Pacific Rubiales brinda actualización operativa de sus actividades de E&P incluso un nuevo récord en producción operada bruta de 242.000 barriles de petróleo equivalente por día
TORONTO, 9 de septiembre de 2011 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) ofreció hoy una actualización operativa de su portafolio de exploración en Colombia, Perú y Guatemala. La Compañía también anunció que, a medida que continúa creciendo su producción operada, ha logrado un nuevo récord de producción de 242.000 barriles de petróleo equivalente por día.
Ronald Pantin, Director Ejecutivo de la Compañía, comentó: "Estamos muy satisfechos con el avance de todas nuestras actividades. Continuamos logrando nuevos hitos en cuanto a producción, mostrando nuestra capacidad de lograr los objetivos desafiantes que nos hemos propuesto. En cuanto a la exploración, estamos en medio de una campaña muy intensiva, que debería preparar los cimientos para el añadido de nuevas reservas y apoyo de nuestros desafiantes objetivos de desarrollo. Además, los precios premium a los que se está vendiendo nuestro crudo pesado también enfatizan el sólido valor de la adición de nuestras actividades comerciales".
EXPLORACIÓN
Desde la publicación de los resultados del Segundo Trimestre, la Compañía continúa viendo éxitos en su campaña de perforación para exploración en los campos de Rubiales/Piriri, Quifa Sudoeste y Quifa Norte, y en extender la base de recursos en estos campos. En este momento, la Compañía comenzó la perforación exploratoria en los Bloques Topoyaco y Arauca, y la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia ("ANH") ha aprobado la conversión del Acuerdo de Evaluación Técnica ("TEA") del Bloque CPE-6 en un contrato de Exploración y Producción ("E&P"), abriendo las puertas para la campaña exploratoria en el lugar.
Estos resultados formarán la base para actualizar los recursos y reservas certificados de la Compañía, que la Compañía espera emitir antes de fines de septiembre del 2011.
Colombia
Contratos Rubiales-Piriri
La Compañía está continuando su campaña de evaluación en las zonas tapón al este y al sur de los Contratos Rubiales y Piriri, y ha perforado cuatro pozos de evaluación: el Rub-362, perforado en la zona tapón del sur del Contrato Piriri, y los pozos Rub-403, Rub-557 y Rub-558ST1, cada uno perforado en la zona tapón del este del Contrato Piriri. Estos pozos han sido exitosos, con espesor de arena neta de entre 10 y 19 pies, y están experimentando evaluaciones de producción a largo plazo. Estos éxitos apoyarán la certificación de reserva de la zona y serán una parte integral de la documentación necesaria para requerir la extensión de la comercialidad para esta parte del Contrato.
Además, la Compañía comenzó a perforar el pozo Rub-551ST1 en la zona tapón Rubiales. Se espera alcanzar la profundidad final en los próximos días. Las ubicaciones del pozo se muestran en el siguiente mapa:
http://files.newswire.ca/959/PacificRubialesFig1.pdf
Quifa Norte
Luego de recibir los permisos ambientales requeridos, la Compañía continuó la campaña de exploración en los prospectos "Q" y "F" de Quifa Norte, y ha perforado cuatro pozos: el pozo de exploración Opalo-1, los pozos de evaluación Opalo-2 y Opalo-3 en el prospecto Q" y el pozo de evaluación Ambar-4 en el prospecto "F".
El pozo de exploración Opalo-1 fue perforado en el prospecto "Q", y encontró el tope superior de las arenas basales Carbonera a 3.230 pies de profundidad medida ("PM"), o 2.652 pies de profundidad vertical real por debajo del nivel del mar ("TVDSS") y el contacto petróleo-agua ("OWC") a 3.264 pies de PM, o 2.686 pies TVDSS, que da como resultado una columna de petróleo de 32 pies en el pozo con una porosidad promedio de 30%. El pozo de evaluación Opalo-2 fue perforado a una distancia de 4,1 km al noreste del pozo Opalo-1, y encontró el tope de las arenas basales Carbonera a 3.206 pies PM, o 2.667 pies TVDSS y el OWC a 3.252 pies PM, o 2.713 pies TVDSS. La evaluación petrofísica mostró 24 pies de arena neta y 31% de porosidad promedio. El pozo de evaluación Opalo-3 fue perforado a una distancia de 1,8 km al noreste y 2,2 km al sudeste de los pozos Opalo-1 y Opalo-2, respectivamente. El tope de las arenas basales de Carbonera se encontró a 3.256 pies PM, o 2.661 pies TVDSS, y el OWC a 3.292 pies PM, o 2.697 pies TVDSS, y la evaluación petrofísica del pozo mostró un grosor de arena neta de 26 pies con 31% de porosidad. El Ambar-4 se perforó a una distancia de 700m al noreste del previamente perforado pozo estratigráfico Quifa-26X y a 5 km al noreste del pozo exploratorio Ambar-1. El pozo encontró el tope de las arenas basales Carbonera a 3.304 pies de PM, o 2.633 pies de TVDSS y el OWC a 3.326 pies de PM, o 2.654 pies TVDSS. La evaluación petrofísica del pozo Ambar-4 mostró 15 pies de arena neta con una porosidad promedio de 31%.
Estos cuatro pozos exitosos están actualmente experimentando evaluaciones de producción extendida. Estos resultados, junto con los resultados de los pozos previamente perforados Quifa-6 y Jaspe-1ST2 y Jaspe-3 en el prospecto "A", confirman el potencial del hidrocarburo de esta parte del bloque. Para confirmar la extensión de estos prospectos, la Compañía planea mantener la campaña de evaluación de perforación para Quifa Norte en los próximos meses, que incluye 12 pozos adicionales (de exploración, evaluación y estratigráfico). La siguiente figura muestra las ubicaciones del pozo en Quifa Norte:
http://files.newswire.ca/959/PacificRubialesFig2.pdf
Quifa Sudoeste
En el campo Quifa SO, la Compañía continuó la campaña de evaluación y perforó cinco pozos de evaluación en los prospectos ubicados en las áreas correspondientes a los prospectos antes referidos como "H", "E" "J" y "D". Los pozos Quifa-84X y Quifa-136ST fueron perforados hacia el noreste del prospecto "H" y mostraron grosor de arena neta de 26 pies y 32 pies, respectivamente. El pozo Quifa-113 fue perforado hacia el sudoeste del prospecto "E" y mostró 18 pies de arenas netas. El pozo Quifa-141X fue perforado hacia el noreste del pozo DW-1 en el prospecto "J" con 13 pies de arenas netas y el pozo DW-2 fue perforado hacia la parte norte del prospecto "D" y mostró 14 pies de arena neta. Este último pozo extendió el prospecto "D" al noreste en el corredor entre la alineación de los prospectos "D" y "E" y las alineaciones de los prospectos "K" y "L". Estos cinco pozos de evaluación exitosamente extendieron la zona de producción del pozo sudoeste Quifa hacia el noreste, sudeste y sudoeste. Las ubicaciones del pozo en SO se muestran en este mapa:
http://files.newswire.ca/959/PacificRubialesFig3.pdf
Contrato de E&P CPE-6
El 18 de agosto del 2011, la Compañía recibió de la ANH la aprobación para la conversión de la parte norte de la TEA para un contrato E&P, con un área total de 240.000 hectáreas. El contrato correspondiente será firmado dentro de las próximas dos semanas. Los compromisos mínimos de exploración para la primera fase de 36 meses incluyen la adquisición de 480 km de sísmica 2D o 300 km2 de sísmica 3D y un pozo de exploración. Esta campaña de exploración comenzará tan pronto las partes firmen el contrato.
La Compañía tiene el 50% de participación en este contrato y actuará como operadora, y Talisman Energy Inc. holding tendrá el restante 50%.
CPO-12
La Compañía recientemente comenzó la adquisición de 300 km2 de sísmica 3D en la parte noroeste del Bloque CPO-12. Esta adquisición debería estar finalizada antes de fines del 2011.
Arauca
En el Bloque Arauca y en el pozo Torodoi-1X, se intentó realizar una evaluación de producción en el intervalo C-5 de Carbonera C-5, pero debido a problemas operativos con la cementación, el pozo se suspendió temporariamente y la sonda se trasladó para perforar el pozo Vaco-1X.
El pozo exploratorio Vaco-1X arrancó el 28 de agosto. La Formación Mirador fue su principal objetivo exploratorio, y Carbonera C-5 fue el segundo objetivo. La Profundidad Total ("PT") está planificada a PM de 8.663 pies (6.546 pies TVDSS). El pozo Vaco-1X será perforado direccionalmente desde la superficie del pozo Torodoi-1X hacia el sur, para evaluar una estructura separada en las Formaciones Mirador y Carbonera, donde la evaluación petrofísica en el pozo Torodoi-1X mostró reservas en las arenas Carbonera C-5, así como buenas muestras de petróleo residual en la Formación Mirador.
La Creciente
Como parte de la campaña de evaluación para el descubrimiento de gas en Apamate-1X, la Compañía está planificando arrancar el pozo de evaluación Apamate-2X durante el mes de septiembre. El pozo tiene unos TD esperados de aproximadamente 11.300 pies de PM.
Dindal-Rio Seco
El pozo de exploración Capira-1X se perforó al sur del pozo ES-6 ST2, y llegó a PT de 9.887 pies PM en la Formación Cordoba el 5 de julio del 2011. La evaluación petrofísica mostró 25 pies de arena neta en la Formación Cimarrona. Luego de un intento de apertura de pozo abierto, no se observaron muestras de petróleo y el pozo se suspendió en espera de posteriores análisis de G&G.
Topoyaco
El 31 de agosto del 2011, Trayectoria Oil & Gas, la operadora de este bloque, arrancó el pozo Yaraqui-1X en la zona central del Bloque Topoyaco. Se tiene planeado llegar a una profundidad total de 10.509 pies de PM, o 9.402 pies de profundidad real vertical ("TVD"), o 8.484 pies TVDSS, y se apunta a las formaciones Cretaceous Villeta y Caballos, en una estructura de subpresión llamada prospecto "D". Este prospecto es un colector estructural de subpresión que la Compañía considera que es independiente de las estructuras "B" y "C" previamente perforadas en el bloque. Los recursos prospectivos preliminares (según el mejor estimado) son de 51 MMbpe. También en el bloque, la Compañía tiene planes de desarrollar un amplio plan de evaluación del descubrimiento hecho en el pozo Topoyaco 2 en el Prospecto "C" en el Miembro Neme de la Formación Rumiyaco. Los recursos contingentes certificados para este descubrimiento se estiman en 3,74 MMbpe. La Compañía también tiene planes de abandonar el pozo Topoyaco 1 luego de perforar Yaraqui-1X.
La Compañía ha solicitado la aprobación de la ANH para pasar a ser operadora del Bloque Topoyaco, aprobación que está pendiente.
PERÚ
Bloque 138
Actualmente, la Compañía está procesando 559 km de datos de sísmica 2D adquiridos como parte de los compromisos de exploración para el segundo período de exploración. La interpretación preliminar de estos datos sugiere la presencia de importantes alteraciones estructurales en los niveles cretáceo y paleozoico en la parte central y oriental del bloque. Actualmente, la Compañía está evaluando recursos para estas estructuras.
GUATEMALA
Los programas de Adquisición de Monitoreo Geofísico y Remoto están en la etapa contractual. Se espera que las operaciones comiencen antes de noviembre del 2011.
PRODUCCIÓN
COLOMBIA
La Compañía continúa edificando su desarrollo sobre la existente base de reservas. Al 31 de agosto del 2011, el campo Rubiales llegó a un nivel récord de 184.738 barriles de petróleo por día de producción operada, mientras que el Campo Quifa Sur también llegó a un nivel récord de 40.104 barriles de petróleo por día de producción operada, lo que hace una producción conjunta de 224.842 barriles de petróleo por día. Cuando se agrega producción del campo de gas La Creciente y los campos de petróleo liviano y mediano, la producción total bruta de la Compañía ha superado el hito de 242.000 barriles de petróleo equivalente por día, consolidando la posición de Pacific Rubiales como la principal productora de petróleo de Colombia.
Proyecto Star
La Compañía y Ecopetrol, S.A. se han ocupado ahora de toda la documentación legal necesaria para proceder con el Proyecto Piloto STAR en el Bloque Quifa. Esta implementación ha disparado ahora los pasos técnicos necesarios para comenzar las operaciones del proyecto en el futuro inmediato.
COMERCIALIZACIÓN DE PETRÓLEO
La Compañía continúa aprovechando las oportunidades de comercialización en un mercado que valora los petróleos pesados. Los volúmenes Castilla de la Compañía vendidos para septiembre han rendido un promedio de +US$10,7/bbl premium a WTI, lo que significa un valor importante por sobre el precio de mercado tradicional del crudo.
Pacific Rubiales, una compañía productora de gas y petróleo crudo, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., una operadora petrolera colombiana que opera los yacimientos petrolíferos Rubiales y Piriri en la Cuenca Llanos junto con Ecopetrol S.A., la petrolera nacional colombiana. La Compañía se centra en identificar oportunidades principalmente dentro de la parte oriental de la Cuenca Llanos de Colombia, y en otras áreas en Colombia y el norte del Perú. Pacific Rubiales tiene participaciones en 45 bloques en Colombia, Perú y Guatemala.
Las acciones ordinarias de la Compañía cotizan en la Bolsa de Comercio de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia, bajo los símbolos PRE y PREC, respectivamente.
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 5,7 mmpc por 1 bbl (barril), y se basa en un método de conversión de equivalencia energética aplicable, principalmente, en la punta del quemador, y no representa una equivalencia a boca de pozo.
Advertencia con relación 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 desarrollos que la Compañía considera, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluso, pero en forma no taxativa, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos potenciales y los planes y objetivos de la Compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Esas 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 incertidumbre que pueden determinar que los resultados reales de la Compañía difieran sustancialmente 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 los efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difirieran sustancialmente de las actuales expectativas, se encuentran: incertidumbre de 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 precio de petróleo y tasas de cambio de divisas; cambios en los mercados bursátiles; desarrollos políticos en Colombia, Guatemala o Perú; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la Compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos de financiación necesario en el futuro; las incertidumbres implicadas en interpretar los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; y otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en todo otro documento parte del formulario anual de la compañía de fecha 11 de marzo del 2011 presentado ante el SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración a futuro habla solo a partir de 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 a las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe dar una confianza excesiva a estas declaraciones debido a la inherente incertidumbre de estas.
Si desea más información:
Ronald Pantin
CEO y Director
Jose Francisco Arata
Presidente y Director
(416) 362-7735
Christopher LeGallais
Vicepresidente Senior de Relaciones con los Inversores
(416) 362-7735
Carolina Escobar V
Relaciones con los Inversores, Colombia
(571) 628 -3970
(PRE.)
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
Share this article