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PETROMINERALES REPORTA LOS RESULTADOS FINANCIEROS DEL TERCER TRIMESTRE DESTACANDO UN FLUJO DE FONDOS OPERACIONAL DE $151,9 MILLONES

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CALGARY, ON -- (Marketwire) -- 11/05/12 -- Petrominerales anuncia los resultados financieros del tercer trimestre de 2012 destacando un flujo de fondos operacional de US$151,9 millones ó US$1,69 por acción en el volumen de ventas de petróleo producido promediando 26.940 barriles por día. Durante el trimestre, nuestro netback operacional promedió US$62,89 por barril. Adicionalmente redujimos nuestras obligaciones en los bonos convertibles que vencen en agosto de 2013 a US$201,7 millones mediante la recompra y cancelación de US$69,4 millones de bonos durante el trimestre.

Nuestra posición financiera permanece sólida. Generamos $37,3 millones de flujo de caja libre positivo durante el tercer trimestre. Adicional a generar el flujo de caja libre, tenemos $33,8 millones en efectivo y una facilidad de crédito completamente disponible. Esta solidez financiera nos da la flexibilidad de recomprar bonos al descuento y acciones ordinarias a precios extremadamente atractivos. Nuestros resultados por acción para el 2012 se han impactado positivamente por nuestras recompras de acciones durante el 2012. A la fecha hemos recomprado y cancelado el 15 por ciento de nuestras acciones ordinarias en circulación (14,9 millones de acciones), de las cuales 2,3 millones de acciones fueron recompradas durante el tercer trimestre a un precio promedio de Cdn. $8,86. Planeamos ejecutar un programa de inversiones en el 2013 más balanceado entre la perforación de desarrollo y de exploración. Nuestro enfoque inmediato es adicionar producción y reservas mientras expandimos nuestro inventario de prospectos y ejecutamos nuestros programas de perforación exploratoria de alto impacto.

Esperamos adiciones de producción en el corto plazo de las siguientes actividades:

•Poner a producir nuestro pozo Maya-1 a mediados de noviembre; •Perforar un desvío en nuestro pozo Macapay teniendo como objetivo arenas con hidrocarburo y producción adicional para mediados de noviembre; •Perforar un prospecto de alto impacto en nuestro Bloque Guatiquía, Mapanare-1, que tiene como objetivo hasta 15 millones de barriles de petróleo no descubierto inicialmente in-situ ("UPIIP") para diciembre 31; •Perforar nuestro primer pozo horizontal de desarrollo en nuestro Bloque Casimena, Mantis-HZ1, y ponerlo a producir a mediados de noviembre; y •Perforar un desvío en nuestro pozo exploratorio Gaita-1, para confirmar la extensión al sur de nuestro campo de petróleo Yenac y potencialmente adicionar producción y reservas mientras expandimos nuestro inventario de perforación de desarrollo para el 31 de diciembre.

ASPECTOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS

La siguiente tabla proporciona un resumen de los resultados financieros y operativos de Petrominerales para el tercer trimestre finalizado al 30 de septiembre de 2012 y 2011. 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, en SEDAR www.sedar.com y en SIMEV www.superfinanciera.gov.co.

Resultados Financieros a Resaltar
($ millones, salvo que se indique lo contrario)


Tres meses finalizados al Nueve meses finalizados al 30 de septiembre, 30 de septiembre, % % 2012 2011 variación 2012 2011 variaciónVenta de Petróleo 251,4 363,0 (31) 874,2 1.090,7 (20)Flujo de fondos operacional(1) 151,9 196,4 (23) 525,4 572,9 (8) Por acción - básica ($) 1,69 1,93 (12) 5,49 5,56 (1) - diluida ($) 1,68 1,88 (11) 5,41 4,68 16Utilidad neta ajustada (1)(2) 36,9 58,8 (37) 155,5 248,5 (37) Por acción - básica ($) 0,41 0,58 (29) 1,63 2,41 (32) - diluida ($) 0,41 0,55 (25) 1,48 2,22 (33)Dividendos declarados 11,2 12,2 (8) 34,7 39,3 (12)Inversiones en PP&E y E&E(2) 114,6 210,4 (46) 483,6 534,7 (10)---------------------------------------------------------------------------- 30 de 30 de 31 de 30 de septiembre, junio, diciembre, septiembre,Al, 2012 2012 2011 2011Caja 33,8 160,6 295,4 275,4Superávit (déficit) en Capital de Trabajo (1) (26,5) 24,9 73,8 134,0Obligaciones convertibles 2016 ejercibles agosto 2013 (3) 201,7 271,1 550,0 550,0Obligaciones convertibles 2017 400,0 400,0 - -Total activos 2.199,1 2.244,4 2.226,5 2.111,9Acciones ordinarias (000s) 88.020 89.778 99.375 100.650Acciones ordinarias y dilutivas in-the-money (000s)(4) 90.476 92.531 103.223 105.051----------------------------------------------------------------------------Resultados Operacionales a Resaltar Tres meses finalizados al 30 Nueve meses finalizados al de septiembre, 30 de septiembre, % % 2012 2011 variación 2012 2011 variaciónProducción (bppd) Llanos Profundos 18.101 26.576 (32) 20.868 28.879 (28) Llanos Central 3.687 4.612 (20) 4.337 4.528 (4) Neiva 3.187 4.017 (21) 3.453 4.025 (14) Orito 1.359 1.919 (29) 1.802 1.966 (8) Crudo Pesado - - - 23 - - -------- -------- ---------- -------- -------- ----------Producción Total 26.334 37.124 (29) 30.483 39.398 (23) -------- -------- ---------- -------- -------- ----------Volumen de Venta 26.946 39.923 (33) 30.619 39.606 (23) -------- -------- ---------- -------- -------- ----------Netback Operacional ($/bbl) (1) Precio de Referencia WTI 92,22 89,54 3 96,74 95,47 1 Precio de Referencia Brent 109,61 113,38 (3) 112,18 111,88 - Descuento a Brent 8,20 14,54 (44) 7,98 11,01 (28) -------- -------- ---------- -------- -------- ---------- Precio de venta 101,41 98,84 3 104,20 100,87 3 Costos de transporte 6,09 11,08 (45) 6,82 10,42 (35) -------- -------- ---------- -------- -------- ---------- Precio realizado de petróleo crudo 95,32 87,76 9 97,38 90,45 8 Regalías 14,04 10,73 31 12,03 11,67 3 Costos de producción 18,39 15,92 16 15,94 12,15 31 -------- -------- ---------- -------- -------- ----------Netback Operacional (1) 62,89 61,11 3 69,42 66,63 4 -------- -------- ---------- -------- -------- ----------




(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".

(2) 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.

(3) Consiste de la porción principal de las obligaciones convertibles que vencen en el 2016 y 2017. Los tenedores de bonos convertibles del 2016 tiene una opción put con el derecho a recibir el repago de sus bonos en agosto 25 de 2013 de la suma de las acciones ordinarias, opciones sobre acciones, acciones ordinarias diferidas, acciones incentivo y la potencial emisión de acciones de opciones sobre acciones "in-the-money" y bonos convertibles en circulación en un periodo determinado.

(4) Consiste de la suma de las acciones ordinarias, acciones ordinarias diferidas, acciones incentivo y acciones emitibles potencialmente in-the-money por ser opciones sobre acciones y bonos convertibles en circulación al final de un periodo.

HECHOS DESTACADOS Y TRANSACCIONES SIGNIFICATIVAS DURANTE EL TERCER TRIMESTRE
(Las comparaciones son del tercer trimestre de 2012 vs. el tercer trimestre de 2011 a menos que se indique algo diferente)

•El flujo de fondos operacional fue US$151,9 millones ó US$1,69 por acción básica, representando una caída del 23 y 12 por ciento respecto al 2011, debido principalmente a los menores volúmenes de venta. •Generamos un flujo de caja libre positivo por US$37,3 millones en el trimestre luego de la deducción de inversiones de capital por US$114,6 millones del flujo de fondos operacional. •Nuestros resultados por acción para el 2012 fueron impactados positivamente por nuestras recompras de acciones en el 2012. A la fecha hemos recomprado y cancelado el 15 por ciento de nuestros acciones ordinarias en circulación (14,9 millones de acciones), de las cuales 2,3 millones de acciones fueron recompradas en el tercer trimestre a un precio promedio de Cdn. $8,86. •Hemos tenido un nuevo descubrimiento de petróleo en Colombia en el Bloque Corcel, Mambo. •En octubre tuvimos nuestro primer descubrimiento de petróleo en Perú con Sheshea. •Nuestro netback operacional promedió US$62,89 por barril durante el tercer trimestre, un tres por ciento más que el tercer trimestre de 2011, debido principalmente a los ahorros en costos de transporte alcanzados con nuestra adquisición en el oleoducto de OCENSA, compensando por mayores regalías debido a que nuestro campo Yatay traspasó el límite de participación por precios altos. •Durante el trimestre, redujimos nuestras obligaciones de deuda convertible de agosto 2013 a US$201,7 millones recomprando US$69,4 millones adicionales de bonos convertibles.

RESUMEN OPERACIONAL

Producción (bppd)


---------------------------------------------------------------------------- Tercer Segundo Octubre Trimestre Trimestre Variación T2 2012 2012 2012 a T3 ------------ ------------ ------------ ------------Llanos Profundos 17.266 18.101 20.936 (2.835)Llanos Central 4.064 3.687 4.914 (1.227)Neiva 2.919 3.187 3.428 (241)Orito 1.691 1.359 1.827 (468)Crudo Pesado - - 8 (8) ------------ ------------ ------------ ------------Producción Total 25.940 26.334 31.113 (4.779)----------------------------------------------------------------------------




La producción del tercer trimestre promedió 26.334 barriles de petróleo por día ("bppd"), 4.779 bppd ó 15 por ciento menos que en el segundo trimestre de 2012. Nuestra producción en los Llanos Profundos decreció en 2.835 bppd ó 14 por ciento debido principalmente a que tuvimos pozos suspendidos temporalmente (2.055 bppd), incluyendo el pozo Yatay-1, que se vio afectado por ocho días, y a declinaciones naturales netas de las adiciones de producción en nuestros descubrimientos en Mambo y Guala. Nuestra producción en Llanos Central disminuyó en 1.227 bppd ó 25 por ciento, debido principalmente a que nuestros campos Yenac y Mantis estuvieron suspendidos por nueve días en agosto (784 bppd) como resultado de bloqueos de las comunidades y lo restante por declinaciones naturales. No perforamos ningún pozo en Orito y Neiva durante el tercer trimestre, como resultado, la producción en Neiva decreció siete por ciento y la producción de Orito decreció 26 por ciento. Orito también se vio afectado debido a que ciertos pozos estuvieron suspendidos durante el trimestre debido a unos disturbios en las facilidades (170 bppd) y a la espera de trabajos de recompletamiento (310 bppd). El operador tiene un taladro de recompletamiento en el campo realizando trabajos en el pozo y la producción suspendida durante el tercer trimestre se reanudó en octubre. Planeamos reiniciar el programa de perforación en Neiva durante la primera mitad de 2013 y en Orito a principios del 2013.

La producción promedió 25.940 bppd en octubre, dos por ciento ó 394 bppd menos que el promedio del tercer trimestre debido principalmente a declinaciones naturales, compensado con la producción de ciertos pozos que estuvieron suspendidos en el tercer trimestre y que fueron restablecidos en octubre.

Cuenca de Llanos Profundos (Corcel, Guatiquía y Sur del Bloque Llanos-31), Colombia

Durante el trimestre perforamos dos pozos, Mambo-1 y Guarana-1, y en octubre perforamos un tercer pozo, Maya-1. Mambo-1 fue perforado a una profundidad medida total de 11.875 pies el 23 de agosto. Los registros del pozo indican 13 pies de arenas netas con potencial presencia de hidrocarburos desde la Formación Lower Sand-1. Luego de completar el pozo en Lower Sand-1, instalamos una bomba electrosumergible ("BES") y el pozo inició producción el 12 de septiembre a una tasa de 839 bppd de 23 grados API, y 73 por ciento de corte de agua. El pozo promedió 765 bppd durante lo que quedó del mes. Luego de Mambo, comenzamos a perforar un desvío en nuestro pozo Macapay, teniendo como objetivo hasta 15 pies de arenas netas adicionales. El pozo original de Macapay ha producido 660.000 barriles de 29 grados API desde 25 pies de arenas netas con presencia de hidrocarburo en la Formación Lower Sand-1. Esperamos tener los resultados de la producción de este pozo para mediados de noviembre. Luego de Macapay, planeamos liberar el taladro de perforación y ejecutar nuestro programa de exploración con un taladro a principios de 2013.

Perforamos nuestro pozo Guaraná-1 a una profundidad medida total de 13.902 pies el 2 de agosto. Probamos dos intervalos en el pozo, en el primer encontramos agua y en el segundo recuperamos trazos de crudo de 11 grados API. Luego de Guaraná perforamos nuestro pozo Maya-1 a una profundidad medida total de 13.565 pies en octubre 14. Los registros del pozo indican 32 pies de arenas netas con potencial presencia de hidrocarburo desde las Formaciones Guadalupe y Lower Sand. Hemos iniciado un programa de pruebas y esperamos tener resultados a mediados de noviembre.

Luego de Maya, iniciamos las operaciones de perforación en nuestro prospecto Mapanare-1 en el Bloque Guatiquía el 5 de noviembre. Este prospecto está al sureste de nuestros descubrimientos Yatay y Candelilla, teniendo como objetivo hasta 15 millones de barriles UPIIP. Con éxito, podría haber locaciones de desarrollo nuevas y prospectividad similar en la parte sur del Bloque Corcel.

Bloques del Piedemonte (Bloque Llanos-25, 31, 59 y 15), Cuenca de Llanos Profundos, Colombia

En octubre completamos nuestro programa de pruebas en la zona inicial de gas de alta presión y alta temperatura en el pozo Bromelia-1. El intervalo produjo agua y cantidades no comerciales de gas y creemos que la zona que encontramos mientras perforábamos contenía gas disuelto en agua.

Estamos realizando actualmente unas revisiones del campo y esperamos empezar a adquirir 256 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en la parte nororiental del Bloque 25. Con base en nuestros análisis actuales, hemos identificado un número de prospectos, incluyendo algunos tipo-Corcel en la parte noreste del Bloque, sobre la que nuestro futuro programa de sísmica 3D delineará. Esperamos reiniciar la perforación de prospectos en este Bloque en la segunda mitad de 2013.

Estamos evaluando e interpretando actualmente dos amplios programas de sísmica 3D, que fueron realizados este año en esta área. En el Bloque 31 adquirimos 239 kilómetros cuadrados de 3D sobre una larga tendencia de cabalgamiento que fue previamente identificada en sísmica 2D existente. En el Bloque 59 hemos completado la adquisición de un programa grande de adquisición de 379 kilómetros cuadrados de sísmica 3D. Estamos alentados por la prospectividad observada y esperamos empezar a perforar prospectos en esta área a principios de la segunda mitad de 2013.

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

Durante el tercer trimestre perforamos un pozo para disposición de aguas en el Bloque Casimena, Mantis-SWD. En octubre empezamos a perforar nuestro primer pozo horizontal en Casimena en el área Yenac/Mantis, Mantis-HZ1. Esperamos que este pozo inicie producción a mediados de noviembre. Los pozos horizontales en el campo tienen como objetivo la Formación inferior de Mirador que ha sido encontrada en todos nuestros pozos verticales Yenac y Mantis; sin embargo, solo hemos puesto un pozo en producción desde esa Formación. Este pozo ha producido más de 288.000 barriles de petróleo de 14 grados API desde que inició producción en marzo de 2011.

Luego de Mantis-HZ1, planeamos perforar un desvío en nuestro pozo exploratorio anteriormente perforado, Gaita-1. Gaita-1 fue perforado fuera del área cubierta por nuestra sísmica 3D existente, pero en tendencia con nuestra acumulación de petróleo en Yenac. Nuestra interpretación inicial de la sísmica 2D recientemente adquirida demuestra que Gaita fue perforado en el bloque hundido de la falla. Estamos perforando un desvío para ubicarlo estructuralmente en el bloque levantado de la falla, donde esperamos encontrar una posible extensión de la acumulación de Yenac. En caso de éxito, el desvío en Gaita podría adicionar dos locaciones de desarrollo, una en Yenac-7 teniendo como objetivo el reservorio superior Mirador y un segundo pozo horizontal en Yenac, HZ2, teniendo como objetivo la Formación inferior Mirador.

También hemos identificado locaciones adicionales que podrían extender el tamaño del campo. El primer pozo, Mantis Norte, será perforado en el primer trimestre de 2013. En caso de éxito, el pozo podrá adicional cuatro locaciones de desarrollo en el campo.

Bloques de Crudo Pesado en la Cuenca de los Llanos (Rio Ariari, Chiguiro Oeste, Chiguiro Este), Colombia

Durante el tercer trimestre perforamos dos pozos, Mielero-1 y Dara-1 y en octubre, un tercer pozo, Pichilingo-1. Los pozos Mielero y Pichilingo fueron perforados en prospectos identificados en sísmica 2D en la parte central del Bloque Rio Ariari. Hemos identificado en promedio 10 pies de arenas con presencia de hidrocarburos en cada pozo.

Planeamos perforar dos prospectos adicionales de exploración con el objetivo de probar nuevos conceptos y definir nuevos recursos de alto potencial en el Bloque. Además, hemos comenzado con un programa de sísmica 2D de 80 kilómetros en la porción este del Bloque. Una vez esté completado, planeamos perforar hasta cuatro pozos estratigráficos en esta región. También estamos movilizando un taladro a nuestra locación del pozo horizontal Tatama para realizar unas pruebas de producción de largo plazo. Esperamos iniciar estas pruebas a principios de 2013.

Orito (Cuenca del Putumayo) y Neiva (Cuenca Superior del Magdalena), Colombia

No perforamos ningún pozo en nuestros campos de Orito y Neiva durante el tercer trimestre debido a que el operador del campo es Ecopetrol y está en el proceso de actualizar los permisos ambientales en ambos bloques. Esperamos reiniciar nuestro programa de perforación de desarrollo en Orito a principios de 2013 teniendo como objetivo locaciones de arreglos de pozos existentes. En Neiva esperamos reiniciar la perforación de desarrollo desde locaciones existentes en la primera mitad de 2013.

Bloque 126, Perú

Durante el trimestre perforamos nuestro segundo pozo exploratorio, Sheshea-1X, en el Bloque 126. Sheshea-1X comenzó a ser perforado el 19 de Julio de 2012 y alcanzó su profundidad medida total de 8.925 pies el 9 de septiembre de 2012.

Realizamos cuatro pruebas en tres formaciones diferentes. En la Formación Chonta, produjimos un promedio de 1.430 bppd sin recuperar agua durante la prueba. En la Formación Agua Caliente, produjimos 80 bppd con corte de agua de 97 por ciento. Las dos pruebas realizadas en la Formación Copacabana recuperaron agua.

En la Formación Chonta hemos probado un intervalo perforado de diez pies con una BES por un total de 37,5 horas a través de un equipo temporal de pruebas de pozo. Un total de 2.235 barriles de petróleo de 53 grados API fueron producidos a una tasa promedio de 1.430 bppd, sin recuperar agua durante la prueba. Hubo presencia de gas en solución, pero en cantidades muy pequeñas para ser medidas. El nivel de reducción de la bomba al final de la prueba fue del 50 por ciento. Se requerirá perforación, pruebas y sísmica 3D adicionales para ayudar a evaluar este alentador descubrimiento.

Las arenas Chonta están siendo interpretadas actualmente como arenas sobre la plataforma continental con buena extensión lateral y continuidad que se depositaron sobre una altura pre-existente. Los volúmenes de recursos potenciales calculados internamente sugieren un potencial mínimo de 14 millones de barriles de petróleo descubierto inicialmente en in-situ ("DPIIP"), basados en una mínima área de cierre, a un máximo de 140 millones de barriles de DPIIP basados en un máximo cierre, interpretados al punto de vertido.

Antes de las pruebas en Chonta, completamos dos pruebas en la Formación Copacabana que recuperaron agua. Una tercera prueba se llevó a cabo en un intervalo de ocho pies en la parte superior de la Formación Agua Caliente. La prueba se realizó con una BES usando un equipo temporal de pruebas de pozo. Sólo se recuperó agua en la Formación durante las primeras 20 horas. Después, se observaron trazas de petróleo, incrementando gradualmente hasta tres por ciento de corte de crudo de 42 grados API hacia el final de un período de 46,8 horas de flujo. La tasa total de fluidos fue de 2.703 barriles por día. El nivel de reducción de la bomba al final de la prueba fue del cuatro por ciento.

Los resultados en Agua Caliente son alentadores. Creemos que probamos una zona de transición en una posición de inmersión hacia abajo con un potencial de acumulación en la dirección de inmersión hacia arriba del pozo. Con base en la interpretación de nuestra sísmica 2D, estimamos podríamos obtener hasta 25 pies de elevación adicional con potencial presencia de hidrocarburos. Cálculos internos sugieren que hasta 25 millones de barriles DPIIP son posibles de encontrar en la Formación Agua Caliente. Una vez más, perforación, pruebas y sísmica 3D adicionales serán necesarios para evaluar este descubrimiento.

Nuestro plan actual es incorporar estos dos alentadores resultados de pruebas en nuestra cartografía geológica y sísmica. Estamos planeando una adquisición de sísmica 3D sobre la estructura Sheshea para ayudar en la evaluación de los resultados de las pruebas y seleccionar posibles localizaciones para perforación de pozos de evaluación. La aprobación regulatoria de la sísmica 3D puede tomar hasta 18 meses, y al mismo tiempo, vamos a iniciar el proceso regulatorio para una posible comercialización.

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, el primero de los cuales se estima comience a ser perforado en el segundo trimestre de 2013. En el Bloque 114 la adquisición de 260 kilómetros de sísmica 2D inició en junio de 2012 y está completa. Sujeto a evaluaciones técnicas y económicas y a las aprobaciones ambientales, el operador planea perforar un pozo exploratorio no después del segundo trimestre de 2014.

Bloques 161 y 141, Perú

El Bloque 161, situado en la parte central del oriente de Perú tiene un área de 1,2 millones de acres. Petrominerales tiene el 100 por ciento de su participación en el Bloque. Los términos de referencia para completar el plan de Consultas Públicas de la Evaluación de Impacto Ambiental ("EIA") están en la fase final de la aprobación del Ministerio Peruano de Energía y Minas. Una vez completadas y aprobado el EIA, el programa de sísmica 2D de 353 kilómetros planeado probablemente comenzaría en la segunda mitad del 2013.

El Bloque 141, ubicado en la parte sur de Perú, tiene un área de 1,3 millones de acres, de la cual Petrominerales tiene el 100 por ciento de su participación. En julio de 2012 recibimos la aprobación para comenzar nuestro Plan de Consultas Públicas, estando un paso más cerca de completar el EIA. Nuestro actual compromiso de completar 300 kilómetros de sísmica 2D está planificado para iniciar a principios de 2014, pendiente del completamiento y aprobación del EIA.

PERSPECTIVA

Nuestra posición financiera permanece sólida. Generamos $37,3 millones de flujo de caja libre positivo durante el tercer trimestre. Adicional a generar el flujo de caja libre, tenemos $33,8 millones en efectivo y una facilidad de crédito completamente disponible. Esta solidez financiera nos da la flexibilidad de recomprar bonos al descuento y acciones ordinarias a precios extremadamente atractivos. Planeamos ejecutar un programa de inversiones en el 2013 más balanceado entre la perforación de desarrollo y de exploración. Nuestro enfoque inmediato es adicionar producción y reservas mientras expandimos nuestro inventario de prospectos y ejecutamos nuestros programas de perforación exploratoria de alto impacto.

Esperamos adiciones de producción en el corto plazo de las siguientes actividades:

•Poner a producir nuestro pozo Maya-1 a mediados de noviembre; •Perforar un desvío en nuestro pozo Macapay teniendo como objetivo arenas con hidrocarburo y producción adicional para mediados de noviembre; •Perforar un prospecto de alto impacto en nuestro Bloque Guatiquía, Mapanare-1, que tiene como objetivo hasta 15 millones de barriles de petróleo no descubierto inicialmente in-situ ("UPIIP") para diciembre 31; •Perforar nuestro primer pozo horizontal de desarrollo en nuestro Bloque Casimena, Mantis-HZ1, y ponerlo a producir a mediados de noviembre; y •Perforar un desvío en nuestro pozo exploratorio Gaita-1, para confirmar la extensión al sur de nuestro campo de petróleo Yenac y potencialmente adicionar producción y reservas mientras expandimos nuestro inventario de perforación de desarrollo para el 31 de diciembre.

Para expandir nuestro inventario de prospectos, hemos adquirido cerca de 600 kilómetros cuadrados de nueva sísmica 3D en el 2012 que está siendo interpretada actualmente. Adicionalmente, pronto estaremos en el campo adquiriendo 256 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en el Bloque 25, para obtener más data sobre nuestro prospecto Canatua y otros posibles prospectos. Esperamos que estas adquisiciones de sísmica 3D agreguen a nuestro inventario de prospectos y ofrezcan nuevas oportunidades de perforación para nuestro programa de 2013.

Estamos a la expectativa de actualizar a nuestros inversionistas sobre nuestro progreso para lo que queda de 2012 y lo que viene en el 2013.

EN MEMORIA

Con mucho pesar anunciamos el fallecimiento de uno de nuestros miembros de la Junta Directiva de Petrominerales desde su inicio, Jerald Lindsay Oaks, ocurrido el pasado 28 de septiembre de 2012. Jerald fue también uno de los fundadores y miembro de la Junta Directiva de Petrobank Energy and Resources Ltd. y jugó un papel esencial en el crecimiento estratégico de Petrominerales. Extrañaremos su liderazgo, palabras esperanzadoras y sus prudentes y razonables consejos.

CONFERENCIA TELEFÓNICA Y TRANSMISIÓN EN DIRECTO

Los Directivos de Petrominerales realizarán una teleconferencia y una transmisión en directo con los inversionistas, analistas financieros, periodistas y cualquier otra persona interesada el próximo lunes 5 de noviembre de 2012 a las 8:00 a.m. (MST) (10:00 a.m. EST) para discutir nuestros resultados financieros y operativos del tercer trimestre.

Los detalles de la teleconferencia son los siguientes:
Teléfonos para participar en la llamada en directo): 416-695-6617 / 800-446-4472
La transmisión en directo se puede ver en el siguiente vínculo: http://events.digitalmedia.telus.com/petrominerales/110512/index.php
Teléfonos para escuchar la repetición: 905-694-9451 / 800-408-3053
Código de acceso para la repetición: 3686459

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 una de las compañías exploratorias más activas y una de las más grandes productoras 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 y Lenguaje Cautelar. Cierta información contenida en este Comunicado de Prensa constituye declaraciones a futuro. Específicamente, este Comunicado de Prensa contiene declaraciones a futuro respecto a la exploración futura y actividades de desarrollo. Las declaraciones a futuro están basadas en ciertas expectativas y suposiciones, incluyendo expectativas y suposiciones respecto a la disponibilidad de capital, el éxito en las perforaciones futuras y actividades de desarrollo, el desempeño de los pozos existentes, las pruebas y desempeño de los nuevos pozos, el comportamiento en el precio de los commodities y condiciones económicas, la disponibilidad de servicios y mano de obra, la habilidad para transportar y comercializar nuestra producción, el tiempo de completamiento de los proyectos de infraestructura y transporte, el clima y acceso a localizaciones de perforación. Se le advierte al lector que aunque consideramos que las expectativas y suposiciones en las que se basan las declaraciones a futuro son razonables, pueden no ser correctas. Los resultados actuales podrán ser materialmente diferentes a aquellos anticipados en este momento debido a un gran número de factores y riesgos. Usted puede encontrar más información de estos riesgos e incertidumbres en los documentos publicados en Canadá. 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 commodities; resultados de las pruebas y desempeño de las perforaciones exploratorias y de desarrollo; reacondicionamientos y actividades relacionadas; disponibilidad y tiempos de los taladros; disponibilidad de capacidad de transporte y descarga; resultados de la negociación de contratos; 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; y Petrominerales no se hace responsable de que los resultados de las pruebas en cualquier pozo exploratorio y de desarrollo nuevo sean necesariamente indicativos del desempeño a largo plazo o de última recuperación. 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.

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 de operaciones, utilidad neta ajustada, flujo de fondos por acción, utilidad neta ajustada por acción, (deuda) superávit en capital de trabajo neto y netback de operación. Estas medidas comúnmente se utilizan en la industria del petróleo y del gas y se consideran informativas para la dirección y los accionistas. Evaluamos nuestro desempeño y el de nuestros segmentos de negocio basados en flujos de fondos de operaciones y en la utilidad neta ajustada. Los flujos de fondos de operaciones fuera del marco de NIIF es un término que representa el efectivo generado de actividades de operación antes de cambios en el capital de trabajo no monetario. La utilidad neta ajustada es determinada agregando cualquier pérdida o deduciendo cualquier ganancia sobre los pasivos derivados y los efectos de la recompra de bonos convertibles (valor generado acelerado y ganancia al cumplimiento). La dirección considera que el flujo de fondos de operaciones, el flujo de fondos por acción, la utilidad neta ajustada y la utilidad neta ajustada por acción es importante 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 repagar la deuda. Capital de trabajo es activos corrientes menos pasivos corrientes y es usado para evaluar en nivel de endeudamiento a corto plazo de la Compañía. 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, la utilidad neta ajustada, la utilidad neta ajustada por acción, el superávit (deuda) de capital de trabajo neto y los netbacks operativos puede que no sean 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 NIIF.

Petróleo no descubierto inicialmente en sitio ("UPIIP"), 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.

Petróleo no descubierto inicialmente en sitio ("DPIIP"), DPIIP, equivalente a "recursos descubiertos", son aquellas cantidades de petróleo estimadas en una fecha determinada, que deben estar contenidas en acumulaciones conocidas antes de producir. La porción recuperable de DPIIP incluye producción, reservas y recursos contingentes; lo restante no es recuperable. Un proyecto de recuperación puede no ser definido para estos volúmenes de DPIIP en este momento. No hay certeza de que vaya a ser comercialmente viable para producir desde cualquier porción de estos recursos.



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