Parex Resources Inc. a annoncé son bénéfice consolidé non audité et ses résultats d'exploitation pour le deuxième trimestre et le semestre clos le 30 juin 2018. Pour le trimestre, la société a déclaré que la production quotidienne moyenne de pétrole & gaz était de 42 625 bep/j, contre 34 291 bep/j un an plus tôt. Les ventes quotidiennes moyennes de pétrole & de gaz naturel produits pour le pétrole ont été de 41 734 bbl/j et pour le gaz de 3 438 Mcf/j, contre 33 563 bbl/j et 1 668 Mcf/j, respectivement, pour la même période de l'année dernière. Le pétrole et le gaz ont représenté 42 307 bep/j, contre 33 841 bep/j l'an dernier. Les revenus du pétrole et du gaz naturel (hors couverture) ont été de 61,96 $ par bep, contre 40,26 $ par bep l'année précédente. Les produits nets ont été de 53,86 $ par bep, contre 36,23 $ par bep l'année précédente. Les flux de trésorerie utilisés pour l'exploitation ont été de 4,09 $ par bep, contre des flux de trésorerie provenant de l'exploitation de 16,81 $ par bep l'année précédente. Le flux de trésorerie d'exploitation ajusté s'est élevé à 31,62 $ par bep, contre 21,68 $ par bep l'année précédente. Pour le semestre, la société a déclaré que la production quotidienne moyenne de pétrole et de gaz était de 41 612 bep/j. Les ventes quotidiennes moyennes de pétrole et de gaz naturel produits se sont élevées à 40 563 bbl/d pour le pétrole et à 3 294 Mcf/d pour le gaz. La production de pétrole et de gaz a été de 41 112 bep/j. Les revenus du pétrole et du gaz naturel (hors couverture) ont été de 59,08 $ par bep. Les revenus nets ont été de 51,37 $ par bep. Le flux de trésorerie d'exploitation s'est élevé à 11,44 $ par bep. La marge brute d'autofinancement ajustée a été de 29,92 $ par bep. Pour le trimestre, la société a déclaré des recettes de pétrole et de gaz naturel de 241 765 000 $, contre 124 995 000 $ un an plus tôt. Le bénéfice net s'est élevé à 188 601 000 $, soit 1,21 $ par action de base, contre 3 524 000 $, soit 0,02 $ par action de base, l'année précédente. Les sorties de fonds liées à l'exploitation se sont élevées à 15 765 000 $, soit 0,10 $ par action de base, comparativement à des entrées de fonds liées à l'exploitation de 51 763 000 $, soit 0,34 $ par action de base, il y a un an. Les flux de trésorerie d'exploitation ajustés se sont élevés à 121 735 000 $ ou 0,78 $ par action, contre 66 763 000 $ ou 0,43 $ par action l'année précédente. Les dépenses d'investissement se sont élevées à 100 567 000 dollars, contre 59 008 000 dollars l'année précédente. Pour le semestre, la société a déclaré des recettes de pétrole et de gaz naturel de 444 215 000 $, un bénéfice net de 260 113 000 $ ou 1,67 $ par action de base, un flux de trésorerie d'exploitation de 85 136 000 $ ou 0,55 $ par action de base, un flux de trésorerie d'exploitation ajusté de 222 636 000 $ ou 1,43 $ par action et des dépenses d'investissement de 158 777 000 $. La société a fourni des prévisions de production pour le troisième trimestre, le quatrième trimestre et l'année entière et des prévisions de dépenses d'investissement pour l'année entière de 2018. Pour l'année, la société s'attend à ce que la production annuelle moyenne totale (bep/j, pétrole à 99 %) soit comprise entre 43 000 bep/j et 44 000 bep/j, par rapport aux prévisions précédentes qui étaient comprises entre 41 000 bep/j et 43 000 bep/j. La production du troisième trimestre 2018 devrait être en moyenne supérieure à 44 000 bep/j. La production du quatrième trimestre 2018 devrait atteindre une moyenne de 48 000 bep/j, soit une augmentation de 2 000 bopj par rapport aux prévisions initiales. L'augmentation de la production au quatrième trimestre 2018 ne reflète pas la réponse de la production due aux puits d'injection forés à Cabrestero en 2018 et qui devrait augmenter la production au premier trimestre 2019. Pour l'année, la société s'attend à ce que les dépenses d'investissement soient de l'ordre de 320 millions à 330 millions de dollars, par rapport aux prévisions précédentes qui étaient de l'ordre de 270 millions à 290 millions de dollars. L'augmentation des dépenses d'investissement est principalement due au forage de 16 puits de pétrole bruts supplémentaires et de puits d'injection sur les blocs LLA-34 et Cabrestero en 2018, ainsi qu'au forage/sismique sur le bloc CPO-11 nouvellement acquis.