Pacific Rubiales anuncia resultados do segundo trimestre de 2013: a produção e a geração de fluxo de caixa continuam fortes, as medidas de redução de custo mostram efeitos iniciais e os resultados do projeto-piloto Star são encorajadores

TORONTO, 12 de agosto de 2013 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunciou hoje a liberação de seus resultados financeiros consolidados, não auditados, para o trimestre encerrado em 30 de junho de 2013, juntamente com sua "Discussão e Análise da Administração" ("MD&A" -- Management's 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.

A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para sexta-feira, 9 de agosto de 2013, às 8h (horário de Bogotá), 9h (horário de Toronto) e 10h (horário de Brasília), para discutir os resultados do segundo trimestre. Os analistas e investidores interessados são convidados a participar, usando as instruções de discagem apresentadas no final deste comunicado à imprensa.

Visão geral e destaques

  • A produção bruta foi de 156.099 boe/d, um aumento de aproximadamente 2.100 boe/d, em comparação com o primeiro trimestre deste ano. Apesar do aumento da produção bruta, em comparação com o primeiro trimestre, a produção líquida foi similar, depois de conciliar volumes adicionais associados à decisão de arbitragem da cláusula de altos preços em Quifa SW ("PAP").
  • A produção líquida foi de 127.555 boe/d, um aumento de 38% sobre o mesmo período em 2012. A produção líquida durante o trimestre permaneceu no ponto mais alto do guia anual da empresa.
  • O volume de vendas foi de 127.398 boe/d, um aumento de 9% sobre o mesmo período em 2012.
  • As receitas foram de $ 1,1 bilhão, um aumento de 2% sobre o mesmo período em 2012.
  • O EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization -- lucro sem dedução de juros, impostos, depreciação e amortização) foi de $ 604 milhões, um aumento de 7% sobre o mesmo período em 2012, representando uma margem de 57% no total das receitas no período, contra 54% no mesmo período em 2012.
  • O fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) foi de $ 475 milhões, um aumento de 14% sobre o mesmo período em 2012.
  • Os netbacks operacionais (valor de venda ao consumidor menos custos de produção e de transporte) sobre a produção combinada de óleo cru e gás natural permaneceram fortes no segundo trimestre, em $ 60,54/boe, em comparação com $ 60.88/boe no primeiro trimestre de 2013, apesar de uma queda de 6% nos preços realizados combinados, devido à limitação da diferença dos preços de referência do Brent-WTI.
  • A empresa conseguiu uma redução de $ 6,19/bbl em seus custos operacionais de petróleo, chegando a $ 32,53/bbl, devido à redução em custos de transportes e de aprimoramento, contrabalançados por um aumento nos custos de produção. A empresa continua a se focar nos projetos e iniciativas de redução de custos, o que deve resultar em uma redução dos custos operacionais de aproximadamente $ 8/bbl em uma base pro forma até o final de 2013, em comparação com a média de 2012.
  • O lucro líquido foi de $ 58 milhões, comparado com $ 224 milhões no mesmo período de 2012, impactado principalmente por itens não monetários, incluindo exaustão, depreciação e amortização mais altas e pelo efeito de perdas decorrentes da desvalorização no câmbio do peso colombiano, durante o segundo trimestre de 2013; e uma realização de preços combinados 5% menores.
  • Durante o trimestre, a empresa anunciou um aumento de 50% em seu dividendo trimestral em dinheiro, que atingiu US$ 0,165 por ação ordinária, anteriormente de US$ 0.110 por ação ordinária.
  • Audiências públicas locais, relacionadas à concessão de licença geral de exploração e desenvolvimento ambiental ao bloco CPE-6 da empresa, devem começar no início de agosto e a empresa espera obter a aprovação da licença dentro de três a seis semanas, após as audiências.
  • A licença ambiental requerida para aumentar a injeção de água no campo Rubiales, em um volume adicional de 1 MMbbl/d, foi obtida, permitindo à empresa aumentar a produção de petróleo no campo para um nível almejado de produção total no campo de aproximadamente 220.000 bbl/d, até o final deste ano.
  • A empresa firmou um acordo com a Corporação Financeira Internacional (IFC -- International Finance Corporation), filiada ao Grupo Banco Mundial, por meio do qual a IFC concordou em investir $ 150 milhões na Pacific Infrastructure Ventures Inc. ("Pacific Infrastructure").

O CEO da empresa, Ronald Pantin, declarou:

"Estou satisfeito por termos conseguido mais um trimestre forte em desempenho operacional e financeiro. A Pacific Rubiales se foca no aumento da produção e da geração de caixa, bem como em outros indicadores financeiros, tais como lucro líquido, são impactados por itens não monetários. O desempenho financeiro da empresa no segundo trimestre, medido pelo caixa gerado como EBITDA e fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações), continua a crescer, aumentando 7% e 14% respectivamente, em comparação com o ano anterior. A margem de EBITDA (EBITDA/Receitas), um indicador importante de solidez financeira, aumentou para 57%, de 55% no trimestre anterior e de 54% no mesmo trimestre do ano passado. O EBITDA e o fluxo de caixa no trimestre foram impactados por uma grande acumulação no estoque de petróleo, de aproximadamente 855 Mbbl, contra 203 Mbbl e 875 Mbbl de estoques de petróleo acumulados no trimestre anterior e há um ano, respectivamente.

Os volumes de produção continuam em níveis recordes e estamos a caminho de atingir o ponto mais alto na variação de nosso guia anual de produção, que prevê um aumento de 15% a 30% sobre a produção média de 2012 (113 a 127 Mboe/d líquida). A produção líquida no trimestre de 128 Mboe/d ficou essencialmente no mesmo nível do trimestre anterior, apesar do impacto da conciliação dos atuais volumes PAP adicionais de Quifa SW (aproximadamente 2,3 Mbbl/d) que, a partir do segundo trimestre, vêm sendo pagos em espécie, no campo. A produção líquida no trimestre aumentou 38%, em comparação com o mesmo período do ano passado.

"Os volumes de vendas no trimestre aumentaram 9%, em comparação com o mesmo período do ano passado, em decorrência de maior produção, mas diminuíram em relação ao trimestre anterior, devido principalmente ao impacto do significativo estoque acumulado, em contraste com a retirada de estoques no trimestre anterior e no mesmo período de 2012. Os volumes de vendas também foram impactados por menores volumes de petróleo para comercialização e pela compra de volumes de diluentes no trimestre.

"Grandes oscilações de estoques são normais e resultantes da dependência da empresa do terminal de exportação de Coveñas, mas o equilíbrio deve ser restabelecido ao longo dos próximos períodos. Na primeira semana de julho, a empresa despachou uma carga de 1 MMbbl, que reduziu significativamente o estoque de petróleo armazenado, o que irá repercutir nos resultados financeiros e operacionais da empresa no terceiro trimestre. Essas oscilações de estoques devem diminuir com a conclusão das obras do novo terminal de exportação de petróleo de Puerto Bahía, o que deve acontecer em 2014.

"Apesar da queda de 6% nos preços realizados do petróleo, em comparação com o trimestre anterior, provocada pela limitação do diferencial WTI/Brent, os netbacks operacionais do petróleo permaneceram em níveis similares com o trimestre anterior e foram 5% mais baixos do que os do mesmo trimestre de 2012, devido principalmente a menores custos de produção.

"A empresa está cumprindo sua promessa de reduzir os custos das operações petrolíferas, em aproximadamente $ 8 bbl em uma base pro forma, até o final de 2013 e esperamos que isso ainda vai melhorar. Durante este trimestre, os custos totais de transporte de petróleo e de compra de diluentes caíram em aproximadamente $ 5/bbl, em comparação com o trimestre anterior e com o mesmo trimestre do ano passado. Essa redução foi conseguida graças a uma diminuição dos volumes de petróleo transportados por caminhão, o que foi possível com a contratação de mais transporte por oleoduto, realizada através de novo acordo empresarial com o oleoduto OCENSA, da menor compra de volumes de diluentes e de transporte de diluentes, resultantes do consumo em maiores volumes de nosso próprio óleo leve produzido como diluente, e pelo início das atividades da nova estação de mistura de diluentes em Cusiana.

"Mais reduções em custos de transporte devem se materializar no segundo semestre do ano, com o início das atividades do novo oleoduto Bicentenario, que vai garantir à empresa uma capacidade adicional de oleoduto de 37 Mbbl/d, eliminando substancialmente a necessidade de transporte de óleo cru por caminhão, até o final do ano. O oleoduto Bicentenário começou a ser utilizado em julho.

"Apesar do aumento dos custos de produção no trimestre, em razão do maior transporte, no campo, de volumes de água e de petróleo, esperamos que reduções significativas de custos vão ocorrer no quarto trimestre, por causa do início das atividades da Petroelectrica de los Llanos ("PEL"), a nova linha de transmissão de energia elétrica (100% de propriedade da Pacific Rubiales), que irá conectar os campos de Rubiales e Quifa SW com a rede elétrica da Colômbia, fornecendo energia elétrica mais barata para alimentar as operações dos campos.

"É importante lembrar que todas essas medidas de redução de custos irão resultar em uma redução estrutural permanente dos custos operacionais totais de campo e exercerão um impacto positivo na produção do novo campo de petróleo pesado, conforme esperado na bacia de Llanos do sul.

"No início desta semana, anunciamos o recebimento da licença ambiental requerida para aumentar a injeção de água no campo Rubiales em 1 MMbbl/d, o que vai permitir à empresa aumentar a produção de petróleo no campo para um nível almejado de produção total no campo de aproximadamente 200 Mbbl/d, até o final deste ano -- a produção total do campo foi de 210 Mbbl/d (produção líquida de 71 Mbbl/d) no primeiro semestre deste ano. As instalações necessárias para a injeção de água já foram construídas, o que nos permite aumentar a produção de petróleo em um prazo relativamente curto.

"O campo Rubiales garante uma importante fonte de receita a nossa empresa, a nossa parceira Ecopetrol, S.A. ("Ecopetrol") e para a Colômbia, na forma de royalties, impostos e atividades econômicas derivadas. Gostaríamos, mais uma vez, de agradecer os esforços que o órgão governamental colombiano, a ANLA, fez para melhorar e agilizar o processo de licenciamento, incluindo a nova resolução de 31 de julho de 2013, ratificando um processo expresso que possibilitou a realização de pequenas mudanças nas atuais licenças ambientais. Estamos ansiosos para trabalhar com esse órgão para obter a licença geral necessária para maior exploração e desenvolvimento do Bloco CPE-6 da empresa, a sudoeste do campo Rubiales.

"Em agosto, a empresa espera concluir uma audiência pública com as comunidades locais e demais partes interessadas. Em julho, as mesmas comunidades locais e outras partes interessadas mostraram um forte apoio ao desenvolvimento do Bloco CPE-6. A empresa espera receber a licença geral de exploração e desenvolvimento dentro de três a seis semanas da conclusão desse processo.

"Em outros projetos, temos muita satisfação por ter uma parceira de investimento da estatura da IFC, que se junta a nós na Pacific Infrastructure. Esse é o primeiro investimento de capital da IFC em um projeto de infraestrutura na Colômbia e o maior investimento de capital inteiramente novo da IFC globalmente. O investimento representa um acréscimo ao investimento inicial da Pacific Rubiales e fornece um endosso importante ao ambiente estável de crescimento econômico e empresarial da Colômbia. E também confirma a visão e a importância estratégica do terminal de importação e exportação de Puerto Bahía e dos oleodutos OLECAR, projetos da Pacific Infrastructure atualmente em implantação. Com o fechamento do investimento da IFC, a Pacific Infrastructure está em posição de adquirir financiamentos de dívida de aproximadamente $ 350 milhões, a fim de dar prosseguimento ao próximo estágio de desenvolvimento.

"A Pacific Rubiales fez investimentos significativos na infraestrutura da Colômbia nos últimos cinco anos, que lhe permitem controlar os prazos e o ritmo de desenvolvimento de seus campos de petróleo e capturar componentes adicionais da cadeia de valor. As propriedades da Pacific Infrastructure são estratégicas para os planos da empresa de aumentar substancialmente sua produção e exportação de petróleo da Colômbia, nos próximos três anos. Eles irão reduzir a atual dependência da empresa de Coveñas, o único terminal de exportação de petróleo na costa caribenha da Colômbia.

"Apesar de ser ainda muito cedo, nos sentimos encorajados com os resultados que estamos obtendo em nosso projeto-piloto STAR em Quifa SW. A ignição do reservatório foi sustentada desde o início do ano, resultando em maior produção de petróleo e diminuição dos cortes de água nos poços de produção, nas proximidades do poço de injeção de ar. Durante o segundo trimestre, a sincronização bem-sucedida dos poços de produção foi alcançada. Os resultados até hoje indicam mais do que o dobro do fator de recuperação primária na área de testes do reservatório e a empresa espera certificar um fator de recuperação maior na área do teste piloto neste mês. Esses resultados garantem à empresa a confiança para prosseguir com os testes de campo da recuperação secundária do STAR em outras áreas do campo Quifa SW, em 2014.

"No Bloco Z-1, na plataforma continental do Peru, a empresa e sua parceira BPZ Resources Inc. começaram, no fim de julho, o programa de perfuração do desenvolvimento do campo Corvina, a partir da nova plataforma de desenvolvimento CX-15, e esperam iniciar a sondagem de detalhe (infill drilling) no campo de Albacora, no terceiro trimestre. Essas atividades de desenvolvimento devem contribuir para um crescimento significativo da produção de petróleo do bloco nos próximos dois anos.

"No lado dos negócios relativos à exploração, estou satisfeito com nosso recente sucesso no norte da Colômbia, onde perfuramos dois poços de gás natural e condensado em nossos Blocos La Creciente e Guama, de nossa inteira propriedade. Isso se segue à perfuração bem-sucedida de poços de exploração e a avaliação nos dois blocos, nos últimos anos. Essa atividade confirma o amplo potencial de recursos dos blocos e vai sustentar nossos planos para aumentar a produção de gás natural, a partir do próximo ano, com o nosso projeto de exportação de gás natural liquefeito (GNL)

"Na Bacia de Santos, na plataforma continental do Brasil, nossa parceira e operadora dos blocos, a Karoon Australia Gas Ltd., anunciou recentemente um aumento significativo de sua estimativa de recursos contingentes e estamos ansiosos para perfurar uma série de poços de avaliação em 2014, nas descobertas de petróleo leve de Canguru-1 e Bilby-1, anunciadas anteriormente.

"De uma maneira geral, minha expectativa é de um ano de crescimento contínuo da produção, melhorando a estrutura de custos e um programa de exploração animador, conforme desenvolvemos benefícios de longo prazo para nossos acionistas e empregados, a maior empresa de exploração e produção focada na América Latina".

Resultados financeiros


Sumário financeiro


2013

2012



2o TRI

1o TRI

2o TRI


Receitas de vendas de petróleo e gás ($ milhões)

1.055,6

1.258,8

1.035,9


EBITDA ($ milhões)1

604,0

694,7

564,0


Margem de EBITDA (EBITDA/Receitas)

57%

55%

54%


EBITDA por ação1

1,87

2,16

1,91


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

475,0

506,2

415,2


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

1,47

1,58

1,41


Lucro líquido ajustado de operações ($ milhões)1

98,1

146,9

195,0


Lucro líquido ajustado de operações por ação1

0,30

0,46

0,66


Lucro líquido ($ milhões) 2

57,6

121,9

224,3


Lucro líquido por ação

0,18

0,38

0,76


Produção líquida (boe/d)

127.555

127.889

92.611


Volume de vendas (boe/d)

127.398

143.650

117.408


Taxa de câmbio (COP$ / US$)3

1.929,00

1.832,20

1.784,60


Média de ações em circulação – básicas (milhões)

323,0

321,3

294,6


1Os termos EBITDA, fluxo de fundos de operações, lucro líquido ajustado de operações, não são medidas do IFRS. Por favor, veja informes e reconciliações no MD&A.

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

3Flutuações das taxas de câmbio COP/USD podem ter um impacto significativo no lucro líquido contábil da empresa, devido 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.

Produção




Sumário da produção líquida




2013

2012


2o TRI

1o TRI

2o TRI

Petróleo e líquidos (bbl/d)




Colômbia

115.170

115.318

79.732

Peru

1.434

1.461

1.740

Total de petróleo e líquidos (bbl/d)

116.604

116.779

81.472





Gás natural (boe/d)1




Colômbia

10.951

11.110

11.139

Peru

-

-

-

Total de gás natural (boe/d)

10.951

11.110

11.139

Total equivalente (boe/d)

127.555

127.889

92.611

1Taxa de conversão padrão de gás natural da Colômbia de 5,7 Mcf/bbl.

Mais informações sobre produção estão disponíveis no MD&A.

A produção líquida da empresa de 127.555 boe/d aumentou 38% no trimestre, em comparação com o ano anterior, impulsionada por um forte crescimento na produção de petróleo nos campos de petróleo pesado Rubiales e Quifa e pelos volumes adicionais e crescimento da produção de petróleo leve, resultantes da aquisição da PetroMagdalena Energy Corp ("PetroMagdalena") e da C&C Energy Ltd., concluídas em julho e dezembro de 2012, respectivamente.

A média de produção líquida diária no campo de Rubiales aumentou de 57.286 bbl/d há um ano para 70.687 bbl/d (um aumento de 23%), e no campo de Quifa SW de 20.826 bbl/d para 23.464 bbl/d (um aumento de 13%), devido principalmente a licenças ambientais recebidas em agosto de 2012, que permitiram maior injeção de água.

A produção líquida (predominantemente de óleo leve) dos ativos da PetroMagdalena teve um crescimento aproximado de 3,0 Mboe/d, estimado no momento da aquisição, para 6,4 Mboe/d, mais do que dobrando o volume, através de atividades bem-sucedidas de exploração e desenvolvimento.

As receitas e custos associados à participação acionária de 49% da empresa na produção do Bloco Z-1 foram identificados nas demonstrações financeiras, desde 12 de dezembro de 2012, em consequência da aprovação pelos órgãos peruanos responsáveis. A aquisição se efetivou em 1o de janeiro de 2012.

Volumes de produção e vendas




Produção para total de reconciliação de vendas




2013

2012



2o TRI

1o TRI

2o TRI


Produção líquida (boe/d)





Colômbia

126.121

126.428

90.871


Peru

1.434

1.461

1.740


Total da produção líquida (boe/d)

127.555

127.889

92.611







Volume de vendas (boe/d)





Produção disponível para venda (boe/d)1

127.555

127.889

90.871


Volumes de diluentes (bbl/d)

5.427

9.607

9.025


Volumes de petróleo para comercialização (bbl/d)

3.810

3.895

7.899


Balanço de estoque e outros (boe/d) 2

(9.394)

2.259

9.613


Total do volume vendido (boe/d)

127.398

143.650

117.408


1Produção disponível para venda inclui toda a produção líquida na Colômbia e os 49% da empresa na produção líquida do Bloco Z-1, no Peru, a partir de 12 de dezembro de 2012.

2Inclui mudanças nos níveis de estoque e 2.145 bbl/d no segundo trimestre de 2013 (1.271 bbl/d no primeiro trimestre de 2013 e 1.598 bbl/d no segundo trimestre de 2012) de estoque separados para liquidar volumes de PAP acumulados anteriormente.

Mais informações sobre produção e volume de vendas estão disponíveis no MD&A.

A empresa produz e vende petróleo cru e gás natural. Ela também compra líquidos e petróleo cru de terceiros, para uso como diluentes que são misturados a sua produção de petróleo pesado e para fins de comercialização, 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 127.555 boe/d, em comparação com 90.871 boe/d no mesmo período de 2012 (um aumento de 40%), devido a maiores volumes de produção nos campos produtivos. Apesar de uma elevação de 23% na produção do petróleo pesado líquido da empresa nos campos petrolíferos Rubiales, Quifa SW e Cajua, os volumes de diluentes diminuíram porque a empresa aumentou o uso do volume de seu próprio óleo cru na mistura e, consequentemente, reduziu o volume de compra de diluentes. O volume de petróleo para comercialização no atual trimestre diminuiu de 7.899 bbl/d para 3.810 bbl/d, enquanto o saldo de estoques girou para 9.394 boe/d em alta, contra 9.613 boe/d em baixa, no mesmo trimestre do ano passado.

O total de volumes vendidos, composto pelos volumes de produção disponíveis para venda, volumes de diluentes adicionados à produção de petróleo pesado, volumes de petróleo para comercialização e mudanças nos saldos dos estoques, aumentou de 117.408 bod/d no ano passado para 127.398 no trimestre corrente (um aumento de 9%). Os volumes totais vendidos durante o segundo trimestre diminuíram de 143.650 boe/d vendidos no primeiro trimestre de 2013, devido, essencialmente, a menores volumes de diluentes e as oscilações de baixa de estoques para grande acumulação de estoques. Na primeira semana do terceiro trimestre, a empresa despachou uma carga de um milhão de barris, o que reverteu a acumulação de estoques durante o segundo semestre.

Netbacks operacionais e volumes de vendas


Volumes de produção de petróleo e gás e netbacks     


2o TRI 2013

1o TRI 2013

2o TRI 2012


Petróleo

Gás
natural

Combinado

Petróleo

Gás
natural

Combinado

Petróleo

Gás
natural

Combinado

Volumes vendidos (boe/d)

112.701

10.887

123.588

128.641

11.114

139.755

98.507

11.002

109.509











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

95,84

39,78

90,91

102,06

40,26

97,14

101,26

41,99

95,30











Custos de produção ($/boe)

16,41

5,45

15,44

12,89

4,49

12,22

8,13

5,16

7,84

Custos de transporte ($/boe)

13,56

0,02

12,37

15,66

0,05

14,42

13,09

0,70

11,84

Custos de diluentes ($/boe)

6,34

-

5,78

9,32

-

8,58

11,07

-

9,95

Subtotal de custos ($/boe)

36,31

5,47

33,59

37,87

4,54

35,22

32,29

5,86

29,63

Outros custos ($/boe)

(0,21)

2,72

0,04

0,68

2,91

0,86

3,95

2,48

3,80

Custos de overlift/underlift ($/boe)

(3,57)

(0,02)

(3,26)

0,17

0,29

0,18

(1,34)

(0,51)

(1,25)

Total dos custos ($/boe)

32,53

8,17

30,37

38,72

7,74

36,26

34,90

7,83

32,18











Netback operacional ($/boe)

63,31

31,61

60,54

63,34

32,52

60,88

66,36

34,16

63,12

Mais informações sobre custos e netbacks estão disponíveis no MD&A.


















Em um comunicado à imprensa de 9 de abril de 2013, a empresa divulgou planos para uma redução estrutural de seus custos operacionais de petróleo, em uma base pro forma, a partir do segundo trimestre de 2013, com algumas iniciativas e projetos, incluindo uma nova linha de transmissão elétrica que vai fornecer energia mais barata, o maior uso de transporte por oleoduto, em substituição ao transporte mais caro de óleo cru por caminhão, e mais eficiência e otimização relacionados a seus custos e suprimentos de diluentes.

O total do custo operacional por bbl do petróleo, no segundo trimestre de 2013, teve uma queda $ 6,19/bbl (de $ 38,72/bbl no primeiro trimestre de 2013 para $ 32,53), devido principalmente à redução de custos de transportes, diluentes e outros, parcialmente contrabalançado por um aumento no custo de produção. A empresa continua a executar as medidas adotadas para reduzir os custos operacionais do petróleo.




Volumes de petróleo à venda e netbacks




2013

2012



2o TRI

1o TRI

2o TRI


Volumes vendidos (bbl/d)

3,810

3,895

7,899







Preço de vendas ($/bbl)

95.78

105.24

119.85


Custos de compras ($/bbl)

95.62

101.55

116.86


Netback operacional ($/bbl)

0.16

3.69

2.99


Mais informações sobre petróleo à venda disponíveis no MD&A.










A empresa também relata separadamente que seu netback em petróleo cru para comercialização foi de $ 0,16/bbl no segundo trimestre, contra $ 2,99/bbl no mesmo período de 2012.

Informe sobre a exploração

Durante o segundo trimestre, a empresa continuou com suas atividades de exploração na Colômbia, nas plataformas continentais do Brasil e do Peru, que incluíram a perfuração de cinco poços de exploração e a aquisição de levantamentos sísmicos de 789 quilômetros e de levantamentos aeromagnéticos e aerogravimétricos de 1.785 quilômetros.

Colômbia

No Bloco Guama, localizado na Bacia do Vale do Baixo Magdalena, a empresa terminou a perfuração do poço Capure-1X, que foi perfurado a aproximadamente dois quilômetros a nordeste do poço Pedernalito-1X, perfurado anteriormente. A avaliação petrofísica do poço indicou um total de 137 pés de compensação líquida, com uma porosidade média de 8%, que resultou em uma nova descoberta de condensado de gás no bloco. Um fraturamento hidráulico e um teste curto de produção foram planejados para o terceiro trimestre de 2013.

No Bloco La Creciente, também localizado na Bacia do Vale do Baixo Magdalena, a empresa começou a perfurar o poço de exploração LCI-1X, com uma profundidade total ("TD" -- total depth) estimada de 12.944 pés de profundidade medida ("MD" -- measured depth). No final do segundo trimestre, o poço atingiu a profundidade de 8.620 pés MD. A avaliação petrofísica preliminar do poço indica 63 pés de compensação líquida, dentro da Formação Ciénaga de Oro, resultando em uma nova descoberta de gás natural. A empresa vai continuar suas operações de perfuração e perfilagem antes de ir em frente com o teste do intervalo de Ciénaga de Oro.

No Bloco Yamu, localizado a leste da Bacia de Llanos, a Geopark (operadora do bloco) perfurou o poço de exploração Potrillo-1, com as Unidades C-7 e C-8 da Formação Carbonera como os principais objetivos de exploração. O poço encontrou 14 pés de compensação líquida na Unidade C-7, resultando em uma nova descoberta de petróleo leve. Um teste inicial no intervalo C-7 mostrou uma taxa de produção de 580 bbl/d, com um corte de água de 60%.

No Bloco Santa Cruz, localizado na Bacia de Catatumbo, a empresa terminou a perfuração do poço de exploração Phobos-1X. O poço mostrou presença de hidrocarbonetos nas formações Mirador e Barco, mas os testes de pressão e de fluidos mostraram apenas traços de hidrocarbonetos, de forma que o poço foi fechado e abandonado.

No Bloco de Arrendajo, localizado a leste da Bacia de Llanos, o poço de exploração Mirla Blanca 1 foi perfurado na parte central norte do bloco, com o Carbonera C-5 sendo o principal objetivo de exploração. A avaliação petrofísica não mostrou presença de hidrocarbonetos e, portanto, o poço foi fechado e abandonado.

No Bloco Quifa, localizado a leste da Bacia de Llanos, a empresa iniciou a mobilização para um levantamento sísmico 3D de 721 km2, na área noroeste do bloco. O programa sísmico será conduzido durante o segundo semestre de 2013.

No Bloco CEP-6, a empresa começou o processamento sísmico de dados sísmicos 3D de 366 km2, adquiridos na área norte do bloco. A conclusão do processamento deve ocorrer no terceiro trimestre de 2013.

Nos Blocos COR-15 e COR-24, a Maurel et Prom Colombia B.V. (operadora do bloco) completou levantamentos aeromagnéticos e aerogravimétricos de 1.785 km. Os resultados finais do levantamento devem ficar prontos no terceiro trimestre de 2013.

No Bloco Portofino, a Canacol Energy Ltd. (operadora do bloco) começou o processo de contratação de trabalho civil para o poço estratigráfico Tachuelo-1, que deve começar a ser perfurado em agosto de 2013.

Peru

No Bloco 138, localizado na Bacia de Ucayali, a empresa perfurou o poço de exploração Yahuish-1X até uma profundidade total de 8.427 pés MD, com as zonas do período Cretáceo e Paleozoico como os principais alvos de exploração. Os resultados preliminares do poço apresentaram amostras de petróleo de regular a boa em dois intervalos de areia no Paleozoico. A amostragem de fluidos foi testada sem sucesso. Ao final do trimestre o primeiro de dois testes programados para esses intervalos estava em progresso.

No Bloco 135, a empresa concluiu a aquisição de um levantamento sísmico 2D de 789 km. O processamento e a interpretação estão em andamento, atualmente.

No Bloco Z-1, localizado na plataforma continental da Bacia de Tumbes, no norte do Peru, os dados do levantamento sísmico 3D de 1.542 km2 estão sendo processados, no momento. Os resultados são esperados para o segundo semestre de 2013.

No Bloco 116, na Bacia de Santiago, no norte do Peru, a Maurel et Prom Peru, S.A., (operadora do bloco) continua preparando a localização proposta para o poço Fortuna 1X, que deve começar a perfuração durante o quarto trimestre de 2013. A empresa detém uma participação acionária de 50% e a Maurel et Prom Peru, S.A. detém a participação restante de 50% no Bloco 116.

Guatemala

Nos Blocos da Guatemala (N-10-96 e O-10-96), a Compañía Petrolera del Atlántico S.A. (operadora do bloco) continua com os trabalhos civis no poço de exploração Balam-1X. Em consequência da inundação anormal da área, a data de perfuração do poço foi adiada para o terceiro trimestre de 2013.

Brasil

No Bloco S-M-1166, a Karoon Gas Australia Ltd. (operadora do bloco) concluiu a perfuração do poço de exploração Bilby-1, em uma profundidade total de 4.416 metros (14.489 pés). A avaliação petrofísica do poço indicou a presença de petróleo a 33 graus API, dentro de uma coluna de suporte de petróleo de 70 metros (230 pés). A operadora está avaliando agora os dados do poço para definir um programa de avaliação para confirmar a extensão dessa descoberta.

Informações da teleconferência sobre o segundo trimestre de 2013

A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para sexta-feira, 9 de agosto de 2013, às 8h (horários de Bogotá), 9h (horário de Toronto) e 10h (horário de Brasília), para discutir os resultados do segundo trimestre. 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):   

16232320

ID da conferência (em espanhol):   

16236941

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 23 de agosto de 2013 e poderão ser acessadas pelos números telefônicos abaixo:

Chamada grátis para retransmissão: 

1-855-859-2056

Chamada local para retransmissão:   

(416)-849-0833

ID da retransmissão (em inglês):  

16232320

ID da retransmissão (em espanhol): 

16236941

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 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 PetroMagdalena Energy Corp., que é proprietária de ativos de petróleo leve na Colômbia, e 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 de 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 Recibos, 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; 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 2013, 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, 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 encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

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.

Conversão do boe

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 cabeça do poço. Os valores estimados, divulgados neste comunicado à imprensa, não representam o valor justo de mercado. As estimativas das reservas e as futuras receitas líquidas para propriedades individuais podem não refletir o mesmo nível de confiança das estimativas de reservas e futuras receitas líquidas de todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.

Recursos

Os leitores devem dar atenção às estimativas de classes individuais de recursos e avaliar as probabilidades diferentes de recuperação associadas a cada classe. Estimativas dos demais recursos recuperáveis (sem risco) incluem recursos prospectivos que não foram ajustados para riscos, com base na possibilidade de descoberta ou na descoberta de desenvolvimento e recursos contingentes que não foram ajustados para riscos, com base na possibilidade de desenvolvimento. Não é uma estimativa de volumes que podem ser recuperados. A recuperação real é provavelmente menor e pode ser substancialmente menor ou nenhuma.

Recursos prospectivos são aquelas quantidades de petróleo e gás que se acredita que sejam potencialmente recuperáveis de acumulações não descobertas. Não há certeza de que recursos prospectivos serão descobertos. Se descobertos, não há certeza de que a produção de qualquer quantidade dos recursos prospectivos será comercialmente viável. A aplicação de qualquer fator de probabilidade geológica e econômica não equipara recursos prospectivos a recursos contingentes ou reservas. Além disso, a seguinte classificação de recursos, mutuamente exclusivos, foram usados:

  • Estimativa inferior -- é considerada uma estimativa conservadora da quantidade que será realmente recuperada da acumulação. Essa terminologia reflete um nível de confiança p90, que representa uma probabilidade de 90% de uma descoberta bem-sucedida ser igual ou maior do que a estimativa dos recursos.
  • Melhor estimativa -- é considerada a melhor estimativa da quantidade que será realmente recuperada da acumulação. Essa terminologia é a medida da tendência central da distribuição da incerteza e, nesse caso, reflete um nível de confiança de 50%, em que há uma probabilidade de 50% de uma descoberta bem-sucedida ser igual ou maior do que essa estimativa de recursos.
  • Estimativa superior -- é considerada uma estimativa otimista da quantidade que será realmente recuperada da acumulação. Essa terminologia reflete um nível de confiança P10, que representa uma probabilidade de 10% de uma descoberta bem-sucedida ser igual ou maior do que a estimativa dos recursos.

Recursos Contingentes se referem a quantidades estimadas de petróleo, em determinada data, potencialmente recuperáveis de acumulações conhecidas, usando-se tecnologia estabelecida ou tecnologia em desenvolvimento, mas que não são, no momento, consideradas comercialmente recuperáveis, devido a uma ou mais contingências. Recursos contingentes têm uma probabilidade associada de desenvolvimento (riscos econômicos, regulamentares, de mercado e de instalação, de compromisso corporativo ou políticos). As estimativas aqui apresentadas não foram examinadas quanto ao risco para a probabilidade de desenvolvimento. Não há certeza de que os recursos contingentes serão desenvolvidos e, se forem desenvolvidos, não há certeza sobre a melhor oportunidade para tal desenvolvimento ou de que será comercialmente viável produzir qualquer porção dos recursos contingentes.

Neste comunicado à imprensa, os volumes totais de recursos foram expressados em estimativa superior, estimativa inferior ou melhor estimativa para recursos contingentes e prospectivos. Esses volumes totais são somas aritméticas de diversas estimativas de recursos contingentes e prospectivos, conforme for o caso, cujos princípios estatísticos indicam que podem induzir a erro, no que se referem a volumes que podem ser realmente recuperados. Os leitores devem dar atenção às estimativas de classes individuais de recursos e avaliar as diferentes probabilidades de recuperação associadas a cada classe, conforme explicado nessa seção.

Definições

Bcf

Bilhões de pés cúbicos.

Bcfe

Bilhões de pés cúbicos de gás natural equivalentes.

bbl

Barris de petróleo.

bbl/d

Barris de óleo por dia.

boe

Barris de óleo equivalentes. A medida Boe pode ser enganadora, especialmente se usada isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão 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 em sua fonte de origem.

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 oleo equivalentes.

Mcf

Milhares de pés cúbicos.

WTI

Índice de preços de petróleo intermediário do Texas.

Produção total do campo

100% da produção total do campo antes de contabilizadas a participação acionária e as deduções de royalties.

Produção bruta

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

Produção líquida

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



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.

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.



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http://www.pacificrubiales.com

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