Pacific Rubiales anuncia resultados del segundo trimestre de 2014: Reporta cifras récord en ingresos, EBITDA ajustada, flujo de caja (flujo de fondos de operaciones), utilidad neta de operaciones, producción neta y volúmenes de ventas.

TORONTO, 15 de agosto 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 30 de junio 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 neta para el trimestre llegó a un récord de 149.118 bpe/d, un incremento de aproximadamente 17% en comparación con el mismo período de 2013 y ligeramente superior a la del período anterior.
  • La producción bruta para el trimestre fue de 178.736 bpe/d, un incremento de 15% en comparación con el mismo período en 2013.
  • La producción total de campo para el trimestre fue de 320.078 bpe/d, un incremento de 3% en comparación con el mismo período en 2013.
  • Los volúmenes de ventas para el trimestre alcanzaron la cifra récord de155.027 bpe/d, un incremento de 22% en comparación con el mismo período de 2013 y un incremento de 2% con respecto al periodo anterior.
  • Aumento en el netback por operaciones combinado total hasta $62,76/bpe para el trimestre en comparación con $60,54/bpe en el mismo período hace un año y $63,80/bpe en el período anterior, con márgenes superiores al 66%.

Aspectos financieros destacados:

  • El flujo de caja (flujo de fondos de operaciones) para el trimestre fue una cifra récord de $532 millones, un incremento de 12% en comparación con el mismo período en 2013 y el período anterior.
  • Los ingresos para el trimestre fueron una cifra récord de $1.340 millones, un incremento de 27% en comparación con el mismo período de 2013.
  • La EBITDA ajustada para el trimestre alcanzó la cifra récord de $722 millones, un incremento de 19% en comparación con el mismo período de 2013, representando un margen de 54% sobre los ingresos totales para el período.
  • La utilidad neta de operaciones para el trimestre alcanzó la cifra récord de $338 millones, un incremento de 24% en comparación con el mismo período de 2013 y un incremento de 2% con respecto al periodo anterior.
  • La utilidad neta para el trimestre fue de $229 millones, un incremento de 208% en comparación con el mismo período de 2013 y un incremento de 92% en comparación con el periodo anterior.

Aspectos destacados adicionales:

  • La producción neta promedio de petróleo crudo liviano y medio constituyó el 33% de los volúmenes de producción de este trimestre, un aumento de 15% durante el segundo trimestre de 2013, lo cual destaca aún más el éxito de nuestra estrategia de diversificación de la producción más allá del campo Rubiales.
  • Durante el trimestre, la compañía firmó un acuerdo con el Fondo de Capital Privado Hidrocarburos de Colombia ("FIHC") para adquirir el restante 40% de la participación económica en el bloque Cubiro, con fecha efectiva el 1 de abril de 2014, por un valor de $228 millones, además de $21,93 por barril de reservas 2P certificadas al cierre del año en los prospectos Copa E y Copa 6W. La transacción se cerró el 12 de agosto de 2014. A FIHC se le pagó el 30% del precio de compra por adelantado en el momento de la firma del acuerdo y la cantidad restante se le pagó al cerrarse la transacción.
  • Desde el punto de vista de la exploración, se realizó un nuevo descubrimiento de petróleo liviano en el bloque Cubiro. Este pozo está actualmente produciendo 457 bbl/d.
  • Durante el trimestre se dio por concluido el proyecto piloto STAR después que el mismo alcanzara exitosamente sus objetivos operativos y técnicos. La compañía y Ecopetrol están evaluando los resultados y la aplicación potencial de STAR en diversos campos de petróleo pesado en Colombia.

Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía, comentó:

"A pesar de las difíciles condiciones operativas durante el trimestre, la compañía está orgullosa por haber alcanzado un segundo trimestre récord, con todos los parámetros operativos y la mayoría de los parámetros financieros alcanzando niveles récord. En lo que va de año, la compañía ha generado más de $2.630 millones en ingresos y $1.430 millones en EBITDA ajustada.

"La producción neta de más de 149 Mbpe/d y los volúmenes de ventas de 155 Mbpe/d constituyeron un récord para la compañía y representan un aumento de 17% y 22%, respectivamente, en comparación con el mismo período del año pasado. Esto se logró a pesar de que los niveles de producción en el campo Rubiales continuaron siendo menores que los esperados. La sequía que afectó las operaciones en el primer trimestre dio paso abruptamente a condiciones de lluvia e inundación en el segundo trimestre, lo cual afectó las operaciones en el campo Rubiales. A pesar de aún persisten estas condiciones meteorológicas anormales, esperamos que las mismas mejoren durante la segunda mitad del año.

"El desempeño financiero de la compañía en el trimestre también fue sólido, con ingresos, EBITDA ajustada, flujo de fondos (flujo de caja) y utilidad de operaciones alcanzando en todos los casos niveles récord. Nuestro netback combinado en el trimestre fue de $62,76/bpe en comparación con $60,54/bpe en el mismo período del año anterior y $63,80/bpe en el trimestre anterior, con un sólido margen superior al 66% en el precio concretado. Esto se logró a pesar de los costos adicionales por transportación relacionados con la interrupción del oleoducto Bicentenario, la cual persistió durante la mayor parte del trimestre. La compañía continúa transportando eficazmente su producción mediante medios de transporte alternativos, evitando así interrupciones en la producción y poniendo de manifiesto la flexibilidad y la solidez de nuestro modelo comercial.

"Continuamos fomentando la diversificación de nuestra producción más allá del campo Rubiales mediante una combinación de adquisiciones estratégicas y crecimiento orgánico. Nuestra producción neta de petróleo liviano en el trimestre actual ha aumentado hasta aproximadamente 50 Mbbl/d y es 26 veces mayor que la producción de hace tres años. Esperamos aumento continuo de la producción de petróleo liviano desde nuestros bienes de exploración y desarrollo en Colombia y Perú.

"Un objetivo 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. Como se indicó previamente, estos bloques se desarrollarán rápidamente en fases durante los próximos cuatro a cinco años, de forma similar al desarrollo de los campos Rubiales y Quifa. El aumento de la producción en los bloques CPE-6 y Río Ariari dependerá de las instalaciones para manipular los grandes volúmenes de agua y petróleo. Las condiciones anormalmente húmedas en el segundo trimestre, y en menor medida, problemas de seguridad en el bloque Río Ariari, han desplazado la primera fase de la construcción de las instalaciones en aproximadamente dos a tres meses. Sin embargo, continuamos esperando que la producción en estos bloques aumente durante la segunda mitad del año luego de la construcción de las instalaciones para el manejo del agua.

"La compañía continúa avanzando con su tecnología mejorada para la recuperación de petróleo (STAR) diseñada para aumentar considerablemente los factores de recuperación en los singulares campos de petróleo pesado de Colombia. Bajo técnicas de flujo primario, nosotros y otros productores estamos dejando atrás 85% o más de un gigantesco recurso petrolero en el suelo. Es evidente que el aumento de la recuperación y la prolongación de la vida de los campos de petróleo pesado mediante tecnología avanzada pueden crear gran valor potencial para Colombia. La tecnología STAR patentada de la compañía ha sido demostrada con éxito en un área piloto relativamente pequeña en el campo Quifa SW, alcanzando, según estimados, una duplicación del factor de recuperación, de acuerdo con las certificaciones emitidas por tres firmas de ingeniería independientes. Hemos presentado un plan a Ecopetrol S.A., nuestro socio en los campos Quifa SW y Rubiales, para extender STAR a escala comercial. Estos planes están siendo revisados actualmente por un comité técnico conjunto.

"Nuestros planes para México continúan avanzando. Ahora hemos instalado una oficina en el país y estamos muy alentados por las oportunidades que vemos tanto en exploración como en desarrollo. La compañía tiene un conjunto especial de habilidades y conocimientos que se pueden aplicar a la explotación de petróleo pesado en México, lo cual beneficiará tanto a Pacific Rubiales como al país, en la medida en que continuamos creando  la compañía de exploración y desarrollo líder enfocada en América Latina".

Resultados financieros

Resumen financiero



















2014




2013






2T




1T




2T

Ingresos por ventas de petróleo y gas ($ millones)





1.344,6




1.283,4




1.055,6

EBITDA ajustada ($ millones)1, 4





721,6




708,2




604,4

Margen de EBITDA ajustada (EBITDA ajustada/ingresos)





54%




55%




57%

EBITDA ajustada por acción1, 4





2,30




2,23




1,87

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





531,6




473,6




475,0

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





1,70




1,49




1,47

Utilidad neta de operaciones ($ millones)1





337,5




330,8




271,5

Utilidad neta de operaciones por acción1





1,08




1,04




0,84

Utilidad neta ($ millones) 2





228,5




119,2




74,3

Utilidad neta por acción





0,73




0,38




0,23

Producción neta (bpe/d)





149.118




148.827




127.555

Volúmenes de ventas (bpe/d)





155.027




151.847




127.398

Tasa de cambio (COP$ / US$)3





1.881,19




1.965,32




1.929,00

Acciones promedio en circulación - básicas (millones)





313,6




317,8




323,0

 

1

Los términos EBITDA ajustada, flujo de caja (flujo de fondos de operaciones) y utilidad neta ajustada de 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.

2

Utilidad neta atribuible a accionistas de la compañía matriz.

3

Las fluctuaciones de la tasa de cambio COP/USD pueden tener un impacto considerable en la utilidad neta contabilizada de la compañía, en forma de traducción de divisas no concretada en los activos y pasivos financieros de la compañía y saldos de impuestos diferidos denominados en COP.

4

La 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












2T




1T




2T

Petróleo y líquidos (bbl/d)




















Colombia1











136.215




135.694




115.170

Perú











2.541




2.424




1.434

Total de petróleo y líquidos (bbl/d)1











138.756




138.118




116.604





















Gas natural (bpe/d)2




















Colombia











10.362




10.709




10.951

Total de gas natural (bpe/d)











10.362




10.709




10.951

Producción equivalente total (bpe/d)











149.118




148.827




127.555

 

1

Incluye la participación adicional de 40% en el bloque Cubiro comparada a FIHC con fecha efectiva el 1 de abril de 2014 conforme
a una transacción que se cerró el 12 de agosto de 2014, que produjo a razón de 3.626 bbl/d.

2

Relación 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 segundo trimestre, la producción neta de la compañía de 149.118 bpe/d aumentó 17% en comparación con el mismo período hace un año, impulsada principalmente por crecientes volúmenes de producción de petróleo liviano. La compañía alcanzó niveles récord de producción neta a pesar de los menores volúmenes producidos en el campo Rubiales debido a afectaciones meteorológicas inesperadas y extraordinarias sobre las operaciones. Se espera que la producción en el campo Rubiales regrese a los niveles planificados en el segundo semestre en la medida en que las condiciones meteorológicas regresan a la normalidad.

La producción neta promedio de petróleo crudo liviano y medio representó el 33% de los volúmenes de producción este trimestre, un aumento con respecto a 15% en el segundo trimestre de 2013. Este aumento ha estado impulsado principalmente por la adquisición de producción estratégica del petróleo liviano en Colombia y la entrega de un aumento de 9% en la producción neta promedio procedente de los bloques de Petrominerales Ltd. desde su adquisición a finales del año pasado, así como un incremento de 83% en la producción neta promedio procedente de la adquisición de PetroMagdalena Energy Corp. realizada en el 2012. La compañía espera que su producción de petróleo liviano aumente aún más en 2014 principalmente procedente 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







2T




1T




2T

Producción neta















Petróleo en Colombia (bbl/d)1






136.215




135.694




115.170

Gas en Colombia (bpe/d)






10.362




10.709




10.951

Petróleo en Perú (bbl/d)






2.541




2.424




1.434

Producción neta total (bpe/d)1






149.118




148.827




127.555
















Volúmenes de ventas (bpe/d)















Producción disponible para la venta (bpe/d)






149.118




148.827




127.555

Volúmenes de diluyente (bbl/d)






2.234




3.211




5.427

Volúmenes de petróleo para comercialización (bbl/d)






8.619




10.586




3.810

Acuerdo PAP (bbl/d) 2






-




(4.996)




(2.154)

Movimiento de inventario y otros (bpe/d)






(4.944)




(5.781)




(7.249)

Total de volúmenes vendidos (bpe/d)






155.027




151.847




127.398

 

1

Incluye la participación adicional de 40% en el bloque Cubiro comparada a FIHC con fecha efectiva el 1 de abril de 2014 conforme
a una transacción que se cerró el 12 de agosto de 2014, que produjo a razón de 3.626 bbl/d.

2

Corresponde al inventario entregado a Ecopetrol durante 2013 y 2014 relacionado con el acuerdo de arbitraje
PAP final. Al cierre del primer trimestre de 2014, la compañía había entregado en su totalidad los volúmenes
PAP pendientes del período anterior.

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 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 149.118 bpe/d desde 127.555 bpe/d en comparación con el mismo período de 2013 (un incremento de 17%), debido a mayores volúmenes de producción en los campos productores. Los volúmenes de diluyente comprados disminuyeron en 59% 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 8.619 bbl/d desde 3.810 bbl/d hace un año, mientras que los balances de inventario para el trimestre descendieron hasta 4.944 bpe/d acumulados desde 5.781 bpe/d acumulados en el período previo y 7.249 bpe/d acumulados reportados en el mismo período hace un año.

Volúmenes totales vendidos, compuestos por volúmenes de producción disponibles para la venta, volúmenes de diluyentes comprados, volúmenes OFT, la producción adicional disponible para la venta luego del acuerdo de PAP con Ecopetrol y cambios en el balance del inventario. Los volúmenes totales vendidos aumentaron hasta 155.027 bpe/d en el trimestre actual desde 127.398 bpe/d en comparación con el mismo período hace un año (un incremento de 22%).

Netbacks por operaciones y volúmenes de ventas
























Volúmenes de producción de petróleo y gas y netbacks        





2014 2T



2014 1T



2013 2T





Petróleo



Gas
natural



Combinado



Petróleo



Gas
natural



Combinado



Combinado

Volúmenes de producción vendidos (bpe/d)1




136.108



10.300



146.408



130.526



10.735



141.261



123.588
























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




99,76



31,33



94,95



98,44



31,80



93,38



90,91
























Costos de producción ($/bpe)




16,71



3,17



15,75



16,51



4,18



15,57



15,44

Costos por transportación ($/bpe)




14,99



0,02



13,93



15,02



0,01



13,88



12,37

Costos del diluyente ($/bpe)




2,19



-



2,03



2,90



-



2,68



5,78

Subtotal de costos ($/bpe)




33,89



3,19



31,71



34,43



4,19



32,13



33,59

Otros costos ($/bpe)




1,34



2,55



1,43



1,24



1,93



1,29



0,04

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




(1,01)



(0,15)



(0,95)



(4,21)



0,64



(3,84)



(3,26)

Costos totales ($/bpe)




34,22



5,59



32,19



31,46



6,76



29,58



30,37
























Netback por operaciones ($/bpe)




65,54



25,74



62,76



66,98



25,04



63,80



60,54

 

1

Los volúmenes de producción vendidos excluyen los volúmenes de petróleo para comercialización.

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

El netback por operaciones combinado aumentó hasta $62,76/bpe en el segundo trimestre de 2014 en comparación con $60,54/bpe en el mismo período hace un año y disminuyó ligeramente en comparación con $63,80/bpe en el período anterior. Los márgenes del netback por operaciones combinado fueron de 66% en comparación con 67% en el mismo período hace un año y 68% en el período anterior.

Desde 2013, la compañía ha emprendido varias iniciativas para reducir los costos por operaciones de petróleo. El costo por diluyente ha disminuido en $3,75/bpe en comparación con el mismo período en 2013, lo cual se logró mediante la adquisición dirigida de crudo liviano que se ha estado usando para reemplazar el diluyente más caro comprado a terceras partes. El costo de producción permaneció estable en $15,75/bpe en comparación con $15,44/bpe para el segundo trimestre de 2013. Los costos por transportación aumentaron en comparación con el segundo trimestre de 2013 como resultado de la transportación de un volumen mayor de petróleo mediante camiones cisterna, lo cual fue causado por la interrupción temporal del oleoducto Bicentenario. A pesar de la interrupción de más de 40 Mbbl/d de transportación por oleoducto en el oleoducto Bicentenario, la compañía ha podido mantener la producción en el campo desviando volúmenes a otros oleoductos mediante acuerdos corto plazo y usando camiones cisterna. Los costos por transportación permanecieron según lo esperado en comparación con el primer trimestre de 2014.

Durante el trimestre, la compañía incurrió en una cantidad neta de $24,8 millones en cargos take-or-pay (tome o pague) al oleoducto Bicentenario durante el período en el cual la capacidad no estuvo disponible. La compañía está recibiendo dividendos de parte del oleoducto lo cual ayuda a mitigar parcialmente el impacto de la interrupción. 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 carácter temporal.

Actualización sobre la exploración

Durante en el segundo trimestre de 2014, se perforaron nueve pozos en Colombia, compuestos por dos pozos de exploración, seis pozos de evaluación y un pozo estratigráfico, lo cual dio como resultado un descubrimiento nuevo en el bloque Cubiro (campo Copa) y mayor confirmación y delineamiento de los descubrimientos Canaguey, Río Ariari y CPE-6. Se pueden encontrar detalles adicionales en el documento MD&A.

Detalles de la conferencia telefónica del segundo trimestre de 2014

La compañía ha programado una conferencia telefónica para inversores y analistas el jueves 14 de agosto 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 segundo 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):


66433625

ID de la conferencia (Participantes en idioma español):


66435943

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 28 de agosto 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):




66433625

ID de la repetición (Participantes en idioma español):




66435943

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 sustancialmente 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 1P 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
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/2014/08/14/20140814_C7134_DOC_EN_42431.pdf

PDF disponible en: http://stream1.newswire.ca/media/2014/08/14/20140814_C7134_DOC_EN_42428.pdf

PDF disponible en: http://stream1.newswire.ca/media/2014/08/14/20140814_C7134_DOC_EN_42429.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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