Pacific Rubiales anuncia crescimento de 52% nas reservas no final do ano de 2011

TORONTO, 23 de fevereiro de 2012 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunciou hoje os resultados de uma avaliação independente das reservas da Companhia em relatórios datados de 23 de fevereiro de 2012 e efetivos em 31 de dezembro de 2011, que mostram que as reservas 2P líquidas da Companhia cresceram aproximadamente 52% quando comparadas com 31 de dezembro de 2010.

José Francisco Arata, Presidente da Companhia, comentou: "Interpretamos estes relatórios sobre as reservas de 2011 como uma clara demonstração da robustez de nosso portfólio de exploração e desenvolvimento e da estratégia de negócios da Companhia. O crescimento de 52% nas reservas é muito forte, impulsionado pela taxa de sucesso de 83% na exploração. A Companhia continua a aumentar suas reservas juntamente com a produção e a adição de reservas em novas áreas demonstra claramente que a Companhia está diversificando sua base de reservas além do campo de Rubiales".

Os destaques das reservas líquidas após royalties ("líquidas") dos relatórios de avaliação independentes incluem:

• O total líquido das reservas Provadas mais Prováveis ("2P") cresceram 52% para 407 MMboe. Aproximadamente 78% das reservas 2P são reservas Provadas ("1P").
• 547% de Substituição de Reservas com adições de reservas 2P líquidas de 5,5 boe por boe produzido.
• O total de reservas 1P líquidas cresceu 34% para 318 MMboe. Aproximadamente 80% das reservas provadas são de líquidos sendo sua maior parte óleo pesado.
• Diversificação bem-sucedida da base de reservas com o campo de Rubiales representando 29% do total das reservas 2P líquidas (uma diminuição comparada com 51% no ano anterior), e Quifa com 36% do total das reservas 2P líquidas (um aumento comparado com  17% no ano anterior).
• O Índice de Vida da Reserva ("RLI - Reserve Life Index") aumentou para 13,0 de um RLI no final do ano de 2010 de 11,5.
• Primeiro registro de reserva líquida 2P (Provável) de 44 MMboe no bloco de E&P CPE-6.  

Notas:
(1) O Demonstrativo dos Dados das Reservas e Outras Informações sobre Petróleo e Gás na data de 31 de dezembro de 2010, foram registrados no SEDAR no formulário 51-101 F1, em 10 de março de 2011.
(2) O termo "boe" é usado neste comunicado para a imprensa. O boe pode ser enganador, particularmente se usado isoladamente. A taxa de conversão de boe de pés cúbicos para barris é baseada em um método de conversão de energia de equivalência aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço. Neste comunicado para a imprensa expressamos o boe usando o padrão de conversão colombiano de 5,7 Mcf: 1 bbl  exigido pelo Ministério de Minas e Energia da Colômbia. Fornecemos uma reconciliação com o padrão de conversão NI 51-101  6 Mcf: 1 bbl na seção "Avisos" deste comunicado para a imprensa.
(3) A produção representa o período de doze meses encerrado em 31 de dezembro de 2011.

Reservas no final do ano de 2011

As tabelas a seguir resumem as informações contidas nos relatórios independentes sobre as reservas preparados pela RPS Energy Canada Ltd. ("RPS") e pela Petrotech Engineering Ltd. ("Petrotech"), datados de 23 de fevereiro de 2012 com data efetiva de 31 de dezembro de 2011. A RPS avaliou as reservas da Companhia nos campos desenvolvidos de Rubiales e Quifa SW, enquanto a Petrotech avaliou as reservas nos campos restantes e áreas cobertas por programas de exploração em andamento. Estes relatórios foram preparados de acordo com definições, padrões e procedimentos contidos no Manual Canadense de Avaliação de Petróleo e Gás ("COGE Handbook") e do Instrumento Nacional 51-101 – Padrões de Divulgação para Atividades de Petróleo e Gás (Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities ("NI 51-101")). Informações adicionais sobre as reservas conforme exigido pelo padrão NI 51-101 serão incluídas no Formulário de Informações Anuais da Companhia, o qual será registrado no SEDAR até 14 de março de 2012.

As reservas líquidas da Companhia após royalties incorporam todos os royalties aplicáveis sob a legislação fiscal colombiana, baseados em preços e taxas de produção estimados, incluindo qualquer participação adicional ("PAP") relacionada com o preço do petróleo aplicável a certos blocos. Para informações adicionais referentes à participação PAP, consulte o documento Discussão e Análise da Gerência da Companhia, datado de 8 de novembro de 2011.

As estimativas de recuperação e reservas de petróleo bruto e gás natural fornecidas nestes relatórios são apenas estimativas e não há garantias de que as reservas estimadas serão recuperadas. As reservas reais de petróleo bruto e gás natural podem eventualmente ser maiores ou menores do que as estimativas fornecidas. Todas as reservas apresentadas são baseadas nas estimativas de preços e custos da RPS e da Petrotech efetivas em 31 de dezembro de 2011. Todas as reservas da Companhia ficam na Colômbia.

Discussão das Reservas

A despesa de capital da Companhia com exploração em 2011 foi de aproximadamente US$ 266 milhões, adicionando 169,5 MMboe de reservas 2P líquidas através da perfuração para um custo de descoberta de US$ 1,57/boe. Um programa de perfuração de 69 poços exploratórios brutos (38,7 líquidos) (incluindo poços de avaliação e estratigráficos) resultou em 57 descobertas para uma taxa de sucesso de 83% e foi fundamental para o aumento das reservas da Companhia em 2011. A Companhia opera aproximadamente 99% de sua produção e numa base bruta de 100% foi responsável pela adição de 360 MMboe estimados de reservas 2P na base total de reservas da Colômbia, e por 40% estimados no crescimento da produção da Colômbia durante o ano.

No campo Rubiales da Companhia, as reservas 2P líquidas baixaram para 118 MMboe comparadas com 137 MMboe no ano anterior na produção de aproximadamente 20 MMboe. O campo de Rubiales é um campo petrolífero maduro que atingirá sua produção máxima nos próximos anos antes do início do declínio natural em 2015. O campo de Rubiales, o qual em 2008 respondia por 60% da base de reservas 2P da Companhia, agora responde por menos de 30% de uma base mais ampla.

No campo Quifa SW, as reservas 2P líquidas cresceram para 65 MMbbl de 25 MMbbl no ano anterior, mas de forma mais significativa, o total das reservas Provadas cresceu de 20 MMbbl para 56 MMbbl. A produção líquida durante 2011 foi de 6,5 MMbbl.

Na área conhecida como Quifa Norte, a atividade de exploração continuou e fez com que as reservas 2P líquidas aumentassem de 20 MMboe no ano passado para 81 MMboe, um aumento de mais de 300%. A produção precoce em Quifa Norte começou no final de dezembro de 2011 com licença de exploração e todas as reservas 2P no final do ano foram classificadas como não desenvolvidas.O desenvolvimento completo começará após obtenção das permissões de desenvolvimento esperadas para o início de 2012. Tanto a exploração quanto a declaração de comercialidade, juntamente com a atividade de desenvolvimento, continuarão em Quifa Norte durante 2012.

No bloco Sabanero, no qual a Companhia possui participação de 49,999%, as reservas 2P líquidas aumentaram para 15 MMbbl comparado com zero no ano anterior. Similar ao Quifa Norte, a operadora Maurel et Prom Colombia B.V. iniciou a produção no bloco Sabanero no final de dezembro de 2011 com permissões tanto de exploração quanto de desenvolvimento e espera-se que a produção aumente durante 2012.

No bloco de E&P CPE-6 localizado cerca de 70 km ao sudoeste de Rubiales/Quifa, as reservas 2P líquidas de 44 MMbbl foram registradas pela primeira vez neste importante bloco de exploração. A Companhia possui participação de 50% e é a operadora do bloco. Estas reservas são resultado da avaliação de todos os poços perfurados na parte norte do bloco. Assim  que a licença ambiental for concedida para o bloco, a Companhia iniciará uma campanha de perfuração de exploração e avaliação para confirmar o potencial do reservatório e declarar a comercialidade para a parte norte do bloco. Após a aprovação da comercialidade pela ANH (Agência Nacional de Hidrocarbonetos), a Companhia pretende progredir com o bloco para uma fase de avaliação-desenvolvimento através de uma campanha de perfuração planejada para o segundo semestre de 2012. No bloco produtor de gás natural La Creciente, as reservas 2P líquidas declinaram para 441 Bcfe de 452 Bcfe no ano passado, devido à produção líquida de 2011 de 23 Bcf parcialmente compensada por revisões técnicas.

Em outros blocos produtivos menores e não essenciais de exploração, as reservas 2P líquidas declinaram para 6,8 MMboe de 7,4 MMboe, um resultado da produção de aproximadamente 1 MMboe parcialmente compensada por pequenas revisões técnicas.

A Pacific Rubiales, uma companhia baseada 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 opera os campos de petróleo Rubiales, Piriri e Quifa na Bacia de Llanos em associação com a Ecopetrol S.A., a companhia nacional de petróleo da Colômbia e 100 por cento da Pacific Stratus Energy Corp. que opera o campo de gás natural La Creciente. A Companhia se concentra na identificação de oportunidades, principalmente ao leste da Bacia de Llanos da Colômbia, assim como em outras regiões na Colômbia e no norte do Peru. A Pacific Rubiales tem participação 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 e como Brazilian Depositary Receipts na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil  sob os símbolos PRE, PREC e PREB, respectivamente.

Avisos

Advertência com relação às Declarações Prospectivas

Este comunicado à imprensa contém certas declarações prospectivas. Todas as declarações, que não as declarações de fatos históricos, que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos que a Companhia acredita, espera ou antecipa que irão ou que podem ocorrer no futuro (inclusive, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas , fluxo de caixa e custos, estimativas de reserva e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da Companhia) são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou crenças atuais da Companhia, com base nas informações atualmente disponíveis para a Companhia. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da Companhia sejam materialmente diferentes daqueles discutidos nas declarações prospectivas, e até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem, ou substancialmente se concretizem, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências esperadas ou efeitos sobre a Companhia. Os fatores que podem fazer com que os resultados reais ou os eventos sejam materialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza das estimativas de capital e custos operacionais, estimativas de produção e retorno econômico estimado, possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições, fracasso em estabelecer estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e taxas de câmbio, inflação, mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Guatemala ou no Peru; alterações dos regulamentos que afetam as atividades da Companhia, incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessários no futuro, incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no  formulário de informações da Companhia datado de 11 de março de 2011 e arquivado no SEDAR no endereço www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é efetivada a partir da data em que é feita e, exceto quando exigido por legislação aplicável de valores mobiliários, a Companhia não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou de outra forma. Apesar de a Companhia acreditar que as suposições inerentes às declarações prospectivas sejam razoáveis, as declarações prospectivas não são garantias de desempenho futuro e, consequentemente, confiança indevida não deve ser posta em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.

Adicionalmente, os níveis de produção reportados podem não refletir as taxas de produção sustentáveis e as taxas de produção futura podem diferir materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado para a imprensa devido a, entre outros fatores, dificuldades ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

Substituição de Reservas

A substituição da produção é calculada dividindo-se as adições de reservas pela produção no mesmo período. As adições de reservas durante um certo período, neste caso o ano de 2011, são calculadas somando-se uma ou mais das revisões e recuperações melhoradas, extensões e descobertas, aquisições e alienações. O custo da substituição de reservas é calculado dividindo-se o capital total investido na descoberta, desenvolvimento e aquisições líquidos de alienações pelas adições de reservas no mesmo período.

Custos das Descobertas

O valor agregado dos custos das descobertas incorridos no mais recente ano contábil e a variação durante aquele ano em custos de descobertas futuras estimadas geralmente não refletem o total dos custos das descobertas relacionadas com a adição de reservas para aquele ano.

Conversão do Boe

O boe pode ser enganador, particularmente se usado isoladamente. A taxa de conversão de 5,7 Mcf: 1 bbl é baseada em um método de conversão de energia de equivalência aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço. Os valores estimados divulgados neste comunicado para a imprensa não representam o valor justo de mercado. As estimativas das reservas e receitas líquidas futuras para propriedades individuais podem não refletir o mesmo nível de confiança que as estimativas das reservas e receitas líquidas futuras para todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.

Definições

Para mais informações, entre em contato com:

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

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

FONTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.

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