SOURCE: Petrominerales Ltd.

Petrominerales Ltd.

August 11, 2011 16:06 ET

Petrominerales divulga resultados do segundo trimestre destacados por Fluxo de Fundos de Operações de US$195 milhões e sucesso de produção do poço de exploração Cobra-1 de mais de 4.000 bopd

BOGOTA, COLOMBIA--(Marketwire - Aug 11, 2011) - A Petrominerales Ltd. ("Petrominerales" ou a "Empresa") (TSX: PMG)(BVC: PMGC) tem o prazer de divulgar os resultados do segundo trimestre destacados pelo fluxo de fundos das operações de US$194,7 milhões ou US$1,88 por ação. Também temos o prazer de anunciar o sucesso do poço de exploração Cobra que está produzindo mais de 4.000 barris de petróleo por dia ("bopd"). Produção média foi de 40.308 bopd no trimestre e aumentamos os netbacks da operação para US$69,59 por barril, um aumento de 37 porcento sobre 2010. Nosso balanço continua forte com um superávit de capital de giro e facilidades não retiradas no banco. Esta flexibilidade financeira nos dá a força para continuar a executar nossos planos agressivos de exploração e desenvolvimento na Colômbia e no Peru.

DESTAQUES FINANCEIROS E OPERACIONAIS

A tabela a seguir é um resumo dos resultados financeiros e operacionais da Petrominerales no trimestre e semestre terminados em 30 de junho 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.


                            Trimestre encerrado           Semestre encerrado 
                                   30 de junho,                 30 de junho, 
----------------------------------------------------------------------------
                         2011    2010  % mudança     2011    2010  % mudança 
----------------------------------------------------------------------------
Financeiro                                                                   
(Milhões de dólares, exceto                                                       
 onde observado)                                                               
Receita petróleo bruto  378.0   318.8        19     727.7   566.6        28 
Fluxo de fundos das                                                             
 operações (1)          194.7   176.0        11     376.5   316.1        19 
 Por ação                                                                  
  - básica ($)           1.88    1.77         6      3.63    3.19        14 
  - diluída ($)          1.61    1.68        (4)     3.12    3.02         3 
Receita líquida ajustada                                                         
 (1) (2)                113.9    95.7        19     189.7   189.1         - 
 Por ação                                                                  
  - básica ($)           1.10    0.96        15      1.83    1.91        (4)
  - diluída ($)          0.93    0.93         6      1.67    1.83        (9)
Receita líquida         215.7    95.7       125     252.5   189.1        34 
 Por ação                                                                  
  - básica ($)           2.08    0.96       116      2.44    1.91        28 
  - diluída ($)          0.99    0.93         6      1.67    1.81        (8)
Gastos com PP&E                                                        
 e E&E(3)               174.8   112.8        55     324.3   224.5        44 
Total ativos          2,096.6 1,091.9        92   2,096.6 1,091.9        92 
Capital de giro líquido                                                         
 superávit (déficit)(1) 511.7   (12.0)        -     511.7   (12.0)        - 
Ações ordinárias, final do                                                       
 período (000s)       103,452  99,363         4   103,452  99,363         4 
Ações ordinárias totalmente                                                        
 diluídas(000s)(4)    126,999 110,778        15   126,999 110,778        15 
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Operações                                                                  
Netback operacional                                                           
 ($/bbl) (1)                                                                
 Preço                                                            
  Brent                118.33   76.25        55    111.75   77.38        44 
 Preço WTI             102.34   78.06        31     98.47   78.47        25 
 Preço petróleo bruto                                                         
  obtido (5)            95.15   63.53        50     91.84   64.95        41 
 Royalties              12.82    6.35       102     12.16    6.81        79 
 Despesas com produção  12.74    6.25       104     10.22    6.46        58 
----------------------------------------------------------------------------
 Netback operacional                                                          
  (1)                   69.59   50.93        37     69.46   51.68        34 
Produção petróleo bruto                                                        
 (bopd)                40,308  44,203        (9)   40,554  41,218        (2)
Petr. bruto venda(bopd)39,202  49,466       (21)   39,442  43,995       (10)
----------------------------------------------------------------------------
Observações sobre a Tabela de destaques financeiros e operacionais                         
(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. No trimestre e 
     semestre terminados em 30 de junho de 2011, a receita líquida 
     ajustada inclui uma redução de $101.8 milhões e $62.8 
     milhões respectivamente (2010 - nil). A gerência considera a 
     receita líquida ajustada uma melhor medida da performance 
     econômica da Empresa período por período.                               
(3)  PP&E significa ativos de propriedade, plantas e equipamento e E&E
     ativos de exploração e avaliação.                                  
(4)  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.          
(5)  Líquido de transporte e exclui a receita com o petróleo comprado. 
  

DESTAQUES E TRANSAÇÕES SIGNIFICATIVAS DURANTE O SEGUNDO TRIMESTRE

(Comparações entre o segundo trimestre de 2011 e o segundo trimestre de 2010, exceto quando mencionado em contrário)


--  Apresentamos uma receita, fluxo de fundos de operações e receita líquida
    recordes no segundo trimestre. 
--  Fluxo de fundos das operações de $194,7 milhões, ou $1,88 por ação 
    básica, aumento de 11 e 6 porcento sobre 2010. 
--  Receita líquida de $215,7 milhões, incluindo $101,8 ganhos não-caixa
    da nova contabilidade sob o International Financial Reporting
    Standards ("IFRS") para as nossas debêntures conversíveis. Receita 
    líquida ajustada deste item foi de $113,9 milhões no trimestre, 
    ou $1,10 por ação básica, aumentos de 19 e 15 porcento sobre o mesmo 
    período em 2010. 
--  Perfuramos seis poços de exploração com quatro sucessos no trimestre
    incluindo a descoberta do poço Macapay-1 que entrou em produção com mais
    mais de 3.500 bopd. 
--  Após 30 de junho, perfuramos dois poços; Cobra-1 entrou em produção
    no início de agosto com mais de 4.000 bopd e o registro do poço 
    indicando 89 pés de espessura potencial no nosso poço Babaco-1 que está 
    sendo revestido como um poço de petróleo em potencial. 
--  Nossos netbacks operacionais aumentaram para $69,59 por barril no
    segundo trimestre, aumento de 37 porcento sobre 2010, devido 
    principalmente a um preço mais alto do petróleo. 
--  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. Esperamos iniciar o transporte do petróleo 
    bruto na tubulação Ocensa a partir de 1 de setembro.
--  Nosso balanço permanece forte. Encerramos o trimestre com um superávit
    do capital de giro de $511,7 milhões, e após o pagamento da recente
    aquisição da tubulação Ocensa, nosso caixa e capital de giro ultrapassam
    $200 milhões. 
--  Demos início à recompra das nossas ações ordinárias com uma licitação 
    normal ("NCIB") durante o trimestre. A Petrominerales está autorizada a 
    comprar até 8.212.601 ações sob o NCIB. Desde o início do NCIB, 
    recompramos 1.864.300 ações, cerca de dois porcento das nossas 
    ações ordinárias em circulação, por um preço médio 
    de Cdn.$29,08. 
--  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.

ANÁLISE OPERACIONAL

Média de produção de 40.308 bopd no segundo trimestre de 2011. A produção foi consistente com o primeiro trimestre de 2011 principalmente devido ao acréscimo de dois novos poços no Corcel Block (Macapay-1 e Cardenal-1) e um poço no Castor Block (Capybara-2), que compensaram os declínios naturais dos poços e certos poços offline para recondicionamento.

Produção média de 38.437 bopd no mês de julho. A produção foi oito porcento mais baixa do que em junho devido principalmente a certos poços estarem offline para recondicionamento, incluindo Corcel-C2 e Boa-2 durante 22 e 31 dias, respectivamente. Nosso poço Cobra-1 chegou a uma produção de mais de 4.000 bopd e a nossa produção atual é de mais de 42.500 bopd, antes do acréscimo de produção dos poços do trilho lateral Candelilla-3, Corcel-C2 e Boa-2, com a produção prevista para retomada durante o mês de agosto.

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

Durante o segundo trimestre perfuramos três poços de exploração Deep Llanos (Azalea-1, Macapay-1, Camoruco-1), com um total de sete poços de exploração Deep Llanos no ano de 2011. Além disso, a perfuração dos poços Cobra-1 e Babaco-1 foi concluída em julho.

No nordeste do Corcel Block, perfuramos e revestimos o poço de exploração Macapay-1. O poço chegou a uma profundidade de 13.772 pés no dia 5 de maio de 2011. Os registros do poço indicaram 25 pés de espessura potencial na formação Lower Sand 1. Após o teste de dois intervalos, o poço entrou em produção no dia 17 de junho com um fluxo natural de mais de 3.500 bopd.

No dia 4 de julho de 2011, concluímos a perfuração do poço de exploração Camoruco-1 localizado no nordeste do Corcel Block. De acordo com a nossa análise, o poço não tinha hidrocarbono comercial e foi revestido para fim de refugo de água.

Nosso poço de exploração Cobra-1 foi perfurado até uma profundidade de 12.000 pés e os registros do poço indicaram uma espessura de 121 pés em potencial, 51 pés na formação de Guadalupe e 70 pés na formação Lower Sand 1. O poço entrou em produção na formação Lower Sand 1 com uma bomba elétrica submersível ("ESP") no início de agosto com mais de 4.000 bopd de petróleo API de 16 graus a menos de um porcento do corte da água. Baseado neste resultado, planejamos um segundo poço Cobra voltado para o bypassed pay da formação de Guadalupe.

No Guatiquia Block, concluímos a perfuração do poço de exploração Azalea-1 no dia 8 de abril. O poço se concentrou em uma estrutura separada à sudoeste da nossa descoberta Candelilla. Testamos petróleo de dois intervalos separados das formações Lower Sand. Em junho, o poço entrou em produção nestes intervalos com um ESP com taxa de produção de mais de 900 bopd, no entanto, o poço foi fechado à espera de um recondicionamento para isolar as formações Lower Sand produtivas.

Em julho, concluímos a perfuração da lateral do poço Candelilla-3 e esperamos que entre em produção novamente dentro de uma semana.

A produção de Candelilla, Yatay e Azalea está sendo executada através de uma instalação de produção temporária ("Percheron Facility") construída no Guatiquia Block. Instalamos linhas de fluxo entre a Percheron Facility e a nossa instalação de processamento central de Corcel e esperamos conectar a produção de petróleo leve até o final do terceiro trimestre. Além disso, iniciamos a construção de uma instalação de processamento central no nordeste do Corcel Block prevista para processar até 40.000 barris de líquido por dia no terceiro trimestre. Esta instalação na área nordeste está 40 porcento concluída.

No Block 31, concluímos recentemente a perfuração do nosso primeiro poço de exploração, o Babaco-1, a uma profundidade total de 14.155 pés. Os registros do poço indicam uma espessura potencial de 89 pés na formação Lower Sand 1, revestimos o poço como um potencial produtor de petróleo. Esperamos receber o resultado do teste de produção deste poço até o final de agosto.

Temos três plataformas de perfuração na área. No Block 31, iniciamos as operações de perfuração de Socaco-1 no dia 18 de julho e a nossa segunda plataforma está sendo transportada para Caspio-1. Em Corcel, a nossa terceira plataforma está sendo transportada para executar perfuração no Cobra-2.

Foothills, Llanos Basin, Colômbia

Estamos avançando o nosso programa inicial de exploração de dois poços no Block 25. A plataforma de perfuração contratada para estes poços está em trânsito para a Colômbia e devemos dar início à perfuração do prospecto de Bromelia-1 no final do terceiro trimestre de 2011. O segundo prospecto de exploração no Block 25, o Canatua-1, deve iniciar a perfuração no primeiro trimestre de 2012.

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

No nosso Mapache Block, perfuramos o poço Disa-1 em março e, baseado no hidrocarbono encontrado durante a perfuração, revestimos o poço como um potencial produtor de petróleo. No teste final do intervalo Carbonera C7 encontramos petróleo API de 29 graus. O poço entrou em produção no dia 9 de julho com uma taxa de mais de 1.100 bopd com 70 porcento de corte de água.

Em abril, perfuramos o Capybara-2 no Castor Block. Perfuramos o poço até um total de 11.880 pés de profundidade e concluímos o poço com ESP. O poço entrou em produção em meados de maio com uma média de 1.326 bopd durante o restante do segundo trimestre. Esperamos iniciar a perfuração do prospecto Zacay-1 no Casimena Block em setembro.

No Casanare Este Block, encomendamos um levantamento sísmico em 3D de 116 quilômetros quadrados que está em fase de execução e pretendemos perfurar um poço de exploração em 2012.

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

Uma plataforma de perfuração está em operação no nosso lote de petróleo pesado onde estamos executando um programa de perfuração de vários poços de exploração concentrado principalmente no Rio Ariari Block. Durante o trimestre perfuramos dois poços de exploração, Acanto-1 e Azulejo-1, e após 30 de junho, concluímos a perfuração de um terceiro poço de exploração, Calandria-1.

O Acanto-1 foi perfurado até uma profundidade de 5.731 pés em 14 de abril de 2011. Os registros do poço indicaram uma espessura de 52 pés na formação Mirador. Realizamos um programa de teste de multi-zona e obtivemos traços de hidrocarbono. Além disso, ao trocar o conjunto do orifício descobrimos que o fio da broca e o conjunto no fundo do orifício estavam completamente embebidos em petróleo pesado. Também obtivemos este resultado na perfuração dos poços Anturio, Acanto, Heliconia e Asarina. Estamos analisando estes resultados para criar um protocolo de um teste eficaz para estas zonas de petróleo pesado.

Após Acanto-1, a plataforma foi transferida para Chiguiro Este Block onde perfuramos o prospecto de exploração Azulejo-1 para atender a um compromisso de trabalho de exploração. O prospecto Azulejo-1 foi programado para testar um conceito único com um grande potencial de fechamento. Não encontramos hidrocarbono mensurável em Azulejo-1 e, por isso, abandonamos o poço. A informação geológica do poço nos levou a reinterpretar os dados sísmicos em 3D e nos deu a oportunidade de considerar outros conceitos com grande potencial de fechamento.

Após Azulejo-1, a plataforma foi transportada para o Rio Ariari Block onde perfuramos o prospecto Calandria-1. O poço foi perfurado até uma profundidade de 6.602 pés em julho. Os registros do poço indicaram uma espessura de 40 pés na formação Mirador. Pretendemos realizar um programa de teste de multi-zona e esperamos receber os resultados até o final de agosto.

Baseado nos resultados positivos recebidos até agora do nosso programa de exploração Rio Ariari convencional, expandimos nosso trabalho de exploração de petróleo pesado com um programa de perfuração estratigráfica que deve ser iniciado no quarto trimestre de 2011 e continuar em 2012. Identificamos provisoriamente 34 locais com 22 locais de exploração e 12 locais step-out das descobertas existentes. Os locais step-out ajudarão a definir a extensão lateral de algumas descobertas e proporcionar controle estratigráfico para dois poços horizontais iniciais, um em Mochelo e outro em um segundo local a ser definido de acordo com o resultado do poço de exploração. Estes poços horizontais serão indicadores de taxas de produção comercial dentro de um cenário de desenvolvimento de produção primária principal e ajudarão a chegarmos cada vez mais perto de um desenvolvimento comercial em grande escala.

No primeiro trimestre, demos início a um grande programa sísmico em 3D de 369 quilômetros quarados na parte oeste do Rio Ariari Block que abrange a área da nossa recente atividade de perfuração. A parte deste levantamento em 3D deve ser concluída no terceiro trimestre. Os dados sísmicos, juntamente com o programa de perfuração estratigráfica delinearão a extensão do sucesso das nossas explorações atuais e ajudarão a definir a próxima etapa da perfuração de exploração do Rio Ariari Block.

Antorcha, Middle Magdalena Basin, Colômbia

Como parte do nosso programa de perfuração estratigráfica, pretendemos perfurar dois poços neste Block no terceiro trimestre para testar dois conceitos de exploração separados.

Orito, Putumayo Basin, Colômbia

No dia 1 de maio de 2011, transportamos uma plataforma de perfuração para Orito Block e demos início a um programa de perfuração de sete poços. O primeiro poço, Orito-194, está perfurado e esperando uma plataforma de finalização para ser concluído. Esperamos que o poço entre em produção até o final de agosto. Estamos perfurando o segundo poço do programa, Orito-195.

Neiva, Upper Magdalena Basin, Colômbia

Durante a última semana de maio, levamos uma nova plataforma de perfuração maior para o Neiva Block e reiniciamos o nosso programa de desenvolvimento de perfuração. Perfuramos dois poços no trimestre e esperamos perfurar outros 10 até o final de 2011.

Block 126, Peru

Nosso programa de exploração inicial de três poços no Block 126 está progredindo. Contratamos uma plataforma de perfuração e estamos construindo os locais dos poços e as bases logísticas. Esperamos iniciar as operações de perfuração do primeiro poço, La Colpa-2, no início do quarto trimestre de 2011.

Blocks 114 e 131, Peru

A Petrominerales possui 30 porcento do interesse no trabalho dos blocos 114 e 131. No Block 131, a operadora deu início a um programa sísmico em 2D de 300 quilômetros. A próxima exigência da fase de exploração é a perfuração de um poço de exploração no Block até setembro de 2013. Até o momento, já identificamos dois prospectos perfuráveis no Block 131. No Block 114, a próxima fase de exploração é a execução de levantamento sísmico em 2D de 260 quilômetros até maio de 2013. Até o momento, foram identificados quatro prospectos perfuráveis e seis leads no Block. 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 na região central do Peru, tem 1,2 milhões de acres e 80 porcento é de propriedade da Petrominerales. Os compromissos atuais, a serem completados em junho de 2012, incluem um novo levantamento de dados sísmicos em 2D de 350 quilômetros e um relatório geológico e geofísico atualizado que incorpore os dados geológicos existentes e os novos dados sísmicos. Block 141, situado na região sul do Peru, tem 1,3 milhões de acres e 80 porcento é de propriedade da Petrominerales. Os compromissos atuais, a serem completados em julho de 2012, incluem a aquisição, processamento e interpretação de 300 quilômetros de dados sísmicos em 2D. Estudos da Avaliação do Impacto Ambiental estão em andamento, adiantados dos programas sísmicos.

NOVO CONTRATO DE LICENCIAMENTO DA TECNOLOGIA THAI(R) COM A PETROBANK

No segundo trimestre, a Petrominerales e a Archon Technologies Ltd. ("Archon"), subsidiária da Petrobank Energy and Resources Ltd. ("Petrobank"), fecharam um Technology License and Royalty Agreement ("Contrato de Licenciamento"). O Contrato de Licenciamento concede para a Petrominerales o direito de uso da tecnologia de combustão in-situ THAI(R) patenteada da Archon e outras tecnologias (as "Tecnologias") para o desenvolvimento de recursos de petróleo pesado na Colômbia. Além disso, a Petrominerales tem o direito exclusivo de sublicenciamento de Tecnologias para terceiros na Colômbia Colômbia por até 10 anos, desde que certos compromissos contratuais sejam cumpridos, incluindo o início de um projeto piloto dentro de três anos.

Em troca do direito de uso e sublicenciamento da tecnologia THAI(R) na Colômbia, a Petrominerales concordou em pagar para a Archon um royalty específico baseado na produção, e concedeu para a Archon o direito de adquirir um interesse sobre o trabalho das joint-ventures de petróleo pesado de THAI(R) com a Petrominerales. A Archon ou uma filiada da Archon podem optar por participar de uma joint-venture de petróleo pesado com terceiros, com a Petrominerales ficando com até 25 porcento da joint-venture. Para os projetos de petróleo pesado originados nos terrenos da Petrominerales, sem incluir as joint-ventures com terceiros, a Petrominerales é obrigada a pagar com exclusividade uma taxa de royalty específica para a Archon.

O processo THAI(R) (Injeção a Ar Dedo-Calcanhar) foi desenvolvido pela Petrobank e combina um poço de produção horizontal com um poço da injeção de ar vertical no dedo, e utiliza um método de combustão in-situ para melhorar o petróleo in-situ. O processo THAI(R) pode trazer fatores de recuperação substancialmente mais altos do que outros métodos de extração térmicos durante a produção do petróleo melhor. O processo THAI(R) também reduz o impacto ambiental e tem um menor footprint na superfície, quando comparado com os métodos de extração convencionais, e é ideal para implementações em locais relativamente remotos.

AQUISIÇÃO DA TUBULAÇÃO OCENSA

No dia 22 de julho de 2011, concluímos a aquisição de cinco porcento dos interesses na tubulação Ocensa. Esperamos iniciar o transporte do petróleo bruto através da tubulação Ocensa a partir de 1 de setembro, com o acesso estratégico à infraestrutura-chave de transporte. Esta aquisição deve reduzir o custo do transporte comparado com transporte por caminhão de uma parte substancial da produção da Llanos Basin, principalmente a curto prazo devido à limitada infraestrutura de transporte da Colômbia. Além disso, o maior volume de petróleo transportado pela tubulação reduz os riscos associados com o transporte por caminhão e a exposição às intempéries e os maiores custos com o transporte por caminhão. A expansão da nossa infraestrutura com esta aquisição aprimora a nossa flexibilidade de marketing com o melhor acesso aos mercados e preços de petróleo bruto internacionais, com o potencial de fortalecer ainda mais os netbacks. Juntamente com os 9,65 porcento de interesse na tubulação Bicentenario, esta aquisição dá suporte aos nossos objetivos corporativos de longo prazo com a garantia de capacidade de transporte estratégico para a nossa crescente base de produção, incluindo as oportunidades emergentes de petróleo pesado.

INCLUSÃO NA BOLSA DE VALORES DA COLÔMBIA

No dia 22 de julho de 2011 recebemos as aprovações necessárias para incluir as ações da Empresa na Bolsa de Valores da Colômbia ("BVC"). Esperamos dar início à comercialização das nossas ações na BVC no dia 3 de agosto de 2011, sob o símbolo 'PMGC'. A inclusão das ações na BVC não envolveu a emissão de novas ações mas viabiliza que os investidores adquiram nossas ações em circulação na Colômbia. A Petrominerales acredita ser importante facilitar o investimento nas nossas ações por parte dos colombianos, devido ao nosso histórico de investimentos e envolvimento no país, e a nossa forte e constante dedicação para com a Colômbia.

PREVISÃO

A segunda parte do nosso programa de capital para 2011 inclui a perfuração de dois grandes prospectos em áreas não perfuradas antes, Llanos Basin Foothills e Ucayali Basin no Peru. Estes prospectos têm o potencial de aumentar substancialmente as reservas da Empresa além do nosso programa de exploração ativo para 2011 em andamento de até 34 poços de exploração, e até 14 poços estratigráficos extra no terreno de petróleo pesado, e outros 17 poços de desenvolvimento em Orito e Neiva Blocks. Continuaremos a investir no futuro com planos de aquisição de levantamentos sísmicos em 3D de alta qualidade de mais de 1.600 quilômetros quadrados para que tenhamos mais oportunidades de aumentar o nosso estoque de prospecto para vários anos, já existente em mais de 100 locais de perfuração.

CHAMADA DE CONFERÊNCIA DOS RESULTADOS DO SEGUNDO TRIMESTRE

A Gerência da Petrominerales fará uma chamada de conferência com investidores, analistas financeiros, mídia e qualquer pessoa interessada na quinta-feira, dia 4 de agosto de 2010 às 8h00 horário das montanhas (9h00 de Bogotá, 10h00 horário da costa leste) para discutir o resultado financeiro e operacional do segundo trimestre. Detalhes da chamada de conferência com os investidores:


Número para discagem para a chamada ao vivo:    416-695-6617 / 800-952-4972                   
Números para discagem de repetição:       416-694-9451 / 800-408-3053                   
Senha para a repetição:             5666437                                       

Link para o webcast do áudio ao vivo: http://events.digitalmedia.telus.com/petromineralus/080411/index.php.

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 futuros, capacidade de transporte futuro na Llanos Basin, ocasião do início da produção dos poços de petróleo e das reservas da Empresa. 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.

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, superávit de capital de giro líquido 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 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 e da perda de derivativos. 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 superávit de capital de giro líquido inclui o ativo atual menos as contas a pagar, passivo acumulado, IR a pagar 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 da produção. O fluxo de fundos das operações, fluxo de fundos por ação, receita líquida ajustada para efeitos dos derivativos, superávit de capital de giro líquido, 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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