Calgary, Alberta – Questerre Energy Corporation ( «Questerre» ou la «Société») (TSX, OSE: QEC) a annoncé aujourd’hui ses 2014 réserves de fin d’année et une évaluation des ressources mise à jour de sa superficie de joint-venture dans la région Kakwa-Resthaven de Alberta.
Michael Binnion, président et chef de la direction de Questerre, a déclaré, «La haute qualité de nos actifs Kakwa a été prouvé par une augmentation significative des réserves en 2014, malgré des prix des matières premières. Notre net réserves prouvées et probables de cette zone sont estimés à 11,92 millions de barils équivalent pétrole. En plus de cela, la meilleure estimation des ressources éventuelles économiques pour seulement notre superficie de joint-venture est de 14,34 millions de barils de pétrole net équivalent à notre intérêt. Nous prévoyons que cette ressource contingent économique pourrait augmenter considérablement que nous prouvons notre superficie exploité qui représente plus de 90% de nos bassins profonds avoirs Montney. »
Points forts
- Prouvées et probables ajouts de réserves dans la région Kakwa-Resthaven étaient 5,56 Mbep (2013: 2,35 Mbep)
- Les coûts d’exploration et de développement pour les actifs conventionnels de 18,33 $ par bep (2013: 25,48 $ / bep)
- prouvé des sociétés plus les réserves probables est passé de 9,04 Mbep à 13,88 millions bep
- Valeur nette actualisée à 10% avant impôt ( «VAN-10%») des réserves prouvées et probables à l’aide McDaniel Janvier ici à 2015 les prévisions de prix était 231.640.000 $
- En outre, la meilleure estimation des ressources éventuelles économiques pour la superficie de la coentreprise de la Société était seule 14,34 Mbep avec une VAN de 10% 149.620.000 $
M. Binnion a ajouté, «La région Kakwa continue de montrer l’économie positive à des prévisions de prix bien en deçà de nos attentes pour les prix des matières premières à moyen et à long terme. Malgré deux opérations décevants l’an dernier, nous avons globalement réussi à prouver nos ressources. »
Commentant l’impact des prix des matières premières, il a noté, «réserves prouvées et probables ont augmenté considérablement au cours de l’année dernière, malgré la réduction importante de la prévision de prix d’un ingénieur indépendant. En Janvier 2015, leur estimation pour l’indice WTI était de 65 $ / bbl et AECO était C $ 3,50 / MMBtu. En Janvier 2014, leurs prévisions pour le WTI américain était de 95 $ / bbl et AECO était 4,00 $ C / MBTU. Cela se compare à dépouiller les prix du 9 Février pour le WTI de 58 $ US / baril et pour AECO de C $ 2,69 / MMBtu. »
En raison des exigences élevées en capitaux pour développer les ressources de la Société et matériellement plus longues périodes de paiement dans l’environnement actuel des prix bas des produits de base, la Société maintiendra un budget d’investissement 2015 limité à la fois sa commande et la superficie Montney non exploitée comme annoncé précédemment.
Il a ajouté: «Nous ajustons agressivement notre structure de coûts pour réagir aux prix courants sur place. Nous prévoyons sur la base que l’environnement à faible prix actuel persiste pour le reste de cette année. Notre objectif est de préserver la flexibilité du capital afin de maximiser la valeur de nos actifs de haute qualité éprouvée dans la région Kakwa une fois les prix des matières premières se rétablissent. »
Sauf indication contraire, les informations rapportées ici en ce qui concerne les réserves et les ressources de la Société est basée sur le rapport des réserves et rapport sur les ressources (tels que définis ci-après), établi conformément au manuel COGE par McDaniel & Associates ( «McDaniel») et chacune avec date du 31 Décembre 2014.
Dirigé par McDaniel, le rapport des ressources a évalué les ressources éventuelles associées à la mis en place du pétrole et du gaz naturel sur environ 20% du revenu net d’ acres 13,560 de la Société ( «Joint Venture Acreage») dans la zone Kakwa-Resthaven (le «rapport sur les ressources») . Aucune évaluation n’a été menée auprès de 24.320 acres nettes de la Société détenues dans la région Wapiti, à environ 12 miles au nord – ouest de la zone Kakwa-Resthaven. L’évaluation a été effectuée rapport sur les ressources conformément au Règlement 51-101 Information concernant les activités pétrolières et gazières ( «NI 51-101») et le Canadian Oil et Manuel d’ évaluation du gaz ( «manuel COGE») et est en date du 31 Décembre, 2014. Voir la section Définitions Réserve et des ressources de ce communiqué de presse pour plus d’ informations.
Le rapport estime des ressources des ressources éventuelles économiques ( «ECR») pour se situer entre un minimum de 9,67 Mbep (58 Gpce) et un sommet de 18,30 Mbep (110 Gpce) avec une meilleure estimation de 14,34 Mbep (86 Gpce) qui comprend environ 45% condensat. En utilisant leurs prévisions de prix Janvier 2015, la meilleure estimation de McDaniel ECR a une VAN 10% de 149.620.000 $.
En plus du ECR, les réserves prouvées et probables de la zone Kakwa-Resthaven estimée par McDaniel est 11,92 Mbep (72 Gpce) au 31 Décembre 2014. En utilisant leurs prévisions de prix Janvier 2015, ces réserves ont une VAN 10% 175.400.000 $.
L’évaluation réalisée par rapport sur les ressources McDaniel comprenait une analyse géologique et pétrophysique détaillée des Questerre et des puits de Montney adjacents de l’industrie. Elle a porté sur les intervalles supérieurs et du Moyen Montney. McDaniel a pris un plan de développement Montney basé sur une moyenne de huit puits par section dans les deux intervalles. PIIP totale moyenne a été estimé à environ 52 milliards de pieds cubes par section avec des facteurs de récupération estimés dans une fourchette de 25% à 45% avec une meilleure estimation de l’ordre de 37%. Les taux de récupération de liquides de gaz naturel estimées par le rapport sur les ressources sont basées sur le traitement actuel de coupe peu profonde de la société, le transport et la capacité de fractionnement. Les ressources éventuelles ont été affectés à la superficie de la Société dans un rayon de trois mile d’un dépistée ou que la production de Montney et présentant des taux de production commerciale.
Une estimation de la valeur actualisée nette risqué des revenus nets futurs des ressources éventuelles est de nature préliminaire et est fournie pour aider le lecteur à se faire une opinion sur le bien-fondé et de la probabilité de la Société de procéder à l’investissement requis. Il comprend les ressources éventuelles qui sont considérés comme trop incertaines en ce qui concerne les chances de développement commercial à être classés comme réserves. Il existe une incertitude qui sera réalisée la valeur actuelle nette du chiffre d’affaires net risqué futur.
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Les ressources contingentes (Joint Venture uniquement Acreage) société Partager |
Valeur actuelle nette avant impôt sur le revenu (MM $) société Partager |
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Gaz naturel (Mpi) |
Liquides de gaz naturel (Kb) |
0% |
5% |
dix% |
15% |
20% |
|
| Estimation faible |
25889 |
5359 |
325,9 |
168,8 |
94,7 |
56,6 |
35,6 |
| Meilleure estimation |
38376 |
7944 |
530,8 |
267,3 |
149,6 |
90,7 |
58,3 |
| Estimation élevée |
48964 |
10136 |
713,7 |
355,7 |
199,2 |
121,4 |
78,8 |
Remarques:
1. En ce qui concerne les ressources découvertes ou d’une sous-catégorie de ressources découvertes autres que des réserves, il n’y a pas de certitude qu’il sera commercialement viable de produire une partie des ressources.
2. En ce qui concerne les ressources non découvertes, il n’y a pas de certitude que toute partie des ressources sera découverte. En cas de découverte, il n’y a pas de certitude qu’il sera commercialement viable de produire une partie des ressources.
3. Toutes les estimations unrisked des ressources dans les tableaux ci-dessus représentent des ressources brutes de Questerre avant déduction des redevances.
4. Toutes les ressources éventuelles de Questerre sont considérés comme économiques utilisant le 1er janvier McDaniel 2015 les prix prévisionnels. Il n’y a pas de certitude que ce sera commercialement viable de produire une partie des ressources.
5. Les contingences primaires qui empêchent la classification des ECR réserves sont classées comme suit comme non technique: l’accès aux marchés, les contraintes de l’installation, le calendrier de développement et les approbations internes et externes pour l’engagement au développement des projets. D’autres forages, d’achèvement, et les données tests seront nécessaires avant que Questerre peut engager dans le développement du ECR. Les réserves prouvées et probables sont affectés à des zones à proximité de puits de production Montney éprouvés. ECR sont affectés à des zones qui se prolongent au-delà des limites de la réserve et sont interprétés comme moins sûre. Comme poursuite du forage se produit, plus ECR devraient être reclassées comme réserves.
La Société a également présenté un rapport sur l’évaluation de ses réserves prouvées et probables au 31 Décembre 2014 (le «rapport des réserves»). Le rapport a été préparé conformément au manuel COGE par McDaniel avec une date d’effet du 31 Décembre 2014.
Conformément aux exigences du Règlement 51-101- l’information concernant les activités pétrolières et gazières des Autorités canadiennes en valeurs, la Société prévoit déposer une déclaration plus détaillée et des rapports concernant les activités pétrolières et gazières pour l’exercice 2014 à la fin de mars 2015, y compris le formulaire 51-101A1 – Déclaration des données relatives aux réserves et autres renseignements sur le pétrole et le gaz , dans sa prochaine notice annuelle.
RÉSUMÉ DES RÉSERVES DE PÉTROLE ET GAZ
au 31 Décembre, 2014
PRIX ET COÛTS PRÉVISIONNELS
| LUMIÈRE ETMOYEN BRUT | NATUREL GAZ |
GAZ NATUREL LIQUIDE |
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CATÉGORIE DE RÉSERVES |
Brut(Kb) | Net(Kb) | Brut(Mpi) | Net(Mpi) | Brut(Kb) | Net(Kb) |
| Prouvé | ||||||
| mises en valeur exploitées | 932,2 | 869,1 | 4,920.2 | 4,580.1 | 676,8 | 528,5 |
| Développé non Producing | 12.3 | 8.9 | 886,1 | 823,0 | 176,4 | 139,3 |
| Non développé | 310,5 | 292,6 | 15,815.7 | 14,818.7 | 2,628.0 | 2,126.6 |
| total des réserves prouvées | 1,255.0 | 1,170.5 | 21,622.0 | 20,221.8 | 3,481.1 | 2,794.4 |
| Probable | 516,9 | 477,5 | 16,292.4 | 15,266.9 | 2,309.8 | 1,589.3 |
| Total des réserves prouvées et probables | 1,771.9 | 1,648.0 | 37,914.4 | 35,488.7 | 5,790.9 | 4,383.7 |
RÉSUMÉ NET VALEURS ACTUELLES DU CHIFFRE D’AFFAIRES NET AVENIR
en date du 31 Décembre, 2014
PRIX ET COÛTS PRÉVISIONNELS
| AVANT IMPÔTS SUR LE REVENU ACTUALISATION DE(%/ANNÉE) | APRÈS IMPÔT SUR LE REVENU ACTUALISATION DE(%/ANNÉE) | |||||||||
| CATÉGORIE DE RÉSERVES | 0%(M $) | 5%(M $) | dix%(M $) | 15%(M $) | 20%(M $) | 0%(M $) | 5%(M $) | dix%(M $) | 15%(M $) | 20%(M $) |
| Prouvé | ||||||||||
| mises en valeur exploitées |
91,716.3 |
73,829.9 |
61,937.4 |
53,567.1 |
47,397.9 |
91,716.3 |
73,829.9 |
61,937.4 |
53,567.1 |
47,397.9 |
| Développé non Producing |
11,941.8 |
9,827.2 |
8,387.8 |
7,349.6 |
6,564.9 |
11,941.8 |
9,827.2 |
8,387.8 |
7,349.6 |
6,564.9 |
| Non développé |
139,541.4 |
94,100.9 |
65,580.9 |
46,712.8 |
33,691.2 |
139,541.4 |
94,100.9 |
65,580.9 |
46,712.8 |
33,691.2 |
| total des réserves prouvées |
243,199.4 |
177,758.0 |
135,906.1 |
107,629.5 |
87,653.9 |
243,199.4 |
177,758.0 |
135,906.1 |
107,629.5 |
87,653.9 |
| Probable |
209,762.9 |
134,999.6 |
95,730.3 |
72,577.2 |
57,660.9 |
160,845.6 |
107,561.5 |
79,129.4 |
61,943.8 |
50,544.7 |
| Total des réserves prouvées et probables |
452,962.3 |
312,757.7 |
231,636.5 |
180,206.8 |
145,314.9 |
404,045.0 |
285,319.6 |
215,035.5 |
169,573.3 |
138,198.7 |
|
RÉSUMÉ DES PRÉVISIONS DE PRIX |
|||||||||
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Année |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
| AECO Prix spot ($ C / MMBtu) |
3,50 |
4,00 |
4.25 |
4,50 |
4.70 |
5,00 |
5.30 |
5,50 |
5.70 |
| Edmonton pétrole brut léger ($ C / de BBL) |
68,60 |
83,20 |
88,90 |
94,60 |
99,60 |
104,70 |
106,90 |
109,00 |
111,20 |
Réserve et définitions de ressources
Les réserves sont estimées les quantités restantes de pétrole et de gaz naturel et de substances connexes récupérables à partir d’accumulations connues, à une date donnée, en fonction de l’analyse des forages, des données géologiques, géophysiques et techniques; l’utilisation de la technologie établie; et les conditions économiques spécifiées, qui sont généralement acceptées comme raisonnables. Les réserves sont classées en fonction du degré de certitude associé aux estimations comme suit:
Les réserves prouvées sont les réserves qui peuvent être estimés avec un degré élevé de certitude d’être recouvrable. Il est probable que les quantités restantes effectivement récupérées seront supérieures aux réserves prouvées estimatives.
Les réserves probables sont les réserves additionnelles qui sont moins certains d’être récupérées que les réserves prouvées. Il est également probable que les quantités restantes effectivement récupérées seront plus ou moins que la somme des réserves prouvées et probables estimées.
Les réserves possibles sont les réserves additionnelles qui sont moins certains d’être récupérées que les réserves probables. Il est peu probable que les quantités restantes effectivement récupérées seront supérieures à la somme des estimations des réserves prouvées et probables et possibles. Questerre n’a pas été affecté toutes les réserves possibles.
Ressources englobe toutes les quantités de pétrole qui existaient à l’origine sur ou dans la croûte terrestre dans des accumulations naturelles, y compris les découvertes et non découvertes (récupérables et irrécupérables) ainsi que les quantités déjà produites. «Les ressources totales» est équivalent à «Total Petroleum Dans un premier temps en place». Les ressources sont classées dans les catégories suivantes:
Total Petroleum Dans un premier temps en place ( «TPIIP») est que la quantité de pétrole qui est estimée à exister à l’origine dans l’accumulation naturelle. Il comprend que la quantité de pétrole qui est estimée, à une date donnée, être contenue dans des accumulations connues, avant la production, ainsi que les quantités estimées dans des accumulations encore à découvrir.
Découverte de pétrole Initialement en Place ( «DPIIP») est que la quantité de pétrole qui est estimée, à une date donnée, être contenue dans des accumulations connues avant la production. La partie récupérable du pétrole découvert initialement en place comprend la production, les réserves et les ressources éventuelles; le reste est irrécupérable.
Les ressources contingentes sont les quantités de pétrole estimées, à une date, pour être potentiellement récupérables à partir d’accumulations connues en utilisant la technologie ou une technologie en cours de développement, mais qui ne sont pas actuellement considérés comme donnés comme récupérables en raison d’une ou plusieurs éventualités. ECR sont les ressources éventuelles qui sont actuellement économiquement récupérables. ECR sont les ressources éventuelles qui sont actuellement économiquement récupérables.
Dans un premier temps Undiscovered de pétrole en place ( «UPIIP») est que la quantité de pétrole qui est estimée, à une date donnée, être contenue dans des accumulations encore à découvrir. La partie récupérable du pétrole non découvert initialement en place est appelée «ressources» potentiels et le reste comme «irrécupérables. »
Les ressources éventuelles sont les quantités de pétrole estimées, à une date donnée, potentiellement récupérables à partir d’accumulations non découvertes par l’application des projets de développement futurs. Les ressources prospectives ont à la fois une chance associée de découverte et une chance de développement.
Irrécupérables est la partie des quantités DPIIP et UPIIP qui est estimé, à une date donnée, de ne pas être recouvrable par des projets de développement futurs. Une partie de ces quantités peut être recouvrable à l’avenir que les circonstances changent commerciales ou des développements technologiques se produisent; la partie restante ne peut jamais être récupérée en raison des contraintes physiques / chimiques représentées par l’interaction du sous-sol des fluides et des roches réservoirs.
Les plages d’incertitude sont décrites dans le Manuel d’évaluation du pétrole et du gaz canadien faible, meilleure, et les estimations élevées pour les réserves et les ressources comme suit:
Faible Estimation: Ceci est considéré comme une estimation prudente de la quantité qui sera effectivement récupérée. Il est probable que les quantités restantes effectivement récupérées seront supérieures à la faible estimation. Si les méthodes probabilistes sont utilisées, il devrait y avoir au moins une probabilité de 90 pour cent (P90) que les quantités effectivement récupérées seront égales ou supérieures à la faible estimation.
La meilleure estimation: Ceci est considéré comme la meilleure estimation de la quantité qui sera effectivement récupérée. Il est également probable que les quantités restantes effectivement récupérées seront plus ou moins que la meilleure estimation. Si les méthodes probabilistes sont utilisées, il devrait y avoir au moins une probabilité de 50 pour cent (P50) que les quantités effectivement récupérées seront égales ou supérieures à la meilleure estimation.
Estimation élevée: Ceci est considéré comme une estimation optimiste de la quantité qui sera effectivement récupérée. Il est peu probable que les quantités restantes effectivement récupérées seront supérieures à l’estimation haute. Si les méthodes probabilistes sont utilisées, il devrait y avoir au moins une probabilité de 10 pour cent (P10) que les quantités effectivement récupérées seront égales ou supérieures à l’estimation haute.
Questerre Energy Corporation met à profit son expertise acquise par l’exposition précoce aux schiste et d’autres réservoirs non conventionnels. La société a une production de base et les réserves dans l’huile serré Bakken / Torquay du sud-est de la Saskatchewan. Il apporte à la production de ses terres au cœur de la haute-liquides fairway de schiste Montney. Il est un leader sur le droit d’exploitation des problèmes pour sa découverte de gaz de schiste d’Utica dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, Québec. En collaboration avec un supermajor, il est à la fine pointe de la commercialisation d’un processus éprouvé pour libérer le potentiel des ressources massives de schiste bitumineux.
Questerre est un croyant que le succès futur de l’industrie du pétrole et du gaz dépend d’un équilibre de l’économie, l’environnement et la société. Nous nous engageons à faire preuve de transparence et respections que le public doit faire partie de faire les choix importants pour notre avenir énergétique.
Pour plus d’informations, s’il vous plaît contacter:
Questerre Energy Corporation
Anela Dido, Relations avec les investisseurs
(403) 777-1185 | (403) 777-1578 (FAX) | Courriel: info@questerre.com
AVIS SUR LES DÉCLARATIONS PROSPECTIVES
Certains renseignements présentés dans le présent communiqué contient des nouvelles déclarations prospectives ou de l’information ( «énoncés prospectifs»), y compris les attentes de la Société ECR pourrait croître sensiblement comme la société prouve sa superficie exploité, le budget d’immobilisations 2015 de la Société, la Société objectif de préserver la flexibilité maximale du capital et des déclarations concernant les réserves de la Société, les ressources et les revenus nets futurs. Les déclarations relatives aux réserves et ressources sont par nature énoncés prospectifs, car ils impliquent l’évaluation implicite, fondée sur certaines estimations et hypothèses, que les réserves et certaines parties des réserves peuvent être produites de façon rentable à l’avenir. Il ne faut pas présumer que la valeur actualisée nette estimative des revenus nets futurs est ici représentatif de la juste valeur marchande des propriétés de la Société. Toutes les évaluations et commentaires des revenus nets futurs sont présentés avant toute provision pour frais d’intérêt ou les frais généraux et administratifs et après déduction des dépenses en immobilisations futurs estimés pour les puits auxquels des réserves ont été attribuées.
Rien ne garantit que ces hypothèses de prix et de coûts seront atteints et les écarts pourraient être importants. La récupération, les réserves et les chiffres des ressources fournies dans ce document sont des estimations et il n’y a aucune garantie que les réserves estimées et les ressources seront récupérés. Les réserves réelles et les ressources peuvent être supérieures ou inférieures aux estimations fournies dans ce document.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur un certain nombre de facteurs, les attentes ou les hypothèses de Questerre qui ont été utilisées pour développer de telles déclarations et informations, mais qui peuvent se révéler inexactes. Bien que Questerre estime que les attentes reflétées dans ces énoncés prospectifs sont raisonnables sur les, une confiance excessive ne doit pas être placé parce que Questerre ne peut donner aucune assurance qu’ils se révéleront exactes. Étant donné que les déclarations prospectives concernent des événements et des conditions futurs, par leur nature même, ils comportent des risques et incertitudes inhérents. De plus, les événements ou les circonstances peuvent entraîner des résultats réels diffèrent sensiblement de ceux prévus en raison de nombreux risques connus et inconnus, des incertitudes et d’autres facteurs, dont beaucoup échappent au contrôle de la Société, y compris, sans s’y limiter: l’évolution des prix des matières premières; l’évolution de la demande ou l’offre de produits de la Société; imprévue résultats d’exploitation ou les baisses de production; les modifications des lois fiscales ou environnementales, les taux de redevances ou d’autres questions de réglementation; les changements dans les plans de développement de Questerre ou par des opérateurs tiers des propriétés de Questerre, le niveau d’endettement a augmenté ou les exigences de service de la dette; estimation erronée des volumes de réserves de pétrole et de gaz et des ressources de Questerre; limitée, défavorable ou d’un manque d’accès aux marchés des capitaux; augmentation des coûts; un manque de couverture d’assurance adéquate; l’impact des concurrents; et certains autres risques détaillés de temps à autre dans les documents de divulgation publique de Questerre. Des informations complémentaires concernant certains des risques, des incertitudes, hypothèses importantes et d’autres facteurs qui pourraient avoir une incidence sur les résultats réels sont discutés dans notre formulaire d’information annuel et autres documents disponibles à l’adresse www.sedar.com. Le lecteur est averti de ne pas se fier indûment à ces énoncés prospectifs. En outre, les énoncés prospectifs contenus dans le présent document sont faits à la date du présent document et, sauf tel que requis par la loi applicable, Questerre ne prend aucun engagement de mettre à jour publiquement ou de réviser l’un des inclus des énoncés prospectifs, que ce soit par suite de nouvelles informations, d’événements futurs ou autrement. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document sont expressément visés par la présente mise en garde. Le lecteur est averti de ne pas se fier indûment à ces énoncés prospectifs. En outre, les énoncés prospectifs contenus dans le présent document sont faits à la date du présent document et, sauf tel que requis par la loi applicable, Questerre ne prend aucun engagement de mettre à jour publiquement ou de réviser l’un des inclus des énoncés prospectifs, que ce soit par suite de nouvelles informations, d’événements futurs ou autrement. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document sont expressément visés par la présente mise en garde. Le lecteur est averti de ne pas se fier indûment à ces énoncés prospectifs. En outre, les énoncés prospectifs contenus dans le présent document sont faits à la date du présent document et, sauf tel que requis par la loi applicable, Questerre ne prend aucun engagement de mettre à jour publiquement ou de réviser l’un des inclus des énoncés prospectifs, que ce soit par suite de nouvelles informations, d’événements futurs ou autrement. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document sont expressément visés par la présente mise en garde. que ce soit par suite de nouvelles informations, d’événements futurs ou autrement. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document sont expressément visés par la présente mise en garde. que ce soit par suite de nouvelles informations, d’événements futurs ou autrement. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document sont expressément visés par la présente mise en garde.
Certains renseignements dans le présent document peut être considéré comme «perspectives financières» au sens des lois sur les valeurs mobilières applicables. Le but de ces perspectives financières est de fournir aux lecteurs l’information relative à des attentes raisonnables de la Société quant aux résultats escomptés de ses activités commerciales proposées pour les périodes indiquées. Les lecteurs sont mis en garde que les perspectives financières peuvent ne pas convenir à d’autres fins.
BULLETINS JURIDIQUE
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quantités de baril d’équivalent pétrole ( «bep») peuvent être trompeuses, surtout si elle est utilisée de manière isolée. Un taux de conversion de boe a été calculée en utilisant un taux de conversion de six mille pieds cubes de gaz naturel pour un baril de pétrole et le taux de conversion d’un canon à six mille pieds cubes est la base d’une demande de procédé de conversion d’énergie équivalente à la pointe du brûleur et ne représente pas nécessairement une valeur économique équivalente à la tête de puits. Étant donné que le rapport de la valeur sur la base du prix actuel du pétrole brut par rapport au gaz naturel est significativement différent de l’équivalent énergétique de 6: 1, en utilisant une conversion sur un 6: base 1 peut induire en erreur en tant qu’indication de la valeur.