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Toronto, Canadá, terça-feira, 9 de abril de 2013 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) tem o prazer de fornecer uma atualização em suas operações e atividades exploratórias neste início de ano de 2013.

Resumidamente, a Companhia espera reportar volumes de produção recorde no primeiro trimestre de 2013, com a produção no topo da meta da estimativa anual. A atividade de exploração de poços até esta data no ano inclui 10 poços, sendo um atualmente perfurado. Tal fato resultou em quatro significativas descobertas de petróleo e duas descobertas de gás natural/condensado, com uma taxa de sucesso de 67%. Durante o trimestre, a Companhia emitiu US$1,0 bilhão em notas seniores quirografárias, a uma taxa de juros de 5,125%, com vencimento em 2023, alongando seu perfil de crédito e reforçando sua estrutura de capital.

A Companhia espera divulgar seus resultados relativos ao primeiro trimestre no dia 8 de maio de 2013, quarta-feira, após o fechamento dos mercados.

O Sr. Ronald Pantin, Diretor Presidente (Chief Executive Officer) da Companhia, comentou:

“Estou muito satisfeito com o resultado operacional muito forte apresentado nesse começo de ano. Nós esperamos no primeiro trimestre uma produção líquida após royalties em uma faixa de 126- 128 Mboe/d, um aumento de 30% se comparado com a média de 2012 e um recorde de produção trimestral para a Companhia.

“A precificação referencial do WTI no trimestre permaneceu forte em, aproximadamente, $94/bbl, e a Companhia espera atingir um prêmio diferencial com relação ao WTI de, aproximadamente, $8 e $10 em seu volume de vendas com Castilla e Vasconia, respectivamente. Espera-se que o preço médio de realização das vendas de petróleo cru varie em torno de $100 - $102/bbl.

“Olhando tanto para este ano quanto para os que seguem, a Companhia está caminhando para alcançar mudanças estruturais em seus custos operacionais. Ao final do ano, espera-se que a performance financeira da Companhia seja beneficiada por uma série de iniciativas de redução de custos e projetos que estão sendo atualmente empreendidos. Nós temos como alvo reduções operacionais totais de custos de, aproximadamente, $8/bbl, em uma base proforma durante o restante do ano, consistindo em uma meta de redução de $3 – $4/bbl em custos de produção e $3 – $5/bbl em custos com transporte e com diluentes.

“Espera-se que os custos de produção diminuam principalmente como resultado da nova linha de transmissão de energia, Petroelectrica de los Llanos (PEL) (um projeto 100% da PRE), a qual irá conectar os campos da Companhia de Rubiales e Quifa com a rede elétrica da Colômbia, fornecendo energia menos custosa para capacitar operações em campos. Espera-se que a linha da PEL esteja completa e em operação no terceiro trimestre de 2013. Reduções nos custos de barris incrementados produzidos nos campos de Rubiales e Quifa são esperadas do projeto em andamento de irrigação de água, no qual a água produzida é purificada por meio de uma tecnologia de osmose reversa e utilizada para agricultura, ao invés de ser reinjetada. A irrigação de água será utilizada para lidar com grande parte do aumento na produção de água prevista no futuro para esses campos. O projeto de irrigação de água é esperado para ter início no quarto trimestre de 2013.

“Os custos com transporte serão reduzidos por meio do aumento na utilização de transporte via oleodutos, ao invés do transporte por caminhão. Atualmente, a Companhia transporta parte da sua produção de petróleo pesado dos campos de Rubiales e Quifa por meio de caminhão. Os novos acordos comerciais que governam o oleoduto OCENSA permitiram à Companhia contratar capacidade ociosa adicional no oleoduto a partir do mês passado. Adicionalmente, espera-se que o oleoduto Bicentenario inicie entregas no terceiro trimestre do ano, fornecendo à Companhia, aproximadamente, 40 Mbbl/d da capacidade do oleoduto.

“Os custos com diluentes serão reduzidos com o início de uma nova instalação de mistura de diluentes na estação de Cusiana no segundo trimestre do ano, reduzindo os custos rodoviários com diluentes. Adicionalmente, a Companhia espera utilizar cada vez mais o volume da sua produção de petróleo leve para diluentes, a partir das novas aquisições de campos de petróleo leve feitas em 2012.

“O sucesso com exploração da Companhia continua com um número significativo de descobertas de petróleo e gás no trimestre, incluindo a descoberta de petróleo em nosso primeiro poço perfurado offshore no Brasil. Estamos visando um excitante programa adicional de exploração de poços durante o restante desse ano.

“No final de março, nos foi outorgada permissão ambiental para a “Área de Exploração de Hidrocarbonetos de Quifa”, cobrindo tanto o campo produtor Quifa SW quanto determinadas áreas exploratórias no bloco de Quifa Norte. Essa permissão irá permitir um aumento continuado da produção em Quifa SW e o reinício da perfuração da área de exploração que cerca o campo de Rubiales.

Em 28 de março de 2013, a Companhia anunciou o fechamento de uma oferta de notas seniores quirografárias no valor de US$1,0 bilhão, a uma taxa de juros de 5,125%, com vencimento em 2023, completando sua terceira captação de dívida no mercado financeiro internacional nos últimos três anos, o que foi suportado pela melhora em seu rating de crédito e sua performance financeira.

“Os recursos líquidos oriundos das notas serão utilizados pela Companhia, primeiramente, para o pagamento de sua dívida de curto prazo, liberando a linha de crédito rotativa, ao mesmo tempo em que estende seu perfil de crédito e reforça sua estrutura de capital. O forte crescimento registrado e o relativo baixo índice de alavancagem permitiram à Companhia alcançar níveis financeiros sem precedentes, atingindo uma dos menores yields já vistos para uma transação corporativa latino americana, no valor de US$1,0 bilhão.

“Em suma, estou esperando ter um ano com um robusto aumento da produção, melhorando a estrutura de custos e com um excitante programa de exploração, ao mesmo tempo em que construímos, para benefício de longo prazo de nossos acionistas e empregados, uma companhia líder de E&P focada na América Latina”.

Atualização Exploratória

A atividade de perfuração exploratória até esta data no ano inclui um total de dez poços na Colômbia e no Brasil, dos quais seis resultaram em descobertas de hidrocarbonetos, três foram poços secos e um está atualmente em perfuração. Ainda, a Companhia continuou com a aquisição de dados sísmicos, basicamente em avaliações offshore 3D, no Peru e na Colômbia.

Colômbia

Na bacia Llanos, dois poços perfurados no bloco Cubiro (Copa D-1x e Copa A Norte-1x) e um poço perfurado no bloco Arrendajo (Yaguazo-1x) resultaram em novas descobertas de petróleo leve. O Copa D-1x encontrou 28 pés de net pay nas unidades de areia C-3, C-5 e C-6, todas da formação Carbonera, e testou petróleo com até 800 bbl/d de 38° API a partir de uma única zona completa somente na unidade C-5. O poço Copa A Norte-1x encontrou 25 pés de net pay nas unidades de areia C-3, C-5 e C-7, todas na formação Carbonera, e está atualmente sendo completada na unidade C-5. O poço Yaguazo-1x alcançou TD em 6.700 pés MD, encontrando 15 pés de net pay na unidade de areia da formação Carbonera C-5, e a Companhia está se preparando para completar e testar a areia.

Ainda na bacia de Llanos, localizada na parte sudoeste dos campos da Companhia de Rubiales e Quifa, a Companhia completou a aquisição de 366 km2 de sísmica 3D na parte norte do bloco CPE- 6 este mês. Esses dados sísmicos, em conjunto com os 16 poços que foram perfurados no reservatório, serão utilizados para detalhar os modelos estratigráficos e estruturais necessários para construir um plano de desenvolvimento para a descoberta de petróleo no campo Hamaca. Até o momento, a Companhia está pré-construindo instalações de produção para estarem prontas tão logo a licença ambiental para o bloco seja outorgada.

No Bloco CPO-1, a Companhia finalizou a perfuração do poço exploratório Altillo Oeste-1 em janeiro. O poço foi fechado e abandonado como um buraco seco.

No Bloco CPO-12, a Companhia finalizou a perfuração do poço Hayuelo-1x, o qual também foi fechado e abandonado como um buraco seco.

No final de março, à Companhia foi outorgada uma permissão ambiental para a “Área de Exploração de Quifa”, a qual cobre quase a totalidade do bloco Quifa e irá permitir um aumento continuado de produção em Quifa SW, bem como o reinício da campanha de perfuração na área de exploração que cerca o campo de Rubiales. A Companhia também recebeu ofertas para a aquisição de uma sísmica 3D de 721 km2 na porção noroeste do bloco.

Na bacia Vale Inferior do Madalena, os poços de exploração Manamo-1X e Capure-1X resultaram em duas significativas descobertas de gás condensado no bloco Guama WI, 100% da Companhia. Esses dois poços confirmaram e estenderam o campo de gás condensado que foi avaliado com reservas certificadas 2P ao final do ano de 2012.

O fluxo do poço de Manamo-1x foi testado a uma taxa máxima de 4,9 MMcf/d, com 296 bbl/d de 54° API condensado, conforme anunciado em um comunicado à imprensa da Companhia divulgado em 20 de fevereiro de 2013. O poço Capure-1X está sendo atualmente perfurado e encontrou 23 pés de pay gás e/ou gás condensado, indicado nos logs petrofísicos nas áreas limpas da formação Porquero A, um alvo de exploração secundário do poço. O poço agora está sendo perfurado por meio de seu alvo primário, nos intervalos de Porquero “C” e “D”, a uma profundidade de 4.150 pés MD com TD estimado em 7.400 pés MD.

No bloco Santa Cruz, localizado na bacia Catatumbo, o poço Phobos-1X está atualmente sendo perfurado na formação do período Paleoceno Catatumbo, a seu TD esperado de 9.847 pés MD. Nesse ponto o poço já exibiu três intervalos com demonstração de petróleo nas formações de Mirador e Barco. A Companhia se prepara para iniciar a pressurização com cabos elétricos e testes com fluidos atravessando esses intervalos prospectivos.

Brasil

Na bacia de Santos, localizada offshore no Brasil, os poços exploratórios Kangaroo-1 e Emu-1 foram perfurados a um TD de 10.004 e 14.370 pés MD, respectivamente. O poço Kangaroo-1 descobriu uma seção de 25 metros (82 pés) que contém hidrocarboneto bruto no Eoceno, conforme anunciado nos comunicados à imprensa de 24 de janeiro e 30 de janeiro de 2013. Registros com transmissão elétrica, dados com pressurização e análises com amostras de fluidos confirmaram a presença de petróleo a 42° API em dois intervalos separados. A Companhia e sua parceira, a Karoon Gas Australia Ltd. (“Karoon”), estão com planos para perfurar um poço de avaliação para um maior delineamento da extensão da descoberta de petróleo do Eoceno em Kangaroo.

O poço de exploração Emu-1 foi fechado e abandonado após registros e dados de pressão confirmarem uma fina faixa de areia com uma baixa permeabilidade na seção do período Santoniano e água carregando areia na seção do período Eoceno. Tanto a demonstração de petróleo quanto a de gás foram reportadas durante a perfuração das seções dos períodos Eoceno e Santoniano.

Esta semana a Karoon iniciou o Bilby-1, o terceiro poço compromissado de exploração. A Companhia elegeu executar sua opção para participar nesse poço.

Peru

Nas bacias onshore de Ucayali-Marañón, a mobilização de uma plataforma para perfurar o poço Yahuish-1X, localizado no Bloco 138, está atualmente em andamento e espera-se que o poço esteja iniciado em meados de abril. No Bloco 135, a Companhia completou 25% de um programa sísmico de aquisição 2D de 789 km. O campo processado por meio desse programa sísmico indica a presença de largas estruturas envolvendo unidades do período Cretáceo e Pré Cretáceo.

No Bloco Z-1, localizado offshore na bacia de Tumbes, a Companhia finalizou a aquisição de 429 km2 em dados sísmicos 3D. Os dados estão atualmente sendo fundidos e processados em conjunto com a avaliação sísmica de 1.143 km2 previamente adquirida pela BPZ Resources Inc., operadora do bloco. O processamento preliminar do campo por meio desses dados sísmicos 3D parece promissor.

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 na área 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.

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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, Peru, Guatemala, Brasil, Papua-Nova Guiné ou Guiana; 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 13 de março de 2013 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.

Moeda

Todos os valores em dólares neste Comunicado à Imprensa são expressos em dólares norteamericanos ($), exceto se de outra forma apresentado.

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.

Definições

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