2014

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

CALGARY, Alberta, November 6, 2013 /PRNewswire/ --

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


   
                                   Tercer trimestre                  Nueve meses
                                 2013          2012     %     2013         2012       %
    Ganancias (pérdidas):
    $ en miles                   $(2.445)   $(4.260)   -   $(8.694)     $(10.410)    -
    $ por acciones comunes       $ (0,02)    $(0,03)   -    $(0,06)       $(0,07)    -
    asumiendo dilución
    Gastos de capital             $34.908   $12.691  175%   $45.270      $35.592    27%
    Producción media (Boepd)         302      1.547  (80%)       743        1.547   (52%)
    Precios de producto
     medio por barril               $72,81   $34,11   113%    $40,97       $35,01    17%
    Valor neto medio por barril     $50,13   $17,77   182%    $22,87       $17,71    29%

                                                     9/30/2013  12/31/2012   9/30/2012
    Efectivo, equivalentes de efectivo y
    valores comercializables                          $73.392     $2.836       $9.549
    Capital laboral                                   $54.069      $472        $7.081


 

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

"Al final del trimestre, completamos el pozo Hartgraves 5-3H que es nuestro pozo de Caney más exitoso hasta el momento. El pozo Hartgraves 5-3H fue el tercer pozo en nuestro programa de perforación de 2013 y fue estimulado por fractura en septiembre. La estimulación por fractura se diseñó utilizando lecciones aprendidas de estimulaciones previas e incluyó el uso de todo el apuntalante cerámico y tuvo espacios de fase de estimulación por fractura más estrechos, entre otras modificaciones. Posteriormente al final del trimestre, el pozo logró una tasa de producción inicial de 30 días (IP) de 748 barriles de petróleo equivalente al día (BOEPD) de los cuales 388 barriles eran petróleo. Creemos que la producción mejorada que la Compañía está logrando en cada pozo de Caney sucesivo es el resultado de continuas mejoras en diseño ya que no se han observado variaciones geológicamente significativas. Esperamos que el diseño utilizado en el pozo Hartgraves 5-3H también reduzca el descenso de producción inicial y aumente las recuperaciones generales accediendo a una parte mucho mayor de la reserva cerca del lateral.  

El segundo pozo en nuestro programa de perforación de 2013, el Dunn 2-2H, se completó anteriormente en el tercer trimestre con 15 fases estimuladas por fractura con éxito. El diseño de estimulación por fractura para el pozo Dunn 2-2H fue mejorado según el anterior pozo Caney, el Barnes 6-3H, y utilizó apuntalante de arena y cerámica. El pozo Dunn 2-2H realizó tasas de producción iniciales de pico de 620 BOEPD con 300 barriles de petróleo y tuvo una tasa IP de 30 días de 420 BOEPD de los cuales 195 barriles eran de petróleo. El primer pozo en el programa de perforación de 2013, el pozo Barnes 6-3H, tuvo una tasa IP de 30 días de 200 BOEPD de los cuales 93 barriles eran de petróleo.

En abril de este año cerramos la venta de prácticamente todos nuestros activos productivos. Menos de cinco meses después, nuestra producción media para el tercer trimestre, que no incluye la producción desde el pozo Hartgraves 5-3H, ascendió a 302 BOEPD o aproximadamente el 20% de nuestra producción media para el tercer trimestre de 2012.  Además, nuestros valores netos para esta producción de Caney fueron de una media de 50,13 dólares por barril para el tercer trimestre de 2013, una subida del 182% sobre los valores netos de la producción de Woodford en el tercer trimestre del año pasado, que registró una media de 17,11 dólares por barril.  

Estamos ahora avanzando con nuestro cuarto pozo en el programa de perforación de Caney 2013, el Barnes 7-2H, que inició la perforación el 31 de agosto. El pozo Barnes 7-2H se perforó inicialmente de forma vertical para que pudiéramos recoger todo el núcleo y operan una serie de registros de hoyo abierto en las formaciones de Caney, T-zone y Upper Sycamore. El análisis de los datos más detallados recogidos desde el pozo vertical nos ayudaron a optimizar la colocación de la rama horizontal perforada posteriormente en lo que parece ser un subintervalo más prolífico del  Caney. Desde entonces hemos comenzado las operaciones de estimulación por fractura, completando hasta la fecha el 15% de las estimulaciones previstas, y esperamos tener resultados del flujo a mediados o finales de noviembre. El diseño de fractura es una versión modificada de lo que se realizó en el pozo Hartgraves 5-3H.  Hemos comenzado a perforar el pozo Wiggins 12-8H en octubre y esperamos completar la estimulación por fractura de ese pozo en diciembre.

En Polonia, la Compañía ha presentado una modificación de concesión para su concesión Bytow y está esperando su aprobación, tras haber recibido la Evaluación de impacto medioambiental aprobada para la concesión. El permiso de perforación final para la re-entrada del pozo Gapowo B-1 se entregará después de que la modificación de la concesión esté aprobada. Una vez se reciban todos los permisos, pretendemos finalizar un contrato de perforación y movilizar una plataforma de perforación para re-introducir el pozo Gapowo B-1 y perforar un lateral horizontal en la formación de Ordovician.

La Compañía incurrió en una pérdida de 2,4 millones de dólares en el trimestre frente a una pérdida de 4,3 millones de dólares en el tercer trimestre de 2012. La producción se redujo un 80% en los trimestres comparativos debido a la venta en abril de 2013 de los activos del campo Tishomingo de la Compañía, excluyendo las formaciones de Caney y Upper Sycamore (la "Venta Woodford"), que fue compensada por la producción de nuestros pozos Caney perforados posteriormente, mientras que los precios medios por barril aumentaron un 113% debido a que la producción de Caney tenía un porcentaje mucho mayor frente al gas y líquidos de gas naturales (NGLs) que la producción Woodford. El neto de derechos de los ingresos de petróleo y has se redujo a 2,3 millones de dólares debido a la venta de Woodford. A 30 de septiembre de 2013, el efecto y valores comercializables a mano fueron de más de 73 millones de dólares, algunos de los cuales utilizará la Compañía para continuar nuestro programa de perforación de 2013 en Caney y avanzar nuestros proyectos europeos una vez aprobados los permisos.

En los primeros nueve meses de 2013 la Compañía incurrió en una pérdida de 8,7 millones de dólares frente a una pérdida de 10,4 millones de dólares en los primeros nueve meses de 2012. Los ingresos de petróleo y gas se redujeron 5,3 millones de dólares, o un 44%, debido a una reducción en la producción media diaria debido a la venta de Woodford que fue compensada por la producción de nuestros pozos Caney posteriormente perforados y un aumento en el precio medio por barril.  

La Compañía registró una ganancia de 9,6 millones de dólares en la venta de Woodford, y utilizó una parte de las ganancias para rebajar su deuda de 41 millones de dólares a 100.000 dólares.   Compensando esta ganancia estuvieron 3,5 millones de dólares relativos a 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 nuestros contratos financieros de materias primas".

INFORMACIÓN DESTACADA DEL TERCER TRIMESTRE:

  • Perforados y estimulados por fractura los pozos Dunn 2-2H y Hartgraves 5-3H en la formación de Caney en el campo de Tishomingo
  • En agosto, comenzó la perforación del cuarto pozo Caney en el programa de perforación 2013, el pozo Barnes 7-2H, que empezará a fluir de nuevo en noviembre
  • Al final del trimestre, el efectivo y valores comercializables ascendieron a 73,4 millones e dólares y el capital laboral era de 54,0 millones de dólares  
  • La producción comenzó a aumentar, tras la venta de Woodford, y registró una media de 302 BOEPD en el trimestre
  • Los ingresos de petróleo y gas comenzaron a aumentar tras la venta de Woodford, y ascendieron a 1,6 millones de dólares en el trimestre  
  • Pérdida de 2,4 millones de dólares frente a pérdida de 4,3 millones de dólares en el tercer trimestre de 2012
  • Los gastos generales y administrativos se redujeron a 0,7 millones de dólares debido a reducciones en el personal y menores costes en Europa  

Tercer trimestre de 2013 frente a tercer trimestre de 2012

El neto de derechos de los ingresos de petróleo y gas ascendieron a 1.647.000 dólares en el trimestre frente a 3.946.000 dólares en el tercer trimestre de 2012. Los ingresos de petróleo fueron 1.705.000 dólares en el trimestre frente a 2.170.000 dólares en el tercer trimestre de 2012, un descenso del 21% ya que la producción se redujo un 32% a una media de 177 barriles al día debido a la venta de Woodford mientras que los precios de petróleo medios aumentaron un 17% o 14,95 dólares por barril.  Los ingresos del gas natural se redujeron 801.000 dólares o un 89% mientras que la producción de gas natural se redujo a 329 mcfd debido a la venta de Woodford mientras que los precios de gas natural medios por mcf aumentaron un 30%. Los ingresos de NGL se redujeron a 1.566.000 dólares o un 88% a 217.000 dólares mientras que la producción media se redujo un 89% a 70 boepd como resultado de la venta de Woodford mientras los precios medios de NGL aumentaron un 13% a 33,84 dólares por barril.  

Otros ingresos aumentaron 161.000 dólares a 442.000 dólares ya que los resultados del tercer trimestre de 2013 incluyeron unos ingresos de las tasas administrativas más altos en relación a la sociedad conjunta de la Compañía en Saponis Investments Sp. zo.o y ganancias de las ventas de equipamiento.  

Los gastos de exploración y evaluación se redujeron 49.000 dólares entre los trimestres debido a una menor actividad E&E en nuevas áreas de interés.

Los gastos de producción y operativos se redujeron 1.163.000 dólares entre trimestres debido a la venta de Woodford.

El gasto de deterioro y depreciación aumentó 1.020.000 dólares entre los trimestres debido a una mejor base de producción y deterioro y una menor producción como resultado de la venta de Woodford.

Los gastos generales y administrativos se redujeron 711.000 dólares entre los trimestres principalmente debido a los menores costes de nóminas y relacionados y menores tasas profesionales en Europa para las tasas legales, de contabilidad y administración que fueron parcialmente compensadas por tasas de dirección más altas incurridas en 2013. Además, el tercer trimestre de 2013 incluyó aproximadamente 300.000 dólares de cargas no recurrentes.  

La compensación basada en stock se redujo 70.000 dólares entre los trimestres debido a una menor valoración y reconocimientos de opciones de stock.

Los ingresos financieros se redujeron 424.000 dólares debido a las ganancias realizadas en contratos financieros de materias primas en 2012. Los gastos financieros se redujeron 1.684.000 dólares principalmente debido a una pérdida no realizada de 1.091.000 dólares en los contratos financieros de materias primas en 2012 e interés sobre los préstamos de 385.000 dólares en 2012.

Se incurrió en unos gastos de capital de 34.908.000 dólares en el tercer trimestre de 2013, casi todos destinados a Oklahoma.

DATOS DESTACADOS DE LOS PRIMEROS NUEVE MESES DE 2013 FRENTE A LOS PRIMEROS NUEVE MESES DE 2012

  • Perforados y estimulados por fractura los primeros tres pozos del programa de perforación de 2013 de la Compañía en la formación Caney en el campo de Tishomingo
  • Cerrada la venta de Woodford en abril de 2013 para 147,1 millones de dólares (que incluye 560.000 dólares de beneficio operativo neto para los primeros 18 días de abril de 2013)
  • Pagado el servicio de crédito de la Compañía de 41 millones de dólares a 100.000 dólares en conexión con la venta de Woodford
  • Establecidos todos los contratos derivativos financieros en abril de 2013 en conexión con la venta de Woodford y se incurrió en una pérdida realizada de 2,5 millones de dólares  
  • Los gastos de capital aumentaron 9,7 millones de dólares o un 27% a 45,3 millones de dólares principalmente debido al programa de perforación de 2013 en Oklahoma que ascendieron a 43,7 millones de dólares para los primeros nueve meses de 2013. Los gastos de capital de 2012 incluyeron 26 millones de dólares de gastos de capital incurridos en Polonia
  • Los gastos generales y administrativos se redujeron 2,0 millones de dólares principalmente debido a reducciones de personal y menores costes en Europa
  • La producción media se redujo un 52% entre los periodos de nueve meses comparativos debido a la venta de Woodford, que se vio parcialmente compensada por la producción de pozos de Caney posteriormente perforados  
  • Una pérdida neta de 8,7 millones de dólares incurrida en los primeros nueve meses de 2013 frente a una pérdida de 10,4 millones de dólares en el mismo periodo de 2012.

Primeros nueve meses de 2013 frente a primeros nueve meses de 2012

El neto de derechos de los ingresos de petróleo y gas se redujeron 5.303.000 dólares o un 44% a 6.758.000 dólares. Los ingresos de petróleo antes de derechos se redujeron 2.270.000 a 4.433.000 dólares debido a una reducción del 35% en la producción debido a la venta de Woodford mientras que los precios aumentaron un 2% entre los periodos. Los ingresos de gas natural antes de derechos se redujeron 1.078.000 dólares o un 42% debido a una reducción del 56% en la producción media debido a la venta de Woodford parcialmente compensada por un aumento del 33% en los precios del gas natural por mcf. Los ingresos de NGL antes de derechos se redujeron 3.183.000 dólares o un 57% a 2.364.000 dólares debido a una reducción del 55% en la producción media diaria debido a la venta de  Woodford y una reducción del 5% en los precios de NGL medios.

Otros ingresos aumentaron debido a unos mayores ingresos de la tasa de gestión relativos a la sociedad conjunta en Saponis Investments Sp. zo.o y ganancias de las ventas de equipamiento.  

Los gastos de exploración y evaluación se redujeron 253.000 dólares principalmente debido a una menor actividad E&E en nuevas áreas de interés.

Los gastos de producción y operativos se redujeron un 54% ya que la producción se redujo un 52% debido a la venta de Woodford.

Los gastos de deterioro y depreciación se redujeron 2.099.000 dólares, principalmente debido a una menor producción y base de deterioro y una menor producción como resultado de la venta de Woodford.

Los gastos generales y administrativos se redujeron 1.981.000 dólares principalmente debido a menores costes de nóminas y relacionados, menores tasas profesionales incurridas en Europa relativas a las tasas legales, de contabilidad y gestión y menores costes de viaje parcialmente compensados por las tasas de dirección más altas en 2013.

Los ingresos financieros se redujeron 1.137.000 dólares debido a las ganancias realizadas en contratos financieros de materias primas y ganancias no realizadas en la revaluación de garantías en 2012. Los gastos financieros aumentaron 8.419.000 dólares debido principalmente a una carga de 7.520.000 dólares relativos al interés en préstamos que incluyeron 3,5 millones de dólares para la amortización de costes financieros diferidos y 2,5 millones de dólares de multas prepago relativas al pago de préstamos junto con una pérdida realizada en contratos financieros de materias primas de 2,5 millones de dólares ya que estos contratos se establecieron en abril de 2013.

El efectivo y valores comercializables han aumentado a 70.556.000 dólares en los primeros nueve meses de 2013 principalmente debido a la compensación de la venta de Woodford por los gastos de capital de 2013.


   
                                BNK PETROLEUM INC.
             DECLARACIONES CONSOLIDADAS CONDENSADAS DE LA POSICIÓN FINANCIERA
           (NO auditadas, expresadas en miles de dólares estadounidenses)
                                            30 de septiembre,    31 de diciembre,
                                                    2013              2012
    Activos corrientes
                   Efectivo y
                   equivalentes de efectivo $     43.359       $     2.836
                   Inversiones en
                   valores
                   comercializables               30.033                 -
                   Comerciales y otras
                   por cobrar                      5.472            11.363
                   Depósitos y
                   gastos prepago                  4.512             2.334
                   Valor justo de
                   contratos de
                   materias primas                     -               779
                                                  83.376            17.312
    Activos no corrientes
                   Por cobrar
                   a largo plazo                     725             1.297
                   Inversiones en
                   sociedades conjuntas           10.226            10.114
                   Propiedad, planta
                   y equipamiento                 61.530           156.549
                   Activos de exploración
                   y evaluación                   35.151            33.590
                                                 107.632           201.550
    Activos totales                         $    191.008       $   218.862
    Pasivos corrientes
                   Comerciales y otras
                   por pagar                 $    29.307       $    16.840
                   Préstamos
                                                       -            31.797
                                                  29.307            48.637
    Pasivos no corrientes
                   Préstamos                         100                 -
                   Valor justo de
                   contratos de
                   materias primas                     -                75
                   Obligaciones de retirada
                   de activos                        271             1.312
                   Garantías                           1                 3
                                                     372             1.390
    Valor
                   Capital de acciones           247.485           247.326
                   Excedente
                   contribuido                    17.692            16.663
                   Déficit                     (103.848)          (95.154)
    Valor total                                  161.329           168.835
    Valor y pasivos totales                $     191.008       $   218.862


                               BNK PETROLEUM, INC.
               DECLARACIONES CONSOLIDADAS CONDENSADAS DE OPERACIONES Y PÉRDIDA EXHAUSTIVA
          (No auditadas, expresadas en miles de dólares estadounidenses,
                            excepto cantidades por acciones)

                                   Tres meses finalizados     Nueve meses finalizados
                                      30 de septiembre            30 de septiembre
                                    2013        2012       2013         2012
    Ingresos:
    Ingresos de petróleo y
    gas natural, neto           $   1.647   $   3.946  $   6.758   $   12.061
    Ingresos recogidos                  -         330        331        1.064
    Ganancia en la venta de activos  (129)           -      9,618            -
    Tasas administrativas y otros
    ingresos                          442         281        961          735
                                    1.960       4.557     17.668       13.860
    Gastos:
    Exploración y
    evaluación                          -          49         57          310
    Producción y operativos           251       1.414      2.113        4.549
    Deterioro y
    depreciación                      720       1.740      3.057        5.156
    Generales y
    administrativos                 3.223       3.934      9.930       11.911
    Compensación basada en acciones   140         210        589          685
    Pérdida de inversiones en
    sociedades conjuntas               29          33         94          273
    Gastos de reestructuración          -         135        595        1.015
                                    4.363       7.515     16.435       23.899
    Ingresos financieros               66         490        108        1.245
    Gastos financieros                108       1.792     10.035        1.616
    Pérdida neta y
    pérdida exhaustiva           $ (2.445)   $ (4.260)  $ (8.694)   $ (10.410)
    Pérdida neta por acción
               Básica y
               Diluida           $  (0,02)   $  (0,03)  $  (0,06)   $   (0,07)


                                      BNK PETROLEUM, INC.
                                      TERCER TRIMESTRE DE 2013
   (Sin auditar, expresado en miles de dólares estadounidenses, excepto que se especifique)

                                                    Tercer trimestre   Primeros nueve meses
                                                          2013    2012        2013     2012
    Ingresos de petróleo antes de derechos              $1.705   2.170       4.433    6.703
    Ingresos de gas antes de derechos                      101     902       1.514    2.592
    Ingresos de NGL antes de derechos                      217   1.783       2.364    5.547
    Ingresos de petróleo y gas                           2.023   4.855       8.311   14.842
    Flujo de efectivo usado por actividades operativas   (248)  (2053)     (8.942) (10.937)
    Adiciones a propiedad, planta y equipamiento      (34.789) (5.365)    (43.882)  (8.933)
    Adiciones a activos de exploración y evaluación      (119) (7.326)     (1.388) (26.659)
    Estadísticas:
                                                                             Primeros nueve
                                                        Tercer trimestre              meses
                                                          2013    2012        2013     2012
    Producción de gas natural media(mcf/d)                 329   3.816       1.714    3.894
    Producción de NGL media(Boepd)                          70     649         287      637
    Producción de petróleo media(Bopd)                     177     262         170      261
    Producción media (Boepd)                               302   1.547         743    1.547
    Precio de gas natural medio($/mcf)                   $3,33   $2,57       $3,24    $2,43
    Precio de NGL medio ($/bbl)                         $33,84  $29,85      $30,22   $31,80
    Precio de petróleo medio ($/bbl)                   $104,98  $90,03      $95,71   $93,63
    Precio medio por barril                             $72,81  $34,11      $40,97   $35,01
    Derechos por barril                                  13,65    6,40        7,68     6,57
    Gastos operativos por barril                          9,03    9,94       10,42    10,73
    Valor neto por barril                               $50,13  $17,77      $22,87   $17,71


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 30 de septiembre 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.

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 producción de gas natural de la Compañía se reporta en miles de pies cúbicos o (mcf). 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. Los BOEs pueden ser malinterpretados, particularmente si se utilizan solos. Un ratio de conversión del boe de 6 mcf:1 bbl se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicado principalmente en la punta del quemador y no representa una equivalencia en la boca del pozo.

Nota cautelar sobre la información prospectiva

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, el efecto de las mejoras de diseño y rendimiento en la productividad futura, el plazo anticipado de comienzo y finalización de la perforación y las estimulaciones relacionadas con el programa Caney de la compañíal el avance de los proyectos europeos de la compañía y aprobaciones y planes de perforación así como el uso previsto y suficiencia de efectivo y valores comercializables a mano. La información prospectiva se basa en planes y estimaciones de la dirección en la fecha en que se suministra la información y determinados factores y suposiciones de la dirección, incluyendo que los modelos geológicos de la compañía se validen, que las indicaciones de los resultados iniciales sean indicadores razonablemente precisos de la prospectividad de los intervalos de esquisto, que los resultados de exploración previos sean indicativos de los resultados y éxito en el futuro, que la producción esperada de los pozos futuros pueda alcanzarse como modelada, las reducciones se corresponderán con el modelado, las tasas de producción de pozos futuros se mejorarán respecto de los pozos existentes, que las tasas de retorno previstas se logren, que las recuperaciones sean consistentes con las expectativas de la dirección, que los pozos adicionales sean realmente perforados y completados, que las mejoras en diseño y rendimiento reduzcan el tiempo y los gastos de desarrollo y mejoren la productividad, que los descubrimientos demuestren ser económicos, que los resultados anticipados y costes estimados sean consistentes con las expectativas de la dirección, que se obtengan, proporcionen o estén disponibles todos los permisos y aprobaciones requeridos así como el trabajo y equipamiento necesarios, si procediera, en términos que sean aceptables para la Compañía, cuando se requiera, que no surjan retrasos no previstos, efectos geológicos inesperados u otros, fallos en el equipamiento, retrasos en los permisos o disputas laborales o contractuales, que los planes de desarrollo de la Compañía y sus socios no cambien, que se mantenga la demanda de petróleo y gas, que la Compañía continúe pudiendo acceder al capital suficiente mediante financiaciones, farm-ins de servicios de crédito u otros acuerdos de participación para mantener sus proyectos, que la Compañía no se vea afectada negativamente por las cambiantes políticas y regulaciones gubernamentales, la inestabilidad social y otros desarrollos políticos, económicos o diplomáticos en los países en los que opera y que las condiciones económicas globales no se deterioren de un modo que tenga un impacto negativo en el negocio de la Compañía y su capacidad de avanzar su estrategia empresarial. 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. Entre los factores que podrían hacer causar que la información prospectiva de este comunicado cambie o que sea imprecisa se 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 los resultados anticipados o costes estimados no sean consistentes con las expectativas de la dirección, que la Compañía o sus filiales no puedan por alguna razón obtener o proporcionar la información necesaria para asegurar las aprobaciones requeridas o que las aprobaciones regulatorias requeridas no estén disponibles cuando se requieran o en términos aceptables para la Compañía, que se encuentren resultados geológicos inesperados, que las técnicas de finalización requieran más optimización, que las tasas de producción no se correspondan con las suposiciones de la Compañía, que se alcancen unas tasas de producción muy bajas o inexistentes, que la Compañía sea incapaz de acceder al capital requerido, que la Compañía se vea afectada negativamente por las políticas y regulaciones gubernamentales cambiantes, la inestabilidad social y otros desarrollos políticos, económicos o diplomáticos en los países en los que opera, que sucesos como los asumidos no se produzcan, se produzcan y que las condiciones que se asumen continúen o mejoren, riesgos políticos y de divisas y otros riesgos e incertidumbres aplicables a las actividades de exploración y desarrollo y el negocio de la Compañía, incluyendo los establecidos en la discusión y análisis de la dirección así como la información anual presentada bajo el perfil de la Compañía en http://www.sedar.com.  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 precisos 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, España y Alemania. Además, la compañía utiliza su técnica y experiencia operativa para identificar y adquirir proyectos no convencionales adicionales. 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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