Perspectivas y pronósticos de Pacific Rubiales para 2012
SE ESPERA UN CRECIMIENTO DE 15 A 35% EN LA PRODUCCIÓN
INVERSIÓN DE CAPITAL DE US$1.200 MILLONES
INFORME ACTUALIZADO DE OPERACIONES EN 2011
TORONTO, 11 de enero de 2012 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) anunció hoy sus planes de inversión de capital para 2012 y un informe actualizado de sus operaciones hasta el final de 2011. Se espera que la empresa alcance una producción promedio neta después del pago de regalías de aproximadamente 86 Mbep/d en 2011, lo que representa un incremento de 51% en relación con la producción de 2010, y terminar el año con una producción bruta total de sus campos de aproximadamente 251 Mbep/d. La producción final se encuentra en el extremo inferior del rango pronosticado de 250-260 Mbep/d debido a que las operaciones de concesión de Quifa Norte y Sabanero fueron más lentas de lo esperado, pero la producción final en ambos campos fue de 3,7 Mbbl/d y se espera un incremento significativo en 2012. La empresa espera un crecimiento de 15-35% en la producción en 2012, en tanto que su inversión de capital permanecerá relativamente igual y será de US$1.200 millones. La empresa opera financieramente alrededor de 60% del total de su inversión de capital proyectada en 2012 y más de 95% de su producción.
La inversión de capital en 2012 se concentra en: (1) ampliar la producción de la empresa en sus campos petroleros insignia de Rubiales/Piriri y Quifa Suroeste; (2) impulsar el crecimiento de la producción en los bloques recién concesionados de Quifa Norte y Sabanero; (3) preparar su propiedad CPE-6 para la producción de petróleo comercial, y (4) continuar la perforación y los estudios sísmicos en su amplia cartera de exploración de alto impacto en Colombia, Perú y Guatemala.
Lo más destacado del programa para 2012 incluye:
- Crecimiento esperado de 15 a 35% en la producción en comparación con el estimado neto de 86 Mbep/d en 2011, principalmente motivado por el incremento en la producción en los campos de petróleo pesado de Quifa, Sabanero y Rubiales. Básicamente todo el crecimiento esperado será en producción de petróleo.
- Inversión total de capital de US$1.200 millones, un pequeño incremento respecto de 2011 en el que la exploración representa aproximadamente 30% del presupuesto total. Se espera que todo el programa de capital esté financiado con fondos generados internamente y efectivo disponible en un entorno en el que se espera que el precio del petróleo se sitúe entre US$80 y US$90 WTI.
- Inversión de US$340 millones en exploración, cifra similar a la destinada a este rubro en 2011, para la perforación de aproximadamente 60 pozos brutos (32 netos) y la obtención de datos sísmicos. Se planean significativas actividades de perforación con fines de exploración y aforo en los bloques de petróleo pesado en Quifa Norte, Sabanero, CPE-6 y CPO-12. En todo el programa de perforación aproximadamente 14 pozos brutos de exploración (9 netos) se situarán en sitios de prospección de alto impacto, incluido el primer pozo de la empresa en Perú.
- US$285 millones para la perforación planeada de 285 pozos brutos de desarrollo (150 netos) en un incremento significativo en comparación con 2011; el motor de las actividades será el desarrollo del campo Quifa Suroeste y los bloques Quifa Norte y Sabanero, además de la perforación interespaciada que está en curso en Rubiales/Piriri.
- Inversión en instalaciones de US$560 millones; aproximadamente 40% se destinará a Quifa, 30% a Rubiales/Piriri y el resto a Sabanero, con una partida para avances y desarrollo inicial en CPE-6.
El señor Ronald Pantin, director general, comentó: "Pacific Rubiales inicia el año con una sólida situación financiera y está bien posicionada para otro año de fuerte crecimiento de su producción. Se espera que la inversión total de capital sea similar a la de 2011, manteniendo la disciplina del capital en un entorno incierto en cuanto al precio de las materias primas y un clima financiero mundial inestable. Aproximadamente 70% de nuestra inversión en capital se destinará a la perforación de pozos de desarrollo y a instalaciones a fin de incrementar tanto la producción como las reservas. La capacidad de la empresa para hacer crecer la producción a índices de dos dígitos durante un cuarto año consecutivo se sustenta en su amplia cobertura en acres a lo largo de la franja colombiana de petróleo pesado y en su pericia técnica y práctica. La inversión en exploración se mantendrá en niveles similares a los obtenidos en 2011 y se orientará a la nutrida cartera de prospección de la empresa, brindando oportunidades de crecimiento en el mediano y el largo plazo".
Los directivos de la empresa llevarán a cabo una teleconferencia en inglés con interpretación simultánea al español el martes, 10 de enero de 2012, a partir de las 9.00 a.m. (hora de Toronto/Bogotá) a fin de comentar las perspectivas y pronósticos de la empresa para 2012, y presentar una actualización de las operaciones hasta el fin de 2011.
Se invita a analistas e inversionistas interesados a participar de la siguiente manera:
Número para participantes (internacional/local): |
(647) 427-7450 |
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Número para participantes (gratuito para Colombia): |
01-800-518-0661 |
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Número para participantes (gratuito para Norteamérica): |
1-888-231-8191 |
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ID de teleconferencia (para anglohablantes): |
40671074 |
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ID de teleconferencia (para hispanohablantes): |
40686485 |
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La teleconferencia se transmitirá por Internet y puede verse mediante el siguiente enlace: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.
La retransmisión estará disponible hasta las 23.59 p.m. (hora de Toronto/Bogotá) el 24 de enero de 2012, y puede accederse a ella con los siguientes números:
Número de marcación gratuita Encore: |
1-855-859-2056 |
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Número de marcación local Encore: |
416-849-0833 |
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Colombia
En 2012 Colombia seguirá siendo el país al que la empresa destinará el grueso de sus actividades e inversiones.
La empresa planea perforar aproximadamente 160 pozos de desarrollo (65 netos) en los campos petroleros de Rubiales/Piriri a fin de optimizar el desarrollo de sus reservas 2P. Se espera que la producción bruta total en campo se incremente hasta 200 Mbbl/d hacia el fin de año. Habrá una inversión adicional de capital de unos US$178 millones orientada a ampliar la capacidad de manejo de petróleo y agua en los campos.
En la zona de campos de Quifa la empresa planea perforar aproximadamente 120 pozos de desarrollo (84 netos). La región suroeste de Quifa está en etapa de pleno desarrollo, mientras que la zona Quifa Norte también tiene exploración activa con la planeación de 13 pozos más de exploración y aforo a lo largo del año a fin de ampliar el campo y añadir reservas. La inversión de capital en exploración en Quifa será de aproximadamente US$36 millones, cifra que incluye perforación y obtención de datos sísmicos. Se espera que la producción bruta total de los campos de Quifa (incluidos Quifa Suroeste y Quifa Norte) se incremente hasta aproximadamente 65 Mbbl/d hacia el fin de año (alrededor de 30 Mbbl/d netos). Gran parte del crecimiento provendrá de la nueva producción constante de la zona de Quifa Norte. Un estimado de US$209 millones en inversión de capital se destinará a las nuevas plantas de procesamiento en Quifa Norte y a la ampliación de las instalaciones en Quifa Suroeste.
En Sabanero seguirán las actividades de exploración y desarrollo con la perforación de 8 pozos brutos (4 netos) de desarrollo y 12 pozos brutos (6 netos) de exploración y aforo. Se espera que la producción bruta total en campo en el bloque Sabanero, operado por Maurel et Prom Colombia B.V. (en adelante Maurel et Prom) se incremente a aproximadamente 15 Mbbl/d (6 Mbbl/d netos) hacia el fin de año. Las inversiones para Sabanero alcanzan aproximadamente US$57 millones e incluyen US$14 millones de capital para exploración en 2012. La empresa tiene una participación indirecta de 49,999% en Maurel et Prom.
En el bloque CPE-6 EyP, operado por la empresa y situado a lo largo de la franja de petróleo pesado a unos 70 kilómetros al sureste de Rubiales/Quifa, la empresa planea implantar un programa activo de perforación y obtención de datos sísmicos a fin de determinar descubrimientos previos y preparar el bloque para su desarrollo comercial a lo largo del año. Se planea obtener la aprobación pendiente del socio y resultados continuos en al menos 8 pozos brutos (4 netos) de exploración y aforo, así como el estudio sísmico de 365 kilómetros cuadrados en 3D y 390 kilómetros en 2D para el bloque durante 2012. La inversión de capital que planea la empresa (US$66 millones) incluye una partida para instalaciones de desarrollo que depende de una declaración comercial de medio año y de los permisos reglamentarios para el arranque de la producción inicial.
En Colombia, además de Quifa, CPE-6 y Sabanero, la inversión en exploración de aproximadamente US$200 millones se destinarán a la perforación de 22 pozos brutos (13 netos) de exploración (entre ellos pozos de aforo y estratigráficos), y a la obtención de datos sísmicos. Lo anterior incluye pozos de exploración de alto impacto planeados para los bloques CPO-1, CPE-1, CR-1, CPO-12, COR-15, SSJN-7, SSJN-9, Muisca y Guama, perforando en zonas de prospección previamente identificadas. Se planea un programa de obtención de datos sísmicos de gran escala que cubre un total de 1.300 kilómetros para los bloques Tacacho, Terecay y PUT-9 en la Cuenca de Putumayo a fin de determinar las posibilidades de perforación en 2013/2014.
Perú y Guatemala
La empresa planea una inversión de capital en exploración de US$33 millones en Perú durante 2012. La inversión incluye US$10 millones para la obtención de datos sísmicos en el bloque 135 y un estimado de US$23 millones para perforar el primer pozo en el bloque 138, donde la empresa tiene una participación de 55%.
En el caso de Guatemala se planea una inversión en exploración de aproximadamente US$15 millones en 2012, monto destinado a la obtención de datos sísmicos a fin de determinar las posibilidades de perforación en 2013.
Actualización de operaciones en 2011
Durante el cuarto trimestre de 2011 la empresa siguió con las actividades de perforación con fines de exploración en los bloques de Quifa, Sabanero, La Creciente, Guama, Topoyaco y Arauca, y comenzó las perforaciones en el bloque CPE-6 EyP para un total estimado de 18 pozos brutos (10 netos) perforados (ver tabla anexa). Además, la empresa inició estudios sísmicos en 2D y 3D en los bloques CPO-1, CPO-12, Muisca, SSJN-7 y CR-1 para definir las posibilidades de perforación en estos bloques con alto potencial de exploración. Los acontecimientos más destacados del trimestre son:
- Primera producción del área Quifa Norte con producción bruta de aproximadamente 1,8 Mbbl/d a fin de año. La perforación de exploración continuó en la porción norte del bloque y se perforaron 9 pozos brutos (6, 3 netos), incluidos cuatros de exploración y cinco de aforo. Dos de los pozos de exploración derivaron a nuevos descubrimientos que amplían la posibilidad de prospección de la porción norte del bloque al este. Estos pozos, así como tres pozos de aforo vertical y dos horizontal están sometidos a pruebas para extender la producción. Uno de los pozos de exploración acusa espesor de yacimiento no rentable.
- Primera producción de petróleo del bloque Sabanero con producción bruta de aproximadamente 1,8 Mbbl/d a fin de año. Durante el trimestre, Maurel et Prom, operadora del bloque, perforó tres pozos estratigráficos y un pozo de aforo; los cuatro pozos confirman los yacimientos de petróleo indicados. El pozo de aforo es el primer pozo horizontal perforado en el bloque y, junto con un pozo desviado previamente perforado, está sometido a pruebas de producción a largo plazo. Hacia fin de año se estaban perforando un pozo estratigráfico y dos pozos de aforo horizontal en el bloque.
- Durante el trimestre la empresa inició un programa para la perforación de 6 estratigráficos brutos (3 netos) de amplio diámetro en el sitio de prospección Hamaca previamente descubierto en el bloque CPE-6 EyP, e inició la obtención de permisos ambientales para todo el bloque. Cuatro de los pozos confirman los yacimientos de petróleo neto indicados en bitácora y los otros dos pozos terminarán las operaciones de perforación en la primera semana de enero, y quedarán registrados en bitácora en las próximas semanas.
- Durante el trimestre la empresa mantuvo la exploración activa en otros bloques. Se están llevando a cabo estudios sísmicos en 3D en diversos sitios de prospección de petróleo pesado en los bloques CPO-1 y CPO-12; se terminó un estudio sísmico en 2D y se inició otro programa sísmico en 3D en el bloque COR-15. En el bloque Arauca, el pozo de exploración Vaco-1X no presentó buena prospectiva y fue abandonado. En el bloque Topoyaco de la Cuenca de Putumayo, el pozo Yaraqui-1 culminó las operaciones de perforación durante el trimestre, pero las pruebas realizadas en los yacimientos indicados evidenciaron flujos de petróleo pesado no rentable y se suspendió el pozo. En el bloque Muisca se abandonó el pozo de exploración Nemqueteba-1X después de que la prueba de hidrocarburos resultara negativa. A fin de año, el pozo de exploración Apamate-2X en el bloque La Creciente y el pozo de exploración Cororra-1X en el bloque Guama ya acusaban perforación.
- Durante el trimestre se incrementó la capacidad bruta del Oleoducto de Los Llanos (ODL) a 340 Mbbl/d (35% de la participación efectiva en la explotación por parte de la empresa), la construcción avanzó en la planta de dilución de 240 Mbbl/d y se espera que la conexión entre el ODL y el oleoducto OCENSA empiece a operar en 2012, y se iniciaron los trámites de permisos ambientales y la ingeniería para que la extensión del ODL se conecte con el nuevo Oleoducto Bicentenario (OBC). La construcción del OBC inició en octubre; la primera fase de construcción aportó una capacidad bruta de 120 Mbbl/d y se espera que esté operativo en la segunda mitad de 2012. La empresa tiene una participación no explotada de 32,88% en el OBC multifase, estratégico para los planes de la empresa de incrementar su producción a partir de la Cuenca de Llanos.
- El proyecto Synchronized Thermal Additional Recovery (Termovalorización adicional sincronizada, STAR) de la empresa inició en un sitio para pruebas piloto en el campo Quifa Suroeste durante el trimestre. El proyecto STAR fue diseñado para probar y demostrar la factibilidad de aplicar la termovalorización secundaria a las acumulaciones de petróleo pesado en los bloques de la empresa en Colombia. La primera fase del proyecto, dedicada a la colocación de la plataforma y los equipos, además del flujo frío (primario) para calibración, inició durante el trimestre y seguirá durante el primer trimestre de 2012. Se espera que la segunda fase, dedicada a la producción térmica caliente (secundaria) inducida mediante la inyección de aire y vapor inicie a fines del primer trimestre de 2012.
- Durante el trimestre la empresa vendió aproximadamente 70% de sus volúmenes de venta de petróleo como mezcla de crudo Castilla a una prima estimada de US$12,50 sobre la cotización del precio WTI, 10% como mezcla Vasconia a una prima estimada de US$20,50 sobre el precio WTI, y el resto de sus volúmenes de venta de petróleo en los mercados locales y Rubiales. Este cuarto trimestre los precios obtenidos fueron casi 40% superiores al mismo período en 2010.
Para el año calendario que terminó el 31 de diciembre de 2011, la empresa había participado en la perforación de un estimado de 70 pozos brutos (41 netos) de exploración (incluidos pozos de exploración, aforos y estratigráficos).
Tabla de pozos de exploración en el cuarto trimestre de 2011
Pozos de exploración en el cuarto trimestre de 2011 |
|||||
Nombre del pozo |
Tipo |
Bloque |
Área / Campo / Prospección |
Resultados |
|
Ópalo-9HZ |
Aforo |
Quifa |
Quifa Norte - Prospección Q |
Exitoso |
|
Ópalo-10HZ |
Aforo |
Quifa |
Quifa Norte - Prospección Q |
Exitoso |
|
Ópalo-4 |
Aforo |
Quifa |
Quifa Norte - Prospección Q |
Exitoso |
|
Ópalo-6 |
Aforo |
Quifa |
Quifa Norte - Prospección Q |
Exitoso |
|
Ámbar-5 |
Exploración |
Quifa |
Quifa Norte - Prospección F |
Exitoso |
|
Ámbar-7 |
Aforo |
Quifa |
Quifa Norte - Prospección F |
Exitoso |
|
Ámbar-10 |
Exploración |
Quifa |
Quifa Norte - Prospección R |
Exitoso |
|
Azabache-1 |
Exploración |
Quifa |
Quifa Norte - Prospección P |
Exitoso |
|
Rubí-1 |
Exploración |
Quifa |
Quifa Norte - Prospección Y |
Seco |
|
Hamaca-1 |
Estratigráfico |
CPE-6 |
CPE-6 EyP - Prospección Hamaca |
Exitoso |
|
Hamaca-2 |
Estratigráfico |
CPE-6 |
CPE-6 EyP - Prospección Hamaca |
Exitoso |
|
Hamaca-3 |
Estratigráfico |
CPE-6 |
CPE-6 EyP - Prospección Hamaca |
En perforación |
|
Hamaca-4 |
Estratigráfico |
CPE-6 |
CPE-6 EyP - Prospección Hamaca |
En perforación |
|
Hamaca-5 |
Estratigráfico |
CPE-6 |
CPE-6 EyP - Prospección Hamaca |
Exitoso |
|
Hamaca-6 |
Estratigráfico |
CPE-6 |
CPE-6 EyP - Prospección Hamaca |
Exitoso |
|
SAB-STRAT-2 |
Estratigráfico |
Sabanero |
Sabanero |
Exitoso |
|
SAB-STRAT-3 |
Estratigráfico |
Sabanero |
Sabanero |
Exitoso |
|
SAB-STRAT-4 |
Estratigráfico |
Sabanero |
Sabanero |
Exitoso |
|
SAB-STRAT-5 |
Estratigráfico |
Sabanero |
Sabanero |
En perforación |
|
SAB-2HZ1 |
Aforo |
Sabanero |
Sabanero |
Exitoso |
|
SAB-3HZ1 |
Aforo |
Sabanero |
Sabanero |
En perforación |
|
SAB-4HZ1 |
Aforo |
Sabanero |
Sabanero |
En perforación |
|
Apamate-2X |
Aforo |
La Creciente |
Prospección Apamate |
En perforación |
|
Cotorra-1X |
Exploración |
Guama |
Prospección Pedernalito |
En perforación |
|
Yaraqui-1X |
Exploración |
Topoyaco |
Prospección D |
Seco |
|
Pacific Rubiales es una productora de gas y petróleo crudo con oficinas centrales en Canadá que posee 100% de Meta Petroleum Corp., operadora petrolera colombiana a cargo de los yacimientos petrolíferos Rubiales y Piriri en la Cuenca Llanos junto con Ecopetrol S.A., la petrolera nacional colombiana, y posee 100% de Pacific Stratus Energy Corp., que opera el campo de gas natural de La Creciente. La empresa se centra en identificar oportunidades principalmente dentro de la parte oriental de la Cuenca Llanos de Colombia y en otras áreas de Colombia y el norte de Perú. Pacific Rubiales tiene participaciones en 46 bloques en Colombia, Perú y Guatemala
Las acciones ordinarias de la empresa cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia bajo los símbolos PRE y PREC respectivamente
Avisos
Advertencia sobre las declaraciones prospectivas
Este boletín de prensa contiene declaraciones prospectivas. Todas las declaraciones, con la excepción de aquellas sobre hechos históricos, que aborden actividades, eventos o desarrollos que la empresa considera, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluso, pero en forma no taxativa, declaraciones relacionadas con estimados y/o supuestos respecto de la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos y reservas potenciales y los planes y objetivos de la empresa en temas de exploración y desarrollo) se consideran declaraciones prospectivas. Estas declaraciones prospectivas reflejan las expectativas o las creencias actuales de la empresa con base en la información de la que actualmente dispone. Las declaraciones prospectivas están sujetas a una cantidad de riesgos e incertidumbres que pueden determinar que los resultados reales de la empresa difieran sustancialmente de los comentados en las declaraciones prospectivas, e incluso si esos resultados reales se concretan o se concretan sustancialmente, no hay seguridad de que tendrán las consecuencias esperadas para la empresa o los efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difirieran sustancialmente de las actuales expectativas, se encuentran: incertidumbre de 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 supuestos; la falta de concreción de los recursos o las reservas estimadas; fluctuaciones en los precios del petróleo y tipos de cambio de divisas; cambios en los mercados bursátiles; desarrollos políticos en Colombia, Guatemala o Perú; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la empresa; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y los costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres implicadas en interpretar los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos, y otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en todo otro documento parte del formulario anual de la empresa de fecha 11 de marzo del 2011 presentado ante el SEDAR en www.sedar.com. Toda declaración prospectiva es válida únicamente a partir de la fecha en la cual se emitió y, excepto de conformidad con las leyes aplicables a los títulos, la empresa renuncia a cualquier intento u obligación de actualizar cualquier declaración prospectiva, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la empresa cree que los supuestos inherentes a las declaraciones prospectivas son razonables, éstas no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe dar una confianza excesiva a estas declaraciones debido a su inherente incertidumbre.
Además, los niveles de producción informados podrían no reflejar los índices sostenibles de producción y los índices futuros de producción podrían ser sustancialmente distintos de los índices de producción citados en este boletín de prensa debido, entre otros factores, a dificultades o interrupciones suscitadas durante la producción de hidrocarburos.
Conversión bep
El bep puede inducir a error, sobre todo si se usa de manera aislada. La relación de conversión bep de 5,7 Mcf:1 bbl y se basa en un método de conversión de equivalencia energética principalmente aplicable al precio final y no representa una equivalencia de valor en boca de pozo. Los valores estimados y revelados en el presente boletín de prensa no representan el valor justo de mercado. El cálculo de las reservas y los ingresos netos a futuro por propiedades individuales podría no reflejar el mismo nivel de confianza que los cálculos de las reservas y los ingresos netos a futuro para todas las propiedades debido a los efectos de la consolidación.
Referencia al párrafo |
Según estándar colombiano de 5,7 Mcf:1 bbl |
Según estándar canadiense de 6 Mcf: 1 bbl |
|
1 y 3 |
86 Mbep |
85,3 Mbep |
|
1 |
251 Mbep |
250,3 Mbep |
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Definiciones
bbl |
Barril de petróleo. |
|
bbl/d |
Barril de petróleo por día. |
|
bep |
Barril de equivalente en petróleo. El bep puede inducir a error, sobre todo si se usa de manera aislada. El estándar colombiano es una relación de conversión bep de 5,7 Mcf:1 bbl y se basa en un método de conversión de equivalencia energética principalmente aplicable al precio final y no representa una equivalencia de valor en boca de pozo. |
|
bep/d |
Barril de equivalente en petróleo por día. |
|
Mbbl |
Miles de barriles. |
|
Mbep |
Miles de barriles de equivalente en petróleo. |
|
MMbbl |
Millones de barriles. |
|
Mcf |
Miles de pies cúbicos. |
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WTI |
Petróleo crudo West Texas Intermediate. |
|
Imagen con pie de foto: "Mapa de exploración del bloque Quifa Norte (CNW Group/Pacific Rubiales Energy Corp.)". Imagen disponible en: http://photos.newswire.ca/images/download/20120109_C2756_PHOTO_EN_8724.jpg
Imagen con pie de foto: "Mapa de exploración del bloque Sabanero (CNW Group/Pacific Rubiales Energy Corp.)". Imagen disponible en: http://photos.newswire.ca/images/download/20120109_C2756_PHOTO_EN_8725.jpg
Si desea más información:
Christopher (Chris) LeGallais
Vicepresidente principal de relaciones con inversionistas
+1 (647) 295-3700
Carolina Escobar V
Gerente corporativa de relaciones con inversionistas
+57 (1) 628-3970
(PRE.)
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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