SOURCE: Petrominerales Ltd.

Petrominerales Ltd.

November 03, 2011 18:17 ET

Petrominerales divulga resultados do terceiro trimestre destacados por Fluxo de Fundos de Operações de US$196,4 milhões e sucesso de exploração do Pisingo-1

BOGOTA, COLOMBIA--(Marketwire - Nov 3, 2011) - A Petrominerales Ltd. ("Petrominerales" ou a "Empresa") (TSX: PMG)(BVC: PMGC) tem o prazer de divulgar os resultados do terceiro trimestre destacados pelo fluxo de fundos das operações de US$196,4 milhões ou US$1,93 por ação, e a descoberta de petróleo no Pisingo-1 com testes que apresentaram 3.300 bopd de petróleo API de 24 graus. Produção média foi de 37.124 barris de petróleo por dia ("bopd") no trimestre e aumentamos os netbacks da operação para US$61,11 por barril, um aumento de 28 porcento sobre 2010. Nosso balanço continua forte com um superávit de capital de giro e facilidades não retiradas no banco. Esta flexibilidade financeira nos dá a força para continuar a executar nossos planos agressivos de exploração e desenvolvimento, especificamente no quarto trimestre quando demos início à perfuração dos nossos prospectos de alto impacto em Llanos Basin Foothills, Peru e do nosso primeiro poço horizontal de petróleo pesado no Rio Ariari Block.

DESTAQUES FINANCEIROS E OPERACIONAIS

A tabela a seguir é um resumo dos resultados financeiros e operacionais da Petrominerales no trimestre e nove meses terminados em 30 de setembro de 2011 e de 2010. As demonstrações financeiras consolidadas com a Discussão e Análise da Gerência ("MD&A") estão disponíveis no website da Empresa na www.petrominerales.com e também estarão disponíveis no website da SEDAR no www.sedar.com.


                           Trimestre encerrado     Nove meses encerrados
                             30 de setembro        30 de setembro            
----------------------------------------------------------------------------
                           2011     2010 % alteração  2011     2010 % alteração
----------------------------------------------------------------------------
Financeiro                                                                   
(milhões, exceto                                                          
 onde observado)                                                               
Receita petróleo bruto    363.0    231.5       57  1,090.7    798.1       37
Fluxo de fundos das                                                             
 operações (1)            196.4    128.5       53    572.7    444.5       29
por                                                                         
ação - básica ($)          1.93     1.29       50     5.56     4.48       31
      - diluída ($)        1.66     1.17       34     4.77     4.17       12
Receita líquida ajustada                                                         
 (1) (2)                   58.8     59.1      (1)    248.4    248.2        -
por                                                                         
ação - básica ($)          0.58     0.59      (2)     2.41     2.50      (4)
      - diluída ($)        0.55     0.58      (5)     2.22     2.39     (12)
Receita líquida           133.7     27.2      392    386.2    216.3       79
por                                                                         
ação - básica ($)          1.31     0.27      385     3.75     2.18       72
      - diluída ($)        0.55     0.27      104     2.22     2.12        5
Gastos com PP&E                                                        
 e E&E(3)                 210.4    119.1       77    534.7    343.6       56
Total ativos            2,111.9  1,640.8       28  2,111.9  1,640.8       28
Capital de giro líquido                                                         
 superávit(1)             134.0    517.5     (74)    134.0    517.5     (74)
Ações ordinárias, final do                                                       
 período (000s)         100,650   99,834        1  100,650   99,834        1
Ações ordinárias totalmente                                                        
 diluídas (000s)(4)     124,163  123,946        -  124,163  123,946        -
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Operações                                                                  
Netback operacional                                                           
 ($/bbl) (1)                                                                
      Preço                                                       
       Brent             113.38    76.93       47   111.88    77.15       45
      Preço                                                         
       WTI                89.54    76.15       18    95.47    77.67       23
      Preço petróleo bruto                                                        
       obtido (5)         87.76    64.54       36    90.45    64.83       40
      Royalties           10.73     9.08       18    11.67     7.47       56
      Despesas com                                                            
       produção           15.92     7.61      109    12.15     6.79       79
----------------------------------------------------------------------------
      Netback                                                             
       operacional (1)    61.11    47.85       28    66.63    50.57       32
Produção petróleo bruto                                                        
 (bopd)                  37,124   32,667       14   39,398   38,298        3
Petr. bruto venda (bopd) 39,923   32,696       22   39,606   38,121        4
----------------------------------------------------------------------------

Observações sobre a Tabela de destaques financeiros e operacionais                     
 (1)  Medida não-IFRS. Veja seção "Medida não-IFRS" do MD&A.   
 (2)  Receita líquida ajustada para os efeitos da contabilidade IFRS  
       das mudanças com a perda de derivativos não-caixa associados
       com as nossas debêntures conversíveis. No trimestre e nove meses   
       encerrados em 30 set. 2011 a receita líquida ajustada inclui a    
       redução de $74,9 milhões e $137,7 milhões, resp. (2010 - aumento 
       de $31,9 milhões nos trimestre e nove meses)               
       A gerência considera a receita líquida ajustada uma melhor medida
       da performance econômica da Empresa.                           
 (3)  PP&E significa ativos de propriedade, plantas e equipamento e     
       E&E ativos de exploração e avaliação.                   
 (4)  Soma das ações ordinárias, opções de ações, ações ordinárias    
       diferidas, ações de incentivos e ações potenciais emissíveis com 
       a conversão de debêntures conversíveis em circulação no       
       final do período.                                                 
 (5)  Líquido de transporte e exclui a receita com o petróleo comprado.   

DESTAQUES E TRANSAÇÕES SIGNIFICATIVAS DURANTE O TERCEIRO TRIMESTRE

(Comparações entre o T3 de 2011 e o T3 de 2010, exceto quando mencionado em contrário)


--  Fluxo de fundos das operações de $196,4 milhões ou $1,93 p/ ação básica,
    aumento de 53 e 50 porcento resp. sobre 2010. 
--  Receita líquida de $133,7 milhões, incluindo $74,9 ganhos não-caixa
    da nova contabilidade sob o International Financial Reporting
    Standards ("IFRS") para as nossas debêntures conversíveis. 
--  Produção de 37.124 bopd no terceiro trimestre, aumento de 14 porcento
    sobre 2010 dos problemas em setembro que causaram o fechamento dos campos
    Corcel e Guatiquia, reduzindo a produção média do trimestre
    para aproximadamente 2.200 bopd. 
--  Perfuramos cinco poços no trimestre, incluindo o poço de descoberta
    Cobra-1 que entrou em produção com índice de mais de 4.000 bopd em
    agosto. 
--  Após 30 de setembro, concluímos a perfuração de três poços: Socaco-1,
    Caspio-1 e Pisingo-1. Pisingo-1 obteve resultado de 3.300 bopd, e deve
    entrar em produção em meados de novembro, e o Socaco-1 e o Caspio-1
    foram avaliados como poços potenciais de petróleo. 
--  Nossos netbacks operacionais aumentaram para $61,11 por barril no
    terceiro trimestre, aumento de 28 porcento sobre 2010, devido principalmente
    ao preço mais alto do petróleo. 
--  Adquirimos cinco porcento dos interesses no Oleoducto Central S.A.
    ("Ocensa"), tubulação de petróleo bruto por US$281 milhões. A tubulação Ocensa é
    estratégica para a Petrominerales porque garante a capacidade da tubulação,
    é a opção de custo mais baixo para transporte de petróleo bruto da Llanos
    Basin e proporciona acesso aos mercados de petróleo internacionais. Iniciamos
    o transporte do petróleo bruto na tubulação Ocensa a partir de
    1 de setembro de 2011, e o benefício completo será obtido no quarto 
    trimestre. 
--  Nosso balanço permanece forte. Encerramos o trimestre com um superávit
    de capital de giro de $134 milhões. 
--  Demos início à recompra das nossas ações ordinárias com uma licitação
    normal ("NCIB") durante o trimestre. Estamos autorizados a comprar até 8,2
    milhões de ações sob o NCIB. Desde o início do NCIB, recompramos
    4,4 milhões de ações, quase quatro porcento das nossas ações ordinárias
    em circulação, por um preço médio de Cdn.$26,92. 
--  Nossas ações ordinárias começaram a ser negociadas na Bolsa de Valores
    da Colômbia ("BVC") sob o símbolo "PMGC" no dia 3 de agosto de 2011.
    Nossa liquidez ou número médio diário de ações comerciadas, aumentou
    55 porcento desde a nossa listagem e, em média, 12 porcento das nossas
    ações foram comerciadas na BVC. 

ANÁLISE OPERACIONAL

Média de produção de 37.124 bopd no T3 de 2011, queda de oito porcento sobre o T2. A produção trimestre-a-trimestre teve queda devido principalmente à parada temporária da produção dos campos Corcel e Guatiquia durante sete dias em setembro, juntamente com a queda natural da produção. A parada temporária da produção foi causada pelo bloqueio das estradas e desordem pública na área entre 7 e 14 de setembro. A queda de produção foi compensada por uma descoberta substancial, Cobra-1 no Corcel Block que teve uma produção de mais de 4.000 bopd em agosto.

Produção média de 35.857 bopd em outubro, aumento de sete porcento sobre setembro. A produção de outubro foi afetada por cerca de 2.300 bopd relativos ao fechamento de três poços esperando a expansão da capacidade de refugo de água de baixo custo e produção offline a espera de workovers. Esperamos incluir no mínimo dois poços de refugo de água no T4 para trazer os poços fechados para produção no início de dezembro.

Deep Llanos Basin (Corcel, Guatiquia e South Block 31), Colômbia

Durante o trimestre perfuramos dois poços de exploração (Cobra-1 e Babaco-1), um poço lateral ao Candelilla-3 em agosto August e um poço de refugo de água em Corcel. Em outubro, dois poços alcançaram a meta de profundidade de perfuração (Socaco-1 e Caspio-1).

O poço de exploração Cobra-1 chegou a uma profundidade de 12.000 pés e registros do poço indicaram uma espessura de 121 pés de petróleo pago em potencial, 51 pés em Guadalupe e 70 pés na formação Lower Sand 1. O poço entrou em produção na formação Lower Sand 1 com uma bomba elétrica submersível ("ESP") no início de agosto com mais de 4.000 bopd de petróleo API de 16 graus a menos de um porcento do corte da água. Atualmente o poço está produzindo mais de 3.500 bopd. Com o resultado do Cobra-1, decidimos perfurar outro poço na estrutura, o Cobra-2, e devemos ter resultados deste poço no final de novembro. O poço Cobra-2 tem por objetivo o bypassed pay de Guadalupe encontrado no poço original.

No Block 31, concluímos a perfuração do segundo poço de exploração, o Socaco-1, a uma profundidade total de 15.767 pés em 5 de outubro. Os registros do poço indicam uma espessura potencial de 18 pés em Lower Sand 1 e Guadalupe, revestimos o poço como um potencial produtor de petróleo. Identificamos três intervalos de teste no poço mas com a pobre cimentação pudemos testar apenas dois intervalos. O primeiro intervalo testado produziu água e esperamos o resultado do segundo intervalo em meados de novembro.

Em 22 de setembro anunciamos a perfuração e o teste do poço Babaco-1 no Block 31. Os registros dos poços indicam uam espessura potencial de 89 na Lower Sand 1 onde testamos quatro intervalos em separado. Em dois dos testes encontramos petróleo API pesado a sete graus que não pode ser produzido em escala comercial. Os dois outros testes obtiveram água. Estamos avaliando o poço para fins de refugo de água.

Após o poço Babaco-1, iniciamos a perfuração do poço Caspio-1 no Block 31. A perfuração alcançou 15.100 pés de profundidade. Os registros do poço indicam espessura potencial de 15 pés na Lower Sand 1, revestimos o poço como potencial produtor de petróleo e estamos esperando o resultado dos testes no final de novembro.

Temos três plataformas de perfuração na área. No Block 31, iniciamos a perfuração de Jamuco-1 no dia 16 de outubro e a nossa segunda plataforma está sendo transportada para Iboga-1. Após a perfuração do Cobra-2, mobilizaremos a terceira plataforma para Guatiquia Block na descoberta em Yatay para perfuração bypassed pay em Guadalupe.

Foothills Blocks (Block 25, 31, 59 e 15), Deep Llanos Basin, Colômbia

Em 24 de outubro iniciamos a perfuração do prospecto Bromelia, o primeiro local na base do Block 25. Esperamos o resultado da perfuração deste poço no final do ano. O segundo prospecto de perfuração no Block 25, Canatua-1, deve ser perfurado a partir do primeiro trimestre de 2012.

Central Llanos Basin (Casimena, Castor, Casanare Este, Mapache Blocks), Colômbia

No Mapache Block, o poço Disa-1 (perfurado no T1) entrou em produção em 9 de julho.

No Casimena Block, iniciamos a perfuração do prospecto Zacay-1 em 26 de agosto chegando a 7.934 pés de profundidade em 8 de setembro. O poço foi revestido para teste baseado nos registros da espessura potencial. Não obtivemos petróleo em nenhuma das zonas testadas e estamos avaliando o poço para fins de refugo de água. Após o Zacay-1, iniciamos a perfuração do prospecto Pisingo-1 em 21 de setembro e chegamos à profundidade total em 6 de outubro. Registros do poço indicam espessura potencial de 13 pés em Mirador e revestimos o poço como produtor potencial de petróleo. Testamos o poço a 3.300 bopd de petróleo API a 24 graus. Durante o teste, encontramos maior produção de corte de água e areia . Fechamos o poço para instalar um gravel pack e o poço deve entrar em produção na próxima semana. Após o Pisingo-1, iniciamos a perfuração do Gaita-1, um poço para teste da potencial extensão ao sul da descoberta de Yenac.

Llanos Basin Heavy Oil Blocks (Rio Ariari, Chiguiro Oeste, Chiguiro Este), Colômbia

Duas plataformas, uma convencional e uma de perfuração estratigráfica, estão em operação no lote de petróleo pesado onde executamos um programa de perfuração de vários poços focado no Rio Ariari Block. No trimestre perfuramos dois poços, o Calandria-1 e um poço estratigráfico, ES-17.

Conforme anunciado, o poço Calandria-1 foi perfurado até uma profundidade de 6.602 pés em julho. Os registros do poço indicaram uma espessura de 40 pés na formação Mirador. Testamos três intervalos do poço que não apresentaram quantidade comercial de hidrocarbono. Baseado na análise dos testes, acreditamos que produzimos água devido à relativa mobilidade da água comparado com a viscosidade de petróleo API de sete graus, e observamos que isso revestiu as ferramentas usadas no poço.

Após Calandria-1, perfuramos o Borugo-T1, um poço vertical gêmeo do nosso poço Borugo-1 perfurado. O objetivo do Borugo-T1 foi testar um orifício os cinco pés superiores do reservatório para minimizar o potencial de influxo de água. Durante o teste obtivemos traços de petróleo, no entanto as ferramentas ficaram cobertas de petróleo pesado após a circulação reversa do orifício do poço.

Em 3 de setembro iniciamos o programa de perfuração estratigráfica de vários poócs no Rio Ariari Block com 34 metas, 22 metas de exploração e 12 locais step-out nas descobertas. Os locais step-out ajudarão a delinear algumas descobertas e permitir controle estratigráfico dos dois primeiros poços horizontais.

Em 20 de outubro, perfuramos o Cadillo-1A, poço vertical bem desenhado para estabelecer o ponto de controle do dedo do primeiro poço horizontal, Tatama-1. O poço horizontal será perfurado perto de Mochelo para fornecer dados de produção importantes para o planejamento do desenvolvimento de petróleo pesado comercial .

Em agosto, completamos a aquisição de 369 quilômetros quadrados de dados sísmicos em 3D na parte oeste do Rio Ariari Block que abrange a área da nossa recente atividade de perfuração. Os dados sísmicos obtidos estão sendo interpretados. Os dados sísmicos e o programa de perfuração estratigráfica delinearão a extensão do sucesso das nossas explorações atuais e ajudarão a definir a próxima etapa da perfuração de exploração do Rio Ariari Block.

Antorcha, Middle Magdalena Basin, Colômbia

Como parte do nosso programa de perfuração estratigráfica, pretendemos perfurar dois poços neste Block no primeiro trimestre de 2012 para testar dois conceitos de exploração separados.

Orito, Putumayo Basin, Colômbia

No dia 1 de maio de 2011, transportamos uma plataforma de perfuração para Orito Block e demos início a um programa de perfuração de sete poços. Até hoje, perfuramos três poços, Orito-194, Orito-195 e Orito-136, e um quarto poço, Orito-193, está sendo perfurado.

Completamos a aquisição de 50 quilômetros quadrados de dados sísmicos em 3D ao sul do campo Orito e iniciamos um programa sísmico de 80 quilômetros quadrados em 3D em Las Aguilas Block.

Neiva, Upper Magdalena Basin, Colômbia

No Neiva Block perfuramos três poços no trimestre. Em 21 de setembro a plataforma foi colocada em standby à espera dos alvarás para a continuidade do programa de perfuração de desenvolvimento.

Block 126, Peru

No Peru, a construção das nossas principais bases logísticas em Nueva Italia e Sheshea continua, e elas estão em operação dando suporte às nossas operações de mobilização. No primeiro local do poço, La Colpa 2X está 80 porcento concluído e pronto para receber a plataforma. A mobilização da plataforma transportável por helicóptero continua de Nueva Italia e Sheshea, e esperamos iniciar as operações de perfuração no primeiro local, La Colpa 2X, no final de novembro. A data de início da perfuração foi adiada devido ao baixo nível do rio e ao clima.

Blocks 114 e 131, Peru

A Petrominerales possui 30 porcento do interesse no trabalho dos blocos 114 e 131. No Block 131, a operadora deu início a um programa sísmico em 2D de 300 quilômetros. A próxima exigência da fase de exploração é a perfuração de um poço de exploração no Block até setembro de 2013. Até o momento, já identificamos dois prospectos perfuráveis no Block 131. No Block 114, a próxima fase de exploração é a execução de levantamento sísmico em 2D de 260 quilômetros até maio de 2013. Até o momento, foram identificados quatro prospectos perfuráveis e seis leads no Block. A operadora é responsável pela nossa cota de custos da fase atual de exploração sísmica, bem como da nossa cota dos custos do primeiro poço de exploração em cada bloco.

Blocks 161 e 141, Peru

Block 161, situado na região central do Peru, tem 1,2 milhões de acres e 80 porcento é de propriedade da Petrominerales. Os compromissos atuais, a serem completados em junho de 2012, incluem um novo levantamento de dados sísmicos em 2D de 350 quilômetros e um relatório geológico e geofísico atualizado que incorpore os dados geológicos existentes e os novos dados sísmicos. Block 141, situado na região sul do Peru, tem 1,3 milhões de acres e 80 porcento é de propriedade da Petrominerales. Em setembro, o Block entrou em status de força maior devido aos novos regulamentos do governo exigindo consulta da comunidade. Com isso, nossa meta de completar um programa sísmico de 300 quilômetros em 2D em julho de 2012 foi suspensa a espera de esclarecimentos do governo peruano.

PREVISÃO

O último trimestre do programa de capital de 2011 incluirá dois grandes prospectos no Llanos Basin Foothills e no Ucayali Basin no Peru, e o nosso primeiro poço horizontal de petróleo pesado no Rio Ariari Block. Estes prospectos têm o potencial de aumentar substancialmente as reservas da Empresa além do programa de exploração existente para 2011 de até 33 poços de exploração, até sete poços estratigráficos extra no terreno de petróleo pesado, e outros 12 poços de desenvolvimento em Orito e Neiva Blocks. Continuamos a investir em dados sísmicos em 3D de alta qualidade para aumentar nosso estoque de prospectos de diversos anos, com 100 locais de perfuração.

CHAMADA DE CONFERÊNCIA DOS RESULTADOS DO TERCEIRO TRIMESTRE

A Gerência da Petrominerales fará uma chamada de conferência com investidores, analistas financeiros, mídia e interessados na quinta-feira, 3 de novembro de 2011 às 8h00 (montanhas) (10h00 costa leste) para discutir o resultado financeiro e operacional da Petrominerales no terceiro trimestre.

Detalhes da chamada de conferência com os investidores:


Número para discagem para a chamada ao vivo: 416-695-6617 / 800-952-4972                    
Link para o webcast do áudio ao vivo:                                                    
 http://events.digitalmedia.telus.com/petrominerales/110311/index.php         
Números para discagem de repetição: 905-694-9451 / 800-408-3053                         
Senha para a repetição: 5666437                                                   

A Petrominerales Ltd. é uma empresa internacional de petróleo e gás que opera na América do Sul desde 2002. A Petrominerales é a empresa de exploração mais ativa e a quarta maior produtora de petróleo da Colômbia. A nossa base de terras de alta qualidade e nosso estoque de oportunidades de exploração de vários anos proporciona um potencial de crescimento a longo prazo.

Declarações de previsão. Certas informações deste press release são consideradas declarações de previsão. Mais especificamente, este press release contém declarações de previsão sobre as atividades futuras de exploração e desenvolvimento futuros, capacidade de transporte futuro na Llanos Basin, ocasião do início da produção dos poços de petróleo e das reservas da Empresa. As declarações de previsão são baseadas em certas expectativas e suposições, incluindo as expectativas e suposições quanto à disponibilidade de capital, o sucesso das atividades futuras de perfuração e de desenvolvimento, a performance dos poços existentes, a performance de novos poços, os preços das commodities e as condições econômicas, disponibilidade de mão-e-obra e serviços, a capacidade de transporte e comercialização da nossa produção, ocasião da conclusão dos projetos de infraestrutura e de transporte, condições meteorológicas e locais de perfuração. O leitor deve ficar avisado que as suposições usadas no preparo de tais informações, embora todo cuidado seja tomado durante o seu preparo, podem estar incorretas. Os resultados reais alcançados durante o período de previsão podem ser diferentes dos resultados aqui previstos devido a diversos riscos e incertezas conhecidos e desconhecidos e outros fatores. A discussão sobre tais riscos e incertezas constam dos documentos de papéis negociáveis da empresa arquivados no Canadá. Tais fatores incluem, mas não estão limitados a: condições econômicas, de mercado e dos negócios em geral; flutuação dos preços do petróleo; resultado das atividades de perfurações de exploração e desenvolvimento, reinício e afins; ocasião e disponibilidade da plataforma; disponibilidade da capacidade de transporte e de descarga, resultado das negociações do contrato de exploração, flutuação das taxas de câmbio; incerteza das estimativas de reservas; mudanças dos regulamentos do meio-ambiente e outros; riscos associados com as operações de petróleo e de gás; e outros fatores, muitos dos quais fora do controle da Empresa. A Petrominerales não garante que os resultados reais alcançados durante o período de previsão sejam iguais em todo ou em parte iguais aos previstos. Exceto quando exigido pela lei aplicável dos papéis negociáveis, a Petrominerales não é obrigada a atualizar nem revisar quaisquer declarações de previsão feitos aqui ou em outro lugar, seja por ocorrência de nova informação, eventos futuros ou outros.

Medidas não-IFRS. Este press release contém termos financeiros que não são considerados medidas sob o International Financial Reporting Standards ("IFRS"), tais como fluxo de fundos das operações, receita líquida ajustada, fluxo de fundos por ação, superávit de capital de giro líquido e netback operacional. Estas medidas são usadas comumente pela indústria de petróleo e de gás e são consideradas informações para gerentes e acionistas. Analisamos a nossa performance e a dos nossos segmentos de negócios baseado no fluxo de caixa das operações e na receita líquida ajustada. O fluxo de fundos das operações é um termo não-IFRS que representa o caixa gerado das atividades operacionais antes das alterações do capital de giro não-caixa e da perda de derivativos. A receita líquida ajustada é determinada pela adição de quaisquer prejuízos e a dedução de quaisquer lucros no passivo de derivativos. A gerência considera que o fluxo de fundos das operações, fluxo de fundos por ação, receita líquida ajustada e receita líquida ajustada por ação sejam importantes para a análise da performance e demonstrar a capacidade da Empresa gerar caixa suficiente para financiar oportunidades de crescimento futuras e pagamento de dívidas. O superávit de capital de giro líquido inclui o ativo atual menos as contas a pagar, passivo acumulado, IR a pagar e a quantia principal das debêntures conversíveis (quando não existe dinheiro e não são pagáveis em ações no seu vencimento) e é usado para avaliar a solidez financeira da Empresa. O netback operacional é determinado com a divisão das vendas de petróleo menos as despesas de royalties, transporte e operacionais, pelo volume de venda do petróleo produzido. A gerência considera o netback operacional importante pois é uma medida de lucratividade por barril vendido e que reflete a qualidade da produção. O fluxo de fundos das operações, fluxo de fundos por ação, receita líquida ajustada para efeitos dos derivativos, superávit de capital de giro líquido, e netbacks operacionais podem não ser comparáveis com os reportados por outras empresas e não devem ser encarados como uma alternativa de fluxo de caixa das operações, receita líquida ou outras medidas de performance financeira calculadas de acordo com o IFRS.

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    Corey C. Ruttan
    Presidente e CEO
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    Petrominerales Ltd.
    Jack F. Scott
    COO
    403.920.0124 ou 011.571.629.2701

    Petrominerales Ltd.
    Kelly D. Sledz
    CFO
    403.920.0124 ou 011.571.629.2701
    www.petrominerales.com