PetroMagdalena brinda desglose adicional de reservas
TORONTO, 12 de abril de 2012 /PRNewswire/ -- Además de la publicación ayer de los resultados financieros de PetroMagdalena Energy Corp (TSXV: PMD), la compañía desea brindar información adicional sobre sus reservas, la cual se basa en un reporte independiente de evaluación de reservas y recursos elaborado por Petrotech Engineering Ltd. ("Petrotech") siguiendo todos los procedimientos estándar de la industria y en conformidad con las directrices del COGE, según se reportó en el NI 51-101 formulario F1 de la compañía, presentado ante el SEDAR en www.sedar.com y disponible en el sitio web de la compañía en www.petromagdalena.com. La información adicional se resume en las siguientes tablas:
Tabla resumen 1 – Reservas probadas y probables |
||||||||||||||||
Fecha efectiva: 31 de diciembre de 2011 |
||||||||||||||||
Categoría de reserva |
Petróleo crudo ligero y medio |
Gas no asociado |
Líquidos de gas natural |
Valores presentes netos antes de impuestos (en $U.S.) |
||||||||||||
100% |
Brutas |
Netas |
100% |
Brutas |
Netas |
100% |
Brutas |
Netas |
0% |
5% |
10% |
15% |
20% |
|||
(Mbbl) |
(Mbbl) |
(Mbbl) |
(MMpc) |
(MMpc) |
(MMpc) |
(Mbbl) |
(Mbbl) |
(Mbbl) |
(M$) |
(M$) |
(M$) |
(M$) |
(M$) |
|||
Probadas produciendo |
||||||||||||||||
Yamu |
1.481 |
148 |
136 |
5.080 |
4.680 |
4.333 |
4.045 |
3.801 |
||||||||
Cubiro |
3.168 |
2.015 |
1.854 |
113.105 |
103.778 |
96.249 |
90.056 |
84.868 |
||||||||
La Punta |
3.494 |
181 |
167 |
9.391 |
8.231 |
7.767 |
7.352 |
6.981 |
||||||||
Total PDP |
8,144 |
2.344 |
2.157 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
127.576 |
116.689 |
108.349 |
101.453 |
95.650 |
||
Probadas no produciendo |
||||||||||||||||
Cubiro |
260 |
149 |
137 |
6.362 |
5.080 |
4.149 |
3.456 |
2.926 |
||||||||
Mecaya |
440 |
189 |
174 |
11.917 |
10.373 |
9.111 |
8.067 |
7.193 |
||||||||
Río Magdalena |
243 |
95 |
87 |
5.299 |
2.077 |
1.944 |
313 |
123 |
113 |
13.252 |
10.427 |
8.314 |
6.701 |
5.448 |
||
Total PDNP |
943 |
433 |
398 |
5.299 |
2.077 |
1.944 |
313 |
123 |
113 |
31,531 |
25.880 |
21.574 |
18.224 |
15.567 |
||
Probadas no desarrolladas |
||||||||||||||||
Yamu |
957 |
96 |
88 |
2.354 |
1.892 |
1.552 |
1.295 |
1.097 |
||||||||
Cubiro |
5.715 |
3.398 |
3.127 |
163.758 |
140.931 |
123.327 |
109.416 |
98.178 |
||||||||
Mecaya |
880 |
378 |
348 |
19.341 |
16.192 |
13.686 |
11.668 |
10.024 |
||||||||
Río Magdalena |
243 |
95 |
87 |
7.200 |
2.823 |
2.642 |
426 |
167 |
154 |
-9.171 |
-9.270 |
-9.274 |
-9.215 |
-9.117 |
||
Total PND |
7.795 |
3.968 |
3.650 |
7.200 |
2.823 |
2.642 |
426 |
167 |
154 |
176.282 |
149.745 |
129.291 |
113.164 |
100.182 |
||
Total probadas |
16.882 |
6.745 |
6.205 |
12.499 |
4.900 |
4.586 |
739 |
290 |
266 |
335.389 |
292.314 |
259.214 |
232.841 |
211.399 |
||
Probables |
||||||||||||||||
Carbonera |
22.384,40 |
22.384,40 |
20.951,80 |
369,9 |
369,9 |
340,3 |
65.241 |
45.915 |
33.083 |
24.262 |
18.006 |
|||||
Cubiro |
9.543,80 |
5.870,10 |
5.402,20 |
248.098 |
194.549 |
158.919 |
133.787 |
115.216 |
||||||||
La Punta |
602,9 |
33 |
30,3 |
1.021 |
606 |
68 |
-346 |
-671 |
||||||||
Mecaya |
882,8 |
379,6 |
349,2 |
18.630 |
15.157 |
12.469 |
10.360 |
8.685 |
||||||||
Río Magdalena |
651,5 |
255,4 |
234,9 |
63.700,50 |
24.970,60 |
23.372,50 |
5.216,60 |
2.044,90 |
1.881,30 |
192.104 |
116.756 |
75.232 |
50.805 |
35.545 |
||
Total probables |
11.681 |
6.538 |
6.017 |
86.085 |
47.355 |
44.324 |
5.587 |
2.415 |
2.222 |
525.094 |
372.983 |
279.771 |
218.868 |
176.781 |
||
Total probadas y probables |
28.563 |
13.283 |
12.222 |
98.584 |
52.255 |
48.911 |
6.325 |
2.704 |
2.488 |
860.483 |
665.297 |
538.985 |
451.709 |
388.180 |
||
Tabla 2 – Reservas totales probadas y probables por bloque |
|||||||||||||||
Fecha efectiva: 31 de diciembre de 2011 |
|||||||||||||||
31 de diciembre de 2011 |
Petróleo crudo ligero y medio |
Gas no asociado |
Líquidos de gas natural |
Valores presentes netos antes de impuestos (en $U.S.) |
|||||||||||
100% |
Brutas |
Netas |
100% |
Brutas |
Netas |
100% |
Brutas |
Netas |
0% |
5% |
10% |
15% |
20% |
||
(Mbbl) |
(Mbbl) |
(Mbbl) |
(MMpc) |
(MMpc) |
(MMpc) |
(Mbbl) |
(Mbbl) |
(Mbbl) |
(M$) |
(M$) |
(M$) |
(M$) |
(M$) |
||
Yamu |
2.439 |
244 |
224 |
7.434 |
6.572 |
5.885 |
5.340 |
5.898 |
|||||||
Cubiro |
18.687 |
11.432 |
10.520 |
531.323 |
444.338 |
382.644 |
336.715 |
301.188 |
|||||||
La Punta |
4.097 |
214 |
197 |
10.412 |
8.837 |
7.835 |
7.006 |
6.310 |
|||||||
Mecaya |
2.203 |
947 |
872 |
49.888 |
41.722 |
35.266 |
30.095 |
25.902 |
|||||||
Río Mag |
1.137 |
446 |
410 |
76.200 |
29.870 |
27.959 |
5.955 |
2.335 |
2.148 |
196.185 |
117.913 |
74.272 |
48.291 |
31.876 |
|
Carbonera |
22.384 |
22.384 |
20.952 |
370 |
370 |
340 |
65.241 |
45.915 |
33.083 |
24.262 |
18.006 |
||||
Total 2P |
28.563 |
13.283 |
12.222 |
98.584 |
52.255 |
48.911 |
6.325 |
2.704 |
2.488 |
860.483 |
665.297 |
538.985 |
451.709 |
389.180 |
|
Tabla 3 - Reservas totales probadas y probables de petróleo equivalente |
||||||||||
Fecha efectiva: 31 de diciembre de 2011 |
||||||||||
Reservas totales probadas |
Petróleo crudo ligero y medio |
Gas no asociado |
Líquidos de gas natural |
|||||||
100% |
Brutas |
Netas |
100% |
Brutas |
Netas |
100% |
Brutas |
Netas |
||
(Mbbl) |
(Mbbl) |
(Mbbl) |
(Mbpe) |
(Mbpe) |
(Mbpe) |
(Mbpe) |
(Mbpe) |
(Mbpe) |
||
Yamu |
2.439 |
244 |
224 |
|||||||
Cubiro |
18.687 |
11.432 |
10.520 |
|||||||
La Punta |
4.097 |
214 |
197 |
|||||||
Mecaya |
2.203 |
947 |
872 |
|||||||
Río Mag |
1.137 |
446 |
410 |
12.700 |
4.978 |
4.660 |
5.955 |
2.335 |
2.148 |
|
Carbonera |
3.731 |
3.731 |
3.492 |
370 |
370 |
340 |
||||
Total 2P (BPE) |
28.563 |
13.283 |
12.222 |
16.431 |
8.709 |
8.152 |
6.325 |
2.704 |
2.488 |
|
Reservas totales probadas |
Barriles de petróleo equivalente |
|||||||||
100% |
Brutos |
Netos |
||||||||
(Mbpe) |
(Mbpe) |
(Mbpe) |
||||||||
Yamu |
2.439 |
244 |
224 |
|||||||
Cubiro |
18.687 |
11.432 |
10.520 |
|||||||
La Punta |
4.097 |
214 |
197 |
|||||||
Mecaya |
2.203 |
947 |
872 |
|||||||
Río Mag |
19.792 |
7.758 |
7.217 |
|||||||
Carbonera |
4.101 |
4.101 |
3.832 |
|||||||
Total 2P (BPE) |
51.318 |
24.697 |
22.862 |
|||||||
Notas para las Tablas 1 a la 3:
(1) |
Las tablas usan la definición de categoría de reservas y siguen las directrices del Manual Canadiense para Evaluación de Petróleo y Gas (Canadian Oil and Gas Evaluation (COGE) Handbook). El flujo de caja neto se calculó sobre la base de precios pronosticados y costos escalonados sobre las reservas para todo tiempo futuro y después de la deducción de los costos de capital y las regalías pero antes de la deducción del impuesto sobre los ingresos. Todos los datos de flujo de caja están en dólares estadounidenses. |
|||
(2) |
Puede que las sumas no den la cifra exacta debido al redondeo por computadora de las cifras decimales. El precio del petróleo el 31 diciembre de 2011 cerró a $98,83 por barril para el petróleo crudo West Texas Intermediate, a $103,11 por barril para el petróleo crudo Vasconia. Los precios pronosticados se escalonaron usando los futuros NYMEX sobre el promedio de los precios acordados mensuales hasta 2017 y luego escalonadamente a 2% por cada año subsiguiente (véase la sección Pronóstico de los Precios del Petróleo y el Gas, en el Formulario F1 presentado). La reserva bruta es la cuota de producción de la compañía antes de regalías y la reserva neta es la cuota de producción de la compañía después de la deducción de regalías. Las regalías sobre el petróleo se pagan en especie y en efectivo si correspondiera. |
|||
(3) |
Los valores presentes netos estimados no representan un valor justo de mercado. Los costos por abandono de los pozos se han incorporado al final de la vida económica. Al revisarse los estimados de reserva, debe entenderse que hay incertidumbres y limitaciones inherentes tanto con la base de datos disponible para análisis como con la interpretación de dichos datos de ingeniería y geológicos. Los criterios usados en la evaluación de las reservas se consideran razonables dados los datos históricos sobre rendimientos de pozos y el conocimiento de la propiedad revisada. |
|||
PetroMagdalena es una compañía de exploración y producción de petróleo y gas con sede en Canadá e intereses operativos en 19 propiedades distribuidas en cinco cuencas de Colombia. Se puede obtener más información visitando nuestro sitio web en www.petromagdalena.com.
Todos los importes monetarios son en dólares estadounidenses, salvo que se indique lo contrario. Este comunicado de prensa contiene algunas "declaraciones a futuro" e "información a futuro" en el marco de las leyes sobre títulos valores vigentes en Canadá 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 sin limitarse a, 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 reservas de petróleo y gas; la ejecución de las estimaciones de reservas de petróleo y gas; el cálculo del tiempo y la cantidad de 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 tales como "planificar", "esperar", "proyectar", "intentar", "considerar", "anticipar", "estimar" y otras palabras similares, o declaraciones de que ciertos eventos o condiciones "podrían" ocurrir u "ocurrirán". Las declaraciones a futuro se basan en las opiniones y estimaciones de la gerencia a la fecha en que se realizan, y se basan en una serie de suposiciones y están sujetas a una diversidad de riesgos e incertidumbres y otros factores que podrían determinar que los eventos o resultados reales difieran sustancialmente de los proyectados en las declaraciones a futuro. Muchas de estas suposiciones se basan en factores y eventos que están fuera del control de PetroMagdalena y no existe seguridad de que demostrarán ser correctas. Los factores que podrían determinar que los resultados reales varíen sustancialmente con respecto a los anticipados en las declaraciones a futuro incluyen cambios en las condiciones del mercado, riesgos relacionados con las operaciones internacionales, fluctuaciones en los precios del petróleo y el gas y en los tipos de cambio, cambios en los parámetros del proyecto, la posibilidad de desvío muy marcado de los costos del proyecto, o costos y gastos no previstos, disputas laborales y otros riesgos de la industria del petróleo y del gas, fallas en la operativa prevista de la planta, los equipos o los procesos. A pesar de que PetroMagdalena ha intentado identificar factores importantes que podrían determinar que las acciones, eventos o resultados reales difieran 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 puede haber garantía alguna de que las declaraciones a futuro resultarán exactas, ya que los resultados reales y los eventos futuros podrían diferir sustancialmente de los anticipados en estas declaraciones. PetroMagdalena no asume obligación alguna de actualizar las declaraciones a futuro si las circunstancias o las estimaciones u opiniones de la gerencia deben ser cambiadas, excepto que así lo requieran las leyes aplicables en materia de títulos valores. Se advierte al lector que no debe depositar una confianza indebida en las declaraciones a futuro.
Las declaraciones relacionadas con los estimados de reservas de petróleo y gas también pueden ser consideradas declaraciones a futuro ya que incluyen estimados de las cantidades de petróleo y gas que se encontrarán si se desarrolla la propiedad. 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 6 mpc por 1 barril (bbl), 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. Los valores estimados de ingresos netos futuros divulgados no representan valor justo del 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 alguna por la idoneidad o exactitud de este comunicado de prensa.
Glosario
1P: Reservas probadas |
G&A: Gastos generales y administrativos |
||
2P: Reservas probadas y probables |
MMCF (MMpc): Millón de pies cúbicos |
||
3P: Reservas probadas, probables y posibles |
MD: Profundidad medida |
||
ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos |
MMBBLS: Millón de barriles de petróleo |
||
API: American Petroleum Institute |
MMBTU: Millón de unidades térmicas británicas |
||
BOE (BPE): Barriles de petróleo equivalente |
|||
BOFD (BFPD): Barriles de fluido por día |
NPV (VPN): Valor presente neto |
||
BOPD (BPPD): Barriles de petróleo por día |
PSI: Libras por pulgada cuadrada. Unidad de presión. |
||
BOEPD (BPEPD): Barriles de petróleo equivalente por día |
TD (PT): Profundidad total del pozo |
||
BS&W: Sedimentos básicos y agua |
TVD (PVV): Profundidad vertical verdadera del pozo |
||
E&PC: Contrato de Exploración y Producción |
TVDSS (PVVBM): Profundidad vertical verdadera bajo el mar |
||
ESP: Bomba eléctrica sumergible |
WI (PE): Participación efectiva |
||
FOB: Freight on Board |
WTI: West Texas Intermediate Oil Price Index |
||
Para información adicional:
Michael Davies
Director Financiero
(416) 360-7915
Belinda Labatte
Representante de Relaciones con los Inversionistas
(647) 436-2152
(PMD. PMD.WT.)
FUENTE PetroMagdalena Energy Corp.
FUENTE PetroMagdalena Energy Corp.
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