PetroMagdalena brinda actualización sobre la exploración y producción que incluye nuevos descubrimientos en Cubiro y Arrendajo

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TORONTO, 19 de enero de 2012 /PRNewswire/ -- PetroMagdalena Energy Corp. (TSX: PMD) hoy brindó una actualización de su programa en curso de exploración, saldo de efectivo y deuda, y anunció sus resultados en materia de producción para el año 2011 luego del cierre del año fiscal de la Compañía.

Luciano Biondi, CEO de la Compañía, declaró: "Estamos iniciando el año 2012 con un completo programa de perforación de exploración y desarrollo tras un año desafiante, pero exitoso que reposicionó a PetroMagdalena como un protagonista junior bien centrado en temas de petróleo y gas que opera en las cuencas más prolíferas de Colombia. Estoy satisfecho con los descubrimientos en Cubiro y Arrendajo, que refuerzan nuestro foco en encontrar oportunidades de producción económicas y para el corto plazo, dentro de nuestro portafolio.

Proyectamos aproximadamente US$45 millones en flujo de caja neto de las operaciones (luego de gastos generales y de administración, cuotas impositivas sobre el patrimonio y servicio de débito) para el año 2012, sobre la base de una participación (WTI) de US$80 para una producción anual promedio estimada de 4.500 bped ("barriles de petróleo equivalente por día"). Esto representa el punto medio de un rango de lineamiento de producción previamente informado de entre US4.300 bped y 4.700 bped para el 2012. Junto con nuestro saldo de efectivo al 31 de diciembre del 2011 de aproximadamente US$15 millones y ganancias esperadas de las disposiciones de activos, estamos completamente financiados para nuestro programa de gastos de capital planificado de aproximadamente US$50 millones a US$60 millones.

Con este programa de capital, esperamos hacer crecer nuestros recursos y reservas, agregar producción incremental en el 2012 de nuestros principales recursos y maximizar el valor de todo nuestro portafolio de activos. La Compañía tiene equipos disponibles y los permisos medioambientales correspondientes en todas nuestras bocas exploratorias en el 2012".

ACTUALIZACIÓN SOBRE LAS EXPLORACIONES

Descubrimientos en Cubiro y Arrendajo

Descubrimiento de Yopo en Cubiro

PetroMagdalena ha descubierto un nuevo yacimiento con el pozo de exploración Yopo 1X, que fue perforado para explorar la prospectividad en la Formación Carbonera en el Prospecto Yopo, ubicado en el Polígono B del Bloque Cubiro, donde la Compañía tiene una participación del 70%. El pozo Yopo 1 fue perforado en las arenas C7 de Carbonera, y actualmente está evaluando a 970 barriles por día de petróleo de 39,9 grados API con 4,7% BS&W (sedimentos y agua básicos), en flujo natural sobre el período estabilizado de 6,5 horas iniciales a un promedio de 385 psi de presión en cabeza de pozo, y las evaluaciones están en curso.

La perforación del pozo Yopo 1 se inició el 11 de diciembre del 2011, perforado a una profundidad final de 6.790 pies de profundidad medida ("PM") y registrado el 29 de diciembre del 2011. El tope de la arena  C7 de Carbonera se encontró a una profundidad de 5.871 pies de PM. Los datos petrofísicos indican 8 pies de arena neta en C7 A, con una porosidad de 27% y una saturación de hidrocarburo de 60%; y 25 pies en C7 B, con una porosidad de 28% y una saturación de petróleo de 80%. Sobre la base de interpretaciones sísmicas, la acumulación descubierta por Yopo 1 es una estructura de 2 km, que corresponde al típico desempeño de exploración en la Cuenca de Llanos. La estructura está en curso con los yacimientos Palmarito y Petirrojo hacia el norte y hacia el sur respectivamente.

Descubrimiento de Azor en Arrendajo

PetroMagdalena ha descubierto un nuevo yacimiento con el pozo de exploración Azor-1X, que fue perforado para explorar la prospectividad de la Formación Carbonera en el Bloque Arrendajo, donde la Compañía tiene una participación real de 67,5%, sujeto a la aprobación de la ANH. El pozo Azor-1 fue perforado en las arenas C5 de Carbonera, y actualmente está evaluando a 752 barriles por día de petróleo de 35,5 grados API con 1% de sedimentos y agua básicos, en flujo natural estabilizado sobre un período inicial de 8 horas iniciales a un promedio de 265 psi de presión en cabeza de pozo, y las evaluaciones están en curso.

La perforación del pozo Azor-1 se inició el 24 de diciembre del 2011, perforado hasta una profundidad final de  7.225 pies PM y registrado el 6 de enero del 2012. El tope de producción de la arena C5 de Carbonera se encontró a una profundidad de 6.724 pies PM. Los datos petrofísicos muestran 41 pies de arena neta en C5, con una porosidad de 28% y una saturación de hidrocarburo de 80%.

El pozo Azor-1 está ubicado en un curso estructural con prospectos hacia el norte y hacia el sur. El descubrimiento revela un importante potencial para la C5 de Carbonera en el Bloque Arrendajo, donde hay cinco prospectos adicionales a los que se podrá apuntar con futuras perforaciones exploratorias.

Programa de Exploración 2012

El programa totalmente financiado de exploración de la Compañía incluye 7 pozos exploratorios en la Cuenca de Llanos; el programa orientado de perforación exploratoria se detalla más abajo junto con los estimados volumétricos de los directivos, basados en información 3D sísmica y analogías con pozos compensadores.

Bloque Santa Cruz, Cuenca Catatumbo: Pozo exploratorio Santa Cruz-1X

Este pozo se está perforando actualmente con barro con base de petróleo aproximadamente a 8.450 pies de PM,  y se están haciendo buenos avances.  El pozo está planificado para una profundidad total de 13.000 pies de PM y el recubrimiento intermedio está planificado para aproximadamente 11.100 pies de PM.

Bloque de Topoyaco, Cuenca de Putamayo: Pozo Exploratorio Yaraqui-1X

Como se anunció el 9 de enero del 2012, el pozo de exploración Yaraqui-1, en el que la Compañía tiene una participación del 50%, ha sido suspendido por Pacific Rubiales Energy Corp., que tiene el restante 50% de la participación y es la operadora del bloque. Este pozo fue suspendido debido a flujos no económicos de petróleo pesado. La Compañía ahora está evaluando actividad en este bloque junto con la operadora.

Si desea ver un mapa de todos los objetivos de exploración, sírvase ver la presentación de inversores de la Compañía en su sitio web en www.petromagdalena.com.

Programa de Desarrollo de Perforación 2012

10 pozos de desarrollo, incluso un pozo de inyección, están programados para el Bloque Cubiro en 2012. Estos pozos de desarrollo apuntan a ser perforados con 1 pozo en el primer trimestre del 2012 y 3 pozos en cada trimestre subsiguiente.  El programa de desarrollo de perforación será analizado y modificado con los resultados del programa de exploración y la Compañía proveerá actualizaciones regulares al mercado.

ACTUALIZACIÓN SOBRE LIQUIDEZ

La Compañía finalizó el 2011 con un saldo en efectivo al 31 de diciembre el 2011 de aproximadamente US$15 millones. Además, la Compañía tiene CA$4,3 millones reservados en una cuenta fiduciaria al 31 de diciembre del 2011 para ser utilizados para el primer repago principal anual en mayo del 2012 de los títulos privilegiados y con garantía (TSXV: PMD.DB).

En diciembre del 2011, dado que la aprobación de Ecopetrol para la transferencia de participación y operación en el bloque Cerrito continúa pendiente, la Compañía transfirió su participación en el bloque Cerrito nuevamente a Pacific Rubiales Energy Corp ("PRE") como contraprestación en efectivo de US$7,5 millones. La Compañía había adquirido inicialmente el bloque Cerrito de PRE en 2008.

Al 31 de diciembre del 2011, la posición de la Compañía en cuanto a la deuda abarcaba los títulos privilegiados y con garantía por CA$31,1 millones que vencen en mayo del 2014 y un total de US$11,7 millones de deuda a largo plazo en el marco de tres líneas de préstamo de bancos locales que vencen entre octubre del 2012 y agosto del 2013.

ACTUALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN

La producción bruta anual promedio de la Compañía, antes de los descuentos por regalías, para el año 2011 fue de 2.758 bped. La Compañía alcanzó el 98% de su objetivo de 2.800 bped promedio. La participación bruta de la Compañía para el cuarto trimestre del 2011 promedió 3.624 bped, un aumento del 33% del tercer trimestre del 2011 y un aumento del 44% sobre el cuarto trimestre del 2010. El aumento en la producción diaria en el cuarto trimestre reflejó un aporte total del trimestre de Copa B-1, que comenzó la producción en septiembre del 2011, y la producción de Copa A Sur-1, Petirrojo-2 y Petirrojo-3, habiendo comenzado todos ellos la producción durante el cuarto trimestre. La Compañía cerró el 2011 con un índice de producción diario de 4.182 bped (promedio para el mes de diciembre). Cubiro representó el 90% del total de producción en el mes de diciembre del 2011.

PetroMagdalena es una compañía de exploración y producción de petróleo y gas, con sede en Canadá e intereses operativos en 18 propiedades ubicadas en cinco cuencas en Colombia. En nuestro sitio web, www.petromagdalena.com, se puede encontrar más información.

Salvo que se estipule lo contrario, todos los importes monetarios están expresados en dólares estadounidenses. Este comunicado de prensa contiene ciertas "declaraciones a futuro" e "información a futuro" en el marco de las leyes canadienses aplicables en materia de títulos valores, relacionadas con los negocios, las operaciones y el desempeño y estado financiero de PetroMagdalena. Las declaraciones a futuro y la información a futuro incluyen, pero no se limitan a, declaraciones con respecto a la producción estimada y la vida de las reservas de los diversos proyectos de petróleo y gas de PetroMagdalena; el estimado de reservas de petróleo y gas; la ejecución de los estimados de reservas de petróleo y gas; los tiempos 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. Con excepción de las declaraciones de hechos históricos relacionados con la compañía, parte de la información aquí contenida constituye declaraciones a futuro. Las declaraciones a futuro generalmente se caracterizan por palabras como "planificar", "esperar", "proyectar", "tener la intención de", "considerar", "anticipar", "estimar" y otras similares, o declaraciones de que ciertos eventos o condiciones "podrían ocurrir" u "ocurrirán". Las declaraciones a futuro se basan en las opiniones y estimados de la directiva a la fecha en que estas se realizan, y se basan en una serie de supuestos y están sujetas a una variedad de riesgos e incertidumbres y otros factores que podrían determinar que los eventos o resultados reales difirieran sustancialmente de los proyectados en las declaraciones a futuro. Muchos de estos supuestos se basan en factores y eventos que no están dentro del control de PetroMagdalena, y no existe seguridad de que serán correctos. Los factores que podrían determinar que los resultados reales difirieran sustancialmente con respecto a los anticipados por dichas declaraciones a futuro incluyen cambios en las condiciones del mercado, riesgos relacionados con las operaciones internacionales, fluctuaciones en el precio del gas y del petróleo y en los tipos de cambio, cambios en los parámetros del proyecto, la posibilidad de que se superen los costos del proyecto o de que existan costos y gastos no previstos, disputas laborales, y otros riesgos de la industria del petróleo y del gas, fallas en la planta, los equipos o los procesos que impidan que la operación sea como se anticipó. Si bien PetroMagdalena ha intentado identificar factores importantes que podrían determinar que las acciones, eventos o resultados reales difirieran sustancialmente de los descritos en las declaraciones a futuro, podría haber otros factores que determinaran que las acciones, eventos o resultados no fueran los anticipados, estimados o buscados. No se puede garantizar que las declaraciones a futuro serán exactas, ya que los resultados reales y los eventos futuros podrían diferir sustancialmente de los anticipados en dichas declaraciones. PetroMagdalena no asume obligación alguna de actualizar las declaraciones a futuro si las circunstancias o los estimados u opiniones de la directiva cambian, excepto si así lo requieren las leyes aplicables en materia de títulos valores. Se alerta al lector que no debe depositar una confianza excesiva en las declaraciones a futuro.

Las declaraciones que conciernen a los estimados de reservas de petróleo y gas también pueden considerarse como declaraciones a futuro, en la medida en que implican estimados de petróleo y gas que se encontrará si se desarrolla el emprendimiento. La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. La tasa de conversión de 6 mcf: 1 bbl se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable, principalmente, en la boca del quemador y no representa una equivalencia de valor en la cabeza del pozo.  Los valores estimados de futuros ingresos netos informados no representan un valor justo de mercado.

Ni TSX Venture Exchange ni su Proveedor de Servicios de Regulación (tal como se define ese término en las políticas de TSX Venture Exchange) aceptan responsabilidad por lo aceptable o exacto que pueda ser este comunicado de prensa.

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Belinda Labatte
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(PMD. PMD.WT.)

FUENTE PetroMagdalena Energy Corp.

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