Pacific Rubiales fornece uma atualização operacional e relata volumes de produção recordes no primeiro trimestre

TORONTO, 10 de abril de 2013 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) tem o prazer de fornecer uma atualização sobre suas operações e atividades de exploração até a presente data de 2013.

Em resumo, a Companhia espera apresentar volumes de produção recordes no primeiro trimestre de 2013, com a produção no topo da sua gama de orientação anual. A atividade de exploração de poço acumulada do ano inclui 10 poços, com uma perfuração em curso. Isto resultou em quatro descobertas de petróleo significativas e duas descobertas de gás natural/condensado, para uma taxa de sucesso de 67%. Durante o trimestre, a Companhia emitiu US$ 1,0 bilhão de notas seniores sem garantia com cupom de 5,125%, com vencimento em 2023, ampliando o seu perfil de crédito e fortalecendo sua estrutura de capital global.

A Companhia espera lançar seus resultados financeiros do primeiro trimestre após o fechamento dos mercados na quarta-feira, 8 de maio de 2013.

Ronald Pantin, CEO da companhia, comentou:

"Estou contente com este início de ano operacional tão forte. Esperamos que a produção líquida após o royalty no primeiro trimestre deva estar na faixa de 126 a 128 Mboe/d, um aumento de 30% da média de 2012, e que representa o recorde trimestral de produção da Companhia.

"Os preços de benchmark WTI no trimestre mantiveram-se fortes em aproximadamente US$ 94/bbl e a Companhia espera obter um diferencial premium para WTI de cerca de US$ 8 e US$ 10 em seus volume de vendas de Castilla e Vasconia respectivamente. A realização do preço médio das vendas de petróleo bruto deve estar na faixa de US$ 100 a US$ 103/bbl.

"Tendo em vista este ano e os próximos, a Companhia está tomando medidas para alcançar mudanças estruturais para seus custos operacionais. No final do ano, o desempenho financeiro da empresa deverá se beneficiar de uma série de iniciativas de redução de custos e projetos a serem realizados. Temos por objetivo reduções de custos operacionais totais de aproximadamente US$ 8/bbl em uma base pró-forma, durante o restante deste ano, consistindo de uma redução dos custos de produção alvo de US$ 3 a US$ 4/bbl e redução de custos de transporte e diluente de US$ 3 a US$ 5/bbl.

"Os custos de produção deverão diminuir, principalmente como resultado da nova linha de transmissão de energia Petroelectrica de los Llanos ("PEL") (100% projeto PRE) que vai ligar os campos Rubiales e Quifa da Companhia com a rede elétrica da Colômbia, fornecendo energia mais barata para alimentar as operações de campo. A linha PEL deverá estar concluída e operacional no terceiro trimestre de 2013. Reduções de custos em barris incrementais produzidos nos campos Rubiales e Quifa são previstas a partir do projeto de irrigação de água em curso, onde a água produzida será tratada através de instalações de osmose reversa e usada como agro florestal, em vez de reinjetada. A irrigação de água será usada para lidar com a maior parte do aumento na produção de água prevista no futuro destes campos. O projeto de irrigação de água deverá ser iniciado no quarto trimestre de 2013.

"Os custos de transporte serão reduzidos através do aumento da utilização de transporte duto viário, ao invés de caminhões. Atualmente, a Companhia transporta parte de sua produção de petróleo pesado dos campos Rubiales e Quifa por caminhão. Os arranjos de novos negócios que regem o gasoduto da OCENSA permitiram à Companhia contratar capacidade ociosa adicional no gasoduto a partir do mês passado. Além disso, o gasoduto Bicentenário deverá começar suas operações no terceiro trimestre do ano, oferecendo à empresa cerca de 40 Mbbl/d de capacidade do gasoduto.

"Os custos de diluente serão reduzidos através do início da nova unidade de mistura de diluente na estação Cusiana no segundo trimestre do ano, reduzindo os custos de transporte rodoviário de diluente para os campos de produção. Além disso, a empresa espera utilizar os volumes crescentes de sua própria produção de petróleo leve para diluente, a partir das novas aquisições de campos de petróleo leve feitas em 2012.

"O sucesso exploratório da Companhia continua com uma série de novas descobertas significativas de petróleo e gás no trimestre, inclusive a descoberta de petróleo em nosso primeiro poço perfurado na costa do Brasil. Estamos ansiosos com a perspectiva de um programa empolgante de poços exploratórios adicionais durante o restante do ano.

"No final de março, recebemos as licenças ambientais para a "Área de exploração de hidrocarbonetos de Quifa" abrangendo a produção do campo Quifa SO e certas áreas de exploração no bloco Quifa Norte. Esta licença vai permitir o crescimento da produção contínua no Quifa SO e o reinício da perfuração na área de exploração próxima do campo Rubiales.

"Em 28 de março de 2013, a Companhia anunciou a conclusão da emissão de US$ 1,0 bilhão de notas seniores sem garantia com cupom de 5,125%, com vencimento em 2023, completando o seu terceiro financiamento de dívida nos mercados de capitais internacionais nos últimos três anos, com o apoio da sua classificação aprimorada de agência de crédito e do seu desempenho financeiro.

"Os recursos líquidos provenientes dos títulos serão utilizados pela Companhia principalmente para pagar sua dívida de curto prazo em aberto, liberando a linha de crédito rotativo, ao estender seu perfil de crédito e fortalecer sua estrutura de capital global. O forte recorde de crescimento da Companhia e os índices de alavancagem relativamente baixos lhe permitiram atingir níveis de financiamento sem precedentes, com um dos menores resultados, para uma emissão corporativa na América Latina de US$ 1,0 bilhão.

"No geral, espero ansiosamente que tenhamos um ano de forte crescimento da produção, melhorando a estrutura de custos e um programa de exploração empolgante, à medida que desenvolvemos, para o benefício em longo prazo de nossos acionistas e funcionários, a empresa líder em E&P focada na América Latina."

Atualização de exploração

No acumulado do ano a atividade de perfuração de exploração inclui um total de 10 poços na Colômbia e no Brasil, dos quais seis resultaram em descobertas de hidrocarbonetos, três eram perfurações secas e um está sendo perfurado. Além disso, a Companhia continuou com a aquisição de dados sísmicos, principalmente levantamentos 3D offshore, no Peru e na Colômbia.

Colômbia

Na bacia de Llanos dois poços perfurados no bloco Cubiro (Copa D-1x e Copa A Norte-1x), e um poço perfurado no bloco Arrendajo (Yaguazo-1x), resultaram em novas descobertas de petróleo leve. O Copa D-1x encontrou 28 pés de net pay nas unidades de areia C-3, C-5 e C-6 da formação Carbonera e testou mais de 800 bbl/d de óleo a 38 graus API a partir de uma única zona concluída na unidade C5 apenas. O poço do Copa A Norte-1x encontrou 25 metros de net pay nas unidades de areia Carbonera C-3, C-5 e C-7 e está sendo concluído no C-5. O poço Yaguazo-1x atingiu TD a 6.700 pés MD tendo encontrado 15 pés de net pay na unidade de areia Carbonera C-5 e a Companhia está se preparando para concluir e testar a areia.

Também na bacia de Llanos, a sudoeste dos campos Rubiales e Quifa da Companhia, a Companhia concluiu a aquisição de 366 km2 de sísmica 3D na parte norte do bloco CPE-6, este mês. Estes dados sísmicos, juntamente com os 16 poços que são perfurados no reservatório, serão usados para detalhar os modelos estratigráficos e estruturais necessários para construir o plano de desenvolvimento para a descoberta do campo de petróleo Hamaca no bloco. Atualmente, a empresa está pré-construindo as instalações de produção para estar pronta para quando a licença ambiental geral para o bloco for concedida.

No Bloco CPO-1, a Companhia terminou a perfuração do poço de exploração Altillo Oeste-1, em janeiro. O poço estava lacrado e abandonado como uma perfuração seca.

No Bloco CPO-12, a Empresa terminou a perfuração do poço Hayuelo-1x, que também estava lacrado e abandonado como uma perfuração seca.

No final de março, a Companhia recebeu as licenças ambientais para a "Área de exploração de Quifa", que cobre a maior parte do bloco Quifa e permitirá o crescimento da produção continuada no Quifa SO, bem como o reinício da campanha de perfuração na área de exploração nas proximidades do campo Rubiales. A Companhia também recebeu propostas para a aquisição de 721 km2 de sísmica 3D na porção noroeste do bloco.

Na bacia de Madalena inferior, os poços de exploração Manamo-1x e Capure-1x resultaram em duas descobertas de gás condensado significativas no bloco WI Guama 100% da Companhia. Estes dois poços confirmaram e estenderam o campo de gás condensado que foi registrado com reservas 2P certificadas no final de 2012.

O fluxo do poço Manamo-1x foi testado a uma taxa máxima de 4,9 MMpc/d com 296 bbl/d de 54 graus API condensado e anunciado em um comunicado de imprensa da Companhia em 20 de fevereiro de 2013. O poço Capure-1x está sendo perfurado e encontrou 23 pés de recursos de gás e/ou gás condensado indicados em logs petrofísicos em areias limpas da formação Porquero A, um alvo de exploração secundário do poço. O poço está agora sendo perfurado em seu alvo principal, os intervalos "C" e "D" da Porquero, a uma profundidade de 4.150 pés de profundidade medida (MD) com TD estimada em 7.400 pés MD.

No bloco Santa Cruz, na bacia de Catatumbo, o poço Phobos-1X está sendo perfurado na formação Paleocena de Catatumbo com TD prevista de 9.847 pés MD. Neste ponto, o poço já exibiu três intervalos com indícios de petróleo nas formações Mirador e Barco. A Companhia está se preparando para executar a pressão de linha e os testes de fluido nestes intervalos prospectivos.

Brasil

Na Bacia de Santos na costa do Brasil, os poços de exploração Kangaroo-1 e Emu-1 foram perfurados para TD de 10.004 e 14.370 pés MD respectivamente. O Kangaroo-1 também descobriu uma seção de hidrocarbonetos de 25 metros (82 pés), no Eoceno, anunciado nos comunicados de imprensa de 24 de janeiro e 30 de janeiro de 2013. Os registros de linha, dados de pressão e análise de amostra de fluido confirmaram a presença de óleo de 42 graus API em dois intervalos diferentes. A Companhia e sua parceira Karoon Gas Australia Ltd. ("Karoon") prosseguem com os planos de perfurar um poço de avaliação para delinear a extensão da descoberta de petróleo Eoceno do Kangaroo.

O poço de exploração Emu-1 foi lacrado e abandonado após dados de registro e pressão confirmarem estrias finas de areias com permeabilidade muito baixa na seção Santoniana e areias com água na seção Eocena. Indícios de petróleo e gás foram relatados durante a perfuração das seções Eocena e Santoniana.

Esta semana, a Karoon iniciou as perfurações do Bilby-1, o terceiro poço de compromisso exploratório. A Companhia decidiu executar sua opção de participar deste poço.

Peru

Nas bacias de Ucayali-Marañón onshore, a mobilização do equipamento para perfurar o poço Yahuish-1X no Bloco 138 está em andamento e a perfuração do poço deverá ter início em meados de abril. No Bloco 135, a Companhia concluiu 25% de um programa de aquisição sísmica 2D de 789 km. O processamento do campo desta sísmica indica a presença de estruturas de grandes dimensões que envolvem as unidades Cretáceas e Pré-cretáceas.

No Bloco Z-1, localizado na bacia de Tumbes offshore, a Companhia concluiu a aquisição de 429 Km2 de dados de sísmica 3D. Os dados estão atualmente sendo mesclados e processados ​​em conjunto com o levantamento de sísmica 3D de 1.143 Km2 adquirida anteriormente pela BPZ Resources Inc., operadora do bloco. O processamento de campo preliminar desses dados sísmicos 3D parece promissor.

Pacific Rubiales, uma companhia baseada no Canadá e produtora de gás natural e petróleo bruto pesado, detém 100 por cento 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 na região noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da PetroMagdalena Energy Corp, que possui ativos de petróleo leve na Colômbia e 100% da C&C Energia Ltd., que possui ativos de petróleo leve na bacia de Llanos. Além disso, a Companhia possui uma carteira diversificada de ativos fora da Colômbia, que inclui ativos de produção e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua Nova Guiné.

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.

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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 outros: 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, Peru, Guatemala, Brasil, Papua Nova Guiné ou Guiana; 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 13 de março de 2013 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.

Moeda

Todos os valores em dólares neste comunicado de imprensa são expressos em dólares dos EUA ($), salvo indicação em contrário.

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
Gerente sênior, Relações com Investidores
+57 (1) 511-2298

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

(PRE.)

FONTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.




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