Pacific Rubiales anuncia reservas ao final de 2013: crescimento de 20% das reservas líquidas 2P e 320% de reposição de reservas

TORONTO, 23 de fevereiro de 2014 /PRNewswire/ - A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunciou hoje os resultados de uma avaliação independente das reservas da empresa, conforme relatórios de 31 de dezembro de 2013, que mostram que as reservas líquidas 2P da empresa aumentaram 20%, em comparação com 31 de dezembro de 2012.

O presidente da empresa, José Francisco Arata, comentou:

"Consideramos esses relatórios das reservas de 2013 uma demonstração clara do vigor de nosso portfólio de exploração e desenvolvimento. Os resultados também dão suporte a estratégia corporativa da empresa, que inclui a promoção do crescimento através de aquisições estratégicas e acretivas, bem como através de perfurações".

"O aumento das reservas em 20%, com a adição de mais de 100 MMboe a nossas reservas 2P, resultando na reposição de 320% das reservas, decorre de um forte desempenho, estimulado por descobertas de explorações e pela aquisição da Petrominerales Ltd. pela empresa, durante o ano. A Pacific Rubiales continua a promover o crescimento de suas reservas Provadas e Prováveis, em sincronia com a produção".

"Estamos satisfeitos por poder destacar a adição de novas reservas nos blocos CPE-6 e Rio Ariari, o que demonstra que a empresa está diversificando sua base de reservas de petróleo pesado além do Campo Rubiales. Esses dois blocos devem fornecer novos volumes de produção em 2014 e aumentar para um nível agregado, igualando a atual produção líquida do Campo Rubiales em um período de três anos".

Destaques das reservas líquidas, descontados os royalties ("líquido"), segundo relatórios independentes de avaliação das reservas:

  • Adições ao total de reservas líquidas provadas mais as prováveis ("2P") de 151 MMboe, consistindo de 89 MMboe das aquisições e 66 MMboe das atividades de exploração.
  • O total de reservas 2P aumentou em 20%, para 618 MMboe. As reservas provadas ("P1") representam 63% do total das reservas 2P.
  • Uma reposição de 320% das reservas com adições de reservas líquidas 2P de mais de 3 boe por boe produzido.
  • O Índice de Vida da Reserva ("RLI" -- Reserve Life Index) líquida 2P permaneceu em uma faixa estável de 13, em comparação com os últimos dois anos e dobra, aproximadamente, a média do produtor colombiano de exploração e produção.
  • O total de reservas P1 aumentou em 18%, para 394 MMboe. Aproximadamente 76% das reservas 2P de 73% das reservas P1 são de petróleo e líquidos de gás natural, com a maior parte sendo de petróleo pesado.
  • A diversificação contínua da base de reservas, com o campo Rubiales representando, agora, menos de 11% do total de reservas líquidas 2P, uma queda do nível de 19% há um ano.
  • Adições significativas das reservas líquidas 2P de 89 MMbbl, atribuídas à aquisição da Petrominerales, incluindo 43 MMbbl de novas reservas líquidas 2P (10 MMbbl de P1 líquido), associadas ao bloco Rio Ariari de petróleo pesado, 100% da empresa. Em comparação, a Petrominerales registrou reservas líquidas 2P de aproximadamente 37 MMbbl no final de 2012.
  • Um aumento de 41%, para 63 MMbbl de reservas líquidas 2P, associadas à participação de 50% da empresa no bloco de petróleo pesado CPE-6, incluindo os primeiros registros de reservas Provadas (16 MMbbl de P1 líquidas) e 8 MMbbl de novas reservas líquidas 2P, associadas com o reservatório C7.

Sumário das reservas 2P de 2013


Reservas líquidas 2P de óleo equivalente (MMboe) (2)

31 de dezembro de 2012 (1)

513,7

Adições líquidas

151,1

Produção (3)

(47,2)

31 de dezembro de 2013

617,6

 

Notas:
(1) Declaração de dados das reservas e outras informações sobre petróleo e gás, de 31 de dezembro de 2012, protocoladas no SEDAR, no formulário 51-101 F1, em 13 de março de 2013.

(2) A medida Boe é expressa aqui através do padrão de conversão de 5,7 Mcf: 1 bbl, requerido pelo Ministério das Minas e Energia da Colômbia para o gás natural colombiano, e de 5,6 Mcf: 1 bbl, requerido pelo Ministério do Petróleo do Peru, para o gás natural peruano. Uma reconciliação com o padrão de conversão de 6 Mcf: 1 bbl, previsto no "Instrumento Nacional -- Padrões de Divulgação das Atividades de Petróleo e Gás ("NI 51-101" – "National Instrument 51-101 -- Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities"), será fornecida na seção "Informes" deste comunicado à imprensa.

(3) "Produção" representa a produção estimada no período de doze meses, encerrado em 31 de dezembro de 2013, e inclui a produção resultante da aquisição corporativa da Petrominerales, efetivada em 28 de novembro de 2013.

Nota: a soma dos números na tabela pode não conferir devido a arredondamentos.

Reservas ao final de 2013

A tabela abaixo resume as informações contidas nos relatórios independentes das reservas, preparados pela RPS Energy Canada Ltd. ("RPS"), Netherland Sewell & Associates Inc. ("NSAI"), DeGolyer and MacNaughton Limited ("D&M") e Petrotech Engineering Ltd. ("Petrotech"), com data de vigência de 31 de dezembro de 2013. A RPS avaliou as reservas da empresa nos campos desenvolvidos de petróleo pesado de Rubiales e Quifa SW na Colômbia. A NSAI avaliou as reservas nos campos em desenvolvimento de Corvina e Albacora na plataforma continental (offshore) do Peru, a D&M avaliou a maioria dos campos desenvolvidos de petróleo adquiridos da Petrominerales em 2013. A Petrotech avaliou as reservas nos blocos e campos que têm programas de exploração em andamento (incluindo os blocos CPE-6 e Rio Ariari e o Campo Canaguero), os principais campos de gás natural da empresa na Colômbia e no Peru, e os campos menores de produção de petróleo e gás restantes na Colômbia. Todos esses relatórios foram preparados em conformidade com as definições, padrões e procedimentos contidos no "Manual Canadense de Avaliação de Petróleo e Gás" (Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook) e no NI 51-101.

As reservas líquidas da empresa, descontados os royalties, incorporam todos os royalties previstos na legislação fiscal da Colômbia e do Peru, com base em preços previstos e taxas de produção, incluindo qualquer participação acionária adicional ("PAP"), relacionada ao preço do petróleo, aplicável a certos blocos colombianos, no final de 2013. As reservas líquidas do bloco de Quifa foram calculadas com base na fórmula de 100% de participação, resultante do acordo por decisão arbitrária PAP de 2013.

Todas as reservas apresentadas são baseadas em um conjunto comum de preços e custos previstos, com vigência em 31 de dezembro de 2013. Mais informações sobre as reservas, conforme requerido pelo NI 51-101, serão incluídas no Formulário de Informações Anuais da empresa, que deverá ser protocolado no SEDAR até 13 de março de 2014.

Reservas em 31 de dezembro de 2013 [MMboe (1)]

País

Campo

Total Provado (P1)

Provável (P2)

Provado mais Provável (2P)

Tipo de hidrocarboneto

100%

Brutas

Líquidas

100%

Brutas

Líquidas

100%

Brutas

Líquidas


Colômbia

Rubiales

197,8

83,5

66,8

-

-

-

197,8

83,5

66,8

Óleo pesado

Quifa SW

133,8

80,3

64,8

11,8

7,1

5,8

145,6

87,3

70,5

Óleo pesado

CPE-6

34,1

17,0

15,6

104,5

52,3

47,3

138,6

69,3

62,9

Óleo pesado

Rio Ariari (2)

10,3

10,3

9,7

35,7

35,7

33,5

46,1

46,1

43,2

Óleo pesado

Outros blocos de óleo pesado (3)

99,3

69,6

59,2

76,6

48,3

40,7

175,9

117,9

99,9

Óleo pesado

Blocos da Petrominerales(4)

49,5

32,0

28,4

27,7

19,6

17,5

77,2

51,6

45,9

Óleo leve e médio

Outros blocos de óleo leve (5)

47,6

34,2

29,7

17,9

11,6

10,0

65,4

45,8

39,7

Óleo leve e médio, gás natural associado

Blocos de gás natural (6)

107,2

107,2

100,2

20,5

20,5

19,2

127,6

127,6

119,3

Gás natural

Subtotal

679,5

434,1

374,3

294,7

195,0

173,6

974,2

629,1

548,3

Óleo e gás natural

Peru

Blocos Z-1 e 131

42,8

20,8

19,8

107,0

52,4

49,6

149,8

73,3

69,4

Óleo leve e médio, gás natural


Total em 31 de dez. de 2013

722,3

454,9

394,1

401,7

247,4

223,5

1.124,0

702,4

617,6

Óleo e gás natural


Total em 31 de dez. de 2012

670,4

389,8

335,5

373,9

209,8

178,2

1.044,4

599,6

513,7



Diferença

51,8

65,2

58,7

27,7

37,6

45,3

79,6

102,8

104,0



Produção em 2013 (7)

113,6

57,7

47,2

Total de reservas incorporadas

193,1

160,5

151,1


 

Notas:

(1) Ver a seção "Conversão do Boe" em "Informes", no final deste comunicado à imprensa.

(2) Bloco de petróleo pesado da Petrominerales, adquirido em 2013 (sem registros de períodos anteriores).

(3) Inclui as propriedades de Cajua, Quifa Norte e Sabanero.

(4) Blocos de petróleo leve e médio da Petrominerales, adquiridos em 2013 (excluindo o petróleo pesado do Bloco Ariari).

(5)Todas as demais propriedades de petróleo leve (excluindo os blocos da Petrominerales).

(6) Inclui as propriedades de La Creciente e Guama.

(7) Previsão da administração

Na tabela acima, 100% se refere à participação acionária de 100% no campo. Reservas brutas se referem à participação acionária antes de descontar royalties. Receitas líquidas se referem à participação acionária depois de descontar royalties. As somas dos números na tabela podem não conferir devido a arredondamentos.

Discussão das reservas

Aproximadamente 95% das reservas líquidas P1 e 89% das reservas líquidas 2P da empresa no final de 2013 estão na Colômbia, com o restante no Peru. Mais de 95% dos 151 MMboe das adições de reservas líquidas 2P em 2013 estão na Colômbia.

Os dispêndios de capital da empresa com exploração, em 2013, foram de aproximadamente US$ 593 milhões, com a perfuração de 36 poços brutos (29,9 líquidos) de exploração (incluindo poços de avaliação e estratigráficos), resultando em 24 poços brutos bem-sucedidos (taxa de sucesso de 67%) e adicionando 66 MMboe de reservas líquidas 2P através de perfurações, por um custo de descoberta de aproximadamente US$ 8,99/boe. O custo de descoberta da empresa, em um período de seis anos (2008-2013) é estimado em US$ 3,83/boe. A empresa opera aproximadamente 98% de sua produção.

Colômbia

No campo Rubiales da empresa, as reservas líquidas 2P (todas P1) declinaram para 67 MMbbl, de 96 MMbbl há um ano, incluindo uma revisão negativa de 3MMbbl sobre a produção líquida de aproximadamente 26 MMbbl. O Campo Rubiales é um campo de petróleo maduro, que atingirá a estabilização da produção em 2014, antes de começar o declínio natural em 2015. O campo que, em 2008, representou 60% da base de reservas 2P da empresa, agora representa menos de 11% de uma base total de reservas, que passou a ser substancialmente maior.

No campo Quifa SW, as reservas declinaram marginalmente para 71 MMbbl, de 73 MMbbl há um ano, refletindo a produção líquida de aproximadamente 9 MMbbl, mais uma revisão negativa, resultante da decisão arbitrária PAP, contrabalançada por uma perfuração de enchimento e extensões bem-sucedidas. O total de reservas líquidas provadas aumentou para 65 MMbbl, de 58 MMbbl há um ano, devido a movimentos das reservas da categoria "provável".

A empresa também tem dois blocos de petróleo pesado importantes, o CPE-6 e o Rio Ariari, que estão, no momento, progredindo para desenvolvimento e que devem atingir a primeira produção significativa em 2014. A produção combinada desses blocos deve substituir a atual produção líquida do Campo Rubiales da empresa, em um período de três anos.

No Bloco CPE-6, operado pela empresa e no qual ela tem uma participação de 50%, situado a aproximadamente 70 km a sudoeste dos campos Rubiales e Quifa, as reservas líquidas 2P aumentaram 41%, para 63 MMbbl (incluindo 16 MMbbl de reservas líquidas provadas), de 45 MMbbl há um ano. Esse aumento inclui novas reservas associadas ao reservatório de areias C7, sobrejacente ao reservatório basal de Carbonera (8 MMbbl de reservas líquidas 2P). A empresa registrou as primeiras reservas provadas, refletindo o recebimento da licença geral para exploração e desenvolvimento no final de 2013.

No Bloco Rio Ariari, operado pela empresa e no qual ela tem participação acionária de 100%, distante 100 km a oeste do Bloco CPE-6 e ao longo da tendência do recurso de óleo pesado, a empresa registrou 43 MMbbl de novas reservas líquidas 2P de petróleo pesado (incluindo 10 MMbbl de reservas líquidas provadas), que planeja desenvolver nos próximos três anos. O Bloco Rio Ariari foi adquirido com a compra da Petrominerales, em uma operação fechada no final de 2013, mas não contém reservas previamente registradas até a realização da aquisição.

Em suas demais propriedades de petróleo pesado, a empresa aumentou as reservas líquidas 2P em 10 MMbbl, devido, principalmente, a novas descobertas de exploração em Quifa Norte e Sabanero, contrabalançadas parcialmente por revisões negativas no Campo Cajua pelos contínuos atrasos da licença e pela decisão arbitrária PAP.

O total de reservas líquidas 2P de petróleo leve e médio na Colômbia quase dobrou para 86 MMbbl (68% provado), devido, principalmente, à adição de 46 MMbbl resultantes da aquisição da Petrominerales. Nos últimos dois anos, a empresa desenvolveu negócios significativos com petróleo leve na Colômbia, a maior parte através de aquisição, a um custo de menos de $ 30/bbl para reservas 2P. Esses barris serão usados como um suprimento estratégico e seguro de diluentes para a crescente produção de petróleo pesado da empresa, a um custo estimado em 30% a 40% menor do que o destilado importado, usado anteriormente. A produção líquida de petróleo leve da empresa em 2013 foi estimada em 6,5 MMbbl.

A empresa acrescentou 46 MMbbl de reservas líquidas 2P de petróleo leve e médio com a aquisição da Petrominerales, concluída no final de 2013. A Petrominerales relatou reservas 2P brutas de 41,3 MMbbl (ou reservas líquidas 2P de aproximadamente 37 MMbbl), no final de 2012. O total da produção líquida anual em 2013 desses recursos foi estimado em aproximadamente 7 MMbbl.

As reservas de gás natural 2P da empresa na Colômbia aumentaram para 680 Bcf (119 MMboe) em 2013, de 615 Bcf (108 MMboe) em 2012. A maior parte desse acréscimo de reservas veio da perfuração de poços de exploração e avaliação no Bloco Guama, 100% da empresa, e serão desenvolvidas para dar suporte ao projeto flutuante de GNL da empresa, que deve ser iniciado no princípio de 2015. A produção de gás natural líquido da empresa em 2013 foi estimada em 22 Bcf (4 MMboe).

Peru

No Peru, a empresa adicionou 5 MMboe de reservas líquidas 2P, a maior parte das quais de petróleo leve do Bloco Z-1, e inclui aproximadamente 9 Bcf (1,6 MMboe) de gás natural no campo subdesenvolvido de Piedra Redonda. Aproximadamente 35% das reservas de petróleo 2P e 19% das reservas de gás natural 2P no Bloco Z-1 são da categoria P1. A empresa e sua parceira irão se dedicar a um programa de perfuração de desenvolvimento ativo no bloco, nos próximos dois anos, o que deve aumentar significativamente a produção de petróleo e resultar em movimentos nas reservas, das categorias prováveis e provadas subdesenvolvidas ("PUD") para a produção de provado desenvolvido. A produção líquida em 2013, atribuída à participação acionária de 49% da empresa no Bloco Z-1 foi de aproximadamente 0,5 MMbbl. A empresa também registrou uma pequena adição inicial de reserva líquida de petróleo 2P, relacionada a sua descoberta da exploração Los Angeles-1X no Bloco 131, no Peru (onshore).

A Pacific Rubiales, empresa sediada no Canadá, produtora de gás natural e óleo cru, controla integralmente a Meta Petroleum Corp., que opera os campos de petróleo pesado de Rubiales, Piriri e Quifa na Bacia de Llanos, e também controla integralmente a Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo de gás natural La Creciente no noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da Petrominerales Ltd., que é proprietária de ativos de petróleo pesado e leve na Colômbia e de ativos de petróleo e gás no Peru, bem como de 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que é proprietária de ativos de petróleo leve na Colômbia, e de 100% da C&C Energia Ltd.,que é proprietária de ativos de petróleo leve na Bacia de Llanos. Além disso, a empresa tem um portfólio diversificado de ativos além da Colômbia, que inclui ativos de produção e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua Nova Guiné.

As ações ordinárias da empresa são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange), na Bolsa de Valores da Colômbia e, como instituição brasileira de Certificados de Depósitos, na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil, sob os símbolos PRE, PREC e PREB, respectivamente.

Informes

Notas de advertência em relação a Declarações Prospectivas

Este comunicado à imprensa contém declarações prospectivas. Todas as declarações, que não as declarações de fatos históricos que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos, que a empresa acredita, espera ou prevê que irão ou que poderão ocorrer no futuro (incluindo, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas, fluxo de caixa e custos, estimativas de reservas e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da empresa), são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou convicções atuais da empresa, com base nas informações atualmente disponíveis à empresa. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam materialmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas, e até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem ou se concretizem substancialmente, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências ou efeitos esperados sobre a empresa. Fatores que podem fazer com que os resultados ou eventos reais sejam materialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza das estimativas de capital e custos operacionais; estimativas de produção e retorno econômico estimado; a possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições; falhas no estabelecimento de estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e nas taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Peru, Guatemala, Brasil, Papua Nova Guiné ou Guiana; alterações dos regulamentos que afetem as atividades da empresa; incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessário no futuro; as incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos; o impacto de reivindicações ambientais, indígenas e outras e do atraso que tais reivindicações podem causar nos planos de desenvolvimento traçados pela empresa e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações anuais da empresa, datadas de 13 de março de 2013, arquivadas na SEDAR no endereço www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é válida a partir da data em que é feita e, exceto pelo que pode ser requerido por legislação aplicada a valores mobiliários, a empresa não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou por qualquer outro motivo. Embora a empresa acredite que as suposições inerentes às declarações prospectivas sejam razoáveis, as declarações prospectivas não são garantias de desempenho futuro e, consequentemente, confiança indevida não deve ser depositada em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.

Além disso, os níveis de produção relatados podem não refletir as taxas de produção sustentável e as futuras taxas de produção podem diferir materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa, devido a, entre outros fatores, dificuldades e interrupções ocorridas durante a produção de hidrocarbonetos.

As estimativas de recuperação e reservas de reservas de petróleo cru e gás natural apresentadas neste comunicado à imprensa, retiradas de relatórios independentes das reservas, são estimativas apenas e não há garantias de que as reservas estimadas serão recuperadas. As reservas reais de petróleo cru e gás natural podem, com o tempo, ser maiores do que as estimativas apresentadas.

Reposição de reservas

A reposição da produção é calculada dividindo-se as adições de reservas pela produção, no mesmo período. As adições de reservas durante um certo período, nesse caso 2013, são calculadas somando-se uma ou mais revisões e recuperação melhorada, extensões e descobertas, aquisições e vendas de ativos. O custo da reposição de reservas é calculado dividindo-se o total do capital investido em descobertas, desenvolvimento e aquisições, menos as vendas de ativos, pelas adições de reservas no mesmo período.

Custos de descobertas

O total dos custos de descobertas, incorrido no ano financeiro mais recente, e alterações durante esse ano em custos de descobertas estimados para o futuro, geralmente não irão refletir os custos totais de descobertas relacionadas a adições de reservas para aquele ano.

Conversão do Boe

O termo "boe"é usado neste comunicado à imprensa. A medida Boe (barril de óleo equivalente) pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. Uma taxa de conversão do boe de 5,7 Mcf: 1 bbl (barril) é baseada em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço.

Todas as reservas de gás natural da empresa se situam nos blocos La Creciente, Guama e outros blocos na Colômbia, bem como no campo Piedra Redonda no Bloco Z-1, no Peru. Para todas as reservas de gás natural na Colômbia, a medida boe tem sido expressa usando-se o padrão de conversão colombiano de 5,7 Mcf: 1 bbl, requerido pelo Ministério das Minas e Energia da Colômbia. E para todas as reservas de gás natural no Peru, a medida boe tem sido expressa usando-se o padrão de conversão peruano de 5,6 Mcf: 1 bbl, requerido pelo Ministério do Petróleo do Peru. Se um padrão de conversão de 6,0 Mcf: 1 bbl fosse usado para todas as reservas de gás natural da empresa, isso resultaria em uma redução das reservas líquidas P1 e P2 da empresa de aproximadamente 4,9 e 6,9 MMboe respectivamente.

Os valores estimados, divulgados neste comunicado à imprensa, não representam o valor justo de mercado. As estimativas das reservas e de futuras receitas líquidas para propriedades individuais podem não refletir o mesmo nível de confiança das estimativas de reservas e de futuras receitas líquidas de todas as propriedades, devido aos efeitos da agregação.

Definições

Bcf

Bilhões de pés cúbicos.

Bcfe

Bilhões de pés cúbicos de gás natural equivalentes.

bbl

Barris de petróleo.

bbl/d

Barris de petróleo por dia.

boe

Barris de petróleo equivalentes. A medida Boe pode induzir a erro, especialmente se usada isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão de 5,7 Mcf:1 bbl e é baseado em um método de conversão de equivalência de energia, aplicável na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor na boca do poço.

boe/d

Barris de óleo equivalentes por dia.

Mbbl

Milhares de barris.

Mboe

Milhares de barris de óleo equivalentes.

MMbbl

Milhões de barris.

MMboe

Milhões de barris de óleo equivalentes.

Mcf

Milhares de pés cúbicos.

Produção líquida

Produção da participação acionária da empresa depois da dedução de royalties.

Produção total do campo

100% do total da produção do campo antes de contabilizar deduções de participação acionária e royalty.

Produção bruta

Produção da participação acionária da empresa antes da dedução de royalties.

WTI

Índice de preços de petróleo intermediário do Texas.

Tradução

Este comunicado à imprensa foi preparado no idioma inglês e, subsequentemente, traduzido para espanhol e português. No caso de haver qualquer diferença entre a versão em inglês e as versões traduzidas, o documento em inglês deve ser tratado como a versão válida.

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

FONTE: Pacific Rubiales Energy Corp.

Para mais informações:

Christopher (Chris) LeGallais
Vice-presidente sênior para Relações com Investidores
+1 (647) 295-3700

Roberto Puente
Gerente sênior para Relações com Investidores
+57 (1) 511-2298

Kate Stark
Gerente para Relações com Investidores
+1 (416) 362-7735

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.

 

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.

SOURCE Pacific Rubiales Energy Corp.




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