Pacific Rubiales oferece perspectivas e diretrizes para 2014 e informes operacionais: a meta para 2014 é um crescimento da produção entre 15% a 25%, com dispêndios de capital de 2,5 bilhões para exploração e desenvolvimento, progressão no desenvolvimento dos Blocos CPE-6 e Rio Ariari e um programa significativo de exploração de alto impacto
TORONTO, 22 de dezembro de 2013 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) anunciou hoje suas perspectivas operacionais e planos de dispêndios de capital para 2014 e um informe operacional sobre 2013. A Pacific Rubiales espera divulgar os resultados auditados do final do ano de 2013 em 13 de março de 2014. Todos os valores contidos neste comunicado à imprensa são expressos em dólares americanos, salvo indicação em contrário.
DESTAQUES DAS PERSPECTIVAS PARA 2014:
- Meta de produção líquida, em média, de aproximadamente 148 a 162 Mboe/d, um aumento de 15% a 25% sobre os níveis de produção de 2013.
- Dispêndios de capital em exploração de desenvolvimento ("E&D") estimados em $ 2,5 bilhões, refletindo maior desenvolvimento total em perfuração e exploração [incluindo dispêndios em ativos recentemente adquiridos da Petrominerales Ltd. ("Petrominerales") e dispêndios nos blocos CPE-6 e Rio Ariari para promover esses estágios de produção] e redução significativa dos dispêndios nas instalações do campo Rubiales.
- Recebimento de licença abrangente para exploração e desenvolvimento do Bloco CPE-6, permitindo que a produção e desenvolvimento prossiga no início de 2014.
- Licença vigente para exploração do Bloco Rio Ariari, que permite o teste contínuo de exploração e produção em 2014, levando ao desenvolvimento em 2015.
- A produção combinada dos blocos CPE-6 e Rio Ariari deve substituir completamente a atual produção líquida da empresa no Campo Rubiales até 2016.
- Identificados catalisadores significativos que podem impactar materialmente a empresa nos próximos três a quatro anos.
O CEO da empresa, Ronald Pantin, comentou:
"A empresa prevê que irá atingir a produção líquida de 128 a 130 Mboe/d em 2013, acima da melhor previsão de nossa diretriz anual da produção, que prevê crescimento de 15% a 30% (113 a 127 Mboe/d) sobre os níveis de 2012, apesar de fornecer volumes adicionais à Ecopetrol, S.A., em associação com a decisão de arbitragem PAP em Quifa".
"Nossa meta de crescimento da produção para 2014 foi definida para superar os níveis de 2013 em 15% a 25%, para uma diretriz de produção líquida de aproximadamente 148 a 162 Mboe/d. O crescimento da produção será viabilizado pela aquisição da Petrominerales, pelo desenvolvimento do prospecto de Hamaca no Bloco CPE-6 e outros desenvolvimentos de campos de petróleo leve".
"Nossa realização de preço do petróleo em 2014 deve ser, em média, de $ 90 a $95/bbl. Os custos operacionais devem ficar na faixa de $ 30 a $ 33/boe, resultando em uma margem de netback operacional de mais de 60% e gerando um EBITDA na faixa de $ 3,4 a $ 3,6 bilhões".
"É importante entender que, por causa da natureza dos negócios da empresa, dependentes, como são, do petróleo pesado da Colômbia, em vez de petróleo leve, o crescimento da produção tende a se materializar em aumentos progressivos consideráveis. O crescimento do volume de petróleo pesado da empresa deve continuar a ser viabilizado pela construção e preparação das instalações, largamente dependentes do ritmo e do prazo de obtenção de licenças ambientais, sobre as quais a empresa tem controle limitado. Por outro lado, a produção de petróleo pesado tem a vantagem singular de garantir níveis de produção mais sustentáveis, vida útil mais longa da reserva e recursos repetíveis e redimensionáveis para as características da reserva.
"Nossos planos para 2014 são definidos com base em nosso portfólio expandido e produção focada em petróleo pesado, que continua a crescer e desfrutar netbacks sólidos e resultados econômicos robustos. Em 2013, continuamos a fortalecer nosso portfólio através da aquisição estratégica da Petrominerales: 1) acrescentando suprimentos adicionais de petróleo leve, de alta qualidade, o que garante um suprimento seguro de diluentes de baixo custo para nossos negócios de petróleo pesado; 2) capturando componentes adicionais da cadeia de valor, através de sinergias dos ativos combinados; 3) garantindo mais um sistema de transporte por oleoduto, na expectativa de aumentar a produção de petróleo; e 4) fornecendo um acréscimo de produção, reservas e fluxo de caixa em medidas atraentes, com potencial para um incremento significativo da exploração".
"Nosso plano de dispêndios de capital em exploração e desenvolvimento (E&D) em 2014 não é dirigido apenas para um único ano, mas, em vez disso, se foca em garantir crescimento contínuo e criação de valor para o futuro. A empresa identificou oito estimuladores importantes de valor, que fornecem catalisadores potenciais significativos para os próximos três ou quatro anos:
1. |
Substituindo a produção no Campo Rubiales antes da expiração do contrato em meados de 2016: a empresa tem agora os barris visíveis para desenvolver o que espera para substituir completamente sua atual produção líquida de aproximadamente 70 Mbbl/d do Campo Rubiales, no momento em que o contrato primário expirar em meados de 2016. A produção para a substituição virá do desenvolvimento de sua participação acionária de 50% no Bloco CPE-6 e de sua participação acionária de 100% no Bloco Rio Ariari (adquirida junto com a aquisição da Petrominerales). Em dezembro, duas plataformas de perfuração foram levadas para o Bloco CPE-6, para começar a exploração e o desenvolvimento do programa de avaliação, e uma plataforma de perfuração deverá ser levada para o Bloco Rio Ariari no início de 2014. Os dois blocos são localizados a sudoeste dos campos Rubiales/Quifa, ao longo da tendência dos recursos de óleo pesado da Colômbia.
|
2. |
Negociando um novo contrato para o Campo Rubiales: a empresa está negociando ativamente um novo contrato para o Campo Rubiales, para prorrogar a validade do contrato primário, que expira em meados de 2016. Se isso for realizado, o novo contrato irá englobar a produção e as reservas ligadas à implementação de sua tecnologia STAR, patenteada, de recuperação secundária, no Campo Rubiales.
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3. |
Tecnologia de recuperação secundária STAR: com base em resultados recentes, a tecnologia STAR da empresa demonstrou pelo menos uma duplicação do fator de recuperação primária no projeto-piloto do Campo Quifa SW. Em 2014, a aplicação da tecnologia será ampliada para operação em escala comercial no Campo Quifa SW, pela inclusão de alguns agrupamentos de poços circunvizinhos, atualmente produzindo em recuperação primária. A tecnologia STAR deve aumentar as reservas e ampliar a vida útil dos reservatórios, o que terá o efeito de reduzir futuros custos de depreciação, exaustão e amortização ("DDA" -- depreciation, depletion and amortization) nos campos de petróleo pesado na Colômbia. A tecnologia é especificamente projetada para as características únicas associadas aos campos de petróleo pesado da Colômbia e deve ser aplicada no grande estoque da empresa de campos de petróleo pesado em produção, em desenvolvimento e em estágios de exploração. Foram concedidas à empresa, na Colômbia, duas patentes exclusivas, com validade de 20 anos, para aplicação de sua tecnologia STAR. A empresa acredita que essa tecnologia é um possível agente de mudança tanto para a Pacific Rubiales como para o futuro da produção de petróleo na Colômbia.
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4. |
Iniciativas de redução de custos operacionais: em 2013, a empresa implementou projetos de redução de custos e iniciativas focadas na redução de seus custos operacionais na produção de petróleo em aproximadamente $ 8/bbl, em uma base pro forma, até o final de 2013, em comparação com a média de 2012. Essas iniciativas devem ser totalmente implementadas até o final do ano e irão se refletir nas margens operacionais da empresa em 2014. Os custos de diluentes já foram reduzidos em mais de $ 4/bbl (terceiro trimestre de 2013 contra a média de 2012) e devem diminuir ainda mais. A maior parte das reduções remanescentes devem vir da nova empresa (start-up) da linha de transmissão de eletricidade Petroelectrica ("PEL"), que vai fornecer energia de menor custo aos campos produtivos de Rubiales e Quifa e energia para as estações de bombeamento de recalque no oleoduto ODL, a partir de 2014, com mais potencial para suprir energia de baixo custo aos novos campos de petróleo pesado em desenvolvimento nos blocos CPE-6 e Rio Ariari.
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5. |
Um grande estoque de blocos de desenvolvimento e exploração de petróleo pesado: acreditamos que o petróleo pesado é o futuro da produção de petróleo e líquidos na Colômbia. O petróleo pesado tem garantido mais de 80% do crescimento da produção do país, desde 2007, e agora representa quase 50% da produção total de petróleo e líquidos na Colômbia, com a maior parte dela vindo dos campos de Quifa e Rubiales, operados pela empresa. A Pacific Rubiales construiu um grande estoque de prospectos de petróleo pesado na Colômbia, incluindo o prospecto da Hamaca no Bloco CPE-6, que devemos começar a desenvolver em 2014, depois de receber a licença abrangente de exploração e desenvolvimento no final deste ano, diversos prospectos no Bloco Rio Ariari, que devemos passar de exploração para desenvolvimento até 2015, mais prospectos de exploração identificados para perfurar nesses dois blocos, exploração em andamento objetivando prospectos adicionais nos blocos CPO-14, CPO-17 e Portofino, e futura perfuração nos blocos de exploração na Bacia de Putumayo.
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6. |
Um portfólio de exploração "Grande-E" em andamento: a empresa desenvolveu um grande estoque de prospectos de exploração de alto risco e alta recompensa na Colômbia, Peru, Brasil e Guiana, e se comprometeu a alocar mais de 30% de seus dispêndios de capital, a cada ano, em exploração, para estimular crescimento futuro. Apesar de muitas dessas atividades estarem em estágios iniciais, essa exploração tem o potencial de fornecer volumes significativos de produção no futuro, além de um período de três anos. A empresa foi bem-sucedida, desde o começo, com duas descobertas, neste ano, nos blocos da Karoon, na plataforma continental da Bacia de Santos, e irá avaliar essas descobertas em 2014.
|
7. |
Plano de recompra ativa de ações: a administração da empresa e o conselho diretor acreditam que o atual preço das ações está subvalorizado e, recentemente, começou a compra de suas ações ordinárias, de acordo com o instrumento de proposta de recompra de ações ordinárias para cancelamento (normal course issuer bid), realizada em abril de 2013. O plano de recompra deve ser financiado pela venda parcial de ativos de atividades de midstream da empresa.
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8. |
Acesso a grandes recursos de petróleo pesado: a empresa tem acesso a acumulações muito grandes de petróleo pesado na Colômbia, que devem exceder sete bilhões de barris da participação acionária de petróleo original no lugar ("OOIP" -- Original Oil in Place). Mais da metade desses barris está nos campos desenvolvidos de produção de Rubiales e Quifa, onde os fatores de recuperação primária de 14% a 16% foram estabelecidos e a tecnologia STAR tem o potencial de, pelo menos, duplicar o fator de recuperação primária. Os barris de OOIP remanescentes estão na forma de reservas ou de recursos prospectivos, no estágio avançado de exploração dos blocos CEP-6 e Rio Ariari, mas excluem recursos prospectivos adicionais nos demais blocos de exploração da empresa na Colômbia. |
"Em resumo, a Pacific Rubiales entra 2014 em uma posição financeira muito sólida, nosso balanço patrimonial permanece forte e nossas metas de crescimento, a médio prazo, são sustentadas pela nossa vasta exploração de petróleo pesado de baixo custo e alto retorno e ativos de desenvolvimento na Colômbia. Estou ansioso para ter em 2014 um ano estimulante, conforme damos continuidade a nossa estratégia de crescimento repetível e lucrativo, garantindo benefícios de longo prazo a nossos acionistas, empregados e outros interessados, a principal empresa de E&P focada na América Latina".
DESTAQUES DE DISPÊNDIOS DE CAPITAL PARA 2014
Em 2013, as previsões de dispêndios de capital em exploração e desenvolvimento foram redefinidos para o total aproximado de $ 2 bilhões, um aumento de 15% sobre a diretriz original, resultante, principalmente, de exploração maior do que a esperada e despesas com instalações.
Em 2014, a previsão de dispêndios de capital em exploração e desenvolvimento é de um total de $2,5 bilhões, um aumento de aproximadamente 25% sobre os dispêndios previstos para 2013, refletindo, principalmente, maior perfuração e exploração de desenvolvimento. O programa de dispêndios de capital deve ser financiado por fluxo de caixa gerado internamente e consiste dos seguintes dispêndios principais:
- US$ 950 milhões em desenvolvimento de perfurações, com um total de 366 poços brutos (207,2 líquidos) planejados [excluindo workovers (completação e intervenção em poços) e poços injetores de água]. A atividade de perfuração de desenvolvimento é impulsionada pela atividade contínua nos blocos de Rubiales, Quifa SW, Cajúa e Sabanero, a primeira perfuração de desenvolvimento no Bloco CPE-6 e um estoque de locais de poços de desenvolvimento nos campos de petróleo leve da empresa na Colômbia e no Peru. Os campos de desenvolvimento (e exploração) da empresa, planejados para 2014, nos blocos CPE-6 e Z-1 são provisórios, dependentes dos resultados dos testes dos poços e acordos de parceiros. Um quadro de poços de desenvolvimento planejados é fornecido abaixo.
- US$ 700 milhões em exploração, um aumento significativo sobre 2013, refletindo um número maior de poços planejados no cinturão de petróleo pesado na Colômbia e nas bacias offshore do Peru e Brasil. A empresa planeja perfurar aproximadamente 46 poços brutos (28,9 líquidos) de exploração (incluindo poços de avaliação e estratigráficos e perfuração de poços até o final de 2013) e adquirir 3.545 km e 8.460 km2 de dados sísmicos 2D e 3D, respectivamente. O programa de poços planejados inclui 26 poços em blocos ao longo do cinturão de petróleo pesado essencial da empresa na bacia sul de Llanos, na Colômbia. No programa total, aproximadamente dez poços objetivam prospectos de alto impacto, incluindo poços no Peru, Brasil e um poço contingente na Guiana. Um quadro dos poços de exploração planejados é fornecido abaixo.
- US$ 580 milhões em instalações e infraestrutura, com aproximadamente 75% destinados à produção básica da empresa nos campos de petróleo pesado de Rubiales, Quifa SW, Cajúa e Sabanero e o restante destinado ao desenvolvimento do Bloco CPE-6, bem como de outros desenvolvimentos de campos de petróleo leve, na maioria, na Colômbia.
- US$ 270 milhões em outros capex (dispêndios de capital), destinados ao projeto-piloto STAR, à Agrocascada, ao gasoduto de La Creciente, à capitalização dos custos do serviço da dívida de transporte nos oleodutos ODL e Bicentenario, bem como em vários estudos de pre-engenharia, o custo de avaliações de reservas, escritórios de exploração e outras contingências de atividades do projeto provisional.
Plano de poços de desenvolvimento para 2014(1) |
||||||
Pais |
Campo |
Antes de injeção de água % |
Número de poços |
|||
Bruto |
Líquido |
|||||
Colômbia |
Rubiales |
45% |
172 |
77,4 |
||
Quifa SW |
60% |
81 |
48,6 |
|||
Cajúa |
60% |
13 |
7,8 |
|||
Sabanero |
100% |
32 |
32,0 |
|||
CPE-6 |
50% |
16 |
8,0 |
|||
Blocos de petróleo leve (2) |
68% |
42 |
28,5 |
|||
Peru |
Corvina / |
49% |
10 |
4,9 |
||
Total |
366 |
207,2 |
||||
(1) |
Exclui atuais workovers de perfuração de poços e desvios e perfuração de poços de injeção |
|||||
(2) |
Poços de desenvolvimento em vários blocos de petróleo leve (incluindo Cubiro, Cravo Viejo e Cachicamo) |
|||||
Programação do plano de poços de exploração para 2014 |
|||||||||
País |
Bloco |
Meta* |
Antes de injeção de água % |
Número de poços |
1TRI |
2TRI |
3TRI |
4TRI |
|
Bruto |
Líquido |
||||||||
Colômbia |
Quifa Norte |
PP |
60% |
6 |
3,6 |
4 |
2 |
||
Sabanero |
PP |
100% |
4 |
4,0 |
2 |
2 |
|||
CPE-6 |
PP |
50% |
9 |
4,5 |
4 |
5 |
|||
CPO-14 |
PP |
63% |
2 |
1,3 |
2 |
||||
CPO-17(1) |
PP |
25% |
3 |
0,8 |
3 |
||||
Rio Ariari(2) |
PP |
100% |
2 |
2,0 |
2 |
||||
Portofino(3) |
PP |
40% |
1 |
0,4 |
1 |
||||
SSJN - 7 |
GN |
50% |
1 |
0,5 |
1 |
||||
Muisca(1) |
PL |
50% |
1 |
0,5 |
1 |
||||
Corcel |
PL |
100% |
2 |
2,0 |
2 |
||||
Chiguiro Oeste |
PL |
100% |
1 |
1,0 |
1 |
||||
Llanos 59 |
PL |
58% |
4 |
2,3 |
2 |
2 |
|||
Mapache |
PL |
100% |
1 |
1,0 |
1 |
||||
Arrendajo |
PL |
68% |
2 |
1,4 |
1 |
1 |
|||
Cubiro |
PL |
57% |
1 |
0,6 |
1 |
||||
Pajaro Pinto |
PL |
100% |
1 |
1,0 |
1 |
||||
Peru |
Z-1 |
PL |
49% |
2 |
1,0 |
1 |
1 |
||
116 |
PL |
50% |
1 |
0,5 |
1 |
||||
Brasil |
S-M-1101 & |
PL |
35% |
2 |
0,7 |
1 |
1 |
||
Total |
46 |
28,9 |
21 |
20 |
2 |
3 |
* Meta de exploração: PP (Petróleo Pesado), GN (Gás Natural), PL (Petróleo Leve). |
(1) A empresa detém uma participação de 49.999% da Maurel et Prom Colombia B.V. que detém 100% dos blocos de Muisca e 50% do bloco de CPO-17. |
(2) Exclui até dez poços de uma base de exploração horizontal provisória, permitida pela atual licença de exploração. |
(3) A empresa detém uma participação adicionaria de 40% no bloco Portofino, de propriedade da Canacol Energy Inc. |
Nota: Exclui poço contingente potencial na Guiana. |
Colômbia
A Colômbia permanecerá como o foco predominante das atividades da empresa, com o total previsto de dispêndios de capital em exploração e desenvolvimento em 2014 de $ 2,1 bilhões, incluindo exploração, perfuração de desenvolvimento e dispêndios com instalações. Dessa quantia, $ 375 milhões serão destinados à perfuração de 41 poços brutos de exploração (26,8 líquidos), à sísmica e outros dispêndios G&G (geológicos e geofísicos). Entre os poços de exploração de particular interesse estão os nove poços planejados para o Bloco CPE-6, os primeiros dois poços a serem perfurados no Bloco CPO-14, e dois poços de exploração planejados para o Bloco Rio Ariari. Com base nos resultados obtidos nesses dois poços de exploração no Bloco Rio Ariari, a empresa tem licença para perfurar mais quatro ou cinco poços horizontais para testes de longo prazo, de cada base de exploração. Os poços horizontais são provisórios, atualmente, mas devem ser usados para dar suporte à ação de desenvolvimento total em 2015.
Os dispêndios de perfuração de desenvolvimento irão contabilizar outros $ 885 milhões, que serão destinados à perfuração de 356 poços brutos (202,3 líquidos): 172 planejados para o Campo Rubiales, 81 em Quifa SW, 13 em Cajúa, 32 em Sabanero, 16 no CPE-6 e os restantes 42 nos blocos de petróleo leve da empresa.
A maior parte dos $ 580 milhões do total de dispêndios com instalações e infraestrutura planejadas da empresa será destinada à Colômbia, aproximadamente no mesmo nível dos dispêndios com instalações em 2013. A maior parte dos dispêndios será destinada à produção de petróleo pesado nos campos Rubiales, Quifa e Cajúa da empresa, incluindo linhas de fluxo, distribuição de rede elétrica, instalações de desidratação do petróleo e tratamento da água, requeridos para lidar com volumes crescentes de produção de água nesses campos. Dispêndios também serão destinados às primeiras instalações fixas de desenvolvimento no bloco CPE-6 e em alguns campos de petróleo leve da empresa. A empresa opera a maioria de seus blocos e atividades na Colômbia.
Peru
Os dispêndios de capital no Peru devem ficar na faixa de $ 180 milhões, com aproximadamente 60% dos recursos destinados às atividades de exploração, incluindo os primeiros poços de exploração a serem perfurados no Bloco Z-1 offshore, porque a empresa adquiriu sua participação acionária no bloco, e à perfuração do poço Fortuna-1X no Bloco 116 onshore. Os dispêndios restantes representam as atividades de desenvolvimento no Bloco Z-1, incluindo a perfuração de 10 poços brutos (4,9 líquidos) de desenvolvimento. Os poços planejados e os dispêndios de capital no Bloco Z-1 são provisórios e sujeitos à aprovação da parceira.
Brasil
Os dispêndios de capital no Brasil devem ficar na faixa de $ 80 milhões, o que inclui a participação acionária de 35% da empresa no poço de avaliação Kangaroo-2, a ser perfurado em aclive (up-dip) a partir da descoberta de petróleo em Kangaroo-1, ocorrida no início de 2013, e um poço de exploração em uma estrutura separada em Kangaroo West, ambos offshore, localizados na bacia de Santos. Outros dispêndios serão destinados à aquisição de dados sísmicos em três blocos de exploração offshore no norte do Brasil, que a empresa adquiriu na 11a rodada de licitação de 2013.
Outros
Dispêndios de capital na faixa de $ 140 milhões serão destinados às atividades de exploração planejada nos blocos da empresa na Guatemala, Belize e Guiana, incluindo: 1) dispêndios destinados à perfuração de um poço offshore de exploração contingente potencial na Guiana; 2) aquisição de dados sísmicos e geofísicos nos blocos da empresa em Belize e na Guiana. A empresa espera dividir ou vender seus ativos em Papua Nova Guiné em 2014.
INFORME SOBRE PROJETOS DE INFRAESTRUTURA
A empresa continua investindo em infraestrutura para suas atividades upstream e midstream estratégicas, principalmente na Colômbia, para assegurar e controlar o ritmo de desenvolvimento de nova produção. As principais atividades, durante o quarto trimestre de 2013, consistiram de:
- A construção do projeto PEL, 100% controlado e operado pela empresa, foi concluída no final de novembro. A nova linha de transmissão de eletricidade de 230 kilovolts conecta os campos de Rubiales e Quifa à rede elétrica da Colômbia, fornecendo energia de baixo custo para a operação nos campos. Em preparação, a linha deve resultar em uma redução anual de aproximadamente $ 100 milhões nos custos operacionais de petróleo da empresa. A preparação e a eletrificação da linha estão esperando aprovação ministerial da Colômbia, o que é esperado para o final do ano. Mais reduções de custos operacionais devem ocorrer no segundo semestre de 2014, quando a PEL começar a suprir energia para impulsionar as estações de bombeamento para o oleoduto ODL. A PEL foi projetada para ser expandida e deve fornecer energia aos desenvolvimentos dos campos de petróleo pesado CPE-6 e Rio Ariari da empresa.
- O oleoduto Bicentenário começou a bombear petróleo no final de outubro, resultando nos primeiros embarques de petróleo em novembro. O oleoduto tem uma capacidade inicial projetada de aproximadamente 120 Mbbl/d e a empresa tem uma participação acionária de aproximadamente 44% (incluindo participações adicionais adquiridas através da compra da Petrominerales).
- A empresa também adquiriu uma participação patrimonial de 5% do oleoduto OCENSA, como parte da aquisição da Petrominerales, fornecendo uma capacidade de transporte de aproximadamente 29 Mbbl/d, em acréscimo a sua atual capacidade preferencial de 60 Mbbl/d. A empresa espera vender a participação patrimonial a outra organização, mantendo seus direitos de capacidade de transporte através de um acordo de longo prazo. A venda deve ser fechada até o final de 2013.
- A Pacific Infrastructure Ventures Inc., uma empresa privada da qual a Pacific Rubiales detém uma participação patrimonial de 41,4%, está desenvolvendo, atualmente, o terminal de exportação de petróleo Puerto Bahia na costa do Caribe e o oleoduto Olecar de 300 Mbbl/d, conectando Coveñas à Cartagena. A fase 1 da construção está em andamento, atualmente, consistindo de cinco tanques de armazenamento de petróleo, uma ponte na estrada de acesso à Cartagena e um píer com dois terminais de atracação para carregamento e descarregamento de petroleiros. A construção do oleoduto Olecar deve começar no primeiro trimestre de 2014, com o recebimento das licenças ambientais necessárias. O novo porto deve entrar em operação no quarto trimestre de 2014 e ele será bem estratégico para a expectativa da empresa de elevar a produção de petróleo pesado e para a necessidade de garantir maior capacidade de exportação.
- Em setembro, a empresa anunciou que seu projeto-piloto STAR, em operação no Campo Quifa SW, conseguiu duplicar, segundo as estimativas, o fator de recuperação na área de teste piloto. Logo depois, duas patentes exclusivas de 20 anos foram concedidas à empresa, na Colômbia, para sua tecnologia STAR. O projeto-piloto STAR deve manter suas operações até fevereiro de 2014. E a empresa recebeu a aprovação da Ecopetrol S.A. (sua parceira no Campo Quifa SW) para converter duas bases adjacentes atuais de escala comercial, atualmente produzindo sob recuperação primária, em um STAR, no primeiro semestre de 2014. Discussões sobre mais conversões estão em andamento.
- A Pacific Midstream Holding Corp., ("Pacific Midstream"), uma entidade 100% controlada que detém atualmente as participações nos oleodutos ODL e Bicentenário, bem como nos ativos da linha de transmissão de eletricidade PEL, está planejando negociar de 30% a 40% de sua participação com terceiros, por recursos financeiros. Diversas ofertas foram feitas e a empresa espera, agora, concluir a venda no primeiro semestre de 2014. Em fases posteriores, mais ativos devem ser acrescidos à Pacific Midstream, junto com vendas adicionais de patrimônio a terceiros.
- A Agrocascada S.A.S., uma subsidiária inteiramente controlada, está desenvolvendo, atualmente, um projeto agrícola de irrigação de água na área petrolífera de Rubiales, que irá fazer o tratamento da água produzida nos campos de Rubiales e Quifa, através de plantas de osmose reversa, usando a água para o cultivo de palma para fabricação de óleo. O projeto irá resultar em custos operacionais unitários mais baixos do que a atual reinjeção de água produzida, associada à produção de petróleo. A primeira instalação de osmose reversa de 1.000 Mbbl/d deve entrar em operação no segundo trimestre de 2014, dependendo do recebimento das licenças ambientais necessárias e de aprovações ministeriais do governo.
- O projeto de GNL em pequena escala, localizado na costa caribenha da Colômbia, está progredindo segundo o previsto. O projeto consiste de uma instalação flutuante para 0,5 milhão de toneladas/ano de GNL, em construção para a Exmar NV e no qual a empresa tem um acordo de 15 anos para fornecimento de matéria-prima. A construção de uma conexão por gasoduto com o Campo de La Creciente, fornecendo gás natural às instalações de GNL, irá começar em 2014. Todas as licenças, com exceção de uma conexão por gasoduto submarino, foram recebidas e a empresa espera o comissionamento da instalação no final de 2014, com os primeiros transportes de GNL no primeiro semestre de 2015. No início de novembro, a empresa anunciou a assinatura de um acordo preliminar (Heads of Agreement) com a Gazprom Marketing & Trading Limited, abrangendo um contrato de vendas de cinco anos para toda a capacidade anual das instalações de GNL, a partir do segundo trimestre de 2015.
INFORME SOBRE A EXPLORAÇÃO
Durante o quarto trimestre, a empresa manteve suas atividades de exploração na Colômbia e Guatemala. No total, 13 poços foram perfurados, 12 na Colômbia e um na Guatemala. Além disso, a aquisição de 251 km de sísmica 2D foi iniciada e o levantamento sísmico 3D de 721 km2 continuou na Colômbia.
Colômbia -- Bacia de Llanos
- No Bloco de Quifa, a empresa perfurou três poços de exploração e continuou com a aquisição de 721 km2 de levantamento sísmico 3D na área noroeste do bloco. Os poços de exploração QFE-S-1X e QFN-D-1X, localizados nas áreas leste e norte do bloco de Quifa, respectivamente, resultaram em novas descobertas de petróleo para os prospectos "S" e "D". No momento, os poços passam por testes de produção. Esses dois poços confirmam o potencial nessas áreas do bloco e a empresa está preparando, atualmente, uma campanha de perfurações de avaliação, para verificar e confirmar a extensão dessas descobertas. O poço QFE-A-1ST foi perfurado no prospecto QFE-A e, apesar de o poço indicar a presença de hidrocarboneto durante a perfuração, a avaliação petrofísica não determinou qualquer intervalo comercial, de forma que o poço foi tampado e abandonado.
- No Bloco CPE-6, a interpretação do volume sísmico 3D foi concluída e ajudou a identificar as localizações da próxima exploração e avaliação para o bloco. No início de novembro, a empresa recebeu a licença ambiental global para a área norte do bloco. Essa licença permite a perfuração de 40 plataformas, com até cinco poços em cada plataforma, para um total de 200 poços, incluindo poços de exploração, avaliação, desenvolvimento e de injeção, e a construção de instalações de superfície para futuro desenvolvimento do campo. Depois do recebimento da licença, a empresa iniciou a perfuração do primeiro de dois poços de exploração de 2013, planejados no bloco que, junto com a sísmica 3D adquirida em 2012, cumpre os compromissos de trabalho para a primeira fase desse contrato de exploração e produção. Além disso, um poço de avaliação para o prospecto de Hamaca foi perfurado e os resultados dos testes de produção de curto prazo, para os dois poços, são esperados para o fim de dezembro.
- No Bloco Sabanero, a empresa concluiu o poço estratigráfico Sab-Strat-SW2, localizado na área sudoeste do bloco. O poço mostrou um net pay (espessura porosa) de 2,5 pés de coluna de hidrocarboneto, confirmando a capacidade de prospecção dessa parte do bloco.
- No Bloco CPO-14, a empresa iniciou a perfuração do primeiro poço estratigráfico na área sudoeste do bloco. Esse poço faz parte do compromisso de exploração da primeira fase do contrato.
- No Bloco Cravo Viejo, a empresa perfurou o poço de exploração Gemar-2, com o Gacheta e o Carbonera C-5 como os principais objetivos de exploração. O poço encontrou 4 e 5 pés de net pay nas duas formações, respectivamente, e o poço está sendo preparado, no momento, para um teste de produção de curto prazo.
- No Bloco de Cachicamo, os poços de exploração Falco-1 e X-Ray-1 foram perfurados. O poço Falco-1 atingiu uma profundidade total (TD) de 8.304 pés na Formação Ubaque, mas a avaliação petrofísica não mostrou qualquer intervalo com net pay e o poço foi abandonado. No poço X-Ray-1, foram encontrados 15 pés de net pay na Formação Ubaque, resultando em uma nova descoberta no bloco e um teste inicial de produção atingiu 90 bbl/d, com uma proporção de água de 40%.
Colômbia -- Vale do Baixo Magdalena
- No Bloco La Creciente, a empresa perfurou dois poços de exploração. A perfuração do poço de exploração LCI-1X começou no início de junho, atingindo uma profundidade total (TD) de 12.711 pés de profundidade medida (MD) no final de julho. O poço foi desviado de rumo e em setembro testou 9,4 MMcf/d através de um redutor (choke) de 18/64" nas areias de Ciénaga de Oro. Um teste subsequente no fluxo de água de Porquero Medio e o poço foi concluído como um produtor de gás em Ciénaga de Oro. O poço de exploração LCH - 1X no prospecto "H" foi perfurado a uma profundidade total de 11.552 pés de profundidade medida. O primeiro teste de produção nas areias de Ciénaga de Oro rendeu água e traços de gás. Esse intervalo foi tampado subsequentemente e um segundo teste de produção no topo da Formação Ciénaga de Oro está, atualmente, em andamento.
- No Bloco de Guama, a empresa realizou um fraturamento hidráulico planejado e um teste do poço Capure-1X, perfurado até uma profundidade total de 7.400 pés em abril. Os testes foram realizados em três zonas das formações Porquero Medio "C" e "D", com tubulação espiralada e cabo de içamento (slickline). A zona central fluiu a taxas de 200 Mcf/d e 15 a 20 bbl/d de condensados a 50 graus API, enquanto as outras duas zonas encontraram dificuldades que impediram testes curtos representativos. O poço foi fechado e está à espera de workover e mais testes prolongados.
- Além disso, no Bloco Guama, a empresa obteve a licença ambiental necessária para a produção e iniciou os trabalhos para instalar uma planta de gás em pequena escala e instalações associadas de superfície, requeridas para realizar testes de produção prolongados nos poços de Pedernalito-1X, Cororra-1X, Capure-1X e Manamo-1X.
Colômbia -- Bacia Cordillera
- No Bloco COR-15, a Maurel et Prom Colombia B.V., a operadora do bloco, submeteu um pedido à Agencia di Hydrocarburosa para converter o contrato de TEA (acordo de avaliação técnica) em um contrato de E&P (exploração e produção).
- No Bloco Muisca, as licenças ambientais e atividades de obras civis foram concluídas na localidade do poço Balsa-1X, que começou a perfuração no início de dezembro. A profundidade atual é de 2.620 pés.
Colômbia -- Bacia Caguan-Putumayo
- No Bloco Portofino, a Canacol Energy Ltd ("Canacol"), a operadora do bloco, iniciou a perfuração do poço estratigráfico Tachuelo-1X no quarto trimestre. O poço atingiu uma profundidade total de 2.462 pés nas rochas do subsolo no início de dezembro, depois de haver recuperado 122 pés de amostras. Agora, a Canacol está preparando e condicionando o buraco para operar registros elétricos.
- Nos blocos de Tacacho e Terecay blocks, o processo de licitação para a aquisição de 956 quilômetros de sísmica 2D planejada foi concluído e o levantamento deve começar em janeiro de 2014.
- Nos blocos de Gaguan-5 e Caguan-6, a empresa concluiu 2.361 km de levantamento aeromagnéticos e aerogravimétricos. A interpretação dos dados está em andamento e deve ser concluído até o final do ano.
Guatemala
- A empresa iniciou a perfuração do poço de exploração Balam-1X no final de agosto. A atual profundidade de perfuração é de 12.880 pés. A empresa está preparando um teste de orifício aberto da seção do poço em que se encontrou evidências de hidrocarboneto, durante a perfuração da seção de Coban.
Belize
- A empresa começou a aquisição de 2.500 km de levantamentos aeromagnéticos e aerogravimétricos no quarto trimestre. Um contrato de aquisição sísmica de 650 km, bem como outros contratos relacionados, foram concedidos. Uma pequena porção do levantamento sísmico planejado está à espera da licença ambiental, atualmente.
A Pacific Rubiales, empresa sediada no Canadá, produtora de gás natural e óleo cru, controla integralmente a Meta Petroleum Corp., que opera os campos de petróleo pesado de Rubiales, Piriri e Quifa na Bacia de Llanos, e também controla integralmente a Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo de gás natural La Creciente no noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da Petrominerales Ltd., que é proprietária de ativos de petróleo pesado e leve na Colômbia e de ativos de petróleo e gás no Peru, bem como de 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que é proprietária de ativos de petróleo leve na Colômbia, e de 100% da C&C Energia Ltd.,que é proprietária de ativos de petróleo leve na Bacia de Llanos. Além disso, a empresa tem um portfólio diversificado de ativos além da Colômbia, que inclui ativos de produção de exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua Nova Guiné.
As ações ordinárias da empresa são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange), na Bolsa de Valores da Colômbia e, como instituição brasileira de Certificados de Depósitos, na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil, sob os símbolos PRE, PREC e PREB, respectivamente.
Informes
Notas de advertência em relação a 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 empresa acredita, espera ou prevê que irão ou que poderão ocorrer no futuro (incluindo, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas, fluxo de caixa e custos, estimativas de reservas e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da empresa), são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou convicções atuais da empresa, com base nas informações atualmente disponíveis à empresa. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam materialmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas, e até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem ou se concretizem substancialmente, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências ou efeitos esperados sobre a empresa. Fatores que podem fazer com que os resultados ou eventos reais 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; a possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições; falhas no estabelecimento de estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e nas taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil, Papua Nova Guiné ou Guiana; alterações dos regulamentos que afetem as atividades da empresa; incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessário no futuro; as incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos; o impacto de reivindicações ambientais, indígenas e outras e do atraso que tais reivindicações podem causar nos planos de desenvolvimento traçados pela empresa e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações anuais da empresa, datadas de 13 de março de 2013, arquivadas na SEDAR no endereço www.sedar.com.Qualquer declaração prospectiva somente é válida a partir da data em que é feita e, exceto pelo que pode ser requerido por legislação aplicada a valores mobiliários, a empresa não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou por qualquer outro motivo. Embora a empresa acredite 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 depositada em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.
Além disso, os níveis de produção relatados podem não refletir as taxas de produção sustentável e as futuras taxas de produção podem diferir materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa, devido a, entre outros fatores, dificuldades e interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.
Conversão do Boe
A medida Boe (barril de óleo equivalente) pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. Uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf: 1 bbl (barril) é baseada em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do consumidor final 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 as futuras receitas líquidas para propriedades individuais podem não refletir o mesmo nível de confiança das estimativas de reservas e futuras receitas líquidas de todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.
Definições
Bcf |
Bilhões de pés cúbicos. |
Bcfe |
Bilhões de pés cúbicos de gás natural equivalentes. |
bbl |
Barris de petróleo. |
bbl/d |
Barris de petróleo por dia. |
boe |
Barris de petróleo equivalentes. A medida Boe pode ser enganadora, especialmente se usada isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão de 5,7 Mcf:1 bbl e é baseado em um método de conversão de equivalência de energia, aplicável na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na boca do poço. |
boe/d |
Barris de óleo equivalentes por dia. |
Mbbl |
Milhares de barris. |
Mboe |
Milhares de barris de óleo equivalentes. |
MMbbl |
Milhões de barris. |
MMboe |
Milhões de barris de óleo equivalentes. |
Mcf |
Milhares de pés cúbicos. |
Milhões de toneladas |
Um milhão de toneladas de GNL (gás natural liquefeito) é equivalente a 48 Bcf ou 1,36 bilhão de m3 de gás natural. |
Produção líquida |
Produção da participação acionária da empresa depois da dedução de royalties. |
Produção total do campo |
100% do total da produção do campo antes de contabilizar deduções de participação acionária e royalty. |
Produção bruta |
Produção da participação acionária da empresa antes da dedução de royalties. |
WTI |
Índice de preços de petróleo intermediário do Texas. |
Tradução
Este comunicado à imprensa foi preparado no idioma inglês e, subsequentemente, traduzido para espanhol e português. No caso de haver qualquer diferença entre a versão em inglês e as versões traduzidas, o documento em inglês deve ser tratado como a versão válida.
PDF disponível em: http://files.newswire.ca/959/PacificRubialesDec18.pdf
Para mais informações:
Christopher (Chris) LeGallais
Vice-presidente sênior para Relações com Investidores
+1 (647) 295-3700
Roberto Puente
Gerente sênior para Relações com Investidores
+57 (1) 511-2298
Kate Stark
Gerente para Relações com Investidores
+1 (416) 362-7735
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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