Pacific Rubiales divulga informe operacional sobre o terceiro trimestre de 2014
TORONTO, 28 de outubro de 2014 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) divulgou hoje um informe sobre os resultados operacionais do terceiro trimestre de 2014, que inclui estimativas de produção e volumes de vendas, realizações de preços e netbacks operacionais, sintetizados no quadro abaixo:
3TRI 2014 |
2TRI 2014 (Real) |
1TRI 2014 (Real) |
4TRI 2013 (Real) |
3TRI 2013 (Real) |
|
Produção líquida de petróleo (Mbbl/d) |
133-135 |
139 |
138 |
123 |
117 |
Produção líquida de gás natural (Mboe/d) |
9-11 |
10 |
11 |
11 |
11 |
Total da produção líquida (Mboe/d) |
142-146 |
149 |
149 |
134 |
128 |
Volumes de vendas (Mboe/d) |
162-164 |
155,0 |
151,9 |
143,9 |
123,7 |
Realização do preço do petróleo ($/bbl) |
$91 - $93 |
$99,76 |
$98,44 |
$95,54 |
$103,00 |
Realização do preço do gás natural ($/boe) |
$31 - $33 |
$31,33 |
$31,80 |
$32,69 |
$36,35 |
Realização dos preços combinados ($/boe) |
$87 - $89 |
$94,95 |
$93,38 |
$90,66 |
$97,29 |
Netback operacional do petróleo ($/bbl) |
$56 - $58 |
$65,54 |
$66,98 |
$62,31 |
$65,73 |
Netback operacional combinado ($/boe) |
$54 - $56 |
$62,76 |
$63,80 |
$59,43 |
$62,52 |
Observação: Todos os valores neste comunicado à imprensa são em USD, salvo indicação em contrário.
Resultados do terceiro trimestre de 2014
O total da produção líquida no trimestre deve ficar na faixa de 142 a 146 Mboe/d, um aumento de aproximadamente 13% em relação ao mesmo período do ano passado. Entretanto, é 3% mais baixa do que a do trimestre anterior, impactada pela produção mais baixa do que a esperada no Campo Rubiales, que se deve principalmente à capacidade restrita de eliminação da água e que foi parcialmente compensada pela produção de petróleo leve maior do que a esperada.
A empresa divulgou, ontem, um comunicado à imprensa com um informe detalhado da exploração, destacando a mais que duplicação de sua produção de petróleo leve nos últimos 12 meses e o sucesso no acréscimo da nova produção de petróleo leve, através da broca de exploração. Aproximadamente 10.000 bbl/d de nova produção de petróleo vêm de 39 poços de exploração perfurados em 2014, até agora, com uma taxa de sucesso de 72%.
O desenvolvimento do novo campo de petróleo pesado no bloco CPE-6 continua. A fase um da construção da instalação de processamento central está em andamento, com a conclusão prevista para os próximos 30 a 45 dias. A empresa continua perfurando no bloco, com dois poços perfurados recentemente, com bom resultado no teste de petróleo, e outro poço atualmente em perfuração. Informações mais detalhadas sobre o progresso do desenvolvimento do CPE-6 serão fornecidas na teleconferência sobre o terceiro semestre na próxima semana (quinta-feira, 6 de novembro de 2014).
A empresa relata seus volumes de venda compostos por volumes produzidos e disponíveis para venda, mais volumes de diluentes comprados (misturados com a produção de petróleo pesado para formar uma combinação para vendas), mais os volumes de petróleo para comercialização ("OFT" -- oil for trading), mais/menos ajustes nos estoques para vendas. Os volumes de vendas podem variar significativamente de trimestre para trimestre, em consequência da flutuação dos volumes de diluente e OFT, o que pode incluir oscilações significativas nos estoques de petróleo, relacionadas ao momento das movimentações de carga para exportação.
Os volumes de vendas no terceiro trimestre devem ficar na faixa de 162 a 164 Mboe/d, com aumentos de 32% e 5% em relação ao mesmo período do ano passado e ao trimestre anterior, respectivamente. Os volumes de OFT devem ficar na faixa de 13 a 15 Mbbl/d (no segundo trimestre de 2014 foram de 8,6 Mbbl/d). Os volumes de diluentes devem ser similares aos do trimestre anterior (2,2 Mbbl/d no segundo trimestre de 2014).
A empresa espera que a realização do preço do petróleo, no terceiro trimestre, fique na faixa de $ 91 a $ 93/bbl -- um preço menor do que o do mesmo trimestre do ano passado e do segundo trimestre de 2014, mas em consonância com a queda dos preços de referência do petróleo. A maior parte da produção de petróleo da empresa na Colômbia e no Peru é exportada a preços vinculados aos preços internacionais do petróleo. Os preços de referência do petróleo nos índices WTI e Brent caíram aproximadamente $ 6/bbl (5% a 6%) durante o trimestre. Os preços combinados realizados (incluindo a produção de gás natural) devem ficar na faixa de $ 87 a $ 89/boe.
A empresa calcula seu netback operacional para receitas e custos com base nos volumes totais de vendas, em vez de nos volumes produzidos. O total dos custos operacionais é relatado como um combinação de custos de produção, de transporte e de diluentes, mais outros custos e custos de overlift/underlift. Os últimos dois (outros custos e custos de overlift/underlift) se relacionam, em boa medida, aos movimentos dos estoques e aos estoques de movimento de cargas. Assim, eles podem impactar significativamente os custos totais, tanto positivamente quanto negativamente, em um determinado trimestre.
A empresa manteve seus custos operacionais básicos em consonância com o trimestre anterior, porém mais baixos do que os do mesmo período do ano passado. Os netbacks operacionais no trimestre devem ser mais baixos, em comparação com o trimestre anterior, por causa da queda dos preços de referência do petróleo. Entretanto, as margens operacionais devem ficar na faixa ou acima de 60%.
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 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 Petrominerales Ltd, que é proprietária de ativos de petróleo leve e pesado na Colômbia e ativos de petróleo e gás no Peru, 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 e 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. 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 sobre as 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, Guatemala, Peru, Brasil, Papua Nova Guiné, e Guiana; alterações nos 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 reivindicações e os atrasos que tais reivindicações podem causar nos planos de desenvolvimento esperados 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 2014, 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 pela legislação de valores mobiliários aplicável, 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.
Conversão do Boe
A medida Boe (barril de óleo equivalente) pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. Uma taxa de conversão boe de 5,7 Mcf: 1 bbl 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 boca do poço. Os valores estimados, divulgados neste comunicado de imprensa, não representam o justo valor de mercado. As estimativas das reservas e as futuras receitas líquidas para propriedades individuais podem não refletir o mesmo nível de confiança de 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 induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf:1 bbl e é baseado em um método de conversão de equivalência de energia, aplicável principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na boca do poço. |
boe/d |
Barris de petróleo equivalentes por dia. |
Mbbl |
Milhares de barris. |
Mboe |
Milhares de barris de petróleo equivalentes. |
MMbbl |
Milhões de barris. |
MMboe |
Milhões de barris de petróleo equivalentes. |
Mcf |
Milhares de pés cúbicos. |
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://files.newswire.ca/959/PRE_141028_-_3Q.pdf
Christopher (Chris) LeGallais, vice-presidente corporativo para Relações com Investidores, +1 (647) 295-3700; Frederick Kozak, vice-presidente para Relações com Investidores, +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, gerente sênior para Relações com Investidores, +57 (1) 511-2298; Kate Stark, gerente para Relações com Investidores, +1 (416) 362-7735; CONTATO COM A IMPRENSA: Peter Volk, vice-presidente de Comunicações para a América do Norte, +1 (416) 362-7735.
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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