SOURCE: Petrominerales Ltd.

Petrominerales Ltd.

February 27, 2012 21:18 ET

Petrominerales divulga resultado das reservas de fim de ano de 2011 e atualiza situação operacional

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - Feb 27, 2012) - A Petrominerales Ltd. ("Petrominerales" ou a "Empresa") (TSX: PMG) (BVC: PMGC) tem o prazer de anunciar o resultado da nossa avaliação independente do ano e das reservas, e uma atualização da situação operacional na Colômbia e no Peru.

DESTAQUES:


--  Nosso poço de exploração Tucuso-1 no Mapache Block encontrou 38 pés
    de espessura potencial e pretendemos concluir o poço para produção
    até o final de fevereiro; 
--  Identificamos 72 pés de espessura potencial no poço La
    Colpa 2X no Peru; 
--  Resultados iniciais positivos no poço horizontal de petróleo pesado Tatama-1;
--  Desde dezembro, quase que dobramos a capacidade de refugo de água no orifício
    no Corcel Block; 
--  O poço Orito-193 entrou em produção com mais 800 barris de petróleo por dia
    ("bopd") em um alvo secundário (formação Villeta) adicionando novas
    reservas de 16 novos locais de perfuração em desenvolvimento e sete refinalizações de poços;
--  Recomendamos a perfuração dos prospectos de exploração no Corcel Block começando
    no Tente-1 e os registros indicam 21 pés de espessura potencial; 
--  Média da produção em 2011 de 38.378 bopd, aumento de 4 porcento sobre 2010;
--  Em 31 de dezembro de 2011, as reservas com grande probabilidades foram de
    51,5 milhões de barris com um valor líquido presente com desconto de 10% de $2,3 bilhões. 

AVALIAÇÃO INDEPENDENTE DO ANO E DAS RESERVAS EM 2011

Nossos avaliadores de reservas independentes, DeGolyer and MacNaughton ("D&M"), concluíram uma avaliação em 31 de dezembro de 2011 das propriedades de Orito e Neiva da empresa na Colômbia e partes dos 15 blocos de exploração da empresa Corcel, Guatiquia, Casimena, Mapache e Castor. O relatório da D&M não incluiu avaliação dos prospectos de perfuração nem os restantes 1,7 milhões de acres líquidos de terras de exploração da Empresa na Colômbia ou 5,4 de acres líquidos no Peru. Todas as reservas mencionadas são baseadas na previsão de preços e custos, e são as reservas de interesse bruto da Empresa (antes da dedução do pagamento de royalties).


               Reconciliação das Reservas Brutas da Empresa (MBBL)                 
----------------------------------------------------------------------------
                                                                    Comprovadas  
                                           Comprovadas   Total        Plus  
                                        Desenvolvidas   Comprovadas Prováveis  
----------------------------------------------------------------------------
31 de dez. 2010   Reservas                 27,075       43,986      60,222  
Produção 2011                             (14,008)     (14,008)    (14,008) 
Adições líquidas                            9,325        1,818       5,282  
----------------------------------------------------------------------------
31 de dez. 2011   Reservas                 22,392       31,796      51,496  
Aumento ano-a-ano de                                                  
 reservas                                     (17)%        (28)%       (14)%
Substituição de produção                       67%          13%         38% 


    Valor líquido atual Receita líquida futura antes impostos (Milhões US$)(1)    
----------------------------------------------------------------------------
                                            0%             8%            10%
----------------------------------------------------------------------------
Comprovadas Desenvolvidas                1,411          1,235          1,200
Total Comprovadas                        1,896          1,525          1,454
Comprovadas Plus Prováveis               3,061          2,390          2,262
1.  Com uso de previsão de preços e de custo.                                        

     Valor líquido atual Receita líquida futura após impostos (Milhões US$)(1)    
----------------------------------------------------------------------------
                                            0%             8%            10%
----------------------------------------------------------------------------
Comprovadas Desenvolvidas                1,144            992            962
Total Comprovadas                        1,510          1,188          1,128
Comprovadas Plus Prováveis               2,307          1,762          1,660
1.  Com uso de previsão de preços e de custo.                                        

                    Reservas por área (MBBL bruto da Empresa)                   
                                Deep                       Central          
                              Llanos     Orito     Neiva    Llanos     Total
----------------------------------------------------------------------------
Comprovadas Desenvolvidas     13,281     2,791     4,540     1,780    22,392
Comprovadas Não Desenvolvidas      -     6,136     2,330       938     9,404
----------------------------------------------------------------------------
Total Comprovadas             13,281     8,927     6,870     2,718    31,796
  Prováveis                    7,688     8,864     1,207     1,941    19,700
----------------------------------------------------------------------------
Comprovadas Plus Prováveis    20,969    17,791     8,077     4,659    51,496

As reservas não desenvolvidas prováveis incluem o seguinte:


--  Três poços em Central Llanos (Yenac-4, 7 e 8); 
--  26 poços em Neiva; e 
--  25 poços em Orito. 

As reservas prováveis incluem o seguinte:


--  Um poço em Deep Llanos (Perfuração lateral Corcel-A3); 
--  Três poços em Central Llanos (Perfuração lateral Capybara-2, Capybara-3,
    e Capybara-4); 
--  Três poços em Neiva; e 
--  17 poços em Orito. 

 Receita líquida futura, sem desconto, Preços e custo previstos (Milhões de US$) 
----------------------------------------------------------------------------
                                                       Receita        Receita
                                                       Líquida        Líquida
                                                       Futura         Futura
                                    Custo       Custo  Antes  Imposto Após
                Receita Royalty     Oper.       Oper.  Imposto Renda  Renda
----------------------------------------------------------------------------
Total Comprovadas 3,080     381       402         400   1,896    386   1,510
Comprovadas Plus                                                                 
 Prováveis        5,041     646       729         605   3,061    754   2,307

Produção estimada para 2012 baseada no relatório da D&M de 31.005 bopd para as reservas desenvolvidas provadas, 31.801 bopd de total provadas e 37.486 bopd de reservas provadas plus prováveis.

Reservas e receita líquida determinadas com as seguintes suposições de preços:


                                            WTI @CUSHING               Brent
ANO                                              $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
----------------------------------------------------------------------------
Após                                        +2% ao ano          +2% ao ano

Declarações exigidas pelo National Instrument 51-101 do Canadian Securities Administrators disponíveis no Formulário de Informação Anual da Empresa a ser protocolados no webiste da SEDAR no www.sedar.com antes de 31 de março de 2012. Valores estimados da receita líquida futura divulgados neste release não representam o valor justo de mercado.

SITUAÇÃO OPERACIONAL

Block 126, Peru

No Peru, perfuramos o nosso primeiro poço de exploração, La Colpa 2X, até uma profundidade inicial de 7.870 pés. Durante a perfuração na formação de Copacabana, com profundidades de 5.695 a 7.225 pés, observamos indicações de petróleo e perda substancial da lama de perfuração. Após a perfuração de toda a seção de Copacabana a uma profundidade de 7.870 pés, suspendemos a perfuração para executar registros e interpretar a informação obtida do poço até o momento. Executamos registrados em orifícios abertos e, para auxiliar a nossa interpretação petrofísica, usamos uma ferramenta MDT (ferramenta de teste dinâmico de formação modular) para obter as medições da pressão do reservatório juntamente com amostras líquidas do reservatório. O objetivo principal foi validar o resultado líquido de hidrocarbono identificado nos registros. De acordo com a nossa análise, fizemos uma estimativa inicial de 72 pés de espessura potencial em três intervalos no reservatório Copacabana. Posteriormente, perfuramos o poço até uma profundidade de 8.392 pés. Pretendemos realizar registros do orifícios abertos na outra parte do orifício e revestir o poço para testes de produção. Esperamos receber os resultados dos testes até o final de abril, se as condições metereológicas permitirem.

O nosso plano inicial de perfuração para a La Copla 2X identificou até oito formações de hidrocarbono em potencial. Eis aqui um resumo das formações encontradas até o momento:


                    Resultado da descoberta                                    
                    original poço La Colpa   Resultado inicial de La         
Formação            1X (1)                   Colpa 2X                 Nota  
----------------------------------------------------------------------------
Agua Caliente       Registro indicam esp.    Reservatório de xisto;          
                    potencial de 26 pés;     Top Agua Caliente 12           
                         teste esfregão      pés estruturamente abaixo         
                    44 barris a 22 graus     que La Colpa 1X               
                    petróleo API                                                 
----------------------------------------------------------------------------
Raya                Registros indicam 15 pés Reservatório penetrado           
Cushabatay/Ene      de espessura petr.;      com baixa permeabilidade          
                    formação não testada     e com umidade              2   


----------------------------------------------------------------------------
Copacabana          Registros indicam 98 pés Encontro de 72 pés de               
                    espessura potencial;     espessura potencial          
                         DST(3) recuperou 8                                 
                    barris a 26 graus de                                    
                    petróleo                                            4   
----------------------------------------------------------------------------
Tarma               DST recuperou 8 barris   Registros de aquisição                 
                    a 30 graus de pet. API                                    
----------------------------------------------------------------------------
Ambo                Registros indicam 24 pés Aquisição de registros                 
                    de espessura potencial;                                         
                    formação não testada                                    
----------------------------------------------------------------------------
Green Sandstone     Registros indicam 10 pés Registros de aquisição                 
                    espessura potenc.; DST                                     
                    recuperados 6 barris de                                  
                    32 graus de petróleo API                                       
----------------------------------------------------------------------------
Notas:                                                                      
1.        La Colpa 1X original perfurado em 1989 por outro proprietário      
          da terra.                                                           
2.        Potencial de existência de hidrocarbono nestes reservatório       
          em outro local no Block.                                           
3.        DST significa Teste Haste Perfuração, teste de orifício aberto p/  
          obter dados teste de pressão/fluxo curto prazo.                           
4.        Testes de produção após a finalização do poço.              

Após La Colpa 2X, pretendemos transferir o equipamento para o prospecto Sheshea-1X no Block. Sheshea é um prospecto independente de La Colpa e estamos voltados para diversas formações no reservatório do poço.

Deep Llanos Basin (Corcel, Guatiquia e South Block 31), Colômbia

Testamos dois poços de perfuração (Cobra-2, Jamuco-1), em janeiro três outros poços atingiram a profundidade de perfuração planejada (Iboga-1, Yatay-2 e Tente-1) e perfuramos dois outros poços de refugo de água em Corcel.

O poço de exploração Yatay-2 foi perfurado a uma profundidade total de 11.690 pés no dia 1 de janeiro de 2012. O poço Yatay-2 com objetivo de by-passed na formação de Guadalupe encontradros no poço de descoberta original. O poço entrou em produção mais tarde em janeiro com 600 bopd.

No Block 31, perfuramos o terceiro poço de exploração, o Jamuco-1, a uma profundidade total de 14.464 pés em 5 de dezembro. Os registros do poço indicam uma espessura potencial de 52 pés em Guadalupe, Lower Sand 1 e 2, revestimos o poço e concluímos um programa de testes de multi-zona. Durante os testes, recuperamos traços de hidrocarbono e abandonamos o poço.

O nosso mais recente prospecto no Block 31, Iboga-1, foi perfurado a uma profundidade total de 14.352 pés no dia 2 de janeiro. Os registros do poço indicam uma espessura potencial de 42 pés nas formações Guadalupe e Lower Sand 2. Testamos as Formações Lower Sand e recuperamos 100 porcento de água. Transferimos a plataforma de finalização para o campo de Candelilla para concluir os retrabalhos nos poços Candellilla-3 e 5. Pretendemos testar o potencial restante de Guadalupe em Iboga mais tarde. Iboga conclui o nosso programa de perfuração de exploração inicial na parte sul do Block 31. Queremos que as duas plataformas de perfuração estejam em operação no Corcel Block. Nosso prospecto de perfuração Tente-1 foi perfurado até uma profundidade total medida de 14.605 pés e os registros do poço indicam uma espessura potencial de 21 pés nas formações Guadalupe e Lower Sand 1. Pretendemos revestir o poço com produtor potencial de petróleo e esperamos receber os resultados dos testes no início de abril. Iniciamos a perfuração do nosso prospecto Chilaco-1 em 29 de janeiro e esperamos receber os resultados da perfuração deste poço em março.

Foothills Blocks (Blocks 25, 31, 59 e 15), Deep Llanos Basin, Colômbia

Perfuramos o nosso prospecto Bromelia-1 até 16.919 pés, 100 pés acima do principal objetivo da formação. Durante a operação de remoção do conjunto do orifício do poço, a tubulação da furadeira partiu, bloqueando o poço. Após tentar recuperar a tubulação e avaliar a condição do poço, determinamos ser necessário uma perfuração lateral. Fizemos uma perfuração lateral ao poço a 12.000 pés e atualmente já estamos a 13.672 pés. Esperamos alcançar a profundidade planejada e receber os resultados da perfuração em abril. Após Bromelia, pretendemos perfurar o nosso segundo prospecto de perfuração no Block 25, Canatua-1.

Central Llanos Basin (Casimena, Castor, Casanare Este, Mapache Blocks), Colômbia

No nosso Casimena Block, perfuramos o poço de avaliação Yenac-5. Conforme divulgado anteriormente, os registros do poço indicam uma espessura potencial de 58 pés, 35 pés na formação Upper Mirador e 23 pés na formação Lower Mirador. Yenac-5 foi penetrada no topo da formação Mirador estruturalmente 10 pés mais acima do que em Yenac-3.

O Yenac-5 entrou em produção em 31 de janeiro e até o momento o poço tem tido uma média de 1.773 bopd da 16 graus de petróleo API. O nosso poço Yenac-6, que entrou em produção em 27 de dezembro de 2011 com 1.500 bopd, foi fechado em meados de janeiro para a instalação de um gravel pack no poço. O poço entrou em produção novamente em 17 de fevereiro de 2012.

No Mapache Block, perfuramos o prospecto Tucuso até a profundidade de 7.391 pés em 6 de fevereiro. O poço está localizado à 20 km ao sudeste da descoberta de petróleo de Disa. Os registros do poço indicam um potencial de hidrocarbono de 38 pés em quatro intervalos, incluindo 26 pés líquidos na Formação Ubaque. O poço foi concluído na Formação Ubaque e pretendemos colocar o poço em produção até o final de fevereiro.

Llanos Basin Heavy Oil Blocks (Rio Ariari, Chiguiro Oeste, Chiguiro Este), Colômbia

Perfuramos o nosso primeiro poço horizontal, Tatama-1, próximo à descoberta Mochelo no Rio Ariari Block. A perfuração alcançou 6.550 pés com uma seção horizontal de 1.000 pés. O poço foi concluído com 96 pés de tubos em branco e 889 pés de telas (Meshrite(TM)). Nos testes de produção inicial, a produtividade do poço foi substancialmente mais baixa do que a encontrada no nosso poço de descoberta vertical Mochelo-1. Retiramos o revestimento e reiniciamos um teste de produção de multiclassificação que apresentou resultados de índices de petróleo entre 150 e 250 bopd com cortes de água entre 75 a 90 porcento. Durante os 37 dias de testes, o poço produziu uma média de 107 bopd a 79 porcento de corte de água. De acordo com a produtividade do poço vertical Mochelo, a produtividade do poço horizontal é mais baixa do que o previsto. Pretendemos executar registros do revestimento entalhado e de produção no poço para determinar quais porções do poço estão contribuindo para a produção. Dependendo dos resultados a análise dos registros de produção, poderemos ampliar a seção horizontal de Tatama ou fazer uma nova perfuração multi-lateral para melhorar a produtividade e as recuperações finais esperadas do poço.

Recentemente concluímos o nono poço estratigráfico do bloco, ES-42, que resultou em uma espessura potencial de 15 pés na formação das rochas paleozóicas. O poço ES-42 foi baseado em um conceito de execução desenvolvido com a interpretação dos dados sísmicos em 3D. Este resultado aumenta o potencial de recursos no bloco. Pretendemos perfurar mais oito poços estratigráficos de acordo com os conceitos existentes e novos para identificar e quantificar o potencial de petróleo pesado no Rio Ariari Block.

Orito, Putumayo Basin, Colômbia

Em janeiro testamos a produção do poço Orito-193, projetado para testar uma parte do Orito Field com um espaçamento limitado do poço interpretado anteriormente como uma área não produtiva do campo. Na principal produção de Caballos Formation, encontramos muito mais gás do que petróleo, limitando a nossa capacidade de produção de petróleo nesta formação. Na nossa meta secundária Villeta Formation, encontramos uma espessura potencial de 14 pés e o teste de produção do poço apresentou mais de 800 bopd a 26 graus de petróleo API com fluxo natural com menos de dez porcento de corte de água. De acordo com este resultado, identificamos seis poços existentes na Caballos Formation que podem ser alcançados na Villeta Formation, incluindo o poço Orito-126 onde já entramos novamente e estamos testando. No nosso relatório das reservas de 2011 adicionamos 16 novos locais de perfuração em desenvolvimento em Villeta. A Petrominerales tem direito a 79 porcento da produção, de acordo com os cálculos do fator R e antes do pagamento de royalties, dos novos poços no Orito Field.

ATUALIZAÇÃO DA PRODUÇÃO

Produção média de 33.511 bopd durante o mês de janeiro, uma queda de sete porcento da média de a 36.041 bopd em dezembro. Produção inferior no mês devido à queda natural do poço e a dois poços fora de linha aguardando retrabalhos (Candelilla-3 e 5). Além dos aproxiamente 1.300 bopd fora de linha aguardando retrabalho, tivemos 2.500 bopd de poços de corte de água fechados temporariamente para aguardar a expnsão da nossa capacidade de refugo de água no orifício. Desde dezembro, quase que dobramos a nossa capacidade de injeção de água, e a nossa produção atual é de mais de 36.000 bopd. Ainda temos aproximadamente 2.400 bopd de produção fora de linha devido aos retrabalhos operacionais ou aguardando a capacidade extra de refugo de água que deve entrar de produção novamente no início de março.

CHAMADA DE CONFERÊNCIA COM O INVESTIDOR

A Gerência da Petrominerales fará uma chamada de conferência com os investidores, analistas financeiros, mídia e pessoas interessada na segunda-feira, dia 5 de março de 2012 às 09h00 (Horário das montanhas nos EUA) (11h00 Horário da Costa Leste dos EUA) para discutir o resultado do ano e do quarto trimestre de 2011, e operacionais que serão divulgados antes da chamada.

Detalhes da chamada de conferência com os investidores:

Número para discagem para a chamada ao vivo: 416-695-6617 / 800-952-4972

Link para o webcast do áudio ao vivo: http://events.digitalmedia.telus.com/petrominerales/030512/index.php

Números para discagem de repetição: 905-694-9451 / 800-408-3053

Senha para a repetição: 7233541

A Petrominerales Ltd. é uma empresa internacional de petróleo e gás que opera na América Latina desde 2002. Hoje, a Petrominerales é a empresa de exploração mais ativa e a quarta maior produtora de petróleo da Colômbia. A nossa base de terras de alta qualidade e nosso estoque de oportunidades de exploração de vários anos proporciona um potencial de crescimento a longo prazo.

Declarações de previsão. Esse press release contém declarações de previsão. Mais precisamente, contém declarações de previsão com relação à exploração potencial e as atividades de desenvolvimento e taxas de produção previstas. As declarações de previsão são baseadas em certas expectativas e suposições, incluindo as expectativas e suposições quanto à disponibilidade de capital, o sucesso das atividades futuras de perfuração, atividades de desenvolvimento, conclusão e reconclusão, a performance dos poços existentes, a performance de novos poços, os preços das commodities e as condições econômicas, disponibilidade de mão-e-obra e serviços, a capacidade de comercialização da nossa produção, condições meteorológicas e locais de perfuração. Embora acreditamos que as expectativas e suposições em tais informações e declarações de previsão sejam razoáveis, não deve ser colocada confiança indevida nas declarações e informações de previsão pois não podemos garantir que elas estejam corretas. Por abordarem eventos e condições futuras, as declarações de previsão, por natureza, envolvem riscos e incertezas naturais. Os resultados reais podem ser substancialmente diferentes dos resultados previstos devido a diversos fatores e riscos. Nisto estão incluídos, mas não limitados aos riscos associados com a indústria de petróleo e gás em geral (i.e. riscos operacionais de desenvolvimento, exploração e produção; atrasos ou mudanças dos planos com relação aos projetos de exploração ou de desenvolvimento ou gastos de capital; a incertaza das estimativas das reservas; a incerteza das estimativas e das projeções com relação à produção, custos e despesas de produção, disponibilidade do equipamento e do pessoal, incerteza da ocasião da perfuração e das atividades de conclusão causada pelas condições climáticas e outros fatores; mudanças nos regimes regulamentares e riscos de saúde, segurança e meio ambiente), flutuações dos preços das commodities e das taxas de câmbio, e condições econômicas em geral. Certos riscos estão descritos em mais detalhes no nosso Formulário de Informação anual protocolado no SEDAR e podem ser acessados no www.sedar.com. A Petrominerales não garante que os resultados reais alcançados durante o período de previsão sejam iguais em todo ou em parte iguais aos previstos. Exceto quando exigido pela lei aplicável dos papéis negociáveis, a Petrominerales não é obrigada a atualizar nem revisar quaisquer declarações de previsão feitos aqui ou em outro lugar, seja por ocorrência de nova informação, eventos futuros ou outros.

Contact Information



  • Contatos:
    Petrominerales Ltd.
    Corey C. Ruttan
    Presidente e CEO
    403.920.0124 ou 011.571.629.2701
    011.57.1.214.2226 (FAX)

    Petrominerales Ltd.
    Jack F. Scott
    COO
    403.920.0124 ou 011.571.629.2701
    011.57.1.214.2226 (FAX)

    Petrominerales Ltd.
    Kelly D. Sledz
    CFO
    403.920.0124 ou 011.571.629.2701
    011.57.1.214.2226 (FAX)
    ir@petrominerales.com
    www.petrominerales.com