Pacific Rubiales brinda actualización sobre exploración: 39 pozos perforados, se alcanzó una tasa de éxito de 72%, se añadió nueva producción
TORONTO, 28 de octubre de 2014 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) anunció hoy una actualización de sus actividades de exploración para los primeros nueve meses de 2014.
Durante los primeros nueve meses de 2014, la compañía continuó con su actividad de perforación exploratoria en Colombia y Perú, perforando un total de 39 pozos, compuestos por 17 pozos de exploración, 19 pozos de evaluación y tres pozos estratigráficos. De este total, 28 pozos descubrieron hidrocarburos económicamente viables para una tasa total de éxito de exploración de 72%. Nueve de los pozos fueron abandonados como agujeros secos y dos pozos fueron considerados como no económicamente viables.
Además de estos 39 pozos, hay diez pozos en Brasil, Perú, Papúa Nueva Guinea, Guatemala y Colombia que se encuentran en las etapas de perforación o prueba y cuatro de estos pozos ya han encontrado indicios de hidrocarburos durante su perforación (evidencias de gas y petróleo), o en testigos y/o registros petrofísicos.
José Francisco Arata, presidente de la compañía, comentó:
"Estamos muy complacidos con los resultados de nuestro programa de exploración en lo que va de año, y esperamos realizar pruebas en varios de nuestros prospectos de exploración de alto impacto en el cuarto trimestre. La actividad de exploración de la compañía este año ha sido especialmente exitosa de lo que se refiere a añadir nueva producción de petróleo liviano tanto en Colombia como en Perú.
"Durante los pasados 12 meses, la compañía más que duplicó su producción neta de petróleo liviano. Hasta la fecha, la perforación ha entregado aproximadamente 10.000 bbl/d de nueva producción neta de petróleo liviano desde pozos de exploración exitosos perforados en los primeros nueve meses de 2014. También tenemos barriles adicionales que pueden recuperarse con trabajos adicionales (behind pipe) en varios de los pozos de exploración más recientemente perforados. Estos resultados demuestran la calidad y el valor de nuestra cartera de exploración".
En la siguiente tabla se resumen los pozos de exploración perforados durante los primeros nueve meses de 2014:
Pozos de exploración en 2014 (perforados y evaluados durante los primeros nueve meses) |
||||||
Bloque |
PRE participación % |
Prospecto |
Pozos |
Tipo de hidrocarburo |
Resultado |
|
CPE-6 |
50% |
Hamaca |
7 pozos* |
petróleo pesado |
6 con petróleo, 1 seco |
|
Río Ariari |
100% |
Mochelo / Heliconia |
9 pozos* |
petróleo pesado |
9 con petróleo |
|
Quifa |
60% |
Quifa SE |
3 pozos* |
petróleo pesado |
1 con petróleo, 2 seco |
|
CPO-17 |
25%1 |
Godric |
3 pozos* |
petróleo pesado |
3 con petróleo |
|
Arrendajo |
67,5% |
Búho / Mirla Oeste |
2 pozos (Búho-1X, Mirla Oeste-1X) |
petróleo liviano |
2 secos |
|
Canaguaro |
87,5% |
Canaguay / Tapiti |
2 pozos* (Canaguay-2ST2 y Tapiti-1X) |
petróleo medio |
2 con petróleo |
|
Mapache |
100% |
Tucuso / Erizo |
2 pozos* (Tucuso-1X y Erizo-1) |
petróleo medio |
1 con petróleo, 1 seco |
|
Guatiquía |
100% |
Avispa / Ceibo |
2 pozos (Avispa-1X y Ceibo-1X) |
petróleo medio |
2 con petróleo |
|
Cubiro |
100% |
Copa D |
1 pozo (Copa-14) |
petróleo medio / liviano |
1 con petróleo |
|
Casimena |
100% |
Taqua / Cafetillo |
2 pozos (Taqua-1X y Cafetillo-1X) |
petróleo liviano |
2 secos |
|
Perú Z-1 |
49% |
Albacora profundo |
4 pozos (A-18Dst, A-26D, A-19D, A-21D) |
gas / petróleo medio |
3 con petróleo, 1 seco |
|
Muisca |
50%1 |
Balsa |
1 pozo (Balsa-1X) |
gas / petróleo liviano |
1 seco |
|
La Creciente |
100% |
LC-H |
1 pozo (LC-H-1X) |
gas |
1 seco |
|
Total |
19 prospectos |
39 pozos |
28 con petróleo, 11 secos |
|||
1Participación adquirida a través de la participación de 49,999% en Maurel et Prom Colombia |
||||||
*Pozos CPE-6 (todos son pozos de evaluación); Río Ariari (todos son pozos de evaluación); Quifa (incluye un pozo de evaluación); CPO-17 (todos son pozos estratigráficos); Canaguaro (incluye un pozo de evaluación); Mapache (incluye un pozo de evaluación) |
COLOMBIA
Bloques en Llanos Profundos
En el bloque Canaguaro (donde PRE tiene una participación de 87,5%), el pozo de evaluación Canaguay-2 ST2 encontró 32 pies de horizonte productor neto en la formación Mirador. Desde su completamiento, el pozo ha fluido bajo condiciones naturales y en estos momentos está produciendo a una tasa de 842 bbl/d de petróleo con densidad de 29,5 grados API con un corte de agua de 3,7%. Desde el descubrimiento, el pozo ha producido un total de 166 Mbbl de petróleo.
También en el bloque Canaguaro, y según los Registros Durante la Perforación (registros LWD, por sus siglas en inglés), el pozo de evaluación Tapiti-1X encontró 24 pies de horizonte productor neto en la formación Mirador. El pozo se completó en los cuatro pies superiores de la formación Mirador con una bomba eléctrica sumergible a una tasa promedio de 1.780 bbl/d. Actualmente el pozo está produciendo a una tasa estable de 1.346 bbl/d de petróleo con densidad de 26,7 grados API con un corte de agua de 20%. Desde el descubrimiento, el pozo ha producido un total de 22 Mbbl de petróleo.
Estos dos pozos (Canaguay-2ST2 y Tapiti-1X), fueron perforados en estructuras separadas y en rumbo con el prospecto Barinas análogo. El prospecto Barinas se probó en el pasado mediante dos pozos, y en base a la interpretación petrofísica se ha calculado que se pasó por alto un horizonte productor en la formación Mirador. Está previsto perforar en el prospecto Barinas en el cuarto trimestre de 2014.
En el bloque Guatiquía (donde PRE tiene una participación de 100%), se comenzó la perforación del pozo Avispa-1X en el primer trimestre de 2014 y el mismo alcanzó una profundidad total ("TD") de 12.262 pies de profundidad medida ("MD") teniendo como objetivo una estructura separada a mitad de camino entre el reciente descubrimiento Ceibo-1 y el campo Candelilla. El pozo encontró 66 pies de horizonte productor neto incluyendo 51 pies de horizonte productor neto en la formación Guadalupe y 15 pies de horizonte productor neto de la unidad Lower Sand 1. Este pozo ha estado en producción continua desde el primer trimestre de 2014 y en la actualidad promedia 800 bbl/d en la formación Guadalupe con una producción acumulada de 110 Mbbl.
También en el bloque Guatiquía, se perforó el pozo de exploración Ceibo-1X hasta una TD de 12.450 pies, el cual encontró 68 pies de horizonte productor neto, incluyendo 48 pies de horizonte productor neto en la formación Guadalupe y 20 pies de horizonte productor neto en la unidad Lower Sand. El pozo se completó en la unidad Lower Sand durante el primer trimestre de 2014 y en la actualidad está produciendo aproximadamente 4.000 bbl/d de petróleo con densidad de 22 grados API. Hasta la fecha este pozo ha producido más de 750 Mbbl de petróleo.
Continuando con la evaluación del potencial de exploración en el bloque Guatiquía, durante el tercer trimestre de 2014 se comenzó la perforación del pozo Ardilla-1X. El pozo alcanzó una TD de 12.825 pies el 19 de octubre. Durante la perforación en la unidad Lower Sand 1 y en las formaciones Guadalupe y Mirador se encontraron señales alentadoras de hidrocarburos. La interpretación petrofísica indica la presencia de 71 pies de horizonte productor neto en la formación Mirador, 17 pies en la formación Guadalupe y 44 pies en la unidad Lower Sandstone-1 (sin presencia de contacto de agua), muy similar al pozo Ceibo-1X. El pozo se encamisará y probará en la unidad Lower Sandstone-1.
Estos tres descubrimientos (Ceibo, Avispa y Ardilla) están todos en estructuras separadas y diferentes ubicadas a lo largo del mismo rumbo geológico que define a los campos petroleros productores Yatay y Candelilla. Los resultados de nuestra reciente perforación indican la posibilidad de un sistema de petróleo considerablemente más grande en el nivel de la formación Guadalupe de lo que se había previsto originalmente. Para poner a prueba este concepto, en los próximos meses se perforarán otros dos pozos de evaluación.
Bloques de petróleo pesado
Se perforó el pozo de exploración Matapalos-1X en el límite oriental del bloque Chiguiro Oeste (donde PRE tiene una participación de 100%). El pozo Matapalos-1X es un pozo de compromiso que tiene como objetivo la formación Mirador. El pozo alcanzó una MD total de 5.656 pies y en la actualidad está siendo encamisado para comenzar las pruebas. El pozo indica la posibilidad de una considerable columna de hidrocarburos en el nivel Mirador y Lower Mirador. La evaluación petrofísica preliminar calcula 100 pies de posible horizonte productor neto distribuido en tres intervalos. El pozo está siendo preparado para probar estos tres intervalos.
En el bloque CPE-6 (donde PRE tiene una participación de 50%), la compañía continuó con la campaña de evaluación en el descubrimiento Hamaca. Durante este período de nueve meses se perforaron un total de siete pozos de evaluación. La producción de petróleo diaria agregada total en octubre procedente de los pozos en el bloque fue de 650 bbl/d, limitada por la capacidad de la instalación de prueba.
En el bloque Río Ariari (donde PRE tiene una participación de 100%), la compañía continuó con la campaña de perforación de evaluación en los descubrimientos Mochelo y Heliconia. Durante los primeros nueve meses de 2014 se perforaron un total de nueve pozos de evaluación. En estos momentos, la producción de petróleo diaria agregada total procedente de los tres pozos en producción supera los 600 bbl/d, limitada por la capacidad de la instalación de prueba.
PERÚ
El pozo Los Ángeles-1X en el bloque 131 (donde PRE tiene una participación de 30%) es un descubrimiento considerable de petróleo en la cuenca Ucayali, en tierra firme en Perú. El pozo alcanzó TD a finales de 2013. La evaluación petrofísica indicó la presencia de 62 pies de horizonte productor neto en la formación Cushabatay del Cretáceo. Se llevó a cabo una prueba de producción durante 30 días en diferentes intervalos del horizonte productor neto para ganar una comprensión del mecanismo de drenaje y de las características del flujo del yacimiento. Basándose en esta prueba inicial, el operador (Cepsa Perú S.A.) planificó la prueba de producción extendida a largo plazo para ser ejecutada tan pronto lo permitieran los permisos y la logística de la prueba. La prueba de producción extendida comenzó el 18 de septiembre de 2014 y se espera que continúe durante un período de seis meses.
A la fecha del 23 de octubre, el pozo estaba produciendo en flujo natural, 2.258 bbl/d de petróleo con densidad de 45 grados API con un corte de agua de 0,05%, una relación gas-petróleo de 27 pc/bbl, en un estrangulador de 28/64", con una presión en la boca del pozo de 311 psi. Desde que comenzó la prueba de producción extendida, el pozo ha producido más de 61 Mbbl de petróleo (más de 109 Mbbl de petróleo acumulativo total, incluyendo las pruebas iniciales).
La producción desde el pozo Los Ángeles-1X está siendo transportada en camiones a una distancia de aproximadamente 95 km y se está vendiendo en la vecina refinería Pucallpa en Perú. Durante los próximos 12 meses, el operador perforará dos pozos de evaluación en el descubrimiento Los Ángeles para continuar evaluando el tamaño y la magnitud del yacimiento y un pozo de exploración que tendrá como objetivo un prospecto separado en el bloque. Ambas compañías están actualmente evaluando estrategias de marketing y desarrollo a largo plazo para el bloque 131.
La compañía posee una participación del 100% en el bloque 126 también ubicado en la cuenca Ucayali, en tierra firme en Perú. El pozo de exploración Sheshea-1X se perforó hasta TD a finales de 2012 y arrojó en pruebas 1.430 bbl/d de petróleo dulce liviano con densidad de 53 grados API sin agua desde una zona perforada de diez pies en la formación Chonta del Cretáceo. La formación Agua Caliente del Cretáceo arrojó en pruebas 80 bbl/d de petróleo con densidad de 42 grados API con un corte de agua de 97% lo cual sugiere una acumulación de petróleo potencialmente mayor con buzamiento hacia arriba desde el pozo. Estamos avanzando con los planes y esperamos la aprobación de los permisos requeridos antes de que finalice el año para llevar a cabo una prueba extendida, comenzando la misma en el 2015. La compañía recibió recientemente una Evaluación de Impacto Ambiental ("EIA") lo cual nos permite hacer avanzar este descubrimiento hasta una fase de evaluación con plataformas de perforación adicionales además de programas de sísmica en 2D y 3D.
El campo Albacora ubicado costa afuera en Perú, en el bloque Z1 (donde PRE tiene una participación de 49%), ha producido tradicionalmente desde las areniscas Zorritos Medio del Mioceno Temprano a una profundidad de aproximadamente 10.000 pies. La reinterpretación de los datos de sísmica en 3D adquiridos en 2012 indica la presencia de un nuevo prospecto (llamado unidades MZA, MZB y MZC) que se encuentra de 1.000 a 2.000 pies más profundo que los depósitos productores Zorritos. Durante 2014 se perforaron tres pozos teniendo como objetivo estas unidades.
El pozo A-18DST encontró 127 pies de horizonte productor neto indicado en los registros petrofísicos en la unidad MZB con porosidades de 15 a 17%. El pozo A-18DST ha producido a una tasa promedio de 721 bbl/d durante los últimos 14 días de la prueba de producción temprana. Se alcanzó una tasa máxima de 820 bbl/d de petróleo con densidad de 35 grados API con aproximadamente 2,2 MMpc/d de gas y sin agua, en un estrangulador de 26/64". Están en marcha análisis adicionales para optimizar la productividad del pozo. El pozo A-26D encontró 83 pies de horizonte productor neto en la sección más profunda de Zorritos Medio y secciones productoras adicionales identificadas en la unidad MZA. El pozo A-19D encontró 151 pies de horizonte productor neto en las unidades MZB y MZC.
Los tres pozos están en producción o se están poniendo en producción y se espera que contribuyan al aumento de la producción de petróleo en el campo Albacora. La compañía y su asociada BPZ Energy están actualmente perforando el A-27D para probar tanto Zorritos como las unidades más profundas y espera alcanzar TD en este pozo para finales del 2014.
OTRAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN
En el bloque Guama (donde PRE tiene una participación de 100%), la compañía comenzó pruebas de producción extendida del pozo Pedernalito–1X el 23 de septiembre y para el 30 de septiembre el pozo estaba produciendo 1,7 MMpc/d de gas natural y 177 bbl/d de condensado con densidad de 54 grados API (un total de 475 bpe/d). También en el bloque Guama, la compañía terminó la instalación de una planta de gas de 5 MMpc/d. Se llevaron a cabo las obras civiles y los preparativos logísticos para las pruebas extendidas de los pozos de descubrimiento Cotorra-1X, Manamo-1X y Capure-1X. Se requiere que estas pruebas cumplan con las regulaciones y son parte de la evaluación comercial en curso de los descubrimientos en Guama con el objetivo de brindar una fuente de producción de gas para el proyecto de exportación de GNL de la compañía.
Durante el trimestre, la compañía perforó el pozo de exploración Fortuna-1X ST3 en el bloque 116 en tierra firme en Perú (donde PRE tiene una participación de 50%). El pozo tenía como objetivos yacimientos en piedra caliza y arenisca en las formaciones Vivian y Cushabatay del Cretáceo. Como resultado de dificultades operativas, no fue posible alcanzar estos objetivos, y la compañía decidió abandonar la sección inferior y probar la que se encuentra en el intervalo del Terciario con evidencias de petróleo y gas, con otros dos intervalos de prueba dependiendo de los resultados de la primera prueba.
En los bloques "Karoon" en la cuenca Santos costa afuera en Brasil (donde PRE tiene una participación de 35%), el operador Karoon Petróleo & Gás Ltda. ("Karoon") ha contratado la plataforma semisumergible "Olinda Star" para perforar dos pozos de compromiso, Kangaroo-2, un pozo de evaluación de buzamiento ascendente desde el descubrimiento inicial Kangaroo, y Kangaroo West-1, un pozo de exploración cercano que tiene como objetivo un prospecto en la ladera occidental del domo de sal Kangaroo. Karoon tomó posesión de la Olinda Star el 22 de octubre de 2014, y se espera que comience la perforación del pozo Kangaroo-2 para mediados de noviembre. El pozo Kangaroo West-1 seguirá inmediatamente después de la perforación del pozo Kangaroo-2. El descubrimiento de Kangaroo-1, anunciado a principios de 2013, encontró una columna de petróleo de 82 pies brutos identificada en registros petrofísicos y recuperó múltiples muestras de petróleo con densidad de 42 grados API en pruebas con cable de perforación. Luego del completamiento de estos pozos, los socios tienen hasta junio de 2015 para comprometerse a perforar hasta cuatro pozos supeditados, según se define en el Kangaroo PAD (plan de evaluación).
En el bloque en aguas profundas FZA-M-90 (donde PRE tiene una participación de 30%), ubicado en la cuenca Foz do Amazonas en Brasil, Spectrum-CGG ha completado un programa de adquisición de sísmica en 3D multicliente en la concesión de la exploración. El volumen de sísmica en 3D con procesamiento preliminar acelerado se espera para principios de 2015 y la interpretación se espera para octubre de 2015. El operador del bloque, Queiroz Galvão Exploração e Produção ("QGEP") ha iniciado estudios medioambientales para el proceso de permiso relacionado con perforación de exploración, planificada para finales de 2018.
En los bloques en aguas profundas PAMA-M-265 (donde PRE tiene una participación de 70%) y PAMA-M-337 (donde PRE tiene una participación de 50%), en la cuenca Pará-Maranhão en Brasil, QGEP está llevando a cabo estudios medioambientales para el proceso de permiso relacionado con la adquisición de sísmica en 3D y perforación de exploración. Se espera que el programa de adquisición de sísmica en 3D cubriendo aproximadamente 1.600 km2 en ambos bloques comience en el cuarto trimestre de 2015. El volumen de sísmica en 3D acelerada, que permitirá una interpretación preliminar, está previsto para el segundo trimestre de 2016.
En Guyana, CGX Energy Inc. (TSXV – OYL) ("CGX") (que es 55% propiedad de Pacific Rubiales) comenzó un levantamiento sísmico en 3D de 3.117 km2 en el bloque Demerara, costa afuera en Guyana. El levantamiento sísmico comenzó a principios de octubre y se espera que esté terminado en aproximadamente 60 días, con la interpretación de los datos terminada para el tercer trimestre de 2015. El costo agregado de este levantamiento sísmico será de aproximadamente U.S.$18 millones. El levantamiento sísmico en 3D cubrirá prácticamente todo el bloque Demerara y brindará información detallada sobre la distribución del yacimiento y la integridad estructural de las posibilidades de exploración actuales. Al final, este levantamiento sísmico en 3D permitirá a CGX clasificar mejor sus prospectos en la cuenca Guyana-Surinam y definir futuras ubicaciones para perforación. Está previsto que la perforación del siguiente pozo de exploración comience en la segunda mitad de 2016.
En los bloques en Belice (participación de 55%) de la compañía, el diseño original del levantamiento sísmico en 2D de 650 km se modificó a 344 km, y el levantamiento está completado en un 86%, esperándose la interpretación sísmica para mediados de 2015.
En el bloque PRL-39 (donde PRE tiene una participación neta de 12,9%) en Papúa Nueva Guinea, el operador InterOil Corporation ("InterOil"), comenzó la perforación del pozo de exploración Raptor-1 a finales de marzo. El prospecto Raptor se encuentra aproximadamente 12 km al oeste del campo de gas natural Elk-Antelope de InterOil. El pozo Raptor-1 ha intersectado 656 pies de la zona objetivo Kapau Limestone y los registros de cable de exploración indican la presencia de hidrocarburos. El operador ahora tiene planes de llevar a cabo operaciones de prueba del pozo para determinar el tipo de hidrocarburo, el caudal y la calidad del yacimiento.
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 previamente 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, Belice 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 acontecimientos 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, Belice 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 en 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 viernes, 14 de marzo de 2014 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.
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.
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 norma colombiana es 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. |
bpe/d |
Barril de petróleo equivalente por día. |
Bbpe |
Mil millones de barriles de petróleo equivalente. |
Mbbl |
Mil barriles. |
Mbpe |
Mil barriles de petróleo equivalente. |
MMbbl |
Millón de barriles. |
MMbpe |
Millón de barriles de petróleo equivalente. |
Mpc |
Mil pies cúbicos. |
WTI |
Petróleo crudo West Texas Intermediate. |
Christopher (Chris) LeGallais, Vicepresidente Corporativo, Relaciones con los Inversores, +1 (647) 295-3700; Frederick Kozak, Vicepresidente, Relaciones con los Inversores, +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, Gerente Senior, Relaciones con los Inversores, +57 (1) 511-2298; Kate Stark, Gerente, Relaciones con los Inversores, +1 (416) 362-7735; CONTACTO CON LOS MEDIOS: Peter Volk, Vicepresidente, Comunicaciones, América del Norte, +1 (416) 362-7735
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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