Madalena Anuncia Resultados de Pruebas en Sierras Blancas y Actualización de Perforación en Cuenca del Neuquén en Argentina

Actualización Internacional: Cuenca del Neuquén en Argentina

Bloque Coirón Amargo (35% Participación Operativa) – Resultados de Pruebas en Sierras Blancas y Actualización de Perforación

El pozo CAN.xr-2(h) fue reingresado hace poco y perforado horizontalmente en la reserva de petróleo ligero de Sierras Blancas a una  profundidad total calculada de 3.751 metros con una sección lateral de casi 530 de longitud. Este pozo horizontal fue posteriormente entubado y completado con un liner ranurado de 3.5” y una prueba multi-frecuencia se llevó a efecto en las instalaciones de producción temporal. Por medio de la prueba de producción multi-frecuencia, del pozo fluyó sin equipo de elevación artificial y fue probado durante alrededor de 142 horas en varios marcos de obturación comprendidos desde los 4 mm a 12 mm de tamaño con los siguientes caudales durante la prueba:

Las tasas más altas se obtuvieron en el marco de obturación, cuando el pozo CAN.xr-2(h) tuvo un caudal a una tasa de 1.791 bbls/d de petróleo con 2.683 mcf/d de gas natural asociado para un total de 2.238  Boe/d (80% petróleo) durante un período de 3 horas a una presión media de caudal de aproximadamente 1.304 psi.

En un marco de obturación de 8 mm, el pozo CAN.xr-2(h) tuvo un caudal de 912  bbls/d de petróleo con 1,364  mcf/d de gas natural asociado para un total de 1,139  Boe/d (80% petróleo) durante un período de 16 horas y una presión media de flujo de aproximadamente 1.433 psi.

Durante el período de prueba de 142 horas, los volúmenes totales acumulativos producidos fueron de aproximadamente 2.736 barriles de petróleo (38 grados API) y aproximadamente 4.154 mscf de gas natural, para un total de aproximadamente 3.428 barriles de petróleo equivalente (80% petróleo). Ningún descenso de importancia fue observado en la presión durante los diferentes tipos de pruebas y no hubo producción alguna de agua durante el período de prueba.

Este pozo representa el primer pozo horizontal perforado de los 6 pozos del yacimiento de petróleo ligero convencional de Sierras Blancas descubiertos hasta la fecha en el bloque de Coirón Amargo. La empresa tiene un inventario de ubicaciones de desarrollo horizontal en el bloque de Coirón Amargo y un segundo pozo horizontal dirigido al depósito de petróleo ligero de Sierras Blancas (CAN-15(h)) en el cual ahora se espera iniciar perforaciones a partir de enero de 2014, una vez las operaciones de perforación concluyan en el CAS.x-15 (ver abajo) y se traslade la plataforma de perforación al sitio del CAN-15(h). El pozo horizontal CAN-15(h) será perforado en una de las extensiones más grandes del bloque de Sierras Blancas y apunta a una extensión aparte de la que fue perforada por el pozo horizontal CAN.xr-2(h).

La empresa en la actualidad está perforando un pozo de delineación de esquisto en Vaca Muerta en el sitio del CAS.x-15 en la porción sur del bloque de Coirón Amargo. Se espera que las operaciones de terminación y prueba en este pozo así como en uno perforado anteriormente cerca del pozo de esquisto de Vaca Muerta en el sitio del CAS.x-14 sean ambas llevadas a cabo en el 2014 como parte del programa muti-pozo de finalización y fractura. El pozo CAS.x-14 fue perforado con anterioridad y entubado con cerca de 105 metros de esquisto de Vaca Muerta según registros.

Pese a que Madalena está bastante entusiasmada con los resultados iniciales del pozo horizontal CAN.xr-2(h), la información de flujo de retorno revelada arriba deberá considerarse como preliminar y no como indicativa del desempeño a largo plazo. Se espera que los trabajos técnicos en curso así como las mejoras operativas continúen mejorando la comprensión de la Empresa sobre el potencial final de su campo de petróleo horizontal de Sierras Blancas.

Sobre Madalena – Activos Internacionales y Domésticos

Madalena es una empresa independiente, internacional y doméstica centrada en la extracción de petróleo y el gas con base en Canadá, cuyas principales actividades empresariales incluyen la exploración, el desarrollo y la producción de crudo, líquidos de gas natural y gas natural.

En el ámbito internacional, Madalena posee tres grandes bloques en la prolífica cuenca de Neuquén, en Argentina, focalizada en la delineación de un amplio yacimiento de petróleo en situ y de recursos no convencionales en Vaca Muerta y Bajo Agrio, además de los recursos vinculados a la arena apretada. La Compañía también se encuentra desarrollando una fuente convencional de petróleo en la formación de Sierras Blancas. Madalena posee 132.200 acres netos en los bloques de Coiron Amargo (34.951 acres netos), Curamhuele (50.595 acres netos) y Cortadera (46.656 acres netos).

En el ámbito doméstico, la zona principal de operaciones de Madalena se ubica en la zona del Río Grande, en centro-este de Alberta, donde la Compañía posee aproximadamente 200 secciones brutas (> 150 netos) de tierra (un 78% de la media W. I.), donde hay fuentes de petróleo ligero y líquidos ricos de gas natural. La atención doméstica de Madalena se centra en explotar su enorme inventario de desarrollo de localizaciones horizontales de su petróleo Ostracod y sus emergentes fuentes de petróleo y de líquidos de gas natural Nordegg.

Madalena comercia en la Bolsa de Valores TSX bajo el símbolo MVN. La información básica de la empresa, las últimas noticias y las presentaciones de la empresa, actualizadas continuamente, se pueden consultar en la página web de la Empresa, en la dirección www.madalenaenergy.com.

Para más información por favor contactar con:

Kevin Shaw, P.Eng, MBA

Presidente y Director Ejecutivo Madalena Energy Inc.      

Teléfono: (403) 262-1901 (Ext. 230)      

kdshaw(arroba)madalenaenergy.com    

Recomendaciones para los lectores

Vinculada a la interpretación de la información dada.

La información que aparece en este comunicado contiene ciertas afirmaciones de cara al futuro. Estas afirmaciones se vinculan a eventos futuros o a nuestros próximos resultados, sobre todo en el ámbito de las reservas de la Compañía y de la producción de sus propiedades. Todas las afirmaciones presentadas, excepto aquellas de tipo histórico, pueden considerarse como aspectos de futuro. Las afirmaciones de tipo futuro suelen identificarse (aunque no siempre es así) por el uso de palabras tales como “buscar”, “anticipar”, “planear”, “continuar”, “estimar”, “aproximado”, “esperar”, “puede”, “será”, “proyecto”, “predecir”, “potencial”, “objetivo”, “intención”, “podría”, “quizá”, “debería”, “creer”, “sería”, sus derivados o expresiones similares. En particular, este comunicado contiene afirmaciones de cara al futuro vinculadas a actividades operacionales que serán realizadas próximamente por la Compañía. Estas afirmaciones engloban riesgos e inseguridades conocidas y desconocidas, algunas de las cuales están fuera del control de la Compañía, como, por ejemplo, las siguientes: el impacto de las condiciones generales de la economía; las condiciones empresariales; cambios en las leyes y regulaciones, incluyendo la puesta en marcha de nuevas leyes medioambientales, regulaciones, cambios en su interpretación y su aplicación forzosa; fluctuaciones en los precios de las materias primas, en el cambio de moneda y en tasas de interés; la inestabilidad de la Bolsa y la valoración de las acciones; la inseguridad de los precios del mercado del petróleo y el gas natural; los problemas inherentes a las operaciones de obtención del petróleo y el gas natural; las inseguridades vinculadas con la estimación de las reservas disponibles de petróleo y gas natural; la competición por, entre otras cosas, el capital, las adquisiciones, las reservas, las tierras sin explorar y el personal cualificado; interpretaciones equivocadas sobre el valor de las adquisiciones; cambios en los impuestos sobre la renta o cambios en las leyes vinculados a los ingresos y programas de incentivos vinculados a la industria del petróleo y el gas; problemas geológicos, técnicos, en la perforación y el procesamiento y otras dificultades vinculadas a la obtención de las reservas de petróleo; y la obtención de los permisos necesarios de las autoridades reguladoras. Los resultados actuales de la Compañía, su actuación o sus logros pueden diferir de forma importante de aquellos que se han expresado o han sido indicados implícitamente, en estas afirmaciones de futuro y, por ello, no se puede afirmar que ninguno de los eventos anticipados por dichas afirmaciones de futuro se producirán u ocurrirán o, si alguna de ellas se cumple, cuáles son los beneficios que conseguirá la Compañía por ello. Estas afirmaciones están sujetas a ciertos riesgos e inseguridades y pueden basarse en conjeturas que pueden provocar que los resultados reales sean diferentes de aquellos anticipados o implícitos en las afirmaciones de futuro realizadas. Las afirmaciones de futuro que aparecen en este comunicado están expresamente realizadas en su totalidad bajo este aviso. Exceptuando aquellos supuestos expresamente indicados por la ley, la Compañía no admite ninguna obligación de actualizar públicamente o revisar cualquier afirmación de futuro que haya podido hacer. Los inversores son animados por la empresa a revisar y considerar los factores de riesgo adicionales que aparecen en el Formulario de Información Anual de la Compañía, que está disponible en SEDAR, en la dirección www.sedar.com.

Divulgación sobre Petróleo y Gas

Cualquier referencia en esta nota de prensa sobre pruebas de velocidad, tasas de caudal, prueba prima inicial y/o final o tasas de producción, producción inicial, volúmenes de pruebas detrás de la tubería y/o producción “a nivel” son útiles para confirmar la presencia de hidrocarburos, no obstante, tales tasas no son necesariamente indicativas del desempeño a largo plazo o de la recuperación final. Además, el proyecto Ostracod de la empresa es un proyecto de recurso, como muchos otros proyectos donde los operadores despliegan enfoques operativos similares a aquellos utilizados por la Empresa y pueden estar sujetas a tasas de declive altas iniciales de producción y presión. Tales tasas de producción pueden también incluir flujos “de carga” recuperados usados en la estimulación y la terminación de pozos. A los lectores se les advierte: (a) no confiar en tales tasas para calcular la producción agregada para Madalena; y (b) los resultados de pruebas o de producción preliminar no son necesariamente indicativos del desempeño a largo plazo o de la recuperación final.

Todos los cálculos realizados para convertir gas natural a barriles de petróleo equivalente (“boe”) han sido hechos utilizando una tasa de conversión de seis mil pies cúbicos (seis “Mcf“) de gas natural por cada barril de petróleo, a no ser que se indique específicamente lo contrario. El uso de la medida boe puede llevar a error, especialmente si se utiliza fuera de contexto, dado que la tasa de conversión de seis Mcf de gas natural para conseguir un barril de petróleo está basada en un método de conversión de la equivalencia energética a boca de pozo. Dado que el valor de la tasa de conversión está basado en el precio actual que tiene un barril de crudo comparado con el gas natural es significativamente diferente de la equivalencia energética de 6:1, utilizar una conversión de base 6:1 puede llevar a error. 

Ni el TSX Venture Exchange ni su Proveedor de Servicios de Regulación (según se define tal término en las políticas internas de TSX Venture Exchange) aceptan ningún tipo de responsabilidad por la idoneidad o la exactitud de este comunicado.