como resultado de la venta de Woodford.

Los gastos generales y administrativos se redujeron en 2.935.000 dólares principalmente gracias a un menor pago y costes relacionados, reducción de las tarifas profesionales incurridas en Europa relacionadas con las tasas legales, de contabilidad y gestión y menores costes de viaje ensombrecidos en parte por unas tasas de director más elevadas en el año 2013.

Los ingresos financieros se redujeron en 1,5 millones de dólares debido a las ganancias conseguidas en los contratos de servicios públicos financieros y ganancias no conseguidas en las evaluaciones de garantías en el año 2012. Los gastos financieros aumentaron en 7,6 millones de dólares principalmente debido al cargo de 7,5 millones de dólares relacionado con los intereses de los préstamos y cesiones, que incluyeron 3,5 millones de dólares para la amortización de los costes financieros diferidos y los 2,5 millones de dólares de penalizaciones prepago relacionadas con el pago de préstamos junto a las pérdidas conseguidas de contratos de servicios públicos financieros de 2,5 millones de dólares al tiempo que estos contratos se establecieron el abril de 2013.

A 31 de diciembre de 2013, los valores de activos y comercializables aumentaron en 39.379.000 dólares desde el 31 de diciembre de 2012, principalmente debido a la venta de Woodford ensombrecida por los gastos de capital de 2013.


                                    BNK PETROLEUM INC.
                 DECLARACIONES CONSOLIDADAS CONDENSADAS DE LA POSICIÓN FINANCIERA
               (Sin auditar, expresado en miles de dólares estadounidenses)


                                              31 de diciembre,     31 de diciembre,
                                                         2013                 2012
        Activos corrientes
                     Efectivo y equivalentes
                     de efectivo               $       17.159         $      2.836
                     Inversiones en
                     valores
                     comercializables                  25.056                    -
                     Comercio y otras
                     cuentas por cobrar                 7.268               11.363
                     Depósitos y
                     Gastos prepago                     1.243                2.334
                     Valor justo de
                     las materias primas
                     contratos                              -                  779
                                                       50.726               17.312

        Activos no corrientes
                     Cuentas por cobrar
                     a largo plazo                        433                1.297
                     Inversiones en
                     sociedades mixtas                  2.787               10.114
                     Propiedad, planta
                     y equipamiento                    94.663              156.549
                     Activos de exploración
                     Y evaluación                      36.194               33.590
                                                      134.077              201.550

        Activos totales                        $      184.803         $    218.862

        Pasivos corrientes
                     Comercio y otros
                     pagos                     $       31.872         $     16.840
                     Créditos y
                     préstamos                              -               31.797
                                                       31.872               48.637

        Pasivos no corrientes
                     Créditos y
                     préstamos                            100                    -
                     Valor justo de
                     los contratos de
                     las materias primas                    -                   75
                     Obligaciones de
                 retirada de activos                    1.192                1.312
                 Garantías                                  -                    3
                                                        1.292                1.390

    Valor
                 Capital de acciones                  247.782              247.326
                 Surplus
                 contribuido                           18.721               16.663
                 Deficit                             (114.864)             (95.154)
    Valor total                                       151.639              168.835

    Valor y pasivos totales                    $      184.803         $    218.862



                                   BNK PETROLEUM, INC.
               DECLARACIONES CONSOLIDADAS CONDENSADAS DE OPERACIONES Y
                                    PÉRDIDA COMPLETA
         (Sin auditar, expresado en miles de dólares de Estados Unidos, excepto
                               cantidades por acción)

                              Tres meses finalizados        Doce meses finalizados el
                               el 31 de diciembre             31 de diciembre
                                      2013           2012        2013         2012
    Ingresos:
    Ingresos de petróleo
    y gas natural, neto          $    4.613      $   4.212  $   11.371   $   16.273
    Recopilación de ingresos              -            356         331        1.420
    Ganancia de la venta
    de activos                         (119)              -       9.499            -
    Tasas de gestión y
    otros ingresos                      163            898       1.124        1.633
                                      4.657          5.466      22.325       19.236
    Gastos:
    Exploración y
    evaluación                        1.937          1.078       1.994        1.388
    Producción y
    funcionamiento                      528          1.453       2.641        6.002
    Agotamiento y
    depreciación                      1.729          1.918       4.786        7.074
    Generales y
    administrativos                   3.414          4.368      13.344       16.279
    Compensación basada
    en acciones                         716            192       1.305          877
    Pérdida de las
    inversiones en
    sociedades mixtas                 7.439          (101)       7.533          172
    Gastos de
    reestructuración                      -            756         595        1.771
                                     15.763          9.664      32.198       33.563

    Ingresos financieros                 97            441         166        1.686
    Gasto financiero                     (7)          (781)    (10.003)      (2.397)

    Pérdida neta y
    perdida completa              $ (11.016)      $ (4.538)  $ (19.710)   $ (14.948)

    Pérdida neta por acción
            Básica y
            diluida               $   (0,08)      $  (0,03)  $   (0,14)   $   (0,10)



                                  BNK PETROLEUM, INC.
                               CUARTO TRIMESTRE DE 2013
       (Sin auditar, expresado en miles de dólares de Estados Unidos, excepto que
                             se especifique lo contrario)

                                 Cuarto trimestre
                                2013          2012          2013          2012
    Ingresos de petróleo
    antes de
    royalties            $     4.716         1.822         9.149         8.525
    Ingresos de gas
    antes de
    royalties                    273         1.281         1.787         3.873
    Ingresos NGL
    antes de
    royalties                    690         2.081         3.054         7.628
    Ingresos de
    petróleo y gas             5.679         5.184        13.990        20.026

    Flujo de activos usados
    en las actividades
    operativas                 2.286           784        (6.656)      (10.153)
    Adiciones a la
    propiedad,
    planta y
    equipamiento             (34.504)       (3.982)      (78.386)      (12.915)
    Adiciones a los
    activos de
    evaluación y
    exploración               (1.998)         (963)       (3.386)      (27.622)


    Estadísticas:
                                 Cuarto trimestre
                                2013          2012          2013          2012
    Media de
    producción de
    gas natural
    (mcf/d)                      879         4.240         1.504         3.981
    Media de producción
    NGL
    (Boepd)                      197           729           264           660
    Media de producción
    de petróleo
    (Bopd)                       533           245           261           257
    Media de
    producción
    (Boepd)                      877         1.681           776         1.581
    Media de
    precio de gas
    natural ($/mcf)           $ 3,38         $3,28         $3,26         $2,66
    Media de precio
    NGL ($/bbl)              $ 38,03        $31,02        $31,69        $31,58
    Media de precio
    de petróleo ($/bbl)      $ 96,13        $80,93        $95,93        $90,59

    Precio medio
    por barril               $ 70,39        $33,52        $49,39        $34,61
    Royalties por
    barril                     13,20          6,29          9,26          6,49
    Gastos operativos
    por
    barril                      6,54          9,40          9,32         10,37

    Valor neto
    por barril               $ 50,65        $17,83        $30,81        $17,75

La información detallada arriba se extrae de, y debería leerse en combinación con, las declaraciones financieras no auditadas de la compañía para los nueve meses finalizados el 31 de diciembre de 2013 y el análisis y discusión de la dirección de las mismas, cuya copia está disponible bajo el perfil de la compañía en http://www.sedar.com.

MEDIDAS NO GAAP

El valor neto por barril, ingresos netos de operaciones y fondos de las operaciones (de forma colectiva "las medidas no GAAP de la compañía") no son medidas reconocidas bajo los principios de contabilidad canadienses generalmente aceptados ("GAAP") y no cuentan con ningún significado estandarizado prescrito por GAAP. El equipo administrativo de la compañía cree que estas medidas son relevantes para evaluar los retornos de cada uno de los proyectos de la compañía, además del rendimiento de la empresa en general. Las medidas no GAAP de la compañía podrían diferir de las computaciones similares tal y como se ha indicado por medio de otras organizaciones similares, y de esta forma, podrían no ser comparables a las medidas no GAAP similares tal y como se indica en estas organizaciones. Las medidas no GAAP de la compañía no deberán tomarse como alternativas a los ingresos netos, flujos de caja relacionados con las actividades operativas u otras medidas financieras determinadas según GAAP, como indicador del rendimiento de la compañía.

El valor neto por barril y sus componentes se calculan dividiendo los ingresos, derechos y gastos operativos por el volumen de ventas de la compañía durante el período. El valor neto por barril es una medida no IFRS pero se utiliza normalmente por las compañías de petróleo y gas para ilustrar la contribución de unidad de cada barril producido. Esta es una medida útil para que los inversores comparen el rendimiento de una entidad con otra. Las medidas no IFRS referidas no tienen ningún significado estandarizado prescrito por IFRS y por tanto no pueden compararse con medidas similares utilizadas por otras compañías.

Los ingresos operativos netos son similares a las medidas no GAAP que representan los ingresos netos de los royalties y de los gastos operativos. La compañía cree que los ingresos de las operaciones netas son una medida supletoria útil para analizar el rendimiento operativo y proporciona un indicativo de los resultados generados por las principales actividades empresariales de la compañía antes de la consideración de otros ingresos y gastos.

Los fondos de las operaciones son una medida no GAAP que representa los activos proporcionados por (usados en) las actividades operativas, como por las declaraciones consolidadas de flujos de activos, antes de cambios en el capital laboral no de activos. La compañía considera que esta es una medida clave ya que demuestra la capacidad para generar los fondos necesarios para el crecimiento futuro tras tener en cuenta las fluctuaciones a largo plazo en las colecciones de cuentas pagaderas y el pago de las cuentas pagaderas.

Notas cautelares

    (a) La producción de gas natural de la compañía está indicada en miles de pies cúbicos ("Mcfs"). La compañía usa además las referencias a los barriles ("Bbls") y los equivalentes de barriles de petróleo ("Boes") para reflejar los líquidos de gas natural y producción y ventas de petróleo. Los Boes podrían ser engañosos, sobre todo si se usan de forma aislada. Una media de conversión Boe de 6 Mcf:1 Boe se basa en el método de conversión de equivalencia de energía aplicable principalmente en la punta del quemador, y no representa un valor de equivalencia en el manantial. Teniendo en cuenta que la media de valor basada en el precio actual del crudo comparado con el gas natural es significativamente diferente a la de la equivalencia de energía de 6:1, el uso de una conversión en una base de 6:1 podría ser errónea como indicación de valor.

    (b) Valor presente neto descontad o no descontado de los ingresos netos futuros atribuibles a las reservas que no representa un valor de mercado justo.

    (c) Las reservas posibles son las reservas adicionales que es menos cierto que sean reservas recuperables frente a reservas probables. Existe una probabilidad del 10% de que las cantidades recuperadas realmente sean iguales o superen la suma de las reservas demostradas más las probables además de las reservas posibles.                

    (d) Esta nota de prensa contiene tasas de producción a corto plazo. Se insta a los lectores a tener precaución en torno a estas tasas de producción, que no son un indicador necesario de rendimiento a largo plazo o de una recuperación definitiva.

Los lectores han de consultar la descripción completa de los resultados en la evaluación de reservas independientes del 31 de diciembre de 2013 de la compañía y otra información de petróleo y gas contenida en la Amended and Restated Form 51-101F1 Statement of Reserves Data and Other Oil and Gas Information para el año terminado el 31 de diciembre de 2013, que la compañía cumplimentó según SEDAR el 10 de marzo de 2014.

Nota cautelar sobre la información prospectiva 

Este comunicado contiene declaraciones de futuro, incluyendo información relacionada con las estimaciones de reservas e ingresos netos futuras, el tiempo propuesto y resultados esperados de los trabajos de exploración y desarrollo, incluyendo las formaciones de Lower Caney y upper Sycamore en los acres de la compañía en Oklahoma, el efecto de diseño y mejoras de rendimiento en la productividad futura, tiempo anticipado del inicio y finalización de la perforación y estimulaciones por fractura en relación con el programa de perforación de la compañía en Caney, avance de los proyectos europeos de la compañía, incluyendo los permisos y aplicaciones de concesiones y aprobaciones, planes de perforación y estimulación por fractura en marcha en el pozo de gas esquisto Gapowo B-1 de la compañía en Polonia, programas de gasto de capital planeados y estimaciones de costes, uso planeado y suficiencia de los activos y valores comercializables a mano y estrategias y objetivos de la compañía. El uso de cualquiera de las palabras "objetivo", "planea", "anticipa", "continúa", "estima", "espera", "podría", "podrá", "prevé", "deberá", "cree" y expresiones similares está previsto puedan identificar las declaraciones de futuro.

La información prospectiva se basa en planes y estimaciones de la dirección, incluyendo que  los modelos geológicos de la compañía se validen, que las indicaciones de los resultados tempranos sean indicadores razonablemente precisos de la prospectividad de los intervalos de esquisto, que los resultados previos de la exploración sean indicadores de los resultados y éxitos futuros, que la producción esperada de los pozos futuros se consiga como modelados, los descensos encajen con el modelado, las tasas de producción futuras de los pozos se perforen realmente y se completen, que el diseño y rendimiento de las mejoras reduzca el tiempo de desarrollo y gastos y se mejore la productividad, que los descubrimientos demuestren ser económicos, que los resultados anticipados y costes estimados sean consistentes con las expectativas de gestión, que todos los permisos necesarios y aprobaciones y los trabajos necesarios y equipamiento se consigan, proporcionados o disponibles, de la forma aplicable, en los términos aceptables para la compañía, cuando sea necesario, que no haya demoras imprevistas, efectos geológicos o de otro tipo no previstos, fallos en el equipamiento, retrasos permitidos o disputas laborales o contractuales, que los planes de desarrollo de la compañía y sus co-asociados de riesgo no cambien, que la demanda de petróleo y gas se sostenga, que la compañía continúe pudiendo acceder al capital suficiente a través de financiaciones, farm-ins u otras disposiciones de participación para mantener sus proyectos, que la compañía no se vea afectada de forma adversa por las políticas gubernamentales cambiantes y normativas, inestabilidad social o otros desarrollos políticos, económicos o diplomáticos en los países en los que realiza operaciones y que las condiciones económicas globales no se deterioren de una manera que ha sido un impacto negativo en el negocio de la compañía, su capacidad de avanzar su estrategia empresarial y la industria en su totalidad.

La información prospectiva está sujeta a una variedad de riesgos e incertidumbres conocidos y desconocidos y otros factores que podrían causa que los planes, estimaciones y resultados reales varíen materialmente de los proyectados. Estos riesgos incluyen, pero no se limitan: cualquiera de las suposiciones en las que se basa la información prospectiva varíen o demuestren no ser válidas, incluyendo que los resultados y costes estimados no sean consistentes con las expectativas de gestión, los riesgos asociados con la industria del petróleo y gas (por ejemplo, los riesgos operativos en el desarrollo, exploración y producción; retrasos o cambios en los planes con respecto a la exploración y proyectos de desarrollo o gastos de capital; incertidumbre de las reservas y estimaciones de recursos y proyecciones relacionadas a la producción, costes y gastos, y riesgos de salud, seguridad y medioambientales), los riesgos de los precios de las materias primas y fluctuaciones de tipo de cambio extranjeros, riesgos e incertidumbres asociado con la aseguración de las aprobaciones normativas necesarias y financiación de los beneficios con desarrollo continuado del campo de Tishomingo y otras cuencas esquistas en Estados Unidos y Europa, la compañía o sus filiales no sea capaz, por cualquier motivo, de obtener y proporcionar la información necesaria para asegurar las aprobaciones requeridas, que se encuentren resultados geológicos no esperados, que las técnicas de finalización requieran más optimización, que las tasas de producción no se correspondan con las suposiciones de la compañía, que se logren tasas de producción muy bajas o no se logren, que la compañía no pueda acceder al capital requerido, que eventos como los asumidos no se produzcan, que sí lo hagan, y que las condiciones asumidas continúen o mejoren, no continúen ni mejore, y otros riesgos identificados en el Annual Information Form más reciente de la compañía en la sección "Risk Factors" y otras desvelaciones públicas de la compañía, disponibles bajo el perfil de la compañía en SEDAR a través de http://www.sedar.com.

Con respecto a las reservas estimadas e ingresos netos futuros, la evaluación de las reservas de la compañía se basa en un número limitado de pozos con historial de producción limitada, e incluye varias presunciones relacionadas con factores como la disponibilidad de capital para los fondos que necesitan infraestructura, precios de la material prima, rendimiento de producción de los pozos perforados, éxito en la perforación de los pozos de relleno, efectos asumidos de regulación de las agencias gubernamentales y costes de las operaciones futuras. Todas estas estimaciones variarán frente a los resultados reales. Las estimaciones de las reservas recuperables de petróleo y gas natural se atribuyen a cualquier grupo de propiedades particular, clasificaciones de dichas reservas basándose en los riesgos de recuperación y estimaciones de los ingresos netos futuros esperados desde allí, podrán variar. La producción real de la compañía, ingresos, impuestos, desarrollos y gastos operativos con respecto a sus reservas variarán de las estimaciones, y estas variaciones podrían ser materiales. Además de las previsiones, otros factores destacados o incertidumbres que podrían afectar a las reservas de la compañía en torno a los ingresos netos futuros asociados a estas reservas incluyen los cambios de materiales de los impuestos existentes o tasas de derechos de uso y/o normativas y cambio  dentro de las lees y normativas medioambientales.

Aunque la compañía ha intentado tener en cuenta factores importantes que podrían causar que los resultados reales difieran materialmente, puede haber otros factores que causen que los resultados reales no sean los previstos, estimados o pretendidos. No puede garantizarse que dichas declaraciones sean precisas ya que los resultados reales y eventos futuros podrían diferir materialmente de los anticipados en dichas declaraciones. Por consiguiente, los lectores no deberían depositar una confianza indebida en la información prospectiva. La compañía no tiene obligación de actualizar estas advertencias relacionadas con las declaraciones de futuro si no son necesarias por la ley aplicable.

Acerca de BNK Petroleum Inc.

BNK Petroleum Inc. es una compañía internacional dedicada a la exploración y producción de petróleo y gas centrada en la búsqueda y explotación de grandes recursos de petróleo y gas. Por medio de varias afiliadas y filiales, la compañía posee y realiza operaciones en las propiedades de gas esquisto y concesiones en Estados Unidos, Polonia y España. Además, la compañía utiliza su técnica y experiencia operativa para identificar y adquirir proyectos no convencionales fuera de Norteamérica. Las acciones de la compañía cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto bajo el símbolo de cotización BKX.  

Para más información: Wolf E. Regener, director general y consejero delegado, +1(805)484-3613, e-mail: investorrelations@bnkpetroleum.com 

Sitio web: http://www.bnkpetroleum.com


SOURCE BNK Petroleum Inc.



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