PetroMagdalena brinda actualización de producción y exploración
TORONTO, 7 de febrero de 2012 /PRNewswire/ -- PetroMagdalena Energy Corp. (TSXV: PMD) ofreció hoy una actualización de su programa de exploración en curso, previamente anunciada el 18 de enero de 2012, y una actualización de la producción para un nuevo descubrimiento en el bloque Arrendajo.
Luciano Biondi, CEO de la compañía, declaró: "Seguimos haciendo progresos sustanciales con nuestro programa de exploración del primer trimestre. El resultado del descubrimiento de Azor es muy positivo. La producción creciente que tenemos en este pozo afianza nuestro flujo de caja y brinda el respaldo financiero que nos permitirá expandir nuestro programa de trabajo 2012. El nuevo pozo Azor-1X agrega 587 bopd a nuestra producción de interés de explotación gruesa. También hemos hecho buenos progresos en nuestro programa de exploración con el recubrimiento intermedio planificado en el pozo Santa Cruz-1X, el registro y recubrimiento del pozo Cernicalo-1ST y el pozo Arrendajo Norte-1X al sur del descubrimiento de Azor llegará a la profundidad total al final de la semana. Como se señaló anteriormente, el primer trimestre incorpora una intensa actividad de perforación".
ACTUALIZACIÓN DE PRODUCCIÓN
Prueba de producción de Azor-1X
El pozo Azor-1X ha sido completado y fue puesto en producción el 31 de enero de 2012. El pozo produjo a una tasa estable de 1.181 bopd, corte de agua de 0,3% y una presión de flujo de 270 psi en cabeza de pozo, con flujo natural con un regulador de 20/64 de pulgada en las primeras 12 horas. El regulador fue luego cambiado a 16/64 de pulgada y el pozo fluyó a una tasa promedio estable de 870 bopd con una presión de flujo de 290 psi de flujo natural en cabeza de pozo y un corte de agua de 0,3% en un período de 6 días continuos. Esto da como resultado un interés operativo grueso de 587 bopd para la Compañía.
La perforación del pozo Azor-1X se inició el 24 de diciembre de 2011 y se descubrió el campo de Azor en el Bloque Arrendajo, al norte del Bloque Cubiro en la Cuenca de los Llanos, y el 17 de enero de 2012 PetroMagdalena inició las pruebas de producción en la arena C5 con el anuncio el 18 de enero de 2012 de que la zona fue probada a 752 bopd de petróleo de 35,5 grados API con 1% -BS&W. Se encuentra en trámite el permiso final que autorizará la producción permanente.
El campo de Azor está ubicado en el Bloque Arrendajo en la Cuenca de los Llanos, donde la Compañía tiene un interés operativo del 67,5%, sujeto a la aprobación de la ANH.
ACTUALIZACIÓN DE EXPLORACIÓN
Bloque Arrendajo, Cuenca de los Llanos: Arrendajo Norte – Pozo exploratorio 1X
Después de perforar el pozo del descubrimiento, Azor-1X, el equipo de perforación se trasladó a otra ubicación en el bloque Arrendajo, Arrendajo Norte-1X, donde la perforación comenzó el 28 de enero de 2012 y se ha completado hasta 588 pies (MD), después del registro, el recubrimiento de superficie se ha ejecutado y cementado. Se espera que el pozo alcance la proyección TD de 7022 pies (MD) para el 10 de febrero de 2012 para probar la secuencia Carbonera que resultó exitosa en el pozo Azor-1X, situado a 3 kilómetros al norte.
Bloque Cubiro, Cuenca de los Llanos: Cernicalo – Pozo exploratorio 1ST
El pozo Cernicalo-1ST en el Bloque Cubiro ha sido perforado a una TD de 6.792 pies (MD), y se han completado los registros eléctricos. Basándose en estos resultados, se ha ejecutado un recubrimiento de producción de 7 pulgadas en el pozo hasta la profundidad total y hay planes para completar y probar la producción de las formaciones Guadalupe y C7 Carbonera. Los resultados de la terminación y el programa de prueba se esperan para antes de fines de febrero de 2012. PetroMagdalena tiene un interés operativo del 70% en el pozo Cernicalo-1ST y es la operadora del Bloque Cubiro.
Bloque Santa Cruz, Cuenca Catatumbo: Pozo exploratorio Santa Cruz -1X
Después de iniciar la perforación del pozo de exploración Santa Cruz-1X el 20 de noviembre de 2011, se planificó el recubrimiento intermedio de 9 5/8 pulgadas a 9.533 pies MD y la perforación progresó hasta 10.580 pies MD. Se espera que el pozo alcance su TD antes de fines de febrero de 2012. Este pozo se está perforando junto al campo del río Zulia.
Para detalles sobre la ubicación de estos pozos, diríjase a la presentación de inversionistas de la Compañía en www.petromagdalena.com.
PetroMagdalena es una compañía de exploración y producción de petróleo y gas con sede en Canadá y con intereses operativos en 19 emprendimientos distribuidos en cinco cuencas de Colombia. Puede obtenerse más información en nuestro sitio web, en www.petromagdalena.com.
Todos los importes monetarios son en dólares estadounidenses, salvo indicación en contrario. Este comunicado de prensa contiene ciertas "declaraciones prospectivas" e "información prospectiva", al amparo de las leyes de valores vigentes en Canadá relacionadas con los negocios, las operaciones, y el desempeño y el estado financiero de PetroMagdalena. Las declaraciones prospectivas y la información prospectiva incluyen, entre otras, declaraciones con respecto a la producción estimada y la vida de las reservas de los diversos proyectos de petróleo y gas de PetroMagdalena; la estimación de las reservas de petróleo y gas; la ejecución de las estimaciones de las reservas de petróleo y gas; el cálculo del tiempo y la cantidad de la producción estimada futura; los costos de producción, el éxito de las actividades de exploración; y las fluctuaciones en los tipos de cambio. Exceptuando las declaraciones de hechos históricos relacionados con la compañía, parte de la información aquí incluida constituye declaraciones prospectivas. Las declaraciones prospectivas generalmente se caracterizan por palabras tales como "planifica", "espera", "proyecta", "tiene la intención", "considera", "anticipa", "estima" y otras similares, o declaraciones de que ciertos eventos o condiciones "podrían" ocurrir u "ocurrirán". Las declaraciones prospectivas se basan en las opiniones y estimaciones de la administración a la fecha en que se realizaron, y se basan en una serie de presunciones y están sujetas a una diversidad de riesgos e incertidumbres y otros factores que podrían provocar que los eventos o resultados reales difirieran materialmente de los proyectados en las declaraciones prospectivas. Muchas de estas presunciones se basan en factores y eventos que están fuera del control de PetroMagdalena, y no hay garantía de que resulten correctas. Los factores que pueden provocar que los resultados reales varíen materialmente respecto de los anticipados por las declaraciones prospectivas incluyen cambios en las condiciones del mercado, riesgos relacionados con las operaciones internacionales, fluctuaciones en el precio del gas y el petróleo y en los tipos de cambio, cambios en los parámetros del proyecto, la posibilidad de excesos en los costos del proyecto o de costos y gastos no previstos, conflictos laborales y otros riesgos de la industria del petróleo y el gas, fallas en las operaciones previstas de la planta, los equipos o los procesos. Aunque PetroMagdalena ha intentado identificar factores importantes que podrían provocar que las acciones, los eventos o los resultados reales difirieran materialmente de los que se describen en las declaraciones prospectivas, puede haber otros factores que hagan que las acciones, los eventos o los resultados no sean los anticipados, estimados o buscados. No hay garantía alguna de que las declaraciones prospectivas resulten precisas, pues los resultados reales y los eventos futuros podrían diferir materialmente de los anticipados en dichas declaraciones. PetroMagdalena no asume obligación alguna de actualizar las declaraciones prospectivas si las circunstancias o las estimaciones u opiniones de la administración cambian, excepto si así lo requieren las leyes de valores aplicables. Se advierte al lector que no debe depositar una confianza indebida en las declaraciones prospectivas.
Las declaraciones relativas a las reservas estimadas de gas y petróleo también pueden considerarse declaraciones prospectivas, pues incluyen estimaciones del gas y el petróleo que se encontrarán si la propiedad se desarrolla. El Boe puede inducir a error, en particular si se usa de manera aislada. La proporción de conversión boe de 6 mcf:1 bbl se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable primordialmente en la punta del quemador, y no representa un valor de equivalencia en la cabeza de pozo. Los valores estimados de ingresos netos futuros comunicados no representan el valor normal de mercado.
Ni TSX Venture Exchange ni su proveedor de servicios de regulación (tal como se define el término en las políticas de TSX Venture Exchange) aceptan responsabilidad alguna por la idoneidad o exactitud de este comunicado de prensa.
Glosario
1P: Reservas probadas |
G&A: Gastos generales y administrativos |
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2P: Reservas probadas + probables |
MMCF: Millón de pies cúbicos |
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3P: Reservas probadas + probables + posibles |
PM: Profundidad medida |
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ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos |
MMBBLS: Millón de barriles de petróleo |
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API: American Petroleum Institute (Instituto Estadounidense del Petróleo) |
MMBTU: Millones de BTU |
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BOE: Barriles de petróleo equivalente |
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BOFD: Barriles de fluido por día |
NPV: Valor actual neto |
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BOPD: Barriles de petróleo por día |
PSI: Libras por pulgada cuadrada. La unidad de presión. |
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BOEPD: Barriles de petróleo equivalente por día |
TD: Profundidad total del pozo |
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BS&W: Sedimentos básicos y agua |
TVD: Profundidad vertical verdadera del pozo |
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E&PC: Contrato de exploración y producción |
TVDSS: Profundidad vertical verdadera submarina |
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ESP: Bomba sumergible eléctrica |
WI: Interés de explotación |
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FOB: Franco a bordo |
WTI: Índice de precios de petróleo West Texas Intermediate |
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Para más información:
Michael Davies
Director financiero
(416) 360-7915
Belinda Labatte
Representante de Relaciones con los Inversionistas
(647) 436-2152
FUENTE PetroMagdalena Energy Corp.
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