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Toronto, Canadá, segunda-feira, 4 de março de 2013 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunciou hoje os resultados de uma avaliação independente das reservas da Companhia realizada por meio de relatórios, com data efetiva de 31 de dezembro de 2012, nos quais são demonstrados que suas reservas 2P líquidas cresceram 27%, se comparadas a 31 de dezembro de 2011.

José Francisco Arata, Presidente da Companhia, comentou: “Nós olhamos para esses relatórios de reservas relativos ao ano de 2012 como uma demonstração clara da robustez do nosso portfólio de exploração e desenvolvimento, e da estratégia de negócios da Companhia que incluí o crescimento por meio de aquisições estratégicas e que agregam valor. O crescimento de 27% das reservas reflete uma forte performance, dirigida por descobertas exploratórias e por um número de aquisições que agregam valor que a Companhia foi capaz de realizar durante o ano. A Pacific Rubiales continua a aumentar suas reservas em conjunto com a produção, e a adição de reservas em novas áreas demonstra claramente que a Companhia está diversificando sua base de reservas para além do campo de Rubiales.”

Os destaques das reservas líquidas após royalties (“Líquido”) nos relatórios de avaliação independentes incluem:

• Aumento no total das reservas líquidas provadas mais prováveis (“2P”) de 145 MMboe, sendo 95 MMboe gerados a partir de aquisições, 40 MMboe gerados a partir de atividades de exploração e 10 MMboe gerados a partir de revisões.
• Aumento no total líquido das reservas 2P em 27%, alcançando 517 MMboe. As reservas provadas (“1P”) representam 65% do total líquido das reservas 2P.
• Reposição das reservas de 407%, com adição nas reservas 2P de 4 boe por boe produzido.
• O Índice de Vida das Reservas (Reserve Life Index) (“RLI”) aumentou para 14, de um RLI de 13 em 2011.
• Total líquido das reservas 1P aumentou em 6%, alcançando 337 MMboe. Aproximadamente 77% das reservas líquidas 2P e 74% das reservas 1P são fluidos de petróleo e gás natural, sendo em sua maioria petróleo pesado.  
• Diversificação continuada das bases das reservas, com o campo de Rubiales atualmente representando menos de 19% do total líquido das reservas 2P, uma queda se comparado aos 29% de representação do ano passado.
• Aumentos significativos de reservas gerados por aquisições, incluindo o primeiro agendamento das reservas e produção no Bloco Z-1, localizado em águas rasas offshore do Peru, e aumento das reservas e produção oriundo das aquisições da PetroMagdalena Energy Corp. (“PetroMagdalena”) e C&C Energia Ltd. (“C&C Energia”), onshore na Colômbia.

Notas:

¹ Declaração de Dados sobre Reservas e Outras Informações sobre Petróleo e Gás, datada de 31 de dezembro de 2011, arquivada no SEDAR sob o Formulário 51-101 F1, em 14 de março de 2012.

² O termo “boe” é expresso utilizando um standard de conversão colombiano de 5,7 Mcf: 1 bbl, exigido pelo Ministério de Minas e Energia da Colômbia. Nós providenciamos a reconciliação ao Instrumento Nacional 51-101 – Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities (“NI 51-101”) do standard de conversão de 6 Mcf: 1 bbl na seção “Avisos” deste comunicado à imprensa.

³ Produção representa o período de 12 meses encerrado em 31 de dezembro de 2012 e incluí a produção da aquisição da participação de 49% do Bloco Z-1, localizado no Peru, efetiva a partir de 1° de janeiro de 2012.

Nota: Os números na tabela poderão não somar tendo em vista o arredondamento.

Reservas ao Final de 2012

A tabela abaixo resume as informações contidas nos relatórios independentes de reservas preparados pela RPS Energy Canada Ltd. (“RPS”) e Petrotech Engineering Ltd. (“Petrotech”), ambos com uma data efetiva de 31 de dezembro de 2012. A RPS avaliou as reservas da Companhia nos campos desenvolvidos de petróleo pesado de Rubiales e Quifa SW, ao passo que a Petrotech avaliou as reservas nos campos remanescentes de produção de petróleo e gás na Colômbia, as reservas de gás natural de Piedra Redonda, no Bloco Z-1, localizado no Peru, e em outros blocos com programas de exploração ativos e em andamento. Esses relatórios foram preparados em conformidade com as definições, standards e procedimentos contidos no Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook NI 51-101.  

As estimativas de reservas para os campos de petróleo de Corvina e Albacora no Bloco Z-1, Peru, foram preparadas pela Netherland Sewell & Associates Inc. (o auditor independente de reservas da BPZ Energy), em relatório com data efetiva de 31 de dezembro de 2012, de acordo com os standards da US Security and Exchange Commission (“SEC”). Essas estimativas de reserva serão atualizadas no Annual Information Form da Companhia para cumprir com os standards do NI 51-101.

As reservas líquidas da Companhia após royalties incorporam todos aqueles aplicáveis nos termos da legislação fiscal da Colômbia e do Peru, baseados em prognósticos de taxas de preços e de produção, incluindo qualquer participação adicional (“PAP”) relacionada ao preço de petróleo aplicável a certos blocos colombianos, ao final do ano de 2012. As reservas líquidas para o bloco de Quifa foram calculadas utilizando a fórmula da Agencia Nacional de Hidrocarburos, conforme acordado com a Ecopetrol S.A., até que o processo de arbitragem pertinente a este bloco esteja resolvido.

As estimativas de recuperação e de reservas de petróleo cru e gás natural fornecidas nesses relatórios são somente estimativas, e não há garantia de que as reservas estimadas serão recuperadas. Reservas de petróleo cru e gás natural atuais poderão eventualmente ser maiores ou menores que as estimativas fornecidas. Todas as reservas apresentadas são baseadas no prognóstico de preços e custos da RPS e Petrotech na data de 31 de dezembro de 2012, bem como na média aritmética não ponderada de 2012 do preço do primeiro dia do mês para o período de janeiro de 2012 a dezembro daquele ano da Netherland and Sewell & Associates.

Todas as informações adicionais requeridas conforme o NI 51-101 serão incluídas no Annual Information Form da Companhia, o qual espera-se que seja arquivado no SEDAR até o dia 13 de março de 2013.

A Companhia também planeja divulgar seu relatório de recursos certificado para o final do ano de 2012 no mês que vem, preparado pela Petrotech.

Discussão das Reservas

Aproximadamente 94% das reservas líquidas 1P e 88% das reservas líquidas 2P da Companhia, ao final de 2012, estão na Colômbia, restando o remanescente no Peru. Aproximadamente 50% dos 145 MMboe das adições das reservas líquidas 2P de 2012 são oriundas da Colômbia.

Os gastos de capital da Companhia com exploração em 2012 foram de, aproximadamente, US$355 milhões, com a perfuração de 55 poços de exploração brutos (33 líquidos) (incluindo poços de avaliação e estratigráficos), resultando em 44 poços brutos bem sucedidos (taxa de sucesso de 80%) e adicionando 40 MMboe de reservas líquidas 2P pela perfuração, por um custo de procura de, aproximadamente, US$8,90/boe. O custo de procura de cinco anos da Companhia (2008 – 2012) é estimado em US$3,44/boe. A Companhia opera aproximadamente 98% de sua produção e foi responsável pela maior parte do aumento da produção colombiana durante 2012.

Colômbia

No campo da Companhia de Rubiales, as reservas líquidas 2P declinaram para 96 MMbbl, de 118 MMbbl no ano anterior, com produção de, aproximadamente, 22 MMbbl. O campo Rubiales é um campo de petróleo maduro que manterá esse patamar de produção nos próximos anos até iniciar seu declínio natural em 2015. O campo Rubiales, que em 2008 representava 60% da base de reservas 2P da Companhia, representa agora menos de 19% de uma base total de reservas substancialmente maior.

No campo Quifa SW, as reservas líquidas 2P cresceram para 73 MMbbl, de 65 MMbbl no ano anterior, em razão de perfurações infill bem sucedidas e extensões. O total de reservas líquidas provadas aumentou para 58 MMbbl, contra 56MMbbl no ano anterior, em função de movimentos de reservas da categoria provável. A produção líquida durante o ano de 2012 foi de, aproximadamente, 8 MMbbl.

Na área conhecida como Quifa Norte, a Companhia declarou, em meados de agosto de 2012, um novo campo comercial nomeado como Cajua. O campo Cajua está atualmente em desenvolvimento e espera-se que a sua produção aumente nos próximos anos, até um patamar almejado de 15 a 20 Mbbl/d. O restante do bloco Quifa Norte está em um ativo estágio de exploração, o qual se espera continuar pelos próximos anos. O total das reservas líquidas 2P em Quifa Norte (incluindo o novo campo Cajua) permaneceu largamente estável, em 81 MMbbl, se comparado ao ano anterior. A produção líquida em 2012 foi de, aproximadamente, 0,2 MMbbl, do qual a totalidade é atribuída ao campo Cajua.

No bloco de Sabanero, no qual a Companhia possui uma participação de 49,999%, as reservas líquidas 2P declinaram para 9 MMbbl, contra 15 MMbbl no ano anterior, em função de revisões técnicas das reservas prováveis, baseadas em mudanças nas futuras previsões econômicas associadas com as operações do campo. Ao mesmo tempo, o total das reservas provadas aumentou para 9 MMbbl, contra 5 MMbbl no ano anterior, em virtude de uma nova perfuração e extensões e movimentos da categoria provável. A Companhia e sua parceira, a Maurel et Prom Colombia B.V., estão olhando ativamente para investimentos em instalações e equipamentos, o que poderia aprimorar as operações econômicas no bloco Sabanero. A produção líquida em 2012 foi de, aproximadamente, 0,2 MMbbl.

No bloco de E&P CPE-6, aproximadamente 70 km a sudoeste de Rubiales/Quifa, as reservas líquidas 2P permanecem inalteradas nas contas de final de ano de 2011, em 45 MMbbl, devido a atrasos nas licenças. A Companhia possui uma participação de 50% no bloco e é a operadora. Essas reservas resultaram da avaliação dos poços perfurados apenas na parte norte do bloco, e espera-se um aumento significativo em um futuro próximo, por meio de perfurações de exploração e desenvolvimento. Tão logo a licença ambiental para o bloco seja concedida, a Companhia iniciará uma campanha de exploração e de perfuração de avaliação para confirmar o potencial reservatório, o que, acredita-se, irá acarretar na declaração da comercialidade para a porção norte do bloco.

No bloco de La Creciente, localizado na bacia Vale Inferior de Madalena (norte da Colômbia), as reservas líquidas 2P declinaram para 419 Bcf, contra 441 Bcf no ano anterior, em virtude de produção líquida de, aproximadamente, 22 Bcf (4 MMboe) durante 2012. Todas as reservas em La Creciente são compostas de gás natural.

No bloco de exploração Guana, localizado ao leste de La Creciente e no qual a Companhia detém 100% de participação, 33 MMboe de reservas líquidas 2P foram adicionadas, resultado de um número significativo de descobertas de gás condensado rico, incluindo as descobertas de exploração de Pedernalito-1X e Cotorra-1X anunciadas em 2012. Aproximadamente 61% das reservas 2P e 68% das reservas 1P no bloco Guana são compostas de gás natural. Em fevereiro de 2013, a Companhia anunciou uma descoberta adicional de exploração no poço exploratório de Manamo-1X, e irá perfurar um segundo poço de exploração neste ano, iniciando um programa de testes de fluxo estendido dos poços, para determinar potenciais de produtividade e de recursos no bloco, o que se espera conduzir a um desenvolvimento comercial futuro. 

Nos demais blocos menores de produção não centrais na Colômbia, as reservas líquidas 2P declinaram para 4 MMboe, contra 6 MMboe no ano anterior, em virtude de declínios naturais e pequenas revisões. A produção líquida desses blocos de produção em 2012 foi de, aproximadamente, 0,5 MMboe. Aproximadamente 20% das reservas 2P e 25% das reservas 1P nesses blocos menores de produção não centrais são de gás natural.

A Companhia adicionou 34 MMboes às reservas líquidas 2P como resultado de duas aquisições corporativas significativas na Colômbia ao longo de 2012, consistindo na aquisição da PetroMagdalena, finalizada em 27 de julho, bem como da C&C Energia, no final do ano. A maioria das reservas adquiridas é de petróleo médio e leve. A produção líquida durante o ano de 2012 proveniente dessas aquisições foi de, aproximadamente, 0,7 MMbbl, sendo a sua totalidade atribuída aos ativos de produção da PetroMagdalena.

Peru

No Peru, a Companhia adquiriu uma participação de 49% no Bloco Z-1, localizado offshore em águas rasas. O negócio foi finalizado ao final de dezembro de 2012 e será efetivo a partir de 1° de janeiro de 2012. Em 2012, a Companhia adicionou 68 MMboe de reservas líquidas 2P do Bloco Z-1, consistindo em 43 MMbbl de petróleo dos campos produtores de Corvina e Albacora, e 148 Bcf (25 MMboe) de gás natural do não desenvolvido campo de Piedra Redonda. Aproximadamente 37% das reservas de petróleo 2P e 19% das reservas de gás natural no Bloco Z-1 estão na categoria 1P. A Companhia e a sua parceira estarão engajadas em começar um ativo programa de desenvolvimento de perfuração no bloco nos próximos dois anos, por meio do qual se espera aumentar significativamente a produção de petróleo e resultar em movimentos das categorias das reservas prováveis e provadas não desenvolvidas (“proved undeveloped - PUD”) para provadas desenvolvidas em produção. A produção líquida em 2012 atribuída à participação de 49% no Bloco Z-1 foi de, aproximadamente, 0,6 MMbbl.

A Pacific Rubiales, uma companhia com sede no Canadá e produtora de gás natural e petróleo pesado bruto, é detentora de 100% do capital da Meta Petroleum Corp., que opera nos campos de Rubiales, Piriri e Quifa, localizados na Bacia de Llanos, e 100% do capital da Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera o campo de gás natural de La Creciente, no noroeste da Colômbia. A Pacific Rubiales também adquiriu 100% da PetroMagdalena Energy Corp., que possui ativos de petróleo leve na Colômbia, e 100% da C&C Energia Ltd., que possui ativos de petróleo leve na bacia de Llanos. Adicionalmente, a Companhia diversificou seu portfolio de ativos além da Colômbia, o que inclui ativos de produção e exploração no Peru, Guatemala, Brasil, Guiana e Papua-Nova Guiné.

As ações ordinárias de emissão da Companhia são negociadas na Bolsa de Valores de Toronto (Toronto Stock Exchange) e na Bolsa de Valores da Colômbia (La Bolsa de Valores de Colômbia), e, sob a forma de Certificados de Depósito de Ações (Brazilian Depositary Receipts – BDRs), na Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros de São Paulo, no Brasil, respectivamente sob os códigos PRE, PREC e PREB.

Para Maiores Informações:

Christopher (Chris) LeGallais                                                 

Vice-Presidente Sênior de Relações com Investidores            

+1 (647) 295-3700                                                                 

Roberto Puente

Gerente Sênior de Relações com Investidores

+57 (1) 511-2298

Javier Rodriguez

Gerente de Relações com Investidores

+57 (1) 511-2319

Avisos

Nota de Advertência relativa a Declarações sobre Estimativas e Projeções

Este comunicado à imprensa contém informações sobre estimativas e projeções. Todas as informações, exceto declarações de fatos históricos, relativas a atividades, eventos ou acontecimentos cuja concretização a Companhia acredita, espera ou prevê que ocorrerá ou poderá ocorrer no futuro (inclusive, entre outras, declarações sobre estimativas e/ou premissas relativas a 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 Companhia) são consideradas estimativas projeções. Essas estimativas e projeções refletem as expectativas e crenças atuais da Companhia e se baseiam em informações disponíveis no momento para a Companhia. Estimativas e projeções estão sujeitas a uma série de riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da Companhia sejam significativamente diferentes daqueles discutidos nas estimativas e projeções, e, mesmo quando tais resultados são alcançados, mesmo que substancialmente, não há garantia de suas consequências ou efeitos para a Companhia. Os fatores que poderiam causar diferenças relevantes nos resultados ou eventos reais em comparação com as expectativas atuais incluem, entre outros: incertezas ligadas a estimativas de custos de capital e operacionais, estimativas de produção e retorno econômico; possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e premissas; impossibilidade de se estabelecer estimativas de recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados de ações; acontecimentos políticos na Colômbia, Guatemala ou no Peru; alterações nas regulamentações que afetem 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 em “Fatores de Risco” ou em qualquer outro local do formulário de informações anuais da Companhia datado de 14 de março de 2012 e arquivado na SEDAR no endereço www.sedar.com As estimativas e projeções são válidas apenas na data de sua divulgação e, exceto conforme exigido pelas leis de valores mobiliários aplicáveis, a Companhia se exime da intenção ou obrigação de atualizar quaisquer dessas informações em decorrência de novos dados, eventos ou resultados futuros, ou de outra forma. Embora a Companhia acredite que as premissas inerentes às informações sobre estimativas e projeções sejam razoáveis, tais informações não são garantia de desempenho futuro e, portanto, não devem ser alvo de confiança indevida em razão da incerteza que nelas possa estar contida.

Além disso, os níveis de produção divulgados poderão não refletir as taxas sustentáveis de produção e as taxas futuras de produção poderão ser substancialmente diferentes daquelas refletidas neste comunicado à imprensa, devido, entre outros fatores, às dificuldades ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

Reposição de Reservas

A reposição da produção se calcula dividindo as adições de reservas pela produção no mesmo período. Adições de reservas em um período determinado, nesse caso 2012, são calculadas somando uma ou mais revisões e a melhora da recuperação, extensão e descobertas, aquisições e desinvestimentos. A reposição de reservas é calculada por meio da divisão do total do capital investido em descobertas, desenvolvimento e aquisições líquidas dos investimentos pelas adições de reservas no mesmo período.

Custos com descoberta

Os  custos agregados de descoberta incorridos no exercício social mais recente e a mudança ocorrida durante tal ano nos custos de descoberta futuros estimados geralmente não refletirão o total dos custos com descoberta relativos às adições de reservas para tal ano.

Linguagem

Este Comunicado à Imprensa foi preparado no idioma Inglês e posteriormente traduzido para o Espanhol e Português. No caso de quaisquer diferenças entre a versão em Inglês e os suas respectivas traduções, o documento Inglês deverá prevalecer.

Conversão de Barril de Petróleo Equivalente (boe)

O termo “boe” é utilizado nesse comunicado à imprensa. A unidade boe poderá induzir a erro, principalmente se utilizada isoladamente. Uma razão de conversão de boe de 5,7 Mcf: 1 barril tem como base um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do queimador e não representa uma equivalência de valor na cabeça de poço.

Todas as reservas de gás natural da Companhia estão contidas em La Creciente, Guama e outros blocos, localizados na Colômbia, bem como no campo de Piedera Redonda, no Bloco Z-1, localizado no Peru. Para todas as reservas de gás natural na Colômbia, o termo “boe” foi expresso utilizando a conversão padrão colombiana de 5,7 Mcf: 1 bbl, requerida pelo Ministério de Minas e Energia da Colômbia. Para todas as reservas de gás natural no Peru, o termo “boe” foi expresso utilizando a conversão padrão canadense de 6,0 Mcf: 1 bbl. Se a conversão padrão de 6,0 Mcf: 1 bbl for utilizada para todas as reservas de gás natural da Companhia, isso poderia resultar em uma redução nas reservas da Companhia 1P e 2P de, aproximadamente, 4,2 e 4,7 MMboe, respectivamente.

Os valores estimados divulgados neste comunicado à imprensa não representam o valor justo de mercado. As estimativas de reservas e de receita líquida futura para propriedades individuais poderão não refletir o mesmo nível de confiança que as estimativas de reservas e de receita líquida futura para todas as propriedades, devido aos efeitos de agregação.

Definições