Actualización sobre exploración: El pozo Kangaroo-2, en la cuenca Santos, costa afuera en Brasil, arroja 3.700 bbl/d de petróleo liviano en pruebas realizadas en los primeros intervalos de prueba; también se perforaron pozos de exploración exitosos en Colombia y Perú

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TORONTO, 23 de diciembre de 2014 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) ofreció hoy una actualización sobre exploración en la que resaltan los resultados de las pruebas iniciales en el pozo de evaluación Kangaroo-2, ubicado costa afuera en aguas poco profundas, en la cuenca Santos, en Brasil.

El pozo de evaluación Kangaroo-2 se perforó en el bloque S-M-1165, aproximadamente 300 metros (943 pies) en buzamiento ascendente desde el pozo de descubrimiento Kangaroo-1, y confirma una columna de petróleo de 820 pies brutos (442 pies netos) en los yacimientos del Cretáceo y el Paleoceno en la estructura. La compañía tiene una participación del 35% en los pozos y cinco bloques circundantes. Karoon Gas Australia Ltd. (ASX:KAR) ("Karoon") posee el restante 65% de participación y es el operador.

Como anunció ayer Karoon en un comunicado de prensa [véase el sitio web de Karoon: www.karoongas.com.au "Kangaroo-2 Appraisal Well Progress Report No. 6" (Reporte No. 6 sobre el avance del pozo de evaluación Kangaroo-2)], se llevó a cabo una prueba de producción durante un período de flujo de 36 horas en un intervalo inferior inicial de 27 metros (89 pies) en el yacimiento objetivo. Se alcanzó un caudal de petróleo máximo de 3.360 bbl/d (caudal estabilizado de 2.300 bbl/d) a través de un estrangulador de 44/64" con una presión de flujo del tubo productor de 690 psi y una relación gas-petróleo ("GOR", por sus siglas en inglés) de 620 pc/bbl. Luego de un período de cierre para restauración de presión de 57 horas, se llevó a cabo una segunda prueba en la cual se abrieron a flujo 40 metros (131 pies) adicionales. En esta segunda prueba se obtuvo un flujo máximo de 3.700 bbl/d (caudal estabilizado de 3.300 bbl/d) de petróleo con densidad de 38 grados API a través de un estrangulador de 1" con una presión de flujo del tubo productor de 430 psi, una GOR de 650 pc/bbl, sin producción de CO₂, H₂S, arena o agua, durante un período de prueba de 12 horas.

Se espera comenzar una tercera prueba en intervalos superiores en el yacimiento durante los próximos siete días. La decisión sobre un posible programa de desviación de trayectoria se hará luego que se terminen las pruebas en el pozo. Como un resultado de estas pruebas, Karoon está evaluando opciones comerciales y estrategias para producción temprana para la estructura Kangaroo.

Luego de terminarse todas las operaciones en el pozo Kangaroo-2, la plataforma de perforación se trasladará para perforar el prospecto Kangaroo West separado, ubicado aproximadamente a 4,5 kilómetros de Kangaroo-2, en la parte occidental de la estructura de sal Kangaroo.

Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía, comentó:

"Estamos muy complacidos con los resultados de flujo del primer intervalo de prueba en el pozo de evaluación Kangaroo-2, los cuales confirman el estatus como descubrimiento importante del prospecto Kangaroo en nuestros bloques en la cuenca Santos, costa afuera en Brasil. Las pruebas están en curso, pero el análisis inicial por parte del operador sugiere que las características del yacimiento en la estructura son excelentes y soportarían caudales de 6.000 a 8.000 bbl/d en un pozo productor vertical, y caudales más altos en un pozo horizontal. Estamos esperando los resultados de la prueba de producción adicional en Kangaroo-2, y la perforación del prospecto Kangaroo West separado a principios de 2015.

"Los resultados obtenidos en Kangaroo-2 redondean un año muy exitoso en cuanto a exploración para la compañía. Este año se han entregado más de 10.000 bbl/d de producción nueva neta de petróleo liviano en Colombia y Perú mediante perforaciones de pozos de exploración exitosos, y tenemos barriles adicionales que pueden recuperarse con trabajos adicionales (behind the pipe) en pozos recientemente perforados. Estos resultados demuestran la calidad y el valor de nuestra cartera de exploración y contribuyen a nuestra producción neta, la cual se espera que finalice el año entre 151 y 152 Mbpe/d."

Actualización sobre la exploración

Perú – Bloque 131 (participación de 30%)

El pozo Los Ángeles-1X comenzó las pruebas extendidas de la formación Cushabatay el 18 de septiembre de 2014. El pozo y las operaciones en el bloque 131 están a cargo de Cepsa S.A., que posee el restante 70% de participación. A la fecha del 18 de diciembre de 2014, el pozo estaba produciendo 2.157 bbl/d de petróleo con densidad de 45 grados API con un corte de agua de 0,01%, una GOR de 29 pc/bbl, en flujo natural en un estrangulador de 32/64", con una presión en la cabeza del pozo de 235 psi. Durante los últimos tres meses de la prueba de producción a largo plazo, el pozo ha producido más de 185,5 Mbbl de petróleo a un caudal promedio de 2.090 bbl/d. Desde el descubrimiento, el pozo ha producido un total de 233 Mbbl de petróleo.

La perforación del pozo Los Ángeles Noi-3X comenzó el 6 de diciembre de 2014. En en estos momentos del pozo se está perforando a 5.858 pies y tiene prevista una profundidad total (TD) de 8.855 pies en la formación Copacabana. El objetivo primario de este pozo es la formación Ene, teniendo como objetivo secundario la formación Cushabatay.

Colombia – Bloque Guatiquía (participación de 100%)

La perforación del pozo de exploración Ardilla-1 comenzó durante el tercer trimestre de 2014. El pozo alcanzó una profundidad total (TD) de 12.825 pies el 19 de octubre de 2014. La interpretación petrofísica indicó la presencia de 71 pies de horizonte productor neto, incluyendo siete pies en la formación Mirador, 17 pies en la formación Guadalupe y 44 pies en la unidad Sandstone-1 Inferior (sin presencia de contacto de agua). El pozo se encamisó y perforó en los 14 pies superiores de la unidad Sandstone-1 Inferior. La producción utilizando una bomba eléctrica sumergible comenzó el 7 de noviembre de 2014. Desde entonces, el pozo ha producido un total 86 Mbbl de petróleo con densidad de 21 grados API a un caudal promedio de 2.038 bbl/d y un corte de agua promedio de 5,7%.

La perforación del pozo de evaluación Avispa-2 comenzó el 14 de diciembre de 2014 y se espera que el mismo alcance la profundidad total a principios de 2015.

La perforación del pozo de exploración Gulupa-1 comenzó durante el cuarto trimestre de 2014. El pozo alcanzó una profundidad total (TD) de 10.650 pies el 29 de noviembre de 2014. El pozo se encamisó y perforó en los seis pies superiores de la formación Guadalupe. Las pruebas con tubería enrollada y nitrógeno comenzaron el 15 de diciembre de 2014. El pozo produjo un total de 246 bbl de petróleo con densidad de 14 grados API antes de ser cerrado para una restauración de presión el 17 de diciembre de 2014. Durante el período de prueba de flujo, del pozo produjo a un caudal promedio de 114 bbl/d con un corte de agua promedio de 37%, tamaño promedio del estrangulador de 55/64" y una presión promedio en la cabeza del tubo de 114 psi. Pendiente de los resultados del análisis de presión transitoria de los datos de restauración de presión, puede que se perfore el pozo en la formación Mirador para probar otras zonas con posibles horizontes productores.

Colombia – Bloque Corcel (participación de 100%)

La perforación del pozo de exploración Espadarte-1 comenzó durante el cuarto trimestre de 2014. El pozo alcanzó una profundidad total (TD) de 13.045 pies el 27 de noviembre de 2014. La interpretación petrofísica indica la presencia de 22 pies de horizonte productor neto, incluyendo 20 pies en la unidad Sandstone-1 Inferior y un pie en la formación Guadalupe. El pozo se encamisó y perforó en los cuatro pies superiores de la unidad Sandstone-1 Inferior. La producción mediante flujo natural comenzó el 9 de diciembre de 2014. El pozo ha producido un total de 16 Mbbl de petróleo con densidad de 34 grados API a un caudal promedio de 1.629 bbl/d, un corte de agua promedio de 3,5%, un GOR promedio de 46 pc/bbl, con un tamaño de estrangulador de 24/64" y una presión en la cabeza del tubo de 135 psi.

Colombia – Bloque Chigüiro Oeste (participación de 100%)

La perforación del pozo de exploración Matapalos-1D comenzó en el cuarto trimestre de 2014 y, según los registros petrofísicos, encontró un total de 16 pies de horizonte productor neto en la formación Mirador. El intervalo de prueba en Mirador ha producido a un caudal máximo de 100 bbl/d de petróleo con densidad de 16 grados API (promedio de 50 bbl/d durante el período de prueba de 29 días) a un corte de agua de 96%, a través de un estrangulador de 28/64" y 64/64" (completamente abierto). El pozo produjo un total de 1,5 Mbbl del petróleo durante el período de prueba.

Colombia – Bloque LLA19 (participación de 50%)

El pozo de exploración Langur-1X se perforó durante el cuarto trimestre de 2014 y alcanzó profundidad total (TD) a 13.717 pies. El pozo encontró 14 pies de horizonte productor neto en la formación Gacheta según los registros petrofísicos. En estos momentos se llevan a cabo pruebas de la zona potencial.

Colombia – Bloque Río Ariari (participación de 100%)

El pozo de exploración Lapon-1D, ubicado en el extremo oriental del bloque Río Ariari, y cuya perforación comenzó el 6 de diciembre de 2014, alcanzó una profundidad total (TD) de 4.240 pies el 20 de diciembre de 2014. El pozo encontró un total de 36 pies de horizonte productor neto calculado según los registros petrofísicos en las formaciones Mirador Superior e Inferior. En la formación Mirador objetivo se encontraron alentadoras evidencias de petróleo.

Pacific Rubiales, una compañía con sede en Canadá y productora de gas natural y petróleo crudo, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., que opera los campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri y Quifa en la cuenca Llanos, y del 100% de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera el campo de gas natural La Creciente en la región noroccidental de Colombia. Pacific Rubiales también ha adquirido previamente el 100% de Petrominerales Ltd, que posee activos de petróleo liviano y pesado en Colombia y activos de petróleo y gas en Perú, el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., que posee activos de petróleo liviano en Colombia, y el 100% de C&C Energia Ltd., que posee activos de petróleo liviano en la cuenca Llanos. Además de los activos en Colombia, la compañía tiene una cartera diversificada que incluye 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 Valores de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia y como Recibos Depositarios Brasileños en la Bolsa de Valores, Mercancías y 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, que no sean las declaraciones de hechos históricos, que abordan actividades, eventos o acontecimientos que la compañía considera, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluyendo, pero sin limitarse a, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos y reservas potenciales y los planes y objetivos de la compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Estas declaraciones a futuro reflejan las expectativas o las creencias actuales de la compañía sobre la base de información que la compañía actualmente tiene disponible. Las declaraciones a futuro están sujetas a una cantidad de riesgos e incertidumbres que pueden determinar que los resultados reales de la compañía difieran materialmente de los discutidos en las declaraciones a futuro, e incluso si esos resultados reales se concretan o se concretan sustancialmente, no hay seguridad de que tendrán las consecuencias esperadas para la compañía o efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difirieran materialmente de las actuales expectativas, se encuentran, entre otros: incertidumbre en cuanto a los estimados de capital y costos operativos; estimados de producción y retorno económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias reales difieran de los estimados y suposiciones; la falta del establecimiento de recursos o reservas estimados; fluctuaciones en los precios del petróleo y las tasas de cambio de divisas; inflación; cambios en los mercados bursátiles; acontecimientos políticos en Colombia, Guatemala, Perú, Brasil, Papúa Nueva Guinea y Guyana; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y los costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres que conllevan la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; y los otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en otras partes del formulario de información anual de la compañía de fecha 13 de marzo de 2014 presentado ante el SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración a futuro se refiere solo a la fecha en la cual se emitió y, excepto como lo requieran las leyes aplicables a los títulos valores, la compañía renuncia a cualquier intento u obligación de actualizar cualquier declaración a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la compañía cree que las suposiciones inherentes en las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe depositar una confianza excesiva en estas declaraciones debido a la inherente incertidumbre de estas.

Conversión de bpe

La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. Se utiliza un factor de conversión de bpe de 5,7 Mpc: 1 bbl, y se basa en un método de conversión de equivalencia energética 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 valor justo del mercado. Los valores estimados de reservas e ingresos netos futuros para propiedades individuales puede que no reflejen el mismo nivel de confianza de los estimados de reservas e ingresos netos futuros para todas las propiedades, debido a los efectos de la suma.

Definiciones

Traducción

Este comunicado de prensa se redactó en idioma inglés y fue posteriormente traducido al español y al portugués. En caso de presentarse diferencias entre la versión en inglés y sus contrapartes traducidas, el documento en inglés debe ser considerado como la versión que regirá.

PDF disponible en: http://files.newswire.ca/959/PRE_141223Kangaroo-2.pdf

Christopher (Chris) LeGallais, Vicepresidente Corporativo, Relaciones con los Inversores, +1 (647) 295-3700; Frederick Kozak, Vicepresidente, Relaciones con los Inversores, +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, Gerente Senior, Relaciones con los Inversores, +57 (1) 511-2298; Kate Stark, Gerente, Relaciones con los Inversores, +1 (416) 362-7735; CONTACTO CON LOS MEDIOS: Peter Volk, Vicepresidente, Comunicaciones, América del Norte, +1 (416) 362-7735

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FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.