Pacific Rubiales Energy anuncia actualización sobre actividades de exploración
TORONTO, 8 de febrero de 2011 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) anunció hoy una actualización operativa de su portafolio de exploración en Colombia, Perú y Guatemala.
Ronald Pantin, Director Ejecutivo de la Compañía, comentó: "Dentro del contexto de nuestra estrategia de crecimiento en actividades de exploración, el continuo éxito en CPE-6 y Quifa da sustento a nuestra convicción en el potencial de la Cuenca de Llanos en Colombia. Estos proyectos exploratorios, además del enorme potencial de todo nuestro portafolio de exploración, preparan el camino hacia nuestro objetivo de cuatro a cinco años de 500.000 bped de producción bruta".
COLOMBIA
CUENCA DE LOS LLANOS
Bloque CPE-6
La Compañía continúa su campaña de exploración en el prospecto Guairuro perforando los pozos estratigráficos Guairuro-3, Guairuro-4 y Guairuro-5, en la zona noroeste del Bloque CPE-6.
El pozo Guairuro-3, perforado a una distancia de 13 km al oeste de Guairuro-1, alcanzó una profundidad total de 2.523 pies de profundidad vertical real por debajo del nivel del mar ("PVBNM"), y encontró el tope del intervalo C-7 de la Formación Carbonera a 2.408 pies PVBNM, y el tope del Basamento Paleozoico a 2.451 pies PVBNM. El pozo Guairuro-4, perforado a una distancia de 15,1 km al sur del Guairuro-2, alcanzó una profundidad total de 2.486 pies de profundidad vertical real por debajo del nivel del mar ("TPVBNM"), y encontró el tope del intervalo C-7 de la Formación Carbonera a 2.185 pies PVBNM, y el tope del Basamento Paleozoico 2.402 pies PVBNM. El pozo Guairuro-5 fue perforado 5,7 km y 7,5 km al noreste de los pozos Guairuro-1 y Guairuro-2, respectivamente, y alcanzó una profundidad total de 2.592 pies PVBNM, y encontró el tope del intervalo C-7 a 2.328 pies PVBNM, y el Basamento Paleozoico a 2.533 pies PVBNM.
Al igual que con los pozos estratigráficos Guairuro-1 y 2 previamente perforados, los pozos Guairuro-3, 4 y 5 fueron perforados con un diseño delgado de 6 1/8", y se tomaron muestras constantes a lo largo del intervalo Carbonera C-7. La recuperación total de núcleos fue de 147,3 pies (73,7%), 143,9 pies (71,9%) y 41 pies (51%) en los pozos Guairuro-3, 4 y 5, respectivamente, para una sección evaluada total de 280 pies. Todos los pozos mostraron significativas impregnaciones de petróleo, cerca de 30 pies en cada pozo en los intervalos analizados dentro del intervalo C-7. El intervalo C-7 también mostró alto contenido de arcillas. La unidad basal no se observó en los pozos Guairuro-3 y 4, y en el pozo Guairuro-5 fue muy delgada. Por lo tanto, se interpreta que esta unidad basal se comprimió al este del pozo Guairuro-3, al norte del pozo Guairuro-4 y al este-noreste del pozo Guairuro-5, pero muy cerca de los lugares de los pozos. La descripción del núcleo mostró la presencia de arenas impregnadas en petróleo, de finas a muy finas, con intercalaciones de arcillas y limolitas. Debido a este contenido de arcillas en el pozo Guairuro-3, la evaluación petrofísica solamente indicó 6,5 pies de arena neta. El pozo Guairuro-4 no indicó zonas de arena neta en estos intervalos; y el pozo Guairuro-5 mostró 14 pies de arena neta y un contacto con petróleo-agua a 2.433 pies PVBNM. Además de las facies arcillosas que mostró el intervalo C-7 en el pozo Guairuro-4, la presencia de una falla normal ubicada inmediatamente al norte de este lugar también podría restringir la carga de hidrocarburos a esta parte del prospecto y el petróleo podría haberse derramado más al sur donde el intervalo C-7 se comprime. La presencia de petróleo en los tres pozos, en las arenas arcillosas del intervalo C-7, es prueba de que el sistema de petróleo llegó al lugar en que están ubicados estos pozos, y, además, puede indicar que los límites del prospecto pueden localizarse al oeste, sur y noreste, y posiblemente cerca del lugar en que están los tres pozos.
Con la información obtenida de estos tres pozos, se ha estimado un área minima preliminar de 63.000 acres para el prospecto con una trampa extendida 6, 9 y 7,5 km adicionales hacia el sur, oeste y noreste, respectivamente, de los pozos previamente perforados. La Compañía también está preparando para perforar el último pozo de esta campaña inicial, el pozo Guairuro-6, 10 km al sur del pozo Guairuro-4, con el fin de cumplir con su compromiso contractual con la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia (la "ANH") y para evaluar una posible compartamentalización del reservorio de las arenas netas, así como el derrame de petróleo al sur del pozo Guairuro-4. Con el próxima perforación del pozo Guairuro-6, la Compañía completará sus compromisos en virtud de la fase Acuerdo de Evaluación Técnica (Technical Evaluation Agreement, "TEA") del contrato CPE- 6.
En la zona norte del prospecto Guairuro, al día de la fecha, se han perforado un total de 9 pozos, y cada pozo ha tenido pruebas confiables de que el sistema de petróleo trabajó para esta área y que el petróleo pudo migrar y cargar un área tan vasta como 63.000 acres o más. Estos resultados reafirman el potencial de petróleo del Bloque CPE-6, y la convicción de la Compañía de que en la próxima fase de exploración el Bloque CPE-6 probará ser uno de los campos más importantes de la Cuenca Llanos en Colombia.
Actualmente, la Compañía está preparando toda la documentación técnica y permisos para comenzar la campaña de exploración/evaluación para delinear más esta acumulación de petróleo con pozos de evaluación, exploratorios y estratigráficos que se perforarán durante la segunda mitad del 2011, sujeto a la obtención de las correspondientes licencias.
El Bloque CPE-6 es un TEA otorgado por la Compañía en 2008 con la ANH, en la que Meta Petroleum Ltd. (una subsidiaria de total propiedad de la Compañía) es operadora y tiene el 50% de participación, y Talisman Energy Inc. es dueña del restante 50%.
Bloque Quifa
Continuando con su campaña de exploración/delineación en los prospectos "A", "F" y "Q" en el Bloque Quifa, ubicado en la parte noreste del bloque, la Compañía perforó cuatro pozos: (i) el pozo de evaluación Jaspe-1 ST2 en prospecto "A" (ii) el pozo estratigráfico Jaspe-3 en el prospecto "A" (iii) el pozo exploratorio Ambar-1 en prospecto "F" y el (iv) pozo estratigráfico Ambar-3, también en prospecto "F".
El pozo de evaluación Jaspe-1 ST-2 fue perforado como un pozo desviado del lugar de la superficie del pozo Quifa-6 en el prospecto "A" y 60 grados hacia el noreste. El pozo encontró el tope de las arenas basales de la Carbonera a 2.722 pies PVBNM, y la evaluación petrofísica identificó un total de 19 pies de arena neta, 13 pies con una porosidad del 31% en la unidad basal y 6 pies con 30% de porosidad en las areniscas de la Unidad Carbonera Intermedia, y un contacto petróleo-agua a 2.744 pies PVBNM. Este intervalo en Unidad Carbonera Intermedia se considera un nuevo objetivo en la prospectividad de Quifa Norte. Este pozo está siendo preparado para una evaluación de producción a largo plazo.
El pozo estratigráfico Jaspe-3 fue perforado en el prospecto "A" a una distancia de 6,2 km y 7,5 km al noreste de los pozos Jaspe-1 ST-2 y Quifa-6, respectivamente. El Jaspe-3 fue un pozo desviado, perforado en un ángulo de 30 grados desde la superficie y que llega a una profundidad total de 3.057 pies PVBNM y llega al tope de las arenas basales de la Carbonera a 2.706 pies PVBNM y el tope del Paleozoico a 3.006 pies PVBNM. La evaluación petrofísica del pozo mostró 29 pies de arena neta en el intervalo, porosidad promedio de 31%, y contacto petróleo-agua en 2.746 pies PVBNM, 2 pies más abajo que el pozo Jaspe-1 ST-2. Estos resultados confirmaron la extensión del prospecto "A" a la parte noreste del Bloque Quifa y podrá extender el prospecto 4,5 km en la misma dirección.
El pozo exploratorio Ambar-1, en el prospecto "F", fue perforado como un pozo desviado de una ubicación en la superficie a una distancia de 4,2 km al sudoeste del pozo estratigráfico Quifa-26X. El pozo encontró el tope de las arenas basales de la Carbonera a 2.556 pies PVBNM y el Basamento Paleozoico a 2.716 pies PVBNM. La evaluación petrofísica del pozo indica una columna de hidrocarburo de 33 pies de arenas y limolitas, con 16 pies de arena y 35% de porosidad promedio, y el contacto petróleo-agua a 2.589 pies PVBNM. Este pozo también está siendo preparado para un test de producción a largo plazo.
El pozo estratigráfico Ambar-3 también fue perforado en el prospecto "F", a una distancia de 3,2 km al sudoeste del pozo Ambar-1. El Ambar-3 alcanzó una profundidad de 2.819 pies PVBNM y encontró el tope de las arenas basales de la Carbonera a 2.540 pies PVBNM y la parte superior del Paleozoico a 2.686 pies PVBNM. La unidad de arena basal en el pozo mostró alto contenido lutítico, que dio como resultado solo 2 pies de arenas netas en el intervalo y contacto petróleo-agua a 2.552 pies PVBNM. Este contenido de lutitas en arenas basales es asociado con facies de llanura de inundación que se desarrollan cerca de las facies arenosas de canales de deposición, pero con extensión geográfica restringida. La presencia de lutitas en este lugar no se debe interpretar como un cambio de facies regional, sino como un desarrollo lutítico local. La Compañía tiene planeado revisar la interpretación geológica del área para planificar pozos adicionales que ayuden a entender estos cambios de facies en la zona occidental del prospecto F.
Al día de hoy, en la zona norte del Bloque Quifa, la Compañía ha perforado 6 pozos que muestran columnas de hidrocarburo comercial: (i) Quifa-6; (ii) Quifa-24X; (iii) Quifa-26X; (iv) Jaspe-1 ST-2; (v) Jaspe-3, y (vi) Ambar-1. Hasta ahora, el éxito exploratorio de la campaña reafirma la gran escala de potencial de hidrocarburo de esta parte del Bloque Quifa, donde la Compañía ya ha certificado 251 mmbo de recursos brutos certificados (ver comunicado de prensa de la Compañía de fecha 26 de abril del 2010). Para convertir estos recursos en reservas 2P, la Compañía tiene planes de perforar siete pozos adicionales exploratorios/de evaluación y estratigráficos en esta parte del Bloque Quifa durante el primer trimestre del 2011. La Compañía ya está movilizando un taladro para perforar la zona de Zircon-1 y de Jaspe-2. Además, como parte de la actividad exploratoria en el Bloque Quifa, la Compañía ha finalizado 294 km de evaluación sísmica en 2D adicional en las partes más al norte y al este del bloque, lo que ayudará en la evaluación de la prospectividad de las dos áreas. Los resultados de la campaña de exploración han asegurado el potencial de petróleo de la parte norte del Bloque Quifa, donde la Compañía está haciendo las inversiones necesarias para permitir la producción a gran escala de entre 20.000 y 30.000 barriles de petróleo por día ("bppd") para fines del 2011.
El Bloque Quifa es un bloque exploratorio en el que Meta Petroleum (una subsidiaria de total propiedad de la Compañía) tiene un 70% de participación y Ecopetrol tiene 30% de participación. Las acciones de producción de cada pozo comercial en el Bloque Quifa de dividirán con 40% para Ecopetrol y 60% para Meta Petroleum.
CUENCAS DEL VALLE INFERIOR Y SUPERIOR DEL MAGDALENA
Bloque La Creciente
En el prospecto LCA-sur, ubicado en la zona sur de los yacimientos de gas La Creciente "A" y La Creciente "D", el pozo exploratorio Apamate-1X arrancó con la perforación el 1 de diciembre de 2010. El pozo tiene como objetivo gas en las arenas de Ciénaga de Oro con una profundidad estimada de 12.170 pies de profundidad medida ("PM"). El pozo alcanzó 11.200 PM en el tope de la Formación de la Ciénaga de Oro. Mientras se acondicionaba el hoyo en la parte inferior del pozo de 8½" y antes de implementar un forro de 7", se observó un flujo de gas, lo que forzó a la Compañía a quemar gas hasta que se controló el pozo. El forro fue colocado a 11.195 pies y la Compañía decidió perforar la zona superior de las arenas de Ciénaga de Oro hasta 11.330 pies y realizar una prueba DST (prueba con sarta de perforación a hueco abierto) a esta sección. El pozo fluyó agua de formación sin trazas de gas. Se cree que las unidades que tuvieron gas durante la perforación de la sección inferior de Porquero están debajo del forro 7" y serán perforadas y evaluadas en una etapa posterior. Actualmente, la Compañía está preparando el pozo para perforar más y evaluar la sección inferior de la Ciénaga de Oro.
El Bloque La Creciente es un contrato E&P (de Exploración y Producción) en la Cuenca del valle inferior del Magdalena, en la que la Compañía tiene una participación del 100%.
Bloque Buganviles
En el Bloque Buganviles, la Compañía ha continuado su actividad exploratoria realizando un test de producción en el pozo exploratorio Visure-1X, y perforando el pozo exploratorio Tuqueque-1X.
En el prospecto Tuqueque, ubicado en la zona norte del Bloque Buganviles, el pozo exploratorio Tuqueque-1X arrancó el 4 de noviembre de 2010 con las calizas cretáceas de la Formación Caballos como el principal objetivo de exploración. Luego de una asociación de un perfil sísmico vertical en el pozo, y los datos 2D sísmicos disponibles, la profundidad final estimada del objetivo se revisó de 7.600 pies a 11.300 pies PM, y la nueva profundidad para la Formación Caballos se estimó en aproximadamente 10.600 pies. El pozo actualmente está perforando un hoyo de 8½" a la profundidad de 9.303 pies PM en el Grupo Villeta (Formación Tetuan). La evaluación petrofísica preliminar en la zona superior del pozo mostró dos intervalos prospectivos adicionales en los niveles superiores: (i) la Formación Monserrate, con 31 pies de arena neta; y (ii) la Formación El Cobre, con 9 pies de arena neta.
Los resultados del pozo Visure-1X, perforado en el prospecto Visure, ubicado en la parte sur del Bloque Buganviles, se dieron a conocer el 4 de noviembre del 2010. El pozo fue evaluado en la Formación Guadalupe de zona inferior, dando como resultado una tasa de producción promedio estabilizada de 46 bbl/d con 14 barriles de agua por día. La gravedad del petróleo era de 15,6 API. El pozo Visure-1X ahora ha sido suspendido y la sonda de perforación fue liberada durante la evaluación pendiente de este test de producción. Se evaluarán técnicas de producción diferentes sobre la base del análisis de evaluación de producción para producir económicamente el petróleo significativo en el lugar encontrado en la Formación Guadalupe Inferior. Dependiendo de los resultados, la Compañía considerará una posible evaluación en las Formación de Guadalupe Superior y Barzalosa.
El Bloque Buganviles es un Contrato de Asociación con Ecopetrol, ubicado en la Cuenca Magdalena Superior. Pacific Stratus Energy (una subsidiaria de total propiedad de Pacific Rubiales) es propietaria del 19,875% del prospecto donde se está perforando el pozo Tuqueque-1X. El resto es de propiedad de Petrodorado Energy Ltd. (TSXV: PDQ) y de Loon Energy Corporation (TSXV: LNE).
CUENCA DEL PUTUMAYO
Bloque Topoyaco
El pozo Topoyaco 2, en el Bloque Topoyaco, ha sido suspendido luego de reevaluarse el pozo con una Bomba Sumergible Eléctrica (Electro-Submersible Pump, "ESP") de mayor capacidad en las arenas más altas de Villeta N, que la operadora ahora considera que deberían ser facies arenosas conocidas en otras áreas de la base del Putumayo como miembro Neme de una formación más joven del Rumiyaco. Esta nueva evaluación fue realizada para establecer el verdadero potencial del pozo, que fue evaluado originariamente con una ESP de menor capacidad y dio como resultado tasas de producción de petróleo y agua muy erráticas. El pozo está ahora suspendido, en espera de una evaluación de recursos y económica para tomar una decisión final. La campaña de exploración en este bloque continuará durante el año 2011, y la Compañía está realizando todos los pasos necesarios para perforar lo que se cree será el más grande y más profundo prospecto del bloque, el Prospecto D, que ha sido certificado con 46.907 mmbo de recurso prospectivo (el mejor estimado) (ver comunicado de prensa de Alange Energy Corp. de fecha 16 de noviembre de 2010).
El Bloque Topoyaco, ubicado en la base del Putumayo, es un contrato E&P donde la Compañía es dueña del 50% de la participación y Alange Energy es dueña del otro 50% y actúa como operadora. Dada la importancia de la siguiente fase del programa de exploración del Topoyaco, Alange Energy acordó transferir el control de la operatoria del bloque a Pacific Rubiales (tal como lo anunció Alange Energy el 19 de enero del 2011). La transferencia de control aprovecha las grandísimas capacidades técnicas de la Compañía en Colombia y su capacidad financiera para operar la joint venture (empresa conjunta).
PERÚ
Las actividades de exploración comenzaron en el Bloque 138, ubicado en la Cuenca Ucayali el 9 de diciembre de 2010. La adquisición de 537 km de un programa sísmico 2D permitirá la definición de las principales tendencias estructurales en el bloque y debería dar confirmación de la presencia de varias direcciones estructurales, que fueron identificadas en dos líneas sísmicas regionales previamente adquiridas. La Compañía espera finalizar la adquisición sísmica para abril del 2011 y luego procederá con el proceso e interpretación.
El Bloque 138 está bajo un contrato E&P en la Cuenca del Ucayali al norte del Perú, en el que la Compañía es propietaria del 55% de la participación. En este momento no se están realizando actividades de exploración. Petrodorado Energy tiene la propiedad del restante 45%.
GUATEMALA
El 6 de octubre de 2010, la Compañía celebró un acuerdo farm-in (de adquisición parcial) con respecto a "A-7-98", que corresponde al área conocida como "A-7-98" y que está conformada por los bloques "N-10-96" y "O-10-96" en Guatemala, asegurando un 55% de participación y la operatoria del área. El restante capital de participación es de propiedad de Compañía Petrolera del Atlántico, de propiedad de Flamingo Energy Investment (BVI) Ltd. y CHx Guatemala Limitada.
Durante al año 2010, la Compañía comenzó actividades de perforación que apuntaban a identificar aspectos como: (i) logística; (ii) acceso y diseño de futuro trabajo geológico y geofísico en los yacimientos; (iii) disponibilidad de compañías de adquisición de perforación y sísmica en Guatemala, y (iv) permisos medioambientales y otras áreas relacionadas con el soporte. Todas estas actividades ayudarán en el establecimiento del programa exploratorio que será presentado para su aprobación en el primer trimestre de 2011.
Las actividades exploratorias para el 2011 en Guatemala incluirán: reprocesamiento sísmico de 300 km de 2D; adquisición y procesamiento de 300 km adicionales de evaluaciones sísmicas en 2D; 6.800 km de datos aeromagnéticos y aerogravimétricos; 6.600 km2 de encuestas de percepción remota; una campaña de superficie geológica (que incluye análisis de muestras), y el comienzo de una interpretación geológica integrada para definir las localizaciones de prospectos exploratorios a ser perforadas en 2012.
El programa de exploración de la Compañía para el 2011 tiene un presupuesto de US$340 millones e incluye exploración en 26 bloques, en los que se perforarán 20 pozos exploratorios, 36 pozos de evaluación y 3 estratigráficos. Además, durante el año, hay planeados 539 km de evaluaciones sísmicas 2D y 440m2 de 3D.
Pacific Rubiales, una compañía productora de gas y petróleo crudo, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., una operadora petrolera colombiana que opera los yacimientos petrolíferos Rubiales y Piriri en la Cuenca Llanos junto con Ecopetrol S.A., la petrolera nacional colombiana. La Compañía se centra en identificar oportunidades principalmente dentro de la parte oriental de la Cuenca Llanos de Colombia, y en otras áreas en Colombia y el norte del Perú y Guatemala. Pacific Rubiales tiene una producción neta actual de más de 84.000 barriles de petróleo equivalente por día, luego de las regalías, con participación en 40 bloques en Colombia, Perú y Guatemala.
Las acciones ordinarias de la Compañía cotizan en la Bolsa de Comercio de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia bajo los símbolos PRE y PREC, respectivamente.
El boe (barril de petróleo equivalente) puede ser confuso, en especial, si se utiliza solo. Una tasa de conversión de boe de 6 mcf: 1 bbl se basa en un método de conversión de equivalencia de energía principalmente aplicable a la boca del quemador y no representa una equivalencia de valor en la cabeza del pozo.
Nota de Recomendación sobre 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 (incluso, pero en forma no taxativa, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos potenciales y los planes y objetivos de la Compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Esas declaraciones a futuro reflejan las expectativas actuales o las creencias 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 incertidumbre que pueden determinar que los resultados reales de la Compañía difieran sustancialmente 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 los efectos sobre esta. Entre los factores que podrían determinar que los resultados reales o los eventos difirieran sustancialmente de las actuales expectativas, se encuentran: incertidumbre de 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 precio de petróleo y tasas de cambio de divisas; cambios en los mercados bursátiles; desarrollos políticos en Colombia, Guatemala o Perú; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la Compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres implicadas en interpretar los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; y otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en todo otro documento parte del formulario anual de la compañía de fecha 12 de marzo del 2010 presentado ante el SEDAR en www.sedar.com . Cualquier declaración a futuro habla solo a partir de 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 presunciones inherentes a las declaraciones a futuro son razonables, dicha información con miras al futuro no es garantía del desempeño futuro y por consiguiente no se debe depender indebidamente de dicha información debido a la incertidumbre inherente a la misma.
Los recursos potenciales son aquellas cantidades de petróleo estimadas, a una fecha determinada, como potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas mediante la aplicación de futuros proyectos de desarrollo. Los recursos potenciales tienen tanto una oportunidad de descubrimiento como una oportunidad de desarrollo. Los recursos potenciales están subdivididos de acuerdo con el nivel de certidumbre asociado con los estimados recuperables, asumiendo su descubrimiento y desarrollo, y pueden ser subclasificados sobre la base de la madurez del proyecto. No hay certeza de que porción alguna de los recursos será descubierta. En caso de ser descubierta, y de ser técnica y económicamente viable dicho descubrimiento, no hay certeza de que el recurso potencial será descubierto. Si se descubre, no hay certeza de que ningún descubrimiento será técnica o económicamente viable para producir alguna porción de los recursos.
Si desea más información:
Ronald Pantin |
|
Director Ejecutivo y Director |
|
José Francisco Arata |
|
Presidente y Director |
|
(416) 362 7735 |
|
Belinda Labatte |
|
Relaciones con los Inversores, Canadá |
|
(647) 428 7035 |
|
Carolina Escobar V |
|
Relaciones con los Inversores, Colombia |
|
+ (57 1) 628 3970 |
|
(PRE.)
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
FUENTE Pacific Rubiales Energy Corp.
Share this article