Pacific Rubiales Energy anuncia atualização sobre exploração
TORONTO, 7 de fevereiro de 2011 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) anunciou hoje uma atualização operacional em seu portfólio de exploração na Colômbia, Peru e Guatemala.
Ronald Pantin, Executivo-Chefe da Companhia, comentou: "Dentro do contexto de nossa estratégia de crescimento da exploração, o sucesso atual e contínuo dos blocos CPE-6 e Quifa dá suporte à nossa crença no potencial da Bacia de Llanos na Colômbia. Estes projetos de exploração, em adição ao enorme potencial de todo nosso portfólio de exploração, pavimenta o caminho na direção de nosso objetivo de quatro a cinco anos de 500.000 boepd de produção bruta".
COLÔMBIA
BACIA DE LLANOS
Bloco CPE-6
A companhia continua sua campanha de exploração no prospecto Guairuro, perfurando os poços estratigráficos Guairuro-3, Guairuro-4 e Guairuro-5 na parte noroeste do Bloco CPE-6.
O poço Guairuro-3, perfurado a uma distância de 13 km ao oeste de Guairuro-1, alcançou uma profundidade total de 2.523 pés de profundidade vertical verdadeira abaixo do nível do mar ("TVDSS"), e encontrou o topo do intervalo C-7 da Formação Carbonera a 2.408 pés TVDSS, e o topo do Embasamento Paleozóico a 2.451 pés TVDSS. O poço Guairuro-4, perfurado a uma distância de 15,1 km ao sul de Guairuro-2, alcançou uma profundidade de 2.486 pés TVDSS e encontrou o topo do intervalo C-7 da Formação Carbonera a 2.185 pés TVDSS e o topo do Embasamento Paleozóico a 2.402 pés TVDSS. O poço Guairuro-5 foi perfurado a 5,7 km e a 7,5 km ao nordeste dos poços Guairuro-1 e Guairuro-2, respectivamente, e alcançou uma profundidade total de 2.592 pés TVDSS, encontrando o topo do intervalo C-7 a 2.328 pés TVDSS e o Embasamento Paleozóico a 2.533 pés TVDSS.
Similares aos poços estratigráficos Guairuro-1 e 2 perfurados anteriormente, os poços Guairuro-3, 4 e 5 foram perfurados com um desenho fino de 6 1/8" e foram testemunhados continuamente ao longo do intervalo C-7 da Formação Carbonera. O total da recuperação do testemunho foi de 147,3 pés (73,7%), 143,9 pés (71,9%) e 41 pés (51%) nos poços Guairuro-3, 4 e 5, respectivamente, para uma seção total de testemunhagem de 280 pés. Todos os poços apresentaram impregnações significativas de petróleo, perto de 30 pés em cada poço em todos os intervalos testemunhados dentro do intervalo C-7. O intervalo C-7 também apresentou alto conteúdo de folhelho. A unidade basal não foi observada nos poços Guairuro-3 e 4 e no poço Guairuro-5 ela era muito fina. Portanto, foi interpretado que esta unidade basal se comprimiu ao leste do poço Guairuro-3, ao norte do poço Guairuro-4 e ao norte-nordeste do poço Guairuro-5, mas estava muito perto dos locais dos poços. A descrição do testemunho mostrou a presença de areias finas a muito finas, impregnadas de petróleo, com intercalações de folhelho e siltitos. Devido a este conteúdo de folhelho no poço Guairuro-3, a avaliação petrofísica indicou somente 6,5 pés de produção líquida. O poço Guairuro-4 não indicou zonas de produção líquida nestes intervalo e o poço Guairuro-5 exibiu 14 pés de produção líquida e um contato de petróleo-água a 2.433 pés TVDSS. Além das características de fácies de folhelho que o intervalo C-7 apresentou no poço Guairuro-4, a presença de uma falha normal localizada imediatamente ao norte de sua localização pode também restringir a carga de hidrocarbonetos a esta parte do prospecto e o petróleo pode ter se espalhado mais ao sul de onde o intervalo C-7 se comprime. A presença de petróleo nos três poços, nos arenitos xistosos do intervalo C-7, é prova de que o sistema petrolífero alcançou a área onde estes poços estão localizados e, além disso, pode indicar que o limite do prospecto pode estar localizado ao oeste, sul e nordeste e, possivelmente, perto do local dos três poços.
Com as informações obtidas a partir destes três poços, uma área preliminar mínima de 63.000 acres foi estimada para o prospecto com um tamanho de trapa estendido a 6 km, 9 km e 7,5 km adicionais para o sul, oeste e nordeste, respectivamente, dos poços perfurados anteriormente. A Companhia também está se preparando para perfurar o último poço desta campanha inicial, o poço Guairuro-6, a 10 km ao sul do poço Guairuro-4, para completar seu compromisso contratual com a Agência Nacional de Hidrocarbonetos da Colômbia (a "ANH") e para avaliar uma possível compartimentalização do reservatório das unidades produtoras, bem como o espalhamento de petróleo ao sul a partir do local do poço Guairuro-4. Com a próxima perfuração do poço Guairuro-6, a Companhia completará seu compromisso conforme a fase do "Acordo de Avaliação Técnica ("AAT") do contrato do bloco CPE-6.
Um total de 9 poços foram perfurados, até a data, na zona norte do prospecto Guairuro e em cada poço tivemos prova confiável de que o sistema petrolífero funcionou nesta área e que o petróleo conseguiu migrar e se acumular numa área tão vasta quanto 63.000 acres ou mais. Estes resultados reafirmam o potencial petrolífero do Bloco CPE-6 e a crença da Companhia de que a próxima fase da exploração do Bloco CPE-6 será uma das descobertas de petróleo mais significativas da Bacia de Llanos da Colômbia.
A Companhia está atualmente preparando toda a documentação técnica e permissões para iniciar uma campanha de exploração/avaliação para delinear ainda mais esta acumulação de petróleo com poços exploratórios, de avaliação e estratigráficos que serão perfurados na segunda metade de 2011, sujeito à obtenção das licenças apropriadas.
O Bloco CPE-6 é um AAT firmado pela Companhia em 2008 com a ANH, no qual a Meta Petroleum Ltd. (uma subsidiária integral da Companhia) é a operadora e possui 50% de participação e a Talisman Energy Inc. detém os restantes 50%.
Bloco Quifa
Como continuação de sua campanha de exploração/delineamento nos prospectos "A", "F" e "Q" no Bloco Quifa, localizados na parte norte do bloco, a Companhia perfurou quatro poços: (i) o poço de avaliação Jaspe-1 ST2 no prospecto "A" (ii), o poço estratigráfico Jaspe-3 no prospecto "A", (iii) o poço exploratório Ambar-1 no prospecto "F" e (iv) o poço estratigráfico Ambar-3 também no prospecto "F".
O poço de avaliação Jaspe-1 ST2 foi perfurado como poço de desvio do local de superfície do poço Quifa-6 no prospecto "A" com inclinação de 60 graus para o nordeste. O poço encontrou o topo das areias basais da Formação Carbonera a 2.722 pés TVDSS e a avaliação petrofísica identificou um total de 19 pés de produção líquida, 13 pés com 31% de porosidade na unidade de areia basal e 6 pés com 30% de porosidade nos arenitos da Formação Carbonera Intermediária, e um contato de petróleo-água a 2.744 pés TVDSS. Este intervalo na Unidade Carbonera Intermediária é considerado um novo objetivo na prospectividade de Quifa Norte. O poço está sendo preparado para um teste de produção de longa duração.
O poço estratigráfico Jaspe-3 foi perfurado no prospecto "A" a uma distância de 6,2 km e 7,5 km a nordeste dos poços Jaspe-1 ST-2 e Quifa-6, respectivamente. O Jaspe-3 era um poço de desvio, perfurado a um ângulo de 30 graus de um local de superfície e alcançando uma profundidade total de 3.057 pés TVDSS e atingindo o topo das areias basais da Formação Carbonera a 2.706 pés TVDSS e o topo do Embasamento Paleozóico a 3.006 pés TVDSS. A avaliação petrofísica do poço mostrou 29 pés de produção líquida no intervalo, uma porosidade média de 31% e o contato petróleo-água a 2.746 pés TVDSS, uma profundidade de 2 pés a mais do que o poço Jaspe-1 ST-2. Estes resultados confirmam a extensão do prospecto "A" para a parte nordeste do Bloco Quifa e pode estender o prospecto 4,5 km na mesma direção.
O poço exploratório Ambar-1, no prospecto "F", foi perfurado como um poço de desvio de um local de superfície a uma distância de 4,2 km a sudoeste do poço estratigráfico Quifa-26X. O poço encontrou o topo das areias basais da Formação Carbonera a 2.556 pés TVDSS e o Embasamento Paleozóico a 2.716 pés TVDSS. A avaliação petrofísica do poço indica uma coluna de hidrocarbonetos de 33 pés de arenitos e siltitos, com 16 pés de produção líquida, 35% de porosidade média e contato de petróleo-água a 2.589 pés TVDSS. Este poço está também no processo para estar pronto para um teste de produção de longo prazo.
O poço estratigráfico Ambar-3 também foi perfurado no prospecto "F", a uma distância de 3,2 km ao sudoeste do poço Ambar-1. O Ambar-3 alcançou uma profundidade total de 2.819 pés TVDSS e encontrou o topo das areias basais de Carbonera a 2.540 pés TVDSS e o topo do Embasamento Paleozóico a 2.686 pés TVDSS. A unidade de areia basal no poço apresentou alto conteúdo de folhelho, resultando em somente 2 pés de produção líquida no intervalo e um contato de petróleo-água a 2.552 pés TVDSS. Este conteúdo de folhelho nas areias basais é interpretado como estando associado com fácies xistosas de planície aluvial que se desenvolveram perto do sedimento de fácies de arenito de canal, mas com extensão geográfica restrita. A presença de folhelho neste local não deve ser interpretada como uma mudança nas fácies regionais, mas como um desenvolvimento local do folhelho. A Companhia planeja revisar a interpretação geológica desta área visando o planejamento de poços adicionais os quais irão ajudar a compreender aquelas mudanças nas fácies na extensão ocidental do prospecto "F".
Até o presente, na parte norte do Bloco Quifa, a Companhia perfurou 6 poços que apresentam colunas de hidrocarbonetos comerciais: (i) Quifa-6; (ii) Quifa-24X; (iii) Quifa-26X; (iv) Jaspe-1 ST-2; (v) Jaspe-3 e (vi) Ambar-1. Até agora, o sucesso exploratório da campanha reafirma o potencial de grande escala de hidrocarbonetos desta parte do Bloco Quifa, onde a Companhia já certificou 251 mmbo de recursos brutos certificados (ver o comunicado à imprensa da Companhia, datado de 26 de abril de 2010). Para converter estes recursos em reservas 2P (provadas e prováveis), a Companhia planeja perfurar sete poços exploratórios/de avaliação e estratigráficos adicionais nesta parte do Bloco Quifa, durante o primeiro trimestre de 2011. A Companhia já está movimentando uma sonda para perfurar o local do Zircon-1 e o local do Jaspe-2. Adicionalmente, como parte da atividade exploratória no Bloco Quifa, a Companhia terminou 294 km de pesquisa sísmica em 2D adicional nas partes norte e leste mais afastadas do bloco, o que irá ajudar na avaliação da prospectividade destas duas áreas. Os resultados da campanha de exploração asseguraram o potencial petrolífero da parte norte do Bloco Quifa, onde a Companhia está fazendo os investimentos necessários para permitir produção de larga escala entre 20.000 e 30.000 barris de óleo por dia ("bopd") até o final de 2011.
O Bloco Quifa é um bloco exploratório no qual a Meta Petroleum (uma subsidiária integral da Companhia) possui participação de 70% e a Ecopetrol possui 30% de participação. As quotas de produção de cada campo comercial do Bloco Quifa serão divididas em 40% para a Ecopetrol e 60% para a Meta Petroleum.
BACIAS SUPERIORES E INFERIORES DO MAGDALENA
Bloco La Creciente
No prospecto LCA-sul, localizado na parte sul dos campos de gás La Creciente "A" e La Creciente "D", o poço Apamate-1X começos a ser perfurado em 1 de dezembro de 2010. O poço tem como objetivo o gás nas areias de Ciénaga de Oro com uma profundidade total de 12.170 pés de profundidade medida ("MD"). O poço alcançou 11.200 MD no topo da Formação Ciénaga de Oro. Enquanto era realizada uma manobra de condicionamento do poço no fundo da perfuração de 8½" antes de assentar o revestimento de 7", foi observado um influxo de gás, forçando a Companhia a queimar o gás até o poço ser controlado. O revestimento foi colocado a 11.195 pés e a Companhia decidiu perfurar os arenitos da Formação Ciénaga de Oro Superior até 11.330 pés e realizar um DST (teste de formação) de poço aberto nesta seção. A água fluiu do poço sem traços de gás. Acredita-se que as unidades que fluíram gás durante a perfuração da seção Porquero Inferior estão atrás do revestimento de 7" e serão perfuradas e testadas em um estágio posterior. A Companhia está atualmente preparando o poço para ser perfurado mais profundamente e irá avaliar a Formação Ciénaga de Oro Inferior.
O Bloco La Creciente é um contrato de E&P na Bacia Magdalena Inferior, no qual a Companhia detém 100% de participação.
Bloco Buganviles
No Bloco Buganviles, a Companhia continuou sua atividade exploratória através da realização de um teste de produção no poço exploratório Visure-1X e da perfuração do poço exploratório Tuqueque-1X.
No prospecto Tuqueque, localizado na parte norte do Bloco Buganviles, o poço exploratório Tuqueque-1X começou a ser perfurado em 4 de novembro de 2010, tendo como principal objetivo exploratório o calcário Cretáceo da Formação Caballos. Depois de uma associação de um perfil sísmico vertical no poço e os dados 2D disponíveis, a profundidade final estimada do objetivo foi revisada de 7.600 pés para 11.300 pés MD, e a nova profundidade da Formação Caballos foi estimada em aproximadamente 10.600 pés. O poço está atualmente perfurando um buraco de 8½" a uma profundidade de 9.303 pés MD no Grupo Villeta (Formação Tetuan). A avaliação petrofísica preliminar na parte superior do poço demonstrou dois intervalos prospectivos adicionais nos níveis superiores: (i) a Formação Monserrate, com 31 pés de produção líquida indicada e (ii) a Formação El Cobre, com 9 pés de produção líquida indicada.
Os resultados do poço Visure-1X, perfurado no prospecto Visure, localizado na parte sul do Bloco Buganviles, foram divulgados em 4 de novembro de 2010. O poço foi testado na Formação Guadalupe Inferior, resultando numa taxa estável de produção média de 46 bbl/d com 14 barris de água por dia. A gravidade do óleo era 15,6 API. O poço Visure-1X está agora suspenso e a sonda de perfuração foi liberada durante a avaliação pendente deste teste de produção. Diferentes técnicas de produção serão avaliadas com base na análise do teste de produção para produzir, de forma econômica, o significativo petróleo existente, encontrado na Formação Guadalupe Inferior. Dependendo dos resultados, a Companhia irá considerar um possível teste nas Formações de Guadalupe Superior e Barzalosa.
O Bloco Buganviles é um Contrato de Associação com a Ecopetrol, localizado na Bacia Magdalena Superior. A Pacific Stratus Energy (uma subsidiária integral da Pacific Rubiales) possui 19,875% de participação no prospecto onde o poço Tuqueque-1X está sendo perfurado. A participação restante pertence à Petrodorado Energy Ltd. (TSXV: PDQ) e a Loon Energy Corporation (TSXV: LNE).
BACIA PUTUMAYO
Bloco Topoyaco
O poço Topoyaco 2, no Bloco Topoyaco, foi suspenso após reavaliação do poço com uma Bomba Submersível Elétrica ("ESP") de capacidade mais alta nas areias da Villeta N Superior, que a operadora agora acredita poderia ser fácies arenosas conhecidas em outras áreas da base montanhosa de Putumayo como o membro Neme da Formação Rumiyaco mais jovem. Este novo teste foi realizado visando estabelecer o verdadeiro potencial de produção do poço, o qual foi testado originalmente com uma ESP de capacidade mais baixa e resultou em taxas muito irregulares de produção de petróleo e água. O poço está agora suspenso, aguardando uma avaliação de recursos e econômica para que uma decisão final seja tomada. A campanha de exploração neste bloco irá continuar durante 2011, e a Companhia está realizando todos os passos necessários para perfurar aquele que provavelmente é o maior e mais profundo prospecto do Bloco, o Prospecto D, que foi certificado com 46.907 mmbo de recursos prospectivos (melhor estimativa) (ver comunicado à imprensa da Alange Energy Corp., datado de 16 d novembro de 2010).
O Bloco Topoyaco, localizado na base montanhosa de Putumayo, é um contrato de E&P onde a Companhia detém 50% de participação e a Alange Energy detém os outros 50% e serve como operadora. Devido à importância da próxima fase do programa de exploração de Topoyaco, a Alange Energy concordou em transferir o controle da operação do bloco para a Pacific Rubiales (como anunciado pela Alange Energy em 19 de janeiro de 2011). A transferência do controle alavanca as extensivas capacidades técnicas da Companhia na Colômbia e sua capacidade financeira de operar a joint-venture.
PERU
As atividades de exploração foram iniciadas no Bloco 138, localizado na Bacia Ucayali, em 9 de dezembro de 2010. A aquisição de 537 km de um programa de pesquisa sísmica em 2D permitirá a definição das principais tendências estruturais no bloco e deverá fornecer a confirmação da presença de várias direções estruturais que foram identificadas a partir de três linhas sísmicas regionais anteriormente adquiridas. A Companhia espera finalizar a aquisição sísmica até abril de 2011 e depois disso continuará com o processamento e interpretação.
O Bloco 138 é um contrato de E&P na bacia Ucayali no norte do Peru, no qual a Companhia detém 55% de participação. Não há atividade de exploração sendo realizada neste bloco no momento. A Petrodorado Energy detém os restantes 45%.
GUATEMALA
Em 6 de outubro de 2010, a Companhia assinou um acordo de farm-in (aquisição parcial) em relação à "A-7-98", que corresponde à área conhecida como "A-7-98" que é formada pelos blocos "N-10-96" e "O-10-96" na Guatemala, garantindo uma participação de 55% e a operação da área. A participação restante pertence à Compañía Petrolera del Atlántico, que é de propriedade da Flamingo Energy Investment (BVI) Ltd. e da CHx Guatemala Limitada.
Durante 2010, a Companhia iniciou atividades de campo visando a identificação de tais aspectos como: (i) logística; (ii) acesso e desenho de futuros trabalhos geológicos e geofísicos em campo; (iii) disponibilidade de companhias de perfuração e de aquisição sísmica na Guatemala e (iv) permissões ambientais e outras áreas relacionadas com apoio. Todas estas atividades irão ajudar no estabelecimento do programa exploratório, que será apresentado para aprovação no primeiro trimestre de 2011.
As atividades exploratórias para 2011 na Guatemala incluem: reprocessamento sísmico de 300 km de pesquisa sísmica em 2D; aquisição e processamento de 300 km adicionais de pesquisa sísmica em 2D; 6.800 km de dados aeromagnéticos e aerogravimétricos; 6.600 km2 de pesquisas de percepção remota; uma campanha de geologia de superfície (incluindo análise de amostras) e o início de uma interpretação geológica integrada para definir os locais dos prospectos exploratórios a serem perfurados em 2012.
O programa de exploração da Companhia para 2011 tem orçamento de US$ 340 milhões e inclui exploração em 26 blocos, nos quais 20 poços exploratórios, 36 poços de avaliação e 3 poços estratigráficos serão perfurados. Adicionalmente, 539 km de pesquisa sísmica em 2D e 440 m2 de pesquisa sísmica em 3D estão planejados durante o ano.
A Pacific Rubiales, uma companhia baseada no Canadá e produtora de gás natural e petróleo bruto pesado, detém 100 por cento da Meta Petroleum Corp., uma operadora de petróleo da Colômbia, que explora os campos de petróleo Rubiales e Piriri na Bacia de Llanos em associação com a Ecopetrol S.A., a Companhia nacional de petróleo da Colômbia. A Companhia se concentra na identificação de oportunidades, principalmente ao leste da Bacia de Llanos da Colômbia, assim como em outras regiões na Colômbia, no norte do Peru e na Guatemala. A Pacific Rubiales tem uma rede de produção atual que ultrapassa 84.000 barris de óleo equivalente por dia, após royalties, com participação em 40 blocos na Colômbia, Peru e Guatemala.
As ações ordinárias da Companhia são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto e na Bolsa de Valores da Colômbia sob os símbolos PRE e PREC, respectivamente.
O Boe (barril equivalente de óleo) pode ser enganador, especialmente se usado isoladamente. Uma taxa de conversão boe de 6 mcf: 1 bbl é baseada em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência do valor na cabeça do poço.
Advertência com relação às Declarações Prospectivas
Este comunicado à imprensa contém certas declarações prospectivas. Todas as declarações, que não as declarações de fatos históricos, que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos que a Companhia acredita, espera ou antecipa que irão ou que podem ocorrer no futuro (inclusive, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas , fluxo de caixa e custos, estimativas de reserva e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da Companhia) são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou crenças atuais da Companhia, com base nas informações atualmente ao alcance da Companhia. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da Companhia sejam materialmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas, e até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem, ou substancialmente se concretizem, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências esperada ou efeitos sobre a Companhia. Os fatores que podem fazer com que os resultados reais ou os eventos 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, possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições, fracasso em estabelecer estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e taxas de câmbio, inflação, mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia ou no Peru; alterações dos regulamentos que afetam as atividades da Companhia, incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessários no futuro, incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações da Companhia datado de 12 de março de 2010 e arquivado na SEDAR no endereço www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é efetivada a partir da data em que é feita e, exceto por legislação aplicável de valores mobiliários, a Companhia não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou de outra forma. Embora a Companhia 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 posta em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.
Recursos prospectivos são aquelas quantidades de petróleo estimadas, em uma certa data, como potencialmente recuperáveis de acumulações não descobertas por aplicação de futuros projetos de desenvolvimento. Os recursos prospectivos tem tanto uma chance associada de descoberta quanto uma chance de desenvolvimento. Os recursos prospectivos são adicionalmente subdivididos de acordo com o nível de certeza associado às estimativas recuperáveis, assumindo sua descoberta e desenvolvimento e podem ser subclassificadas com base na maturidade do projeto. Não há certeza de que qualquer porção dos recursos será descoberta. Caso sejam descobertas, e caso sejam técnica e economicamente viáveis de serem recuperadas, não existe nenhuma certeza de que o recurso prospectivo será descoberto. Se descoberto, não existe certeza de que qualquer descoberta será técnica e economicamente viável para produzir qualquer porção dos recursos.
Para mais informações:
Sr. Ronald Pantin |
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Executivo-Chefe e Diretor |
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Sr. José Francisco Arata |
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Presidente e Diretor |
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(416) 362 7735 |
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Sra. Belinda Labatte |
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Relações com Investidores, Canadá |
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(647) 428 7035 (647) 428 7035 |
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Sra. Carolina Escobar V |
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Relações com Investidores, Colômbia |
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+ (57 1) 628 3970 + (57 1) 628 3970 |
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(PRE.)
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.
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