PetroMagdalena registra resultados do fim do ano de 2011 e anuncia aumentos de receitas, netbacks e reservas de petróleo

TORONTO, 12 de abril de 2012 /PRNewswire/ -- A PetroMagdalena Energy Corp. (TSXV: PMD) registrou hoje os seus demonstrativos financeiros consolidados auditados para o exercício findo em 31 de dezembro de 2011, juntamente com a Discussão e Análise da Administração ("MD&A"), Formulários 51-101 F1, F2, F3 e F4, e seu Formulário de Informações Anuais, durante o período correspondente. Estes documentos serão publicados no website da Companhia em www.petromagdalena.com e em www.sedar.com no perfil do SEDAR da Companhia.

Luciano Biondi, CEO da Companhia, afirmou: "Temos o prazer de ver fortes resultados financeiros para o exercício de 2011, refletindo nosso foco na gestão de nosso portfólio central de ativos de petróleo na Bacia de Llanos. Aumentamos a prospectividade do portfólio com o nosso mais recente relatório de reservas NI 51-101 e estamos otimistas quanto ao nosso portfólio de exploração, o qual inclui uma atividade significativa em 2012 e potencial de produção adicional valorizada ainda não refletida nos 2011 de fim de ano as reservas. Em particular, o Azor-1X e o Cernicalo-1ST estão agora em produção e estamos atualmente testando o Tijereto Sur. Além disso, mais tarde, em 2012, pretendemos perfurar dois poços de exploração com elevados potenciais no Copa A Norte e Copa C no bloco Cubiro."

Cumprimos com a nossa orientação de produção para 2011 e aumentamos nossa taxa de saída diária de produção de 2011 em 76% em relação à taxa de 2010. Os aumentos da produção combinados com os fortes preços realizados do petróleo e gás contribuíram para o crescimento significativo da receita da PetroMagdalena em 2011, como demonstrado pelo crescimento de 174% ano sobre ano em nossas receitas no quarto trimestre para US$ 27,7 milhões. Juntamente com o nosso foco na melhoria da eficiência operacional, informamos nosso quarto trimestre consecutivo de netback operacional aprimorado, que ficou em média em US$ 61,33 por boe no quarto trimestre de 2011.

Com o aumento em 2011 em nossos fluxos de caixa gerados internamente a partir de nossas operações e a situação de liquidez da Companhia bastante melhor desde o final de 2010, estamos numa posição favorável para tirar proveito da exploração e das oportunidades de desenvolvimento dentro da nossa própria carteira de ativos e podemos considerar outros investimentos significativos daqui para frente."

Resumo Financeiro e Operacional

(1) Participação da empresa, bruta antes da dedução de royalties.
(2) Participação da empresa, líquida após dedução de royalties.
(3) Veja Additional Financial Measures (Medidas Financeiras Adicionais) na MD&A.

Destaques do quarto trimestre de 2011

• Produção: produção total média de 3.625 barris de óleo equivalente ("boe") por dia ("boed") no quarto trimestre de 2011 em comparação a 2.515 mil boed no quarto trimestre de 2010. Estimulada pelas descobertas em Cubiro, a participação bruta de produção da companhia para o mês de dezembro de 2011 foi em média de 4.181 boed, 76% acima da taxa média mensal de dezembro de 2010 de 2.374 mil boed.
• Receitas: as melhorias na estratégia de marketing do petróleo leve da Companhia em 2011, combinadas com os melhores preços de petróleo e o crescimento da produção, aumentaram as receitas no quarto trimestre de 2011 para US$ 27,7 milhões ou 174% superiores ao mesmo período um ano atrás.
• Netback operacional: a Companhia registrou seu quarto trimestre consecutivo de melhores netbacks operacionais, que ficaram em média em US$ 61,33 por boe no quarto trimestre de 2011.
• Despesas G&A: por meio de iniciativas de economia de custos implementadas no início de 2011 e do crescimento da produção, a Companhia reduziu a G&A para cerca de US$ 12 por boe vendidos no quarto trimestre de 2011, em comparação com uma média de US$ 25 por boe vendido em 2010.

Destaques do ano fiscal de 2011

• Reservas: um programa de perfuração exploratória bem sucedido em Cubiro em 2011 foi o principal motivador para o aumento de 4.0 MMbbls ou 43% das reservas de petróleo 2P da Companhia, uma reposição de reservas de 394%, conforme o relatório de 31 de dezembro de 2011 da Petrotech, em comparação com o de 31 de dezembro de 2010.
• Produção: a Companhia cumpriu a sua orientação de produção para 2011. A participação bruta da produção da empresa para o ano foi em média de 2.761 mil boed.
• Liquidez: a Companhia fortaleceu seu balanço em 2011. O caixa em 31 de dezembro de 2011 ficou em US$ 14,1 milhões e o déficit de capital de giro foi reduzido em US$ 26,5 milhões desde 31 de dezembro de 2010. Como resultado do crescimento da produção e das melhorias de netback em 2011, o fluxo de caixa dos netbacks operacionais aumentou para US$ 54,3 milhões em 2011, aumentando significativamente ao longo do ano de US$ 3,2 milhões no quarto trimestre de 2010 para US$ 17,2 milhões no quarto trimestre de 2011. Isso proporciona à Companhia uma forte fonte de fluxo de caixa gerada internamente para cumprir as suas obrigações no vencimento e para reinvestir no seu programa de trabalho anual em suas propriedades.
• Criação de valor: a Companhia continua tomando medidas para desenvolver seu portfólio e para reduzir seu risco através de relações de joint venture. Em 2011, a Companhia anunciou uma parceria estratégica com a YPF S.A. para arrendar (farm-out) parte de suas participações em Carbonera e Catguas, e para explorar novas oportunidades de negócios com respeito a várias outras de suas propriedades. Além disso, a empresa também anunciou um acordo de arrendamento com respeito à exploração de sua propriedade Santa Cruz e executou um acordo de atribuição condicional para aumentar a participação da Companhia no bloco Arrendajo ANH, onde a descoberta do Azor-1X está atualmente em produção. Todos estes contratos de farm-out/ farm-in estão sujeitos à aprovação pela ANH. Em dezembro de 2011, a Companhia vendeu sua participação na propriedade de gás Cerrito para recursos de caixa de US$ 7,5 milhões.

O prejuízo líquido no quarto trimestre de 2011 ascendeu a US$ 74,8 milhões ou US$ 0,54 por ação, elevando o prejuízo líquido do ano fiscal de 2011 para US$ 111,8 milhões ou US$ 0,81 por ação. A perda líquida de 2011 inclui US$ 49,7 milhões de baixas contábeis relacionadas com a estratégia da Companhia com relação aos seus ativos de petróleo e de gás não principais, US$ 36,1 milhões relacionados com poços perfurados em 2010 e 2011 que não resultaram em reservas provadas, US$ 6,5 milhões de cobrança única do imposto sobre patrimônio colombiano de 2011 a 2014 e US$ 6,5 milhões de encargo não de caixa por opções de ações concedidas durante o ano.

As orientações de despesas de capital para 2012 foram atualizadas para uma gama entre US$ 70 milhões e US$ 80 milhões, principalmente como resultado do farm-in com a INTEROIL Colômbia E&P Inc. no bloco LLA-47 e de investimentos em Cubiro para substituir as instalações petrolíferas alugadas e alcançar a redução de custos de produção. O programa de investimentos de 2012 é totalmente financiado por saldos de caixa da empresa, fluxo de caixa das operações, um novo crédito bancário local de US$ 10 milhões e acordos de farm-out. A Companhia irá fornecer mais orientações sobre os gastos e o plano de trabalho após o programa de exploração atual do primeiro trimestre ser avaliado e continua ele sujeito à aprovação final do conselho.

Reservas

O total bruto comprovado e provável ("2P") das reservas de petróleo leve e médio da Companhia, com base em suas participações em cinco propriedades de petróleo na Colômbia, aumentou em 4,0 MMbbl ou 43% em 2011 para 13,3 MMbbl, antes da dedução dos royalties da ANH ou 12,2 MMbbl líquido para a Companhia, impulsionado principalmente por quatro descobertas no bloco Cubiro: Petirrojo, Copa B, Copa A Sur e Yopo.

O total bruto das reservas equivalentes de petróleo 2P da Companhia, com base em suas participações em cinco propriedades de petróleo na Colômbia, é de aproximadamente 24,7 MMboe antes da dedução dos royalties da ANH ou 22,9 MMboe líquido para a Companhia. A participação da Companhia em reservas equivalentes de petróleo 2P diminuiu em aproximadamente 46% em comparação com dezembro de 2010, como resultado da venda de Cerrito e das revisões técnicas em Carbonera e Rio Magdalena. Os volumes do gás são expressos em bilhões de pés cúbicos ("Bpc") e quando expresso em equivalente de petróleo foram convertidos usando-se 6.000 pés cúbicos de gás equivalente a um barril.

As reservas são baseadas em um relatório independente de avaliação de reservas e recursos elaborado pela Petrotech Engineering Ltd. ("Petrotech"), seguindo todos os procedimentos padrões da indústria e em conformidade com as diretrizes da COGE, como relatado no Formulário NI 51-101 F1 da Companhia, arquivado junto ao SEDAR em www.sedar.com e disponível no website da Companhia em www.petromagdalena.com. A tabela a seguir resume a mudança das reservas 2P da Companhia de 31 de dezembro de 2010 a 31 de dezembro de 2011:  

(1) "Reservas brutas" são a participação da Companhia na reserva antes da dedução de royalties da ANH.
(2) "Reservas líquidas" são a participação da Companhia na reserva bruta, após a dedução de royalties da ANH.

Em 2011, o valor presente líquido antes de impostos das receitas líquidas futuras, descontado em 10%, ("receitas líquidas futuras BTNPV10 ") da participação da Companhia em reservas de petróleo 2P aumentou em 84% para US$ 438,9 milhões. Em geral, as receitas líquidas futuras BTNPV10 das reservas de petróleo equivalentes 2P da Companhia aumentaram para US$ 539,9 milhões, aproximadamente 37% superiores em comparação com a avaliação do final do ano de 2010 concluído pela Petrotech.

Os melhores preços do petróleo contribuíram em parte para este aumento, uma vez que o preço do petróleo em 31 de dezembro de 2011 para a West Texas Intermediate ("WTI") fechou em US$ 98,83 por barril em comparação com US$ 91,40 por barril há um ano. No entanto, o principal gerador do valor foi a mudança da empresa em relação ao seu foco em 2011 para suas propriedades de petróleo principais. Em 2011, o volume das reservas de petróleo 2P aumentou para 54% do total das reservas boe brutas em 31 de dezembro de 2011. Mais importante, as reservas de petróleo 2P da Companhia aumentaram para 81% do total de receitas líquidas futuras BTNPV10, contra 60% um ano atrás, principalmente como resultado do êxito na exploração e desenvolvimento em Cubiro em 2011. Em 31 de dezembro de 2011, a participação da Companhia nas receitas líquidas futuras BTNPV10 da propriedade Cubiro aumentaram em 180%, para US$ 383 milhões ou 71% do total das receitas líquidas futuras BTNPV10. A tabela a seguir resume as receitas líquidas futuras BTNPV10 como relatado no Formulário NI 51-101 F1 da Companhia e a mudança de 31 de dezembro de 2010 a 31 de dezembro de 2011:

Em 2011, o valor presente líquido depois de impostos das receitas líquidas futuras, descontado em 10%, da participação da Companhia em reservas de petróleo 2P aumentou em 43% para US$ 390,5 milhões.

Atualização sobre a produção

Com uma produção média de 3.850 boed no primeiro trimestre de 2012, a Companhia teve quatro trimestres consecutivos de crescimento da produção, 68% superior ao mesmo trimestre de 2011 e 6% maior do que no quarto trimestre de 2011.

A orientação da empresa de produção para 2012 permanece inalterada e ficará em média entre 4.300 e 4.700 boed para o ano. Esta orientação se baseia em um perfil de produção atualizada de treze campos produtores de petróleo da Companhia e de dez poços de desenvolvimento a serem perfurados de agora até o final do ano. Não inclui os volumes de produção para quaisquer poços de exploração em andamento. As rupturas vivenciadas em Cubiro no primeiro trimestre temporariamente adiaram o cronograma de produção da Companhia, mas não resultará em qualquer impacto significativo sobre a orientação de produção anual para 2012. A produção ficou em média em aproximadamente 4.200 boed desde o final do bloqueio em meados de março de 2012.

Cernicalo-ST em produção - Bloco Cubiro, Bacia de Llanos:

O Cernicalo-ST, um desvio do poço de exploração Cernícalo 1 no Polígono B do bloco Cubiro, foi colocado em produção em 25 de fevereiro de 2012 das formações Guadalupe e C7. O Guadalupe está produzindo petróleo de 23,9 graus API e o C7 está produzindo petróleo de 28 graus API. Ao longo dos últimos sete dias de março de 2012, o poço produziu a uma taxa média combinada de 510 boed (participação da Companhia - 357 boed), com um corte de água de 57%. A estrutura está em curso com o campo Barranquero ao norte e o poço de exploração Tijereto Sur-1X ao sul.

Poço de desenvolvimento Copa 4 - Bloco Cubiro, Bacia de Llanos:

O Copa 4, um poço de desenvolvimento no campo de Copa teve sua perfuração iniciada em 31 de março de 2012 e está perfurando atualmente a 4.650 pés de profundidade medida (MD) na Formação Carbonera. O poço deverá ser concluído dentro das próximas duas semanas no Carbonera C5. Este é o mesmo intervalo no Copa-1 que já produziu 290.000 bbls e deverá produzir a uma recuperação final total de 497.000 bbls a partir deste poço.

Atualização sobre exploração

Poço de exploração Alondra-1X - Bloco Cubiro, Bacia de Llanos:

O Poço de exploração Alondra-1X, perfurado em 28 de março de 2012, atingiu a profundidade total (TD) de 6.513 pés MD em 5 de abril de 2012 na Formação Guadalupe e encontrou o topo da areia Carbonera C7 a 5.989 pés MD.

O Alondra-1X foi abandonado com base em registros LWD e, em 9 de abril de 2012, um desvio foi iniciado tendo por alvo um compartimento diferente estrutural sobre a mesma prospecção. Na profundidade atual de 2.685 pés MD, os resultados do Alondra-1ST são esperados para meados de abril de 2012. O poço está no Polígono B do bloco Cubiro, onde a PetroMagdalena tem uma participação de 70%. A prospecção Alondra está em curso e a 3,4 quilômetros ao norte do Campo Barranquero.

Poço de exploração Santa Cruz-1X - Bloco Santa Cruz, Bacia de Catatumbo:

O programa de testes continua no poço Santa Cruz-1X. Durante as operações, foi determinado que uma compressão de cimento seria necessária para assegurar o isolamento da zona sobre a Formação Barco e a Companhia acredita que compressões de cimento adicionais sejam necessárias, fazendo com que o período de testes dure mais tempo do que o originalmente previsto. Os resultados destes testes são esperados para o final de abril de 2012.

O poço Santa Cruz-1X, localizado no bloco Santa Cruz, na Bacia de Catatumbo no nordeste da Colômbia, foi perfurado a uma TD de 11.550 pés MD. Os dados relacionados com a sísmica do poço, idade geológica e registros indicam que o poço perfurou o plano da falha principal ao nível das formações Leon-Guayabo. Na lapa da falha inversa principal, uma seção normal foi encontrada incluindo sedimentos do Carbonera para as formações de Catatumbo. A análise laboratorial de cortes está em andamento e um esforço de interpretação vai continuar, para avaliar o modelo geológico.

A PetroMagdalena tem uma participação de 70% no poço Santa Cruz-1X e é a operadora do bloco Santa Cruz.

Poço Cantaclaro-1X - Bloco Carbonera, Bacia de Catatumbo:

O poço de exploração Cantaclaro-1X no bloco Carbonera, que iniciou a perfuração em 15 de março de 2012, foi perfurado para o topo da Formação alvo La Luna a uma profundidade de 4.560 pés MD. Um revestimento intermediário de 9-5/8 polegadas foi feito e a próxima operação irá instalar equipamentos de perfuração sub-balanceados. A formação alvo La Luna irá então ser perfurada, altamente desviada e o poço deverá alcançar a TD na base da Formação La Luna a uma profundidade de 5.480 pés MD. Perfurações e testes sub-balanceados e simultâneos estão previstos para continuar em cinco dias. A PetroMagdalena assinou um Memorando de Entendimento para farm-out de 60% do bloco Carbonera à YPF, como parte de um programa de trabalho de US$ 23 milhões, sujeito à aprovação da ANH.

Teleconferência

A administração realizará uma conferência telefônica hoje às 9:00 da manhã (Hora do Leste), para discutir os resultados do quarto trimestre de 2011 e de fim de ano. Analistas e investidores interessados estão convidados a participar da seguinte maneira:

Uma reprise desta teleconferência estará disponível discando 416-849-0833 com o número de ID da conferência acima até 24 de abril de 2012.

A PetroMagdalena é uma empresa de exploração e produção de petróleo e gás com sede no Canadá, com participações em 19 propriedades em cinco bacias da Colômbia. Mais informações podem ser obtidas com uma visita a nosso site em www.petromagdalena.com.

Todas as quantias monetárias em dólares americanos, a menos que de outra maneira informadas. Este comunicado à imprensa contém certas "declarações prospectivas" e "informações prospectivas", de acordo com as leis canadenses de seguridades aplicáveis, no que diz respeito ao negócio, operações, desempenho financeiro e condições da PetroMagdalena. As declarações e informações prospectivas incluem, mas não estão limitadas a, afirmações com respeito à produção estimada e vida das reservas de vários projetos de petróleo e gás da PetroMagdalena; estimativa das reservas de petróleo e gás; sua concretização; duração e quantidade da produção futura estimada; custos de produção; sucesso das atividades de exploração e flutuações nas taxas de conversão de câmbios. Exceto por afirmações de fatos históricos relacionados à empresa, certas informações contidas neste documento constituem afirmações estimativas. Estas são frequentemente caracterizadas por palavras como "planeja", "espera", "projeta", "pretende", "crê", "antecipa", "estima" e outras palavras similares, ou afirmações de que certos eventos ou condições "deverão" ou "irão" ocorrer. Declarações afirmativas são baseadas nas opiniões e estimativas da administração, na data de sua emissão, e são baseadas em um número de suposições e sujeitas a uma variedade de riscos e incertezas e outros fatores que poderiam levar os eventos ou resultados de fato a diferirem materialmente daqueles projetados nestas. Muitas dessas suposições são baseadas em fatores e eventos que não estão sob o controle da PetroMagdalena e não há garantia de que elas provarão estar corretas. Fatores que poderiam levar os resultados de fato a materialmente variarem dos resultados antecipados por estas declarações estimativas incluem mudanças nas condições de mercado, riscos relacionados a operações internacionais, preços e taxas de câmbio flutuantes para gás e petróleo, mudanças nos parâmetros dos projetos, a possibilidade de extrapolação de custos de projetos ou custos e despesas imprevistas, disputas trabalhistas e outros riscos da indústria de gás e petróleo, falhas da planta, equipamento ou processos em operar como antecipado. Embora a PetroMagdalena tenha tentado identificar fatores importantes que poderiam levar ações de fato, eventos ou resultados a materialmente diferirem daqueles descritos nas declarações estimativas, poderá haver outros fatores que levem ações, eventos ou resultados a não serem antecipados, estimados ou pretendidos. Não pode haver garantias de que declarações prospectivas serão comprovadamente acuradas, uma vez que resultados de fato e eventos futuros poderiam materialmente diferir daqueles antecipados em tais afirmações. A PetroMagdalena não assume nenhuma obrigação de atualizar declarações afirmativas se as circunstâncias ou estimativas e opiniões da administração vierem a mudar, exceto como exigido pelas leis de seguridades aplicáveis. O leitor está advertido de modo a não depositar confiança excessiva em declarações prospectivas.

As declarações relativas às estimativas de reservas de petróleo e gás também podem ser consideradas como declarações prospectivas, na medida em que envolvem estimativas de petróleo e gás que serão encontrados se a propriedade for desenvolvida. O boe pode levar a erros, particularmente se usado isoladamente. A taxa de conversão de boe de 6 pcm: 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 fonte. Os valores estimados da receita líquida futura divulgados não representam o valor de mercado.

Nem a TSX Venture Exchange nem o seu Regulation Services Provider (como o termo é definido nas políticas da TSX Venture Exchange) assumem a responsabilidade pela adequação ou precisão deste comunicado de notícias.

Glossário

Para mais informações:

Michael Davies
Diretor Geral Financeiro
(416) 360-7915

Belinda Labatte
Representante de Relações com Investidores
(647) 436-2152   

(PMD, PMD, WT,)

FONTE PetroMagdalena Energy Corp

FONTE PetroMagdalena Energy Corp.

SOURCE PetroMagdalena Energy Corp.