Pacific Rubiales anuncia resultados del primer trimestre de 2014: reporta récord en ingresos, EBITDA, producción neta y volúmenes de ventas

TORONTO, 9 de mayo de 2014 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros consolidados para el trimestre cerrado el 31 de marzo de 2014, junto con su documento Management Discussion and Analysis ("MD&A") (Discusión y Análisis de la Gerencia). Estos documentos se publicarán en el sitio de la compañía en www.pacificrubiales.com, SEDAR en www.sedar.com, el sitio web de SIMEV en www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev y el sitio web de BOVESPA en www.bmfbovespa.com.br/. Todos los valores en este comunicado de prensa y en las divulgaciones financieras de la compañía se expresan en US$, a menos que se indique lo contrario.

Aspectos operativos destacados:

  • La producción total de campo para el trimestre fue de 324.938 bpe/d, un incremento de 6% en comparación con el mismo período en 2013.
  • La producción bruta para el trimestre fue de 178.188 bpe/d, un incremento de 16% en comparación con el mismo período en 2013.
  • La producción neta para el trimestre llegó a un récord de 148.827 bpe/d, un incremento de aproximadamente 16% en comparación con el mismo período en 2013.
  • Los volúmenes de ventas para el trimestre llegaron a un récord de 151.847 bpe/d, un incremento de 6% en comparación con el período anterior y el mismo período hace un año.
  • Aumento sólido en netback por operaciones combinado total de hasta $63,80/bpe en el trimestre en comparación con $59,43/bpe en el período anterior y $60,88/bpe en el mismo período hace un año, con márgenes que superaron el 68%.

Aspectos financieros destacados:

  • Los ingresos para el trimestre fueron una cifra récord de $1.300 millones, un incremento de 2% en comparación con el mismo período en 2013.
  • La EBITDA ajustada para el trimestre fue una cifra récord de $708 millones, un incremento de 2% en comparación con el mismo período en 2013, representando un margen de 55% sobre los ingresos totales para el período.
  • El flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) para el trimestre fue $474 millones, en comparación con $477 millones en el cuarto trimestre y $506 millones en el primer trimestre de 2013.
  • Durante el trimestre, la compañía recompró en el mercado libre aproximadamente 9,1 millones de acciones ordinarias, a un precio promedio de C$16,38 por acción, según los términos de la oferta de emisor de curso normal de la compañía.

Aspectos destacados adicionales:

  • En enero comenzaron las operaciones de la línea de transmisión de energía Petroeléctrica ("PEL"), llevando electricidad de menor costo a los campos Rubiales y Quifa, así como al oleoducto ODL.
  • El proyecto de riego Agrocascada, que reducirá los costos de eliminación de agua en los campos Rubiales y Quifa, está en buen camino para entrar en operaciones en la segunda mitad de 2014, pendiente del recibo de permisos medioambientales los cuales ya se han iniciado.
  • El 22 de abril, la compañía se reunió con Ecopetrol S.A ("Ecopetrol") para revisar el estado actual del proyecto piloto STAR en el bloque Quifa. Como resultado de la reunión, se preparará y presentará un reporte técnico conjunto a ambas compañías a finales de mayo o principios de junio de 2014.
  • En abril, la compañía pagó en su totalidad la cantidad del principal que debía en su línea de crédito rotativa de $400 millones usando lo recaudado con la venta del oleoducto Ocensa más efectivo en mano.
  • También en abril, la compañía cerró una nueva línea de crédito rotativa sindicada en dólares estadounidenses ("Línea de crédito rotativa") por hasta $1.000 millones madurando en 2017 con una tasa de interés más baja y un mejor paquete de restricciones contractuales que la línea de crédito rotativa anterior. La nueva línea de crédito rotativa brinda flexibilidad financiera adicional para el futuro.

Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía, comentó:

"A pesar de algunos contratiempos operativos temporales durante el trimestre, debido a factores fuera del control de la compañía, nuestros resultados tanto operativos como financieros fueron sólidos, con ingresos, EBITDA ajustada, producción neta y volúmenes de ventas alcanzando en todos los casos niveles récord.

"La producción neta de 149 Mbpe/d constituyó un récord para la compañía y estuvo dentro de nuestro rango de guía de producción para el año, representando un incremento de 16% con respecto al mismo período hace un año. La producción en el campo Rubiales fue menor en este trimestre debido a restricciones temporales en la eliminación de agua como resultado de las condiciones climáticas, pero la producción está regresando a sus niveles normales en el segundo trimestre ya que ahora ha terminado la estación seca. Nuestro netback combinado también tuvo un aumento sólido durante el trimestre, llegando hasta $63,80/bpe desde $59,43/bpe en el cuarto trimestre de 2013 y $60,88/bpe en el mismo período de 2013; esto se logró a pesar de costos por transportación adicionales relacionados con la no disponibilidad del oleoducto Bicentenario desde mediados de febrero, luego de problemas de seguridad. La compañía pudo transportar su producción utilizando otros medios de transportación, evitando así cualquier interrupción de nuestras ventas, sin embargo a costos ligeramente más altos.

"Uno de nuestros objetivos clave en 2014 es el desarrollo de dos nuevos campos de petróleo pesado, en los bloques CPE-6 y Río Ariari, a lo largo de la franja de petróleo pesado de Colombia, al sur y al oeste de los campos productores Rubiales y Quifa de la compañía. El desarrollo de estos bloques se alcanzará en fases, de forma similar a como se hizo con el desarrollo de los campos Rubiales y Quifa durante los pasados cinco años. La compañía tiene un historial de operación demostrado en la ejecución de desarrollos de campos de petróleo pesado en Colombia habiendo alcanzado una producción total en el campo superior a los 200 Mbbl/d en el campo Rubiales en un período de cinco años y de más de 55 Mbbl/d en el campo Quifa SW en un período de tres años. La construcción de las instalaciones para la primera fase ha comenzado en ambos bloques CPE-6 y Río Ariari y la misma continuará a lo largo del año.

"En cuanto a otros frentes de proyecto importantes, la línea de transmisión eléctrica PEL 100% propiedad de la compañía comenzó a suministrar energía de bajo costo al campo Rubiales a principios del trimestre, y en la actualidad se lleva a cabo la construcción de subestaciones para suministrar energía eléctrica al campo Quifa SW y al oleoducto ODL. Esta línea eléctrica también estará disponible para suministrar energía al bloque CPE-6 en desarrollo en el futuro.

"Se espera que el proyecto de riego con agua Agrocascada se ponga en marcha en la segunda mitad de 2014, suministrando hacia el cierre del año 2014 un millón de barriles por día de capacidad adicional para manipular el agua producida en los campos Rubiales y Quifa SW de la compañía a un costo incremental menor que los métodos actuales, mitigando las restricciones en la producción de petróleo como resultado de creciente producción de agua, y extendiendo la vida económica de los campos. Este importante proyecto no solo aporta considerable valor monetario a la compañía, sino que también comparte este valor con las comunidades vecinas a través de la creación de nuevos empleos.

"La compañía ha presentado un plan a Ecopetrol, su socio en los campos Rubiales y Quifa SW, para extender el proyecto piloto actual en el campo Quifa SW mediante la conversión a tecnología STAR de plataformas adyacentes. Esta propuesta está siendo revisada actualmente por un comité técnico conjunto. Vemos a STAR como algo importante para el futuro de la producción de petróleo en Colombia, aumentando los factores de recuperación y extendiendo la vida útil de los campos de petróleo pesado.

"Durante el trimestre, la compañía completó la venta anunciada previamente de su participación de 5% en el oleoducto Ocensa, adquirido de Petrominerales Ltd., ("Petrominerales") a la vez que mantuvo derechos de capacidad en el oleoducto mediante contratos a largo plazo. Continuamos avanzando con la venta de otros activos midstream bajo arreglos similares. La International Financial Corporation en la actualidad tiene un acuerdo de carta de evaluación no vinculante para la adquisición de hasta 40% de Pacific Midstream Holding Corp. que controla las participaciones de la compañía en los oleoductos ODL y Bicentenario y en las líneas de transmisión eléctrica PEL. Lo recaudado con las ventas de estas participaciones, que se espera que ocurran en la segunda mitad del año, estará disponible para reducción de deuda y/o inversiones en actividades de exploración y producción.

"En abril, los fondos obtenidos a partir de la venta de títulos del oleoducto Ocensa se utilizaron para pagar deuda, con lo cual la deuda total de la compañía se redujo en $400 millones. En abril también quedamos complacidos con el cierre exitoso de la línea de crédito rotativa por valor de $1.000 millones. Esta línea de crédito sustituye a las dos líneas de crédito preexistentes de la compañía (totalizando aproximadamente $700 millones) las cuales ahora han sido canceladas. El apoyo que hemos recibido de parte de la comunidad bancaria internacional en estas transacciones de crédito destaca su confianza en Pacific Rubiales, su estrategia empresarial y prospectos futuros, incluyendo Brasil y México. Fuera de Brasil y México, la línea de crédito rotativa es la mayor línea de crédito sindicada no asegurada conseguida por una compañía independiente de petróleo y gas operando en América Latina. Hemos asegurado liquidez adicional con mejores condiciones financieras lo cual nos permitirá mayor flexibilidad operativa para ejecutar nuestros planes de desarrollo a largo plazo.

"La compañía busca equilibrar crecimiento con retornos. Durante el trimestre, pagamos un dividendo de $52 millones ($0,165/acción) y recompramos 9,1 millones de acciones por valor de $134 millones (aproximadamente C$16,38/acción). Desde el comienzo del programa de recompra en diciembre de 2013, la compañía ha comprado para su cancelación aproximadamente 11,1 millones de acciones. Consideramos que estas recompras de acciones constituyen un uso atractivo y acumulativo del capital".

Resultados financieros







Resumen financiero









2014

2013




1T

4T

1T

Ingresos por ventas de petróleo y gas ($ millones)



1.283,5

1.202,6

1.258,8

EBITDA ajustada ($ millones)1, 4



708,2

655,3

695,1

Margen de EBITDA ajustada (EBITDA ajustada/ingresos)



55%

54%

55%

EBITDA ajustada por acción1, 4



2,23

2,02

2,16

Flujo de caja (Flujo de fondos procedentes de operaciones) ($ millones)1



473,6

476,9

506,2

Flujo de caja (Flujo de fondos procedentes de operaciones) por acción1



1,49

1,47

1,58

Utilidades netas ajustadas por operaciones ($ millones)1



120,6

152,1

116,0

Utilidades netas ajustadas por operaciones por acción1



0,38

0,47

0,36

Utilidades netas ($ millones) 2



119,2

140,4

127,4

Utilidades netas por acción



0,38

0,43

0,40

Producción neta (bpe/d)



148.827

134.313

127.889

Volúmenes de ventas (bpe/d)



151.847

143.864

143.650

Tasa de cambio (COP$ / US$)3



1.965.32

1.926.83

1.832.20

Acciones promedio en circulación - básicas (millones)



317,8

324,2

321,3

1Los términos EBITDA ajustada, flujo de caja (flujo de fondos procedentes de operaciones) y utilidades netas ajustadas por operaciones, son parámetros no contemplados en las Normas Internacionales de Reportes Financieros (IFRS, por sus siglas en inglés). Consulte las advertencias y las conciliaciones en el documento MD&A.

2Utilidades netas atribuibles a accionistas de la compañía matriz.

3Las fluctuaciones de la tasa de cambio COP/USD pueden tener un impacto considerable en las utilidades netas contabilizadas de la compañía, en forma de traducción de divisas no realizada en los activos y pasivos financieros de la compañía y saldos de impuestos diferidos denominados en COP.

4La compañía usa el parámetro EBITDA ajustada que no está contemplado en las IFRS, mientras que en el pasado hemos usado el término EBITDA. Nuestro cálculo de este parámetro no ha cambiado con respecto a trimestres anteriores, pero la terminología ha cambiado, siguiendo la guía ofrecida por la Comisión de Valores de Ontario (Ontario Securities Commission).

Producción







Resumen de la producción neta








2014

2013




1T

4T

1T

Petróleo y líquidos (bbl/d)






Colombia



135.694

122.590

115.318

Perú



2.424

1.244

1.461

Total de petróleo y líquidos (bbl/d)



138.118

123.834

116.779







Gas natural (bpe/d)1






Colombia



10.709

10.879

11.110

Total de gas natural (bpe/d)



10.709

10.879

11.110

Producción equivalente total (bpe/d)



148.827

134.713

127.889

1Relación de conversión de gas natural de 5,7 Mpc/bbl según la norma colombiana.

Se pueden encontrar detalles adicionales sobre la producción en el documento MD&A.

En el primer trimestre, la producción neta de la compañía de 148,827 bpe/d aumentó 16% en comparación con el mismo período hace un año, impulsada principalmente por crecientes volúmenes de producción de petróleo liviano. La producción total de petróleo en el trimestre resultó afectada por menores volúmenes producidos en el campo Rubiales debido a una restricción temporal en la eliminación de agua como resultado de condiciones climáticas. Se espera que la producción regrese a niveles normales en el segundo trimestre ahora que ha terminado la estación seca.

La producción neta total de petróleo liviano más que se duplicó hasta aproximadamente 44 Mbbl/d desde 16 Mbbl/d hace un año, principalmente como resultado de la adquisición de los activos de PetroMagdalena Energy Corp., C&C Energia Ltd. y Petrominerales adquiridos en julio de 2012, diciembre de 2012 y noviembre de 2013 respectivamente, y del crecimiento mediante las exitosas actividades de exploración y desarrollo en curso de estos bienes. La compañía espera que su producción de petróleo liviano aumente aún más en 2014 principalmente a partir de la perforación de desarrollo en curso en el bloque Z-1 costa afuera en Perú.

Producción y volúmenes de ventas








Conciliación de producción a ventas totales








2014

2013




1T

4T

1T

Producción neta (bpe/d)






Colombia



146.403

133.469

126.428

Perú



2.424

1.244

1.461

Producción neta total (bpe/d)



148.827

134.713

127.889







Volúmenes de ventas (bpe/d)






Producción disponible para la venta (bpe/d)



148.827

134.713

127.889

Volúmenes de diluyente (bbl/d)



3.211

2.261

9.607

Volúmenes de petróleo para comercialización (bbl/d)



10.586

3.399

3.895

Acuerdo PAP (bbl/d) 1



(4.996)

(6.363)

-

Movimiento de inventario y otros (bpe/d)



(5.781)

9.854

2.259

Total de volúmenes vendidos (bpe/d)



151.847

143.864

143.650

1Corresponde al inventario entregado a Ecopetrol durante 2013 y 2014. Para el cuarto trimestre, incluye el inventario separado para saldar volúmenes PAP acumulados previamente.

Se pueden encontrar detalles adicionales sobre la producción y el volumen de ventas en el documento MD&A.

La compañía produce y vende petróleo crudo y gas natural. También compra líquidos y petróleo crudo a terceras partes para propósitos de comercialización y destilados para usar como diluyentes para mezclar con la producción de petróleo pesado, los cuales se incluyeron en la partida "volúmenes vendidos" informada. Los volúmenes de ventas también resultan afectados por el movimiento relativo en inventarios durante un período de reporte. Tanto los ingresos como los costos aparecen reconocidos en los volúmenes respectivos vendidos durante el período.

La producción disponible para la venta en el trimestre aumentó hasta 148.827 bpe/d desde 127.889 bpe/d en comparación con el mismo período de 2013 (un incremento de 16%), debido a mayores volúmenes de producción en los campos productores. Los volúmenes de diluyente comprados disminuyeron en 67% en comparación con el mismo período de 2013, como resultado de la sustitución de diluyente comprado por el propio petróleo crudo liviano de la compañía. Los volúmenes de petróleo para comercialización ("OFT") en el trimestre aumentaron hasta 10.586 bbl/d desde 3.895 bbl/d hace un año, mientras que los balances de inventario para el trimestre cambiaron a 5.781 bpe/d acumulados desde 9.854 bpe/d extraídos en el período previo y una extracción de 2.259 bpe/d reportada en el mismo período hace un año. Aproximadamente el 95% de los 5.781 bpe/d de inventario acumulado en el trimestre está relacionado con una carga de petróleo única que se estaba cargando hacia el cierre del trimestre.

Los volúmenes totales vendidos, compuestos por volúmenes de producción disponibles para venta, volúmenes de diluyente comprados, volúmenes de petróleo para comercialización (OFT) y cambios de balance en el inventario, aumentaron hasta 151.847 bpe/d en el trimestre actual desde 143.650 bpe/d en comparación con el mismo período hace un año (un incremento de 6%). Los volúmenes totales vendidos durante el trimestre fueron afectados por 5,0 Mbbl/d entregados a Ecopetrol como parte del acuerdo de arbitraje PAP. Al cierre del primer trimestre de 2014, la compañía había entregado la totalidad de los volúmenes PAP pendientes del período previo.

Netbacks por operaciones y volúmenes de ventas















Volúmenes de producción de petróleo y gas y netbacks        






2014 1T

2013 4T

2013 1T


Petróleo

Gas natural

Combinado

Petróleo

Gas natural

Combinado

Petróleo

Gas natural

Combinado

Volúmenes vendidos (bpe/d)

130.526

10.735

141.261

129.547

10.918

140.465

128.641

11.114

139.755











Precio de las ventas del petróleo crudo y el gas natural ($/bpe) 

98,44

31,80

93,38

95,54

32,69

90,66

102,06

40,26

97,14











Costos de producción ($/bpe)

16,51

4,18

15,57

14,80

4,24

13,98

12,89

4,49

12,22

Costos por transportación ($/bpe)

15,02

0,01

13,88

13,29

-

12,26

15,66

0,05

14,42

Costos del diluyente ($/bpe)

2,90

-

2,68

2,32

-

2,14

9,32

-

8,58

Subtotal de costos ($/bpe)

34,43

4,19

32,13

30,41

4,24

28,38

37,87

4,54

35,22

Otros costos ($/bpe)

1,24

1,93

1,29

4,53

3,02

4,42

0,68

2,91

0,86

Costos por extracción por exceso/por defecto ($/bpe)

(4,21)

0,64

(3,84)

(1,71)

0,07

(1,57)

0,17

0,29

0,18

Costos totales ($/bpe)

31,46

6,76

29,58

33,23

7,33

31,23

38,72

7,74

36,26











Netback por operaciones ($/bpe)

66,98

25,04

63,80

62,31

25,36

59,43

63,34

32,52

60,88

Se pueden encontrar detalles adicionales sobre costos y netbacks en el documento MD&A.

Los costos por operaciones en el primer trimestre se vieron afectados por factores temporales fuera del control de la compañía y causaron los siguientes impactos en comparación con el período anterior:


(1)

Costos de producción - aumentaron en $1,59/bpe reflejando menores volúmenes de petróleo producidos en el campo Rubiales debido a una restricción en el volumen de eliminación de agua en el campo.


(2)

Costos por transportación - aumentaron en aproximadamente $1,62/bpe como resultado de una interrupción temporal en el oleoducto Bicentenario.

Los aumentos en los costos de producción y por transportación fueron mitigados en su totalidad por un aumento de 3% en los precios concretados totales y el impacto neto de movimientos de inventario. Los costos por operación combinados totales (incluyendo costos por extracción por exceso y otros costos) totalizaron $29,58/bpe, menores en $1,65/bpe en comparación con el cuarto trimestre de 2013 y menores en $6,68/bpe en comparación con el mismo periodo en 2013. Estas reducciones de costos subrayan el impacto de las iniciativas de optimización de costos que la compañía ha estado poniendo en práctica.

El netback por operaciones combinado aumentó hasta $63,80/bpe en el primer trimestre de 2014 en comparación con $59,43/bpe en el cuarto trimestre de 2013 y $60,88/bpe en el mismo período de 2013. Los márgenes de netback por operaciones combinado aumentaron hasta 68% en comparación con 66% en el período anterior y 63% en el mismo período hace un año. El netback por petróleo promedió $66,98/bbl durante el trimestre, también más alto que los $62,31/bbl para el cuarto trimestre de 2013 y los $63,34/bbl para el primer trimestre de 2013. La compañía también informa por separado el netback en OFT el cual fue de $1,19/bbl en el primer trimestre de 2014, en comparación con $3,69/bbl en el mismo período de 2013. El netback en actividades de OFT durante el primer trimestre de 2014 fue menor que el de 2013 debido principalmente a un aumento en el costo de las compras en relación con el precio de las ventas. Para detalles adicionales sobre el OFT, consulte el documento MD&A.

Durante el trimestre, la compañía pagó $29 millones en cargos take-or-pay (tome o pague) al oleoducto Bicentenario durante el período en el cual la capacidad no estuvo disponible. Este costo no se incluyó como parte de nuestro cálculo de netback ya que el oleoducto no estuvo en operación y el costo es de naturaleza temporal.

Actualización sobre la exploración

Durante el primer trimestre de 2014, se perforó un total de 16 pozos de exploración en Colombia, compuestos por ocho pozos de exploración y ocho pozos de evaluación, lo cual dio como resultado tres nuevos descubrimientos de petróleo liviano en los bloques Guatiquía y Canaguaro.

Durante el trimestre la compañía continuó avanzando en los planes de desarrollo de los bloques CPE-6 y Río Ariari, con seis pozos de evaluación perforados en el bloque CPE-6 y un pozo de evaluación perforado en el bloque Río Ariari. Cuatro pozos en el bloque CPE-6 en pruebas a largo plazo promediaron una producción bruta total de aproximadamente 600 bbl/d al cierre del trimestre. Además, se llevaron a cabo dos reentradas en pozos estratigráficos perforados previamente, se perforó un pozo de inyección de agua y en la actualidad se está llevando a cabo la perforación de un pozo de evaluación adicional. Se pueden encontrar detalles adicionales en el documento MD&A.

Detalles de la conferencia telefónica del primer trimestre de 2014

La compañía ha programado una conferencia telefónica para inversores y analistas el jueves 8 de mayo de 2014 a las 8:00 a.m. (hora de Bogotá), 9:00 a.m. (hora de Toronto) y 10:00 a.m. (hora de Río de Janeiro) para discutir los resultados del primer trimestre de 2014 de la compañía. Entre los participantes estarán Ronald Pantin, director ejecutivo, José Francisco Arata, presidente, y miembros selectos de la alta gerencia.

La conferencia en vivo se llevará a cabo en inglés con traducción simultánea al español. Antes de la llamada la compañía colocará una presentación en su sitio web, al cual se puede tener acceso en www.pacificrubiales.com.

Se invita a los analistas e inversores interesados a que participen usando los siguientes números para llamadas:

Número de participante (Internacional/Local):



(647) 427-7450

Número de participante (Llamada gratuita en Colombia):



01-800-518-0661

Número de participante (Llamada gratuita en América del Norte):



(888) 231-8191

ID de la conferencia (Participantes en idioma inglés):



23085279

ID de la conferencia (Participantes en idioma español):



23129243

La conferencia telefónica se transmitirá en la web y a la misma se puede tener acceso a través del siguiente enlace: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.

Una repetición de la conferencia estará disponible hasta las 23:59 pm (hora de Toronto) del 22 de mayo de 2014, a la cual se podrá tener acceso marcando los siguientes números:

Número de marcación gratuito para la repetición:



1-855-859-2056

Número de marcación local:



(416)-849-0833

ID de la repetición (Participantes en idioma inglés):



23085279

ID de la repetición (Participantes en idioma español):



23129243

Pacific Rubiales, una compañía con sede en Canadá y productora de gas natural y petróleo crudo, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., que opera los campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri y Quifa en la cuenca Llanos, y del 100% de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera el campo de gas natural La Creciente en la región noroccidental de Colombia. Pacific Rubiales también ha adquirido el 100% de Petrominerales Ltd, que posee activos de petróleo liviano y pesado en Colombia y activos de petróleo y gas en Perú, el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., que posee activos de petróleo liviano en Colombia, y el 100% de C&C Energia Ltd., que posee activos de petróleo liviano en la cuenca Llanos. Además de los activos en Colombia, la compañía tiene una cartera diversificada que incluye activos de producción y exploración en Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Papúa Nueva Guinea.

Las acciones ordinarias de la compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia y como Recibos Depositarios Brasileños en la Bolsa de Valores, Mercancías y Futuros de Brasil bajo los símbolos PRE, PREC y PREB, respectivamente.

Advertencias

Nota cautelar concerniente a las declaraciones a futuro

Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, que no sean las declaraciones de hechos históricos, que abordan actividades, eventos o desarrollos que la compañía considera, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluyendo, pero sin limitarse a, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos y reservas potenciales y los planes y objetivos de la compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Estas declaraciones a futuro reflejan las expectativas o las creencias actuales de la compañía sobre la base de información que la compañía actualmente tiene disponible. Las declaraciones a futuro están sujetas a una cantidad de riesgos e incertidumbres que pueden determinar que los resultados reales de la compañía difieran materialmente de los discutidos en las declaraciones a futuro, e incluso si esos resultados reales se concretan o se concretan sustancialmente, no hay seguridad de que tendrán las consecuencias esperadas para la compañía o efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difirieran materialmente de las actuales expectativas, se encuentran, entre otros: incertidumbre en cuanto a los estimados de capital y costos operativos; estimados de producción y retorno económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias reales difieran de los estimados y suposiciones; la falta del establecimiento de recursos o reservas estimados; fluctuaciones en los precios del petróleo y las tasas de cambio de divisas; inflación; cambios en los mercados bursátiles; acontecimientos políticos en Colombia, Perú, Guatemala, Brasil, Papúa Nueva Guinea o Guyana; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y los costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres que conllevan la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; el impacto de reclamaciones medioambientales, aborígenes o de otro tipo y los retrasos que dichas reclamaciones puedan causar los planes de desarrollo esperados de la compañía y los otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en otras partes del formulario de información anual de la compañía de fecha 13 de marzo de 2014 presentado ante el SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración a futuro se refiere solo a la fecha en la cual se emitió y, excepto como lo requieran las leyes aplicables a los títulos valores, la compañía renuncia a cualquier intento u obligación de actualizar cualquier declaración a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la compañía cree que las suposiciones inherentes en las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe depositar una confianza excesiva en estas declaraciones debido a la inherente incertidumbre de estas.

Además, los niveles de producción informados puede que no sean un reflejo de tasas de producción sostenibles y las tasas de producción futuras pudieran diferir materialmente de las tasas de producción reflejadas en este comunicado de prensa debido a, entre otros factores, dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.

Conversión de bpe

En este comunicado de prensa se utiliza el término "bpe". La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. Se utiliza un factor de conversión de bpe de 5,7 Mpc: 1 bbl, y se basa en un método de conversión de equivalencia energética aplicable, principalmente, en la punta del quemador, y no representa una equivalencia de valor en la boca del pozo.

Las reservas de gas natural de la compañía están contenidas en La Creciente, Guama y otros bloques en Colombia, así como en el campo Piedra Redonda en el bloque Z-1, en Perú. Para todas las reservas de gas natural en Colombia, el término bpe se ha expresado utilizando la norma de conversión colombiana de 5,7 Mpc: 1 bbl requerida por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, de 5.626 Mpc, y para todas las reservas de gas natural en Perú, el término bpe se ha expresado utilizando la norma de conversión peruana de 5,6 Mpc: 1 bbl requerida por Perupetro S.A. Si se utilizara una norma de conversión de 6,0 Mpc: 1 bbl para todas las reservas de gas natural de la compañía, esto resultaría en una reducción de las reservas P1 y 2P netas de la compañía de aproximadamente 4,9 y 6,9 MMbpe respectivamente.

Definiciones 

Bpc

Mil millones de pies cúbicos.

Bpce

Mil millones de pies cúbicos de gas natural equivalente.

bbl

Barril de petróleo.

bbl/d

Barril de petróleo por día.

bpe

Barril de petróleo equivalente. La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. La norma colombiana es un factor de conversión de bpe de 5,7 Mpc:1 bbl y se basa en un método de conversión de equivalencia energética aplicable, principalmente, en la punta del quemador y no representa una equivalencia de valor en la boca del pozo.

bpe/d

Barril de petróleo equivalente por día.

Mbbl

Mil barriles.

Mbpe

Mil barriles de petróleo equivalente.

MMbbl

Millón de barriles.

MMbpe

Millón de barriles de petróleo equivalente.

Mpc

Mil pies cúbicos.

Millón de toneladas de GNL

Un millón de toneladas de GNL (gas natural licuado) es equivalente a 48 Bpc o 1.360 millones de m3 de gas natural.

Producción neta

Producción correspondiente a la participación de la compañía después de la deducción de regalías.

Producción total en el campo

100% de la producción total en el campo antes de tener en cuenta deducciones por participación y regalías.

Producción bruta

Producción correspondiente a la participación de la compañía antes de la deducción de regalías.

WTI

Petróleo crudo West Texas Intermediate.

Traducción

Este comunicado de prensa se redactó en idioma inglés y fue posteriormente traducido al español y al portugués. En caso de presentarse diferencias entre la versión en inglés y sus contrapartes traducidas, el documento en inglés debe ser considerado como la versión que regirá.

PDF disponible en: http://stream1.newswire.ca/media/2014/05/08/20140508_C7164_DOC_EN_40105.pdf

PDF disponible en: http://stream1.newswire.ca/media/2014/05/08/20140508_C7164_DOC_EN_40106.pdf

PDF disponible en: http://stream1.newswire.ca/media/2014/05/08/20140508_C7164_DOC_EN_40107.pdf

Para obtener información adicional:

Christopher (Chris) LeGallais
Vicepresidente senior, Relaciones con los Inversores
+1 (647) 295-3700

Roberto Puente
Gerente senior, Relaciones con los Inversores
+57 (1) 511-2298

Kate Stark
Gerente, Relaciones con los Inversores
+1 (416) 362-7735

(PRE.)

     

FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.



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http://www.pacificrubiales.com

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