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CAMARILLO, California, 27 de marzo de 2017
CAMARILLO, California, 27 de marzo de 2017 /PRNewswire/ --
Todas las cantidades están en dólares estadounidenses a menos que se indique otra cosa:
INFORMACIÓN DESTACADA 2016
En octubre de 2016, la Compañía completó una oferta de capital que emitió 70.000.000 acciones a un precio de 0,20 dólares canadienses por acción. La Compañía pretende utilizar las ganancias netas de esta oferta para exploración y desarrollo de campo de Tishomingo, localizado en Oklahoma, incluyendo la financiación de un programa de perforación y para capital laboral general. Las ganancias de efectivo neto de la oferta de capital ascendieron a 9,7 millones de dólares. La Compañía aplicó coberturas sobre el petróleo para casi el 80% de su producción durante 2016 a un precio medio de 65,22dólares/bbl. En 2017, la Compañía tiene un porcentaje comparable de petróleo cubierto en su producción existente prevista a 61,55 dólares/bbl, excluyendo la nueva producción que espera generar de su programa de perforación de 2017. El flujo de efectivo operativo fue de 5,2 millones de dólares para 2016. Las Reservas Demostradas Totales de la Compañía aumentaron un 1% a 18 millones de barriles de equivalente de petróleo (BOE) y las Reservas Demostradas y Probables aumentaron un 2% a 42 millones de BOE basándose en la evaluación de reservas independientes del 31 de diciembre de 2016 de la Compañía. La recuperación final estimada de los pozos de producción existentes previamente de la Compañía aumentaron 1,2 millones de BOE, ya que los pozos de producción existentes de nuevo superaron la predicción del año anterior basada en la evaluación de reservas independiente del 31 de diciembre de 2016 de la Compañía. La producción media fue de 1.045 barriles de petróleo equivalente por día (BOEPD) para 2016, un descenso del 26% en comparación con la producción de 2015 de 1.415 BOEPD debido al descenso de producción normal mientras la Compañía no perforó ni completó ningún pozo nuevo en 2016 y también tuvo tres pozos cerrados durante el cuarto trimestre debido a las operaciones de estimulación por fractura compensadas por otro operador. Los gastos generales y administrativos relativos a las operaciones continuadas se redujeron un 21% en comparación con 2015 debido a los esfuerzos de recortes de costes continuados de la Compañía. Los valores netos medios fueron de 16,76 dólares por BOE para 2016, un descenso del 21% en comparación con 2015 debido a menores precios en 2016 y costes operativos ligeramente más altos por barril. Sin embargo, si las ganancias realizadas de los contratos de cobertura de materias primas comentados anteriormente se incluyen, los valores netos medios para el año aumentan casi 11 dólares/barril a 27,70 dólares por BOE. En 2017, la Compañía perforó y estimuló por fractura el pozo Chandler 8-6H, el primer pozo en su programa de perforación 2017, en el que tiene un interés laboral del 99,9%. La Compañía también perforó el pozo Hartgraves 1-6H, el segundo pozo en su programa de perforación 2017, en el que tiene un interés laboral del 100%. La Compañía espera comenzar la estimulación por fractura del pozo en mayo. El tercer pozo en el programa de perforación 2017, el pozo Brock 9-2H, se está perforando actualmente por la Compañía. La Compañía tiene un interés laboral del 100% en ese pozo y espera comenzar las operaciones de estimulación por fractura en mayo. Durante 2016, la Compañía realizó pagos que ascendieron a 3,9 millones de dólares de su servicio de crédito para reducir el balance destacado a 20,5 millones de dólares. En el cuarto trimestre de 2016, los prestamistas existentes reafirmaron la capacidad de préstamo disponible de la Compañía a 24,4 millones de dólares. Los ingresos, neto de royalties, fueron de 8,6 millones de dólares para 2016 en comparación con 13,7 millones de dólares en 2015 debido a los precios más bajos en 2016 y producción reducida. Se incurrió en una pérdida neta de 11,1 millones de dólares en 2016, lo que incluyó una pérdida no realizada de 8,0 millones de dólares en los contratos de gestión del riesgo. El efectivo y capital laboral ascendió a 11,1 millones de dólares y 10,6 millones de dólares respectivamente el 31 de diciembre de 2016.El director general y consejero delegado de BNK, Wolf Regener, comentó:
"Con las ganancias de la oferta de capital que se completaron en octubre de 2016, estuvimos encantados de empezar nuestro programa de perforación al final del año. Perforamos y completamos el pozo Chandler 8-6H (99,9% de interés laboral), que fue nuestro primer pozo en el programa de perforación 2017, durante el primer trimestre de 2017. La tasa de producción inicial de 30 días (IP) es de 230 barriles de petróleo al día y 265 barriles de equivalente de petróleo al día. El pozo sigue produciendo un porcentaje de petróleo más alto (87%) del esperado desde esta parte del campo, mientras sigue la limpieza. El pozo está produciendo en línea con nuestra curva de tipo de caso demostrada infradesarrollada (PUD, por sus siglas en inglés) para el petróleo que se utiliza para estimar las reservas atribuidas al campo de Tishomingo de la Compañía.
"El pozo Hartgraves 1-6H (100% de interés laboral), es el segundo pozo en nuestro programa de perforación de 2017, se perforó con éxito en el primer trimestre y esperamos que comience las operaciones de estimulación por fractura en mayo.
"Además, estamos actualmente perforando el tercer pozo de nuestro programa de perforación, el pozo Brock 9-2H (100% de interés laboral). Esperamos terminar las operaciones de perforación en abril con estimulación por fractura para seguir tras la estimulación de Hartgraves 1-6H. El plan de perforación y finalización del pozo se ha modificado basado en los aprendizajes del pozo localizado más al este, Chandler 8-6H. La Compañía espera que estos cambios consigan unos pozos mejores aún que superen nuestra curva de tipo de caso PUD al tiempo que avanzamos más hacia el Este.
"A pesar del nivel bajo continuado durante 2016, la Compañía logró conseguir unos precios más elevados en una cantidad destacada de su producción gracias a su programa de riesgo. Durante el año, la Compañía logró conseguir un precio medio de 65,22 dólares/bbl en casi el 80% de su producción de petróleo. Esta tendencia va a continuar en el año 2017 al tiempo que la Compañía dispone de contratos de servicios públicos en marcha para reconocer un premio de 61,55 dólares/bbl en el 80% de la producción existente en avance, excluyendo la nueva producción que llega de forma on-line desde el programa de perforación 2017.
"Las reservas totales demostradas de la Compañía aumentaron en un 1% hasta llegar a los 18 millones de BOEs y las reservas probables más demostradas aumentaron en un 2% hasta los 42 millones de BOEs, pese a no perforar ningún pozo en 2016. Además, la recuperación final de las estimaciones de los pozos de producción existentes previos de la Compañía aumentaron en 1,2 millones de BOEs, al tiempo que los pozos de producción existentes volvieron a superar las previsiones del año anterior.
"Seguiremos generando un flujo de caja positivo debido a nuestros esfuerzos de reducción de costes y al impacto de nuestro programa de riesgo. La Compañía ha generado 5,2 millones de dólares de flujo de caja operativo en 2016, lo que supone un descenso de solo un 7% frente al año 2015.
"Durante 2016, la producción de la Compañía se redujo en un 26% hasta llegar a los 1,045 boepd gracias a la reducción de producción normal al tiempo que la Compañía no llevó a cabo ninguna producción nueva en 2016. Disponemos además de tres pozos que se cerraron durante parte del cuarto trimestre de 2016, debido a las operaciones de simulación de fractura realizadas por otro operador en la formación Woodford. El operador completó las estimulaciones por fractura en el primer trimestre de 2017, y todos estos pozos volvieron a la producción. La Compañía no espera ningún impacto en la producción a largo plazo de los pozos en avance.
"Nuestros esfuerzos continuados de reducción de costes siguen consiguiendo una reducción de costes destacada con los gastos generales y administrativos reduciéndose en un 21% durante 2016 en comparación con el año anterior. Además, la parada de las operaciones europeas contribuirá con los esfuerzos de reducción de costes al tiempo que las operaciones discontinuadas incurren en unas pérdidas netas de 1,2 millones de dólares en 2016.
"Los precios netos medios para 2016 fueron de 16,76 dólares, lo que equivale a un descenso de un 21% en comparación con el año anterior debido a unos precios menores. Si incluimos el impacto de las ganancias conseguidas de los contratos de riesgo de servicios públicos, nuestros precios netos medios para 2016 serían de 27,70 dólares, que supone un descenso de solo un 6% en comparación con el año 2015".
Cuarto trimestre
Año finalizado
2016
2015
%
2016
2015
%
Pérdidas netas:
$ miles
$(3.745)
$(6.350)
-%
$(11.148)
$(6.570)
-%
$ por acción ordinaria
$(0,02)
$(0,04)
-%
$(0.06)
$(0.04)
-%
asumiendo dilución
Gastos de capital
$1.751
$417
320%
$2.497
$9.526
(74%)
Producción media (Boepd)
661
1.367
(52%)
1.045
1.415
(26%)
Ingresos brutos
2.258
3.629
(38%)
11.084
17.606
(37%)
Precio producto medio por barril
$37,13
$28,86
29%
$28,98
$34,09
(15%)
Precio neto medio por barril
$20,97
$17,10
23%
$16,76
$21,10
(21%)
Precio medio por barril incluyendo contraltos de servicios públicos
$47,56
$40,24
18%
$39,92
$42,42
(6%)
Precio neto medio por barril incluyendo contratos de servicios públicos
$31,40
$28,48
10%
$27,70
$29,43
(6%)
Diciembre2016
Diciembre2015
Activos y equivalentes de activos
$11.101
$1.666
Capital laboral
$10.640
$7.298
Año terminado 2016 para año terminado 2015
Para 2016, los ingresos netos de royalties de petróleo y gas natural se redujeron 5.135.000 dólares o un 37% a 8.578.000 dólares. Los ingresos de petróleo antes de royalties se redujeron un 39% a 9.008.000 dólares debido a un descenso de los precios entre los años y a un descenso de un 29% en la producción. Los ingresos de gas natural antes de royalties se redujeron 569.000 dólares o un 41% debido a una reducción del 17% en los precios del gas natural por mcf y una reducción de un 29% en la producción media. Los ingresos de NGL antes de royalties se redujeron 138.000 dólares o un 10% debido a una reducción del 14% en los precios parcialmente compensados por un incremento del 4%.
Los gastos de exploración y evaluación aumentaron 789.000 dólares. La cantidad de 2016 incluye un deterioro de 835.000 dólares en los alquileres de exploración y evaluación.
Los gastos de agotamiento y depreciación se redujeron en 2.726.000 dólares principalmente debido a la reducción de la producción.
Los gastos generales y administrativos se redujeron 1.029.000 dólares debido a los esfuerzos de recorte de costes de la Compañía durante 2016 y 2015, que resultaron en menores salarios y costes de beneficios debido a la menor plantilla, tasas de directores, tasas legales y profesionales y costes de viajes.
Los ingresos financieros se redujeron 4.157.000 dólares debido a ganancias no realizadas en contratos de gestión del riesgo en 2015 de 3.975.000 dólares. Los gastos financieros aumentaron 7.861.000 dólares debido a las pérdidas no conseguidas en los contratos de gestión de petróleo de 8.027.000 en 2016.
Se incurrió en unos gastos de capital de 2.497.000 dólares en 2016, principalmente para costes de perforación y finalización en Oklahoma en el cuarto trimestre del año.
LO MÁS DESTACADO DEL CUARTO TRIMESTRE:
Los ingresos netos de royalties fueron de 1,8 millones de dólares para el cuarto trimestre de 2016, una reducción del 42% en comparación con el cuarto trimestre de 2015 debido a menores precios parcialmente compensados por una mayor producción. El flujo de efectivo de las operaciones fue de 0,5 millones de dólares en el cuarto trimestre de 2016 en comparación con 1,0 millones de dólares en el cuarto trimestre del año anterior debido sobre todo al cierre de tres pozos en 2016. Los valores netos medios para el cuarto trimestre de 2016 fueron de 20,97 dólares, un aumento de un 23% sobre el cuarto trimestre de 2015 debido a los aumentos de precios. Si se incluyen las ganancias realizadas de los contratos de materias primas, los valores netos medios para el cuarto trimestre de 2016 aumentaron más de 10 dólares por barril, a 31,40 dólares por BOE, frente a los 28,48 dólares por BOE del cuarto trimestre de 2015. La producción media para el trimestre fue de 661 BOEPD, una reducción de un 52% en comparación con el cuarto trimestre del año anterior debido al cierre de tres pozos, todos ellos en producción de nuevo a principios de 2017. Los gastos generales y administrativos se redujeron 0,3 millones de dólares, o un 27%, debido a los esfuerzos de recorte de costes de la Compañía. Se incurrió en una pérdida neta de 3,7 millones de dólares en el cuarto trimestre de 2016, debido principalmente a las pérdidas no conseguidas de los contratos de servicios públicos de 2,1 millones de dólares y un impago de 0,8 millones de dólares en los activos de exploración y evaluación. El prestamista de la compañía reafirmó la base de préstamo destacada actual de la Compañía de 24,4 millones de dólares.Cuarto trimestre de 2016 para cuarto trimestre de 2015
Los ingresos netos de royalties de petróleo y gas ascendieron a 1.750.000 dólares en el trimestre frente a 3.008.000 dólares en el cuarto trimestre de 2015. Los ingresos del petróleo fueron de 1.910.000 dólares en el trimestre frente a 3.011.000 dólares en el cuarto trimestre de 2015, una bajada del 37% ya que los precios medios del petróleo se redujeron un 47% y un aumento de los precios medios de petróleo de un 18%. Los ingresos de gas natural se redujeron un 46% debido a la bajada de la producción de un 59%, parcialmente compensada por un incremento en la producción de gas natural del 32%. Los ingresos de NGL se redujeron un 42% a 213.000 dólares mientras los precios de NGL medios se redujeron un 60% parcialmente compensados por un aumento en la producción media del 45%.
Los gastos de exploración y evaluación aumentaron 833.000 dólares en 2016 en comparación con 2015. La cantidad de 2016 incluye un deterioro de 835.000 dólares en los alquileres de exploración y evaluación.
Los gastos de agotamiento y depreciación se redujeron en 845.000 dólares, principalmente debido a la reducción de la producción.
Los gastos generales y administrativos se redujeron 318.000 dólares entre los trimestres debido a los esfuerzos de recorte de costes de la Compañía durante 2016 y 2015 que resultaron en menores costes de salarios y beneficios debido a la reducción de la plantilla y la bajada de las tasas de dirección, tasas legales y profesionales y costes de viajes.
BNK PETROLEUM INC.
DECLARACIONES CONDENSADAS CONSOLIDADAS DE POSICIÓN FINANCIERA
(Sin auditar, expresadas en miles de dólares estadounidenses)
31 diciembre
31 diciembre
2016
2015
Activos actuales
Activos y equivalentes de activos
$
11.101
$
1.666
Comercio y otros pendientes de pago
1.163
2.905
Depósitos y gastos prepago
614
906
Valor justo de contratos de servicios públicos
650
4.459
13.528
9.936
Activos no actuales
Valor justo de contratos de servicios públicos
-
2.802
Propiedad, planta y equipamiento
133.476
136.233
Exploración y evaluación de activos
-
835
133.476
139.870
Activos totales
$
147.004
$
149.806
Endeudamiento actual
Comercio y otros pagos
$
2.888
$
2.638
2.888
2.638
Endeudamiento no actual
Valor justo de los contratos de servicios públicos
1.417
-
Préstamos y cesiones
20.229
23.961
Obligación de retirada de activos
785
788
22.431
24.749
Valores
Capital de acciones
289.549
279.859
Surplus contribuido
22.195
21.471
Déficit
(190.059)
(178.911)
Valores totales
121.685
122.419
Valores totales y endeudamiento
$
147.004
$
149.806
BNK PETROLEUM INC.
DECLARACIONES CONDENSADAS CONSOLIDADAS DE OPERACIONES Y PÉRDIDAS COMPLETAS
(Sin auditar, expresadas en miles de dólares estadounidenses, excepto cantidades por acción)
Tres meses finalizados
31 diciembre
Año finalizado
31 diciembre
2016
2015
2016
2015
Ingresos:
Ingresos petróleo y gas natural, netos
$
1.750
$
3.008
$
8.578
$
13.713
Otros ingresos
(19)
-
(17)
6
1.731
3.008
8.561
13.719
Gastos:
Exploración y evaluación
835
2
835
46
Producción y funcionamiento
475
653
2.168
2.614
Agostamiento y depreciación
868
1.713
5.249
7.975
Generales y administrativos
858
1.176
3.760
4.789
Compensación basada en acciones
105
147
611
602
3.141
3.691
12.623
16.026
Ingresos de finanzas
634
3.034
4.184
8.341
Gastos de finanzas
(2.674)
(522)
(10.100)
(2.239)
Ingresos/pérdidas netos e ingresos/pérdidas completas de las operaciones continuadas
$
(3.450)
1.829
(9.978)
3.795
Pérdidas netas y pérdidas completas deoperaciones descontinuadas
(295)
(8.179)
(1.170)
(10.364)
Pérdidas netas y pérdidas completas
$
(3.745)
$
(6.350)
$
(11.148)
$
(6.569)
Ingresos/pérdidas netas por acción
Operaciones continuadas
(0,02)
0,01
(0,05)
0,02
Operaciones descontinuadas
(0,00)
(0,05)
(0,01)
(0,06)
Básicas y diluidas
$
(0,02)
$
(0,04)
$
(0,06)
$
(0,04)
BNK PETROLEUM INC.
CUARTO TRIMESTRE Y AÑO FINALIZADO EN 2016
(Sin auditar, expresadas en miles de dólares estadounidenses, excepto indicado)
Cuarto trimestre
Año terminado 31 diciembre
2016
2015
2016
2015
Ingresos petróleo antes royalties
$
1.910
3.011
9.008
14.823
Ingresos gas antes royalties
135
249
829
1.398
Ingresos NGL antes royalties
213
369
1.247
1.385
Ingresos brutos petróleo y gas
2.258
3.629
11.084
17.606
Flujo caja actividades operativas
454
1.039
5.180
5.581
Adiciones de propiedad, planta y equipamiento
(1.751)
(52)
(2.497)
(9.133)
Adiciones de exploración y evaluación
Activos
-
(365)
-
(393)
Estadísticas:
Cuarto trimestre
Año terminado 31 diciembre
2016
2015
2016
2015
Producción media petróleo (Bopd)
445
832
622
879
Producción media gas natural (mcf/d)
588
1.436
1.116
1.568
Producción media NGL (Boepd)
118
296
237
275
Producción media (Boepd)
661
1.367
1.045
1.415
Precio medio petróleo ($/bbl)
$46,63
$39,36
$39,59
$46,20
Precio medio gas natural ($/mcf)
$2,50
$1,89
$2,03
$2,44
Precio medio NGL ($/bbl)
$19,61
$13,54
$14,36
$13,79
Precio medio por barril
$37,13
$28,86
$28,98
$34,09
Royalties por barril
8,35
6,57
6,55
7,94
Gastos operativos por barril
7,81
5,19
5,67
5,05
Precio neto por barril
$20,97
$17,10
$16,76
$21,10
Precio medio por barril incluyendo contratos de servicios públicos
$47,56
$40,24
$39,92
$42,42
Royalties por barril
8,35
6,57
6,55
7,94
Gastos operativos por barril
7,81
5,19
5,67
5,05
Precio neto por barril incluyendo contratos de servicios públicos
$31,40
$28,48
$27,70
$29,43
La información detallada arriba se extrae de, y debería leerse en combinación con, las declaraciones financieras no auditadas de la Compañía para el año finalizado el 31 de diciembre de 2016 y el análisis y discusión de la dirección de las mismas, cuya copia está disponible bajo el perfil de la Compañía en www.sedar.com.
MEDIDAS NO-GAAP
Precio neto por barril, ingresos operativos netos y fondos de las operaciones (de forma colectiva, "medidas no-GAAP de la Compañía") no son medidas reconocidas según los principios de contabilidad generalmente aceptados de Canadá ("GAAP") y no presentan significados estandarizados según GAAP.
Las medidas no-GAAP de la Compañía se describen y reconcilian para las medidas GAAP dentro del debate administrativo y análisis que está disponible bajo el perfil de la Compañía a través de www.sedar.com.
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 erróneo 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)
La Compañía ha desvelado unas tasas de producción de pico e iniciales de 30 día y otras 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.
Se insta a los lectores a que consulten la descripción completa de los resultados de la evaluación de reservas independientes de la Compañía del 31 de diciembre de 2016 y otra información de petróleo y gas contenida en su Formulario 51-101F1 Statement of Reserves Data and Other Oil and Gas Information para el año terminado el 31 de diciembre de 2016, que la Compañía ha cumplimentado en SEDAR el 23 de marzo de 2017.
Advertencia relacionada con la información prospectiva
Este comunicado contiene declaraciones de futuro, incluyendo información relacionada con las ofertas de beneficios terminadas en octubre de 2016, las estimaciones de reservas e ingresos netos futuras, el tiempo propuesto y resultados esperados de los trabajos de exploración y desarrollo, incluyendo las formaciones los campos de Tishomingo, acres de Oklahoma, rendimiento futuro de los pozos tras la parada y arranque, efectos esperados en los esfuerzos de reducción de costes, disponibilidad de fondos de las reservas de la Compañía para la instalación de préstamo y estrategia 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, 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 www.sedar.com.
Con relación a las estimaciones de reservas, la evaluación de las reservas de la Compañía se basan en un número limitado de pozos con un historial de producción limitado, incluyendo varias presunciones relacionadas con factores como la disponibilidad de capital para los fondos necesarios de infraestructura, precios de servicios públicos, rendimiento de producción de los pozos perforados, perforación de éxito de los pozos de relleno, efectos asumidos de la normativa de las agencias gubernamentales y capital futuro y costes operativos. Todas estas estimaciones podrían variar frente a los resultados reales. Las estimaciones de las reservas de petróleo recuperable y gas natural se atribuyen a cualquier grupo de propiedades particular, clasificaciones de estas reservas basadas en la recuperación de las reservas y estimaciones de los ingresos netos futuros esperados aquí, que pueden variar. La producción actual de la Compañía, ingresos, impuestos, desarrollos y gastos operativos con relación a sus reservas podrá varias frente a estas estimaciones, y estas variaciones podrán ser materiales. Además de los mencionados, otros factores destacados o incertidumbres que puedan afectar a las reservas de la Compañía o a los ingresos netos futuros asociados a estas reservas incluyen los cambios de material para los impuestos existentes o tasas de royalties y/o normativas, y cambios de las leyes medioambientales y normativas.
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. 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.
Si desea más información: Wolf E. Regener, director general y consejero delegado +1 (805) 484-3613, e-mail: [email protected], página web: www.bnkpetroleum.com