Pacific Rubiales ofrece perspectiva y guía para 2014 y actualización operativa: El objetivo en 2014 es alcanzar un aumento de la producción entre 15 y 25%, gastos de capital para exploración y desarrollo de $2.500 millones, avance a desarrollo en los bloques CPE-6 y Río Ariari y un programa de exploración de considerable alto impacto
TORONTO, 20 de diciembre de 2013 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) anunció hoy su perspectiva operativa y planes de gastos de capital para 2014 y una actualización operativa para 2013. Pacific Rubiales espera dar a conocer sus resultados auditados para el cierre del año 2013 el 13 de marzo de 2014. Todos los valores en este comunicado de prensa se expresan en US$ a menos que se indique lo contrario.
ASPECTOS DESTACADOS DE LA PERSPECTIVA PARA 2014:
- Producción neta promedio objetivo de aproximadamente 148 a 162 Mbpe/d, un incremento de 15 a 25% con respecto a los niveles de producción de 2013.
- Gastos de capital para exploración y desarrollo ("E&D") estimados de $2.500 millones, reflejando un mayor total en perforación de desarrollo y exploración (incluyendo gastos en los activos de Petrominerales Ltd. ("Petrominerales") recientemente adquiridos y gastos en los bloques CPE-6 y Río Ariari para llevarlos a etapa de producción), y gastos considerablemente menores en las instalaciones del campo Rubiales.
- Licencia general para exploración y desarrollo recibida para el bloque CPE-6, lo cual permite avanzar con producción temprana y desarrollo en 2014.
- Licencia de exploración actual para el bloque Río Ariari que permite continuar con la exploración y las pruebas de producción en 2014, lo cual conducirá a desarrollo en 2015.
- Se espera que para 2016 la producción combinada desde los bloques CPE-6 y Río Ariari reemplace completamente la producción neta actual de la compañía desde el campo Rubiales.
- Se han identificado catalizadores importantes que pudieran tener un impacto material sobre la compañía durante los próximos tres a cuatro años.
Ronald Pantin, director ejecutivo de la compañía, comentó:
"La compañía estima que alcanzará una producción neta de 128 a 130 Mbpe/d en 2013, sobre el extremo superior de nuestra guía de producción anual de crecimiento de 15 a 30% (113 a 127 Mbpe/d) sobre los niveles de 2012, a pesar de tener en cuenta los volúmenes adicionales entregados a Ecopetrol, S.A. relacionados con la decisión arbitral PAP en Quifa.
"Nuestro objetivo de aumento de la producción para 2014 ha sido fijado en 15 a 25% sobre los niveles de 2013, para una guía de producción neta de aproximadamente 148 a 162 Mbpe/d. El aumento de la producción estará impulsado por la adquisición de Petrominerales, el desarrollo del prospecto Hamaca en el bloque CPE-6 y otros desarrollos en yacimientos de petróleo liviano.
"Nuestro precio concretado del petróleo en 2014 se espera que promedie entre $90 y $95/bbl. Se espera los costos de operación objetivo estén en el intervalo de $30 a $33/bpe dando como resultado un margen de netback por operaciones superior a 60% y generando EBITDA en el intervalo de $3.400 a $3.600 millones.
"Es importante comprender que debido a la naturaleza de los negocios de la compañía, con mayor peso en el petróleo pesado en Colombia que en el petróleo liviano, nuestra producción tiende a materializarse en incrementos progresivos considerables. Se espera que el aumento en volumen de petróleo pesado de la compañía continúe siendo impulsado por la construcción y puesta en funcionamiento de instalaciones, lo cual depende en gran medida del ritmo y el momento en que se reciban los permisos ambientales, sobre lo cual el control de la compañía es limitado. Por otra parte, la producción de petróleo pesado tiene la ventaja evidente de brindar niveles de producción más sustentables, vida más larga de las reservas y una característica de recurso a reserva repetible y escalable.
"Nuestros planes para 2014 están moldeados por nuestra cartera expandida y la producción enfocada hacia el petróleo pesado que continúa creciendo y disfrutando de sólidos netbacks y robustos indicadores económicos. Durante 2013, continuamos fortaleciendo nuestra cartera mediante la adquisición estratégica de Petrominerales que: 1) adiciona suministros adicionales de petróleo liviano de alta calidad lo cual provee un suministro de diluente seguro y a menor costo para nuestro negocio de petróleo pesado, 2) captura componentes adicionales de la cadena de valor mediante sinergias de activos combinados, 3) garantiza transportación adicional mediante oleoductos basada en la expectativa de crecimiento de nuestra producción de petróleo, y 4) brinda producción adicional, reservas y flujo de caja a parámetros atractivos, con considerable potencial para incremento de la exploración.
"Nuestro plan de gastos de capital de exploración y desarrollo (E&D) para 2014 no está solo dirigido a un año único, sino que está enfocado hacia garantizar continuo crecimiento y creación de valor para el futuro. La compañía ha identificado ocho importantes impulsores de valor que brindan catalizadores potenciales importantes durante los próximos tres a cuatro años:
1. |
Reemplazo de la producción en el campo Rubiales como adelanto a la expiración del contrato a mediados de 2016: La compañía tiene ahora los barriles visibles para desarrollar lo que espera que reemplace completamente su producción neta actual de aproximadamente 70 Mbbl/d desde el campo Rubiales para el momento en que expire el contrato principal a mediados de 2016. Esta producción de reemplazo provendrá del desarrollo de su participación operada del 50% en el bloque CPE-6 y su participación de 100% en el bloque Río Ariari (adquirido a través de la compra de Petrominerales). En diciembre, se desplazaron dos plataformas de perforación al bloque CPE-6 para comenzar el programa de evaluación de exploración y desarrollo, y se espera desplazar una plataforma de perforación al bloque Río Ariari para principios de 2014. Ambos bloques se encuentran al suroeste de los campos Rubiales/Quifa, a lo largo del rumbo de recursos de petróleo pesado de Colombia. |
2. |
Negociación de un nuevo contrato para el campo Rubiales: La compañía está negociando activamente un nuevo contrato para el campo Rubiales que se extenderá más allá del contrato primario, el cual expira a mediados de 2016. En caso que se obtenga, el nuevo contrato abarcará producción y reservas vinculadas a la implementación de su tecnología de recuperación secundaria STAR patentada en el campo Rubiales. |
3. |
Tecnología de recuperación secundaria STAR: Con base a resultados recientes, la tecnología STAR de la compañía ha demostrado al menos una duplicación del factor de recuperación primaria en el proyecto piloto Quifa SW. En 2014, la aplicación de la tecnología se extenderá a operación en escala comercial en el campo Quifa SW, mediante la inclusión de algunos agrupamientos de pozos cercanos actualmente produciendo en recuperación primaria. Se espera que STAR aumente las reservas y alargue la vida del reservorio, lo cual tendrá como efecto la reducción de costos futuros por depreciación, agotamiento y amortización (DD&A) en los campos de petróleo pesado de la compañía. La tecnología está diseñada específicamente para las características exclusivas asociadas con los campos de petróleo pesado de Colombia y se espera que sea aplicable al gran inventario de campos de petróleo pesado en producción, bajo desarrollo y en etapas de exploración de la compañía. A la compañía se le han concedido dos patentes exclusivas por 20 años en Colombia para la aplicación de su tecnología STAR y considera que esto tiene el potencial de cambiar las reglas del juego para Pacific Rubiales y para el futuro de la producción petrolera en Colombia. |
4. |
Iniciativas de reducción de costos por operaciones: En 2013, la compañía comenzó proyectos e iniciativas para reducción de costos enfocándose hacia la reducción de sus costos por operaciones de petróleo en aproximadamente $8/bbl sobre una base proforma para finales de 2013, en comparación con el promedio de 2012. Se espera que estas iniciativas estén completamente implementadas para el cierre del año y que se reflejarán en los márgenes operativos de la compañía entrando en 2014. Los costos por diluente ya se han reducido en más de $4/bbl (tercer trimestre de 2013 en comparación con el promedio de 2012) y se espera continuar reduciéndolos. La mayor parte de las restantes reducciones se espera que provenga de la puesta en marcha de la línea de transmisión eléctrica Petroeléctrica ("PEL") la cual entregará energía de bajo costo a los campos productores Rubiales y Quifa y energía para las estaciones de bombeo impulsoras en el oleoducto ODL a partir de 2014, con potencial adicional para suministrar energía de bajo costo a los campos de petróleo pesado de nuevo desarrollo en los bloques CPE-6 y Río Ariari. |
5. |
Un gran inventario de bloques de exploración y desarrollo de petróleo pesado: Consideramos que el petróleo pesado representa el futuro de la producción colombiana de petróleo y líquidos. El petróleo pesado ha suministrado más del 80% del crecimiento de la producción del país desde 2007 y ahora representa cerca del 50% del total de la producción de petróleo y líquidos de Colombia, la mayoría de la cual proviene de los campos Quifa y Rubiales operados por la compañía. Pacific Rubiales ha acumulado un gran inventario de prospectos de petróleo pesado en Colombia, incluyendo el prospecto Hamaca en el bloque CPE-6, en el cual esperamos comenzar el desarrollo en 2014 después de recibir el permiso general de exploración y desarrollo a finales de este año, un número de prospectos en el bloque Río Ariari, el cual se espera que pase de exploración desarrollo en 2015, otros prospectos de exploración identificados para perforar en estos dos bloques, exploración en curso que tiene como objetivo prospectos adicionales en los bloques CPO-14, CPO-17 y Portofino, y perforación futura en los bloques de exploración en la cuenca Putumayo. |
6. |
Una cartera de exploración "Gran-E" en curso: La compañía ha acumulado un gran inventario de prospectos de exploración de alto riesgo/gran recompensa en Colombia, Perú, Brasil y Guyana y tiene el compromiso de asignar más del 30% de sus gastos de capital cada año a exploración que genere crecimiento futuro. Aunque mucho de esto está en etapas tempranas, esta exploración tiene el potencial de brindar considerables volúmenes de producción futura más allá de un marco de tiempo de tres años. La compañía ha visto éxito preliminar con dos descubrimientos este año en los bloques Karoon de la cuenca Santos costa afuera y estará evaluando estos descubrimientos en 2014. |
7. |
Plan activo de recompra de acciones: La gerencia y la junta directiva de la compañía consideran que el precio por acción actual está subvaluado y recientemente comenzaron la compra de sus acciones ordinarias según el instrumento de oferta de emisor de curso normal puesto en práctica en abril de 2013. Se espera que el plan de recompra sea financiado mediante la venta parcial de activos midstream de la compañía. |
8. |
Acceso a considerables recursos de petróleo pesado: La compañía tiene acceso a acumulaciones muy grandes de petróleo pesado en Colombia las cuales se estima que exceden los siete mil millones de barriles de cuota de participación de Petróleo Original en el Lugar ("OOIP"). Más de la mitad de estos barriles están en los campos productores desarrollados Rubiales y Quifa donde se han establecido factores de recuperación primaria de 14 a 16% y la tecnología STAR tiene el potencial de al menos duplicar el factor de recuperación primaria. Los restantes barriles OOIP están en forma de reservas y recursos prospectivos en los bloques en etapa de exploración avanzada CPE-6 y Río Ariari pero excluyen recursos prospectivos adicionales en los otros bloques de exploración de la compañía en Colombia. |
"En resumen, Pacific Rubiales entra en el 2014 en una situación financiera muy sólida, nuestra hoja de balance permanece también sólida y nuestros objetivos de crecimiento a medio plazo están apuntalados por nuestros extensos activos de exploración y desarrollo de petróleo pesado de bajo costo y alto retorno en Colombia. Espero que el 2014 será un año emocionante en la medida en que mantenemos nuestra estrategia de crecimiento repetible y rentable, creando para el beneficio a largo plazo de nuestros accionistas, empleados y otros interesados, la compañía de exploración y desarrollo líder enfocada en América Latina".
ASPECTOS DESTACADOS DE LOS GASTOS DE CAPITAL PARA 2014:
En 2013, el pronóstico de gastos de capital en exploración y desarrollo ha sido recalculados para totalizar aproximadamente $2.000 millones, un incremento de 15% con respecto a la guía original, principalmente como resultado de gastos mayores que los esperados en exploración e instalaciones.
En 2014, los gastos de capital estimados en exploración y desarrollo se espera que totalicen $2.500 millones, un incremento de aproximadamente 25% con respecto a los gastos estimados para 2013, reflejando principalmente mayor perforación de desarrollo y exploración. Se espera que el programa de gastos de capital sea financiado por flujo de caja generado internamente y está compuesto por los siguientes grandes gastos:
- $950 millones en perforación de desarrollo con un total bruto de 366 pozos (neto 207,2) planificados (excluyendo remediaciones y pozos inyectores de agua). La actividad de perforación de desarrollo está impulsada por actividad continua en los campos Rubiales, Quifa SW, Cajúa y Sabanero, la primera perforación de desarrollo en el bloque CPE-6, y un inventario de ubicaciones de pozos de desarrollo en los campos de petróleo liviano de la compañía en Colombia y Perú. Los pozos de desarrollo (y de exploración) planificados de la compañía para 2014 en los bloques CPE-6 y Z-1 son provisionales, supeditados a los resultados de las pruebas de pozos y a acuerdos con los socios. Más adelante se brinda una tabla con los pozos de desarrollo planificados.
- $700 millones en exploración, un incremento considerable con respecto a 2013, reflejando un mayor número de pozos planificados en el cinturón de petróleo pesado en Colombia y en las cuencas costa afuera de Perú y Brasil. La compañía tiene planes de perforar aproximadamente una cifra bruta de 46 pozos (netos 28,9) de exploración (incluyendo pozos de evaluación y estratigráficos, y pozos perforándose luego del cierre de 2013) y de adquirir 3.545 km y 8.460 km2 de datos sísmicos en 2D y 3D respectivamente. El programa de pozos planificados incluye 26 pozos en bloques a lo largo del cinturón de petróleo pesado principal de la compañía en la cuenca Llanos sureña en Colombia. En el programa total, aproximadamente diez pozos tienen como objetivo prospectos de alto impacto, incluyendo pozos en Perú, Brasil y un pozo supeditado en Guyana. Más adelante se brinda una tabla con los pozos de exploración planificados.
- $580 millones en instalaciones e infraestructura, con aproximadamente 75% dirigido hacia los principales campos productores de petróleo pesado de la compañía Rubiales, Quifa SW, Cajúa y Sabanero, y el resto dedicado al desarrollo del bloque CPE-6, así como a otros desarrollos de campos, principalmente de petróleo liviano, en Colombia.
- $270 millones de otros gastos de capital, incluyendo gastos dirigidos hacia STAR, Agrocascada, gasoducto La Creciente, capitalización de costos de servicio de deuda por transportación en los oleoductos ODL y Bicentenario, así como diversos estudios de preingeniería, el costo de evaluaciones de reservas, oficinas para exploración y otras contingencias provisionales para actividades de proyecto.
Plan de pozos de desarrollo para 2014(1) |
||||
País |
Campo |
Participación de PRE % |
Número de pozos |
|
Bruto |
Neto |
|||
Colombia |
Rubiales |
45% |
172 |
77,4 |
Quifa SW |
60% |
81 |
48,6 |
|
Cajúa |
60% |
13 |
7,8 |
|
Sabanero |
100% |
32 |
32,0 |
|
CPE-6 |
50% |
16 |
8,0 |
|
Bloques de |
68% |
42 |
28,5 |
|
Perú |
Corvina / |
49% |
10 |
4,9 |
Total |
366 |
207,2 |
(1) |
Excluye remediaciones y desviaciones de trayectoria de pozos existentes, y la perforación de pozos inyectores |
(2) |
Pozos de desarrollo en diversos bloques de petróleo liviano (incluyendo: Cubiro, Cravo Viejo y Cachicamo) |
Cronograma del plan de pozos de exploración para 2014 |
|||||||||
País |
Bloque |
Objetivo* |
Participación de PRE % |
Número de pozos |
1T |
2T |
3T |
4T |
|
Bruto |
Neto |
||||||||
Colombia |
Quifa Norte |
PP |
60% |
6 |
3,6 |
4 |
2 |
||
Sabanero |
PP |
100% |
4 |
4,0 |
2 |
2 |
|||
CPE-6 |
PP |
50% |
9 |
4,5 |
4 |
5 |
|||
CPO-14 |
PP |
63% |
2 |
1,3 |
2 |
||||
CPO-17(1) |
PP |
25% |
3 |
0,8 |
3 |
||||
Río Ariari(2) |
PP |
100% |
2 |
2,0 |
2 |
||||
Portofino(3) |
PP |
40% |
1 |
0,4 |
1 |
||||
SSJN - 7 |
GN |
50% |
1 |
0,5 |
1 |
||||
Muisca(1) |
PL |
50% |
1 |
0,5 |
1 |
||||
Corcel |
PL |
100% |
2 |
2,0 |
2 |
||||
Chiguiro Oeste |
PL |
100% |
1 |
1,0 |
1 |
||||
Llanos 59 |
PL |
58% |
4 |
2,3 |
2 |
2 |
|||
Mapache |
PL |
100% |
1 |
1,0 |
1 |
||||
Arrendajo |
PL |
68% |
2 |
1,4 |
1 |
1 |
|||
Cubiro |
PL |
57% |
1 |
0,6 |
1 |
||||
Pájaro Pinto |
PL |
100% |
1 |
1,0 |
1 |
||||
Perú |
Z-1 |
PL |
49% |
2 |
1,0 |
1 |
1 |
||
116 |
PL |
50% |
1 |
0,5 |
1 |
||||
Brasil |
S-M-1101 y |
PL |
35% |
2 |
0,7 |
1 |
1 |
||
Total |
46 |
28,9 |
21 |
20 |
2 |
3 |
*Objetivo de exploración: PP (petróleo pesado), GN (gas natural), PL (petróleo liviano) |
(1)La compañía tiene una participación de 49,999% en Maurel et Prom Colombia B.V. que posee el 100% de los bloques Muisca blocks y el 50% del bloque CPO-17 |
(2)Excluye hasta diez pozos horizontales adicionales provisionales de plataforma de exploración, permitidos según el permiso de exploración actual |
(3)La compañía posee una participación de 40% en el bloque Portofino propiedad de Canacol Energy Inc. |
Nota: Excluye el pozo supeditado potencial en Guyana. |
Colombia
Colombia seguirá siendo el foco predominante de las actividades de la compañía con gastos totales de capital de exploración y desarrollo en 2014 que se espera que estén alrededor de los $2.100 millones, incluyendo gastos por exploración, perforación de desarrollo e instalaciones. De esa cantidad, $375 millones serán destinados a la perforación de una cifra bruta de 41 pozos (netos 26.8) de exploración, sísmica y otros gastos geológicos y geofísicos (G&G). Entre los pozos de exploración de particular interés están los nueve pozos planificados para el bloque CPE-6, los dos primeros pozos que se perforarán en el bloque CPO-14, y dos pozos de exploración planificados para el bloque Río Ariari. Basándose en los resultados de estos dos pozos de exploración en el bloque Río Ariari, la compañía tiene los permisos para perforar de cuatro a cinco pozos horizontales adicionales para pruebas a largo plazo, desde cada plataforma de exploración. Los pozos horizontales son provisionales en este momento pero se espera que se usen para soportar el cambio a desarrollo completo en 2015.
Los gastos por perforación de desarrollo representarán otros $885 millones, los cuales serán destinados a la perforación de una cifra bruta de 356 pozos (netos 202,3): 172 planificados para el campo Rubiales, 81 en Quifa SW, 13 en Cajúa, 32 en Sabanero, 16 en CPE-6, y los restantes 42 en los bloques de petróleo liviano de la compañía.
La mayor parte de los $580 millones del total de gastos planificados por la compañía para instalaciones e infraestructura serán destinados a Colombia, aproximadamente en línea con los gastos por instalaciones en 2013. La mayor parte de los gastos será destinada a los campos productores de petróleo pesado Rubiales, Quifa y Cajúa de la compañía, incluyendo líneas de flujo, distribución en la red eléctrica e instalaciones para deshidratación de petróleo y tratamiento de agua que se requieren para manipular los crecientes volúmenes de producción de agua en estos campos. Los gastos también estarán destinados a las primeras instalaciones fijas de desarrollo en CPE-6 y en algunos de los campos de petróleo liviano de la compañía. La compañía opera la mayoría de sus bloques y actividades en Colombia.
Perú
Los gastos de capital en Perú se espera que sean de alrededor de $180 millones, con aproximadamente 60% de los mismos destinados a actividades de exploración, incluyendo los primeros pozos de exploración que se perforarán en el bloque Z-1 costa afuera desde que la compañía adquiriera su participación en el bloque, y la perforación del pozo Fortuna-1X en el bloque 116 costa afuera. Los restantes gastos representan actividades de desarrollo en el bloque Z-1, incluyendo la perforación de una cifra bruta de 10 pozos (netos 4,9) de desarrollo. Los pozos planificados y los gastos de capital en el bloque Z-1 son provisionales y están sujetos a la aprobación de los socios.
Brasil
Se espera que los gastos de capital en Brasil sean aproximadamente de $80 millones, lo cual incluye la participación de 35% de la compañía en el pozo de evaluación Kangaroo-2 que se perforará con buzamiento hacia arriba desde el descubrimiento de petróleo Kangaroo-1 realizado a principios de 2013, y un pozo de exploración en una estructura separada en Kangaroo West, ambos localizados en la cuenca costa afuera Santos. Se destinarán gastos adicionales a la adquisición de datos sísmicos de los tres bloques de exploración costa fuera en el norte de Brasil los cuales la compañía adquirió en la 11na ronda de licitaciones en 2013.
Otros
Se destinarán gastos de capital del orden de los $140 millones a actividades de exploración planificadas en los bloques de la compañía en Guatemala, Belice y Guyana, incluyendo: 1) gastos destinados a la perforación de un pozo de exploración supeditado potencial costa afuera en Guyana, 2) adquisición de datos sísmicos y geofísicos en los bloques de la compañía en Belice y Guyana. La compañía espera derivar o vender sus activos en Papúa Nueva Guinea en 2014.
ACTUALIZACIÓN SOBRE PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA:
La compañía continúa invirtiendo en infraestructura upstream y midstream estratégica, principalmente en Colombia, para garantizar y controlar el ritmo del desarrollo de nueva producción. Las principales actividades durante el cuarto trimestre de 2013 estuvieron compuestas por:
- Construcción del proyecto PEL 100% propiedad y operado por la compañía que se completó a finales de noviembre. La nueva línea de transmisión de electricidad de 230 kilovoltios conecta los campos Rubiales y Quifa con la red eléctrica de Colombia, suministrando energía de bajo costo para la operación de los campos. Luego de la puesta en funcionamiento, se espera que la línea resulte en una reducción de aproximadamente $100 millones por año en los costos por operaciones de petróleo de la compañía. La puesta en funcionamiento y electrificación de la línea están esperando por la aprobación ministerial de Colombia, que se espera para finales del año. Se esperan reducciones adicionales en los costos por operaciones en la segunda mitad de 2014 cuando PEL comience a suministrar energía a las estaciones de bombeo impulsoras en el oleoducto ODL. PEL está diseñada para ser ampliada y se espera que provea energía a los desarrollos de los campos de petróleo pesado CPE-6 y Río Ariari de la compañía.
- El oleoducto Bicentenario comenzó a bombear petróleo a finales de octubre, lo cual permitió los primeros embarques de petróleo en noviembre. El oleoducto tiene una capacidad de diseño inicial total de aproximadamente 120 Mbbl/d y la compañía tiene una participación de aproximadamente 44% (incluyendo participaciones adicionales adquiridas mediante la compra de Petrominerales).
- La compañía también ha adquirido una participación patrimonial de 5% en el oleoducto OCENSA como parte de la adquisición de Petrominerales, lo cual brinda aproximadamente 29 Mbbl/d de capacidad de transportación además de sus actuales 60 Mbbl/d de capacidad preferencial. La compañía espera vender la participación patrimonial a una tercera parte, reteniendo los derechos de capacidad de transportación en un acuerdo a largo plazo. Se espera que la venta se complete para finales del año 2013.
- Pacific Infrastructure Ventures Inc., una compañía privada en la cual Pacific Rubiales posee una participación patrimonial de 41,4%, está actualmente desarrollando la terminal exportadora de petróleo de Puerto Bahía en la costa del Caribe y el oleoducto Olecar de 300 Mbbl/d, conectando a Coveñas con Cartagena. Se está llevando a cabo actualmente la construcción de la Fase 1, compuesta por cinco tanques de almacenamiento de petróleo, un puente en la carretera de acceso a Cartagena y un muelle con capacidad para carga y descarga de dos tanqueros. Se espera que la construcción del oleoducto Olecar comience en el primer trimestre de 2014 luego que se reciban los permisos ambientales necesarios. Se espera que el nuevo puerto esté operando en el cuarto trimestre de 2014 y el mismo tiene gran importancia estratégica en las expectativas de la compañía de aumento de la producción de petróleo pesado y la necesidad de garantizar capacidad de exportación adicional.
- En septiembre, la compañía anunció que su proyecto piloto STAR operando en el campo Quifa SW había alcanzado una duplicación estimada del factor de recuperación en el área de prueba piloto. Luego de esto, a la compañía se le concedieron dos patentes exclusivas por 20 años en Colombia por su tecnología STAR. Se espera que el piloto STAR continúe en operaciones hasta febrero de 2014 y la compañía ha recibido aprobación por parte de Ecopetrol S.A. (su socio en el campo Quifa SW) para convertir dos plataformas existentes adyacentes de escala comercial, actualmente produciendo bajo recuperación primaria, a STAR en la primera mitad de 2014. Están en curso conversaciones para conversiones adicionales.
- Pacific Midstream Holding Corp., ("Pacific Midstream") una entidad 100% propiedad total de la compañía, que actualmente posee las participaciones de la compañía en los oleoductos ODL y Bicentenario así como activos en la línea de transmisión de electricidad PEL, está planificando la escisión de una participación de 30 a 40% a una tercera parte por efectivo. Se han recibido múltiples ofertas y la compañía espera ahora completar la venta en la primera mitad de 2014. En fases posteriores, se espera agregar activos adicionales a Pacific Midstream, junto con la venta adicional de patrimonio a terceras partes.
- Agrocascada S.A.S., una subsidiaria de propiedad total, está actualmente desarrollando un proyecto para agua de riego agrícola en el área del yacimiento Rubiales el cual tratará el agua producida en los campos Rubiales y Quifa mediante plantas de ósmosis inversa, utilizando el agua para el cultivo de palma aceitera. El proyecto traerá como resultado costos de operación unitarios más bajos que con la reinyección actual del agua producida asociada con la producción de petróleo. Se espera que la primera instalación para ósmosis inversa de 1.000 Mbbl/d entre en operaciones en el segundo trimestre de 2014, pendiente del recibo de los permisos ambientales necesarios y de las aprobaciones del ministerio gubernamental.
- El proyecto de GNL a pequeña escala ubicado en la costa del Caribe de Colombia está avanzando según lo previsto. El proyecto está compuesto por una instalación flotante de GNL de 0,5 millón de toneladas/año, que está siendo construida por Exmar NV y en la cual la compañía tiene un acuerdo de trabajo por encargo por 15 años. La construcción de una conexión de tubería para gas natural al campo La Creciente, suministrando gas natural a las instalaciones de GNL, comenzará en 2014. Se han recibido todos los permisos, con la excepción de la conexión de la tubería submarina, y la compañía espera poner en funcionamiento la instalación a finales de 2014, con los primeros embarques de GNL en la primera mitad de 2015. A principios de noviembre, la compañía anunció la firma de un Protocolo de Acuerdo con Gazprom Marketing & Trading Limited que abarca un acuerdo de ventas por cinco años para toda la capacidad anual de las instalaciones de GNL, a partir del segundo trimestre de 2015.
ACTUALIZACIÓN SOBRE LA EXPLORACIÓN:
Durante el cuarto trimestre, la compañía continuó con sus actividades de exploración en Colombia y Guatemala. En total se perforaron 13 pozos, 12 en Colombia y uno en Guatemala, además del comienzo de la adquisición de 251 km de sísmica en 2D y la continuación de 721 km2 de sísmica en 3D en Colombia.
Colombia - Cuenca Llanos
- En el bloque Quifa, la compañía perforó tres pozos de exploración y continuó con la adquisición de 721 km2 de sísmica en 3D en la parte noroccidental del bloque. Los pozos de exploración QFE-S-1X y QFN-D-1X, ubicados al este y al norte del bloque Quifa, respectivamente, dieron como resultado nuevos descubrimientos de petróleo para los prospectos "S" y "D". En este momento los pozos se encuentran bajo pruebas de producción. Estos dos pozos confirman el potencial de estas áreas del bloque y la compañía está actualmente preparando una campaña de perforación de evaluación para evaluar y confirmar la extensión de estos descubrimientos. El pozo QFE-A-1ST se perforó en el prospecto QFE-A, y aunque el pozo mostró algunas evidencias de hidrocarburos durante la perforación, la evaluación petrofísica no indicó ningún intervalo comercial, por tanto el pozo fue taponado y abandonado.
- En el bloque CPE-6 Block, se completó la interpretación del volumen de sísmica en 3D y esto ha ayudado a identificar las próximas ubicaciones de exploración y evaluación para el bloque. A principios de noviembre, la compañía recibió la licencia ambiental global para la parte norte del bloque. Esta licencia permite la perforación de 40 plataformas con hasta 5 pozos en cada nueva plataforma para un total de 200 pozos, incluyendo pozos de exploración, evaluación, desarrollo e inyección, y la construcción de instalaciones sobre la superficie para el desarrollo futuro del campo. Luego de recibir la licencia, la compañía comenzó la perforación del primero de dos pozos de exploración planificados para 2013 en el bloque lo cual, junto con la sísmica en 3D adquirida en 2012, satisface los compromisos de trabajo para la primera fase de este contrato de exploración y producción (E&P). Además, se perforó un pozo de evaluación para el prospecto Hamaca y se espera tener los resultados de las pruebas de producción a corto plazo para ambos pozos para finales de diciembre.
- En el bloque Sabanero, la compañía terminó el pozo estratigráfico Sab-Strat-SW2, ubicado en la parte suroccidental del bloque. El pozo mostró 2,5 pies de espesor neto de columna de hidrocarburo, confirmando la prospectividad en esta parte del bloque.
- En el bloque CPO-14, la compañía comenzó la perforación del primer pozo estratigráfico en la parte suroccidental del bloque. Este pozo forma parte del compromiso de exploración para la primera fase del contrato.
- En el bloque Cravo Viejo, la compañía perforó el pozo de exploración Gemar-2 que tiene como principales objetivos de exploración las formaciones Gacheta y Carbonera C-5. El pozo encontró 4 y 5 pies de espesor neto en ambas formaciones, respectivamente, y está siendo preparado en la actualidad para una prueba de producción a corto plazo.
- En el bloque Cachicamo, se perforaron los pozos de exploración Falco-1 y X-Ray-1. El pozo Falco-1 alcanzó una profundidad total (TD) de 8.304 pies en la formación Ubaque, pero la evaluación petrofísica no mostró ningún intervalo con espesor neto y el pozo fue abandonado. El pozo X-Ray-1 encontró 15 pies de espesor neto en la formación Ubaque, resultando en un nuevo descubrimiento en el bloque, y una prueba de producción inicial alcanzó 90 bbl/d con un corte de agua de 40%.
Colombia - Valle del Bajo Magdalena
- En el bloque La Creciente, la compañía ha perforado dos pozos de exploración. La perforación del pozo de exploración LCI-1X comenzó a principios de junio alcanzando una profundidad total (TD) de 12.711 pies de profundidad medida (MD) a finales de julio. Al pozo se le perforó un pozo de re-entrada y en septiembre arrojó en pruebas 9,4 MMpc/d a través de un choke de 18/64" en las arenas Ciénaga de Oro. Una prueba subsiguiente en la formación Porquero Medio mostró flujo de agua, y el pozo se completó con un productor de gas en Ciénaga de Oro. El pozo de exploración LCH - 1X en el prospecto "H" fue perforado hasta una profundidad total de 11.552 pies de profundidad medida. La primera prueba de producción en arenas Ciénaga de Oro arrojó agua y trazas de gas. Este intervalo fue subsecuentemente taponado y en la actualidad se está llevando a cabo una segunda prueba de producción de la parte superior de la formación Ciénaga de Oro.
- En el bloque Guama, la compañía llevó a cabo una fractura hidráulica planificada y prueba de pozo de Capure-1X, perforado hasta una profundidad total (TD) de 7.400 pies en abril. Las pruebas se llevaron a cabo en tres zonas de las formaciones Porquero Medio "C" y "D" con tubería enrollada y línea de acero. La zona media fluyó a caudales de 200 Mpc/d y 15 a 20 bbl/d de condensado con densidad API de 50°, mientras que las otras dos zonas encontraron dificultades que impidieron pruebas cortas representativas. El pozo fue cerrado y está esperando remediación y más pruebas extendidas.
- También en el bloque Guama, la compañía obtuvo la licencia ambiental de producción necesaria y comenzó los trabajos para instalar la planta de gas a pequeña escala y las instalaciones sobre la superficie asociadas que se requieren para llevar a cabo pruebas de producción extendidas en los pozos Pedernalito-1X, Cororra-1X, Capure-1X y Manamo-1X.
Colombia - Cuenca Cordillera
- En el bloque COR-15, Maurel et Prom Colombia B.V., el operador del bloque, presentó una solicitud ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos para convertir el contrato de Acuerdo de Evaluación Técnica (TEA, por sus siglas en inglés) en un contrato de exploración y producción (E&P).
- En el bloque Muisca, se completaron los permisos ambientales y las actividades de obras civiles para la ubicación del pozo Balsa-1X, cuya perforación comenzó a principios de diciembre. La profundidad actual es 2.620 pies.
Colombia - Cuenca Caguán-Putumayo
- En el bloque Portofino, Canacol Energy Ltd ("Canacol"), el operador de bloque, comenzó la perforación del pozo estratigráfico Tachuelo-1X en el cuarto trimestre. El pozo alcanzó una profundidad total (TD) de 2.462 pies en rocas de basamento a principios de diciembre, después de haber recuperado 122 pies de testigos. Canacol está ahora preparando y acondicionando del agujero para llevar a cabo registros eléctricos.
- En los bloques Tacacho y Terecay, se completó el proceso de licitación para la adquisición de 956 kilómetros de sísmica en 2D planificada, y se espera que el levantamiento comience en enero de 2014.
- En los bloques Gaguán-5 y Caguán-6, la compañía completó 2.361 km de levantamientos aeromagnéticos y aerogravimétricos. Se está llevando a cabo la interpretación de los datos y se espera que la misma esté terminada para finales del año.
Guatemala
- La compañía comenzó la perforación del pozo de exploración Balam-1X a finales de agosto. La profundidad de perforación actual es de 12.880 pies. La compañía se está preparando para una prueba en agujero descubierto en una sección del pozo que encontró evidencias de hidrocarburos mientras perforaba la sección Coban.
Belice
- La compañía ha comenzado la adquisición de 2.500 km de levantamientos aeromagnéticos y aerogravimétricos en el cuarto trimestre. Han sido concedidos un contrato de adquisición de sísmica de 650 km y otros contratos relacionados. Una pequeña parte del levantamiento sísmico planificado está actualmente esperando por el permiso ambiental.
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 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 desarrollos 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, Perú, Guatemala, Brasil, Papúa Nueva Guinea o 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; el impacto de reclamaciones medioambientales, aborígenes o de otro tipo y los retrasos que dichas reclamaciones puedan causar los planes de desarrollo esperados de la compañía 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 2013 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.
Además, los niveles de producción informados puede que no sean un reflejo de tasas de producción sostenibles y las tasas de producción futuras pudieran diferir sustancialmente de las tasas de producción reflejadas en este comunicado de prensa debido a, entre otros factores, dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.
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
Bpc |
Mil millones de pies cúbicos. |
Bpce |
Mil millones de pies cúbicos de gas natural equivalente. |
bbl |
Barril de petróleo. |
bbl/d |
Barril de petróleo por día. |
bpe |
Barril de petróleo equivalente. La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. La |
bpe/d |
Barril de petróleo equivalente por día. |
Mbbl |
Mil barriles. |
Mbpe |
Mil barriles de petróleo equivalente. |
MMbbl |
Millón de barriles. |
MMbpe |
Millón de barriles de petróleo equivalente. |
Mpc |
Mil pies cúbicos. |
Millón de toneladas |
Un millón de toneladas de GNL (gas natural licuado) es equivalente a 48 Bpc o 1.360 millones de |
Producción |
Producción correspondiente a la participación de la compañía después de la deducción de regalías. |
Producción total |
100% de la producción total en el campo antes de tener en cuenta deducciones por participación |
Producción |
Producción correspondiente a la participación de la compañía antes de la deducción de regalías. |
WTI |
Petróleo crudo West Texas Intermediate. |
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/PacificRubialesDec18.pdf
Para obtener información adicional:
Christopher (Chris) LeGallais
Vicepresidente principal, Relaciones con los Inversores
+1 (647) 295-3700
Roberto Puente
Gerente principal, Relaciones con los Inversores
+57 (1) 511-2298
Kate Stark
Gerente, Relaciones con los Inversores
+1 (416) 362-7735
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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