Pacific Rubiales informa un sólido trimestre financiero y la reanudación del crecimiento de los principales yacimientos petrolíferos de la Compañía

TORONTO, 12 de noviembre de 2012 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunció hoy la publicación de sus resultados financieros consolidados no auditados para el trimestre que cerró el 30 de septiembre del 2012, junto con su documento Discusión y Análisis de Gestión (Management's Discussion and Analysis, "MD&A") para el período correspondiente. Estos documentos estarán disponibles en el sitio web de la Compañía en www.pacificrubiales.com, en SEDAR en www.sedar.com, en el sitio web de SIMEV en www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev, en el sitio web de BOVESPA en www.bmfbovespa.com.br/ y en el sitio web de la Compañía en www.pacificrubiales.com. Todos los valores de este comunicado están expresados en US$ a menos que se indique lo contrario.

La Compañía ha programado una teleconferencia para los inversores y analistas para el jueves 8 de noviembre de 2012 a las 8:00 a.m. (hora Toronto y Bogotá), 11:00 a.m. (hora Río de Janeiro), para discutir los resultados del tercer trimestre de la Compañía. Se invita a los analistas y a los inversores interesados a participar usando las instrucciones para llamar indicadas al final de este comunicado de noticias.

Puntos Destacados del Tercer Trimestre de 2012

  • Producción total neta de regalías de 97.142 bpe/d que incluye 1.394 bbl/d* atribuidos al Bloque Z-1, costa afuera de Perú. Para más información sobre cómo se calculó el promedio diario de producción de la Compañía, sírvase ver la sección de este comunicado de prensa titulada  "Resumen de Producción".
  • La producción neta en el tercer trimestre aumentó 5% sobre el segundo trimestre de 2012, lo que refleja aumentos en la producción de los principales yacimientos de petróleo de la Compañía en Rubiales y Quifa (incluso el nuevo desarrollo comercial de pozo en Cajúa) y los volúmenes asociados con la adquisición de PetroMagdalena concretada a fines de julio.
  • La licencia medioambiental para 400 Mbbl/d de inyección de agua incremental para el yacimiento de petróleo de Rubiales fue recibida durante el trimestre a mediados de agosto, lo que permitirá que la producción de petróleo aumente hasta una tasa de cierre objetivo para 2012 de 190 Mbbl/d de producción total bruta en el yacimiento.
  • El 15 de agosto de 2012, la Compañía recibió la aprobación de la comercialidad para un nuevo desarrollo de campo en una porción del bloque Quifa Norte que se llamará yacimiento Cajúa.
  • El EBITDA aumentó 4% a US$483 millones (US$1.590 millones para los primeros nueve meses, un aumento del 14% en comparación con el mismo período de 2011), impulsado por un crecimiento en la producción y mayores netbacks.
  • Ganancias netas de US$69 millones (US$552 millones para los primeros nueve  meses, un aumento del 17% en comparación con el mismo periodo de 2011).
  • Ganancias netas ajustadas de operaciones de US$131 millones (US$615 millones para los primeros nueve meses, un aumento del 7% en comparación con el mismo periodo en 2011).
  • Netbacks operativos de los volúmenes de ventas de petróleo y gas de US$61,42/bpe, un aumento del 14% sobre el tercer trimestre de 2011, impulsado por la obtención de precios más elevados de los precios de referencia más elevados de petróleo y gas natural, combinados con costos totales marginalmente inferiores.
  • Gastos totales de capital de US$363 millones (con exclusión de las adquisiciones) comparados con los US$277 millones del mismo período de 2011.
  • Éxito en exploraciones de 88% de la perforación de un total de ocho pozos de evaluación y pozos estratigráficos de los cuales siete fueron exitosos. En los primeros nueve meses del año, la Compañía ha perforado un total de 49 pozos brutos de exploración (incluso pozos estratigráficos y de evaluación) con una tasa de éxito del 84%.
  • La Compañía celebró un acuerdo con Karoon Gas Australia Ltd. para adquirir el 35% neto de la participación de cuatro bloques de exploración prospectivos  (más la opción de un bloque adicional) en la cuenta prospectiva de Santos,  costa afuera de Brasil. El primer pozo comenzará la perforación antes de fines de 2012.
  • La Compañía celebró un acuerdo para adquirir una participación del 40% del bloque Portofino a lo largo del sistema de recursos de petróleo pesado, en tierra, en Colombia.
  • La Compañía finalizó la adquisición de PetroMagdalena Energy Corp. el 27 de julio de 2012 por una contraprestación en efectivo de aproximadamente C$227 millones.
  • En el tercer trimestre de 2012, la Compañía pagó un dividendo monetario de US$0,11 por acción a los accionistas registrados.

Ronald Pantin, CEO de la Compañía, comentó:

"Los resultados del tercer trimestre de la Compañía fueron sólidos desde el punto de vista financiero y operativo, contribuyeron con fuertes ganancias acumuladas en lo que va del año, lo que nos encamina hacia un año récord según todas nuestras métricas financieras y operativas.

Este fue el trimestre donde el crecimiento de la producción recomenzó en nuestros dos principales yacimientos de petróleo (los yacimientos Rubiales y Quifa) luego de que la producción durante la primera mitad estuviera afectada por las demoras en los procesos de aprobación de permisos medioambientales para una mayor inyección de agua. El crecimiento en nuestra producción neta promedio en el cuarto trimestre se está acelerando y está cerca de lograr los objetivos de cierre para fin de año.

Desde que recibió la aprobación de licencia medioambiental, la Compañía ha podido aumentar su producción bruta total en el yacimiento de aproximadamente 243 Mbpe/d a 270 Mbpe/d (netos luego de regalías: 97 Mbpe/d a 109 Mbpe/d). La actual producción total bruta en el yacimiento es de aproximadamente 188 Mbbl/d en Rubiales, 49 Mbbl/d en Quifa SO y 3 Mbbl/d en el nuevo desarrollo comercial en Quifa Norte (yacimiento Cajúa). Estas ganancias son impulsadas por la obtención del permiso medioambiental para un aumento de inyección de agua de 400 Mbbl/d en Rubiales y la aprobación de comerciabilidad para el yacimiento Cajúa, recibidas el 8 y 15 de agosto de 2012, respectivamente.

Los volúmenes de ventas del tercer trimestre bajaron en comparación con el récord marcado para el trimestre previo, pero son apenas superiores en comparación con el primer trimestre de 2012. Nuestros volúmenes de ventas fluctúan dependiendo de los volúmenes de diluyentes, petróleo para comerciar y ajustes al inventario neto. En el tercer trimestre en comparación con el previo trimestre, nuestros volúmenes de diluyentes se mantuvieron planos debido a un aumento en las compras de gasolina natural en lugar de producto de petróleo liviano. No teníamos petróleo para los volúmenes de transacción del trimestre, y teníamos un inventario neto en lugar del gran nivel parejo que observamos en el trimestre previo. Estos movimientos son una característica natural de nuestro negocio, pero lo más importante fue que nuestros netbacks operativos se mantuvieron sólidos (los netbacks de petróleo crudo se mantuvieron cercanos a los US$65/bbl y el gas natural por sobre US$34/bpe), y el índice de EBITDA (EBITDA/Ingresos) aumentó a 56% en el trimestre, de 54% en el trimestre previo a pesar de la caída del 2% en precio de ventas obtenido. Esto ilustra la fortaleza de la empresa y su capacidad de generar efectivo.

La Compañía ha experimentado demoras relacionadas con el proceso regulatorio de aprobaciones, que afecta a sus operaciones en Colombia, pero estamos trabajando activamente con agencias del gobierno para acelerar el proceso, y hemos observado  mejoras que son alentadoras. En el caso de Pacific Rubiales, es importante reconocer que la demora de este año en las licencias solamente representa una demora en el desarrollo, más que una pérdida de producción.

Además, a pesar de los problemas de transporte en los oleoductos que afectan a la industria de petróleo y gas (O&G) en Colombia, lo que da como resultado la caída de la producción total de petróleo en el país durante el tercer trimestre, Pacific Rubiales pudo crecer y ofrecer su producción petrolera sin interrupciones. Esto ilustra la importancia estratégica y el valor de las inversiones proactivas que la Compañía ha hecho en infraestructura para la etapa de transporte y entrega.

Debido a demoras en los permisos, ahora esperamos estar +/- en el extremo bajo del rango de lineamiento para producción anual que fue reestablecido en nuestro comunicado de prensa del segundo trimestre para incluir volúmenes de producción provenientes de la adquisición PetroMagdalena y de nuestra participación del 49%  atribuida al bloque Z-1 en Perú.

Es un placer para mí anunciar que la semana pasada hemos obtenido el permiso medioambiental que nos permitirá comenzar la perforación exploratoria en el bloque  de exploración y producción CPO-12 hacia el norte y contiguo al prospecto CPE-6 Hamaca. Por otro lado, todavía estamos esperando una licencia medioambiental general para el bloque de evaluación y producción CPE-6, que necesitamos para avanzar la perforación exploratoria, la evaluación extendida de pozos y el desarrollo de pozos de los descubrimientos petroleros y prospectos que hemos identificado en el bloque.

Durante el trimestre, la Compañía finalizó su adquisición de PetroMagdalena. La adquisición contribuyó aproximadamente con 3,2 Mbpe/d de producción neta luego de regalías en el tercer trimestre, ya está superando nuestras expectativas de producción, y nos está dando una fuente confiable y creciente de diluyente para petróleo ligero requerido para nuestra creciente producción de crudo pesado en Colombia. Desde la adquisición de PetroMagdalena, la Compañía ha aumentado la producción de activos en un 40% hasta el neto actual de 4,9 Mbpe/d.

También en Colombia durante el tercer trimestre, la Compañía adquirió una participación del 40% en el bloque de exploración Portofino. El bloque está ubicado dentro del sistema de petróleo pesado que tiene los gigantes pozos de producción Rubiales/Quifa y Castilla/Chichemene, y en la dirección y adyacente al yacimiento de petróleo pesado, Capella. Pacific Rubiales ya es el mayor operador y productor de petróleo pesado en Colombia y tiene una de las mayores posiciones de tierra neta a lo largo del sistema de recursos de petróleo pesado. Esta adquisición se suma a nuestro existente portafolio, lo que ofrece futuro potencial de crecimiento a la Compañía. Tres pozos de exploración serán perforados en el bloque que apuntan a los prospectos definidos en sísmica.

A fines del tercer trimestre, celebramos un acuerdo con Karoon para adquirir el 35% de participación en cuatro bloques de exploración, más la opción de un quinto bloque, ubicado en la Cuenca prospectiva Santos, costa afuera de Brasil. Se trata de nuestra primera entrada en Brasil, un país que tiene un equilibrio atractivo de riesgos sobre y bajo nivel para exploración y desarrollo de petróleo y gas. Es una buena combinación para nuestra estrategia de expansión selectiva fuera de Colombia y, junto con otras adquisiciones que hemos encarado este año, ilustra la capacidad y visión de la Compañía de mirar más allá del corto y mediano plazo, determinando oportunidades para apoyar, mejorar y desarrollar prospectos netos de crecimiento de cara al futuro.

El 31 de octubre de 2012, Fitch Ratings aumentó su calificación crediticia a la Compañía y sus títulos privilegiados y con garantía a BB+ de BB, indicando también que las perspectivas de la Compañía son estables, citando la continua producción de la Compañía y la diversificación de reservas, probados antecedentes de mayor producción, mantenimiento de tasas adecuadas de reemplazo de reservas, y menor riesgo comercial como resultado de la concreción de importantes proyectos de infraestructura.

En especial me complace que en septiembre Pacific Rubiales fue incluida en el Jantzi Social Index, conformado por 60 compañías canadienses que han cumplido con estándares evaluados independientemente de parámetros medioambientales, sociales y de gobernabilidad. La Compañía y sus empleados han trabajado mucho para cumplir con estos estándares e introducirlos en nuestras operaciones en Colombia y debería estar justificadamente orgullosa de este logro.

Me gustaría finalizar diciendo que en este incierto entorno económico para muchos, el Balance de nuestra Compañía se mantiene sólido, y nuestros objetivos de crecimiento en el mediano plazo se mantienen intactos apuntalados por nuestros muchos activos de bajo costo en cuanto a exploración y desarrollo de petróleo pesado en Colombia. Continuaremos nuestra estrategia de crecimiento repetible y rentable construyendo para el futuro a largo plazo la principal Compañía de exploración y producción (E&P) centrada en América Latina".

Resumen financiero

El siguiente es un resumen de los resultados financieros para los tres meses y nueve  meses que cerraron el 30 de septiembre de 2012 y 2011 (en el MD&A, se puede encontrar una discusión y análisis más detallados):





Tres meses cerrados en


Nueve meses cerrados en




septiembre


septiembre


(en miles de US$, excepto cifras p/acción o según se indique)


2012


2011


2012

2011











Ventas de petróleo y gas


$ 870.369


$ 828.285


$ 2.838.073

$ 2.369.343











EBITDA (1)


483.108


463.700


1.589.354

1.392.421


Margen EBITDA (EBITDA/Ingresos)      


56%


56%


56%

59%


Por acción - básica ($) (2)


1,64


1,71


5,41

5,17



- diluida ($)


1,60


1,55


5,25

4,68











Ingresos netos (3)


68.817


193.720


551.506

473.502


Por acción - básica ($) (2)


0,23


0,71


1,88

1,76



- diluida ($)


0,23


0,68


1,82

1,68











Flujos de caja de Operaciones


417.792


305.451


1.125.797

741.527


Por acción - básica ($) (2)


1,42


1,13


3,83

2,75



- diluida ($)


1,38


1,02


3,72

2,49











Ganancias netas ajustadas de operaciones    


130.707


163.180


614.688

575.197


Por acción - básica ($) (2)


0,44


0,60


2,09

2,13



- diluida ($)


0,43


0,55


2,03

1,93











Rubros no operativos


61.890


(30.540)


63.182

101.695











Flujo de fondos de operaciones (1)


348.325


349.930


1.156.012

1.016.839


Por acción - básica ($) (2)


1,18


1,29


3,93

3,78



- diluida ($)


1,15


1,17


3,82

3,42








(1)    

Ver "Métricas Financieras Adicionales", artículo 16, 3T 2012, MD&A.


(2)    

La cantidad promedio ponderada básica de acciones ordinarias en circulación para el tercer trimestre que cerró el 30 de septiembre de 2012 y 2011 fue de 295.022.739 (totalmente diluidas: 302.872.969) y 270.967.710 (totalmente diluidas: 298.413.561), respectivamente.


(3)   

Las ganancias netas para el tercer trimestre de 2012 incluyen una pérdida neta de US$38 millones de inversiones patrimoniales tal como exigen las reglas contables de las IFRS.





Volúmenes de ventas y netbacks operativos de petróleo crudo y gas natural

La compañía produce y vende petróleo crudo y gas natural. También compra petróleo crudo de terceros, como diluyentes y para fines comerciales, que se incluyen en el "volumen diario vendido" informado. Tanto los ingresos como los costos son reconocidos en los respectivos volúmenes vendidos durante el período. La operación combinada de producción operativa de petróleo crudo y gas natural y netback de ventas durante el trimestre que cerró el 30 de septiembre de 2012 fue de US$61,42/bpe, 14% mayor que en el mismo período en 2011 impulsado por la obtención de precios más altos que surgen de precios de referencia más altos de petróleo y gas natural.

La siguiente es la conciliación de volúmenes producidos o comprados en comparación con volúmenes vendidos durante el tercer trimestre de 2012; incluso un detalle de producción de petróleo crudo y diluyente, y compras de crudo para comercialización:




Volúmenes de producción y venta (bpe/día)(1)



Tres meses cerrados en septiembre





2012



2011





Petróleo



Gas



Combinado



Combinado


Promedio producción total yacimiento



229.570



11.405



240.975



219.136


Part. antes de regalías y PAP



105.592



10.693



116.285



102.957


Prom. producción neta (luego de regalías y consumo de yacim.)



85.067



10.681



95.748



87.159
















Comienzo inventario (fin inventario 30 de junio)



15.541



-



15.541



20.866


Prom. producción neta (luego de regalías y consumo de yacim.)



85.067



10.681



95.748



87.159


Adquisición Petromagdalena (Comienzo inventario 27 julio de 2012)



292



-



292



-


Compras de diluyentes y petróleo para comerciar (1)



12.884



-



12.884



22.322


Otros movimientos de inventario (1)



(1.320)



94



(1.226)



53


Final inventario 30 de septiembre.



(23.419)



-



(23.419)



(28.847)


Promedio volumen diario vendido (bpe/día)



89.045



10.775



99.820



101.553



















La siguiente tabla brinda un detalle de volúmenes de venta por petróleo crudo producido, diluyentes y comercialización de crudo durante el tercer trimestre de 2012:




Volúmenes de producción y venta (bpe/día)(1)



Tres meses cerrados en septiembre 2012





Producción petróleo



Diluyente y  
comercial.



Total


Comienzo inventario (fin inventario 30 de junio)



11.956



3.585



15.541


Prom. producción neta (luego de regalías y consumo de yacim.)



85.067



-



85.067


Adquisición Petromagdalena (Comienzo inventario 27 julio de 2012)



292



-



292


Compras de diluyentes y petróleo para comerciar (1)



-



12.884



12.884


Otros movimientos de inventario (1)



(430)



(890)



(1.320)


Final inventario 30 de septiembre.



(16.938)



(6.481)



(23.419)


Promedio volumen diario vendido (bpe/día)



79.947



9.098



89.045



















(1)   

Ver detalle adicional en la tabla "Movimientos del inventario", 3T2012 del MD&A








Los siguientes son los netbacks operativos para los trimestres que cerraron el 30 de septiembre de 2012 y 2011 (una discusión y análisis más detallados, junto con los netbacks segmentados del primer trimestre, se pueden encontrar en el MD&A):




Combinado crudo y gas (bpe)



Tres meses cerrados en septiembre





2012



2012



2012


2011





Petróleo



Gas



Combinado (7)


Combinado


Prom. volumen diario vendido (bpe/día)(1)



89.045



10.775



99.820


101.553















Netback operativo ($/bpe)













Precio de venta de petróleo crudo y gas natural



101,61



41,49



95,13


88,66


Costo de producción de barriles vendidos(2)



13,89



3,97



12,82


5,29


Transporte (camiones y oleoductos) (3)



14,56



0,03



13,00


11,08


Costo diluyentes (4)



9,17



-



8,18


14,44


Otros costos (5)



(1,26)



2,85



(0,82)


2,23


Overlift/Underlift (6)



0,55



0,37



0,53


1,94


Netback operativo de crudo y gas ($/bpe) (8)



64,70



34,27



61,42


53,68























(1)   

Datos de netback operativo combinado basados en promedio ponderado de volumen diario vendido, que incluye diluyentes necesarios para mejoramiento de la mezcla Rubiales.


(2)   

El costo de producción principalmente incluye costos de extracción (lifting) y otros costos de producción como personal, energía, consumo de combustible, seguridad, seguros y otros. Mayor costo operativo de petróleo debido al costo de desplegar producción de agua asociada en los pozos Rubiales y Quifa, lo que aumenta el consumo de electricidad y combustible, en comparación con el período previo de 2011.


(3)   

Incluye costos de transporte de crudo y gas a través de los oleoductos y gasoductos, y en camiones cisterna, incurridos por la Compañía para llevar los productos a los puntos de despacho para los clientes.


(4)   

El costo de mezcla neta de crudo de Rubiales se redujo 39%, de US$4,22 por bbl en el tercer trimestre de 2011 a US$2,56 por bbl en este período. Esta reducción se debe principalmente al aumento de uso de gasolina natural (92%) comprada a mejores precios que el petróleo crudo local usado como diluyentes durante 2011, la tasa de mezcla mejoró a 14,6%, tal como se indicó en la siguiente tabla:













Costo neto ajustado de diluyente



Tres meses cerrados en septiembre





 2012 
(US$/bbl)


 2011 
(US$/bbl)


Precio promedio de compra de diluyente



106,92


104,80


Costos oleoductos



12,29


7,76


Precio promedio venta mezcla Rubiales



(101,67)


(93,97)


Costo neto diluyente por barril



17,54


18,59


Tasa promedio mezcla



14,6%


22,7%


Costo neto mezcla por barril



2,56


4,22


















A los fines de asegurar diluyentes para mezclar el crudo Rubiales, la Compañía compró 9.201 bbl/d durante el tercer trimestre de 2012 vs. 10.687 bbl/d en el mismo período de 2011. La Compañía aumentó las compras de gasolina natural (82,1° API) a 8.587 bbl/d y continuó las compras locales (614 bbl/d) de crudos livianos (promedio 40°API ). El costo de mezcla fue de US$2,56 por bbl de crudo de Rubiales (vs. US$4,22/bbl en el mismo período de 2011).


(5)     

Otros costos corresponden principalmente a regalías sobre producción de gas, mantenimiento de caminos externos en el yacimiento Rubiales, fluctuación del inventario, costo de almacenamiento y el efecto neto de coberturas de riesgo cambiario de los costos operativos incurridos en pesos colombianos durante el período.


(6)    

Corresponde al efecto neto de la posición de overlift para el período que totaliza US$4,8 millones, que generaron una reducción en los costos combinados de producción de US$0,53/bpe como se explicó en la sección titulada "Discusión de los Resultados Financieros del Tercer Trimestre del 2012 - Posición Financiera - Costos Operativos", 3T del MD&A.


(7)    

Los volúmenes diarios promedio de la Compañía incluyen los volúmenes diarios promedio de PetroMagdalena desde el 27 de julio de 2012 al 30 de septiembre de 2012 (un período de 65 días) de 3.198 bpe/d  (producción total del yacimiento de 6.273 bpe/d), que han sido calculados dividiendo la producción global de PetroMagdalena de 207.870 bpe (producción total del yacimiento de 407.745 bpe) a lo largo del período de 65 días de la adquisición. El volumen promedio diario de PetroMagdalena para todo el tercer trimestre (calculado sobre 92 días) fue de 2.259 bpe/d  (producción total del yacimiento de 4.432 bpe/d).


(8)    

Durante el tercer trimestre de 2012, la Compañía no tuvo petróleo crudo para sus actividades comerciales










Resumen de producción

La Compañía produce crudo y gas natural de una cantidad de yacimientos diferentes, 98% de los cuales están ubicados en Colombia. La Compañía opera la mayoría de su producción. La producción neta promedio luego de regalías durante el trimestre que cerró el 30 de septiembre de 2012 fue de 97.142 bpe/d que incluyen 1.394 bbl/d* atribuidos a la reciente adquisición en Perú, 12% superior que el mismo período de 2011.

La producción promedio para los principales yacimientos de producción de la Compañía para los tres meses cerrados el 30 de septiembre de 2012 y 2011 es la siguiente (en el MD&A, se puede encontrar una discusión y un análisis más detallados):








Producción promedio T3 (en bpe/d)






Prod. total yacimiento


Part. antes regalías y  
PAP(1)


Part. neta luego de regalías


Yacim. prod. - Colombia




T3 2012

T3 2011


T3 2012

T3 2011


T3 2012

T3 2011


Rubiales / Piriri




171.871

167.343


71.876

68.958


57.501

55.166


Quifa(2)




45.398

35.222


27.099

20.996


21.491

19.241


La Creciente (3)




10.498

11.053


10.318

10.860


10.316

10.857


Cubiro




4.312

-


2.741

-


2.522

-


Cajúa




2.621

-


1.572

-


1.478

-


Abanico




1.525

2.082


430

656


412

633


Río Ceibas




-

1.692


-

457


-

366


Sabanero (4)




1.500

-


736

-


692

-


Dindal / Río Seco




1.083

1.279


653

740


535

620


Arrendajo




800

-


444

-


408

-


Otros yacim. producción(5)




1.367

465


416

290


393

276


Producción total - Colombia




240.975

219.136


116.285

102.957


95.748

87.159















Yacim. producción - Perú (Ver nota abajo)













Bloque Z-1 (6)




2.845

-


1.394

-


1.394

-


Producción total - Perú




2.845

-


1.394

-


1.394

-















Producción total Colombia y Perú




243.820

219.136


117.679

102.957


97.142

87.159























(1)     

La participación antes de regalías es neta de consumo interno en el yacimiento.


(2)     

Incluye el yacimiento Quifa SO y primera producción de los prospectos de Quifa Norte. La participación de la Compañía antes de regalías en el yacimiento Quifa SO es de 60%, y disminuye de acuerdo con una cláusula de precios altos que asigna producción adicional a Ecopetrol S.A.


(3)     

Las regalías sobre la producción de gas del yacimiento La Creciente son pagaderas en efectivo y se registran como costos de producción. Las regalías sobre los condensados se pagan en especie, lo que representa un pequeño impacto sobre la participación neta luego de regalías. La Compañía tiene un adelanto de 70% en el proyecto para aumentar la capacidad de proceso a 100 MMcf/d en la Estación La Creciente.


(4)    

La Compañía tiene una participación de 49,999% en Maurel et Prom Colombia B.V, que indirectamente tiene un 49,999% de participación en el bloque Sabanero.


(5)     

Otros pozos de producción corresponden a activos de producción ubicados en los bloques Cerrito, Moriche, Las Quinchas, Arrendajo, Guasimo y  Buganviles. También incluye los recientemente adquiridos bloques de PetroMagdalena como los bloques Carbonera, Carbonera La Silla, La Punta y Yamu (La Punta y Yamu no son bloques operados). Sujeto a la aprobación de Ecopetrol y la ANH, la Compañía ha desinvertido su participación en los bloques Moriche, Las Quinchas, Guasimo y Chipalo.


(6)     

El Bloque Z-1 incluye los pozos Corvina y Albacora que son operados por  BPZ donde la Compañía adquirió un 49% de participación sin reservas el 27 de abril de 2012, sujeto a la aprobación del gobierno. Una vez que se produzca el cierre de la transacción, la Compañía o cualquiera de sus subsidiarias, gerenciará las operaciones técnicas bajo el Acuerdo de Servicios Operativos. Las regalías aplicables en Perú se pagan en efectivo y se registran como parte del costo de producción.


(7)     

Los volúmenes diarios promedio de la Compañía incluyen los volúmenes promedio diarios de PetroMagdalena desde el 27 de julio de 2012 al 30 de septiembre de 2012 (un período de 65 días) de 3.198 bpe/d (producción total del yacimiento de 6.273 bpe/d), que han sido calculados dividiendo la producción global de PetroMagdalena de 207.870 bpe (producción total del yacimiento de 407.745 bpe) a lo largo del período de 65 días desde la adquisición. El volumen promedio diario de PetroMagdalena para todo el tercer trimestre (calculado sobre 92 días) fue de 2.259 bpe/d (producción total del yacimiento de 4.432 bpe/d).


(8)     

El término ''bpe'' se utiliza en este MD&A. El término bpe puede generar confusión, en especial, si se lo utiliza solo. La tasa de conversión de un bpe de pies cúbicos a barriles se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable, principalmente, en la boca del quemador y no representa una equivalencia de valor en la cabeza del pozo En este MD&A, hemos expresado bpe utilizando el estándar de conversión colombiano de 5.7 Mcf: 1 bbl requerido por el Ministerio de Energía y Minas de Colombia.













Información para la teleconferencia del tercer trimestre

La Compañía ha programado una teleconferencia para los inversores y analistas para el jueves 8 de noviembre a las 8:00 a.m. (hora Toronto y Bogotá) / 11:00 a.m. (hora Río de Janeiro), para discutir los resultados del tercer trimestre de la Compañía. Se invita a los analistas y a los inversores interesados a participar utilizando los siguientes números (se publicará una presentación en el sitio web de la Compañía en: www.pacificrubiales.com antes de la llamada):




Número para participantes (Internacional/Local):

Número para participantes (Llamada gratuita en Colombia):

Número para participantes (Llamada gratuita en América del Norte):   
ID de conferencia (Participantes angloparlantes):    
ID de conferencia (Participantes hispanoparlantes):

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










La teleconferencia será transmitida, y se puede acceder a ella a través de este enlace: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html

Una retransmisión de la conferencia estará disponible hasta las 23:59 pm (hora Toronto) del 22 de noviembre de 2012, a la que se podrá acceder del siguiente modo:




Llamada gratuita Encore: 
Llamada gratuita local: 
ID Encore (participantes angloparlantes):
ID Encore (Participantes hispanoparlantes):


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











Pacific Rubiales, una compañía productora de gas y petróleo crudo con base en Canadá, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., una operadora petrolera colombiana que opera los yacimientos petrolíferos Rubiales, Piriri y Caifa en la Cuenca Llanos, junto con Ecopetrol S.A., la petrolera nacional colombiana, y del 100% de Pacific Stratus Energy Corp. que opera el yacimiento de gas natural de La Creciente. La Compañía se centra en identificar oportunidades principalmente dentro de la parte oriental de la Cuenca Llanos de Colombia, y en otras áreas en Colombia y el norte del Perú.

Las acciones ordinarias de la Compañía cotizan en la Bolsa de Comercio de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia, y como Certificados Brasileños Negociables (Brazilian Depositary Receipts) en la Bolsa de Valores Mercadorias e Futuros de Brasil, bajo los símbolos PRE, PREC y PREB, respectivamente.

Avisos

Advertencia con relación a las Declaraciones a Futuro

Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, que no sean declaraciones de hechos históricos, que aborden actividades, eventos o desarrollos que la Compañía considera, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluso, pero en forma no taxativa, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos potenciales y los planes y objetivos de la Compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Esas declaraciones a futuro reflejan las expectativas o las creencias actuales de la Compañía sobre la base de información con la que la Compañía cuenta actualmente. Las declaraciones a futuro están sujetas a una cantidad de riesgos e incertidumbres que pueden determinar que los resultados reales de la Compañía difieran sustancialmente 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 los efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difieran sustancialmente de las actuales expectativas, se encuentran: incertidumbre de 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 precio de petróleo y tasas de cambio de divisas; inflación; cambios en los mercados bursátiles; desarrollos políticos en Colombia, Guatemala o Perú; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la Compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres implicadas en interpretar los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos, y los otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en todo otro lugar del formulario anual con información de la Compañía, de fecha 14 de marzo de 2012, presentado ante el SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración a futuro hace referencia solo a la fecha en la cual se emitió, y excepto si lo requieren 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 a las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe dar una confianza excesiva a estas declaraciones debido a la inherente incertidumbre de estas.

Además, los niveles de producción informados pueden no reflejar tasas de producción sostenibles, y las tasas de producción futuras pueden diferir sustancialmente de las tasas de producción reflejadas en este comunicado de prensa debido a dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos, entre otros factores.

Promedio de producción diaria de petróleo - Bloque Z-1 Perú

La producción de Perú a la que se hace referencia en el comunicado de prensa corresponde al 49% de participación en la producción atribuible a la Compañía del Bloque Z-1 para el período 1 de enero a 30 de junio de 2012, en cumplimiento con el Contrato de Compraventa de Acciones (Stock Purchase Agreement, "SPA") firmado el 27 de abril de 2012, entre la Compañía y BPZ Resources, Inc. ("BPZ").  En virtud del SPA (i), al cierre, los ingresos operativos y los gastos serán luego asignados a la respectiva participación de cada socio y (ii) una vez otorgadas las aprobaciones de las autoridades peruanas relevantes, la Compañía recibirá una participación del 49% en la producción de hidrocarburos del Bloque Z-1. Todavía no se han reconocido ingresos y costos en los resultados de la Compañía con respecto a la producción del Bloque Z-1 dado que su pleno derecho está sujeto a la aprobación de las autoridades peruanas correspondientes.

Conversión de bpe

El término bpe puede prestarse a confusión, en especial, si se lo utiliza en forma aislada. Se utiliza un factor de conversión de bpe de 5,7 Mcf por 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 a boca de pozo.  Los valores estimados informados en este comunicado de prensa no representan valor justo de mercado. Las estimaciones de reservas y futuros ingresos netos para propiedades individuales pueden no reflejar el mismo nivel de confianza que los estimados de reservas y futuros ingresos netos para todas las propiedades, debido a los efectos de agregación.

Traducción

Este comunicado de prensa fue redactado en inglés y posteriormente traducido a español y a portugués. Si surgieran diferencias entre la versión en inglés y sus traducciones, se considerará que el documento en inglés es la versión que rige.

Definiciones




Bcf


Mil millones de pies cúbicos.


Bcfe


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. El estándar colombiano es una tasa de conversión de 5,7 mcf: 1 bbl y se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable, principalmente, en la boca del quemador y no representa una equivalencia de valor en la cabeza del pozo. 


bpe/d


Barril de petróleo equivalente por día.


Mbbl


Miles de barriles.


Mbpe


Miles de barriles de petróleo equivalente.


MMbbl


Millones de barriles.


MMbpe


Millones de barriles de petróleo equivalente.


Mcf


Mil pies cúbicos.


WTI


Índice West Texas Intermediate de Petróleo Crudo.











*Ver referencia a "Average Daily Production - Block Z-1 Peru" ("Producción diaria promedio - Bloque Z-1 Perú") en la sección Avisos de este comunicado de prensa.

Si desea más información:

Christopher (Chris) LeGallais 
Vicepresidente Senior de Relaciones con los Inversores 
+1 (647) 295-3700

Roberto Puente 
Gerente Senior, 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.



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