Pacific Rubiales anuncia reservas al cierre de 2013: aumento de 20% en las reservas 2P netas y reemplazo de reservas de 320%

TORONTO, 21 de febrero de 2014 /PRNewswire/ - Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunció hoy los resultados de una evaluación independiente de las reservas de la compañía en reportes efectivos el 31 de diciembre de 2013, los cuales muestran que las reservas 2P netas de la compañía aumentaron en 20% en comparación con el 31 de diciembre de 2012.

José Francisco Arata, presidente de la compañía, comentó:

"Vemos estos reportes de reservas para 2013 como una demostración palpable de la robustez de nuestra cartera de exploración y desarrollo. Estos resultados también respaldan la estrategia empresarial de la compañía que contempla crecimiento tanto mediante adquisiciones estratégicas y acumulativas como mediante perforaciones.

"El 20% de aumento en las reservas, mediante la adición de más de 100 MMbpe a nuestras reservas 2P netas, dando como resultado un reemplazo de reservas de 320%, es un desempeño sólido impulsado por descubrimientos de exploración y la adquisición de Petrominerales Ltd. por parte de la compañía, llevada a cabo durante el año. Pacific Rubiales continúa aumentando sus reservas Probadas y Probables en consonancia con la producción.

"Nos complace destacar la adición de reservas nuevas en los bloques CPE-6 y Río Ariari lo cual demuestra que la compañía está diversificando su base de reservas de petróleo pesado más allá del campo Rubiales. Se espera que estos dos bloques provean volúmenes de producción nueva a partir de 2014 y que la producción aumente hasta un nivel agregado igual a la producción neta actual en el campo Rubiales, dentro de un período de tres años".

Estos son algunos aspectos destacados de las reservas netas después de regalías ("netas") que se mencionan en los reportes independientes de evaluación de reservas:

  • Adiciones de reservas probadas más probables ("2P") netas totales de 151 MMbpe, compuestas por 89 MMbpe de adquisiciones y 66 MMbpe de actividades de exploración.
  • Las reservas 2P netas totales aumentaron en 20% hasta 618 MMbpe. Las reservas probadas ("P1") representan el 63% de las reservas 2P netas totales.
  • Un 320% de reemplazo de reservas con adiciones de reservas 2P netas de más de 3 bpe por bpe producido.
  • El Índice de Vida de las Reservas ("RLI") 2P netas permaneció en un intervalo estable de 13, comparable con los últimos dos años, y aproximadamente el doble que el del productor de exploración y producción colombiano promedio.
  • Las reservas P1 netas totales aumentaron en 18% hasta 394 MMbpe. Aproximadamente el 76% de las reservas 2P netas y el 73% de las reservas P1 netas son líquidos de petróleo y gas natural, siendo la mayoría de los mismos petróleo pesado.
  • Continuó la diversificación de la base de reservas, y ahora el campo Rubiales representa menos del 11% de las reservas 2P netas totales, una disminución con respecto a 19% hace un año.
  • Considerables adiciones de reservas 2P netas de 89 MMbbl atribuidas a la adquisición de Petrominerales, incluyendo 43 MMbbl de nuevas reservas 2P netas (10 MMbbl de P1 netas) asociadas con el bloque de petróleo pesado Río Ariari 100% propiedad de la compañía. En comparación, Petrominerales registró aproximadamente 37 MMbbl de reservas 2P netas al cierre del año 2012.
  • Un incremento de 41% hasta 63 MMbbl de reservas 2P netas asociadas con el bloque de petróleo pesado CPE-6, 50% propiedad de la compañía, incluyendo los primeros registros de reservas Probadas (16 MMbbl de P1 netas) y 8 MMbbl de nuevas reservas 2P netas asociadas con el reservorio C7.

Resumen de las reservas 2P en 2013


Reservas 2P netas en petróleo
equivalente (MMbpe)2

31 de diciembre de 20121

513,7

Adiciones netas

151,1

Producción3

(47,2)

31 de diciembre de 2013

617,6

 

Notas:
1 Declaración de datos de reservas y otra información sobre petróleo y gas a la fecha del 31 de diciembre de 2012, presentada ante el SEDAR en el Formulario 51-101 F1, el 13 de marzo de 2013.
2Bpe se expresa en este comunicado de prensa utilizando la norma de conversión de 5,7 Mpc: 1 bbl requerida por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia para gas natural colombiano y de 5,6 Mpc: 1 bbl requerida por el Ministerio de Energía y Minas de Perú para gas natural peruano. Una conciliación con la norma para conversión según el Instrumento Nacional 51-101 - Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities ("NI 51-101") (Normas de divulgación para actividades de petróleo y gas) de 6 Mpc: 1 bbl se brinda en la sección "Advertencias" de este comunicado de prensa.
3 La producción representa la producción estimada para el período de doce meses cerrados el 31 de diciembre de 2013 e incluye producción procedente de la adquisición corporativa de Petrominerales efectiva a la fecha del 28 de noviembre de 2013.
Nota: los números en la tabla puede que no sean exactos debido a diferencias en el redondeo.

Reservas al cierre del año 2013

Las siguientes tablas ofrecen un resumen de la información contenida en los reportes sobre reservas independientes elaborados por RPS Energy Canada Ltd. ("RPS"), Netherland Sewell & Associates Inc. ("NSAI"), DeGolyer and MacNaughton Limited ("D&M") y Petrotech Engineering Ltd. ("Petrotech") con fecha efectiva el 31 de diciembre de 2013. RPS evaluó las reservas de la compañía en los campos desarrollados de petróleo pesado Rubiales y Quifa SW en Colombia, NSAI evaluó las reservas en los campos petroleros en desarrollo Corvina y Albacora costa afuera en Perú, D&M evaluó la mayor parte de los campos desarrollados de petróleo adquiridos con la compra de Petrominerales en 2013; y Petrotech evaluó las reservas en bloques o campos en los que se están llevando a cabo programas de exploración (incluyendo los bloques CPE-6 y Río Ariari, y el campo Canaguero), los grandes campos de gas natural de la compañía en Colombia y Perú, y los restantes campos menores productores de petróleo y gas en Colombia. Todos estos reportes se elaboraron de acuerdo con las definiciones, normas y procedimientos incluidos en el Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (Manual Canadiense para Evaluación de Petróleo y Gas) y el NI 51-101.

Las reservas netas después de regalías de la compañía incorporan todas las regalías aplicables bajo las legislaciones tributarias de Colombia y Perú basándose en el pronóstico de precios y tasas de producción, incluyendo cualquier interés de participación adicional ("PAP") relacionado con el precio del petróleo aplicable a determinados bloques colombianos, al cierre del año 2013. Las reservas netas para el bloque Quifa se calcularon utilizando la fórmula compartida de 100% a partir del acuerdo de decisión en el proceso de arbitraje PAP de 2013.

Todas las reservas presentadas se basan en un conjunto común de precios y costos pronosticados efectivos el 31 de diciembre de 2013. La información sobre reservas adicionales, según se requiere bajo el NI 51-101, se incluirá en el Formulario de Información Anual de la compañía que se espera presentar ante el SEDAR para el 13 de marzo de 2014.

Reservas a la fecha del 31 de diciembre de 2013 (MMbpe1)

País

Campo

Probadas totales (P1)

Probables (P2)

Probadas más Probables (2P)

Tipo de hidrocarburo

100%

Brutas

Netas

100%

Brutas

Netas

100%

Brutas

Netas


Colombia

Rubiales

197,8

83,5

66,8

-

-

-

197,8

83,5

66,8

Petróleo pesado

Quifa SW

133,8

80,3

64,8

11,8

7,1

5,8

145,6

87,3

70,5

Petróleo pesado

CPE-6

34,1

17,0

15,6

104,5

52,3

47,3

138,6

69,3

62,9

Petróleo pesado

Río Ariari2

10,3

10,3

9,7

35,7

35,7

33,5

46,1

46,1

43,2

Petróleo pesado

Otros bloques de petróleo pesado3

99,3

69,6

59,2

76,6

48,3

40,7

175,9

117,9

99,9

Petróleo pesado

Bloques de Petrominerales4

49,5

32,0

28,4

27,7

19,6

17,5

77,2

51,6

45,9

Petróleo liviano y medio

Otros bloques de petróleo liviano5

47,6

34,2

29,7

17,9

11,6

10,0

65,4

45,8

39,7

Petróleo liviano y medio, gas natural asociado

Bloques de gas natural6

107,2

107,2

100,2

20,5

20,5

19,2

127,6

127,6

119,3

Gas natural

Subtotal

679,5

434,1

374,3

294,7

195,0

173,6

974,2

629,1

548,3

Petróleo y gas natural

Perú

Bloques Z-1 y 131

42,8

20,8

19,8

107,0

52,4

49,6

149,8

73,3

69,4

Petróleo liviano y medio, gas natural


Total a la fecha de 31 de dic. de 2013

722,3

454,9

394,1

401,7

247,4

223,5

1.124,0

702,4

617,6

Petróleo y gas natural


Total a la fecha de 31 de dic. de 2012

670,4

389,8

335,5

373,9

209,8

178,2

1.044,4

599,6

513,7



Diferencia

51,8

65,2

58,7

27,7

37,6

45,3

79,6

102.8

104.0



Producción en 20137

113,6

57,7

47,2

Reservas totales incorporadas

193,1

160,5

151,1


 

Notas:

1Véase la sección "Conversión de bpe" en las Advertencias, al final de este comunicado de prensa.

2Bloque de petróleo pesado de Petrominerales, adquirido en 2013 (no registrado como reserva en el período anterior)

3Incluye las propiedades Cajua, Quifa Norte y Sabanero.

4Petróleo liviano y medio en bloques de Petrominerales adquiridos en 2013 (excluyendo el bloque de petróleo pesado Río Ariari)

5Todas las otras propiedades de petróleo liviano (excluyendo bloques de Petrominerales).

6Incluye las propiedades La Creciente y Guama.

7Estimado de la gerencia.

En la tabla anterior, 100% se refiere a la participación total de 100% en el campo; brutas se refiere a la participación antes de regalías; netas se refiere a la participación después de regalías; los números en la tabla puede que no sean exactos debido a diferencias en el redondeo.

Discusión de las reservas

Aproximadamente el 95% de las reservas P1 netas y el 89% de las reservas 2P netas de la compañía al cierre del año 2013 se encuentran en Colombia, y las restantes en Perú. Más del 95% de los 151 MMbpe de adiciones de reservas 2P netas en 2013 provino de Colombia.

El gasto de capital para exploración de la compañía en 2013 fue de aproximadamente US$593 millones, perforándose 36 pozos de exploración brutos (29,9 netos) (incluyendo pozos de evaluación y estratigráficos), dando como resultado 24 pozos exitosos brutos (índice de éxito de 67%) y adicionando 66 MMbpe de reservas 2P netas a través de perforación, para un costo de descubrimiento de aproximadamente US$8,99/bpe. El costo de descubrimiento para seis años (2008 - 2013) de la compañía se estima en US$3,83/bpe. La compañía opera aproximadamente el 98% de su producción.

Colombia

En el campo Rubiales de la compañía, las reservas 2P netas (todas P1) descendieron hasta 67 MMbbl desde 96 MMbbl un año atrás, incluyendo una revisión negativa de 3MMbbl, sobre una producción neta de aproximadamente 26 MMbbl. El campo Rubiales es un campo petrolero maduro que llegará a una producción de meseta en 2014 antes de que comience su descenso natural en 2015. El campo, que en 2008 representó el 60% de la base de reservas 2P de la compañía, ahora constituye menos del 11% de una base de reservas totales considerablemente mayor.

En el campo Quifa SW, las reservas 2P netas declinaron marginalmente hasta 71 MMbbl desde 73 MMbbl hace un año, reflejando una producción neta de aproximadamente 9 MMbbl más una revisión negativa como resultado de la decisión arbitral PAP, compensada por perforación de relleno y extensiones exitosos Las reservas probadas netas totales crecieron hasta 65 MMbbl desde 58 MMbbl un año atrás debido a movimientos de reservas desde la categoría probable.

La compañía también tiene dos importantes bloques de petróleo pesado, los bloques CPE-6 y Río Ariari, que en la actualidad están avanzando a etapa de desarrollo y se espera ver la primera producción considerable desde los mismos en 2014. Se espera que la producción combinada desde estos bloques reemplace la producción neta actual de la compañía desde el campo Rubiales, dentro de un período de tres años.

En el bloque CPE-6 con 50% de operación por la compañía, aproximadamente a 70 km al suroeste de los campos Rubiales y Quifa, las reservas 2P netas aumentaron 41% hasta 63 MMbbl (incluyendo 16 MMbbl de reservas probadas netas) desde 45 MMbbl hace un año. Este incremento incluye reservas nuevas asociadas con el reservorio de arena C7 suprayacente al reservorio Carbonera basal (8 MMbbl de 2P netas). La compañía registró las primeras reservas probadas, reflejando el recibo del permiso general de exploración y desarrollo, a finales de 2013.

En el bloque Río Ariari con 100% de propiedad y operación, a unos 100 km al oeste del bloque CPE-6 y a lo largo del rumbo de recursos de petróleo pesado, la compañía registró 43 MMbbl de nuevas reservas 2P netas de petróleo pesado (incluyendo 10 MMbbl de reservas probadas netas), las cuales planea desarrollar durante los próximos tres años. El bloque Río Ariari fue adquirido a través de la compra de Petrominerales, que se cerró a finales de 2013, pero no contenía reservas registradas previamente al momento de la adquisición.

En sus otras propiedades de petróleo pesado, la compañía aumentó sus reservas 2P netas en 10 MMbbl, gracias principalmente a nuevos descubrimientos de exploración en Quifa Norte y Sabanero, compensados parcialmente por revisiones negativas en el campo Cajua provocadas por los continuos retrasos con el permiso y la decisión arbitral PAP.

Las reservas de petróleo liviano y medio 2P netas totales de la compañía en Colombia prácticamente se duplicaron hasta 86 MMbbl (68% probadas), gracias principalmente a la adición de 46 MMbbl resultantes de la adquisición de Petrominerales. En los últimos dos años la compañía ha acumulado una considerable cartera de petróleo liviano en Colombia principalmente a través de adquisiciones, a un costo de menos de $30/bbl para reservas 2P netas. Estos barriles se usarán como una fuente segura y estratégica de diluyente para la creciente producción de petróleo pesado de la compañía a un costo estimado 30% a 40% menor que destilados importados, usados previamente. La producción neta de petróleo liviano de la compañía en 2013 se estima en 6,5 MMbbl.

La compañía añadió 46 MMbbl de reservas 2P netas de petróleo liviano y medio con la adquisición de Petrominerales, que se completó a finales de 2013. Petrominerales reportó reservas 2P brutas de 41,3 MMbbl (o aproximadamente reservas 2P netas de 37 MMbbl) al cierre del año 2012. La producción neta anual en 2013 desde estos bienes se estima en aproximadamente 7 MMbbl.

Las reservas de gas natural 2P netas de la compañía en Colombia aumentaron hasta 680 Bpc (119 MMbpe) en 2013 desde 615 Bpc (108 MMbpe) en 2012. La mayor parte de estas adiciones de reservas provino de perforación de exploración y evaluación en el bloque Guama con 100% de participación y serán desarrolladas para apoyar el proyecto de GNL flotante de la compañía que se espera que entre en funcionamiento a principios de 2015. La producción neta de gas natural de la compañía en 2013 se estima en 22 Bpc (4 MMbpe).

Perú

En Perú, la compañía añadió 5 MMbpe de reservas 2P netas, la mayor parte de las cuales son petróleo liviano desde el bloque Block Z-1, e incluyen aproximadamente 9 Bpc (1,6 MMbpe) de gas natural en el campo sin desarrollar Piedra Redonda. Aproximadamente el 35% de las reservas de petróleo 2P y el 19% de las reservas de gas natural 2P en el bloque Z-1 se encuentran en la categoría P1. La compañía y su compañía asociada están enfrascadas en un activo programa de perforación de desarrollo en el bloque durante los próximos dos años el cual se espera que aumente considerablemente la producción de petróleo y arroje como resultado movimientos en las reservas desde las categorías probable y probada sin desarrollar ("PUD") a producción desarrollada probada. La producción neta durante 2013 atribuible a la participación de 49% de la compañía en el bloque Block Z-1 fue de aproximadamente 0,5 MMbbl. La compañía también registró una pequeña adición inicial de reservas de petróleo 2P netas, relacionadas con su descubrimiento de exploración Los Ángeles-1X en el bloque 131, en tierra firme en Perú.

Pacific Rubiales, una compañía con sede en Canadá y productora de gas natural y petróleo crudo, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., que opera los campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri y Quifa en la cuenca Llanos, y del 100% de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera el campo de gas natural La Creciente en la región noroccidental de Colombia. Pacific Rubiales también ha adquirido el 100% de Petrominerales Ltd., que posee activos de petróleo liviano y pesado en Colombia y activos de petróleo y gas en Perú, el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., que posee activos de petróleo liviano en Colombia, y el 100% de C&C Energia Ltd., que posee activos de petróleo liviano en la cuenca Llanos. Además de los activos en Colombia, la compañía tiene una cartera diversificada que incluye activos de producción y exploración en Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Papúa Nueva Guinea.

Las acciones ordinarias de la compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia y como Recibos Depositarios Brasileños en la Bolsa de Valores, Mercancías y Futuros de Brasil bajo los símbolos PRE, PREC y PREB, respectivamente.

Advertencias

Nota cautelar concerniente a las declaraciones a futuro

Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, que no sean las declaraciones de hechos históricos, que abordan actividades, eventos o desarrollos que la compañía considera, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluyendo, pero sin limitarse a, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos y reservas potenciales y los planes y objetivos de la compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Estas declaraciones a futuro reflejan las expectativas o las creencias actuales de la compañía sobre la base de información que la compañía actualmente tiene disponible. Las declaraciones a futuro están sujetas a una cantidad de riesgos e incertidumbres que pueden determinar que los resultados reales de la compañía difieran materialmente de los discutidos en las declaraciones a futuro, e incluso si esos resultados reales se concretan o se concretan sustancialmente, no hay seguridad de que tendrán las consecuencias esperadas para la compañía o efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difirieran materialmente de las actuales expectativas, se encuentran, entre otros: incertidumbre en cuanto a los estimados de capital y costos operativos; estimados de producción y retorno económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias reales difieran de los estimados y suposiciones; la falta del establecimiento de recursos o reservas estimados; fluctuaciones en los precios del petróleo y las tasas de cambio de divisas; inflación; cambios en los mercados bursátiles; acontecimientos políticos en Colombia, Perú, Guatemala, Brasil, Papúa Nueva Guinea o Guyana; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y los costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres que conllevan la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; el impacto de reclamaciones medioambientales, aborígenes o de otro tipo y los retrasos que dichas reclamaciones puedan causar los planes de desarrollo esperados de la compañía y los otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en otras partes del formulario de información anual de la compañía de fecha 13 de marzo de 2013 presentado ante el SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración a futuro se refiere solo a la fecha en la cual se emitió y, excepto como lo requieran las leyes aplicables a los títulos valores, la compañía renuncia a cualquier intento u obligación de actualizar cualquier declaración a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la compañía cree que las suposiciones inherentes en las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe depositar una confianza excesiva en estas declaraciones debido a la inherente incertidumbre de estas.

Además, los niveles de producción informados puede que no sean un reflejo de tasas de producción sostenibles y las tasas de producción futuras pudieran diferir sustancialmente de las tasas de producción reflejadas en este comunicado de prensa debido a, entre otros factores, dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.

Los estimados de recuperación y reservas de petróleo crudo y gas natural ofrecidos en este comunicado de prensa tomados de los reportes independientes sobre reservas son solo estimados, y no hay garantías de que se recuperarán las reservas estimadas. Las reservas reales de petróleo crudo y gas natural al final pueden ser mayores o menores que los estimados ofrecidos.

Reemplazo de reservas

El reemplazo de la producción se calcula dividiendo las adiciones de reservas por la producción en el mismo período. Las adiciones de reservas durante un período determinado, en este caso 2013, se calculan sumando una o más de las revisiones y recuperaciones mejoradas, extensiones y descubrimientos, adquisiciones y ventas de activos. El costo de reemplazo de reservas se calcula dividiendo el capital total invertido en la búsqueda, desarrollo y adquisiciones netas de ventas de activos por las adiciones de reservas en el mismo período.

Costos de descubrimientos

La suma de los costos de descubrimientos incurridos en el año fiscal más reciente y el cambio durante ese año en los costos de descubrimientos de futuros estimados generalmente no reflejará los costos totales de descubrimientos relacionados con las adiciones de reservas para ese año.

Conversión de bpe

En este comunicado de prensa se utiliza el término "bpe". La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. Se utiliza un factor de conversión de bpe de 5,7 Mpc: 1 bbl, y se basa en un método de conversión de equivalencia energética aplicable, principalmente, en la punta del quemador, y no representa una equivalencia de valor en la boca del pozo.

Todas las reservas de gas natural de la compañía están contenidas en La Creciente, Guama y otros bloques en Colombia, así como en el campo Piedra Redonda en el bloque Z-1, en Perú. Para todas las reservas de gas natural en Colombia, el término bpe se ha expresado utilizando la norma de conversión colombiana de 5,7 Mpc: 1 bbl requerida por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, de 5,6 Mpc, y para todas las reservas de gas natural en Perú, el término bpe se ha expresado utilizando la norma de conversión peruana de 5,6 Mpc: 1 bbl requerida por el Ministerio de Energía y Minas de Perú. Si se utilizara una norma de conversión de 6,0 Mpc: 1 bbl para todas las reservas de gas natural de la compañía, esto resultaría en una reducción de las reservas P1 y 2P netas de la compañía de aproximadamente 4,9 y 6,9 MMbpe respectivamente.

Los valores estimados divulgados en este comunicado de prensa no representan valor justo del mercado. Los valores estimados de reservas e ingresos netos futuros para propiedades individuales puede que no reflejen el mismo nivel de confianza de los estimados de reservas e ingresos netos futuros para todas las propiedades, debido a los efectos de la suma.

Definiciones  

Bpc

Mil millones de pies cúbicos.

Bpce

Mil millones de pies cúbicos de gas natural equivalente.

bbl

Barril de petróleo.

bbl/d

Barril de petróleo por día.

bpe

Barril de petróleo equivalente. La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. La
norma colombiana es un factor de conversión de bpe de 5,7 Mpc:1 bbl y se basa en un método de conversión de equivalencia
energética aplicable, principalmente, en la punta del quemador y no
representa una equivalencia de valor en la boca del pozo.

bpe/d

Barril de petróleo equivalente por día.

Mbbl

Mil barriles.

Mbpe

Mil barriles de petróleo equivalente.

MMbbl

Millón de barriles.

MMbpe

Millón de barriles de petróleo equivalente.

Mpc

Mil pies cúbicos.

Producción neta

Producción correspondiente a la participación de la compañía después de la deducción de regalías.

Producción total en el campo

100% de la producción total en el campo antes de tener en cuenta deducciones por participación y regalías.

Producción bruta

Producción correspondiente a la participación de la compañía antes de la deducción de regalías

WTI

Petróleo crudo West Texas Intermediate.

Traducción

Este comunicado de prensa se redactó en idioma inglés y fue posteriormente traducido al español y al portugués. En caso de presentarse diferencias entre la versión en inglés y sus contrapartes traducidas, el documento en inglés debe ser considerado como la versión que regirá.

PDF disponible en: http://40rhel5streamview01.newswire.ca/media/2014/02/20/20140220-739169-36926-4ec2e03b-07e6-4f35-9da9-898e019d2fce.pdf

FUENTE: Pacific Rubiales Energy Corp.

Para obtener información adicional:

Christopher (Chris) LeGallais
Vicepresidente principal, Relaciones con los Inversores
+1 (647) 295-3700

Roberto Puente
Gerente principal, Relaciones con los Inversores
+57 (1) 511-2298

Kate Stark
Gerente, Relaciones con los Inversores
+1 (416) 362-7735

FUENTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.




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