Pacific Rubiales brinda actualización sobre operaciones para el primer trimestre de 2014

TORONTO, 24 de abril de 2014 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) ofreció hoy una actualización operativa sobre los resultados operativos en su primer trimestre de 2014, incluyendo estimados de producción y volúmenes de ventas, precios concretados y netbacks por operaciones, como se resume a continuación:


1T 2014
(Estimado)

4T 2013
(Real)

3T 2013
(Real)

2T 2013
(Real)

1T 2013
(Real)







Producción de petróleo neta (Mbbl/d)

137 - 138

123

117

117

117

Producción de gas natural neta (Mbpe/d)

10 - 11

11

11

11

11

Producción neta total (Mbpe/d)

147 - 149

134

128

128

128







Volúmenes de ventas (Mbpe/d)

151 - 153

143,9

123,7

127,4

143,7







Precio concretado del petróleo ($/bbl)

$98 - $100

$95,54

$103,00

$95,84

$102,06

Precio concretado del gas natural ($/bpe)

$31 - $33

$32,69

$36,35

$39,78

$40,26

Precio concretado combinado ($/bpe)

$92 - $94

$90,66

$97,29

$90,91

$97,14







Netback por operaciones de petróleo ($/bbl)

$62 - $64

$62,31

$65,73

$63,31

$63,34

Netback por operaciones combinadas ($/bpe)

$59 - $61

$59,43

$62,52

$60,54

$60,88

Nota: Todos los valores en este comunicado de prensa se expresan en US$ a menos que se indique lo contrario.

Resultados del primer trimestre de 2014

Se espera que la producción neta total para el trimestre esté entre 147 y 149 Mbpe/d, un incremento de aproximadamente 16% con respecto al mismo período hace un año. La producción total fue afectada por los menores volúmenes producidos en el campo Rubiales como resultado de dos factores:



1)

Restricciones en la eliminación de agua superficial debido a la sequía que actualmente afecta a Colombia; y

2)

Gastos de capital menores que los esperados en las instalaciones para tratamiento de agua pendientes de las negociaciones en curso con Ecopetrol S.A.
("Ecopetrol") relacionadas con la división de la inversión de capital antes de que expire el contrato en 2016.



La menor producción en el campo Rubiales fue compensada por la contribución de volúmenes procedentes de los activos adquiridos a Petrominerales Ltd., cuya producción se comportó según la producción informada en el cuarto trimestre de 2013 (aproximadamente de 24 a 25 Mbbl/d netos). La compañía espera que su producción total aumente a lo largo del año y está en buen camino para alcanzar su guía de producción neta promedio para 2014 de aproximadamente 148 a 162 Mbpe/d, un incremento de 15 a 25% con respecto a los niveles de producción de 2013.

La compañía informa sus volúmenes de ventas como compuestos por volúmenes producidos, más volúmenes de diluentes comprados (mezclados con su producción de petróleo pesado para obtener una mezcla para venta), más volúmenes de petróleo para comercialización ("OFT", por sus siglas en inglés), más/menos ajustes por inventarios de ventas. Los volúmenes de ventas pueden variar considerablemente de trimestre a trimestre debido a la fluctuación de los volúmenes de diluente y de OFT, y a cambios considerables en los inventarios de petróleo que están relacionados con el momento en que se extraen los volúmenes de exportación.

Se espera que los volúmenes de ventas en el primer trimestre estén en el intervalo de 151 a 153 Mbpe/d y no incluyen aproximadamente 450 Mbbl (5 Mbbl/d) de petróleo debido a volúmenes PAP acumulados del período anterior. Como se anunció previamente, estos volúmenes están relacionados con el acuerdo que la compañía alcanzó con Ecopetrol para comenzar a entregar 'en especie' volúmenes PAP del período anterior asociados con la decisión arbitral sobre Quifa SW dada a conocer el año pasado. Al cierre del primer trimestre de 2014, la compañía ha entregado en su totalidad los volúmenes PAP pendientes a Ecopetrol.

Se espera que los volúmenes de OFT en el primer trimestre estén en el intervalo de 10 a 11 Mbbl/d (3,4 Mbbl/d en el cuarto trimestre de 2013). El negocio de OFT es de naturaleza oportunista y por tanto los volúmenes pueden variar considerablemente de trimestre en trimestre. Se espera que los volúmenes de diluente en el primer trimestre sean similares a los del trimestre anterior (2,3 Mbbl/d en el cuarto trimestre de 2013).

La compañía espera que el precio concretado del petróleo en el primer trimestre esté en el intervalo de $98 a $100/bbl, aproximadamente 3% más alto que el trimestre anterior, reflejando el incremento del WTI de $96,42/bbl en el cuarto trimestre de 2013 a $97,90/bbl en el primer trimestre de 2014. 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. Se espera que los precios concretados combinados estén en el intervalo de $92 a $94/bpe.

Debido a factores fuera del control de la compañía, los costos totales por operación aumentaron durante el trimestre debido a lo siguiente:



1)

Costos de producción - aumentaron en aproximadamente $1,50 a $2,50/bbl reflejando menores volúmenes de petróleo producidos en el campo Rubiales.

2)

Costos por transportación - aumentaron en aproximadamente $2,00 a $2,50/bbl como resultado del uso de transportación adicional en camiones cisternas y costos por transportación a través de un oleoducto alternativo luego de los ataques terroristas al oleoducto Bicentenario.

3)

Tarifas del oleoducto Bicentenario pagadas durante el evento de fuerza mayor - los ataques terroristas al oleoducto Bicentenario hicieron que la compañía perdiera una capacidad de transportación en oleoducto de aproximadamente 47 Mbbl/d a partir de mediados de febrero. Se espera que las tarifas pagadas durante el evento de fuerza mayor tengan un costo adicional de $2,00 a $2,50/bbl.



El aumento en los costos por operaciones fue mitigado por el incremento de 3% en los precios concretados y como resultado los netbacks por operaciones combinados de la compañía para el trimestre permanecieron en línea con el trimestre anterior, con márgenes que excedieron 60%. Además, la compañía no sufrió interrupciones en la producción a pesar de ataques al oleoducto, lo cual destaca la flexibilidad de su modelo comercial y las múltiples opciones alternativas de transporte que tiene a su disposición.

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 operación se reportan como una combinación de: costos de producción, transportación y por diluente, más otros costos y costos por extracción por exceso/defecto. Los dos últimos (otros costos y costos por extracción por exceso/defecto) están relacionados en buena medida con los movimientos de inventario en almacenamiento y de extracción de volúmenes para exportación, y consecuentemente pueden tener un impacto considerable, positivo o negativo, sobre los costos totales en un trimestre determinado.

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 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 desarrollos 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 del 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://stream1.newswire.ca/media/2014/04/23/20140423_C4702_DOC_EN_39522.pdf

Para obtener información adicional:

Christopher (Chris) LeGallais
Vicepresidente sénior, Relaciones con los Inversores
+1-647-295-3700

Roberto Puente
Gerente sénior, Relaciones con los Inversores
+57-1-511-2298

Kate Stark
Gerente, Relaciones con los Inversores
+1-416-362-7735

(PRE.)

FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.



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