Pacific Rubiales brinda una actualización operativa e informa volúmenes récord de producción en el primer trimestre

TORONTO, 10 de abril de 2013 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) se complace en brindar una actualización sobre sus operaciones y actividades de exploración en lo que va de año 2013.

En resumen, la compañía espera informar volúmenes récord de producción en el primer trimestre de 2013, con producción en la parte alta de su rango de guía anual. La actividad de pozos de exploración en lo que va de año incluye diez pozos, uno de ellos actualmente en perforación. Esto ha dado como resultado cuatro descubrimientos importantes de petróleo y dos descubrimientos de gas natural/condensado, para una tasa de éxito de 67%. Durante el trimestre, la compañía emitió US$1.000 millones en notas no garantizadas preferenciales con un cupón de 5,125%, con vencimiento en 2023, ampliando su perfil de crédito y fortaleciendo su estructura de capital general.

La compañía espera publicar sus resultados financieros del primer trimestre después del cierre de los mercados el miércoles 8 de mayo de 2013.

Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía, comentó:

"Estoy complacido con este comienzo del año tan sólido desde el punto de vista operativo. Esperamos que la producción neta después de regalías en el primer trimestre esté en el rango de 126 - 128 Mbpe/d, un incremento de 30% con respecto al promedio de 2012, y lo cual representa una producción trimestral récord para la compañía.

"El precio de referencia WTI en el trimestre permaneció sólido en aproximadamente $94/bbl y la compañía espera alcanzar un diferencial premium a WTI de aproximadamente $8 y $10 en sus volúmenes de ventas Castilla y Vasconia respectivamente. La concreción del precio promedio en las ventas de petróleo crudo debe estar en el rango de $100 - $103/bbl.

"Mirando tanto a este año como al futuro, la compañía está adoptando medidas para alcanzar cambios estructurales en sus costos de operación. Posteriormente este año, se espera que el desempeño financiero de la compañía se beneficie gracias a diversas iniciativas para la reducción de costos y proyectos llevándose a cabo actualmente. Tenemos como objetivo alcanzar reducciones en los costos generales de operación de aproximadamente $8/bbl sobre una base pro-forma durante el resto de este año, compuesta por una reducción objetivo de $3 - $4/bbl en los costos de producción, y una reducción de $3 - $5/bbl en los costos por transportación y diluyente.

"Se espera que los costos de producción disminuyan principalmente como resultado de la nueva línea de transmisión de energía eléctrica Petroeléctrica de los Llanos ("PEL") (proyecto 100% de PRE) la cual conectará los campos Rubiales y Quifa de la compañía con la red eléctrica de Colombia, suministrando energía menos cara para alimentar las operaciones en el campo. Se espera que la línea PEL se termine y entre en operaciones en el tercer trimestre de 2013. Se esperan reducciones de costos en barriles producidos incrementales de los campos Rubiales y Quifa provenientes del proyecto de irrigación en curso, mediante el cual el agua producida será tratada en instalaciones de ósmosis inversa y se utilizará en la industria agroforestal, en lugar de ser reinyectada. La irrigación con agua se utilizará para disponer de la mayor cantidad del incremento en la producción de agua esperado en el futuro desde estos campos. Se espera que el proyecto de irrigación comience en el cuarto trimestre de 2013.

"Los costos por transportación se reducirán mediante un mayor uso de transportación por oleoducto y no en camiones cisterna. En la actualidad la compañía transporta en camiones cisterna parte de su producción de petróleo pesado desde los campos Rubiales y Quifa. Los nuevos acuerdos comerciales que rigen el oleoducto OCENSA permitieron a la compañía contratar capacidad excedente adicional en el oleoducto a partir del próximo mes. Además, se espera que el oleoducto Bicentenario comience a realizar entregas en el tercer trimestre del año, ofreciendo a la compañía una capacidad de oleoducto de aproximadamente 40 Mbbl/d.

"Los costos por diluyente se reducirán mediante la puesta en marcha de la nueva instalación de mezcla de diluyente en la estación Cusiana en el segundo trimestre del año, reduciendo los costos de transportación del diluyente en camiones cisternas hasta los campos productores. Además, la compañía espera usar mayores volúmenes de su propia producción de petróleo ligero para diluyente, procedente de las nuevas adquisiciones de campos de petróleo ligero realizadas en 2012.

"El éxito de la exploración de la compañía continúa con un número de importantes descubrimientos de petróleo y gas en el trimestre, incluyendo un descubrimiento de petróleo en nuestro primer pozo perforado costa afuera en Brasil. Esperamos proseguir con un estimulante programa de pozos de exploración adicionales durante el resto del año.

"A finales de marzo se nos concedieron permisos ambientales para el "Área de Explotación de Hidrocarburos Quifa" que abarca el campo productor Quifa SW y determinadas áreas de exploración en el bloque Quifa Norte. Este permiso permitirá crecimiento continuado de la producción en Quifa SW y el reinicio de la perforación en el área de exploración que rodea al campo Rubiales.

"El 28 de marzo de 2013 la compañía anunció el cierre de la emisión de US$1.000 millones en notas no garantizadas preferenciales con un cupón de 5,125%, con vencimiento en 2023, completando así su tercera financiación de deuda en los mercados internacionales de capital en los últimos tres años, apoyada por sus mejores calificaciones por parte de agencias crediticias y su desempeño financiero.

"La compañía utilizará la recaudación neta producto de las notas principalmente para repagar su deuda a corto plazo en circulación, liberando la línea de crédito rotativa, a la vez que amplía su perfil de crédito y fortalece su estructura de capital general. El sólido historial de crecimiento de la compañía y sus índices relativamente bajos de apalancamiento le permitieron alcanzar niveles de financiamiento sin precedentes, con uno de los intereses más bajos que se han registrado para una emisión corporativa latinoamericana por valor de US$1.000 millones.

"En general, espero un año con sólido crecimiento de la producción, mejor estructura de costos y un estimulante programa de exploración según establecemos, para el beneficio a largo plazo de nuestros accionistas y empleados, la compañía líder en exploración y producción enfocada en América Latina".

Actualización sobre la exploración

La actividad de perforación de exploración en lo que va de año incluye un total de diez pozos en Colombia y Brasil, de los cuales seis han arrojado descubrimientos de hidrocarburos, tres fueron pozos secos, y uno está actualmente en perforación. Además, la compañía continuó con la adquisición de datos sísmicos, principalmente levantamientos en 3D costa afuera, en Perú y Colombia.

Colombia

En la cuenca Llanos dos pozos perforados en el bloque Cubiro (Copa D-1x y Copa A Norte-1x), y un pozo perforado en el bloque Arrendajo (Yaguazo-1x), han dado como resultado nuevos descubrimientos de petróleo ligero. El Copa D-1x encontró 28 pies de espesor neto en las unidades de arena C-3, C-5 y C-6 de la formación Carbonera y arrojó en pruebas más de 800 bbl/d de petróleo con densidad API de 38o desde una única zona completada tan sólo en la unidad C5. El pozo Copa A Norte-1x encontró 25 pies de espesor neto en las unidades de arena Carbonera C-3, C-5 y C-7 y en la actualidad se está completando en la C-5. El pozo Yaguazo-1x alcanzó profundidad total (TD) a 6.700 pies de profundidad medida (MD) habiendo encontrado 15 pies de espesor neto en la unidad de arena Carbonera C-5 y la compañía está realizando los preparativos para completar y hacer pruebas en la arena.

También en la cuenca Llanos, al suroeste de los campos Rubiales y Quifa de la compañía, la compañía completó la adquisición de 366 km2 de sísmica 3D en la parte norte del bloque CPE-6, este mes. Estos datos sísmicos, de conjunto con los 16 pozos que se han perforado en el reservorio, se utilizarán para detallar los modelos estratigráficos y estructurales necesarios para elaborar el plan de desarrollo del descubrimiento del campo petrolero Hamaca en el bloque. En estos momentos, la compañía está preconstruyendo instalaciones de producción que estarán listas para el momento en que se conceda la licencia ambiental general para el bloque.

En el bloque CPO-1, la compañía completó la perforación del pozo de exploración Altillo Oeste-1 en enero. El pozo fue taponado y abandonado como un pozo seco.

En el bloque CPO-12, la compañía completó la perforación del pozo Hayuelo-1x, que también fue taponado y abandonado como un pozo seco.

A finales de marzo, la compañía recibió los permisos ambientales para el "Área de Explotación Quifa" que abarca la mayor parte del bloque Quifa y que permitirá crecimiento continuo de la producción en Quifa SW así como el reinicio de la campaña de perforación en el área de exploración que rodea al campo Rubiales. La compañía también recibió ofertas para la adquisición de 721 km2 de sísmica 3D en la parte noroccidental del bloque.

En la cuenca del Bajo Magdalena, los pozos de exploración Manamo-1x y Capure-1x han dado como resultado dos descubrimientos importantes de condensado de gas en el bloque Guama, en el cual la compañía tiene una participación de 100%. Estos dos pozos confirmaron y ampliaron el campo de condensado de gas que fue registrado con reservas 2P certificadas al cierre del año 2012.

El flujo del pozo Manamo-1x arrojó en pruebas un caudal máximo de 4,9 MMpc/d con 296 bbl/d de condensado con densidad API de 54o, anunciado en un comunicado de prensa de la compañía con fecha 20 de febrero de 2013. En la actualidad se está perforando el pozo Capure-1x y el mismo ha encontrado 23 pies de intervalo de gas y/o condensado de gas indicado en registros petrofísicos en arenas limpias de la formación Porquero A, un objetivo de exploración secundario del pozo. Ahora el pozo se está perforando a través del objetivo primario en los intervalos Porquero "C" y "D" a una profundidad de 4.150 pies de profundidad medida (MD) con profundidad total (TD) estimada a 7.400 pies de profundidad medida (MD).

En el bloque Santa Cruz en la cuenca Catatumbo, se está perforando actualmente el pozo Phobos-1x en la formación Catatumbo del Paleoceno a su esperada profundidad total (TD) de 9.847 pies de profundidad medida (MD). En este punto el pozo ha exhibido tres intervalos con evidencias de petróleo en las formaciones Mirador y Barco. La compañía se está preparando para ejecutar pruebas de presión y fluido con cable de exploración a través de estos intervalos prospectivos.

Brasil

En la cuenca Santos costa afuera en Brasil, se perforaron los pozos de exploración Kangaroo-1 y Emu-1 hasta una profundidad total (TD) de 10.004 y 14.370 pies de profundidad medida (MD) respectivamente. El pozo Kangaroo-1 descubrió una sección con contenido de hidrocarburos de 25 metros (82 pies) bruta en el Eoceno, como se anunció en comunicados de prensa el 24 de enero y el 30 de enero de 2013. Los registros de cable de exploración, los datos de presión y los análisis de muestras de fluido confirmaron la presencia de petróleo con densidad API de 42o en dos intervalos separados. La compañía y su socio Karoon Gas Australia Ltd. ("Karoon") están avanzando con los planes para perforar un pozo de evaluación y delinear aún más la extensión del descubrimiento de petróleo en Kangaroo en el Eoceno.

El pozo de exploración Emu-1 fue taponado y abandonado luego que los registros y los datos de presión confirmaron vetas delgadas de arenas con muy poca permeabilidad en la sección del Santoniano y arenas conteniendo agua en la sección del Eoceno. Durante la perforación de las secciones del Eoceno y Santoniano se reportaron evidencias de petróleo y gas.

Esta semana Karoon comenzó la perforación de Bilby-1, el tercer pozo de exploración comprometido. La compañía ha elegido ejecutar su opción de participar en este pozo.

Perú

En las cuencas Ucayali-Marañón en tierra firme se está llevando a cabo actualmente la movilización de la plataforma para perforar el pozo Yahuish-1x en el Bloque 138 y se espera que la perforación del pozo comience a mediados de abril. En el Bloque 135, la compañía ha completado 25% de un programa de adquisición de 789 km de sísmica 2D. El procesamiento de campo de estos datos sísmicos indica la presencia de grandes estructuras involucrando unidades del Cretáceo y del pre Cretáceo.

En el Bloque Z-1, que se encuentra en la cuenca Tumbes costa afuera, la compañía ha completado la adquisición de 429 km2 de datos sísmicos 3D. Estos datos se están combinando y procesando conjuntamente con el levantamiento sísmico en 3D de 1.143 km2, adquirido previamente por BPZ Resources Inc., el operador del bloque. El procesamiento de campo preliminar de estos datos sísmicos 3D parece prometedor.

Pacific Rubiales, una compañía canadiense 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 PetroMagdalena Energy Corp., que posee activos de petróleo ligero en Colombia, y el 100% de C&C Energia Ltd., que posee activos de petróleo ligero 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.

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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 difieran 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, Perú, Guatemala, Brasil, Papúa Nueva Guinea o 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 2013 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 puedan requerir 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 las mismas.

Además, los niveles de producción informados puede que no sean un reflejo de tasas de producción sostenibles y las tasas de producción futuras pudieran diferir materialmente de las tasas de producción reflejadas en este comunicado de prensa debido a, entre otros factores, dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.

Moneda

Todas las cantidades en dólares en este comunicado de prensa se expresan en dólares norteamericanos (US$), a menos que se exprese lo contrario.

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.

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 barril (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.

Para obtener información adicional:

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

Roberto Puente
Gerente principal, Relaciones con los Inversores
+57 (1) 511-2298

Javier Rodriguez
Gerente, Relaciones con los Inversores
+57 (1) 511-2319

(PRE.)

FUENTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.




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