Pacific Rubiales anuncia resultados do segundo trimestre de 2014: relata recordes em receita, EBITDA ajustado, fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações), lucros líquidos de operações, produção líquida e volume de venda

TORONTO, 14 de agosto de 2014 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) anunciou hoje a liberação de seus resultados financeiros consolidados, para o trimestre encerrado em 30 de junho de 2014, juntamente com sua "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 líquida no trimestre atingiu um recorde de 149.118 boe/d, um aumento de 17% em comparação com o mesmo período de 2013 e um pouco mais alto do que o do período anterior.
  • A produção bruta do trimestre foi de 178.736 boe/d, um aumento de 15% em comparação com o mesmo período de 2013.
  • A produção total do campo no trimestre foi de 320.078 boe/d, um aumento de 3% em comparação com o mesmo período de 2013.
  • O volume de vendas no trimestre atingiu um recorde de 155.027 boe/d, um aumento de 22% em comparação com o mesmo período de 2013 e um aumento de 2% sobre o período anterior.
  • Um aumento no total do netback operacional combinado para $ 62,76/boe no trimestre, em comparação com $ 60,54/boe no mesmo período do ano anterior e $ 63,80/boe sobre o período anterior, com margens superiores a 66%.

Destaques financeiros:

  • Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) no trimestre atingiu um recorde de $ 532 milhões, um aumento de 12% em comparação com o mesmo período de 2013 e com o período anterior.
  • As receitas no trimestre atingiram um recorde de $ 1,34 bilhão, um aumento de 27% em comparação com o mesmo período de 2013.
  • O EBITDA Ajustado (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization -- lucro sem dedução de juros, impostos, depreciação e amortização) no trimestre atingiu um recorde de $ 722 milhões, um aumento de 19% em comparação com o mesmo período de 2013, representando uma margem de 54% sobre as receitas totais no período.
  • O lucro líquido de operações no trimestre atingiu um recorde de $ 338 milhões, um aumento de 24% em comparação com o mesmo período de 2013 e um aumento de 2% sobre o período anterior.
  • O lucro líquido no trimestre foi de $ 229 milhões, um aumento de 208% em comparação com o mesmo período de 2013 e um aumento de 92% sobre o período anterior.

Outros destaques:

  • A produção líquida média de petróleo cru leve e médio representou 33% dos volumes de produção neste trimestre, em comparação com 15% no segundo trimestre de 2013, destacando ainda mais o sucesso de nossa estratégia de diversificação da produção além do campo Rubiales.
  • Durante o trimestre, a empresa fechou um acordo com a Fondo de Capital Privado Hidrocarburos de Colombia ("FIHC"), para adquirir a participação econômica restante de 40% do bloco Cubiro, válida a partir de 1o de abril de 2014, por $ 228 milhões, mais $ 21,93 por bbl de reservas 2P certificadas no final do ano nos prospectos Copa E e Copa 6W. A transação foi fechada em 12 de agosto de 2014. Um adiantamento de 30% do preço de compra foi pago na ocasião em que o acordo foi firmado com a FIHC e o restante foi pago no fechamento da transação.
  • No lado da exploração, uma nova descoberta de petróleo leve foi feita no bloco Cubiro. Esse poço está produzindo, atualmente, 457 bbl/d.
  • O projeto-piloto STAR foi concluído durante o trimestre, depois de cumprir, com sucesso, seus objetivos operacionais e técnicos. A empresa e a Ecopetrol estão avaliando os resultados e a potencial aplicação do STAR em vários campos de petróleo pesado na Colômbia.

O CEO da empresa Ronald Pantin comentou:

"Apesar das condições operacionais desafiadoras durante o trimestre, a empresa está orgulhosa por haver conquistado um recorde no segundo trimestre, com todas as métricas operacionais e a maioria das métricas financeiras em níveis recordes. Até esta data, a empresa gerou mais de $ 2,63 bilhões em receitas e $ 1,43 bilhão em EBITDA ajustado".

"A produção líquida de mais de 149 Mboe/d e volume de vendas de 155 Mboe/d foram um recorde da empresa e representam crescimentos de 17% e 22%, respectivamente, em comparação com o mesmo período do ano anterior. Isso foi conseguido apesar dos contínuos níveis de produção abaixo do esperado no campo Rubiales. A seca que impactou as operações no primeiro trimestre mudou para condições anormalmente úmidas e de inundação no segundo trimestre, impactando as operações no campo Rubiales. Apesar dessas condições anormais de tempo persistirem, esperamos que irão melhorar durante o segundo semestre do ano".

"O desempenho financeiro da empresa no trimestre também foi forte, com receitas, EBITDA ajustado, fluxo de fundos (fluxo de caixa) e lucros de operações, todos atingindo níveis recordes. Nosso netback combinado no trimestre foi de $ 62,76/boe, contra $ 60,54/boe no mesmo período do ano passado e $ 63,80/boe no trimestre anterior, com uma margem robusta de mais de 66% sobre o preço realizado. Isso foi conseguido apesar dos custos adicionais de transporte, decorrentes da interrupção do oleoduto Bicentenario, que persistiu durante quase todo o trimestre. A empresa continua a transportar com eficiência sua produção, através de meios alternativos de transporte, evitando, assim, a interrupção da produção, o que ilustra a flexibilidade e a força de nosso modelo de negócios".

"Continuamos a promover a diversificação de nossa produção para além do campo Rubiales, através de uma combinação de aquisições estratégicas e crescimento orgânico. Nossa produção líquida de petróleo leve no atual trimestre cresceu para aproximadamente 50 Mbbl/d -- 26 vezes mais do que há três anos. Esperamos a continuidade do crescimento na produção de petróleo leve em nossos ativos de exploração e desenvolvimento na Colômbia e no Peru".

"Um objetivo-chave em 2014 é o desenvolvimento de nossos dois campos de petróleo pesado nos blocos CPE-6 e Rio Ariari, junto com o cinturão de petróleo pesado na Colômbia, a sul e a oeste dos campos produtivos da empresa de Rubiales e Quifa. Como indicado anteriormente, esses blocos serão desenvolvidos rapidamente em fases, durante os próximos quatro ou cinco anos, como foi o desenvolvimento dos campos Rubiales e Quifa. O aumento da produção nos blocos CPE-6 e Ariari dependem de instalações capazes de manejar grandes volumes de água e de petróleo. As condições anormalmente úmidas de tempo no segundo trimestre e, em menor grau, problemas de segurança no bloco Rio Ariari prolongaram a primeira fase de construção das instalações em aproximadamente dois ou três meses. Entretanto, mantemos a esperança de que a produção nesses blocos irá aumentar durante o segundo semestre do ano, após a construção das instalações de manejo da água".

"A empresa continua a fazer progressos com sua tecnologia avançada de recuperação de petróleo (STAR), projetada para aumentar significativamente os fatores de recuperação nos campos de petróleo pesado na Colômbia. De acordo com técnicas primárias de fluxo, nós e outras produtoras estamos deixando 85% ou mais de um grande recurso de petróleo para trás, no solo. Aumentar a recuperação e ampliar a vida do campo de petróleo pesado, através de tecnologia avançada, é claramente um grande criador de valor potencial na Colômbia. A tecnologia patenteada STAR da empresa tem sido demonstrada, com sucesso, em uma área de teste piloto relativamente pequena, no campo Quifa SW, conseguindo dobrar, segundo as estimativas, o fator de recuperação, conforme certificado por três firmas de engenharia independentes. Apresentamos um plano à Ecopetrol S.A., nossa parceira nos campos Quifa SW e Rubiales, para expandir o projeto STAR para escala comercial. Esses planos estão sendo examinados, no momento, por um comitê técnico conjunto".

"Nossos planos para o México continuam a avançar. Abrimos um escritório no país e estamos bastante encorajados pelo que vemos, em termos de oportunidades de exploração e desenvolvimento. A empresa dispõe de um conjunto particular de capacidades e conhecimentos, que podem ser aplicados na exploração de petróleo pesado no México, o que será um benefício para a Pacific Rubiales e para o país, conforme continuamos a desenvolver a principal empresa de E&P focada na América Latina".

Resultados financeiros

Sumário financeiro









2014


2013



2TRI


1TRI


2TRI

Receitas de vendas de petróleo e gás ($ milhões)


1.344,6


1.283,4


1.055,6

EBITDA ajustado ($ milhões) 1, 4


721,6


708,2


604,4

Margem de EBITDA ajustado (EBITDA ajustado/receitas)


54%


55%


57%

EBITDA ajustado por ação 1, 4


2,30


2,23


1,87

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


531,6


473,6


475,0

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


1,70


1,49


1,47

Lucro líquido de operações ($ milhões) 1


337,5


330,8


271,5

Lucro líquido ajustado de operações por ação 1


1,08


1,04


0,84

Lucro líquido ($ milhões) 2


228,5


119,2


74,3

Lucro líquido por ação


0,73


0,38


0,23

Produção líquida (boe/d)


149.118


148.827


127.555

Volume de vendas (boe/d)


155.027


151.847


127.398

Taxa de câmbio (COP$ / US$) 3


1.881,19


1.965,32


1.929,00

Média de ações em circulação -- básicas (milhões)


313,6


317,8


323,0

 

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 no 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 o EBITDA ajustado de medida 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 de produção líquida









2014


2013



2TRI


1TRI


2TRI

Petróleo e líquidos (bbl/d)







Colômbia 1


136.215


135.694


115.170

Peru


2.541


2.424


1.434

Total de petróleo e líquidos bbl/d) 1


138.756


138.118


116.604








Gás natural (boe/d) 2







Colômbia


10.362


10.709


10.951

Total de gás natural (boe/d)


10.362


10.709


10.951

Total da produção equivalente (boe/d)


149.118


148.827


127.555

 

1

Inclui a participação adicional de 40% no bloco Cubiro, adquirido da FIHC, a partir de 1o de abril de 2014, de acordo com uma transação fechada em 12 de agosto de 2014, que produziu 3.626 bbl/d.

2

Taxa de conversão do gás natural padrão na Colômbia de 5,7 Mcf/bbl.

Mais informações sobre a produção adicional estão disponíveis no MD&A.

No segundo trimestre, a produção líquida da empresa de 149.118 boe/d aumentou 17%, em comparação com o mesmo período do ano anterior, em decorrência, principalmente, do aumento de volumes de produção de petróleo leve. A empresa atingiu níveis recordes de produção líquida, apesar de menores volumes produzidos no campo Rubiales, devido a impactos extraordinários e inesperados das condições de tempo nas operações. A produção no campo Rubiales deve retornar aos níveis planejados no segundo semestre, conforme as condições de tempo voltarem ao normal.

A produção líquida média de petróleo cru leve e médio representou 33% dos volumes de produção neste trimestre, em comparação com 15% no segundo trimestre de 2013. Esse aumento é decorrente, principalmente, da aquisição estratégica de produção de petróleo leve na Colômbia e maior entrega de uma produção líquida, aumentada em 9% em média, dos blocos da Petrominerales Ltd., desde sua aquisição no final do ano passado, bem como de um aumento de 83% em média da produção líquida da PetroMagdalena Energy Corp., cuja aquisição foi feita em 2012. A empresa espera que sua produção de petróleo leve vai aumentar ainda mais em 2014, principalmente do desenvolvimento, em andamento, de perfuração no Bloco Z-1 na plataforma continental do Peru.

Volumes de produção e vendas








Produção para total da reconciliação de vendas









2014


2013



2TRI


1TRI


2TRI

Produção líquida







Petróleo da Colômbia (bbl/d) 1


136.215


135.694


115.170

Gás da Colômbia (boe/d)


10.362


10.709


10.951

Petróleo do Peru (bbl/d)


2.541


2.424


1.434

Total da produção líquida (boe/d) 1


149.118


148.827


127.555








Volume de vendas (boe/d)







Produção disponível para venda (boe/d)


149.118


148.827


127.555

Volumes de diluentes (bbl/d)


2.234


3.211


5.427

Volumes de petróleo para comercialização (bbl/d)


8.619


10.586


3.810

Acordo PAP (bbl/d) 2


-


(4.996)


(2.154)

Giro de estoques e outros (boe/d)


(4.944)


(5.781)


(7.249)

Total de volumes vendidos (boe/d)


155.027


151.847


127.398

 

1

Inclui a participação adicional de 40% no bloco Cubiro, adquirido da FIHC, a partir de 1o de abril de 2014, de acordo com uma transação fechada em 12 de agosto de 2014, que produziu 3.626 bbl/d.

2

Corresponde ao estoque entregue à Ecopetrol durante 2013 e 2014, relativo ao acordo final de arbitragem PAP. Até o final do primeiro trimestre de 2014, a empresa entregou completamente todos os volumes pendentes antes do período PAP.

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

















A empresa produz e vende petróleo cru e gás natural. Ela também adquire líquidos e petróleo cru de terceiros, para fins de comercialização e de destilados para mistura de diluentes com a produção de petróleo pesado, o que está incluído nos "volumes vendidos" relatados. O volume de vendas também é impactado pelo giro relativo de estoques durante o período do relatório. As receitas e os custos são reconhecidos nos respectivos volumes vendidos durante o período.

A produção disponível para venda no trimestre aumentou para 149.118 boe/d, comparado com 127.555 boe/d no mesmo período em 2013 (um aumento de 17%), decorrente do aumento de volumes nos campos de produção. Os volumes de diluentes comprados diminuíram 59%, em comparação com o mesmo período de 2013, em decorrência da substituição de diluente comprado pelo próprio petróleo cru leve da empresa. Os volumes de petróleo para comercialização ("OFT" -- oil for trading) no trimestre aumentaram para 8.619 bbl/d, de 3.810 bbl/d há um ano, enquanto os saldos dos estoques no trimestre diminuíram para uma reserva de 4.944 boe/d, de uma reserva de 5.781 boe/d no período anterior e de 7.249 boe/d no mesmo período do ano anterior.

O volume total de vendas, composto de volumes de produção disponível para venda, volumes de diluentes comprados, volumes de OFT, a produção adicional disponível para venda após o acordo de PAP com a Ecopetrol e mudanças no saldo dos estoques. O total de volumes vendidos aumentou para 155.027 boe/d no atual trimestre, comparado com 127.398 boe/d no mesmo período do ano passado (um aumento de 22%).

Netbacks operacionais e volumes de vendas
















Volumes de produção de petróleo e gás e netbacks



2TRI 2014


1TRI 2014


2TRI 2013



Petróleo


Gás
natural


Combinados


Petróleo


Gás
natural


Combinados


Combinados

Volumes de produção vendidos (boe/d) 1


136.108


10.300


146.408


130.526


10.735


141.261


123.588
















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


99,76


31,33


94,95


98,44


31,80


93,38


90,91
















Custos de produção ($/boe)


16,71


3,17


15,75


16,51


4,18


15,57


15,44

Custos de transporte ($/boe)


14,99


0,02


13,93


15,02


0,01


13,88


12,37

Custos de diluentes ($/boe)


2,19


-


2,03


2,90


-


2,68


5,78

Subtotal dos custos ($/boe)


33,89


3,19


31,71


34,43


4,19


32,13


33,59

Outros custos ($/boe)


1,34


2,55


1,43


1,24


1,93


1,29


0,04

Custos de overlift/underlift ($/boe)


(1,01)


(0,15)


(0,95)


(4,21)


0,64


(3,84)


(3,26)

Total dos custos ($/boe)


34,22


5,59


32,19


31,46


6,76


29,58


30,37
















Netback operacional ($/boe)


65,54


25,74


62,76


66,98


25,04


63,80


60,54

 

1

Volumes de produção vendidos excluem volumes de petróleo para comercialização.

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



O netback operacional combinado aumentou para $ 62,76/boe no segundo trimestre de 2014, de $ 60,54/boe no mesmo período do ano anterior e diminuiu levemente, em comparação com os $ 63.80/boe do período anterior. As margens do netback operacional combinado foram de 66%, em comparação com 67% no mesmo período do ano anterior e 68% no período anterior.

Desde 2013, a empresa empreendeu diversas iniciativas para reduzir os custos operacionais do petróleo. O custo do diluente diminuiu $ 3,75/boe, em comparação com o mesmo período de 2013, o que foi conseguido através da aquisição direcionada de petróleo cru leve, que foi usado para substituir diluentes mais caros comprados de terceiros. O custo de produção permaneceu estável, em $ 15,75/boe, em comparação com $ 15,44/boe no segundo trimestre de 2013. Os custos de transporte aumentaram, em comparação com o segundo trimestre de 2013, em decorrência do transporte de um volume maior de petróleo por caminhão-tanque, por causa da interrupção temporária do Oleoduto Bicentenario. Apesar da interrupção no transporte por oleoduto de mais de 40 Mbbl/d, no Oleoduto Bicentenario, a empresa conseguiu manter a produção no campo, ao transportar volumes de petróleo por outros oleodutos, através de acordos de curto prazo e do uso de caminhão-tanque. Os custos de transporte permaneceram no mesmo nível do primeiro trimestre de 2014.

Durante o trimestre, a empresa teve de pagar ao Oleoduto Bicentenario uma quantia líquida de $ 24,8 milhões em taxas take-or-pay (pague mesmo que não use), durante o período no qual a capacidade não estava disponível. A empresa está recebendo dividendos do oleoduto, o que ajuda a mitigar parcialmente o impacto da interrupção. Esse custo não foi incluído no cálculo do netback, porque o oleoduto não estava em operações e o custo é temporário em sua natureza.

Informe sobre a exploração

Durante o segundo trimestre de 2014, nove poços foram perfurados na Colômbia, consistindo de dois poços de exploração, seis poços de avaliação e um poço estratigráfico, resultando em uma nova descoberta no bloco Cubiro (campo Copa) e maior confirmação/delineamento das descobertas em Canaguey, Rio Ariari e CPE-6. Mais informações disponíveis no MD&A.

Informações da teleconferência sobre o segundo trimestre de 2014

A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 14 de agosto de 2014, às 8h (horário de Bogotá), 9h (horário de Toronto) e 10h (horário de Brasília), para discutir seus resultados do segundo trimestre de 2014. 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): 


66433625

ID da conferência (em espanhol):


66435943

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 28 de agosto de 2014 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):


66433625

ID da retransmissão (em espanhol):


66435943

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 principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na boca do poço.

boe/d

Barris de petróleo equivalentes por dia.

Mbbl

Milhares de barris.

Mboe

Milhares de barris de petróleo equivalentes.

MMbbl

Milhões de barris.

MMboe

Milhões de barris de petróleo 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 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/2014/08/14/20140814_C7134_DOC_EN_42431.pdf

PDF disponível em: http://stream1.newswire.ca/media/2014/08/14/20140814_C7134_DOC_EN_42428.pdf

PDF disponível em: http://stream1.newswire.ca/media/2014/08/14/20140814_C7134_DOC_EN_42429.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.



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http://www.pacificrubiales.com

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