Pacific Rubiales ofrece actualización de exploración y operaciones; alcanza una producción diaria histórica de 225.000 barriles de equivalente de petróleo (bruto) de todos los campos
TORONTO, 16 de mayo de 2011 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) ofreció hoy una actualización de sus activos de exploración y producción en Colombia, Perú y Guatemala por los cuatro primeros meses de 2011.
Actualización de la exploración:
La cartera de exploración de la Compañía abarca actualmente 18.723.075 acres (brutos), incluidos 1.693.437 acres adicionales incorporados después de la reciente adquisición del 49,999% de los intereses que tenía Maurel et Prom (Euronext Paris: MAU.FP) en los bloques SSJN-9, CPO-17 y COR-15 de Sabanero, Muisca, que son bloques exploratorios situados en tierra en Colombia.
Durante los cuatro primeros meses de 2011, la Compañía continuó su actividad exploratoria en Colombia, Perú y Guatemala, con un total de 34 pozos exploratorios, de evaluación y estratigráficos en los bloques Rubiales-Pirirí, Quifa, La Creciente, CPE-6, Abanico, Dindal-Río Seco y Buganviles (incluidos 7 pozos que se empezaron a perforar en diciembre de 2010), así como la adquisición de 857,5 kilómetros de datos sísmicos equivalentes 2D en el Bloque 138 en Perú y los bloques Arrendajo y SSJN-3 en Colombia. Hasta ahora, de los 34 pozos, cuatro pozos están en la fase de perforación o de prueba, tres pozos se han abandonado como pozos secos y tres pozos exhibieron columnas de hidrocarburos que no se consideran económicas. Dos de los pozos actualmente en perforación ya han presentado resultados petrolíferos.
Ronald Pantín, director ejecutivo de la Compañía, comentó: "Esta actualización ilustra la naturaleza dinámica de la Compañía. Seguimos cumpliendo con nuestra meta de contar con un esfuerzo vigoroso y concertado para nuestra cartera de exploración este año. Estamos cumpliendo con nuestro objetivo a largo plazo de explorar y producir petróleo en las cuencas más prometedoras de la región subandina, a la vez que conseguimos acceso al mercado para allanar el camino hacia un crecimiento ulterior en los próximos años".
COLOMBIA
Cuenca de los Llanos
Contratos de Rubiales-Pirirí
Como parte de la campaña de evaluación de la Compañía en estos bloques, entre enero de 2011 y abril de 2011 la Compañía perforó un total de siete pozos de evaluación en la llamada "zona de delimitación" del área expuesta en el contrato de Rubiales-Pirirí. Los pozos Rub-243, Rub-446, Rub- 447 y Rub-448 fueron perforados en la zona de delimitación más al sur del área de contrato de Rubiales, mientras que los pozos Rub-363, Rub-404 y Rub-534 fueron perforados en la zona de delimitación oriental del Contrato de Pirirí (ver Figura 1). Seis pozos tuvieron resultados exitosos y extendieron el yacimiento de Rubiales hacia estas áreas, excepto el pozo Rub-447, que resultó seco.
Figura 1
Haga clic aquí para ver la Figura 1: http://files.newswire.ca/959/Figure_1.pdf
Como se describe en la tabla a continuación, estos pozos exhibieron espesores netos de hidrocarburos variando de 10 a 40 pies y porosidades del 30% al 33%.
Zona de delimitación Rubiales-Pirirí |
||||||
Pozo |
Contrato |
Espesor neto (pies) |
Porosidad (%) |
Notas |
Petróleo |
|
Rub-243 |
Rubiales |
23 |
30 |
Evaluación |
Petróleo |
|
Rub-446 |
Rubiales |
16 |
31 |
Evaluación |
Petróleo |
|
Rub-447 |
Rubiales |
0 |
- |
Evaluación |
Seco |
|
Rub-448 |
Rubiales |
16 |
33 |
Evaluación |
Petróleo |
|
Rub-363 |
Pirirí |
10 |
32 |
Evaluación |
Petróleo |
|
Rub-404 |
Pirirí |
40 |
32 |
Evaluación |
Petróleo |
|
Rub-534 |
Pirirí |
19 |
33 |
Evaluación |
Petróleo |
|
La distancia del pozo Rub-446 (el pozo de evaluación exitoso más al sur) al pozo Rub-534 (el pozo de evaluación exitoso más al norte) es mayor de 14 kilómetros y el ancho de la región evaluada promedió 3,5 km hasta el límite en el que la Compañía ha desarrollado actividades de exploración hasta ahora. Estos pozos permiten la evaluación del potencial de hidrocarburos de un área de más de 15.280 acres. Estos pozos exitosos extenderán el campo de Rubiales y crearán más oportunidades para actividades adicionales de exploración en la zona de delimitación cubierta por los Contratos de Rubiales-Pirirí. Con estos resultados, la Compañía hará todos los arreglos necesarios para completar las pruebas a largo plazo en estos pozos, perforará pozos de evaluación adicionales, procederá a solicitar la aprobación de Ecopetrol de la comercialidad de esta extensión del campo de Rubiales y presentará toda la información necesaria para la certificación de las nuevas reservas.
Bloque de Quifa
Quifa SW
Como una continuación de su campaña de exploración y delineación en las prospecciones "E", "H" y "J" en el área comercial de Quifa SW, la Compañía perforó 15 pozos desde diciembre de 2010 hasta la fecha: (i) los pozos de evaluación Quifa-37, Quifa-39, Quifa-52 y Quifa-81, en la prospección "E" (ii) los pozos de evaluación Quifa-36, Quifa-45, Quifa-48, Quifa-49 y Quifa-53 en la prospección "H" y (iii) los pozos de evaluación Quifa-DW1, Quifa-77 y Quifa-78, y los pozos estratigráficos Quifa-117, Quifa-119 y Quifa-120 en la prospección "J" (ver Figura 2).
Figura 2
Haga clic aquí para ver la Figura 2: http://files.newswire.ca/959/Figure_2.pdf
Cada uno de estos pozos se evaluó exitosamente, extendiendo el área probada de Quifa SW (prospecciones "E" y "H") e indicando una extensión de estas acumulaciones de petróleo al sur y al sureste en la Prospección "J", incrementando el área de reservas probadas y probables (2P) de 22.634 acres a 31.544 acres. Nueve de los pozos relacionados con esta campaña de exploración se usaron para apoyar la certificación de reservas brutas 2P de 154 Mbbl otorgada por Petrotech Engineering Ltd., como lo anunció anteriormente la Compañía, el 11 de marzo de 2011. Los pozos más recientes, Quifa-117, Quifa-119 y Quifa-120, perforados en la Prospección "J", apoyan esta superficie en acres probada.
Una vez que la Compañía reciba los permisos ambientales requeridos, se perforarán los grupos de producción y los pozos estratigráficos se convertirán en pozos productivos, que la Compañía espera que permitirán una reclasificación de la mayoría de las reservas probables no productoras en reservas productoras probadas.
La siguiente tabla resume los espesores netos de hidrocarburos, las porosidades y las prospecciones donde se perforaron esos pozos.
POZO |
PROSPECCIÓN |
TIPO DE POZO |
ARENA NETA (PIES) |
POROSIDAD PROMEDIO (%) |
|
QUIFA-052 |
E |
Evaluación |
13 |
30 |
|
QUIFA-037 |
E |
Evaluación |
8 |
31 |
|
QUIFA-039 |
E |
Evaluación |
11 |
31 |
|
QUIFA-081 |
E |
Evaluación |
21 |
30 |
|
QUIFA-036 |
H |
Evaluación |
13 |
30 |
|
QUIFA-045 |
H |
Evaluación |
14 |
32 |
|
QUIFA-048 |
H |
Evaluación |
14 |
33 |
|
QUIFA-049ST |
H |
Evaluación |
11.4 |
30 |
|
QUIFA-053 |
H |
Evaluación |
13 |
30 |
|
QUIFA-DW-01 |
J |
Evaluación |
15 |
32 |
|
QUIFA-077 |
J |
Exploratorio (Pozo seco) |
0 |
- |
|
QUIFA-078 |
J |
Exploratorio |
8 |
35 |
|
QUIFA-117 |
J |
Estratigráfico |
18 |
28 |
|
QUIFA-119 |
J |
Estratigráfico (Extracción de testigos) |
18 |
31 |
|
QUIFA-120 |
J |
Estratigráfico |
5 |
27 |
|
El yacimiento de Quifa SW se ha extendido hacia el norte con la perforación de seis pozos de evaluación (Prospección "E" en la tabla). El pozo Quifa-81 se perforó 8 km hacia el noreste en el área llamada "Corredor de Quifa " y los pozos Quifa-37, 39 y 52 se perforaron 2 km al noroeste, 4 km al oeste noroeste y 4 km al oeste suroeste del yacimiento, respectivamente. Además, el yacimiento de Quifa SW se extendió 2,5 km al suroeste y 2 y 5 km al noreste con la perforación de los pozos Quifa-36, 45, 48, 49ST y 53 en la Prospección "H", respectivamente. La principal actividad ocurrió al sur del yacimiento principal en la Prospección "J", donde la Compañía perforó 6 pozos que extendieron el yacimiento de Quifa SW más de 2 km y 6,5 km al sureste, respectivamente (pozos Quifa-117 y Quifa-DW01), 5 km al sur (pozo Quifa-78) y 4 km al suroeste (pozos Quifa-119 y 120). El pozo Quifa-77 se perforó a 17 km del yacimiento principal, en la esquina sureste del bloque Quifa y estaba seco.
Quifa Norte
En esta parte norte del Bloque, la Compañía todavía está esperando los permisos ambientales para empezar la campaña de evaluación, que incluirá la perforación de 16 pozos. Se espera que estos permisos se concedan durante junio de 2011. La Compañía ya ha conseguido perforar el pozo de evaluación Jaspe-2 y el pozo estratigráfico Jaspe-3 en la prospección "A", el pozo estratigráfico Zircon-1 en lo que se interpretó como el extremo oeste de la prospección "Q", y el pozo estratigráfico Ambar-3 se perforó en la prospección "F" (ver Figura 3). Este pozo se empezó a perforar a fines de diciembre de 2010. El pozo Jaspe-2 se perforó para evaluar el límite oeste de la prospección "A" en una curva de nivel de 12 pies de espesor neto de hidrocarburos. El pozo halló la parte superior de las Areniscas Basales casi 15 pies más profundo de lo pronosticado y halló sólo 3 pies de espesor neto de hidrocarburos. El Jaspe-3 se perforó para evaluar la extensión de la prospección "A" al noreste. Este pozo halló 29 pies de espesor neto de hidrocarburos y confirmó la extensión de la prospección (4 km) en esa dirección. El pozo Zircon-1 se perforó para evaluar los límites occidentales de la Prospección "Q" y no halló areniscas petrolíferas. Este pozo se perforó originalmente para evaluar 15 pies de espesor neto de hidrocarburos en la Prospección "Q" en su parte occidental, pero ahora interpretamos que el pozo entró en un compartimiento distinto y se perforó por debajo del contacto petróleo-agua de la Prospección "F". El Ambar-3 se perforó hacia el sur del pozo exploratorio Ambar-1 perforado anteriormente, y mostró 2 pies de espesor neto de hidrocarburos debido a un alto contenido de esquistos. Los resultados del Jaspe-3 y del Ambar-3 se informaron en el comunicado de prensa de la Compañía del 3 de febrero de 2011.
Para la segunda mitad de 2011, y después de recibir los permisos ambientales, la Compañía ha programado perforar y probar 16 pozos de evaluación adicionales en las Prospecciones "A", "F" y "Q", lo que nos permitirá dar todos los pasos necesarios para apoyar una solicitud comercial por esos tres yacimientos. Además, durante este período, la Compañía adquirirá 500 km2 de datos sísmicos de 3D para mejorar la imagen subterránea y realizar consecuentemente una cartografía mejorada de los modelos estructurales y estratigráficos.
Figura 3
Haga clic aquí para ver la Figura 3: http://files.newswire.ca/959/Figure_3.pdf
CPE-6
En el Bloque CPE-6, la Compañía continuó la campaña de perforación y exploración y perforó los pozos estratigráficos Guairuro-5 y Guairuro-6 en el límite noreste y sur de la prospección de Guairuro, respectivamente. La Compañía anunció los resultados del pozo Guairuro-5 en su comunicado de prensa con fecha 3 de febrero de 2011. El pozo estratigráfico Guairuro-6 se perforó 10 km al sur del pozo Guairuro-4 en el límite sur de la prospección Guairuro. El pozo se diseñó para evaluar las siguientes hipótesis: (i) la extensión más meridional de la carga de petróleo dentro del valle inciso; (ii) una posible compartimentalización del yacimiento dentro de este juego de las unidades C-7 y a lo largo de las areniscas basales; y (iii) la extensión del flujo de petróleo hacia el sur desde la ubicación del pozo Guairuro-4 a lo largo de los estratos porosos de las areniscas del C-7. La evaluación petrofísica, así como los núcleos tomados en la unidad C-7, indicaron un alto contenido de esquistos en la unidad C-7. El intervalo C-7 exhibió cinco pies de yacimiento impregnado al 100% con hidrocarburos, y consecuentemente, se interpretaron cinco pies de espesor neto de hidrocarburos con un 27% de porosidad. Estos hallazgos confirman que el sistema y la carga de hidrocarburos funcionaron eficazmente a todo lo largo hacia el sur de la prospección, ratificando la prospectividad de esta parte del bloque.
El pozo también halló un grueso intervalo arenoso encima del basamento que se ha interpretado como un suceso local y aislado de areniscas y no debe conectarse con la carga de petróleo. Actualmente, la Compañía está considerando perforar un pozo desviado hacia el norte, hacia el centro de la incisión, intentando llegar a un paquete de areniscas más grueso en las unidades C-7. Además, como un requerimiento del contrato de Acuerdo de Evaluación Técnica ("TEA"), el pozo está perforando actualmente 1,000 pies en las unidades Paleozoicas.
Con la perforación del pozo Guairuro-6, todos los compromisos de exploración para el contrato TEA con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (la "ANH") ya se han cumplido.
El 1 de abril de 2011, como parte de la estrategia planeada para el bloque CPE-6, la Compañía presentó a la ANH la solicitud de una conversión del contrato de TEA a un contrato de exploración y producción en la parte norte del bloque, lo que se espera que ocurra durante el segundo trimestre de 2011, permitiendo de esa manera a la Compañía incluir los resultados de las perforaciones en su próximo informe sobre reservas.
Arauca
Dos pozos de exploración, TORODOI-1X y TORDO-1X, se empezarán a perforar en el bloque Arauca en junio de 2011. Ambos pozos son compromisos con la ANH y se perforarán hasta el basamento, a una profundidad real (TD) estimada de 7.198 pies de profundidad medida (MD) (o 6.785 pies de profundidad vertical real submarina (TVDSS)) y 8.455 pies MD (o 6.631 pies TVDSS), respectivamente, con objetivos de exploración en arenas basales terciarias y cretáceas.
Los pozos se perforarán de forma consecutiva empezando con el TORODOI-1X, que se perforará verticalmente, seguido por el TORDO-1X, que buscará una segunda prospección ubicada en la parte norte y que tendrá una trayectoria inclinada.
Arrendajo
En relación con los compromisos de exploración del bloque Arrendajo con la ANH, la Compañía finalizó la adquisición y procesamiento de 130 km2 de datos sísmicos 3D. La interpretación de estos nuevos datos sísmicos permitirán identificar la ubicación de un pozo exploratorio, que se perforará durante el tercer y el cuarto trimestre de 2011.
Cuencas del alto, medio y bajo Magdalena
La Creciente
El pozo Apamate-1X se perforó en la prospección LCA-South, situada al sur de los yacimientos de gas La Creciente "A" y La Creciente "D", con un objetivo en la Formación Ciénaga de Oro.
Como se anunció anteriormente el 28 de febrero de 2011, el pozo Apamate-1X descubrió gas en las unidades basales Porquero y mostró una porosidad y una saturación de agua promedio del 17% y el 23% respectivamente, en un intervalo bruto de 53 pies, con una relación de espesor neto-espesor bruto de un 70%. El pozo probó 24 MMcf/d con un obturador de ½ pulgada. La Compañía ya conectó el pozo con las instalaciones principales en La Creciente y comenzará en breve las pruebas a largo plazo. La Compañía planificó la perforación de dos pozos de evaluación para la Prospección de Apamate para julio de 2011.
SSJN-3
En la parte noreste del Bloque en el área de Pivijay, se adquirió un total de 112 km de sísmica 2D. La adquisición de 388 km en el oeste y el sur para completar el compromiso de un programa sísmico de 500 km se suspendió debido a las fuertes inundaciones que afectaron toda la región del bajo Magdalena.
Buganviles
En el bloque Buganviles, la Compañía suspendió el pozo exploratorio Tuqueque-1X, situado en la parte norte del bloque. Actualmente, la Compañía está en el proceso de redefinir el plan direccional para continuar perforando el pozo hasta llegar al objetivo principal, que es la Formación Cretácea Caballos.
Abanico
En el bloque Abanico, la Compañía inició la perforación del pozo exploratorio Gecko-1X, situado en el límite sur del bloque, que tiene como objetivo la Formación Cretácea Caballos a una profundidad aproximada de 6.500 pies. El pozo dio una prueba negativa en la Formación Caballos. La Compañía ahora está preparando el pozo para probar la Formación Barzalosa, que mostró numerosas indicaciones de gas durante la perforación de esta sección. Se espera que esta prueba concluya durante junio de 2011.
Dindal-Río Seco
En el bloque Dindal-Río Seco, y específicamente en el campo Guaduas, la Compañía empezó la perforación del pozo exploratorio Capira-1X, situado en el extremo sur del bloque. El pozo apunta a la Formación Cretácea Cimarrona a una profundidad aproximada de 8.751 pies MD. Se espera que el pozo llegue a una TD a fines de mayo de 2011.
Cuencas Caguán-Putumayo
Topoyaco
En el bloque Topoyaco, la Compañía planea empezar a perforar la Prospección "D" en julio de 2011. Esta prospección es una trampa estructural bajo corrimiento que la Compañía cree que es independiente de las estructuras "B" y "C" perforadas anteriormente en el bloque. Nuestro equipo técnico estima que los recursos prospectivos (en el mejor estimado) podrían estar en el orden de 51 MMboe. La Compañía también está esperando que la ANH apruebe el plan de evaluación del reciente descubrimiento hecho en el pozo Topoyaco 2 en la Prospección "B" en el Miembro Neme de la Formación Rumiyaco. El pozo Topoyaco 1 está suspendido y en espera del abandono.
Tacacho y Terecay
La Compañía acordó recientemente con su socio Petrodorado Energy Ltd. el diseño de datos sísmicos 2D de 480 km en el bloque Tacacho, que la Compañía está planeando adquirir junto con 476 km de sísmica 2D en el bloque Terecay durante el cuarto trimestre de 2011.
PERÚ
Cuenca de Ucayali
Bloque 138
La Compañía está finalizando la adquisición de 537 km de datos sísmicos 2D en el Bloque 138. La interpretación preliminar de la información procesada del campo ha permitido la identificación por lo menos de 4 pistas exploratorias en los niveles estratigráficos Cretáceo y Paleozoico, que deben confirmarse con la interpretación de la información final completamente procesada. Tras la interpretación, la Compañía seleccionará una ubicación para perforar un pozo exploratorio, cumpliendo con sus obligaciones de perforación, a principios de 2012.
Bloque 135
La Compañía está esperando por permisos ambientales con el fin de empezar la adquisición de datos sísmicos 2D, que se espera que comience en julio de 2011. Actualmente no se realizan actividades de exploración en este bloque.
GUATEMALA
Bloques N-10-96 y O-10-96
Durante el primer trimestre de 2011, la Compañía continuó la definición del programa exploratorio para los bloques "N-10-96" y "O-10-96". Las actividades exploratorias para 2011 en Guatemala abarcarán: (i) reprocesamiento sísmico de 300 km de datos sísmicos 2D; (ii) adquisición y procesamiento de 300 km adicionales de datos sísmicos 2D; (iii) 5.300 km de datos aeromagnéticos y aerogravimétricos; (iv) 6.600 km2 de levantamientos de percepción remota; (v) campaña de geología de superficie (ya en marcha, que incluye análisis de muestras); y (vi) el inicio de una interpretación geológica integrada para definir lugares de prospección de exploración que se perforarán en 2012.
El programa exploratorio se presentó en febrero de 2011 al Ministerio de Energía y Minas de Guatemala. La Compañía espera la aprobación del programa exploratorio en el segundo trimestre de 2011.
Actualización de la producción:
Rubiales-Pirirí/Quifa
Desde principios de 2011, la Compañía ha estado aumentando constantemente su nivel de producción en los campos Rubiales/Pirirí y Quifa. Aunque el potencial de producción ha estado disponible a boca de pozo desde principios de año, la producción real ha estado restringida por la capacidad limitada del sistema de oleoductos de OCENSA, asociado con retrasos en su proyecto de expansión. Además, las fuertes lluvias en Colombia durante el primer trimestre afectaron la capacidad de la Compañía de transportar el petróleo en camiones.
La eliminación de los embotellamientos del transporte mediante la entrada en operación del proyecto de expansión en el oleoducto de OCENSA ha permitido la materialización de los niveles de producción planeados. La siguiente tabla muestra la evolución de la producción operada:
Mes |
Promedio producción bruta (boe/d) |
Promedio producción neta* (boe/d) |
|
Enero 2011 |
167.804 |
64.199 |
|
Febrero 2011 |
183.351 |
69.439 |
|
Marzo 2011 |
188.253 |
70.724 |
|
* Neto después de consumo interno y regalías
La producción bruta operada combinada de los campos Rubiales y Quifa está hoy en el nivel histórico de 207.000 bbl/d, lo que confirma el área como la región petrolera más prolífica de Colombia.
La Creciente y otros campos de producción de gas
En el campo de gas natural La Creciente la producción ha promediado 60,5 MMcf/d, y ha estado limitada por las restricciones operacionales de Promigas en la línea de gas hacia la región de Cartagena. Cuando esas restricciones no están en vigor, el campo La Creciente ha alcanzado una producción récord de 70 MMcf/d. Se instalaron y se pusieron en funcionamiento un depurador temporal de gas a ventas y un intercambiador de calor y preenfriador de gas temporal. Estas instalaciones serán reemplazadas por componentes permanentes durante la fase de construcción de expansión de la capacidad este año.
Se pusieron en línea dos plantas de aminas para remover el contenido de dióxido de carbono fuera de especificación en los campos Abanico (1,5 MMcf/d) y Guaduas (5 MMcf/d). Estas plantas permiten actualmente las ventas de gas a usuarios industriales y de gas natural vehicular.
La producción bruta total de la Compañía, incluidos los campos de gas natural y de crudo ligero y mediano fue de 225.000 boe/d el 12 de mayo de 2011.
Oleoducto ODL
Garantizar y ampliar la capacidad de transporte mediante la participación en el oleoducto ODL es una parte integral de la estrategia de crecimiento de la Compañía. El 4 de mayo de 2011, el oleoducto ODL bombeó un récord histórico de 246.588 bbl/d. El oleoducto ODL alcanzará su plena capacidad hidráulica de 340.000 barriles por día durante el tercer trimestre de 2011.
Proyecto STAR en Quifa
En marzo de 2011, la Compañía y Ecopetrol acordaron continuar con el Proyecto STAR en el campo Quifa, que si resulta exitoso (como se espera) será un paso adelante hacia la utilización de la tecnología en el futuro cercano. En los campos Rubiales y Quifa las principales directivas de la gerencia tienen que ver con:
- utilización plena de la infraestructura de producción ya comprada para el campo Rubiales;
- aplicación de una estrategia de vía rápida para llevar a cabo los principales estudios especializados y pruebas de laboratorio; y
- realizar una prueba piloto bajo los términos y las condiciones actuales existentes para la asociación de la Compañía y Ecopetrol en Quifa.
La preparación de las plataformas para producción y las instalaciones de los pozos ya se han diseñado y construido y ahora están ubicadas en el campo Quifa. La instalación de la infraestructura completa del programa piloto STAR empezará dentro de unos días y se espera que esté terminada en un plazo de 2 a 3 meses. En ese momento, la Compañía ofrecerá una nueva actualización. La perforación de los cinco pozos empezará en cuanto se hayan otorgado los permisos ambientales.
Adquisición en Maurel et Prom
El 6 de mayo de 2011, PRE-PSIE CÖOPERATIEF U.A., una cooperativa holandesa de propiedad de la Compañía, adquirió exitosamente de Les Etablissements Maurel & Prom, S.A. un interés del 49.999% en Maurel y Prom Colombia B.V., que es propietaria de los siguientes intereses de hidrocarburos situados en tierra en Colombia:
- Participación del 100% en el bloque Sabanero, situado en la región central de Colombia, en el Departamento del Meta;
- Participación del 100% en el bloque Muisca, situado en la región central de Colombia, en los Departamentos de Boyacá y Cundinamarca;
- Participación del 50% en el bloque SSJN-9, situado en la región norte de Colombia, en los Departamentos de Bolívar, Cesar y Magdalena. El restante interés del 50% pertenece actualmente a HOCOL;
- Participación del 50% en el bloque CPO-17, situado en la región central de Colombia, en el Departamento del Meta. El restante interés del 50% pertenece actualmente a HOCOL; y
- Participación del 100% en el bloque COR-15, situado en la región central de Colombia, en el Departamento de Boyacá.
Resultados financieros del primer trimestre y conferencia telefónica de inversionistas
La Compañía anunciará sus declaraciones financieras del primer trimestre el miércoles 18 de mayo de 2011, junto con su Discusión y Análisis Administrativo por el período correspondiente. Estos documentos se publicarán en el sito web de la Compañía y en SEDAR en www.sedar.com.
La gerencia ofrecerá una conferencia telefónica en vivo en inglés el jueves 19 de mayo de 2011, para comentar los resultados financieros de la Compañía, empezando a las 9:00 a.m. (hora de Toronto). Habrá un traductor al español.
Pacific Rubiales, una compañía radicada en Canadá, productora de gas natural y petróleo crudo pesado, es dueña del 100 por ciento de Meta Petroleum Corp., una empresa petrolera colombiana que opera los campos petroleros Rubiales y Pirirí en la Cuenca de los Llanos, en asociación con Ecopetrol, S.A., la empresa petrolera nacional de Colombia. La Compañía se concentra en identificar oportunidades principalmente en la Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia, así como en otras áreas en Colombia y en el norte de Perú. Pacific Rubiales tiene derechos de explotación en 45 bloques en Colombia, Perú y Guatemala.
Las acciones ordinarias de la Compañía se cotizan en la Bolsa de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia bajo los símbolos PRE y PREC, respectivamente.
El término Boe (barril de petróleo equivalente) puede causar confusión, sobre todo si se usa aislado. Una relación de conversión de boe de 5,7 mcf: 1 bbl se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable principalmente en la punta del quemador y no representa una equivalencia de valor en la boca del pozo.
Nota cautelar concerniente a las declaraciones a futuro
Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, aparte de las declaraciones de hechos históricos, que tengan que ver con actividades, eventos o desarrollos que la Compañía cree, espera o prevé que ocurrirán o podrían ocurrir en el futuro (incluidas, a título enunciativo y no limitativo, declaraciones sobre estimados y/o suposiciones con respecto a la producción, ingresos, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos y reservas potenciales y los planes y objetivos de exploración y desarrollo de la Compañía) son declaraciones a futuro. Estas declaraciones a futuro reflejan las expectativas o creencias actuales de la Compañía basadas en información actualmente a disposición de la Compañía. Las declaraciones a futuro están sujetas a diversos riesgos e incertidumbres que podrían causar que los resultados reales de la Compañía difieran materialmente de los discutidos en las declaraciones a futuro, y aun si dichos resultados se logran o se logran en gran medida, no puede garantizarse que tendrán las consecuencias esperadas o los efectos esperados sobre la Compañía. Los factores que podrían causar que los resultados o eventos reales difieran materialmente de las expectativas actuales son, entre otros: incertidumbre de los estimados de los costos operativos y de capital, estimados de producción y rendimiento económico esperado; la posibilidad de que las circunstancias reales difieran de los estimados y las suposiciones; no establecer reservas o recursos estimados; fluctuaciones en los precios del petróleo y los tipos de cambio; inflación; cambios en los mercados de capital; acontecimientos políticos en Colombia o en Perú; cambios a las regulaciones que afecten las actividades de la Compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y los costos de financiamiento necesario en el futuro; las incertidumbres al interpretar los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; y los otros riesgos divulgados bajo el título "Factores de Riesgo" y en otras partes en el formulario de información anual de la Compañía con fecha 10 de marzo de 2011, archivado en SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración a futuro se refiere solamente a la fecha en la que se hace y, excepto cuando lo requieran las leyes de valores aplicables, la Compañía renuncia a cualquier intención u obligación de actualizar cualquier declaración a futuro, ya sea como resultado de nueva información, sucesos o resultados futuros o cualquier otro factor. Aunque la Compañía cree que las suposiciones inherentes en las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantías de desempeño futuro y por lo tanto no se debe poner una confianza indebida en dichas declaraciones debido a la incertidumbre inherente a la misma.
Recursos prospectivos son esas cantidades de petróleo que se estima, en una fecha dada, que son potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas mediante la aplicación de proyectos de desarrollo futuros. Los recursos prospectivos tienen una probabilidad asociada de descubrimiento y una probabilidad de desarrollo. Los recursos prospectivos se subdividen de acuerdo con el nivel de certidumbre asociado con los estimados recuperables, asumiendo su descubrimiento y desarrollo, y pueden subclasificarse sobre la base de la madurez del proyecto. No hay certeza de que se descubrirá alguna parte de los recursos. Si se descubren, y si su recuperación fuera técnicamente y económicamente viable; no hay certeza de que el recurso prospectivo será descubierto. Si se descubre, no hay certeza de que cualquier descubrimiento será técnicamente o económicamente viable para producir cualquier porción de los recursos.
Para más información:
Sr. Ronald Pantín
Director Ejecutivo y Director
Sr. José Francisco Arata
Presidente y Director
+1 (416) 362-7735
Sra. Belinda Labatte
Relaciones con Inversionistas, Canadá
+1 (647) 428-7035
Sra. Carolina Escobar V
Relaciones con Inversionistas, Colombia
+57 (1) 628-3970
(PRE.)
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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