Pacific Rubiales entrega récords en producción, volúmenes de ventas, EBITDA y flujo de fondos procedentes de operaciones, en el primer trimestre

TORONTO, 13 de mayo de 2013 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros consolidados sin auditar para el trimestre cerrado el 31 de marzo de 2013, junto con su documento Management Discussion and Analysis ("MD&A") (Discusión y Análisis de la Gerencia). Estos documentos se publicarán en el sitio web de la compañía en www.pacificrubiales.com, SEDAR en www.sedar.com, el sitio web de SIMEV en www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev, y el sitio web de BOVESPA en www.bmfbovespa.com.br/. Todos los valores en este comunicado de prensa y en las divulgaciones financieras de la compañía se expresan en US$, a menos que se indique lo contrario.

La compañía ha programado una teleconferencia para inversores y analistas el jueves 9 de mayo de 2013 a las 9:00 a.m. (hora de Toronto) para analizar los resultados del primer trimestre de la compañía. Se invita a los analistas e inversores interesados a participar usando las instrucciones para llamar que se ofrecen más adelante en este comunicado de prensa.

Resumen y aspectos destacados del primer trimestre de 2013

  • La producción neta promedio después de regalías fue de 127.889 bpe/d, un incremento de 18% en comparación con el cuarto trimestre del año pasado, y un incremento de 37% con respecto al mismo período en 2012. Esto representa un récord para la compañía y se coloca en el extremo superior de la guía de producción anual. 
  • Los ingresos fueron de $1.300 millones, un incremento de 20% en comparación con el cuarto trimestre del año pasado, y un incremento de 35% con respecto al mismo período en 2012.
  • EBITDA fue de $695 millones, un incremento de 62% en comparación con el cuarto trimestre del año pasado, y un incremento de 28% con respecto al mismo período en 2012. Constituyó también un trimestre récord para la compañía, impulsado por mayores volúmenes de producción y ventas, y soportado por precios más altos concretados.
  • El flujo de fondos procedente de operaciones (flujo de caja) fue de $506 millones, un incremento de 119% en comparación con el cuarto trimestre en 2012, y un incremento de 29% con respecto al mismo período en 2012, lo cual constituyó un trimestre récord para la compañía.
  • Las utilidades netas fueron de $121 millones, un incremento considerable de $145 millones en comparación con la pérdida de $24 millones en el cuarto trimestre del año pasado. Las utilidades netas en el trimestre disminuyeron con respecto a $258 millones en el mismo período de 2012. Contribuyendo a esta disminución estuvo un incremento en los costos no en efectivo por depreciación, agotamiento y amortización (DD&A) producto de los mayores volúmenes producidos, las adquisiciones de C&C y PetroMagdalena completadas en 2012, y las continuas adiciones de gastos de capital al campo Rubiales relacionadas con la duración del contrato del campo hasta 2016. También contribuyendo a esta disminución estuvo un incremento en los impuestos sobre la renta totales, debido principalmente a efectos del cambio de divisas extranjeras no en efectivo sobre los impuestos diferidos sobre la renta.
  • Los netbacks por operación en la producción combinada de petróleo crudo y gas natural de $60,88/bpe fueron 31% mayores que los $46,44/bpe registrados en el cuarto trimestre, relacionados en buena medida con la decisión arbitral PAP en Quifa SW. Los netbacks por operaciones en el trimestre fueron menores que los del mismo período en 2012, principalmente como resultado de precios más bajos de las materias primas y costos ligeramente más elevados. 
  • La compañía alcanzó una reducción de $4,17/bbl en sus costos de operaciones de petróleo en el primer trimestre en comparación con el cuarto trimestre del año pasado, excluyendo los costos por extracción por exceso/defecto que estaban pendientes debido a la disposición financiera relacionada con la decisión arbitral PAP en Quifa SW. La compañía continúa poniendo en práctica iniciativas y proyectos dirigidos a la reducción de costos los cuales se espera que den como resultado una reducción estructural en sus costos futuros por operaciones de aproximadamente $8/bpe sobre una base proforma a lo largo de 2013.
  • Emisión de notas preferentes no garantizadas por valor de $1.000 millones a una tasa de 5,125% madurando en 2023. Lo recaudado con el financiamiento se está utilizando para repagar deuda a corto plazo en circulación, liberar la línea de crédito rotativa, y a la vez extender el perfil de crédito de la compañía y fortalecer su estructura de capital general.
  • Un crecimiento de 55% en los Recursos Prospectivos certificados totales hasta 4,3 Bbpe desde 2,8 Bbpe en 2011. Los Recursos Contingentes totales también crecieron hasta 168 MMbpe desde 4 MMbpe en 2011.
  • Importantes descubrimientos de exploración, incluyendo dos nuevos descubrimientos de petróleo ligero en los bloques Cubiro y Arrendajo de la compañía en Colombia, un importante descubrimiento de gas natural y condensados en el bloque Guama también en Colombia, y un descubrimiento de petróleo ligero en el pozo de exploración Kangaroo-1 perforado en la Cuenca Santos costa fuera en Brasil.
  • La compañía recibió un importante permiso medioambiental para el "Área de Explotación de Hidrocarburos Quifa", lo cual permite continuar incrementando la producción en el campo Quifa SW y reanudar la perforación de exploración en el área Quifa Este.
  • En abril de 2013, la compañía presentó un Aviso de Intención ante la Bolsa de Valores de Toronto (el "TSX") para comenzar una oferta de emisor de curso normal (recompra de acciones) para comprar hasta un máximo de 31.075.887 acciones ordinarias, lo cual representa el 10% de las acciones públicas en circulación de la compañía a la fecha del 26 de abril de 2013. Dada la solidez de la hoja de balance de la compañía, la compañía está en la actualidad evaluando métodos para retornar valor a los accionistas, entre los que se incluyen recompra de acciones y/o aumento del dividendo trimestral. La alta gerencia está en el proceso de evaluación de estas alternativas y presentará una propuesta a la junta directiva hacia finales del segundo trimestre.

"Estoy muy complacido por el sólido desempeño operativo y financiero de la compañía en lo que va de año", comentó Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía. "Los volúmenes de producción y ventas están en niveles récord y en línea para alcanzar el extremo alto de nuestra guía de producción anual. Los parámetros de desempeño financiero de la compañía medidos por el efectivo generado como EBITDA y los fondos procedentes de operaciones (flujo de caja) continúan robustos y están aumentando. La hoja de balance de la compañía es sólida y continuamos beneficiándonos de las ventajas de mercado y comercialización que actualmente disfruta la producción de petróleo pesado de Colombia, obteniéndose un diferencial premium con respecto al precio del WTI en el primer trimestre de casi $8/bbl en nuestros volúmenes totales de ventas de la producción de petróleo crudo.

"Tenemos planificado un año emocionante en exploración y desarrollo, con más de 40 pozos de exploración y evaluación planificados para el año, y más de un tercio de esos pozos son pozos con gran impacto potencial en Colombia, Perú, Guatemala, Brasil y Papúa Nueva Guinea. Durante el primer trimestre se hicieron cinco nuevos descubrimientos de exploración incluyendo un descubrimiento de petróleo en el pozo de exploración Kangaroo-1 costa afuera en Brasil. En abril, comenzamos la perforación de nuestro primer pozo de exploración en tierra firme (pozo Yahuish-1X) en el Bloque 138 en Perú, que tiene como objetivo una gran estructura identificada en los estudios sísmicos.

"La concesión de permisos medioambientales en Colombia marcha a un paso más lento de lo esperado pero estoy complacido de ver que se está mejorando algo en este sentido y apreciamos los esfuerzos que ha hecho la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales ("ANLA") para mejorar y simplificar el proceso para acelerar la concesión de licencias a los productores de petróleo en Colombia. Durante el primer trimestre, recibimos un importante permiso integral para continuar la exploración y el desarrollo del Área de Explotación de Hidrocarburos Quifa que permitirá el aumento continuo de la producción en el campo Quifa SW y la reanudación de la exploración en el área Quifa Este al norte del campo Rubiales. También recibimos los permisos necesarios para aumentar la producción de petróleo de nuestro bloque en el campo petrolero Copa.

"La compañía se encuentra en el proceso de puesta en práctica de diversas iniciativas para ahorro de costos en lo que respecta a producción, transportación y costos de diluyente, las cuales se esperan que se materialicen a lo largo del año.

"La compañía está construyendo una nueva línea de transmisión de electricidad conectando los campos Rubiales y Quifa con la red eléctrica de Colombia, suministrando energía menos cara para el funcionamiento de las operaciones en el campo, la cual se espera que entre en operación en el tercer trimestre de este año.

"Para manipular los crecientes volúmenes de agua generados en los campos Rubiales y Quifa, la compañía ha iniciado un proyecto para el tratamiento del agua de formación producida en estos campos y su uso para un proyecto de riego destinado a la actividad agroforestal, comenzando en el cuarto trimestre de 2013.

"Nuestras inversiones en el oleoducto Bicentenario nos brindarán aproximadamente 40.000 bbl/d de egresos adicionales de oleoducto comenzando en la segunda mitad de este año, reduciendo considerablemente los costos más altos asociados con la transportación de la producción de petróleo en camiones cisterna.

"La compañía continúa invirtiendo activamente en proyectos e infraestructura en Colombia, concebidos para soportar nuestra creciente producción en el país. Estos proyectos incluyen nuestras inversiones en Puerto Bahía, donde estamos desarrollando una nueva terminal de exportación de petróleo en la costa del Caribe colombiano, la cual mejorará nuestra capacidad de exportación y reducirá el almacenamiento en inventario.

"También está en construcción una nueva estación de mezcla de diluyente en Cusiana la cual conducirá a optimización y menores costos de la creciente producción de petróleo pesado de la compañía, comenzando en el segundo trimestre de este año. Con la adquisición y el desarrollo de nuestros propios bienes de petróleo crudo ligero, la compañía espera alcanzar reducciones aún mayores de costos como resultado del uso de nuestra propia producción de petróleo crudo ligero como diluyente, en vez de utilizar gasolina natural importada.

"Esperamos que estos y otros proyectos e iniciativas den como resultado un cambio estructural considerable en nuestros costos de operación, teniendo como objetivo reducciones generales de aproximadamente $8/bbl sobre una base proforma 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.

"Aunque todavía está en sus comienzos, estamos alentados por los resultados que estamos observando en nuestro proyecto piloto STAR en Quifa SW. Hemos alcanzado ignición sostenida en el reservorio durante el primer trimestre y continuaremos evaluando este proyecto piloto.

"Se está construyendo un proyecto de LNG a pequeña escala en alianza con Exmar NV, el cual permitirá a la compañía más que duplicar su producción de gas en el norte de Colombia cuando entre en funcionamiento a finales de 2014.

"En general, espero un año con crecimiento continuo de la producción, mejoras en la estructura de costos y un emocionante programa de exploración, en la medida en que erigimos, para el beneficio a largo plazo de nuestros accionistas y empleados, la compañía líder en exploración y producción enfocada en América Latina".

 

Resultados financieros

Resumen financiero



2013


2012


1T


4T


1T

Ingresos por ventas de petróleo y gas ($ millones)

1.258,8


1.046,7


931,9

EBITDA ($ millones)1

694,7


429,0


542,2

EBITDA por acción1

2,16


1,45


1,85

Flujo de fondos procedentes de operaciones ($ millones)1

506,2


231,5


392,5

Flujo de fondos procedentes de operaciones por acción1

1,58


0,78


1,34

Utilidades (pérdidas) netas ajustadas por operaciones
($ millones)1

146,9


38,2


290,0

Utilidades (pérdidas) netas ajustadas por operaciones
por acción1

0,46


0,13


0,99

Utilidades (pérdidas) netas ($ millones)

121,8


(23,8)


258,4

Utilidades (pérdidas) netas por acción

0,38


(0,08)


0,88

Acciones promedio en circulación - básicas (millones)

321,3


294,6


292,4

 

[1]

Los términos EBITDA, flujo de fondos procedentes de operaciones, utilidades netas ajustadas por operaciones, son parámetros no contemplados en las Normas Internacionales de Reportes Financieros (IFRS, por sus siglas en inglés). Consulte las advertencias y las conciliaciones en el documento MD&A.

 

Producción

Resumen de la producción





2013

2012



1T


4T


1T

Petróleo y líquidos (bbl/d)







Colombia


115.318


95.526


80.955

Perú


1.461


1.457


1.703

Total de petróleo y líquidos (bbl/d)


116.779


96.983


82.658








Gas natural (bpe/d)1







Colombia


11.110


11.166


10.915

Perú


-


-


-

Total de gas natural (bpe/d)


11.110


11.166


10.915

Total equivalente (bpe/d)


127.889


108.149


93.573

 

[1]

Relación de conversión de gas natural de 5,7 Mpc/bbl según la norma colombiana.


Se pueden encontrar detalles adicionales sobre la producción en el documento MD&A.

La producción total de la compañía neta después de regalías de 127.889 bpe/d aumentó 37% en el trimestre en comparación con el año anterior, impulsada por sólido crecimiento en la producción de petróleo desde los campos de petróleo pesado Rubiales y Quifa de la compañía, y volúmenes añadidos y crecimiento en la producción de petróleo ligero producto de las adquisiciones de PetroMagdalena y C&C completadas en julio y diciembre de 2012, respectivamente.

La producción de petróleo promedio neta después de regalías e el campo Rubiales aumentó hasta 70.495 bbl/d desde 57.555 bbl/d hace un año (un aumento de 22%), y en el campo Quifa SW aumentó hasta 25.435 bbl/d desde 21.885 bbl/d (un aumento de 16%), debido principalmente a los permisos medioambientales recibidos en agosto de 2012 permitiendo más inyección de agua. La producción en los dos campos aumentó 9% y 10% respectivamente en el trimestre actual en comparación con el cuarto trimestre de 2012. El campo Cajua, un nuevo desarrollo de campo comercial justo al norte de Quifa SW, contribuyó en el trimestre con una producción adicional neta después de regalías de 2.026 bbl/d.

Neta después de regalías, la producción de petróleo, en su mayoría ligero, desde los bienes de PetroMagdalena, ha crecido hasta aproximadamente 5,2 Mbpe/d desde menos de 2,5 Mbpe/d, más que duplicándose mediante actividad exitosa de exploración y desarrollo.

Los ingresos y costos asociados con la participación de 49% de la compañía en la producción desde el Bloque Z-1 han sido reconocidos en los resultados financieros de la compañía desde el 12 de diciembre de 2012 como resultado de la aprobación por parte de las autoridades peruanas correspondientes. La adquisición tuvo una fecha efectiva de 1 de enero de 2012.

 

Producción y volúmenes de ventas



Conciliación de producción a ventas totales





2013


2012



1T


4T


1T

Producción neta (bpe/d)







Colombia


126.428


106.692


91.870

Perú


1.461


1.457


1.703

Producción neta total (bpe/d)


127.889


108.149


93.573








Producción neta vendida (bpe/d)







Producción disponible para la venta (bpe/d)1


127.889


107.071


91.870

Volúmenes de diluyente (bbl/d)


9.607


9.671


8.549

Volúmenes de petróleo para comercialización (bbl/d)


3.895


1.718


10.221

Balances de inventario y otros (bpe/d)


2.259


1.681


(11.732)

Volúmenes vendidos (bpe/d)


143.650


120.141


98.908

 

[1]

La producción disponible para la venta incluye toda la producción neta en Colombia y el 49% de la producción neta procedente del Bloque Z-1 de la compañía en Perú, a partir del 12 de diciembre de 2012.


Se pueden encontrar detalles adicionales sobre la producción y el volumen de ventas en el documento MD&A.

La compañía produce y vende petróleo crudo y gas natural. También compra líquidos y petróleo crudo a terceras partes para usar como diluyentes para mezclar con su producción de petróleo pesado y para propósitos de comercialización, los cuales se incluyeron en la partida "volúmenes vendidos" informada. Los volúmenes de ventas también resultan afectados por el movimiento relativo en inventarios durante un período de reporte. Tanto los ingresos como los costos aparecen reconocidos en los volúmenes respectivos vendidos durante el período.

La producción disponible para la venta en el trimestre aumentó hasta 127.889 bpe/d desde 91.870 bpe/d en el mismo período en 2012 (un incremento de 39%), debido a mayores volúmenes de producción en los campos productores. A pesar de un aumento de 23% en la producción neta de petróleo pesado de la compañía desde los campos petroleros Rubiales, Quifa SW y Cajua, los volúmenes de diluyente aumentaron en menor porcentaje, 12%, con respecto a un año atrás, debido a más compras de gasolina natural y no de petróleo ligero. El petróleo para los volúmenes de comercialización en el trimestre actual disminuyó hasta 3.895 bbl/d desde 10.221 bbl/d, mientras que los balances de inventario se movieron a 2.259 bbl/d extraídos desde 11.732 boe/d acumulados, en el mismo trimestre de hace un año.

Los volúmenes totales vendidos, compuestos por volúmenes de producción disponibles para venta, volúmenes de diluyente añadidos a la producción de petróleo pesado, petróleo para volúmenes de comercialización y cambios de balance en el inventario, aumentaron hasta 143.650 bpe/d en el trimestre actual desde 98.908 bpe/d hace un año (un incremento de 45%).

 

Netbacks por operaciones y volúmenes de ventas

Volúmenes y netbacks de la
producc
ión
de petróleo y gas











2013 1T

2012 4T

2012 4T


Petróleo

Gas
natural

Combinado

Petróleo

Gas
natural

Combinado

Petróleo

Gas
natural

Combinado

Volúmenes vendidos (bpe/d)

128.641

11.114

139.755

107.392

11.031

118.423

77.829

10.858

88.687











Precio de las ventas del petróleo
crudo y el gas natural ($/bpe)

102,06

40,26

97,14

99,83

43,80

94,61

110,96

41,45

102,45











Costos de producción ($/bpe)

12,89

4,49

12,22

14,78

6,61

14,02

9,42

2,59

8,58

Costos por transportación
($/bpe)

15,66

0,05

14,42

14,57

0,01

13,22

13,47

0,06

11,83

Costos del diluyente ($/bpe)

9,32

-

8,58

8,52

-

7,72

13,99

-

12,27

Subtotal de costos
($/bpe)

37,87

4,54

35,22

37,87

6,62

34,96

36,88

2,65

32,68

Otros costos ($/bpe)

0,68

2,91

0,86

5,14

2,99

4,94

(2,40)

2,28

(1,83)

Costos por extracción por exceso/por defecto
($/bpe)

0,17

0,29

0,18

9,21

(0,89)

8,27

(2,45)

(0,04)

(2,16)

Costos totales ($/bpe)

38,72

7,74

36,26

52,22

8,72

48,17

32,03

4,89

28,69











Netback por operaciones
($/bpe)

63,34

32,52

60,88

47,61

35,08

46,44

78,93

36,56

73,76

 

Se pueden encontrar detalles adicionales sobre el costo y los netbacks en el documento MD&A.

En un comunicado de prensa con fecha 9 de abril de 2013, la compañía divulgó planes para una reducción estructural en sus costos de operación sobre una base proforma comenzando en el segundo trimestre de 2013 a partir de diversas iniciativas y proyectos, incluyendo una nueva línea de transmisión de electricidad suministrando energía menos cara, mayor transportación a través de oleoductos sustituyendo la transportación más cara de petróleo crudo en camiones cisterna, y eficiencias y optimizaciones relacionadas con los costos y el suministro de diluyente.

 





Volúmenes de petróleo para comercialización y netbacks





2013

2012



1T

4T

1T

Volúmenes vendidos (bbl/d)


3.895

1.718

10.221






Precio de las ventas ($/bbl)


105,24

100,66

112,94

Costo de las compras ($/bbl)


101,55

96,99

109,31

Netback por operaciones ($/bbl)


3,69

3,67

3,63

 

Se pueden encontrar detalles adicionales sobre el petróleo para comercialización en el documento MD&A.

 

La compañía también reporta por separado su netback en petróleo crudo para comercialización, que fue de $3,69/bbl en el primer trimestre en comparación con $3,63/bbl en el mismo período en 2012.

Actualización sobre la exploración

La compañía perforó ocho pozos de exploración y evaluación durante el primer trimestre, lo cual resultó en cinco descubrimientos y tres pozos secos.

Colombia

En el Bloque Cubiro, la compañía perforó y completó el pozo de exploración Copa D-1 y el pozo de evaluación Copa A Norte-1 encontrando 27 pies y 25 pies de espesor neto respectivamente en intervalos de arena Carbonera. En pruebas, los pozos arrojaron un caudal de 900 bbl/d y 770 bbl/d de petróleo ligero con densidad API de 42°, respectivamente.

La compañía perforó el pozo de exploración Yaguazo-1, encontrando 14 pies de espesor neto en la arena basal C5 en una estructura donde no se había perforado anteriormente en el Bloque Arrendajo. En estos momentos el pozo está siendo encamisado para permitir una prueba de producción y la compañía está planeando perforar un pozo de evaluación de seguimiento en la misma estructura.

En el Bloque Guama, la compañía terminó la perforación del pozo de exploración Manamo-1X, encontrando 251 pies de espesor neto que en pruebas arrojó un caudal máximo de 4,9 MMpc/d de gas natural con 296 bbl/d de condensado con densidad API de 54°. La compañía también comenzó la perforación del pozo Capure-1X en una estructura separada, el cual a la fecha actual ha interceptado aproximadamente 23 pies de intervalo indicado de gas natural y condensado en una zona secundaria.

En el Bloque CPO-12, se perforó del pozo de exploración Hayuelo-1X como parte de un compromiso de tres pozos en el bloque. El pozo solo encontró trazas leves de hidrocarburos y fue taponado y abandonado como un pozo seco. En el Bloque CPO-1, el pozo de exploración Altillo Oeste-1 también fue taponado y abandonado como un pozo seco al no encontrarse hidrocarburos.

En el Bloque Santa Cruz, la compañía dio inicio a la perforación del pozo de exploración Phobos-1 durante el trimestre. Este pozo tiene múltiples objetivos y se espera que alcance su profundidad total de perforación durante el segundo trimestre de 2013.

Durante el trimestre, se completó un levantamiento sísmico en 3D de 366 km2 en la porción norte del Bloque CPE-6, dirigido a identificar ubicaciones para pozos nuevos en el prospecto petrolero Hamaca. Además, se iniciaron levantamientos aeromagnéticos y de aerogravedad en los Bloques COR-15 y COR-24 y está en marcha el procesamiento y la interpretación de datos sísmicos en 2D y 3D recientemente adquiridos en los Bloques Muisca, COR-15 y Portofino, todo esto dirigido a identificar ubicaciones para pozos de exploración futuros.

Perú

En el Bloque Z-1 costa afuera, la compañía y su asociada BPZ Energy completaron la adquisición de 429 km2 de datos sísmicos en 3D, los cuales actualmente se están procesando e interpretando junto con 1.143 km2 de datos sísmicos en 3D adquiridos previamente.

En el Bloque 138, la compañía comenzó la perforación del pozo de exploración Yahuish-1X el 16 de abril de 2013. Se espera que el pozo demore de 60 a 80 días para alcanzar la profundidad total.

En el Bloque 135, la compañía continuó con la adquisición de 789 km datos sísmicos en 2D, que se espera que se complete en el segundo trimestre. En el Bloque 116 se espera comenzar a perforar un pozo de exploración propuesto, el Fortuna-1X, durante la segunda mitad de 2013.

Guatemala

En los Bloques N-10-96 y O-10-96, se completó un levantamiento geofísico hiperespectral y ha comenzado la planificación en avance para un pozo de exploración que se espera perforar en la segunda mitad de 2013.

Brasil

Durante el trimestre, se perforaron dos pozos de exploración (Kangaroo-1 y Emu-1) como parte de un acuerdo farm-in abarcando cinco bloques en la Cuenca Santos, costa afuera. El pozo Kangaroo-1 encontró una sección de reservorio petrolífero de 82 pies brutos (58 pies de espesor neto) en una posición de ladera descendente en una estructura del Eoceno. El operador de los bloques, Karoon Gas está planificando la perforación de un pozo de evaluación para el descubrimiento Kangaroo posteriormente este año. El pozo Emu-1 no encontró zonas saturadas y fue taponado y abandonado. La compañía está participando en una tercera opción de pozo (Bilby-1) lo cual ha dado como resultado un descubrimiento de petróleo en un intervalo de reservorio del Cretáceo tardío como lo indican los registros de cable de exploración y las muestras de presión y fluido. Está en curso evaluación adicional de la zona petrolera, y se espera continuar la perforación del pozo hasta alcanzar una profundidad de aproximadamente 15.050 pies durante mayo de 2013.

Detalles de la conferencia telefónica del primer trimestre de 2013

La compañía ha programado una conferencia telefónica para inversores y analistas el jueves 9 de mayo de 2013 a las 8:00 a.m. (hora de Bogotá), 9:00 a.m. (hora de Toronto) y 10:00 a.m. (hora de Río de Janeiro) para discutir los resultados del primer trimestre de la compañía. Entre los participantes estarán Ronald Pantin, director ejecutivo, José Francisco Arata, presidente, y miembros selectos de la alta gerencia. Pacific Rubiales espera dar a conocer los resultados de su primer trimestre el miércoles 8 de mayo de 2013, después del cierre del mercado.

La conferencia en vivo se llevará a cabo en inglés con traducción simultánea al español. Antes de la llamada la compañía colocará una presentación en su sitio web, al cual se puede tener acceso en www.pacificrubiales.com.

Se invita a los analistas e inversores interesados a que participen usando los siguientes números para llamadas:

Número de participante (Internacional/Local):  

(647) 427-7450

Número de participante (Llamada gratuita en Colombia):  

01-800-518-0661

Número de participante (Llamada gratuita en América del Norte):  

(888) 231-8191

ID de la conferencia (Participantes en idioma inglés):   

40205504

ID de la conferencia (Participantes en idioma español):   

40208313

La conferencia telefónica se transmitirá en la web y a la misma se podrá tener acceso a través del siguiente enlace: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.

Una repetición de la llamada estará disponible hasta las 23:59 pm (hora de Toronto) del 23 de mayo de 2013, a la cual se podrá tener acceso mediante:

Número de marcación gratuito para la repetición:

1-855-859-2056

Número de marcación local:  

(416)-849-0833

ID de la repetición (Participantes en idioma inglés):  

40205504

ID de la repetición (Participantes en idioma español): 

40208313

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.

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 14 de marzo de 2012 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.

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.

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.

Recursos

Los lectores deben prestar atención a los estimados de las clases individuales de recursos y apreciar las diferentes probabilidades de recuperación asociadas a cada clase. Los estimados de los recursos recuperables restantes (no arriesgados) incluyen Recursos Prospectivos que no se han ajustado por riesgo basado en la posibilidad de descubrimiento o la posibilidad de desarrollo y los Recursos Contingentes que no se han ajustado por riesgo basado en la posibilidad de desarrollo. No es un estimado de los volúmenes que pueden recuperarse. La recuperación real puede resultar menor y puede ser sustancialmente menor o cero.

Los Recursos Prospectivos son aquellas cantidades de petróleo y gas que se estima que son potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas. No hay certeza respecto del descubrimiento de los Recursos Prospectivos. Si son descubiertos, no hay certeza de que resulte comercialmente viable producir cualquier porción de los Recursos Prospectivos. La aplicación de cualquier factor de posibilidad geológica y económica no equipara los Recursos Prospectivos a los Recursos Contingentes o las reservas. Además, se utilizó la siguiente Clasificación de Recursos mutuamente excluyentes:

  • Estimado Bajo - Este se considera un estimado conservador de la cantidad que efectivamente se recuperará de la acumulación. Este término refleja un nivel de confianza P90 donde hay un 90% de probabilidades de que un descubrimiento exitoso sea igual a mayor que este estimado de recursos.
  • Estimado mejor - Este se considera el mejor estimado de la cantidad que efectivamente se recuperará de la acumulación. Este término es una medida de la tendencia central de la distribución de incertidumbre y en este caso refleja un nivel de confianza del 50% donde hay un 50% de probabilidades de que el descubrimiento exitoso sea igual a este estimado de recursos o mayor.
  • Estimado Alto - Este se considera un estimado optimista de la cantidad que efectivamente se recuperará de la acumulación. Este término refleja un nivel de confianza P10 donde hay un 10% de probabilidades de que el descubrimiento exitoso sea igual o mayor que este estimado de recursos. 

Los Recursos Contingentes son aquellas cantidades de petróleo que se estima, a una fecha dada, que son potencialmente recuperables de las acumulaciones conocidas usando la tecnología establecida o tecnología en desarrollo, pero que no se consideran en la actualidad comercialmente recuperables debido a una o más contingencias. Los Recursos Contingentes tienen una posibilidad de desarrollo asociada (económica, regulatoria, mercado e instalaciones, compromiso empresarial o riesgos políticos). Los estimados aquí incluidos no han sido arriesgados en cuanto a la probabilidad de desarrollo. No hay certeza alguna de que los Recursos Contingentes se desarrollen y, si se desarrollan, no hay certeza respecto del momento de dicho desarrollo o de que resulte comercialmente viable producir cualquier porción de los Recursos Contingentes.

En este comunicado de prensa se han expresado los volúmenes totales de recursos para los casos estimados altos, bajos y mejores tanto para los Recursos Contingentes como para los Recursos Prospectivos. Estos volúmenes totales son sumas aritméticas de estimados múltiples de Recursos Contingentes y Prospectivos, según sea el caso, que los principios estadísticos señalan que pueden inducir a error en cuanto a los volúmenes que puedan resultar realmente recuperados. Los lectores deben prestar atención a los estimados de las clases individuales de recursos y apreciar las diferentes probabilidades de recuperación asociadas a cada clase según se explica en esta sección.

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

FUENTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.



RELATED LINKS
http://www.pacificrubiales.com

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