TransGlobe Energy Corporation anuncia un acuerdo para fusionar, ampliar y modernizar sus concesiones del desierto oriental, The Canadian Business Journal

TransGlobe Energy Corporation anuncia un acuerdo para fusionar, ampliar y modernizar sus concesiones del desierto oriental

TransGlobe Energy Corporation anuncia un acuerdo para fusionar, ampliar y modernizar sus concesiones del desierto oriental, The Canadian Business Journal

Este Anuncio contiene información privilegiada como se define en el Artículo 7 del Reglamento de Abuso de Mercado No. 596/2014 (“MAR”). Tras la publicación de este Anuncio, esta información privilegiada ahora se considera de dominio público.OBJETIVO Y TSX: “TGL” y NASDAQ: “TGA”CALGARY, Alberta, 03 de diciembre de 2020 (GLOBE NEWSWIRE) – TransGlobe Energy Corporation (“TransGlobe” o la “Compañía”) anuncia que ha llegado a un acuerdo con la Corporación General de Petróleo de Egipto (“EGPC”) para fusionar las tres empresas existentes de la Compañía Concesiones del Desierto Oriental (las concesiones de West Gharib, West Bakr y North West Gharib) en un nuevo acuerdo de concesión modernizado (la “Concesión fusionada” o “Acuerdo”). El Acuerdo está sujeto a la ratificación parlamentaria egipcia habitual y al cumplimiento de otras condiciones finales. Todos los valores en dólares están expresados ​​en dólares estadounidenses a menos que se indique lo contrario.LLAVE ELEMENTOS DE LOS FUSIONADOS CONCESIÓNLas concesiones West Gharib, West Bakr y North West Gharib, incluidos todos los arrendamientos de desarrollo existentes dentro de estas concesiones, se fusionarán en la Concesión Fusionada con un nuevo plazo de desarrollo de 15 años y una opción de extensión de 5 años.Los términos de las concesiones financieras modernizados promueven una mayor inversión e implementación de nueva tecnología en los campos maduros a través de:
– Mejores condiciones de recuperación de costos para respaldar la inversión continua en campos maduros de mayor costo.
– Los términos de producción compartida se adaptaron a los precios del petróleo para respaldar los rendimientos de TransGlobe durante los precios del petróleo más bajos y los rendimientos del gobierno durante los precios del petróleo más altos.
– Se espera que los netbacks mejorados y el aumento de los flujos de efectivo financien nuevas inversiones en proyectos de recuperación incremental.
• Se estima que los netback operativos a corto plazo (ingresos menos regalías, impuestos y gastos operativos) mejoren en los siguientes rangos en relación con los precios del Brent, asumiendo los niveles de producción actuales, los costos operativos y los diferenciales históricos del Brent:
– Los términos modernizados se aplicarán a partir de la fecha de vigencia de febrero de 2020 de la Concesión Fusionada.Incremental, estimado internamente, Mejor estimación de riesgo bruto bruto de la compañía Volumen de recursos contingentes económicos de 59,1 millones de barriles de petróleo (los recursos contingentes de la compañía están separados de las reservas de la compañía; consulte el Aviso sobre información sobre petróleo y gas más adelante en este comunicado).Sujeto a la ratificación final, la Compañía pagará a EGPC un bono de firma y un pago de igualación (o modernización) en cuotas. La Compañía anticipa que el pago de compensación y el bono de firma se financiarán con los recursos existentes y los flujos de efectivo mejorados esperados.
– El pago de compensación compensa a EGPC por las mejores condiciones fiscales sobre la base subyacente de producción prevista.
– Un pago de compensación inicial de $ 15 millones y un bono de firma de $ 1 millón vencen en la ratificación, con cinco pagos de compensación anuales adicionales de $ 10 millones cada uno durante cinco años (desde el 1 de febrero de 2022 hasta el 1 de febrero de 2026).
Compromisos financieros mínimos de trabajo de $ 50 millones por cada período de cinco años del período de desarrollo primario, a partir de la fecha de vigencia del 1 de febrero de 2020. Todas las inversiones que superen el umbral mínimo de cinco años de $ 50 millones se trasladarán para compensar los compromisos subsiguientes de cinco años.
– Para el contexto, el promedio anual de gastos de capital de la Compañía en Egipto durante los últimos cinco años calendario completos ha sido mayor a $ 30 millones por año, y la Compañía espera financiar estas inversiones futuras con recursos existentes y flujos de efectivo futuros.
Fusionar los activos, las instalaciones y la infraestructura de las empresas operativas conjuntas existentes (Dara Petroleum Company, West Bakr Petroleum Company y North West Gharib Petroleum Company) en una nueva empresa operativa conjunta para aumentar sustancialmente la eficiencia operativa.COMENTARIOS DEL PRESIDENTE Y CEORandy Neely, presidente y director ejecutivo, declaró: UNAdespués de un largo y constructivo negociación, Creo que hemos llegado a un increíble ganar-ganar enmienda tanto para TransGlobe como para EGPC. Las eficiencias obtenidas de la consolidación de nuestras concesiones del Desierto Oriental, junto con los netbacks mejorados y extendido término, se espera que Proporcionar a TransGlobe el incentivo fiscal y el tiempo para desbloquear importantes reservas y producción mediante la aplicación de tecnología moderna y optimización de infraestructura. Esto también nos permitirá movernos adelante con importantes iniciativas de ESG para mejorar nuestra huella medioambiental y seguir siendo un empleador importante en la región de Ras Gharib en el futuro previsible.Tenemos la intención de continuar administrando las finanzas de la Compañía con un enfoque conservador y esperamos que, bajo un rango razonable de precios del petróleo, la Compañía podrá financiar los pagos de compensación y un programa continuo de inversión de capital de los recursos existentes y el flujo de cajas. Adicionalmente, tan pronto como sea posible, devoluciones directas a nuestro accionistas serán priorizados.Esta UNAsaludo es un crítico primero paso para lograr nuestro objetivo declarado de convertirnos en un flujo de caja independiente líder en la región de Oriente Medio / Norte de Áfricaproductor de energía enfocado. La Concesión Fusionada proporcionará la plataforma a nos permiten incrementar nuestros esfuerzos para completar fusiones y adquisiciones complementarias para apoyar aún más este objetivo.Nosotros apreciar los compromiso y visión del equipo de liderazgo en EGPC para ampliarEn g la vida de estas aceite maduro campos y esperamos trabajar en estrecha colaboración con ellos para obtener los importantes beneficios mutuos de esta Concesión Fusionada. En el futuro inmediato, comenzaremos a planificar un aumento de las actividades que deberían ser detenidas en el corto o mediano plazo. y revertir reciente la producción disminuye.ANTECEDENTES DEL ACUERDOEn 2017, S.E. Ing. Tarek El Molla (Ministro de Petróleo y Minerales) anunció una Iniciativa de Modernización para tratar de aumentar la producción y las reservas de petróleo en un 20% de los yacimientos de petróleo existentes (brownfields). Desde ese momento, TransGlobe y EGPC han estado discutiendo formas en las que TransGlobe podría aumentar las recuperaciones y la producción de sus campos de producción existentes y han trabajado extensamente para evaluar varias estructuras fiscales de modernización para proporcionar un marco para la inversión continua en zonas industriales abandonadas en las concesiones del Desierto Oriental de TransGlobe.Alentada por la Iniciativa de Modernización del Ministerio y las discusiones positivas con EGPC, la Compañía identificó una serie de proyectos de recuperación mejorada y eficiencia de infraestructura que apuntan a la recuperación de petróleo incremental de los depósitos existentes en las concesiones. Al mismo tiempo, la Compañía inició un modelado detallado de yacimientos estático y dinámico de varios de los depósitos más grandes para evaluar estrategias de recuperación mejoradas. Los detalles adicionales sobre estos y otros recursos contingentes divulgados en este comunicado de prensa se encuentran disponibles a continuación en “Aviso sobre información sobre petróleo y gas”.Las concesiones existentes se componen de 10 arrendamientos de desarrollo, que incluyen una serie de arrendamientos de desarrollo que se acercan al final de sus términos principales en los próximos años. Todos los arrendamientos de desarrollo existentes (cada uno con un plazo primario de 20 años) tienen una extensión de 5 años disponible, sin embargo, la inversión futura en virtud de las concesiones existentes se ve desafiada debido a la tenencia restante limitada en algunos de los arrendamientos de desarrollo clave y sus términos fiscales . Estos factores, combinados con los precios del petróleo más bajos y los costos operativos más altos asociados con los campos petroleros maduros, hicieron que las inversiones de capital futuras fueran muy desafiantes. Los 10 arrendamientos de desarrollo existentes están incluidos en la Concesión Fusionada.BENEFICIOS MUTUOS SIGNIFICATIVOSLos términos fiscales modernizados y el horizonte de inversión ampliado brindan los incentivos y el marco fiscal necesarios para respaldar una mayor inversión para recuperar volúmenes adicionales de petróleo en el entorno de precios del petróleo Brent esperado a mediano plazo de $ 40- $ 60 / bbl.Los nuevos proyectos de inversión se enfocarán en una mejor estimación de riesgo bruto de la empresa con un incremento de 59,1 millones de barriles de recursos contingentes económicos (desarrollo pendiente / en espera y desarrollo no aclarado) a través de la perforación, el aumento de la eficiencia operativa y la aplicación de nuevas tecnologías durante el período de 20 años (primaria de 15 años). + un período de opción de 5 años). Estos Recursos Contingentes están separados de nuestra base de reservas probadas más probables existentes en el desierto oriental, que se estimaron en 26,3 millones de barriles de petróleo (23,6 MMbbl de petróleo pesado y 2,7 ​​MMbbl de petróleo ligero / medio) al 31/12/2019.Se espera que los proyectos de inversión detengan las disminuciones históricas de la producción (~ 22% por año) y proporcionen una producción estable y una base de flujo de efectivo durante los próximos cinco años con potencial para crecer y extender la vida útil de los campos existentes. Hasta la fecha, de los 59,1 millones de barriles de recursos contingentes en riesgo mencionados anteriormente, la Compañía ha madurado técnicamente una estimación bruta bruta de la compañía con un incremento de 20.5 millones de barriles de recursos contingentes en espera / en desarrollo de Arta Nukhul, K-Field y H- Grupos de campo basados ​​en sus respectivos modelos dinámicos, los términos de la Concesión Fusionada y una inversión de capital futura estimada de ~ $ 125 millones. Con este anuncio, la Compañía dará prioridad a los proyectos de maduración de recursos de las agrupaciones Arta Nukhul, H-Field y K-Field, que se espera que comiencen tan pronto como sea razonablemente posible. Consulte el “Aviso sobre información sobre petróleo y gas” a continuación para obtener detalles adicionales. Se espera que la consolidación de las tres concesiones genere eficiencias adicionales mediante la consolidación de las empresas operativas conjuntas existentes, la utilización optimizada de la infraestructura existente y las inversiones futuras en infraestructura.Además, la fuerza laboral fusionada de las empresas operativas de empresas conjuntas existentes brinda a la Compañía y a EGPC la oportunidad de capacitar, desarrollar y desplegar una fuerza laboral integrada con capacidades operativas mejoradas para desarrollar y operar otras zonas industriales abandonadas en el futuro.Se espera que la Concesión Fusionada proporcione un incentivo adicional para la transferencia de tecnologías, a través de la perforación horizontal con terminaciones en varias etapas, empleadas de manera rutinaria en nuestras operaciones canadienses, posibles técnicas de recuperación terciaria y también la oportunidad de realizar una serie de inversiones en infraestructura para aumentar la operación. eficiencias. De acuerdo con las iniciativas ESG de la Compañía, la Compañía ha identificado varios proyectos de inversión en infraestructura, como el reemplazo de la generación de energía diesel en el campo con energía confiable de la red eléctrica nacional, que se espera que aumenten la eficiencia, reduzcan los costos operativos y reduzcan significativamente las emisiones de GEI. La red eléctrica nacional se ha ampliado en toda el área fusionada, incluida la conexión a los nuevos y sustanciales proyectos de energía eólica renovable en la región.Se espera que se acumulen importantes beneficios adicionales para Egipto, la gobernación del Mar Rojo y la ciudad de Ras Gharib a través de inversiones adicionales, costos operativos y el empleo asociado de la fuerza laboral local necesaria para extender la vida útil de los campos existentes.TransGlobe Energy ha publicado una presentación de Concesiones fusionadas en nuestro sitio web (www.trans-globe.com) y organizará una transmisión por Internet y una conferencia telefónica para discutir más el anuncio. Los detalles del webcast se proporcionarán en un anuncio por separado. Sobre TransGlobeTransGlobe Energy Corporation es una empresa de exploración y desarrollo de petróleo y gas centrada en el flujo de caja cuyas actividades actuales se concentran en la República Árabe de Egipto y Canadá. Las acciones ordinarias de TransGlobe cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y en el mercado AIM de la Bolsa de Valores de Londres con el símbolo TGL y en la Bolsa NASDAQ con el símbolo TGA.Para más información póngase en contacto:Asesoramiento sobre información sobre petróleo y gasTransGlobe completó una evaluación interna de los Recursos Contingentes (la “Evaluación de Recursos Contingentes”) atribuidos a los grupos incluidos en los 10 arrendamientos de desarrollo existentes de la Compañía con base en los nuevos términos y condiciones de la Concesión Fusionada (las “Áreas Evaluadas”) que permanece sujeto hasta la ratificación y satisfacción de algunas otras condiciones de cierre. Las subsidiarias de propiedad total de TransGlobe tienen una participación de trabajo del 100% en los arrendamientos de desarrollo existentes y los acuerdos de concesión relacionados que cubren las Áreas Evaluadas y mantendrían ese nivel de interés tras la ratificación de la Concesión Fusión. Las áreas evaluadas están ubicadas en tierra en el desierto oriental de Egipto. La Evaluación de Recursos Contingentes entra en vigencia el 30 de septiembre de 2020 y ha sido preparada por un miembro de la administración de TransGlobe que es un evaluador de reservas calificado de acuerdo con los procedimientos y estándares contenidos en el Manual de Evaluación Canadiense de Petróleo y Gas (“COGE”).Contingente RLos recursos no deben confundirse con las reservas.. RLos lectores deben revisar las definiciones y notas que se establecen a continuación. Los recursos reales pueden ser mayores o menores que las estimaciones proporcionadas en este documento. Existe la incertidumbre de que sea comercialmente viable producir alguna parte de los recursos.Los recursos contingentes brutos son la participación en el trabajo de la Compañía antes de la deducción de regalías. Los Recursos Contingentes Netos en Egipto incluyen la participación de la Compañía en la recuperación de costos futuros y la producción compartida de petróleo, y los Recursos Contingentes relacionados con los impuestos sobre la renta. Bajo este método, una porción de los Recursos Contingentes reportados aumentará a medida que disminuyan los precios del petróleo y viceversa a medida que los barriles necesarios para lograr la recuperación de costos cambien con los precios del petróleo prevalecientes.Sresumen de arriesgado Mejor estimado Recursos contingentes para las áreas evaluadas a partir de septiembre 30, 2020(1) Consulte “Definiciones de recursos” a continuación para obtener definiciones detalladas de los recursos contingentes.El costo estimado para generar producción comercial a partir de los Recursos contingentes en espera / en desarrollo es de aproximadamente $ 125 millones (con un descuento del 10 por ciento es aproximadamente $ 81.2 millones), y el cronograma esperado para llevar estos recursos a la producción varía de uno a tres años, dependiendo de el Área Evaluada. Los Recursos Contingentes de Desarrollo Pendiente / En Espera de TransGlobe representan proyectos de desarrollo dentro de las Áreas Evaluadas para las cuales se han elaborado planes de desarrollo específicos. Se espera que estos recursos se recuperen utilizando la misma tecnología de desarrollo convencional que TransGlobe ya ha demostrado ser efectiva en las Áreas Evaluadas, complementada con algunas perforaciones de pozos horizontales y estimulación de múltiples etapas que la Compañía ha implementado con éxito en Canadá.Recursos contingentes Probabilidades de ComercialidadLas Áreas Evaluadas con Recursos Contingentes se arriesgaron por la posibilidad de comercialidad (“CoC”), que se define de la siguiente manera:La probabilidad de desarrollo es la probabilidad estimada de que, una vez descubierta, una acumulación conocida se desarrolle comercialmente. Se han considerado cinco factores para determinar el CoDev de la siguiente manera:Los cinco factores fueron evaluados para cada una de las Áreas Evaluadas. Se evaluaron los siguientes factores para que los recursos contingentes de TransGlobe se subclasifiquen y se consideren como recursos contingentes pendientes de desarrollo / en espera, recursos contingentes no aclarados de desarrollo o recursos contingentes no viables de desarrollo:Factor económico: Para el desarrollo pendiente / en espera, los proyectos de desarrollo asociados tenían una economía sólida (es decir, una fuerte tasa de rendimiento) y, como tal, se les asignó un factor de 0,9 a 1,0. Las subclases de recursos contingentes restantes tienen factores que van desde 0,6 a 1,00. La Evaluación de Recursos Contingentes se basa en el pronóstico de precios e inflación del 1 de octubre de 2020 publicado por GLJ Petroleum Consultants Ltd., consultores petroleros independientes, que se muestran en la siguiente tabla:(1) La previsión de precios es la previsión GLJ a partir del 1 de octubre de 2020
(2) Tasas de inflación para pronosticar precios y costos de gastos
Factor de tecnología: Gran parte de los recursos contingentes de TransGlobe se desarrollarán utilizando tecnología establecida, por lo tanto, se utiliza un factor de tecnología de 0.8 a 1.0 para todas las subclases de recursos contingentes de recursos. Un factor menor aquí tomó en cuenta los riesgos operacionales potenciales asociados con los pozos estimulados horizontales de múltiples etapas.Factor del plan de desarrollo: Se prepararon y se implementaron planes de desarrollo y costos. Este factor varía de 0,85 a 0,9 para los recursos contingentes en espera / pendientes de desarrollo. Para las subclases restantes de recursos contingentes, los factores del plan de desarrollo varían de 0,70 a 0,75 según el nivel de detalle.Factor de Plazo de Desarrollo: Varias áreas centrales dentro de las Áreas Evaluadas tienen partes del volumen de Petróleo Inicialmente en Sitio (“PIIP”) desarrollado y en producción, con reservas probadas y probables asignadas. El tiempo para las partes de Recursos Contingentes de estos proyectos dependerá del ritmo de desarrollo continuo (incluida la asignación de fondos), la capacidad de rendimiento disponible en las instalaciones existentes o la construcción de instalaciones adicionales. A los proyectos de desarrollo pendiente / en espera se les han asignado factores de tiempo de desarrollo de 1.0, lo que refleja un alto nivel de certeza en las estimaciones de tiempo y la intención de TransGlobe de invertir en estos proyectos a corto plazo. Para las subclases de recursos contingentes restantes, los factores de marco temporal asignados van de 0,70 a 0,90.Otro factor de contingencia: Para evaluar las reservas, se deben eliminar todas las contingencias. Con respecto a los recursos contingentes, este factor captura las principales contingencias, generalmente más allá del control de TransGlobe, distintas de las capturadas por el estado económico, el estado de la tecnología, el estado del escenario de evaluación del proyecto y el plazo de desarrollo. El otro factor de contingencia se ha evaluado como 1.0 para todas las subclases de recursos contingentes.Estos factores pueden estar interrelacionados y se ha tenido cuidado para garantizar que los riesgos se contabilicen de forma adecuada. La siguiente tabla resume la probabilidad de comercialidad aplicada a los recursos contingentes en función de los factores evaluados.Resumen de probabilidad de comercialidad de los recursos contingentes de mejor estimación para las áreas evaluadas al 30 de septiembre de 2020:(1) Todos los volúmenes enumerados en la tabla son Brutos de la compañía.
(2) Consulte “Definiciones de recursos” a continuación para obtener definiciones detalladas de recursos contingentes.
Riesgos y factores positivos y negativos significativosSe requiere un desarrollo continuo a través de programas de desarrollo de varios años y niveles significativos de gastos de capital futuros para que los Recursos Contingentes se recuperen en el futuro. Los principales riesgos que inhibirían la recuperación de recursos adicionales se relacionan con el potencial de variaciones en la calidad de la formación de las Áreas Evaluadas donde actualmente existen datos mínimos de pozos, el acceso al capital que se requeriría para desarrollar los recursos, los bajos precios del crudo que reduciría la economía del desarrollo, el desempeño futuro de los pozos, las aprobaciones regulatorias, el acceso a los servicios requeridos al costo apropiado, el acceso al mercado y la efectividad de la tecnología y aplicaciones de estimulación.Además, debe entenderse que las estimaciones de recursos contingentes reflejan datos a la fecha de la evaluación de recursos contingentes. Aunque solo se informan las mejores estimaciones, debe entenderse que existe un grado significativo de incertidumbre en estas estimaciones. Los datos adicionales pueden justificar revisiones al alza o a la baja de las estimaciones, lo que a su vez afectaría las estimaciones de Recursos Contingentes.ContingenciasEn las Áreas Evaluadas, las principales contingencias que impiden que los Recursos Contingentes sean clasificados como reservas son el desarrollo de planes firmes, incluyendo el tiempo, la infraestructura y el compromiso de capital y, en algunos casos, la verificación de las tasas de producción comercial. A medida que se produce la delineación continua y se consolidan los planes, se espera que algunos Recursos Contingentes se reclasifiquen como reservas.Se han definido proyectos para desarrollar los recursos en las Áreas Evaluadas para los Recursos Contingentes Pendientes de Desarrollo / En Espera a la fecha de evaluación. Dichos proyectos, en el caso de las Áreas Evaluadas, históricamente se han desarrollado secuencialmente durante varias temporadas de perforación y están sujetos a restricciones presupuestarias anuales, la política de TransGlobe de desarrollo ordenado por etapas, la visión de corto y largo plazo de TransGlobe de los precios del petróleo crudo y los resultados de las actividades de desarrollo en la zona.Definiciones de recursosLos siguientes son extractos de las definiciones de recursos y reservas, contenidas en la Sección 5 del Manual COGE, al que los Administradores de Valores Canadienses hacen referencia en el “Instrumento Nacional 51-101 Normas de Divulgación para Actividades de Petróleo y Gas”.(a) Definiciones fundamentales de recursosRecursos contingentes son aquellas cantidades de petróleo estimadas, a una fecha determinada, como potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas utilizando tecnología establecida o tecnología en desarrollo, pero que actualmente no se consideran recuperables comercialmente debido a una o más contingencias. Las contingencias pueden incluir factores como asuntos económicos, legales, ambientales, políticos y regulatorios, o la falta de mercados. También es apropiado clasificar como Recursos Contingentes las cantidades recuperables descubiertas estimadas asociadas con un proyecto en la etapa de evaluación inicial. Los Recursos Contingentes se clasifican además de acuerdo con el nivel de certeza asociado con las estimaciones y pueden subclasificarse según la madurez del proyecto y / o caracterizarse por su estado económico.(b) Categorías de incertidumbre para estimaciones de recursosEl rango de incertidumbre de los volúmenes recuperables estimados puede estar representado por escenarios deterministas o por una distribución de probabilidad. Los recursos deben proporcionarse como estimaciones bajas, mejores y altas de la siguiente manera:Estimación baja: Esto se considera una estimación conservadora de la cantidad que realmente se recuperará. Es probable que las cantidades reales restantes recuperadas superen la estimación baja. Si se utilizan métodos probabilísticos, debe haber al menos un 90 por ciento de probabilidad (P90) de que las cantidades realmente recuperadas igualen o superen la estimación baja.Mejor estimado: Se considera que esta es la mejor estimación de la cantidad que realmente se recuperará. Es igualmente probable que las cantidades reales restantes recuperadas sean mayores o menores que la mejor estimación. Si se utilizan métodos probabilísticos, debe haber al menos un 50% de probabilidad (P50) de que las cantidades realmente recuperadas igualen o superen la mejor estimación.Estimación alta: Esto se considera una estimación optimista de la cantidad que realmente se recuperará. Es poco probable que las cantidades reales restantes recuperadas superen la estimación alta. Si se utilizan métodos probabilísticos, debe haber al menos un 10 por ciento de probabilidad (P10) de que las cantidades realmente recuperadas igualen o superen la estimación alta.Este enfoque para describir la incertidumbre puede aplicarse a reservas, recursos contingentes y recursos prospectivos. Puede existir un riesgo significativo de que las acumulaciones subcomerciales y no descubiertas no logren la producción comercial. Sin embargo, es útil considerar e identificar el rango de cantidades potencialmente recuperables independientemente de dicho riesgo.(c) Estado de descubrimiento y comercial y riesgos asociados con las estimaciones de recursos Estado de descubrimientoEl petróleo total inicialmente en el lugar se subdivide en primer lugar según el estado de descubrimiento de una acumulación de petróleo. El PIIP descubierto, la producción, las reservas y los recursos contingentes están asociados con acumulaciones conocidas. El reconocimiento como acumulación conocida requiere que la acumulación sea penetrada por un pozo y tenga evidencia de la existencia de petróleo. La 3ª edición consolidada del Manual COGE, sección 1.4.7.2.1.2, proporciona aclaraciones adicionales sobre los requisitos de perforación y prueba relacionados con el reconocimiento de acumulaciones conocidas. Por otro lado, los recursos prospectivos son PIIP no descubiertos que están asociados con acumulaciones aún por descubrir.Estado comercialEl estado comercial diferencia las reservas de los recursos contingentes. A continuación se describen los criterios que deben tenerse en cuenta para determinar la comercialidad:viabilidad económica del proyecto de desarrollo relacionado;una expectativa razonable de que habrá un mercado para las cantidades de producción de ventas esperadas que se requieren para justificar el desarrollo;evidencia de que las instalaciones de producción y transporte necesarias están disponibles o pueden estar disponibles;evidencia de que las preocupaciones legales, contractuales, ambientales, gubernamentales y otras cuestiones sociales y económicas permitirán la implementación real del proyecto de recuperación que se está evaluando;una expectativa razonable de que se obtendrán todas las aprobaciones internas y externas necesarias. La evidencia de esto puede incluir elementos tales como contratos firmados, aprobaciones presupuestarias y aprobaciones de gastos, etc .;evidencia para respaldar un calendario razonable de desarrollo. Un plazo razonable para el inicio del desarrollo depende de las circunstancias específicas y varía según el alcance del proyecto. Si bien se recomiendan cinco años como plazo máximo para la clasificación de un proyecto como comercial, se podría aplicar un plazo más largo cuando, por ejemplo, el desarrollo de proyectos económicos se difiera a opción del productor para, entre otras cosas, el mercado. motivos relacionados o para cumplir con objetivos contractuales o estratégicos.Riesgo comercial aplicable a estimaciones de recursosLas estimaciones de cantidades recuperables se expresan en términos de los productos de venta derivados de un programa de desarrollo, asumiendo el desarrollo comercial. Debe reconocerse que las reservas y los recursos contingentes implican diferentes riesgos asociados con el logro de la comercialidad. La probabilidad de que un proyecto logre la comercialidad se denomina “oportunidad de comercialidad”. La probabilidad de comercialidad varía en diferentes categorías de recursos recuperables de la siguiente manera:Reservas: Para ser clasificado como reservas, las cantidades recuperables estimadas deben estar asociadas con un proyecto que haya demostrado viabilidad comercial. Bajo las condiciones fiscales aplicadas en la estimación de reservas, la probabilidad de comercialidad es efectivamente del 100 por ciento.Recursos contingentes: No todos los planes de desarrollo técnicamente viables serán comerciales. La viabilidad comercial de un proyecto de desarrollo depende del pronóstico de las condiciones fiscales durante la vida del proyecto. En el caso de los recursos contingentes, el componente de riesgo relacionado con la probabilidad de que una acumulación se desarrolle comercialmente se denomina “posibilidad de desarrollo”. Para los recursos contingentes, la posibilidad de comercialización es igual a la posibilidad de desarrollo.(d) Estado de la tecnología de recuperaciónTecnología establecida: Un método de recuperación que ha demostrado ser exitoso en aplicaciones comerciales en el reservorio en cuestión y es un requisito previo para la asignación de reservas.Tecnología en desarrollo: Un proceso de recuperación que se ha determinado que es técnicamente viable a través de una prueba de campo y que se está probando en el campo para determinar su viabilidad económica en el reservorio en cuestión. Se pueden asignar recursos contingentes si el proyecto proporciona información suficiente y de calidad para cumplir con los requisitos de esta clase de recursos.Tecnología experimental: Una tecnología que se está probando en el campo para determinar la viabilidad técnica de aplicar un proceso de recuperación a un PIIP descubierto irrecuperable en un reservorio en cuestión. No se puede utilizar para asignar ninguna clase de recursos recuperables (es decir, reservas y recursos contingentes).(e) Situación económica de las estimaciones de recursosPor definición, las reservas son comercialmente (y por lo tanto económicamente) recuperables. Una parte de los recursos contingentes también puede estar asociada con proyectos que son económicamente viables pero que aún no han satisfecho todos los requisitos de comercialidad. En consecuencia, puede ser una opción deseable subclasificar los recursos contingentes por estado económico:Recursos económicos contingentes son aquellos Recursos Contingentes que actualmente son económicamente recuperables. Las subclases de recursos contingentes incluidas son recursos contingentes pendientes de desarrollo, recursos contingentes de desarrollo en espera y recursos contingentes no aclarados de desarrollo.Recursos contingentes subeconómicos son aquellos Recursos Contingentes que actualmente no son económicamente recuperables. La subclase de Recursos Contingentes incluida es Desarrollo no viable.Cuando las evaluaciones están incompletas y es prematuro identificar la viabilidad económica de un proyecto, es aceptable señalar que el estado económico del proyecto es “indeterminado” (es decir, “Recursos contingentes – estado económico indeterminado”).Al examinar la viabilidad económica, se deben aplicar las mismas condiciones fiscales que en la estimación de las reservas, es decir, condiciones económicas especificadas, que generalmente se aceptan como razonables (consulte el Manual COGE Consolidado 3ra Edición, Sección 1.4.7.2.1.3).(f) Subclases de vencimiento del proyecto para recursos contingentesPendiente de desarrollo: Donde se persigue activamente la resolución de las condiciones finales para el desarrollo (alta probabilidad de desarrollo).Desarrollo en espera: Donde hay una posibilidad razonable de desarrollo pero hay importantes contingencias no técnicas por resolver que generalmente están fuera del control del operador.Desarrollo sin aclarar: Cuando la evaluación está incompleta y hay una actividad en curso para resolver los riesgos o incertidumbres.Desarrollo no viable: Recurso contingente que no es viable en las condiciones que prevalecen en la fecha de vigencia de la evaluación, y donde actualmente no se planea obtener más datos o evaluaciones y, por lo tanto, hay pocas posibilidades de desarrollo.Información financiera histórica sobre los activosLas tres concesiones asociadas con la Concesión Fusionada generaron ~ $ 16 millones de ganancias en 2019 (que excluye los gastos financieros asignados y las pérdidas en instrumentos financieros).Consultivo Respecto a Información y declaraciones prospectivas Ciertas declaraciones incluidas en este comunicado de prensa constituyen declaraciones a futuro o información a futuro según la legislación de valores aplicable. Dichas declaraciones o información a futuro se proporcionan con el propósito de brindar información sobre las expectativas y planes actuales de la gerencia relacionados con el futuro. Se advierte a los lectores que la confianza en dicha información puede no ser apropiada para otros fines. Las declaraciones o información a futuro generalmente contienen declaraciones con palabras como “anticipar”, “creer”, “esperar”, “planificar”, “pretender”, “estimar”, “puede”, “será”, “haría” o similar words suggesting future outcomes or statements regarding an outlook. In particular, forward-looking information and statements contained in this document include, but are not limited to; the anticipated timing of the final ratification of the Merged Concession and respective closing commitments; anticipated improvements to the Company’s near-term operational netbacks; the Agreement’s ability to unlock meaningful additional reserves and production; anticipated mid-term oil prices; the availability of future investment opportunities for the Company and their ability to increase production, provide a stable production / revenue base in the future and extend the life of existing fields; estimated capital investments to be made by the Company; the anticipated timing of the Arta Nukhul, H-Field, and K-Field pools’ resource maturation projects; and other matters.Forward-looking statements or information are based on a number of factors and assumptions which have been used to develop such statements and information but which may prove to be incorrect. Although the Company believes that the expectations reflected in such forward-looking statements or information are reasonable, undue reliance should not be placed on forward-looking statements because the Company can give no assurance that such expectations will prove to be correct. Many factors could cause TransGlobe’s actual results to differ materially from those expressed or implied in any forward-looking statements made by, or on behalf of, TransGlobe.In addition to other factors and assumptions which may be identified in this news release, assumptions have been made regarding, among other things, that the Merged Concession will be ratified; respective closing commitments will be paid; anticipated production volumes; the Company’s ability to obtain qualified staff and equipment in a timely and cost-efficient manner; the regulatory framework governing royalties, taxes and environmental matters in the jurisdictions in which the Company conducts and will conduct its business; future capital expenditures to be made by the Company; future sources of funding for the Company’s capital programs; geological and engineering estimates in respect of the Company’s reserves and resources; the geography of the areas in which the Company is conducting exploration and development activities; current commodity prices and royalty regimes; availability of skilled labour; future exchange rates; the price of oil; the impact of increasing competition; conditions in general economic and financial markets; availability of drilling and related equipment; effects of regulation by governmental agencies; future operating costs; uninterrupted access to areas of TransGlobe’s operations and infrastructure; recoverability of reserves and future production rates; that TransGlobe will have sufficient cash flow, debt or equity sources or other financial resources required to fund its capital and operating expenditures and requirements as needed; that TransGlobe’s conduct and results of operations will be consistent with its expectations; that TransGlobe will have the ability to develop its properties in the manner currently contemplated; current or, where applicable, proposed industry conditions, laws and regulations will continue in effect or as anticipated as described herein; that the estimates of TransGlobe’s reserves and resource volumes and the assumptions related thereto (including commodity prices and development costs) are accurate in all material respects; and other matters.Forward-looking statements or information are based on current expectations, estimates and projections that involve a number of risks and uncertainties which could cause actual results to differ materially from those anticipated by the Company and described in the forward-looking statements or information. These risks and uncertainties which may cause actual results to differ materially from the forward-looking statements or information include, among other things, the Merged Concession not being ratified by Parliament; respective closing commitments not being paid; operating and/or drilling costs are higher than anticipated; unforeseen changes in the rate of production from TransGlobe’s oil and gas properties; changes in price of crude oil and natural gas; adverse technical factors associated with exploration, development, production or transportation of TransGlobe’s crude oil reserves; changes or disruptions in the political or fiscal regimes in TransGlobe’s areas of activity; changes in tax, energy or other laws or regulations; changes in significant capital expenditures; delays or disruptions in production due to shortages of skilled manpower equipment or materials; economic fluctuations; competition; lack of availability of qualified personnel; the results of exploration and development drilling and related activities; obtaining required approvals of regulatory authorities; volatility in market prices for oil; fluctuations in foreign exchange or interest rates; environmental risks; ability to access sufficient capital from internal and external sources; failure to negotiate the terms of contracts with counterparties; failure of counterparties to perform under the terms of their contracts; and other factors beyond the Company’s control. Readers are cautioned that the foregoing list of factors is not exhaustive. Please consult TransGlobe’s public filings at www.sedar.com and www.sec.goedgar.shtml for further, more detailed information concerning these matters, including additional risks related to TransGlobe’s business.The forward-looking statements or information contained in this news release are made as of the date hereof and the Company undertakes no obligation to update publicly or revise any forward-looking statements or information, whether as a result of new information, future events or otherwise unless required by applicable securities laws. The forward-looking statements or information contained in this news release are expressly qualified by this cautionary statement.Oil and Gas AdvisoriesMr. Ron Hornseth, B.Sc., General Manager – Canada for TransGlobe Energy Corporation, and a qualified person as defined in the Guidance Note for Mining, Oil and Gas Companies, June 2009, of the London Stock Exchange, has reviewed the technical information contained in this report. Mr. Hornseth is a professional engineer who obtained a Bachelor of Science in Mechanical Engineering from the University of Alberta. He is a member of the Association of Professional Engineers and Geoscientists of Alberta and the Society of Petroleum Engineers and has over 20 years’ experience in oil and gas.Abbreviations


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