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Pacific Rubiales ofrece actualización operativa al cierre de sus actividades de exploración y desarrollo del 2012

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TORONTO, 17 de diciembre de 2012 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) brindó hoy una actualización sobre sus operaciones y actividades de exploración en el 2012.

En resumen, la producción ha aumentado marcadamente en el trimestre actual hasta la fecha, la compañía espera cumplir sus objetivos de producción al cierre del año y ha aumentado su producción 2012 a pesar de los inesperados retrasos en los permisos que afectaron a todos los productores de petróleo y gas en Colombia. La actividad de exploración continúa con nueve pozos planificados para perforación o inicio de perforación en el cuarto trimestre. El 2012 representa un importante año transformacional para la compañía, gracias a una serie de adquisiciones estratégicas concebidas para posicionar la cartera para crecimiento a largo plazo y añadir valor a los negocios existentes.

La compañía espera publicar su pronóstico de Perspectiva y Guía para 2013 durante la segunda semana de enero de 2013; el informe sobre reservas y recursos al cierre del año 2012 a finales de febrero; y los resultados financieros del año 2012 después del cierre de los mercados el 13 de marzo de 2013.

Ronald Pantin, director ejecutivo de Pacific Rubiales, comentó:

"Estoy encantado por el avance en este año, en todos los aspectos de la compañía. A pesar de unos primeros ocho meses del año muy difíciles durante los cuales nuestra producción se vio limitada por retrasos en los permisos medioambientales y de desarrollo fuera de nuestro control, estoy muy complacido por nuestro subsiguiente sólido crecimiento de la producción.

"La producción de la compañía en el cuarto trimestre hasta la fecha ha promediado 269 Mbpe/d brutos totales en el campo o 107 Mbpe/d netos después de regalías, y la producción ha aumentado en todos los principales campos productores de petróleo de la compañía. La semana pasada alcanzamos un nuevo hito con un récord de producción de 282 Mbpe/d brutos totales en el campo (aproximadamente 111 Mbpe/d netos después de regalías). Mucho de este crecimiento de la producción ha sido impulsado por el campo Rubiales que en estos momentos está produciendo más de 200 Mbbl/d brutos totales en el campo (aproximadamente 68 Mbbl/d netos después de regalías). En Quifa SW, la producción es de casi 50 Mbbl/d brutos totales en el campo (aproximadamente 23 Mbbl/d netos después de regalías). En el campo Cajua, el nuevo campo comercial en el área Quifa Norte, la producción actualmente es de 3 Mbbl/d (aproximadamente 1,7 Mbbl/d netos después de regalías) y se espera que esté en el entorno de 4 a 5 Mbbl/d brutos totales en el campo para finales del año.

"Con este desempeño productivo nos sentimos seguros de que alcanzaremos una producción de fin de año entre 280 y 285 Mbpe/d brutos totales en el campo o aproximadamente 112 a 114 Mbpe/d netos después de regalías (excluyendo cualquier volumen procedente de la adquisición de C&C Energía Ltd.).

"Durante 2012 hemos realizado una transición de la cartera de la compañía a través de adquisiciones estratégicas, para asegurar y establecer crecimiento a largo plazo y añadir valor a los negocios existentes. Esta actividad ha estado dirigida a la adquisición de reservas de bajo costo que brindan valor inmediato y producción que se reflejará en el flujo de caja a corto plazo, así como a la expansión de nuestros recursos de exploración para impulsar crecimiento más allá de tres a cinco años.

"Por ejemplo, la adquisición del Bloque Z-1 en aguas poco profundas en mar abierto en Perú trae consigo adiciones de reservas de petróleo de bajo costo, volúmenes de producción inmediatos que podemos aumentar durante los próximos dos años mediante desarrollo de bajo riesgo, y complementa nuestra vasta cartera de exploración en tierra firme en el país. Con la reciente entrega y colocación de la nueva plataforma de producción CX-15 con 24 ranuras para barrenos en el campo petrolero Corvina del bloque, se espera que la perforación de desarrollo comience durante las próximas semanas, avance a lo largo del año y contribuya de forma significativa a la producción en 2013. Un programa sísmico en 3D integral recientemente terminado en el bloque delinea múltiples prospectos y grandes recursos de exploración en una cuenca de hidrocarburos que ha probado ser propensa a la existencia de petróleo, la cual se probará mediante perforación de exploración durante los próximos años. En estos momentos, Pacific Rubiales espera que la adquisición del Bloque Z-1 finalice para finales del 2012. La adquisición es efectiva desde el comienzo del año en curso (1 de enero de 2012).

"La adquisición de PetroMagdalena Energy Corp. por parte de la compañía y la adquisición pendiente de C&C Energía añade producción y reservas de petróleo medio a liviano que se usarán como fuente de diluente para nuestra creciente producción de petróleo pesado en la cuenca Llanos. La producción integrada de petróleo ligero para diluente / petróleo pesado de la compañía, junto con su creciente propiedad en oleoductos e infraestructura de transportación, captura un considerable margen de valor incremental en la propiedad directa del petróleo ligero, en comparación con el costo de comprar volúmenes de diluente.

La producción total procedente de los bienes de PetroMagdalena es aproximadamente 4,5 Mbpe/d netos después de regalías, la cual aproximadamente se ha duplicado desde la adquisición terminada el 27 de julio de 2012. La producción procedente de los bienes de C&C Energía es de aproximadamente 10 Mbbl/d netos después de petróleo de regalías, y se espera que crezca en 2013 a partir de un desarrollo más agresivo de los prospectos persistentes. La compañía tiene como objetivo el cierre de la transacción de C&C Energía para finales del año 2012.

"Durante 2012 se hicieron cuatro adquisiciones adicionales de área para exploración: 1) se aumentó la inversión en capital en CGX Energy Inc., que posee una participación en propiedades en aguas profundas en fuera de la costa de Guyana, 2) la estructura Triceratops y el prospecto en tierra PPL-237 en las faldas de Papúa Nueva Guinea, 3) el bloque de exploración de petróleo pesado Portofino de la cuenca Caguán-Putumayo en tierra firme en Colombia, y 4) los bloques Karoon en mar abierto, a profundidades medias en la cuenca Santos en Brasil; todo esto debe verse en el contexto de una etapa inicial de captura de grandes recursos para el futuro, en cuencas y jurisdicciones que ofrecen un equilibrio de riesgos técnicos y no técnicos.

"Vemos todas las adquisiciones de exploración como oportunidades que se nos proporcionan en cuencas de hidrocarburos de clase mundial con el potencial de contener vastos recursos. En el caso de la cuenca en mar abierto en Guyana, con geología análoga a las de África Occidental y Brasil que han producido gigantescos descubrimientos de petróleo; en el caso de Papúa Nueva Guinea, grandes recursos de gas natural y condensados en el umbral de los mercados energéticos de más rápido crecimiento del mundo; en el caso del bloque Portofino, área complementaria a lo largo del estratégico cinturón de petróleo pesado de Colombia y adyacente al campo petrolero en desarrollo Capella; y en el caso de los bloques en mar abierto Karoon, la primera actividad de la compañía en Brasil y una entrada estratégica a la prolífica cuenca Santos del país. Esta es una estrategia similar a la que condujo a la exitosa "primera movida" de la compañía, captura de grandes recursos y producción rápidamente ascendente a lo largo del cinturón de recursos de petróleo pesado en Colombia.

"Cada una de las adquisiciones completadas hasta el momento en el 2012 ha sido financiada con efectivo existente, el capital asociado con exploración y desarrollo se espera que proceda del flujo de caja generado internamente, y aprovecha la experiencia y capacidad "integrada" en tierra firme/mar adentro y en cuenca fronteriza adquirida por la compañía desde sus orígenes técnicos y gerenciales. Estos ilustran la capacidad y la visión de la compañía para mirar más allá de corto y medio plazo, estratificando oportunidades para apoyar, mejorar y desarrollar nuevos prospectos de crecimiento en el futuro.

"Además, este ha sido un año en el cual rindieron fruto las lecciones aprendidas en el 2011 con respecto a relaciones con la comunidad, nuestros trabajadores y otros interesados. Ahora somos bien reconocidos como un socio preferido y un líder en el fomento de relaciones sustentables con los entornos social y económico en los cuales operamos.

"Acercándonos a la finalización del 2012, quiero dedicar un tiempo para expresar mi agradecimiento especial a todos los empleados y contratistas internos de la compañía por su trabajo abnegado durante el año. El balance general de la compañía se mantiene sólido, y nuestros objetivos de crecimiento a mediano plazo permanecen intactos apuntalados por nuestros vastos bienes de exploración y desarrollo de petróleo pesado de bajo costo en Colombia. Continuaremos nuestra estrategia de crecimiento repetible y rentable construyendo en el futuro a largo plazo, la compañía líder en exploración y producción concentrada en América Latina".

Actualización sobre exploración

La compañía espera perforar aproximadamente 58 pozos de exploración (incluyendo pozos estratigráficos y pozos de evaluación) durante el año 2012 en curso. Esto incluye nueve pozos durante el cuarto trimestre, de los cuales en aproximadamente cuatro (pozos en los bloques CPO-1, SSJN-9 y Guama de Colombia, y en los bloques Karoon de Brasil) se espera que las operaciones de perforación se extiendan más allá del fin del año y terminen a principios de 2013.

Un pozo del bloque Cubiro en Colombia ya se completó como un descubrimiento de pozo de petróleo exitoso, cuatro pozos están actualmente en perforación y se espera que antes de que termine el año se inicie la perforación de otros cuatro. El éxito de la perforación de exploración, como resultado de los 49 pozos perforados durante los primeros nueve meses del año promedió 84%. A continuación se brinda el calendario completo del programa de pozos de exploración de 2012:


Calendario de pozos de exploración 2012

Bloque

Cantidad de pozos

1T

2T

3T

4T

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) La compañía tiene una participación de 49,999% en Maurel et Prom Colombia BV que posee el 100% del bloque Sabanero, y el 50% del bloque SSJN-9.


(2) La compañía tiene una participación neta de 35% en los bloques Karoon.
(3) La compañía tiene una participación de 40% en el bloque Portofino propiedad de Canacol Energy Ltd.









Siete pozos de exploración, originalmente planificados para perforación en el cuarto trimestre de 2012, han sido pospuestos para 2013, incluyendo un pozo en el bloque Arrendajo block, tres pozos de bloque CPE-6, dos pozos en el bloque Portofino y el pozo de exploración del bloque 138 en Perú.

Durante el cuarto trimestre, se perforó el pozo de exploración Petirrojo Sur-1 en el bloque Llanos Cubiro central, encontrándose 15 pies de intervalo saturado en los reservorios C7A y C7B Carbonera del Terciario y se completó como un pozo de petróleo fluyendo. La producción se ha estabilizado en aproximadamente 185 bbl/d de petróleo liviano (grado 40 API) con un contenido de agua de 50%. Se considera que el relativamente alto contenido de agua se debe a problemas con la integridad del cemento del encamisado y el mismo será sometido a trabajos de reparación a principios de 2013. La compañía posee varias participaciones (promediando 61%) en el bloque Cubiro, añadidas a través de la adquisición de PetroMagdalena. Aunque este es un descubrimiento relativamente pequeño, del mismo ilustra el valor que la compañía está extrayendo de estos bienes mediante perforación acelerada.

Durante la última semana de diciembre se espera iniciar la perforación del pozo de exploración Kangaroo-1, el primero de dos pozos de compromiso con opción para otro pozo como resultado de un farm-in de 35% en los bloques Karoon en la cuenca en mar abierto Santos en Brasil. El pozo se encuentra dentro de los bloques S-M-1101 y S-M-1165, a aproximadamente 280 kilómetros de la costa del estado de São Paulo, en aguas profundas con profundidades de aproximadamente 400 metros, y tiene múltiples objetivos en secciones que datan del Eoceno, Mioceno y Cretáceo tardío. El pozo se perforará usando la plataforma de perforación semisumergible Blackford Dolphin, la cual fue transportada al sitio de perforación esta semana, y se espera que tome aproximadamente 40 a 60 días para perforar.

La cuenca Santos ha arrojado realizado recientemente múltiples descubrimientos de petróleo y la misma se está convirtiendo en un área emocionante para exploración. El pozo Kangaroo-1 tiene un recurso prospectivo medio bruto de 272 MMbbl de petróleo certificado por DeGolyer MacNaughton. Como anunció esta semana el operador, Karoon Gas Australia Ltd, la fecha de expiración en los bloques farm-in se ha extendido 180 días hasta noviembre de 2013, lo que permitirá el completamiento del programa de perforación planificado.

Actualización sobre proyectos

La compañía está participando activamente en diversos proyectos importantes a escala de producción, piloto experimental, midstream e infraestructura dirigidos a mejorar la eficiencia, alcanzar reducciones de los costos e incrementar la producción y recuperación de sus principales campos productores de petróleo en Colombia. Estos proyectos son críticos para su desarrollo de negocios en curso y para la creación de valor para los accionistas. Entre los proyectos importantes que merecen destacarse están:

Proyecto de GNL a pequeña escala: La compañía ha iniciado un proyecto de gas natural licuado ("GNL") a pequeña escala que se desarrollará conjuntamente con Exmar NV ("Exmar"), una compañía con sede en Bélgica y con vasta experiencia en transportación y regasificación de GNL. El proyecto tiene como objetivo suministrar GNL para la generación de electricidad en América Central y el Caribe, lo cual en la actualidad se hace con diésel. El proyecto incluye un gasoducto planificado de 88 km y 18 pulgadas de diámetro que se construirá desde el campo de gas La Creciente de la compañía hasta Tolú (en la costa atlántica de Colombia, 15 km al noreste de Coveñas) y una Unidad de Flotación, Licuefacción, Regasificación y Almacenamiento ("UFLRA") conectada a una Unidad de Almacenamiento Flotante ("UAF") que permitirá exportaciones FOB a buques estándar (145.000 CBM).

La compañía suministrará aproximadamente 70 MMpc/d de gas a la UFLRA según los términos de un acuerdo de suministro de 15 años con Exmar, comenzando a finales de 2014. La construcción de la instalación UFLRA montada en barcaza se está llevando a cabo en China continental, los permisos medioambientales para el tramo en tierra firme del gasoducto han sido concedidos en tanto que se está avanzando con las licencias medioambientales para la tubería de 3,5 km en mar abierto y las concesiones portuarias. El proyecto de GNL conducirá a la duplicación de la producción de gas natural de la compañía con su puesta en marcha a finales del 2014, acelerará la producción en las reservas existentes y estimulará la perforación de recursos de exploración. Se espera que los netbacks en el cabezal del pozo sean más altos que los actuales $6 - $7 por Mpc que se reciben en el mercado doméstico.

Proyecto Piloto Recuperación Adicional Térmica Sincronizada (STAR, por sus siglas en inglés): El proyecto piloto STAR tiene como objetivo el incremento de la recuperación de los campos de petróleo pesado de la compañía en Colombia en el futuro. La tecnología fue aprobada y diseñada inicialmente bajo condiciones de laboratorio durante 2009 y 2010. Las instalaciones del proyecto piloto se construyeron en Quifa SW en 2011 y la puesta en marcha bajo condiciones primarias de flujo frío se inició a principios de 2012.

Durante 2012 se llevaron a cabo dos pruebas clave. Se realizó una prueba de vapor para determinar la respuesta del reservorio al proceso térmico y se ejecutó una prueba de nitrógeno para crear una saturación mínima de gas en el pozo con el objetivo de facilitar la venidera inyección de aire. Ambas pruebas indicaron respuesta positiva por parte del reservorio. Las fallas de equipos y del pozo inyector causadas por un contraflujo inesperado, sumadas al subsiguiente requerimiento de construcción de sistemas adicionales de producción, seguridad y auxiliares, han dado como resultado retrasos en el proyecto piloto. Se ha iniciado una segunda fase de inyección de vapor para limpieza y precalentamiento y ahora se espera la puesta en marcha de la fase térmica de inyección de aire para finales de este mes o principios de 2013.

Petroeléctrica de los Llanos ("PEL") - Proyecto de línea de transmisión de electricidad: PEL es una subsidiaria de propiedad total de la compañía, responsable por la construcción y operación de una nueva línea de transmisión de electricidad de 260 km y 230 kilovoltios conectando los campos Rubiales y Quifa con la red eléctrica de Colombia. La línea incluye dos subestaciones para suministrar energía a las estaciones impulsoras del oleoducto ODL, así como a las subestaciones en los campos Rubiales y Quifa.

La construcción de la línea de transmisión de electricidad comenzó en mayo de 2012 y se espera que esté terminada para el tercer trimestre de 2013. La nueva línea de transmisión de electricidad suministrará energía hidroeléctrica menos cara que se usará en la operación de los campos Rubiales y Quifa, reemplazando volúmenes más caros de fueloil y diésel, lo cual conducirá a una reducción en los costos operativos unitarios.

Terminal exportadora e instalación portuaria Puerto Bahía: Este proyecto abarca una nueva terminal exportadora de petróleo y una instalación portuaria, que se están construyendo cerca de Cartagena, en la costa del Caribe colombiano. La fase uno del proyecto consta de un oleoducto de 130 km y 30 pulgadas de diámetro con una capacidad de 300.000 bbl/d tendido desde Coveñas hasta Cartagena, tres tanques de almacenamiento de petróleo con capacidad para un millón de barriles, y un embarcadero en aguas profundas con espacio para cargar dos tanqueros.

La compañía ha adquirido una participación de 49% en Pacific Infrastructure Inc., una compañía privada financiando, proyectando, construyendo y operando la instalación que se estima costará entre $700 y $900 millones, y que estará en operación a finales de 2014. La nueva terminal exportadora es crucial para los planes de la compañía de incrementar su producción y exportación de petróleo pesado en Colombia durante los próximos cuatro años ya que soluciona las restricciones de la infraestructura actual en la terminal exportadora Coveñas existente, lo cual conduce a frecuentes excedentes de inventario.

Proyecto de agua para riego Rubiales - Quifa: Este proyecto tiene como objetivo ampliar e incrementar la capacidad de eliminación de agua en los campos Rubiales y Quifa usando tecnología de ósmosis inversa para purificar el agua producida en el campo y posteriormente utilizar el agua de salida resultante como agua para riego en lugar de desecharla mediante reinyección. La primera de dos plantas de ósmosis inversa con una capacidad de 500 Mbbl/d se entregará en el campo a mediados de 2013, y se espera que la segunda entre en operaciones a finales del año. Luego de 2013 se instalarán plantas adicionales para manipular la creciente producción de agua que se espera procedente de ambos campos.

Como parte del proyecto de riego se sembrarán 50 mil hectáreas de palma africana y de eucalipto, lo cual creará un nuevo "proyecto verde" sustentable y se espera que conduzca a una reducción de los costos unitarios incrementales relacionados con la eliminación del agua producida en los dos campos.

Proyecto del oleoducto Bicentenario: La compañía tiene un interés de 32,88% en "Bicentenario", un vehículo de propósito especial responsable por el financiamiento, el diseño, la construcción y la operación del más reciente sistema de transportación por oleoducto de Colombia, que se extenderá desde Araguaney, en la cuenca Llanos centro-occidental hasta la terminal exportadora Coveñas en la costa del Caribe colombiano.

En cuatro fases, el oleoducto Bicentenario añadirá una capacidad adicional de 450.000 bbl/d a los sistemas de oleoducto existentes, conectando la cuenca Llanos sur con los mercados de exportación. La fase uno con una capacidad de 120.000 bbl/d actualmente en construcción, consta de un oleoducto de 230 km y 42 pulgadas de diámetro desde Araguaney hasta Banadía conectando con el oleoducto Caño Limón existente, dos tanques de almacenamiento con una capacidad de 600.000 bbl en Coveñas y se espera que las operaciones de bombeo comiencen durante el segundo trimestre de 2013. Cuando el oleoducto Bicentenario esté en operaciones en 2013, se espera que transporte aproximadamente 30% de la producción de petróleo pesado de la compañía que en la actualidad es transportada mediante camiones cisternas, lo cual permitirá ahorros considerables de los actuales costos de transportación mediante camiones.

Proyecto oleoducto Carmentea - Araguaney y de estación de mezcla de diluyente: Este nuevo proyecto incluye una extensión del oleoducto existente y la construcción de un oleoducto nuevo de 85 km y 36 pulgadas de diámetro que una vez concluido tendrá la capacidad de transportar hasta 460.000 bbl/d entre Cusiana (conectando con el oleoducto ODL de la compañía y el oleoducto OCENSA) y el oleoducto Bicentenario en Araguaney. La ingeniería básica para el oleoducto ya está concluida, comenzó la ingeniería detallada y se espera que la compra de tubos comience para finales de 2012. Están pendientes los permisos medioambientales.

En la actualidad está en construcción una nueva instalación para mezcla de diluyente en el empalme de la estación Cusiana con los oleoductos ODL y OCENSA, y su puesta en marcha está prevista para principios de 2013. Las instalaciones permitirán mayores eficiencias en la mezcla de diluyente específica requerida para los volúmenes de petróleo transportados por los oleoductos OCENSA (mezcla Castilla) y Bicentenario (mezcla Vasconia), así como la eliminación de los costos asociados con la transportación de diluyente en carros cisterna a una distancia de 250 km adicionales hasta la instalación de mezcla existente en el campo Rubiales. Con la puesta en marcha de la nueva instalación para diluyente Cusiana, el oleoducto ODL comenzará a transportar petróleo pesado sin diluir calentado desde Rubiales/Quifa hasta las nuevas instalaciones de mezcla.

Actualización sobre permisos medioambientales

Durante 2012, Pacific Rubiales confrontó retrasos en relación con el proceso de aprobación por parte de instituciones reguladoras, lo cual afectó sus operaciones en Colombia (principalmente en el campo Rubiales), pero la compañía está trabajando activamente en cooperación con asociados en el sector relacionados con agencias gubernamentales para acelerar el proceso y se han visto mejoras, lo cual es alentador. En el caso de Pacific Rubiales, es importante reconocer que el retraso con las licencias de este año sólo representa un retraso en desarrollo y no una pérdida de producción.

A mediados de agosto, recibimos la licencia medioambiental para inyectar unos 400 mil barriles por día adicionales de agua producida en el campo Rubiales. Tenemos pendientes permisos medioambientales para la inyección de un millón de barriles de agua por día adicionales en los campos Rubiales/Quifa el cual esperamos tener para principios de 2013.

A principios de noviembre, la compañía recibió el permiso medioambiental que permite el comienzo de la perforación de exploración en el bloque CPO-12, al norte y colindante con el prospecto CPE-6 Hamaca, y en el bloque CPO-1 en la cuenca Llanos central. La perforación de cuatro pozos de exploración planificados ha comenzado en el bloque CPO-12 block, y está previsto comenzar la perforación un pozo de exploración en el bloque CPO-1 antes de que finalice el año.

Por otra parte, todavía estamos esperando por la licencia medioambiental general para el bloque de exploración y producción CPE-6 la cual necesitamos para progresar con la perforación de exploración, más pruebas de pozos y desarrollo en el campo de los descubrimientos y prospectos de petróleo que hemos identificado en este bloque estratégico, situado aproximadamente a 70 km al suroeste de los campos Rubiales/Quifa.

Entre otros permisos medioambientales importantes pendientes está una enmienda presentada en junio de 2012 la cual permitirá el comienzo de la exploración de la porción nororiental prospectiva del bloque de exploración Quifa Norte.

A pesar de las interrupciones en el transporte a través de oleoductos que afectaron a la industria del petróleo y el gas en Colombia durante 2012, y que condujeron a un descenso de la producción total de petróleo del país, Pacific Rubiales fue capaz de crecer y entregar toda su producción de petróleo sin interrupciones. Esto es una muestra de la importancia estratégica y del valor de las inversiones proactivas emprendidas por la compañía en infraestructura midstream.

Pacific Rubiales, una compañía con sede en Canadá y productora de gas natural y petróleo crudo pesado, es propietaria del 100 por ciento de Meta Petroleum Corp., una operadora petrolera colombiana que opera los yacimientos petrolíferos Rubiales, Piriri y Quifa en la Cuenca Llanos junto con Ecopetrol, S.A., la petrolera nacional colombiana, y es propietaria del 100 por ciento de Pacific Stratus Energy Corp., que opera el campo de gas natural La Creciente, y bienes de petróleo liviano procedentes de la reciente adquisición de PetroMagdalena Energy Corp.

Las acciones ordinarias de la compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia y como Recibos Depositarios Brasileños en la Bolsa de Valores, Mercancías y Futuros de Brasil bajo los símbolos PRE, PREC y PREB, respectivamente.

Advertencias

Nota cautelar concerniente a las declaraciones a futuro

Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, que no sean las declaraciones de hechos históricos, que abordan actividades, eventos o desarrollos que la compañía considera, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluyendo, pero sin limitarse a, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos y reservas potenciales y los planes y objetivos de la compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Estas declaraciones a futuro reflejan las expectativas o las creencias actuales de la compañía sobre la base de información que la compañía actualmente tiene disponible. Las declaraciones a futuro están sujetas a una cantidad de riesgos e incertidumbres que pueden determinar que los resultados reales de la compañía difieran materialmente de los discutidos en las declaraciones a futuro, e incluso si esos resultados reales se concretan o se concretan sustancialmente, no hay seguridad de que tendrán las consecuencias esperadas para la compañía o efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difirieran materialmente de las actuales expectativas, se encuentran, entre otros: incertidumbre en cuanto a los estimados de capital y costos operativos; estimados de producción y retorno económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias reales difieran de los estimados y suposiciones; la falta del establecimiento de recursos o reservas estimados; fluctuaciones en los precios del petróleo y las tasas de cambio de divisas; inflación; cambios en los mercados bursátiles; acontecimientos políticos en Colombia, Guatemala o Perú; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y los costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres que conllevan la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos, y los otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en otras partes del formulario de información anual de la compañía de fecha 14 de marzo del 2012 presentado ante el SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración a futuro se refiere solo a la fecha en la cual se emitió y, excepto como lo requieran las leyes aplicables a los títulos valores, la compañía renuncia a cualquier intento u obligación de actualizar cualquier declaración a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la compañía cree que las suposiciones inherentes en las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe depositar una confianza excesiva en estas declaraciones debido a la inherente incertidumbre de estas.

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

Producción de petróleo promedio diaria - Bloque Z-1 Perú

La producción en Perú a la cual se hace referencia en este comunicado de prensa corresponde al 49% de cuota de producción por la presunta participación atribuible a la compañía procedente del Bloque Z-1 para el período del 1 de enero hasta la fecha, según los términos de un Acuerdo de Compra de Acciones ("SPA", por sus siglas en inglés) firmado el 27 de abril de 2012 entre la compañía y BPZ Resources, Inc. ("BPZ"). Bajo los términos del SPA (i) al cierre, los ingresos y gastos por operación se asignaran entonces a las respectivas participaciones de cada socio y (ii) una vez que se concedan las aprobaciones por parte de las autoridades peruanas correspondientes, la compañía recibirá una participación del 49% en la producción de hidrocarburos del Bloque Z-1. En los resultados de la compañía no se han reconocido todavía ingresos y costos relacionados con la producción del Bloque Z-1 ya que su derecho pleno depende de la aprobación de las autoridades peruanas correspondientes.

Conversión de bpe

La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. Se utiliza un factor de conversión de bpe de 5,7 Mpc 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 de valor en la boca del pozo. Los valores estimados divulgados en este comunicado de prensa no representan valor justo del mercado. Los valores estimados de reservas e ingresos netos futuros para propiedades individuales puede que no reflejen el mismo nivel de confianza de los estimados de reservas e ingresos netos futuros para todas las propiedades, debido a los efectos de la suma.

Traducción

Este comunicado de prensa se redactó en idioma inglés y fue posteriormente traducido al español y al portugués. En caso de presentarse diferencias entre la versión en inglés y sus contrapartes traducidas, el documento en inglés debe ser considerado como la versión que regirá.

Definiciones 




Bpc

Mil millones de pies cúbicos.


Bpce

Mil millones de pies cúbicos de gas natural equivalente.


bbl

Barril de petróleo.


bbl/d

Barril de petróleo por día.


bpe

Barril de petróleo equivalente. La expresión barril de petróleo equivalente (bpe)

puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada.

La norma colombiana es un factor de conversión de bpe de 5,7 Mpc 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

de valor en la boca del pozo.


bpe/d

Barril de petróleo equivalente por día.


Mbbl

Mil barriles.


Mbpe

Mil barriles de petróleo equivalente.


MMbbl

Millón de barriles.


MMbpe

Millón de barriles de petróleo equivalente.


Mpc

Mil pies cúbicos.


WTI

Petróleo crudo West Texas Intermediate.










Para más información:

Christopher (Chris) LeGallais
Vicepresidente principal, Relaciones con Inversionistas
+1 (647) 295-3700

Roberto Puente
Gerente principal, Relaciones con Inversionistas
+57 (1) 511-2298

Javier Rodriguez
Gerente, Relaciones con Inversionistas
+57 (1) 511-2319

(PRE.)

FUENTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.



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