Pacific Rubiales fornece atualização operacional para o primeiro trimestre de 2014

TORONTO, 24 de abril de 2014 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) forneceu hoje uma atualização operacional para seus resultados operacionais do primeiro trimestre de 2014, que inclui estimativas de produção e volumes de vendas, realização de preços e netbacks operacionais, resumidos como a seguir:


1T 2014
(Estimado)

4T 2013
(Atual)

3T 2013
(Atual)

2T 2013
(Atual)

1T 2013
(Atual)







Produção líquida de petróleo (Mbbl/d)

137 - 138

123

117

117

117

Produção líquida de gás natural (Mboe/d)

10 - 11

11

11

11

11

Produção líquida total (Mboe/d)

147 - 149

134

128

128

128







Volumes de vendas (Mboe/d)

151 - 153

143,9

123,7

127,4

143,7







Realização do preço do petróleo ($/bbl)

US$98 - $100

US$95,54

US$103,00

US$95,84

US$102,06

Realização do preço do gás natural ($/boe)

US$31 - $33

US$32,69

US$36,35

US$39,78

US$40,26

Realização do preço combinado ($/boe)

US$92 - $94

US$90,66

US$97,29

US$90,91

US$97,14







Netback operacional do petróleo ($/bbl)

US$62 - $64

US$62,31

US$65,73

US$63,31

US$63,34

Netback operacional combinado ($/boe)

US$59 - $61

US$59,43

US$62,52

US$60,54

US$60,88

Nota: Todos os valores neste release são em dólares americanos (US$), a menos que haja indicação de outra forma.

Resultados do primeiro trimestre de 2014

Espera-se uma produção líquida total para o trimestre na faixa de 147 a 149 Mboe/d – um aumento de aproximadamente 16% em relação ao mesmo período do ano anterior. A produção total foi impactada por volumes mais baixos de produção no Campo Rubiales, resultado de dois fatores:



1)

Restrições na disponibilidade de água de superfície devido à atual seca na Colômbia; e

2)

Despesas de capital mais baixas do que o esperado,com unidades de tratamento de água dependendo de negociações em curso com a Ecopetrol S.A.
("Ecopetrol") relacionada à divisão de investimento de capital, antecipando a expiração de contrato em 2016



A produção mais baixa do Campo Rubiales foi compensada pela contribuição dos volumes dos ativos  da adquirida Petrominerales Ltd., que produziu em conformidade com a produção reportada no quarto trimestre de 2013 (aproximadamente 24 a 25 Mbbl/d líquidos). A empresa espera que sua produção total aumente durante o ano e esta em vias de atingir sua meta 2014 de produção líquida média de aproximadamente 148 a 162 Mboe/d, um aumento entre 15 a 25% em relação aos níveis de  produção de 2013.

A empresa reporta seus volumes de vendas, composto dos volumes produzidos, mais os volumes diluentes adquiridos (misturados com sua produção de petróleo pesado para formar um mix de vendas), mais volumes de petróleo para comercialização ("OFT") e mais/menos ajustes no inventário de vendas. Os volumes de vendas podem variar significativamente de trimestre a trimestre, como uma consequência de volumes flutuantes de diluentes e OFT, e oscilações significativas nos inventários de petróleo que estão relacionadas ao tempo do levantamento das cargas de exportação. 

Os volumes de vendas no primeiro trimestre devem ficar na faixa de 151 a 153 Mboe/d e não incluem aproximadamente 450 Mbbl (5 Mbbl/d) de petróleo dos volumes PAP acumulados no período anterior. Como anunciado anteriormente, estes estão relacionados ao acordo que a empresa fechou com a Ecopetrol para começar a fornecer os volumes PAP do período anterior, 'em especie', associados com a decisão de arbitragem para Quifa SW, anunciada no ano passado. No final do primeiro trimestre de 2014, a empresa entregou a totalidade dos volumes PAP em aberto para a Ecopetrol.

Espera-se que, no primeiro trimestre, os volumes OFT situem-se na faixa de 10 a 11 Mbbl/d (3,4 Mbbl/d no quarto trimestre de 2013). O negócio OFT é de natureza da oportunidade e, portanto, os volumes podem variar significativamente de trimestre a trimestre. Os volumes de diluentes no primeiro trimestre devem ser similares aos do trimestre anterior (2,3 Mbbl/d no quarto trimestre de 2013).

No primeiro trimestre, a empresa espera a realização do preço do petróleo na faixa de US$98 a US$100/bbl, aproximadamente 3% a mais do que no trimestre anterior, refletindo o aumento do valor WTI de US$96,42/bbl, no quarto trimestre de 2013, para US$97,90/bbl, no primeiro trimestre de 2014. A maior parte da produção de petróleo da empresa, na Colômbia e no Peru, é exportada a preços relacionados aos preços internacionais do petróleo. Preços realizados combinados devem permanecer na faixa de US$92 a US$94/boe.

Devido a fatores fora do controle da empresa, os custos operacionais totais aumentaram durante o trimestre em razão do seguinte:



1)

Custos de produção – aumentaram aproximadamente de US$1,50 a US$2,50/bbl, refletindo os volumes menores de petróleo produzidos no Campo Rubiales.

2)

Custos de transporte – aumentaram aproximadamente de US$2.00 a US$2.50/bbl, como resultado do uso de transporte com caminhão adicional e custos de transporte por oleoduto alternativo, em consequência de ataques terroristas ao oleoduto Bicentenario.

3)

Tarifas do oleoduto Bicentenario, pagas durante o período de força maior - os ataques terroristas ao oleoduto Bicentenario resultaram na perda de aproximadamente 47 Mbbl/d na capacidade de transporte por oleoduto da empresa, a partir do meado de fevereiro. As tarifas pagas durante o período de força maior devem gerar um custo adicional de US$2,00 a US$2,50/bbl.



O aumento dos custos operacionais foi mitigado pelo aumento de 3% nos preços realizados e, como um resultado, os netbacks operacionais combinados da empresa para o trimestre permaneceram alinhados com o trimestre anterior, com margens excedendo a 60%. Adicionalmente, a empresa não experimentou nenhuma interrupção da produção, apesar dos ataque ao oleoduto, destacando a flexibilidade do seu modelo de negócios e múltiplas opções alternativas de transporte disponíveis.

A empresa calcula seu netback operacional para ambas as receitas e custos com base no volume total de vendas, não nos volumes produzidos. Os custos operacionais total estão informados como uma combinação de: produção, transporte e custos de diluentes,outros custos e custos overlift/underlift. Os dois últimos (outros custos e overlift/underlift) estão largamente relacionados a movimentos no estoque e inventário de levantamento de carga e podem, consequente e significativamente, impactar os custos totais, positiva ou negativamente, em qualquer trimestre.

A Pacific Rubiales, empresa sediada no Canadá, produtora de gás natural e petróleo cru, detém 100% da Meta Petroleum Corp., que opera os campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri e Quifa na Bacia de Llanos , e 100% da Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo de gás natural La Creciente, no noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales adquiriu 100% da Petrominerales Ltd, que opera campos de petróleo leve e pesado na Colômbia e campos de petróleo e gás no Peru, 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que é proprietária de campos de petróleo leve na Colômbia, e 100% da C&C Energia Ltd.,que é proprietária de campos de petróleo leve na Bacia de Llanos. Além disso, a empresa tem um portfólio diversificado de ativos fora da Colômbia, que inclui propriedades de produção e exploração no Peru, Guatemala, Brasil,Guiana e Papua Nova Guiné.

As ações ordinárias da empresa são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange), na Bolsa de Valores da Colômbia e, como RDBs na Bolsa de Valores Mercadorias e Futuros do Brasil, sob os símbolos PRE, PREC e PREB, respectivamente.

Avisos

Nota de precaução a respeito de declarações prospectivas

Este comunicado de imprensa contém declarações prospectivas. Todas as declarações, que não de fatos históricos, que tratam das atividades, eventos ou desenvolvimentos em que a empresa acredita, espera ou antecipa que ocorrerão ou poderão ocorrer no futuro (incluindo, sem limitação, declarações com respeito a estimativas e/ou suposições a respeito da produção, receita, 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 de caráter prospectivo. Estas declarações refletem as expectativas ou crenças atuais da empresa, baseadas em informações atualmente disponíveis.   Declarações prospectivas estão sujeitas a um número de riscos e incertezas que podem levar os resultados de fato da empresa a diferirem materialmente daqueles citados nestas declarações, e mesmo que os resultados de fato sejam percebidos ou substancialmente percebidos, não pode haver garantia de que eles terão as consequências esperadas ou efeitos sobre a empresa. Fatores que poderiam levar resultados de fato ou eventos a diferirem materialmente das expectativas atuais incluem entre outras coisas: incerteza das estimativas de capital e custos operacionais, estimativas de produção e estimativas de retorno econômico; a possibilidade de que as circunstâncias de fato diferirão das estimativas e suposições; falha no estabelecimento de recursos ou reservas estimadas; flutuações nos preços do petróleo e taxa de câmbio monetário; inflação; mudanças nos mercados de patrimônio líquido; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Guatemala ou Peru, Brasil, Papua Nova Guiné ou Guiana; mudanças nas regulamentações afetando as atividades da empresa; incertezas relacionadas com a disponibilidade e custos de financiamento necessário no futuro; as incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos e outros riscos descritos sob o título "Fatores de Risco", como também no informativo anual da empresa com data de 13 de março de 2014, arquivado junto ao SEDAR em www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva fala apenas pela data na qual foi emitida e, exceto por exigência das leis de seguridade aplicáveis, a empresa rejeita qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos futuros ou de qualquer outro modo. Embora a empresa acredite que as suposições inerentes às declarações prospectivas são razoáveis, estas não são garantias de desempenho futuro, portanto confiança excessiva não deveria ser depositada em tais afirmações, devido às suas inerentes incertezas.

Conversão Boe

Boe pode confundir, particularmente se usado isoladamente. Uma taxa de conversão boe de  5.7 Mcf: 1 bbl é baseada em um método de conversão de equivalência de energia inicialmente aplicável na boca do queimador e não representa uma equivalência de valor na cabeça do poço. Os valores estimados revelados neste comunicado de notícias não representam uma equivalência de valor na cabeça do poço. Os valores estimados revelados neste comunicado de noticias não representam valores de mercado justo. As estimativas das reservas e futura receita líquida para as propriedades individuais podem não refletir o  mesmo nível de confiança como as estimativas de reserva e futura receita líquida para todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.

Definições

Bcf

Bilhões de pés cúbicos.

Bcfe

Bilhões de pés cúbicos de equivalente de gás natural.

bbl

Barril de petróleo.

bbl/d

Barril de petróleo por dia.

boe

Barril de equivalente de petróleo. Boe pode confundir, particularmente se usado isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão boe de 5,7 Mcf:1 bbl e é baseado em um método de conversão de equivalência de energia inicialmente aplicado na boca do queimador e não representa uma equivalência de valor na boca do poço.

boe/d

Barril de equivalente de petróleo por dia.

Mbbl

Milhares de barris.

Mboe

Milhares de barris de equivalente de petróleo.

MMbbl

Milhões de barris.

MMboe

Milhões de barris de equivalente de petróleo.

Mcf

Milhares de pés cúbicos.

WTI

West Texas Intermediate Crude Oil.

Traducão

Este comunicado de notícias foi preparado em língua inglesa e em seguida traduzido para espanhol e português. Em caso de quaisquer diferenças entre a versão inglesa e suas contrapartidas traduzidas, o documento em inglês deve ser tratado como a versão governante.

PDF disponível em: http://stream1.newswire.ca/media/2014/04/23/20140423_C4702_DOC_EN_39522.pdf

Para mais informações:

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

Roberto Puente
Gerente sênior, Relações com investidores
+57-1-511-2298

Kate Stark
Gerente, Relações com investidores
+1-416-362-7735

 (PRE.)

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.




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