NEWSROOM

Toronto, Canadá, segunda-feira, 9 de janeiro de 2012 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) anunciou hoje seus planos de investimentos para 2012, bem como a atualização de suas operações ao final de 2011. A Companhia espera atingir uma produção líquida média após royalties de aproximadamente 86 Mboe/d em 2011, o que representa um aumento de 51% em relação à produção de 2010, e terminou o ano com uma produção em campo total bruta de aproximadamente 251 Mboe/d. A produção final está no nível mais baixo da faixa prevista de 250–260 Mboe/d devido ao comissionamento mais lento que o esperado em Quifa Norte e Sabanero, porém a produção final nos dois campos foi de 3,7 Mbbl/d e deve aumentar significativamente em 2012. A Companhia espera um crescimento na produção de 15% a 35% em 2012, ao passo que os investimentos da Companhia ficarão relativamente inalterados, em US$1,2 bilhão. A Companhia opera aproximadamente 60% de seus investimentos totais em 2012 e mais de 95% de sua produção.

Os investimentos de capital em 2012 estão focados: (1) na expansão da produção da Companhia em seus principais campos de petróleo, Rubiales/Piriri e Quifa SW; (2) no aumento da produção nos blocos de petróleo recentemente comissionados, Quifa Norte e Sabanero; (3) na aceleração de seu bloco CPE-6 para a produção de petróleo comercial; e (4) na continuidade das atividades sísmicas e de perfuração em sua ampla carteira de exploração de alto impacto na Colômbia, no Peru e na Guatemala.

Os destaques do programa de 2012 incluem:

• Um aumento da produção esperado de 15% a 35%, em comparação a uma estimativa de produção líquida de 86 Mboe/d em 2011, em grande parte motivado pelo aumento da produção nos campos de petróleo pesado em Quifa, Sabanero e Rubiales. Basicamente, todo o aumento da produção esperado será de petróleo.

•Investimentos totais de capital de US$1,2 bilhão, um pequeno aumento em comparação a 2011, com a exploração representando aproximadamente 30% do orçamento total. O programa de investimento de capital deve ser totalmente financiado pelos recursos gerados internamente e pelo caixa disponível em um cenário em que o preço esperado do petróleo varia entre US$80 e US$90 WTI.

• Investimentos em exploração de US$340 milhões, um nível semelhante a 2011, com a perfuração de, aproximadamente, 60 poços brutos (32 líquidos) e aquisição de dados sísmicos. Exploração significativa e perfuração de avaliação são planejadas para os blocos de petróleo pesado Quifa Norte, Sabanero, CPE-6 e CPO-12. Em todo o programa de exploração, aproximadamente 14 poços de exploração brutos (9 líquidos) visam prospecções de alto impacto, incluindo o primeiro poço da Companhia no Peru.

• US$285 milhões na perfuração planejada de 285 poços de desenvolvimento brutos (150 líquidos), um aumento significativo em comparação a 2011, com a atividade motivada pelo desenvolvimento do campo Quifa SW e dos blocos Quifa Norte e Sabanero, e a perfuração para preenchimento em andamento em Rubiales/Piriri.

• US$560 milhões em investimentos em instalações, com aproximadamente 40% direcionados para Quifa, 30% para Rubiales/Piriri e o restante para Sabanero, com provisão para avanço e progresso antecipado em CPE-6.

O Sr. Ronald Pantin, Diretor Presidente (“CEO”), comentou: “A Pacific Rubiales começou o ano em uma situação financeira muito sólida e está bem posicionada para outro ano de forte crescimento de sua produção. Os investimentos totais de capital devem ser semelhantes aos de 2011, mantendo uma disciplina de capital em um cenário incerto de preços das commodities e em um clima financeiro global instável. Aproximadamente 70% dos investimentos serão direcionados à atividades de perfuração de desenvolvimento e infraestrutura, projetadas para o aumento da produção e das reservas. A capacidade da Companhia em aumentar a sua produção à taxas de dois dígitos pelo quarto ano consecutivo é sustentada pela titularidade de grandes propriedades situadas na faixa de petróleo pesado da Colômbia, e com sua experiência técnica e de execução. O investimento em exploração será mantido em níveis semelhantes aos de 2011, visando a ampla carteira de prospectos da Companhia, fornecendo oportunidades de crescimento tanto para o médio quanto para o longo prazo”.

A administração realizará uma teleconferência ao vivo e em inglês, com tradução simultânea em espanhol, na terça-feira, 10 de janeiro de 2012, com início às 9h00 (horário de Toronto/Bogotá), para discutir as Expectativas e Prognósticos da Companhia para 2012 e apresentar uma atualização operacional em relação ao final de 2011.

Os analistas e investidores interessados estão convidados a participar pelos seguintes números:

Telefone de Acesso de Participante (Internacional/Local): (647) 427-7450

Telefone de Acesso de Participante (Gratuito na Colômbia): 01-800-518-0661

Telefone de Acesso de Participante (Gratuito na América do Norte): 1-888-231-8191

Identificação da Conferência (Participantes em inglês): 40671074

Identificação da Conferência (Participantes em espanhol): 40686485

A teleconferência será transmitida por webcast, que poderá ser acessado por meio do seguinte link: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.

Uma reprise da teleconferência estará disponível até as 23h59 (horário de Toronto/Bogotá), em 24 de janeiro de 2012, podendo ser acessada da seguinte maneira:

Telefone Gratuito: 1-855-859-2056

Telefones Locais: 416-849-0833

                             514-807-9274

                             403-451-9481

                             613-667-0035

                             778-371-8506

                             902-455-3955

Colômbia

A Colômbia continuará sendo o foco predominante das atividades e dos investimentos da Companhia em

2012.

Nos campos de petróleo Rubiales/Piriri, a Companhia planeja perfurar aproximadamente 160 poços de desenvolvimento (65 líquidos), visando otimizar o desenvolvimento de suas reservas 2P. É esperado um aumento na produção total bruta do campo para 200 Mbbl/d até o final do ano. Investimentos adicionais da ordem de US$178 milhões serão direcionados à expansão da capacidade de movimentação de petróleo e água dos campos.

Na área do campo Quifa, a Companhia planeja perfurar aproximadamente 120 poços de desenvolvimento (84 líquidos). A região de Quifa SW do campo está em plena fase de desenvolvimento, ao passo que o Quifa Norte também possui explorações ativas com 13 poços de exploração e avaliação adicionais, que visam ao aumento do campo e à adição de reservas. O investimento em exploração em Quifa será de,aproximadamente, US$36 milhões, incluindo perfuração e aquisição de sísmica. É esperado um aumento na produção bruta total do campo de Quifa (incluindo Quifa SW e Quifa Norte) para, aproximadamente, 65 Mbbl/d até o final do ano (aproximadamente 30 Mbbl/d líquidos). A maior parte do crescimento será proveniente da nova produção na área do Quifa Norte. Uma estimativa de US$209 milhões em investimentos será direcionada para novas instalações de processamento em Quifa Norte e para a expansão das instalações em Quifa SW.

Em Sabanero, as atividades de exploração e desenvolvimento continuarão, com a perfuração de 8 poços de desenvolvimento brutos (4 líquidos) e 12 poços de exploração e avaliação brutos (6 líquidos). É esperado um aumento na produção total bruta do campo no bloco Sabanero, operado pela Maurel et Prom Colômbia B.V. (“Maurel et Prom”), para, aproximadamente, 15 Mbbl/d (6 Mbbl/d líquidos) até o final do ano. Os investimentos em Sabanero de, aproximadamente, US$57 milhões incluem US$14 milhões em capital de exploração em 2012. A Companhia detém, indiretamente, 49,999% de participação na Maurel et Prom.

No bloco de E&P CPE-6 operado pela Companhia, localizado na faixa de óleo pesado a, aproximadamente, 70 km a sudoeste de Rubiales/Quifa, planeja-se um programa ativo de perfuração e aquisição de dados sísmicos, visando delinear as descobertas mais recentes e avançar em direção ao desenvolvimento comercial do bloco durante o ano. Pelo menos 8 poços de avaliação e exploração brutos (4 líquidos) e 365 km2 de sísmica 3D e 390 km de sísmica 2D estão planejados para o bloco em 2012 e aguardam aprovação dos sócios e manutenção dos resultados. O investimento planejado da Companhia de US$66 milhões inclui uma provisão para instalações de desenvolvimento que depende de uma declaração comercial no meio do ano e de autorizações regulatórias que permitam o início antecipado das operações de produção.

Na Colômbia, além de Quifa, CPE-6 e Sabanero, investimentos em exploração de, aproximadamente, US$200 milhões serão direcionados à perfuração de 22 poços de exploração brutos (13 líquidos) (incluindo poços de avaliação e estratigráficos) e aquisição de dados sísmicos. Isso inclui poços de exploração de alto impacto planejados para os blocos CPO-1, CPE-1, CR-1, CPO-12, COR-15, SSJN-7, PACIFIC RUBIALES ENERGY CORP. 1100 - 333 BAY STREET, TORONTO, ONTÁRIO M5H 2R2 TELEFONE: (416) 362-7735 FAX: (416) 360-7783 SSJN-9, Muisca e Guama, perfurando em prospecções anteriormente identificadas. Um programa de aquisição de dados sísmicos de grande escala, atingindo 1.300 quilômetros, está planejado para os blocos Tacacho, Terecay e PUT-9, na bacia de Putumayo, visando delinear prospecções de perfuração em 2013/2014.

Peru e Guatemala

A Companhia planeja investimentos em exploração de US$33 milhões no Peru em 2012. Os investimentos incluem US$10 milhões em aquisição de dados sísmicos no bloco 135 e US$23 milhões estimados para perfurar o primeiro poço no bloco 138, no qual a Companhia possui uma participação de 55%, sendo a operadora.

Um investimento em exploração de aproximadamente US$15 milhões está planejado para a Guatemala em 2012, visando a aquisição de dados sísmicos para delinear prospectos para perfuração em 2013.

Atualização das Operações de 2011

Durante o quarto trimestre de 2011, a Companhia continuou com as suas atividades de exploração ativa nos blocos de Quifa, Sabanero, La Creciente, Guama, Topoyaco e Arauca, bem como iniciou a perfuração no bloco de E&P CPE-6, atingindo um total estimado de 18 poços brutos perfurados (10 líquidos) (conforme tabela em anexo). A Companhia também iniciou estudos sísmicos 2D e 3D nos blocos CPO-1, CPO-12, Muisca, SSJN-7 e CR-1, visando a definição de prospectos de perfuração nesses blocos de exploração de potencial elevado. Os destaques no trimestre incluem:

• A primeira produção da área de Quifa Norte, com produção bruta atingindo aproximadamente 1,8 Mbbl/d no final do ano. A perfuração de exploração continuou na parte norte do bloco, com 9 poços brutos perfurados (6,3 líquidos), incluindo quatro poços de exploração e cinco poços de avaliação. Dois dos poços de exploração que resultaram em novas descobertas estendem a possibilidade de prospecção da porção norte do bloco para a porção leste. Esses poços, juntamente com três poços de avaliação verticais e dois horizontais, estão atualmente passando por testes de produção estendida. Em um dos poços de exploração foi encontrada espessura útil pouco econômica.

• A primeira produção de petróleo do bloco Sabanero, com produção bruta atingindo, aproximadamente, 1,8 Mbbl/d no final do ano. Durante o trimestre, a Maurel et Prom, operadora do bloco, perfurou três poços estratigráficos e um poço de avaliação, encontrando indicação de petróleo útil em todos os quatro poços. O poço de avaliação é o primeiro poço horizontal perfurado no bloco e, juntamente com um poço desviado perfurado anteriormente, está em testes de produção de longo prazo. No final do ano, um poço estratigráfico e dois poços de avaliação horizontais foram perfurados no bloco.

• Durante o trimestre, a Companhia iniciou um programa para perfurar 6 poços estratigráficos brutos (3 líquidos) de diâmetro amplo no prospecto de Hamaca descoberto anteriormente no bloco CPE-6 E&P e entrou com licenciamento ambiental para o bloco inteiro. Em quatro desses poços encontrou-se indicação de petróleo líquido útil em registros e as operações de perfuração dos dois poços remanescentes estavam sendo concluídas na primeira semana de janeiro e serão registradas nas próximas semanas.

• No trimestre, a Companhia efetuou exploração ativa em vários outros blocos. Atualmente, estão sendo realizados estudos sísmicos 3D visando prospecções de petróleo pesado nos blocos CPO-1 e CPO-12 e um estudo sísmico 2D foi concluído, e com um programa sísmico 3D adicional iniciado no bloco COR-15. No bloco Arauca, o poço de exploração Vaco-1X não foi considerado prospectivo e foi abandonado. No bloco Topoyaco, na bacia de Putumayo, o poço Yaraqui-1 teve suas operações de perfuração concluídas no trimestre, porém testes de registros úteis indicados resultaram em fluxos de petróleo pesado pouco econômicos e o poço foi suspenso. No bloco Muisca, o poço de exploração Nemqueteba-1X foi abandonado após não passar no teste de hidrocarbonetos. No final do ano, o poço de exploração Apamate-2X, no bloco La Creciente, e o poço de exploração Cororra-1X, no bloco Guama, foram perfurados.

• Durante o trimestre, a capacidade bruta do Oleoducto de Los Llanos (“ODL”) aumentou para 340 Mbbl/d (participação operacional de 35% detida pela Companhia); também foi dado andamento à construção na unidade de diluição de 240 Mbbl/d, na conexão do ODL ao oleoduto OCENSA, com início das operações esperado para 2012, e teve inicío o processo de solicitação dos alvarás de engenharia e ambientais para a extensão do ramal do ODL para conexão com o novo Oleoduto Bicentenário (“OBC”). A construção no oleoduto OBC iniciou-se em outubro, com a primeira fase de construção fornecendo capacidade bruta de 120 Mbbl/d, devendo entrar em operação no segundo semestre de 2012. A Companhia possui uma participação não operacional de 32,88% no oleoduto multifásico OBC, que é estratégica para os planos da Companhia de aumentar sua produção na bacia de Llanos.

• O Projeto STAR (Synchronized Thermal Additional Recovery Project) da Companhia foi iniciado em um local de teste-piloto no campo Quifa SW durante o trimestre. O Projeto STAR foi projetado para testar e comprovar a viabilidade de aplicação da recuperação térmica secundária às acumulações de petróleo pesado nos blocos da Companhia na Colômbia. A fase 1 do referido projeto, que consiste em well pad e na instalação de equipamentos e fluxo frio (primário) para calibragem, foi iniciada durante o trimestre e continuará no primeiro trimestre de 2012. A fase 2 do referido projeto, que consiste de produção térmica quente (secundária) induzida por injeção de ar e vapor, deverá ter início no final do primeiro trimestre de 2012.

• Durante o trimestre, a Companhia vendeu, aproximadamente, 70% de seus volumes de petróleo Castilla crude blend a um prêmio estimado de US$12,50 em relação ao preço do WTI, 10% de seus volumes de petróleo Vasconia blend a um prêmio estimado de US$20,50 em relação ao preço do WTI, e os volumes de venda de petróleo remanescentes foram vendidos nos mercados locais e de Rubiales. Essas realizações de preço do quarto trimestre ficaram quase 40% maiores que as do mesmo período em 2010.

Para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, a Companhia participou da perfuração de aproximadamente 70 poços de exploração brutos (41 líquidos) (incluindo poços de exploração, avaliação e estratigráficos).

Tabela de Poços de Exploração no 4º Trimestre de 2011

 

Poçõs de Exploração no 4º Trimestre de 2011
Nome	Tipo	Bloco	Área / Campo / Prospecção	Resultados
Opalo 9HZ	Avaliação	Quifa	Quifa Norte Prospecção Q	Bem Sucedido
Opalo-10HZ	Avaliação	Quifa	Quifa Norte - Prospecção Q	Bem Sucedido
Opalo-4	Avaliação	Quifa	Quifa Norte - Prospecção Q	Bem Sucedido
Opalo-6	Avaliação	Quifa	Quifa Norte - Prospecção Q	Bem Sucedido
Ambar-5	Exploração	Quifa	Quifa Norte - Prospecção F	Bem Sucedido
Ambar-7	Avaliação	Quifa	Quifa Norte - Prospecção F	Bem Sucedido
Ambar-10	Exploração	Quifa	Quifa Norte - Prospecção R	Bem Sucedido
Azabache-1	Exploração	Quifa	Quifa Norte - Prospecção P	Bem Sucedido
Rubi-1	Exploração	Quifa	Quifa Norte - Prospecção Y	Seco
Hamaca-1	Estratigráfico	CPE-6	CPE-6 E&P - Prospecção Hamaca	Bem Sucedido
Hamaca-2	Estratigráfico	CPE-6	CPE-6 E&P - Prospecção Hamaca	Bem Sucedido
Hamaca-3	Estratigráfico	CPE-6	CPE-6 E&P - Prospecção Hamaca	Perfuração
Hamaca-4	Estratigráfico	CPE-6	CPE-6 E&P - Prospecção Hamaca	Perfuração
Hamaca-5	Estratigráfico	CPE-6	CPE-6 E&P - Prospecção Hamaca	Bem Sucedido
Hamaca-6	Estratigráfico	CPE-6	CPE-6 E&P - Prospecção Hamaca	Bem Sucedido
SAB-STRAT-2	Estratigráfico	Sabanero	Sabanero	Bem Sucedido
SAB-STRAT-3	Estratigráfico	Sabanero	Sabanero	Bem Sucedido
SAB-STRAT-4	Estratigráfico	Sabanero	Sabanero	Bem Sucedido
SAB-STRAT-5	Estratigráfico	Sabanero	Sabanero	Perfuração
SAB-2HZ1	Avaliação	Sabanero	Sabanero	Bem Sucedido
SAB-3HZ1	Avaliação	Sabanero	Sabanero	Perfuração
SAB-4HZ’	Avaliação	Sabanero	Sabanero	Perfuração
Apamate-2X	Avaliação	La Creciente	Prospecção Apamate	Perfuração
Cotorra-1X	Exploração	Guama	Prospecção Pedernalito	Perfuração
Yaraqui-1X	Exploração	Topoyaco	Prospecção D	Seco

 

Mapa de exploração do Bloco Quifa Norte

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Mapa de Exploração do Bloco Sabanero

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

A Pacific Rubiales, companhia canadense produtora de gás natural e petróleo bruto pesado, detém 100 por cento da Meta Petroleum Corp., operadora de petróleo colombiana que atua nos campos de Rubiales e Piriri, na Bacia de Llanos em associação com a Ecopetrol, S.A., companhia nacional de petróleo da Colômbia, e 100 por cento da Pacific Stratus Energy Corp., que opera o campo de gás integralmente controlado de La Creciente. A Companhia foca na identificação de oportunidades principalmente dentro da Bacia de Llanos, no leste da Colômbia, bem como em outras áreas na Colômbia e no norte do Peru. A Pacific Rubiales tem participações operacionais em 46 blocos na Colômbia, no Peru e na Guatemala. As ações ordinárias da Companhia são negociadas na Bolsa de Valores de Toronto e na Bolsa de Valores da Colômbia com os códigos PRE e PREC, respectivamente.

PARA OBTER MAIS INFORMAÇÕES

 

Christopher (Chris) LeGallais

Sr. Vice-Presidente de Relações com Investidores

+1 (647) 295-3700

 

Sra. Carolina Escobar V

Gerente de Relações com Investidores

+57 (1) 628-3970

 

Avisos

 

Nota de Advertência relativa a Declarações sobre Estimativas e Projeções

 

Este comunicado à imprensa contém informações sobre estimativas e projeções. Todas as informações, exceto declarações de fatos históricos, relativas a atividades, eventos ou acontecimentos cuja concretização a Companhia acredita, espera ou prevê que ocorrerá ou poderá ocorrer no futuro (inclusive, entre outras, declarações sobre estimativas e/ou premissas relativas a produção, receita, fluxo de caixa e custos, estimativas de reservas e recursos, recursos e reservas potenciais, e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da Companhia) são consideradas estimativas projeções. Essas estimativas e projeções refletem as expectativas e crenças atuais da Companhia e se baseiam em informações disponíveis no momento para a Companhia. Estimativas e projeções estão sujeitas a uma série de riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da Companhia sejam significativamente diferentes daqueles discutidos nas estimativas e projeções, e, mesmo quando tais resultados são alcançados, mesmo que substancialmente, não há garantia de suas consequências ou efeitos para a Companhia. Os fatores que poderiam causar diferenças relevantes nos resultados ou eventos reais em comparação com as expectativas atuais incluem, entre outros: incertezas ligadas a estimativas de custos de capital e operacionais, estimativas de produção e retorno econômico; possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e premissas; impossibilidade de se estabelecer estimativas de recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados de ações; acontecimentos políticos na Colômbia, Guatemala ou no Peru; alterações nas regulamentações que afetem as atividades da Companhia; incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessários no futuro; incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos, e outros riscos divulgados em "Fatores de Risco" ou em qualquer outro local do formulário de informações anuais da Companhia datado de 11 de março de 2011 e arquivado na SEDAR no endereço www.sedar.com As estimativas e projeções são válidas apenas na data de sua divulgação e, exceto conforme exigido pelas leis de valores mobiliários aplicáveis, a Companhia se exime da intenção ou obrigação de atualizar quaisquer dessas informações em decorrência de novos dados, eventos ou resultados futuros, ou de outra forma. Embora a Companhia acredite que as premissas inerentes às informações sobre estimativas e projeções sejam razoáveis, tais informações não são garantia de desempenho futuro e, portanto, não devem ser alvo de confiança indevida em razão da incerteza que nelas possa estar contida.

Além disso, os níveis de produção divulgados poderão não refletir as taxas sustentáveis de produção e as taxas futuras de produção poderão ser substancialmente diferentes daquelas refletidas neste comunicado à imprensa, devido, entre outros fatores, às dificuldades ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

Conversão de Barril de Petróleo Equivalente (boe)

A unidade boe poderá induzir a erro, principalmente se utilizada isoladamente. Uma razão de conversão de boe de 5,7 Mcf: 1 bbl tem como base um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência de valor na cabeça de poço. Os valores estimados divulgados neste comunicado à imprensa não representam o valor justo de mercado. As estimativas de reservas e de receita líquida futura para propriedades individuais poderão não refletir o mesmo nível de confiança que as estimativas de reservas e de receita líquida futura para todas as propriedades, devido aos efeitos de agregação.

 

Referência do Parágrafo	Usando o Padrão Colombiano 5,7 Mcf:1 bbl	Usando o Padrão Canadense 6 Mcf: 1
1 e 3	86 Mboe	85,3 Mboe
1	251 Mboe	250,3 Mboe

 

 Definições

 

bbl	Barril de petróleo.
bbl/d	Barril de petróleo por dia.
boe	Barril de petróleo equivalente. A medida boe poderá induzir a erro, principalmente se utilizada isoladamente. O padrão colombiano é uma razão de conversão de boe de 5,7 Mcf: 1 bbl e tem como base um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador, e não representa uma equivalência de valor na cabeça de poço.
boe/d	Barril de petróleo equivalente por dia.
Mbbl	Milhares de barris.
Mboe	Milhares de barris de petróleo equivalente.
MMbbl	Milhões de barris.
Mcf	Milhares de pés cúbicos.
WTI	West Texas Intermediate (petróleo cru).