BNK Petroleum Inc. anuncia los resultados para el segundo trimestre de 2013

CALGARY, August 11, 2013 /PRNewswire/ --

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


                             Segundo trimestre                       Primera mitad
                      2013        2012             %       2013        2012     %
    Ganancias
    (pérdida):
    $ miles          $(929)    $(2.630)             L   $(6.249)    $(6.150)       L
    $ por acción
    común           $(0,01)     $(0,02)             L    $(0,04)     $(0,04)       L
    asumiendo
    capital de
    dilución
    Producción      $7.870     $12.142         (35%)    $10.362     $22.901   (55%)
      media de
     gastos
    (Boepd)            266       1.439         (82%)        966       1.547   (38%)
      Precio de
      producto
    medio por
    barril          $43,83      $31,96           37%     $35,96      $35,47      1%
      Valor neto
    medio por
    barril          $16,52      $17,25          (4%)     $18,57      $17,69      5%

                  6/30/2013                12/31/2012              6/30/2012
      Efectivo y
      equivalentes
    de efectivo    $90.454                    $2.836                $16.348
    Capital
    laboral        $90.494                      $472                $17.406


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

"Con la venta completada de nuestros activos de Woodford en nuestro campo de Tishomingo en abril, la compañía continúa haciendo un importante progreso en nuestro actual programa de perforación de Caney durante el segundo trimestre. El primer pozo en nuestro programa de perforación de 2013, el Barnes 6-3H, se perforó con los 5.200 de lateral localizados en el sub-intervalo Caney más productivo pero desafortunadamente sólo pudimos estimular la fractura 11 de las 17 fases previstas. La parte lateral del pozo se limpió recientemente, ya que se encontraron dos obstrucciones de apuntalamiento, tras lo cual las operaciones de flujo inverso volvieron a comenzar. Creemos que estos bloqueos han restringido la recuperación del fluido de la fractura en solo un 12% hasta la fecha. La tasa de producción bruta de petróleo y agua fluctúa entre los 250 y los 350 barriles brutos al día, con el porcentaje de petróleo aumentando entre un 40-50% al tiempo que seguimos optimizando nuestro retorno de capitales.

También hemos perforado el pozo Dunn 2-2H Caney, completando una estimulación de fractura de 15 fases y actualmente estamos realizando volviendo hacia el fluido de estimulación de fractura. El diseño de estimulación de fractura para este pozo se ha mejorado basándose en lo que aprendimos en los resultados de Barnes 6-3H. Tras dos semanas de retorno de capitales, Dunn 2-2H sigue con la vuelta libre del revestimiento a unas tasas de entre 1.200 y 1.500 barriles de fluido diarios, recuperando solo el 20% de los fluidos de fracturación hasta la fecha. Los cortes de petróleo siguen mejorando, y el pozo ya está en producción a unas tasas de 550 BOEPD, siendo petróleo 300 BOPD. Debido a la destacada tasa de flujo y elevadas presiones del flujo, se ha instalado actualmente una unidad de frenado en el cable de la tubería y válvulas de escape de gas, que se espera mejoren la producción del pozo.

El tercer pozo de nuestro programa de perforación 2013, Hartgraves 5-3H, se perforó a mediados de julio, y pese a que estamos solo en el día 20 de la perforación anticipamos el fin de la perforación lateral en los próximos días. Este pozo está en marcha para perforarse considerablemente más rápido y con un coste inferior que los pozos anteriores debido al diseño continuado y mejoras de rendimiento. Se espera que el pozo Hartgraves 5-3H se estimule por fractura en la primera semana de septiembre.

Basándonos en la mejora de los excelentes resultados de nuestros pozos Caney, la compañía inmediatamente procederá a Barnes 7-2H.

Hasta la fecha, las lecciones adquiridas de nuestro programa de perforación Caney han ayudado a mejorar nuestros costes para perforación y finalización de cada pozo, reduciendo de forma sustancial nuestra plataforma de perforación para el tiempo de producción y mejora de la productividad de los pozos.

En Polonia la compañía ya ha recibido la aprobación final para el EIA en su concesión Bytow. La compañía ha llevado a cabo una solicitud de modificación de concesión y está esperando el permiso de perforación final, que le permitiría la reentrada en el pozo Gapowo B-1, pudiendo así perforar el sector horizontal.

La compañía ha registrado una ganancia de 9,7 millones de dólares por la venta de los activos del campo Tishomingo, excluyendo las formaciones Caney y Upper Sycamore, además de usar una porción de los beneficios para pagar su deuda, desde los 41 millones de dólares hasta los 100.000 dólares. Como ensombrecimiento de esta ganancia son los 3,5 millones de dólares relacionados con los costes de financiación diferidos de la amortización, una penalización de antes del pago de 2,5 millones de dólares y un pago de 2,5 millones para establecer todos nuestros contratos de materia prima financiera. A fecha de 30 de junio de 2013 disponíamos de un efectivo en mano de más de 90 millones de dólares, parte del cual la compañía usará para completar nuestro programa de perforación 2013 en Caney y avanzar en nuestros ilusionantes proyectos europeos cuando se aprueben los permisos.

La compañía ha incurrido en unas pérdidas de 0,9 millones de dólares en el trimestre frente a la pérdida de 2,6 millones de dólares en el segundo trimestre del año 2012. La producción se redujo en un 82% en los trimestres comparativos debido a la venta de abril de 2013, y el precio medio por barril aumentó en un 37% debido principalmente a los precios del gas natural más elevados. Las ganancias de petróleo y gas en los derechos de uso se redujeron en 2,5 millones de dólares principalmente por la venta de los activos en abril de 2013.

Los gastos generales y administrativos se redujeron en 1 millón de dólares, llegando a los 3,2 millones de dólares, principalmente a causa del descenso de los pagos y costes relacionados, gastos de viajes y contabilidad y tasas de gestión y profesionales en Europa.

En la primera mitad del año 2013 la compañía incurrió en unas pérdidas de 6,2 millones de dólares, que son las mismas pérdidas incurridas en la primera mitad del año 2012. Los ingresos de petróleo y gas se redujeron en 3,7 millones de dólares gracias a la caída del 38% en la producción media diaria debido a la venta de los activos en abril de 2013. Otros ingresos aumentaron en 65.000 dólares debido a las tasas de gestión más elevadas en el año 2013, mientras que los gastos generales y administrativos se redujeron en 1,3 millones de dólares, debido principalmente a un pago menor y costes relacionados, gastos de viajes y contabilidad, y tasas de gestión y profesionales en Europa.

INFORMACIÓN DESTACADA DEL SEGUNDO TRIMESTRE:

  • La perforación y fractura estimularon los pozos Barnes 6-3H y Dunn 2-2H en la formación Caney del campo Tishomingo
  • En julio comenzó la perforación del tercer pozo en el programa de perforación 2013, el pozo Hartgraves 5-3H
  • El capital de activos y laboral alcanzó los 90,4 millones de dólares y 90,5 millones de dólares, respectivamente, a fecha de 30 de junio de 2013
  • El cierre de la venta del campo Tishomingo, excluyendo las formaciones de Caney y Upper Sycamore, en abril de 2013 fue de 147,1 millones de dólares (incluyendo 560.000 dólares de los beneficios netos operativos para los primeros 18 días de abril de 2013)
  • El pago de las instalaciones de crédito pasó de 41 millones de dólares a 100.000 dólares en conexión con la venta
  • Se establecieron todos los contratos derivados financieros en abril de 2013 en relación con la venta
  • Los gastos de capital se redujeron, pasando de un 35% desde el año 2012 hasta 7,9 millones de dólares gracias a los gastos de perforación en 2012 en Polonia
  • La producción se redujo en un 82% frente al segundo trimestre de 2012 debido a las ventas
  • Pérdida de 0,9 millones de dólares frente a unas pérdidas de 2,6 millones de dólares en el segundo trimestre de 2012
  • Ingresos comparativos de petróleo y gas reducidos en un 75% o 3,1 millones de dólares hasta 1 millón de dólares debido a la venta de los activos

Segundo trimestre de 2013 frente a segundo trimestre de 2012

Los ingresos de petróleo y gas netos de derechos de uso llegaron a los 863.000 dólares en el tercer trimestre frente a los 3.401.000 dólares del segundo trimestre de 2012. Los ingresos de petróleo fueron de 717.000 dólares en el trimestre en comparación con los 2.028.000 dólares del segundo trimestre de 2012, lo que supone una reducción de un 65% como media de los precios de petróleo reducida en un 1% o en 1,32 dólares por barril, mientras que la producción se redujo en un 64% hasta una media de 88 barriles por día debido a las ventas de activos en abril. Los ingresos de gas natural se redujeron en 487.000 dólares, o en 71% como precio medio del gas natural por mcf aumentando un 96% al tiempo que la producción de gas natural se redujo hasta los 546 mcfd debido a la venta de activos en abril. Los ingresos por gas natural líquido (NGL) se redujeron en 1.326.000 dólares, equivalente a un 90%, llegando a alcanzar los 144.000 dólares como media y los precios NGL cayeron un 35%, alcanzando los 18,18 dólares por barril, mientras que la producción media se redujo un 85% hasta los 87 boepd como resultado de la venta de activos.

Otros ingresos aumentaron en 62.000 dólares hasta llegar a los 296.000 dólares al tiempo que los resultados del segundo trimestre de 2013 incluyeron una tasa de impuestos de gestión superior relacionada con Saponis.

Los gastos de exploración y evaluación se redujeron en 206.000 dólares entre los trimestres a causa de una menor actividad E&E en las nuevas áreas de interés.

Los gastos de operación y funcionamiento se redujeron en 679.000 dólares entre los trimestres gracias a la venta de los activos en el mes de abril de 2013.

Los gastos de borrado y depreciación se redujeron en 1.117.000 dólares entre los trimestres debido al aumento de producción y base de borrado y menor producción como resultado de la venta de activos.

Los gastos generales y administrativos se redujeron en 1.022.000 dólares entre los trimestres a causa principalmente del menor pago y costes relacionados, menores tasas profesionales incurridas en Europa relacionadas con los costes legales, de contabilidad, de gestión de tasas y menores costes de viajes.

La compensación basada en el stock aumentó en 136.000 dólares entre los trimestres debido a las nuevas opciones de stock concedidas en el año 2013.

Los ingresos financieros aumentaron en 586.000 dólares debido a las ganancias no conseguidas superiores en los contratos financieros de materias primas. Los gastos financieros aumentaron en 8.559.000 debido sobre todo al cargo de 6.534.000 relacionado con los intereses de los cargos y préstamos, que incluyeron 3,5 millones de dólares para la amortización de los costes financieros diferidos y los 2,5 millones de dólares de las penalización del prepago en relación con el pago del préstamo con unas pérdidas alcanzada en las materias primas financieras y los contratos de 2,7 millones de dólares al tiempo que los contratos se establecieron en abril de 2013.

Los activos aumentaron en 87.354.000 dólares en los últimos tres meses debidos sobre todo a los beneficios netos de las ventas de activos en el segundo trimestre de 2013.

Los gastos de capital, de 7.870.000, se incluyeron en el segundo trimestre de 2013, invirtiendo unos 7,4 millones de dólares en Oklahoma.

PRIMERA MITAD DE 2013 FRENTE A PRIMERA MITAD DE 2012

  • Finalización de la venta en el campo de Tishomingo, excluyendo las formaciones de Caney y Upper Sycamore, en abril de 2013 para los 147,1 millones de dólares (que incluye 560.000 dólares de los beneficios netos operativos para los primeros 18 días de abril de 2013)
  • Pago de las instalaciones de crédito de 41 millones de dólares a 100.000 dólares en relación con la venta
  • Establecimiento de todos los contratos financieros derivados en abril de 2013 relacionados con la venta e incurriendo en unas pérdidas conseguidas de 2,5 millones de dólares
  • Los gastos de capital se redujeron en 12,5 millones de dólares o un 55% hasta llegar a los 10,4 millones de dólares, principalmente debido a 19 millones de dólares de gastos de capital incurridos en Polonia en el año 2012 ensombrecidos en parte por el programa de perforación 2013 en Oklahoma, que alcanzaron los 9 millones de dólares en la primera mitad de 2013
  • La producción media se redujo un 38% entre los periodos comparativos de la primera mitad semestral debido a las ventas de activos durante el mes de abril
  • Se incurrió en una pérdida neta de 6,2 millones de dólares en el año 2013 frente a la pérdida neta similar de 6,2 millones de dólares para el año 2012

Primera mitad de 2013 frente a primera mitad de 2012

Los ingresos de petróleo y gas natural netos de derechos de uso se redujeron en 3.004.000 o un 37% hasta llegar a los 5.111.000 dólares. Los ingresos de petróleo antes de derechos de uso se redujeron en 1.805.000 dólares hasta llegar a los 2.728.000 dólares debido a un aumento de un 36% de la producción gracias a la venta de activos al tiempo que los precios se redujeron un 5% entre los periodos. Los ingresos de gas natural antes de derechos de uso se redujeron en 277.000 dólares o un 16% debido a una reducción de un 39% en la producción media gracias a las ventas de activos ensombrecidas en parte por un aumento de un 37% en el precio del gas natural por mcf. Los ingresos NGL antes de derechos de uso se redujeron en 1.617.000 dólares o un 43%, llegando a los 2.147.000 dólares y una reducción de un 9% en los precios medios NGL, mientras que la producción media por día se redujo en un 37% debido a la venta de activos en abril.

Otros ingresos aumentaron debido a unas tasas de administración superiores.

Los gastos de exploración y evaluación se redujeron en 204.000 dólares principalmente por una menor actividad E&E en las nuevas áreas de interés.

Los gastos de operación y funcionamiento se redujeron en un 41% al tiempo que la producción se redujo un 38% debido a la venta de activos en el mes de abril de 2013.

Los gastos de borrado y depreciación se redujeron en 1.079.000 dólares debido sobre todo al venta de activos en 2013.

Los gastos generales y administrativos se redujeron en 1.270.000 dólares a causa principalmente del menor pago y costes relacionados, menores tasas profesionales incurridas en Europa relacionadas con los costes legales, de contabilidad, de gestión de tasas y menores costes de viajes.

Los ingresos financieros se redujeron en 1.652.000 dólares debido a las ganancias conseguidas y no conseguidas de los contratos de materias primas financieras en el año 2012. Los gastos financieros aumentaron en 9.164.000 dólares principalmente debido al cargo de 7.528.000 dólares relacionado con los intereses en los cargos y préstamos, que incluyeron 3,5 millones de dólares para la amortización de los costes financieros diferidos y los 2,5 millones de dólares de las penalización del prepago en relación con el pago del préstamo con unas pérdidas alcanzada en las materias primas financieras y los contratos de 2,5 millones de dólares al tiempo que los contratos se establecieron en abril de 2013.

El efectivo ha aumentado a 87.618.000 dólares en los primeros seis meses de 2013 principalmente debido a la venta de activos en abril de 2013 compensada por los gastos de capital de 2013.


                                    BNK PETROLEUM INC.
             DECLARACIONES CONSOLIDADAS CONDENSADAS DE POSICIÓN FINANCIERA
           (No auditadas, expresadas en miles de dólares estadounidenses)

                                            30 de junio de      31 de diciembre de
                                                 2013              2012
    Activos corrientes
              Efectivo y equivalentes
              de efectivo                  $    90.454       $    2.836
              Comercio y otras
              cuentas
              por cobrar                         4.568           11.363
              Depósitos y
              gastos
              prepago                            3.459            2.334
              Valor justo de
              contratos de
              Materias primas                        -              779
                                                98.481           17.312
    Activos no corrientes
              Cuentas por cobrar
              a largo plazo                        940            1.297
              Valor justo de
              contratos de
              Materias primas                   10.049           10.114
              Propiedad,
              planta y
              equipamiento                      27.183          156.549
              Activos de exploración
              y
              evaluación
                                                35.002           33.590
                                                73.174          201.550
    Activos totales                       $    171.655       $  218.862
    Pasivos corrientes
              Comercio y otras
              cuentas
              pagaderas                    $     7.987       $   16.840
              Parte
              corriente de la
              deuda
              a largo plazo                                  -           31.797
                                                 7.987           48.637
    Pasivo
    No corriente
              Préstamos
                                                   100                -
              Valor justo de
              Contratos de
              Materias prima                                 -               75
              Obligaciones de
              retirada
              de activos                            90            1.312
              Garantías                              3                3
                                                   193            1.390
    Valor
              Capital de acciones              247.422          247.326
              Excedente
              contribuido                       17.456           16.663
              Déficit                         (101.403)         (95.154)
    Valor total                                163.475          168.835
    Valor total y pasivos                  $   171.655       $  218.862



                                BNK PETROLEUM INC.
        DECLARACIÓN CONSOLIDADA DE OPERACIONES E INGRESOS COMPLETOS (PÉRDIDA)
           (No auditado, expresado en miles de dólares estadounidenses, excepto
                            cantidades por acción)

                                      Segundo trimestre              Primera mitad
                                    2013          2012         2013        2012
      Ingresos de petróleo y
        Gas natural, neto de
    derechos                 $        863   $     3.401  $     5.111  $   8.115
    Ingresos recogidos                  1           332          331        734
    Otros ingresos                    296           234          519        454
    Ganancia en la venta de
    activos                         9.747             -        9.747          -
                                   10.907         3.967       15.708      9.303
    Gastos de exploración y
    Evaluación                          3           209           57        261
    Gastos de producción
    y operativos                      463         1.142        1.862      3.135
    Disminución y
    depreciación                      483         1.600        2.337      3.416
    Gastos generales y
    Administrativos                 3.241         4.263        6.707      7.977
    Compensación basada en
    Stock                             341           205          449        475
    Pérdida de inversiones
    en sociedades conjuntas            42           203           65        240
    Gastos de reestructuración
    legal                             595           280          595        880
                                    5.168         7.902       12.072     16.384
    Ingresos financieros            2.573         1.987          115      1.767
    Gastos financieros             (9.241)         (682)     (10.000)      (836)
    Pérdida neta y
    Pérdida completa           $     (929)   $   (2.630)  $   (6.249)  $ (6.150)
    Pérdida neta por acción
            Básica y
            diluida            $    (0,01)   $    (0,02)  $    (0,04)  $  (0,04)



                                BNK Petroleum Inc.
                               Segundo trimestre de 2013
                              (en miles de dólares excepto especificación)

                                           Segundo trimestre           Primera mitad
                                        2013        2012      2013        2012
    Ingresos de petróleo antes de
    derechos $                           717       2.028     2.728       4.533
    Ingresos de gas antes de derechos    200         687     1.413       1.690
    Ingresos de NGL antes de derechos    144       1.470     2.147       3.764
    Ingresos de petróleo y gas         1.061       4.185     6.288       9.987
    Flujo de efectivo utilizado por
    Actividades operativas            (8.952)     (4.085)   (8.684)     (8.884)
    Adicciones a propiedad, planta
                 y
    equipamiento                      (7.483)     (2.310)   (9.093)     (3.568)
    Adicciones a exploración y
             evaluación
    Estadísticas                        (387)     (9.382)   (1.269)    (19.333)
    de activos:

                                               Segundo trimestre    Primera mitad
                                               2013       2012    2013      2012
    Producción media de gas natural
    (mcf/d)                                     546      3.674   2.418     3.934
    Producción media de NGL (Boepd)              87        581     397       630
    Producción media de petróleo (Bopd)          88        246     166       261
    Producción media (Boepd)                    266      1.439     966     1.547
    Precio medio de gas natural ($/mcf)       $4,03      $2,06   $3,23     $2,36
    Precio medio de NGL ($/bbl)              $18,18     $27,79  $29,90    $32,81
    Precio medio de petróleo ($/bbl)         $89,15     $90,47  $90,70    $95,45
    Precio medio por barril                  $43,83     $31,96  $35,96    $35,47
    Derechos por barril                        8,22       5,99    6,74      6,65
    Gastos operativos por barril              19,09       8,72   10,65     11,13
    Valor neto por barril                    $16,52     $17,25  $18,57    $17,69


La información descrita anteriormente se extrae de y debería leerse en combinación con las declaraciones financieras no auditadas de la compañía durante los tres meses finalizados el 30 de junio de 2012 y el debate y análisis de la dirección del mismo, con copias disponibles en el perfil de la compañía en http://www.sedar.com.  

Información no IFRS

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.

La compañía también utiliza los 'barriles' (bbls) o 'barriles de petróleo equivalente' (boe) en este comunicado para reflejar la producción y ventas de líquidos de gas natural y petróleo Todas las conversiones boe se derivan convirtiendo el gas a petróleo en una relación de 6.000 pies cúbicos de gas para un barril de petróleo, lo que representa la equivalencia energética aproximada.

Advertencia relacionada con las declaraciones de futuro  

Algunas de las declaraciones contenidas en este comunicado constituyen 'declaraciones de futuro' tal y como se utilizan estos términos en la normativa de valores aplicable de Canadá, incluyendo el plazo propuesto y los resultados esperados del trabajo de exploración, incluyendo el potencial para, y el nivel de, la producción de petróleo de las formaciones de Lower Caney y upper Sycamore en la superficie en acres de Oklahoma de la compañía y el posible impacto en los valores netos y base de recursos de la compañía, niveles proyectados de recuperación de fluido de estimulación de la fractyra, el efecto las mejores de diseño y rendimiento de la futura productividad, el plazo anticipado de comienzo de la perforación, profundización del pozo y estimulaciones de fractura en conexión con el programa de perforación de Caney de la compañía y el avance de los proyectos europeos de la compañía, incluyendo aplicaciones de permiso y concesión. La información prospectiva se basa en los planes y estimaciones de la dirección y las interpretaciones de la información de exploración inicial por el equipo de exploración de la compañía en la fecha en que se ofrece la información y está sujeta a varios factores y suposiciones de la dirección, incluyendo que las indicaciones de los resultados iniciales con indicadores razonablemente precisos de la prospectividad de los intervalos de esquisto, que las aprobaciones regulatorias requeridas estarán disponibles cuando se requiera y en términos que son aceptables para la compañía, que no haya demoras no previstas, efectos geológicos de otro tipo no esperados, fallos en el equipamiento, demoras permitidas, disputas laborales o contractuales, que la condición financiera de la compañía y los planes de desarrollo de la compañía y sus socios no cambien, que la demanda de petróleo y gas sea sostenida, que la compañía continúe pudiendo acceder al capital suficiente mediante financiaciones, farm-ins y otros acuerdos de participación para mantener sus proyectos, y que las condiciones económicas globales no se deterioren de manera que puedan afectar al negocio de la compañía, su capacidad para avanzar en su estrategia empresarial y la industria en su conjunto. La información prospectiva está sujeta a una variedad de riesgos e incertidumbres y otros factores que podrían causar que los planes, estimaciones y resultados reales varíen materialmente de los proyectados en dicha información prospectiva. Los factores que podrían causar que la información prospectiva de este comunicado cambie o sea imprecisa incluyen, entre otros, los riesgos de que algunas de las suposiciones en las que se basa dicha información prospectiva varíen o demuestren ser inválidas, incluyendo que la compañía o sus filiales no puedan por alguna razón obtener o proporcionar la información necesaria para asegurar las aprobaciones requeridas, que sucesos como los asumidos no se produzcan, que ocurran, que las condiciones que se asumen continúen o mejoren, que no continúen ni mejoren, que alguna sufra demoras, cese en el trabajo previsto o pérdida de uno o más concesiones y tenga un efecto negativo en la compañía y en su condición financiera. Estos riesgos así como otros riesgos e incertidumbres aplicables a las actividades de exploración y el negocio de la compañía establecidos en el análisis de la dirección de la compañía y en su formulario de información anual están disponibles en el perfil de la compañía en http://www.sedar.com.

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, España y Alemania. 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
Página web: http://www.bnkpetroleum.com


SOURCE BNK Petroleum Inc.



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