NG Energy aumentó 551% sus reservas de gas natural en Colombia

NG Energy entre las 50 principales compañías del TSX Venture Exchange (Canadá)
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La productora de gas natural, NG Energy International Corp., anunció que, con sus socios Olympo y Duemav -en el campo María Conchita (ubicado al norte de Colombia)- y con Clean Energy y Oleum -en el Bloque Sinú-9-, aumentó las reservas de gas natural como parte de un análisis independiente actualizado realizado por Sproule International Limited.

“Las reservas y recursos actualizados incorporan el pozo Aruchara-3 recientemente perforado en María Conchita, que incluye la sección recién encontrada en la zona H4 además de las zonas H1 y H2 y los planes finalizados para la construcción de infraestructura en Sinu-9 (ubicado en Colombia)”, indicó la compañía.

¿Cómo están las cuentas de NG Energy en reservas de gas natural?

Bloque Sinu-9:

  • Las reservas brutas probadas (1P) de NG Energy de 26,7 miles de millones de pies cúbicos (BCF) (37,0 BCF brutos del proyecto) de gas natural para un Valor Presente Neto antes de impuestos de US$22,0 millones.
  • Reservas brutas probadas + probables (2P) de 114,36 BCF (158,8 BCF brutos del proyecto) de gas natural para un Valor Presente Neto antes de impuestos de US$150,3 millones.
  • Reservas brutas probadas + probables + posibles (3P) de 245,3 BCF (340,8 BCF brutos del proyecto) de gas natural para un Valor Presente Neto antes de impuestos de US$331,0 millones.
  • Recursos contingentes brutos sin riesgo de la mejor estimación de la compañía (desarrollo pendiente) de 130,2 BCF para un Valor Presente Neto antes de impuestos de US$78,5 millones.
  • La mejor estimación bruta sin riesgo de recursos prospectivos de la empresa es de 131,0 BCF para un VAN antes de impuestos de US$264,4 millones.
     

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Bloque María Conchita:

  • Reservas brutas probadas (1P) de 25,0 BCF (31,3 BCF brutos del proyecto) de gas natural y 50 millones de barriles de petróleo (MBBL) (63 MBBL brutos del proyecto) de condensado para un Valor Presente Neto antes de impuestos de US$75,4 millones.
  • Reservas brutas probadas + probables (2P) de 47,2 miles de millones de pies cúbicos (BCF) (59,0 BCF brutos del proyecto) de gas natural y 75 millones de barriles de petróleo (94 MBBL brutos del proyecto) de condensado para un Valor Presente Neto antes de impuestos de US$34,1 millones.
  • Reservas brutas probadas + probables + posibles (3P) de 59,5 BCF (74,3 BCF brutos del proyecto) de gas natural y 94 millones de barriles de petróleo (117 MBBL brutos del proyecto) de condensado para un Valor Presente Neto antes de impuestos de US$135,8 millones.
  • Recursos contingentes brutos sin riesgo de la mejor estimación de la compañía (desarrollo pendiente) de 65,6 BCF para un Valor Presente Neto antes de impuestos de US$69,9 millones.
  • La mejor estimación bruta sin riesgos de los recursos prospectivos (perspectivas) de la compañía es de 53,0 BCF para un Valor Presente Neto antes de impuestos de US$36,0 millones.

Al respecto, Serafino Iacono, director general de NG Energy, comentó que “estamos muy contentos de que nuestros dos mayores logros del año se reflejen en nuestro informe de reservas y recursos. El informe valida los increíbles logros de nuestro equipo y nuestros socios después de encontrar una nueva zona natural fracturada de forma natural. sección portadora de gas en la perforación de Aruchara-3 y finalizar contratos para construir infraestructura de producción en Sinu-9”.

Agregó que esperan seguir aumentando estas cifras en 2024, ya que el objetivo de la compañía es lograr un importante flujo de caja libre para finales del próximo año.

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Más detalles sobre bloque Sinu-9 y campo María Conchita

La participación de NG Energy en Sinu-9 es del 72 %, sujeta al pago de regalías de escala móvil de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Colombia.

En el Informe Sinu-9 se han incluido las reservas y recursos atribuidos a las zonas Hechizo, Brujo, Mágico, Mago, Hechicero, Encanto, Milagroso, Porquero, Embrujo, Ensalmo y Sortilegio.

Los recursos contingentes para Sinu-9 son petróleo y gas natural clasificados como “pendientes de desarrollo” y se les atribuye una probabilidad de desarrollo del 80 %.

Los recursos prospectivos asignados a los campos Brujo-Porquero, Hechicero-Porquero y Milagroso se subclasifican como “prospectos” y se les atribuye una probabilidad de descubrimiento del 58 % y 60 % y una probabilidad de desarrollo de 66 %.

Hay que decir que los recursos prospectivos asignados a los campos Embrujo, Ensalmo y Sortilegio se subclasifican como “plomo” y se les atribuye una probabilidad de descubrimiento de 25 % y 30 %, así como una probabilidad de desarrollo de 66 %.

Se planea producir el gas total a través de pozos nuevos y existentes y un gasoducto hasta una instalación de procesamiento utilizando tecnología de recuperación establecida.

El plan de desarrollo para el área de reservas ubicada dentro del Sinú-9 incluye la finalización del Brujo-1X, así como la perforación de un total de 12 pozos: cinco en el campo Hechicero, cuatro en el campo Mágico y tres en el campo Brujo.

Según NG Energy, la producción se procesará a través de una instalación de deshidratación y compresión, así como de un gasoducto desde Sinu-9 hasta la estación Jobo.

El plan de desarrollo para el área de recursos contingentes ubicada dentro de Sinu-9 incluye la perforación de cinco ubicaciones para el escenario de estimación baja, 12 ubicaciones para el escenario de mejor estimación y 18 ubicaciones para el escenario de estimación alta.

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Así las cosas, la producción se procesará a través de nuevas instalaciones que construirá la compañía. Debido a la cantidad de reservorios identificados en el área, el número de pozos puede cambiar por categoría de acuerdo con la incertidumbre identificada en las áreas de reservorios, ya que no son completamente concéntricos entre sí.

El plan de desarrollo para el área de recursos prospectivos ubicada dentro de Sinu-9 incluye la perforación de 13 ubicaciones. La producción se procesará a través de nuevas instalaciones que construirá NG Energy.

Debido a la cantidad de reservorios identificados en el área, el número de pozos puede cambiar por categoría de acuerdo a la incertidumbre identificada en las áreas de reservorios, ya que no son completamente concéntricos entre sí.

Los recursos de gas natural se estimaron con base en el volumen técnicamente recuperable, los costos operativos y de capital presupuestados y los términos del régimen fiscal. Los pronósticos de ingresos netos se prepararon prediciendo la producción anual a partir de los recursos y los precios de los productos.

Entre tanto, las reservas y recursos de gas solo se han asignado con base en los contratos de gas y los precedentes de contratos de gas que se espera estén vigentes al inicio de la producción.

Sin embargo, vale mencionar que no hay certeza de que sea comercialmente viable producir alguna porción de los recursos contingentes y no hay certeza de que se descubra alguna porción de los recursos potenciales. Si se descubre, no hay certeza de que sea comercialmente viable producir alguna parte de los recursos.

María Conchita:

El informe “Evaluación de las Reservas y Recursos P&NG de NG Energy International en el Bloque María Conchita, Colombia” se evidenció que NG Energy posee una participación accionaria del 80 %.

En el informe de María Conchita se han incluido las reservas y recursos atribuidos a las zonas H1, H1A, H1A1, H1B, H2, H2B, H3, H4 y LM2.

Los recursos contingentes para María Conchita son petróleo y gas natural clasificados como “pendientes de desarrollo” y se les atribuye una probabilidad de desarrollo de 0,73.

Los recursos prospectivos de María Conchita se subclasifican como “prospectos” y se les atribuye una probabilidad de descubrimiento de 0,41 y una probabilidad de desarrollo de 0,73.

NG Energy planea producir el gas total a través de pozos nuevos y existentes y un gasoducto hasta una instalación de procesamiento utilizando tecnología de recuperación establecida.

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El plan de desarrollo del área de reservas ubicada dentro de María Conchita incluye el mantenimiento de la producción de Aruchara-1 y Aruchara-3, así como la perforación de un total de cinco pozos; dos en el campo Aruchara y tres en el campo Tinka en un espaciamiento de 425 acres. La producción se procesará a través de una instalación existente.

El plan de desarrollo del área de recursos contingentes ubicada dentro de María Conchita contempla la perforación de un total de diez pozos; nueve en el campo Aruchara y uno en el campo Tinka en un espaciamiento de 425 acres.

Además, se incluye la expansión de las instalaciones existentes a una capacidad total de 60 millones de pies cúbicos por día para el mejor escenario estimado.

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