Madalena anuncia los resultados del test horizontal de Sierras Blancas, actualización de producción del CAN.xr-2(h) y actualización del programa de perforación en la cuenca de Neuquén, Argentina

Actualización Internacional: Cuenca de Neuquén, Argentina,  Bloque de Coirón Amargo.

Resultados de las pruebas del CAN-15 (h) llevadas a cabo en Sierras Blancas: Segundo Pozo Horizontal del programa de múltiples pozos para el año 2014.

El pozo CAN-15(h) ha sido perforado horizontalmente hace poco en la reserva de petróleo ligero en Sierras Blancas, en el bloque de Coirón Amargo, con una profundidad total medida de 3.750 metros, con una sección horizontal lateral de aproximadamente 692 metros de longitud. Este pozo es el segundo pozo horizontal perforado en Sierras Blancas, la cual está en la área de fuente convencional de petróleo ligero en el esquisto Vaca Muerta a atravesando el bloque de Coirón Amargo. El pozo ha sido subsecuentemente inspeccionado y completado con un revestimiento ranurado de 3,5 pulgadas y se llevó a cabo una prueba de producción multi-frecuencia a través de instalaciones temporales de producción. Durante el test de producción multi-frecuencia,  el pozo CAN-15 (h) rebosó sin ayuda de ningún equipo artificial de subida y fue probado aproximadamente durante 75 horas en varios marcos de obturación, que van desde los 6 mm a los 12 mm de tamaño, siendo las tasas de afluencia observadas durante el test las siguientes:

Habiendo sido realizada la prueba de producción en una porción de la sección lateral horizontal según lo convenido, las tasas más altas que se consiguieron fueron con 12 mm de obturación, cuando el pozo CAN-15  (h) se rebosó a una tasa de 1.393 bbls/d de petróleo con 3.301 mcf/d de gas natural asociado, por lo que se obtuvo un total de 1.943 Boe/d (72% petróleo) durante un periodo de cinco horas y a una presión de flujo media de aproximadamente 1.263 psi.  

Con una obturación de 8 mm, el pozo de CAN-15(h) rebosó a una tasa de 745 bbls/d de petróleo con 1.990 mcf/d de gas natural asociado, produciendo un total de 1.077 Boe/d (69% petróleo) durante un periodo de 29 horas y con una presión de flujo media de aproximadamente 1.629 psi.

Durante el periodo de pruebas de 75 horas, el total bruto producido en volúmenes acumulativos fue aproximadamente de 2.553 de petróleo y aproximadamente 7.210 mcf de gas natural, para conseguir aproximadamente un bruto equivalente de 3.754 barriles (68% petróleo). No se ha observado ninguna bajada significativa de la presión del flujo a lo largo del periodo de prueba ni cortes de agua de entre el 0 y el 3 por ciento. Madalena posee un 35% del Capital de trabajo en el pozo CAN-15 (h).

Actualización de la producción del CAN.xr-2(h): El primer pozo horizontal internacional supera las expectativas.

El pozo CAN.xr-2 (h), que es el primero que Madalena ha realizado con el uso de alta tecnología Internacional de perforación horizontal, fue re-abierto y perforado horizontalmente en la reserva de petróleo ligero de Sierras Blancas, hasta conseguir una profundidad total de 3.751 metros, con una sección lateral horizontal de aproximadamente 530 metros de longitud.

El pozo CAN.xr-2 (h) ha estado produciendo desde finales del año 2013 y ha superado las expectativas de las directivas. El pozo ha estado produciendo petróleo a una tasa restringida durante la mayoría del Q1 – 2014. 

La producción acumulativa de petróleo para el Q1-2014, basada en los presupuestos de campo, fue aproximadamente de 63.000 barriles de petróleo, además de la producción asociada de gas. La producción diaria media fue aproximadamente de 700 bbls/d y 1.560 mcf/d de gas, para conseguir un total de 978boe/d (72% petróleo) durante un periodo de tres meses en el Q1-2014.  El pozo ha sido recientemente vinculado a un sistema de tuberías permanente que lleva la producción a la planta central de deshidratación y compresión de gas y, en consecuencia, los volúmenes asociados de gas se convertirán en ventas en los próximos trimestres. Madalena posee el 35% del capital de inversión in el pozo CAN.xr-2(h)

Actualización del Programa Internacional de Perforación.

La empresa tiene un inventario de localizaciones horizontales de alto impacto en el bloque de Coirón Amargo (35.000 acres netos) y basado en los resultados horizontales conseguidos hasta la fecha, está siguiendo adelante con su planeado programa de multi-pozos horizontales proyectado para el 2014. Se planea perforar un tercer pozo horizontal en la reserva de petróleo ligero de Sierras Blancas en el segundo trimestre (Q2) en la misma piscina que se desarrolló con el pozo CAN-15 (h), que es una de las extensiones más grandes de Sierras Blancas identificadas en el bloque de Coirón Amargo hasta la fecha. Después de que este tercer pozo horizontal sea realizado en el terreno, se proyecta perforar entre uno y dos pozos horizontales adicionales, con destino a la reserva de petróleo ligero de Sierras Blancas, y una vez sean perforados y completados dichos pozos, se vinculen a las instalaciones de producción antes de que acabe el presente año 2014.

Recientemente, la empresa ha intensificado su concentración en Vaca Muerta con la intención de liberar los recursos poco comunes que se encuentran en este bloque. El bloque de Coirón Amargo está ubicado estratégicamente dentro de la cuenca de Neuquén, en la porción menos profunda de la ventana de petróleo de Vaca Muerta, en una zona en la que más de 150 pozos de esquisto han sido perforados durante los últimos 12-14 meses. La actividad del sector continúa aumentando en el bloque de Coirón Amargo donde Madalena ha perforado los pozos verticales CAS.x-14 y el CAS.x-15 de Coirón Amargo Sur en la zona de Vaca Muerta en el año 2013. Los pozos CAS.x-14 y CAS.x-15 fueron perforados y examinados, encontrándose aproximadamente 105 y 114 metros respectivamente en los registros de esquisto de Vaca Muerta. Se espera que las actividades de finalización (estimulación del trabajo y/o frac mutiestadio) y de prueba para estos pozos comienzan en el segundo trimestre -Q2d el 2014.

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 Lower Agrio, además de los diversos recursos vinculados a la arena apretada. La Compañía también se encuentra  implementando perforaciones horizontales y finalizaciones con el uso de tecnología internacional de Alto impacto; actualmente está focalizada en el esquisto de petróleo convencional en la formación de Sierras Blancas. Madalena posee 132.200 acres netos en los bloques de Coirón 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 se encuentran múltiples fuentes de petróleo ligero y líquidos ricos de gas natural. La primordial atención doméstica de Madalena se centra en explotar su enorme inventario de perforaciones horizontales localizadas el área de petróleo Ostracod, Notikewin/Wilrich y otras áreas con recursos emergentes de las fuentes de petróleo y de líquidos de gas natural.

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.