SOURCE: Petrominerales Ltd.

Petrominerales Ltd.

November 05, 2012 23:51 ET

Petrominerales divulga demonstração financeira do terceiro trimestre com destaque no fluxo dos fundos das operações de $151,9 milhões

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - Nov 5, 2012) - Petrominerales (TSX: PMG)(BVC: PMGC) divulga resultado financeiro do terceiro trimestre de 2012 destacando o fluxo de fundos das operações de US$151,9 milhões ou US$1,69 por ação sobre os volumes de vendas de petróleo produzido com média de 26.946 barris por dia. Durante o trimestre, o nosso netback operacional teve uma média de US$62,89 por barril. Também reduzimos ainda mais nossos títulos conversíveis de agosto de 2013 para US$201,7 milhões com a recompra e cancelamento de US$69,4 milhões durante o trimestre.

A nossa posição financeira permanece bem sólida. Geramos $37,3 milhões de fluxo de caixa livre no terceiro trimestre. Além da geração de fluxo de caixa livre, temos $33,8 milhões em caixa e uma completa linha de crédito não utilizada. Esta estabilidade financeira nos dá a flexibilidade necessária para recomprar títulos com desconto e ações ordinárias por preços extremamente atraentes. Nosso resultado por ação de 2012 está afetado positivamente pela nossa recompra de ações em 2012. Até o momento já recompramos e cancelamos 15 por cento das nossas ações ordinárias em circulação (14,9 milhões de ações) das quais 2,3 milhões de ações foram recompradas por um preço médio de CDN$8,86. Pretendemos executar um programa de capital em 2013 mais balanceado entre a perfuração de desenvolvimento e de exploração. O nosso foco é adicionar produção e reservas com a expansão do nosso estoque de prospecção, e executar programas de perfuração de exploração de alto impacto.

Esperamos acrescentar produções a curto prazo nas seguintes atividades:

  • Entrada em produção do poço Maya-1 em meados de novembro;
  • Perfuração lateral do poço Macapay com objetivo de produção adicional de petróleo e adição de produção extra em meados de novembro;
  • Perfuração de um prospecto de alto impacto Mapanare-1 no Bloco de Guatiquia, com o objetivo de 15 milhões de barris de Petróleo In Situ Não Descoberto ("UPIIP") até 31 de dezembro;
  • Perfuração do nosso primeiro poço de desenvolvimento horizontal Mantis-HZ1 no Bloco de Casimena, e entrada em produção em meados de novembro; e
  • Perfuração lateral do poço de exploração Gaita-1 para confirmar a extensão sul do nosso campo de petróleo Yenac adicionando produção e reservas, e expandindo o nosso estoque de perfuração de desenvolvimento até 31 de dezembro.

DESTAQUES FINANCEIROS E OPERACIONAIS

A tabela a seguir é um resumo dos resultados financeiros e operacionais da Petrominerales no terceiro trimestre encerrado em 30 de setembro de 2012 e de 2011. As demonstrações financeiras consolidadas com a Discussão e Análise da Gerência ("MD&A") estão disponíveis no website da Empresa no www.petrominerales.com e também estarão disponíveis no website da www.sedar.com.

   
Destaques financeiros  
($ milhões dos EUA, exceto quando notado)  
             
    Trimestre encerrado em 30 setembro     Nove meses encerrados 30 setembro  
    2012   2011   % Mudança     2012   2011   % Mudança  
Venda de petróleo   251,4   363,0   (31 )   874,2   1.090,7   (20 )
Fluxo de fundos das operações(1)   151,9   196,4   (23 )   525,4   572,9   (8 )
  Por ação - básica ($)   1,69   1,93   (12 )   5,49   5,56   (1 )
    - diluída ($)   1,68   1,88   (11 )   5,41   4,68   16  
Renda líquida ajustada(1)   36,9   58,8   (37 )   155,5   248,5   (37 )
  Por ação - básica ($)   0,41   0,58   (29 )   1,63   2,41   (32 )
    - diluída ($)   0,41   0,55   (25 )   1,48   2,22   (33 )
Dividendos declarados   11,2   12,2   (8 )   34,7   39,3   (12 )
Gastos com PP&E e E&E(2)   114,6   210,4   (46 )   483,6   534,7   (10 )
                             
                   
                   
Em   30 de setembro de 2012     30 de junho de 2012   31 de dezembro de 2011   30 de setembro de 2011
Caixa   33,8     160,6   295,4   275,4
Superávit de capital de giro (déficit)(1)   (26,5 )   24,9   73,8   134,0
Debêntures conversíveis 2016 colocadas em agosto de 2013 (3)   201,7     271,1   550,0   550,0
Debêntures conversíveis 2017   400,0     400,0   -   -
Total ativos   2.199,1     2.244,4   2.226,5   2.111,9
Ações Ordinárias (000s)   88.020     89.778   99.375   100.650
Ações Ordinárias e diluídas no dinheiro (000s)(4)   90.476     92.531   103.223   105.051
                   
             
             
Destaques das Operações  
             
    Trimestre encerrado em 30 setembro     Nove meses encerrados 30 setembro  
    2012   2011   % Mudança     2012   2011   % Mudança  
Produção (bopd)                            
  Deep Llanos   18.101   26.576   (32 )   20.868   28.879   (28 )
  Central Llanos   3.687   4.612   (20 )   4.337   4.528   (4 )
  Neiva   3.187   4.017   (21 )   3.453   4.025   (14 )
  Orito   1.359   1.919   (29 )   1.802   1.966   (8 )
  Petróleo Bruto   -   -   -     23   -   -  
Produção Total   26.334   37.124   (29 )   30.483   39.398   (23 )
Volume de venda   26.946   39.923   (33 )   30.619   39.606   (23 )
                             
Netback operacional ($/bbl)(1)                            
  Preço WTI   92,22   89,54   3     96,74   95,47   1  
  Preço Brent   109,61   113,38   (3 )   112,18   111,88   -  
  Desconto no Brent   8,20   14,54   (44 )   7,98   11,01   (28 )
  Preço de venda   101,41   98,84   3     104,20   100,87   3  
  Despesas com transporte   6,09   11,08   (45 )   6,82   10,42   (35 )
  Preço petróleo bruto realizado   95,32   87,76   9     97,38   90,45   8  
  Royalties   14,04   10,73   31     12,03   11,67   3  
  Despesas com produção   18,39   15,92   16     15,94   12,15   31  
Netback operacional   62,89   61,11   3     69,42   66,63   4  
                             
                             
(1)   Medida não-IFRS. Veja seção "Medida não-IFRS".
(2)   PP&E significa ativos de propriedade, plantas e equipamento e E&E ativos de exploração e avaliação do fluxo de caixa da demonstração consolidada.
(3)   Consiste na porção principal das debêntures conversíveis com vencimento em 2016 e 2017. O portadores das debêntures conversíveis de 2016 têm uma opção única de colocar o pré-pagamento das debêntures em 25 de agosto de 2013 da soma das ações ordinárias, ações ordinárias diferidas, ações de incentivo e ações potencialmente emitíveis na conversão das opções de ação em dinheiro, e debêntures conversíveis em circulação na data do final do período.
(4)   Consiste na soma das ações ordinárias, ações ordinárias diferidas, ações de incentivo, e ações potencialmente emitidas na conversão das opções de ação em dinheiro e debêntures conversíveis em circulação na data do final do período.
     

DESTAQUES E TRANSAÇÕES SIGNIFICATIVAS DURANTE O TERCEIRO TRIMESTRE

(Comparações entre o T3 de 2012 e o T3 de 2011, exceto quando mencionado em contrário)

  • Fluxo de fundos das operações de US$151,9 milhões ou US$1,69 por ação básica representando uma queda de 23 e 12 por cento sobre 2011 devido principalmente aos menores volumes de vendas.
  • Geramos US$37,3 milhões de fluxo de caixa livre no trimestre após a dedução de US$114,6 milhões de gastos do fluxo de fundos das operações.
  • Nosso resultado por ação de 2012 está afetado positivamente pela nossa recompra de ações em 2012. Até o momento já recompramos e cancelamos 15 por cento das nossas ações ordinárias em circulação (14,9 milhões de ações) das quais 2,3 milhões de ações foram recompradas por um preço médio de CDN$8,86.
  • Fizemos uma nova descoberta de petróleo na Colômbia, Mambo, no Bloco de Corcel.
  • Em outubro fizemos a nossa primeira descoberta de petróleo no Peru em Sheshea.
  • Nosso Netback operacional teve uma média de US$62,89 por barril no terceiro trimestre, um aumento de três por cento sobre o terceiro trimestre de 2011, causado principalmente pela economia de transporte com a nossa propriedade da tubulação OCENSA, compensada pelos maiores royalties no campo Yatay excedendo o limite de participação de alto preço.
  • Durante o trimestre, reduzimos a nossa obrigação de débito conversível de agosto de 2013 para US$201,7 milhões com a recompra de mais US$69,4 milhões de debêntures conversíveis.

ANÁLISE OPERACIONAL

   
Produção (bopd)  
    Outubro
2012
  Terceiro Trimestre
2012
  Segundo Trimestre
2012
  T2 a T3
Alteração
 
Deep Llanos   17.266   18.101   20.936   (2.835 )
Central Llanos   4.064   3.687   4.914   (1.227 )
Neiva   2.919   3.187   3.428   (241 )
Orito   1.691   1.359   1.827   (468 )
Petróleo Bruto   -   -   8   (8 )
Produção Total   25.940   26.334   31.113   (4.779 )
                   

Produção média no terceiro trimestre de 26.334 barris de petróleo por dia ("bopd"), 4.779 bopd ou 15 por cento menos que no segundo trimestre de 2012. A nossa produção em Deep Llanos caiu 2.835 bopd ou 14 por cento devido principalmente aos poços estarem temporariamente offline (2.055 bopd), inclusive o poço Yatay-1 que foi afetado durante oito dias, e a queda natural da produção líquida das nossas descobertas em Mambo e Guala. A nossa produção em Central Llanos caiu 1.227 bopd ou 25 por cento devido principalmente ao fechamento dos nossos campos de petróleo Yenac e Mantis durante nove dias em agosto (784 bopd) como resultado dos bloqueios da comunidade e as quedas naturais. Não perfuramos nenhum poço em Orito ou Neiva no terceiro trimestre e, com isso, a produção de Neiva teve uma queda de sete por cento e de 26 por cento em Orito. Orito também foi afetado pelo fato de certos poços entrarem offline no trimestre devido às interrupções nas instalações (170 bopd) e espera de workovers (310 bopd). A operadora tinha uma plataforma de workover no campo realizando serviços nos poços, e a perda de produção no terceiro trimestre foi retomada online em outubro. Pretendemos recomeçar os programas de perfuração em Neiva no primeiro semestre de 2013 e o programa de perfuração em Orito no início de 2013.

A média de produção em outubro foi de 25.940 bopd, dois por cento ou 394 bopd menos que a média do terceiro trimestre devido principalmente aos declínios naturais com os poços que entraram offline no terceiro trimestre voltando à linha de produção em outubro.

Bacia Deep Llanos (Corcel, Guatiquia e South Block 31), Colômbia

Durante o trimestre, perfuramos dois poços, Mambo-1 e Guarana-1, e em outubro perfuramos um terceiro poço, Maya-1. Mambo-1 foi perfurado a uma profundidade total de 11.875 no dia 23 de agosto. Os registros do poço indicam um potencial de espessura potencial de 13 pés na formação Lower Sand 1. Após a conclusão do poço em Lower Sand 1, instalamos uma bomba elétrica submersa ("ESP") e colocamos o poço em produção no dia 12 de setembro com uma taxa de petróleo de 839 bopd API a 23 graus a 73 por cento de corte de água. A média do poço foi de 765 bopd durante o resto do mês. Depois de Mambo, demos início à perfuração lateral do nosso poço Macapay, com o objetivo de até 15 pés de espessura potencial. O poço Macapay original produziu 660.000 de barris de petróleo API a 29 graus com 25 pés de espessura potencial na formação Lower Sand 1. Esperamos receber o resultado da perfuração deste poço em meados de novembro. Depois de Macapay, pretendemos liberar a plataforma de perfuração e executar o nosso programa de perfuração com uma plataforma de perfuração a partir de 2013.

Perfuramos o nosso poço Guarana-1 até uma profundidade de 13.902 pés no dia 2 de agosto. Testamos dois intervalos no poço, o primeiro apresentou água e o segundo recuperou traços de petróleo API a 11 graus. Depois de Guarana, perfuramos o nosso poço Maya-1 até uma profundidade de 13.565 pés no dia 14 de outubro. Os registros do poço indicam um potencial de espessura potencial de 32 pés nas formações Guadalupe e Lower Sand. Iniciamos um programa de testes e devemos ter os resultados em meados de novembro.

Depois de Maya, iniciamos a perfuração do nosso poço de prospecção Mapanare-1 no Bloco de Guatiquia no dia 5 de novembro. Este prospecto está ao sul das nossas descobertas Yatay e Candelilla com objetivo de 15 milhões de barris UPIIP. Com sucesso, podemos desenvolver outros locais e prospecções semelhantes ao sul do Bloco de Corcel.

Blocos Foothills (Blocos 25, 31, 59 e 15), Bacia Deep Llanos, Colômbia

Em outubro concluímos um programa de teste da zona de gás de alta pressão e alta temperatura iniciais no nosso poço Bromelia-1. O intervalo produziu água e quantidades não comerciais de gás, e acreditamos que a zona encontrada durante a perfuração contenha gás dissolvido na água.

Estamos conduzindo levantamentos de campo e esperamos dar início à aquisição de 256 km quadrados de programa sísmico 3D ao nordeste do Bloco 25. De acordo com as nossas análises atuais, identificamos um número de prospectos, inclusive os prospectos do tipo Corcel ao nordeste do bloco que o nosso futuro programa sísmico 3D irá delinear. Esperamos recomeçar a perfuração dos prospectos neste bloco no segundo semestre de 2013.

Atualmente estamos avaliando e interpretando dois grandes programas sísmicos 3D adquiridos no início do ano nesta área. No Bloco 31, adquirimos 239 km quadrados de 3D de uma grande tendência destacada identificada anteriormente nos dados sísmicos 2D. No Bloco 59, concluímos uma aquisição de um grande programa sísmico de 379 km quadrados em 3D. Estamos encorajados pelo nível de prospecção observado e esperamos iniciar a perfuração dos prospectos neste terreno a partir do segundo semestre de 2013.

Bacia Central Llanos (Blocos Casimena, Castor, Casanare Este, Mapache), Colômbia

No terceiro trimestre, perfuramos um poço de refugo de água no Bloco de Casimena, Mantis-SWD. Em outubro, iniciamos a perfuração do primeiro poço horizontal Casimena na nossa área Yenac/Mantis, Mantis-HZ1. Esperamos que este poço entre em produção em meados de novembro. Os poços horizontais neste campo estão voltados para a formação Lower Mirador encontrada em todos os nossos poços verticais em Yenac e Mantis vertical. No entanto, colocamos apenas um poço em produção na formação. Este poço já produziu mais de 288.000 barris de petróleo API a 14 graus desde a sua entrada em produção em março de 2011.

Depois de Mantis-HZ1, pretendemos fazer uma perfuração lateral no nosso poço de exploração perfurado anteriormente, Gaita-1. Gaita-1 foi perfurado fora no nosso controle sísmico, mas na tendência do Poço Yenac. A nossa interpretação dos dados sísmicos 2D adquiridos recentemente demonstra que Gaita foi perfurado no lado abaixo da falha. Fizemos uma perfuração lateral focado no lado estruturalmente alto da falha, onde esperamos encontrar a extensão provável no Poço Yenac. Se bem-sucedida a perfuração lateral de Gaita pode adicionar dois novos locais de desenvolvimento, um local Yenac-7 voltado para o reservatório Upper Mirador e um segundo poço horizontal Yenac, HZ2, voltado para a formação Lower Mirador.

Também identificados locais adicionais que podem ampliar o tamanho do campo. O primeiro poço, Mantis Norte, será perfurado no primeiro trimestre de 2013. Se bem-sucedido, este poço pode adicionar quatro locais de desenvolvimento no campo.

Bacia Llanos Blocos de Petróleo Bruto (Rio Ariari, Chiguiro Oeste, Chiguiro Este), Colômbia

Durante o terceiro trimestre, perfuramos dois poços, Mielero-1 e Dara-1, e em outubro perfuramos um terceiro poço em outubro, Pichilingo-1. Os poços Mielero e Pichilingo foram perfurados de acordo com os objetivos dos prospectos identificados nos dados sísmicos 2D na parte central do Bloco de Rio Ariari. Identificamos uma média de 10 pés de espessura potencial em cada poço.

Pretendemos perfurar outros dois prospectos de exploração com o objetivo de testar novos conceitos e definir recursos com alto potencial no bloco. Além disso, estamos iniciando um programa sísmico 2D de 80 quilômetros na parte leste do Block. Pretendemos perfurar até quatro poços estratigráficos na região após a conclusão do programa. Estamos mobilizando uma plataforma para o local do nosso poço Tatama horizontal para conduzir um teste de produção de longo prazo. Esperamos que este teste comece no início de 2013.

Orito (Bacia Putumayo) e Neiva (Bacia Upper Magdalena), Colômbia

Não perfuramos nenhum poço nos campos de Orito e Neiva durante o terceiro trimestre, pois a operadora Ecopetrol está atualizando as permissões ambientais nos dois blocos. Esperamos reiniciar o nosso programa de perfuração de desenvolvimento em Orito no início de 2013, voltado para os locais no fundo do poço nos trechos existentes dos poços. Em Neiva, esperamos recomeçar a perfuração de desenvolvimento nos locais existentes no primeiro semestre de 2013.

Bloco 126, Peru

Durante o trimestre, perfuramos o nosso segundo poço de exploração Sheshea-1X, no Bloco 126. A perfuração do Sheshea-1X teve início em 19 de julho de 2012 e perfuramos até uma profundidade total de 8.925 pés em 9 de setembro de 2012.

Realizamos quatro testes em três formações diferentes. Na formação Chonta produzimos uma média de 1.430 bopd, sem recuperação de água. Na formação de Agua Caliente produzimos 80 bopd com 97 por cento de corte de água. Os dois testes realizados na formação Copacabana recuperaram água.

Na formação Chonta, testamos um intervalo perfurado de dez pés com uma bomba ESP durante 37,5 horas com um equipamento de teste do poço temporário. Produzimos um total de 2.235 com gravidade de petróleo de 53 API com uma média de 1.430 bopd, sem recuperação de água durante o teste. Uma solução de gás estava presente mas não em quantidade suficiente para ser medida. O levantamento no final do teste foi de 50 por cento. Faremos mais perfurações, testes e aquisições sísmicas em 3D para ajudar a avaliar esta descoberta encorajadora.

O areal Chonta está sendo interpretado como uma barreira de areia com boa extensão lateral e continuidade depositada em uma altura pré-existente. O volume do recurso calculado internamente sugere um potencial de 14 milhões de barris de petróleo in situ descoberto ("DPIIP"), baseado no fechamento mínimo, a 140 milhões de barris DPIIP baseado no fechamento máximo no ponto de derrame interpretado.

Antes do teste de Chonta concluímos dois testes na formação Copacabana que recuperou água. Um terceiro teste foi realizado em um intervalo de oito pés na formação superior de Agua Caliente. O teste foi realizado com um ESP com um equipamento de teste de poço temporário. Apenas água foi recuperada nas primeiras 20 horas. Depois disso, foram observados traços de petróleo que aumentaram gradualmente até alcançar três por cento de petróleo de 42 API ao final do período de fluxo de 46,8 horas. A taxa total do fluxo foi de 2.703 barris por dia. O levantamento no final do teste foi de quatro por cento.

O resultado de Agua Caliente é encorajador. Acreditamos ter testado uma zona de transição em uma posição down-dip com um acúmulo potencial up-dip do poço. De acordo com a nossa interpretação dos dados sísmicos 2D poderemos ganhar até 25 pés de elevação adicional e espessura potencial. Os cálculos internos sugerem que até 25 milhões de barris DPIIP podem estar presentes na formação Aqua Caliente. Também faremos mais perfurações, testes e aquisições sísmicas em 3D para avaliar esta descoberta.

O nosso plano atual é incorporar os resultados destes dois testes encorajadores no nosso mapa geológico e sísmico. Estamos planejando um levantamento sísmico 3D na estrutura do Sheshea para auxiliar fazer uma avaliação dos resultados dos testes e selecionar para a avaliação dos possíveis locais para a perfuração. A obtenção da aprovação regulamentar do programa sísmico 3D deve levar até 18 meses e, ao mesmo tempo, daremos início ao processo regulatório para a possível comercialização.

Blocos 114 e 131, Peru

A Petrominerales é proprietária de 30 dos blocos 114 e 131. No Bloco 131, a operadora identificou dois prospectos perfuráveis, um dos quais deve iniciar a perfuração durante o segundo trimestre de 2013. No Bloco 114, a aquisição de 260 km de dados sísmicos 2D foi retomada em junho de 2012 e já foi concluída. Em conformidade com as avaliações técnicas e econômicas, e a aprovação ambiental regulatória, a operadora está planejando perfurar um poço de exploração até o final do segundo trimestre de 2014.

Blocos 161 e 141, Peru

O Bloco 161, situado no leste da região central do Peru, tem 1,2 milhões de acres. A Petrominerales é proprietária de 100 por cento do bloco. Termos de referência para concluir o Plano de Consulta do Público das Avaliações do Impacto Ambiental ("EIA") estão nas etapas finais para a aprovação do Ministério de Minas e Energia do Peru. Mediante a conclusão e a aprovação do EIA, o programa sísmico planejado de 353 km 2D terá início, provavelmente no segundo semestre de 2013.

O Bloco 141, situado no sul do Peru, tem 1,3 milhões de acres com 100 por cento de propriedade da Petrominerales. Em julho de 2012, recebemos a autorização para dar início ao Plano de Consulta do Público, uma etapa essencial para a conclusão da EIA. O nosso compromisso de concluir um programa sísmico 2D de 300 km está sendo programado para o início de 2014, mediante a conclusão e aprovação da EIA.

PREVISÃO

A nossa posição financeira permanece bem sólida. Geramos $37,3 milhões de fluxo de caixa livre no terceiro trimestre. Além da geração de fluxo de caixa livre, temos $33,8 milhões em caixa mais uma completa linha de crédito não utilizada. Esta estabilidade financeira nos dá a flexibilidade necessária para recomprar títulos com desconto e ações ordinárias por preços extremamente atraentes. Pretendemos executar um programa de capital em 2013 mais balanceado entre a perfuração de desenvolvimento e de exploração. O nosso foco é adicionar produção e reservas com a expansão do nosso estoque de prospecção, e executar programas de perfuração de exploração de alto impacto.

Esperamos acrescentar produções a curto prazo nas seguintes atividades:

  • Entrada em produção do poço Maya-1 até meados de novembro;
  • Perfuração lateral do poço Macapay com objetivo de produção adicional de petróleo e adição de produção extra em meados de novembro;
  • Perfuração de um prospecto de alto impacto Mapanare-1 no Bloco de Guatiquia, com o objetivo de 15 milhões de barris UPIIP até 31 de dezembro;
  • Perfuração do nosso primeiro poço de desenvolvimento horizontal Mantis-HZ1 no Bloco de Casimena, e entrada em produção até meados de novembro; e
  • Perfuração lateral do poço de exploração Gaita-1 para confirmar a extensão sul do nosso campo de petróleo Yenac adicionando produção e reservas, e expandindo o nosso estoque de perfuração de desenvolvimento até 31 de dezembro.

Para expandir o nosso estoque de prospectos, adquirimos mais de 600 km quadrados sísmicos em 3D em 2012 que estão sendo interpretados. Além disso, em breve iremos adquirir um programa sísmico de 256 km quadrados em 3D no Bloco 25, fornecendo mais dados do nosso prospecto Canatua e outros leads. Esperamos que estas aquisições de dados sísmicos em 3D sejam um acréscimo positivo ao nosso estoque e ofereça novas oportunidades de perfuração para o nosso programa em 2013.

Esperamos informar o nosso progresso para os nossos acionistas até o final de 2012 e em 2013.

IN MEMORIAM

É com pesar que informamos o falecimento de um dos originais diretores da Petrominerales, Jerald Lindsay Oaks, no dia 28 de setembro de 2012. Jerald foi também um dos fundadores e diretores da Petrobank Energy e da Resources Ltd., e foi instrumental para o crescimento estratégico da Petrominerales. Sentiremos a falta da sua liderança, palavras de incentivo e seu conselho sábio e razoável.

CHAMADA DE CONFERÊNCIA E WEBCAST

A Gerência da Petrominerales fará uma chamada de conferência e webcast com investidores, analistas financeiros, mídia e interessados na 5 de novembro de 2012 às 8h00 (horário das montanhas) (10h00 na costa leste) para discutir o resultado financeiro e operacional do terceiro trimestre de 2012.

Detalhes da chamada de conferência com os investidores:
Número para discagem para a chamada ao vivo: 416-695-6617/800-446-4472
Link para o webcast do áudio ao vivo: http://events.digitalmedia.telus.com/petrominerales/110512/index.php
Números para discagem de repetição: 905-694-9451/800-408-3053
Senha para a repetição: 3686459

A Petrominerales Ltd. é uma empresa internacional de petróleo e de gás da América Latina desde 2002. Hoje, a Petrominerales é uma das empresas de exploração mais ativa e uma das maiores produtoras de petróleo da Colômbia. A nossa base de terras de alta qualidade e nosso estoque de oportunidades de exploração de vários anos proporcionam um potencial de crescimento a longo prazo.

Medidas não-IFRS. Este press release contém termos financeiros que não são considerados medidas sob o International Financial Reporting Standards ("IFRS"), tais como fluxo de fundos das operações, receita líquida ajustada, fluxo de fundos por ação, receita líquida ajustada por ação, capital de giro e netback operacional. Estas medidas são usadas comumente pela indústria de petróleo e de gás e são consideradas informações para gerentes e acionistas. Analisamos a nossa performance e a dos nossos segmentos de negócios baseado no fluxo de caixa dos fundos das operações e na receita líquida ajustada. O fluxo de fundos das operações é um termo não-IFRS que representa o caixa gerado das atividades operacionais antes das alterações do capital de giro não-caixa. A receita líquida ajustada é determinada pela adição de quaisquer prejuízos e a dedução de quaisquer lucros no passivo de derivativos e efeitos da recompra das debêntures conversíveis (acreção acelerada e ganhos com a compensação). A gerência considera que o fluxo de fundos das operações, fluxo de fundos por ação, receita líquida ajustada e receita líquida ajustada por ação sejam importantes para a análise da performance e demonstrar a capacidade da Empresa gerar caixa suficiente para financiar oportunidades de crescimento futuras e pagamento de dívidas. O capital de giro inclui os ativos atuais menos o passivo e é usado para avaliar a solidez financeira de curto prazo da Empresa. O superávit líquido (débito) inclui o ativo atual menos o passivo e o valor principal das debêntures conversíveis em dinheiro (quando não existe dinheiro e não são pagáveis em ações no seu vencimento) e é usado para avaliar a solidez financeira da Empresa. O netback operacional é determinado com a divisão da receita de petróleo menos as despesas de royalties, transporte e de produção, pelo volume de venda do petróleo produzido. A gerência considera o netback operacional importante pois é uma medida de lucratividade por barril vendido e que reflete a qualidade da produção. O fluxo de fundos das operações, fluxo de fundos por ação, receita líquida ajustada, receita líquida ajustada por ação, capital de giro, superávit líquido (débito) e netback operacional não podem ser comparáveis com os reportados por outras empresas e não devem ser encarados como uma alternativa de fluxo de caixa das operações, receita líquida ou outras medidas de performance financeira calculadas de acordo com o IFRS.

Declarações de Previsão e de Cautela Certas informações deste press release são consideradas declarações de previsão. Mais especificamente, este press release contém declarações de previsão sobre as atividades futuras de exploração e desenvolvimento da Empresa e ocasião do início da produção dos poços de petróleos. As declarações de previsão são baseadas em certas expectativas e suposições, incluindo as expectativas e suposições quanto à disponibilidade de capital, o sucesso das atividades futuras de perfuração e de desenvolvimento, a performance dos poços existentes, os testes e a performance de novos poços, os preços das commodities e as condições econômicas, disponibilidade de mão de obra e serviços, a capacidade de transporte e comercialização da nossa produção, ocasião da conclusão dos projetos de infraestrutura e de transporte, condições meteorológicas e locais de perfuração. O leitor deve ficar avisado que as suposições usadas no preparo de tais informações, embora todo cuidado seja tomado durante o seu preparo, podem estar incorretas. Os resultados reais alcançados durante o período de previsão podem ser diferentes dos resultados aqui previstos devido a diversos riscos e incertezas conhecidos e desconhecidos e outros fatores. A discussão sobre tais riscos e incertezas constam dos documentos de papéis negociáveis da empresa arquivados no Canadá. Tais fatores incluem mas não estão limitados a: condições econômicas, de mercado e dos negócios em geral; flutuação dos preços do petróleo; os resultados e a performance das atividades de perfurações de exploração e desenvolvimento, reinício e afins; ocasião e disponibilidade da plataforma; disponibilidade da capacidade de transporte e de descarga, resultado das negociações do contrato de exploração, flutuação das taxas de câmbio; incerteza das estimativas de reservas; mudanças dos regulamentos do meio-ambiente e outros; riscos associados com as operações de petróleo e de gás; e outros fatores, muitos dos quais fora do controle da Empresa. A Petrominerales não garante que os resultados reais alcançados durante o período de previsão sejam iguais em todo ou em parte iguais aos previstos; e a Petrominerales não garante que os resultados dos testes de qualquer poço de exploração ou de desenvolvimento sejam indicadores de performance a longo prazo ou de recuperação final. Exceto quando exigido pela lei aplicável dos papéis negociáveis, a Petrominerales não é obrigada a atualizar nem revisar quaisquer declarações de previsão feitas aqui ou em outro lugar, seja por ocorrência de nova informação, eventos futuros ou outros.

Undiscovered Petroleum Initially-In-Place ("UPIIP") (Petróleo In Situ Não Descoberto) UPIIP é uma estimativa de petróleo em uma determinada data, em acumulações prováveis ainda não descoberta. A parte recuperável do UPIIP é indicada como recursos prospectivos, com o restante não recuperável. Os recursos não descobertos apresentam risco. Não há certeza de que nenhuma parte destes recursos seja descoberta. Mesmo com a descoberta, não há garantia de que a produção de qualquer parte dos recursos seja comercialmente viável. Um projeto de recuperação não pode ser definido com base no volume de UPIIP atual.

Discovered Petroleum Initially-In-Place ("UPIIP") (Petróleo In Situ Descoberto) DPIIP, equivalente a "recursos descobertos", é a quantidade de petróleo estimada em uma determinada data de um acúmulo conhecido antes da produção. A parte recuperável do UPIIP inclui a produção, reservas e recursos contingentes, o restante não é recuperável. Um projeto de recuperação não pode ser definido com base nos volumes de DPIIP atuais. Não há garantia de que a produção de qualquer parte dos recursos seja comercialmente viável.

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