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Pacific Rubiales anuncia resultados do terceiro trimestre de 2013: tem outro trimestre de forte crescimento da produção e geração de caixa

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TORONTO, 10 de novembro 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 setembro 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 quinta-feira, 7 de novembro de 2013, às 8h (horário de Toronto e de Bogotá), e 11h (horário de Brasília), para discutir os resultados do terceiro trimestre. Os analistas e investidores interessados são convidados a participar, usando as instruções de discagem apresentadas no final deste comunicado à imprensa.

Destaques do terceiro trimestre de 2013

  • A produção total do campo foi de 311.450 boe/d, um aumento de 1.385 boe/d, em comparação com o segundo trimestre deste ano, e um aumento de 28%, em comparação com o mesmo período em 2012.
  • A produção bruta foi de 157.684 boe/d, um aumento de 1.585 boe/d, em comparação com o segundo trimestre deste ano, e um aumento de 34%, em comparação com o mesmo período em 2012.
  • A produção líquida foi de 127.728 boe/d, um aumento de 31%, em comparação com o mesmo período de 2012. A produção líquida no trimestre ficou acima do limite superior da diretriz anual da empresa, apesar do fornecimento de volumes adicionais à Ecopetrol, S.A. ("Ecopetrol"), em associação com a decisão de arbitragem sobre a PAP em Quifa ("PAP").
  • O volume de venda foi de 123.689 boe/d, um aumento de 24%, em comparação com o mesmo período de 2012.
  • As receitas foram de $ 1,1 bilhão, um aumento de 28%, em comparação com o mesmo período de 2012.
  • O EBITDA Ajustado (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization -- lucro sem dedução de juros, impostos, depreciação e amortização) foi de $ 612 milhões, um aumento de 27%, em comparação com o mesmo período de 2012, representando uma margem de 55% sobre o total das receitas no período.
  • O fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) foi de $ 455 milhões, um aumento de 31%, em comparação com o mesmo período de 2012.
  • O lucro líquido foi de $ 82 milhões, um aumento de 19%, em comparação com o mesmo período de 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 terceiro trimestre, em $ 62,52/boe, em comparação com $ 60.54/boe no segundo trimestre de 2013 e $ 61.42/boe no mesmo período de 2012.
  • A empresa continua a se focar em projetos e iniciativas de redução de custos, que devem resultar na redução dos custos operacionais da produção de petróleo no futuro, em aproximadamente $ 8/bbl, em uma base pro forma, até o final de 2013, em comparação com a média de 2012.
  • Uma patente exclusiva, válida por 20 anos, para a tecnologia "STAR" (Synchronized Thermal Additional Recovery -- recuperação adicional térmica sincronizada) de propriedade da empresa, foi concedida pelo órgão responsável por patentes na Colômbia. Além disso, os resultados de três relatórios técnicos independentes sobre o projeto-piloto STAR em Quifa foram anunciados, indicando que o fator de recuperação conseguido até hoje foi pelo menos duplicado.
  • A empresa concordou em adquirir todas as ações ordinárias em circulação da Petrominerales Ltd. (TSX: PMG) ("Petrominerales").

Destaques subsequentes ao terceiro trimestre

  • O Oleoduto Bicentenario entrou em operações e o primeiro transporte da empresa foi realizado no início de novembro.
  • A empresa e a Gazprom Marketing & Trading anunciaram a execução de um contrato preliminar (Heads of Agreement) para a negociação de um contrato de compra e venda (Sale and Purchase Agreement) de cinco anos, de aproximadamente 0,5 milhão de toneladas por ano de gás natural liquefeito, FOB na Colômbia (Mar do Caribe), a partir do segundo trimestre de 2015.
  • A empresa recebeu as licenças ambientais necessárias para dar continuidade a suas atividades planejadas de exploração e desenvolvimento nos blocos CPE-6 e Guama E&P, na Colômbia.

O CEO da empresa, Ronald Pantin, declarou:

"A Pacific Rubiales se foca no crescimento da produção e em geração de caixa, como medida de seu desempenho e criação de valor. O desempenho foi forte no terceiro trimestre, com produção, receitas, EBITDA ajustado e fluxo de caixa crescendo em aproximadamente 30%, em comparação com o mesmo trimestre do ano anterior".

"A produção no terceiro trimestre continuou a atingir níveis recordes e nós permanecemos no curso para cumprir ou superar o limite superior de nossa diretriz anual de produção, de crescimento de 15% a 30% (113 a 127 Mboe/d líquidos), sobre os níveis médios de produção de 2012. No trimestre, a produção líquida de 128 Mboe/d ficou no mesmo patamar do trimestre anterior. É importante entender que, devido à natureza dos negócios da empresa, que se sustentam na exploração de petróleo pesado, na Colômbia, em vez de petróleo leve, o crescimento de nossa produção tende a se materializar em aumentos progressivos significativos, estimulada por licenças, instalações e desenvolvimento de campos individuais. Por outro lado, a produção de petróleo pesado tem a vantagem nítida de garantir níveis mais sustentáveis de produção, vida mais longa da reserva e características de repetição e redimensionamento".

"O volume de vendas no trimestre aumentou 24%, em comparação com o mesmo período do ano passado, mas foi reduzido por um volume de 1 MMbbl do petróleo feito de 406 Mbbl, representando a participação da empresa na utilização do oleoduto Bicentenario, e 602 Mbbl de 1,7 MMbbl de volumes PAP acumulados no período anterior, contabilizados em trimestres anteriores como uma provisão financeira e, agora, pela primeira vez no terceiro trimestre, sendo entregue à Ecopetrol em espécie, de acordo com as obrigações da decisão de arbitragem sobre a PAP. A utilização do oleoduto Bicentenario foi concluída durante o terceiro trimestre e a empresa espera terminar a entrega dos volumes PAP acumulados, remanescentes do período anterior (aproximadamente 1,1 MMbbl), até o final do primeiro trimestre de 2014. Estimamos que o EBITDA ajustado e o fluxo de caixa no trimestre teriam sido de aproximadamente $ 59 milhões e $ 51 milhões mais altos, sem esses impactos nos volumes de venda".

"Apesar do contínuo estreitamento do diferencial de preço WTI/Brent, a demanda e os preços para a produção de petróleo da empresa na Colômbia continuam fortes. No terceiro trimestre, a empresa conseguiu uma realização do preço do petróleo de $ 103/bbl, um desconto de 3% e 6% nos preços de referência da WTI e da Brent, respectivamente. Mais significativamente, a empresa mantém fortes margens operacionais em sua produção de petróleo, que tem as vantagens de ser diretamente vinculada aos mercados internacionais de petróleo e com custos operacionais relativamente baixos e estáveis".

"A empresa vem mantendo margens operacionais em seu poço de produção de petróleo acima de 60%, durante este ano, com um netback operacional do petróleo de $ 65,73/bbl atingido no terceiro trimestre. Os custos totais combinados da empresa da produção, transporte e diluentes para a produção de petróleo permaneceram no mesmo patamar do trimestre anterior e do mesmo período do ano passado. Como esperado, os custos dos diluentes continuam a diminuir acentuadamente (queda de 40% sobre o trimestre anterior e 58% sobre o mesmo período do ano passado), conforme a empresa continua a reduzir os volumes e os custos de diluentes comprados, substituindo-os com seu próprio petróleo produzido para a mistura".

"A grande redução nos custos dos diluentes foi contrabalançada por aumentos nos custos de produção (provocados por menores volumes de vendas, em vista da acomodação da entrega de volume da PAP adicional no período anterior) e nos custos de transporte (provocados pela disponibilidade reduzida de espaço adicional do contrato mensal com o oleoduto OCENSA e pelos atrasos no oleoduto Bicentenario, em início de operações). A empresa conta com reduções estruturais significativas nos custos de produção (com o início de operações da Linha de Transmissão de Eletricidade da Petroelectrica) e nos custos de transporte (do oleoduto Bicentenerario e da aquisição de participação no OCENSA), que devem se materializar até o final deste ano, conseguindo atingir seus objetivos de redução de custo pro forma, estabelecidos no início do ano".

"No que se refere aos negócios de exploração, a empresa registrou três descobertas significativas de exploração na Colômbia durante o terceiro trimestre: uma descoberta de petróleo pesado no lado leste do bloco de Quifa, uma descoberta de petróleo leve no bloco de Cubiro e uma descoberta de gás natural no bloco de La Creciente".

"Também nos sentimos orgulhosos por poder relatar que, durante o trimestre, fomos selecionados para inclusão no Índice de Sustentabilidade Down Jones da América do Norte (Down Jones Sustainability North America Index), que rastreia as empresas que se posicionam na liderança da responsabilidade social corporativa. A empresa se esforça par fazer contribuições significativas ao desenvolvimento econômico, ambiental e social em todas as comunidades em que opera e, para o futuro, continuará a engrandecer o seu recorde de sucesso nessas áreas".

"Com foco no futuro da empresa, estou satisfeito com a quantidade de eventos recentes que se materializaram durante e após o terceiro trimestre, que são realmente significativos para a empresa e demonstram nossa capacidade de inovar em um ambiente empresarial externo em transformação e a força de nossos ativos básicos e modelo de negócios. Eles incluem:

  • Recebimento da licença para maior injeção de água em Rubiales, anunciado no início de agosto. Essa licença ambiental autoriza um aumento da injeção de água em 1 MMbbl/d no campo de Rubiales, o que permite à empresa aumentar a produção de petróleo para um nível alvo de aproximadamente 220 Mbbl/d do total da produção do campo.
  • Avaliação do progresso do projeto-piloto STAR em Quifa SW, anunciada no final de setembro. Essa avaliação por três firmas de engenharia independentes inclui estimativas do "petróleo original no lugar" ("OOIP" -- Original Oil In Place) para a área do projeto-piloto que, em combinação com a produção acumulada do projeto-piloto, permite à empresa calcular que pelo menos uma duplicação do fator de recuperação da reserva foi conseguida com o início da aplicação do STAR. Com base nos resultados do piloto, a empresa está promovendo a aplicação comercial completa do STAR, no campo de Quifa SW, em 2014. Acreditamos que o sucesso do STAR tem implicações importantes para o futuro da empresa e da Colômbia, porque mais de 75% do crescimento da produção total de petróleo, desde 2004, tem sido de petróleo pesado.
  • Concessão de uma patente exclusiva na Colômbia para a tecnologia STAR de propriedade da empresa, anunciada no início de outubro. Com os grandes volumes de OOIP, em diversos campos de petróleo pesado descobertos na Colômbia, a tecnologia STAR representa, da mesma forma, o futuro do setor petrolífero da Colômbia, como para o futuro da Pacific Rubiales. A empresa exerce um papel pioneiro e a liderança, conforme comprovado, na exploração e produção de petróleo pesado na Colômbia. Essa patente reconhece o valor comercial e o futuro da tecnologia STAR e o pioneirismo da empresa em seu desenvolvimento.
  • A aquisição da Petrominerales, anunciada no final de setembro. Essa aquisição é um ajuste excelente para nossa estratégia de integrar o petróleo leve a nossos negócios de petróleo pesado, para assegurar componentes adicionais da cadeia de valor, fornecer captura imediata de valor adicional através de sinergias de ativos, aumentar a produção, reservas e fluxo de caixa em um indicador atraente e garantir um lado positivo significativo da produção. Os ativos de petróleo leve e o oleoduto da Petrominerales na Colômbia garantem uma proteção estratégica para nosso futuro suprimento, custo e segurança dos volumes de diluentes e transporte por oleoduto, na nossa expectativa da produção crescente de petróleo pesado da empresa. Como divulgado anteriormente, a empresa espera concluir um contrato de vendas a curto prazo, para ter a participação acionária de 5% no oleoduto de OCENSA, por um valor pecuniário significativo, enquanto mantém um acordo de longo prazo para o transporte do petróleo produzido pela empresa por esse oleoduto estratégico. A aquisição também inclui o bloco de exploração do Rio Ariari, que cobre uma área de 760 mil acres ao sul da Bacia de Llanos. Esse grande bloco faz parte do mesmo cinturão de petróleo pesado que inclui os blocos de Rubiales, Quifa e CPE-6 e está localizado a aproximadamente 80 e 200 quilômetros a sudoeste dos campos de CPE-6 e Rubliales/Quifa, respectivamente. Até agora, a Petrominerales perfurou 30 poços no bloco, resultando em diversas descobertas, testando petróleo com gravidade de 9 a 10 graus API. A estimativa de um dos prospectos perfurados é de 86 MMbbl de recursos sem risco (estimativa da administração da Petrominerales). O bloco do Rio Ariari é muito estratégico para a expertise essencial da empresa sobre o desenvolvimento de petróleo pesado na Colômbia. Essa aquisição deve ser concluída em dezembro de 2013.
  • Recebimento das licenças ambientais para os blocos CPE-6 e Guama na Colômbia, anunciado no início de novembro. Essas importantes licenças ambientais irão possibilitar o avanço das atividades de exploração e desenvolvimento nesses blocos. O bloco CPE-6 é o primeiro grande desenvolvimento de campo de petróleo pesado da empresa fora dos campos de produção atuais de Rubiales e Quifa. O desenvolvimento do bloco irá ilustrar a natureza repetível e redimensionável da estratégia da empresa para petróleo pesado na Colômbia, ao mesmo tempo em que dá suporte aos planos da empresa para aumentar significativamente sua produção nos próximos quatro anos. O bloco de Guama tem rendido uma quantidade de descobertas significativas de exploração de gás natural rico em líquidos e deve fornecer matéria-prima adicional para nosso projeto estratégico de exportação de GNL, que passará a ser comercializado no final do próximo ano.
  • Execução de um contrato preliminar para firmar um contrato definitivo de cinco anos com a Gazprom Marketing and Trading de venda de GNL, anunciada no início de novembro. Isso abre o caminho para negociações de um Contrato de Compra e Venda, de cinco anos, de aproximadamente 0,5 milhão de toneladas de GNL por ano (aproximadamente 70 MMcf/d de matéria-prima de gás natural fornecido pela empresa, de seu campo de gás natural La Creciente), FOB Colômbia (Mar do Caribe), a partir do segundo trimestre de 2015. A execução desse acordo é positiva para a Pacific Rubiales, porque ela marca o início da comercialização da primeira instalação operacional flutuante de produção de GNL do mundo, o que vai nos permitir mais do que dobrar nossa produção de gás natural, em uma fórmula de definição de preços vinculada aos mercados internacionais de óleo cru".

"De um maneira geral, espero terminar o ano muito bem operacionalmente. Estamos em processo de montagem de nossos planos para 2014 e, pelo que posso ver, estamos ansiosos para manter o crescimento da produção, melhorar a estrutura de custos e ter um programa de exploração estimulante, conforme desenvolvemos benefícios de longo prazo para nossos acionistas e empregados e a principal empresa de exploração e produção focada na América Latina.

Resultados financeiros

 








Sumário financeiro









2013


2012



3o TRI


2o TRI


3o TRI

Receitas de vendas de petróleo e gás ($ milhões)


1.110.0


1.055,6


870,4

EBITDA ajustado ($ milhões) 1, 4


611.5


604.0


483.1

Margem de EBITDA ajustado (EBITDA ajustado/receitas)


55%


57%


56%

EBITDA ajustado por ação 1, 4


1,89


1,87


1,64

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


455,1


475,0


348,3

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


1,41


1,47


1,18

Lucro líquido ajustado de operações ($ milhões) 1


106,8


98,1


136,6

Lucro líquido ajustado de operações por ação 1


0,33


0,30


0,46

Lucro líquido ($ milhões) 2


82,0


57,6


68,8

Lucro líquido por ação


0,25


0,18


0,23

Produção líquida (boe/d)


127.728


127.555


97.142

Volume de vendas (boe/d)


123.689


127.398


99.820

Taxa de câmbio (COP$ / US$) 3


1.914,65


1.929,00


1.800,52

Média de ações em circulação – básicas (milhões)


323,4


323,0


295,0

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 neste MD&A, 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









2013


2012



3o TRI


2o TRI


3o TRI

Petróleo e líquidos (bbl/d)







Colômbia


115.934


115.170


85.067

Peru


1.285


1.434


1.394

Total de petróleo e líquidos (bbl/d)


117.219


116.604


86.461








Gás natural (boe/d)1







Colômbia


10.509


10.951


10.681

Peru


-


-


-

Total de gás natural (boe/d)


10.509


10.951


10.681

Total da produção equivalente (boe/d)


127.728


127.555


97.142

1

Taxa de conversão de gás natural pelo padrão colombiano de 5.7 Mcf/bbl.










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

A produção líquida da empresa, de 127.728 boe/d aumentou 31% no trimestre, em comparação com o ano anterior, impulsionada pelo aumento dos volumes de produção de petróleo pesado nos campos de produção e volumes adicionados e pelo crescimento na produção de petróleo leve, resultante das aquisições da PetroMagdalena Energy Corp. e da C&C Energia Ltd., concluídas em julho e dezembro de 2012, respectivamente.

A produção líquida do campo de Rubiales aumentou 24%, para 71.228 bbl/d de 57.501 bbl/d no ano anterior, e no campo de Quifa SW aumentou 7%, para 22.994 bbl/d de 21.491 bbl/d no ano anterior, devido, principalmente, ao recebimento de licenças ambientais em agosto de 2012, que possibilitou maior injeção de água no campo de Rubiales.

O total da produção líquida de petróleo leve cresceu 286%, para 20.445 bbl/d de 5.299 bbl/d no ano anterior, devido, principalmente, à aquisição da C&C Energia no final de 2012, mas também por causa do crescimento significativo do volume, através da perfuração bem-sucedida de exploração e desenvolvimento dos ativos da PetroMagdalena.

Receitas e custos associados à participação acionária de 49% da empresa na produção do Bloco Z-1 na plataforma continental do Peru foi reconhecida nos resultados financeiros da empresa, desde de 12 de dezembro de 2012, graças à aprovação da aquisição desse bloco pelas autoridades peruanas responsáveis. A aquisição entrou em vigor em 1o de janeiro de 2012.

Volumes de produção e vendas








Produção para total de reconciliação de vendas









2013


2012



3o TRI


2o TRI


3o TRI

Produção líquida (boe/d)







Colômbia


126.443


126.121


95.748

Peru


1.285


1.434


1.394

Total da produção líquida (boe/d)


127.728


127.555


97.142








Volume de vendas (boe/d)







Produção disponível para venda (boe/d)


127.728


127.555


95.748

Volumes de diluentes (bbl/d)


3.146


5.427


9.098

Volumes de petróleo para comercialização (bbl/d)


4.224


3.810


-

Acordo sobre a PAP (bbl/d) 1


(6.546)


-


-

Utilização do oleoduto Bicentenario (bbl/d)


(4.413)


-


-

Giro de estoques e outros (boe/d) 


(450)


(9.394)


(5.026)

Total de volumes vendidos (boe/d)


123.689


127.398


99.820

1

Corresponde ao estoque entregue à Ecopetrol no terceiro trimestre de 2013. Inclui o estoque separado
no segundo trimestre de 2013, para liquidar volumes PAP acumulados anteriormente.










Mais informações sobre volume de produção e 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 127.728 boe/d de 95.748 boe/d no mesmo período de 2012 (um aumento de 33%), devido a maiores volumes de produção nos campos produtivos. Apesar de uma elevação de 19% na produção do petróleo pesado líquido da empresa sobre os níveis de 2012, os volumes de diluentes diminuíram 65%, porque a empresa aumentou o uso do volume de seu próprio óleo cru leve na mistura e, consequentemente, reduziu o volume de compra de diluentes. O volume de petróleo para comercialização no atual trimestre aumentou para 4.224 bbl/d de zero bbl/d, enquanto o saldo de estoques diminuiu para um acúmulo de 450 boe/d, contra 5.026 boe/d, 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 para 123.689 boe/d no atual trimestre, contra 99.820 boe/d no ano anterior (um aumento de 24%). Os volumes totais vendidos durante o terceiro trimestre diminuíram de 127.398 boe/d no segundo trimestre de 2013, devido, principalmente, a dois eventos:

  • Utilização do Oleoduto Bicentenario -- durante o trimestre a empresa entregou 4.413 bbl/d (406 Mbbl no total) de sua participação na utilização do oleoduto Bicentenario. A utilização do oleoduto foi concluída durante o trimestre e os custos associados a essa operação foi capitalizada como um ativo fixo.
  • Acordo sobre a PAP -- durante o trimestre, a empresa entregou 6.546 bbl/d (602 Mbbl no total) à Ecopetrol, como parte do acordo de arbitragem da PAP em Quifa SW. Os volumes foram contabilizados contra as provisões financeiras registradas de dezembro de 2012 e junho de 2013. O saldo remanescente de aproximadamente 1,1 MMbbl deve ser entregue até o final do primeiro trimestre de 2014.

Netbacks operacionais e volumes de vendas


Volumes de produção de petróleo e gás e netbacks 



3o TRI 2013

2o TRI 2013

3o TRI 2012


Petróleo

Gás
natural

Combinado

Petróleo

Gás
natural

Combinado

Petróleo

Gás
natural

Combinado

Volumes vendidos (boe/d)

109.228

10.237

119.465

112.701

10.887

123.588

89.045

10.775

99.820











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

103,00

36,35

97,29

95,84

39,78

90,91

101,61

41,49

95,13











Custos de produção ($/boe)

17,28

6,33

16,35

16,41

5,45

15,44

13,89

3,97

12,82

Custos de transporte ($/boe)

15,73

0,33

14,41

13,56

0,02

12,37

14,56

0,03

13,00

Custos de diluentes ($/boe)

3,83

-

3,50

6,34

-

5,78

9,17

-

8,18

Subtotal de custos ($/boe)

36,84

6,66

34,26

36,31

5,47

33,59

37,62

4,00

34,00

Outros custos ($/boe)

1,76

1,78

1,76

(0,21)

2,72

0,04

(1,26)

2,85

(0,82)

Custos de overlift/underlift ($/boe)

(1,33)

(0,34)

(1,25)

(3,57)

(0,02)

(3,26)

0,55

0,37

0,53

Total dos custos ($/boe)

37,27

8,10

34,77

32,53

8,17

30,37

36,91

7,22

33,71











Netback operacional ($/boe)

65,73

28,25

62,52

63,31

31,61

60,54

64,70

34,27

61,42

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 para as operações elétricas do campo, o maior uso de transporte por oleoduto em substituição ao transporte mais caro de óleo cru por caminhão e mais eficiência e otimização relacionadas a seus custos e suprimentos de diluentes.

O subtotal dos custos de produção, transporte e diluentes para a produção de petróleo da empresa foi de $ 36,84/bbl no terceiro trimestre, contra $ 36,31/bbl no segundo trimestre de 2013 e $ 37,62/bbl no mesmo período do ano anterior. Os custos de produção no atual trimestre aumentaram em 5%, em comparação com o trimestre anterior, em consequência do acordo de 602 Mbbl de volumes acumulados antes do período PAP e de volumes de 406 Mbbl da utilização do oleoduto Bicentenário que, de outra forma, estariam disponíveis para venda. Os custos de transporte aumentaram 16%, em comparação com o trimestre anterior, devido a um aumento dos volumes transportados por caminhão, em consequência da menor disponibilidade de volumes para contrato nos oleodutos e o atraso no início de operações do oleoduto Bicentenario.

A empresa continua a tomar medidas para reduzir os custos operacionais do petróleo e espera identificar os efeitos totais disso no quarto trimestre, com o início de operações da Linha de Transmissão de Energia da Petroelectrica (Petroelectrica Power Transmission Line) e também do oleoduto Bicentenario, o que deverá reduzir significativamente os custos de produção e transporte.






Volumes de petróleo à venda e netbacks





2013

2012



3o TRI

2o TRI

      3o TRI


Volumes vendidos (bbl/d)

4.224

3.810

-







Preço de vendas ($/bbl)

104,80

95,78

-


Custo de compras ($/bbl)

103,33

95,62

-


Netback operacional ($/bbl)

1,47

0,16

-


Nota: não houve atividades de comercialização no terceiro trimestre de 2012. 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 $ 1,47/bbl no terceiro trimestre, em comparação com nenhuma atividade de comercialização no mesmo período de 2012.

Informe sobre a exploração

Durante o terceiro trimestre, a empresa continuou com suas atividades de exploração na Colômbia, Guatemala e Peru, que incluíram a perfuração de três poços de exploração e a aquisição e interpretação de dados geofísicos, incluindo levantamentos sísmicos, aeromagnéticos e aerogravimétricos. O que se segue fornece um sumário das atividades de exploração da empresa. Mais informações estão disponíveis no MD&A do terceiro trimestre da empresa.

Colômbia

No terceiro trimestre, todos os três poços de exploração foram perfurados na Colômbia e resultaram nas seguintes descobertas:

  • No poço de exploração QFE-S-1X, perfurado na zona nordeste do Bloco de Quifa, foram encontrados 8,5 pés de net pay (espessura porosa) de petróleo na unidade de areia basal da Formação Carbonera e uma nova descoberta para essa porção do bloco. O teste de produção do poço está em andamento, no momento.
  • No poço de exploração Copa C-1 no Bloco de Cubiro, foram encontrados 21 pés de net pay nas unidades C-5 e C-3 da Formação Carbonera e uma nova descoberta de concentração ao longo da inclinação (trend) de Copa. O poço foi concluído com uma taxa de produção inicial de 380 bbl/d, com um corte de água baixo.
  • No poço de exploração de LCI-1X no Bloco La Creciente, foram encontrados 63 pés de net pay e gás testado da Formação Ciénaga de Oro, a uma taxa de 13,1 MMcf/d, confirmando uma nova descoberta de gás comercial. Mais uma zona potencial na Formação de Porquero Medio também será testada.

No Bloco de Guama, a empresa iniciou operações para fraturar, estimular e testar zonas potenciais na descoberta do poço de exploração CAPURE-1X anunciada anteriormente.

No poço estratigráfico Tachuelo-1 do Bloco de Portofino, as perfurações devem se iniciar no quarto trimestre.

A empresa e suas parceiras mantêm várias operações geofísicas em andamento nos blocos de Quifa, CPE-6 e CPO-14, ao sul da Bacia de Llanos; nos blocos Caguan-5, Caguan-6, Tacacho e Terecay na Bacia de Putumayo; e nos blocos COR-15 e Muisca na Bacia de Cordillera.

Peru

No Bloco 138, localizado na Bacia de Ucayali, a empresa encerrou os testes de produção do poço de exploração Yahuish-1X, que foi perfurado até uma profundidade de 8.417 pés MD. Três intervalos no Paleozoico, que exibiram vestígios de hidrocarboneto e log pay (espessura registrada) prospectiva, foram testados, com resultados considerados, no momento, não conclusivos. Os dados e as informações do poço e do bloco 138 estão sendo usados, atualmente, para atualizar uma avaliação das condições de prospecção do bloco. Os resultados desse estudo técnico são esperados para o primeiro trimestre de 2014.

No Bloco 116 na Bacia de Santiago, no norte do Peru, a Pacific Rubiales, que é a nova operadora do bloco, terminou a preparação para a perfuração do poço Fortuna 1X e a plataforma está sendo mobilizada, no momento.

No Bloco 135, a empresa concluiu a interpretação do levantamento sísmico 2D de 2013 e o potencial de exploração do bloco está, atualmente, em avaliação.

No Bloco Z-1, na plataforma continental na Bacia de Tumbes, a empresa continua com o processamento e interpretação de 1.542 km2 de dados sísmicos 3D. As localizações de poços exploratórios preliminares foram identificadas e serão usadas para dar suporte ao processo de licenciamento ambiental.

Guatemala e Belize

Nos blocos da Guatemala (N-10-96 e O-10-96), a Compañía Petrolera del Atlántico S.A., operadora do bloco, começou a perfurar o poço de exploração Balam-1X, tendo como principal objetivo de exploração a Formação Cretácea de Cobán. Uma profundidade total (TD) planejada de12.650 pés deve ser atingida em dezembro.

Em Belize, a empresa recebeu a aprovação do Plano de Exploração para 2013 e 2014 do Departamento de Energia, que inclui 650 km de levantamento sísmico 2D, 2.500 km de levantamentos aeromagnéticos e de aerogravidade, bem como campanhas de geologia de superfície e de geoquímica de superfície. Também, durante esse período, licenças ambientais foram concedidas à maior parte do levantamento sísmico 2D planejado de 650 km.

Brasil

No Brasil, a empresa aguarda aprovação reguladora da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis para o Plano de Avaliação submetido como parte estimativa em andamento das descobertas de petróleo feitas na Bacia de Santos no início deste ano. A empresa espera essa aprovação para o mês de novembro de 2013 e planeja perfurar dois poços (um de estimativa e um de exploração), durante o segundo trimestre de 2014. Além disso, a empresa recebeu aprovação reguladora de suas participações nos blocos S-M-1101, S-M-1102, S-M-1037 e S-M-1165 na plataforma continental do Brasil.

Informações da teleconferência sobre o terceiro trimestre de 2013

A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 7 de novembro de 2013, às 8h (horário de Toronto e de Bogotá) e 11h (horário de Brasília), para discutir seus resultados do terceiro 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):   

78572072

ID da conferência (em espanhol):   

78693094

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 21 de novembro 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):  

78572072

ID da retransmissão (em espanhol): 

78693094

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 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 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 traçados 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 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, 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 encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

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 na 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.

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 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 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 milhões 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 royalty.

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://40rhel5streamview01.newswire.ca/media/2013/11/07/20131107-718343-33088-27810dd2-475e-45be-96c3-c4f6ab294af7.pdf

PDF disponível em: http://40rhel5streamview01.newswire.ca/media/2013/11/07/20131107-718343-33087-27810dd2-475e-45be-96c3-c4f6ab294af7.pdf

PDF disponível em: http://40rhel5streamview01.newswire.ca/media/2013/11/07/20131107-718343-33089-27810dd2-475e-45be-96c3-c4f6ab294af7.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

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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