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También hemos identificado locaciones adicionales que podrían extender el tamaño del campo. El primer pozo, Mantis Norte, será perforado en el primer trimestre de 2013. En caso de éxito, el pozo podrá adicional cuatro locaciones de desarrollo en el campo.

Bloques de Crudo Pesado en la Cuenca de los Llanos (Rio Ariari, Chiguiro Oeste, Chiguiro Este), Colombia

Durante el tercer trimestre perforamos dos pozos, Mielero-1 y Dara-1 y en octubre, un tercer pozo, Pichilingo-1. Los pozos Mielero y Pichilingo fueron perforados en prospectos identificados en sísmica 2D en la parte central del Bloque Rio Ariari. Hemos identificado en promedio 10 pies de arenas con presencia de hidrocarburos en cada pozo.

Planeamos perforar dos prospectos adicionales de exploración con el objetivo de probar nuevos conceptos y definir nuevos recursos de alto potencial en el Bloque. Además, hemos comenzado con un programa de sísmica 2D de 80 kilómetros en la porción este del Bloque. Una vez esté completado, planeamos perforar hasta cuatro pozos estratigráficos en esta región. También estamos movilizando un taladro a nuestra locación del pozo horizontal Tatama para realizar unas pruebas de producción de largo plazo. Esperamos iniciar estas pruebas a principios de 2013.

Orito (Cuenca del Putumayo) y Neiva (Cuenca Superior del Magdalena), Colombia

No perforamos ningún pozo en nuestros campos de Orito y Neiva durante el tercer trimestre debido a que el operador del campo es Ecopetrol y está en el proceso de actualizar los permisos ambientales en ambos bloques. Esperamos reiniciar nuestro programa de perforación de desarrollo en Orito a principios de 2013 teniendo como objetivo locaciones de arreglos de pozos existentes. En Neiva esperamos reiniciar la perforación de desarrollo desde locaciones existentes en la primera mitad de 2013.

Bloque 126, Perú

Durante el trimestre perforamos nuestro segundo pozo exploratorio, Sheshea-1X, en el Bloque 126. Sheshea-1X comenzó a ser perforado el 19 de Julio de 2012 y alcanzó su profundidad medida total de 8.925 pies el 9 de septiembre de 2012.

Realizamos cuatro pruebas en tres formaciones diferentes. En la Formación Chonta, produjimos un promedio de 1.430 bppd sin recuperar agua durante la prueba. En la Formación Agua Caliente, produjimos 80 bppd con corte de agua de 97 por ciento. Las dos pruebas realizadas en la Formación Copacabana recuperaron agua.

En la Formación Chonta hemos probado un intervalo perforado de diez pies con una BES por un total de 37,5 horas a través de un equipo temporal de pruebas de pozo. Un total de 2.235 barriles de petróleo de 53 grados API fueron producidos a una tasa promedio de 1.430 bppd, sin recuperar agua durante la prueba. Hubo presencia de gas en solución, pero en cantidades muy pequeñas para ser medidas. El nivel de reducción de la bomba al final de la prueba fue del 50 por ciento. Se requerirá perforación, pruebas y sísmica 3D adicionales para ayudar a evaluar este alentador descubrimiento.

Las arenas Chonta están siendo interpretadas actualmente como arenas sobre la plataforma continental con buena extensión lateral y continuidad que se depositaron sobre una altura pre-existente. Los volúmenes de recursos potenciales calculados internamente sugieren un potencial mínimo de 14 millones de barriles de petróleo descubierto inicialmente en in-situ ("DPIIP"), basados en una mínima área de cierre, a un máximo de 140 millones de barriles de DPIIP basados en un máximo cierre, interpretados al punto de vertido.