Expectativas e Prognósticos da Pacific Rubiales para 2012

TORONTO, 12 de janeiro de 2012 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) anunciou hoje seu plano de investimento para 2012, e uma atualização das operações de 2011. A Companhia espera para o ano uma produção média líquida depois de impostos de aproximadamente 86 Mboe/d em 2011, um aumento de 51% em relação à produção de 2010, e terminar o ano com uma produção bruta total do campo de aproximadamente 251 Mboe/d. A produção final está no limite inferior do prognóstico de 250 a 260 Mboe/d devido a um início de operações mais lento do que o esperado em Quifa Norte e Sabanero, mas a produção final nos dois campos, que foi de 3,7 Mbbl/d, deverá aumentar significativamente em 2012. A Companhia espera um aumento de produção entre 15% a 35% em 2012, ao passo que os gastos de capital da Companhia permanecerão relativamente inalterados, cerca de US$1,2 bilhão. A Companhia controla aproximadamente 60% do total dos seus projetos de investimento em 2012 e 95% da sua produção.  

Os gastos de capital em 2012 se concentrarão em: (1) expandir a produção da Companhia nos seus campos de petróleo principais, Rubiales/Piriri e Quifa SW; (2) aumentar a produção nos campos de petróleo recém-obtidos, Quifa Norte e Sabanero; (3) avançar no bloco CPE-6 para a produção comercial de petróleo; e (4) dar continuidade à perfuração e às atividades sísmicas no seu abrangente e significativo portfólio de exploração na Colômbia, Peru e Guatemala.  

Alguns destaques do programa de 2012 são:  

• Crescimento esperado da produção de 15% a 35% contra uma estimativa de 86 Mboe/d líquidos produzidos em 2011, impulsionado principalmente por um aumento da produção nos campos de petróleo pesado de Quifa, Sabanero e Rubiales. Todo esse crescimento esperado da produção deverá vir, basicamente, do petróleo.  
• Gastos de investimento totais de US$1,2 bilhão, um pequeno aumento em relação a 2011, onde a exploração constitui cerca de 30% do total. O plano de investimentos deverá ser totalmente financiado por fundos gerados internamente e dinheiro disponível, em um ambiente com um preço de petróleo de US$80 a US$90 WTI.  
• US$340 milhões de investimento de exploração, um nível semelhante ao de 2011, com perfuração de aproximadamente 60 poços brutos (32 líquidos) e a aquisição de dados sísmicos. Há planos para uma importante atividade de perfuração exploratória e de avaliação para os blocos de petróleo pesado Quifa Norte, Sabanero, CPE-6 e CPO-12.  No programa total de perfurações, cerca de 14 poços exploratórios brutos (9 líquidos) são para prospecção de alto impacto, inclusive o primeiro poço da Companhia no Peru.
• US$285 milhões serão investidos na perfuração de 285 poços de desenvolvimento brutos (150 líquidos), um aumento significativo com relação a 2011, com atividades promovidas pelo desenvolvimento dos campos Quifa SW, Quifa Norte e Sabanero, e a continuação do "infill drilling", perfuração com o objetivo de reduzir a malha do reservatório, em Rubiales/Piriri.    
• US$560 milhões de investimentos em infraestrutura, com aproximadamente 40% direcionado para Quifa, 30% para Rubiales/Piriri, e o restante para Sabanero, com provisão para o avanço e progresso antecipado em CPE-6.  

Ronald Pantin, diretor executivo, comentou que "A Pacific Rubiales começa o ano em uma situação financeira muito sólida e está bem posicionada para outro ano de forte aumento de produção. O total de investimentos esperado deverá ser semelhante ao de 2011, mantendo-se a disciplina financeira em um ambiente  repleto de incertezas para os preços dos produtos básicos e o mundo financeiro. Cerca de 70% dos investimentos serão voltados para a perfuração de desenvolvimento e infraestrutura, voltadas para o crescimento da produção e das reservas. A capacidade da Companhia de aumentar a produção a taxas de dois dígitos pelo quarto ano consecutivo é sustentada pela propriedade de grandes áreas ao longo da faixa de petróleo pesado da Colômbia, assim como por sua capacidade de execução e conhecimento técnico. Os gastos de exploração se manterão em níveis semelhantes aos de 2011, dirigidos para o amplo portfólio de prospecções da Companhia que fornecem as oportunidades de crescimento a médio e a longo prazo."  

A gerência realizará uma teleconferência ao vivo em inglês com tradução simultânea para o espanhol na terça-feira, 10 de janeiro de 2012, a partir das 9 horas (horário de Toronto/Bogotá) para discutir as Expectativas e Prognósticos da Companhia para 2012 e apresentar uma atualização das operações no final de 2011.  

Analistas e investidores interessados estão convidados a participar da seguinte maneira:  

A teleconferência será transmitida online com acesso no link:   http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.

Uma gravação da chamada estará disponível até às 23h59 (horário de Toronto/Bogotá) do dia 24 de janeiro de 2012 e poderá ser acessada da seguinte maneira:  

Colômbia

A Colômbia continuará sendo o foco principal das atividades e gastos da Companhia em 2012.  

Nos campos de petróleo Rubiales/Piriri, a Companhia pretende perfurar aproximadamente 160 poços de desenvolvimento (65 líquidos) para a otimização do desenvolvimento das suas reservas 2P. A produção bruta total do campo deverá aumentar para 200 Mbbl/d no final do ano. Gastos de capital adicionais na ordem dos US$178 milhões serão voltados para a expansão da capacidade de manipulação de petróleo e água dos campos.  

Na área do campo de Quifa, a Companhia  pretende perfurar aproximadamente 120 poços de desenvolvimento (84 líquidos). A região de Quifa SW está em plena fase de desenvolvimento, ao passo que Quifa Norte mantém a exploração ativa com 13 poços exploratórios e de avaliação adicionais planejados durante o ano, voltados para a extensão do campo e para aumentar as reservas. Os investimentos de exploração em Quifa serão aproximadamente US$36 milhões, incluindo perfuração e aquisição de dados sísmicos. A produção bruta total do campo em Quifa (incluindo Quifa SW e Quifa Norte) deverá aumentar para cerca de 65 Mbbl/d até o final do ano (aproximadamente 30 Mbbl/d líquidos). Grande parte do crescimento será resultado de novas produções na área de Quifa Norte. Uma estimativa de US$209 milhões de investimento será voltada a uma nova infraestrutura de processamento em Quifa Norte e infraestrutura de expansão em Quifa SW.  

Em Sabanero, as atividades de exploração e desenvolvimento continuarão, com a perfuração de 8 poços de desenvolvimento brutos (4 líquidos) e 12 brutos (6 líquidos) exploratórios e de avaliação. O total da produção bruta no campo Sabanero operado pela Maurel et Prom Colombia B.V. ("Maurel et Prom") deverá aumentar para cerca de 15 Mbbl/d (6 Mbbl/d líquidos) até o final do ano. Os gastos de aproximadamente US$57 milhões em Sabanero incluem US$14 milhões em capital de exploração em 2012.  A Companhia possui participação indireta de 49,999% na Maurel et Prom.  

No bloco do E&P CPE-6 operado pela Companhia e localizado ao longo da faixa de petróleo pesado, a 70 km a sudoeste de Rubiales/Quifa, a Companhia planeja um programa ativo de perfuração e aquisição de dados sísmicos para delimitar descobertas prévias e avançar o bloco até o desenvolvimento comercial durante o ano. À espera da aprovação dos sócios e dos resultados que forem obtidos, pelo menos 8 poços brutos (4 líquidos) exploratórios e de avaliação e 365 km2 de sísmica 3D e 390 km de sísmica 2D estão planejados para o bloco durante 2012. Os gastos de capital planejados para a Companhia de US$66 milhões incluem uma provisão para infraestrutura de desenvolvimento que dependerá de uma declaração de comerciabilidade em meados do ano e licenças regulamentares que permitam um início antecipado da produção.  

Na Colômbia, além do Quifa, CPE-6 e Sabanero, o resto dos gastos de exploração de cerca de US$200 milhões serão voltados para a perfuração de 22 poços exploratórios brutos (13 líquidos) (o que inclui poços exploratórios e estratigráficos) e a aquisição de dados sísmicos. Isso inclui poços exploratórios de alto impacto planejados para os blocos CPO-1, CPE-1, CR-1, CPO-12, COR-15, SSJN-7, SSJN-9, Muisca, e Guama, perfurando em prospecções previamente identificadas. Há planos para uma aquisição em grande escala de dados sísmicos que totalizam 1.300 km para os blocos Tacacho, Terecay e PUT-9 na bacia de Putumayo, voltados para a delimitação de prospecções para perfuração em 2013/2014.  

Peru e Guatemala

A Companhia planeja investir US$33 milhões em explorações no Peru durante 2012.  Os gastos incluem US$10 milhões para aquisição de dados sísmicos no bloco 135 e uma estimativa de US$23 milhões para perfurar o primeiro poço no bloco 138, onde a Companhia tem uma participação de 55% nas operações.  

Há planos para gastos de exploração de cerca de US$15 milhões para a Guatemala em 2012, voltados para aquisição de dados sísmicos com vistas à delimitação dos prospecções para perfuração em 2013.  

Atualização das Operações de 2011  

Durante o quarto trimestre de 2011, a Companhia continuou suas atividades de perfuração de exploração ativa nos blocos Quifa, Sabanero, La Creciente, Guama, Topoyaco e Arauca, e iniciou também a perfuração nos blocos E&P CPE-6 para um total de 18 poços brutos (10 líquidos) perfurados (ver tabela anexa). A Companhia iniciou também estudos sísmicos 2D e 3D nos blocos CPO-1 e CPO-12, Muisca, SSJN-7 e CR-1, voltados para a definição de prospecções de perfuração nesses blocos de exploração de alto potencial. Alguns destaques do trimestre são:  

• Primeira produção do bloco Quifa Norte, com a produção bruta alcançando aproximadamente 1,8 Mbbl/d no final do ano. A perfuração de exploração continuou na parte norte do bloco, com 9 poços brutos (6,3 líquidos) perfurados, inclusive quatro poços exploratórios e cinco de avaliação. Dois dos poços de exploração resultaram em novas descobertas que estenderam a prospectividade da parte norte do bloco para leste. Esses poços, junto com três poços verticais e dois horizontais de avaliação estão atualmente em teste de produção a longo prazo. Um dos poços exploratórios encontrou uma espessura de lençol de petróleo não rentável.  
• Primeira produção de petróleo do bloco Sabanero, com a produção bruta chegando  a 1,8 Mbbl/d no final do ano. Durante o trimestre, Maurel et Prom, operadora do bloco, perfurou quatro poços estratigráficos e um de avaliação, encontrando nos quatro blocos o lençol de petróleo indicado. O poço de avaliação é o primeiro poço horizontal perfurado no bloco e, junto com um poço desviado perfurado anteriormente, está em teste de produção a longo prazo. No final do ano um poço estratigráfico e dois poços de teste horizontais estavam sendo perfurados no bloco.
• Durante o trimestre, a Companhia iniciou um programa para perfurar 6 poços estratigráficos brutos (3 líquidos) de diâmetro amplo na prospecção de Hamaca, descoberta anteriormente no bloco E&P CPE-6, e iniciou também o licenciamento ambiental para todo o bloco. Quatro desses poços encontrados indicaram lençol de petróleo na perfilagem e os dois poços restantes estavam completando operações de perfuração na primeira semana de janeiro e serão perfilados nas próximas semanas.  
• Durante o trimestre, a Companhia fez uma exploração ativa em vários outros blocos. Atualmente estão sendo feitos estudos de sísmica 3D com vistas a prospecções de petróleo pesado nos blocos CPO-1 e CPO-12, e uma análise sísmica 2D foi concluída e um programa de sísmica 3D adicional foi iniciado no bloco COR-15. No bloco Arauca, o poço exploratório Vaco-1X não foi considerado prospectivo e foi abandonado. No bloco Topoyaco, na bacia de Putumayo, o poço Yaraqui-1 concluiu as operações de perfuração do trimestre, mas os testes nos lençóis de petróleo revelaram fluxos de petróleo bruto não rentáveis e o poço foi suspenso. No bloco Muisca, o poço exploratório Nemquetega-1X foi abandonado depois de não se obter evidências de hidrocarbonetos. No final do ano, o poço exploratório Apamate-2XC no bloco La Creciente e o poço exploratório Cororra-1X no bloco Guama estavam sendo perfurados.  
• Durante o trimestre, a capacidade bruta do Oleoducto de Los Llanos ("ODL") aumentou para 340 Mbbl/d (a Companhia possui uma participação nas operações de 35%); avançou também a construção nas instalação de diluição de 240 Mbbl/d na conexão de OLD e OCENSA com início programado para 2012, e a engenharia e as licenças ambientais foram iniciadas para que a extensão do ramo do OLD se conecte com o novo Oleoducto Bicentenario ("OBC"). A construção do OBC teve início em outubro, com a primeira fase da construção fornecendo uma capacidade bruta de 120 Mbbl/d e espera-se que esteja em funcionamento no segundo semestre de 2012. A Companhia tem uma participação não operacional de 32,88% neste projeto de múltiplas fases OBC, que é estratégico para os planos da Companhia de aumentar a produção da bacia de Llanos.  
• O projeto STAR (Synchronized Thermal Additional Recovery) da Companhia foi iniciado em um local de teste piloto no campo Quifa SW durante o trimestre. O projeto STAR foi elaborado para testar e demonstrar a viabilidade de aplicar recuperação térmica secundária ao acúmulo de petróleo bruto nos blocos da Companhia na Colômbia. A fase um do projeto piloto, que consiste em área de perfuração e instalação de equipes e fluxo frio (primário) para a calibragem, foi iniciada durante o trimestre e continuará durante o primeiro trimestre de 2012. A fase dois que consiste na produção térmica quente (secundária) induzida da injeção de ar e vapor deverá ser iniciada até o final do primeiro trimestre de 2012.  
• Durante o trimestre, a Companhia vendeu cerca de 70% dos seus volumes de vendas de petróleo como mistura de petróleo bruto Castilla com uma estimativa de US$12,50 premium com relação ao preço WTI, 10% como mistura Vasconia com uma estimativa premium de US$20,50 com relação ao preço WTI, e o restante de vendas de volumes de petróleo nos mercados local e Rubiales. Esses preços obtidos no quarto trimestre foram quase 40% mais altos que os do mesmo período de 2010.    

Para o ano calendário que terminou em 31 de dezembro de 2011, a Companhia participou da perfuração de cerca de 70 poços exploratórios brutos (41 líquidos) (inclusive poços exploratórios, de teste e estratigráficos).  

Tabela de Poços Exploratórios Quarto Trimestre de 2011  

A Pacific Rubiales, uma companhia sediada no Canadá e produtora de gás natural e petróleo bruto pesado, detém 100 por cento da Meta Petroleum Corp., uma operadora de petróleo da Colômbia que explora os campos de petróleo Rubiales e Piriri na Bacia de Llanos, em associação com a Ecopetrol S.A., a companhia petrolífera nacional da Colômbia, e 100 por cento da Pacific Stratus Energy Corp. que opera o campo de gás natural La Creciente. A Companhia concentra-se em identificar oportunidades, principalmente no leste da  Bacia de Llanos da  Colômbia, assim como em outras áreas na Colômbia e norte do Peru. A Pacific Rubiales tem participações em 46 blocos na Colômbia, Peru e Guatemala.

As ações ordinárias da Companhia são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto e na Bolsa de Valores da Colômbia sob os símbolos PRE e PREC, respectivamente.

Avisos

Advertência sobre declarações de previsões  

Este comunicado de imprensa contém declarações de previsões. Todas as declarações, exceto as declarações de fatos históricos, relativas a atividades, eventos ou desenvolvimentos que a Companhia acredita, espera ou antecipa que irão ou poderão ocorrer no futuro (inclusive, entre outros, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receita, fluxo de caixa e custos, estimativas de reserva e de recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos da Companhia de exploração e desenvolvimento) são declarações de previsões. Estas declarações de previsões refletem as expectativas ou crenças atuais da Companhia com base em informações atualmente disponíveis à Companhia. As declarações de previsões estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da Companhia sejam materialmente diferentes dos discutidos nas declarações de previsões, e até mesmo se tais resultados reais forem realizados ou substancialmente realizados, não pode haver nenhuma garantia de que eles terão as consequências esperadas, ou efeitos sobre a Companhia. Os fatores que poderiam fazer com que os resultados reais ou os eventos fossem materialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: a incerteza das estimativas de capital e custos operacionais, as estimativas de produção e retorno econômico estimado, a possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e premissas, falha em estabelecer estimativa dos recursos ou reserva, flutuações nos preços do petróleo e das taxas de câmbio, inflação, mudanças nos mercados acionários, evolução política na Colômbia, Guatemala ou Peru; alterações nas normas que afetam a atividade da companhia, incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessários no futuro, incertezas quanto à interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em outra parte no formulário de informação anual da companhia datado de 11 de março de 2011 e arquivado no SEDAR em http://www.sedar.com. Todas as declarações de previsões são válidas apenas na data em que são feitas, e, exceto por legislação aplicável de valores mobiliários, a companhia não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração de previsão, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou de outra forma.  Embora a companhia acredite que as suposições inerentes às declarações de previsões sejam razoáveis, as declarações de previsões não são garantias de desempenho futuro e, consequentemente, não se deve depositar confiança indevida em tais declarações, devido à incerteza que possam conter.

Além disso, os níveis de produção registrados poderão não refletir as taxas de produção sustentáveis, e as taxas de produção futura poderão diferir materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado de imprensa devido, entre outros fatores, a dificuldades ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.  

Conversão Boe

O Boe pode confundir, principalmente ser for utilizado de forma isolada. A taxa de conversão de 5,7 mcf: 1 bbl baseia-se em um método de conversão de equivalência de energia aplicável à ponta do queimador e não representa um valor de equivalência na cabeça do poço. Os valores estimados indicados neste comunicado de imprensa não representam um valor justo de mercado. As estimativas de reservas e receita líquida futura para propriedades individuais podem não refletir o mesmo nível de confiança das estimativas de reservas e receita líquida futura para todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.  

Definições

Imagem com legenda: "Mapa de Exploração do Bloco Quifa Norte (CNW Group/Pacific Rubiales Energy Corp.)". Imagem disponível em: http://photos.newswire.ca/images/download/20120109_C2756_PHOTO_EN_8724.jpg

Imagem com legenda: "Mapa de Exploração do Bloco Sabanero (CNW Group/Pacific Rubiales Energy Corp.)". Imagem disponível em: http://photos.newswire.ca/images/download/20120109_C2756_PHOTO_EN_8725.jpg

Para obter mais informações:

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

Carolina Escobar V
Gerente de Relações com Investidores  
+57 (1) 628-3970

(PRE.)

FONTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.