PR Newswire: news distribution, targeting and monitoring
2014

Pacific Rubiales apresenta recordes de produção, volumes de vendas, EBITDA e fluxo de fundos das operações do primeiro trimestre

Share with Twitter Share with LinkedIn
Translations:
Português

TORONTO, 13 de maio de 2013 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunciou hoje a divulgação dos seus resultados financeiros consolidados não auditados para o trimestre encerrado no dia 31 de março de 2013, juntamente com a Discussão e Análise da Administração (Management Discussion and Analysis, MD&A). Esses documentos serão disponibilizados 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 de informações financeiras da empresa estão em dólares americanos, salvo indicação em contrário.

A empresa programou uma conferência telefônica para investidores e analistas para quinta-feira, 9 de maio de 2013 às 9h (horário de Toronto) para discutir os resultados da empresa no primeiro trimestre. Os analistas e investidores interessados estão convidados a participar seguindo as instruções de discagem fornecidas no final deste comunicado de imprensa.

Resumo e destaques do primeiro trimestre de 2013

  • A produção liquida média após royalties foi de 127.889 boe/d, um aumento de 18% comparado com o quarto trimestre do ano passado, e um aumento de 37% comparado com o mesmo período de 2012. Isso representa um recorde para a empresa e está no topo na orientação de produção anual.
  • O faturamento foi de US$ 1,3 bilhão, um aumento de 20% comparado com o quarto trimestre do ano passado, e um aumento de 35% comparado com o mesmo período de 2012.
  • O EBITDA foi de US$ 695 milhões, um aumento de 62% comparado com o quarto trimestre do ano passado, e um aumento de 28% comparado com o mesmo período de 2012. Outro recorde trimestral para a empresa, proporcionado por maiores volumes de produção e vendas, e apoiado por preços mais elevados.
  • O fluxo de fundos das operações (fluxo de caixa) foi de US$ 506 milhões, um aumento de 119% comparado com o quarto trimestre de 2012, e um aumento de 29% comparado com o mesmo período de 2012, o que representou outro recorde trimestral para a empresa.
  • O lucro líquido foi de US$ 121 milhões, um aumento considerável de US$ 145 milhões, comparado com o prejuízo de US$ 24 milhões no quarto trimestre do ano passado. O lucro líquido no trimestre caiu US$ 258 milhões, comparado com o mesmo período em 2012. Um dos fatores que contribuíram para essa queda foi o aumento dos custos DD&A não monetários, resultante do grande volume produzido, das aquisições da C&C e da PetroMagdalena concluídas em 2012 e do aumento contínuo de capex no campo de Rubiales, relacionado com o vencimento do contrato do campo em 2016. Outro fator que contribuiu para essa queda foi o aumento do imposto de renda total, resultante principalmente dos efeitos cambiais não monetários sobre o imposto de renda diferido.
  • Os netbacks operacionais da produção combinada de petróleo bruto e gás natural de US$ 60,88/boe foram 31% maiores que os US$ 46,44/boe registrados no quarto trimestre, o que está amplamente relacionado com a decisão arbitral sobre PAP em Quifa SW. Os netbacks operacionais caíram em comparação com o mesmo período de 2012, resultado de preços mais baixos do produto e custos um pouco mais altos.
  • A empresa alcançou uma redução de US$ 4,17/bbl nos custos de operação de petróleo no primeiro trimestre, comparado com o quarto trimestre do ano passado, excluídos os custos de extração por excesso/defeito derivados da provisão financeira relativa à decisão arbitral de PAP em Quifa SW. A empresa continua implementando projetos e iniciativas de redução de custos, que devem resultar em uma redução estrutural nos custos operacionais futuros de aproximadamente US$ 8/boe pró-forma durante 2013.
  • Emissão de US$ 1 bilhão em notas sênior sem garantia a uma taxa de 5,125% com vencimento em 2023. Os recursos do financiamento estão sendo usados para saldar dívidas de curto prazo não liquidadas e liberar o crédito rotativo, ao mesmo tempo em que amplia o perfil de crédito da empresa e fortalece sua estrutura geral de capital.
  • Crescimento de 55% em recursos prospectivos certificados totais para 4,3 Bboe, comparado com 2,8 Bboe em 2011. Os recursos contingentes totais também aumentaram para 168 MMboe, comparado com 4 MMboe em 2011.
  • Descobertas importantes de exploração, como duas novas descobertas de petróleo leve nos blocos de Cubiro e Arrendajo da empresa na Colômbia, uma descoberta significativa de gás natural e condensado no bloco de Guama, também na Colômbia, e uma descoberta de petróleo leve no poço de exploração Kangaroo-1, perfurado na bacia de Santos, no mar do Brasil.
  • A empresa recebeu uma importante licença ambiental para a "área de exploração de hidrocarbonetos de Quifa", que permite o maior desenvolvimento da produção no campo de Quifa SW e a retomada das perfurações de exploração na área de Quifa East.
  • Em abril de 2013, a empresa apresentou um aviso de intenção na bolsa de valores de Toronto (a "TSX") para iniciar uma licitação de curso normal, para comprar até 31.075.887 ações ordinárias, o que representa 10% do flutuador público da empresa até o dia 26 de abril de 2013. Dada a força do balanço patrimonial da empresa, atualmente ela está avaliando métodos para devolver valor aos acionistas, entre eles readquirir ações e/ou aumentar o dividendo trimestral. A alta administração está no processo de avaliação dessas alternativas e apresentará uma proposta ao conselho de administração até o final do segundo trimestre.

"Estou muito contente com o forte desempenho operacional e financeiro da empresa até o presente momento do ano", comentou Ronald Pantin, diretor geral da empresa. "Os volumes de produção e vendas atingiram níveis recorde e estão no caminho para chegar ao topo da nossa orientação de produção anual. As métricas de desempenho financeiro da empresa, avaliadas pelo dinheiro gerado como EBITDA e pelo fluxo de fundos das operações (fluxo de caixa), continuam robustas e estão aumentando. O balanço patrimonial é sólido e continuamos a beneficiar-nos das vantagens de mercado e comércio observadas atualmente na produção de petróleo pesado da Colômbia, alcançando um aumento no preço do WTI no primeiro trimestre de quase US$ 8/bbl no volume total de vendas da produção de petróleo bruto."

"Planejamos um ano ativo e animador de exploração e desenvolvimento, com mais de 40 poços de exploração e avaliação programados para o ano, e mais de um terço desses poços possuem alto impacto potencial na Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil e Papua Nova Guiné. Foram realizadas cinco novas descobertas de exploração durante o primeiro trimestre, inclusive a descoberta de petróleo no poço de exploração Kangaroo-1, no mar do Brasil. Em abril, iniciamos a perfuração de um poço de exploração em terra (poço Yahuish-1X) no bloco 138 no Peru, visando uma grande estrutura identificada na análise sísmica.

"O processo de licença ambiental na Colômbia é mais lento do que o previsto, mas estou feliz em ver algumas melhorias em desenvolvimento nessa frente, e agradecemos os esforços que a Autoridad Nacional de Licencias Ambientales ("ANLA") tem realizado para melhorar e simplificar o processo, para agilizar as licenças para os produtores de petróleo na Colômbia. Durante o primeiro trimestre, recebemos uma importante e abrangente licença para a futura exploração e desenvolvimento da área de exploração de hidrocarbonetos de Quifa, o que permitirá o aumento contínuo da produção no campo de Quifa SW e a retomada da exploração na área de Quifa East, no norte do campo de Rubiales. Também recebemos as autorizações necessárias para aumentar a produção de petróleo no bloco de campo de petróleo de Copa."

"A empresa está no processo de implementar várias iniciativas de diminuição de custos relativas à produção, transporte e custos de diluentes, e esperamos que se concretizem ao longo do ano."

"A empresa está construindo uma nova linha de transmissão de energia, para conectar os campos de Rubiales e Quifa com a rede elétrica da Colômbia, fornecendo energia mais barata para realizar as operações em campo. Espera-se que esse projeto esteja em operação no terceiro trimestre deste ano."

"Para lidar com o crescente volume de água produzida os campos de Rubiales e Quifa, a empresa iniciou um projeto para tratar a água de formação produzida nesses campos e usá-la em um projeto de irrigação desenvolvido para a atividade agroflorestal, com início no quarto trimestre de 2013."

"Nossos investimentos no oleoduto Bicentenario nos proporcionarão aproximadamente 40.000 bbl/d de saída de oleoduto, a partir da segunda metade do ano, reduzindo consideravelmente os altos custos atuais associados ao transporte em caminhões da produção de petróleo."

"A empresa continua a investir de maneira ativa em projetos e infraestrutura na Colômbia, desenvolvidos para apoiar nossa crescente produção no país. Esses projetos incluem nossos investimentos em Puerto Bahia, onde estamos desenvolvendo um novo terminal de exportação de petróleo na costa do Caribe da Colômbia, o que aumentará nossa capacidade de exportação e reduzirá o armazenamento do estoque."

"Uma nova estação de mistura de diluentes também está sendo construída em Cusiana, o que levará à otimização e a custos mais baixos na crescente produção de petróleo pesado da empresa a partir do segundo trimestre deste ano. Com a aquisição e desenvolvimento dos nossos próprios ativos de petróleo bruto leve, a empresa espera obter maiores reduções de custos, como resultado do uso da nossa própria produção de petróleo bruto leve como diluente, em vez de utilizar gasolina natural importada."

"Esperamos que esses e outros projetos e iniciativas levem a uma mudança estrutural significativa nos nossos custos de operação, visando reduções gerais de aproximadamente US$ 8/bbl pró-forma durante o resto do ano, que consiste em uma meta de redução de US$ 3 - US$ 4/bbl nos custos de produção, e US$ 3 - US$ 5/bbl em custos de transporte e diluentes."

"Embora seja cedo para afirmar, estamos animados com os resultados observados no projeto piloto STAR de Quifa SW. Alcançamos combustão prolongada no reservatório durante o primeiro trimestre e continuaremos a avaliar esse projeto piloto."

"Um projeto de GNL de pequena escala está sendo desenvolvido em conjunto com a Exmar NV, o que permitirá que a empresa aumente para mais que o dobro sua produção de gás no norte da Colômbia quando entrar em funcionamento no final de 2014."

"De maneira geral, estou ansioso por um ano de crescimento contínuo da produção, melhorando a estrutura de custos e com um programa de exploração animador, à medida que construímos a principal empresa de E&P com foco na América Latina para o benefício de longo prazo dos nossos acionistas e empregados."

Resultados financeiros

Resumo financeiro



2013


2012


T1


T4


T1

Receita das vendas de petróleo e gás (US$ milhões)

1.258,8


1.046,7


931,9

EBITDA (US$ milhões)1

694,7


429,0


542,2

EBITDA por ação1

2,16


1,45


1,85

Fluxo de fundos das operações (US$ milhões)1

506,2


231,5


392,5

Fluxo de fundos das operações por ação1

1,58


0,78


1,34

Lucro líquido ajustado (prejuízo) das operações
 (US$ milhões)1

146,9


38,2


290,0

Lucro líquido ajustado (prejuízo) das operações
por ação1

0,46


0,13


0,99

Lucro líquido (prejuízo) (US$ milhões)

121,8


(23,8)


258,4

Lucro líquido (prejuízo) por ação

0,38


(0,08)


0,88

Média das ações em circulação - básica (milhões)

321,3


294,6


292,4

 

[1]

Os termos EBITDA, fluxo de fundos das operações e lucro líquido ajustado das operações são medidas não IFRS. Por favor, consulte a seção de avisos e conciliações da MD&A.

 

Produção

Resumo da produção





2013

2012



T1


T4


T1

Petróleo e líquidos (bbl/d)







Colômbia


115.318


95.526


80.955

Peru


1.461


1.457


1.703

Total de petróleo e líquidos (bbl/d)


116.779


96.983


82.658








Gás natural (boe/d)1







Colômbia


11.110


11.166


10.915

Peru


-


-


-

Total de gás natural (boe/d)


11.110


11.166


10.915

Total equivalente (boe/d)


127.889


108.149


93.573

 

[1 ]

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


Mais detalhes sobre a produção estão disponíveis na MD&A.

 

A produção líquida total da empresa após royalties de 127.889 boe/d aumentou 37% no trimestre, comparado com um ano atrás, o que foi impulsionado pelo forte crescimento na produção de petróleo nos campos de petróleo pesado de Rubiales e Quifa da empresa, além de maiores volumes e crescimento na produção de petróleo leve, resultante das aquisições da PetroMagdalena e C&C concluídas em julho e dezembro de 2012, respectivamente.

A produção líquida média de petróleo após royalties do campo de Rubiales aumentou para 70.495 bbl/d, comparado com 57.555 bbl/d há um ano (aumento de 22%), e no campo de Quifa SW aumentou para 25.435 bbl/d, comparado com 21.885 bbl/d (aumento de 16%), devido principalmente às licenças ambientais recebidas em agosto de 2012, que permitiram maior injeção de água. A produção nos dois campos aumentou 9% e 10% respectivamente no trimestre atual, comparado com o quarto trimestre de 2012. A produção líquida adicional após royalties de 2.026 bbl/d no trimestre foi favorecida pelo campo de Cajua, um novo campo comercial desenvolvido no norte de Quifa SW.

Predominantemente, os ativos da produção de petróleo leve líquidos após royalties da PetroMagdalena aumentaram para aproximadamente 5,2 Mboe/d, comparado com menos de 2,5 Mboe/d, mais do que o dobro, através da atividade de exploração e desenvolvimento bem sucedida.

Os rendimentos e custos associados à participação de capital de 49% da empresa na produção do bloco Z-1 foi reconhecida nos resultados financeiros da empresa desde o dia 12 de dezembro de 2012 como resultado da aprovação pelas autoridades peruanas aplicáveis. A aquisição foi efetivada no dia 1o de janeiro de 2012.

Produção e volume de vendas



Produção para conciliação do total de vendas





2013


2012



T1


T4


T1

Produção líquida (boe/d)







Colômbia


126.428


106.692


91.870

Peru


1.461


1.457


1.703

Total de produção líquida (boe/d)


127.889


108.149


93.573








Produção líquida vendida (boe/d)







Produção disponível para venda (boe/d)1


127.889


107.071


91.870

Volumes de diluentes (bbl/d)


9.607


9.671


8.549

Petróleo para volumes de negociação (bbl/d)


3.895


1.718


10.221

Saldo de estoque e outros (boe/d)


2.259


1.681


(11.732)

Volumes vendidos (boe/d)


143.650


120.141


98.908



 

[1]

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


Mais detalhes sobre a produção e volume de vendas estão disponíveis na MD&A.

 

A empresa produz e vende petróleo bruto e gás natural. Também compra líquidos e petróleo bruto de terceiros para usar como diluentes, para misturar com sua produção de petróleo pesado e por razões comerciais, incluídas no relatório de "volumes vendidos". Os volumes de vendas também são afetados pelo movimento relativo nos inventários durante um período de relatório. Tanto os rendimentos como os custos são reconhecidos nos respectivos volumes vendidos durante o período.

A produção disponível para venda no trimestre aumentou para 127.889 boe/d, comparado com 91.870 boe/d no mesmo período de 2012 (um aumento de 39%), devido a maiores volumes de produção nos campos de produção. Apesar do aumento de 23% na produção líquida de petróleo pesado da empresa nos campos de petróleo de Rubiales, Quifa SW e Cajua, os volumes de diluentes aumentaram apenas 12% comparado com o ano passado, devido a compras maiores de gasolina natural ao invés de petróleo leve. O petróleo para volumes de negociação no presente trimestre diminuiu para 3.895 bbl/d, comparado com 10.221 bbl/d, enquanto os saldos de estoque ficaram em 2.259 bbl/d, comparado com 11.732 boe/d produzidos no mesmo trimestre do ano passado.

O volume total vendido, formado pelo volume de produção disponível para venda, volumes de diluentes adicionados à produção de petróleo pesado, petróleo para volumes de negociação e mudanças no saldo de estoque aumentaram para 143.650 boe/d no trimestre atual, comparado com 98.908 boe/d há um ano (um aumento de 45%).

Netbacks operacionais e volumes de vendas

Produção de petróleo e gás 
Volumes e netbacks











2013 T1

2012 T4

2012 T4


Petróleo

Gás natural

Combinado

Petróleo

Gás natural

Combinado

Petróleo

Gás natural

Combinado

Volumes vendidos (boe/d)

128.641

11.114

139.755

107.392

11.031

118.423

77.829

10.858

88.687











Preço de venda do petróleo bruto
e gás natural (US$/boe)

102,06

40,26

97,14

99,83

43,80

94,61

110,96

41,45

102,45











Custos de produção (US$/boe)

12,89

4,49

12,22

14,78

6,61

14,02

9,42

2,59

8,58

Custos de transporte
(US$/boe)

15,66

0,05

14,42

14,57

0,01

13,22

13,47

0,06

11,83

Custos de diluentes (US$/boe)

9,32

-

8,58

8,52

-

7,72

13,99

-

12,27

Subtotal de custos
(US$/boe)

37,87

4,54

35,22

37,87

6,62

34,96

36,88

2,65

32,68

Outros custos (US$/boe)

0,68

2,91

0,86

5,14

2,99

4,94

(2,40)

2,28

(1,83)

Custos de extração por excesso/defeito
(US$/boe)

0,17

0,29

0,18

9,21

(0,89)

8,27

(2,45)

(0,04)

(2,16)

Total de custos (US$/boe)

38,72

7,74

36,26

52,22

8,72

48,17

32,03

4,89

28,69











Netback operacional
(US$/boe)

63,34

32,52

60,88

47,61

35,08

46,44

78,93

36,56

73,76












 

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

 

Em um comunicado de imprensa com data de 9 de abril de 2013, a empresa divulgou planos para uma redução estrutural nos seus custos operacionais pró-forma, com início no segundo trimestre de 2013, que contam com várias iniciativas e projetos, inclusive uma nova linha de transmissão elétrica que fornece energia mais econômica, maior transporte por oleoduto, que substitui o transporte de petróleo bruto em caminhões, mais caro, além de eficiências e otimizações relacionadas aos custos de diluentes e abastecimento.





Petróleo para volumes de negociação e netbacks





2013

2012



T1

T4

T1

Volumes vendidos (bbl/d)


3.895

1.718

10.221






Preço de venda (US$/bbl)


105,24

100,66

112,94

Custo de aquisições (US$/bbl)


101,55

96,99

109,31

Netback operacional ($/bbl)


3,69

3,67

3,63



 

Mais detalhes sobre o petróleo para negociação estão disponíveis na MD&A.

 

A empresa também informa separadamente seu netback em petróleo bruto para comercialização, que ficou em US$ 3,69/bbl no primeiro trimestre, comparado com US$ 3,63/bbl no mesmo período de 2012.

Atualização de exploração

A empresa perfurou oito poços de exploração e avaliação durante o primeiro trimestre, o que resultou em cinco descobertas e três poços não produtivos.

Colômbia

No bloco de Cubiro, a empresa perfurou e concluiu o poço de exploração Copa D-1 e o poço de avaliação Copa A Norte-1, encontrando 27 pés e 25 pés de espessura porosa, respectivamente, nos intervalos de areia de Carbonera. Os poços apresentaram 900 bbl/d e 770 bbl/d de petróleo leve API de 42o, respectivamente, em testes.

A empresa perfurou o poço de exploração Yaguazo-1 e encontrou 14 pés de espessura porosa na areia basal C5, em uma estrutura não perfurada anteriormente no bloco de Arrendajo. O poço está sendo revestido atualmente para permitir um teste de produção, e a empresa planeja perfurar um poço de avaliação de acompanhamento na mesma estrutura.

No bloco de Guama, a empresa concluiu a perfuração do poço de exploração Manamo-1X e encontrou 251 pés de espessura porosa, que testou em uma taxa máxima de 4,9 MMcf/d de gás natural com 296 bbl/d de API condensado de 54o. A empresa também iniciou a perfuração do poço Capure-1X em uma estrutura separada que, até hoje, cortou aproximadamente 23 pés de espessura de gás natural indicado e condensado em uma zona secundária.

No bloco de CPO-12, o poço de exploração Hayuelo-1X foi perfurado como parte de um compromisso de três poços no bloco. O poço encontrou somente pequenos rastros de hidrocarbonetos, e foi tapado e abandonado como poço não produtivo. No bloco de CPO-1, o poço de exploração Altillo Oeste-1 também foi tapado e abandonado como poço não produtivo após a ausência verificada de hidrocarbonetos.

No bloco de Santa Cruz, a empresa iniciou a perfuração do poço de exploração Phobos-1 durante o trimestre. Esse poço possui muitos objetivos, e espera-se que alcance sua profundidade total de perfuração durante o segundo trimestre de 2013.

Durante o trimestre, um levantamento sísmico de 366 km2 em 3D foi concluído na parte norte do bloco CPE-6, com o objetivo de identificar novas localizações de poços na área de exploração de Hamaca. Além disso, foram iniciados levantamentos aeromagnéticos e de aerogravidade nos blocos de COR-15 e COR-24, e o processamento e interpretação de dados sísmicos recém-adquiridos em 2D e 3D nos blocos de Muisca, COR-15 e Portofino está em andamento, tudo com o objetivo de identificar a localização de futuros poços de exploração.

Peru

No bloco de plataforma Z-1, a empresa e sua parceira BPZ Energy concluíram a aquisição de 429 km2 de dados sísmicos em 3D, que atualmente estão sendo processados e interpretados junto com 1.143 km2 de dados sísmicos em 3D adquiridos anteriormente.

No bloco 138, a empresa iniciou a perfuração do poço de exploração Yahuish-1X no dia 16 de abril de 2013. Espera-se que o poço atinja sua profundidade total em 60 a 80 dias.

No bloco 135, a empresa prosseguiu com a aquisição de 789 km de dados sísmicos em 2D, com conclusão prevista para o segundo trimestre. No bloco 116, espera-se que a perfuração de um poço de exploração proposto, o Fortuna-1X, comece na segunda metade de 2013.

Guatemala

Nos blocos N-10-96 e O-10-96, um levantamento geofísico hiperespectral foi concluído, e foi iniciado o planejamento avançado para um poço de exploração que deve ser perfurado na segunda metade de 2013.

Brasil

Durante o trimestre, dois poços de exploração (Kangaroo-1 e Emu-1) foram perfurados como parte de um contrato de farm-in que cobre cinco blocos na bacia marítima de Santos. O poço Kangaroo-1 encontrou uma seção de 82 pés de espessura total (58 pés de espessura porosa) de reserva de petróleo em posição lateral descendente em uma estrutura eocênica. A operadora dos blocos, Karoon Gas, planeja perfurar um poço de avaliação na descoberta de Kangaroo ainda este ano. O poço Emu-1 não encontrou áreas de possível produção e foi tapado e abandonado. A empresa está participando de uma terceira opção de poço (Bilby-1), que resultou em uma descoberta de petróleo em um antigo intervalo de reservatório cretáceo, conforme indicado pela perfilagem e amostra de pressão e fluídos. Uma avaliação adicional da área de petróleo está em andamento, e espera-se que a perfuração do poço continue até uma profundidade total de aproximadamente 15.050 pés durante o mês de maio de 2013.

Detalhes da conferência telefônica do primeiro trimestre de 2013

A empresa programou uma conferência telefônica para investidores e analistas para quinta-feira. 9 de maio de 2013, às 8h (horário de Bogotá), 9h (horário de Toronto) e 10h (horário do Rio de Janeiro) para discutir os resultados da empresa no primeiro trimestre. Entre os participantes estão Ronald Pantin, diretor geral, José Francisco Arata, presidente, e membros distinguidos da alta administração. A Pacific Rubiales prevê a divulgação dos resultados do primeiro trimestre para quarta-feira, 8 de maio de 2013, após o fechamento do mercado.

A conferência telefônica ao vivo será realizada em inglês com tradução simultânea para o espanhol. A empresa publicará uma apresentação no website da empresa antes da conferência, que poderá ser acessada em www.pacificrubiales.com.

Os analistas e investidores interessados estão convidados a participar através dos seguintes números de acesso:

Número do participante (Internacional/Local):  

(647) 427-7450

Número do participante (Ligação gratuita da Colômbia):  

01-800-518-0661

Número do participante (Ligação gratuita da América do Norte):  

(888) 231-8191

ID da conferência (Participantes de língua inglesa):   

40205504

ID da conferência (Participantes de língua espanhola):   

40208313

A conferência telefônica será transmitida pela internet e poderá ser acessada através do seguinte link: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.

Uma reprise da conferência estará disponível até as 23h59m (hora de Toronto) do dia 23 de maio de 2013, e poderá ser acessada da seguinte forma:

Número de acesso gratuito para a reprise:

1-855-859-2056

Número de acesso local:  

(416)-849-0833

ID da reprise (Participantes de língua inglesa):  

40205504

ID da reprise (Participantes de língua espanhola): 

40208313

A Pacific Rubiales, empresa canadense e produtora de gás natural e petróleo bruto, é proprietária de 100% da Meta Petroleum Corp., que opera os campos de petróleo pesado de Rubiales, Piriri e Quifa na bacia de Llanos, e 100% da 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 possui ativos de petróleo leve na Colômbia, e 100% da C&C Energia Ltd., que possui ativos de petróleo leve na bacia de Llanos. Além disso, a empresa conta com uma carteira diversificada de ativos fora da Colômbia, que inclui a produção e exploração de ativos no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua Nova Guiné.

As ações ordinárias da empresa são comercializadas na bolsa de valores de Toronto e na bolsa de valores da Colômbia e como recibos de depósitos brasileiros da Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil sob os símbolos ticker PRE, PREC e PREB, respectivamente.

Avisos

Nota de advertência sobre declarações prospectivas

Este comunicado de imprensa contém declarações prospectivas. Todas as declarações que não sejam declarações de fatos históricos, que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos em que a empresa acredita, espera ou prevê, irão ou poderão ocorrer no futuro (incluindo, sem limitações, declarações relativas a estimativas e/ou suposições a respeito da produção, receita, fluxo de caixa e custos, estimativas de recursos e reservas, recursos e reservas potenciais e a exploração da empresa, bem como seus planos de desenvolvimento e objetivos) são declarações prospectivas. Essas declarações prospectivas refletem as expectativas ou convicções atuais da empresa com base em informações disponíveis atualmente para a empresa. As declarações prospectivas estão sujeitas a uma variedade de riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam substancialmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas, e mesmo que tais resultados reais sejam realizados ou substancialmente realizados, não há garantia de que terão as consequências ou efeitos esperados para a empresa. Os fatores que podem fazer com que os resultados reais ou eventos sejam substancialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza de estimativas de custos de capital e operacional, estimativas de produção e retorno econômico estimado, a possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e suposições, falha ao estabelecer os recursos ou reservas estimados, flutuações no preço do petróleo e na taxa de câmbio de moedas, inflação, mudanças no mercado de ações, desenvolvimentos políticos da Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil Papua Nova Guiné ou Guiana; mudanças nos regulamentos que afetam as atividades da empresa, incertezas relativas à disponibilidade e custos de financiamento necessário no futuro, as incertezas envolvidas na interpretação de resultados de perfurações e outros dados geológicos, e os outros riscos especificados sob o título "Fatores de risco" e em qualquer outro lugar no formulário anual de informações da empresa, com data de 14 de março de 2012, arquivado no SEDAR em www.sedar.com. Todas as declarações prospectivas só são válidas a partir do dia em que são feitas e, exceto quando exigido por leis de valores mobiliários aplicáveis, a empresa não assume nenhuma intenção ou obrigação de atualizar quaisquer declarações prospectivas, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou em qualquer outro caso. Embora a empresa considere que as suposições contidas nas declarações prospectivas sejam razoáveis, essas declarações não são garantia de desempenho futuro e, dessa forma, não é recomendável depositar confiança excessiva em tais declarações devido à incerteza inerente.

Além disso, os níveis de produção relatados podem não corresponder às taxas de produção sustentável e as futuras taxas de produção podem diferir substancialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado de imprensa, devido a, entre outros fatores, dificuldades e interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

Tradução

Este comunicado de imprensa foi preparado em inglês e traduzido posteriormente para o espanhol e o português. Caso haja diferenças entre a versão em inglês e suas versões traduzidas, o documento em inglês deverá prevalecer.

Conversão do boe

O boe pode levar a enganos, principalmente se for utilizado de forma isolada. Uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf: 1 bbl baseia-se em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço. Os valores estimados, divulgados neste comunicado de imprensa, não representam o valor real de mercado. As estimativas das reservas e as futuras receitas líquidas para propriedades individuais podem não refletir o mesmo nível de confiança que as estimativas de reservas e futuras receitas líquidas de todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.

Recursos

Os leitores devem prestar atenção nas estimativas de classes individuais de recursos e avaliar as diferentes probabilidades de recuperação associadas a cada classe. As estimativas de recursos recuperáveis restantes (sem risco) incluem os recursos prospectivos que não foram adequados ao risco, com base na chance de descoberta ou chance de desenvolvimento, e recursos contingentes que não foram adequados ao risco, com base na chance de desenvolvimento. Não é uma estimativa de volumes que pode ser recuperada. A recuperação atual provavelmente é menor e pode ser consideravelmente menor ou nenhuma.

Os recursos prospectivos são aquelas quantidades de petróleo e gás que acredita-se que sejam potencialmente recuperáveis de acumulações não descobertas. Não há certeza de que os recursos prospectivos serão descobertos. Caso sejam descobertos, não há certeza de que serão viáveis comercialmente para produzir alguma porção dos recursos prospectivos. A aplicação de quaisquer fatores de risco geológicos e econômicos não equipara os recursos prospectivos aos recursos contingentes ou reservas. Além disso, foram utilizadas as seguintes classificações de recursos mutuamente exclusivas:

  • Baixa estimativa – É considerada uma estimativa conservadora da quantidade que será realmente recuperada da acumulação. Esse termo reflete um nível de confiança P90, em que há 90% de chance de que uma descoberta de sucesso seja igual ou maior que essa estimativa de recursos.
  • Melhor estimativa – É considerada a melhor estimativa da quantidade que será realmente recuperada da acumulação. Esse termo é uma medida da tendência central da distribuição de incertezas, e nesse caso reflete um nível de confiança de 50%, em que há 50% de chance de que uma descoberta de sucesso seja igual ou maior que essa estimativa de recursos.
  • Alta estimativa – É considerada uma estimativa otimista da quantidade que será realmente recuperada da acumulação. Esse termo reflete um nível de confiança P10, em que há 10% de chance de que uma descoberta de sucesso seja igual ou maior que essa estimativa de recursos. 

Os recursos contingentes são as quantidades estimadas de petróleo, em uma data específica, que são potencialmente recuperáveis de acumulações conhecidas, com o uso de tecnologia estabelecida ou em desenvolvimento, mas que não são consideradas atualmente como recuperáveis comercialmente devido a uma ou mais contingências. Os recursos contingentes têm uma chance associada de desenvolvimento (econômico, regulamentar, mercado e instalações, compromisso corporativo ou riscos políticos). As estimativas aqui contidas não foram traçadas para a chance de desenvolvimento. Não há nenhuma certeza de que os recursos contingentes serão desenvolvidos e, caso o sejam, não há nenhuma certeza do momento de tal desenvolvimento ou de que seja viável comercialmente para produzir uma porção dos recursos contingentes.

Neste comunicado de imprensa, o volume total de recursos foi expresso para alta estimativa, baixa estimativa e melhor estimativa, tanto para recursos contingentes como para recursos prospectivos. Esses volumes totais são somas aritméticas de várias estimativas de recursos contingentes e prospectivos, conforme o caso, e os princípios estatísticos indicam que pode levar a erros com relação aos volumes que podem ser realmente recuperados. Os leitores devem prestar atenção nas estimativas de classes individuais de recursos e avaliar as diferentes probabilidades de recuperação associadas a cada classe, conforme explicado nesta seção.

Definições

Bcf

Bilhões de pés cúbicos.

Bcfe

Bilhões de pés cúbicos de equivalente de gás natural.

bbl

Barril de petróleo.

bbl/d

Barril de petróleo por dia.

boe

Barril equivalente de petróleo. O boe pode levar a enganos, especialmente se utilizado de forma isolada. O padrão colombiano é uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf:1 bbl e baseia-se em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço.

boe/d

Barril equivalente de petróleo por dia.

Mbbl

Mil barris.

Mboe

Mil barris de equivalente de petróleo.

MMbbl

Milhões de barris.

MMboe

Milhões de barris de equivalente de petróleo.

Mcf

Mil pés cúbicos.

WTI

Petróleo bruto West Texas Intermediate.

Para mais informações:

Christopher (Chris) LeGallais
Vice-presidente sênior de relações com investidores
+1 (647) 295-3700

Roberto Puente
Gerente sênior de relações com investidores
+57 (1) 511-2298

Javier Rodriguez
Gerente de relações com investidores
+57 (1) 511-2319

FONTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.



RELATED LINKS
http://www.pacificrubiales.com

Featured Video

Journalists and Bloggers

Visit PR Newswire for Journalists for releases, photos, ProfNet experts, and customized feeds just for Media.

View and download archived video content distributed by MultiVu on The Digital Center.

Share with Twitter Share with LinkedIn

Next in Gas News

 

Custom Packages

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

Start today.

 

 
 

PR Newswire Membership

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

 
 

Learn about PR Newswire services

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

 

Online Member Center

Not a Member?
Click Here to Join
Login
Search News Releases
Advanced Search
Search
  1. PR Newswire Services
  2. Knowledge Center
  3. Browse News Releases
  4. Contact PR Newswire
  5. Send a News Release