2014

Pacific Rubiales divulga trimestre financeiro sólido e retomada do crescimento nos principais campos petrolíferos da empresa

TORONTO, 11 de novembro de 2012 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunciou hoje a liberação de seus resultados financeiros consolidados, não auditados, para o trimestre encerrado em 30 de setembro de 2012, juntamente com sua "Discussão e Análise da Administração" ("MD&A" -- Management's Discussion and Analysis) para o período correspondente. Os documentos serão publicados no website da empresa em www.pacificrubiales.com e no SEDAR em www.sedar.com, no website da SIMEV em www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev, no website da BOVESPA em www.bmfbovespa.com.br/ e no website da empresa em www.pacificrubiales.com. Todos os valores contidos neste comunicado são expressos em dólares americanos, salvo indicação em contrário.

A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 8 de novembro de 2012, às 8h (horários de Toronto e de Bogotá), 11h (horário de Brasília), para discutir os resultados do terceiro trimestre da empresa. Os analistas e investidores interessados são convidados a participar, usando as instruções de discagem apresentadas no final deste comunicado à imprensa.

Destaques do terceiro trimestre de 2012

  • A produção líquida após dedução de royalties foi de 97.142 boe/d, incluindo 1.394 bbl/d* atribuído ao Bloco Z-1, na plataforma continental do Peru. Para mais informações sobre o processo de cálculo da produção média diária da empresa, por favor, veja a seção deste comunicado à imprensa com o subtítulo de "Sumário da Produção".
  • A produção líquida no terceiro trimestre aumentou 5%, em comparação com o segundo trimestre de 2012, refletindo aumentos na produção nos principais campos petrolíferos da empresa, os de Rubiales e Quifa (incluindo o desenvolvimento do novo campo comercial em Cajúa), e volumes associados à aquisição da PetroMagdalena, concluída em julho.
  • A licença ambiental para 400 Mbbl/d de injeção de água incremental no campo petrolífero de Rubiales foi concedida durante o trimestre, em meados de agosto. Ela vai permitir o aumento da produção de petróleo para a taxa-alvo de saída de 2012 de produção total bruta do campo de 190 Mbbl/d.
  • Em 15 de agosto de 2012, a empresa recebeu a aprovação de comercialidade para um novo desenvolvimento de campo em uma porção do bloco Quifa Norte, que será chamado de campo Cajúa.
  • O EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization -- lucro sem dedução de juros, impostos, depreciação e amortização) aumentou 4%, atingindo $ 483 milhões ($ 1,59 bilhão nos primeiros nove meses, o que representa um aumento de 14% sobre o mesmo período em 2011), resultante do crescimento da produção e maiores netbacks (valor de venda de petróleo ou gás, deduzidos os custos de produção, transporte, etc.).
  • Lucros líquidos de $ 69 milhões ($ 552 milhões nos primeiros nove meses, representando um aumento de 17% sobre o mesmo período em 2011).
  • Lucro líquido ajustado de operações de $ 131 milhões ($ 615 milhões nos primeiros nove meses, representando um aumento de 7% sobre o mesmo período em 2011).
  • Netbacks operacionais sobre volumes de venda de petróleo e gás de $ 61,42/boe, representando um aumento de 14% sobre o terceiro trimestre de 2011, resultantes de realizações de preços mais altos, derivados de preços comparativos mais altos do petróleo e do gás natural, combinados com custos totais marginalmente menores.
  • Dispêndios totais de capital de $ 363 milhões (excluindo aquisições), comparados com $ 277 milhões no mesmo período de 2011.
  • Sucesso de exploração de 88% na perfuração de um total de oito poços em processo de avaliação bruta e estratigrafia, dos quais sete foram bem-sucedidos. Nos primeiros nove meses do ano, a empresa perfurou um total de 49 poços de exploração bruta (incluindo estratigrafias e avaliações), com uma taxa de sucesso de 84%.
  • A empresa firmou um acordo com a Karoon Gas Australia Ltd. para adquirir 35% do direito de exploração de quatro blocos de exploração prospectiva (mais uma opção em um bloco adicional), na bacia prospectiva de Santos, na plataforma continental do Brasil. O primeiro poço começará a ser perfurado no final de 2012.
  • A empresa firmou acordo para adquirir 40% de participação no bloco Portofino, ao longo da tendência da reserva de petróleo pesado, na plataforma continental da Colômbia.
  • A empresa concluiu a aquisição da PetroMagdalena Energy Corp. em 27 de julho de 2012, por um pagamento em dinheiro de aproximadamente C$ 227 milhões.
  • No terceiro trimestre de 2012, a empresa pagou um dividendo em dinheiro de $ 0,11 por ação, aos acionistas registrados.

O CEO da empresa, Ronald Pantin, comentou:

"Os resultados do terceiro trimestre da empresa foram sólidos tanto do ponto de vista financeiro quanto operacional, contribuindo para rendimentos consideráveis, acumulados no ano, que nos colocaram a caminho de um ano recorde, medido por todos nossos indicadores financeiros e operacionais.

Esse foi o trimestre em que o crescimento da produção foi retomado em nossos dois principais campos petrolíferos (os campos Rubiales e Quifa), depois que a produção no primeiro semestre foi contida por atrasos no processo de aprovação da licença ambiental para maior injeção de água. O crescimento de nossa produção líquida média no quarto trimestre está acelerando e está muito perto de nossos objetivos de saída para o fim do ano.

Desde que a licença ambiental foi concedida, a empresa pode aumentar sua produção bruta total de campo, de aproximadamente 243 Mboe/d para 270 Mboe/d (líquida de 97 Mboe/d para 109 Mboe/d após dedução de royalties). A atual produção bruta total de campo é de aproximadamente 188 Mbbl/d em Rubiales, 49 Mbbl/d em Quifa Sudoeste e 3 Mbbl/d no novo desenvolvimento comercial em Quifa Norte (campos Cajúa). Esses ganhos são resultantes da concessão da licença ambiental para uma injeção de água incremental de 400 Mbbl/d em Rubiales e a aprovação de comercialidade para o campo Cajúa, recebidas em 8 e 15 de agosto de 2012, respectivamente.

O volume de vendas no terceiro trimestre foi menor do que o recorde estabelecido no trimestre anterior, mas levemente maior do que o do primeiro trimestre de 2012. Nosso volume de vendas flutuou, dependendo dos volumes de diluentes, petróleo para comercialização e ajustes líquidos de estoque. No terceiro trimestre, comparado com o trimestre anterior, nossos volumes de diluentes permaneceram uniformes, devido a mais compras de gasolina natural, em vez de produto de petróleo leve. Não tivemos volumes de petróleo para comercialização no trimestre e tivemos de construir um estoque líquido, em vez da ampla retirada que observamos no trimestre anterior. Essas oscilações são uma característica natural de nossos negócios, mas o mais importante foi que nossos netbacks operacionais permaneceram fortes (com netbacks de óleo cru perto de $ 65/bbl e de gás natural superior a $ 34/boe). E a taxa de EBITDA (EBITDA/Receita) aumentou em 56% no trimestre, em comparação com 54% no trimestre anterior, apesar de uma queda de 2% no preço de vendas realizado. Isso ilustra a força dos negócios da empresa e sua capacidade de geral caixa.

A empresa sofreu atrasos relacionados ao processo de licenciamento regulamentar, que afetou suas operações na Colômbia, mas estamos trabalhando ativamente com os órgãos governamentais para agilizar o processo e temos observado melhoras que são encorajadoras. No caso da Pacific Rubiales é importante reconhecer que o atraso deste ano no licenciamento representa apenas uma demora no desenvolvimento, em vez de uma perda de produção.

Além disso, apesar das interrupções no transporte por dutos, que afetou o setor de petróleo e gás na Colômbia, resultando em uma queda na produção total de petróleo do país no terceiro trimestre, a Pacific Rubiales conseguiu crescer e entregar toda sua produção de petróleo sem qualquer interrupção. Isso ilustra a importância estratégica e o valor de investimentos proativos que a empresa fez em infraestrutura de midstream (meio termo entre as atividades de produção e de pós-produção).

Devido ao atraso da licença, nós esperamos agora estar mais ou menos no limite inferior na variação do guia de produção anual, que foi reformulado em nosso comunicado à imprensa do segundo trimestre para incluir volumes de produção vindos da aquisição da PetroMagdalena e de nossa participação considerada de 49% atribuída ao bloco Z-1 no Peru.

Tenho a satisfação de anunciar que na última semana recebemos a licença ambiental que irá nos permitir iniciar a perfuração de exploração do bloco de exploração e produção CPO-12 ao norte e contíguo ao prospecto CPE-6 Hamaca. Por outro lado, ainda estamos esperando pela licença ambiental geral para o bloco de exploração e produção CPE-6, que requeremos para promover a perfuração de exploração, os testes ampliados de poços e o desenvolvimento de campo das descobertas e prospectos de petróleo que identificamos no bloco.

Durante o trimestre, a empresa concluiu a aquisição da PetroMagdalena. A aquisição contribuiu com aproximadamente 3,2 Mboe/d de produção líquida, depois de deduzidos royalties, no terceiro trimestre. Já está excedendo nossas expectativas de produção e fornecendo uma fonte crescente e confiável de diluente de petróleo leve, necessário para nossa produção crescente de petróleo pesado na Colômbia. Desde a aquisição da PetroMagdalena, a empresa aumentou a produção de seus ativos em 40%, atingindo a atual produção líquida de 4,9 Mboe/d.

Também na Colômbia, durante o terceiro trimestre, a empresa adquiriu uma participação de 40% no bloco de exploração de Portofino. O bloco está localizado dentro da tendência de petróleo pesado que abriga os campos gigantes de produção Rubiales/Quifa e Castilla/Chichemene e na tendência e adjacência do campo de petróleo Capella, em desenvolvimento. A Pacific Rubiales já é a maior operadora e produtora de petróleo pesado na Colômbia e tem os maiores posicionamentos líquidos de terra ao longo da reserva de petróleo pesado. Essa aquisição se soma ao nosso portfólio existente, garantindo potencial de crescimento futuro à empresa. Três poços de exploração serão perfurados no bloco com foco em prospectos definidos na sísmica.

Ao final do terceiro trimestre, entramos em acordo com a Karoon para adquirir 35% do direito de exploração líquida em quatro blocos de exploração, mais uma opção para um quinto bloco, localizados na prospectiva Bacia de Santos, na plataforma continental do Brasil. Essa é a nossa primeira entrada no Brasil, um país que tem um balanceamento atraente de riscos acima e abaixo da superfície para exploração e desenvolvimento de petróleo e gás. É uma boa opção para a nossa estratégia de expansão seletiva fora da Colômbia e, junto com outras aquisições que fizemos neste ano, isso ilustra a capacidade e a visão da empresa de ver além do curto e médio prazo, assentando as bases em oportunidades para apoiar, aperfeiçoar e desenvolver novas perspectivas de crescimento no futuro.

Em 31 de outubro de 2012, a Fitch Ratings elevou o coeficiente de crédito corporativo da empresa e de seus títulos preferenciais de BB para BB+, indicando também que a perspectiva da empresa é de estabilidade; citando a diversificação contínua da produção e das reservas da empresa, histórico comprovado de produção crescente, mantendo índices adequados de reposição de reservas e o baixo risco empresarial resultante da conclusão de projetos essenciais de infraestrutura.

Estou particularmente satisfeito que, em setembro, a Pacific Rubiales foi registrada na bolsa Jantzi Social Index, que consiste de 60 empresas canadenses que cumprem, de acordo com critérios de avaliação independente, padrões de responsabilidade ambiental, social e de governança. A empresa e seus empregados têm trabalhado duramente para cumprir esses padrões e introduzi-los em suas operações na Colômbia e deve estar justificadamente orgulhosa dessa realização.

Gostaria de terminar dizendo que, nesse ambiente econômico instável para muitos, o balanço patrimonial da empresa continua forte. E nossas metas de crescimento a médio prazo permanecem intactas, sustentadas por nossos extensos ativos de exploração e desenvolvimento de petróleo pesado de baixo custo na Colômbia. Vamos manter nossas estratégias de crescimento continuado e lucrativo, construindo, para o futuro de longo prazo, a principal empresa de exploração e produção focada na América Latina".

Sumário financeiro

O sumário dos resultados financeiros para os três meses e nove meses encerrados em 30 de setembro de 2012 e de 2011 é o seguinte (discussões e análises mais detalhadas podem ser encontradas na MD&A):







Três meses encerrados em


Nove meses encerrados
em





setembro


setembro


(em milhares de USDs, exceto pela quantidade de ações ou como apontado) 



2012


2011


2012

2011












Vendas de petróleo e gás



$ 870.369


$ 828.285


$ 2.838.073

$ 2.369.343












EBITDA (1)



483.108


463.700


1.589.354

1.392.421


Margem de EBITDA (EBITDA/Receitas)



56%


56%


56%

59%


Por ação - básica ($) (2)



1,64


1,71


5,41

5,17



- diluída ($) 



1,60


1,55


5,25

4,68












Lucro líquido  (3)



68.817


193.720


551.506

473.502


Por ação - básica ($)  (2)



0,23


0,71


1,88

1,76



- diluída ($) 



0,23


0,68


1,82

1,68












Fluxo de caixa de Operações



417.792


305.451


1.125.797

741.527


Por ação - básica ($)  (2)



1,42


1,13


3,83

2,75



- diluída ($) 



1,38


1,02


3,72

2,49












Lucro líquido ajustado de Operações



130.707


163.180


614.688

575.197


Por ação - básica ($)  (2)



0,44


0,60


2,09

2,13



- diluída ($) 



0,43


0,55


2,03

1,93












Itens não operacionais



61.890


(30.540)


63.182

101.695












Fluxo de fundos de Operações (1)



348.325


349.930


1.156.012

1.016.839


Por ação - básica ($) (2)



1,18


1,29


3,93

3,78



- diluída ($) 



1,15


1,17


3,82

3,42





















(1)    

Ver "Métrica Financeira Adicional", seção 16 3Q2012 MD&A.


(2)    

O número médio ponderado básico de ações ordinárias em circulação no terceiro trimestre, encerrado em 30 de setembro de 2012 e 2011, foi de 295.022.739 (totalmente diluído – 302.872.969) e 270.967.710 (totalmente diluído – 298.413.561), respectivamente.


(3)   

Lucros líquidos no terceiro trimestre de 2012 incluem um prejuízo líquido de $ 38 milhões nos investimentos de capital, conforme requerido pelas regras de contabilidade da IFRS.













Volume de vendas e netbacks operacionais de óleo cru e gás natural

A empresa produz e vende óleo cru e gás natural. Ela também compra óleo cru de terceiros, como diluentes e para fins de comercialização, que são incluídos no relatório de "volume vendido diariamente". As receitas e os custos são reconhecidos em seus respectivos volumes vendidos durante o período. O netback combinado da produção operacional e vendas de óleo cru e gás natural, durante o trimestre encerrado em 30 de setembro de 2012 foi de $ 61,42/boe, 14% maior do que o do mesmo período de 2011, graças a realizações de preços mais altos, resultantes de preços comparativos mais altos de petróleo e gás.

A tabela seguinte é uma reconciliação de volumes produzidos ou comprados versus volumes vendidos durante o terceiro trimestre de 2012; incluindo uma discriminação da produção de óleo cru e de compras de diluentes e óleo cru para comercialização:




Produção e volume de vendas (boe/dia) (1)



Três meses encerrados em setembro





2012



2011





óleo



gás



combinado



combinado


Total da produção média do campo



229.570



11.405



240.975



219.136


Participação antes de royalties e PAP



105.592



10.693



116.285



102.957


Produção média líquida (após royalties e consumo no campo)



85.067



10.681



95.748



87.159
















Estoque inicial (estoque final em 30 de junho)



15.541



-



15.541



20.866


Produção líquida média (após royalties e consumo no campo)



85.067



10.681



95.748



87.159


Aquisição da PetroMagdalena (estoque inicial em 27 de julho de 2012)



292



-



292



-


Compras de diluentes e óleo para comercialização (1)



12.884



-



12.884



22.322


Outros movimentos de estoque (1)



(1.320)



94



(1.226)



53


Estoque final em 30 de setembro



(23.419)



-



(23.419)



(28.847)


Volume de venda média diária (boe/dia)



89.045



10.775



99.820



101.553



































A tabela seguinte fornece uma discriminação de volume de vendas por óleo cru produzido, diluentes e comercialização de óleo cru durante o terceiro trimestre de 2012:




Volumes de produção e vendas (boe/dia) (1)



Três meses encerrados em setembro de 2012





Produção de óleo



Diluente e
comercialização



Total


Estoque inicial (estoque final em 30 de junho)



11.956



3.585



15.541


Produção média líquida (após royalties e consumo no campo)



85.067



-



85.067


Aquisição da PetroMagdalena (estoque inicial em 27 de julho de 2012)



292



-



292


Compras de diluentes e óleo para comercialização (1)



-



12.884



12.884


Outros movimentos de estoque (1)



(430)



(890)



(1.320)


Estoque final em 30 de setembro



(16.938)



(6.481)



(23.419)


Volume de venda média diária (boe/dia)  



79.947



9.098



89.045



















(1)   

Ver mais informações em "Movimentos de Estoque", na tabela 3Q2012 MD&A








Netbacks operacionais do trimestre encerrado em 30 de setembro de 2012 e 2011 são os seguintes (discussões e análises mais detalhadas, junto com os netbacks segmentados do primeiro trimestre, podem ser encontradas na MD&A):



Óleo bruto e gás combinados (boe)



Três meses encerrados em setembro




2012



2012



2012


2011




Oil



Gas



combinados (7)


combinados

Volume de venda media diária (boe/dia)(1)



89.045



10.775



99.820


101.553













Netback operacional ($/boe)












Preço de venda de óleo cru e gás natural



101,61



41,49



95,13


88,66

Custo de produção e barris vendidos (2)



13,89



3,97



12,82


5,29

Transporte (caminhão e dutos) (3)



14,56



0,03



13,00


11,08

Custo de diluentes (4)



9,17



-



8,18


14,44

Outros custos (5)



(1,26)



2,85



(0,82)


2,23

Overlift/Underlift (6)



0,55



0,37



0,53


1,94

Netback operacional de óleo cru e gás ($/boe) (8)



64,70



34,27



61,42


53,68




















(1)   

Dados de netback operacional combinados, baseados no volume médio ponderado vendido, que inclui os diluentes necessários para aperfeiçoar a combinação da Pacific Rubiales.


(2)   

Custo de produção inclui principalmente custos de exploração (lifting) e outros custos de produção, tais como pessoal, energia, consumo de combustível, segurança e outros. Maior custo operacional do petróleo causado por custos de dispor de produção associada de água nos campos de Rubiales e Quifa, o que aumenta o consumo de energia e combustível, em comparação com o período anterior de 2011.


(3)   

Inclui custos de transporte de óleo cru e gás por dutos e caminhões-tanque, incorridos pela empresa para levar os produtos aos pontos de entrega aos clientes.


(4)   

Custo líquido da mistura (blending) do óleo cru de Rubiales foi reduzido em 39% de $ 4,22 por bbl no terceiro trimestre de 2011 para $ 2,56 por bbl neste período. Essa redução se deve, principalmente, ao aumento do uso de gasolina natural (92%), comprada a melhores preços do que o óleo cru local usado como diluentes durante 2011, taxa de mistura aperfeiçoada para 14,6%, conforme indicado na tabela abaixo:













Custo líquido ajustado de diluentes



Três meses encerrados em setembro





 2012
(US$/bbl)


 2011
(US$/bbl)


Preço médio de compra de diluentes



106,92


104,80


Taxas do duto



12,29


7,76


Preço médio de venda da mistura de Rubiales



(101,67)


(93,97)


Custo líquido do diluente por barril



17,54


18,59


Coeficiente médio da mistura (blending)



14,6%


22,7%


Custo líquido da mistura por barril



2,56


4,22


















Para o propósito de garantir diluentes para a mistura de óleo cru da Rubiales, a empresa adquiriu 9.201 bbl/d durante o terceiro trimestre de 2012 versus 10.687 bbl/d no mesmo período de 2011. A empresa aumentou as aquisições de gasolina natural (82.1° API) para 8.587 bbl/d e continuou a comprar localmente (614 bbl/d) óleos leves crus (40° API average). O custo da mistura foi de $ 2,56 por bbl de óleo cru de Rubiales (versus $ 4,22/bbl no mesmo período de 2011).


(5)     

Outros custos correspondem, principalmente, a royalties sobre a produção de gás, manutenção de estradas externas ao campo de Rubiales, flutuação do estoque, custo de armazenamento e efeitos líquidos dos hedges cambiais das despesas operacionais incorridas em pesos colombianos durante o período.


(6)    

Corresponde ao efeito líquido da posição de overlift para o período, no total de $ 4,8 milhões, o que gerou uma redução nos custos combinados de $ 0,53/boe, conforme explicado na "Discussão dos Resultados Financeiros do Terceiro Trimestre de 2012 -- Posição Financeira -- Custos Operacionais" ("Discussion of 2012 Third Quarter Financial Results -- Financial Position -- Operating Costs") no MD&A do terceiro trimestre.


(7)    

Os volumes médios diários da empresa incluem os volumes médios diários da PetroMagdalena de 27 de julho de 2012 a 30 de setembro de 2012 (um período de 65 dias) de 3.198 boe/d (produção total do campo de 6.273 boe/d), que foram calculados com base na divisão da produção agregada da PetroMagdalena, de 207.870 boe (produção total do campo de 407.745 boe) no período de 65 dias após a aquisição. O volume médio diário da PetroMagdalena, em todo o terceiro trimestre (calculado sobre 92 dias) foi de 2.259 boe/d (produção total do campo de 4.432 boe/d).


(8)    

Durante o terceiro trimestre de 2012, a empresa não dispôs de óleo cru para atividades de comercialização.










Sumário da produção

A empresa produz óleo cru e gás natural em vários campos diferentes, 98% dos quais estão localizados na Colômbia. A empresa opera a maior parte de sua produção. A produção líquida média após dedução de royalties, no trimestre encerrado em 30 de setembro de 2012, foi de 97.142 boe/d, incluindo 1.394 bbl/d* atribuídos à recente aquisição no Peru, 12% maior do que a do mesmo período de 2011.

As produções médias dos principais campos produtivos da empresa, nos três meses encerrados em 30 de setembro de 2012 e 2011, são as seguintes (discussões e análises mais detalhadas podem ser encontradas na MD&A):







Produção media no terceiro TRI (em boe/d)





Produção total do campo


Participação antes de
royalties e PAP (1)


Participação líquida após royalties

Campos produtivos -- Colômbia




3o TRI 2012

3o TRI 2011


3o TRI 2012

3o TRI 2011


3o TRI 2012

3o TRI 2011

Rubiales / Piriri




171.871

167.343


71.876

68.958


57.501

55.166

Quifa(2)




45.398

35.222


27.099

20.996


21.491

19.241

La Creciente (3)




10.498

11.053


10.318

10.860


10.316

10.857

Cubiro




4.312

-


2.741

-


2.522

-

Cajúa




2.621

-


1.572

-


1.478

-

Abanico




1.525

2.082


430

656


412

633

Rio Ceibas




-

1.692


-

457


-

366

Sabanero (4)




1.500

-


736

-


692

-

Dindal / Rio Seco




1.083

1.279


653

740


535

620

Arrendajo




800

-


444

-


408

-

Outros campos produtivos (5)




1.367

465


416

290


393

276

Produção total -- Colômbia




240.975

219.136


116.285

102.957


95.748

87.159













Campos produtivos -- Peru (ver notas abaixo)












Bloco Z-1 (6)




2.845

-


1.394

-


1.394

-

Produção total -- Peru




2.845

-


1.394

-


1.394

-













Produção total na Colômbia e Peru




243.820

219.136


117.679

102.957


97.142

87.159














(1)     


Participação antes de royalties é líquida após deduzir consumo interno no campo.

(2)     

Inclui o campo Quifa Sudoeste e a produção inicial dos prospectos de Quifa Norte. A participação da empresa antes dos royalties no campo de Quifa Sudoeste é de 60% e diminui de acordo com uma cláusula de altos preços que atribui a produção adicional à Ecopetrol S.A.

(3)     

Os royalties sobre a produção de gás no campo de La Creciente são pagos em dinheiro e contabilizados como parte do custo de produção. Os royalties sobre os condensados são pagos em espécie, representando um pequeno impacto na participação líquida após os royalties. A empresa tem um melhoramento de 70% no projeto, para aumentar a capacidade do processo para 100 MMcf/d na Estação de La Creciente

(4)    

A empresa detém uma participação de 49,999% na Maurel et Prom Colombia B.V., que controla indiretamente 49,999% dos direitos de exploração do Bloco Sabanero.

(5)     

Outros campos produtivos correspondem a ativos em produção nos blocos de Cerrito, Moriche, Las Quinchas, Arrendajo, Guasimo e Buganviles. Também incluem os blocos recentemente adquiridos da PetroMagdalena, tais como os blocos de Carbonera, Carbonera La Silla, La Punta e Yamu (La Punta e Yamu não são blocos operacionais). Sujeito à aprovação da Ecopetrol e da ANH, a empresa se desfez de sua participação nos blocos de Moriche, Las Quinchas, Guasimo, e Chipalo.

(6)     

O Bloco Z-1 inclui os campos de Corvina e Albacora, que são operados pela BPZ, na qual a empresa adquiriu uma participação indivisível de 49% em 27 de abril de 2012, sujeito à aprovação governamental. Uma vez que o fechamento da transação for concluído, a empresa ou qualquer de suas subsidiárias será a administradora das operações técnicas, de acordo com o Acordo de Serviços Operacionais (Operating Services Agreement). Os royalties aplicáveis no Peru são pagos em dinheiro e são contabilizados como parte do custo de produção.

(7)     

Os volumes médios diários da empresa incluem os volumes médios diários da PetroMagdalena, de 27 de julho de 2012 a 30 de setembro de 2012 (um período de 65 dias), de 3.198 boe/d (produção total do campo de 6.273 boe/d), que foram calculados com base na divisão da produção agregada da PetroMagdalena de 207.870 boe (produção total do campo de 407.745 boe), no período de 65 dias após a aquisição. O volume médio diário da PetroMagdalena, em todo o terceiro trimestre (calculado sobre 92 dias) foi de 2.259 boe/d (produção total do campo de 4.432 boe/d).

(8)     

O termo "boe" é usado neste MD&A. A medida Boe (barril de óleo equivalente) pode ser enganadora, especialmente se usada isoladamente. Uma taxa de conversão do boe, de pés cúbicos para barris, 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 em sua fonte de origem. Neste MD&A, expressamos o boe usando o padrão colombiano de conversão de 5,7 Mcf: 1 bbl, requerido pelo ministro de Minas e Energia da Colômbia.





Informações sobre a teleconferência do terceiro trimestre

A empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas para quinta-feira, 8 de novembro, às 8h (horários de Toronto e Bogotá) e 11h (horário de Brasília), para discutir os resultados do terceiro trimestre da empresa. Os analistas e investidores interessados são convidados a participar, usando os números de telefone abaixo (uma apresentação será colocada no website da empresa em www.pacificrubiales.com, antes da conferência):




Número para o participante (internacional/local):  
Número para o participante (chamada grátis na Colômbia):  
Número para o participante (chamada grátis na América do Norte):  
ID da conferência (em inglês):   
ID da conferência (em espanhol):   

(647) 427-7450
01-800-518-0661
(888) 231-8191
36920400
36900534










A conferência será transmitida por webcast, que poderá ser acessado através do seguinte link: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.

Retransmissões da conferência serão disponibilizadas até às 23h59 (horário de Toronto) de 22 de novembro de 2012 e poderão ser acessadas pelos números telefônicos:




Chamada grátis para retransmissão: 
Chamada local para retransmissão:   
ID da retransmissão (em inglês):  
ID da retransmissão (em espanhol): 


1-855-859-2056
(416) 849-0833
36920400
36900534











A Pacific Rubiales, empresa sediada no Canadá, produtora de gás natural e óleo cru pesado, controla integralmente a Meta Petroleum Corp., produtora de petróleo colombiana, que opera os campos petrolíferos Rubiales, Piriri e Quifa, na Bacia de Lhanos, em associação com a Ecopetrol S.A., a companhia nacional de petróleo da Colômbia, e controla integralmente a Pacific Stratus Energy Corp., que opera o campo de gás natural La Creciente. A Empresa se concentra na identificação de oportunidades, principalmente ao leste da Bacia de Lhanos na Colômbia, bem como em outras regiões desse país e no norte do Peru.

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 Recibos, 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. As 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 das 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 ou Peru; alterações dos 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; e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações anuais da empresa, datadas de 14 de março de 2012, arquivadas na SEDAR em www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é válida a partir da data em que é feita e, exceto pelo que pode ser requerido por legislação aplicada a valores mobiliários, 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.

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

Produção media diária de óleo -- Block Z-1 Peru

A produção no Peru referida no comunicado de imprensa corresponde à quota de participação considerada de 49% da produção atribuída à empresa no Bloco Z-1, para o período de 1o de janeiro a 30 de junho de 2012, conforme um Acordo de Compra de Ações (SPA -- Stock Purchase Agreement) assinado em 27 de abril de 2012, entre a empresa e a BPZ Resources, Inc. ("BPZ"). De acordo com o SPA, (i) as receitas e despesas operacionais, apuradas no fechamento, serão alocadas às respectivas quotas de participação de cada parceira e, (ii) uma vez que as aprovações pelas autoridades competentes do Peru estejam asseguradas, a empresa deve receber uma participação de 49% na produção de hidrocarbonetos no Bloco Z-1. Receitas e custos ainda não foram introduzidos nos resultados da empresa, com relação à produção do Bloco Z-1, porque seus direitos completos de posse estão sujeitos à aprovação das autoridades competentes do Peru.

Conversão do boe

A medida Boe (barril de óleo equivalente) pode ser enganadora, especialmente se usada isoladamente. Uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf: 1 bbl (barril) 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 em sua fonte de origem. Os valores estimados, divulgados neste comunicado à 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 das estimativas de reservas e futuras receitas líquidas de todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.

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.

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 óleo equivalentes. A medida Boe pode ser enganadora, especialmente se usada isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão de 5,7 Mcf:1 bbl e é baseado em um método de conversão de equivalência de energia, aplicável na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor em sua fonte de origem.


boe/d


Barril de óleo equivalente por dia.


Mbbl


Milhares de barris.


Mboe


Milhares de barris de óleo equivalentes.


MMbbl


Milhões de barris.


MMboe


Milhões de barris de óleo equivalentes.


Mcf


Milhares de pés cúbicos.


WTI


Índice de preços de petróleo intermediário do Texas.











* Ver referência à "Produção Média Diária -- Bloco Z-1 Peru" na seção "Informes" deste comunicado à imprensa.

Para mais informações:

Christopher (Chris) LeGallais
Vice-presidente sênior para Relações com Investidores
+1 (647) 295-3700

Roberto Puente
Gerente sênior para Relações com Investidores
+57 (1) 511-2298

Javier Rodriguez
Gerente para Relações com Investidores
+57 (1) 511-2319

FONTE: Pacific Rubiales Energy Corp.

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.



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http://www.pacificrubiales.com

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