Pacific Rubiales em 2011: crescimento de 52% da produção, 547% de reposição de reservas, EBITDA e lucro líquido dobrado, base de reservas expandida e diversificada
TORONTO, 19 de março de 2012 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunciou hoje a publicação de seus resultados financeiros auditados consolidados para os anos encerrados em 31 de dezembro de 2011 e 2010, junto com sua Discussão e Análise da Administração ("MD&A", sigla em inglês) para o período correspondente. Estes documentos serão postados no site da Empresa em www.pacificrubiales.com e no SEDAR em www.sedar.com. A Empresa programou uma teleconferência para investidores e analistas na quinta-feira, 15 de março, às 8:00 (hora de Bogotá) / 9:00 EDT (hora de Toronto) / 10:00 (hora do Rio de Janeiro), para discutir os resultados da Empresa ao final do ano de 2011. Analistas e investidores interessados estão convidados a participar, usando as instruções de chamada disponíveis no final deste comunicado de notícias.
Destaques 2011
- Produção cresceu 52% ao ano, alcançando uma média líquida após royalties de 86.497 boe/dia, altamente gerada pela elevada produção dos campos Rubiales e Quifa SW.
- Primeira produção de óleo das áreas Quifa Norte e Sabanero, em dezembro, o que contribuirá para o crescimento em 2012.
- EBITDA para o ano dobrou para US$1,95 bilhão, gerado pelo crescimento da produção e netbacks mais altos.
- Lucro líquido aumentou para US$554,3 milhões em 2011, de US$265,1 milhões em 2010.
- Lucro líquido ajustado das operações aumentou para US$749,1 milhões no ano, de US$346,9 milhões em 2010.
- Aumento significativo em netbacks (valores) operacionais, com netbacks de petróleo bruto aumentando para US$61,58/bbl (alta de 42%, comparado a 2010) e de gás natural aumentando para US$31,09/boe (alta de 39%, comparado a 2010).
- Despesas totais de capital de US$1,1 bilhão, incluindo gastos com exploração de US$267 milhões; aumento marginal de US$954 milhões em 2010.
- Crescimento total de 2011 comprovou reservas líquidas – mais prováveis ("2P") de 52%, acrescentando 169,5 milhões de boe, largamente por meio da broca de perfuração. Reposição de 547% de reservas 2P e um aumento no índice de vida das reservas 2P ("RLI", sigla em inglês) para 13.
- Exitosa diversificação da base de reservas com o campo Rubiales agora contabilizando para menos de 30% da base de reservas líquidas da Empresa, de 60% em 2008.
- Primeiros registros de 44 MMbbl de reservas líquidas 2P do bloco CPE-6 E&P, no final do ano de 2011.
- Avaliação de recursos independente, totalizando 2,8 bilhões de boe Best Estimate (P50), da estimação de 25 dos blocos de exploração da Empresa.
- Sucesso de exploração de 84%, da perfuração de 69 poços de exploração, apreciação e estratigráficos.
- Maior otimização da infraestrutura de transporte de óleo, com um aumento na capacidade total de transporte do oleoduto ODL (transportando óleo dos campos Rubiales e Quifa - participação acionária PRE de 35%) para 340 Mbbl/dia, em dezembro, e início da construção de novas unidades de mistura de diluentes em Cusiana.
- No primeiro trimestre de 2012, a Empresa aumentou seu dividendo de US$0,093 por ação ordinária para US$0,11/ação, um reflexo do ampliado fluxo de caixa da Empresa.
Ronald Pantin, diretor-executivo da Empresa comentou: "2011 foi um outro ano extraordinário de crescimento para a Pacific Rubiales e a empresa teve um ano muito bem-sucedido em termos de sua entrega operacional e posicionamento estratégico.
Nossa produção aumentou em mais de 50% e nossos acréscimos de reservas mais do que mantiveram o passo com 5,5 boe de reservas 2P adicionadas para cada boe produzido durante o ano. Os resultados financeiros foram fortes ao longo de todas as medidas importantes, com receitas, EBITDA, lucros líquidos e lucros líquidos ajustados das operações dobrando desde um ano atrás. A Empresa realizou a primeira produção da área Quifa Norte, que esperamos que continue a crescer em 2012. Além disso, a Maurel & Prom Colombia, B.V., uma empresa em que temos uma participação indireta de 49,999%, realizou a primeira produção da área Sabanero.
Estou particularmente satisfeito com o crescimento e exitosa diversificação da base de reservas da Empresa, sustentada por contínuos registros de reservas na área Quifa, novos acréscimos de reserva em Sabanero e o primeiro registro de reservas no bloco CPE-6 E&P. O campo Rubiales contabiliza agora para menos de 30% da maior base de reservas da Empresa, e novas adições de reservas sustentam as metas de crescimento futuro da produção da Pacific Rubiales.
Eu inteiramente espero outro excitante ano em 2012, com uma base de produção de óleo alavancada e uma ampla área de exploração cultivada e recursos para gerar crescimento contínuo no prazo imediato e longo".
Resumo Financeiro
Um sumário dos resultados financeiros para os três e doze meses encerrados em 31 de dezembro de 2011 e 2010 são como se segue (uma discussão e análise mais detalhadas podem ser encontradas na MD&A):
Ano Encerrado |
Três Meses Encerrados |
|||||||||
31 de dezembro |
31 de dezembro |
|||||||||
(em milhares de US$, exceto o por volume de ações ou como descrito) |
2011 |
2010 |
2011 |
2010 |
||||||
Vendas de gás e óleo (1) |
$ |
3.380,819 |
$ |
1.661,544 |
$ |
1.011,476 |
$ |
516.731 |
||
EBITDA (2) |
1.946,588 |
924.063 |
560.665 |
275.360 |
||||||
Margem EBITDA (EBITDA/Receitas) |
58% |
56% |
55% |
53% |
||||||
Por ação |
||||||||||
- básica ($) (4) |
7,16 |
3,51 |
2,00 |
1,03 |
||||||
- diluída ($) |
6,53 |
3,36 |
1,95 |
0,99 |
||||||
Lucros Líquidos |
554.336 |
265.087 |
80.834 |
61.370 |
||||||
Por ação |
||||||||||
- básica ($) (4) |
2,04 |
1,01 |
0,29 |
0,23 |
||||||
- diluída ($) |
1,97 |
0,96 |
0,28 |
0,22 |
||||||
Fluxo de Caixa das Operações |
1.219,057 |
939.929 |
477.530 |
353.433 |
||||||
Por ação |
||||||||||
- básica ($) (4) |
4,48 |
3,57 |
1,70 |
1,32 |
||||||
- diluída ($) |
4,09 |
3,42 |
1,66 |
1,27 |
||||||
Lucro Líquido Ajustado das Operações (3) |
749.117 |
346.881 |
172.150 |
93.443 |
||||||
Por ação |
||||||||||
- básica ($) (4) |
2,75 |
1,32 |
0,61 |
0,35 |
||||||
- diluída($) |
2,51 |
1,26 |
0,60 |
0,34 |
||||||
Itens não-operacionais (5) |
194.781 |
81.794 |
91.316 |
32.073 |
||||||
Fluxo de Fundos das Operações |
1.368,599 |
667.769 |
351.760 |
208.571 |
||||||
Por ação |
||||||||||
- básica ($) (4) |
5,03 |
2,54 |
1,26 |
0,78 |
||||||
- diluída ($) |
4,59 |
2,43 |
1,22 |
0,75 |
||||||
Notas: |
|||
(1) |
Ver detalhes adicionais na seção 5 da MD&A, intitulada "Discussão dos Resultados Operacionais do Quarto Trimestre e Anual de 2011 – Balanço de Vendas e Fornecimento". |
||
(2) |
Ver seção 9 da MD&A, intitulada " Discussão dos Resultados Operacionais do Quarto Trimestre e Anual de 2011 – Posição Financeira - EBITDA", e seção 17, intitulada "Medidas Financeiras Adicionais". |
||
(3) |
Receitas ajustadas de operações são medidas financeiras não IFR, que representam ganhos líquidos ajustados para certos ítens de uma natureza não operacional, incluindo ítens não numerários. A Empresa avalia seu desempenho com base na receita líquida ajustada das operações. A reconciliação "Receita Líquida Ajustada das Operações " lista os efeitos de certos itens não-operacionais que estão incluídos nos resultados financeiros da empresa. A receita líquida ajustada das operações pode não ser comparável a medidas similares apresentadas por outras empresas. Ver seção 3 da MD&A, intitulada "Sumário Operacional e Financeiro – Receita Líquida Ajustada da Tabela de Operações" e seção 17, intitulada "Medidas Financeiras Adicionais". |
||
(4) |
O número médio ponderado básico de ações ordinárias em circulação para o ano encerrado em 31 de dezembro de 2011 e 2010 foi 271.985,534(totalmente diluídas -298.271,197) e 262.945,271(totalmente diluídas -274.788,797), respectivamente. |
||
(5) |
Ver detalhes adicionais explicados na seção 9 da MD&A, intitulada " Discussão dos Resultados Operacionais do Quarto Trimestre e Anual de 2011 ". |
||
Netbacks (valores) Operacionais de Petróleo Bruto e Gás Natural
A Empresa produz e vende petróleo bruto e gás natural. Ela também compra petróleo bruto de terceiros como diluentes para fins comerciais, que estão incluídos no informado "volume diário vendido". O netback operacional combinado de petróleo bruto e gás natural, durante o ano encerrado em 31 de dezembro de 2011, foi US$58,24, 44% maior do que no mesmo período de 2010. Muito do aumento é devido a preços praticados de óleo e gás mais altos.
Netbacks operacionais para os anos encerrados em 31 de dezembro de 2011 e 2010 são como se segue (uma discussão e análise mais detalhada, junto com netbacks segmentados do quarto trimestre podem ser encontradas na MD&A):
Ano encerrado em 31 de dezembro |
||||||||||||||||
2011 |
2011 |
2011 |
2010 |
|||||||||||||
Óleo |
Gás |
Combinado |
Combinado |
|||||||||||||
Produção líquida média (boe/dia após royalties e consumo de campo)(1) |
75.539 |
10.958 |
86.497 |
56.974 |
||||||||||||
Volume médio diário vendido (boe/dia)(1) |
90.013 |
10.433 |
100.446 |
69.992 |
||||||||||||
Netback operacional ($/boe) (2) |
||||||||||||||||
Preço de venda de petróleo bruto e gás natural |
98,88 |
34,71 |
92,21 |
65,04 |
||||||||||||
Custo de produção (3) |
5,59 |
2,70 |
5,29 |
4,74 |
||||||||||||
Transporte (caminhão e duto) (4) |
11,58 |
0,38 |
10,41 |
6,07 |
||||||||||||
Custo de diluente (5) |
15,40 |
- |
13,80 |
11,29 |
||||||||||||
Outros custos (6) |
4,63 |
1,46 |
4,30 |
1,84 |
||||||||||||
Overlift/Underlift (7) |
0,30 |
(0,92) |
0,17 |
0,74 |
||||||||||||
Netback operacional ($/boe) |
61,38 |
31,09 |
58,24 |
40,36 |
||||||||||||
Notas: |
|||
(1) |
Ver comentários abaixo. O termo ''boe'' usado nesta tabela pode levar a equívocos, particularmente se usado isoladamente. Uma taxa de conversão boe de pés cúbicos para barris é baseada num método de conversão de equivalência de energia inicialmente aplicado na ponta do queimador e não representa uma equivalência de valor na cabeça do poço. Neste comunicado de notícias, expressamos boe usando o padrão de conversão colombiano de 5.7 Mcf: 1 bbl, exigido pelo Ministério Colombiano das Minas e Energia. |
||
(2) |
Dados combinados de netback operacional baseados no volume diário pesado vendido que inclui diluentes necessários para modernização da mistura (blend) Rubiales |
||
(3) |
Custo da produção inclui principalmente custos de extração e outros custos de produção tais como pessoal, energia, segurança, seguros e outros. |
||
(4) |
Inclui custos de transportes de petróleo bruto e gás, através de dutos e caminhões-tanque, incorridos pela empresa por levar os produtos ao ponto de entrega dos clientes. O aumento sobre o período anterior de 2010 é sobretudo devido ao maior volume de petróleo bruto transportado por caminhão-tanque, frente ao aumento na produção, combinado com um aumento nos custos gerais de transporte rodoviários na Colômbia durante 2011. |
||
(5) |
Custo líquido de mistura é estimado em US$3,14 por bbl de Rubiales bruto, considerando um preço médio de compra de diluente entregue no campo Rubiales de US$103,13/bbl (petróleo bruto leve de grau API 37o e gás natural de API 81,6o), mais taxas do duto do campo Rubiales para Coveñas de US$7,76 por bbl, menos o preço médio de venda da mistura Rubiales (Castilla) de US$97,23 por bbl, vezes a taxa média da mistura Rubiales de 23%. Mantendo o custo de diluição sobre o período anterior de 2010 (US$3.12/bbl). |
||
(6) |
Outros custos correspondem principalmente a royalties sobre a produção de gás, manutenção de estradas externas no campo Rubiales, flutuação de estoque, custo de comercialização de petróleo bruto, custo de armazenagem e o efeito líquido dos hedges cambiais de despesas operacionais incorridas em pesos colombianos ("COP") durante o período. Ver comentários adicionais na seção 11 da MD&A, intitulada "Contratos de Gestão de Risco". |
||
(7) |
Corresponde ao efeito líquido da posição de overlift para o período no total de US$ 6,4 milhões, o que gerou uma redução nos custos combinados de produção de US$ 0,17/boe, conforme explicado na seção 9 da MD&A, intitulada. "Discussão sobre os Resultados Financeiros do Segundo Trimestre de 2011 – Posição Financeira – Custos Operacionais" |
||
Sumário de Produção
A Empresa produz petróleo bruto e gás natural a partir de um número de diferentes campos, todos situados na Colômbia. Ela opera a maior parte de sua produção. A média líquida de produção após royalty durante o ano encerrado em 31 de dezembro de 2011 foi 86.497 boe/dia, 52% mais do que no mesmo período de 2010.
A produção média para os campos mais produtivos da Empresa para os anos terminando em 31 de dezembro de 2011 e 2010 são como se segue (uma discussão e análise mais detalhada junto com a segmentada produção do quarto trimestre pode ser encontrada na MD&A):
Produção Média Anual (em boe/dia) |
||||||||||||
Produção de campo total |
Participação antes das royalties(1) |
Participação líquida depois das royalties |
||||||||||
Campos Produtores |
2011 |
2010 |
2011 |
2010 |
2011 |
2010 |
||||||
Rubiales / Piriri |
165.446 |
123.581 |
68.503 |
53.065 |
54.802 |
42.452 |
||||||
Quifa(2) |
36.496 |
4.819 |
20.928 |
2.812 |
19.181 |
2.630 |
||||||
La Creciente (3) |
10.801 |
10.055 |
10.586 |
9.923 |
10.584 |
9.920 |
||||||
Abanico (4) |
2.183 |
2.821 |
643 |
896 |
617 |
843 |
||||||
Rio Ceibas (5) |
1.754 |
1.871 |
475 |
506 |
380 |
405 |
||||||
Dindal / Rio Seco (6) |
1.220 |
704 |
725 |
586 |
609 |
470 |
||||||
Outros Campos Prod. (7) |
550 |
456 |
330 |
271 |
324 |
254 |
||||||
Total |
218.450 |
144.307 |
102.190 |
68.059 |
86.497 |
56.974 |
||||||
Notas: |
|||
(1) |
Participação após royalties é líquida do consumo interno no campo. |
||
(2) |
Inclui o campo Quifa SW e a produção inicial dos prospectos Quifa Norte. A participação da Empresa antes das royalties no campo Quifa SW é de 60% e diminui de acordo com uma cláusula de preços altos que confere a produção adicional à Ecopetrol. Em 27 de setembro de 2011, a Ecopetrol e a empresa concordaram em iniciar um processo de arbitragem para definir a interpretação desta cláusula e seus efeitos na divisão da produção. No ínterim, ambas as empresas concordaram em aplicar a fórmula ANH para conferir participação adicional à ECP, a partir de abril de 2011, até que o acordo de arbitragem seja concluído. Ver comentários adicionais sob a seção da MD&A intitulada "Alocação de Volume para Certos Campos". |
||
(3) |
Royalties sobre a produção de gás do campo La Creciente são pagáveis em dinheiro e contabilizadas como parte do custo de produção. Royalties sobre condensados são pagos em espécie, representando um pequeno impacto na participação líquida depois das royalties. A Empresa iniciou atividades para aumentar a capacidade de processo para 120 MMcf/dia na Estação La Creciente e também no projeto Abocol, a propósito de aumentar 4,5 MMcf/dia da venda de gás deste campo. |
||
(4) |
Ecopetrol concordou em perfurar um desenvolvimento e um poço injetor durante o quarto trimestre de 2011. A empresa iniciou o EPC para uma nova planta de tratamento de água. |
||
(5) |
Durante o segundo trimestre de 2011, a Ecopetrol confirmou que não estenderá a duração do contrato Caguan, onde o campo Rio Ceibas (operado pela Petrobrás – participação da Empresa 27,3%) está situado. Em consequência, o contrato de associação foi encerrado em 31 de dezembro de 2011. |
||
(6) |
O aumento na produção bruta em comparação a 2010 é causado pelas vendas de gás natural produzido no campo, que começou durante o ano e foi incluída neste relatório a partir do segundo trimestre de 2011. As vendas de gás comprimido foram da média de 0,7 MMcf/d em dezembro de 2011. O gás restante está atualmente sendo injetado e usado para geração de energia para consumo interno. O aumento na produção é também devido a serviços completados em alguns dos poços produtivos. |
||
(7) |
Outros campos produtivos, localizados nos blocos Cerrito, Puli, Moriche, Las Quinchas, Buganviles, Sabanero e Guasimo. |
||
A Empresa programou uma conferência telefônica para investidores e analistas na quinta-feira, 15 de março de 2012 às 8:00 (hora de Bogotá) /e 9:00 EDT (hora de Toronto) / 10:00 (hora do Rio de Janeiro) para discutir seus resultados para o fim do ano de 2011. Os participantes incluirão Ronald Pantin, diretor-executivo, José Francisco Arata, presidente e membros escolhidos da administração sênior.
A conferência telefônica ao vivo será conduzida em inglês com tradução simultânea para o espanhol. A Empresa vai postar uma apresentação em seu site da Empresa antes da chamada; ela pode ser acessada em: www.pacificrubiales.com.
Analistas e investidores interessados estão convidados a participar usando os números para chamada como se segue:
Número para participante (internacional/local): |
(647) 427-7450 |
||
Número para participante (ligação gratuita Colômbia): |
01-800-518-0661 |
||
Número para participante (ligação gratuita América do Norte): |
1-888-231-8191 |
||
ID da Conferência (participantes em inglês): |
58864238 |
||
ID da Conferência (Participantes em espanhol): |
59804796 |
||
A conferência telefônica será transmitida via web, que pode ser acessada por meio do seguinte link: http://www.pacificrubiales.com.co/investor-relations/webcast.html.
Uma reprise da ligação estará disponível até as 23:59(EDT) de 29 de março de 2012, a qual pode ser acessada como se segue:
Encore número gratuito: |
1-855-859-2056 |
|||
Encore número local: |
416-849-0833 |
|||
ID Encore (participantes em inglês): |
58864238 |
|||
ID Encore (participantes em espanhol): |
59804796 |
|||
Pacific Rubiales, uma empresa sediada no Canadá e produtora de gás natural e óleo cru pesado, detém 100% da Meta Petroleum Corp., uma operadora de petróleo da Colômbia que opera os campos de Rubiales e Piriri na Bacia de Llanos em associação com Ecopetrol S.A., a empresa colombiana de petróleo, e 100% da Pacific Stratus Energy Corp, que opera o campo de gás natural La Creciente. A empresa se concentra na identificação de oportunidades, inicialmente na faixa oriental da Bacia Llanos, na Colômbia, como também em outras áreas da Colômbia e norte do Peru. A Pacific Rubiales tem participações em 43 blocos na Colômbia, Peru e Guatemala.
As ações ordinárias da empresa são negociadas na Bolsa de Valores de Toronto, La Bolsa de Valores de Colombia e como RDBs na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros do Brasil sob os símbolos PRE, PREC e PREB, respectivamente.
Advertências
Aviso legal Quanto a Declarações Estimativas
Este comunicado de imprensa contém declarações prospectivas. Todas as declarações, que não de fatos históricos, que tratam das atividades, eventos ou desenvolvimentos em que a empresa acredita, espera ou antecipa que ocorrerão ou poderão ocorrer no futuro (incluindo, sem limitação, declarações com respeito a estimativas e/ou suposições a respeito da produção, receita, 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 de caráter prospectivo. Estas declarações refletem as expectativas ou crenças atuais da empresa, baseadas em informações atualmente disponíveis. Declarações prospectivas estão sujeitas a um número de riscos e incertezas que podem levar os resultados de fato da empresa a diferirem materialmente daqueles citados nestas declarações, e mesmo que os resultados de fato sejam percebidos ou substancialmente percebidos, não pode haver garantia de que eles terão as consequências esperadas ou efeitos sobre a empresa. Fatores que poderiam levar resultados de fato ou eventos a diferirem materialmente das expectativas atuais incluem entre outras coisas: incerteza das estimativas de capital e custos operacionais, estimativas de produção e estimativas de retorno econômico; a possibilidade de que as circunstâncias de fato diferirão das estimativas e suposições; falha no estabelecimento de recursos ou reservas estimadas; flutuações nos preços do petróleo e taxa de câmbio monetário; inflação; mudanças nos mercados de patrimônio líquido; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Guatemala ou Peru; mudanças nas regulamentações afetando as atividades da empresa; incertezas relacionadas com a disponibilidade e custos de financiamento necessário no futuro; as incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos e outros riscos descritos sob o título "Fatores de Risco", como também no informativo anual da empresa com data de 14 de março de 2012, arquivado junto ao SEDAR em www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva fala apenas pela data na qual foi emitida e, exceto por exigência das leis de seguridade aplicáveis, a empresa rejeita qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos futuros ou de qualquer outro modo. Embora a empresa acredite que as suposições inerentes às declarações prospectivas são razoáveis, estas não são garantias de desempenho futuro, portanto confiança excessiva não deveria ser depositada em tais afirmações, devido às suas inerentes incertezas.
Além disso, níveis de produção informados podem não refletir taxas de produção sustentável e taxas de produção futura podem diferir materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado de notícias devido a, entre outros fatores, dificuldades ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.
Reposição de Reservas
A reposição da produção é calculada pela divisão das adições de reservas pela produção no mesmo período. As adições de reservas sobre um dado período, neste caso 2011, são calculadas somando uma ou mais das revisões e recuperação melhorada, extensões e descobertas, aquisições e alienações. O custo de reposição de reserva é calculado pela divisão do capital total investido na localização, desenvolvimento e aquisições líquidas de cessões de ativos por adição de reserva no mesmo período.
Conversão Boe
Boe pode levar a equivocos, particularmente se usada isoladamente. Uma conversão boe de 5.7 Mcf: 1 bbl é baseada num método de conversão de equivalência de energia primeiramente aplicado na ponta do queimador e não representa uma equivalência de valor na cabeça do poço. Os valores estimados revelados neste comunicado de notícias não representam valor justo de mercado. As estimativas das reservas e futura receita líquida para propriedades individuais podem não refletir os mesmos níveis de confiança como as estimativas de reservas e receita líquida futura para todas as propriedades,devido aos efeitos de agregação.
Definições
Bcf |
Bilhões de pés cúbicos. |
|
Bcfe |
Bilhões de pés cúbicos de equivalente de gás natural. |
|
bbl |
Barril de óleo. |
|
bbl/d |
Barril de óleo por dia. |
|
boe |
Barril de equivalente de óleo. Boe's podem levar a equívocos, particularmente se usados isoladamente. O padrão colombiano é uma taxa de conversão boe de 5.7 Mcf:1 bbl e é baseada em um método de conversão de equivalência de energia primeiramente aplicado na ponta do queimador e não representa uma equivalência de valor na cabeça do poço. |
|
boe/d |
Barril de equivalente de óleo por dia. |
|
Mbbl |
Milhares barris. |
|
Mboe |
Milhares de equivalentes de óleo. |
|
MMbbl |
Milhões de barris. |
|
MMboe |
Milhões de barris de equivalente de óleo. |
|
Mcf |
Milhares de pés cúbicos. |
|
WTI |
Petróleo Bruto West Texas Intermediate. |
|
Para mais informações:
Christopher (Chris) LeGallais
Vice-presidente Sênior, Relações com Investidores
+1 (647) 295-3700
Carolina Escobar V
Gerente Corporativa, Relações com Investidores
+57 (1) 628-3970
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
Share this article