pacific rubiales energy corp. comunicado à imprensa

PACIFIC RUBIALES ENERGY CORP.
COMUNICADO À IMPRENSA
PACIFIC RUBIALES ANUNCIA AVALIAÇÃO PRELIMINAR DO PROGRESSO DO
PROJETO PILOTO STAR, EM QUIFA SW, DEMONSTRANDO UMA POTENCIAL
DUPLICAÇÃO DO FATOR DE RECUPERAÇÃO FINAL
Toronto, Canadá, 18 de setembro de 2013 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC;
BOVESPA: PREB) anunciou hoje que recebeu relatórios independentes relacionados ao progresso de um
projeto piloto de elevação da recuperação de petróleo em que é proprietária, o Synchronized Thermal
Additional Recovery (“STAR”), localizado no campo de petróleo pesado Quifa SW. Os relatórios incluem
estimativas do Petróleo Original no Local (Original Oil in Place – OOIP) (“PONL”) para o projeto, o
qual, combinado com a produção acumulada da área desde o início do projeto, permite à Companhia
estimar que, pelo menos, uma duplicação do fator de recuperação foi atingida desde o início da injeção de
ar em fevereiro de 2013 até a presente data.
Ronald Pantin, Diretor-Presidente (Chief Executive Officer) da Companhia, comentou:
“As estimativas dos engenheiros independentes sobre o PONL e sobre a drenagem das áreas que serão
afetadas pela área teste do projeto piloto, os volumes acumulados de petróleo produzidos até a presente
data e a ignição térmica sustentada do reservatório e a bem sucedida sincronização dos poços de
produção piloto, levaram a Pacific Rubiales a estimar que, pelo menos, uma potencial duplicação do
fator de recuperação pode ser atingida pelo projeto piloto STAR. Esses resultados representam um
importante ponto de inflexão no caminho para a aplicação comercial bem sucedida do projeto STAR em
um dos mais importantes campos de petróleo pesado da Colômbia.
Baseada nesses resultados, a Companhia planeja converter dois conglomerados de poços contíguos na
área de teste piloto, os quais estão atualmente produzindo fluxo primário, para o projeto STAR antes do
final de 2013. Adicionalmente, a Companhia iniciou o planejamento do lançamento comercial total do
projeto STAR no campo Quifa SW para o começo de 2014.
Acreditamos que o sucesso do projeto STAR tem importantes implicações, além do campo Quifa SW,
tendo em vista que mais de 75% do aumento da produção total de petróleo da Colômbia, desde 2004,
veio do petróleo pesado, sendo a maioria disso oriunda dos campos Rubiales e Quifa, operados pela
Companhia, produzindo somente por meio de métodos de fluxo de recuperação primária. O sucesso do
projeto STAR ainda fornece uma plataforma de lançamento importante para o futuro do campo Rubiales,
atualmente sob avaliação.”
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O campo Quifa SW está localizado justamente à sudoeste e adjacente ao campo Rubiales da Companhia,
o maior campo de petróleo em produção na Colômbia atualmente. De acordo com o relatório de reservas
relativo ao fim do ano de 2012 elaborado pela firma de engenharia externa da Companhia, esse campo
possui uma estimativa PONL de 1,331 Bbbl, o que cobre uma área total do campo de, aproximadamente,
44 mil acres brutos com pagamento líquido de espessura maior que 10 pés. Durante o primeiro semestre
de 2013, o campo teve uma produção total bruta de petróleo a uma taxa de 54,5 Mbbl/d (24,4 Mbbl/d
líquido após royalties). O campo Quifa SW está atualmente produzindo por meio de técnicas primárias de
recuperação resultando em um fator de recuperação (“FR”) de, aproximadamente, 14%. Até o final do
ano de 2012, a Companhia possua 73,1 MMbbl de reservas líquidas 2P em Quifa SW, representando,
aproximadamente, 21% de sua base total de reservas líquidas 2P de petróleo e líquidos certificadas na
Colômbia. A Pacific Rubiales possui uma participação de 60% e é a operadora do campo, ao passo que a
Ecopetrol, S.A. detém a participação remanescente. O contrato Quifa foi assinado em dezembro de 2003 e
expira em dezembro de 2031.
A Companhia recebeu relatórios técnicos analisando o progresso de projeto piloto STAR de três
diferentes firmas de engenharia independente: Hot-Tec Energy Inc. (“Hot-Tec”), RPS Energy Canada
Ltd. (“RPS”) e GLJ Petroleum Consultants Ltd. (“GLJ”), as quais forneceram opiniões profissionais da
performance do projeto piloto STAR até a presente data.
As áreas de drenagem e o PONL que serão afetados pelo projeto piloto STAR foram estimados por essas
três firmas, o que está sujeito às suas respectivas suposições, conforme abaixo:
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Hot-Tec: 1,62 MMbbl, para uma área de drenagem de 50 acres.
RPS: 1,86 MMbbl, para uma área de drenagem de 85 acres.
GLJ: 1,78 MMbbl, para uma área de drenagem de 80 acres.
Tendo em vista que a produção acumulada do projeto, como resultado da recuperação primária, do vapor
e da injeção de nitrogênio e da combustão “in situ”, é de, aproximadamente, 506 Mbbl até a presente data,
é possível calcular que a média FR atribuível ao projeto é de 27,1% - 31,2%, o que, pelo menos, duplica a
estimativa FR para o resto do campo produzindo por meio de recuperação primária.
A Companhia considera esses resultados FR como preliminares e espera que eles aumentem conforme a
produção na área do projeto piloto STAR continue como o planejado para, pelo menos, alguns meses
adicionais.
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Dentre os destaques adicionais de cada um dos relatórios estão inclusos:
Hot-Tec
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RPS
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GLJ
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O Projeto de Combustão “in-situ” no campo Quifa SW é um sucesso absoluto. Com mais de 200
testes de combustão “in-situ” no campo, a Hot-Tec considera o projeto como o melhor em termos
de engenharia e mais bem planejado com monitoramento em tempo real e controle das
capacidades, bem como a habilidade de manusear com segurança H2S em unidades de
processamento.
Combustão “in-situ” é o processo de escolha em Quifa, um campo de petróleo com uma forte
condução de água.
A recuperação incremental de petróleo em Quifa SW poderia ter sido maior ainda sob condições
operacionais normais e sem restrições de taxa e tempo.
Já foi claramente demonstrado que o óleo em Quifa SW responde positivamente à oxidação (por
meio da injeção de ar) e é um bom candidato para a combustão “in-situ”.
Os parâmetros de performance do campo estão de acordo com aqueles obtidos a partir de testes
de laboratório.
A razão principal para o sucesso na aplicação da tecnologia STAR é a utilização da sincronização
para identificação e correção da posição de combustão frontal.
A expansão massiva do projeto piloto STAR, por meio da perfuração de novos injetores e
produtores, e a inclusão de poços existentes deve ser feita em breve para capturar o gás e o
petróleo deixando o padrão atual não confinado, e aumentando a eficiência da combustão.
O projeto piloto STAR estabeleceu uma mobilidade de petróleo adicional e uma recuperação por
meio da simulação termal diante da combustão “in-situ”.
Baseado nas estimativas médias de PONL e REF (Recuperação Estimada Final), a RPS calcula a
média do fator potencial incremental de recuperação, tendo em vista a recuperação termal por
meio do processo de combustão “in-situ”, de 26% para 44% PONL.
Uma vez iniciada a injeção de gases, os cortes de água cessam o aumento e o petróleo convertido
corta o decréscimo cessado.
Hot-Tec Energy Inc. é uma companhia afiliada aos membros do Grupo de Pesquisa de Combustão “InSitu”, Departamento de Engenharia Química e de Petróleo, Escola de Engenharia Schulich,
Universidade de Calgary. O Grupo de Pesquisa de Combustão “In-Situ” é reconhecido como o líder
global na aplicação de combustão “in-situ” em processos de recuperação.
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RPS Energy Canada Ltd. é parte do RPS Group Plc, fornecendo conselhos mediante a exploração e
produção de petróleo e gás e outras reservas naturais. RPS é uma consultoria líder fornecendo suporte e
conselho no desenvolvimento de recursos de energia natural durante todo o ciclo de vida do ativo, e é
uma firma de engenharia independente que certificou as reservas de Quifa SW para a Pacific Rubiales
no passado.
GLJ Petroleum Consultants Ltd. é uma firma premium de consultoria de recursos de petróleo e gás
localizada em Calgary, Alberta, Canadá, e foi contratada pela Hot-Tec Energy Inc. para analisar o
comportamento da pré-injeção de ar do projeto piloto STAR.
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., que opera nos campos de Rubiales,
Piriri e Quifa, localizados na Bacia de Llanos, e 100% do capital da Pacific Stratus Energy Colombia
Corp., que opera o campo de gás natural de La Creciente na área noroeste da Colômbia. A Pacific
Rubiales também adquiriu 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que possui ativos de petróleo leve na
Colômbia, e 100% da C&C Energia Ltd., que possui ativos de petróleo leve na bacia de Llanos.
Adicionalmente, a Companhia diversificou seu portfolio de ativos além da Colômbia, o que inclui ativos
de produção e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua-Nova Guiné.
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 Colômbia), 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 MAIORES INFORMAÇÕES:
Christopher (Chris) LeGallais
Vice-Presidente Sênior de Relações com Investidores
+1 (647) 295-3700
Roberto Puente
Gerente Sênior de Relações com Investidores
+57 (1) 511-2298
Kate Stark
Gerente de Relações com Investidores
+1 (416) 362-7735
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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,
Peru, Guatemala, Brasil, Papua-Nova Guiné ou Guiana; 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 13 de março de 2013 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.
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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.
Linguagem
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.
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