Pacific Rubiales anuncia avaliação independente preliminar do progresso do projeto-piloto Star em Quifa SW, demonstrando uma possível duplicação do fator de recuperação final

TORONTO, 19 de setembro de 2013 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunciou hoje que recebeu relatórios independentes que dão conta do progresso de seu projeto-piloto de recuperação de petróleo aprimorado pela tecnologia patenteada "STAR" (Synchronized Thermal Additional Recovery -- recuperação térmica sincronizada adicional) no campo de petróleo pesado Quifa SW. Os relatórios incluem estimativas de "petróleo original no lugar" ("OOIP" -- Original Oil In Place) para o projeto que, em combinação com a produção acumulada na área desde o princípio do projeto, permite à empresa calcular que pelo menos uma duplicação do fator de recuperação foi conseguida com o início da injeção de ar em fevereiro de 2013, durando até hoje.

O CEO da empresa, Ronald Pantin, comentou:

"As estimativas de engenheiros independentes do OOIP e as áreas de drenagem que serão afetadas pela área do teste piloto, os volumes de petróleo acumulados produzidos até o hoje e a ignição térmica prolongada da reserva e, ainda, a sincronização bem-sucedida dos poços pilotos de produção, levaram a Pacific Rubiales a calcular que pelo menos uma duplicação do fator de recuperação pode ser conseguida pelo STAR. Esses resultados representam um importante ponto de inflexão no caminho para a aplicação comercial bem-sucedida do STAR em um dos campos de petróleo pesado mais importantes da Colômbia.

"Com base nesses resultados, a empresa planeja converter dois agregados de poços contíguos na área de teste piloto, que atualmente produzem em fluxo primário, para o STAR, antes do final de 2013. Além disso, a empresa iniciou o planejamento da implementação comercial total do STAR no campo Quifa SW, o início de 2014".

"Acreditamos que o sucesso do STAR tem implicações importantes além do campo Qufia SW, porque mais de 75% do crescimento da produção total de petróleo na Colômbia, desde 2004, veio do petróleo pesado, com a maioria da produção se originando nos campos Rubiales e Quifa, operados pela empresa, produzindo apenas com métodos de fluxo primário de recuperação. O sucesso do STAR também garante uma importante plataforma de lançamento para o futuro do campo de Rubiales, atualmente sob avaliação".

O campo Quifa SW é localizado próximo -- e a sudoeste -- do campo Rubiales da empresa e é o maior campo de produção de petróleo na Colômbia, hoje. De acordo com o relatório de reservas do fim do ano de 2012, elaborado pela firma de engenharia externa da empresa, esse campo tem um OOIP estimado de 1,331 Bbbl, que cobre uma área total do campo de aproximadamente 44 mil acres brutos, com espessura líquida dos reservatórios (net pay) maior que 10 pés. Durante o primeiro semestre de 2013, o campo produziu petróleo a uma taxa de 54,4 Mbbl/d no total bruto do campo (24,4 Mbb/l líquido, descontados os royalties). O campo Quifa SW está produzindo atualmente de acordo com as técnicas de recuperação primária, resultando em um fator de recuperação ("RF" -- recovery factor) de aproximadamente 14%. Até o final de 2012, a empresa tinha 73,1 MMbbl de reservas 2P líquidas em Quifa SW, representando aproximadamente 21% do total de sua base certificada de reservas 2P líquidas de petróleo e líquidos na Colômbia. A Pacific Rubiales tem uma participação acionária de 60% e é operadora do campo, enquanto a Ecopetrol S.A. detém a participação restante. O contrato de Quifa foi assinado em dezembro de 2003 e expira em dezembro de 2031.

A empresa recebeu relatórios técnicos, analisando o progresso do projeto-piloto STAR, de três firmas de engenharia independentes: a Hot-Tec Energy Inc. ("Hot-Tec"), a RPS Energy Canada Ltd. ("RPS") e a GLJ Petroleum Consultants Ltd. ("GLJ"), que deram opiniões profissionais sobre o desempenho do projeto-piloto STAR até hoje.

As áreas de drenagem e OOIP, que serão afetadas pelo projeto-piloto STAR, foram estimadas por essas três firmas, dependendo de suas suposições particulares, como se segue:

  • Hot-Tec: 1,62 MMbbl, para uma área de drenagem de 50 acres
  • RPS: 1,86 MMbbl, para uma área de drenagem de 85 acres
  • GLJ: 1,78 MMbbl, para uma área de drenagem de 80 acres

Considerando que a produção acumulada do projeto, em consequência da recuperação primária, injeção de vapor e nitrogênio e combustão in situ (no lugar) é de aproximadamente 506 Mbbl até o momento, é possível calcular que a variação do fator de recuperação (RF) atribuível ao projeto é de 27,1% a 31,2%, o que duplica, pelo menos, o RF estimado para o restante do campo, produzindo sob recuperação primária.

A empresa considera preliminares esses resultados de RF e espera que eles irão aumentar ainda mais, conforme a área de produção do projeto-piloto STAR continuar, como planejado, por pelo menos mais alguns meses.

Outros destaques de cada relatório incluem:

Hot-Tec

  • O projeto de combustão in situ do campo Quifa SW é um sucesso absoluto. Com mais de 200 testes de campo de combustão in situ, a Hot-Tec considera esse projeto o de melhor engenharia e melhor planejamento, com monitoramento e recursos de controle em tempo real, bem como com a capacidade de manejar H2S nas instalações de processamento.
  • A combustão in situ é o processo recomendado em Quifa, que é um campo petrolífero com uma forte impulsão de água.
  • A recuperação adicional de petróleo em Quifa SW teria sido maior, ainda sob condições normais de operação, sem restrições de taxas ou de tempo.
  • Foi claramente demonstrado que o óleo cru de Quifa SW responde positivamente à oxidação (através da injeção de ar) e é um bom candidato à combustão in situ.
  • Os parâmetros de desempenho do campo estão bem de acordo com aqueles derivados de testes em laboratório.
  • A principal razão para o sucesso da aplicação da tecnologia STAR é o uso da sincronização para identificar e corrigir a posição frontal da combustão
  • A expansão generalizada do projeto-piloto STAR, por perfurar novos injetores e produtores, e a inclusão de poços existentes deve ser feita brevemente, para capturar gás e óleo, deixando o atual padrão irrestrito e aumentando a eficiência da combustão.

RPS

  • O projeto-piloto STAR estabeleceu mobilidade e recuperação adicional do petróleo por estimulação térmica pela combustão in situ.
  • Com base na variação do OIIP e da EUR (Estimated Ultimate Recovery -- recuperação final estimada), a RPS calcula uma variação do fator de recuperação adicional potencial, devido à recuperação térmica pelo processo de combustão in situ, de 26% a 44% OIIP.

GLJ

  • Uma vez que a injeção de gases começou, cortes de água pararam de aumentar e, inversamente, o corte de petróleo diminuiu.

A Hot-Tec Energy Inc. é uma empresa privada, afiliada a membros do In-Situ Combustion Research Group, do Departamento de Engenharia Química e Petrolífera (Department of Chemical and Petroleum Engineering), da Escola de Engenharia de Schulich e da Universidade de Calgary. O In Situ Combustion Research Group é reconhecido como líder global na aplicação de processos de recuperação por combustão in situ.

A RPS Energy Canada Ltd. faz parte do RPS Group Plc, que fornece assessoria sobre a exploração e produção de petróleo, gás e outros recursos naturais. A RPS é uma firma de consultoria importante, que dá suporte e assessoria sobre o desenvolvimento de recursos energéticos naturais, através do ciclo de vida completo dos recursos e é a firma de engenharia independente que certificou as reservas de Quifa SW para a Pacific Rubiales no passado.

A GLJ Petroleum Consultants Ltd. é uma importante firma de consultoria de reservas de petróleo e gás, localizada em Calgary (Alberta, Canadá) e foi contratada pela Hot-Tec Energy Inc. para analisar o comportamento prévio à injeção de ar do projeto-piloto STAR.

A Pacific Rubiales, empresa sediada no Canadá, produtora de gás natural e óleo cru, controla integralmente a Meta Petroleum Corp., que opera os campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri e Quifa na Bacia de Llanos, e também controla integralmente a Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo de gás natural La Creciente no noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que é proprietária de ativos de petróleo leve na Colômbia, e 100% da C&C Energia Ltd.,que é proprietária de ativos de petróleo leve na Bacia de Llanos. Além disso, a empresa tem um portfólio diversificado de ativos além da Colômbia, que inclui ativos de produção de exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua Nova Guiné.

As ações ordinárias da empresa são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange), na Bolsa de Valores da Colômbia e, como instituição brasileira de Certificados de Depósitos no Brasil, na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil, sob os símbolos PRE, PREC e PREB, respectivamente.

Informes

Notas de advertência em relação a Declarações Prospectivas

Este comunicado à imprensa contém declarações prospectivas. Todas as declarações, que não as declarações de fatos históricos que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos, que a empresa acredita, espera ou prevê que irão ou que poderão ocorrer no futuro (incluindo, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas, fluxo de caixa e custos, estimativas de reservas e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da empresa), são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou convicções atuais da empresa, com base nas informações atualmente disponíveis à empresa. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam materialmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas, e até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem ou se concretizem substancialmente, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências ou efeitos esperados sobre a empresa. Fatores que podem fazer com que os resultados ou eventos reais sejam materialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza das estimativas de capital e custos operacionais; estimativas de produção e retorno econômico estimado; a possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições; falhas no estabelecimento de estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e nas taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Guatemala, Peru, Brasil, Papua Nova Guiné e Guiana; alterações dos regulamentos que afetem as atividades da empresa; incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessário no futuro; as incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos; e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações anuais da empresa, datadas de 13 de março de 2013, arquivadas na SEDAR no endereço www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é válida a partir da data em que é feita e, exceto pelo que pode ser requerido por legislação aplicada a valores mobiliários, a empresa não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou por qualquer outro motivo. Embora a empresa acredite que as suposições inerentes às declarações prospectivas sejam razoáveis, as declarações prospectivas não são garantias de desempenho futuro e, consequentemente, confiança indevida não deve ser depositada em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.

Além disso, níveis de produção relatados podem não refletir as taxas de produção sustentável e as futuras taxas de produção podem diferir materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa, devido a, entre outros fatores, dificuldades e interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

Conversão do Boe

A medida Boe (barril de óleo equivalente) pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. Uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf: 1 bbl (barril) é baseada em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço. Os valores estimados, divulgados neste comunicado à imprensa, não representam o valor justo de mercado. As estimativas das reservas e as futuras receitas líquidas para propriedades individuais podem não refletir o mesmo nível de confiança das estimativas de reservas e futuras receitas líquidas de todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.

Tradução

Este comunicado à imprensa foi preparado no idioma inglês e, subsequentemente, traduzido para espanhol e português. No caso de haver qualquer diferença entre a versão em inglês e as versões traduzidas, o documento em inglês deve ser tratado como a versão válida.

Definições

Bcf

Bilhões de pés cúbicos.

Bcfe

Bilhões de pés cúbicos de gás natural equivalentes.

bbl

Barris de petróleo.

bbl/d

Barris de óleo por dia.

boe

Barris de óleo equivalentes. A medida Boe pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf:1 bbl e é baseado em um método de conversão de equivalência de energia, aplicável na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor em sua fonte de origem.

boe/d

Barris de óleo equivalentes por dia.

Mbbl

Milhares de barris.

Mboe

Milhares de barris de óleo equivalentes.

MMbbl

Milhões de barris.

MMboe

Milhões de barris de óleo equivalentes.

Bbbl

Bilhões de barris

Mcf

Milhares de pés cúbicos.

WTI

Índice de preços de petróleo intermediário do Texas.

Para mais informações:

Christopher (Chris) LeGallais
Vice-presidente sênior para Relações com Investidores
+1 (647) 295-3700

Roberto Puente
Gerente sênior para Relações com Investidores
+57 (1) 511-2298

Kate Stark
Gerente para Relações com Investidores
+1 (416) 362-7735

(PRE.)

FONTE: Pacific Rubiales Energy Corp.

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.




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