SOURCE: Petrominerales Ltd.

Petrominerales Ltd.

March 05, 2012 23:11 ET

Petrominerales divulga resultados do quarto trimestre e do ano destacados pelo fluxo de fundos recorde das operações em 2011 de US$786 milhões

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - Mar 5, 2012) - A Petrominerales Ltd. ("Petrominerales" ou a "Empresa") (TSX: PMG) (BVC: PMGC) tem o prazer de divulgar os resultados do quarto trimestre e do ano destacados pelo fluxo de fundos das operações de US$213,3 milhões ou US$2,14 por ação no quarto trimestre e US$786,2 milhões ou US$7,69 por ação no ano, o nosso maior valor até o momento. A produção média foi de 35.353 barris de petróleo por dia ("bopd") no trimestre ou os netbacks da operação aumentaram para US$72,32 por barril, indicando o valor da sinergia da aquisição estratégica da tubulação OCENSA no terceiro trimestre. Nosso balanço permanece forte com um superávit de capital de giro e facilidades não retiradas do banco. Esta flexibilidade financeira nos dá a força para continuar a executar nosso programa agressivo de exploração em 2012.

DESTAQUES FINANCEIROS E OPERACIONAIS

A tabela a seguir é um resumo dos resultados financeiros e operacionais da Petrominerales no quarto trimestre e ano encerrados em 31 de dezembro de 2011 e de 2010. As demonstrações financeiras consolidadas com a Discussão e Análise da Gerência ("MD&A") estão disponíveis no website da Empresa na www.petrominerales.com e também estarão disponíveis no website da SEDAR no www.sedar.com.


Destaques Financeiros Highlights                                                        

                         Trimestre encerrado em                            
                           31 de dezembro            Ano encerrado 31 dezembro
(milhões, exceto                                                         
 onde mencionado)         2011     2010 % alteração  2011     2010 % alteração 
------------------------------------------------------------------------------
Vendas petróleo          329.9    250.6       32  1,420.6  1,048.7       35 
Fluxo de fundos das                                                             
 operações (1)           213.3    153.4       39    786.2    597.9       31 
  Por ação                                                                 
  - básica ($)            2.14     1.52       41     7.69     6.00       28 
  - diluída ($)           1.84     1.28       44     6.57     5.47       20 
Receita líquida ajustada                                                         
 (1) (2)                  77.7     34.7      124    326.2    282.9       15 
  Por ação                                                                 
  - básica ($)            0.78     0.34      129     3.19     2.84       12 
  - diluída ($)           0.72     0.33      118     2.94     2.73        8 
Dividendos declarados     12.5     13.0       (4)    51.5     37.3       38 
Por ação  (Cdn.$)         0.13     0.13        -     0.50     0.38       32 
Gastos com PP&E                                                        
 e E&E(3)                252.4    162.8       55    787.1    506.4       55 
Total ativos           2,226.5  1,832.6       21  2,226.5  1,832.6       21 
Capital de giro líquido                                                         
 superávit(1)             73.8    580.2      (87)    73.8    580.2      (87)
Débito(5)                550.0    550.0        -    550.0    550.0        - 
Ações ordinárias, final do                                                       
 período (000s)         99,375  103,392       (4)  99,375  103,392       (4)
Ações ordinárias totalmente                                                        
 diluídas (000s)(4)    106,883  126,970      (16) 106,883  126,970      (16)
------------------------------------------------------------------------------

Destaques das Operações                                                        

                         Trimestre encerrado em                            
                           31 de dezembro            Ano encerrado 31 dezembro
                          2011     2010 % alteração  2011     2010 % alteração 
------------------------------------------------------------------------------
Produção (bopd)                                                           
  Deep Llanos           26,237   24,194        8   28,681   29,237       (2)
  Central Llanos         3,226    2,533       27    3,732    1,533      143 
  Neiva                  3,993    3,883        3    4,017    3,432       17 
  Orito                  1,897    2,532      (25)   1,948    2,825      (31)
----------------------------------------------------------------------------
Produção Total                                                            
 (bopd)                 35,353   33,142        7   38,378   37,027        4 
----------------------------------------------------------------------------
Volume de venda de                                                            
 óleo produzido (bopd   33,913   32,138        6   38,170   36,612        4 
----------------------------------------------------------------------------

Netback operacional                                                           
 ($/bbl)(1)                                                                 
  Preço WTI              93.87    85.34       10    95.11    79.63       19 
  Preço                                                           
   Brent                109.18    87.49       25   111.98    79.41       41 
  Desconto no Brent       3.46     7.09      (51)   10.02     5.93       69 
----------------------------------------------------------------------------
  Preço de venda        105.72    80.40       31   101.96    73.48       39 
  Transporte -                                                            
   despesa                8.85     6.51       36    10.07     6.64       52 
----------------------------------------------------------------------------
  Preço petróleo bruto                                                        
   obtido                96.87    73.89       31    91.89    66.84       37 
  Royalties              11.92    12.06       (1)   11.73     8.49       38 
  Production expenses    12.63    13.06       (3)   12.26     8.18       50 
----------------------------------------------------------------------------
  Netback operacional                                                         
   (1)                   72.32    48.77       48    67.90    50.17       35 
----------------------------------------------------------------------------

1.  Medida não-IFRS. Veja seção "Medida não-IFRS" deste press
    release. 
2.  Receita líquida ajustada para os efeitos da contabilidade IFRS das mudanças
    do passivo financeiro de derivativos. Para o ano encerrado em 31 de dezembro
    de 2011 a receita líquida ajustada inclui uma redução de $167,0 milhões (31
    de dezembro de 2010 - aumento de $139,1 milhões). Para o trimestre encerrado
    em 31 de dezembro de 2011 a receita líquida ajustada inclui uma redução de
    $29,3 milhões (31 de dezembro de 2010 - aumento de $107,2 milhões). A
    administração considera a receita líquida ajustada uma melhor medida da
    performance econômica da Empresa. 
3.  PP&E são a propriedade, plantas e equipamento e E&E são ativos
    de exploração e avaliação do fluxo de caixa da demonstração
    consolidada. 
4.  A soma das ações ordinárias, opções de ações, ações ordinárias diferidas,
    ações de incentivos e ações potenciais emissíveis com a conversão das
    debêntures conversíveis em circulação no final
    do período. Em 31 de dezembro de 2011, as debêntures conversíveis foram
    consideradas débito porque o preço de conversão do título de $33,76 era mais
    alto do que o preço da ação da Empresa. Em 2010, as debêntures conversíveis
    foram in-the-money e consideraram o patrimônio. Com isso, em 2010 15.828.000
    ações foram incluídas no total das ações ordinárias totalmente diluídas. 
5.  O débito representa o valor principal dos títulos conversíveis em circulação.

DESTAQUES E TRANSAÇÕES SIGNIFICATIVAS DURANTE O QUARTO TRIMESTRE           

(Comparações do quarto trimestre de 2011 com o quarto trimestre de 2010 
exceto quando mencionado em contrário)                                                     

--  Iniciamos a perfuração de novas terras de alto impacto com o primeiro
    poço de exploração na região do pé das montanhas da Colômbia e no nosso
    primeiro poço de exploração no Peru. 
--  Produção média de 35.353 bopd no quarto trimestre, aumento de 7 %
    sobre 2010. Produção acumulada de 2012 média de 33.403 bopd.
--  Fluxo de fundos das operações de $213,3 milhões ou $2,14 p/ ação básica,
    aumento de 39 e 41 porcento sobre 2010. 
--  Renda líquida ajustada de $77,7 milhões ou $0,78 por ação básica, aumento
    124 e 129 % sobre 2010. Renda líquida de $107,0 milhões inclui um ganho
    de $29,3 milhões não em dinheiro da nova contabilidade sob
    International Financial Reporting Standards ("IFRS") das nossas debêntures
    conversíveis. 
--  Nossos netbacks operacionais aumentaram para $72,32 por barril no
    quarto trimestre, aumento de 48 % sobre 2010, devido principalmente
    ao preço mais alto do petróleo com a propriedade da tubulação da
    OCENSA. Nossos netbacks operacionais aumentaram 18 % sobre o terceiro
    trimestre de 2011, apesar do preço Brent mais baixo, principalmente
    com a economia da propriedade da tubulação OCENSA e o efeito das
    iniciativas de economia de custo operacional.

DESTAQUES E TRANSAÇÕES SIGNIFICATIVAS DURANTE 2011                         

(Valores em dólar dos EUA, exceto com mencionado em contrário,         
comparão de 2011 com 2010 exceto quando mencionado em        
contrário)                                                            

--  Aumentamos a produção média para 38.378 bopd, aumento de 4 %
    sobre 2010. 
--  Continuamos com os maiores netbacks operacionais da categoria de $67,90
    por barril em 2011, aumento de 35 % sobre 2010. 
--  Recorde de fluxo de fundos operacionais de $786,2 milhões ou
    $7,69 por ação básica, aumentos de 31 e 28 % sobre 2010. 
--  Renda líquida ajustada recorde de $326,2 milhões ou $3,19 por
    ação básica, aumentos de 15 e 12 % sobre a renda líquida ajustada de 2010.
    Receita líquida de $493,2 milhões, incluindo $167,0 de ganhos não-caixa
    da contabiliade diferente do IFRS para as nossas debêntures
    conversíveis. 
--  Nosso balanço permanece forte. Encerramos o ano com um saldo de caixa
    de $295,4 milhões e uma não retirada de $150 milhões da facilidade
    de crédito de reserva. 
--  Continuamos sendo a empresa de exploração mais ativa da Colômbia, perfurando
    32 poços de exploração, ou 25 % de todos os poços de exploração
    perfurados na Colômbia em 2011. Tivemos muitos sucessos de exploração
    incluindo em Cobra, Macapay, Cardenal, Azalea, Disa e Pisingo. 
--  A partir do quatro trimestre de 2011, demos início a perfuração de novos
    terrenos de alto impacto com o primeiro poço de exploração na
    no pé das montanhas da Colômbia e no primeiro poço de exploração no Peru. 
--  Continuamos a definir os recursos de petróleo pesado na Colômcia com a
    perfuração de oito poços verticais, o primeiro poço horizontal em Mochelo
    e cinco poços estratigráficos. Com a nossa atividdade até hoje,
    demonstramos uma substancial prospectividade de petróleo pesado no
    Rio Ariari Block. 
--  Em 31 de dezembro de 2011, as reservas plus prováveis foram de 51,5 milhões
    de barris com valor líquido atual da receita líquida futura com desconto
    de 10 % de $2,3 bilhões. 
--  Adquirimos cinco porcento dos interesses no Oleoducto Central S.A.
    ("OCENSA"), tubulação de petróleo bruto por US$281 milhões. A tubulação OCENSA é
    estratégica para a Petrominerales porque garante a capacidade da tubulação,
    é a opção de custo mais baixo para transporte de petróleo bruto da Llanos
    Basin e proporciona acesso aos mercados de petróleo internacionais. Iniciamos o
    trasnporte de petróleo bruto na tubulação OCENSA como proprietários a partir de
    1 de setembro de 2011. 
--  Demos início à recompra de 4.688.381 ações ordinárias com uma licitação
    ("NCIB") durante o ano, representando quase cinco porcento das nossas
    ações ordinárias em circulação, por um preço médio de Cdn.$26,70. 
--  Pagamos $53 milhões em dividendos (Cdn$0.50 por ação) para os
    acionistas em 2011. 
--  Nossas ações ordinárias começaram a ser negociadas na Bolsa de Valores
    da Colômbia ("BVC") sob o símbolo "PMGC" no dia 3 de agosto de 2011.
    Nossa liquidez ou número médio diário de ações comerciadas, aumentou
    59 porcento desde a nossa listagem e, em média, 14 porcento das nossas
    ações foram comerciadas na BVC.

ANÁLISE OPERACIONAL                                                          

Produção (bopd)                                                           

----------------------------------------------------------------------------
                                     Janeiro +         Quarto     Terc.Trim.
                                 Fevereiro 2012  Trimestre 2011         2011
----------------------------------------------------------------------------
Deep Llanos                             23,145         26,237         26,576
Central Llanos                           4,105          3,226          4,612
Neiva                                    3,894          3,993          4,017
Orito                                    2,259          1,897          1,919
----------------------------------------------------------------------------
Produção Total                          33,403         35,353         37,124
----------------------------------------------------------------------------

Produção média de 33.403 bopd durante os primeiros 60 dias de 2012. Produção atual de mais de 37.000 bopd indicando o sucesso da adição da capacidade de refugo de água na perfuração nos últimos quatro meses, permitindo trazer de volta a produção anteriormente fechada. Ainda temos aproximadamente 1.800 bopd de produção off-line devido aos retrabalhos operacionais ou aguardando a capacidade extra de refugo de água que deve entrar em produção novamente em março.

Produção média no quarto trimestre de 35.353 bopd afetada por aproximadamente 2.500 bopd de produção de corte alto de água que foi temporariamente fechada. O poço Cobra-2 no Corcel Block entrou em produção em dezembro compensando a queda natural.

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

No trimestre perfuramos dois poços (Cobra-2, Jamuco-1) e em 2012 três outros poços alcançaram a profundidade de perfuração programada (Iboga-1, Yatay-2 e Tente-1). Perfuramos outros dois poços de refugo de água em Corcel (ASWD-2 e BSWD-1), em 2012 perfuramos outros dois pócos de refugo de água (ASDW-3 e DSWD-1).

O poço de exploração Cobra-2 foi perfurado a uma profundidade total de 12.800 pés em 11 de novembro. O poço Cobra-2 teve por objetivo o bypassed pay de Guadalupe encontrado no poço original. O poço entrou em produção em 8 de dezembro e teve uma média de 3.100 bopd no restante de dezembro.

O poço de exploração Cobra-2 foi perfurado a uma profundidade total de 12.800 pés em 11 de novembro. O poço Cobra-2 teve por objetivo o bypassed pay de Guadalupe encontrado no poço original. O poço entrou em produção mais tarde em janeiro com 600 bopd.

No Block 31, perfuramos o terceiro poço de exploração, o Jamuco-1, a uma profundidade total de 14.464 pés em 5 de dezembro. Os registros do poço indicam uma espessura potencial de 52 pés em Guadalupe, Lower Sand 1 e 2, revestimos o poço e concluímos um programa de testes de multi-zona. Durante os testes, recuperamos traços de hidrocarbono e abandonamos o poço.

O nosso mais recente prospecto no Block 31, Iboga-1, foi perfurado a uma profundidade total de 14.352 pés no dia 2 de janeiro. Os registros do poço indicam uma espessura potencial de 42 pés nas formações Guadalupe e Lower Sand 2. Testamos as Formações Lower Sand e recuperamos 100 porcento de água. Transferimos a plataforma de finalização para o campo de Candelilla para concluir os retrabalhos nos poços Candellilla-3 e 5. Pretendemos testar o potencial restante de Guadalupe em Iboga mais tarde. Iboga conclui o nosso programa de perfuração de exploração inicial na parte sul do Block 31. Queremos que as duas plataformas de perfuração estejam em operação no Corcel Block. Nosso prospecto de perfuração Tente-1 foi perfurado até uma profundidade total medida de 14.605 pés e os registros do poço indicam uma espessura potencial de 21 pés nas formações Guadalupe e Lower Sand 1. Pretendemos revestir o poço com produtor potencial de petróleo e esperamos receber os resultados dos testes no início de abril. Iniciamos a perfuração do nosso prospecto Chilaco-1 em 29 de janeiro e esperamos receber os resultados da perfuração deste poço em março.

Foothills Blocks (Block 25, 31, 59 e 15), Deep Llanos Basin, Colômbia

Perfuramos o nosso prospecto Bromelia-1 até 16.919 pés, 100 pés acima do principal objetivo da formação. Durante a operação de remoção do conjunto do orifício do poço, a tubulação da furadeira partiu, bloqueando o poço. Após tentar recuperar a tubulação e avaliar a condição do poço, determinamos ser necessário uma perfuração lateral. Fizemos uma perfuração lateral ao poço a 12.000 pés e atualmente já estamos a 15.500 pés. Esperamos alcançar a profundidade planejada e receber os resultados da perfuração em abril. Após Bromelia, pretendemos perfurar o nosso segundo prospecto de perfuração no Block 25, Canatua-1.

Central Llanos Basin (Casimena, Castor, Casanare Este, Mapache Blocks), Colômbia

No quarto trimestre perfuramos dois poços de exploração (Pisingo-1 e Gaita-1) e um poço de avaliação (Yenac-6) no Casimena Block. Em 2012, perfuramos dois outros poços, Yenac-5 e Tucuso-1.

Perfuramos o prospecto de exploração Pisingo-1 até uma profundidade total de 8.370 pés em 6 de outubro. Registros do poço indicam espessura potencial de 13 pés em Mirador e revestimos o poço como produtor potencial de petróleo. Esta nova descoberta entrou em produção em 6 de novembro e o poço teve uma média de 709 bopd a 24 graus de petróleo API no restante do trimestre.

Após Pisingo, perfuramos o prospecto Gaita-1 até uma profundidade total de 7.740 pés em 3 de novembro. O poço foi projetado para testar uma extensão potencial ao sul da nossa descoberta Yenac. O poço alcançou uma profundidade menor do que a prevista devido à zona de perda de circulação encontrada na Gacheta Formation. Não encontrada nenhuma espessura no Gaita-1. Pelo fato de o poço ter sido perfurado fora dos limites definidos da reserva e fora do nosso controle sísmico, mas de acordo com a estrutura mapeada da estrutura Yenac, estamos avaliando a possibilidade de que tenhamos penetrado o lado downthrown da falha delimitadora. Estamos avaliando as próximas etapas que poderia incluir uma perfuração lateral ou aprofundamento do poço ou a sua conversão para fins de refugo de água.

Após Gaita-1, perfuramos o poço de avaliação Yenac-6 até 7.559 pés no dia 1 de dezembro para definir o limite ao sul da bacia de Yenac definido pelo 3D sísmico. Os registros do poço indicam uma espessura potencial de 34 pés, 20 pés na formação Upper Mirador e 14 pés na formação Lower Mirador. Realizamos um teste de produção no intervalo Upper Mirador e recuperamos 1.664 bopd de petróleo APY pesado a 16 graus com 31 porcento de corte de água, e colocamos este poço em teste de produção de longo prazo. Nos nossos poços Yenac-1 e 2 anteriormente perfurados, produzimos petróleo API de 16-18 graus na Upper Mirador, e o poço Yenac-3 produziu petróleo API pesado de 12-14 graus na formação Lower Mirador.

Após Yenac-6, perfuramos o poço de avaliação Yenac-5. Os registros do poço indicam uma espessura potencial de 58 pés, 35 pés na formação Upper Mirador e 23 pés na formação Lower Mirador. Yenac-5 foi penetrada no topo da formação Mirador estruturalmente 10 pés mais acima do que em Yenac-3. O Yenac-5 entrou em produção em 31 de janeiro e até o momento o poço tem tido uma média de 1.773 bopd de 16 graus de petróleo API. O nosso poço Yenac-6, que entrou em produção em 27 de dezembro de 2011 com 1.500 bopd, foi fechado em meados de janeiro para a instalação de um gravel pack no poço. O poço entrou em produção novamente em 17 de fevereiro de 2012.

No Mapache Block, perfuramos o prospecto Tucuso até a profundidade de 7.391 pés em 6 de fevereiro. O poço está localizado à 20 km ao sudeste da descoberta de petróleo de Disa. Os registros do poço indicam um potencial de hidrocarbono de 38 pés em quatro intervalos, incluindo 26 pés líquidos na Formação Ubaque. Concluímos o poço para produção em dois areais na Ubaque Formation. Os testes iniciais foram de 855 bopd de 14 graus de petróleo API com mais de 80 porcento de corte de água. Pretendemos suspender o poço e isolar a produção no areal superior de Ubaque para otimizar a produção deo petróleo.

Llanos Basin Heavy Oil Blocks (Rio Ariari, Chiguiro Oeste, Chiguiro Este), Colômbia

Durante o trimestre, perfuramos o nosso primeiro poço horizontal de petróleo pesado, Tatama-1, e seis poços estratigráficos (ES-1, ES-3, ES-5, ES-15, ES-17 e ES-29). Após 31 de dezembro, perfuramos outros quatro poços estratigráficos (ES-22A, ES-36, ES-42 e ES-42A).

Perfuramos o nosso primeiro poço horizontal, Tatama-1, próximo à descoberta Mochelo no Rio Ariari Block. A perfuração alcançou 6.550 pés com uma seção horizontal de 1.000 pés. O poço foi concluído com 96 pés de tubos em branco e 889 pés de telas (Meshrite(TM)). Nos testes de produção inicial, a produtividade do poço foi substancialmente mais baixa do que a encontrada no nosso poço de descoberta vertical Mochelo-1. Retiramos o revestimento e reiniciamos um teste de produção de multiclassificação que apresentou resultados de índices de petróleo de até 250 bopd com cortes de água entre 75 a 90 porcento. Durante os 37 dias de testes, o poço produziu uma média de 107 bopd a 79 porcento de corte de água. De acordo com a produtividade do poço vertical Mochelo, a produtividade do poço horizontal é mais baixa do que o previsto. Pretendemos executar registros do revestimento entalhado e de produção no poço para determinar quais porções do poço estão contribuindo para a produção. Dependendo dos resultados a análise dos registros de produção, poderemos ampliar a seção horizontal de Tatama ou fazer uma nova perfuração multi-lateral para melhorar a produtividade e as recuperações finais esperadas do poço.

Recentemente concluímos o décimo poço estratigráfico do bloco, ES-42A, que resultou em uma espessura potencial de 37 pés na formação Mirador inferior. O poço ES-42A confirmou um conceito potencial desenvolvido com a interpretação dos dados sísmicos em 3D que incorporaram os 15 pés da espessura do mirador inferior encontrada no ES- 42, indicando o potencial de areal líquido e de espessura superior às potential nos flancos das elevações paleozóicas. Este resultado aumenta o potencial de recursos no bloco. Pretendemos perfurar mais sete poços estratigráficos de acordo com os conceitos existentes e novos para identificar e quantificar o potencial de petróleo pesado no Rio Ariari Block.

Orito, Putumayo Basin, Colômbia

No quarto trimestre, perfuramos dois poços (Orito-193 e Orito-136), aumentando o totala para quatro poços perfurados no ano. Em janeiro testamos a produção do poço Orito-193, projetado para testar uma parte do Orito Field com um espaçamento limitado do poço interpretado anteriormente como uma área não produtiva do campo. Na principal produção de Caballos Formation, encontramos muito mais gás do que petróleo, limitando a nossa capacidade de produção de petróleo nesta formação. Na nossa meta secundária Villeta Formation, encontramos uma espessura potencial de 14 pés e o teste de produção do poço apresentou mais de 800 bopd a 26 graus de petróleo API com fluxo natural com menos de dez porcento de corte de água. De acordo com este resultado, identificamos seis poços existentes na Caballos Formation que podem ser alcançados na Villeta Formation, incluindo o poço Orito-126 onde já entramos novamente e estamos testando. No nosso relatório das reservas de 2011 adicionamos 16 novos locais de perfuração em desenvolvimento em Villeta. A Petrominerales tem direito a 79 porcento da produção, de acordo com os cálculos do fator R e antes do pagamento de royalties, dos novos poços no Orito Field.

Neiva, Upper Magdalena Basin, Colômbia

Mais tarde no terceiro trimestre, interrompemos o programa de perfuração no Block até o recebimento das permissões ambientais. Após o recebimento das permissões, pretendemos recomeçar o nosso programa de perfuração para desenvolvimento.

Block 126, Peru

No Peru, perfuramos o nosso primeiro poço de exploração, La Colpa 2X, até uma profundidade inicial de 7.870 pés. Durante a perfuração na formação de Copacabana, com profundidades de 5.695 a 7.225 pés, observamos indicações de petróleo e perda substancial da lama de perfuração. Após a perfuração de toda a seção de Copacabana a uma profundidade de 7.870 pés, suspendemos a perfuração para executar registros e interpretar a informação obtida do poço até o momento. Executamos registros em orifícios abertos e, para auxiliar a nossa interpretação petrofísica, usamos uma ferramenta de teste dinâmico de formação modular para obter as medições da pressão do reservatório juntamente com amostras líquidas do reservatório. O objetivo principal foi validar o resultado líquido de hidrocarbono identificado nos registros. De acordo com a nossa análise, fizemos uma estimativa inicial de 72 pés de espessura potencial em três intervalos no reservatório Copacabana. Posteriormente, perfuramos o poço até uma profundidade de 8.500 pés. A interpretação petrofísica da seção inferior do poço indica a presença de 18 pés de espessura potencial no Tarma Sandstone. Estamos revestindo o poço e esperamos receber os resultados dos testes até o final de abril, se as condições metereológicas permitirem.

O nosso plano inicial de perfuração para a La Copla 2X identificou até oito formações de hidrocarbono em potencial. Eis aqui um resumo das formações encontradas até o momento:


Formação           Resultado da descoberta    Resultado inicial da La   Nota
                   do poço original La Colpa  Colpa 2X                      
                   1X (1)                                                   
----------------------------------------------------------------------------
Agua Caliente      Registro indicam esp.      Reservatório de xisto;         
                   potencial de 26 pés;       Top Agua Caliente 12          
                   teste esfregão 44 barris   pés estruturamente inferiores       
                   de 22 graus petr. API      ao La Colpa 1X              
----------------------------------------------------------------------------
Raya               Registros indicam 15 pés   Reservatório penetrado    2   
Cushabatay/Ene     esp. petr.; formação       c/baixa permeabilidade         
                   não testada                e aparência úmida               
----------------------------------------------------------------------------
Copacabana         Registros indicam 98 pés   Encontro de 72 pés de     4   
                   espessura pot. petróleo    espessura pot. petróleo         
                   DST(3) recuperou 8                                       
                   barris a 26 graus de pet.                                 
                   API                                                      
----------------------------------------------------------------------------
Tarma              DST recuperou 8 barris     18 pés espessura pot.     4   
                   a 30 graus de pet. API     petróleo                       
----------------------------------------------------------------------------
Ambo               Registros indicam 24 pés   Sem espessura registros          
                   esp. petr.; formação                                   
                   não testada                                               
----------------------------------------------------------------------------
Green Sandstone    Registros indicam 10 pés   Sem espessura registros          
                   esp. petr.; DST                                         
                   recuperou 6 barris de                                   
                   32 graus de petróleo API                                        
----------------------------------------------------------------------------

Notas:                                                                      
-------                                                                     

1.  La Colpa 1X original perfurado em 1989 por outro proprietário. 
2.  Potencial de existência de hidrocarbono em outros locais do
    Block. 
3.  DST significa Teste Haste Perfuração, teste de orifício aberto p/
    obter dados teste de pressão/fluxo curto prazo. 
4.  Testes de produção após a finalização do poço.

Após La Colpa 2X, pretendemos transferir o equipamento para o prospecto Sheshea-1X no Block. Sheshea é um prospecto independente de La Colpa e estamos voltados para diversas formações no reservatório do poço.

Blocks 114 e 131, Peru

A Petrominerales possui 30 porcento do interesse no trabalho dos Blocks 114 e 131. No Block 131, a operadora identificou dois prospectos perfuráveis. A Avaliação do Impacto Ambiental ("EIA") foi enviada em junho de 2011 com o primeiro poço está planejado para o final de 2012 e o segundo para abril de 2013. O próximo requisito da fase de exploração é a perfuração do poço no Block em fevereiro de 2013. No Block 114, a próxima fase de exploração inclui a aquisição de 325 quilômetros de dados sísmicos em 2D até julho de 2013. Até o momento, quatro prospectos perfuráveis e seis leads foram identificados neste Block. A operadora solicitou e recebeu o status de "força maior" no bloco em dezembro de 2011 devido ao nível extraordinariamente alto do rio e das fortes chuvas que alagaram parte deste bloco, tornando a aquisição sísmica impossível. A operadora é responsável pela nossa cota de custos da fase atual de exploração sísmica, bem como da nossa cota dos custos do primeiro poço de exploração em cada bloco.

Blocks 161 e 141, Peru

Block 161, situado ao leste da região central do Peru, tem 1,2 milhões de acres com 80 % de propriedade da Petrominerales. Enviamos uma EIA dos 353 quilômetros do programa sísmico em 2D e estamos esperando a aprovação do Ministério do Meio Ambiente. Estamos esperando o feedback da primeira rodada dos workshops na comunidade. Block 141, situado ao sudeste do Peru, tem 1,3 milhões de acres com 80 % de propriedade da Petrominerales. Em setembro de 2011, o Block entrou em status de força maior devido aos novos regulamentos do governo exigindo consulta adicional da comunidade. Com isso, nossa meta de concluir um programa sísmico de 300 quilômetros em 2D em julho de 2012 foi suspensa à espera da resolução destas questãos. Não foi divulgado o prazo para a resolução destas questões.

PREVISÃO

Nosso objetivo a longo prazo é focar na entrega de valor na criação de sucesso de exploração de alto impacto e geração de retornos adicionais atrativos para os acionistas com as seguintes estratégias:


--  Aumento material das reservas com a execução de um programa de,
    perfuração de exploração diversificado e balanceado; 
--  Manutenção de estoque de prospectos de perfuração p/vários anos com a
    adição contínua para a nossa posição na terra e aquisição de dados 3D
    sísmicos destas terras; 
--  Exploração e desenvolvimento de grandes acúmulos de pet. pesado; 
--  Rápida conversão de novas descobertas em produção e fluxo de caixa; 
--  Liderança na exploração de petr. e gás com tecnologia, inovação e preocupação
    contínua com a saúde e segurança dos funcionários, ênfase na performance
    ambiental líder do setor, e diálogo significativo com os nossos
    acionistas; 
--  Crescimento financiado internamente com geração de fluxo de caixa
    dos nossos ativos existentes; e 
--  Pagamento de dividendos para os investidores.

Os principais desafios que devem ser administrados para viabilizar o crescimento são a volatilidade dos preços, permissões e aprovações governamentais, risco de exploração, regulamentos ambientais e pressões competitivas do setor. Outros detalhes sobre o impacto destes fatores no resultado de 2011 são discutivos na seção 'Risks and Uncertainties' (Riscos e Incertezas) da nossa MD&A.

Nosso plano de exploração básico de 2012 inclui:


--  Perfuração de 19 poços de exploração, 16 na Colômbia e três no Peru,
    com objetivo de 280 milhões de barris de Petróleo In Situ Não Descoberto
    ("UPIIP") na nossa área de exploração de petróleo leve convencional.
    Cinco dos 19 poços de exploração voltados para grandes prospectos na região
    de Llanos Basin e Block 126 no Peru; 
--  Perfuração de até 24 poços estratigráficos na área de petróleo pesado
    e produção de pelo menos dois poços horizontais em suporte à nossa
    estratégia de petróleo pesado de longo prazo; e 
--  Aquisição de mais de 700 km quadrados de novos dados 3D sísmicos na
    região Llanos Basin Foothills para posicionamento do nosso programa de
    perfuração de 2013 com novos prospectos de perfuração de alto impacto.

O nosso programa de trabalho básico de 2012 é altamente flexível, está sujeito a mudanças de acordo com os resultados do nosso plano de perfuração de exploração, e concentrado em diversas oportunidades de alto impacto que, caso tenham sucesso, aumentarão substancialmente a o nosso programa em 2012. Pretendemos manter os nossos acionistas informados em 2012 sobre o nosso progresso e programa de trabalho futuro em evolução.

CHAMADA DE CONFERÊNCIA DOS RESULTADOS DO QUARTO TRIMESTRE E ANUAL

A Gerência da Petrominerales fará uma chamada de conferência com investidores, analistas financeiros, mídia e interessados na segunda-feira, 5 de março de 2012 às 9h00 (horário das montanhas) (11h00 costa leste) para discutir o resultado financeiro e operacional da Petrominerales no quarto trimestre e ano de 2011.

Detalhes da chamada de conferência com os investidores:

Número para discagem para a chamada ao vivo: 416-695-6617 / 800-952-4972

Link para o webcast do áudio ao vivo: http://events.digitalmedia.telus.com/petrominerales/030512/index.php

Números para discagem de repetição: 905-694-9451 / 800-408-3053

Senha para a repetição: 7233541

PRÓXIMA CONFERÊNCIA

A Petrominerales também anunciou que Corey Ruttan, Presidente e CEO, fará uma apresentação na FirstEnergy/Societe Generale East Coast Energy Conference em Nova York, EUA, na sexta-feira, dia 9 de março de 2012 às 8h50 horário da costa leste dos EUA. A apresentação estará disponível via webcast ao vivo no: http://jetslides.tv/lobby/684 e disponível em uma versão arqivada neste link durante 60 dias após a apresentação ao vivo.

A Petrominerales Ltd. é uma empresa internacional de petróleo e gás que opera na América Latina desde 2002. Hoje, a Petrominerales é a empresa de exploração mais ativa e a quarta maior produtora de petróleo da Colômbia. A nossa base de terras de alta qualidade e nosso estoque de oportunidades de exploração de vários anos proporciona um potencial de crescimento a longo prazo.

Declarações de previsão. 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 petróleo. 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, a performance de novos poços, os preços das commodities e as condições econômicas, disponibilidade de mão-e-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; resultado 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. Exceto quando exigido pela lei aplicável dos papéis negociáveis, a Petrominerales não é obrigada a atualizar nem revisar quaisquer declarações de previsão feitos aqui ou em outro lugar, seja por ocorrência de nova informação, eventos futuros ou outros.

UPPIP. Undiscovered Petroleum Initially-In-Place ("UPIIP") (Petróleo In Situ Não Descoberto), 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.

Medidas não-GAAP. Este press release contém termos financeiros que não são considerados medidas sob o generally accepted accounting principle ("GAAP" - Princípios Contábeis Geralmente Aceitos) do Canadá, tais como fluxo de fundos das operações, fluxo de fundos por ação, superávit de capital de giro líquido, netback operacional, custos de pesquisa e desenvolvimento, e taxa de reciclagem. Estas medidas são usadas comumente pela indústria de petróleo e de gás e são consideradas informações para gerentes e acionistas. Estes

termos não têm nenhum significado prescrito pelo IFRS e, por isso, podem não ser comparáveis com o cálculo das medidas semelhantes apresentadas por outros emissores. Mais especificamente, o fluxo de fundos das operações e fluxo de fundos por ação indicam o caixa gerado das operações antes das mudanças no do capital de giro não-caixa. A gerência considera o fluxo de fundos das operações e fluxo de fundos por ação importantes para a análise da performance e demonstrar a capacidade da Empresa gerar caixa suficiente para financiar oportunidades de crescimento futuras e pagamento de dividendos. O superávit de capital de giro líquido inclui o ativo atual menos o passivo atual, e a quantia principal das debêntures conversíveis (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 das vendas de petróleo menos as despesas de royalties, transporte e operacionais, 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 econômica da produção. O fluxo de fundos das operações, fluxo de fundos por ação, superávit de capital de giro líquido, netbacks operacionais, custos de pesquisa e desenvolvimento e índica de reciclagem podem não 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 GAAP.

Medidas não-IFRS. Este relatório 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, superávit de capital de giro, superávit líquido (débito) 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 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. 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 o ativo atual menos o passivo atual e é usado para avaliar a solidez financeira da Empresa. O superávit líquido (débito) inclui o ativo atual menos o passivo atual, e a quantia principal das debêntures conversíveis (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 operacionais, 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 netbacks operacionais podem não 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.

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    Corey C. Ruttan
    Presidente e CEO
    403.920.0124 ou 011.571.629.2701

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    Jack F. Scott
    COO
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    Petrominerales Ltd.
    Kelly D. Sledz
    CFO
    403.920.0124 ou 011.571.629.2701
    ir@petrominerales.com
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