2014

Perspectiva e orientação da Pacific Rubiales para 2013: o alvo é 15 a 30% de crescimento da produção, despesas de capital em E&D de $1,7 bilhões, e um programa significativo de exploração de alto impacto

TORONTO, 10 de Janeiro de 2013 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunciou hoje seus planos de despesas de capital para 2013. A Companhia pretende gastar $1,7 bilhão este ano em exploração e desenvolvimento (E&D), um aumento em relação aos gastos de 2012, o que reflete um orçamento mais robusto de exploração e maior atividade de perfuração de desenvolvimento. A Pacific Rubiales estima que divulgará seus resultados auditados do final do ano de 2012 em 13 de março de 2013. Todos os valores citados neste release estão em dólares americanos, exceto quando declarado de outra forma.

O alvo da Companhia para 2013 é de 15 a 30% de crescimento da produção diária média, tendo já marcado uma chamada-conferência para as 8 horas ET (horário de Toronto e Bogotá) ou 11 horas (horário do Rio de Janeiro) da quarta-feira, 9 de janeiro de 2013, para discutir suas Perspectivas e Orientação Geral para 2013. Analistas e investidores interessados são convidados a participar, usando as instruções de discagem que aparecem ao final deste release.

"Nossos planos para 2013 foram moldados por nosso portfólio ampliado de exploração e pela produção focada no petróleo, a qual continua a se expandir e a aproveitar a forte precificação netback e a robustez das características econômicas", comentou Ronald Pantin, Diretor Executivo da Pacific Rubiales. "Em 2012, fizemos a transição do portfólio da Companhia por meio de aquisições estratégicas selecionadas, para estabelecer e garantir um crescimento de longo prazo através de uma importante captação de recursos em estágio inicial, e para agregar valor aos negócios existentes por meio de reservas acrecionárias, desenvolvimento da produção, e aquisições. Apesar da Colômbia continuar a ser a área básica de produção da Companhia e foco da maioria de suas atividades e despesas em 2013, estamos dando os primeiros grandes passos para fora de suas fronteiras com um programa significativo de poços de alto impacto no Peru, Guatemala, Brasil e Papua Nova Guiné.

"A Companhia estima que alcançará uma produção líquida média, após o pagamento de royalties, de aproximadamente 99 milhões de barris equivalentes de petróleo (BEP) por dia em 2012 (inclusive os volumes atribuídos à aquisição do Bloco Z-1 no Peru pela Companhia). Apesar de estar em nível mais baixo da nossa faixa de orientação, este foi um desempenho bastante forte, tendo em vista a produção que se manteve basicamente invariável durante os primeiros oito meses do ano, situação essa provocada por atrasos inesperados na concessão de licenças na Colômbia. A produção de saída em 2012 foi estimada em 293 milhões de BEP por dia, em termos de total bruto de campo (média da última semana de dezembro), ou aproximadamente 117 milhões de BEP por dia pós-royalties (excluindo os volumes da C&C Energia Ltd., cuja aquisição foi fechada em 31 de dezembro de 2012), um aumento de aproximadamente 17% a partir da produção de saída de 2011, superando nossa meta de 280 a 285 milhões de BEP por dia de total bruto de campo (112 a 114 milhões de BEP por dia após o pagamento de royalties).

"É provável que o crescimento da produção de 2013 da Pacific Rubiales e de outras companhias da Colômbia continuará a ser afetado pelo ritmo de aprovação das licenças ambientais. Mas, numa tentativa de adotar uma visão prudente e realista dessa questão, sobre a qual não temos nenhum controle, iniciamos este ano com a meta de 15 a 30% de crescimento geral da produção média em 2013. A Companhia começa 2013 de forma mais pujante que esperada, pois estamos produzindo atualmente acima do plano, com aproximadamente 310 milhões de BEP por dia de total bruto de campo ou 129 milhões de BEP por dia, líquidos após o pagamento de royalties (inclusive os volumes da empresa C&C Energia Ltd. que foi adquirida), e esperamos poder atualizar a faixa com o passar do ano em curso.

"A produção da Companhia em seus campos mais destacados de petróleo pesado, Rubiales e Quifa (inclusive a nova área do campo comercial Cajua em Quifa Norte), deverá continuar a crescer. A primeira produção de óleo está prevista para o Bloco CPE-6, durante o segundo semestre do ano, depois de recebida uma licença ambiental geral e abrangente. Espera-se que o ativo constituído pelo Bloco Z-1 e os blocos adquiridos da C&C Energia Ltd., ambas transações fechadas ao final de 2012, contribuam significativamente aos volumes de produção de petróleo leve em 2013.

"Nossas realizações de preços de petróleo e nossos preços operacionais netback se fortaleceram em 2012 e a Companhia espera alcançar um preço netback operacional para a sua produção de petróleo que seja superior a $65/barril, em termos de uma média de preços de petróleo WTI de aproximadamente $94, gerando assim um EBITDA estimado em $2,1 bilhões em 2012. Em 2013, esperamos gerar um EBITDA na faixa de $2,5 a $2,8 bilhões, num ambiente previsto de preço de petróleo WTI entre $85 e $90.

"Em resumo, a Pacific Rubiales inicia 2013 com uma posição financeira muito sólida, um balanço que continua vigoroso e metas de crescimento a médio prazo sustentadas por nossa ampla rede de ativos de baixo custo e elevado retorno para a exploração e desenvolvimento de óleo pesado na Colômbia. Já demos passos fora da Colômbia ao montar uma produção inicial no Peru e ao estratificar o potencial futuro de produção de longo prazo através da parte de exploração. Minha visão é a de um ano empolgante em 2013, ao continuarmos nossa estratégia de crescimento reproduzível e lucrativo e ao fortalecermos, para o futuro de longo prazo, uma companhia líder em E&P e focalizada na América Latina."

Destaques do programa de capital de 2013:

Em 2013, esperamos ter despesas totais de capital em E&D de $1,7 bilhão, um aumento de aproximadamente 30% sobre as despesas estimadas em 2012, sobretudo como resultado da expansão das atividades de exploração fora da Colômbia e do aumento de perfurações para fins de desenvolvimento na Colômbia e Peru. Prevê-se que o programa de capital seja financiado por um fluxo de caixa gerado internamente, num ambiente previsto de preço de petróleo WTI de $85 a $90, e que consiste dos seguintes gastos mais importantes:

  • $495 milhões em exploração, um aumento significativo comparado a 2012, refletindo um número maior de poços planejados em bacias de fronteira e offshore, fora da Colômbia.  A Companhia planeja perfurar aproximadamente 35 poços de exploração bruta (inclusive poços de avaliação e estratigráficos) e adquirir 4.682 km e 1.040 km2 de dados sísmicos em 2D e 3D, respectivamente.  O programa de poços planejados inclui 15 poços nos blocos ao longo do corredor básico de óleo pesado da Companhia na bacia Llanos do sul da Colômbia.  No total, aproximadamente 19 poços têm como alvo áreas prospectivas de alto impacto, inclusive os primeiros poços de exploração da Companhia no Peru, Brasil, Guatemala e Papua Nova Guiné.  Apresenta-se ao final deste release uma tabela com o número bruto e líquido de poços planejados de exploração.
  • $520 milhões em perfuração de desenvolvimento, com um total de 283 poços brutos planejados (excluindo poços de recondicionamento e injeção de água), sendo a atividade impulsionada pelo desenvolvimento do campo Cajua (nova área de campo comercial em Quifa Norte), a continuação da perfuração de enchimento permanente dos campos Quifa SW e Rubiales, aumento do desenvolvimento de óleo leve no bloco Cubiro da Colômbia, além de um significativo programa de perfuração no Bloco Z-1 do Peru.  Apresenta-se ao final deste release uma tabela com o número bruto e líquido de poços planejados de desenvolvimento.
  • $555 milhões em instalações e infraestrutura, com aproximadamente 85% dirigidos aos campos produtores básicos de óleo pesado da Companhia – Rubiales, Quifa SW, Cajua e Sabanero(1) – e o restante para o desenvolvimento planejado do bloco CPE-6, bem como outros desenvolvimentos de campos majoritariamente de óleo leve na Colômbia.

(1) A Companhia detém uma participação de 49,999% na Maurel et Prom Colombia B.V., a qual indiretamente detém uma participação de 49,999% na produção total do bloco Sabanero.

Colômbia

A Colômbia continuará como o foco predominante das atividades e despesas de capital da Companhia em 2013, com $1,2 bilhões de alocação total de capital para E&D, inclusive despesas de exploração, desenvolvimento e instalações. Desse montante, $300 milhões serão dirigidos à perfuração de 31 poços de exploração bruta, além de despesas sísmicas e outras despesas geológicas e geofísicas. A exploração de poços de interesse particular inclui poços de alto impacto nos blocos La Creciente, SSJN-7, Cordillera-15, Muisca, CPE-6 e Tacacho.

As despesas de perfuração de desenvolvimento serão responsáveis por outros $390 milhões, os quais serão dirigidos à perfuração de 274 poços brutos: cerca de 125 planejados para o campo Rubiales, 80 em Quifa SW, 45 em Cajua, e o restante nos blocos de óleo leve da Companhia.

Todos os $555 milhões de despesas planejadas de instalações e infraestrutura serão gastos na Colômbia, de forma aproximadamente equilibrada com as despesas com instalações em 2012. A maioria das despesas será dirigida aos campos de produção de óleo pesado da Companhia – Rubiales, Quifa e Cajua – inclusive as linhas de escoamento, distribuição da malha elétrica, desidratação de óleo e instalações de tratamento de água que são necessárias para lidar com crescentes volumes de produção de água nesses campos. Os fundos serão também dirigidos a instalações iniciais de desenvolvimento no CPE-6 e nos campos de óleo leve da Companhia. A Companhia opera a imensa maioria dos seus blocos e atividades na Colômbia.

Peru

Prevê-se que as despesas de capital no Peru fiquem na faixa de $190 a $200 milhões em 2013, com aproximadamente 70% desse valor dirigido às atividades de desenvolvimento no Bloco Z-1, inclusive a perfuração de oito poços de desenvolvimento. Também há despesas planejadas de exploração de $60 a $70 milhões que serão dirigidas à perfuração do primeiro poço de grande impacto do Bloco 138 durante o primeiro trimestre de 2013, juntamente com a aquisição sísmica e outras despesas geológicas e geofísicas nos blocos 135, 137, 116 e as áreas de exploração do Bloco Z-1, durante o ano.

Brasil

As despesas de capital no Brasil deverão estar na faixa de $85 a $90 milhões em 2013, dirigidas no total à perfuração de dois poços de exploração de alto impacto na bacia offshore de Santos pela Karoon, com previsão de execução durante o primeiro trimestre do ano.

Outros

Há previsão de realização de despesas de capital entre $15 a $20 milhões nos blocos da Companhia na Guatemala, em 2013, inclusive gastos voltados à perfuração de um poço de exploração, além de atividades sísmicas e outras atividades geológicas e geofísicas.

Gastos adicionais de capital da ordem de $30 a $35 milhões estão associados com a participação pela Companhia de atividades de exploração na Papua Nova Guiné, inclusive sua participação nos custos de perfuração de dois poços planejados de avaliação na estrutura Triceratops.




Programação do Plano de Poços de Exploração para 2013


País

Bloco

PD(%) da PRE

Número de Poços

1o.T

2o.T

3o.T

4o.T


Bruto

Líquido


Colômbia

Quifa Norte

60%

6

3.6

1

1

2

2


Sabanero(1)

50%

1

0.5

1





CPE-6 E&P

50%

6

3.0


1

2

3


CPO-12

40%

1

0.4




1


CPO-17

25%

1

0.3

1





Portofino(2)

40%

3

1.2

3





Guama

100%

1

1.0



1



SSJN - 7

50%

1

0.5


1




COR-15(1)

50%

2

1.0

1


1



Muisca(1)

50%

1

0.5


1




Topoyaco

100%

1

1.0


1




Tacacho

51%

1

0.5




1


Cubiro C

58%

1

0.6

1





Santacruz

71%

1

0.7

1





Arrendajo

68%

2

1.4

2





Peru

138

100%

1

1.0

1





Guatemala

O-96-4

55%

1

0.6

1





Brasil

S-M-1101 & S-M-1165

35%

1

0.4

1





S-M-1102 & S-M-1137

35%

1

0.4


1




Papua Nova Guiné

Triceratops

10%

2

0.2



1

1


Total



35

18.6

14

6

7

8

















(1) A Companhia detém uma participação de 49,999% na Maurel et Prom Colombia B.V., a qual detém 100% dos blocos Sabanero e Cor-15, e 50% dos blocos CPO-17 e SSJN-9.
(2) A Companhia detém uma participação de 40% no bloco Portofino, de propriedade da Canacol Energy Inc.




Plano de Poços de Desenvolvimento(1) para 2013


País

Campo

PD(%) da PRE

Número de Poços


Bruto

Líquido


Colômbia

Rubiales

45%

122

54.9


Quifa SW

60%

80

48.0


Cajua

60%

45

27.0


Campos de Óleo Leve(2)

78%

28

21.8


Peru

Corvina / Albacora

49%

8

3.9


Total



283

155.6













(1) Exclui o recondicionamento de poços existentes e perfuração de poços de injeção
(2) Poços de desenvolvimento em vários blocos de óleo leve (inclusive: Abanico, Cubiro, Carbonera, Cravoviejo, Cachicamo, Llanos 19)

Atualização de Exploração

Durante o mês de dezembro de 2012, a companhia focalizou sua atividade de exploração nas bacias Llanos e Baixo Magdalena da região oriental da Colômbia e na bacia offshore de Santos, no Brasil. Foram perfurados quatro poços de exploração, um em cada um dos blocos Sabanero e SSJN-9 e dois no bloco CPO-12. Também no mês de dezembro, quatro poços de exploração começaram a operar, um em cada um dos blocos CPO-1, CPO-12 e Guama da Colômbia e nos blocos da Karoon no Brasil, prevendo-se que todos atingirão a profundidade final e operações associadas em janeiro ou fevereiro de 2013.

O poço de exploração Chaman-1 na parte nordeste do Bloco Sabanero resultou em nova descoberta de petróleo e está atualmente sob teste de produção.

No bloco SSJN-9, localizado na bacia do Vale do Baixo Magdalena, a Maurel et Prom Colombia, operadora do bloco, abriu o poço de exploração Santa Fe-1. O poço estava seco e foi portanto tamponado e abandonado.

No bloco CPO-12, dois poços de exploração foram abertos como parte dos compromissos de exploração estabelecidos com a ANH: o poço Espiguero-1X foi aberto na margem sudeste do bloco, encontrou dois pés de zona efetiva de produção e o furo foi tamponado e abandonado por não ser econômico. O poço Escarabajo-1X foi aberto na margem noroeste do bloco. O poço demonstrou sinais de hidrocarboneto no intervalo de interesse, mas a avaliação petrofísica não demonstrou nenhuma descoberta comercial e, portanto, o poço foi tamponado e abandonado. O terceiro poço do compromisso, o poço de exploração Hayuelo-1X, está sendo perfurado atualmente em direção às areias basais da Formação Carbonera e espera-se que atingirá a profundidade final na segunda semana de janeiro.

No bloco CPO-1, o poço de exploração Altillo Oeste-1 está sendo aberto no momento em direção às areias da Formação Eocene Mirador como seu principal objetivo de exploração.

No bloco Guama, o poço de exploração Manamo-1X começou a ser perfurado durante a segunda semana de dezembro e deverá atingir a profundidade final durante o mês de janeiro de 2013.

O poço de exploração Kangaroo-1, dentro dos blocos S-M-1101 e S-M-1165 na área offshore do Brasil, começou a perfuração ao final de dezembro de 2012. O poço tem múltiplos alvos nas rochas do final do Cretáceo, Eoceno e Mioceno e suas operações de perfuração estão previstas para continuar em fevereiro de 2013.

Chamada-Conferência sobre Perspectivas e Orientação Geral para 2013

A Companhia marcou uma chamada-conferência para investidores e analistas na quarta-feira, 9 de janeiro, às 8 horas (horário de Toronto e Bogotá) ou 11 horas (horário do Rio de Janeiro), para discutir as Perspectivas e Orientação da Companhia para 2013. Os analistas e investidores interessados são convidados a participar usando os seguintes números de discagem (será publicada uma apresentação no website da Companhia: www.pacificrubiales.com antes da conferência):

Número para participantes (Internacional/Local): (647) 427-7450
Número para participantes (Ligação gratuita na Colômbia): 01-800-518-0661
Número para participantes (Ligação gratuita na América do Norte): (888) 231-8191
ID da conferência (Participantes em inglês): 82827621
ID da conferência (Participantes em espanhol): 82848382

A chamada-conferência será transmitida pela Web e pode ser acessada pelo seguinte link: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.

O replay da conferência estará disponível até as 23:59 horas (horário de Toronto) de 23 de janeiro de 2013, podendo ser acessado da seguinte forma:

Número de discagem gratuito Encore: 1-855-859-2056
Número de discagem local: (416) 849-0833
ID Encore (Participantes em inglês): 82827621
ID Encore (Participantes em espanhol): 82848382

Pacific Rubiales, companhia canadense produtora de gás natural e petróleo bruto, é proprietária de 100% da Meta Petroleum Corp., empresa que opera os campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri e Quifa na Bacia Llanos, e 100% da Pacific Stratus Energy Colombia Corp. que opera o campo de gás natural La Creciente na área noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da PetroMagdalena Energy Corp., empresa com ativos de petróleo leve na Colômbia, e 100% da C&C Energia Ltd., que tem ativos de petróleo leve na Bacia Llanos. Além disso, a Companhia tem um portfólio diversificado 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 negociadas na Bolsa de Valores de Toronto e La Bolsa de Valores de Colombia, e como Certificados de Depósito de Valores Mobiliários (BDRs) na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil, sob as abreviaturas de bolsa de valores PRE, PREC e PREB, respectivamente.

Alertas

Advertência com Relação a Declarações Prospectivas

Este comunicado para a imprensa contém declarações prospectivas. São consideradas prospectivas todas as declarações que não são declarações de fatos históricos e que tratam de atividades, eventos ou acontecimentos que a companhia acredita, prevê ou imagina que ocorrerão ou poderão ocorrer no futuro (inclusive, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições relativas à produção, receitas, fluxo de caixa e custos, estimativas de reservas e recursos, potencial de recursos e reservas e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da Companhia). Essas declarações prospectivas refletem as expectativas ou crenças atuais da Companhia com base nas informações que ela tem atualmente disponíveis. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da companhia sejam substancialmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas, e mesmo que os ditos resultados se concretizem totalmente ou substancialmente, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências ou efeitos esperados sobre a Companhia. Os fatores que podem fazer com que os resultados ou eventos reais sejam substancialmente 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 estimativas de recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados acionários; acontecimentos políticos na Colômbia, Guatemala ou Peru; alterações dos regulamentos que afetam as atividades da Companhia; incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessários no futuro; incerteza na interpretação dos resultados de sondagem e outros dados geológicos; além de outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em outras partes do documento de informações anuais da Companhia datado de 14 de março de 2012 e apresentado à SEDAR em www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva refere-se somente à data em que é feita e, exceto se for exigido pela legislação aplicável sobre valores mobiliários, a Companhia se isenta de qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou de outra forma. Embora a Companhia acredite que as suposições inerentes às declarações prospectivas sejam razoáveis, as declarações prospectivas não são garantias de desempenho futuro e, consequentemente, não se recomenda confiar indevidamente em tais declarações, devido à incerteza que lhes é inerente.

Além disso, os níveis de produção relatados podem não refletir taxas sustentáveis de produção e as taxas futuras de produção poderão diferir substancialmente das taxas de produção refletidas neste release devido a, entre outros fatores, dificuldades ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

Conversão do Boe

A unidade de energia Boe (ou BEP - barril equivalente de petróleo) pode ser enganosa, sobretudo se usada isoladamente. A taxa de conversão de Boe de 5,7 Mcf por 1 bbl se baseia num método de conversão de equivalência energética aplicável basicamente à boca do queimador e não representa a equivalência de valor na cabeça do poço. Os valores estimados e divulgados neste release podem não representar o valor justo de mercado. As estimativas de reservas e receita líquida futura de propriedades individuais poderão não refletir o mesmo nível de confiança que as estimativas de reservas e receita líquida futura de todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.

Tradução

Este release foi preparado em inglês e posteriormente traduzido ao espanhol e ao português. Caso haja discrepâncias entre a versão em inglês e suas congêneres traduzidas, o documento em inglês deverá ser tratado como a versão prevalente.

Definições




Bcf

Bilhões de pés cúbicos


Bcfe

Bilhões de pés cúbicos de gás natural equivalente.


bbl

Barril de petróleo.


bbl/d

Barris de petróleo por dia.


boe

Barril equivalente de petróleo. A unidade Boe pode ser enganosa, sobretudo se usada isoladamente.
A norma colombiana é uma taxa de conversão de Boe de 5,7 Mcf:1 bbl e se baseia num método de conversão de equivalência energética aplicável basicamente à boca do queimador e não representa a equivalência de valor na cabeça de poço.


boe/d

Barris equivalentes de petróleo por dia.


Mbbl

Mil barris.


Mboe

Mil barris de equivalente de petróleo.


MMbbl

Milhões de barris.


MMboe

Milhões de barris de equivalente de petróleo.


Mcf

Mil pés cúbicos.


WTI

Petróleo Cru "West Texas Intermediate".










Para obter mais informações:

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

Roberto Puente
Gerente Sênior de Relações com Investidores
+57 (1) 511-2298

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

FONTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.



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http://www.pacificrubiales.com

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