SOURCE: Petrominerales Ltd.

Petrominerales Ltd.

February 27, 2012 06:10 ET

PETROMINERALES ANUNCIA RESERVAS DE FIN DE AÑO DE 2011 Y PRESENTA ACTUALIZACIÓN OPERACIONAL

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - Feb 27, 2012) - Petrominerales Ltd. ("Petrominerales" o la "Compañía") (TSX: PMG) (BVC: PMGC) se complace en anunciar los resultados de la evaluación independiente de las reservas de fin de año y presenta una actualización de las operaciones en Colombia y Perú.

INFORMACIÓN A RESALTAR:

 -- Encontramos 38 pies de arenas netas con potencial presencia de
hidrocarburos en nuestro pozo exploratorio Tucuso-1 del Bloque Mapache.
Planeamos completar el pozo para que inicie producción a finales de
febrero;
 -- Identificamos inicialmente 72 pies de arenas con potencial presencia de
hidrocarburos en nuestro pozo La Colpa-2X en Perú;
 -- Obtuvimos resultados iniciales esperanzadores en nuestro primer pozo
horizontal de crudo pesado, Tatama-1;
 -- Desde diciembre casi hemos duplicado nuestra capacidad de inyección de
aguas en el Bloque Corcel;
 -- Nuestro pozo Orito-193, inició producción a una tasa por encima de los
800 barriles de petróleo por día ("bppd") desde una nueva formación
objetivo (Villeta), adicionando nuevas reservas con 16 nuevas locaciones de
perforación de desarrollo y 7 pozos recompletados;
 -- Reiniciamos la perforación de nuestros prospectos exploratorios en el
Bloque Corcel con el pozo Tente-1 y los registros indicaron 21 pies de
arenas con potencial presencia de hidrocarburos;
 -- La producción promedio de 2011 fue de 38.378 bppd, un incremento del
cuatro por ciento respecto al 2010;
 -- Al 31 de diciembre de 2011, las reservas probadas y probables
totalizaron 51.5 millones de barriles con un valor presente neto descontado
al 10% de $2.300 millones.

EVALUACIÓN INDEPENDIENTE DE RESERVAS DE FIN DE AÑO DE 2011

Nuestros evaluadores independientes de reservas, DeGolyer and MacNaughton ("D&M"), completaron una evaluación efectiva al 31 de diciembre de 2011 de las propiedades de nuestra Compañía en Colombia, Orito y Neiva, y de una parte de 5 de los 15 bloques exploratorios que tenemos: Corcel, Guatiquía, Casimena, Mapache y Castor. El reporte de D&M no incluye la evaluación de los prospectos perforables de la Compañía, ni de los 1,7 millones de acres netos restantes del área exploratoria en Colombia, ni de los 5,4 millones de acres netos en Perú. Todas las reservas señaladas en este documento están basadas en precios y costos proyectados y corresponden a la participación bruta de la Compañía en las reservas (antes de regalías).

Reconciliación de las Reservas Brutas de la Compañía (MBBL)
-------------------------------------------------------------------------
                                 Probadas         Total        Probadas y
                              Desarrolladas     Probadas       Probables
                             --------------   ------------   ------------
Reservas a Diciembre 31,
 2010                                27.075         43.986         60.222
Producción 2011                     (14.008)       (14.008)       (14.008)
Adiciones netas                       9.325          1.818          5.282
                             --------------   ------------   ------------
Reservas a Diciembre 31,
 2011                                22.392         31.796         51.496
Disminución en Reservas Año
 Vs. Año                                (17)%          (28)%          (14)%
Sustitución de Producción                67 %           13 %           38 %


Valor Presente Neto  de los Ingresos antes de Impuestos (US$ millones)(1)
---------------------------------------------------------------------------
                                         0%           8%           10%
                                     ------------ ------------ ------------
Probadas Desarrolladas                      1.411        1.235        1.200
Total Probadas                              1.896        1.525        1.454
Probadas y Probables                        3.061        2.390        2.262

(1) 'Usando proyecciones de precios y costos.


Valor Presente Neto  de los Ingresos Netos Futuros después de Impuestos
(US$ millones)(1)
---------------------------------------------------------------------------
                                         0%           8%           10%
                                     ------------ ------------ ------------
Probadas Desarrolladas                      1.144          992          962
Total Probadas                              1.510        1.188        1.128
Probadas y Probables                        2.307        1.762        1.660

(1) 'Usando proyecciones de precios y costos.

        Reservas por Área (Participación Bruta de la Compañía MBBL)
---------------------------------------------------------------------------
                               Pozos
                             Profundos                      Llanos
                             - Llanos    Orito     Neiva   Central   Total
                             --------- --------- --------- --------- ------
Probadas Desarrolladas          13.281     2.791     4.540     1.780 22.392
Probadas no Desarrolladas            -     6.136     2.330       938  9.404
Total Probadas                  13.281     8.927     6.870     2.718 31.796
 Probables                       7.688     8.864     1.207     1.941 19.700
Probadas y Probables            20.969    17.791     8.077     4.659 51.496

Las reservas probadas no desarrolladas incluyen:

 -- Tres pozos en Llanos Central (Yenac-4, Yenac-7 y Yenac-8);
 -- 26 pozos en Neiva; y
 -- 25 pozos en Orito.

Las reservas probables incluyen:

 -- Un pozo en los Pozos Profundos de los Llanos (desvío en Corcel-A3);
 -- Tres pozos en Llanos Central (Desvío en Capybara-2, Capybara-3 y
Capybara-4);
 -- Tres pozos en Neiva; y
 -- 17 pozos en Orito.


Ingresos Netos Futuros sin descontar, Precios y Costos Proyectados (US$
millones)
---------------------------------------------------------------------------
                                               Ingreso
                                                 Neto             Ingreso
                                      Costos   Futuro              Neto
                             Costos     de     antes de Impuesto   Futuro
                             Operaci- Desarro- Impuest- sobre la después de
           Ingresos Regalías onales     llo      os      Renta   Impuestos
           -------- -------- -------- -------- -------- -------- ----------
Total
 Probadas     3.080      381      402      400    1.896      386      1.510
Probadas y
 Probables    5.041      646      729      605    3.061      754      2.307

Los estimativos de producción del reporte de D&M para el 2012 son de 31.005 bppd para reservas probadas desarrolladas, 31.801 bppd para el total de probadas y 37.486 bppd para probadas y probables.

Las reservas e ingresos netos futuros se determinaron usando el siguiente supuesto de precios:

                   WTI @CUSHING    Brent
AÑO                $US/BBL        $US/BBL
-----              ------------   -------
2012               $99.00         $106.00
2013               $99.96         $104.67
2014               $103.00        $105.42
2015               $106.12        $106.25
2016               $108.24        $106.08
Más adelante    +2% por ño     +2% por año

La divulgación de información requerida de acuerdo al Instrumento Nacional 51-101 de los Administradores de Valores Canadienses estará disponible en el Informe Anual de la Compañía ("AIF", por sus siglas en inglés), el cual se publicará en la página web de SEDAR en www.sedar.com antes del 31 de marzo de 2012. Los valores estimados de los ingresos netos futuros divulgados en este comunicado no representan valores razonables de mercado.

ACTUALIZACIÓN OPERACIONAL

Bloque 126, Perú

En Perú perforamos nuestro primer pozo exploratorio, La Colpa 2X, a una profundidad inicial de 7.870 pies. Mientras perforábamos la Formación Copacabana, en profundidades entre 5.695 y 7.225 pies, encontramos indicios de petróleo y significativas pérdidas de lodo de perforación. Luego de perforar la sección completa de Copacabana a la profundidad de 7.870 pies, suspendimos operaciones para correr registros e interpretar la información obtenida a la fecha. Corrimos registros pozo abierto y para soportar la interpretación petrofísica usamos la herramienta MDT (Herramienta de Pruebas Dinámicas de Formación Modular) para obtener medidas de presurización del reservorio junto con algunas pruebas de fluido. El objetivo principal era validar las arenas potenciales identificadas en los registros. Con base en nuestro análisis, estimamos que inicialmente hay 72 pies de arenas con potencial presencia de hidrocarburos en tres intervalos del reservorio Copacabana. En seguida perforamos el pozo a una profundidad objetivo de 8.392 pies. Planeamos correr registros pozo abierto sobre la parte restante del pozo para luego revestirlo y realizar pruebas de producción. Esperamos tener los resultados de las pruebas a finales de abril, sujeto a condiciones favorables en el clima.

Nuestro plan inicial de perforación de La Colpa-2X ha identificado hasta 8 formaciones con potencial presencia de hidrocarburos. La siguiente tabla es un resumen de las formaciones que hemos encontrado a la fecha:

                                   Resultados del
                                        pozo
                                    originalmente      Resultados
                                   descubierto La   iniciales de La
Formación                           Colpa-1X (1)        Colpa-2X      Nota
                                  ----------------- ----------------- -----
                                         Registros
                                  indicaron 26 pies
                                     de arenas con        Reservorio
                                         potencial          esquisto
                                      presencia de  bituminoso; Agua
                                  hidrocarburos; se         Caliente
                                       probaron 44  Superior, 12 pies
                                       barriles de  estructuralmente
                                    petróleo de 22  más profundos que
Agua Caliente                            grados API       La Colpa-1X     2
                                  ----------------- ----------------- -----
                                         Registros
                                  indicaron 15 pies
                                     de arenas con
                                         potencial
                                      presencia de     Penetramos el
                                  hidrocarburos; no   reservorio con
                                       se hicieron          una baja
                                     pruebas en la   permeabilidad y
Raya Cushabatay / Ene                     formación           humedad     4
                                  ----------------- ----------------- -----
                                         Registros
                                  indicaron 98 pies
                                     de arenas con
                                         potencial
                                      presencia de
                                    hidrocarburos;    Encontramos 72
                                  DST(3) recuperó 8   pies de arenas
                                       barriles de     con potencial
                                    petróleo de 26      presencia de
Copacabana                               grados API             crudo
                                  ----------------- ----------------- -----
                                    DST recuperó 8
                                       barriles de
                                    petróleo de 30         Corriendo
Tarma                                    grados API         registros
                                  ----------------- ----------------- -----
                                         Registros
                                  indicaron 24 pies
                                     de arenas con
                                         potencial
                                      presencia de
                                  hidrocarburos; No
                                       se hicieron
                                     pruebas en la         Corriendo
Ambo                                     formación.         registros
                                  ----------------- ----------------- -----
                                         Registros
                                  indicaron 10 pies
                                     de arenas con
                                         potencial
                                      presencia de
                                    hidrocarburos;
                                    DST recuperó 6
                                       barriles de
                                    petróleo de 32         Corriendo
Arenisca verde                           grados API         registros
                                  ----------------- ----------------- -----


Notas:

1. El pozo original La Colpa-1X se perforó en 1989 por un anterior operador.

2. Hay potencial de que este reservorio contenga cantidades de hidrocarburo en otras áreas del bloque.

3. DST significa Prueba de la Sarta de Perforación, son pruebas de pozo-abierto para obtener la presurización del reservorio y data de pruebas de flujo de corta duración.

4. Se realizarán pruebas de producción una vez se complete.

Luego de La Colpa-2x planeamos mover el equipo para perforar nuestro prospecto Sheshea-1x en el Bloque 126. El prospecto Sheshea es independiente de La Colpa y tenemos múltiples formaciones objetivo en el pozo.

Pozos Profundos de la Cuenca de los Llanos (Corcel, Guatiquía y Sur del Bloque Llanos-31), Colombia

Realizamos pruebas en dos pozos de exploración (Cobra-2 y Jamuco-1). En enero, tres pozos adicionales alcanzaron su profundidad de perforación objetivo (Iboga-1, Yatay-2 y Tente-1) y perforamos dos pozos adicionales para la disposición de aguas en Corcel.

Nuestro pozo exploratorio, Yatay-2, fue perforado a una profundidad medida total de 11.690 pies el 1ro de enero de 2012. El pozo Yatay-2 tenía como objetivo la Formación Guadalupe, atravesada en el pozo original descubierto. El pozo inició producción a finales de enero a 600 bppd.

En el Bloque Llanos-31, perforamos nuestro tercer pozo de exploración, Jamuco-1, alcanzando una profundidad medida total de 14.464 pies el 5 de diciembre. Los registros del pozo indicaron 52 pies de arenas con potencial presencia de petróleo desde las formaciones Guadalupe, Lower Sand-1 y 2. Revestimos el pozo y terminamos un programa de pruebas de múltiples zonas. Los resultados del pozo arrojaron trazos de hidrocarburo y abandonamos el pozo.

Nuestro último prospecto en el Bloque Llanos-31, Iboga-1, fue perforado alcanzando una profundidad total de 14.352 pies el 2 de enero. Los registros de pozo indicaron 42 pies de arenas con potencial presencia de hidrocarburos en las Formaciones Guadalupe y Lower Sand-2. Realizamos pruebas de producción en las formaciones Lower Sand y recuperamos 100% de agua. Hemos trasladado el taladro de completamiento a nuestro campo de Candelilla para hacer operaciones de recompletamiento en nuestros pozos Candelilla-3 y Candelilla-5. Planeamos realizar pruebas en la Formación Guadalupe del pozo Iboga en un futuro cercano. Iboga concluye nuestro programa de perforación exploratoria inicial sobre la porción sur del Bloque Llanos-31. Tenemos actualmente dos taladros perforando en el Bloque Corcel. Nuestro prospecto de exploración, Tente-1, fue perforado alcanzando una profundidad medida total de 14.605 y los registros indicaron 21 pies de arenas con potencial presencia de hidrocarburos desde las Formaciones Guadalupe y Lower Sand-1. Planeamos revestir el pozo como potencial productor de petróleo y esperamos tener resultados de las pruebas a principios de abril. Comenzamos a perforar nuestro prospecto Chilaco-1 el 29 de enero y esperamos tener resultados de este pozo en marzo.

Piedemonte, Pozos Profundos de la Cuenca de los Llanos (Bloques Llanos-25, Llanos-31, Llanos-59 y Llanos-15), Colombia

Cuando perforabamos a 16.919 pies de profundidad y estando a 100 pies de la formación objetivo de nuestro prospecto Bromelia-1, en un esfuerzo por remover el montaje del fondo del pozo, la tubería de perforación se partió resultando en el bloqueo del pozo. Luego de varios esfuerzos por recuperar la tubería y evaluar las condiciones del pozo, determinamos que un desvío era necesario. Desviamos el pozo a 12.000 pies y actualmente estamos perforando a más de 13.672 pies. Esperamos alcanzar nuestra profundidad objetivo y obtener los resultados iniciales de perforación en abril. Luego de Bromelia, planeamos perforar nuestro segundo prospecto exploratorio en el Bloque Llanos-25: Canatua-1.

Cuenca Llanos Central (Bloques Casimena, Castor, Casanare Este, Mapache), Colombia

En nuestro Bloque Casimena, perforamos nuestro pozo de avanzada Yenac-5. Como se publicó anteriormente, los registros indicaron 58 pies de arenas con potencial presencia de hidrocarburos, 35 pies desde la parte superior de la Formación Mirador y 23 pies de la parte inferior de Mirador. Yenac-5 penetró la parte superior de la Formación Mirador, 10 pies estructuralmente menos profundo que en Yenac-3.

Yenac-5 entró en producción el 31 de enero y a la fecha el pozo ha promediado 1.773 bppd de 16 grados API. Nuestro pozo Yenac-6, el cual inició producción el 27 de enero de 2011 a una tasa de 1.500 bppd, fue suspendido a mediados de enero para instalar un paquete de gravilla en el pozo. El pozo reanudó producción el 17 de febrero de 2012.

En nuestro Bloque Mapache, perforamos el prospecto Tucuso-1 alcanzando 7.391 pies de profundidad medida el 6 de febrero. El pozo está localizado a 20 kilómetros del sureste de nuestro descubrimiento de crudo en Disa. Los registros de pozo indicaron 38 pies de arenas con potencial presencia de hidrocarburos en cuatro intervalos, incluyendo 26 pies en la Formación Ubaque. El pozo ha sido completado en la Formación Ubaque y planeamos poner el pozo en producción a finales de febrero.

Bloques de Crudo Pesado, Cuenca de los Llanos (Río Ariari, Chiguiro Oeste, Chiguiro Este), Colombia

Perforamos nuestro primer pozo horizontal, Tatama-1, cerca de nuestro descubrimiento de Mochelo en nuestro Bloque Rio Ariari. El pozo fue perforado a una profundidad medida total de 6.550 pies incluyendo una sección horizontal de 1.000 pies. El pozo se completó inicialmente con 96 pies de tubería ciega y 889 pies de malla (MeshriteTM). En nuestras pruebas iniciales de producción, la productividad del pozo era significativamente más baja que lo encontrado en nuestro pozo vertical del descubrimiento original Mochelo-1. Arrojamos el revestidor de fondo y reiniciamos la prueba de producción multi-tasa resultando en unas tasas de producción de crudo entre 150 bppd y 250 bppd y corte de agua entre 75 y 90 por ciento. Durante más de 37 días de pruebas el pozo produjo un promedio de 107 bppd con 79% de corte de agua. Con base en la productividad del pozo vertical Mochelo, la productividad horizontal del pozo es menor a la esperada. Planeamos correr una línea de ranura y registros de producción en el pozo para determinar que partes del pozo contribuyen a la producción. Dependiendo del análisis de los resultados en los registros de producción del pozo, se extendería la sección horizontal de Tatama o se perforaría un pozo multilateral para mejorar la productividad total del pozo y recobros esperados.

Recientemente completamos el noveno pozo estratigráfico en el Bloque, ES-42 el cual encontró 15 pies de arenas con potencial presencia de hidrocarburos en la Formación basamento Paleozoico. El pozo ES-42 se basó en un concepto desarrollado por la interpretación de nuestra sísmica 3D. Este resultado puede además resultar más adelante en un incremento significativo del potencial de los recursos prospectivos en el Bloque. Planeamos perforar hasta otros 8 pozos estratigráficos que tendrán como objetivo conceptos existentes y nuevos que identificarán y cuantificarán el potencial de crudo pesado del Bloque Rio Ariari.

Orito, Putumayo Basin Colombia

En enero realizamos pruebas de producción en el pozo Orito-193, diseñado para probar una parte del campo Orito con limitado espacio de pozos y que había interpretado anteriormente como un área no productiva del campo. En la primera formación productiva, Caballos, encontramos una alta proporción de gas sobre petróleo, restringiendo nuestra capacidad de producir crudo desde esta formación. En nuestro segundo objetivo, la Formación Villeta, encontramos 14 pies de arenas con potencial presencia de hidrocarburos y la producción arrojó pruebas de más de 800 bppd a más de 26 grados API en flujo natural y corte de agua menor a 10%. Con base en estos resultados, hemos identificado seis pozos en la Formación Caballos que pueden ser recompletados en la Formación Villeta, entre los cuales el pozo Orito-126 ha sido perforado nuevamente y se encuentra en pruebas. Hemos adicionado 16 nuevas locaciones de perforación de desarrollo desde Villeta a nuestro reporte de reservas de 2011. A Petrominerales le corresponde el 79 por ciento de la producción, con base en los actuales cálculos de factor-R antes de regalías de los nuevos pozos del campo de Orito.


ACTUALIZACIÓN DE PRODUCCIÓN

La producción promedió 33.511 bppd durante el mes de enero, 7% menos que el promedio de 36.041 bppd reportado en diciembre. La producción fue menor debido principalmente a las declinaciones naturales en los pozos y a que dos pozos debieron suspender su producción siendo que requerían trabajos de recompletamiento (Candelilla-3 y Candelilla-5). Adicional a los cerca de 1.300 bppd suspendidos por los trabajos recompletamiento, debimos suspender temporalmente 2.500 bppd de pozos con alto corte de agua en espera de una expansión de la capacidad de disposición de agua de pozos inyectores. Hemos casi duplicamos nuestra capacidad de inyección de aguas desde diciembre y nuestra producción actual está por encima de los 36.000 bppd. Todavía tenemos aproximadamente 2.400 bppd suspendidos debido a trabajos de recompletamiento o a la espera de capacidad adicional para disposición de aguas, que esperamos sea reanudada a principios de marzo.

TELECONFERENCIA CON LOS INVERSIONISTAS

Los Directivos de Petrominerales realizarán una teleconferencia con los inversionistas, analistas financieros, periodistas y cualquier otra persona interesada el próximo lunes 5 de marzo de 2011 a las 9:00 a.m. (MST) (11:00 a.m. EST) para discutir nuestros resultados financieros y operativos de fin de año y resultados operacionales, los cuales serán divulgados previo a la teleconferencia.

Los detalles de la teleconferencia son los siguientes:

Teléfonos para participar en la llamada en directo: +1 416-695-6617 / +1 800-952-4972

En vivo audio webcast link: http://events.digitalmedia.telus.com/petrominerales/030512/index.php

Teléfonos para escuchar la repetición: +1 905-694-9451 / +1 800-408-3053

Código de acceso para la repetición: 7233541

Petrominerales Ltd. es una compañía internacional dedicada a la exploración de petróleo y gas, que opera en Latinoamérica desde el año 2002. Actualmente Petrominerales es la compañía exploratoria más activa y la cuarta productora más grande de crudo en Colombia. Nuestra base de tierras de alta calidad y nuestro inventario de oportunidades de exploración crea un gran potencial de crecimiento para los próximos años.

Declaraciones a Futuro. Este Comunicado de Prensa contiene declaraciones a futuro. Específicamente, este Comunicado de Prensa contiene declaraciones a futuro respecto a la exploración futura y actividades de desarrollo y tasas de producción esperadas. Las declaraciones a futuro están basadas en ciertas expectativas y suposiciones, incluyendo expectativas y suposiciones respecto a la disponibilidad de capital, éxitos en las perforaciones, actividades de completamiento, recompletamiento y desarrollo, desempeño de los actuales pozos y de los nuevos pozos, comportamiento en el precio de los commodities y condiciones económicas, disponibilidad de servicios y mano de obra, habilidad para transportar y comercializar nuestra producción, clima y acceso a localizaciones de perforación. Aunque consideramos que las expectativas y suposiciones en las que se basan las declaraciones a futuro son razonables, no se debe confiar en ellas plenamente porque no podemos asegurar de que prueben ser correctas. Siendo que las declaraciones a futuro se refieren a eventos y condiciones futuros, por su naturaleza inherente involucran riesgos e incertidumbres. Los resultados actuales podrán ser materialmente diferentes a aquellos anticipados en este momento debido a un gran número de factores y riesgos. Estos incluyen, aunque no se limitan a, riesgos asociados con la industria de petróleo y gas en general (ej. riesgos operacionales en el desarrollo, exploración y producción; retrasos o cambio de planes respecto a proyectos de exploración o desarrollo o inversión en capital; la incertidumbre en los estimativos de reservas; la incertidumbre de estimativos y proyecciones en relación a la producción, costos y gastos; disponibilidad de equipos y personal; la incertidumbre respecto a los tiempos de perforación y actividades de completamiento que resulten de diferentes factores como el clima, cambios en los regímenes regulatorios, riesgos de salud, seguridad y medio ambiente), precios de los commoditites y fluctuaciones en la tasa de cambio y condiciones económicas generales. Algunos de estos riesgos se describen en mayor detalle en el AIF, el cual ha sido publicado en SEDAR y al que se puede acceder por medio de www.sedar.com. Petrominerales no se hace responsable de que los resultados reales no sean los mismos total o parcialmente a los resultados esperados. Excepto en el caso en que se requiera por leyes de títulos valores, Petrominerales no asume responsabilidad alguna de publicar una actualización o revisar cualquier declaración a futuro hecha aquí o en otro documento sobre nueva información, eventos futuros y otros.

Contact Information

  • PARA MAYOR INFORMACION, POR FAVOR CONTARTARSE CON:
    Corey C. Ruttan, Presidente y Chief Executive Officer
    Jack F. Scott, Chief Operating Officer
    Kelly D. Sledz, Chief Financial Officer
    Teléfono: +1 403.750.4400 o +57 1.629.2701