Pacific Rubiales espera crescimento forte e contínuo da produção e de seus netbacks operacionais para o segundo trimestre e apresenta uma atualização de seu processo de permissões na Colômbia

Latin America - español

News provided by

Jul 12, 2013, 09:14 ET

TORONTO, 12 de julho de 2013 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) tem o prazer de apresentar uma atualização sobre suas operações e atividades de exploração do segundo trimestre de 2013 e a situação de algumas de suas permissões pendentes na Colômbia. Audiências públicas locais, relacionadas com a permissão ambiental geral para exploração e desenvolvimento para o bloco CPE-6 da Companhia, deverão começar no início do próximo mês, com a aprovação da permissão sendo esperada dentro de três a seis semanas após as audiências.

No segundo trimestre de 2013, a Companhia espera:

Reportar volumes de produção fortes e contínuos, com a produção no topo da faixa de sua orientação anual e dos netbacks operacionais de seus volumes de venda de petróleo de mais de US$ 60/bbl, em linha com o primeiro trimestre de 2013.
Que, apesar do aumento da produção bruta, a produção líquida após royalties deverá ficar em níveis similares aos reportados no primeiro trimestre de 2013, depois da acomodação dos volumes adicionais associados com a cláusula de preços altos da decisão arbitral no campo Quifa SW ("PAP").
Que os primeiros efeitos de suas iniciativas de redução de custos previamente anunciadas sejam reconhecidos sob a forma de uma redução nos custos do transporte e do diluente.

Outros destaques do trimestre:

A atividade de exploração de poços incluiu quatro poços resultantes da descoberta anteriormente anunciada de petróleo na costa do Brasil e uma descoberta de gás natural/condensado na Colômbia.
Em junho, a Companhia anunciou um aumento de 50% em seu dividendo trimestral em dinheiro para US$ 0,165 por ação ordinária em relação aos anteriores US$ 0,110 por ação ordinária.

A Companhia espera divulgar seus resultados financeiros do segundo trimestre após o fechamento dos mercados na quinta-feira, 8 de agosto de 2013.

Ronald Pantin, Executivo-Chefe da Companhia, comentou:

"No início de julho, a Autoridad Nacional de Licencias Ambientales ("ANLA") anunciou a implementação de um processo simplificado de licenciamento ambiental para operadoras de petróleo e gás na Colômbia, o qual esperamos estar em vigor até o final de julho. Esperamos que isto melhore os prazos para o processo das permissões para nossas operações na Colômbia.

"O impacto mais imediato na Companhia está relacionado com a aprovação pendente de uma permissão ambiental geral para exploração e desenvolvimento para o bloco CPE-6 no sul da Bacia Llanos, que está localizada a sudoeste dos campos de Rubiales e Quifa SW. A ANLA programou audiências públicas locais para esta permissão para o início de agosto. A Companhia espera receber aprovação da permissão dentro do período de três a seis semanas após as audiências públicas.

"Reconhecemos os esforços feitos pela ANLA para melhorar e simplificar o processo para acelerar as licenças para os produtores de petróleo na Colômbia e estamos ansiosos para trabalharmos com a ANLA no futuro.

"Também tenho o prazer de anunciar que conseguimos outro forte trimestre em relação ao desempenho operacional. Esperamos que a produção líquida após royalties reportada no segundo trimestre seja similar aos níveis do trimestre anterior (um aumento de aproximadamente 38% em relação ao mesmo período do ano anterior), e esperamos acomodar completamente os volumes adicionais da decisão arbitral PAP do campo Quifa SW (aproximadamente 2,6 Mbbl/d), que, a partir do segundo trimestre, serão pagos inteiramente em espécie, no campo.

"O índice de WTI de referência de preços no trimestre permaneceu relativamente forte em aproximadamente US$ 94,50/bbl, comparado com o trimestre anterior e com o mesmo período do ano anterior, enquanto o preço de referência do petróleo Brent caiu para aproximadamente US$ 103/bbl comparado com quase US$ 113/bbl no trimestre anterior. Com a significativa redução do diferencial WTI – Brent, esperamos que a realização do preço médio das nossas vendas de petróleo bruto no segundo trimestre esteja na faixa de US$ 94 a US$ 95/bbl.

"No primeiro trimestre, anunciamos um plano para reduzir nossos custos operacionais com petróleo em aproximadamente US$ 8/bbl em uma base pró-forma para o restante de 2013. O desempenho financeiro e operacional da Companhia deverá ser beneficiado por certas iniciativas e projetos atualmente em andamento. Isto deverá causar um grande impacto nos custos na segunda metade do ano, apesar de que uma redução tanto no transporte quanto no diluente foi realizada no segundo trimestre e deverá causar um impacto positivo nos netbacks operacionais. Os netbacks operacionais do petróleo no segundo trimestre deverão estar na faixa de US$ 60 a US$ 61/bbl.

"Os custos de diluente da Companhia deverão ser reduzidos em aproximadamente 30% no segundo trimestre de 2013, comparado com o trimestre anterior e em mais de 40% comparado com o mesmo período do ano anterior. A redução nos custos de diluente se deve principalmente ao aumento no uso de nosso próprio petróleo leve como diluente (e redução na compra de volumes de gasolina natural mais cara, adquirida nos mercados internacionais). Além disso, a Companhia espera obter redução nos custos de transporte de diluente e ganhos de eficiência como resultado do início, em maio, de uma nova unidade de mistura de diluente na estação Cusiana, que irá reduzir significativamente as distâncias do transporte de diluente. Com o início da unidade de mistura de Cusiana, o petróleo enviado através do oleoduto ODL dos campos de Quifa e Rubiales é misturado a 16,8 graus API em vez da mistura de 18 graus API anteriormente utilizada.

"Os custos de transporte no segundo trimestre deverão ser reduzidos em aproximadamente 10% em comparação com o trimestre anterior, através do aumento da utilização de transporte por oleodutos. Os novos arranjos de negócios que governam o oleoduto OCENSA permitiram à Companhia contratar capacidade ociosa adicional no oleoduto a partir do segundo trimestre. Reduções adicionais nos custos dos transportes são esperadas na segunda metade do ano com o início do novo oleoduto Bicentenário, que deverá começar suas operações no terceiro trimestre do ano e que irá fornecer à Companhia cerca de 37 Mbbl/d de capacidade do oleoduto e deverá reduzir ainda mais o transporte de petróleo bruto por caminhões até o final do ano.

"Na segunda metade do ano, os custos de produção deverão diminuir significativamente como resultado da nova linha de transmissão de energia Petroelectrica de los Llanos ("PEL"), (100% de propriedade da Pacific Rubiales) que ligará os campos Rubiales e Quifa SW com a rede elétrica da Colômbia, fornecendo energia mais barata para alimentar as operações de campo. Durante o segundo trimestre, 81% das 540 torres de transmissão foram concluídas. Todos os equipamentos necessários estão instalados e o projeto deverá estar concluído e em operação no terceiro trimestre de 2013.

"Reduções de custos em barris incrementais produzidos nos campos Rubiales e Quifa SW são esperadas a partir do projeto de irrigação de água em curso, onde a água produzida será tratada através de instalações de osmose reversa e usada em sistemas agroflorestais, em vez de reinjetada. A irrigação de água será usada para tratar da maior parte do aumento na produção de água prevista no futuro a partir destes campos. O projeto de irrigação de água deverá ser iniciado no quarto trimestre de 2013.

"Um número de importantes projetos adicionais de infraestrutura continua a progredir. Com destaque para a construção da nova instalação portuária em Puerto Bahia perto de Cartagena, na Colômbia, que segue a programação com cinco tanques de armazenagem de 300.000 bbl sendo construídos atualmente. O pedido de compra para o duto de conexão com o oleoduto Olecar será feito em julho e os estudos de impacto ambiental também serão apresentados neste mês. O início desta instalação deverá ocorrer na segunda metade de 2014. O projeto de exportação de GNL colombiano também está programado para início no final de 2014, com a barcaça EXMAR para GNL atualmente em construção nos estaleiros Wison Shipyards, na China.

"A Companhia investiu ativamente em oleodutos, portos e outras instalações de infraestrutura durante os últimos cinco anos, permitindo que a Companhia gerencie o ritmo do crescimento de sua produção e capture valor adicional. A Companhia planeja dispor de parte destes ativos, mantendo o controle operacional, para criar valor adicional para os acionistas.

"Estou satisfeito com nosso forte desempenho operacional na primeira metade de 2013. Espero que o crescimento de nossa produção, a melhoria da estrutura de custos e o empolgante programa de exploração continuem durante a segunda metade do ano, na medida em que construímos, para o benefício a longo prazo dos nossos acionistas e funcionários, a Companhia líder de E&P concentrada na América Latina".

Atualização da Exploração

Durante o segundo trimestre de 2013, a Companhia continuou com suas atividades de exploração na Colômbia, Peru e Brasil, perfurando um total de quatro poços. Dois na Colômbia, um no Peru e um no Brasil. Além disso, a Companhia começou a perfurar um poço de exploração no Bloco La Creciente, localizado na Bacia do Vale Inferior do Magdalena, na Colômbia, adquiriu 789 km de sísmica 2D no Peru e completou pesquisas aeromagnéticas e aerogravimétricas na Colômbia.

Colômbia

No Bloco Guama, localizado na Bacia do Vale Inferior do Magdalena, a Companhia completou operações de perfuração no poço Capure-1X que está localizado cerca de dois km ao nordeste da descoberta de gás e condensado Pedernalto-1X. Os registros petrofísicos indicam um total de 137 pés de espessura líquida (net pay) com porosidade média de 8%. O poço foi completado com uma coluna de produção e o primeiro teste da areia D da formação Porquero do Mioceno Médio deverá ser realizado em breve e outras zonas prováveis em data posterior.

No Bloco La Creciente, também na Bacia do Vale Inferior do Magdalena, a Companhia iniciou a perfuração do poço LCI-1X, localizado ao leste do campo de gás La Creciente "A". O poço deverá alcançar TD (Profundidade Total) a 12.944 pés e seu objetivo é o gás natural. A profundidade atual do poço é de aproximadamente 8.600 pés. Outro poço de exploração (LCH-1X), localizado ao norte do campo de gás La Creciente "D" está planejado para ser perfurado imediatamente após o poço LCI-1X.

No Bloco Santa Cruz, localizado na bacia de Catatumbo, a Companhia completou a perfuração e a avaliação do poço de exploração Phobos-1X . Apesar de o poço ter mostrado a presença de hidrocarbonetos nas formações Mirador e Barco, os testes de pressão e de fluido somente mostraram traços de hidrocarbonetos, então o poço foi lacrado e abandonado. A Companhia está no processo de venda de sua participação no Bloco Santa Cruz.

No Bloco Quifa, localizado ao sul da Bacia de Llanos, a Companhia iniciou a mobilização de uma pesquisa de 721 km2 de dados sísmicos em 3D a ser adquirida na porção noroeste do bloco. Este programa sísmico deverá identificar novos locais de exploração e avaliação, confirmar a comercialidade nesta parte do bloco e também contribuir para a melhoria do modelo de reservatório para o desenvolvimento do campo de petróleo pesado Cajua.

No Bloco CPE-6, localizado aproximadamente a 70 km ao sudoeste de Quifa, o processamento de 366 km2 de dados sísmicos em 3D adquiridos na parte norte do bloco deverá ser finalizado no início do terceiro trimestre. Os dados sísmicos deverão identificar locais de avaliação para delinear o reservatório no prospecto Hamaca.

Nos Blocos COR-15 e COR-24, na Bacia Cordillera, as operações em campo da pesquisa aerogeofísica (gravimétrica e magnética) foram completadas e a interpretação dos dados sísmicos em 3D nos Blocos COR-15 e Muisca continuou e deverá ser concluída no terceiro trimestre. As pesquisas geofísicas no Bloco Muisca deverão validar dois prospectos anteriormente identificados, que serão avaliados através de dois poços que deverão ser perfurados durante o quarto trimestre de 2013.

Peru

No Bloco 138, localizado nas bacias Ucayali-Marañon, a Companhia finalizou a perfuração do poço de exploração Yahuish-1X, alcançando TD de 8.417 pés de MD (profundidade medida). O objetivo do poço era os prospectos Cretáceo e Paleozóico, encontrando amostras de petróleo em um intervalo de areia do Cretáceo e dois intervalos do Paleozóico. Preparativos estão sendo feitos para o teste de produção das zonas Paleozóicas através de revestimento.

No Bloco 135, a Companhia completou a aquisição de 789 km de dados sísmicos em 2D.

No Bloco 116, os preparativos e o licenciamento continuam antes da perfuração do poço de exploração Fortuna-1, que deverá ter início durante o quarto trimestre de 2013.

No Bloco Z-1, localizado na costa da bacia Tumbes, a Companhia continua a processar os 1.143 km2 da pesquisa sísmica em 3D, adquirida pela BPZ Resources Inc., operadora do bloco.

Brasil

Na Bacia de Santos na costa do Brasil, foi dado prosseguimento à avaliação adicional dos dados petrofísicos, às amostras de petróleo e aos testemunhos de perfuração a partir do poço de exploração Bilby-1, Os locais de avaliação para as descobertas de petróleo Bilby e Kangaroo deverão ser definidas durante o terceiro trimestre de 2013.

Durante o segundo trimestre, a Companhia juntamente com suas parceiras arrematou três blocos na 11a. Rodada de Licitações do Brasil. Todos os três blocos estão localizados em águas profundas da costa norte do Brasil.

Guatemala

Nos Blocos N-10-96 e O-10-96, o trabalho civil no poço de exploração Balam-1X sofreu atrasos devido a uma enchente sazonal incomum na área. A perfuração do poço deverá começar até o final de agosto.

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., que opera os campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri e Quifa na bacia de Llanos e 100% da Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo de gás natural La Creciente na região noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da PetroMagdalena Energy Corp, que possui ativos de petróleo leve na Colômbia e 100% da C&C Energia Ltd., que possui ativos de petróleo leve na bacia de Llanos. Além disso, a Companhia possui uma carteira diversificada 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 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 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, Peru, Brasil, Papua Nova Guiné e Guiana; 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 13 de março de 2013 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 à imprensa devido a, entre outros fatores, dificuldades ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

Conversão do Boe

O boe pode ser enganador, particularmente se usado isoladamente. A taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf: 1 bbl é baseada em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço. Os valores estimados divulgados neste comunicado à 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.

Tradução

Este comunicado à imprensa foi preparado em inglês e traduzido posteriormente para o espanhol e o português. Caso haja diferenças entre a versão em inglês e suas versões traduzidas, o documento em inglês deverá prevalecer.

Definições

Bcf	Bilhão de pés cúbicos.
Bcfe	Bilhão de pés cúbicos de gás natural equivalente.
bbl	Barris de petróleo.
bbl/d	Barris de petróleo por dia.
boe	Barril de Petróleo Equivalente. O boe pode ser enganador, particularmente se usado isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão boe de 5,7 Mcf: 1 bbl e 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.
boe/d	Barris de óleo equivalente por dia.
Mbbl	Milhares de barris.
Mboe	Milhares de barris de óleo equivalente.
MMbbl	Milhões de barris.
MMboe	Milhões de barris de óleo equivalente.
Mcf	Milhares de pés cúbicos.
WTI	Índice de preços do petróleo bruto intermediário do Oeste do Texas.