Pacific Rubiales presta informações sobre a exploração: 39 poços perfurados com taxa de sucesso
TORONTO, 28 de outubro de 2014 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) divulgou hoje informações sobre suas atividades de exploração nos primeiros nove meses de 2014.
Durante os primeiros nove meses de 2014, a empresa continuou com sua atividade de perfuração exploratória na Colômbia e no Peru, perfurando um total de 39 poços, compostos de 17 poços de exploração, 19 poços de avaliação e três poços estratigráficos. Desse total, em 28 poços foram descobertos hidrocarbonetos em escala econômica, com uma taxa de sucesso na exploração total de 72%. Nove poços foram abandonados como poços secos e dois foram considerados não econômicos.
Além desses 39 poços, dez poços no Brasil, Peru, Papua Nova Guiné, Guatemala e Colômbia estão em estágio de perfuração ou de testes, com quatro desses poços já tendo encontrado indicações de hidrocarboneto, quando estavam sendo perfurados (com presença de gás e petróleo) ou em núcleos e/ou registros petrofísicos.
O presidente da empresa Jose Francisco Arata declarou:
"Estamos muito satisfeitos com os resultados de nosso programa de exploração até esse ponto do ano e estamos ansiosos para testar alguns de nossos poços potenciais de exploração de alto impacto no quarto trimestre. A atividade de exploração da empresa, neste ano, tem sido particularmente bem-sucedida no acréscimo de nova produção de petróleo leve na Colômbia e no Peru".
"Nos últimos 12 meses, a empresa mais do que dobrou sua produção líquida de petróleo leve. Aproximadamente 10.000 bbl/d de nova produção líquida de petróleo leve foram fornecidos através da broca, até hoje, de poços de exploração bem-sucedidos, perfurados nos primeiros nove meses de 2014. Também temos mais barris por trás da tubulação em diversos poços de exploração perfurados recentemente. Esses resultados demonstram a qualidade e o valor de nosso portfólio de exploração".
O quadro abaixo sumariza os poços de exploração perfurados durante os primeiros nove meses de 2014:
Poços de exploração de 2014 (perfurados e avaliados nos primeiros nove meses do ano)
Bloco
PRE:
W.I. %
Prospecto
Poços
Tipo de hidrocarboneto
Resultado
CPE-6
50%
Hamaca
7 poços*
petróleo pesado
6 petróleo, 1 seco
Rio Ariari
100%
Mochelo / Heliconia
9 poços*
petróleo pesado
9 petróleo
Quifa
60%
Quifa SE
3 poços*
petróleo pesado
1 petróleo, 2 secos
CPO-17
25%1
Godric
3 poços*
petróleo pesado
3 petróleo
Arrendajo
67.5%
Buho / Mirla Oeste
2 poços (Buho-1X, Mirla Oeste-1X)
petróleo leve
2 secos
Canaguaro
87.5%
Canaguay / Tapiti
2 poços* (Canaguay-2ST2 & Tapiti-1X)
petróleo médio
2 petróleo
Mapache
100%
Tucuso / Erizo
2 poços* (Tucuso-1X & Erizo-1)
petróleo médio
1 petróleo, 1 seco
Guatiquia
100%
Avispa / Ceibo
2 poços (Avispa-1X & Ceibo-1X)
petróleo médio
2 petróleo
Cubiro
100%
Copa D
1 poço (Copa-14)
petróleo leve e médio
1 petróleo
Casimena
100%
Taqua / Cafetillo
2 poços (Taqua-1X & Cafetillo-1X)
petróleo leve
2 secos
Peru Z-1
49%
Albacora em profundidade
4 poços (A-18Dst, A-26D, A-19D, A-21D)
gás / petróleo médio
3 petróleo, 1 seco
Muisca
50%1
Balsa
1 poço (Balsa-1X)
gás / petróleo leve
1 seco
La Creciente
100%
LC-H
1 poço (LC-H-1X)
gás
1 seco
Total
19 prospectos
39 poços
28 com petróleo, 11 secos
1 W.I. (participação na exploração) adquirida através de 49,999% de participação em Maurel et Prom Colômbia.
* Poços do CPE-6 (todos poços de avaliação); Rio Ariari (todos poços de avaliação), Quifa (inclui um poço de avaliação); CPO-17 (todos poços estratigráficos); Canaguaro (inclui um poço de avaliação); Mapache (inclui um poço de avaliação).
COLÔMBIA
Blocos profundos de Llanos
No Bloco de Canaguaro (PRE: participação na exploração de 87,5%), foram encontrados no poço de avaliação Canaguay-2 ST2 32 pés de espessura porosa (net pay) na Formação de Mirador. Desde a conclusão, o fluxo do poço se dá em condições naturais, com a produção ocorrendo, atualmente, a uma taxa de 842 bbl/d de petróleo com 29,5 graus API e com um corte de água de 3,7%. Desde a descoberta, o poço produziu um total de 166 Mbbl de petróleo.
Também no Bloco de Canaguaro, foram encontrados no poço de avaliação Tapiti-1X 24 pés de espessura porosa na Formação de Mirador, com base em registros durante a perfuração (LWD -- Logging While Drilling). O poço foi concluído nos quatro pés superiores da Mirador, com uma bomba elétrica submersível a uma taxa média de 1.780 bbl/d. O poço está produzindo, atualmente, a uma taxa estável de 1.346 bbl/d de petróleo com 26,7 graus API, com um corte de água de 20%. Desde a descoberta, o poço produziu um total de 22 Mbbl de petróleo.
Esses dois poços (Canaguay-2 ST2 e Tapiti-1X) foram perfurados em estruturas separadas e à semelhança do prospecto equivalente de Barinas. O prospecto de Barinas foi testado em dois poços no passado, que têm uma zona de hidrocarboneto não explorada calculada na Formação de Mirador, com base em interpretação petrofísica. O prospecto de Barinas deverá ser perfurado no quarto trimestre de 2014.
No Bloco de Guatiquia (PRE: participação na exploração de 100%), a perfuração do poço Avispa-1X foi iniciada no primeiro trimestre de 2014 e atingiu uma profundidade total ("TD" -- total depth) de 12.262 pés de profundidade medida ("MD" -- measured depth), objetivando uma estrutura separada, a meio caminho entre a recente descoberta de Ceibo-1 e o Campo Candelilla. No poço, foram encontrados 66 pés de espessura porosa, incluindo 51 pés de espessura porosa na Formação de Guadalupe e 15 pés de espessura porosa em Lower Sand 1. Esse poço está em produção contínua desde o primeiro trimestre de 2014, com a média, atualmente, de 800 bbl/d na Formação de Guadalupe e com uma produção acumulada de 110 Mbbl.
Também n o Bloco de Guatiquia, o poço de exploração Ceibo-1X foi perfurado a uma profundidade total de 12.450 pés e foram encontrados 68 pés de espessura porosa, incluindo 48 pés de espessura porosa na Formação de Guadalupe e 20 pés de espessura porosa na Unidade Lower Sand. O poço foi concluído na Unidade Lower Sand no primeiro trimestre de 2014 e está produzindo, atualmente, cerca de 4.000 bbl/d de petróleo de 22 graus API. Esse poço já produziu mais de 750 Mbbl de petróleo até hoje.
Continuando com a avaliação do potencial de exploração no Bloco Guatiquia, a perfuração do poço Ardilla-1X foi iniciada no terceiro trimestre de 2014. O poço atingiu a profundidade total de 12.825 pés em 19 de outubro. Sinais encorajadores de hidrocarbonetos foram encontrados durante a perfuração nas Formações Lower Sand 1, Guadalupe e Mirador. A interpretação petrofísica indica a presença de 71 pés de espessura porosa, incluindo sete pés em Mirador, 17 pés em Guadalupe e 44 pés na Unidade Lower Sandstone-1 (sem qualquer contato com água), bem similar ao poço Ceibo-1X. O poço foi revestido e testado na Unidade Lower Sandstone-1.
Essas três descobertas (Ceibo, Avispa e Ardilla) estão todas em estruturas separadas e distintas, localizadas ao longo da mesma tendência geológica que define os campos de produção de petróleo de Yatay e Candelilla. Os resultados das perfurações recentes indicam a possibilidade de um sistema petrolífero significativamente maior no nível da Formação de Guadalupe do que previsto originalmente. Dois outros poços de avaliação serão perfurados nos próximos meses para testar esse conceito.
Blocos de petróleo pesado
O poço de exploração Matapalos-1X foi perfurado no lado leste do Bloco Chiguiro Oeste (PRE: participação na exploração de 100%). O poço Matapalos-1X é um poço de compromisso visando a Formação de Mirador. O poço atingiu uma profundidade medida total de 5.656 pés e está, atualmente, sendo revestido para testes. O poço indica a possibilidade de uma coluna significativa de hidrocarbonetos nos níveis de Mirador e Lower Mirador. A avaliação petrofísica preliminar calcula 100 pés de possível espessura porosa, distribuída em três intervalos. O poço está sendo preparado para testes nesses três intervalos.
No Bloco CPE-6 (PRE: participação na exploração de 50%), a empresa manteve sua campanha de avaliação na descoberta de Hamaca. No total, sete poços de avaliação foram perfurados nesse período de nove meses. O total agregado de produção diária de petróleo em outubro, nos poços no bloco, foi de 650 bbl/d, limitado pela capacidade das instalações de testes.
No Bloco Rio Ariari (PRE: participação na exploração de 100%), a empresa manteve a campanha de perfuração de avaliação nas descobertas de Mochelo e Heliconia. No total, nove poços de avaliação foram perfurados nos primeiros nove meses de 2014. Atualmente, o total agregado de produção diária de petróleo nesses três campos produtivos é de mais de 600 bbl/d, limitado pela capacidade das instalações de testes.
PERU
O poço Los Angeles-1X no Bloco 131 (PRE: participação na exploração de 30%) foi uma descoberta significativa de petróleo na Bacia de Ucayali, em terra, no Peru. O poço atingiu profundidade total no fim de 2013. A avaliação petrofísica indicou a presença de 62 pés de espessura porosa na Formação Cushabatay do período Cretáceo. Um teste de produção de 30 dias foi realizado através de intervalos diferentes de espessura porosa, para entender o mecanismo propulsor e as características de fluxo do reservatório. Com base nesse teste inicial, a operadora (Cepsa Peru S.A.) planejou o teste ampliado de produção de longo prazo, a ser realizado assim que as licenças e a logística do teste permitirem. O teste ampliado de produção começou em 18 de setembro de 2014 e deve continuar por um período de seis meses.
Até 23 de outubro, o poço estava produzindo, em fluxo natural, 2.258 bbl/d de petróleo de 45 graus API, com um corte de água de 0,05%, um relação gás-petróleo de 27 cf/bbl, em um redutor (choke) de 28/64", com uma pressão na boca do poço de 311 psi. Desde que o teste ampliado de produção começou, o poço produziu mais de 61 Mbbl de petróleo (mais de 109 Mbbl de petróleo acumulado no total, incluindo testes iniciais).
A produção do poço Los Angeles-1X é transportada por caminhão por aproximadamente 95 km e vendida à refinaria Pucallpa, nas proximidades, no Peru. Nos próximos 12 meses, a operadora irá perfurar dois poços de avaliação na descoberta Los Angeles, para avaliar ainda mais o tamanho e a extensão do reservatório e um poço de exploração, visando um prospecto separado no bloco. As duas empresas estão avaliando, atualmente, estratégias de longo prazo de desenvolvimento e de comercialização para o bloco 131.
A empresa detém uma participação na exploração de 100% no Bloco 126, também localizado na Bacia de Ucayali, em terra, no Peru. O poço de exploração Sheshea-1X foi perfurado até a profundidade total no final de 2012, produzindo no teste 1.430 bbl/d de petróleo leve com baixo teor de enxofre de 53 graus API, sem água, de uma zona perfurada de dez pés, na Formação Chonta do período Cretáceo. A Formação Agua Caliente do período Cretáceo produziu nos testes 80 bbl/d de petróleo de 42 graus API, com um corte de água de 97%, sugerindo uma acumulação potencial maior de petróleo em aclive (updip) no poço. Os planos estão progredindo e estamos esperando a aprovação das licenças requeridas para antes do fim do ano, a fim de conduzir um teste ampliado em 2015. A empresa recebeu recentemente uma Avaliação de Impacto Ambiental ("EIA -- Environmental Impact Assessment"), que nos permite avançar essa descoberta para uma fase de avaliação, com plataformas de perfuração adicionais, mais programas sísmicos em 2D e 3D.
O Campo de Albacora, localizado na plataforma continental do Peru, no Bloco Z1 (PRE: participação acionária de 49%) produziu, tradicionalmente, dos arenitos da época Miocena inicial de Middle Zorritos, a uma profundidade de aproximadamente 10.000 pés. A reinterpretação de dados sísmicos em 3D, adquiridos em 2012, indica a presença de novas atividades (nomeadas unidades MZA, MZB e MZC), localizadas em profundidades de 1.000 a 2.000 pés maiores do que as acumulações de petróleo produtivas de Zorritos. Três poços foram perfurados durante 2014, visando essas unidades.
No poço A-18DST, foram encontrados 127 pés de espessura porosa, indicados nos registros petrofísicos na unidade MZB, com porosidades variando de 15% a 17%. O poço A-18DST produziu a uma taxa media de 721 bbl/d nos últimos 14 dias de testes de produção inicial. Uma taxa máxima de 820 bbl/d de petróleo de 35 graus API, com aproximadamente 2,2 MMcf/d de gás e sem água, em um redutor de 26/64", foi conseguida. Mais análises estão em andamento para otimizar a produtividade do poço. No poço A-26D foram encontrados 83 pés de espessura porosa, na seção mais profunda do Middle Zorritos e seções adicionais de espessura porosa foram identificadas na Unidade MZA. No poço A-19D foram encontrados 151 pés de espessura porosa nas Unidades MZB e MZC.
Todos os três poços estão em produção ou em fase de acionamento da produção e devem contribuir para aumentar a produção de petróleo no Campo Albacora. A empresa e sua parceira BPZ Energy estão perfurando, atualmente, o A-27D, para testar as unidades de Zorritos e unidades mais profundas e espera atingir a profundidade total nesse poço até o final de 2014.
OUTRAS ATIVIDADES DE EXPLORAÇÃO
No Bloco de Guama (PRE: participação na exploração de 100%), a empresa iniciou os testes ampliados de produção do poço Pedernalito?1X em 23 de setembro. Em 30 de setembro o poço estava produzindo 1,7 MMcf/d de gás natural e 177 bbl/dia de condensado de 54 graus API (total de 475 boe/d). Também no Bloco de Guama, a empresa concluiu a instalação de uma usina de gás de 5 MMcf/d. As obras civis e as preparações logísticas foram realizadas para os testes ampliados nos poços das descobertas Cotorra-1X, Manamo-1X e Capure-1X. Esses testes são requeridos para atender a compliance regulamentar e fazem parte da avaliação comercial em andamento das descobertas de Guama, a fim de fornecer matéria-prima da produção de gás para o projeto de exportação de GNL da empresa.
A empresa perfurou o poço de exploração Fortuna-1X ST3 em terra, no Peru, no Bloco 116 (PRE: participação na exploração de 50%) durante o trimestre. O poço visava reservatórios de calcário e arenito nas Formações do período Cretáceo Vivian e Cushabatay. Em razão de dificuldades operacionais, esses alvos não foram atingidos e a empresa decidiu abandonar a seção mais baixa e testar outra no intervalo Terciário, com mostras de petróleo e gás, com dois outros intervalos de testes contingentes nos resultados do primeiro teste.
Na Bacia de Santos, na plataforma continental do Brasil, os "Blocos da Karoon" (PRE: participação na exploração de 35%), a operadora Karoon Petróleo & Gás Ltda. ("Karoon") contratou a sonda semisubmersível "Olinda Star" para perfurar dois poços de comprometimento, o Kangaroo-2, um poço de avaliação em aclive da descoberta prévia de Kangaroo, e o Kangaroo West-1, um poço de exploração nas proximidades, visando um prospecto no flanco oeste da camada de sal de Kangaroo. A Karoon recebeu a sonda Olinda Star em 22 de outubro de 2014 e deve iniciar a perfuração do poço Kangaroo-2 em meados de novembro. A perfuração do poço Kangaroo West-1 se seguirá imediatamente depois da perfuração do poço Kangaroo-2. A descoberta de Kangaroo-1, anunciada no início de 2013, encontrou uma coluna de petróleo bruta de 82 pés, identificada em registros petrofísicos e recuperou múltiplas amostras de petróleo de 42 graus API nos testes com cabos (wireline). Com a conclusão desses poços, as parceiras têm até junho de 2015 para confirmar a perfuração de quatro poços contingentes, conforme definido no PAD de Kangaroo (plano de avaliação).
No Bloco de águas profundas FZA-M-90 (PRE: participação na exploração de 30%), localizado na Foz da Bacia do Amazonas, no Brasil, a Spectrum-CGG concluiu um programa de aquisição sísmica em 3D de múltiplos clientes sobre a concessão da exploração. O volume sísmico em 3D de tramitação rápida, com processamento preliminar, é esperado para o início de 2015, com a interpretação esperada para outubro de 2015. A operadora do bloco, a Queiroz Galvão Exploração e Produção ("QGEP") iniciou os estudos ambientais para o processo de licenciamento, relacionado à perfuração da exploração, planejada para o fim de 2018.
Nos Blocos de águas profundas PAMA-M-265 (PRE: participação na exploração de 70%) e PAMA-M-337 (PRE: participação na exploração de 50%), na Bacia Pará-Maranhão, no Brasil, a QGEP está realizando estudos ambientais para o processo de licenciamento, relacionado à aquisição sísmica em 3D e perfuração de exploração. O programa de aquisição sísmica em 3D, cobrindo aproximadamente 1.600 km2 sobre os dois blocos deve iniciar o quarto trimestre de 2015. O volume sísmico em 3D de tramitação rápida, que possibilitará a interpretação preliminar, está previsto para o segundo trimestre de 2016.
Na Guiana, a CGX Energy Inc. (TSXV ? OYL) ("CGX") (na qual a Pacific Rubiales tem uma participação de 55%) começou um levantamento sísmico em 3D de 3.117 km2 no Bloco Demerara, na plataforma continental da Guiana. O levantamento sísmico começou no início de outubro e deve ser concluído em aproximadamente 60 dias, com a interpretação de dados terminada no terceiro trimestre de 2015. O custo agregado desse levantamento sísmico será de aproximadamente US$ 18 milhões. O levantamento sísmico em 3D irá cobrir, substancialmente, todo o Bloco Demerara e irá fornecer informações detalhadas na distribuição do reservatório e integridade estrutural das atuais indicações. Em última análise, esse levantamento sísmico em 3D irá permitir à CGX classificar melhor seus prospectos na Bacia Guiana-Suriname e definir localidades futuras de perfuração. O próximo poço de exploração está programado para iniciar a perfuração no segundo semestre de 2016.
Nos blocos de Belize da empresa (55% de participação na exploração), o projeto original do levantamento sísmico em 2D de 650 km foi modificado para 344 km. E o levantamento está 86% concluído, com a interpretação sísmica esperada para meados de 2015.
No Bloco PRL-39 (PRE participação líquida na exploração de 12,9%), em Papua Nova Guiné, a operadora InterOil Corporation ("InterOil") iniciou a perfuração do poço de exploração Raptor-1 no final de março. O prospecto Raptor está localizado a aproximadamente a 12 km a oeste do campo de gás natural Elk-Antelope da InterOil. O poço Raptor-1 interseccionou 656 pés da zona alvo de Calcário de Kapau com registros de cabos, indicando a presença de hidrocarbonetos. A operadora planeja, agora, conduzir operações de testes do poço para determinar o tipo, taxa de fluxo e qualidade do reservatório de hidrocarbonetos.
A Pacific Rubiales, empresa sediada no Canadá, produtora de gás natural e óleo cru, controla integralmente a Meta Petroleum Corp., que opera os campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri e Quifa na Bacia de Llanos, e também controla integralmente a Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo de gás natural La Creciente no noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da Petrominerales Ltd, que é proprietária de ativos de petróleo leve e pesado na Colômbia e ativos de petróleo e gás no Peru, 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que é proprietária de ativos de petróleo leve na Colômbia, e 100% da C&C Energia Ltd.,que é proprietária de ativos de petróleo leve na Bacia de Llanos. Além disso, a empresa tem um portfólio diversificado de ativos além da Colômbia, que inclui ativos de produção e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana, Belize e Papua Nova Guiné.
As ações ordinárias da empresa são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange), na Bolsa de Valores da Colômbia e, como instituição brasileira de Certificados de Depósitos, na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil, sob os símbolos PRE, PREC e PREB, respectivamente.
Informes
Notas de advertência em relação a Declarações Prospectivas
Este comunicado à imprensa contém declarações prospectivas. Todas as declarações, que não as declarações de fatos históricos que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos, que a empresa acredita, espera ou prevê que irão ou que poderão ocorrer no futuro (incluindo, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas, fluxo de caixa e custos, estimativas de reservas e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da empresa), são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou convicções atuais da empresa, com base nas informações atualmente disponíveis à empresa. Declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam materialmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas, e até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem ou se concretizem substancialmente, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências ou efeitos esperados sobre a empresa. Fatores que podem fazer com que os resultados ou eventos reais sejam materialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza sobre as estimativas de capital e custos operacionais estimativas de produção e retorno econômico estimado; a possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições; falhas no estabelecimento de estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e nas taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil, Papua Nova Guiné, Belize ou Guiana; alterações nos regulamentos que afetem as atividades da empresa; incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessário no futuro; as incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos; o impacto de reivindicações ambientais, indígenas e outras reivindicações e os atrasos que tais reivindicações podem causar nos planos de desenvolvimento esperados pela empresa e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações anuais da empresa, datadas de 14 de março de 2014, arquivadas na SEDAR no endereço http://www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é válida a partir da data em que é feita e, exceto pelo que pode ser requerido pela legislação de valores mobiliários aplicável, a empresa não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou por qualquer outro motivo. Embora a empresa acredite que as suposições inerentes às declarações prospectivas sejam razoáveis, as declarações prospectivas não são garantias de desempenho futuro e, consequentemente, confiança indevida não deve ser depositada em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.
Além disso, níveis de produção relatados podem não corresponder às taxas de produção sustentável e as futuras taxas de produção podem diferir materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa, devido, entre outros fatores, a dificuldades e interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.
Tradução
Este comunicado à imprensa foi preparado no idioma inglês e, subsequentemente, traduzido para espanhol e português. No caso de haver qualquer diferença entre a versão em inglês e as versões traduzidas, o documento em inglês deve ser tratado como a versão válida.
Definições
Bcf
Bilhões de pés cúbicos.
Bcfe
Bilhões de pés cúbicos de gás natural equivalentes.
bbl
Barris de petróleo.
bbl/d
Barris de petróleo por dia.
boe
Barris de petróleo equivalentes. A medida Boe pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf:1 bbl e é baseado em um método de conversão de equivalência de energia, aplicável principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na boca do poço.
boe/d
Barris de petróleo equivalentes por dia.
Bboe
Bilhões de barris de petróleo equivalentes.
Mbbl
Milhares de barris.
Mboe
Milhares de barris de petróleo equivalentes.
MMbbl
Milhões de barris.
MMboe
Milhões de barris de petróleo equivalentes.
Mcf
Milhares de pés cúbicos.
WTI
Índice de preços de petróleo intermediário do Texas.
Christopher (Chris) LeGallais, vice-presidente corporativo para Relações com Investidores, +1 (647) 295-3700; Frederick Kozak, vice-presidente para Relações com Investidores, +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, gerente sênior para Relações com Investidores, +57 (1) 511-2298; Kate Stark, gerente para Relações com Investidores, +1 (416) 362-7735; CONTATO COM A IMPRENSA: Peter Volk, vice-presidente de Comunicações para a América do Norte, +1 (416) 362-7735.
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
Durante os primeiros nove meses de 2014, a empresa continuou com sua atividade de perfuração exploratória na Colômbia e no Peru, perfurando um total de 39 poços, compostos de 17 poços de exploração, 19 poços de avaliação e três poços estratigráficos. Desse total, em 28 poços foram descobertos hidrocarbonetos em escala econômica, com uma taxa de sucesso na exploração total de 72%. Nove poços foram abandonados como poços secos e dois foram considerados não econômicos.
Além desses 39 poços, dez poços no Brasil, Peru, Papua Nova Guiné, Guatemala e Colômbia estão em estágio de perfuração ou de testes, com quatro desses poços já tendo encontrado indicações de hidrocarboneto, quando estavam sendo perfurados (com presença de gás e petróleo) ou em núcleos e/ou registros petrofísicos.
O presidente da empresa Jose Francisco Arata declarou:
"Estamos muito satisfeitos com os resultados de nosso programa de exploração até esse ponto do ano e estamos ansiosos para testar alguns de nossos poços potenciais de exploração de alto impacto no quarto trimestre. A atividade de exploração da empresa, neste ano, tem sido particularmente bem-sucedida no acréscimo de nova produção de petróleo leve na Colômbia e no Peru".
"Nos últimos 12 meses, a empresa mais do que dobrou sua produção líquida de petróleo leve. Aproximadamente 10.000 bbl/d de nova produção líquida de petróleo leve foram fornecidos através da broca, até hoje, de poços de exploração bem-sucedidos, perfurados nos primeiros nove meses de 2014. Também temos mais barris por trás da tubulação em diversos poços de exploração perfurados recentemente. Esses resultados demonstram a qualidade e o valor de nosso portfólio de exploração".
O quadro abaixo sumariza os poços de exploração perfurados durante os primeiros nove meses de 2014:
Poços de exploração de 2014 (perfurados e avaliados nos primeiros nove meses do ano)
Bloco
PRE:
W.I. %
Prospecto
Poços
Tipo de hidrocarboneto
Resultado
CPE-6
50%
Hamaca
7 poços*
petróleo pesado
6 petróleo, 1 seco
Rio Ariari
100%
Mochelo / Heliconia
9 poços*
petróleo pesado
9 petróleo
Quifa
60%
Quifa SE
3 poços*
petróleo pesado
1 petróleo, 2 secos
CPO-17
25%1
Godric
3 poços*
petróleo pesado
3 petróleo
Arrendajo
67.5%
Buho / Mirla Oeste
2 poços (Buho-1X, Mirla Oeste-1X)
petróleo leve
2 secos
Canaguaro
87.5%
Canaguay / Tapiti
2 poços* (Canaguay-2ST2 & Tapiti-1X)
petróleo médio
2 petróleo
Mapache
100%
Tucuso / Erizo
2 poços* (Tucuso-1X & Erizo-1)
petróleo médio
1 petróleo, 1 seco
Guatiquia
100%
Avispa / Ceibo
2 poços (Avispa-1X & Ceibo-1X)
petróleo médio
2 petróleo
Cubiro
100%
Copa D
1 poço (Copa-14)
petróleo leve e médio
1 petróleo
Casimena
100%
Taqua / Cafetillo
2 poços (Taqua-1X & Cafetillo-1X)
petróleo leve
2 secos
Peru Z-1
49%
Albacora em profundidade
4 poços (A-18Dst, A-26D, A-19D, A-21D)
gás / petróleo médio
3 petróleo, 1 seco
Muisca
50%1
Balsa
1 poço (Balsa-1X)
gás / petróleo leve
1 seco
La Creciente
100%
LC-H
1 poço (LC-H-1X)
gás
1 seco
Total
19 prospectos
39 poços
28 com petróleo, 11 secos
1 W.I. (participação na exploração) adquirida através de 49,999% de participação em Maurel et Prom Colômbia.
* Poços do CPE-6 (todos poços de avaliação); Rio Ariari (todos poços de avaliação), Quifa (inclui um poço de avaliação); CPO-17 (todos poços estratigráficos); Canaguaro (inclui um poço de avaliação); Mapache (inclui um poço de avaliação).
COLÔMBIA
Blocos profundos de Llanos
No Bloco de Canaguaro (PRE: participação na exploração de 87,5%), foram encontrados no poço de avaliação Canaguay-2 ST2 32 pés de espessura porosa (net pay) na Formação de Mirador. Desde a conclusão, o fluxo do poço se dá em condições naturais, com a produção ocorrendo, atualmente, a uma taxa de 842 bbl/d de petróleo com 29,5 graus API e com um corte de água de 3,7%. Desde a descoberta, o poço produziu um total de 166 Mbbl de petróleo.
Também no Bloco de Canaguaro, foram encontrados no poço de avaliação Tapiti-1X 24 pés de espessura porosa na Formação de Mirador, com base em registros durante a perfuração (LWD -- Logging While Drilling). O poço foi concluído nos quatro pés superiores da Mirador, com uma bomba elétrica submersível a uma taxa média de 1.780 bbl/d. O poço está produzindo, atualmente, a uma taxa estável de 1.346 bbl/d de petróleo com 26,7 graus API, com um corte de água de 20%. Desde a descoberta, o poço produziu um total de 22 Mbbl de petróleo.
Esses dois poços (Canaguay-2 ST2 e Tapiti-1X) foram perfurados em estruturas separadas e à semelhança do prospecto equivalente de Barinas. O prospecto de Barinas foi testado em dois poços no passado, que têm uma zona de hidrocarboneto não explorada calculada na Formação de Mirador, com base em interpretação petrofísica. O prospecto de Barinas deverá ser perfurado no quarto trimestre de 2014.
No Bloco de Guatiquia (PRE: participação na exploração de 100%), a perfuração do poço Avispa-1X foi iniciada no primeiro trimestre de 2014 e atingiu uma profundidade total ("TD" -- total depth) de 12.262 pés de profundidade medida ("MD" -- measured depth), objetivando uma estrutura separada, a meio caminho entre a recente descoberta de Ceibo-1 e o Campo Candelilla. No poço, foram encontrados 66 pés de espessura porosa, incluindo 51 pés de espessura porosa na Formação de Guadalupe e 15 pés de espessura porosa em Lower Sand 1. Esse poço está em produção contínua desde o primeiro trimestre de 2014, com a média, atualmente, de 800 bbl/d na Formação de Guadalupe e com uma produção acumulada de 110 Mbbl.
Também n o Bloco de Guatiquia, o poço de exploração Ceibo-1X foi perfurado a uma profundidade total de 12.450 pés e foram encontrados 68 pés de espessura porosa, incluindo 48 pés de espessura porosa na Formação de Guadalupe e 20 pés de espessura porosa na Unidade Lower Sand. O poço foi concluído na Unidade Lower Sand no primeiro trimestre de 2014 e está produzindo, atualmente, cerca de 4.000 bbl/d de petróleo de 22 graus API. Esse poço já produziu mais de 750 Mbbl de petróleo até hoje.
Continuando com a avaliação do potencial de exploração no Bloco Guatiquia, a perfuração do poço Ardilla-1X foi iniciada no terceiro trimestre de 2014. O poço atingiu a profundidade total de 12.825 pés em 19 de outubro. Sinais encorajadores de hidrocarbonetos foram encontrados durante a perfuração nas Formações Lower Sand 1, Guadalupe e Mirador. A interpretação petrofísica indica a presença de 71 pés de espessura porosa, incluindo sete pés em Mirador, 17 pés em Guadalupe e 44 pés na Unidade Lower Sandstone-1 (sem qualquer contato com água), bem similar ao poço Ceibo-1X. O poço foi revestido e testado na Unidade Lower Sandstone-1.
Essas três descobertas (Ceibo, Avispa e Ardilla) estão todas em estruturas separadas e distintas, localizadas ao longo da mesma tendência geológica que define os campos de produção de petróleo de Yatay e Candelilla. Os resultados das perfurações recentes indicam a possibilidade de um sistema petrolífero significativamente maior no nível da Formação de Guadalupe do que previsto originalmente. Dois outros poços de avaliação serão perfurados nos próximos meses para testar esse conceito.
Blocos de petróleo pesado
O poço de exploração Matapalos-1X foi perfurado no lado leste do Bloco Chiguiro Oeste (PRE: participação na exploração de 100%). O poço Matapalos-1X é um poço de compromisso visando a Formação de Mirador. O poço atingiu uma profundidade medida total de 5.656 pés e está, atualmente, sendo revestido para testes. O poço indica a possibilidade de uma coluna significativa de hidrocarbonetos nos níveis de Mirador e Lower Mirador. A avaliação petrofísica preliminar calcula 100 pés de possível espessura porosa, distribuída em três intervalos. O poço está sendo preparado para testes nesses três intervalos.
No Bloco CPE-6 (PRE: participação na exploração de 50%), a empresa manteve sua campanha de avaliação na descoberta de Hamaca. No total, sete poços de avaliação foram perfurados nesse período de nove meses. O total agregado de produção diária de petróleo em outubro, nos poços no bloco, foi de 650 bbl/d, limitado pela capacidade das instalações de testes.
No Bloco Rio Ariari (PRE: participação na exploração de 100%), a empresa manteve a campanha de perfuração de avaliação nas descobertas de Mochelo e Heliconia. No total, nove poços de avaliação foram perfurados nos primeiros nove meses de 2014. Atualmente, o total agregado de produção diária de petróleo nesses três campos produtivos é de mais de 600 bbl/d, limitado pela capacidade das instalações de testes.
PERU
O poço Los Angeles-1X no Bloco 131 (PRE: participação na exploração de 30%) foi uma descoberta significativa de petróleo na Bacia de Ucayali, em terra, no Peru. O poço atingiu profundidade total no fim de 2013. A avaliação petrofísica indicou a presença de 62 pés de espessura porosa na Formação Cushabatay do período Cretáceo. Um teste de produção de 30 dias foi realizado através de intervalos diferentes de espessura porosa, para entender o mecanismo propulsor e as características de fluxo do reservatório. Com base nesse teste inicial, a operadora (Cepsa Peru S.A.) planejou o teste ampliado de produção de longo prazo, a ser realizado assim que as licenças e a logística do teste permitirem. O teste ampliado de produção começou em 18 de setembro de 2014 e deve continuar por um período de seis meses.
Até 23 de outubro, o poço estava produzindo, em fluxo natural, 2.258 bbl/d de petróleo de 45 graus API, com um corte de água de 0,05%, um relação gás-petróleo de 27 cf/bbl, em um redutor (choke) de 28/64", com uma pressão na boca do poço de 311 psi. Desde que o teste ampliado de produção começou, o poço produziu mais de 61 Mbbl de petróleo (mais de 109 Mbbl de petróleo acumulado no total, incluindo testes iniciais).
A produção do poço Los Angeles-1X é transportada por caminhão por aproximadamente 95 km e vendida à refinaria Pucallpa, nas proximidades, no Peru. Nos próximos 12 meses, a operadora irá perfurar dois poços de avaliação na descoberta Los Angeles, para avaliar ainda mais o tamanho e a extensão do reservatório e um poço de exploração, visando um prospecto separado no bloco. As duas empresas estão avaliando, atualmente, estratégias de longo prazo de desenvolvimento e de comercialização para o bloco 131.
A empresa detém uma participação na exploração de 100% no Bloco 126, também localizado na Bacia de Ucayali, em terra, no Peru. O poço de exploração Sheshea-1X foi perfurado até a profundidade total no final de 2012, produzindo no teste 1.430 bbl/d de petróleo leve com baixo teor de enxofre de 53 graus API, sem água, de uma zona perfurada de dez pés, na Formação Chonta do período Cretáceo. A Formação Agua Caliente do período Cretáceo produziu nos testes 80 bbl/d de petróleo de 42 graus API, com um corte de água de 97%, sugerindo uma acumulação potencial maior de petróleo em aclive (updip) no poço. Os planos estão progredindo e estamos esperando a aprovação das licenças requeridas para antes do fim do ano, a fim de conduzir um teste ampliado em 2015. A empresa recebeu recentemente uma Avaliação de Impacto Ambiental ("EIA -- Environmental Impact Assessment"), que nos permite avançar essa descoberta para uma fase de avaliação, com plataformas de perfuração adicionais, mais programas sísmicos em 2D e 3D.
O Campo de Albacora, localizado na plataforma continental do Peru, no Bloco Z1 (PRE: participação acionária de 49%) produziu, tradicionalmente, dos arenitos da época Miocena inicial de Middle Zorritos, a uma profundidade de aproximadamente 10.000 pés. A reinterpretação de dados sísmicos em 3D, adquiridos em 2012, indica a presença de novas atividades (nomeadas unidades MZA, MZB e MZC), localizadas em profundidades de 1.000 a 2.000 pés maiores do que as acumulações de petróleo produtivas de Zorritos. Três poços foram perfurados durante 2014, visando essas unidades.
No poço A-18DST, foram encontrados 127 pés de espessura porosa, indicados nos registros petrofísicos na unidade MZB, com porosidades variando de 15% a 17%. O poço A-18DST produziu a uma taxa media de 721 bbl/d nos últimos 14 dias de testes de produção inicial. Uma taxa máxima de 820 bbl/d de petróleo de 35 graus API, com aproximadamente 2,2 MMcf/d de gás e sem água, em um redutor de 26/64", foi conseguida. Mais análises estão em andamento para otimizar a produtividade do poço. No poço A-26D foram encontrados 83 pés de espessura porosa, na seção mais profunda do Middle Zorritos e seções adicionais de espessura porosa foram identificadas na Unidade MZA. No poço A-19D foram encontrados 151 pés de espessura porosa nas Unidades MZB e MZC.
Todos os três poços estão em produção ou em fase de acionamento da produção e devem contribuir para aumentar a produção de petróleo no Campo Albacora. A empresa e sua parceira BPZ Energy estão perfurando, atualmente, o A-27D, para testar as unidades de Zorritos e unidades mais profundas e espera atingir a profundidade total nesse poço até o final de 2014.
OUTRAS ATIVIDADES DE EXPLORAÇÃO
No Bloco de Guama (PRE: participação na exploração de 100%), a empresa iniciou os testes ampliados de produção do poço Pedernalito?1X em 23 de setembro. Em 30 de setembro o poço estava produzindo 1,7 MMcf/d de gás natural e 177 bbl/dia de condensado de 54 graus API (total de 475 boe/d). Também no Bloco de Guama, a empresa concluiu a instalação de uma usina de gás de 5 MMcf/d. As obras civis e as preparações logísticas foram realizadas para os testes ampliados nos poços das descobertas Cotorra-1X, Manamo-1X e Capure-1X. Esses testes são requeridos para atender a compliance regulamentar e fazem parte da avaliação comercial em andamento das descobertas de Guama, a fim de fornecer matéria-prima da produção de gás para o projeto de exportação de GNL da empresa.
A empresa perfurou o poço de exploração Fortuna-1X ST3 em terra, no Peru, no Bloco 116 (PRE: participação na exploração de 50%) durante o trimestre. O poço visava reservatórios de calcário e arenito nas Formações do período Cretáceo Vivian e Cushabatay. Em razão de dificuldades operacionais, esses alvos não foram atingidos e a empresa decidiu abandonar a seção mais baixa e testar outra no intervalo Terciário, com mostras de petróleo e gás, com dois outros intervalos de testes contingentes nos resultados do primeiro teste.
Na Bacia de Santos, na plataforma continental do Brasil, os "Blocos da Karoon" (PRE: participação na exploração de 35%), a operadora Karoon Petróleo & Gás Ltda. ("Karoon") contratou a sonda semisubmersível "Olinda Star" para perfurar dois poços de comprometimento, o Kangaroo-2, um poço de avaliação em aclive da descoberta prévia de Kangaroo, e o Kangaroo West-1, um poço de exploração nas proximidades, visando um prospecto no flanco oeste da camada de sal de Kangaroo. A Karoon recebeu a sonda Olinda Star em 22 de outubro de 2014 e deve iniciar a perfuração do poço Kangaroo-2 em meados de novembro. A perfuração do poço Kangaroo West-1 se seguirá imediatamente depois da perfuração do poço Kangaroo-2. A descoberta de Kangaroo-1, anunciada no início de 2013, encontrou uma coluna de petróleo bruta de 82 pés, identificada em registros petrofísicos e recuperou múltiplas amostras de petróleo de 42 graus API nos testes com cabos (wireline). Com a conclusão desses poços, as parceiras têm até junho de 2015 para confirmar a perfuração de quatro poços contingentes, conforme definido no PAD de Kangaroo (plano de avaliação).
No Bloco de águas profundas FZA-M-90 (PRE: participação na exploração de 30%), localizado na Foz da Bacia do Amazonas, no Brasil, a Spectrum-CGG concluiu um programa de aquisição sísmica em 3D de múltiplos clientes sobre a concessão da exploração. O volume sísmico em 3D de tramitação rápida, com processamento preliminar, é esperado para o início de 2015, com a interpretação esperada para outubro de 2015. A operadora do bloco, a Queiroz Galvão Exploração e Produção ("QGEP") iniciou os estudos ambientais para o processo de licenciamento, relacionado à perfuração da exploração, planejada para o fim de 2018.
Nos Blocos de águas profundas PAMA-M-265 (PRE: participação na exploração de 70%) e PAMA-M-337 (PRE: participação na exploração de 50%), na Bacia Pará-Maranhão, no Brasil, a QGEP está realizando estudos ambientais para o processo de licenciamento, relacionado à aquisição sísmica em 3D e perfuração de exploração. O programa de aquisição sísmica em 3D, cobrindo aproximadamente 1.600 km2 sobre os dois blocos deve iniciar o quarto trimestre de 2015. O volume sísmico em 3D de tramitação rápida, que possibilitará a interpretação preliminar, está previsto para o segundo trimestre de 2016.
Na Guiana, a CGX Energy Inc. (TSXV ? OYL) ("CGX") (na qual a Pacific Rubiales tem uma participação de 55%) começou um levantamento sísmico em 3D de 3.117 km2 no Bloco Demerara, na plataforma continental da Guiana. O levantamento sísmico começou no início de outubro e deve ser concluído em aproximadamente 60 dias, com a interpretação de dados terminada no terceiro trimestre de 2015. O custo agregado desse levantamento sísmico será de aproximadamente US$ 18 milhões. O levantamento sísmico em 3D irá cobrir, substancialmente, todo o Bloco Demerara e irá fornecer informações detalhadas na distribuição do reservatório e integridade estrutural das atuais indicações. Em última análise, esse levantamento sísmico em 3D irá permitir à CGX classificar melhor seus prospectos na Bacia Guiana-Suriname e definir localidades futuras de perfuração. O próximo poço de exploração está programado para iniciar a perfuração no segundo semestre de 2016.
Nos blocos de Belize da empresa (55% de participação na exploração), o projeto original do levantamento sísmico em 2D de 650 km foi modificado para 344 km. E o levantamento está 86% concluído, com a interpretação sísmica esperada para meados de 2015.
No Bloco PRL-39 (PRE participação líquida na exploração de 12,9%), em Papua Nova Guiné, a operadora InterOil Corporation ("InterOil") iniciou a perfuração do poço de exploração Raptor-1 no final de março. O prospecto Raptor está localizado a aproximadamente a 12 km a oeste do campo de gás natural Elk-Antelope da InterOil. O poço Raptor-1 interseccionou 656 pés da zona alvo de Calcário de Kapau com registros de cabos, indicando a presença de hidrocarbonetos. A operadora planeja, agora, conduzir operações de testes do poço para determinar o tipo, taxa de fluxo e qualidade do reservatório de hidrocarbonetos.
A Pacific Rubiales, empresa sediada no Canadá, produtora de gás natural e óleo cru, controla integralmente a Meta Petroleum Corp., que opera os campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri e Quifa na Bacia de Llanos, e também controla integralmente a Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo de gás natural La Creciente no noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da Petrominerales Ltd, que é proprietária de ativos de petróleo leve e pesado na Colômbia e ativos de petróleo e gás no Peru, 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que é proprietária de ativos de petróleo leve na Colômbia, e 100% da C&C Energia Ltd.,que é proprietária de ativos de petróleo leve na Bacia de Llanos. Além disso, a empresa tem um portfólio diversificado de ativos além da Colômbia, que inclui ativos de produção e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana, Belize e Papua Nova Guiné.
As ações ordinárias da empresa são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange), na Bolsa de Valores da Colômbia e, como instituição brasileira de Certificados de Depósitos, na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil, sob os símbolos PRE, PREC e PREB, respectivamente.
Informes
Notas de advertência em relação a Declarações Prospectivas
Este comunicado à imprensa contém declarações prospectivas. Todas as declarações, que não as declarações de fatos históricos que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos, que a empresa acredita, espera ou prevê que irão ou que poderão ocorrer no futuro (incluindo, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas, fluxo de caixa e custos, estimativas de reservas e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da empresa), são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou convicções atuais da empresa, com base nas informações atualmente disponíveis à empresa. Declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam materialmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas, e até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem ou se concretizem substancialmente, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências ou efeitos esperados sobre a empresa. Fatores que podem fazer com que os resultados ou eventos reais sejam materialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza sobre as estimativas de capital e custos operacionais estimativas de produção e retorno econômico estimado; a possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições; falhas no estabelecimento de estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e nas taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil, Papua Nova Guiné, Belize ou Guiana; alterações nos regulamentos que afetem as atividades da empresa; incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessário no futuro; as incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos; o impacto de reivindicações ambientais, indígenas e outras reivindicações e os atrasos que tais reivindicações podem causar nos planos de desenvolvimento esperados pela empresa e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações anuais da empresa, datadas de 14 de março de 2014, arquivadas na SEDAR no endereço http://www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é válida a partir da data em que é feita e, exceto pelo que pode ser requerido pela legislação de valores mobiliários aplicável, a empresa não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou por qualquer outro motivo. Embora a empresa acredite que as suposições inerentes às declarações prospectivas sejam razoáveis, as declarações prospectivas não são garantias de desempenho futuro e, consequentemente, confiança indevida não deve ser depositada em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.
Além disso, níveis de produção relatados podem não corresponder às taxas de produção sustentável e as futuras taxas de produção podem diferir materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa, devido, entre outros fatores, a dificuldades e interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.
Tradução
Este comunicado à imprensa foi preparado no idioma inglês e, subsequentemente, traduzido para espanhol e português. No caso de haver qualquer diferença entre a versão em inglês e as versões traduzidas, o documento em inglês deve ser tratado como a versão válida.
Definições
Bcf
Bilhões de pés cúbicos.
Bcfe
Bilhões de pés cúbicos de gás natural equivalentes.
bbl
Barris de petróleo.
bbl/d
Barris de petróleo por dia.
boe
Barris de petróleo equivalentes. A medida Boe pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf:1 bbl e é baseado em um método de conversão de equivalência de energia, aplicável principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na boca do poço.
boe/d
Barris de petróleo equivalentes por dia.
Bboe
Bilhões de barris de petróleo equivalentes.
Mbbl
Milhares de barris.
Mboe
Milhares de barris de petróleo equivalentes.
MMbbl
Milhões de barris.
MMboe
Milhões de barris de petróleo equivalentes.
Mcf
Milhares de pés cúbicos.
WTI
Índice de preços de petróleo intermediário do Texas.
Christopher (Chris) LeGallais, vice-presidente corporativo para Relações com Investidores, +1 (647) 295-3700; Frederick Kozak, vice-presidente para Relações com Investidores, +1 (403) 606-3165; Roberto Puente, gerente sênior para Relações com Investidores, +57 (1) 511-2298; Kate Stark, gerente para Relações com Investidores, +1 (416) 362-7735; CONTATO COM A IMPRENSA: Peter Volk, vice-presidente de Comunicações para a América do Norte, +1 (416) 362-7735.
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.