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TORONTO, 12 de julio de 2013 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) se complace en brindar una actualización sobre sus operaciones y actividades de exploración en el segundo trimestre de 2013, y también sobre la situación de algunos de sus permisos pendientes en Colombia. Se espera que las audiencias públicas locales, relacionadas con el permiso medioambiental general para exploración y desarrollo del bloque CPE-6 de la compañía, comiencen a principios del próximo mes, y se espera la aprobación del permiso en un plazo de tres a seis semanas luego de las audiencias.

En el segundo trimestre de 2013, la compañía espera:

• Reportar volúmenes sólidos de producción continuada, con la producción situándose en la parte superior del rango de guía anual y netbacks por operaciones sobre sus volúmenes de ventas de petróleo superiores a $60/bbl, en línea con el primer trimestre de 2013.
• Aunque la producción bruta aumentó, se espera que la producción neta después de regalías esté en niveles similares a los reportados en el primer trimestre de 2013, después de asimilar los volúmenes adicionales relacionados con la decisión de arbitraje de cláusula de provisión por precios altos en Quifa SW ("PAP").
• Los primeros efectos de sus iniciativas de reducción de costos, previamente anunciadas, que se reconocerán en forma de una reducción en los costos por transportación y diluyente.

Otros aspectos destacados del trimestre:

• La actividad de pozos de exploración incluyó cuatro pozos que dieron como resultado el previamente anunciado descubrimiento de petróleo costa fuera en Brasil y un descubrimiento de gas y condensado en Colombia.
• En junio, la compañía anunció un incremento de 50% en su dividendo en efectivo trimestral, el cual es ahora de US$0,165 por acción ordinaria en comparación con el anterior dividendo de US$0,110 por acción ordinaria.

La compañía espera dar a conocer sus resultados financieros del segundo trimestre después del cierre de las bolsas de valores el jueves 8 de agosto de 2013.

Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía, comentó:

"A principios de julio, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales ("ANLA") anunció la puesta en práctica de un proceso simplificado para la concesión de licencias medioambientales a los operadores de petróleo y gas en Colombia, el cual esperamos que sea efectivo hacia finales de julio. Consideramos que esto mejorará los cronogramas del proceso de concesión de permisos para nuestras operaciones en Colombia.

"El impacto más inmediato para la compañía está relacionado con la aprobación pendiente de un permiso medioambiental general de exploración y desarrollo para el bloque CPE-6 en la parte sur de la cuenca Llanos, que se ubica al suroeste de los campos Rubiales y Quifa SW. La ANLA ha programado audiencias públicas locales para este permiso para principios de agosto. La compañía espera recibir la aprobación del permiso en un plazo de tres a seis semanas luego de las audiencias públicas.

"Reconocemos los esfuerzos que ha hecho la ANLA para mejorar y racionalizar el proceso para una concesión más rápida de licencias a los productores de petróleo en Colombia y esperamos trabajar con ellos en el futuro.

"También me complace anunciar que hemos logrado otro trimestre con sólido desempeño operativo. Esperamos que la producción neta después de regalías reportada en el segundo trimestre esté a niveles similares a los del trimestre anterior (un incremento de aproximadamente 38% en comparación con el mismo período hace un año), y acomodando completamente los volúmenes adicionales producto del arbitraje PAP en Quifa SW (aproximadamente 2,6 Mbbl/d), que a partir del segundo trimestre, se están pagando completamente en especie, en el campo.

"El precio de referencia WTI en el trimestre permaneció relativamente sólido en aproximadamente $94,50/bbl en comparación con el trimestre anterior y el mismo período un año atrás, mientras que el precio de referencia Brent disminuyó hasta aproximadamente $103/bbl en comparación con casi $113/bbl en el trimestre anterior. Con el considerable estrechamiento del diferencial WTI - Brent, esperamos que el precio promedio concretado en nuestras ventas de petróleo crudo en el segundo trimestre esté en el intervalo de $94 - $95/bbl.

"En el primer trimestre, anunciamos un plan para reducir los costos por operaciones petroleras en aproximadamente $8/bbl sobre una base proforma para el resto de 2013. Se espera que el desempeño financiero y operativo de la compañía se beneficie de determinadas iniciativas y proyectos actualmente en curso. Esto se espera que tenga un impacto importante sobre los costos en la segunda mitad del año, aunque en el segundo trimestre se logró una reducción en los costos tanto por transportación como por diluyentes y se espera que esto tenga un impacto positivo en los netbacks por operaciones. Los netbacks por operaciones en petróleo en el segundo trimestre se espera que estén en el intervalo de $60 - $61/bbl.

"Se espera que los costos por diluyente de la compañía disminuyan en aproximadamente 30% en el segundo trimestre de 2013 en comparación con el trimestre anterior, y en más de 40% en comparación con el mismo período de hace un año. La reducción en los costos por diluyente es impulsada principalmente por un mayor uso de nuestro petróleo crudo ligero para diluyente (y menores compras de volúmenes de gasolina natural más cara adquirida en los mercados internacionales). Además, la compañía espera ver menores costos por transportación de diluyente y mayores eficiencias como resultado de la puesta en marcha de la nueva instalación para mezcla de diluyente en la estación Cusiana en mayo, lo cual reducirá considerablemente las distancias de transportación de diluyente en camiones cisternas. Con la puesta en funcionamiento de la estación de mezcla Cusiana, el petróleo bombeado a través del oleoducto ODL desde los campos Quifa y Rubiales se mezcla a densidad API de 16,8 grados en lugar de la mezcla a densidad API de 18 grados usada previamente.

"Se espera que los costos por transportación en el segundo trimestre se reduzcan en aproximadamente 10% en comparación con el trimestre anterior gracias al mayor uso de la transportación mediante oleoducto. Los nuevos arreglos de negocios que rigen el oleoducto OCENSA permitieron a la compañía contratar capacidad adicional en el oleoducto a partir del segundo trimestre. En la segunda mitad del año se esperan reducciones adicionales en los costos por transportación con la puesta en funcionamiento, prevista para el tercer trimestre del año, del nuevo oleoducto Bicentenario que brindará a la compañía aproximadamente 37 Mbbl/d de capacidad de oleoducto y se espera que para finales del año reduzca aún más la transportación de petróleo crudo en camiones cisternas.

"En la segunda mitad del año, se espera que los costos de producción disminuyan considerablemente como resultado de la nueva línea de transmisión de energía eléctrica Petroeléctrica de los Llanos ("PEL") (100% propiedad de Pacific Rubiales) la cual conectará los campos Rubiales y Quifa SW con la red eléctrica de Colombia, suministrando energía menos cara a las operaciones en el campo. Durante el segundo trimestre se completó el 81% de las 540 torres de transmisión. Todos los equipos requeridos están en el lugar y se espera que el proyecto se complete y quede listo para su operación en el tercer trimestre de 2013.

"Se esperan reducciones en los costos por el incremento de los barriles producidos desde los campos Rubiales y Quifa SW gracias al proyecto de riego en curso, mediante el cual el agua producida será tratada en instalaciones de ósmosis inversa y se usará en la industria agroforestal en vez de ser reinyectada. El sistema de riego con esta agua se usará para disponer de la mayor parte del incremento en la producción de agua que se espera desde estos campos en el futuro. Se espera que el proyecto de riego comience a funcionar en el cuarto trimestre de 2013.

"Se continúa avanzando en otros proyectos importantes de infraestructura adicional. Merece destacarse que la construcción de una nueva instalación portuaria en Puerto Bahía, cerca de Cartagena, Colombia, marcha según lo programado y actualmente se están construyendo cinco tanques de almacenamiento de 300.000 barriles. La orden de compra de la tubería del oleoducto de conexión Olecar se hará en julio y este mismo mes también se presentarán los estudios de impacto medioambiental. Se espera poner en marcha esta instalación en la segunda mitad de 2014. El proyecto de exportación de GNL colombiano también está acorde al cronograma para su puesta en operaciones a finales del 2014 y actualmente se construye en los Astilleros Wison en China la barcaza EXMAR LNG.

"Durante los pasados cinco años, la compañía ha invertido activamente en oleoductos, puertos y otras instalaciones de infraestructura, lo cual le ha permitido asimilar el ritmo de crecimiento de su producción y capturar valor adicional. La compañía tiene planes de escindir una parte de estos bienes, manteniendo control operativo, para crear valor adicional para los accionistas.

"Estoy complacido con nuestro sólido desempeño operativo en la primera mitad de 2013. Espero que nuestro aumento de producción, el mejoramiento en la estructura de costos y nuestro emocionante programa de exploración continuarán en la segunda mitad del año, en la medida en que erigimos, para el beneficio a largo plazo de nuestros accionistas y empleados, la compañía líder en exploración y producción enfocada en América Latina".

Actualización sobre la exploración 

Durante el segundo trimestre de 2013, la compañía continuó con sus actividades de exploración en Colombia, Perú y Brasil, perforando un total de cuatro pozos, dos en Colombia, uno en Perú y uno en Brasil. Además, la compañía comenzó la perforación de un pozo de exploración en el bloque La Creciente, ubicado en la cuenca del Valle del Bajo Magdalena, en Colombia, adquirió 789 km de sísmica de 2D en Perú y completó levantamientos aeromagnéticos y de aerogravedad en Colombia.

Colombia

En el bloque Guama, ubicado en la cuenca del Valle del Bajo Magdalena, la compañía completó operaciones de perforación en el pozo Capure-1X el cual ubica a unos dos km al noreste del descubrimiento de gas y condensado Pedernalto-1X. Los registros petrofísicos indican un total de 137 pies de espesor neto promediando una porosidad de 8%. El pozo ha sido completado con una sarta de producción y se espera realizar pronto la primera prueba en la arena Porquero Medio D del Mioceno y continuar en otras zonas prospectivas posteriormente.

En el bloque La Creciente, también en la cuenca del Valle del Bajo Magdalena, la compañía comenzó la perforación del pozo LCI-1X, ubicado al este del campo de gas La Creciente "A". Se espera que el pozo alcance la profundidad total a 12.944 pies y tiene como objetivo encontrar gas natural. La profundidad actual del pozo es de aproximadamente 8.600 pies. Inmediatamente después del pozo LCI-1X está planificado perforar otro pozo de exploración (LCH-1X) ubicado al norte del campo de gas La Creciente "D".

En el bloque Santa Cruz, ubicado en la cuenca Catatumbo, la compañía completó la perforación y evaluación del pozo de exploración Phobos-1X. Aunque el pozo mostró presencia de hidrocarburos en las formaciones Mirador y Barco, las pruebas de presión y fluido solo mostraron trazas de hidrocarburos y por tanto el pozo fue taponado y abandonado. La compañía se encuentra en el proceso de venta de su participación en el bloque Santa Cruz.

En el bloque Quifa, ubicado en la parte sur de la cuenca Llanos, la compañía comenzó la movilización para un levantamiento sísmico en 3D de 721 km2 que se adquirirá en la parte noroccidental del bloque. Se espera que este programa sísmico identifique nuevas ubicaciones de exploración y evaluación, confirme la comercialidad en esta parte del bloque y también contribuya a mejorar el modelo de reservorio para el campo de petróleo pesado Cajua en desarrollo.

En el bloque CPE-6, ubicado aproximadamente a 70 km al suroeste de Quifa, se espera completar a principios del tercer trimestre el procesamiento de los 366 km2 de datos sísmicos en 3D adquiridos en la parte norte del bloque. Se espera que los datos sísmicos identifiquen ubicaciones de evaluación para delinear el reservorio en el prospecto Hamaca.

En los bloques COR-15 y COR-24, en la cuenca Cordillera, se completaron las operaciones de campo del levantamiento aerogeofísico (gravedad y datos magnéticos) y continuó la interpretación de los datos sísmicos en 3D en los bloques COR-15 y Muisca, cuya terminación se espera para el tercer trimestre. Se espera que los levantamientos geofísicos en el bloque Muisca validen dos prospectos previamente identificados, los cuales serán evaluados a través de dos pozos que se espera perforar durante el cuarto trimestre de 2013.

Perú

En el bloque 138, ubicado en las cuencas Ucayali-Marañón, la compañía terminó la perforación del pozo de exploración Yahuish-1X, alcanzando una profundidad total de 8.417 pies de profundidad medida. El pozo tenía como objetivo un prospecto con intervalos del Cretáceo y Paleozoico y encontró rastros de petróleo en un intervalo de arena del Cretáceo y en dos del Paleozoico. Se están llevando a cabo los preparativos para prueba de producción mediante encamisado en las zonas del Paleozoico.

En el bloque 135, la compañía completó la adquisición de 789 km de datos sísmicos en 2D.

En el bloque 116, continúan los preparativos y la obtención de licencias como anticipo de la perforación del pozo de exploración Fortuna-1, que se espera que comience durante el cuarto trimestre de 2013.

En el bloque Z-1, ubicado en la cuenca Tumbes mar afuera, la compañía continúa el procesamiento del levantamiento sísmico en 3D de 1.143 km2 adquirido por BPZ Resources Inc., operador del bloque.

Brasil

En la cuenca Santos mar afuera, continuó la evaluación adicional de datos petrofísicos, muestras de petróleo y testigos de perforación del pozo de exploración Bilby-1. Durante el tercer trimestre de 2013 se espera definir las ubicaciones de evaluación para los descubrimientos de petróleo Bilby y Kangaroo.

Durante el segundo trimestre, la compañía junto con sus socios, obtuvo tres bloques en la 11na Ronda de Licitación de Brasil. Los tres bloques están en aguas profundas mar afuera al norte de Brasil.

Guatemala

En los bloques N-10-96 y O-10-96, se ha retrasado la obra civil para el pozo de exploración Balam-1X debido a inusual inundación estacional en el área. La perforación inicial de este pozo está prevista para finales de agosto.

Pacific Rubiales, una compañía con sede en Canadá y productora de gas natural y petróleo crudo, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., que opera los campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri y Quifa en la Cuenca Llanos, y del 100% de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera el campo de gas natural La Creciente en la región noroccidental de Colombia. Pacific Rubiales también ha adquirido el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., que posee activos de petróleo liviano en Colombia, y el 100% de C&C Energia Ltd., que posee activos de petróleo liviano en la Cuenca Llanos. Además de los activos en Colombia, la compañía tiene una cartera diversificada que incluye activos de producción y exploración en Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Papúa Nueva Guinea.

Las acciones ordinarias de la compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia y como Recibos Depositarios Brasileños en la Bolsa de Valores, Mercancías y Futuros de Brasil bajo los símbolos PRE, PREC y PREB, respectivamente.

Advertencias

Nota cautelar concerniente a las declaraciones a futuro

Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, que no sean las declaraciones de hechos históricos, que abordan actividades, eventos o desarrollos que la compañía considera, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluyendo, pero sin limitarse a, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos y reservas potenciales y los planes y objetivos de la compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Estas declaraciones a futuro reflejan las expectativas o las creencias actuales de la compañía sobre la base de información que la compañía actualmente tiene disponible. Las declaraciones a futuro están sujetas a una cantidad de riesgos e incertidumbres que pueden determinar que los resultados reales de la compañía difieran materialmente de los discutidos en las declaraciones a futuro, e incluso si esos resultados reales se concretan o se concretan sustancialmente, no hay seguridad de que tendrán las consecuencias esperadas para la compañía o efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difirieran materialmente de las actuales expectativas, se encuentran, entre otros: incertidumbre en cuanto a los estimados de capital y costos operativos; estimados de producción y retorno económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias reales difieran de los estimados y suposiciones; la falta del establecimiento de recursos o reservas estimados; fluctuaciones en los precios del petróleo y las tasas de cambio de divisas; inflación; cambios en los mercados bursátiles; acontecimientos políticos en Colombia, Guatemala, Perú, Brasil, Papúa Nueva Guinea y Guyana; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y los costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres que conllevan la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos, y los otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en otras partes del formulario de información anual de la compañía de fecha 13 de marzo del 2013 presentado ante el SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración a futuro se refiere solo a la fecha en la cual se emitió y, excepto como lo requieran las leyes aplicables a los títulos valores, la compañía renuncia a cualquier intento u obligación de actualizar cualquier declaración a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la compañía cree que las suposiciones inherentes en las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe depositar una confianza excesiva en estas declaraciones debido a la inherente incertidumbre de estas.

Además, los niveles de producción informados puede que no sean un reflejo de tasas de producción sostenibles y las tasas de producción futuras pudieran diferir sustancialmente de las tasas de producción reflejadas en este comunicado de prensa debido a, entre otros factores, dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.

Conversión de bpe

La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. Se utiliza un factor de conversión de bpe de 5,7 Mpc: 1 bbl, y se basa en un método de conversión de equivalencia energética aplicable, principalmente, en la punta del quemador, y no representa una equivalencia de valor en la boca del pozo. Los valores estimados divulgados en este comunicado de prensa no representan valor justo del mercado. Los valores estimados de reservas e ingresos netos futuros para propiedades individuales puede que no reflejen el mismo nivel de confianza de los estimados de reservas e ingresos netos futuros para todas las propiedades, debido a los efectos de la suma.

Traducción

Este comunicado de prensa se redactó en idioma inglés y fue posteriormente traducido al español y al portugués. En caso de presentarse diferencias entre la versión en inglés y sus contrapartes traducidas, el documento en inglés debe ser considerado como la versión que regirá.

Definiciones  

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