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Toronto, Canadá, quinta-feira, 13 de dezembro de 2012 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) disponibiliza, nessa data, a atualização das informações à respeito de suas atividades operacionais e exploratórias para o ano de 2012.

Em resumo, a produção aumentou significativamente no atual trimestre, e a Companhia espera cumprir as metas de produção ao final do ano, inclusive com aumento de produção em 2012, apesar de inesperados atrasos com permissões que afetaram todos os produtores de petróleo e gás na Colômbia. As atividades de exploração continuam com o planejamento de perfuração de nove poços no quarto trimestre. O ano de 2012 representa um importante ano de transformação para a Companhia, o qual foi atingido por meio de uma série de aquisições estratégicas que posicionaram o portfólio da Companhia para um crescimento de longo prazo e acrescentaram valor às atividades existentes.

A Companhia espera divulgar suas previsões e orientações para 2013 durante a segunda semana de janeiro de 2013, o relatório de recursos e reservas de 2012 ao final de fevereiro de 2013 e os resultados financeiros de 2012 após o fechamento do mercado em 13 de março de 2013.

Ronald Pantin, Diretor-Presidente (Chief Executive Officer) da Pacific Rubiales, comentou:

“Estou entusiasmado com o progresso feito este ano em todos os aspectos da Companhia. Apesar dos oito desafiadores meses iniciais, durante os quais o crescimento de nossa produção foi impedido por atrasos com licenças ambientais que fugiam do nosso controle, estou muito satisfeito com nosso forte aumento de produção subsequente.

A produção da Companhia no quarto trimestre até o momento está na média de 269 Mboe/d de produção bruta dos campos, ou 108 Mboe/d de produção líquida após royalties, e a produção tem aumentado em todos os principais campos produtores da Companhia. Nessa última semana alcançamos um novo marco de 282 Mobe/d na produção bruta dos campos (aproximadamente 111 Mboe/d de produção líquida após royalties). A maior parte desta produção tem sido alavancada pelo campo Rubiales, que atualmente está produzindo mais de 200 Mboe/d (aproximadamente 67 Mbbl/d líquida após royalties). Em Quifa SW, a produção bruta está apenas um pouco abaixo de 50 Mbbl/d (aproximadamente 23 Mbbl/d líquida após royalties). No novo campo comercial de Cajua, na área de Quifa Norte, a produção está em 3 Mbbl/d (aproximadamente 1,7 Mbbl/d líquida após royalties), e espera-se que seja alcançada uma produção total bruta de 4 a 5 Mbbl/d ao final do ano. Com essa performance na produção, estamos muito confortáveis no sentido de que iremos atingir, ao final do ano, uma produção bruta na margem de 280 a 285 Mboe/d, ou aproximadamente de 112 a 114 Mboe/d líquida após royalties (excluindo quaisquer volumes da aquisição da C&C Energia Ltd.).

Durante 2012, nós consolidamos o portfólio da Companhia por meio de aquisições estratégicas, para assegurar e preparar o crescimento a longo prazo e adicionar valor às atuais atividades. Essa atividade tem sido direcionada à aquisição de reservas de baixo custo, as quais fornecem imediato valor e fluxo de caixa à produção à curto prazo, assim como a expansão de recursos que irão gerar crescimento nos próximos 3 a 5 anos.

Como exemplo, a aquisição do Bloco Z-1 nas águas rasas, localizadas offshore no Peru, gera reservas adicionais de baixo custo, imediato volume de produção que pode crescer nos próximos dois anos a partir de um desenvolvimento de baixo risco, e complementa nosso extensivo portfólio de exploração no país. Com a recente entrega e colocação de plataformas de perfuração e produção CX-15 no bloco do campo de petróleo de Corvina, esperamos que o desenvolvimento da perfuração se inicie no final do mês, se desenvolva no decorrer do próximo ano e tenha uma significante contribuição no aumento de produção em 2013. O recentemente finalizado programa de mapeamento sísmico 3D no bloco delineou múltiplos prospectos e grandes recursos para exploração em uma bacia de hidrocarbonetos sabidamente inclinada à produção de petróleo, que será testada por meio de perfuração exploratória ao longo dos próximos vários anos. A Pacific Rubiales espera que a aquisição do Bloco Z-1 receba a aprovação governamental ao final do ano. A aquisição foi efetivada no início deste ano (1° de janeiro de 2012).

A aquisição, por parte da Companhia, da PetroMagdalena Energy Corp. e a pendente aquisição da C&C Energia acrescenta uma produção de petróleo médio e leve, bem como reservas que serão utilizadas como fonte de diluente para nossa crescente produção de petróleo pesado na bacia de Llanos. A integração de diluente de petróleo leve / produção de petróleo pesado da Companhia, em conjunto com a crescente participação em oleodutos e infraestruturas de transporte, capturam uma significativa margem de, pelo menos, $40 a $50 por barril em participação direta de petróleo leve contra o custo volumoso de diluentes.

A atual produção dos ativos de PetroMagdalena é de, aproximadamente, 6 Mboe/d líquido após royalties, a qual, aproximadamente, dobrou desde o fechamento da aquisição, em 27 de julho de 2012. A produção dos ativos da C&C Energia é de, aproximadamente, 10Mbbl/d líquida após royalties, e espera-se que aumente a partir de um desenvolvimento mais agressivo de prospectos em 2013. A Companhia está mirando o fechamento da transação da C&C Energia ao final do ano de 2012.

Quatro aquisições de áreas adicionais de exploração foram realizadas durante 2012: 1) o aumento do investimento acionário na CGX Energy Inc., a qual detém uma participação em ativos localizados em águas profundas localizadas offshore de Guiana, 2) os sopés de Triceratops e PPL-237 em Papua Nova Guiné, 3) o bloco de exploração de petróleo pesado de Portofino na Bacia onshore de Caguam-Putumayo na Colômbia, e 4) os blocos Karoon de profundidade média na bacia de Santos, offshore Brasil; todas essas áreas de exploração devem ser vistas no contexto de fase inicial de captação de recursos para o futuro, em bacias e jurisdições que oferecem um balanço de maior e menor risco de terreno.

Nós consideramos todas as aquisições de exploração como oportunidades de nível mundial em bacias de hidrocarbonetos com potencial para hospedar grandiosos recursos. No caso de offshore Guiana, trata-se de uma bacia geograficamente análoga a oeste da África e Brasil que tem produzido gigantescas descobertas de petróleo; no caso de Papua Nova Guiné, temos grandes recursos de gás natural e condensados, situados próximo dos mercados de energia primária que mais crescem; no caso do bloco de Portofino, terrenos complementares ao longo do estratégico cinturão de petróleo pesado e adjacente ao desenvolvido campo de petróleo de Capella; e, no caso dos blocos offshore de Karoon, a primeira atividade da Companhia no Brasil e uma entrada estratégica na prolífica bacia brasileira de Santos. Essa é uma estratégia semelhante a levou a Companhia ao adjetivo de bem sucedido “first-mover”, grande captação de recursos e rápido aumento de produção em conjunto com o cinturão de recursos de petróleo pesado na Colômbia. Cada uma de nossas aquisições de 2012 foram até então concluídas e, portanto, financiadas à vista; espera-se que associação em exploração e desenvolvimento de capital sejam financiados pelo fluxo de caixa interno; equalizando a expertise construída onshore/offshore e na bacia fronteiriça e a capacidade adquirida pela Companhia de suas origens técnicas e administrativas. Essas aquisições ilustram a capacidade e a visão da Companhia para olhar além do médio e curto prazo, aproveitando oportunidades para auxiliar, melhorar e desenvolver o crescimento dos prospectos futuros da Companhia.

Além disso, esse ano tem sido um ano no qual as lições aprendidas em 2011 sobre relações com a comunidade, nossos trabalhadores e, em geral, com nossos acionistas deram frutos. Nós somos agora reconhecidos em todas as áreas de operação como um parceiro preferencial e como líderes no amparo de relações sustentáveis no meio social e econômico em que operamos.

No fechamento de 2012, gostaria de aproveitar a oportunidade para oferecer um agradecimento especial para cada um dos empregados da Companhia, em conjunto com nossos empregados terceirizados, pela sua dedicação ao longo de todo o ano. O balanço da Companhia permanece forte, e nossas metas de crescimento a médio prazo se mantém intactas, sustentadas por nossa exploração extensiva de petróleo pesado de baixo custo e desenvolvimento de ativos na Colômbia. Continuamos com nossa estratégia de crescimento lucrativo, através da continuação da construção pensando no futuro a longo prazo, a Companhia líder em E&P com foco na América Latina.”

Atualização Exploratória

A Companhia planejou perfurar, aproximadamente, 58 poços de exploração (incluindo poços estratigráficos e de avaliação) durante o ano de 2012. Essa estimativa incluía nove poços durante o quarto trimestre, restando aproximadamente quatro destes (poços nos blocos de Colômbia CPO-1, SSJN-9 e Guama, e nos blocos brasileiros Karoon) a serem perfurados ao final do ano, sendo completadas suas operações de perfuração no início de 2013.

Um poço no bloco de Cubiro, na Colômbia, tem sido considerado uma bem sucedida descoberta de poço de petróleo, com outros quatro a serem cavados até o final do ano. O sucesso de exploração como resultado dos 49 poços perfurados nos primeiros 9 meses de 2012 foi de aproximadamente 84%. O completo calendário do programa de exploração de poços de 2012 é fornecido abaixo:

 

Calendário para 2012 de poços exploratórios
Bloco	Número de Poços	1Q	2Q	3Q	4Q
Quifa	20	7	9	4
Sabanero(1)	20	7	10	2	1
Arrendajo	1			1
CPE-6	2	2
CPO-12	3				3
Cubiro	1				1
CPO-1	1				1
CPE-1	4	1	3
Brasil(2)	1				1
Portofino(3)				1
La Creciente	1	1
SSJN-9(1)	1				1
Guama	2	1			1
Total	58	19	22	8	9

⁽¹⁾ A Companhia detém 49,999% de participação na Maurel et Prom Colombia BV, a qual deté 100% do Bloco Sabanero, e 50% do bloco SSJN-9.

⁽²⁾ A Companhia possui uma participação operacional líquida de 35% nos blocos Karoon.

⁽³⁾ A Companhia detém 40% de participação no bloco Portofino, de propriedade da Canacol Energy Ltd.

Sete poços de exploração que seriam originalmente perfurados no quarto trimestre de 2012 foram adiados para 2013, incluindo um poço no bloco de Arrendajo, três poços no bloco de CPE-6, dois poços no bloco Portofino e o poço de exploração no bloco 138 no Peru. Durante o quarto trimestre, o poço de exploração Petirrojo Sur-1 foi perfurado no bloco central de Llanos Cubiro, encontrando 15 pés de net pay nas reservas de Carbonera C7A C7B e terminando por ser completado como um poço de petróleo corrente. A produção estabilizou em aproximadamente 185 bbl/d de petróleo leve (40 API) com um corte de água de 50%. Acredita-se que o corte de água relativamente alto é devido em razão de questões de integridade do cimento utilizado e estará sujeita a uma remediação no início de 2013. A Companhia tem participação de 78% no bloco Cubiro, acrescentada pela aquisição de PetroMagdalena. Apesar de ser uma descoberta relativamente pequena, ilustra o valor que a Companhia vem extraindo desses ativos através da perfuração acelerada.

O poço de exploração Kangaroo-1, o primeiro de dois poços de compromisso e de um poço opcional, resultado de um farm-in de 35% nos blocos offshore de Karoon, localizados na bacia de Santos, no Brasil, é esperado de ser cavado durante a última semana de dezembro. O poço é localizado dentro dos blocos de S-M 1101 e S-M-1165, a cerca de 280km da costa do estado de São Paulo, em águas de aproximadamente 400 metros de profundidade, e tem múltiplos alvos nas seções dos períodos do Eoceno, Mioceno e final do Cretáceo. O poço será perfurado com a utilização do perfurador semi-subversível Blackford Dolphin, o qual foi levado ao local de perfuração essa semana, com previsão de 40 a 60 dias para o início da perfuração.

A bacia de Santos tem recentemente gerado múltiplas descobertas de petróleo, e está se tornando uma promissora área de exploração. O poço Kangaroo-1 possui recursos prospectivos brutos de petróleo esperados de 272 MMbbl, certificados pella Degolyer MacNaughton. Como anunciado essa semana pelo operador, a Karoon Gas Australia Ltd., a data de expiração nos blocos farm-in foi estendida em 180 dias, até novembro de 2013, permitindo a conclusão do planejamento do programa de perfuração.

Atualização dos Projetos

A Companhia está engajada em inúmeros projetos de infraestrutura, midstream e projetos experimentais, com objetivo de aprimorar a eficiência, bem como obter uma redução de custos e aumentar a produtividade dos seus maiores campos de produção na Colômbia. Estes projetos são importantes para o desenvolvimento dos atuais negócios da Companhia e, também, para agregar valor aos acionistas. Os principais projetos incluem:

Projeto LNG de Baixa Escala: A Companhia está desenvolvendo um projeto de produção de gás natural liquefeito (“GNL”) em baixa escala em parceria com a Exmar NV (“Exmar”), uma companhia sediada na Bélgica com experiência na transformação e regaseificação de GNL. Este projeto tem a finalidade de promover o fornecimento de GNL para produção de energia na América Central e Caribe, que atualmente utilizam o diesel combustível. O projeto abrange a construção de uma tubulação de gás com 88 km de extensão, com 18’, tendo início no campo de gás da Companhia denominado La Creciente até Tolú (costa atlântica da Colômbia, 15 km a nordeste de distância de Coveñas) e, ainda, uma Unidade Flutuante de Liquefação, Regaseificação e Armazenagem (“UFLRA”), que será interligada à Unidade Flutuante de Armazenagem (“UFA”), possibilitando a exportação de carga padrão (145.000 CBM) via FOB.

A Companhia irá fornecer, aproximadamente, 70 MMcf/d gás para a UFLRA com base em um “tolling agreement”, com vigência de 15 anos, celebrado com a Exmar, que começará até o final de 2014. A construção do estabelecimento da UFLRA será realizada na China. Já foram obtidas as autorizações ambientais para a construção de boa parte da tubulação de gás onshore, enquanto os pedidos para obtenção das autorizações ambientais referentes aos 3.5 km de tubulação de gás offshore e as concessões portuárias estão em andamento. A produção de GNL duplicará a produtividade de gás natural da Companhia quando do início do acordo de até o final de 2014, aumentando a produção de reservas existentes e incentivando novos negócios na área de perfuração.

STAR (Synchronized Thermal Additional Recovery) Projeto Inicial: Este projeto tem o objetivo aumentar a recuperação dos campos de petróleo pesado na Colômbia futuramente. A tecnologia foi inicialmente testada e projetada em condições de laboratório de 2009 a 2010. Os estabelecimentos do projeto inicial foram construídos na Quifa SW em 2011, começando com condições cold flow no início de 2012.

Os dois principais testes foram concluídos em 2012. O teste de aquecimento foi realizado para verificar como o reservatório responderia à alterações térmicas e o teste com nitrogênio foi executado para simular uma condição de saturação mínima de gás no poço de perfuração, com intuito de facilitar uma futura inserção de ar. Ambos os testes realizados com o reservatório apontaram resultados positivos. As falhas com os equipamentos e na perfuração dos poços causados por um backflow imprevisível, somadas ao pedido de construção adicional de sistemas de produção, de auxílio e de segurança acarretaram no atraso da execução do projeto inicial. Uma segunda fase de inserção de calor para limpeza e pré-aquecimento já foi iniciada e expectativa é de que a fase referente à entrada de ar começará a partir do final deste mês ou do início de 2013.

Durante setembro de 2012, o governo colombiano (Colciencias) concedeu um benefício de isenção de impostos à Companhia em razão dos investimentos realizados em pesquisas e no desenvolvimento da tecnologia STAR. O incentivo proporcionará uma dedução de 75% do montante investido no projeto inicial e, ainda, possibilitará a depreciação dos recursos no primeiro ano.

Petroeléctrica de los Llanos (“PEL”) – Projeto de Linha de Transmissão de Energia: A PEL, uma subsidiária integral da Companhia responsável pela construção e operação de uma nova linha de transmissão de energia de 260 km de extensão e 230 kilovolt, ligará os campos de Rubiales e Quifa com a rede elétrica da Colômbia. Esta linha de transmissão abrange duas subestações de fornecimento de energia para as estações booster de tubulação ODL, bem como as subestações de Rubiales e Quifa.

A construção da linha de fornecimento iniciou em maio de 2012 e a sua conclusão é esperada para o terceiro trimestre de 2013. A nova linha de transmissão elétrica possibilitará um fornecimento de energia elétrica mais barata para a operação dos campos de Rubiales e Quifa, substituindo volumes relativos à combustível baseado em petróleo e diesel mais caro, levando a uma redução dos custos operacionais da unidade.

Terminal Puerto Bahia de Exportação de Petróleo e Terminal Portuário: Este projeto consiste na criação de novo terminal de exportação de petróleo e terminal portuário, os quais estão sendo construídos próximos à Cartagena na costa Caribenha da Colômbia. A primeira fase deste projeto corresponde a uma tubulação de 130 km e 30 inch, com capacidade de 300.000 bbl/d, que passará de Coveñas até Cartagena, 31 milhões barris de armazenamento de petróleo e um berço com espaço para dois barris.

A Companhia obteve financiamento de 49% com a Pacific Infrastructure Inc., uma companhia privada de financiamento, para a projeção, construção e operação do estabelecimento, estimando-se que a implementação deste projeto custará de $700 a $900 milhões e que será iniciado até o final de 2014. O novo terminal de exportação é essencial para a execução dos projetos da Companhia de aumentar a produção e exportação de petróleo pesado na Colômbia nos próximos 4 anos, tratando das questões atuais relacionadas à infraestrutura dos terminais de exportação já existentes em Coveñas, o que ocasiona em abundância de estoque.

Rubiales – Projeto de Irrigação de Quifa: O projeto tem como finalidade a expansão e aumento da disponibilidade de água nos campos de Rubiales e Quifa, utilizando a tecnologia de osmose revertida para purificar a água produzida nos campos e posteriormente direcionando esta água para a irrigação, ao invés de ordenar a sua reinserção. O primeiro dos dois equipamentos de 500 Mbbl/d de osmose revertida serão entregues ao campo até meados de 2013 e estima-se que o segundo equipamento entrará em operação até o final de 2013. Os equipamentos adicionais serão instalados a partir de 2013 para atender à crescente demanda de produção de água esperada nos dois campos. Aproximadamente 50 hectares de vegetação africana e eucaliptos serão plantadas como parte do projeto de irrigação, a fim de implementar um novo “projeto verde” e deve promover a redução os custos de irrigação por barril associados à disposição de agua produzida nos dois campos.

Projeto do Oleoduto Bicentenario OBC: A Companhia possui uma participação acionária de 32,88% no “OBC”, um veículo de propósito especifico responsável pelo financiamento, design, construção e operação do mais novo sistema de transporte de petróleo por meio de oleoduto, a qual irá operar de Araguaney, no centro oeste da bacia de Llanos, até o terminal de exportação de Coveñas, na costa caribenha da Colômbia.

Em quatro fases, o oleoduto de OBC irá adicionar 450.000 bbl/d de capacidade extra aos existentes sistemas de oleoduto, conectando o sul da Bacia de Llanos aos mercados de exportação. A Fase 1, em construção e com capacidade atual de 120.000 bbl/d, consiste em 230 km e 42’ de oleoduto de Araguaney até Banadía, se conectando com o já existente oleoduto de petróleo de Caño Limon, dois tanques com capacidade de armazenamento de 600.000 bbl e espera-se que inicie as atividades de bombeamento durante o segundo trimestre de 2013. A partir do início das operações em 2013, espera-se que o oleoduto OBC entregue, aproximadamente, 30% da produção de petróleo pesado da Companhia atualmente transportada por meio de caminhões, o que representará uma significativa economia com relação aos custos rodoviários atuais.

Carmentea – Oleoduto de Araguaney e Projeto de uma Estação de Mistura de Diluentes: Esse novo projeto envolve uma extensão do oleoduto já existente e a construção de um novo oleoduto de 85 km e diâmetro de 36’ com uma capacidade de transportar, eventualmente, até 460.000 bbl/d, entre Cusiana (conectando o oleoduto ODL da Companhia e o oleoduto de OCENSA) e o oleoduto de OBC, em Araguaney. A engenharia básica para o oleoduto está completa, ao passo que a engenharia detalhada já foi iniciada e a aquisição do duto é esperada para ter inicio ao final de 2012. Permissões ambientais ainda estão pendentes.

Atualização de Permissões Ambientais

Durante 2012, a Pacific Rubiales experimentou atrasos relativos ao processo de permissões regulatórias, afetando suas operações na Colômbia. Não obstante, a Companhia está trabalhando ativamente em cooperação com parceiros industriais engajados com agências governamentais para acelerar o processo, e tem visto melhoras que são encorajadoras. No caso da Pacific Rubiales, é importante reconhecer que o atraso nesse ano no licenciamento somente representa um atraso no desenvolvimento, não uma perda de produção.

Em meados de agosto, recebemos uma licença ambiental para injetar um incremento de 400 mil barris por dia de agua produzida no campo de Rubiales. Nós temos permissões ambientais pendentes que representam um total adicional de 1 milhão de barris por dia de água injetada nos campos de Rubiales/Quifa, esperadas para o início de 2013.

No início de novembro, a Companhia recebeu uma permissão ambiental aprovando o início de uma perfuração exploratória no bloco CPO-12, ao norte e contíguo ao prospecto de Hamaca CPE-6, e no bloco CPO-1, localizado no centro da bacia de Llanos A perfuração de quatro poços de exploração planejados tiveram início no bloco CPO-12, e um poço exploratório será cavado, conforme planejamento, no bloco CPO-1 até o final do ano.

Por outro lado, nós ainda estamos aguardando a licença ambiental para o bloco E&P CPE-6 que requeremos de modo a avençar a perfuração exploratória, testes estendidos em poço e desenvolvimento no campo de descobertas de petróleo e prospectos que identificamos nesse bloco estratégico, situados, aproximadamente, a 70km sudoeste dos campos de Rubiales/Quifa.

Outras significantes permissões ambientais pendentes incluem um aditivo submetido em junho de 2012 o qual irá permitir o início da exploração na porção prospectiva nordeste do bloco exploratório de Quifa Norte.

Não obstante as paralisações no transporte do oleoduto terem afetado a indústria de O&G na Colômbia durante 2012, o que resultou em uma queda na produção total de petróleo do país, a Pacific Rubiales foi capaz de crescer e entregar toda a sua produção de petróleo sem qualquer interrupção. Isso ilustra a importância estratégica e o valor de investimentos proativos que a Companhia realizou em sua infraestrutura midstream.

A Pacific Rubiales, uma companhia com sede no Canadá e produtora de gás natural e petróleo pesado bruto, é detentora de 100% do capital da Meta Petroleum Corp., uma operadora de petróleo na Colômbia que atua nos campos de Rubiales, Piriri e Quifa, localizados na Bacia de Llanos, em parceria com a Ecopetrol S.A., empresa nacional de petróleo da Colômbia, e detém 100% do capital da Pacific Stratus Energy Corp., que opera o campo de gás natural de La Creciente e ativos de petróleo leve oriundos da recente aquisição da PetroMagdalena Energy Corp.

As ações ordinárias de emissão da Companhia são negociadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange) e na Bolsa de Valores da Colômbia (La Bolsa de Valores de Colombia), e, sob a forma de Certificados de Depósito de Ações (Brazilian Depositary Receipts – BDRs), na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros de São Paulo, no Brasil, respectivamente sob os códigos PRE, PREC e PREB.

PARA MAIS INFORMAÇÕES

Christopher (Chris) LeGallais

Vice-Presidente Sênior de Relações com Investidores

+1 (647) 295-3700

 

Javier A. Rodriguez Rubio

Gerente de Relações com Investidores

+57 (1) 511-2319

 

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 14 de março de 2012 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.

Produção Média Diária de Petróleo– Bloco Z-1 no Peru

A produção no Peru a que se refere esse comunicado à imprensa corresponde à parcela de 49% da participação considerada atribuída à Companhia do Bloco Z-1, para o período de janeiro até o presente, conforme o Contrato de Aquisição de Ações (“SPA”), celebrado em 27 de abril de 2012, entre a Companhia e a BPZ Resources, Inc. (“BPZ”). Nos termos do SPA (i) ao fechamento, receitas e despesas serão alocadas ao respectivo parceiro de acordo com sua participação; e uma vez as aprovações sejam outorgadas pelas autoridades peruanas relevantes, a Companhia deverá receber uma participação de 49% na produção dos hidrocarbonetos do Bloco Z-1.

Nenhum custo e receita foram reconhecidos até o momento nos resultados da Companhia com relação à produção no Bloco Z-1, uma vez que a sua titularidade está inteiramente sujeita à aprovação pelas autoridades peruanas aplicáveis.

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 barril 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.

Tradução

Este Comunicado à Imprensa foi preparado no idioma Inglês e posteriormente traduzido para o Espanhol e Português. No caso de quaisquer diferenças entre a versão em Inglês e os suas respectivas traduções, o documento Inglês deverá prevalecer.

Definições

Bcf	Bilhões de pés cúbicos.
Bcfe	Bilhões de pés cúbicos de gás natural equivalente.
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 barril 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.
MMboe	Milhões de barris de petróleo equivalente.
Mcf	Milhares de pés cúbicos.
WTI	West Texas Intermediate Crude Oil.