Pacific Rubiales anuncia resultados do primeiro trimestre de 2014: relata recordes em receita, EBITDA, produção líquida e volumes de venda

TORONTO, 11 de maio de 2014 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) anunciou hoje a divulgação de seus resultados financeiros consolidados do trimestre encerrado em 31 de março de 2014, juntamente com a "Discussão e Análise da Administração" ("MD&A" -- Management Discussion and Analysis). Os documentos serão publicados no website da empresa em www.pacificrubiales.com, no SEDAR em www.sedar.com, no website da SIMEV em www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev e no website da BOVESPA em www.bmfbovespa.com.br/. Todos os valores contidos neste comunicado e na divulgação financeira da empresa são expressos em dólares americanos, salvo indicação em contrário.

Destaques operacionais:

  • A produção total do campo no trimestre foi de 324.938 boe/d, um aumento de 6% sobre o mesmo período de 2013.
  • A produção bruta no trimestre foi de 178.188 boe/d, um aumento de 16% sobre o mesmo período de 2013.
  • A produção líquida média no trimestre atingiu o recorde de 148.827 boe/d, um aumento de aproximadamente 16% sobre o mesmo período de 2013.
  • O volume de vendas no trimestre foi um recorde de 151.847 boe/d, um aumento de 6% sobre o trimestre anterior e sobre o mesmo período do ano passado.
  • Houve um forte aumento no total combinado de netback operacional (valor de venda ao consumidor menos custos de produção e de transporte), para $ 63,80/boe no trimestre, em comparação com $ 59,43/boe no trimestre anterior e $ 60,88/boe no mesmo período do ano passado, com margens excedendo 68%.

Destaques financeiros:

  • As receitas no trimestre atingiram o recorde de $ 1,3 bilhão, um aumento de 2% sobre o mesmo período de 2013.
  • O EBITDA ajustado no trimestre atingiu o recorde de $ 708 milhões, um aumento de 2% sobre o mesmo período de 2013, representando uma margem de 55% sobre o total das receitas no período.
  • O Fluxo de Caixa (fluxo de fundos de operações) no trimestre foi de $ 474 milhões, em comparação com $ 477 milhões no quarto trimestre e $ 506 milhões no primeiro trimestre de 2013.
  • Durante o trimestre, a empresa recomprou no mercado aberto aproximadamente 9,1 milhões de ações ordinárias, a um preço médio de C$ 16,38 por ação, de acordo com sua proposta recompra de ações ordinárias para cancelamento (normal course issuer bid).

Destaques adicionais:

  • Em janeiro, a linha de transmissão de força da Petroelectrica ("PEL") entrou em operações, levando eletricidade a menor custo para os campos Rubiales e Quifa, bem como para o Oleoduto ODL.
  • O projeto de irrigação de Agrocascada, que irá reduzir os custos de remoção de água nos campos Rubiales e Quifa, deverá ser comissionado no segundo semestre de 2014, dependendo de aprovações ambientais pendentes, que já foram solicitadas.
  • Em 22 de abril, a empresa se reuniu com a Ecopetrol S.A ("Ecopetrol") para rever o status atual do projeto-piloto STAR no Bloco de Quifa. Na reunião ficou decidido que um relatório técnico conjunto será preparado e apresentado pelas duas empresas no final de maio ou no começo de junho de 2014.
  • Em abril, a empresa pagou todo o valor principal devido sobre sua linha de crédito rotativo de $ 400 milhões, usando a receita da venda do Oleoduto Ocensa, mais dinheiro em caixa.
  • Também em abril, a empresa fechou uma nova linha de crédito rotativo ("Linha de Crédito Rotativo") sindicalizado, em dólares americanos, de até $ 1,0 bilhão, vencível em 2017, com uma taxa de juros menor e um pacote de obrigações melhor do que o da linha de crédito anterior. A nova Linha de Crédito fornece maior flexibilidade adicional para o futuro.

O CEO da empresa Ronald Pantin declarou:

"Apesar de algumas dificuldades operacionais temporárias durante o trimestre, devido a fatores fora do controle da empresa, nossos resultados operacionais e financeiros foram fortes, com as receitas, o EBITDA ajustado, a produção líquida e o volume de vendas, todos atingindo níveis recordes".

"A produção líquida de 149 Mboe/d foi um recorde para a empresa, ficando dentro da variação de nossas diretrizes de produção para o ano, representando um aumento de 16% sobre o mesmo período do ano passado. A produção no Campo Rubiales foi menor nesse trimestre, devido a restrições temporárias na remoção de água, por causa das condições meteorológicas. Mas a produção está voltando aos níveis normais, no segundo trimestre, porque a estação seca já terminou. Nosso netback combinado também teve um forte aumento durante o trimestre, subindo para $ 63,80/boe, em comparação como $ 59,43/boe no quarto trimestre de 2013 e de $ 60,88/boe no mesmo período de 2013. Isso aconteceu apesar dos custos adicionais de transporte, por causa da indisponibilidade do Oleoduto Bicentenario desde meados de fevereiro, por questão de segurança. A empresa conseguiu movimentar sua produção através de outros meios de transporte, evitando qualquer interrupção em suas vendas, se bem que a custos ligeiramente maiores".

"Um de nossos objetivos essenciais em 2014 é o desenvolvimento de dois novos campos de petróleo pesado nos blocos CPE-6 e Rio Ariari, ao longo do cinturão de petróleo pesado da Colômbia, a sul e a oeste dos campos produtivos da empresa Rubiales e Quifa. O desenvolvimento desses blocos será realizado em fases, de forma similar ao desenvolvimento dos campos Rubiales e Quifa nos últimos cinco anos. A empresa tem um histórico operacional comprovado de execução do desenvolvimento de campos de petróleo pesado na Colômbia, tendo levado a produção total do campo para mais de 200 Mbbl/d no Campo Rubiales, em um período de cinco anos, e para mais de 55 Mbbl/d, no Campo de Quifa, em um período de três anos. A construção da primeira fase das instalações começou nos blocos CPE-6 e Rio Ariari e continuarão durante todo o ano".

"Em outras frentes importantes do projeto, a linha de distribuição elétrica PEL, 100% da empresa, começou a fornecer energia elétrica de menor custo para o Campo Rubiales no início do trimestre, com subestações para fornecer energia ao Campo Quifa SW e ao Oleoduto ODL, atualmente sob construção. Essa linha elétrica também estará disponível para fornecer energia, no futuro, ao Bloco CPE-6, que está em desenvolvimento".

"O projeto de irrigação de água da Agrocascada deve ser iniciado no segundo semestre de 2014, fornecendo um milhão de barris por dia, até o final de 2014, de capacidade adicional, para manejar a água produzida nos campos Rubiales e Quifa SW da empresa, a um custo incremental menor para os atuais métodos, aliviando as restrições na produção de petróleo, resultantes da maior produção de água e ampliando a vida econômica dos campos. Esse projeto importante não apenas garante valor monetário significativo para a empresa, mas também compartilha esse valor com as comunidades circundantes, através de nova criação de empregos".

"A empresa apresentou um plano à Ecopetrol, sua parceira nos campos Rubiales e Quifa SW, para expandir o atual projeto-piloto no Campo Quifa SW, incluindo canteiros de exploração adjacentes no STAR. Essa proposta está sendo examinada, atualmente, por um comitê técnico conjunto. Vemos o STAR como um projeto importante para o futuro da produção de petróleo na Colômbia, por aumentar os fatores de recuperação e ampliar a vida dos campos de petróleo pesado".

"Durante o trimestre, a empresa concluiu a venda, previamente anunciada, de sua participação de 5% no Oleoduto Ocensa, adquirido da Petrominerales Ltd., ("Petrominerales"), embora mantendo direitos de capacidade no oleoduto, através de contratos de longo prazo. Continuamos a progredir na venda de outros ativos de midstream, sob condições similares. A Corporação Financeira Internacional detém, no momento, um contrato de carta de avaliação não vinculante para a aquisição de até 40% da Pacific Midstream Holding Corp., que controla as participações da empresa nos oleodutos ODL e Bicentenario e nas linhas elétricas da PEL. As receitas da venda dessas participações, esperadas para o segundo semestre do ano, serão disponibilizadas para a redução de dívida e/ou investimento em atividades de exploração e produção (E&P)".

"Em abril, as receitas da venda da participação no Oleoduto Ocensa foram usadas no pagamento de dívidas, reduzindo o total do débito da empresa em $ 400 milhões. Em abril, também ficamos satisfeitos com o fechamento bem-sucedido de uma linha de crédito rotativo de $ 1,0 bilhão. Essa linha de crédito substitui duas linhas de crédito preexistentes (totalizando aproximadamente $ 700 milhões), que agora foi cancelada. O suporte que temos recebido da comunidade bancária internacional nessas transações de crédito destaca a confiança das instituições financeiras na Pacific Rubiales, em sua estratégia de negócios e perspectivas para o futuro, incluindo no Brasil e no México. Fora do Brasil e do México, essa é a maior a linha de crédito rotativo sindicalizado, não garantido, obtido por uma empresa independente de petróleo e gás, que opera na América Latina. Garantimos uma liquidez adicional com melhores termos financeiros, que nos proporciona maior flexibilidade operacional para executar nossos planos de crescimento de longo prazo".

"A empresa procura balancear crescimento com retornos. Durante o trimestre, pagamos $ 52 milhões ($ 0,165 por ação) em dividendos e recompramos 9,1 milhões de ações por $ 134 milhões (aproximadamente C$ 16,38 por ação). Desde que começou o programa de recompra de ações em dezembro de 2013, a empresa comprou, para cancelamento, aproximadamente 11,1 milhões de ações. Consideramos que essas reaquisições de ações representam um uso atraente e acretivo de capital".

Resultados financeiros







Sumário financeiro









2014

2013




1TRI

4TRI

1TRI

Receitas de vendas de petróleo e gás ($ milhões)



1.283,5

1.202,6

1.258,8

EBITDA ajustado ($ milhões)1, 4



708,2

655,3

695,1

Margem de EBITDA ajustado (EBITDA ajustado/receitas)



55%

54%

55%

EBITDA ajustado por ação1, 4



2,23

2,02

2,16

Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) ($ milhões)1



473,6

476,9

506,2

Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) por ação1



1,49

1,47

1,58

Lucro líquido ajustado de operações ($ milhões)1



120,6

152,1

116,0

Lucro líquido ajustado de operações por ação 1



0,38

0,47

0,36

Lucro líquido ($ milhões) 2



119,2

140,4

127,4

Lucro líquido por ação



0,38

0,43

0,40

Produção líquida (boe/d)



148.827

134.313

127.889

Volume de vendas (boe/d)



151.847

143.864

143.650

Taxa de câmbio (COP$ / US$)3



1.965,32

1.926,83

1.832,20

Média de ações em circulação – básicas (milhões)



317,8

324,2

321,3

1 Os termos EBITDA ajustado, fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) e lucro líquido ajustado de operações são medidas não IFRS. Por favor, veja informes e reconciliações na MD&A.

2 Lucro líquido atribuído a detentores de participação acionária na empresa controladora.

3 Flutuações das taxas de câmbio COP/USD podem ter um impacto significativo no lucro líquido contábil da empresa, na forma de conversão de moeda estrangeira não realizada nos ativos e passivos financeiros da empresa e saldos de impostos diferidos que são denominados no COP.

4 A empresa usa a medida do EBITDA ajustado não IFRS, embora no passado tenha usado o termo EBITDA. Nosso cálculo dessa medida não mudou em relação aos trimestres anteriores, mas a terminologia mudou, devido a diretrizes fornecidas pela Comissão de Valores Mobiliários de Ontário (Ontario Securities Commission).

Produção







Sumário da produção líquida








2014

2013




1TRI

4TRI

1TRI

Petróleo e líquidos (bbl/d)






Colômbia



135.694

122.590

115.318

Peru



2.424

1.244

1.461

Total de petróleo e líquidos (bbl/d)



138.118

123.834

116.779







Gás natural (boe/d)1






Colômbia



10.709

10.879

11.110

Total de gás natural (boe/d)



10.709

10.879

11.110

Total da produção equivalente (boe/d)



148.827

134.713

127.889

1 Taxa de conversão de gás natural pelo padrão colombiano de 5,7 Mcf/bbl.

Mais informações sobre a produção adicional estão disponíveis na MD&A.








No primeiro trimestre, a produção líquida da empresa de 148.827 boe/d representou um aumento de 16% sobre o mesmo período do ano anterior, resultante, principalmente, de maiores volumes de produção de petróleo leve. O total de produção de petróleo no período foi impactado por menores volumes produzidos no Campo Rubiales, devido a uma restrição temporária na remoção de água, em consequência das condições meteorológicas. A produção deve retornar aos níveis normais no segundo trimestre, porque a estação seca já terminou.

O total da produção de petróleo leve mais que duplicou, chegando a aproximadamente 44 Mbbl/d, em comparação com 16 Mbbl/d no ano passado, por causa, principalmente, dos ativos da PetroMagdalena Energy Corp., C&C Energia Ltd. e Petrominerales, adquiridos em julho de 2012, dezembro de 2012 e novembro de 2013, respectivamente, e crescimento através da exploração e desenvolvimento bem-sucedidos, em andamento, desses ativos. A empresa espera um aumento ainda maior da produção de petróleo leve, em 2014, principalmente por causa da perfuração de desenvolvimento em curso no Bloco Z-1, na plataforma continental do Peru.

Volumes de produção e vendas








Produção para total da reconciliação de vendas








2014

2013




1TRI

4TRI

1TRI

Produção líquida (boe/d)






Colômbia



146.403

133.469

126.428

Peru



2.424

1.244

1.461

Total da produção líquida (boe/d)



148.827

134.713

127.889







Volume de vendas (boe/d)






Produção disponível para venda (boe/d)



148.827

134.713

127.889

Volumes de diluentes (bbl/d)



3.211

2.261

9.607

Volumes de petróleo para comercialização (bbl/d)



10.586

3.399

3.895

Acordo PAP (bbl/d) 1



(4.996)

(6.363)

-

Giro de estoques e outros (boe/d)



(5.781)

9.854

2.259

Total de volumes vendidos (boe/d)



151.847

143.864

143.650

1 Corresponde ao estoque entregue à Ecopetrol durante 2013 e 2014. Para o quarto trimestre, inclui o estoque separado para liquidar volumes PAP acumulados anteriormente.

Mais informações sobre volumes de produção e vendas estão disponíveis na MD&A.

A empresa produz e vende petróleo cru e gás natural. Ela também compra líquidos e petróleo cru de terceiros, para fins de comercialização, e destilados para mistura de diluentes com o petróleo pesado produzido, o que está incluído no relatório de "volumes vendidos". Os volumes de venda também são impactados pelo giro relativo dos estoques, durante o período de um relatório. As receitas e os custos são identificados nos respectivos volumes vendidos durante o período.

A produção disponível para venda no trimestre aumentou para 148.827 boe/d, em comparação com 127.889 boe/d o mesmo período de 2013 (um aumento de 16%), devido a maiores volumes de produção nos campos. Os volumes de diluentes comprados diminuíram 67%, em comparação com o mesmo período de 2013, devido à substituição de diluentes comprados por petróleo leve cru da própria empresa. Os volumes de petróleo para comercialização ("OFT" -- oil for trading) no trimestre aumentaram para 10.586 bbl/d, em comparação com 3.895 bbl/d no ano passado, enquanto os saldos de estoque no período reverteram para um acúmulo de 5.781 boe/d, de uma retirada de 9.854 boe/d no período anterior e uma retirada de 2.259 boe/d, relatada no mesmo período do ano passado. Aproximadamente 95% do acúmulo de estoque de 5.781 boe/d no trimestre se relacionaram a uma única carga de petróleo, que estava embarcando no final do trimestre.

O total de volumes vendidos, composto de volumes de produção disponível para venda, volumes de diluentes comprados, volumes de OFT e alterações no saldo dos estoques, aumentou para 151.847 boe/d no trimestre atual, em comparação com 143.650 boe/d no mesmo período do ano passado (um aumento de 6%). O total de volumes vendidos durante o trimestre foi impactado por 5,0 Mbbl/d entregues à Ecopetrol, como parte do acordo de arbitragem PAP. No final do primeiro trimestre de 2014, a empresa entregou completamente todos os volumes do PAP remanescentes do período anterior.

Netbacks operacionais e volumes de vendas















Volumes de produção de petróleo e gás e netbacks






1TRI 2014

4TRI 2013

1TRI 2013


Petróleo

Gás
natural

Combinados

Petróleo

Gás
natural

Combinados

Petróleo

Gás
natural

Combinados

Volumes vendidos (boe/d)

130.526

10.735

141.261

129.547

10.918

140.465

128.641

11.114

139.755











Preço de venda de óleo cru
e gás natural ($/boe)

98,44

31,80

93,38

95,54

32,69

90,66

102,06

40,26

97,14











Custos de produção ($/boe)

16,51

4,18

15,57

14,80

4,24

13,98

12,89

4,49

12,22

Custos de transporte ($/boe)

15,02

0,01

13,88

13,29

-

12,26

15,66

0,05

14,42

Custos de diluentes ($/boe)

2,90

-

2,68

2,32

-

2,14

9,32

-

8,58

Subtotal de custos ($/boe)

34,43

4,19

32,13

30,41

4,24

28,38

37,87

4,54

35,22

Outros custos ($/boe)

1,24

1,93

1,29

4,53

3,02

4,42

0,68

2,91

0,86

Custos de overlift/underlift ($/boe)

(4,21)

0,64

(3,84)

(1,71)

0,07

(1,57)

0,17

0,29

0,18

Total dos custos ($/boe)

31,46

6,76

29,58

33,23

7,33

31,23

38,72

7,74

36,26











Netback operacional ($/boe)

66,98

25,04

63,80

62,31

25,36

59,43

63,34

32,52

60,88

Mais informações sobre custos e netbacks estão disponíveis na MD&A.
















Os custos operacionais no primeiro trimestre foram impactados por fatores temporários fora do controle da empresa e resultaram nos seguintes impactos, em comparação com o período anterior:


(1)

Custos de produção: aumentaram em $ 1,59/boe, refletindo menores volumes de petróleo produzido no Campo Rubiales, devido à restrição no volume de remoção de água no campo.


(2)

Custos de transporte: aumentaram em aproximadamente $ 1,62/boe, em consequência de uma interrupção temporária do Oleoduto Bicentenario.

Os aumentos nos custos de produção e transporte foram inteiramente aliviados por um aumento de 3% nos preços totais realizados e o impacto líquido dos movimentos dos estoques. O total de custos operacionais combinados (incluindo custos de overlift e outros) chegou a $ 29,58/boe, $ 1,65/boe mais baixo, em comparação com o quarto trimestre de 2013 e $ 6,68/boe mais baixo em comparação com o mesmo período de 2013. Essas reduções de custo destacam o impacto das iniciativas de otimização de custos, que a empresa vem implementando.

O netback operacional combinado aumentou para $ 63,80/boe no primeiro trimestre de 2014, em comparação com $ 59,43/boe no quarto trimestre de 2013 e $ 60,88/boe no mesmo período de 2013. As margens de netback operacional combinadas aumentaram 68%, em comparação com 66% no período anterior e 63% no mesmo período do ano passado. A média do netback de petróleo foi de $ 66,98/bbl no trimestre, também maior que a média do quarto trimestre de 2013, de $ 62,31, e do primeiro trimestre de 2013, de $ 63.34. A empresa também relata, separadamente, que o netback de OFT foi de $ 1,19/bbl no primeiro trimestre de 2014, em comparação com $ 3,69/bbl no mesmo período de 2013. O netback em atividades de OFT, durante o primeiro trimestre de 2014, foi menor do que em 2013, devido, principalmente, a um aumento no custo das compras, em relação ao preço de venda. Para mais informações sobre o OFT, por favor, veja a MD&A.

Durante o trimestre, a empresa pagou $ 29 milhões em tarifas take-or-pay (pague mesmo que não use) ao Oleoduto Bicentenario, durante o período no qual a capacidade não estava disponível. Esse custo não foi incluído como parte de nosso cálculo do netback, porque o oleoduto não estava operando e o custo é temporário por natureza.

Informe sobre a exploração

Durante o primeiro trimestre de 2014, um total de 16 poços de exploração foram perfurados na Colômbia, consistindo de oito poços de exploração e oito poços de avaliação, resultando em três novas descobertas de petróleo leve nos blocos Guatiquia e Canaguaro.

Durante o trimestre, a empresa continuou a avançar nos planos de desenvolvimento nos blocos CPE-6 e Rio Ariari, com seis poços de avaliação perfurados no Bloco CPE-6 e um poço de avaliação perfurado no Bloco Rio Ariari. Quatro poços no Bloco CPE-6, em testes de longo prazo, tiveram uma média de produção total bruta de aproximadamente 600 bbl/d ao final do trimestre. Além disso, foram realizadas duas novas operações em poços estratigráficos perfurados anteriormente, um poço de injeção de água foi perfurado e mais um poço de avaliação está sendo perfurado atualmente. Mais informações estão disponíveis na MD&A.

Informações da teleconferência sobre o primeiro trimestre de 2014

A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 8 de maio de 2014, às 8h (horário de Bogotá), 9h (horário de Toronto) e 10h (horário de Brasília), para discutir os resultados do primeiro trimestre de 2014 da empresa. Entre os participantes estarão o CEO da empresa, Ronald Pantin, o presidente José Francisco Arata e membros selecionados da alta administração da empresa.

A teleconferência ao vivo será conduzida em inglês com tradução simultânea para espanhol. A empresa vai postar uma apresentação em seu website antes da teleconferência, que poderá ser acessada em www.pacificrubiales.com.

Analistas e investidores interessados são convidados a participar, usando os números de telefone abaixo:

Número para o participante (internacional/local):



(647) 427-7450

Número para o participante (chamada grátis na Colômbia):



01-800-518-0661

Número para o participante (chamada grátis na América do Norte):



(888) 231-8191

ID da conferência (em inglês):



23085279

ID da conferência (em espanhol):



23129243

A conferência será transmitida por webcast, que poderá ser acessado através do seguinte link: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.

Retransmissões da conferência serão disponibilizadas até às 23h59 (horário de Toronto) de 22 de maio de 2014 e poderão ser acessadas pelos números telefônicos abaixo:

Chamada gratuita para retransmissão:



1-855-859-2056

Chamada local para retransmissão:



(416)-849-0833

ID da retransmissão (em inglês):



23085279

ID da retransmissão (em espanhol):



23129243

A Pacific Rubiales, empresa sediada no Canadá, produtora de gás natural e óleo cru, controla integralmente a Meta Petroleum Corp., que opera os campos de petróleo pesado de Rubiales, Piriri e Quifa na Bacia de Llanos, e também controla integralmente a Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo de gás natural La Creciente no noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da Petrominerales Ltd., que é proprietária de ativos de petróleo pesado e leve na Colômbia e de ativos de petróleo e gás no Peru, bem como de 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que é proprietária de ativos de petróleo leve na Colômbia, e de 100% da C&C Energia Ltd.,que é proprietária de ativos de petróleo leve na Bacia de Llanos. Além disso, a empresa tem um portfólio diversificado de ativos além da Colômbia, que inclui ativos de produção e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua Nova Guiné.

As ações ordinárias da empresa são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange), na Bolsa de Valores da Colômbia e, como instituição brasileira de Certificados de Depósitos, na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil, sob os símbolos PRE, PREC e PREB, respectivamente.

Informes

Notas de advertência em relação a Declarações Prospectivas

Este comunicado à imprensa contém declarações prospectivas. Todas as declarações, que não as declarações de fatos históricos que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos, que a empresa acredita, espera ou prevê que irão ou que poderão ocorrer no futuro (incluindo, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas, fluxo de caixa e custos, estimativas de reservas e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da empresa), são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou convicções atuais da empresa, com base nas informações atualmente disponíveis à empresa. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam materialmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas, e até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem ou se concretizem substancialmente, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências ou efeitos esperados sobre a empresa. Fatores que podem fazer com que os resultados ou eventos reais sejam materialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza das estimativas de capital e custos operacionais; estimativas de produção e retorno econômico estimado; a possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições; falhas no estabelecimento de estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e nas taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil, Papua Nova Guiné ou Guiana; alterações dos regulamentos que afetem as atividades da empresa; incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessário no futuro; as incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos; o impacto de reivindicações ambientais, indígenas e outras e do atraso que tais reivindicações podem causar nos planos de desenvolvimento esperados pela empresa e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações anuais da empresa, datadas de 13 de março de 2014, arquivadas na SEDAR no endereço www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é válida a partir da data em que é feita e, exceto pelo que pode ser requerido por legislação aplicada a valores mobiliários, a empresa não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou por qualquer outro motivo. Embora a empresa acredite que as suposições inerentes às declarações prospectivas sejam razoáveis, as declarações prospectivas não são garantias de desempenho futuro e, consequentemente, confiança indevida não deve ser depositada em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.

Além disso, os níveis de produção relatados podem não refletir as taxas de produção sustentável e as futuras taxas de produção podem diferir materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa, devido a, entre outros fatores, dificuldades e interrupções ocorridas durante a produção de hidrocarbonetos.

Conversão do Boe

O termo "boe"é usado neste comunicado à imprensa. A medida Boe (barril de óleo equivalente) pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. Uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf: 1 bbl (barril) é baseada em um método de conversão de equivalência de energia, aplicável principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço.

Todas as reservas de gás natural da empresa se situam nos blocos La Creciente, Guama e outros blocos na Colômbia, bem como no campo Piedra Redonda no Bloco Z-1, no Peru. Para todas as reservas de gás natural na Colômbia, a medida boe tem sido expressa usando-se o padrão de conversão colombiano de 5,7 Mcf: 1 bbl, requerido pelo Ministério das Minas e Energia da Colômbia. E para todas as reservas de gás natural no Peru, a medida boe tem sido expressa usando-se o padrão de conversão peruano de 5,626 Mcf: 1 bbl, requerido pela Perupetro S.A. Se um padrão de conversão de 6,0 Mcf: 1 bbl fosse usado para todas as reservas de gás natural da empresa, isso resultaria em uma redução das reservas líquidas P1 e 2P da empresa de aproximadamente 4,9 e 6,9 MMboe, respectivamente.

Definições

Bcf

Bilhões de pés cúbicos.

Bcfe

Bilhões de pés cúbicos de gás natural equivalentes.

bbl

Barris de petróleo.

bbl/d

Barris de petróleo por dia.

boe

Barris de petróleo equivalentes. A medida Boe pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf:1 bbl e é baseado em um método de conversão de equivalência de energia, aplicável na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na boca do poço.

boe/d

Barris de óleo equivalentes por dia.

Mbbl

Milhares de barris.

Mboe

Milhares de barris de óleo equivalentes.

MMbbl

Milhões de barris.

MMboe

Milhões de barris de óleo equivalentes.

Mcf

Milhares de pés cúbicos.

Milhões de toneladas
de GNL

Um milhão de toneladas de GNL (gás natural liquefeito) é equivalente a 48 Bcf ou 1,36 bilhão de m3 de gás natural.

Produção líquida

Produção da participação acionária da empresa depois da dedução de royalties.

Produção total do campo

100% do total da produção do campo antes de contabilizar deduções de participação acionária e royalties.

Produção bruta

Produção da participação acionária da empresa antes da dedução de royalties.

WTI

Índice de preços de petróleo cru intermediário do Texas.

Tradução

Este comunicado à imprensa foi preparado no idioma inglês e, subsequentemente, traduzido para espanhol e português. No caso de haver qualquer diferença entre a versão em inglês e as versões traduzidas, o documento em inglês deve ser tratado como a versão válida.

PDF disponível em: http://stream1.newswire.ca/media/2014/05/08/20140508_C7164_DOC_EN_40105.pdf

PDF disponível em: http://stream1.newswire.ca/media/2014/05/08/20140508_C7164_DOC_EN_40106.pdf

PDF disponível em: http://stream1.newswire.ca/media/2014/05/08/20140508_C7164_DOC_EN_40107.pdf

Para mais informações:

Christopher (Chris) LeGallais
Vice-presidente sênior para Relações com Investidores
+1 (647) 295-3700

Roberto Puente
Gerente sênior para Relações com Investidores
+57 (1) 511-2298

Kate Stark
Gerente para Relações com Investidores
+1 (416) 362-7735

(PRE.)

 

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.



RELATED LINKS
http://www.pacificrubiales.com

More by this Source


Custom Packages

Browse our custom packages or build your own to meet your unique communications needs.

Start today.

 

PR Newswire Membership

Fill out a PR Newswire membership form or contact us at (888) 776-0942.

Learn about PR Newswire services

Request more information about PR Newswire products and services or call us at (888) 776-0942.