CAMARILLO, California, May 10, 2017 /PRNewswire/ --
Todas las cantidades son en dólares estadounidenses a no ser que se indique lo contrario:
LO MÁS DESTACADO DEL PRIMER TRIMESTRE
- En el primer trimestre de 2017, la Compañía perforó y estimuló por fractura el pozo Chandler 8-6H, primer pozo en su programa de perforación 2017, en el que cuenta con unos intereses laborales de un 99,9%. - La Compañía perforó además el pozo Hartgraves 1-6H y Brock 9-2H, y en cada uno de ellos posee unos intereses laborales de un 100%. La Compañía espera comenzar su estimulación por fractura en el pozo Hartgraves 1-6H en el segundo trimestre, con el pozo Brock 9-2H estimulándose por fractura después de completar el pozo Hartgraves 1-6H. - La producción media en el primer trimestre de 2017 fue de 753 BOEPD, lo que supone un descenso de un 44% en comparación con la producción media en el primer trimestre de 2016 de 1.352 BOEPD debido a los tres pozos que estaban aún cerrados durante el primer trimestre, como resultado de las operaciones de estimulación por fractura en 19 pozos por medio de otro operadores en la formación Woodford debajo de Caney y debido además al descenso de producción normal. La producción reducida por pozos cerrados del primer trimestre de 2017 fue de más de 300 BOEPD. La producción mejoró durante el trimestre con la adición del pozo Chandler 8-6H y la producción en marzo de 2017 fue de más de 1.000 BOE por día incluso sin los tres pozos volviendo a su producción completa. - En el trimestre, la Compañía siguió reduciendo sus costes. Los gastos G&A se redujeron en otro 15% en el primer trimestre de 2017 en comparación con el primer trimestre de 2016 debido a los esfuerzos continuados de reducción de costes. - Los fondos de las operaciones continuadas fueron de unos 0,9 millones de dólares en el primer trimestre de 2017 frente a los 1,5 millones de dólares en el primer trimestre de 2016. La reducción de los fondos de las operaciones continuadas se debió sobre todo al cierre de los pozos además de la reducción de las ganancias conseguidas en los contratos de productos en el primer trimestre de 2017 frente a 2016, parcialmente ensombrecido por el aumento de los precios. - Los ingresos netos en el primer trimestre de 2017 fueron de unos 1,0 millones de dólares en comparación con unas pérdidas netas de 1,3 millones de dólares en el primer trimestre de 2016 gracias a la ganancia no conseguida de 1,5 millones de dólares de los contratos de productos de riesgo durante el primer trimestre de 2017. - Los ingresos, netos de royalties, fueron de 2,2 millones de dólares en la primera mitad de 2017 frente a los 2,1 millones de dólares del primer trimestre de 2016, lo que supone un aumento de un 5%, al tiempo que los precios medios aumentan en un 91% entre los trimestres, lo que ensombreció el descenso de la producción. - El valor neto medio por barril en el primer trimestre de 2017 fue de 25,81 dólares, lo que supone un aumento de un 110% frente al primer trimestre del año anterior debido a los precios más elevados en el año 2017. Más del 80% de la producción de petróleo del primer trimestre de 2017 fue de riesgo, lo que produjo un valor neto bastante superior cuando se vio impactado por los riesgos de productos incluidos. Si los riesgos de contrato de productos se incluyen en el cómputo, el valor neto medio por barril aumenta en un 27% hasta los 32,92 dólares en 2017 en comparación con los 25,89 dólares del primer trimestre de 2016. - Los activos alcanzaron los 7,0 millones de dólares y el capital laboral llegó hasta los 1,1 millones de dólares a fecha de 31 de marzo de 2017.
Wolf Regener, director general y consejero delegado de BNK, comentó:
"Durante el primer trimestre, hemos utilizado los beneficios de nuestra oferta de valores 2016 para comenzar con nuestro programa de perforación 2017. Hemos perforado y completado el pozo Chandler 8-6H (con un interés laboral de un 99,9%) y perforado el pozo Hartgraves 1-6H (con un interés laboral de un 100%) y el pozo Brock 9-2H (con un interés laboral de un 100%). Esperamos llevar a cabo la estimulación por fractura del pozo Hartgraves 1-6H en el segundo trimestre, continuando con el pozo Brock 9-2H después. Vamos a llevar a cabo la finalización de estos pozos que creemos tendrán unos resultados mejores frente a todos los pozos anteriores debido a que ambos pozos disponen de laterales de longitud completa disponibles para la estimulación, mejora de la colocación de los laterales en Caney según los aprendizajes conseguidos y estando ambos situados en las áreas en las que se ha calculado de forma excelente las cifras del petróleo original.
Nuestros ingresos netos aumentaron un 5% en el primer trimestre de 2017 al tiempo que los precios medios crecieron un 91% en comparación con el año anterior. El aumento de precio ensombreció el impacto de nuestra reducción en la producción debido a los tres pozos cerrados en el primer trimestre, lo que redujo la producción en más de 300 BOEPD durante el trimestre. A pesar de ello, nuestra producción aumentó en el trimestre al mismo tiempo que el pozo Chandler 8-6H comenzó con la producción a finales de febrero y los pozos cerrados volvieron a ponerse en marcha. La producción de marzo de 2017 fue de más de 1.000 BOEPD. Todos los pozos cerrados siguen bombeando el agua fracturada del operador, y a finales del trimestre, unos 230 BOEPD seguían por debajo de los niveles de producción esperados. No esperamos ningún impacto en la producción a largo plazo de los pozos, a pesar de que incluso se están recuperando más lentos que lo que originalmente se esperaba.
La Compañía sigue con su éxito en los esfuerzos de reducción de costes. En la primera mitad del año 2017, se consiguió una reducción de los gastos generales y administrativos de un 15% frente al primer trimestre del año 2016. Esto siguió con el ahorro de costes junto a un aumento de un 91% en los precios medios frente al trimestre del año anterior, contribuyendo con los fondos generadores de la Compañía de las operaciones de 0,9 millones de dólares a pesar de la pérdida de producción de los pozos cerrados.
La posición de riesgo de la Compañía nos ha seguido permitiendo conseguir unos precios superiores frente a los actuales niveles de mercado para una parte de nuestra producción. En la primera mitad del año 2017, la Compañía fue capaz de conseguir un precio medio de 63,99 dólares/bbl en más de un 80% de su producción de petróleo. Esperamos un nivel comparable de riesgo en el resto de 2017 al tiempo que la Compañía cuenta con contratos de productos en marcha para reconocer un precio medio de 61,55 dólares/bbl en el 80% de la producción existente de 2017 en avance, excluyendo la nueva producción que estará en marcha procedente del programa de perforación de 2017.
Los valores netos medios en el primer trimestre de 2017 fueron de 25,81 dólares, un aumento de un 110% en comparación con el año anterior debido a unos precios superiores. Si incluimos el impacto de las ganancias conseguidas en los contratos de los productos, nuestros valores netos medios para 2017 serían de 32,92 dólares, lo que supone un aumento de un 27% en comparación con el primer trimestre de 2016.
(CONTINUA)
