CALGARY, Alberta, November 6, 2013 /PRNewswire/ --
Todas las cantidades se expresan en dólares estadounidenses a menos que se indique lo contrario:
Tercer trimestre Nueve meses
2013 2012 % 2013 2012 %
Ganancias (pérdidas):
$ en miles $(2.445) $(4.260) - $(8.694) $(10.410) -
$ por acciones comunes $ (0,02) $(0,03) - $(0,06) $(0,07) -
asumiendo dilución
Gastos de capital $34.908 $12.691 175% $45.270 $35.592 27%
Producción media (Boepd) 302 1.547 (80%) 743 1.547 (52%)
Precios de producto
medio por barril $72,81 $34,11 113% $40,97 $35,01 17%
Valor neto medio por barril $50,13 $17,77 182% $22,87 $17,71 29%
9/30/2013 12/31/2012 9/30/2012
Efectivo, equivalentes de efectivo y
valores comercializables $73.392 $2.836 $9.549
Capital laboral $54.069 $472 $7.081
El director general y consejero delegado de BNK, Wolf Regener, comentó:
"Al final del trimestre, completamos el pozo Hartgraves 5-3H que es nuestro pozo de Caney más exitoso hasta el momento. El pozo Hartgraves 5-3H fue el tercer pozo en nuestro programa de perforación de 2013 y fue estimulado por fractura en septiembre. La estimulación por fractura se diseñó utilizando lecciones aprendidas de estimulaciones previas e incluyó el uso de todo el apuntalante cerámico y tuvo espacios de fase de estimulación por fractura más estrechos, entre otras modificaciones. Posteriormente al final del trimestre, el pozo logró una tasa de producción inicial de 30 días (IP) de 748 barriles de petróleo equivalente al día (BOEPD) de los cuales 388 barriles eran petróleo. Creemos que la producción mejorada que la Compañía está logrando en cada pozo de Caney sucesivo es el resultado de continuas mejoras en diseño ya que no se han observado variaciones geológicamente significativas. Esperamos que el diseño utilizado en el pozo Hartgraves 5-3H también reduzca el descenso de producción inicial y aumente las recuperaciones generales accediendo a una parte mucho mayor de la reserva cerca del lateral.
El segundo pozo en nuestro programa de perforación de 2013, el Dunn 2-2H, se completó anteriormente en el tercer trimestre con 15 fases estimuladas por fractura con éxito. El diseño de estimulación por fractura para el pozo Dunn 2-2H fue mejorado según el anterior pozo Caney, el Barnes 6-3H, y utilizó apuntalante de arena y cerámica. El pozo Dunn 2-2H realizó tasas de producción iniciales de pico de 620 BOEPD con 300 barriles de petróleo y tuvo una tasa IP de 30 días de 420 BOEPD de los cuales 195 barriles eran de petróleo. El primer pozo en el programa de perforación de 2013, el pozo Barnes 6-3H, tuvo una tasa IP de 30 días de 200 BOEPD de los cuales 93 barriles eran de petróleo.
En abril de este año cerramos la venta de prácticamente todos nuestros activos productivos. Menos de cinco meses después, nuestra producción media para el tercer trimestre, que no incluye la producción desde el pozo Hartgraves 5-3H, ascendió a 302 BOEPD o aproximadamente el 20% de nuestra producción media para el tercer trimestre de 2012. Además, nuestros valores netos para esta producción de Caney fueron de una media de 50,13 dólares por barril para el tercer trimestre de 2013, una subida del 182% sobre los valores netos de la producción de Woodford en el tercer trimestre del año pasado, que registró una media de 17,11 dólares por barril.
Estamos ahora avanzando con nuestro cuarto pozo en el programa de perforación de Caney 2013, el Barnes 7-2H, que inició la perforación el 31 de agosto. El pozo Barnes 7-2H se perforó inicialmente de forma vertical para que pudiéramos recoger todo el núcleo y operan una serie de registros de hoyo abierto en las formaciones de Caney, T-zone y Upper Sycamore. El análisis de los datos más detallados recogidos desde el pozo vertical nos ayudaron a optimizar la colocación de la rama horizontal perforada posteriormente en lo que parece ser un subintervalo más prolífico del Caney. Desde entonces hemos comenzado las operaciones de estimulación por fractura, completando hasta la fecha el 15% de las estimulaciones previstas, y esperamos tener resultados del flujo a mediados o finales de noviembre. El diseño de fractura es una versión modificada de lo que se realizó en el pozo Hartgraves 5-3H. Hemos comenzado a perforar el pozo Wiggins 12-8H en octubre y esperamos completar la estimulación por fractura de ese pozo en diciembre.
En Polonia, la Compañía ha presentado una modificación de concesión para su concesión Bytow y está esperando su aprobación, tras haber recibido la Evaluación de impacto medioambiental aprobada para la concesión. El permiso de perforación final para la re-entrada del pozo Gapowo B-1 se entregará después de que la modificación de la concesión esté aprobada. Una vez se reciban todos los permisos, pretendemos finalizar un contrato de perforación y movilizar una plataforma de perforación para re-introducir el pozo Gapowo B-1 y perforar un lateral horizontal en la formación de Ordovician.
La Compañía incurrió en una pérdida de 2,4 millones de dólares en el trimestre frente a una pérdida de 4,3 millones de dólares en el tercer trimestre de 2012. La producción se redujo un 80% en los trimestres comparativos debido a la venta en abril de 2013 de los activos del campo Tishomingo de la Compañía, excluyendo las formaciones de Caney y Upper Sycamore (la "Venta Woodford"), que fue compensada por la producción de nuestros pozos Caney perforados posteriormente, mientras que los precios medios por barril aumentaron un 113% debido a que la producción de Caney tenía un porcentaje mucho mayor frente al gas y líquidos de gas naturales (NGLs) que la producción Woodford. El neto de derechos de los ingresos de petróleo y has se redujo a 2,3 millones de dólares debido a la venta de Woodford. A 30 de septiembre de 2013, el efecto y valores comercializables a mano fueron de más de 73 millones de dólares, algunos de los cuales utilizará la Compañía para continuar nuestro programa de perforación de 2013 en Caney y avanzar nuestros proyectos europeos una vez aprobados los permisos.
En los primeros nueve meses de 2013 la Compañía incurrió en una pérdida de 8,7 millones de dólares frente a una pérdida de 10,4 millones de dólares en los primeros nueve meses de 2012. Los ingresos de petróleo y gas se redujeron 5,3 millones de dólares, o un 44%, debido a una reducción en la producción media diaria debido a la venta de Woodford que fue compensada por la producción de nuestros pozos Caney posteriormente perforados y un aumento en el precio medio por barril.
La Compañía registró una ganancia de 9,6 millones de dólares en la venta de Woodford, y utilizó una parte de las ganancias para rebajar su deuda de 41 millones de dólares a 100.000 dólares. Compensando esta ganancia estuvieron 3,5 millones de dólares relativos a la amortización de los costes financieros diferidos, una multa prepago de 2,5 millones de dólares y un pago de 2,5 millones de dólares para establecer nuestros contratos financieros de materias primas".
INFORMACIÓN DESTACADA DEL TERCER TRIMESTRE:
(CONTINUA)
