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Toronto, Canadá, Lunes 9 de Enero de 2012 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) anunció hoy su plan de inversión para el 2012, y un reporte operacional para el 2011. La compañía espera para el año una producción promedio neta después de regalías de aproximadamente de 86 Mboe/d en el 2011, un incremento de 51% con relación a la producción del 2010, y terminar el 2011 con una producción total de campo bruta de aproximadamente 251 Mboe/d. La producción final está en el limite inferior del pronóstico de 250 – 260 Mboe/d debido a un inicio de operaciones más lento de lo esperado en Quifa Norte y Sabanero, pero la producción final en los dos campos, que fue de 3.7 Mbbl/d, se espera que aumente significativamente en el 2012. La Compañía espera crecimiento de producción de entre 15 a 35% en el 2012, mientras que los gastos de capital de la Compañía permanecerán relativamente sin cambios, en alrededor deUS$ 1.2 millardos. La Compañía operará aproximadamente 60% del total de su proyectos de inversión en el 2012 y 95% de su producción.

Los gastos de capital en el 2012 están enfocados en: (1) la expansión de la producción de la Compañía en sus campos petroleros insignias: Rubiales/Piriri y Quifa SW; (2) el crecimiento de la producción en los campos petroleros recién entrados en operación Quifa Norte y Sabanero; (3) avanzar el bloque CPE-6 hacia la producción comercial de petróleo; y (4) continuar la perforación y actividades sísmicas en su extenso y significante portafolio de exploración en Colombia, Perú y Guatemala.

Los hitos del programa del 2012 incluyen:

• Crecimiento de producción esperado de 15 a 35% contra un estimado de 86 Mboe/d netos producidos en el 2011, principalmente impulsado por un aumento de producción en los campos de petróleo pesado de Quifa, Sabanero y Rubiales. Esencialmente todo el crecimiento de producción estará constituido por petróleo crudo.

• Gastos de inversión totales de US$ 1.2 millardos (un pequeño aumento con relación al 2011), donde la exploración constituirá aproximadamente 30% del total. El plan de inversiones se espera sea totalmente financiado por fondos generados internamente y efectivo disponible, en un ambiente con un precio del petróleo de $80 a $90 WTI.

• US$ 340 millones de inversiones de exploración, un nivel similar al del 2011, con perforación de aproximadamente 60 pozos brutos (32 netos) y la adquisición de datos sísmicos. De aquellos, aproximadamente 14 pozos de exploración brutos (9 netos) tienen como objetivo prospectos de alto impacto, incluyendo los primeros pozos de la Compañía en Perú. Se planea una importante activividad de perforación de exploración avanzada para los bloques de petróleo pesado Quifa Norte, Sabanero, CPE-6, y CPO-12.

• US$ 285 millones serán invertidos en peforar 285 pozos de desarrollo brutos (140 netos), un aumento significativo con relación al 2011, con actividades impulsadas por el desarrollo de los campos Quifa y Sabanero, y la continuación de la perforación inter-espaciada en Rubiales/Piriri.

• $560 millones de inversión en infraestructura, con aproximadamente 40% dirigido a Quifa, 30% a Rubiales/Piriri, y el restante a Sabanero, con provisión para el avance y progreso en CPE-6.

El Sr. Ronald Pantin, Chief Executive Officer, comentó: “Pacific Rubiales entra en el año en una situación financiera muy sólida y está bien posicionada para otro año de fuerte crecimiento de producción. El total de inversiones se espera que sea similar al 2011, manteniendo disciplina financiera en un ambiente lleno de incertidumbre para los precios de los productos básicos y el mundo financiero. Aproximadamente 70% de las inversiones serán dirigidos a perforación de desarrollo e infraestructura, dirigidas al crecimiento de la producción y las reservas. La habilidad de la Compañía para aumentar la producción en tasas de dos dígitos por cuarto año consecutivo está sustentada por su tenencia de grandes areas a lo largo de la faja de petróleo pesado de Colombia, asi como por su capacidad de ejecución y pericia técnica. Los gastos de exploración se mantendrán a niveles similares a los del 2011, dirigidos hacia el extenso portafolio de prospectos, que proveen las oportunidades de crecimiento tanto a mediano como a largo plazo.”

La Gerencia llevará a cabo una teleconferencia en Ingles con traducción simultanea al Español el Martes 10 de Enero de 2012, con inicio a las 9:00 a.m. (Hora de Toronto/Bogotá) para discutir las expectativas y pronósticos de la Compañía del 2012 y suministrar una actualización de las operaciones al final del 2011.

Se invita a los analistas y personas interesadas a participar de la siguiente manera:

Participant Number (International/Local): (647) 427-7450
Participant Number (Llamada sin cargo Colombia): 01-800-518-0661
Participant Number (Toll free North America): 1-888-231-8191
Conference ID (English Participants): 40671074
Conference ID (Spanish Participants): 40686485

La Conferencia será transmitida en línea con acceso a través del siguiente: http://www.pacificrubiales.com/investor-relations/webcast.html

Una grabación de la llamada estará disponible hasta las 23:59 p.m. (Hora de Toronto/Bogotá), del 24 de Enero de 2012, a la cual se puede acceder de la siguiente manera:

Encore Toll Free Dial-in Number: 1-855-859-2056
Encore Local Dial-in-Number: 416-849-0833
514-807-9274
403-451-9481
613-667-0035
778-371-8506
902-455-3955

Colombia

Colombia continuará siendo el foco predominante de las actividades y gastos de la Compañía en el 2012.

En los campos petroleros Rubiales/Piriri, la Compañía planea perforar aproximadamente 160 pozos de desarrollo (65 netos) dirigidos a la optimización del desarrollo de sus reservas 2P. La producción bruta total de campo se espera que aumente a 200 Mbbl/d para finales del año. Gastos de capital adicionales por el orden de los $178 millones estarán dirigidos a la expansión de la capacidad de manejo de petróleo y agua de los campos.

En el área del campo Quifa, la Compañía planea perforar aproximadamente 120 pozos de desarrollo (84 netos). La región Quifa SW del campo está en plena fase de desarrollo, mientras que Quifa Norte mantiene exploración activa con 13 pozos de exploración y de avanzada adicionales planificados durante el año, dirigidos a la extensión del campo y a sumar reservas. Las inversiones de exploración en Quifa serán aproximadamente de $36 millones, incluyendo perforación y adquisición sísmica. La producción bruta total del campo en Quifa (incluyendo Quifa SW y Quifa Norte) se espera que aumente a cerca de 65 Mbbl/d para finales de año (aproximadamente 30 Mbbl/d neto). Mucho del crecimiento será provisto por producción nueva el área de Quifa Norte. Un estimado de $209 millones de inversiones será dirigido a nueva infraestructura de procesamiento en Quifa Norte e infraestructura de expansión en Quifa SW.

En Sabanero, las actividades de exploración y desarrollo continuarán, con la perforación de 8 pozos de desarrollo brutos (4 netos) y 12 pozos de exploración y de avanzada brutos (6 netos). La producción bruta total de campo en el campo Sabanero operado por Maurel et Prom Colombia B.V. se espera que aumente a aproximadamente 15 Mbbl/d (6 Mbbl/d netos) para finales de año. Los gastos de Sabanero de aproximadamente $57 millones incluyen $14 millones en capital de exploración en el 2012.

En el bloque de E&P CPE-6 operado por la Compañía, ubicado a lo largo de la faja de petróleo pesado a unos 70 km al suroeste de Rubiales/Quifa, la Compañía planea un programa perforación y adquisición de datos sísmicos dirigido a delimitar descubrimientos previos y avanzar el bloque hacia el desarrollo comercial durante el año. A la espera de la aprobación de los socios y de los resultados que se obtengan, al menos 8 pozos brutos (4 netos) de exploración y de avanzada y 365 km2 de sísmica 3D y 390 km de sísmica 2D, están planeadas para el bloque durante el 2012. Los gastos de capital planificados por la Compañía de $66 millones incluyen una provisión para infraestructura de desarrollo que dependerá de una declaración de comercialidad a mediados de año y permisos regulatorios que permitan un inicio anticipado de la producción.

En Colombia, además de Quifa, CPE-6 y Sabanero, el resto de los gastos de exploración de cerca de $200 millones se dirigirán a la perforación de 22 pozos de exploración brutos (13 netos) (que incluye pozos de avanzada y estratigráficos), y a la adquisición de data sísmica. Esto incluye pozos de exploración de alto impacto panificados para los bloques CPO-1, CPE-1, CR-1, CPO-12, COR-15, SSJN-7, SSJN-9, Muisca, y Guama, perforando en prospectos previamente identificados. Se planea una adquisición a larga escala de datos sísmicos que totalizan 1.300 kilómetros para los bloques Tacacho, Terecay y PUT-9 en la cuenca Putumayo dirigidos a la delimitación de prospectos para perforación en el 2013/2014.

Perú y Guatemala

La Compañía planea inversiones de exploración del orden de $33 millones en Perú durante el 2012. Los gastos incluyen $10 millones para adquisición de datos sísmicos en el bloque 135 y un estimado de $23 millones para perforar el primer pozo en el bloque 138, donde la Compañía tiene una participación operativa de 55%.

Se planean gastos de exploración de cerca de $15 millones para Guatemala en el 2012, dirigido a la adquisición de datos sísmicos con miras a la delimitación de prospectos para perforación en el 2013.

2011 Actualización de Operaciones

Durante el cuarto trimestre de 2011, la Compañía continuó sus actividades de exploración activas en los bloques Quifa, Sabanero, La Creciente, Guama, Topoyaco y Arauca, y también comenzó perforación en el bloques E&P CPE-6, para un total de 18 pozos brutos (10 netos) perforados (ver tabla anexa). La Compañía también inició estudios sísmicos 2D y 3D en los bloques CPO-1, CPO-12, Muisca, SSJN-7 y CR-1, dirigidos a la definición de prospectos de taladrado en estos bloques de exploración de alto potencial. Los hitos para el cuarto trimestre incluyen:

• Primera producción del área Quifa Norte, con producción bruta que alcanzó 1,8 Mbbl/d a finales de año. Continuó la perforación de exploración en la porción norte del bloque, con 9 pozos brutos (6.3 netos) perforados, incluyendo cuatro pozos de exploración y cinco pozos de avanzada. Dos de los pozos de exploración resultaron en nuevos descubrimientos, los cuales extendieron la prospectividad de la porción norte del bloque hacia el este. Estos pozos, conjuntamente con tres pozos de avanzada verticales y dos pozos de avanzada horizontales, se encuentran actualmente bajo pruebas de producción extendidas. En uno de los pozos de exploración se determinó un espesor de arena petrolífera no rentable.

• Primera producción de petróleo del bloque Sabanero, con producción bruta que alcanzó 1,8 Mbbl/d a finales de año. Durante el trimestre, Maurel et Prom ,el operador del bloque, perforó cuatro pozos estratigráficos y uno de avanzada, encontrando los cinco pozos arena neta petroliífera. El pozo de avanzada es el primer pozo horizontal perforado en el bloque, y junto con un pozo desviado perforado anteriormente, están en pruebas de producción a largo plazo. A finales de año un pozo estratigráfico y dos pozos de avanzada horizontales estaban siendo perforados en el bloque.

• Durante el trimestre la Compañía comenzó un programa para perforar 6 pozos estratigráficos brutos (3 netos) de diámetro amplio en el previamente descubierto prospecto de Humaca en el bloque E&P CPE-6, e inició licenciamiento ambiental para el bloque completo. Cuatro pozos encontraron arena neta petrolífera en los registros, y los dos pozos restantes estaban completando operaciones de perforación en la primera semana de Enero y sus registros serán tomados en las próximas semanas.

• Durante el trimestre la Compañía tuvo exploración activa en un numero de bloques adicionales. Actualmente se ejecutan estudio de sísmica 3D con miras a prospectos de petróleo pesado en los bloques CPO-1 y CPO-12, y un análisis de sísmica 2D se completó y un programa de sísmica 3D adicional se inició en el bloque COR-15. En el bloque Arauca, el pozo de exploración Vaco-1X no se consideró prospectivo y fue abandonado. En el bloque Topoyaco en la cuenca Putumayo, el pozo Yaraqui-1 completó las operaciones pero las pruebas en los horizonte indicados en los registros resultaron en flujos de petróleo pesado no rentables y el pozo ha sido suspendido. En el bloque Muisca, el pozo de exploración Nemqueteba-1X fue abandonado luego de no obtener evidencia de hidrocarburos. A final de año, el poso de exploración Apamate-2X en el bloque La Creciente y el pozo de exploración Cotorra-1X en el bloque Guama se encontraban taladrando.

• Durante el trimestre, la capacidad bruta del Oleoducto de Los Llanos (ODL) fue incrementada a 340 Mbbl/d (la Compañía posee una participación en las operaciones de 35%); también avanzó la construcción en las instalaciones de dilución de 240 Mbbl/d en la conexión de ODL y OCENSA con inicio esperado en el 2012, y la ingeniería y los permisos ambientales fueron iniciados para que la extensión de rama del ODL se conecte con el nuevo Oleoducto Bicentenario (OBC). La construcción del OBC inició en Octubre, con la primera fase de la construcción proveyendo una capacidad bruta de 120 Mbbl/d y se espera que esté en operación en el segundo semestre del 2012,. La Compañía tiene una participación no-operativa de 32.88% en este proyecto multi-fase OBC el cual resulta estratégico para los planes de la Compañía de incrementar la producción de la cuenca de los Llanos.

• El Proyecto STAR (Synchronized Thermal Additional Recovery) de la Compañía fue iniciado en una localidad de prueba piloto en el campo Quifa SW durante el trimestre. El proyecto está diseñado para probar y demostrar la posibilidad de aplicar recuperación termal secundaria a los acumulados de petróleo pesado en los bloques de la Compañía en Colombia. La fase uno del proyecto piloto, que consiste en well pad e instalación de equipos y flujo frio (primario) para calibración, fue iniciada durante el trimestre y continuará a lo largo del primer trimestre del 2012. La fase dos que consiste en producción termal caliente (secundaria) inducida de la inyección de aire y vapor se espera que inicie hacia finales del primer trimestre del 2012.

• Durante el trimestre la Compañía vendió aproximadamente el 70% de sus volúmenes de ventas de petróleo como mezcla de crudo Castilla con un estimado de prima de $12.50 con relación al precio WTI, 10% como mezcla Vasconia con un estimado de prima de $20.50 con relación al precio WTI, y el restante de ventas de volúmenes de petróleo en los mercados local y Rubiales. Estos precios obtenidos en el cuarto trimestre fueron casi 40% mas altos que el en mismo periodo del 2010.

Para el año calendario que culminó el 31 de Diciembre de 2011, la Compañía taladró un estimado de 70 pozos de exploración brutos (41 netos) (incluyendo posos exploratorios, de avanzada y estratigráficos).

Tabla de Pozos Exploratorios Cuatro Trimestre 2011

Mapa de Exploración Bloque Quifa Norte

Mapa de Exploración Bloque Sabanero

Pacific Rubiales, una compañía Canadiense productora de gas natural y crudo pesado posee el 100 por ciento de Meta Petroleum Corp., una compañía petrolera Colombiana operadora de los Bloques Rubiales y Piriri en la Cuenca de Los Llanos en asociación con Ecopetrol S.A., la compañía estatal petrolera de Colombia, y el 100 por ciento de Pacific Stratus Energy Corp, la cual opera el campo de gas natural La Creciente. La Compañía está enfocada en la identificación de oportunidades primordialmente en la Cuenca de Los Llanos Orientales de Colombia al igual que otras áreas en Colombia y en el norte del Perú. Pacific Rubiales tiene participación en la operación de 46 bloques en Colombia, Perú y Guatemala.

Las acciones ordinarias de la Compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y la Bolsa de Valores de Colombia bajos lo símbolos de cotización PRE and PREC, respectivamente.

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Adicionalmente, los niveles de producción reportados pueden no reflejar las tasas de producción sostenibles y las tasas de producción futuras puede variar significativamente de las tasas de producción reflejadas en la presente nota de prensa debido a, entre otros factores, dificultados o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.
Conversión Boe
El Boe puede desorientar, en particular si se usa de manera aislada. La proporción de conversión 5.7 mcf: 1 bbl esta basada en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable a la punta del quemador y no representa un valor de equivalencia en la cabeza de pozo. Los valores estimados revelados en la presente nota de prensa no reflejan un valor justo de mercado. Los estimados de reservas e ingresos netos futuros para propiedades individuales puede no reflejar el mismo nivel de confianza que los estimados de reservas e ingresos netos futuros de todas las propiedades, debido a los efectos del agregado.

Definiciones