2014

Pacific Rubiales fornece atualização operacional para fechar as suas atividades de exploração e desenvolvimento de 2012

TORONTO, 15 de dezembro de 2012 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) forneceu hoje uma atualização sobre suas operações e atividades de exploração de 2012.

Em resumo, a produção está acentuadamente em alta no trimestre em curso até a data, a Companhia espera cumprir suas metas de fim de ano de produção e aumentou sua produção em 2012, apesar dos atrasos de licenças inesperados que afetam todos os produtores de petróleo e gás na Colômbia. A atividade de exploração continua com nove poços a serem perfurados ou inicialmente perfurados no quarto trimestre. 2012 representa um ano de transformação importante para a Companhia, alcançada através de uma série de aquisições estratégicas para posicionar o portfólio para o crescimento de longo prazo e adicionar valor aos negócios existentes.

A Companhia espera lançar sua previsão de Perspectiva e Orientação 2013 na segunda semana de janeiro de 2013; reservas e relatórios de recursos do final do ano de 2012 no final de fevereiro e resultados financeiros do final do ano de 2012 após o fechamento do mercado em 13 de março de 2013.

Ronald Pantin, CEO da Pacific Rubiales, comentou:

"Estou muito feliz pelo progresso deste ano, em todos os aspectos da Companhia. Apesar dos desafiadores oito primeiros meses do ano, durante o qual o nosso crescimento da produção foi limitado por atrasos de licenças ambientais e de desenvolvimento fora do nosso controle, estou muito satisfeito com o nosso subsequente forte crescimento da produção.

"A produção da Companhia no quarto trimestre até o momento ficou em média em 269 Mboe/d bruta total de campo ou 107 Mboe/d líquida após o royalty e a produção aumentou em todos os campos produtores de petróleo da Companhia. Esta semana conseguimos um novo recorde histórico com a produção de 282 Mboe/d bruta total de campo (aproximadamente 111 Mboe/d líquida após o royalty). Grande parte deste crescimento da produção tem sido impulsionada pelo campo de Rubiales, que está atualmente com uma produção em excesso de 200 Mbbl/d bruta total de campo (cerca de 68 Mbbl/d líquida após o royalty). No Quifa SO, a produção é de apenas 50 Mbbl/d bruta total de campo (cerca de 23 Mbbl/d líquida após o royalty). A produção é atualmente de 3 Mbbl/d (cerca de 1,7 Mbbl/d líquida após o royalty) no campo Cajua, o novo campo comercial na região de Quifa Norte e espera-se chegar a uma produção na faixa de 4 a 5 Mbbl/d bruta total de campo até o final do ano.

"Com este desempenho da produção, estamos muito confortáveis para alcançar uma produção de fim de ano entre 280 e 285 Mboe/d bruta total de campo, ou aproximadamente 112 a 114 Mboe/d líquida após o royalty (excluindo quaisquer volumes da aquisição da C&C Energia Ltd).

"Durante 2012, fizemos a transição do portfólio da Companhia através de aquisições estratégicas, para assegurar e fixar o crescimento em longo prazo e adicionar valor aos negócios existentes. Esta atividade foi destinada à aquisição de reservas de baixo custo que proporcionam valor imediato e produção de acréscimo ao fluxo de caixa em curto prazo, bem como à expansão de nossos recursos de exploração para impulsionar o crescimento com vistas a um futuro de três a cinco anos.

"Como exemplo, a aquisição do Bloco Z-1 no offshore de águas rasas do Peru traz adições de reservas de petróleo de baixo custo, volumes de produção imediatos que podemos aumentar ao longo dos próximos dois anos, por meio do desenvolvimento de baixo risco e complementa o nosso portfólio de exploração onshore extenso o país. Com a entrega e colocação recentes da nova plataforma de produção CX-15 de 24 slots de perfuração no campo de petróleo Corvina do bloco, a perfuração de desenvolvimento deverá ter início nas próximas semanas, progredir durante o próximo ano e contribuir para o crescimento da produção significativa em 2013. Um recém-concluído programa sísmico 3D abrangente no bloco delineia perspectivas múltiplas e grandes recursos de exploração em uma comprovada bacia de hidrocarboneto propensa a petróleo, que será testada com a perfuração de exploração ao longo dos próximos anos. No momento, a Pacific Rubiales espera que a aquisição do bloco Z-1 seja encerrada até o final do ano de 2012. A aquisição está em vigor desde o início do corrente ano (01 de janeiro de 2012).

"A aquisição pela Companhia da PetroMagdalena Energy Corp. e a aquisição pendente da C&C Energia acrescenta a produção e reservas de petróleo médio a leve que serão utilizadas como fonte de diluente para nossa crescente produção de petróleo pesado na bacia de Llanos. A produção integrada de diluente de petróleo leve/petróleo pesado da Companhia, juntamente com a sua crescente participação em dutos e infraestrutura de transporte, capta uma significativa margem de valor adicional na posse direta do petróleo leve, em comparação com o custo de compra de volumes de diluente.

A produção atual dos ativos da PetroMagdalenga é de aproximadamente 4,5 Mboe/d líquida após o royalty, a qual aproximadamente dobrou desde o fechamento da aquisição em 27 de julho de 2012. A produção dos ativos da C&C Energia está atualmente em cerca de 10 Mbbl/d de petróleo após o royalty e espera-se crescer a partir de um desenvolvimento mais agressivo das prospecções existentes em 2013. A Companhia tem como meta o fechamento da transação da C&C Energia no final do ano de 2012.

"Quatro aquisições de áreas adicionais de exploração foram feitas durante 2012: 1) o investimento ampliado de capital próprio na CGX Energy Inc., que detém um interesse em propriedades de águas profundas offshore na Guiana, 2) os contrafortes onshore do Triceratops e PPL-237 de Papua Nova Guiné, 3) o bloco de exploração de petróleo pesado Portofino na bacia de Caguan-Putumayo onshore na Colômbia e 4) os blocos Karoon em águas de média profundidade na bacia de Santos, costa do Brasil; devem ser vistos no contexto da captação de grandes recursos em estágios iniciais para o futuro, em bacias e jurisdições que oferecem um equilíbrio entre riscos elevados e baixos.

"Vemos todas as aquisições de exploração como oportunidades nas bacias de hidrocarbonetos de classe mundial com o potencial de recursos de hospedagem muito grandes. No caso do offshore da Guiana, uma bacia com a geologia análoga no oeste da África e do Brasil, que têm produzido descobertas gigantes de petróleo; no caso de Papua Nova Guiné, grandes recursos de gás natural e condensado na porta dos mercados de energia primária de maior crescimento do mundo e, no caso do bloco de Portofino, a área complementar ao longo do cinturão de petróleo pesado estratégica da Colômbia e ao lado do campo de desenvolvimento de petróleo Capella; e no caso dos blocos offshore de Karoon, a primeira atividade da Companhia no Brasil e uma entrada estratégica na bacia prolífica de Santos no país. Esta é uma estratégia semelhante e que levou à captação pioneira e bem sucedida da Companhia de grandes recursos e à rápida ascensão da produção ao longo do cinturão de recursos de petróleo pesado na Colômbia.

"Todas as nossas aquisições concluídas em 2012, até agora, têm sido financiadas por dinheiro em caixa, exploração associada, e o capital de desenvolvimento deverá ser financiado pelo fluxo de caixa gerado internamente e aproveitando a expertise e capacidade "embutida" de bacia onshore/offshore e de fronteira adquirida pela Companhia a partir de suas origens técnicas e gerenciais. Elas ilustram a capacidade e a visão da Companhia ao olhar para além do curto e médio prazo, acumulando oportunidades para apoiar, reforçar e desenvolver novas perspectivas de crescimento no futuro.

"Além disso, este tem sido um ano em que as lições aprendidas em 2011 sobre as relações com a comunidade, nossos trabalhadores e nossos outros interessados, renderam frutos. Somos agora amplamente reconhecidos como um parceiro preferencial e como líder na promoção de relações sustentáveis nos domínios sociais e econômicos em que operamos.

"Encerrando 2012, quero aproveitar para expressar meus agradecimentos especiais a cada um dos funcionários da Companhia e aos empreiteiros internos pelo seu trabalho durante o ano. O balanço da Companhia permanece forte, e nossas metas de crescimento em médio prazo permanecem intactas, sustentadas pela nossa exploração extensiva de baixo custo de petróleo pesado e recursos de desenvolvimento na Colômbia. Vamos continuar com a nossa estratégia de crescimento, repetível e rentável, desenvolvendo em longo prazo, a principal Companhia de E&P focada na América Latina."

Atualização de exploração

A Companhia espera perfurar cerca de 58 poços de exploração (inclusive poços estratigráficos e de avaliação) durante o corrente ano de 2012. Isso inclui nove poços durante o quarto trimestre, sendo que quatro deles (poços nos blocos CPO-1, SSJN-9 e Guama na Colômbia e nos blocos Karoon no Brasil) deverão ser perfurados no fim do ano e terem concluídas as suas operações de perfuração no início de 2013.

Um poço no bloco Cubiro na Colômbia foi concluído com a descoberta bem sucedida de um poço de petróleo, quatro poços estão sendo perfurados atualmente, com mais quatro que deverão iniciar as perfurações antes de final de ano. O sucesso da perfuração de exploração, como resultado dos 49 poços perfurados durante os primeiros nove meses do ano, foi em média 84%. Um cronograma completo do programa dos poços de exploração de 2012 é fornecido abaixo:


Cronograma dos poços de exploração de 2012


Bloco

Número de
poços

1o. trim.

2o. trim.

3o. trim.

4o. trim.


Quifa

20

7

9

4



Sabanero (1)

20

7

10

2

1


Arrendajo

 1



1



CPE-6

2

2





CPO-12

3




3


Cubiro

1




1


CPO-1

1




1


CPE-1

 4

1

3




Brasil(2)

1




1


Portofino(3)

 1



1



La Creciente

1

1





SSJN-9(1)

1




1


Guama

 2

1



1


  Total

58

19

22

8

9





(1) A Companhia detém uma participação de 49,999% na Maurel et Prom Colombia B.V., que controla 100% do bloco Sabanero e 50% do bloco SSJN-9.

(2) A Companhia possui 35% de participação líquida nos blocos Karoon.

(3) A Companhia detém uma participação de 40% no bloco Portofino de propriedade da Canacol Energy Ltd.

Sete poços de exploração, previstos inicialmente para perfuração no quarto trimestre de 2012 foram adiados para 2013, inclusive um poço no bloco Arrendajo, três poços no bloco CPE-6, dois poços no bloco Portofino e o poço de exploração do bloco 138 no Peru.

Durante o quarto trimestre, o poço de exploração Petirrojo Sur-1 foi perfurado no bloco Cubiro de Llanos central, encontrando 15 metros de espessura de lençol nos reservatórios C7A e C7B da Carbonera de idade Terciária e concluído como um poço de petróleo fluindo. A produção se estabilizou em cerca de 185 bbl/d de petróleo leve (40 graus API), com um corte de água de 50%. O corte de água relativamente elevado deve ser devido aos problemas de integridade do revestimento de cimento e será sujeito a trabalhos corretivos no início de 2013. A Companhia tem várias participações (média de 61%) no bloco Cubiro, acrescentadas através da aquisição da PetroMagdalena. Apesar de uma descoberta relativamente pequena, ela ilustra o valor que a Companhia está extraindo desses ativos através de perfuração acelerada.

O poço de exploração Kangaroo-1, o primeiro de dois poços acordados e uma opção resultante de um farm-in de 35% nos blocos Karoon offshore na bacia de Santos, Brasil, deverá ter sua perfuração iniciada na última semana de dezembro. O poço está localizado dentro dos blocos S-M-1101 e S-M-1165, a cerca de 280 quilômetros da costa do Estado de São Paulo, em lâmina d'água de aproximadamente 400 metros e tem vários alvos nas seções das épocas Eocena, Miocena e Cretácea. O poço será perfurado com o uso da sonda de perfuração semissubmersível Blackford Dolphin, que foi mobilizada para o local de perfuração esta semana e está prevista para perfurar daqui a 40 a 60 dias.

A bacia de Santos, recentemente rendeu várias descobertas de petróleo e está se tornando uma área interessante para a exploração. O poço Kangaroo-1 tem um recurso prospectivo médio bruto de 272 MMbbl de petróleo certificado pela DeGolyer MacNaughton. Conforme anunciado esta semana pela operadora Karoon Gas Australia Ltd, a data de validade nos blocos de farm-in foi estendida em 180 dias para novembro de 2013, permitindo a conclusão do programa de perfuração planejado.

Atualização de projetos

A Companhia está ativamente envolvida em uma série de projetos significativos de produção, piloto experimental, midstream (meio termo entre as atividades de produção e de pós-produção) e de infraestrutura de instalações destinados a melhorar a eficiência, alcançar reduções de custos e aumentar a produção e recuperações de seus principais campos produtores de petróleo na Colômbia. Esses projetos são fundamentais para o desenvolvimento dos negócios em curso e para a criação de valor para os acionistas. Entre os principais projetos estão:

Projeto GNL de pequena escala: A Companhia iniciou um projeto em pequena escala de gás natural liquefeito ("GNL") que será desenvolvido em conjunto com a Exmar NV ("Exmar"), uma companhia experiente de transporte e regaseificação de GNL com sede na Bélgica. O projeto se destina a suprir GNL para a geração de energia na América Central e no Caribe, atualmente fornecida pelo diesel. O projeto compreende um gasoduto planejado de 88 km e 18 polegadas a ser construído a partir do campo de gás La Creciente da Companhia até Tolú (Costa Atlântica da Colômbia, a 15 km ao nordeste de Coveñas), e uma Unidade de Liquefação, Regaseificação e Armazenamento Flutuante, ("FLRSU", do inglês) conectado a uma Unidade de Armazenamento Flutuante ("FSU", idem), permitindo exportações FOB a transportadores padrões (145.000 CBM).

A Companhia vai fornecer cerca de 70 MMpc/d de gás para a FLRSU conforme um contrato de transporte de 15 anos com a Exmar, começando no final de 2014. A construção da instalação da FLRSU montada em barca está em andamento na China continental, a licença ambiental para a parte terrestre do gasoduto foi concedida, enquanto as licenças ambientais para o gasoduto de 3,5 km no mar e as concessões portuárias estão em andamento. O projeto LNG vai levar a uma duplicação da produção da Companhia de gás natural no start-up no final de 2014, acelerando a produção das reservas existentes e incentivando a perfuração de recursos exploratórios. Os netbacks de cabeça de poço devem ser maiores do que os atuais US$ 6 - US$ 7 por Mpc recebidos no mercado nacional de vendas.

Projeto Piloto STAR (Recuperação Adicional Térmica Sincronizada): O projeto piloto STAR visa aumentar a recuperação em campos de petróleo pesado da Companhia na Colômbia no futuro. A tecnologia foi inicialmente testada e desenvolvida em condições de laboratório, durante 2009 e 2010. As instalações do projeto piloto foram construídas em Quifa SO em 2011, com o start-up sob condições primárias de fluxo frio iniciado no começo de 2012.

Dois testes importantes foram realizados durante 2012. Um teste de vapor foi realizado para determinar a resposta do reservatório a um processo térmico e um teste de azoto foi realizado para criar uma saturação mínima de gás no poço, a fim de facilitar a injeção futura de ar. Ambos os testes indicaram resposta positiva do reservatório. A falha do equipamento e injetor do poço, causada por um refluxo inesperado junto com a exigência posterior de se construir sistemas adicionais de produção, segurança e auxiliares, resultaram em atrasos no projeto piloto. A segunda fase de injeção de vapor para limpeza e pré-aquecimento foi iniciada e o start-up da fase térmica de injeção de ar deverá ocorrer agora no final deste mês ou início de 2013.

Petroeléctrica de los Llanos ("PEL") - Projeto de Linha de Transmissão de Energia: PEL é uma subsidiária integral da Companhia, responsável pela construção e operação de uma nova linha de transmissão de energia de 260 km, 230 quilovolts ligando os campos de Rubiales e Quifa com a rede elétrica da Colômbia. A linha inclui duas subestações para fornecer energia para as estações de bombeamento do oleoduto da ODL, bem como subestações nos campos de Rubiales e Quifa.

A construção da linha de energia começou em maio de 2012 e deverá ser concluída no terceiro trimestre de 2013. A nova linha de energia irá fornecer energia mais barata que a hidroelétrica utilizada nas operações dos campos de Rubiales e Quifa, substituindo os volumes mais caros de óleo combustível e diesel, levando a uma redução nos custos de funcionamento da unidade.

Terminal de exportação de petróleo e instalações portuárias de Puerto Bahia: Este projeto consiste de um novo terminal de exportação de petróleo e instalações portuárias que estão sendo construídos perto de Cartagena na costa caribenha da Colômbia. A primeira fase do projeto consiste de um oleoduto de 130 km e 30 polegadas com uma capacidade de 300.000 bbl/d de Coveñas a Cartagena, três tanques de armazenamento de petróleo de um milhão de barris e um cais de águas profundas com espaço de carregamento para dois petroleiros.

A Companhia tem um interesse de 49% na Pacific Infrastructure Inc., uma empresa privada financiando, projetando, construindo e operando a instalação que deverá custar entre US$ 700 e US$ 900 milhões e estar em operação até final de 2014. O novo terminal de exportação é fundamental para os planos da Companhia de aumentar a sua produção de petróleo pesado na Colômbia e as exportações durante os próximos quatro anos, resolvendo as atuais restrições de infraestrutura no terminal existente de exportação Coveñas, que acarreta frequentes inventários.

Projeto de irrigação de água Rubiales - Quifa: Este projeto tem como objetivo expandir e aumentar a capacidade de eliminação de água nos campos de Rubiales e Quifa usando a tecnologia de osmose reversa para purificar a água do campo produzida e direcionando a saída da água resultante para a água de irrigação, em vez de descartá-la por reinjeção. A primeira de duas usinas de osmose reversa com 500 Mbbl/d de capacidade será entregue ao campo em meados de 2013, com uma segunda que deverá estar operacional no final do ano. Usinas adicionais serão instaladas após 2013 para lidar com o aumento esperado da produção de água de ambos os campos.

Cerca de 50 mil hectares de palma africana e eucaliptos serão plantados como parte do projeto de irrigação, criando um novo e sustentável "projeto verde" que deverá resultar em uma redução dos custos unitários adicionais associados com o descarte de água produzida a partir dos dois campos.

Projeto oleoduto Bicentenário: A Companhia possui uma participação acionária de 32,88% no "Bicentenário", um veículo de propósito específico responsável pelo financiamento, projeto, construção e operação do mais novo sistema de transporte em oleoduto da Colômbia, que irá de Araguaney, no centro-oeste da bacia de Llanos até o terminal de exportação Coveñas na costa caribenha da Colômbia.

Em quatro fases, o oleoduto Bicentenário irá adicionar 450.000 bbl/d de capacidade aos sistemas de dutos existentes, que ligam o sul da bacia de Llanos aos mercados de exportação. A fase um com capacidade 120.000 bbl/d em construção, consiste de um oleoduto de 230 km e 42 polegadas de Araguaney até Banadía, conectando-se com o oleoduto existente Caño Limon, dois tanques de armazenamento de 600.000 barris de capacidade em Coveñas e deverá começar suas operações de bombeamento durante o segundo trimestre de 2013. Quando em funcionamento em 2013, o oleoduto Bicentenário deverá transportar cerca de 30% da produção de petróleo pesado da companhia atualmente transportada por caminhão com uma significativa economia de custos em relação aos transportes atuais.

Oleoduto Carmentea - Araguaney e projeto da estação de mistura diluente: Este novo projeto envolve uma extensão do gasoduto existente e a construção de um novo de 85 km e 36 polegadas de diâmetro com capacidade para transportar até, eventualmente, 460.000 bbl/d entre Cusiana (conectando-se com o oleoduto ODL da Companhia e o oleoduto da OCENSA) e o oleoduto Bicentenário em Araguaney. A engenharia básica para o oleoduto está concluída, a engenharia de detalhamento teve início e a compra de tubulação está prevista para ser iniciada no final do ano de 2012. As licenças ambientais estão pendentes.

Uma nova instalação de mistura de diluente está sendo construída no cruzamento da estação Cusiana com os oleodutos da ODL e OCENSA, com início esperado para o começo de 2013. As instalações vão permitir uma maior eficiência na mistura personalizada de diluente para volumes de petróleo embarcados nos oleodutos da OCENSA (mistura Castilla) e Bicentenário (mistura Vasconia), bem como a eliminação dos custos associados com diluente de transporte por caminhões adicionais 250 km para a instalação de mistura existente do campo de Rubiales. No start-up da nova instalação diluente de Cusiana, o oleoduto da ODL começará transportando petróleo pesado não diluído aquecido de Rubiales/Quifa para as novas instalações de mistura.

Atualização sobre as licenças ambientais

Em 2012, a Pacific Rubiales sofreu atrasos relacionados com o processo de regulação que afetam suas operações na Colômbia (principalmente o campo de Rubiales), mas a Companhia está trabalhando ativamente em cooperação com parceiros da indústria envolvidos com agências governamentais para acelerar o processo e tem visto melhorias, que são encorajadoras. No caso da Pacific Rubiales, é importante reconhecer que o atraso deste ano nas licenças representa apenas um atraso no desenvolvimento e não uma perda de produção.

Em meados de agosto, recebemos a licença ambiental para injetar incrementais 400.000 barris por dia de água produzida no campo de Rubiales. Temos licenças ambientais pendentes para um adicional de um milhão de barris por dia de injeção de água nos campos de Rubiales/Quifa previstos para o início de 2013.

No início de novembro, a Companhia recebeu a licença ambiental que permite o início da perfuração de exploração no bloco CPO-12 para o norte e contígua à prospecção CPE-6 Hamaca e o bloco CPO-1 na bacia de Llanos central. A perfuração de quatro poços de exploração planejada teve início no bloco CPO-12 e um poço de exploração está previsto para iniciar a perfuração no bloco CPO-1 antes do final do ano.

Por outro lado, ainda estamos esperando a licença ambiental geral para o bloco CPE-6 de E&P que precisamos para avançar com a perfuração exploratória, testes extensos de poço e desenvolvimento de campo das descobertas de petróleo e prospecções que temos identificado neste bloco estratégico, situado a cerca de 70 km a sudoeste dos campos de Rubiales/Quifa.

Outras importantes licenças ambientais pendentes incluem uma alteração apresentada em junho de 2012, que permitirá a exploração a começar na parte nordeste da prospecção do bloco de exploração Quifa Norte.

Apesar das interrupções no transporte por dutos que afetam a indústria de gás e petróleo na Colômbia em 2012, resultando em uma queda na produção de petróleo do país total, a Pacific Rubiales foi capaz de tanto crescer como de entregar toda a sua produção de petróleo, sem quaisquer interrupções. Isto ilustra a importância estratégica e o valor dos investimentos proativos que a Companhia tem feito em infraestrutura de midstream.

Pacific Rubiales, uma companhia baseada no Canadá e produtora de gás natural e petróleo bruto pesado, detém 100 por cento da Meta Petroleum Corp., uma operadora de petróleo da Colômbia, que opera os campos de petróleo Rubiales, Piriri e Quifa na Bacia de Llanos em associação com a Ecopetrol S.A., a Companhia nacional de petróleo da Colômbia e 100 por cento da Pacific Stratus Energy Corp. que opera o campo de gás natural La Creciente e ativos de petróleo leve da recente aquisição da PetroMagdalena Energy Corp.

As ações ordinárias da Companhia são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto e na Bolsa de Valores da Colômbia e como Brazilian Depositary Receipts na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil sob os símbolos PRE, PREC e PREB, respectivamente.

Avisos

Advertência com relação às 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 Companhia acredita, espera ou antecipa que irão ou que podem ocorrer no futuro (inclusive, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas, fluxo de caixa e custos, estimativas de reserva e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da Companhia) são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou crenças atuais da Companhia, com base nas informações atualmente disponíveis para a Companhia. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da Companhia sejam materialmente diferentes daqueles discutidos nas declarações prospectivas, e até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem, ou substancialmente se concretizem, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências esperadas ou efeitos sobre a Companhia. Os fatores que podem fazer com que os resultados reais ou os eventos 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; possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições; fracasso em estabelecer estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e taxas de câmbio, inflação, mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Guatemala ou no Peru; alterações dos regulamentos que afetam as atividades da Companhia, incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessários no futuro, 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 anual de informações da Companhia datado de 14 de março de 2012 e arquivado no SEDAR no endereço www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é efetivada a partir da data em que é feita e, exceto quando exigido por legislação aplicável de valores mobiliários, a Companhia não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou de outra forma. Apesar de a Companhia acreditar 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 posta em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.

Além disso, os níveis de produção reportados podem não refletir as taxas de produção sustentáveis e as taxas de produção futura podem diferir materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa devido a, entre outros fatores, dificuldades ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

Produção de Petróleo média diária - Bloco 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 01 de janeiro até a presente data, 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

O boe pode ser enganador, particularmente se usado isoladamente. A taxa de conversão de boe de 5,7 Mpc: 1 bbl é baseada em um método de conversão de equivalência de energia, aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço. Os valores estimados divulgados neste comunicado à  imprensa não representam o valor justo de mercado. As estimativas das reservas e receitas líquidas futuras para propriedades individuais podem não refletir o mesmo nível de confiança que as estimativas das reservas e receitas líquidas futuras para todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.

Tradução

Este comunicado de imprensa foi preparado no idioma inglês e, posteriormente traduzido para o espanhol e português. No caso de quaisquer diferenças entre a versão em inglês e as suas homólogas traduzidas, o documento em inglês deve ser tomado como a versão governante.

Definições


Bpc

Bilhões de pés cúbicos


Bpce

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 Mpc: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.


Mpc

Milhares de pés cúbicos.


WTI

Índice de preços de petróleo intermediário do Texas.





Para mais informações:

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

Roberto Puente
Sr. gerente, Relações com Investidores
+57 (1) 511-2298

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

(PRE.)

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.




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