RMP.. Energy Reports Fourth Quarter and Fiscal 2014 Results and Year-End Reserves and Provides Updated Market Guidance

卡尔加里,艾伯塔省–(Marketwired – Mar 18, 2015) – RMP Energy Inc. (“RMP..” or the “公司“) (RMP...TO)很高兴截至2014年12月31日止年度截至2014年12月31日截至2014年12月31日的财务和经营业绩,包括从业务的资金为16.1亿美元(每种基本份额1.36美元),收入为2.659亿美元,平均每日产量为11,782桶的石油等价物。详细的第四季度和年度结果如下:

财务结果 结束了三个月 12个月结束了
(成千上万的股票和每个BOE数据)(6:1油价转换) 2014年12月31日 2013年12月31日 % 改变 2014年 2013年 % 改变
P&NG revenue (1) 56,239 34,074 65 265,892 136,078 95
来自运营的资金(2) 32,152 19,408 66 164,092 78,553 109
每股– basic 0.26 0.17 53 1.36 0.72 89
每股– diluted 0.25 0.16 56 1.30 0.68 91
净利 1,411 2,452 (42 ) 47,846 10,449 358
每股– basic 0.01 0.02 (50 ) 0.40 0.10 300
每股– diluted 0.01 0.01 0.38 0.09 322
E&d资本支出 62,226 54,671 14 186,231 131,638 41
总资本支出 61,933 93,091 (33 ) 179,746 187,411 (4 )
净债务 (3) – period end 123,450. 116,157 6 123,450. 116,157 6
加权平均基本股票 122,126,405 115,074,028 6 120,994,545 109,009,511. 11
加权平均稀释股 126,709,422 122,403,243 4 126,461,424 115,244,968 10
发行和杰出股份(4) 122,126,840. 118,096,756 3 122,126,840. 118,096,756 3
运营结果
平均日常生产:
天然气(MCF / D) 36,563 19,718 85 31,341 19,316 62
原油(BBLS / D) 5,896 3,880 52 6,308 3,417 85
ngls(bbls / d) 352 99 256 251 236 6
油equivalent (boe/d) 12,342 7,266 70 11,782 6,872 71
平均销售价格 (1):
天然气($ / mcf) 3.90 3.97 (2 ) 4.71 3.60 31
原油($ / bbl) 76.32 73.28 4 89.59 84.40 6
ngls($ / bbl) 52.99 77.55 (32 ) 62.04 63.69 (3 )
油equivalent ($/boe) 49.53 50.98 (3 ) 61.83 54.25 14
营业费用($ / boe) 5.91 7.00 (16 ) 5.81 7.22 (20 )
运营网卡 (5)($ / boe) 31.47 33.76 (7 ) 40.89 35.12 16
井钻了:总计(网) 7 (7.0 ) 5 (5.0 ) 40 26(26.0. ) 18(18.0. ) 44

表格说明:

  1. 石油和天然气(“P&NG“)收入和定价包括来自风险管理商品合同定居点的实现收益或损失。
  2. 来自业务的资金没有国际财务报告标准规定的任何标准化含义(“IFRS.“)。请在新闻发布结束时参考读者咨询。
  3. 净债务不是IFRS下承认措施。请在新闻发布结束时参考读者咨询。
  4. 截至2015年3月18日,12220万普通股突出。
  5. 运营网路不是IFRS下的公认措施。请在新闻发布结束时参考读者咨询。

2014年第四季度和2014财年亮点

  • 2014财政年度产量同比增长71%,平均为11,782港元(加权56%轻油和NGL),超过公司’2014年的2014年生产目标为10,000孔/ D及其随后向上修订的11,500孔/天的指导。 2014年第四季度产量平均为12,342孔/天,加权51%轻质油和NGL,反映了2013年第四季度的比较增长70%,生产7,266孔/天。由于持续的解决方案气体处理局限性以及两次,第三季度钻孔kaybob蒙特尼气井的延迟延迟冬季冬季冬季条件延迟延迟延迟,第三季度钻孔麦克风孔井的持续解决方案延迟,记录的第四季度产量低于企业能力。 。请参阅 2015财年市场指导更新 在此新闻发布中以后的部分。
  • 第四季度的石油和天然气收入达到5620万美元,其中77%来自原油和NGL(包括实现270万美元的实现商品预期收益)。公司’在第四季度,加拿大元的原油折扣转换为加拿大的WTI价格在第四季度平均为9.59美元/ BBL,相比于2014年第三季度的12.21美元/博尔。该公司目前预测了9.00美元/桶的油价差异2015财年,基于当前前向条带指示。 2014财年的石油和天然气收入约为2.659亿美元(实现商品预期亏损370万美元的净额),2013财年的1,3610万美元增加了95%。
  • 第四季度石油和天然气特许权使用费达1160万美元(22%的石油和天然气销售,不包括在第三季度(占石油和天然气销售额的21%)相比2014年和550万美元(占石油和天然气销售额的15%)在2013年第四季度。第四季度安踏溪田的有效版税率为28%,而前第三季度的25%相比。
  • 第四季度公司运​​营成本为5.91美元/ BOE的每股央行为16%,较2013年第四季度的7.00美元/ BOE运营成本相比。2014财年为5.81美元/ Boe的运营成本,每股央行均可跌幅为20% ,与前一年的运营成本相比,每年7.22美元/龙。
  • 截至2014年12月31日的三个月的运营季度来自3220万美元的业务(每项基本份额0.26美元)。2014财政年度运营的资金为16.1亿美元,其2013财年大幅增加109%(每基本份额89%)。
  • 2014财年实现了40.89美元/港元的运营网上,占2013财年的35.12美元/ Boe网克增加了16%。2014年第四季度营运套餐价格为31.47美元/龙。
  • 截至2014年12月31日止年度的净收入为4780万美元,与2013财年为1040万美元的净收入相比。 2014年第四季度收益受到财产,工厂和设备的非现金减值的影响,总金额为1280万美元,该公司与本公司有关’在Kaybob和Gilby的S天然气加权资产主要来自转发商品天然气价格的恶化。
  • 2014财年,本公司在2014年初进行了约1500万美元的财产,厂房和设备和勘探和评估活动,包括约1500万美元与赌注溪至挥之不奇的管道互连和电池扩展有关,大约为1600万美元的前期资本与公司有关’持续建造其第二座溪流气体处理和电池设施。请参阅 2015年第一季度运营更新 下一部分以获取更多细节。 2014年,RMP钻24(24.0净)水平井和两台水处理井。公司’S 2014资本计划导致了22.69 / BOE的全面寻找,开发和收购成本(每次证明加上可能),导致循环比为1.8倍。请参考 年底储备信息以下披露。
  • RMP..在2014年底持续约12350万美元的净债务将净债务大约为12350万美元,占2014年第四季度的不到一次运营的现金流量。目前该公司目前的银行信贷额度约为1.3亿美元,目前的债务服务率为3.0%(每年)。目前对银行信贷设施的借贷限额为1.75亿美元,贷方年度借款基地重新确定计划在2015年5月31日之前进行。

RMP..’审计综合财务报表和相关管理’讨论和分析,除了截至2014年12月31日的年度信息形式,还可以在RMP上获得’s website at www.rmpenergyinc.com. within “Investors” under “Financials”。此外,这些文件今天提交给了电子文件分析和检索系统( “Sedar.“)。可以通过访问RMP来电子地从Sedar系统来电检索这些文档’公共文件“搜索公共公司文件” within the “Search Database” module at www.sedar.com..

2015财年市场指导更新

2014年12月中旬,本公司宣布2015年资本支出预算为1.5亿美元。但是,由于原油价格急剧下降,以及当前商品价格基本上在公司之下’他最初预算的定价假设,RMP正在减少其预算的资本支出,现在计划在2015年的1.95亿美元到1亿美元之间。本公司致力于资本投资纪律处于滞留原油和天然气价格环境,并打算保护在此商品下期循环期间的强大财务状况。最近,RMP已开始实现其服务提供商和供应商的资本成本节省,并在其修订后的2015年资本预算下,与今年其余钻井和完工活动有关的成本约为20%。公司’S 2015钻探焦点将涉及其在西部中部的持续评估和划定其广泛的山南部广大蒙特尼面积。在Ante Creek,RMP预计将进一步评估其遗留速度钻探其高返回地点的开发填充钻探的六个部分模块的土地地位。在Waskahigan和Grizzly,该公司打算以高档钻探努力,以响应其光滑混合压裂技术实现的非常令人鼓舞的初步结果。

尽管2015年资本支出减少,但RMP继续预测产业领先的同比增长15%,生产估计为平均为13,500孔/天(加权45%的石油和NGL)。预计2015年资本课程将由内部生成的业务资金资助,该资金预计将增加1亿美元,以上述生产增加和公司增强’S低成本运行型材。来自业务的预测资金是基于最近的Forward Contango Price Strip,每桶49.75美元,每桶49.75美元,每桶2.75美元,每千瓦的AECO燃气,汇率为0.7875美元(US $ / C $)。由于a“cash flow-based”2015年勘探开发支出计划,本公司’从2014年截至年底净债务期间预计2015年末债务立场预计将相对不变。

关于商品对冲,公司 ’S天然气收入部分免受固定的交换从瓦斯价格疲软的保护,其中10,000 GJS / D在2015年1月份的3.70美元/ GJ(3.90美元/ MCF)的固定AECO价格上。2015年初,该公司将其石油许可对冲合约,实现660万美元的现金收益。 RMP当选放松其在平价油套期保值,以供其第一季度的2015年冬季首府程序,其中有占本公司约45%的预期的季度支出水平提供额外资金,’S修订了2015财年资本预算。

RMP..将在其修订的2015年资本预算中保持纪律和灵活性,因为它在近期监测商品价格和商业条件,可能会在2015年对其计划的资本支出进行进一步调整。公司灵活地调整其资本投资水平如有向上或向下,环境担保。

2015年第一季度运营更新

在今年的第一季度,RMP成功钻探并完成了四(4.0栏)的蚂蚁溪水平油井,一个(1.0净)甲基岛水平油井。

在Ante Creek,公司现在已经钻了24(24.0净)蒙特尼水平油井,其中目前只有14个井是由于RMP的相关解决方案天然气处理的容量限制而产生的 ’S Ante Creek 4-36电池。为了提高其天然气处理能力并促进未来的安特雷克领域的未来全阶段开发能力,本公司目前最终确定其第二种气体处理和电池设施(Ante Creek 5-26电池)的构建。 RMP与此基础设施项目取得了良好的进展;该公司已采用所有主要设备和船舶的物理交付,这些主要设备和船只正在与现有基础设施相关联。安踏小溪5-26电池的预定的服务日期为2015年4月1日。估计的总资本投资约为3100万美元,其中2014财年发生了1600万美元。在安特雷克河,公司拥有大约36个土地,为未来的钻探库存提供约50个地点(其中15个被证明的未开发地点和两个可能的未开发地点纳入其后的年底独立储备报告)。该确定的钻探库存以及人工升降和最终的二级恢复技术的实施,预计将导致原油和溶液天然气在安踏小溪中增加回收率,维护生产提供了大量的自由现金流发电到未来的年份。

在瓦希冈本年,该公司继续通过进行蒙特尼水平井进行另一种光滑的杂交骨折刺激来测试增强的井完井方法。这是RMP在Waskahigan和Grizzly的Montney Oil剧中测试的第五个Slickwater完成。迄今为止完成的五种光滑测试中有四次产生了非常令人鼓舞的早期结果。公司’在Waskahigan和Grizzly的种植面积占地面积约为71个部分,以100%的工作利息提供约200个地点的未来钻探库存(其中18个被证明的未开发地点和44个可能的未开发地点)在2014年底独立储备报告中包含了一年的2014年度独立储备报告) 。

年底储备信息

RMP..很高兴提供有关其原油,天然气和NGLS储备的信息,截至2014年12月31日,由公司评估’S独立合格储量评估员,Insite Petroleum顾问有限公司(“难题“)。评估RMP’根据国家文书51-101规定的定义,标准和程序编制了S储备– 石油和天然气活动披露标准 (“NI 51-101.“)和加拿大石油和天然气评估手册。除非另有说明,否则本新闻发布中提到的所有储备均以公司粗略(在扣除特许权使用费后的工作利息,而无需任何版税兴趣)。关于公司的更多详细信息’储备储备包含在RMP中’截至2014年12月31日止年度的年度信息表。RMP的亮点’S储备包括以下内容:

  • 已证明加上可能的石油和天然气储备在2014年底截至2014年12月1日末期的增加23%至42.0百万华河(已探明的2560万升),相比于2013年12月31日的3420万Boe(1980万Boe)。这代表着纪念日 - 削减加不得可能性,每股储备(债务调整)分别为18%和25%。
  • 在生产之前,在2014财年,增加了1210万BEE已被证明的加上可能的储备(1020万Boe)。
  • 替代2014财年生产的282%,并证明加上可能的储备补充(236%被证明的生产替代品),并获得了开发,开发和收购(“FD&A“)每种证明加上22.69美元的费用加上可能的BOE(每种证明BOE 21.26美元),包括未来发展成本的变化(“FDC..“)同比,导致运营的回收汇率为1.8倍(证明基础1.9倍)。公司’S三年平均FD&每项成本为20.73美元,Plow Plus可能的Boe(每人证明BOE 24.52美元),包括FDC的变更。
  • 据证明,据证明,安特雷克凭借35%至15.9百万港元(51%轻,加权51%),与1180万港元的储备相比,据证明,生产的储量从220万港元增加到540万港元2013年12月31日。2014年的赌注Creek寻找和开发成本为每次证明加上可能的港口(每实13.55美元),循环比为3.8倍,证明加上可能的储备(普通储量3.4倍) 2014财年,实现了赌注溪现场运营网上$ 45.92。

公司储备信息

2014年12月31日储备摘要 (1) (公司储备总额)
天然气 轻油 ngls. 油Equivalent
(由于舍入,列可能无法添加) (BCF. ) (mbbls. ) (mbbls. ) (MBOE)(6:1 )
被证明制定了生产 49.124 4,202.4 489.9 12,879.6.
被证明是不生产的 5.818 878.7 23.1 1,871.5
被证明是未开发的 41.404 3,574.2. 384.7 10,859.5.
总证明了 96.346 8,655.3. 897.7 25,610.6
可能 54.934 6,936.6 270.1 16,362.3.
总证明加上可能 151.279 15,591.9. 1,167.8 41,972.9.
注(1)使用Insite估计’截至2014年12月31日的预测价格和费用。
2014年12月31日净现值摘要 (1) (公司储备总额)
(由于舍入,列可能无法添加)
折扣因素: 0% 5% 10% 15% 20%
被证明制定了生产 $ 304,089 $ 254,111 219,926美元 195,073美元 $ 176,191
被证明是不生产的 39,475 29,989 23,729 19,294 15,982
被证明是未开发的 172,079 119,783 86,395 63,826 47,906
总证明了 515,644. 403,883 330,050 278,193 240,078
可能 381,612 257,072 183,057 135,585 103,422
总证明加上可能 $ 897,256 $ 660,956 $ 513,107 $ 413,778 343,500美元
注(1)基于Insite的税前未来净收入的净值净值’截至2014年12月31日的预测价格和费用。

暗示摘要’S升级的价格预测假设截至2014年12月31日如下:

Edmonton Par.
wti @ cushing. 价格40 API. AECO-C. 丙烷 丁烷 凝结物 通货膨胀率 汇率
$ US / BBL $ c / bbl C $ / gj $ c / bbl $ c / bbl $ c / bbl % C $ / US $
2015 65.00 68.58 3.40 34.29 48.01 75.44 2.0 0.8600
2016 75.00 80.07 3.94 40.03 56.05 86.47 2.0 0.8600
2017 80.00 85.74 4.20 42.87 60.02 90.88 2.0 0.8600
2018 85.00 91.41 4.47 45.70 63.99 96.89 2.0 0.8600
2019 90.00 97.07 4.74 48.54 67.95 102.90 2.0 0.8600
2020 95.00 102.74 5.00 51.37 71.92 108.90 2.0 0.8600
2021 96.90 104.79 5.27 52.40 73.35 111.08 2.0 0.8600
2022 98.84 106.89 5.37 53.44 74.82 113.30 2.0 0.8600
2023 100.81 109.02 5.48 54.51 76.32 115.57 2.0 0.8600
2024 102.83 111.21 5.59 55.60 77.84 117.88 2.0 0.8600
2025 104.89 113.43 5.70 56.71 79.40 120.24 2.0 0.8600
2026 106.99 115.70 5.81 57.85 80.99 122.64 2.0 0.8600
2027 109.13 118.01 5.93 59.01 82.61 125.09 2.0 0.8600
2028 111.31 120.37 6.05 60.19 84.26 127.59 2.0 0.8600
2029 113.53 122.78 6.17 61.39 85.95 130.15 2.0 0.8600
2030 115.80 125.24 6.29 62.62 87.66 132.75 2.0 0.8600
2031 118.12 127.74 6.42 63.87 89.42 135.40 2.0 0.8600
2032 120.48 130.29 6.55 65.15 91.21 138.11 2.0 0.8600

资产净值

公司’S NET资产值详细说明如下:

2014年12月31日 NPV. 5% NPV. 10%
(根据全摊股的每股数据) ($ 000s) $ /份额 ($ 000s) $ /份额
已证明加上可能的储备NPV (1,2) $ 660,956 $ 4.91 $ 513,107 $ 3.81
未开发的面积 (3) 169,868 1.26 169,868 1.26
净债务 (4) (123,450. ) (0.92 ) (123,450. ) (0.92 )
从股票期权和认股权证收益(5) 51,083 0.38 51,083 0.38
净资产值(全摊) 758,457美元 $ 5.63 610,608美元 $ 4.53
笔记:
(1) 截至2014年12月31日,insite评估。未来净收入的净目前价值不代表储备的公平市场价值。
(2) 净现值(“NPV.“)基于Insite的税前之前,等于未来净收入的净值’截至2014年12月31日的预测价格和费用。
(3) 独立评估,平均面积价值为每英亩1,036美元。
(4) 截至2014年12月31日的净债务,包括营运资金赤字(审计)。
(5) 2014年12月31日全面摊薄股份总计:包括12213万元的普通股,10.41亿股股票期权和202万股股票权威。

资本支出效率和未来的发展成本(“FDC”)

2014财年
(除了储备单位和单位成本外,000美元) 证明了 证明+可能
勘探开发支出 $ 187,104 $ 187,104
收购/(处置) (7,359 ) (7,359 )
总资本支出 (1) 179,745美元 179,745美元
未来的发展成本– ending period (2) 177,625 359,675
较少:未来的发展成本– beginning period (2) (141,488. ) (264,269. )
All-In FD&共有,包括FDC的变更 (3) 215,882美元 $ 275,151
总F.&D,不包括收购/(处置),包括FDC的变更(3) $ 223,241 $ 282,510
总储备补充(MBOE) 10,152.6. 12,124.4
FD&A Costs ($/boe) 21.26美元 22.69美元
F&D Costs ($/boe) 21.99美元 $ 23.30.
笔记:
(1) 2014财年资本支出被审计,并将非现金资本化股票薪酬费用排除,拨款2.0百万美元。
(2) 未来的发展资本支出要求证明不制定的非生产和可能的储备储备。
(3) 最近财政年度产生的勘探和开发成本的总和在估计未来的未来发展成本期间,这一年度的变化普遍不会反映与该年份的储备添加有关的总发现和开发成本。

下表概述了未来的开发成本(“FDC..“)要求证明和可能的未开发的生产储备。 FDC已在估算未来净收入的估算中扣除,这些净收入应占总证明的储备和总证明加上可能的储备(使用预测价格和费用)。

未来发展资本成本(1)
(金额以000美元) 总证明了 总证明+可能
2015 64,510美元 $ 91,810
2016 51,410 105,175
2017 22,191 109,168
2018 39,514 53,522
总未能的FDC 177,625美元 359,675美元
总折扣FDC每年10% $ 152,521 302,688美元
注释(1)根据Insite的FDC’S截至2014年12月31日,基于Insite的独立储备评估’截至2014年12月31日,S预测定价。

本公司预计将于未来的发展成本要求,从内部产生的现金流量,酌情从现有的承诺银行信贷设施,股权或债务融资。预计资金的成本未来的发展成本不会影响RMP的发展’S属性或公司’储备或未来净收入。

根据涉及发行人披露的NI 51-101的要求(“F&D”)成本和寻找,开发和收购(“FD&A”)以下概述2013年的成本,除了2012年至2014年的三年期间的平均值。

2013财年 三年平均
(除了储备单位和单位成本外,000美元) 证明了 证明+可能 证明了 证明+可能
勘探开发支出 (1) $ 132,282 $ 132,282 415,244美元 415,244美元
收购/(处置) 55,129 55,129 46,857 46,857
总资本支出 187,411美元 187,411美元 $ 462,101 $ 462,101
未来的发展成本– ending period (2) 141,488 264,269 177,625 359,675
较少:未来的发展成本– beginning period (2) (110,293 ) (205,081. ) (149,733. ) (239,855. )
All-In FD&共有,包括FDC的变更 (3) 218,606美元 $ 246,599 $ 489,993. $ 581,921
总F.&D,不包括收购/(处置)和包括FDC (3) $ 163,477 191,470美元 443,136美元 $ 535,064
总储备补充(MBOE) 7,408.9. 11,567.8. 19,982.0. 28,065.0.
FD&A Costs ($/boe) $ 29.51. 21.32美元 24.52美元 20.73美元
F&D Costs ($/boe) 22.07美元 16.55美元 22.18美元 $ 19.07
笔记:
(1) 不包括非现金资本化股份的薪酬费用。
(2) 未来的发展资本支出要求证明不生产的储备和可能的储备,以证明生产。
(3) 最近财政年度产生的勘探和开发成本的总和在估计未来的未来发展成本期间,这一年度的变化普遍不会反映与该年份的储备添加有关的总发现和开发成本。

Ante Creek Montney保留信息

基于Insite.’S独立储备评估,总共有1590万张储备加权51%轻油和NGLS(已证明1120万百万港元)已在北部溪中分配,而被证明的1180万BOE凭证加权加权82%轻油和NGLS(已探明第640万升)预订前一年(2013年12月31日)。 2014年底的储备由21个已被证明的发达的井和17个钻井地点组成,崩溃如下:15所经过验证的发达的生产井,六个经过培养的非生产井,15个证明未开发的地点和两个可能的未开发地点。与这些证明的未来有关的发展资本(未经纪录)加上可能的储备总额为6.61亿美元(证明未开发的储备5970万美元)。由于在2014年经历的增加的天然气比率增加,安踏小溪储备的气体加权同比增长。增加的气体与油比增加了可回收天然气解决方案储备的重新计算安特雷克的卷。 RMP观察这些增加的解决方案天然气储存积极储存随着增量溶液气体最终最终从北部溪中提高油回收。在Ante Creek的证明加可能的轻油储量的确定中使用了8.2%的平均初级恢复因子。该公司认为,北部小溪的轻质油库的主要恢复因素将增加。截至2014年12月31日,Ante Creek的储备摘要如下:

安踏小溪储备 (1) 储备
(公司储备总额)
净现值 (2)
2014年12月31日 溶液气体 轻油& NGLs 油Equivalent PV5% PV10%
(BCF. ) (mbbls. ) (MBOE)(6:1 ) ($000s ) ($000s )
被证明制定了生产 16.298 2,635.2. 5,351.6 $ 135,072 118,919美元
总证明了 32.712 5,795.3. 11,247.3. $ 247,364 208,344美元
总证明加上可能 46.347 8,195.1. 15,919.6. 358,908美元 $ 294,612
笔记:
(1) 储备和未来净收入或个人物业的净目的价值的估计可能不会反映与汇总影响导致所有物业的储备和净收入或净目的价值相同的置信水平。
(2) 净目前的价值等于基于Insite的税前未来净收入的净目前价值’截至2014年12月31日的预测价格和费用。

Waskahigan Montney保留信息

基于Insite.’S独立的储备评估,已证明的1380万BEE加上有可能的储量加权50%轻质油(已批准储量540万BEE)已分配给公司’截至2014年12月31日,斯卡希班的SMONTNEY资产基础,而据证明加上1140万BOE,加权57%的轻油(已探明第570万港元)预订(已被证明)上一年(2013年12月31日)。 2014年底预订包括:47经过证明的开发生产井,两种证明的非生产井,16个证明未开发的地点和41个可能的未开发地点。未来的发展资本(未被证明的Plus可能的储备储备汇总达到2.176亿美元(已证明未开发的储量6120万美元)。

截至2014年12月31日,Waskahigan分配的储备摘要如下:

Waskahigan储备 (1) 储备
(公司储备总额)
净现值 (2)
2014年12月31日 溶液气体 灯原油 油Equivalent PV5% PV10%
(BCF. ) (mbbls. ) (MBOE)(6:1 ) ($000s ) ($000s )
被证明制定了生产 9.861 1,485.8. 3,129.2. $ 71,196 60,369美元
总证明了 16.450 2,642.3. 5,383.9. $ 91,038 $ 72,600.
总证明加上可能 40.977 6,921.2. 13,750.8. $ 206,690 $ 149,332.
笔记:
(1) 储备和未来净收入或个人物业的净目的价值的估计可能不会反映与汇总影响导致所有物业的储备和净收入或净目的价值相同的置信水平。
(2) 净目前的价值等于基于Insite的税前未来净收入的净目前价值’截至2014年12月31日的预测价格和费用。

缩写

BBL或BBLS. 桶或桶 MCF / D. 每天千立方英尺
MBBL. 千桶 MMCF / D. 每天百万立方英尺
BBLS / D. 每天桶 mmcf. 百万立方英尺
桶油当量 BCF. 十亿立方英尺
莫博 一千桶石油等价物 Psi. 每平方英寸磅
Boe / D. 每天的油桶等同 KPA. 千帕斯卡
ngls. 天然气液体 GJ / D. 每天千兆杰尔
WTI. 西德克萨斯中级

读者建议

本新闻中的任何引用版发布到初始和/或最终原始测试或生产率和/或“flush”生产率可用于确认碳氢化合物的存在,但是,这种速率不是确定这些井在此类井的速率下降和此后下降的速率。这些测试结果不一定表明长期性能或最终恢复。虽然鼓励,请不要依赖于计算公司的总产量时依赖这些利率。

此新闻发布中的信息包含某些前瞻性陈述。这些陈述与未来的事件或未来的表现有关。历史事实陈述以外的所有陈述可能是前瞻性陈述。前瞻性陈述通常,但并非总是通过使用诸如的单词来识别“seek”, “anticipate”, “budget”, “plan”, “continue”, “estimate”, “approximate”, “expect”, “may”, “will”, “project”, “predict”, “potential”, “targeting”, “intend”, “could”, “might”, “should”, “believe”, “would”和类似的表达。更具体而不限于,此新闻发布包含与:RMP相关的前瞻性信息’S 2015资本支出预算; 2015年预测WTI油价,AECO天然气价格,RMP’S油价折扣和外汇汇率; 2015年企业平均日常生产与原油和NGLS加权; RMP.’S年底2015年债务立场; 2015年第一季度资本支出;安踏小溪项目回收经济学;企业,瓦沙格班和安特雷克未来发展资本成本;预计第二届溪流储气处理和电池设施的内部服务日期以及其估计的资本投资成本;公司的预期主要恢复因子’在安特克里克的轻油储量;和安特克里克和瓦希尼钻井的数量。这些陈述涉及大量已知和未知的风险和不确定性,其中一些超出公司’控制,包括:一般经济条件的影响;行业状况;法律法规的变化包括通过新的环境法律和法规以及如何变化,解释和执行;商品价格和外汇和利率的波动;股市波动和市场估值;石油和天然气市场价格波动;石油和天然气运行中固有的责任;有关石油和天然气行业的所得税法或税法和激励方案的变更;地质,技术,钻井和处理问题以及生产石油储备的其他困难;并获得监管机构所需的批准。公司’■实际结果,绩效或成就可能与此类前瞻性陈述中的表达或暗示的实际结果不同,因此,无法保证,前瞻性陈述预期的任何事件都将归一销或发生或发生,如果他们中的任何一个,公司将从他们中获得哪些好处。公司’S前瞻性陈述通过此警告声明完全符合他们的认可。除非法律要求,本公司尚无义务公开更新或修改任何前瞻性陈述。

与之相关的陈述“reserves”是前瞻性陈述,因为它们涉及基于某些估计和假设的隐含评估,所描述的储备可以在未来有利可图。

此新闻稿可以披露四类钻井位置:(i)证明未开发的位置; (ii)可能的未开发地点; III)未预订的地点;并且,iv)总共(i),(ii)和(iii)。被证明的未开发地点和可能的未开发地点被预订并衍生自公司’截至2014年12月31日,最近的独立储备评估为准备好,并占据有关证明和/或可能储备的钻井地点,如适用。未预订的位置是基于公司的内部估计’初期面积和对基于行业实践和内部审查可以钻井的井数的假设。未预订的位置没有归属储备或资源。通过管理层确定未预订的地点作为公司的估计 ’基于评估适用地质,地震,工程,生产和保留信息的基于评估的多年钻探活动。公司不会确定,该公司将钻出所有未预订的钻井地点,如果钻孔,则不确定这些地点将导致额外的石油和天然气储量,资源或生产。该公司实际钻井井的钻井地点最终取决于资本,监管批准,季节性限制,石油和天然气价格,成本,实际钻探结果,获得的额外水库信息等因素的可用性。虽然通过在相对靠近这种未接近的钻井位置钻探现有的井的某些未预订的钻井位置,但大多数其他未预订的钻井位置距离现有的井远离现有的井,在那里管理有关于储层的特性的信息较少,因此如果钻井在这样的地区,并且钻井,还有更多的不确定性,这种井将导致额外的石油和天然气储量,资源或生产,更加不确定性。

在此新闻发布中,RMP已采用了转换成千上万立方英尺的标准(“MCF.“)天然气对等同的油桶(““)6 mcf:1孔。使用Boes可能是误导性的,特别是如果以隔离使用。 BOE速率基于主要适用于燃烧器尖端的能量等效转换方法,并且不表示井口处的值等效。鉴于根据原油与天然气相比的当前价格的价值比显着不同于6:1转化率的能量等效,利用6:1转化率可能是误导性的误导性。

在本新闻发布中,由于汇总影响,对个人物业的储备估计和个人物业的净收入可能不会反映与所有物业的储备和净收入相同的置信水平。假设每个财产的发展就估计的估计数,已经取得了储备估计,但在不考虑该开发所需的资金可用性的情况下会出现。

最近财政年度产生的勘探和开发成本的总和在估计未来的未来发展成本期间,这一年度的变化普遍不会反映与该年份的储备添加有关的总发现和开发成本。

作为公司的指标’S表现,本新闻发布中所载的业务的资金不应被视为替代,或者比经营,融资或投资活动的现金流量,根据国际财务报告标准确定(“IFRS.“)。该术语不是公认的措施,没有标准化的含义,也没有IFRS的财务措施。来自业务的资金被广泛接受作为勘探和生产公司的财务指标’■生成现金的能力,用于在内部资助勘探和发展活动和服务债务。股东和投资者在天然气和原油勘探和生产行业内的公司估值,比较和投资建议中广泛应用于股东和投资者。该消息中披露的业务资金代表了在经营活动中的现金流量:经费的公司收购相关成本,退役义务现金支出,非现金营运资本的变化来自经营活动和递延费用的非现金变更。本公司将资金从每股业务中展示,每股股份的计算符合每股收益的一致。

净债务是指优秀的银行债务减去延期费用加上营运资金缺陷(或减价营运资金盈余),不包括与风险管理合同有关的未实现金额。净债务不是IFRS下的公认措施,也没有标准化的含义。

现场运营网路或运营网路是指每桶井口收入,每桶井口收入减少,运营费用和运输成本等同。现场操作网路或操作返回不是IFRS下的公认措施,并且没有标准化的含义。

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