A Pacific Rubiales fornece atualização operacional e sobre exploração; O marco de produção diária de 225.000 Barris de Óleo Equivalente (Bruto) de todos os poços foi alcançado
TORONTO, 16 de maio de 2011 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) forneceu hoje uma atualização sobre sua exploração e ativos produtivos na Colômbia, Peru e Guatemala para os primeiros quatro meses de 2011.
Atualização sobre a Exploração
O portfólio de exploração da Companhia cobre atualmente 18.723.075 acres (bruto), incluindo 1.693.437 acres adicionais incorporados após a recente aquisição de 49,999% da participação da Maurel et Prom (Euronext Paris: MAU.FP) nos blocos Sabanero, Muisca, SSJN-9, CPO-17 e COR-15 que são todos blocos exploratórios terrestres situados na Colômbia.
Durante os primeiros quatro meses de 2011, a Companhia continuou com sua atividade de exploração na Colômbia, Peru e Guatemala, com um total de 34 poços exploratórios, de avaliação e estratigráficos nos blocos Rubiales-Piriri, Quifa, La Creciente, CPE-6, Abanico, Dindal-Rio Seco e Buganviles (incluindo 7 poços perfurados em dezembro de 2010), bem como a aquisição de 857,5 km de dados sísmicos equivalentes em 2D no bloco 138 no Peru e nos blocos Arrendajo e SSJN-3, na Colômbia. Até a data, dos 34 poços, quatro poços estão nas fases de perfuração e testemunhagem, três poços foram abandonados como perfurações secas e três poços mostraram colunas de hidrocarbonetos consideradas como não-econômicas. Dois dos poços sendo perfurados no momento já apresentaram resultados de petróleo.
Ronald Pantin, Executivo-Chefe da Companhia, comentou: "Esta atualização ilustra a natureza dinâmica da Companhia. Continuamos a realizar nosso objetivo de termos um esforço forte e concentrado para nosso portfólio de exploração este ano. Estamos realizando nosso objetivo de longo prazo de explorar e produzir petróleo nas bacias mais prospectivas na região sub-andina, enquanto também garantimos acesso no mercado para facilitar o caminho para um crescimento adicional nos anos futuros".
COLÔMBIA
Bacia de Llanos
Contratos Rubiales-Piriri
Como parte da campanha de avaliação da Companhia nestes blocos, entre janeiro e abril de 2011, a Companhia perfurou um total de sete poços de avaliação na chamada "zona de amortecimento" da área estabelecida no contrato Rubiales-Piriri. Os poços Rub-243, Rub-446, Rub- 447 e Rub-448 foram perfurados na zona de amortecimento mais ao sul da área do Contrato Rubiales, enquanto que os poços Rub-363, Rub-404 e Rub-534 foram perfurados na área de amortecimento oriental do Contrato Piriri (ver Figura 1). Seis poços tiveram resultados bem-sucedidos e ampliaram o reservatório Rubiales dentro destas áreas, exceto o poço Rub-447 que estava seco.
Figura 1
Clicar aqui para ver a Figura 1: http://files.newswire.ca/959/Figure_1.pdf
Conforme descrito na tabela abaixo, estes poços exibiram espessura líquida (net pay) de 10 a 40 pés e porosidades de 30% a 33%.
Zona de amortecimento Rubiales-Pirirí |
||||||
Poço |
Contrato |
Espessura Líquida (pés) |
Porosidade (%) |
Observações |
Petróleo |
|
Rub-243 |
Rubiales |
23 |
30 |
Avaliação |
Petróleo |
|
Rub-446 |
Rubiales |
16 |
31 |
Avaliação |
Petróleo |
|
Rub-447 |
Rubiales |
0 |
- |
Avaliação |
Seco |
|
Rub-448 |
Rubiales |
16 |
33 |
Avaliação |
Petróleo |
|
Rub-363 |
Pirirí |
10 |
32 |
Avaliação |
Petróleo |
|
Rub-404 |
Pirirí |
40 |
32 |
Avaliação |
Petróleo |
|
Rub-534 |
Pirirí |
19 |
33 |
Avaliação |
Petróleo |
|
A distância do poço Rub-446 (o bem-sucedido poço de avaliação mais ao sul) ao poço Rub-534 (o bem-sucedido poço de avaliação mais ao norte) é maior do que 14 km e a largura da região avaliada tem como média 3,5 km até a divisa até onde a Companhia desenvolveu as atividades de exploração até o presente. Estes poços permitem a avaliação do potencial de hidrocarbonetos de uma área que excede 15.280 acres. Estes poços bem-sucedidos irão estender o campo de Rubiales e abrir mais oportunidades para atividade de exploração adicional com a zona de amortecimento coberta pelos Contratos Rubiales-Piriri. Com estes resultados, a Companhia tomará todas as medidas necessárias para completar os testes de longo prazo nestes poços, perfurar poços de avaliação adicionais, continuar com a solicitação da aprovação de comercialidade da Ecopetrol para esta extensão do campo de Rubiales e registrar todas as informações necessárias com relação à certificação das novas reservas.
Bloco Quifa
Quifa SW
Como continuação de sua campanha de exploração/delineamento nos prospectos "E", "H" e "J" na área comercial Quifa SW, a Companhia perfurou 15 poços de dezembro de 2010 até a data: (i) os poços de avaliação Quifa-37, Quifa-39, Quifa-52 e Quifa-81, no prospecto "E" (ii) os poços de avaliação Quifa-36, Quifa-45, Quifa-48, Quifa-49 e Quifa-53, no prospecto "H" e (iii) os poços de avaliação Quifa-DW1, Quifa-77 e Quifa-78, e os poços estratigráficos Quifa-117, Quifa-119 e Quifa-120 no prospecto "J" (ver Figura 2).
Figura 2
Clicar aqui para ver a Figura 2: http://files.newswire.ca/959/Figure_2.pdf
Cada um destes poços tiveram avaliação bem-sucedida estendendo a área comprovada Quifa SW (prospectos "E" e "H") e ilustrando uma extensão destas acumulações de petróleo ao sul e ao sudeste adentrando o Prospecto "J", aumentando as áreas provada e provável (2P) de 22.634 acres para 31.544 acres. Nove dos poços relacionados com esta campanha de exploração foram usados para apoiar as reservas 2P (bruto) de 154 Mbbl, certificadas pela Petrotech Engineering Ltd. conforme anunciado anteriormente pela companhia em 11 de março de 2011. Os poços mais recentes, Quifa-117, Quifa-119 e Quifa-120, perfurados no Prospecto "J", apoiam esta comprovada área em acres.
Quando a Companhia receber as licenças ambientais necessárias, aglomerados de produção serão perfurados e os poços estratigráficos serão convertidos em poços produtivos, o que a Companhia espera irá permitir uma recategorização da maioria das reservas provavelmente não-produtivas em reservas comprovadamente produtivas.
A tabela a seguir resume as espessuras líquidas, porosidades e os prospectos onde estes poços foram perfurados.
POÇO |
PROSPECTO |
TIPO DO POÇO |
ARENITO PERMEÁVEL (PÉS) |
POROSIDADE MÉDIA (%) |
||
QUIFA-052 |
E |
Avaliação |
13 |
30 |
||
QUIFA-037 |
E |
Avaliação |
8 |
31 |
||
QUIFA-039 |
E |
Avaliação |
11 |
31 |
||
QUIFA-081 |
E |
Avaliação |
21 |
30 |
||
QUIFA-036 |
H |
Avaliação |
13 |
30 |
||
QUIFA-045 |
H |
Avaliação |
14 |
32 |
||
QUIFA-048 |
H |
Avaliação |
14 |
33 |
||
QUIFA-049ST |
H |
Avaliação |
11,4 |
30 |
||
QUIFA-053 |
H |
Avaliação |
13 |
30 |
||
QUIFA-DW-01 |
J |
Avaliação |
15 |
32 |
||
QUIFA-077 |
J |
Exploratório (Poço Seco) |
0 |
- |
||
QUIFA-078 |
J |
Exploratório |
8 |
35 |
||
QUIFA-117 |
J |
Estratigráfico |
18 |
28 |
||
QUIFA-119 |
J |
Estratigráfico (Testemunhagem) |
18 |
31 |
||
QUIFA-120 |
J |
Estratigráfico |
5 |
27 |
||
O reservatório Quifa SW foi estendido para o norte com a perfuração de seis poços de avaliação (Prospecto "E" na tabela). O poço Quifa-81 foi perfurado 8 km para o nordeste na área chamada "Corredor Quifa" e os poços Quifa-37, 39 e 52 foram perfurados 2 km a noroeste e a 4 km ao oeste para o nordeste e a 4 km ao oeste para o sudoeste do reservatório, respectivamente. Também, o reservatório Quifa SW foi estendido 2,5 km para o sudoeste e 2 e 5 km para o nordeste com a perfuração dos poços Quifa-36, 45, 48, 49ST e 53 no Prospecto "H", respectivamente. A principal atividade ocorreu ao sul do reservatório principal, dentro do Prospecto "J", onde a Companhia perfurou 6 poços que estenderam o reservatório Quifa SW mais de 2 km e 6,5 km para o sudeste, respectivamente (poços Quifa-117 e Quifa-DW01), 5 km para o sul (poço Quifa-78) e 4 km para o sudoeste (poços Quifa-119 e 120). O poço Quifa-77 foi perfurado 17 km distante do reservatório principal no lado sudeste do bloco Quifa e era um poço seco.
Quifa Norte
Nesta parte norte do Bloco, a Companhia ainda está aguardando as licenças ambientais para dar início à campanha de avaliação que irá incluir a perfuração de 16 poços. Estas licenças deverão ser concedidas durante junho de 2011. A Companhia já conseguiu perfurar o poço de avaliação Jaspe-2 e o poço estratigráfico Jaspe-3 no prospecto "A", o poço estratigráfico Zircon-1 localizado na área que foi interpretada como o extremo oeste do prospecto "Q" e o poço estratigráfico Ambar-3 foi perfurado no prospecto "F" (ver Figura 3). Este poço foi perfurado no final de dezembro de 2010. O poço Jaspe-2 foi perfurado para avaliar o limite oeste do prospecto "A" em um contorno de 12 pés de espessura líquida. O poço encontrou o topo dos Arenitos Basais quase 15 pés mais profundo do que o previsto e encontrou somente 3 pés de espessura líquida. O Jaspe-3 foi perfurado para avaliar a extensão do prospecto "A" para o nordeste. Este poço encontrou 29 pés de espessura líquida e confirmou a extensão do prospecto (4 km) nesta direção. O poço Zircon-1 foi perfurado para avaliar os limites ocidentais do Prospecto "Q" e não encontrou arenitos oleaginosos. Este poço foi originalmente perfurado para avaliar 15 pés de espessura líquida no Prospecto "Q" na sua parte ocidental, mas agora interpretamos que o poço entrou em compartimento diferente e penetrou abaixo do contato petróleo-água do Prospecto "F". O Ambar-3 foi perfurado ao sul do poço exploratório anteriormente perfurado, Ambar-1, e apresentou 2 pés de espessura líquida devido a um alto conteúdo de folhelhos. Os resultados do Jaspe-3 e do Ambar-3 foram reportados no comunicado para a imprensa da Companhia, feito em 3 de fevereiro de 2011.
Para a segunda metade de 2011, e depois de receber as licenças ambientais, a Companhia programou perfuração e testemunhagem de 16 poços de avaliação adicionais nos Prospectos "A", "F" e "Q", o que nos permitirá juntar todos os passos necessários para apoiar a solicitação de comercialidade para estes três reservatórios. Também, durante este período, a Companhia irá adquirir 500 km2 de pesquisa sísmica em 3D para melhorar a imagem da sub-superfície e, consequentemente, realizar uma cartografia melhorada dos modelos estruturais e estratigráficos.
Figura 3
Clicar aqui para ver a Figura 3: http://files.newswire.ca/959/Figure_3.pdf
CPE-6
No Bloco CPE-6 a Companhia continuou a campanha de perfuração de exploração e perfurou os poços estratigráficos Guairuro-5 e Guairuro-6 nos limites nordeste e sul do prospecto Guairuro, respectivamente. A Companhia anunciou os resultados do poço Guairuro-5 em um comunicado para a imprensa datado de 3 de fevereiro de 2011. O poço estratigráfico Guairuro-6 foi perfurado 10 km ao sul do poço Guairuro-4 no limite sul do prospecto Guairuro. O poço foi projetado para avaliar as seguintes hipóteses: (i) a extensão mais ao sul da carga de petróleo dentro do vale inciso; (ii) a possível compartimentalização do reservatório dentro deste play das unidades C-7 e ao longo dos arenitos basais; e (iii) o espalhamento de petróleo na direção sul, a partir do local do poço Guairuro-4 ao longo das camadas carreadoras dos arenitos C-7. A avaliação petrofísica, bem como os testemunhos retirados da unidade C-7, indicaram alto conteúdo de folhelhos na unidade C-7. o Intervalo C-7 apresentou cinco pés de reservatório 100% impregnado com hidrocarbonetos e, consequentemente, foram interpretados cinco pés de espessura líquida com 27% de porosidade. Estas descobertas confirmam que o sistema de hidrocarbonetos e carga trabalharam efetivamente durante todo o caminho para o sul do prospecto, ratificando a prospectividade desta parte do bloco.
O poço também descobriu um espesso intervalo arenoso acima do embasamento que foi interpretado como uma ocorrência local e isolada de arenitos e não deve ser conectada com a carga de petróleo. Atualmente, a Companhia está considerando perfurar um poço com desvio para o norte no centro do inciso, para tentar alcançar um pacote de arenito mais espesso nas unidades C-7. Adicionalmente, como exigência do contrato "Acordo de Avaliação Técnica" ("AAT"), o poço está atualmente sendo perfurado a 1.000 pés dentro das unidades Paleozóicas.
Com a perfuração do poço Guairuro-6, todos os compromissos exploratórios para o contrato AAT com a Agência Nacional de Hidrocarbonetos da Colômbia (a "ANH") foram completados.
Em 1 de abril de 2011, como parte da estratégia planejada para o bloco CPE-6, a Companhia submeteu para a ANH uma solicitação para uma conversão do contrato AAT em um contrato de E&P na parte norte do bloco, a qual deverá ocorrer durante o segundo trimestre de 2011, permitindo, desta forma, que a Companhia inclua os resultados da perfuração no próximo relatório sobre as reservas.
Arauca
Dois poços exploratórios TORODOI-1X e TORDO-1X estão programados para serem perfurados no bloco Arauca em junho de 2011. Ambos os poços são compromissos assumidos com a ANH e serão perfurados até o embasamento a uma profundidade verdadeira (TD - True Depth) estimada de 7.198 pés, profundidade medida (MD - Measured Depth) (ou 6.785 pés de profundidade vertical verdadeira abaixo do nível do mar ("TVDSS")) e 8.455 pés MD (ou 6.631 pés TVDSS), respectivamente, com objetivos de exploração em terciários basais e arenitos cretáceos.
Os poços serão perfurados um após o outro, começando com o TORODOI-1X, que será perfurado verticalmente, seguido pelo TORDO-1X, procurando por um segundo prospecto localizado na parte norte que irá ter uma trajetória inclinada.
Arrendajo
Em conexão com os compromissos de exploração do bloco Arrendajo com a ANH, a Companhia finalizou a aquisição e processamento de 130 km2 de pesquisa sísmica em 3D. A interpretação desta nova pesquisa sísmica irá ajudar a identificar o local de um poço exploratório a ser perfurado durante o terceiro e o quarto trimestres de 2011.
Bacias Inferiores Médias e Superiores do Magdalena
La Creciente
O poço Apamate-1X foi perfurado no prospecto LCA-Sul, localizado ao sul dos campos de gás La Creciente "A" e La Creciente "D", tendo como objetivo a Formação Ciénaga de Oro.
Conforme anunciado anteriormente em 28 de fevereiro de 2011, o poço Apamate-1X descobriu gás nas unidades Porquero basais e apresentou porosidade média e saturação de água de 17% e 23% respectivamente, em um intervalo bruto de 53 pés com uma razão líquida-para-bruta de 70%. O poço verificou 24 MMcf/d com um obturador de 1/2 polegada. A Companhia já conectou o poço com as instalações principais em La Creciente e irá em breve começar os testes de longo prazo. A Companhia programou a perfuração de dois poços de avaliação no Prospecto Apamate para julho de 2011.
SSJN-3
Um total de 112 km de pesquisa sísmica em 2D foi adquirido na parte nordeste do Bloco na área Pivijay. A aquisição de 388 km ao oeste e sul para completar o compromisso de um programa de 500 km de sísmica foi suspenso devido à uma severa inundação que afetou toda a região do Magdalena Inferior.
Buganviles
No bloco Buganviles, a Companhia suspendeu o poço exploratório Tuqueque-1X, localizado na parte norte do bloco. Atualmente, a Companhia está em processo de redefinição do plano direcional para continuar com a perfuração do poço para atingir o objetivo principal, que é o Cretáceo da Formação Caballos.
Abanico
No bloco Abanico, a Companhia iniciou a perfuração do poço exploratório Gecko-1X, localizado no limite sul do bloco, o qual tinha por objetivo o Cretáceo da Formação Caballos a uma profundidade aproximada de 6.500 pés. O poço apresentou teste negativo na Formação Caballos. A Companhia está agora preparando o poço para testar a Formação Barzalosa, a qual mostrou inúmeros indícios de gás durante a perfuração nesta seção. Espera-se que este teste seja concluído durante junho de 2011.
Dindal-Rio Seco
No bloco Dindal-Rio Seco, e especificamente no campo Guaduas, a Companhia iniciou a perfuração do poço exploratório Capira-1X, localizado na extensão sul do bloco. O poço tem como objetivo o Cretáceo da Formação Cimarrona a uma profundidade aproximada de 8.751 pés. O poço deve alcançar TD no final de maio de 2011.
Bacias Caguan-Putumayo
Topoyaco
No bloco Topoyaco, a Companhia planeja iniciar a perfuração no Prospecto "D" em julho de 2011. Este prospecto é uma trapa estrutural de sub-thurst a qual a Companhia acredita ser independente das estruturas "B" e "C" previamente perfuradas no bloco. Nossa equipe técnica estima que os recursos prospectivos (melhor estimativa) poderiam ser da ordem de 51 MMboe. A Companhia está também esperando a aprovação da ANH para o plano de avaliação para a recente descoberta feita no poço Topoyaco 2, no Prospecto "B", no Membro Neme da Formação Rumiyaco. O poço Topoyaco 1 está suspenso e aguardando abandono.
Tacacho e Terecay
A Companhia recentemente concordou com sua parceira Petrodorado Energy Ltd. sobre o projeto de 480 km de pesquisa sísmica em 2D no bloco Tacacho, que a Companhia está planejando adquirir juntamente com 476 km de pesquisa sísmica em 2D no bloco Terecay durante o quarto trimestre de 2011.
PERU
Bacia Ucayali
Bloco 138
A Companhia está finalizando a aquisição de 537 km de pesquisa sísmica em 2D no Bloco 138. A interpretação preliminar dos dados processados do campo permitiu a identificação de pelo menos 4 oportunidades (leads) exploratórias nos níveis estratigráficos Cretáceo e Paleozóico, as quais devem ser confirmadas com a interpretação completa e final dos dados processados. Após a interpretação, a Companhia irá selecionar um local para perfurar um poço exploratório, cumprindo suas obrigações de perfuração no início de 2012.
Bloco 135
A Companhia está aguardando licenças ambientais para iniciar a aquisição de dados sísmicos em 2D, o que deve começar em julho de 2011. Não há atividade de exploração sendo realizada neste bloco no momento.
GUATEMALA
Blocos N-10-96 e O-10-96
Durante o primeiro trimestre de 2011, a Companhia prosseguiu com a definição do programa exploratório para os blocos "N-10-96" e "O-10-96". As atividades exploratórias para 2011 na Guatemala incluem: (i) reprocessamento sísmico de 300 km de pesquisa sísmica em 2D; (ii) aquisição e processamento de 300 km adicionais de pesquisa sísmica em 2D; (iii) 5.300 km de dados aeromagnéticos e aerogravimétricos; (iv) 6.600 km2 de pesquisas de percepção remota; (v) uma campanha de geologia de superfície (já sendo realizada, incluindo análise de amostras); e (vi) início de uma interpretação geológica integrada para definir os locais dos prospectos exploratórios a serem perfurados em 2012.
O programa exploratório foi apresentado em fevereiro de 2011 ao Ministério de Energia e Minas da Guatemala. A Companhia espera a aprovação do programa exploratório para o segundo trimestre de 2011.
Atualização da Produção:
Rubiales-Pirirí/Quifa
Desde o início de 2011, a Companhia vem aumentando constantemente seu nível de produção dos campos Rubiales/Pirirí e Quifa. Apesar de o potencial de produção estar disponível na cabeça do poço desde o início do ano, a produção real foi restringida pela capacidade limitada do sistema de oleoduto OCENSA associada com os atrasos em seu projeto de expansão. Adicionalmente, as fortes chuvas na Colômbia durante o primeiro trimestre prejudicaram a capacidade da Companhia de transportar petróleo por caminhões.
A eliminação dos obstáculos nos transportes através do início das operações do projeto de expansão do oleoduto OCENSA permitiu a materialização dos níveis de produção planejados. A tabela abaixo mostra a evolução da produção operada:
Mês |
Produção Média Bruta (boe/d) |
Produção Média Neta* (boe/d) |
|
Janeiro de 2011 |
167.804 |
64.199 |
|
Fevereiro de 2011 |
183.351 |
69.439 |
|
Março de 2011 |
188.253 |
70.724 |
|
* Líquida após consumo interno e royalties
A produção bruta operada combinada dos campos Rubiales e Quifa detém hoje o marco histórico de 207.000 bbl/d, confirmando a área como a região mais produtiva de petróleo da Colômbia.
La Creciente e outros Campos de Produção de Gás
No campo de gás natural La Creciente a produção obteve a média de 60,5 MMcf/d, que foi limitada pelas restrições operacionais da Promigas do gasoduto da região de Cartagena. Quando tais restrições não estavam ativas, o campo de La Creciente alcançou a produção recorde de 70 MMcf/d. Foram instalados um purificador de gás e um trocador de calor/pré-resfriador de gás de venda temporária e postos em funcionamento. Estas instalações serão substituídas por componentes permanentes durante a fase de construção da expansão da capacidade ainda este ano.
Duas plantas Amine para remoção de conteúdo de dióxido de carbono fora da especificação foram postas em operação nos campos de Abanico (1,5 MMcf/d) e de Guaduas (5 MMcf/d). Estas plantas atualmente permitem a venda de gás para usuários industriais e de gás natural veicular.
A produção bruta total da Companhia, incluindo o gás natural e os campos de petróleo leve e médio atingiu 225.000 boe/d em 12 de maio de 2011.
Oleoduto ODL
Garantir e expandir o acesso à capacidade de transporte através da participação no oleoduto ODL é uma parte integral da estratégia de crescimento da Companhia. Em 4 de maio de 2011, o oleoduto ODL bombeou um recorde histórico de 246.588 bbl/d. O oleoduto ODL atingirá sua capacidade hidráulica completa de 340.000 barris por dia durante o terceiro trimestre de 2011.
Projeto STAR em Quifa
Em março de 2011, a Companhia e a Ecopetrol concordaram em continuar com o Projeto STAR no campo de Quifa, o qual, se comprovar seu sucesso (conforme esperado) será um passo na direção da utilização da tecnologia no futuro próximo. As principais orientações gerenciais nos campos de Rubiales e Quifa estão relacionadas com:
- Completa utilização da infraestrutura de produção já adquirida para o campo Rubiales;
- aplicação de uma estratégia de tramitação rápida para a realização dos principais estudos especializados e testes de laboratório; e
- realização de um teste piloto de acordo com os termos e condições existentes para a associação da Companhia com a Ecopetrol em Quifa.
A preparação das plataformas para produção e das instalações de poços já foram projetadas e construídas e estão agora localizadas no campo de Quifa. A instalação da infraestrutura completa do programa piloto STAR terá início em alguns dias e deverá terminar dentro de 2 a 3 meses, quando a Companhia fornecerá uma atualização adicional. A perfuração de cinco poços terá início assim que as licenças ambientais forem concedidas.
Aquisição da Maurel et Prom
Em 6 de maio de 2011, a PRE-PSIE CÖOPERATIEF U.A., uma cooperativa holandesa de propriedade da Companhia, adquiriu, com sucesso, da Les Etablissements Maurel & Prom, S.A., uma participação de 49,999% da Maurel and Prom Colombia B.V., que detém os seguintes interesses de hidrocarbonetos localizados em terra na Colômbia:
- 100% de participação no bloco Sabanero localizado na região central da Colômbia no Departamento de Meta;
- 100% de participação no bloco Muisca localizado na região central da Colômbia nos Departamentos de Boyacá e Cundinamarca;
- 50% de participação no bloco SSJN-9 localizado na região norte da Colômbia nos Departamentos de Bolivar, Cesar e Magdalena. Os restantes 50% de participação pertencem atualmente à HOCOL;
- 50% de participação no bloco CPO-17 na região central da Colômbia no Departamento de Meta. Os restantes 50% de participação pertencem atualmente à HOCOL; e
- 100% de participação no bloco COR-15 localizado na região central da Colômbia no Departamento de Boyacá.
Resultados Financeiros do Primeiro Trimestre e Conferência com Investidores
A Companhia irá anunciar suas demonstrações financeiras do primeiro trimestre na quarta-feira, 18 de maio de 2011, juntamente com seu documento Management Discussion and Analysis (Discussões e Análises Gerenciais) para o período correspondente. Estes documentos serão publicados no Web Site da Companhia e na SEDAR no endereço www.sedar.com.
A Gerência irá realizar uma teleconferência ao vivo em Inglês na quinta-feira, 19 de maio de 2011, para discutir os resultados financeiros da Companhia, começando às 09:00 horas (horário de Toronto). Um tradutor para o idioma espanhol estará disponível.
A Pacific Rubiales, uma companhia baseada no Canadá e produtora de gás natural e petróleo bruto pesado, detém 100 por cento da Meta Petroleum Corp., uma operadora de petróleo da Colômbia, que explora os campos de petróleo Rubiales e Piriri na Bacia de Llanos em associação com a Ecopetrol S.A., a Companhia nacional de petróleo da Colômbia. A Companhia se concentra na identificação de oportunidades, principalmente ao leste da Bacia de Llanos da Colômbia, assim como em outras regiões na Colômbia e no norte do Peru. A Pacific Rubiales tem participação em 45 blocos na Colômbia, Peru e na Guatemala.
As ações ordinárias da Companhia são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto e na Bolsa de Valores da Colômbia sob os símbolos PRE e PREC, respectivamente.
O Boe (barril equivalente de óleo) pode ser enganador, especialmente se usado isoladamente. Uma taxa de conversão boe de 5,7 mcf: 1 bbl é baseada em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço.
Advertência com relação às Declarações Prospectivas
Este comunicado para a imprensa contém certas declarações prospectivas. Todas as declarações, que não as declarações de fatos históricos, que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos que a Companhia acredita, espera ou antecipa que irão ou que podem ocorrer no futuro (inclusive, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas , fluxo de caixa e custos, estimativas de reserva e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da Companhia) são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou crenças atuais da Companhia, com base nas informações disponíveis atualmente para a Companhia. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da Companhia sejam materialmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas, e até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem, ou substancialmente se concretizem, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências esperadas ou efeitos sobre a Companhia. Os fatores que podem fazer com que os resultados reais ou os eventos sejam materialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza das 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, fracasso em estabelecer estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e taxas de câmbio, inflação, mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia ou no Peru; alterações dos regulamentos que afetam 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 sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações da Companhia datado de 10 de março de 2011 e arquivado na SEDAR no endereço www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é efetivada a partir da data em que é feita e, exceto por legislação aplicável de valores mobiliários, a Companhia não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou de outra forma. Embora a Companhia 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 posta em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.
Recursos prospectivos são aquelas quantidades de petróleo estimadas, em uma certa data, como potencialmente recuperáveis de acumulações não descobertas por aplicação de futuros projetos de desenvolvimento. Os recursos prospectivos têm tanto uma chance associada de descoberta quanto uma chance de desenvolvimento. Os recursos prospectivos são adicionalmente subdivididos de acordo com o nível de certeza associado às estimativas recuperáveis, assumindo sua descoberta e desenvolvimento e podem ser subclassificadas com base na maturidade do projeto. Não há certeza de que qualquer porção dos recursos será descoberta. Caso sejam descobertas, e caso sejam técnica e economicamente viáveis de serem recuperadas, não existe nenhuma certeza de que o recurso prospectivo será descoberto. Se descoberto, não existe certeza de que qualquer descoberta será técnica e economicamente viável para produzir qualquer porção dos recursos.
Para mais informações:
Sr. Ronald Pantin
Executivo-Chefe e Diretor
Sr. José Francisco Arata
Presidente e Diretor
+1 (416) 362-7735
Sra. Belinda Labatte
Relações com Investidores, Canadá
+1 (647) 428-7035
Sra. Carolina Escobar V
Relações com Investidores, Colômbia
+57 (1) 628-3970
(PRE.)
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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