BNK Petroleum Inc. anuncia sus resultados del segundo trimestre de 2014

CAMARILLO, California, August 14, 2014 /PRNewswire/ --

Símbolo de cotización TSX: BKX

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


                                      Segundo trimestre              Primeros seis meses
                                       2014    2013      %      2014     2013     %

    Ingresos netos (pérdidas):
    $ Miles                            $199   $(929)     -      $449   $(6.249)   -
    $ por acción común                $0,00  $(0,01)     -     $0,00   $(0,04)    -
    asumiendo dilución

    Gasto de capital                 $22.710  $7.870    189%   $35.664  $10.362  244%

    Producción media (Boepd)               999     266    276%           980      966    1%
    Precio medio de producto por barril $81.74  $43,83     86%        $80,05   $35,96  123%
    Peso neto medio por barril          $58.85  $16,52    256%        $58,16   $18,57  213%

                                         Junio           Marzo            Diciembre
                                          2014            2014                2013

    Efectivo
    y equivalentes de efectivo         $32.266         $47.351             $17.159

    Capital laboral                    $18.721         $37.417             $18.854

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

"Durante el segundo trimestre, la Compañía comenzó su programa de perforación de 2014 en EE. UU. con el pozo Wiggins 11-2H. La perforación se completó en julio con una sección lateral tratable de 5.050 pies y la Compañía acaba de iniciar la estimulación por fractura del pozo con resultados esperados a principios de septiembre. La sección lateral del pozo Wiggins 11-2H se colocó en lo que pensamos es la parte estratigráfica más productiva de Caney, basada en el análisis de precios resultados de pozos y el hoyo piloto. El segundo pozo en el programa de perforación de 2014 es el pozo Hartgraves 1-5H que se perforó el 6 de agosto, y actualmente está perforando la parte lateral del pozo con estimulación por fractura esperada para iniciarse a principios de septiembre.

"Los pozos Wiggins 12-8H y Barnes 7-2H continúan dando resultados por encima de nuestras expectativas con la producción media combinada de más de 550 boepd para los seis meses de 2014. Estos pozos han estado en producción durante 6 y 8 meses, respectivamente. Los primeros tres pozos de la Compañía en el programa de perforación estadounidense de 2014 se están perforando en secciones directamente adyacentes a los pozos Wiggins 12-8H y Barnes 7-2H.

"Con el servicio de crédito basado en reserva de 100 millones de dólares recientemente anunciado y la financiación de valor en el primer trimestre, pretendemos continuar nuestro programa de perforación de la formación Caney estadounidense de 2014 más allá de los tres pozos previamente anunciados. La Compañía planea seguir perforando pozos en Caney durante el resto del año. A finales de año, pensamos haber terminado de perforar seis pozos en 2014 y tener cuatro de ellos en producción. Nuestra tasa de salida de producción a finales de año podría estar entre 2.300 y 2.600 BOEPD.

"El servicio de crédito, que se completó a finales de julio, tiene una cantidad comprometida inicial de 15,9 millones de dólares y las cantidades comprometidas adicionales se convertirán en un asunto disponible a nuevas evaluaciones de reserva mientras ponemos nuevos pozos en producción.  

"Debido a nuestro exitoso programa de perforación de 2013 en la formación de Caney, la Compañía pudo generar unos ingresos netos positivos para los dos primeros trimestres de 2014. Nuestros valores netos para los primeros seis meses aumentaron más del 200 % en comparación con el mismo período de 2013, lo que permitió a la Compañía generar unos ingresos netos positives con el mismo nivel de producción en una base BOE debido al mayor contenido de petróleo en la formación de Caney. Además, generamos un flujo de efectivo positivo de las operaciones de casi 5,3 millones de dólares y unos ingresos de 14,2 millones de dólares para los primeros seis meses del año.

"La prueba de retorno de flujo del pozo horizontal Gapowo B-1 en Polonia ha concluido y el pozo está actualmente sellado para una prueba de presión de 3-4 semanas. Las tasas de producción permanecieron en el rango de 200.000 a 400.000 pies cúbicos al día a lo largo de la prueba de retorno de flujo. La Compañía espera que estos datos de presión ofrezcan la información restante requerida para completar nuestro análisis de modelo de reserva. La Compañía anticipa completar el análisis de reserva en octubre.

"La Compañía cree que este análisis de reserva validará el análisis preliminar de la Compañía, a través de más mejoras de diseño, de que los futuros pozos pueden estimularse efectivamente en un lateral completo y que las tasas de producción logradas en Gapowo pueden aumentar proporcionalmente para no sólo corresponderse con todo el lateral sino también aumentar las tasas de gas por fase cuando se logre la colocación de las concentraciones de apuntalante designadas. La compañía espera que la producción prevista resultante llegue a índices que justifiquen continuar el desarrollo de la reserva.

"Esto es similar a la ruta de exploración para el desarrollo en muchos proyectos de gas de esquisto en Estados Unidos, donde se necesitan numerosos pozos de exploración para avanzar los proyectos de esquisto a la producción económica, incluyendo la propia experiencia de la Compañía en la formación de Caney. Como se anunció previamente, dados los requisitos de capital de dichas actividades de exploración y el enfoque de la Compañía en el crecimiento de Caney, la Compañía pretende renovar sus esfuerzos de sociedad conjunta con un socio adecuado tras completar el análisis de reserva mencionado anteriormente.  

"En el segundo trimestre de 2014, la Compañía generó unos ingresos netos de 199.000 dólares en comparación con una pérdida neta de 929.000 dólares en el segundo trimestre de 2013. Los ingresos por ventas de petróleo y gas netas de regalías, fueron de 6,0 millones de dólares en el segundo trimestre de 2014, un aumento de 5,2 millones de dólares, o casi el 600 %, en comparación con el trimestre del año anterior cuando los activos de Woodford se vendieron en abril de 2013.

"Los valores netos medios para el segundo trimestre de 2013 fueron de 58,85 dólares, un aumento del 256 % en comparación con el trimestre del año anterior debido a niveles significativamente más altos de petróleo en la combinación de producción de la formación de Caney. El petróleo supuso el 72 % de la producción de 2014 en Caney frente al 33 % de la producción de 2013 de la formación Woodford que se vendió en abril de 2013.

"La producción aumentó un 276 % en el segundo trimestre de 2014 en comparación con el segundo trimestre de 2013 debido a los pozos de Caney perforados en la segunda mitad de 2013 y la venta de Woodford en abril de 2013. El precio medio por barril aumentó un 86 % principalmente debido al mayor petróleo de la formación de Caney en la combinación de producción.

"Los gastos de capital aumentaron a 22,7 millones de dólares en el segundo trimestre de 2014 para la reciente puesta en marcha del programa de perforación de 2014 en EE. UU. y la perforación y finalización del pozo Gapowo B-1 en Polonia. Los gastos de capital en el segundo trimestre de 2013 fueron de 7,8 millones de dólares".

"En la primera mitad de 2014, la Compañía generó unos ingresos netos de 449.000 dólares en comparación con una pérdida de 6,2 millones de dólares en la primera mitad de 2013. Los ingresos de petróleo y gas aumentaron un 125 % a 11,5 millones de dólares debido a un aumento del 123 % en los precios medios debido a un mayor petróleo de la formación de Caney en la combinación de producción. El flujo de efectivo generado de las actividades operativas para los primeros seis meses de 2014 fue de 5,3 millones de dólares en comparación con el flujo de efectivo negativo de las actividades operativas de 8,7 millones de dólares en los primeros seis meses de 2013".

INFORMACIÓN DESTACADA DEL SEGUNDO TRIMESTRE:

  • Las ventas netas de regalías fueron de 6,0 millones de dólares en el segundo trimestre de 2014 y los valores netos fueron de 58,85 dólares por BOE, un aumento del 256 % en comparación con el segundo trimestre de 2013 debido a más petróleo en la combinación de producción y mayores precios.
  • La producción fue de 999 BOEPD para el segundo trimestre, un aumento del 276 % debido a la producción de Caney en la segunda mitad de 2013 y la venta de Woodford en abril de 2013.
  • Los ingresos netos fueron de 199.000 dólares para el segundo trimestre de 2014 en comparación con una pérdida de 929.000 dólares en el segundo trimestre de 2013.
  • En julio, la Compañía cerró un servicio de crédito de 100 millones de dólares con Morgan Stanley con una cantidad de compromiso inicial de 15,9 millones de dólares.
  • El flujo de efectivo de las actividades operativas fue de 2,3 millones de dólares para el segundo trimestre de 2014 en comparación con el flujo de efectivo negativo de actividades operativas de 9,0 millones de dólares en el segundo trimestre de 2013.
  • El efectivo y el capital laboral ascendieron a 32,3 millones de dólares y 18,7 millones de dólares respectivamente a 30 de junio de 2014, sin incluir el servicio de crédito posteriormente cerrado.
  • Los gastos de capital aumentaron un 189 % a 22,7 millones de dólares, principalmente debido al comienzo del programa de perforación estadounidense 2014 y la perforación y estimulación por fractura del pozo Gapowo B-1 en Polonia.
  • En junio de 2014, la Compañía entró en transacciones derivativas con Morgan Stanley como parte de los requisitos de cobertura del servicio de crédito que se completó en julio de 2014. Estas transacciones también cumplen la estrategia de gestión de riesgo de la Compañía para gestionar las fluctuaciones del precio de materias primas y estabilizar los flujos de efectivos para los programas de exploración y desarrollo del futuro.

Segundo trimestre de 2014 frente a segundo trimestre de 2013   

Los ingresos brutos de petróleo y gas ascendieron a 7.432.000 dólares en el segundo trimestre de 2014 frente a 1.063.000 dólares en el segundo trimestre de 2013. Los ingresos de petróleo fueron 6.697.000 dólares en el trimestre frente a 717.000 dólares en el segundo trimestre de 2013, un aumento del 834 % mientras la producción aumentó un 720 % debido al mayor contenido de petróleo de los pozos de Caney. Los precios medios del petróleo aumentaron un 14 % o 12,78 % por barril para el trimestre. Los ingresos de gas natural aumentaron 135.000 dólares o un 68 %, ya que la producción de gas natural aumentó un 51 % debido a la venta de activos de Woodford en abril de 2013 y los precios medios de gas natural por mcf aumentaron un 11 % en comparación con el segundo trimestre de 2013. Los ingresos por líquidos de gas natural (NGL) aumentaron 255.000 dólares o un 177 % a 399.000 dólares mientras la producción media aumentó un 61 % a 140 boepd debido a la venta de Woodford en 2013 y los precios de NGL medios aumentaron un 72 % a 31,28 dólares por barril.

Los gastos de producción y operativos aumentaron 224.000 dólares entre los trimestres debido a la venta de activos de Woodford en abril de 2013.

Los gastos de agotamiento y depreciación aumentaron 1.403.000 dólares entre los trimestres debido a una mayor producción y una base de agotamiento más alta debido a los pozos de Caney.

Los gastos generales y administrativos se redujeron 239.000 dólares entre los trimestres principalmente debido a unas menores tasas profesionales relativas a las tasas legales, de contabilidad y administrativas parcialmente compensados por un aumento en las tasas de dirección.

Los ingresos financieros se redujeron 2.242.000 dólares debido a unas mayores ganancias no realizadas en los contratos de materias primas financieras en 2013. Los gastos financieros se redujeron 9.087.000 dólares principalmente debido a un gasto de intereses de 2013 de 6.534.000 dólares, lo que incluyó 3,5 millones de dólares para la amortización de los costes financieros diferidos y 2,5 millones de dólares de sanciones prepago y una pérdida realizada en los contratos de materias primas financieras de 2,7 millones de dólares ya que estos contratos se establecieron en abril de 2013.

En el segundo trimestre de 2014 se incurrió en unos gastos de capital de 22.710.000 dólares relacionados principalmente con la puesta en marcha del programa de perforación de 2014 en EE. UU. y el pozo Gapowo B-1 en Polonia.

LO MÁS DESTACADO DE LOS PRIMEROS SEIS MESES DE 2014

  • Las ventas netas de las regalías fueron de 11,5 millones de dólares para los primeros seis meses de 2014 y los valores netos fueron de 58,16 dólares por BOE, un aumento del 213 % en comparación con los primeros seis meses de 2013 debido a más petróleo en la combinación de producción y precios más altos.
  • La producción media fue de 980 BOEPD para los primeros seis meses, una subida del 1 % debido a que la mayor producción de los pozos de Caney perforados en la segunda mitad de 2013 fue compensada por la pérdida de producción de la venta de Woodford en abril de 2013.
  • Los ingresos netos fueron de 449.000 dólares para los primeros seis meses de 2014 en comparación con una pérdida de 6.249.000 dólares en los primeros seis meses de 2013.
  • En julio, la Compañía cerró un servicio de crédito de 100 millones de dólares con Morgan Stanley con una cantidad comprometida inicial de 15,9 millones de dólares.
  • Completó una financiación de valor para unas ganancias netas totales de aproximadamente 30,8 millones de dólares.  
  • El flujo de efectivo de las actividades operativas fue de 5,3 millones de dólares para los primeros seis meses de 2014 en comparación con un flujo de efectivo negativo de las actividades operativas de 8,7 millones de dólares en los primeros seis meses de 2013.
  • Los gastos de capital aumentaron un 244 % a 35,7 millones de dólares debido principalmente a la finalización del programa de perforación estadounidense de 2013, el inicio del programa de perforación estadounidense de 2014 y el pozo Gapowo B-1 en Polonia.
  • En junio de 2014, la Compañía entró en transacciones de derivados financieros con Morgan Stanley como parte de los requisitos de cobertura del servicio de crédito que se completaron en julio de 2014. Estas transacciones también cumplen la estrategia de gestión del riesgo de la Compañía para gestionar las fluctuaciones del precio de las materias primas y estabilizar los flujos de efectivo para los programas futuros de exploración y desarrollo.

Primeros seis meses de 2014 frente a primeros seis meses de 2013   

Los ingresos brutos de petróleo y gas ascendieron a 14.202.000 dólares en los primeros seis meses de 2014 frente a los 6.291.000 dólares en los primeros seis meses de 2014. Los ingresos de petróleo fueron de 12.385.000 dólares en los primeros seis meses, en comparación con los 2.728.000 dólares del mismo periodo del año 2013, lo que supone un aumento de un 354 % mientras la producción creció un 313% debido al contenido más elevado de petróleo de los pozos de Caney, y los precios medios de petróleo aumentaron un 10% o en 8,98 dólares por barril. Los ingresos de gas natural se redujeron 665.000 dólares o un 47 % debido a la reducción de la producción de gas natural de un 65% a consecuencia de la venta de activos Woodford en abril de 2013, que se vio ensombrecida en parte por el aumento del precio medio de gas natural aumentaron un 51 % en los primeros seis meses de 2014. Los ingresos de gas natural se redujeron en 1.080.000 dólares, o un 50%, debido al aumento de la producción de gas natural en un 61% debido a la venta de Woodford en abril de 2013, que se vio ensombrecida en parte por un aumento medio del precio NGL de un 29% en el primer semestre de 2014.

Las tasas de gestión y otros ingresos se redujeron debido a un volumen de gestión inferior frente al ejercicio anterior.

La producción y gastos operativos se redujeron un 34 % para el primer semestre de 2014 debido al número reducido de pozos en la venta de Woodford en 2013, además de los costes de recopilación reducidos.  

Los gastos de agotamiento y depreciación aumentaron en 1.357.000 dólares debido a la venta de Woodford en abril de 2013 y a una base de agotamiento superior a consecuencia de los pozos Caney.

Los datos generales y administrativos se redujeron en 775.000 dólares debidos principalmente a unas tasas profesionales reducidas relacionadas con los gastos legales y de contabilidad y un pago menor y costes relacionados, ensombrecidos en parte por el aumento de las cuotas de dirección.

El gasto financiero se redujo en 9.823.000 dólares debido sobre todo a unos gastos de interés de 2013 de 7.528.000 dólares, que incluyeron 3,5 millones de dólares para la amortización de costes de financiación diferidos y 2,5 millones de dólares de pérdidas no realizadas en contratos de servicios financieros de 2,5 millones de dólares cuando estos contratos se establecieron en abril de 2013.



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



                                                             30 de junio     31 de diciembre
                                                                   2014             2013
        Activos corrientes
                     Activos y equivalentes de activos      $     32.266    $      17.159
                     Comercio y otras cobranzas                    6.656            7.268
                     Depósitos y gastos prepago                    1.509            1.243
                     Valor razonable de mercancía
                     contratos                                         -           25.056
                                                                  40.431           50.726

        Activos no corrientes
                     Cobranzas a largo plazo                           -              433
                     Inversiones en sociedades mixtas              3.659            2.787
                     Valor razonable de mercancía
                     contratos                                        26                -
                     Propiedad, planta y equipamiento            103.878           94.663
                     Exploración y evaluación
                     activos                                      59.421           36.194
                                                                 166.984          134.077

        Activos totales                                     $    207.415    $     184.803

        Adeudamiento actual
                     Comercio y otros pagos                 $     21.627    $      31.872
                     Valor razonable de mercancía
                     contratos                                        84                -
                                                                  21.711           31.872

        Adeudamiento no actual
                     Préstamos y depósitos                           100              100
                     Valor razonable de mercancía
                     contratos                                        82                -
                     Obligaciones de retirada de activos           1.312            1.192
                                                                   1.494            1.292

        Valores
                     Capital de acciones                         279.071          247.782
                     Surplus de contribución                      19.554           18.721
                     Déficit                                    (114.415)        (114.864)
        Valor total                                              184.210          151.639

        Valores totales y adeudamiento                      $    207.415    $     184.803




                                         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)


                                                    Segundo trimestre     Primeros seis meses
                                                  2014          2013       2014          2013

        Ingresos petróleo y gas natural, netos  $  6.083           863     11.539         5.111
        Recopilación ingresos                          -             1          -           331
        Otros ingresos                                 3           296        205           519
        Ganancia venta de activos                      -         9.747          -         9.747
                                                   6.041        10.907     11.744        15.708

        Gastos de exploración y evaluación            36             3        136            57
        Gastos de producción y operación             687           463      1.220         1.862
        Agotamiento y depreciación                 1.886           483      3.694         2.337
        Gastos generales y administrativos         3.002         3.241      5.932         6.707
        Compensación por acciones                    356           341        691           449
        Pérdida (ganancia) en inversiones en valores  52            42      (239)            65
        Gastos de reestructuración legal               -           595          -           595
                                                   6.019         5.168     11.434        12.072

        Ingresos financieros                         331         2.573        316           115
    Gastos financieros                         (154)       (9.241)      (177)      (10.000)

    Ingresos netos (pérdida) e
    ingresos completos (pérdida)            $    199         (929)        449       (6.249)

    Ingresos netos (pérdida) por acción
            básica y diluida                $   0,00        (0,01)       0,00        (0,04)




                                     BNK PETROLEUM INC.
                                     SEGUNDO TRIMESTRE DE 2014
                                   ($000 excepto indicado)
                                               Segundo trimestre      Primeros seis meses
                                              2014       2013          2014       2013
    Ingresos de petróleo antes de royalties     $   6.697       717         12.385      2.728
    Ingresos de gas antes de royalties                335       200            748      1.413
    Ingresos de NGL antes de royalties                399       144          1.067      2.147
    Ingresos de petróleo y gas                      7.431     1.061         14.200      6.288

    Flujo de efectivo de actividades operativas    2.340    (8.952)         5.296     (8.684)
    Adiciones de propiedad, planta y equipamiento (7.308)   (7.483)      (12.487)     (9.093)
    Adiciones de exploración, activos evaluación (15.402)     (387)      (23.177)     (1.269)

    Estadísticas:
                                                Segundo trimestre    Primeros seis meses
                                              2014      2013           2014      2013
    Average natural gas production
    Producción media de gas natural (mcf/d)             822       546           846      2.418
    Producción media de NGL (Boepd)                     140        87           153        397
    Producción media de petróleo (Bopd)                 722        88           686        166
    Producción media (Boepd)                            999       266           980        966
    Precio medio del gas natural ($/mcf)              $4,48     $4,03         $4,89      $3,23
    Precio medio de NGL ($/bbl)                      $31,28    $18,18        $38,54     $29,90
    Precio medio del petróleo ($/bbl)               $101,93    $89,15        $99,68     $90,70

    Precio medio por barril                          $81,74    $43,83        $80,05     $35,96
    Royalties por barril                              15,33      8,22         15,01       6,74
    Gastos operativos por barril                       7,56     19,09          6,88      10,65

    Peso neto por barril                             $58,85    $16,52        $58,16     $18,57


La información detallada arriba se extrae de, y debería leerse en combinación con, las declaraciones financieras no auditadas de la compañía para los tres meses finalizados el 30 de junio de 2014 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 

En este comunicado y otras relevaciones públicas de la Compañía:

(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 erróneo como una indicación de valor.

(b) Valor presente neto descontado 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.

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, el efecto del diseño y mejoras de rendimiento de la productividad futura, 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 el pozo de gas esquisto Gapowo B-1 de la compañía en Polonia, incluyendo los resultados esperados de los análisis de reserva planeados, estimulaciones futuras de pozos y productividad esperada de los pozos futuros, programas de gasto de capital previstos y estimaciones de costes, disponibilidad de los fondos de las reservas de la compañía basadas en las instalaciones de préstamo y estrategia de la compañía y sus objetivos. El uso de cualquier palabra como "objetivo", "planea", "anticipa", "continúa", "estima", "espera", "podría", "podrá", "prevé", "debería", "cree" y expresiones similares está previsto sirvan para 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 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.

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.

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.   

Si desea 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

(BKX.)

SOURCE BNK Petroleum Inc.



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