Pacific Rubiales divulga resultados do primeiro trimestre de 2015: relata produção líquida, vol
TORONTO, 15 de maio de 2015 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (a "Empresa" e "Pacific Rubiales") divulgou hoje seus resultados financeiros consolidados, não auditados, para o trimestre encerrado em 31 de março de 2015, juntamente com a "Discussão e Análise da Administração" ("MD&A" -- Management's Discussion and Analysis). Os documentos serão publicados no website da empresa em http://www.pacificrubiales.com, no SEDAR em http://www.sedar.com e no website da SIMEV em http://www.superfinanciera.gov.co/web_valores/Simev. Uma apresentação corporativa, relativa aos resultados do primeiro trimestre, será postada no website da empresa. Todos os valores contidos neste comunicado e na divulgação financeira da empresa são expressos em dólares americanos, salvo indicação em contrário.
Destaques operacionais:
A produção líquida no trimestre atingiu o recorde de 152.650 boe/d, um aumento de 4% em comparação com o quarto trimestre de 2014 e dentro das diretrizes da empresa (150.000 -- 160.000 boe/d). O aumento da produção é devido principalmente à maior produção de petróleo leve e médio e aumentos no campo Quifa SW.
A produção de petróleo leve e médio aumentou 18%, em comparação com o primeiro trimestre de 2014, e até 8%, em comparação com o quarto trimestre de 2014, para 55.587 bbl/d.
A produção no Campo Quifa SW aumentou para 29.812 bbl/d durante o primeiro trimestre de 2015, 14% a mais do que a do quarto trimestre de 2014 e 34% a mais do que a do mesmo período de 2014.
Destaques financeiros:
As receitas do trimestre foram de $ 800 milhões, uma redução de 19% em relação ao quarto trimestre de 2014, devido à queda dos preços de mercado do petróleo cru.
Na média, as vendas de petróleo e gás (incluindo para negociação) no primeiro trimestre atingiram um recorde de 180.086 boe/d, um aumento de 19%, em comparação com o mesmo período de 2014.
O netback operacional combinado da produção de petróleo e gás no quarto trimestre foi de $ 22,73/boe, em comparação com $ 38,36/boe no quarto trimestre de 2014. A redução foi atribuída à queda significativa dos preços de mercado do petróleo cru.
Reduções significativas e contínuas do custo operacional de caixa, com custos operacionais subjacentes (excluindo custos de overlift/underlift e outros) caindo 20% em relação ao trimestre anterior e 34% em relação ao mesmo período do ano passado.
As despesas gerais e administrativas foram de $ 55 milhões no primeiro trimestre de 2015, em comparação com $ 98 milhões no quarto trimestre de 2014 e $ 75 milhões no primeiro trimestre de 2014.
O EBITDA ajustado caiu 36%, de $ 419 milhões no quarto trimestre de 2014 para $ 270 milhões no trimestre.
O Fluxo de Caixa (fluxo de fundos de operações) no trimestre foi de $ 157 milhões.
O prejuízo líquido no primeiro trimestre de 2015 foi de $ 722 milhões, refletindo a queda significativa na realização dos preços de petróleo cru, bem como a perda de valor de ativos não monetários. Outros itens não monetários, que afetaram os lucros, incluíram prejuízos no câmbio não realizado e DD&A.
O total de despesas de capital caiu para $ 226 milhões no primeiro trimestre de 2015, em comparação com $ 758 milhões no quarto trimestre de 2014 e $ 469 milhões no primeiro trimestre de 2014.
Outros destaques:
A empresa obteve uma alteração contratual em certas cláusulas de sua linha de crédito rotativo e dívida bancária, aumentando o quociente do EBITDA ajustado da dívida bruta nos últimos 12 meses de 3,5:1,0 para 4,5:1,0.
A empresa fez um saque parcelado de $ 1 bilhão em sua linha de crédito rotativo e usou parte do dinheiro apurado para saldar $ 384 milhões de dívidas bancárias de curto prazo, vencíveis em 2015 e 2016, e contribuiu para os $ 860 milhões de dólares em dinheiro no balanço patrimonial de 31 de março de 2015.
Conforme anunciado em 5 de maio de 2015, a empresa entrou em discussões exclusivas com respeito a uma oferta feita pela ALFA, S.A.B. de C.V. ("ALFA") e pela Harbour Energy Ltd. ("Harbour Energy"), por meio da qual elas poderão adquirir todas as ações ordinárias emitidas e em circulação do capital da empresa ("Ações Ordinárias"), ainda não em poder da ALFA, pelo preço de C$ 6,50 por ação, operação sujeita à conclusão da documentação definitiva e de aprovações requeridas do conselho e pelos acionistas. Se a oferta prosseguir, ela será uma transação com terceiros, de acordo com as leis de valores mobiliários aplicáveis e ela está, portanto, sendo examinada por um comitê independente do conselho, que contratou consultores financeiros para fornecer uma avaliação independente, de acordo com as leis de valores mobiliários. Se a transação for aprovada pelo conselho, a aprovação dos acionistas será requerida em uma reunião especial, em que ela deve ser aprovada por dois terços de todos os acionistas, através de votação na reunião e por uma maioria da minoria dos acionistas votantes na reunião.
A empresa recebeu um adiantamento de $ 200 milhões pela venda a termo de petróleo cru, negociada com um comerciante da área de energia global, para a entrega de seis milhões de barris de petróleo cru, durante um período de seis meses.
Oito poços de exploração (incluindo poços estratigráficos e de avaliação) foram perfurados no trimestre, resultando em seis descobertas. Isso significa um índice de sucesso de 75% para o trimestre, em comparação com 56% no mesmo período de 2014. Os sucessos da exploração, localizados principalmente nos Llanos Centrais e Profundos na Colômbia acrescentaram aproximadamente 10.000 bbl/d na produção de petróleo leve no ano passado.
O CEO da empresa, Ronald Pantin, declarou:
"Em minha última Mensagem aos Acionistas, no encerramento do ano de 2014, eu descrevi alguns dos planos que estamos executando, para adaptar as operações da empresa ao ambiente de preços baixos do petróleo. Na condição de acionista, você deve estar muito satisfeito pelo fato de a equipe esforçada e diligente da Pacific Rubiales haver cumprido as promessas que lhe foram feitas. Você verá nos resultados do primeiro trimestre que a empresa reduziu significativamente as despesas gerais e administrativas (G&A) e os custos operacionais de caixa. Embora essas reduções não compensem inteiramente a queda drástica dos preços do petróleo no primeiro trimestre de 2015, elas asseguram a lucratividade da empresa nos meses restantes de 2015 e mais além, dentro dos cenários esperados de preços do petróleo".
"Como você sabe, anunciamos em 5 de maio que a empresa está mantendo discussões exclusivas com uma das maiores acionistas, a ALFA, e sua parceira Harbour Energy, para a possível aquisição da empresa".
"No primeiro trimestre e no início do segundo trimestre de 2015, obtivemos os maiores volumes de produção de todos os tempos. Atualmente, estamos produzindo, em média, mais de 155.000 boe/d -- acima, portanto, de nosso índice do encerramento de 2014 de aproximadamente 150.000 boe/d. É um crescimento pequeno em comparação com anos anteriores, mas quero enfatizar que esse crescimento da produção se deve à qualidade dos ativos do petróleo leve e médio da empresa e a novas e importantes descobertas feitas em 2014 nos Contrafortes Colombianos. O prosseguimento da exploração em 2015 identificou outros prospectos de exploração, similares às descobertas já feitas e, o mais importante, que resultaram em um número significativo de localidades de perfuração de desenvolvimento de petróleo leve, que devem fazer com que o crescimento da produção continue bem em 2016. Além disso, confirmamos o potencial da descoberta de Kangaroo na plataforma continental do Brasil e anunciamos uma segunda descoberta, possivelmente similar, nas proximidades do prospecto de Echidna".
"Para o primeiro trimestre de 2015, geramos $ 800 milhões em receitas, $ 270 milhões em EBITDA ajustado e $ 157 milhões em fluxo de fundos de operações. Nossos lucros foram mais baixos, em comparação com os do quarto trimestre de 2014, devido à tendência de queda dos preços do petróleo cru e a um lançamento de perda de valor não monetário de $ 411 milhões (após desconto de impostos) sobre nossos ativos de exploração e goodwill (fundo de comércio). Nosso netback operacional para o trimestre foi de $ 22,73/boe, também afetado pelos preços mais baixos do petróleo".
"Continuamos a racionalizar nossas operações para conseguir mais reduções de custos durante o trimestre, com custos operacionais subjacentes de $ 21,21/boe e custos operacionais totais (incluindo custos de overlift e outros) de $ 26,72/boe, em comparação com $ 26,44/boe e 27,28/boe, respectivamente, no quarto trimestre de 2014".
"Durante o trimestre, negociamos com sucesso o relaxamento das cláusulas de manutenção em nossa linha de crédito rotativo de $ 1 bilhão e dívidas bancárias. A dívida bruta dos últimos 12 meses para o cálculo do EBITDA ajustado mudou de 3,5:1,0 para 4,5:1,0, um testemunho do apoio e da confiança que nossos financiadores de longo tempo depositam na empresa".
"Também concluímos uma transação durante o trimestre, pela qual recebemos $ 200 milhões adiantados, como um pré-pagamento parcial de seis milhões de barris de petróleo, em uma venda a prazo, que se estenderá pelos próximos seis meses, dentro de nosso programa de gestão de capital de giro. Além disso, anunciamos a intenção de terceiros em adquirir 30% da Pacific Midstream por $ 200 milhões, uma transação que deve ser fechada neste trimestre. Em consequência, esperamos observar uma melhora em nossa dívida bancária líquida e de longo prazo (excluindo carências de capital de giro), que era de aproximadamente $ 4,4 bilhões no encerramento do primeiro trimestre de 2015".
"Indo em frente, nossa estratégia financeira e de capital permanece focada na manutenção de um balanço patrimonial saudável por: (1) manter reduzidos os custos operacionais e as despesas gerais e administrativas (G&A); (2) reduzir as despesas de capital para se igualar ao fluxo de caixa, no ambiente predominante dos preços do petróleo; (3) alocar capital para os projetos de maior retorno e mais essenciais; (4) manter a liquidez; e (5) implementar iniciativas estratégicas de gestão do passivo; tudo com o objetivo de assegurar fundos para futuro crescimento e gerar fortes retornos a nossos acionistas".
Resultados financeiros
Sumário financeiro
2015
2014
1TRI
4TRI
1TRI
Receitas de vendas de petróleo e gás ($ milhões)
799,8
991,5
1.283,5
EBITDA ajustado ($ milhões)1, 4
269,6
419,3
708,2
Margem do EBITDA ajustado (EBITDA ajustado/receitas)
34%
42%
55%
EBITDA ajustado por ação 1, 4
0,86
1,33
2,23
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) ($ milhões)1
156,9
409,8
473,6
Fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) por ação 1
0,50
1,30
1,49
Lucros (prejuízos) líquidos de operações antes de perda de valor
(138,9)
(40,6)
330,8
Lucros (prejuízos) líquidos ($ milhões) 2
(722,3)
(1.660,9)
119,2
Lucros (prejuízos) líquidos por ação
(2,31)
(5,26)
0,38
Produção líquida (boe/d)
152.650
147.075
148.827
Volume de vendas (boe/d)
180.086
161.445
151.847
Taxa de câmbio (COP$ / US$) 3
2.576,05
2.392,46
1.965,32
Média de ações em circulação -- básicas (milhões)
313,3
315,9
317,8
1 Os termos EBITDA ajustado e fluxo de caixa (fluxo de fundos de operações) são medidas não IFRS. Por favor, veja informes e reconciliações na MD&A.
2 Lucro líquido atribuído a detentores de participação acionária na empresa controladora.
3 Flutuações das taxas de câmbio COP/USD podem ter um impacto significativo no lucro líquido contábil da empresa, na forma de conversão de moeda estrangeira não realizada nos ativos e passivos financeiros da empresa e saldos de impostos diferidos que são denominados em COP.
4 A empresa usa o EBITDA ajustado de medida não IFRS, embora no passado tenha usado o termo EBITDA. Nosso cálculo dessa medida não mudou em relação aos trimestres anteriores, mas a terminologia mudou, devido a diretrizes fornecidas pela Comissão de Valores Mobiliários de Ontário (Ontario Securities Commission).
Produção
Sumário da produção líquida
2015
2014
1TRI
4TRI
1TRI
Petróleo e líquidos (bbl/d)
Colômbia
141.238
133.731
135.694
Peru
2.856
3.288
2.424
Total de petróleo e líquidos (bbl/d)
144.094
137.019
138.118
Gás natural (boe/d)1
Colômbia
8.556
10.056
10.709
Total de gás natural (boe/d)
8.556
10.056
10.709
Total da produção equivalente (boe/d)
152.650
147.075
148.827
Taxa de conversão de gás natural pelo padrão colombiano de 5.7 Mcf/bbl.
Mais informações sobre a produção adicional estão disponíveis na MD&A.
Em 2015, a produção líquida da empresa de 152.650 boe/d aumentou 4% em comparação com o quarto trimestre de 2014, resultante de volumes crescentes de produção nos campos de petróleo leve e médio da empresa. O crescimento da produção foi contrabalançado por uma queda de 17% na produção líquida no Campo Rubiales, em comparação com o mesmo período de 2014. Menores volumes de produção do Campo de Rubiales maduro se devem, principalmente, à capacidade restrita de eliminação de água, em consequência dos atrasos na concessão da licença para o projeto de irrigação de Agrocascada. A produção líquida de Quifa SW aumentou para 29.812 bbl/d no primeiro trimestre de 2015, 34% mais alta do que a do mesmo período de 2014 e 14% maior do que a do quatro trimestre de 2014.
Com o aumento da produção nos campos de petróleo leve e médio, agora representando 36% do total da produção líquida da empresa no primeiro trimestre, a confiança na produção do Campo Rubiales continua a diminuir, representando apenas 35% do total da produção líquida no primeiro trimestre, uma queda de 44% em relação ao primeiro trimestre de 2014.
Volumes de produção e vendas
Produção para total da reconciliação de vendas
2015
2014
1TRI
4TRI
1TRI
Produção líquida
Petróleo da Colômbia (bbld)
141.238
133.731
135.694
Gás da Colômbia (boe/d)
8.556
10.056
10.709
Petróleo do Peru (bbl/d)
2.856
3.288
2.424
Total da produção líquida (boe/d)
152.650
147.075
148.827
Volumes de vendas (boe/d)
Volumes de produção (boe/d)
152.650
147.075
148.827
Volumes de diluentes (bbl/d)
325
1.795
3.211
Volumes de petróleo para comercialização (bbl/d)
15.524
14.237
10.586
Acordo PAP (bbl/d)1
0
0
(4.996)
Giro de estoques e outros (bbl/d)
11.587
(1.662)
(5.781)
Total de volumes vendidos (boe/d)
180.086
161.445
151.847
1 Corresponde ao estoque entregue à Ecopetrol durante 2013 e 2014, relativo ao acordo final de arbitragem do PAP. No final do primeiro trimestre de 2014, a empresa entregou todos os volumes pendentes antes do período do PAP.
Mais informações sobre volume de produção e vendas estão disponíveis na MD&A.
A empresa produz e vende petróleo cru e gás natural. Ela também compra líquidos e petróleo cru de terceiros, para fins de comercialização, e destilados para mistura de diluentes com a produção de petróleo pesado, que estão incluídos nos "volumes vendidos" relatados. Os volumes de venda também são impactados pelo movimento relativo de estoques durante um período do relatório. As receitas e os custos são reconhecidos nos volumes vendidos respectivos durante o período.
Os volumes de produção no trimestre aumentaram para 152.650 boe/d, em comparação com os de 148.827 boe/d no mesmo período do ano anterior (um aumento de 3%), devido aos crescentes volumes nos campos produtivos. Os volumes de diluentes diminuíram para 325 bbl/d, em comparação com 1.795 bbl/d no quarto trimestre de 2014 e 3.211 bbl/d no mesmo período do ano anterior. Os volumes de diluentes continuaram a cair, porque utilizamos inteiramente a produção de petróleo leve e médio de aquisições anteriores e de novas descobertas, além de firmar acordos de suprimento de diluentes de menor custo. Os volumes de petróleo para comercialização no trimestre aumentaram para 15.524 bbl/d, em comparação com 10.586 bbl/d há um ano. O balanço dos estoques diminuiu em consequência da retirada de 11.587 bbl/d no primeiro trimestre, em comparação com um acúmulo de 5.781 bbl/d no mesmo período do ano passado.
O total de volumes vendidos, composto de volumes de produção disponíveis para venda, volumes de diluentes comprados, volumes de petróleo para comercialização e mudanças no saldo de estoques, aumentaram para 180.086 boe/d no atual trimestre, contra 151.847 boe/d no ano anterior (um aumento de 19%).
Netbacks operacionais e volumes de vendas
Volumes de produção de petróleo e gás e netbacks
1TRI 2015
4TRI 2014
1TRI 2014
Petróleo
Gás
Combinados
Petróleo
Gás
Combinados
Petróleo
Gás
Combinados
Volumes da produção vendidos(boe/d)1
155.967
8.595
164.562
137.083
10.125
147.208
130.526
10.735
141.261
Preço de venda de petróleo cru e gás natural ($/boe)
50,38
32,48
49,45
68,27
29,97
65,64
98,44
31,80
93,38
Custos de produção ($/boe)
8,55
4,26
8,33
14,40
4,42
13,71
16,51
4,18
15,57
Custos de transporte ($/boe)
11,75
0,82
11,18
11,70
0,33
10,92
15,02
0,01
13,88
Custos de diluentes ($/boe)
1,80
-
1,70
1,95
-
1,81
2,90
-
2,68
Subtotal de custos ($/boe)
22,10
5,08
21,21
28,05
4,75
26,44
34,43
4,19
32,13
Outros custos ($/boe)2
1,46
0,30
1,40
0,80
1,75
0,87
1,24
1,93
1,29
Custos de overlift/underlift ($/boe)
4,34
(0,08)
4,11
(0,03)
0,04
(0,03)
(4,21)
0,64
(3,84)
Total dos custos ($/boe)
27,90
5,30
26,72
28,82
6,54
27,28
31,46
6,76
29,58
Netback operacional ($/boe)
22,48
27,18
22,73
39,45
23,43
38,36
66,98
25,04
63,80
1 Volumes da produção vendidos excluem os volumes de petróleo para comercialização e incluem volumes de diluentes vendidos.
2 Inclui royalties pagos em dinheiro.
Mais informações sobre custos e netbacks estão disponíveis na MD&A.
Custos de produção combinados caíram de $ 13,71/boe no quarto trimestre de 2014 para $ 8,33/boe no primeiro trimestre de 2015, em consequência de reduções dos custos de produção (lifting cost) no campo, bem como da desvalorização do peso colombiano contra o dólar americano. Os custos combinados de transporte no trimestre aumentaram um pouco, de $ 10,92/boe no quarto trimestre de 2014 para $ 11,18/boe no primeiro trimestre de 2015, com interrupções mínimas do Oleoduto Bicentenario. Os custos de diluentes continuaram a cair, porque a empresa utilizou toda a produção de petróleo leve e médio de aquisições anteriores e novas descobertas, além de firmar acordos de suprimento de diluentes de menor custo. Os custos operacionais totais da empresa (incluindo custos de overlift/underlift e outros), caíram para $ 26,72/boe, em comparação com $ 29,58/boe no mesmo período do ano anterior. Outras reduções de custos poderão ser realizadas durante o ano.
A empresa também relata separadamente o netback em petróleo cru para comercialização, que foi de $ 2,52/bbl no atual trimestre, em comparação com $ 1,19/bbl no mesmo período do ano passado. Mais informações sobre petróleo para comercialização estão disponíveis na MD&A.
Informe sobre a exploração
No primeiro trimestre de 2015, a empresa perfurou -- ou era parceira em perfurações de ? oito poços, consistindo de cinco poços de exploração e três poços de avaliação. Desses poços, seis encontraram hidrocarbonetos economicamente viáveis e dois foram abandonados como poços secos, resultando em uma taxa de sucesso geral de 75%. Os poços de exploração no primeiro trimestre de 2015 resultaram em uma nova descoberta no Bloco Quifa, na Colômbia, confirmaram a descoberta de Kangaroo no Bloco S-M-1165 na plataforma continental do Brasil, enquanto os poços de avaliação bem-sucedidos foram perfurados no Bloco Guatiquía, na Colômbia, e no Bloco 131, no Peru. Depois do encerramento do trimestre, uma nova descoberta (Echidna-1) ocorreu no Bloco S-M-1102, na plataforma continental do Brasil. Mais informações estão disponíveis na MD&A de 2015 da empresa, relativa ao primeiro trimestre.
Sobre a Pacific Rubiales
A Pacific Rubiales é uma empresa de capital aberto sediada no Canadá, que explora e produz gás natural e petróleo cru, com operações focadas na América Latina. A empresa tem um portfólio diversificado de ativos, com participações em aproximadamente 90 blocos de exploração e produção em sete países: Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil, Guiana, Papua Nova Guiné e Belize. A estratégia da empresa é focada no crescimento sustentável da produção e das reservas, bem como na geração de receitas. A Pacific Rubiales assumiu o compromisso de conduzir seus negócios com segurança e de maneira responsável sob os aspectos sociais e ambientais.
As ações ordinárias da empresa são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange) e na Bolsa de Valores da Colômbia, sob os símbolos PRE e PREC, 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. Declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam consideravelmente 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 consideravelmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza sobre as estimativas de custos 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, Guatemala, Peru, Brasil, Papua Nova Guiné, Guiana e México; alterações nos 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; e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações anuais da empresa, datadas de 18 de março de 2015, arquivadas na SEDAR no endereço http://www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é válida na data em que é feita e, exceto pelo que pode ser requerido pela legislação de valores mobiliários aplicável, 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, 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 substancialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa, devido a, entre outros fatores, dificuldades ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.
As estimativas de recuperação e de reservas de petróleo cru e de reservas de gás natural informadas neste comunicado à imprensa, obtidas de relatórios independentes das reservas, são estimativas apenas e não há garantia de que as reservas estimadas serão recuperadas. As reservas reais de petróleo cru e de gás natural podem, mais à frente, ser maior ou menor do que as previstas nas estimativas.
Os valores estimados, divulgados neste comunicado à imprensa, não representam o valor justo de mercado. As estimativas de reservas e futuras receitas líquidas para propriedades individuais podem não refletir o mesmo nível de confiança como as estimativas das reservas e futuras receitas líquidas de todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.
Conversão do Boe
O termo "boe" é usado neste comunicado à imprensa. 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.
As reservas de gás natural da empresa se situam nos blocos La Creciente, Guama e outros blocos na Colômbia, bem como no campo Piedra Redonda no Bloco Z-1, no Peru. Para todas as reservas de gás natural na Colômbia, a medida boe tem sido expressa usando-se o padrão de conversão colombiano de 5,7 Mcf: 1 bbl, requerido pelo Ministério das Minas e Energia da Colômbia. E para todas as reservas de gás natural no Peru, a medida boe tem sido expressa usando-se o padrão de conversão peruano de 5,626 Mcf: 1 bbl, requerido pela Perupetro S.A. Se um padrão de conversão de 6,0 Mcf: 1 bbl fosse usado para todas as reservas de gás natural da empresa, isso resultaria em uma redução das reservas líquidas P1 e 2P da empresa de aproximadamente 4,9 e 6,9 MMboe respectivamente.
Definições
Bcf
Bilhões de pés cúbicos.
Bcfe
Bilhões de pés cúbicos de equivalentes de gás natural.
bbl
Barris de petróleo.
bbl/d
Barris de petróleo por dia.
boe
Barril equivalente de petróleo. A medida Boe pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf:1 bbl e é baseado 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.
boe/d
Barris equivalente de petróleo por dia.
Mbbl
Milhares de barris.
Mboe
Milhares de barris equivalentes de petróleo.
MMbbl
Milhões de barris.
MMboe
Milhões de barris equivalentes de petróleo.
Mcf
Milhares de pés cúbicos.
Milhões de toneladas de GNL
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 royalties.
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. 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.
Frederick Kozak, vice-presidente corporativo para Relações com Investidores, +57 (1) 511-7992, e +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, gerente sênior de Relações com Investidores, +57 (1) 511-2298; Richard Oyelowo, gerente de Relações com Investidores, +1 (416) 362-7735; CONTATO COM A IMPRENSA: Peter Volk, vice-presidente de Comunicações para a América do Norte, +1 (416) 362-7735.
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FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
