2014

Pacific Rubiales anuncia evaluación preliminar independiente del progreso del Proyecto Piloto Star en Quifa SW, demostrando una duplicación potencial del último factor de recuperación

TORONTO, 19 de septiembre de 2013 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunció hoy que ha recibido informes independientes relacionados con el progreso de su proyecto piloto ampliado exclusivo de recuperación de petróleo Recuperación Térmica Adicional Sincronizada (Synchronized Thermal Additional Recovery, "STAR") en el campo de petróleo pesado Quifa SW. Los informes traen estimados del Petróleo Original en el Lugar ("OOIP" por sus siglas en inglés) para el proyecto, que combinado con la producción acumulada del área desde el inicio del proyecto, permite a la Compañía calcular que se ha logrado por lo menos duplicar el factor de recuperación desde el comienzo de la inyección de aire en febrero de 2013 hasta la fecha.

Ronald Pantin, director ejecutivo de la Compañía, comentó:

"Los estimados de los ingenieros independientes del OOIP y las áreas de drenaje que serán afectadas por el área de la prueba piloto, los volúmenes acumulativos de petróleo producidos hasta la fecha y la ignición térmica sostenida del yacimiento y la exitosa sincronización de los pozos piloto productores, han llevado a Pacific Rubiales a estimar que STAR puede lograr por lo menos una duplicación potencial del factor de recuperación. Estos resultados representan un importante punto de inflexión en la vía hacia la aplicación comercial exitosa de STAR en uno de los campos de petróleo pesado más importantes de Colombia.

"Basándose en estos resultados, la Compañía está planeando convertir a STAR dos grupos contiguos de pozos en el área de la prueba piloto, que están produciendo actualmente en flujo primario, antes del fin de 2013. Además, la Compañía ha iniciado la planificación de un despliegue comercial completo de STAR en el campo Quifa SW a partir de 2014.

"Creemos que el éxito de STAR tiene importantes consecuencias más allá del campo Quifa SW porque más del 75% del crecimiento de la producción petrolera total de Colombia desde 2004 ha provenido del petróleo pesado, y la mayoría de ese petróleo proviene de los campos Rubiales y Quifa operados por la Compañía, que producen solo bajo métodos de flujo de recuperación primario. El éxito de STAR también proporciona una importante plataforma de lanzamiento para el futuro del campo Rubiales, actualmente bajo evaluación".

El campo Quifa SW está justo al suroeste y contiguo al campo Rubiales de la Compañía, el mayor campo petrolero en producción actualmente en Colombia. Según el informe de reservas de fin del año 2012 de la empresa externa de ingeniería de la Compañía, este campo tiene un OOIP estimado de 1,331 Bbbl, que cubre un área total del campo de 44 mil acres brutos aproximadamente, con un espesor aprovechable neto mayor de 10 pies. Durante la primera mitad de 2013, el campo produjo petróleo a un ritmo de 54,4 Mbbl/d brutos en el campo completo (24,4 Mbbl/d netos después de regalías). El campo Quifa SW está produciendo actualmente bajo técnicas de recuperación primaria, dando lugar a un factor de recuperación ("FR") del 14% aproximadamente. Al finalizar el año 2012, la Compañía tenía 73,1 MMbbl de reservas netas 2P en Quifa SW, representando aproximadamente el 21% de su base de reservas neta total de líquidos y petróleo certificado 2P en Colombia. Pacific Rubiales tiene un derecho de explotación del 60% y es operador del campo, mientras Ecopetrol, S.A. tiene el interés restante. El contrato de Quifa se firmó en diciembre de 2003 y se vence en diciembre de 2031.

La Compañía ha recibido informes técnicos analizando el progreso del proyecto piloto STAR de tres empresas de ingeniería independientes: Hot-Tec Energy Inc. ("Hot-Tec"), RPS Energy Canada Ltd. ("RPS") y GLJ Petroleum Consultants Ltd. ("GLJ"), que han ofrecido opiniones profesionales sobre el rendimiento del proyecto piloto STAR hasta la fecha.

Las áreas de drenaje y el OOIP que serán afectados por el proyecto piloto STAR fueron estimados por estas tres empresas, dependiendo de sus suposiciones particulares, como sigue:

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

Teniendo en cuenta que la producción acumulativa del proyecto, como un resultado de la recuperación primaria, inyección de vapor y nitrógeno y combustión in-situ, es de aproximadamente 506 Mbbl hasta la fecha, es posible calcular que el rango de FR atribuible al Proyecto es de 27,1% a 31,2%, el cual por lo menos duplica el FR estimado para el resto del campo, produciendo bajo recuperación primaria.

La Compañía considera estos resultados de FR como preliminares y espera que se incrementen mientras la producción en el área del proyecto piloto STAR continúe como se ha planeado por lo menos varios meses más.

Otros puntos destacados de cada uno de los informes son:

Hot-Tec

  • El Proyecto de Combustión In-Situ del campo Quifa SW es un éxito total. Con más de 200 pruebas en el terreno de combustión in-situ, Hot-Tec lo considera su proyecto mejor estructurado y planeado con capacidades de control y supervisión en tiempo real, así como la capacidad de manejar con seguridad H2S en instalaciones de procesamiento.
  • La combustión in-situ es el proceso preferido en Quifa, que es un campo petrolero con una fuerte impulsión de agua.
  • La recuperación incremental de petróleo en Quifa SW habría sido mayor aun bajo condiciones operativas normales sin restricciones de ritmo o de tiempo.
  • Se ha demostrado claramente que el crudo de Quifa SW responde positivamente a la oxidación (mediante inyección de aire) y es un buen candidato para combustión in-situ.
  • Los parámetros de rendimiento del campo coinciden con los derivados de las pruebas de laboratorio.
  • La razón principal del éxito en la aplicación de la tecnología STAR es el uso de sincronización para identificar y corregir la posición frontal de la combustión.
  • La enorme expansión del proyecto piloto STAR perforando nuevos inyectores y productores, y la inclusión de pozos existentes debe hacerse pronto para capturar el  gas y el petróleo dejando el actual modelo sin límites, e incrementando la eficiencia de la combustión.

RPS

  • El proyecto piloto STAR ha establecido la recuperación y la movilidad incremental del petróleo por estimulación térmica por combustión in-situ.
  • Basándose en el rango de estimados de OIIP y EUR (Recuperación Máxima Estimada), RPS calcula un rango de factor de recuperación incremental posible debido a la recuperación térmica por el proceso de combustión in-situ del 26 % al 44 % de OIIP.

GLJ

  • Una vez que empezó la inyección de gases, los cortes de agua dejaron de aumentar y recíprocamente el corte de petróleo dejó de disminuir.

Hot-Tec Energy Inc. es una empresa privada afiliada a miembros del Grupo de Investigación de Combustión In-Situ, Departamento de Ingeniería Química y del Petróleo, Escuela de Ingeniería Schulich, Universidad de Calgary. El Grupo de Investigación de Combustión In-Situ está reconocido como un líder mundial en la aplicación de procesos de recuperación de combustión in-situ.

RPS Energy Canada Ltd. es parte de RPS Group Plc, y da asesoramiento sobre la exploración y la producción de petróleo y gas y otros recursos naturales. RPS es una consultoría líder que da apoyo y asesoramiento en el desarrollo de recursos energéticos naturales en el ciclo vital completo de los activos, y es el ingeniero independiente que ha certificado las reservas de Quifa SW para Pacific Rubiales en el pasado.

GLJ Petroleum Consultants Ltd. es una importante empresa de consultoría de recursos de petróleo y gas situada en Calgary, Alberta, Canadá, y fue contratada por Hot-Tec Energy Inc. para analizar el comportamiento previo a la inyección de aire del programa piloto STAR.

Pacific Rubiales, una compañía canadiense, productora de gas natural y petróleo crudo, es dueña del 100 por ciento de Meta Petroleum Corp., que opera los campos de petróleo pesado Rubiales, Pirirí y Quifa en la Cuenca de los Llanos, y del 100 por ciento de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera el campo de gas natural La Creciente en la región noroeste de Colombia. Pacific Rubiales también ha adquirido el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., que tiene activos de petróleo ligero en Colombia, y el 100% de C&C Energía Ltd., que tiene activos de petróleo ligero en la Cuenca de los Llanos. Además, la Compañía tiene una cartera diversificada de activos fuera de Colombia, que abarcan activos de producción y exploración en Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Papúa Nueva Guinea.

Las acciones ordinarias de la Compañía se cotizan en la Bolsa de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia y como Certificados Brasileños de Depósito en la Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros de Brasil bajo los símbolos PRE, PREC y PREB, respectivamente.

Advertencias

Nota cautelar concerniente a las declaraciones a futuro

Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, aparte de las declaraciones de hechos históricos, que tengan que ver con actividades, eventos o desarrollos que la Compañía cree, espera o prevé que ocurrirán o podrían ocurrir en el futuro (incluidas, a título enunciativo y no limitativo, declaraciones sobre estimados y/o suposiciones con respecto a la producción, ingresos, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos y reservas potenciales y los planes y objetivos de exploración y desarrollo de la Compañía) son declaraciones a futuro. Estas declaraciones a futuro reflejan las expectativas o creencias actuales de la Compañía basadas en información actualmente a disposición de la Compañía. Las declaraciones a futuro están sujetas a diversos riesgos e incertidumbres que podrían causar que los resultados reales de la Compañía difieran materialmente de los discutidos en las declaraciones a futuro, y aun si dichos resultados reales se logran o se logran en gran medida, no puede garantizarse que tendrán las consecuencias esperadas o los efectos esperados sobre la Compañía. Los factores que podrían causar que los resultados o eventos reales difieran materialmente de las expectativas actuales son, entre otros: incertidumbre de los estimados de los costos operativos y de capital, estimados de producción y rendimiento económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias reales difieran de los estimados y las suposiciones; no establecer reservas o recursos estimados; fluctuaciones en los precios del petróleo y los tipos de cambio; inflación; cambios en los mercados de capital; acontecimientos políticos en Colombia, Guatemala, Perú, Brasil, Papúa Nueva Guinea o Guyana; cambios a las regulaciones que afecten las actividades de la Compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y los costos de financiamiento necesario en el futuro; las incertidumbres al interpretar los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; y los otros riesgos divulgados bajo el título "Factores de Riesgo" y en otras partes en el formulario de información anual de la Compañía con fecha 13 de marzo de 2013, archivado en SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración a futuro se refiere solamente a la fecha en la que se hace y, excepto cuando lo requieran las leyes de valores aplicables, la Compañía renuncia a cualquier intención u obligación de actualizar cualquier declaración a futuro, ya sea como resultado de nueva información, sucesos o resultados futuros o cualquier otro factor. Aunque la Compañía cree que las suposiciones inherentes en las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantías de desempeño futuro y por lo tanto no se debe poner una confianza indebida en dichas declaraciones debido a la incertidumbre inherente a las mismas.

Además, es posible que los niveles de producción informados no reflejen los índices de producción sostenible y que los índices futuros de producción difieran materialmente de los índices de producción reflejados en este comunicado de prensa debido, entre otros factores, a  dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.

Conversión de Boe

El término Boe (barril de petróleo equivalente) puede causar confusión, sobre todo si se usa aislado. Una relación de conversión de boe de 5,7 mcf: 1 bbl se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable principalmente en la punta del quemador y no representa una equivalencia de valor en la boca del pozo. Los valores estimados divulgados en este comunicado de prensa no representan un valor de mercado justo. Es posible que los estimados de reservas y de ingresos netos futuros para propiedades individuales no reflejen el mismo nivel de confianza como estimados de reservas y de ingresos netos futuros para todas las propiedades, debido a los efectos de la agregación.

Traducción

Este comunicado de prensa se preparó en idioma inglés y se tradujo posteriormente a español y portugués. En caso de cualquier diferencia entre la versión en inglés y sus versiones traducidas, el documento en inglés debe considerarse como la versión dominante.

Definiciones

Bcf

Mil millones de pies cúbicos.

Bcfe

Mil millones de pies cúbicos de equivalente de gas natural.

bbl

Barril de petróleo.

bbl/d

Barril de petróleo por día.

boe

Barril de petróleo equivalente. El término Boe puede causar confusión, sobre todo si se usa aislado. La norma colombiana es una relación de conversión de boe de 5,7 Mcf:1 bbl y se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable principalmente en la punta del quemador y no representa una equivalencia de valor en la boca del pozo.

boe/d

Barril de petróleo equivalente por día.

Mbbl

Mil barriles.

Mboe

Mil barriles de equivalente de petróleo.

MMbbl

Un millón de barriles.

MMboe

Un millón de barriles de equivalente de petróleo.

Bbbl

Mil millones de barriles

Mcf

Mil pies cúbicos.

WTI

Petróleo Crudo Intermedio del Oeste de Texas.

Para más información:

Christopher (Chris) LeGallais
Vicepresidente superior, Relaciones con los Inversionistas
+1 (647) 295-3700

Roberto Puente
Gerente superior, Relaciones con los Inversionistas
+57 (1) 511-2298

Kate Stark
Gerente, Relaciones con los Inversionistas
+1 (416) 362-7735

(PRE.)

FUENTE: Pacific Rubiales Energy Corp.

FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.




Custom Packages

Browse our custom packages or build your own to meet your unique communications needs.

Start today.

 

PR Newswire Membership

Fill out a PR Newswire membership form or contact us at (888) 776-0942.

Learn about PR Newswire services

Request more information about PR Newswire products and services or call us at (888) 776-0942.