BNK Petroleum Inc. anuncia los resultados para el tercer trimestre de 2014
CAMARILLO, California, November 5, 2014 /PRNewswire/ --
Todas las cantidades están expresadas en dólares estadounidenses a menos que se indique lo contrario:
INFORMACIÓN DESTACADA DEL TERCER TRIMESTRE:
- Los ingresos netos de royalties fueron de 5,4 millones de dólares para el tercer trimestre de 2014 y los valores netos fueron de 52,14 dólares por BOE, con un aumento de los ingresos del 230 % en comparación con el tercer trimestre de 2013 debido a un aumento en la producción.
- La media de producción fue de 971 barriles de equivalente de petróleo por día (BOEPD) para el tercer trimestre, un aumento del 222 % debido a la producción de los pozos de Caney perforados a finales de 2013 y en 2014.
- El pozo Hartgraves 1-5H, que comenzó la producción en octubre, tuvo una tasa de producción durante los últimos 10 días de 620 BOEPD y la tasa de producción inicial media (IP) para los primeros 26 días fue de 536 BOEPD.
- La pérdida neta fue de 299.000 dólares para el tercer trimestre de 2014 en comparación con una pérdida neta de 2.445.000 dólares en el tercer trimestre de 2013.
- En julio, la Compañía cerró un servicio de crédito de 100 millones de dólares con Morgan Stanley y tomó prestado una cantidad inicial de 15,9 millones de dólares durante el tercer trimestre.
- El flujo de efectivo de las actividades operativas fue de 2,9 millones de dólares para el tercer trimestre de 2014 en comparación con un flujo de efectivo negativo de actividades operativas de 0,3 millones de dólares en el tercer trimestre de 2013.
- El efectivo y capital laboral ascendió a 26,8 millones de dólares y 14 millones de dólares respectivamente, a 30 de septiembre de 2014.
- Los gastos de capital se redujeron un 37 % a 22,1 millones de dólares debido al programa de perforación estadounidense del año anterior.
El director general y consejero delegado de BNK, Wolf Regener, comentó:
"Nuestra actual producción de campo es de unos 1.600 barriles de equivalente de petróleo al día (BOEPD) incluyendo dos nuevos pozos Caney de nuestro programa de perforación estadounidense de 2014. El pozo Wiggins 11-2H, que pasó a producción en septiembre y el pozo Hartgraves 1-5H, que comenzó a producir a principios de octubre, posteriormente al final del trimestre. El pozo Hartgraves 1-5H tiene una tasa IP de 26 días de 536 BOEPD, de los cuales 351 barriles son de petróleo y para los últimos 10 días tiene una media de 620 BOEPD, de los cuales 393 barriles son de petróleo. El pozo se completó con nuestra mayor estimulación hidráulica hasta la fecha y los datos iniciales indican que esto debería ser uno de los mejores pozos Caney que hemos perforado. El rendimiento del pozo Hartgraves demuestra los resultados de la optimización continua de nuestros procedimientos de perforación y completación.
"El primer pozo en nuestro programa de perforación de 2014, Wiggins 11-2H, tuvo una tasa IP de 30 días inicial de 323 BOEPD y experimentó una repentina reducción de su tasa IP inicial con un descenso más lento. Según los resultados del pozo Wiggins 11-2H, como se referenció anteriormente, hicimos varias modificaciones en nuestra colocación lateral, diseño de completación y procesos de retorno del flujo cuando perforamos el pozo Hartgraves 1-5H más productivo.
"Estamos actualmente reperforando la parte lateral del pozo Emery 17-1H que es nuestro tercer pozo en el programa de perforación de 2014, después de que la columna perforada se quedase atascada. Esperamos iniciar las operaciones de completación en este pozo en noviembre.
"Los pozos Wiggins 12-8H y Barnes 7-2H continúan su fuerte rendimiento con una producción media combinada de aproximadamente 500 BOEPD en el tercer trimestre de 2014. Estos pozos han estado en producción durante 9 y 11 meses respectivamente.
"En el tercer trimestre, tomamos prestada la cantidad inicial de 15,9 millones de dólares de nuestro servicio de crédito de 100 millones de dólares. Esperamos que las cantidades de compromiso adicionales se pongan disponibles debido a la perforación del desarrollo adicional de Caney.
"La Compañía pretende seguir perforando los pozos Caney sujetos a recibir las cantidades adicionales de nuestro servicio de crédito. Para final de año, prevemos que la Compañía tenga dos pozos adicionales en producción y tenga una tasa de salida de producción a final del año entre 2.300 y 2.600 BOEPD.
"Tenemos suerte de que aunque el precio del petróleo haya bajado nuestros valores netos sigan siendo bastante sólidos. Estamos pensando en que con el precio de WTI a 75 dólares el barril, los precios de NGL de 28 dólares el barril, el gas a 4 dólares un MCF y utilizando nuestras cifras de gastos operativos del tercer trimestre nuestros valores netos serían de aproximadamente 39 dólares el barril. A WTI de 85 dólares, con algunas suposiciones anteriores, nuestros valores netos estarían por encima de 44 dólares el barril.
"Si el precio del petróleo cae y la Compañía ralentiza el desarrollo del campo, la superficie en acres de la Compañía está segura, ya que el 93 % de los 15.900 acres ya se mantienen para producción.
"Para los primeros nueve meses de 2014, la Compañía generó un flujo de efectivo positivo de las operaciones de 8,2 millones de dólares en comparación con el flujo de efectivo operativo negativo de 8,9 millones de dólares en el mismo período de 2013. Nuestros valores netos para los primeros nueve meses aumentaron más del 150 % en comparación con el mismo período de 2013, lo que permitió que la Compañía genere un flujo de efectivo operativo positivo debido al mayor contenido de petróleo en la producción mixta de Caney. Además, generamos unos ingresos brutos de casi 21 millones de dólares para los primeros nueve meses del año.
"La Compañía está realizando actualmente un análisis de la reserva en el pozo horizontal Gapowo B-1 en Polonia. La información de los indicadores de precios y la estimulación por fractura y retorno del flujo se incorporarán a todo el análisis de reserva. Como se anunció previamente, la Compañía pretende comenzar sus esfuerzos para entrar en una sociedad mixta con un socio adecuado tras completar este análisis.
"En el tercer trimestre de 2014, la Compañía incurrió en una pérdida neta de 299.000 dólares en comparación con una pérdida neta de 2.445.000 dólares en el tercer trimestre de 2013. Los ingresos de petróleo y gas, neto de royalties, fueron de 5,4 millones de dólares en el tercer trimestre de 2014, un aumento de 3,8 millones de dólares, o un 230 %, en comparación con el trimestre del año anterior.
"La media de valores netos para el tercer trimestre de 2014 fue de 52,14 dólares, un aumento del 4 % en comparación con el trimestre del año anterior debido a un aumento del 3 % en la media de precios en el tercer trimestre de 2014.
"La producción aumentó un 222 % en el tercer trimestre de 2014 en comparación con el tercer trimestre de 2013 debido a los pozos Caney perforados a finales de 2013 y en 2014 y la venta de Woodford en abril de 2013.
"Los gastos de capital se redujeron de 34,9 millones de dólares en el tercer trimestre de 2013 a 22,1 millones de dólares en el tercer trimestre de 2014 debido al programa de perforación del año anterior en EE. UU.
"En los primeros nueve meses de 2014, la Compañía generó unos ingresos netos de 150.000 dólares en comparación con una pérdida de 8,7 millones de dólares en los primeros nueve meses de 2013. Los ingresos brutos de petróleo y gas aumentaron un 151 % a 20,9 millones de dólares debido a un aumento en los precios medios debido a un mayor porcentaje de petróleo de la formación Caney en la producción mixta".
Tercer trimestre de Primeros nueve meses de
2014 2013 % 2014 2013 %
Pérdidas netas:
$ miles $(299) $(2.445) - $150 $(8.694) -
$ por acción común $0,00 $(0,02) - $0,00 $(0,06) -
asumiendo dilución
Gastos de capital $22.082 $34.908 (37%) $57.746 $45.270 28%
Producción media (boepd) 971 302 222% 980 743 32%
Media de precio de producto por barril $74,80 $72,81 3% $80,05 $40,97 95%
Media de valor neto por barril $52,04 $50,13 4% $57,46 $22,87 145%
Septiembre de Junio de Diciembre de
2014 2014 2013
Efectivo y equivalentes de efectivo $26.808 $32.266 $17.159
Capital laboral $13.973 $18.720 $18.854
Tercer trimestre de 2014 frente a tercer trimestre de 2013
Los ingresos brutos de petróleo y gas ascendieron a 6.682.000 dólares en el tercer trimestre de 2014 frente a 2.023.000 dólares en el tercer trimestre de 2013. Los ingresos del petróleo fueron de 5.978.000 dólares en el tercer trimestre frente a 1.705.000 dólares en el tercer trimestre de 2013, una subida del 251 % mientras la producción de gas aumentó un 280 % debido a los pozos Caney perforados adicionales. La media de precios de petróleo se redujo un 8 % o 8,38 dólares el barril para el trimestre. Los ingresos de gas natural aumentaron 249.000 dólares o un 247 %, mientras la producción de gas natural aumentó un 211 %, debido principalmente a los pozos Caney perforados. La media de precios del gas natural por mcf aumentó un 12 % en comparación con el tercer trimestre de 2013. Los ingresos de gas natural líquido (NGL) aumentaron 137.000 dólares o un 63 % a 354.000 dólares, mientras la producción media aumentó un 81 % a 127 BOEPD debido a los pozos Caney adicionales perforados, mientras la media de precios NGL se redujeron un 10 %, a 30,32 dólares por barril.
Los gastos de producción y funcionamiento aumentaron 521.000 dólares entre los trimestres, debido a los pozos Caney adicionales añadidos a final de 2013 y en 2014.
El gasto de agotamiento y depreciación aumentó 1.164.000 dólares entre los trimestres debido a la mayor producción y una base de agotamiento superior debido a los pozos Caney.
Los gastos generales y administrativos se redujeron 198.000 dólares entre los trimestres principalmente debido a costes de salarios y beneficios más bajos.
Los ingresos financieros aumentaron 1.077.000 dólares debido a las ganancias realizadas y no realizadas en los contratos de materias primas financieras en 2014. El gasto financiero aumentó 140.000 dólares debido a los gastos de intereses en el servicio de crédito.
Se incurrió en unos gastos de capital de 22.082.000 dólares en el tercer trimestre de 2014 principalmente relacionados con el programa de perforación de 2014 en EE. UU. y el pozo Gapowo B-1 en Polonia.
INFORMACIÓN DESTACADA DE LOS PRIMEROS NUEVE MESES DE 2014
- Los ingresos netos de royalties fueron de 17,0 millones de dólares para los primeros nueve meses de 2014 y los valores netos fueron de 56,14 dólares por BOE, un aumento en los ingresos del 151 % en comparación con los primeros nueve meses de 2013 debido a más petróleo en la producción mixta de los pozos Caney.
- La producción media fue de 980 BOEPD para los primeros nueve meses, una subida del 32 % mientras la mayor producción de los pozos Caney perforados a finales de 2013 y en 2014 se vio compensada por la pérdida de producción de la venta de Woodford en abril de 2013.
- La renta neta fue de 150.000 dólares para los primeros nueve meses de 2014 en comparación con una pérdida de 8.694.000 dólares en los primeros nueve meses de 2013.
- En julio, la Compañía cerró un servicio de crédito de 100 millones de dólares con Morgan Stanley y tomó prestada la cantidad de compromiso inicial de 15,9 millones de dólares durante el tercer trimestre.
- Completó una financiación de valor para las ganancias netas totales de aproximadamente 30,8 millones de dólares.
- El flujo de efectivo de actividades operativas fue de 8.185.000 dólares para los primeros nueve meses de 2014 en comparación con el flujo de efectivo negativo de actividades operativas de 8.942.000 dólares en los primeros nueve meses de 2013.
- Los gastos de capital aumentaron un 28 % a 57,7 millones de dólares debido a que se completó el programa de perforación estadounidenses de 2013, la puesta en marcha del programa de perforación estadounidense de 2014 y el pozo Gapowo B-1 en Polonia.
- En el segundo trimestre, la Compañía entró en transacciones derivativas financieras con Morgan Stanley como parte de los requisitos de cobertura del servicio de crédito de 100 millones de dólares. Estas transacciones también cumplieron la estrategia de gestión del riesgo de la Compañía para gestionar fluctuaciones de precio de materias primas y estabilizar los flujos de efectivo para la exploración futura y programas de desarrollo.
Primeros nueve meses de 2014 frente a primeros nueve meses de 2013
Los ingresos brutos de petróleo y gas ascendieron a 20.882.000 dólares en los primeros nueve meses de 2014 frente a 8.311.000 dólares en los primeros nueve meses de 2013. Los ingresos de petróleo fueron de 18.363.000 dólares en los primeros nueve meses frente a 4.433.000 dólares en el mismo período de 2013, una subida del 314 % mientras la producción aumentó un 301 % debido al mayor contenido de petróleo de los pozos de Caney y la media de los precio de petróleo aumentó un 3 %, o 2,94 dólares el barril. Los ingresos de gas natural se redujeron a 416.000 dólares o un 27 %, debido a la reducción en la producción de gas natural del 47 % debido a la venta de activos de Woodford en abril de 2013 que se vio parcialmente compensada por un aumento de la media del precio del gas natural del 37 % en los primeros nueve meses de 2014. Los ingresos de NGL se redujeron a 943.000 dólares, o un 40 %, debido a una reducción en la producción de NGL del 50 % debido a la venta de Woodford en abril de 2013 que se vio parcialmente compensada por un aumento de la media del precio de NGL del 19 % en los primeros nueve meses de 2014.
Las tasas administrativas y otros ingresos se redujeron debido a unas menores tasas administrativas en comparación con el año anterior.
Los gastos de producción y funcionamiento se redujeron un 6 % para los primeros nueve meses de 2014 debido a un reducido recuento de pozos debido a la venta de Woodford en 2013 y una reducida recopilación de costes compensada por los costes operativos para pozos Caney adicionales en 2014.
El gasto de agotamiento y depreciación aumentó a 2.521.000 dólares debido a una mayor producción y una mayor base de agotamiento debido a los pozos de Caney.
Los gastos generales y administrativos se redujeron 973.000 dólares, debido principalmente a menores costes de nóminas y relacionados y menores gastos legales, de contabilidad y consultoría.
Los ingresos financieros aumentaron a 1.073.000 dólares debido a ganancias realizadas y no realizadas en los contratos de materias primas financieras en 2014. El gasto financiero se redujo a 9.888.000 principalmente debido al gasto de intereses de 2013 de 7,5 millones de dólares, que incluyó 3,5 millones de dólares para la amortización de costes financieros diferidos y 2,5 millones de dólares de multas prepago, y una pérdida realizada de contratos de materias primas financieras de 2,5 millones de dólares; contratos que se liquidaron en abril de 2013.
BNK PETROLEUM INC.
DECLARACIONES CONSOLIDADAS CONDENSADAS DE LA POSICIÓN FINANCIERA
(Sin auditar, expresado en miles de dólares estadounidenses)
30 de septiembre de 31 de diciembre de
2014 2013
Activos corrientes
Efectivo y equivalentes
de efectivo $ 26.808 $ 17.159
Inversiones en valores
comercializables - 25.056
Comercio y otras cuentas
por cobrar 5.813 7.268
Depósitos y gastos
Prepago 1.367 1.243
Valor justo de los contratos de
Materias primas 565
34.553 50.726
Activos no corrientes
Cuentas por cobrar
a largo plazo - 433
Inversiones en sociedades
mixtas 3.721 2.787
Valor justo de las materias primas
contratos 276 -
Propiedad, planta y
equipamiento 119.810 94.663
Activos de exploración y
evaluación 63.925 36.194
187.732 134.077
Activos totales $ 222.285 $ 184.803
Pasivos corrientes
Comercio y otros pagos $ 20.580 $ 31.872
20.580 31.872
Pasivos no corrientes
Créditos y préstamos 15.420 100
Obligaciones de retirada de
Activos 1.326 1.192
16.746 1.292
Valor
Capital de acciones 279.830 247.782
Excedente contribuido 19.843 18.721
Déficit (114.714) (114.864)
Valor total 184.959 151.639
Valor y pasivos totales $ 222.285 $ 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)
Tercer trimestre de Primeros nueve meses de
2014 2013 2014 2013
Ingresos de petróleo y gas natural,
neto $ 5.428 $ 1.647 $ 16.967 $ 6.758
Recopilación de ingresos - - - 331
Otros ingresos 114 442 319 961
Ganancia de la venta de activos - (129) - 9.618
5.542 1.960 17.286 17.668
Gastos:
Exploración y evaluación 12 - 148 57
Producción y funcionamiento 772 251 1.992 2.113
Agotamiento y depreciación 1.884 720 5.578 3.057
Generales y administrativos 3.025 3.223 8.957 9.930
Compensación basada en acciones 439 140 1.130 589
Pérdida de inversiones en
Sociedades mixtas 166 29 (73) 94
Gastos de reestructuración 438 - 438 595
6.736 4.363 18.170 16.435
Ingresos financieros 1.143 66 1.181 108
Gasto financiero (248) (108) (147) (10.035)
Pérdida neta y pérdida
completa $ (299) $ (2.445) $ 150 $ (8.694)
Pérdida neta por acción
básica y diluida $ (0,00) $ (0,02) $ 0,00 $ (0,06)
BNK PETROLEUM INC.
TERCER TRIMESTRE DE 2014
(en miles de dólares, excepto que se especifique lo contrario)
Tercer trimestre de Primeros nueve meses de
2014 2013 2014 2013
Ingresos de petróleo antes de royalties $ 5.978 1.705 18.363 4.433
Ingresos de gas antes de royalties 350 101 1.098 1.514
Ingresos de NGL antes de royalties 354 217 1.421 2.364
Ingresos brutos de petróleo y gas 6.682 2.023 20.882 8.311
Flujo de activos usados en las
Actividades operativas 2.889 (258) 8.185 (8.942)
Adiciones a la propiedad, planta
y equipamiento (17.637) (34.789) (30.124) (43.882)
Adiciones a activos de exploración
y evaluación (4.445) (119) (27.622) (1.388)
Estadísticas:
Tercer trimestre de Primeros nueve meses de
2014 2013 2014 2013
Media de producción de gas natural
(mcf/d) 1.024 329 906 1.714
Media de producción de NGL(Boepd) 127 70 144 287
Media de producción de petróleo(Bopd) 673 177 682 170
Media de producción (Boepd) 971 302 977 743
Media del precio de gas natural
($/mcf) $3,72 $3,33 $4,44 $3,24
Media del precio de NGL ($/bbl) $30,32 $33,84 $36,10 $30,22
Media del precio de petróleo ($/bbl) $96,60 $104,98 $98,65 $95,71
Media de precio por barril $74,80 $72,81 $78,29 $40,97
Royalties por barril 14,02 13,65 14,68 7,68
Gastos operativos por barril 8,64 9,03 7,47 10,42
Valor neto por barril $52,14 $50,13 $56,14 $22,87
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 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. Sin embargo, 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 otra revelación pública 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 errónea como 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.
Nota cautelar sobre la información prospectiva
Este comunicado contiene declaraciones de futuro, incluyendo información relacionada con las estimaciones de reservas e ingresos netos futuras, el tiempo propuesto y resultados esperados de los trabajos de exploración y desarrollo, incluyendo las formaciones de Lower Caney y upper Sycamore en los acres de la compañía en Oklahoma, el efecto de diseño y mejoras de rendimiento en la productividad futura, tiempo anticipado del inicio y finalización de la perforación y estimulaciones por fractura en relación con el programa de perforación de la compañía en Caney, avance de los proyectos europeos de la compañía, incluyendo los permisos y aplicaciones de concesiones y aprobaciones, planes de perforación y estimulación por fractura en marcha en el pozo de gas esquisto Gapowo B-1 de la compañía en Polonia, programas de gasto de capital planeados y estimaciones de costes, uso planeado y suficiencia de los activos y valores comercializables a mano y estrategias y objetivos de la compañía. El uso de cualquiera de las palabras "objetivo", "planea", "anticipa", "continúa", "estima", "espera", "podría", "podrá", "prevé", "deberá", "cree" y expresiones similares está previsto puedan identificar las declaraciones de futuro.
La información prospectiva se basa en planes y estimaciones de la dirección, incluyendo que los modelos geológicos de la compañía se validen, que las indicaciones de los resultados tempranos sean indicadores razonablemente precisos de la prospectividad de los intervalos de esquisto, que los resultados previos de la exploración sean indicadores de los resultados y éxitos futuros, que la producción esperada de los pozos futuros se consiga como modelados, los descensos encajen con el modelado, las tasas de producción futuras de los pozos se perforen realmente y se completen, que el diseño y rendimiento de las mejoras reduzca el tiempo de desarrollo y gastos y se mejore la productividad, que los descubrimientos demuestren ser económicos, que los resultados anticipados y costes estimados sean consistentes con las expectativas de gestión, que todos los permisos necesarios y aprobaciones y los trabajos necesarios y equipamiento se consigan, proporcionados o disponibles, de la forma aplicable, en los términos aceptables para la compañía, cuando sea necesario, que no haya demoras imprevistas, efectos geológicos o de otro tipo no previstos, fallos en el equipamiento, retrasos permitidos o disputas laborales o contractuales, que los planes de desarrollo de la compañía y sus co-asociados de riesgo no cambien, que la demanda de petróleo y gas se sostenga, que la compañía continúe pudiendo acceder al capital suficiente a través de financiaciones, farm-ins u otras disposiciones de participación para mantener sus proyectos, que la compañía no se vea afectada de forma adversa por las políticas gubernamentales cambiantes y normativas, inestabilidad social o otros desarrollos políticos, económicos o diplomáticos en los países en los que realiza operaciones y que las condiciones económicas globales no se deterioren de una manera que ha sido un impacto negativo en el negocio de la compañía, su capacidad de avanzar su estrategia empresarial.
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.
Wolf E. Regener, director general y consejero delegado, +1(805)484-3613, E-mail: [email protected], Sitio web: http://www.bnkpetroleum.com
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