Pacific Rubiales brinda actualización operativa para el tercer trimestre de 2014
TORONTO, 28 de octubre de 2014 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) ofreció hoy una actualización operativa para sus resultados operativos del tercer trimestre de 2014, lo cual incluye estimados de producción y volúmenes de ventas, precios concretados y netbacks por operaciones, como se resume a continuación:
3T 2014 |
2T 2014 (Real) |
1T 2014 (Real) |
4T 2013 (Real) |
3T 2013 (Real) |
|
Producción de petróleo neta (Mbbl/d) |
133-135 |
139 |
138 |
123 |
117 |
Producción de gas natural neta (Mbpe/d) |
9-11 |
10 |
11 |
11 |
11 |
Producción neta total (Mbpe/d) |
142-146 |
149 |
149 |
134 |
128 |
Volúmenes de ventas (Mbpe/d) |
162-164 |
155,0 |
151,9 |
143,9 |
123,7 |
Precio concretado del petróleo ($/bbl) |
$91 - $93 |
$99,76 |
$98,44 |
$95,54 |
$103,00 |
Precio concretado del gas natural ($/bpe) |
$31 - $33 |
$31,33 |
$31,80 |
$32,69 |
$36,35 |
Precio concretado combinado ($/bpe) |
$87 - $89 |
$94,95 |
$93,38 |
$90,66 |
$97,29 |
Netback por operaciones de petróleo ($/bbl) |
$56 - $58 |
$65,54 |
$66,98 |
$62,31 |
$65,73 |
Netback por operaciones combinadas ($/bpe) |
$54 - $56 |
$62,76 |
$63,80 |
$59,43 |
$62,52 |
Nota: Todos los valores en este comunicado de prensa se expresan en US$ a menos que se indique lo contrario.
Resultados para el tercer trimestre de 2014
Se espera que la producción neta total para el trimestre esté en el intervalo de 142 a 146 Mbpe/d, un incremento de aproximadamente 13% con respecto al mismo período hace un año. Esta producción es 3% inferior a la del trimestre anterior, afectada por menor producción que la esperada desde el campo Rubiales debido principalmente a capacidad restringida de eliminación de agua, lo cual fue compensado parcialmente por una producción de petróleo liviano mayor de lo esperado.
La compañía dio a conocer ayer un comunicado de prensa con una actualización detallada de las actividades de exploración, destacando que espera más que duplicar su producción de petróleo liviano durante los últimos 12 meses así como el éxito en la adición de nueva producción de petróleo liviano mediante perforaciones de exploración. Aproximadamente 10.000 bbl/d en nueva producción de petróleo está proviniendo desde 39 pozos de exploración perforados en 2014 hasta la fecha, una tasa de éxito de 72%.
Continúa el desarrollo del nuevo campo de petróleo pesado en el bloque CPE-6. Está avanzando la primera fase de la construcción de la instalación de procesamiento central, cuya terminación está planificada dentro de los próximos 30 a 45 días. La compañía continúa perforando en el bloque, con dos pozos recientemente perforados cuyas pruebas dieron como resultado petróleo y un pozo adicional actualmente en perforación. Se brindará una actualización más detallada acerca del avance en el desarrollo del bloque CPE-6 durante la llamada de conferencia del tercer trimestre la próxima semana (jueves 6 de noviembre de 2014).
La compañía reporta sus volúmenes de ventas como compuestos por volúmenes producidos disponibles para la venta, más volúmenes de diluente comprado (mezclado con la producción de petróleo pesado para obtener una mezcla para vender) más volúmenes de petróleo para comercialización ("OFT"), más/menos ajustes en los inventarios de ventas. Los volúmenes de ventas pueden variar considerablemente de trimestre en trimestre como consecuencia de volúmenes fluctuantes de diluente y OFT, lo cual puede incluir cambios considerables en los inventarios de petróleo los cuales están relacionados con el momento en que se extraen los volúmenes de exportación.
Se espera que los volúmenes de ventas en el tercer trimestre se encuentren en el intervalo de 162 a 164 Mbpe/d, un incremento de 32% y 5% con respecto al mismo período hace un año y al trimestre anterior, respectivamente. Se espera que los volúmenes de OFT se encuentren en el intervalo de 13 a 15 Mbbl/d (en comparación con 8,6 Mbbl/d en el segundo trimestre de 2014). Se espera que los volúmenes de diluente sean similares a los del trimestre anterior (2,2 Mbbl/d en el segundo trimestre de 2014).
La compañía espera que el precio concretado del petróleo en el tercer trimestre esté en el intervalo de $91 a $93/bbl, lo cual es más bajo en comparación con el mismo trimestre hace un año y el segundo trimestre de 2014, pero está en línea con el descenso en los precios de referencia del petróleo. La mayor parte de la producción petrolera de la compañía en Colombia y Perú se exporta a precios vinculados a los precios internacionales del petróleo. Los precios de referencia WTI y Brent del petróleo descendieron aproximadamente $6/bbl (5% - 6%) durante el trimestre. Se espera que los precios concretados combinados (incluyendo la producción de gas natural) estén en el intervalo de $87 a $89/bpe.
La compañía calcula su netback por operaciones tanto para ingresos como para costos sobre la base de sus volúmenes de ventas totales, y no sobre los volúmenes producidos. Los costos totales por operaciones se reportan como una combinación de costos por producción, transportación y diluente, más otros costos y costos por extracción por exceso/defecto. Los dos últimos (otros costos y costos por extracción por exceso/defecto) están en buena medida relacionados con movimientos en el almacenamiento y en el inventario de extracción de volúmenes y por tanto pueden tener un impacto considerable sobre los costos totales, tanto positiva como negativamente, en cualquier trimestre determinado.
La compañía mantuvo sus costos subyacentes por operaciones en línea con el trimestre anterior, pero menores que los del mismo período hace un año. Se espera que los netbacks por operaciones para el trimestre sean menores en comparación con el trimestre anterior, afectados por la caída de los precios de referencia del petróleo, sin embargo, se espera que los márgenes de operaciones en efectivo permanezcan iguales o superiores a 60%.
Pacific Rubiales, una compañía con sede en Canadá y productora de gas natural y petróleo crudo, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., que opera los campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri y Quifa en la cuenca Llanos, y del 100% de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera el campo de gas natural La Creciente en la región noroccidental de Colombia. Pacific Rubiales también ha adquirido previamente el 100% de Petrominerales Ltd, que posee activos de petróleo liviano y pesado en Colombia y activos de petróleo y gas en Perú, el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., que posee activos de petróleo liviano en Colombia, y el 100% de C&C Energia Ltd., que posee activos de petróleo liviano en la cuenca Llanos. Además de los activos en Colombia, la compañía tiene una cartera diversificada que incluye activos de producción y exploración en Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Papúa Nueva Guinea.
Las acciones ordinarias de la compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia y como Recibos Depositarios Brasileños en la Bolsa de Valores, Mercancías y Futuros de Brasil bajo los símbolos PRE, PREC y PREB, respectivamente.
Advertencias
Nota cautelar concerniente a las declaraciones a futuro
Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, que no sean las declaraciones de hechos históricos, que abordan actividades, eventos o acontecimientos que la compañía considera, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluyendo, pero sin limitarse a, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos y reservas potenciales y los planes y objetivos de la compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Estas declaraciones a futuro reflejan las expectativas o las creencias actuales de la compañía sobre la base de información que la compañía actualmente tiene disponible. Las declaraciones a futuro están sujetas a una cantidad de riesgos e incertidumbres que pueden determinar que los resultados reales de la compañía difieran materialmente de los discutidos en las declaraciones a futuro, e incluso si esos resultados reales se concretan o se concretan sustancialmente, no hay seguridad de que tendrán las consecuencias esperadas para la compañía o efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difirieran materialmente de las actuales expectativas, se encuentran, entre otros: incertidumbre en cuanto a los estimados de capital y costos operativos; estimados de producción y retorno económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias reales difieran de los estimados y suposiciones; la falta del establecimiento de recursos o reservas estimados; fluctuaciones en los precios del petróleo y las tasas de cambio de divisas; inflación; cambios en los mercados bursátiles; acontecimientos políticos en Colombia, Guatemala, Perú, Brasil, Papúa Nueva Guinea y Guyana; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y los costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres que conllevan la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; y los otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en otras partes del formulario de información anual de la compañía de fecha 13 de marzo de 2014 presentado ante el SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración a futuro se refiere solo a la fecha en la cual se emitió y, excepto como lo requieran las leyes aplicables a los títulos valores, la compañía renuncia a cualquier intento u obligación de actualizar cualquier declaración a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la compañía cree que las suposiciones inherentes en las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe depositar una confianza excesiva en estas declaraciones debido a la inherente incertidumbre de estas.
Conversión de bpe
La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. Se utiliza un factor de conversión de bpe de 5,7 Mpc: 1 bbl, y se basa en un método de conversión de equivalencia energética aplicable, principalmente, en la punta del quemador, y no representa una equivalencia de valor en la boca del pozo. Los valores estimados divulgados en este comunicado de prensa no representan valor justo del mercado. Los valores estimados de reservas e ingresos netos futuros para propiedades individuales puede que no reflejen el mismo nivel de confianza de los estimados de reservas e ingresos netos futuros para todas las propiedades, debido a los efectos de la suma.
Definiciones
Bpc |
Mil millones de pies cúbicos. |
Bpce |
Mil millones de pies cúbicos de gas natural equivalente. |
bbl |
Barril de petróleo. |
bbl/d |
Barril de petróleo por día. |
bpe |
Barril de petróleo equivalente La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. La norma colombiana es un factor de conversión de bpe de 5,7 Mpc:1 bbl y se basa en un método de conversión de equivalencia energética aplicable, principalmente, en la punta del quemador y no representa una equivalencia de valor en la boca del pozo. |
bpe/d |
Barril de petróleo equivalente por día. |
Mbbl |
Mil barriles. |
Mbpe |
Mil barriles de petróleo equivalente. |
MMbbl |
Millón de barriles. |
MMbpe |
Millón de barriles de petróleo equivalente. |
Mpc |
Mil pies cúbicos. |
WTI |
Petróleo crudo West Texas Intermediate. |
Traducción
Este comunicado de prensa se redactó en idioma inglés y fue posteriormente traducido al español y al portugués. En caso de presentarse diferencias entre la versión en inglés y sus contrapartes traducidas, el documento en inglés debe ser considerado como la versión que regirá.
PDF disponible en: http://files.newswire.ca/959/PRE_141028_-_3Q.pdf
Christopher (Chris) LeGallais, Vicepresidente Corporativo, Relaciones con los Inversores, +1 (647) 295-3700; Frederick Kozak, Vicepresidente, Relaciones con los Inversores, +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, Gerente Senior, Relaciones con los Inversores, +57 (1) 511-2298; Kate Stark, Gerente, Relaciones con los Inversores, +1 (416) 362-7735; CONTACTO CON LOS MEDIOS: Peter Volk, Vicepresidente, Comunicaciones, América del Norte, +1 (416) 362-7735
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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