SOURCE: Petrominerales Ltd.

Petrominerales Ltd.

March 05, 2012 01:47 ET

Petrominerales Reporta Resultados Financieros del Cuarto Trimestre y de Fin de Año del 2011, Destacando una Cifra Record de Flujo de Fondos Operacional de US$786 Millones

CALGARY, AB--(Marketwire - Mar 5, 2012) - Petrominerales Ltd. ("Petrominerales" o la "Compañía") (TSX: PMG) (BVC: PMGC) se complace en anunciar los resultados financieros del cuarto trimestre y de fin de año de 2011, destacando el flujo de fondos operacional por US$213,3 millones o US$2,14 por acción para el cuarto trimestre y de US$786,2 millones o US$7,69 por acción para el año, siendo el más alto a la fecha. La producción promedió 35.353 barriles de petróleo por día ("bppd") durante el trimestre y nuestros netbacks operativos incrementaron a US$72,32 por barril, reflejando el valor sinérgico de nuestra adquisición estratégica en el oleoducto de OCENSA durante el tercer trimestre. Nuestro balance se mantiene sólido con un superávit de capital de trabajo y líneas de crédito aprobadas y no utilizadas. Esta flexibilidad financiera continúa fortaleciendo nuestra habilidad para ejecutar nuestro programa de exploración de alto impacto para el 2012.

ASPECTOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS DESTACADOS

La siguiente tabla proporciona un resumen de los resultados financieros y operativos de Petrominerales para el cuarto trimestre y fin de año al 31 de diciembre de 2011 y 2010. Los estados financieros consolidados con el Análisis y Comentarios de la Dirección ("MD&A") están disponibles en la página de internet de la Compañía en www.petrominerales.com y en la página de internet de SEDAR en www.sedar.com.

Resultados Financieros a Resaltar:

                            Tres meses finalizados  Año finalizado al 31 de
                              al 31 de diciembre,         diciembre,
                            ----------------------- -----------------------
($ millones de dólares,                      % de                    % de
 salvo que se indique lo                    Varia-                  Varia-
 contrario)                  2011    2010    ción    2011    2010    ción
                            ------- ------- ------  ------- ------- ------
Ventas de petróleo crudo      329,9   250,6     32  1.420,6 1.048,7     35
Flujo de fondos de
 operaciones (1)              213,3   153,4     39    786,2   597,9     31
Por acción  - básica ($)       2,14    1,52     41     7,69    6,00     28
  - diluida ($)                1,84    1,28     44     6,57    5,47     20
Utilidad neta ajustada (1)
 (2)                           77,7    34,7    124    326,2   282,9     15
  Por acción   - básica ($)    0,78    0,34    129     3,19    2,84     12
  - diluida ($)                0,72    0,33    118     2,94    2,73      8
Dividendos declarados          12,5    13,0     (4)    51,5    37,3     38
  Por acción (Cdn.$)           0,13    0,13      -     0,50    0,38     32
Gastos en PP&E y E&E (3)      252,4   162,8     55    787,1   506,4     55
Activos totales             2.226,5 1.832,6     21  2.226,5 1.832,6     21
Superávit en Capital de
 Trabajo neto (1)              73,8   580,2      -     73,8   580,2    (87)
Deuda(5)                      550,0   550,0      -    550,0   550,0      -
Acciones ordinarias, al
 final del período  (miles)  99.375 103.392     (4)  99.375 103.392     (4)
                                    -------         ------- -------
Acciones ordinarias
 totalmente diluidas
 (miles)(4)                 106.883 126.970    (16) 106.883 126.970    (16)
                            ------- ------- ------  ------- ------- ------

Resultados Operacionales a Resaltar:

                            Tres meses finalizados  Año finalizado al 31
                              al 31 de diciembre,       de diciembre,
                                             % de                  % de
                                            Varia-                 Vari-
                             2011    2010    ción    2011   2010   ación
                            ------- ------- ------  ------- ------ -----
Producción (bppd)
  Pozos profundos de los
  Llanos                     26.237  24.194      8   28.681 29.237    (2)
  Llanos central              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)
                            ------- ------- ------  ------- ------ -----
Producción total (bppd)      35.353  33.142      7   38.378 37.027     4
                            ------- ------- ------  ------- ------ -----
Volúmenes de ventas de
 petróleo producido (bppd)   33.913  32.138      6   38.170 36.612     4
                            ------- ------- ------  ------- ------ -----

Netback operativo
 ($/bbl)(1)
  Precio de referencia WTI    93,87   85,34     10    95,11  79,63    19
  Precio de referencia
   Brent                     109,18   87,49     25   111,98  79,41    41
  Descuento Brent              3,46    7,09    (51)   10,02   5,93    69
                            ------- ------- ------  ------- ------ -----
  Precio de venta            105,72   80,40     31   101,96  73,48    39
                            ------- ------- ------  ------- ------ -----
  Costos de transporte         8,85    6,51     36    10,07   6,64    52
                            ------- ------- ------  ------- ------ -----
  Precio realizado de
   petróleo crudo             96,87   73,89     31    91,89  66,84    37
  Regalías                    11,92   12,06     (1)   11,73   8,49    38
  Costos de producción        12,63   13,06     (3)   12,26   8,18    50
                            ------- ------- ------  ------- ------ -----
  Netback operativo (1)       72,32   48,77     48    67,90  50,17    35
                            ------- ------- ------  ------- ------ -----

1. Medición fuera del marco de las NIIF (Normas Internacionales de
   Información Financiera por sus siglas en inglés). Vea la sección
   "Mediciones fuera del marco de NIIF" dentro de este comunicado de
   prensa.
2. La utilidad neta se ajustó en función de los efectos contables de las
   NIIF por cambios en el pasivo financiero derivado. Para el año
   finalizado al 31 de diciembre de 2011 la utilidad neta ajustada incluye
   una reducción $167,0 millones (un incremento de $139,1 millones al 31 de
   diciembre de 2010). Para los tres meses que terminan al 31 de diciembre
   de 2011, la utilidad neta ajustada incluye una reducción de $29,3
   millones (un incremento de $107,2 millones al 31 de diciembre de 2010).
   La Gerencia considera la utilidad neta ajustada como una mejor medida
   del desempeño económico de la Compañía.
3. PP&E consiste en activos de propiedad, planta y equipo y E&E se compone
   de activos de exploración y evaluación de los estados consolidados de
   flujo de efectivo.
4. Consiste en la suma de las acciones ordinarias, opciones de acciones,
   acciones ordinarias diferidas, acciones de incentivo y la potencial
   emisión de acciones condicionada a la conversión de bonos convertibles
   "in-the-money" (si su valor de nominal está por encima del valor del
   mercado a la fecha del fin de período). Al 31 de diciembre de 2011, los
   bonos convertibles fueron considerados deuda siendo que el precio de
   conversión de bonos de $33,76 era más alto que el precio de las acciones
   de la Compañía. Para 2010, los bonos convertibles estaban "in-the-money"
   y fueron considerados como capital. Como consecuencia, en el 2010 había
   15.828.000 acciones incluidas en el total de acciones ordinarias
   totalmente diluidas.
5. Deuda representa el monto principal de los bonos convertibles en
   circulación.

HECHOS DESTACADOS Y TRANSACCIONES SIGNIFICATIVAS DURANTE EL CUARTO TRIMESTRE

(Las comparaciones son del cuarto trimestre de 2011 vs. El cuarto trimestre de 2010 a menos que se indique lo contrario)

-- Comenzamos a perforar nuevas áreas de alto impacto con nuestro primer
   pozo exploratorio en el Piedemonte de Colombia y nuestro primer pozo
   exploratorio  en Perú.
-- La producción promedió 35.353 bppd  durante el cuarto trimestre, un
   aumento del siete por ciento respecto al 2010. La producción a la fecha
   en el 2012 ha promediado 33.403 bppd.
-- El flujo de fondos de operaciones fue de $213,3 millones (o $2,14 por
   acción básica), un incremento del 39 y 41 por ciento respecto al 2010.
-- La utilidad neta ajustada fue de $77,7 millones (o $0,78 por acción
   básica), un incremento del 124 y 129 por ciento respecto al 2010. La
   utilidad neta de $107,0 millones incluyó un aumento no en efectivo de
   $29,3 millones por el nuevo tratamiento contable de las Normas
   Internacionales de Información Financiera ("NIIF") para nuestras
   obligaciones convertibles.
-- Nuestro netback operativo aumentó a $72,32 por barril en el cuarto
   trimestre, un aumento del 48 por ciento sobre el 2010 debido
   principalmente a precios mundiales del petróleo más elevados y a los
   ahorros obtenidos por nuestra participación en el oleoducto de OCENSA.
   Nuestros netbacks operativos incrementaron un 18 por ciento respecto al
   tercer trimestre de 2011 a pesar de la disminución en los precios del
   petróleo Brent, debido principalmente a los ahorros obtenidos con
   nuestra adquisición en OCENSA y el efecto de las iniciativas de ahorro
   en costos operacionales.

TRANSACCIONES SIGNIFICATIVAS DURANTE EL 2011

(Todos los montos de dólares se denominan en dólares de Estados Unidos a menos que se indique lo contrario, las comparaciones anuales son 2011 respecto a 2010, o según se indique)

-- Aumentamos la producción promedio a 38.378 bppd, un incremento del
   cuatro por ciento sobre el 2010.
-- Continuamos con nuestro sobresaliente netback operativo de $67,90 por
   barril en 2011, un aumento del 35 por ciento sobre el 2010.
-- Generamos un flujo de fondos de operaciones histórico de $786,2 millones
   o $7,69 por acción básica, un incremento del 31 y 28 por ciento,
   respecto al 2010.
-- Reportamos una utilidad neta ajustada histórica de $326,2 millones o
   $3,19 por acción básica, incrementando 15 y 12 por ciento sobre la
   utilidad neta ajustada de 2010. La utilidad neta de $493,2 millones
   incluyó una ganancia no en efectivo de $167,0 millones, según el
   diferente tratamiento contable bajo NIIF para nuestras obligaciones
   convertibles.
-- Nuestro balance permanece sólido. Terminamos el año con un balance de
   caja de $295,4 millones más  otros $ 150 millones de líneas crédito no
   utilizadas basadas en reservas.
-- Nos mantuvimos como la Compañía exploradora más activa en Colombia,
   perforando 32 pozos de exploración que representaban el 25 por ciento de
   todos los pozos de exploración perforados en Colombia durante el 2011.
   Tuvimos numerosos éxitos  de exploración incluyendo Cobra, Macapay,
   Cardenal, Azalea, Disa y Pisingo.
-- A comienzos del cuarto trimestre de 2011, iniciamos perforaciones en
   nuevas áreas de alto impacto con nuestro primer pozo de exploración en
   el Piedemonte de Colombia y nuestro primer pozo de exploración en Perú.
-- Se continuó definiendo el área de crudo pesado en Colombia mediante la
   perforación de ocho pozos verticales de exploración, nuestro primer pozo
   horizontal en Mochelo y cinco pozos estratigráficos. Con base en nuestra
   actividad hasta la fecha, hemos demostrado una importante prospectividad
   de crudo pesado en el Bloque Rio Ariari.
-- Al 31 de diciembre de 2011, las reservas probadas más probables
   totalizaron 51.5 millones de barriles con un valor presente neto de
   ingresos futuros descontados al 10 por ciento de US$2.300 millones.
-- Adquirimos el cinco por ciento de participación en el Oleoducto Central
   S.A. ("OCENSA")  por US$281 millones. El oleoducto de OCENSA es
   estratégico para Petrominerales porque asegura la capacidad de
   transporte de crudo por oleoducto, siendo la opción de más bajo costo
   para transportar crudo desde la Cuenca de los Llanos, al mismo tiempo
   que nos da acceso a los mercados internacionales de petróleo. A partir
   del  1ro de septiembre de 2011 comenzamos a transportar nuestro petróleo
   como propietarios a través del oleoducto de OCENSA.
-- Durante el año recompramos 4.678.381 acciones ordinarias bajo nuestra
   oferta de emisor de curso normal ("NCIB"), lo que representa el casi
   cinco por ciento de nuestras acciones ordinarias en circulación, a un
   precio promedio de Cdn$26,70.
-- Pagamos  $53 millones en dividendos (Cdn$0.50 por acción) a nuestros
   accionistas en el 2011.
-- Nuestras acciones ordinarias comenzaron a negociarse en la Bolsa de
   Valores de Colombia ("BVC") bajo el símbolo "PMGC" el 3 de agosto de
   2011. Nuestra liquidez, o el número diario promedio de acciones
   negociadas, ha aumentado 59 por ciento desde este listamiento, y en
   promedio, el 14 por ciento de nuestras acciones se han negociado en la
   BVC.

RESUMEN OPERACIONAL

Producción (bppd)

                                            Enero +     Cuarto     Tercer
                                           Febrero de trimestre  trimestre
                                             2012       2011       2011
                                           ---------- ---------- ----------
Pozos Profundos de los Llanos                  23.145     26.237     26.576
Llanos Central                                  4.105      3.226      4.612
Neiva                                           3.894      3.993      4.017
Orito                                           2.259      1.897      1.919
                                           ---------- ---------- ----------
Producción total                               33.403     35.353     37.124
                                           ---------- ---------- ----------

La producción promedió 33.403 bppd durante los primeros 60 días del 2012.La producción actual está por encima de los 37.000 bppd y refleja nuestra exitosa adición de una significativa capacidad para disposición de agua mediante pozos inyectores durante los últimos cuatro meses, permitiéndonos reanudar la producción que estaba suspendida anteriormente. Actualmente todavía tenemos 1.800 bppd de producción suspendidos, debido a trabajos de recompletamiento y a la espera de capacidad adicional para disposición de aguas, que esperamos añadir en marzo.

El promedio de producción de 35.353 bppd durante el cuarto trimestre fue impactada principalmente por un cierre temporal de cerca de 2.500 bppd de producción con alto corte de agua. Nuestro pozo Cobra-2 del Bloque Corcel reanudó producción en diciembre, compensando las declinaciones naturales.

Pozos profundos de la Cuenca de los Llanos (Corcel, Guatiquía y Sur del Bloque Llanos-31), Colombia

Durante el trimestre perforamos dos pozos (Cobra-2 y Jamuco-1) y en el 2012, tres pozos más alcanzaron su profundidad objetivo (Iboga-1, Yatay-2 y Tente-1). Perforamos dos pozos adicionales para la disposición de agua en Corcel (ASWD-2 y BSWD-1) y en el 2012 perforamos dos pozos más (ASWD-3 y DSWD1).

Nuestro pozo de exploración Cobra-2 fue perforado a una profundidad medida total de 12.800 pies el 11 de noviembre de 2011. El pozo Cobra-2 tenía como objetivo la formación Guadalupe, atravesada en el pozo original descubierto. El pozo inició producción el 8 de diciembre y promedió 3.100 bppd durante lo que quedó de diciembre.

Nuestro pozo exploratorio Yatay-2, fue perforado a una profundidad medida total de 11.960 pies el 1º de enero de 2012. El pozo Yatay-2 tenía como objetivo la formación Guadalupe, atravesada en el pozo original descubierto. El pozo inició producción a finales de enero con 600 bppd.

En el Bloque Llanos-31, perforamos nuestro tercer pozo de exploración, Jamuco-1, alcanzando una profundidad medida total de 14.464 pies el 5 de diciembre. Los registros del pozo indicaron 52 pies de arenas con potencial presencia de petróleo desde las formaciones Guadalupe, Lower Sand-1 y 2. Revestimos el pozo y terminamos un programa de pruebas multi-zona. Durante las pruebas recuperamos trazos de hidrocarburo y abandonamos el pozo.

Nuestro último prospecto en el Bloque Llanos-31, Iboga-1, fue perforado alcanzando una profundidad total de 14.352 pies el 2 de enero. Los registros del pozo indicaron 42 pies de arenas con potencial presencia de hidrocarburo desde las formaciones Guadalupe y Lower Sand-2. Probamos la Formación Lower-Sand y recuperamos 100 por ciento de agua. Hemos trasladado el taladro de completamiento a nuestro campo Candelilla para realizar operaciones de recompletamiento en los pozos Candelilla-3 y Candelilla-5. Planeamos realizar pruebas en la Formación Guadalupe del pozo Iboga en un futuro cercano. Iboga concluye nuestro programa de perforación exploratoria inicial sobre la porción sur del Bloque Llanos-31. Actualmente tenemos dos taladros perforando el área del Bloque Corcel. Nuestro prospecto de exploración, Tente-1, fue perforado alcanzando una profundidad medida total de 14.605 y los registros indicaron 21 pies de arenas con potencial presencia de hidrocarburos desde las Formaciones Guadalupe y Lower Sand-1. Planeamos revestir el pozo como potencial productor de petróleo y esperamos tener resultados de las pruebas a principios de abril. Comenzamos a perforar nuestro prospecto Chilaco-1 el 29 de enero y esperamos tener resultados de este pozo en marzo.

Piedemonte, Pozos Profundos de la Cuenca de los Llanos (Bloques Llanos-25, Llanos-31, Llanos-59 y Llanos-15), Colombia

Cuando perforábamos a 16.919 pies de profundidad, estando a 100 pies de la formación objetivo primaria de nuestro prospecto Bromelia-1, y cuando nos encontrábamos en operaciones para remover el ensamble de fondo de perforación, la tubería de perforación se partió resultando en el bloqueo del pozo. Luego de varios esfuerzos por recuperar la tubería y evaluar las condiciones del pozo, determinamos que un desvío era necesario. Desviamos el pozo a 12.000 pies y actualmente estamos perforando a más de 15.500 pies. Esperamos alcanzar nuestra profundidad objetivo y obtener los resultados iniciales de perforación en abril. Luego de Bromelia, planeamos perforar nuestro segundo prospecto exploratorio en el Bloque Llanos-25: Canatua-1.

Cuenca Llanos Central (Bloques Casimena, Castor, Casanare Este, Mapache), Colombia

En el cuarto trimestre perforamos dos pozos de exploración (Pisingo-1 y Gaita-1) y un pozo de avanzada (Yenac-6) en nuestro Bloque Casimena. En el 2012 perforamos dos pozos adicionales, Yenac-5 y Tucuso-1.

Perforamos nuestro prospecto de exploración Pisingo-1 alcanzando una profundidad medida total de 8.370 pies el 6 de octubre. Los registros del pozo indicaron 13 pies de arenas con potencial presencia de hidrocarburo desde la Formación Mirador y revestimos el pozo como potencial productor de petróleo. Este nuevo descubrimiento inició producción el 6 de noviembre a un promedio de 709 bppd de 24 grados API durante el resto del trimestre.

Después de Pisingo perforamos nuestro prospecto Gaita-1 alcanzando una profundidad total de 7.740 pies el 3 de noviembre. El pozo fue diseñado para probar una potencial extensión meridional de nuestro descubrimiento en Yenac. El pozo alcanzó una profundidad total menor a lo previsto debido a una zona con pérdidas de circulación encontrada en la formación Gacheta. No se encontraron arenas potenciales en Gaita-1. Siendo que el pozo fue perforado fuera del límite definido del yacimiento y de nuestro control sísmico, en tendencia con la estructura trazada de Yenac, estamos evaluando actualmente la posibilidad de que hayamos penetrado el lado de la ladera de la falla delimitadora. Estamos evaluando si desviar el pozo, profundizarlo o convertirlo en pozo inyector.

Después de Gaita-1, perforamos Yenac-6, un pozo de avanzada de 7.559 pies que alcanzó su profundidad total el 1ro de diciembre, buscando definir el límite meridional del área de Yenac definida en la sísmica 3D. Los registros del pozo indican 34 pies de arenas con potencial presencia de hidrocarburo, 20 pies desde la parte superior de la Formación Mirador y 14 pies desde la parte inferior de la misma formación. Realizamos pruebas de producción del intervalo superior de Mirador y recuperamos 1.664 bppd de crudo pesado con 16 grados API y corte de agua de 31 por ciento, y pusimos el pozo en pruebas de producción de larga duración. En los pozos anteriormente perforados, Yenac-1 y 2, produjimos crudo de 16-18 grados API desde la parte superior de la Formación Mirador, mientras nuestro pozo Yenac-3 produjo crudo pesado de 12-14 grados API desde la parte inferior de la formación Mirador.

Luego de Yenac-6, perforamos el pozo de avanzada Yenac-5. Los registros indicaron 58 pies de arenas netas con potencial presencia de hidrocarburos, 35 pies desde la parte superior de la formación Mirador y 23 pies desde la parte inferior de la misma formación. Yenac-5 penetró la parte superior de la Formación Mirador, 10 pies estructuralmente más altos que en el pozo Yenac-3. Yenac-5 inició producción el 31 de enero y a la fecha el pozo ha promediado 1.773 bppd de 16 grados API. Nuestro pozo Yenac-6, el cual inició producción el 27 de diciembre de 2011 a una tasa de 1.500 bppd, fue suspendido a mediados de enero para instalar un paquete de gravilla en el pozo. El pozo reanudó producción el 17 de febrero de 2012.

En nuestro Bloque Mapache, perforamos el prospecto Tucuso-1 alcanzando 7.391 pies de profundidad medida el 6 de febrero. El pozo está localizado a 20 kilómetros del sureste de nuestro descubrimiento de crudo en Disa. Los registros de pozo indicaron 38 pies de arenas con potencial presencia de hidrocarburos en cuatro intervalos, incluyendo 26 pies en la Formación Ubaque. Completamos el pozo para producir desde dos arenas de la Formación Ubaque. Las tasas de pruebas iniciales fueron de 855 bppd de 14 grados API con un corte de agua superior al 80%. Planeamos suspender el pozo y aislar producción hacia las arenas superiores de la Formación Ubaque con el fin de optimizar la producción de crudo.

Bloques de Crudo Pesado, Cuenca de los Llanos (Río Ariari, Chiguiro Oeste, Chiguiro Este), Colombia

Durante el trimestre perforamos nuestro primer pozo horizontal de crudo pesado, Tatama-1, y seis pozos estratigráficos (ES-1, ES-3, ES-5, ES-15, ES-17 y ES-29). Después del 31 de diciembre, perforamos otros cuatros pozos estratigráficos (ES-22A, ES-36, ES-42 y ES-42A).

Perforamos nuestro primer pozo horizontal, Tatama-1, cerca de nuestro descubrimiento de Mochelo en el Bloque Rio Ariari. El pozo fue perforado a una profundidad medida total de 6.550 pies incluyendo una sección horizontal de 1.000 pies. El pozo se completó inicialmente con 96 pies de tubería ciega y 889 pies de malla (MeshriteTM). En nuestras pruebas iniciales de producción, la productividad del pozo era significativamente más baja que lo encontrado en nuestro pozo vertical del descubrimiento original Mochelo-1. Retiramos la malla del fondo del pozo y reiniciamos la prueba de producción multi-tasa resultando en unas tasas de producción de crudo de hasta 250 bppd y corte de agua entre 75 y 90 por ciento. Durante más de 37 días de pruebas el pozo produjo un promedio de 107 bppd con 79% de corte de agua. Con base en la productividad del pozo vertical Mochelo, la productividad horizontal del pozo es menor a la esperada. Planeamos correr una tubería ranurada y registros de producción en el pozo para determinar que partes del pozo contribuyen a la producción. Dependiendo del análisis de los resultados en los registros de producción del pozo, se evaluará extender la sección horizontal de Tatama o perforar un nuevo pozo multilateral para mejorar la productividad y recobro máximo esperado del pozo.

Recientemente completamos el décimo pozo estratigráfico en el Bloque, ES-42A, el cual encontró 37 pies de arenas con potencial presencia de hidrocarburos en la parte inferior de la Formación Mirador. El pozo ES-42A confirmó un concepto desarrollado por la interpretación de nuestra sísmica 3D, incorporando los 15 pies con potencial en la parte inferior de la Formación Mirador encontrados en el ES-42, con el cual el potencial de arenas puede incrementarse en los flancos de los Paleozoicos Altos. Este resultado puede resultar en un futuro incremento significativo del potencial de los recursos prospectivos en el Bloque. Planeamos perforar hasta otros 7 pozos estratigráficos que tendrán como objetivo conceptos existentes y nuevos que identificarán y cuantificarán el potencial de crudo pesado del Bloque Rio Ariari.

Orito, Cuenca del Putumayo, Colombia

En el cuarto trimestre perforamos dos pozos (Orito-193 y Orito-136), aumentando nuestro total a cuatro pozos perforados en Orito durante el año. En enero realizamos pruebas de producción en el pozo Orito-193, diseñado para probar una parte del campo Orito con limitado espacio entre pozos y que había sido interpretado anteriormente como un área no productiva del campo. En la primera formación productiva, Caballos, encontramos una alta proporción de gas sobre petróleo, restringiendo nuestra capacidad de producir crudo desde esta formación. En nuestro segundo objetivo, la Formación Villeta, encontramos 14 pies de arenas con potencial presencia de hidrocarburos y la producción arrojó pruebas de más de 800 bppd con más de 26 grados API en flujo natural y corte de agua menor a 10%. Con base en estos resultados, hemos identificado seis pozos en la Formación Caballos que pueden ser recompletados en la Formación Villeta, entre los cuales está el pozo Orito-126, que ha sido perforado nuevamente y se encuentra en pruebas. Hemos adicionado 16 nuevas locaciones de perforación de desarrollo desde Villeta a nuestro reporte de reservas de 2011. A Petrominerales le corresponde el 79 por ciento de la producción, con base en los actuales cálculos de factor-R antes de regalías para nuevos pozos del campo de Orito.

Neiva, Cuenca Superior del Magdalena, Colombia

A finales del tercer trimestre suspendimos nuestro programa de perforación en el Bloque a causa de permisos ambientales pendientes. Una vez se obtengan los nuevos permisos, planeamos reiniciar nuestro programa de perforación de desarrollo.

Bloque 126, Perú

En Perú perforamos nuestro primer pozo exploratorio, La Colpa 2X, a una profundidad inicial de 7.870 pies. Mientras perforábamos la Formación Copacabana, en profundidades entre 5.695 y 7.225 pies, encontramos indicios de petróleo y significativas pérdidas de lodo de perforación. Luego de perforar la sección completa de Copacabana a la profundidad de 7.870 pies, suspendimos operaciones para correr registros e interpretar la información obtenida a la fecha. Corrimos registros pozo abierto y para soportar la interpretación petrofísica usamos la Herramienta de Pruebas Dinámicas de Formación Modular para obtener medidas de presurización del reservorio junto con algunas pruebas de fluido. El objetivo principal era validar hidrocarburos potenciales identificados en los registros. Con base en nuestro análisis, estimamos que inicialmente hay 72 pies con potencial presencia de hidrocarburos en tres intervalos del reservorio Copacabana. A continuación perforamos el pozo a la profundidad objetivo de 8.500 pies. La interpretación petrofísica de la sección baja del pozo, indica la presencia de 18 pies con potencial presencia de hidrocarburos en la Formación Tarma Arenisca. Actualmente nos encontramos revistiendo el pozo y esperamos tener resultados de las pruebas a finales de abril, sujeto a condiciones favorables en el clima.

Nuestro plan inicial de perforación de La Colpa-2X ha identificado hasta 8 formaciones con potencial presencia de hidrocarburos. La siguiente tabla es un resumen de las formaciones que hemos encontrado a la fecha:

                      Resultados del pozo
                         originalmente
                         descubierto La     Resultados iniciales
Formación                Colpa-1X (1)           de La Colpa-2X     Nota
                     ---------------------- ---------------------- ------
                     Registros indicaron 26
                        pies con potencial    Reservorio esquisto
                              presencia de       bituminoso; Agua
                         hidrocarburos; se  Caliente Superior, 12
                      probaron 44 barriles  pies estructuralmente
                         de petróleo de 22   más profundos que La
Agua Caliente                    grados API               Colpa-1X
                     ---------------------- ---------------------- ------
                     Registros indicaron 15
                        pies con potencial
                              presencia de          Penetramos el
                      hidrocarburos; no se     reservorio con una
Raya                 hicieron pruebas en la  baja permeabilidad y
 Cushabatay / Ene                 formación                humedad      2
                     ---------------------- ---------------------- ------
                     Registros indicaron 98
                        pies con potencial
                              presencia de
                     hidrocarburos; DST(3)
                     recuperó 8 barriles de   Encontramos 72 pies
                     petróleo de 26 grados          con potencial
Copacabana                              API     presencia de crudo      4
                     ---------------------- ---------------------- ------
                                              Encontramos 18 pies
                            DST recuperó 8          con potencial
                      barriles de petróleo           presencia de
Tarma                      de 30 grados API          hidrocarburo.      4
                     ---------------------- ---------------------- ------
                     Registros indicaron 24
                        pies con potencial
                              presencia de
                      hidrocarburos; no se  No encontramos arenas
                     hicieron pruebas en la    potenciales en los
Ambo                             formación.              registros
                     ---------------------- ---------------------- ------
                     Registros indicaron 10
                        pies con potencial
                              presencia de
                        hidrocarburos; DST
                     recuperó 6 barriles de No encontramos arenas
                     petróleo de 32 grados     potenciales en los
Arenisca verde                          API              registros
                     ---------------------- ---------------------- ------

Notas:

1. El pozo original La Colpa-1X se perforó en 1989 por un anterior
   operador.
2. Hay potencial de que este reservorio contenga cantidades de hidrocarburo
   en otras áreas del bloque.
3. DST significa Prueba de la Sarta de Perforación, son pruebas de pozo
   abierto para obtener la presurización del reservorio y datos de pruebas
   de flujo de corta duración.
4. Se realizarán pruebas de producción una vez se complete.

Luego de La Colpa-2x planeamos mover el equipo para perforar nuestro prospecto Sheshea-1x en el Bloque 126. El prospecto Sheshea es independiente de La Colpa y tenemos múltiples formaciones objetivo en el pozo.

Bloques 114 y 131, Perú

Petrominerales tiene una participación del 30 por ciento en los Bloques 114 y 131. En el Bloque 131, el operador ha identificado dos prospectos perforables. La Evaluación de Impacto Ambiental ("EIA") para iniciar operaciones de perforación fue presentada en junio de 2011. Un primer pozo está planeado para finales de 2012 y un segundo pozo para abril de 2013. El compromiso de la siguiente fase de exploración es perforar un pozo de exploración en el Bloque en febrero de 2013. En el Bloque 114, la siguiente fase de exploración incluye la adquisición de 325 kilómetros de sísmica 2D para julio de 2013. A la fecha, hemos identificado cuatro prospectos perforables y seis posibles prospectos. El operador aplicó a un estatus de fuerza mayor sobre el bloque en diciembre de 2011 debido a los inusuales altos niveles en el río y las fuertes lluvias que han inundado una parte del bloque, haciendo imposible la adquisición de sísmica. El operador es responsable de asumir nuestra participación en los costos de la fase de adquisición de sísmica, así como nuestra participación de los costos en la perforación de nuestro primer pozo exploratorio en cada uno de los bloques.

Bloques 161 y 141, Perú

El Bloque 161, situado en la parte central del oriente del Perú tiene un área de 1,2 millones de acres y Petrominerales tiene el 80 por ciento de su participación. Solicitamos una EIA que cubre nuestro programa de 353 kilómetros de sísmica 2D y estamos a la espera de la aprobación por parte del Ministerio de Medio Ambiente. De igual manera estamos a la expectativa de la retroalimentación de nuestra primera reunión con las comunidades. El Bloque 141, ubicado en la parte sur del Perú, tiene un área de 1,3 millones de acres y Petrominerales tiene el 80 por ciento de su participación. En septiembre de 2011, el Bloque entró en un estatus de fuerza mayor, en el cual se ha mantenido, debido a la nueva regulación del Gobierno que requiere una consulta adicional a la comunidad. Como resultado, nuestro actual compromiso de completar 300 kilómetros de sísmica 2D antes de julio de 2012 ha sido suspendido mientras se resuelven estas consultas. No se han anunciado los tiempos de resolución.

PERSPECTIVA

Nuestro objetivo a largo plazo es centrarnos en entregar éxito en exploración de alto impacto construyendo valor neto de activos y generando rentabilidades atractivas a los accionistas a través de las siguientes estrategias:

-- Crecimiento significativo en reservas mediante la ejecución de un
   programa de perforación exploratoria equilibrado y diversificado;
-- Mantener un inventario de prospectos de perforación de varios años
   mediante la adición continua de objetivos y la adquisición de sísmica
   3D de alta calidad en nuestra área;
-- Explorar y desarrollar grandes acumulaciones de crudo pesado;
-- Rápidamente convertir los nuevos descubrimientos en producción y flujo
   de caja;
-- Ser líderes en exploración de petróleo y gas usando tecnología,
   innovación y continua consideración por la salud y seguridad de nuestros
   empleados, con principal énfasis en el desempeño ambiental de la
   industria y un diálogo abierto con nuestros accionistas;
-- Crecimiento interno financiado a través de la generación del flujo de
   efectivo de nuestros activos establecidos; y
-- Proporcionar una rentabilidad por dividendo a los inversionistas.

Los grandes desafíos que se requieren manejar con eficacia para permitir nuestro crecimiento son: volatilidad del precio de commodities, permisos y aprobaciones del Gobierno, riesgo exploratorio, regulaciones ambientales y presiones competitivas dentro de nuestra industria. El detalle adicional con respecto al impacto de estos factores en nuestros resultados del 2011 se mencionan en la sección de "Riesgos e Incertidumbres" de nuestro MD&A.

Nuestro plan base de exploración del 2012 incluye:

-- Perforación de 19 pozos exploratorios, 16 en Colombia y tres Perú,
   teniendo como objetivo más de 280 millones de barriles de UPIIP
   ("Petróleo inicial in situ no descubierto") en el área convencional de
   exploración de crudo ligero. Cinco de los 19 pozos exploratorios tienen
   como objetivo grandes prospectos (en el Piedemonte de la región de los
   Llanos y en el Bloque 126 en Perú);
-- Perforación de hasta 24 pozos estratigráficos en nuestra área de crudo
   pesado y obtención de resultados de producción de al menos dos pozos
   horizontales que soporten nuestra estrategia a largo plazo de crudo
   pesado;
-- Adquisición de más de 700 kilómetros cuadrados de nueva data de sísmica
   3D en el área del Piedemonte en la cuenca de los Llanos, para incluir en
   nuestro programa de perforación de 2013 nuevos prospectos de perforación
   de alto impacto.

Nuestro programa base de inversión para el 2012 es muy flexible y sujeto a cambios de acuerdo a los resultados por cuanto nuestro plan de perforación exploratoria está enfocado en numerosas oportunidades de alto impacto que con éxito podrían resultar en importantes incrementos en el programa de inversiones para este año. A lo largo del 2012, planeamos actualizar a nuestros accionistas del avance y futuros programas de trabajo a medida que se vayan desarrollando.

TELECONFERENCIA SOBRE RESULTADOS DEL CUARTO TRIMESTRE Y FIN DE AÑO DE 2011

Los Directivos de Petrominerales realizarán una teleconferencia con los inversionistas, analistas financieros, periodistas y cualquier otra persona interesada el próximo lunes 5 de marzo de 2012 a las 9:00 a.m. (MST) (11:00 a.m. EST) para discutir nuestros resultados financieros y operativos del cuarto trimestre y fin de año de 2011.

Los detalles de la teleconferencia son los siguientes:

Teléfonos para participar en la llamada en directo: +1 416-695-6617 / +1 800-952-4972

En vivo audio webcast link: http://events.digitalmedia.telus.com/petrominerales/030512/index.php

Teléfonos para escuchar la repetición: +1 905-694-9451 / +1 800-408-3053

Código de acceso para la repetición: 7233541

Petrominerales Ltd. es una compañía internacional dedicada a la exploración de petróleo y gas, que opera en Latinoamérica desde el año 2002. Actualmente Petrominerales es la compañía exploratoria más activa y la cuarta productora más grande de crudo en Colombia. Nuestra base de tierras de alta calidad y nuestro inventario de oportunidades de exploración crea un gran potencial de crecimiento para los próximos años.

Declaraciones a Futuro. Este Comunicado de Prensa contiene declaraciones a futuro. Específicamente, este Comunicado de Prensa contiene declaraciones a futuro respecto a la exploración futura y actividades de desarrollo y el tiempo de traer a producción los pozos. Las declaraciones a futuro están basadas en ciertas expectativas y suposiciones, incluyendo expectativas y suposiciones respecto a la disponibilidad de capital, éxitos en las perforaciones futuras y actividades de desarrollo, desempeño de los actuales pozos y de los nuevos pozos, comportamiento en el precio de los commodities y condiciones económicas, disponibilidad de servicios y mano de obra, habilidad para transportar y comercializar nuestra producción, tiempo de completamiento de los proyectos de infraestructura y transporte, clima y acceso a localizaciones de perforación. Aunque consideramos que las expectativas y suposiciones en las que se basan las declaraciones a futuro son razonables, no se debe confiar en ellas plenamente porque no podemos asegurar de que prueben ser correctas. Siendo que las declaraciones a futuro se refieren a eventos y condiciones futuros, por su naturaleza inherente involucran riesgos e incertidumbres. Los resultados actuales podrán ser materialmente diferentes a aquellos anticipados en este momento debido a un gran número de factores y riesgos. Estos incluyen, aunque no se limitan a, riesgos asociados con a las condiciones económicas generales, del negocio y del mercado; fluctuaciones en los precios de los commoditites; resultados de las perforaciones exploratorias y de desarrollo; recompletamientos y actividades relacionadas; disponibilidad y tiempos de los taladros; disponibilidad de capacidad de transporte y descarga; resultados de los contratos de negociación; fluctuaciones en la tasa de cambio; incertidumbre de los estimativos de reservas; cambios en la regulación ambiental y otras; riesgos asociados a las operaciones de petróleo y gas; y otros factores, muchos de los cuales están fuera del alcance de la Compañía. Petrominerales no se hace responsable de que los resultados reales no sean los mismos total o parcialmente a los resultados esperados. Excepto en el caso en que se requiera por leyes de títulos valores, Petrominerales no asume responsabilidad alguna de publicar una actualización o revisar cualquier declaración a futuro hecha aquí o en otro documento sobre nueva información, eventos futuros y otros.

UPPIP. Petróleo inicial in situ no descubierto ("UPIIP"), equivalente a recursos no descubiertos, son aquellas cantidades de petróleo estimadas en una fecha determinada, que deben estar contenidas en acumulaciones aún por descubrir. La porción recuperable de UPIIP se conoce como recursos prospectivos, el resto como irrecuperable. Los recursos no descubiertos tienen un riesgo de descubrimiento. No hay certeza de que cualquier porción de estos recursos sea descubierta. Si hay algún descubrimiento, no hay certeza de que vaya a ser comercialmente viable para producir recursos. Actualmente, ningún proyecto de recuperación se puede definir para este volumen de UPIIP.

Medición fuera del marco NIIF. Este informe contiene los términos financieros que no se consideran bajo las Normas Internacionales de Información Financiera ("NIIF"), por ejemplo flujo de los fondos operativo, flujo de fondos por acción, superávit en capital de trabajo neto, netback operacional, costos de hallazgo y desarrollo e indicador de retorno. Estas medidas comúnmente se utilizan en la industria del petróleo y del gas y se consideran informativas para la dirección y los accionistas. Estos términos no tiene un significado estandarizado según prescrito por NIFF y, de esa manera, no pueden ser comparables con las mediciones simulares de otro emisores. Los flujos de fondos operativos y flujo de fondos por acción representa el efectivo generado de actividades de operación antes de cambios en el capital de trabajo no monetario. La dirección considera que el flujo de fondos de operaciones, el flujo de fondos por acción, importantes ya que ayuda a evaluar el desempeño y a demostrar la capacidad de la Compañía de generar suficiente efectivo para financiar las oportunidades futuras de crecimiento y para el pago de dividendos. El Superávit (deuda) de capital de trabajo neto incluye activos corriente menos pasivos corrientes y el monto de capital "out-of-the-money" de obligaciones convertibles (es decir, cuando están fuera de dinero y no reembolsable en acciones al vencimiento) y se utilizan para evaluar el apalancamiento financiero de la Compañía. El netback operativo es determinado dividiendo el ingreso de petróleo menos regalías, transporte y gastos de la producción entre el volumen de ventas de petróleo producido. La dirección considera importante el netback operativo como una medida de rentabilidad por barril vendido y refleja la calidad de la producción. Los flujos de fondos de operaciones, el flujo de fondos por acción, el superávit (deuda) de capital de trabajo neto, los netbacks operativos, loscostos de hallazgo y desarrollo y el indicador de retorno, no son comparables a los reportados por otras compañías, ni se deben ver como una alternativa al flujo de fondos de las operaciones, utilidad neta o de otras medidas del desempeño financiero calculadas de acuerdo con las GAAP.

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    Corey C. Ruttan
    Presidente y Chief Executive Officer

    Jack F. Scott
    Chief Operating Officer

    Kelly D. Sledz
    Chief Financial Officer
    Teléfono: +1 403.750.4400
    o +57 1.629.2701