Informes sobre exploração: teste do poço Kangaroo-2 na Bacia de Santos, na plataforma continent
TORONTO, 24 de dezembro de 2014 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) divulgou hoje informes sobre a exploração, realçada pelos resultados iniciais de testes realizados no poço de avaliação de Kangaroo-2 nas águas rasas na Bacia de Santos, na plataforma continental do Brasil.
O poço de avaliação Kangaroo-2 foi perfurado no Bloco S-M-1165, a aproximadamente 300 metros (943 pés) up-dip (nível superior em aclive) do poço de descoberta Kangaroo-1 e confirma uma coluna de petróleo de 820 pés brutos (442 pés líquidos) nos reservatórios das eras Cretáceo e Paleoceno da estrutura. A empresa tem uma participação acionária de 35% nos poços e cinco blocos nas proximidades. A Karoon Gas Australia Ltd. (ASX:KAR) ("Karoon") detém os outros 65% de participação e é a operadora.
Como anunciado em um comunicado à imprensa de ontem da Karoon (veja no website da Karoon, em http://www.karoongas.com.au, "Relatório do Progresso do Poço de Avaliação Kangaroo-2 No. 6"), o teste de produção foi conduzido por um período de fluxo de mais de 36 horas, em um intervalo inicial mais baixo de 27 metros (89 pés) no reservatório visado. A taxa máxima de fluxo de petróleo foi de 3.360 bbl/d (taxa estabilizada de 2.300 bbl/d) foi conseguida através de um redutor (choke) de 44/64", com uma pressão de fluxo na tubulação de 690 psi e uma razão gás-óleo ("GOR" -- gas-oil-ratio) de 620 cf/bbl. Depois de um período de acúmulo de pressão retida, um segundo teste foi conduzido, com mais 40 metros (131 pés) abertos para fluxo. Nesse segundo teste, um fluxo máximo de 3.700 bbl/d (taxa estabilizada de 3.300 bbl/d) de petróleo de 38 graus API foi obtido, através de um redutor de 1", com uma pressão de fluxo na tubulação de 430 psi, uma GOR de 650 cf/bbl, sem dióxido de carbono (CO2) e sem sulfeto de hidrogênio (H2S), produzidos por areia ou água, durante um período de teste de mais de 12 horas.
Um terceiro teste de intervalos mais altos na reserva deve começar nos próximos sete dias. Uma decisão sobre um potencial programa alternativo será feita depois da conclusão do teste no buraco do poço. A Karoon está avaliando opções comerciais e estratégias iniciais de produção para a estrutura de Kangaroo, em consequência desses testes.
Depois da conclusão de todas as operações no poço Kangaroo-2, a sonda será movida para perfurar o prospecto separado Kangaroo Oeste, localizado a aproximadamente 4,5 quilômetros de Kangaroo-2, no lado oeste da estrutura pré-sal de Kangaroo.
O CEO da empresa Ronald Pantin, declarou:
"Estamos satisfeitos com os resultados do fluxo do primeiro intervalo de testes no poço de avaliação Kangaroo-2, que confirma o status da descoberta significativa do prospecto de Kangaroo em nossos blocos na plataforma continental da Bacia de Santos, no Brasil. Os testes estão em andamento, mas as análises iniciais da operadora sugerem que a as características da reserva na estrutura são excelentes e podem suportar taxas de fluxo de 6.000 a 8.000 bbl/d, em um poço de produção vertical, a taxas mais altas no buraco de um poço horizontal. Estamos ansiosos para ver os resultados dos testes de produção adicional em Kangaroo-2 e a perfuração do prospecto separado de Kangaroo Oeste, no início de 2015.
"Os resultados de Kangaroo-2 completam um ano muito bem-sucedido de exploração da empresa. Mais de 10.000 bbl/d de nova produção líquida de petróleo leve na Colômbia e no Peru foram conseguidos, através da perfuração neste ano de poços de exploração bem-sucedidos e temos mais barris, por trás da tubulação, de poços perfurados recentemente. Esses resultados demonstram a qualidade e o valor de nosso portfólio de exploração e contribuem para nossa produção líquida, que deve terminar o ano entre 151 a 152 Mboe/d".
Informe sobre a exploração
Peru -- Bloco 131 (participação de 30%)
Os testes ampliados no poço Los Angeles-1X começaram na formação Cushabatay em 18 de setembro de 2014. O poço e as operações no Bloco 131 estão a cargo da Cepsa S.A., que detém 70% de participação. Em 18 de dezembro de 2014, o poço estava produzindo 2.157 bbl/d de petróleo de 45 graus API, com uma proporção de água de 0,01%, GOR de 29 cf/bbl, fluindo naturalmente em um redutor de 32/64", com uma pressão na cabeça do poço de 235 psi. Nos últimos três meses do teste de produção de longo prazo, o poço produziu mais de 185,5 Mbbl de petróleo, a uma taxa média de 2.090 bbl/d. Desde a descoberta, o poço produziu um total de 233 Mbbl de petróleo.
O poço de exploração Los Angeles Noi-3X iniciou a perfuração em 6 de dezembro de 2014. O poço continua a ser perfurado, atualmente, a 5.858 pés, com um uma profundidade total (TD) planejada de 8.855 pés na Formação Copacabana. O alvo primário desse poço está na Formação Ene, com um alvo secundário na Formação Cushabatay.
Colômbia -- Bloco Guatiquia (participação de 100%)
O poço de exploração Ardilla-1 iniciou a perfuração no terceiro trimestre de 2014. O poço atingiu uma TD de 12.825 pés em 19 de outubro de 2014. A interpretação petrofísica indicou a presença de 71 pés de net pay, incluindo sete pés em Mirador, 17 pés em Guadalupe e 44 pés na Unidade Lower Sandstone-1 (sem a presença de contato com a água). O poço foi revestido e perfurado nos 14 pés superiores da Unidade Lower Sandstone-1. A produção com uma bomba elétrica submersível começou em 7 de novembro de 2014. Desde então, o poço produziu um total de 86 Mbbl de petróleo de 21 graus API, a uma taxa média de 2.038 bbl/d e uma proporção de água média de 5,7%.
O poço de avaliação Avispa-2 começou a ser perfurado em 14 de dezembro de 2014 e deve atingir a profundidade total no início de 2015.
O poço de exploração Gulupa-1 começou a ser perfurado no quarto trimestre de 2014. O poço atingiu a TD de 10.650 pés em 29 de novembro de 2014. O poço foi revestido e perfurado nos seis pés superiores da Formação de Guadalupe. O teste com tubulação em espiral e nitrogênio começou em 15 de dezembro de 2014. O poço produziu um total de 246 bbl de petróleo de 14 graus API, antes de fechar para um acúmulo de pressão em 17 de dezembro de 2014. Durante o período de teste de fluxo, o poço produziu a uma taxa média de 114 bbl/d, com uma proporção de água média de 37%, tamanho da redução média de 55/64" e pressão média na cabeça da tubulação de 114 psi. Dependendo dos resultados da análise temporária da pressão dos dados do acúmulo de pressão, o poço pode ser perfurado na formação de Mirador, para testar outras zonas produtoras potenciais.
Colômbia -- Bloco Corcel (participação de 100%)
O poço de exploração Espadarte-1 começou a ser perfurado durante o quarto trimestre de 2014. O poço atingiu a TD de 13.045 pés em 27 de novembro de 2014. A interpretação petrofísica indicou a presença de 22 pés de net pay, incluindo 20 pés na Unidade Lower Sandstone-1 e um pé na Formação Guadalupe. O poço foi revestido e perfurado nos quatro pés superiores da Unidade Lower Sandstone-1. A produção por fluxo natural começou em 9 de dezembro de 2014. O poço produziu um total de 16 Mbbl de petróleo de 34 graus API, a uma taxa média de 1.629 bbl/d, uma proporção de água média de 3,5%, GOR média de 46 cf/bbl, com um tamanho de redução de 24/64" e pressão na cabeça da tubulação de 135 psi.
Colômbia -- Bloco Chiguiro Oeste (participação de 100%)
O poço de exploração Matapalos-1D começou a ser perfurado no quarto trimestre de 2014 e foi encontrado um total de 16 pés de net pay na Formação Mirador, nos registros petrofísicos. O intervalo do teste de Mirador produziu a uma taxa máxima de 100 bbl/d de petróleo de 16 graus API (média de 50 bbl/d no período de teste de 29 dias), a uma proporção de água de 96%, através de uma redução de 28/64" e 64/64" (totalmente aberta). O poço produziu um total de 1,5 Mbbl de petróleo, durante o período de teste.
Colômbia -- Bloco LLA19 (participação de 50%)
O poço de exploração Langur-1X foi perfurado durante o quarto trimestre de 2014 e atingiu a TD a 13,717 pés. O poço registrou 14 pés de net pay na Formação Gacheta, nos registros petrofísicos. O teste da zona potencial está em andamento, atualmente.
Colômbia -- Bloco Rio Ariari (participação de 100%)
O poço de exploração Lapon-1D, localizado na porção à leste do Bloco Rio Ariari, começou a perfurar em 6 de dezembro de 2014 e atingiu a TD de 4.240 pés em 20 de dezembro de 2014. O poço registrou um total de 36 pés de net pay, calculado em registros petrofísicos na Formação Superior e Inferior de Mirador. Indícios encorajadores de petróleo foram encontrados na Formação Mirador alvo.
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 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 leve e pesado na Colômbia e ativos de petróleo e gás no Peru, 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que é proprietária de ativos de petróleo leve na Colômbia, e 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 e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua Nova Guiné.
As ações ordinárias das empresas 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. 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 sobre as 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, Guatemala, Peru, Brasil, Papua Nova Guiné e Guiana; 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 13 de março de 2014, 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, 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.
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 induzir a erro, 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.
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/PRE_141223Kangaroo-2.pdf
Christopher (Chris) LeGallais, vice-presidente corporativo para Relações com Investidores, +1 (647) 295-3700; Frederick Kozak, vice-presidente para Relações com Investidores, +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, gerente sênior para Relações com Investidores, +57 (1) 511-2298; Kate Stark, gerente para 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.
O poço de avaliação Kangaroo-2 foi perfurado no Bloco S-M-1165, a aproximadamente 300 metros (943 pés) up-dip (nível superior em aclive) do poço de descoberta Kangaroo-1 e confirma uma coluna de petróleo de 820 pés brutos (442 pés líquidos) nos reservatórios das eras Cretáceo e Paleoceno da estrutura. A empresa tem uma participação acionária de 35% nos poços e cinco blocos nas proximidades. A Karoon Gas Australia Ltd. (ASX:KAR) ("Karoon") detém os outros 65% de participação e é a operadora.
Como anunciado em um comunicado à imprensa de ontem da Karoon (veja no website da Karoon, em http://www.karoongas.com.au, "Relatório do Progresso do Poço de Avaliação Kangaroo-2 No. 6"), o teste de produção foi conduzido por um período de fluxo de mais de 36 horas, em um intervalo inicial mais baixo de 27 metros (89 pés) no reservatório visado. A taxa máxima de fluxo de petróleo foi de 3.360 bbl/d (taxa estabilizada de 2.300 bbl/d) foi conseguida através de um redutor (choke) de 44/64", com uma pressão de fluxo na tubulação de 690 psi e uma razão gás-óleo ("GOR" -- gas-oil-ratio) de 620 cf/bbl. Depois de um período de acúmulo de pressão retida, um segundo teste foi conduzido, com mais 40 metros (131 pés) abertos para fluxo. Nesse segundo teste, um fluxo máximo de 3.700 bbl/d (taxa estabilizada de 3.300 bbl/d) de petróleo de 38 graus API foi obtido, através de um redutor de 1", com uma pressão de fluxo na tubulação de 430 psi, uma GOR de 650 cf/bbl, sem dióxido de carbono (CO2) e sem sulfeto de hidrogênio (H2S), produzidos por areia ou água, durante um período de teste de mais de 12 horas.
Um terceiro teste de intervalos mais altos na reserva deve começar nos próximos sete dias. Uma decisão sobre um potencial programa alternativo será feita depois da conclusão do teste no buraco do poço. A Karoon está avaliando opções comerciais e estratégias iniciais de produção para a estrutura de Kangaroo, em consequência desses testes.
Depois da conclusão de todas as operações no poço Kangaroo-2, a sonda será movida para perfurar o prospecto separado Kangaroo Oeste, localizado a aproximadamente 4,5 quilômetros de Kangaroo-2, no lado oeste da estrutura pré-sal de Kangaroo.
O CEO da empresa Ronald Pantin, declarou:
"Estamos satisfeitos com os resultados do fluxo do primeiro intervalo de testes no poço de avaliação Kangaroo-2, que confirma o status da descoberta significativa do prospecto de Kangaroo em nossos blocos na plataforma continental da Bacia de Santos, no Brasil. Os testes estão em andamento, mas as análises iniciais da operadora sugerem que a as características da reserva na estrutura são excelentes e podem suportar taxas de fluxo de 6.000 a 8.000 bbl/d, em um poço de produção vertical, a taxas mais altas no buraco de um poço horizontal. Estamos ansiosos para ver os resultados dos testes de produção adicional em Kangaroo-2 e a perfuração do prospecto separado de Kangaroo Oeste, no início de 2015.
"Os resultados de Kangaroo-2 completam um ano muito bem-sucedido de exploração da empresa. Mais de 10.000 bbl/d de nova produção líquida de petróleo leve na Colômbia e no Peru foram conseguidos, através da perfuração neste ano de poços de exploração bem-sucedidos e temos mais barris, por trás da tubulação, de poços perfurados recentemente. Esses resultados demonstram a qualidade e o valor de nosso portfólio de exploração e contribuem para nossa produção líquida, que deve terminar o ano entre 151 a 152 Mboe/d".
Informe sobre a exploração
Peru -- Bloco 131 (participação de 30%)
Os testes ampliados no poço Los Angeles-1X começaram na formação Cushabatay em 18 de setembro de 2014. O poço e as operações no Bloco 131 estão a cargo da Cepsa S.A., que detém 70% de participação. Em 18 de dezembro de 2014, o poço estava produzindo 2.157 bbl/d de petróleo de 45 graus API, com uma proporção de água de 0,01%, GOR de 29 cf/bbl, fluindo naturalmente em um redutor de 32/64", com uma pressão na cabeça do poço de 235 psi. Nos últimos três meses do teste de produção de longo prazo, o poço produziu mais de 185,5 Mbbl de petróleo, a uma taxa média de 2.090 bbl/d. Desde a descoberta, o poço produziu um total de 233 Mbbl de petróleo.
O poço de exploração Los Angeles Noi-3X iniciou a perfuração em 6 de dezembro de 2014. O poço continua a ser perfurado, atualmente, a 5.858 pés, com um uma profundidade total (TD) planejada de 8.855 pés na Formação Copacabana. O alvo primário desse poço está na Formação Ene, com um alvo secundário na Formação Cushabatay.
Colômbia -- Bloco Guatiquia (participação de 100%)
O poço de exploração Ardilla-1 iniciou a perfuração no terceiro trimestre de 2014. O poço atingiu uma TD de 12.825 pés em 19 de outubro de 2014. A interpretação petrofísica indicou a presença de 71 pés de net pay, incluindo sete pés em Mirador, 17 pés em Guadalupe e 44 pés na Unidade Lower Sandstone-1 (sem a presença de contato com a água). O poço foi revestido e perfurado nos 14 pés superiores da Unidade Lower Sandstone-1. A produção com uma bomba elétrica submersível começou em 7 de novembro de 2014. Desde então, o poço produziu um total de 86 Mbbl de petróleo de 21 graus API, a uma taxa média de 2.038 bbl/d e uma proporção de água média de 5,7%.
O poço de avaliação Avispa-2 começou a ser perfurado em 14 de dezembro de 2014 e deve atingir a profundidade total no início de 2015.
O poço de exploração Gulupa-1 começou a ser perfurado no quarto trimestre de 2014. O poço atingiu a TD de 10.650 pés em 29 de novembro de 2014. O poço foi revestido e perfurado nos seis pés superiores da Formação de Guadalupe. O teste com tubulação em espiral e nitrogênio começou em 15 de dezembro de 2014. O poço produziu um total de 246 bbl de petróleo de 14 graus API, antes de fechar para um acúmulo de pressão em 17 de dezembro de 2014. Durante o período de teste de fluxo, o poço produziu a uma taxa média de 114 bbl/d, com uma proporção de água média de 37%, tamanho da redução média de 55/64" e pressão média na cabeça da tubulação de 114 psi. Dependendo dos resultados da análise temporária da pressão dos dados do acúmulo de pressão, o poço pode ser perfurado na formação de Mirador, para testar outras zonas produtoras potenciais.
Colômbia -- Bloco Corcel (participação de 100%)
O poço de exploração Espadarte-1 começou a ser perfurado durante o quarto trimestre de 2014. O poço atingiu a TD de 13.045 pés em 27 de novembro de 2014. A interpretação petrofísica indicou a presença de 22 pés de net pay, incluindo 20 pés na Unidade Lower Sandstone-1 e um pé na Formação Guadalupe. O poço foi revestido e perfurado nos quatro pés superiores da Unidade Lower Sandstone-1. A produção por fluxo natural começou em 9 de dezembro de 2014. O poço produziu um total de 16 Mbbl de petróleo de 34 graus API, a uma taxa média de 1.629 bbl/d, uma proporção de água média de 3,5%, GOR média de 46 cf/bbl, com um tamanho de redução de 24/64" e pressão na cabeça da tubulação de 135 psi.
Colômbia -- Bloco Chiguiro Oeste (participação de 100%)
O poço de exploração Matapalos-1D começou a ser perfurado no quarto trimestre de 2014 e foi encontrado um total de 16 pés de net pay na Formação Mirador, nos registros petrofísicos. O intervalo do teste de Mirador produziu a uma taxa máxima de 100 bbl/d de petróleo de 16 graus API (média de 50 bbl/d no período de teste de 29 dias), a uma proporção de água de 96%, através de uma redução de 28/64" e 64/64" (totalmente aberta). O poço produziu um total de 1,5 Mbbl de petróleo, durante o período de teste.
Colômbia -- Bloco LLA19 (participação de 50%)
O poço de exploração Langur-1X foi perfurado durante o quarto trimestre de 2014 e atingiu a TD a 13,717 pés. O poço registrou 14 pés de net pay na Formação Gacheta, nos registros petrofísicos. O teste da zona potencial está em andamento, atualmente.
Colômbia -- Bloco Rio Ariari (participação de 100%)
O poço de exploração Lapon-1D, localizado na porção à leste do Bloco Rio Ariari, começou a perfurar em 6 de dezembro de 2014 e atingiu a TD de 4.240 pés em 20 de dezembro de 2014. O poço registrou um total de 36 pés de net pay, calculado em registros petrofísicos na Formação Superior e Inferior de Mirador. Indícios encorajadores de petróleo foram encontrados na Formação Mirador alvo.
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 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 leve e pesado na Colômbia e ativos de petróleo e gás no Peru, 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que é proprietária de ativos de petróleo leve na Colômbia, e 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 e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua Nova Guiné.
As ações ordinárias das empresas 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. 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 sobre as 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, Guatemala, Peru, Brasil, Papua Nova Guiné e Guiana; 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 13 de março de 2014, 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, 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.
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 induzir a erro, 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.
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.
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Christopher (Chris) LeGallais, vice-presidente corporativo para Relações com Investidores, +1 (647) 295-3700; Frederick Kozak, vice-presidente para Relações com Investidores, +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, gerente sênior para Relações com Investidores, +57 (1) 511-2298; Kate Stark, gerente para 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.