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Toronto, Canadá, Jueves 23 de Febrero de 2012 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunció hoy los resultados de una evaluación independiente de las reservas de la Compañía en reportes de fecha 22 de Febrero de 2012,, efectivas al 31 de Diciembre de 2011,. Los resultados muestran que las reservas netas 2P de la Compañía crecieron aproximadamente 52% en comparación con el 31 de Diciembre de 2010.

José Francisco Arata, Presidente de la Compañía, comentó: "Consideramos los reportes de reservas de final del año 2011 como una clara demostración de la robustez de nuestro portafolio de activos de desarrollo y exploración, y de la claridad de la estrategia de la compañía. El 52% de crecimiento en las reservas es significativo, motorizado por un éxito exploratorio de 83%. La Compañía continua incrementando sus reservas conjuntamente con la producción, y la adición de reservas en nuevas áreas evidencia que la compañía está diversificando base de reservas más allá del campo Rubiales.”

Los aspectos más importantes a resaltar de los reportes independientes de evaluación de reservas sobre las reservas netas después de regalías (“netas”) incluyen:

• Las reservas totales netas Probadas más Probables (“2P”) crecieron en un 52% hasta 407 millones de barriles de petróleo equivalentes (“MMbpe”); aproximadamente 78% de las reservas 2P son reservas probadas.

• Remplazo de Reservas de 547% con adiciones de reservas 2P netas de 5.5 boe por cada boe producido.

• El total de reservas Probadas (“1P”) netas creció 34% a 318 MMbpe; aproximadamente 80% de las reservas probadas son de hidrocarburos líquidos, siendo la mayoría petróleo pesado.

• Diversificación exitosa de la base de reservas donde el campo Rubiales representa un 29% del total de reservas 2P netas (de un 51% hace un año), y Quifa representa un 36% del total de reservas 2P netas (de 17% desde hace un año).

• El Índice de Vida de Reserva (“RLI”) aumentó a 13.0 años en comparación con un RLI a finales de 2010 de 11.5 años.

• Primer registro de reservas en el bloque CPE-6.: 2P (Probable) netas de 44 MMbpe.

 

2011 2P Resumen de Reservas
	Reservas 2P Netas Petroleo Equivalente (MMboe)2
31 de diciembre de 20101	268,8
Adiciones Netas	169,5
Producción3	(31,0)
31 de diciembre de 2011	407,3

 

Notas:
¹ “Declaración de Datos sobre Reservas y Outra Información sobre Petróleo y Gas” al 31 de Diciembre de 2010, presentada a SEDAR en la Forma 51-101 F1, el 10 de Marzo de 2011.

² El término “bpe” se utiliza em la presente nota de prensa. El bpe puede desorientar, em particular si se usa de manera aislada. La proporción de conversión pies cúbicos a barriles está basada en un método de conversión de equivalência de energia aplicable a la punta del quemador y no representa um valor de equivalencia en la cabeza de pozo. En la presente nota de prensa hemos expressado bpe utilizando el estandar de conversión colombiano de 5.7 Mcf: 1 bbl exigido por el Ministerio de Minas y Energía Colombiano.

³ Producción presentada es el volúmen para período de doce meses que culminó el 31 de diciembre de 2011.

 

Reservas a Finales del 2011

Las tablas siguientes resumen la información contenida en los reportes de reservas independientes preparados por RPS Energy Canada Ltd. (“RPS”) y Petrotech Engineering Ltd. (“Petrotech”) de fecha 21 de Febrero de 2012 con una fecha efectiva de 31 de Diciembre de 2011. RPS evaluó las reservas de la Compañía en los campos de Rubiales y Quifa SW, mientras que Petrotech evaluó las reservas en los campos restantes que tienen programas de exploración en ejecución. Estos reportes fueron preparados en concordancia con las definiciones, estándares y procedimientos contenidos en el Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (Manual Canadiense de Evaluación de Petróleo y Gas (“Manual COGE”) y el National Instrument 51-101, Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities (Instrumento Nacional 51-101, Estándares de Revelación de Información para Actividades de Petróleo y Gas (“NI 51-101”).

Adicionalmente se incluirá información sobre reservas como lo exige el NI 51-101 en el Formulario Anual de Información de la Compañía que será radicado en SEDAR el 14 de Marzo de 2012.

Las reservas netas de la Compañía incorporan todas las regalías aplicables de conformidad con la legislación fiscal de Colombia con base en pronósticos de precios y tasas de producción. También incluye la participación adicional relacionada con la Participación Adicional por Precios Altos “PAP”que se basa en la “fórmula estipulada por la ANH en los últimos contratos asignados”.

Los estimados de recuperación y reservas de petróleo crudo y reservas de gas natural suministradas en estos reportes son solamente estimados, y no existe garantía que las reservas estimadas serán recuperadas.

Las reservas reales de petróleo crudo y gas natural podrían eventualmente ser mayores o menores que los estimados suministrados. Todas las reservas presentadas se basan en el pronóstico de precios de RPS y Petrotech y los costos efectivos al 31 de Diciembre de 2011. Todas las reservas de la Compañía están en Colombia.

Discusión de las Reservas

Los gastos de capital de la Compañía en el 2011 fueron aproximadamente US$ 266.3 millones, que permitieron agregar 169.5 MMbpe de reservas netas 2P a través de la perforación de pozos, para un costo de descubrimiento de US$ 1.54/boe. La campaña de perforación de 69 pozos brutos (38.65 netos) (se incluyen los pozos de avanzada y estratigráficos) resultó en 59 descubrimientos para una tasa de éxito de 83% y fue fundamental en el incremento de reservas que la Compañía hoy hace público para el año 2011. La Compañía, a través de la operación directa del 98% de las reservas aquí indicadas fue la responsable de agregar más de 363 MMbpe de reservas 2P a las reservas totales de Colombia., y más del 40% del crecimiento de la producción de Colombia durante el mismo año. En el campo Rubiales, las reservas 2P netas se redujeron a 118 MMbpe de 138 MMbpe al compararlas con el reporte de hace un año y se debió a la producción de más de 20 MMbpe. Rubiales es un campo petrolero maduro y la Compañía mantendrá esta producción tope por los próximos años antes previo a la declinación natural que se estima ocurrirá en el 2015. El campo tiene reservas probadas no desarrolladas PACIFIC RUBIALES ENERGY CORP. 1100 - 333 BAY STREET, TORONTO, ONTARIO M5H 2R2 TELEPHONE: (416) 362-7735 FAX: (416) 360-7783

netas de más de 70 MMbbl los cuales se desarrollarán en los próximos 3 años para mantener laproducción al tope. El campo Rubiales que en el 2008 representaba el 60% de la base de reservas 2P de la Compañía, ahora representa menos del 30% de un portafolio de reservas mucho mayor. En el campo Quifa SW, las reservas 2P netas crecieron a 65 MMbbl de 25 MMbbl hace un año, pero mucho más significativo es que las reservas Probadas totales crecieron de 20 MMbbl hasta 56 MMbbl. El campo Quifa SW tiene reservas probadas no-desarrolladas netas de 40 MMbbl las cuales serán puestas en producción en los próximos años. La producción neta durante el 2011 fue 6.5 MMbbl. En el área Quifa Norte se mantuvo la intensidad en la actividad de exploración que permitió que las reservas 2P netas crecieran de 20 MMbpe hace un año a 81 MMbpe, un incremento del 403%. La producción temprana en Quifa Norte comenzó a finales de Diciembre de 2011 aún bajo la actividad exploratoria y todas las reservas 2P para finales de año fueron clasificadas como no desarrolladas. El desarrollo completo comenzará una vez se obtengan los permisos ambientales y comercialidad esperados para principios del 2012. En el bloque Sabanero donde la Compañía posee participación del 49.999%, las reservas 2P netas crecieron dre cero a 14 MMbbl. Similar a Quifa Norte, el operador Maurel et Prom comenzó la producción temprana en el bloque Sabanero a finales de Diciembre de 2011 pero aún bajo la actividad de exploración. Durante 2012, y luego de obtener todos los permisos necesarios, se espera declarar comercialidad y entrar en la etapa de desarrollo del campo. En el bloque de E&P CPE-6, unos 70 km al suroeste de los campos de Rubiales y Quifa, se certificaron por primera vez reservas 2P (P2) netas de 44 MMbbl. La compañía tiene una participación del 50% y es operador del bloque. Estas reservas resultan de la evaluación de todos los pozos perforados a la fecha en la porción norte del bloque. Luego de la aprobación de la comercialidad por parte de la ANH, la Compañía tiene la intención de avanzar el bloque a una fase de avanzada-desarrollo mediante una campaña de taladrado planificada para la segunda mitad del 2012. En el Bloque de La Creciente, las reservas de gas disminuyeron a 441 bpcg (incluyendo los líquidos), respecto a los 452 bpcg que fueron reportados para Diciembre de 2010. Esta reducción en las reservas probadas se debió básicamente a la producción del campo En otros bloques de exploración y bloques de producción no medulares, las reservas 2P netas bajaron a 6.8 MMbpe de 7.4 MMbpe, como resultado de una producción de aproximadamente 1 MMbpe parcialmente compensado por revisiones técnicas.

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, en la Bolsa de

Valores de Colombia, y como Brazilian Depository Receipts en la Bolsa de Valores Mercadorias e

Futuros de Brasil, bajo lo símbolos de cotización PRE, PREC, y PREB respectivamente.

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PARA MAYOR INFORMACIÓN

Christopher (Chris) LeGallais

Vicepresidente Ejecutivo, Relaciones con los Inversionistas

+1 (647) 295-3700

Carolina Escobar V

Gerente, Relaciones con los Inversionistas

+57 (1) 628-3970

Avisos

Nota Cautelar Concerniente a la Información con Miras al Futuro

Este comunicado de prensa contiene información con miras al futuro. Toda declaración, diferente a

hechos históricos, que se ocupe de actividades, eventos o acontecimientos los cuales la compañía cree,

espere o anticipe que sucederán o puedan suceder en el futuro (incluyendo, sin limitación a,

declaraciones referentes a estimativos y/o suposiciones con respecto a la producción, ingreso, flujo de

caja y costos, estimativos de reservas y recursos, reservas y recursos potenciales y los planes y objetivos

de exploración y desarrollo) son información con miras al futuro. Esta información con miras al futuro

refleja las expectativas o creencias actuales de la Compañía con base en la información actualmente

disponible. La información con miras al futuro está sujeta a un sinnúmero de riesgos e incertidumbres

que pueden hacer que los resultados reales de la Compañía difieran de manera importante de aquellos

discutidos en la información con miras al futuro, e incluso aún sí dichos resultados reales se materializan

completamente o se materializan en buena medida, no se puede garantizar que estos tengan las

consecuencias o efectos esperados sobre la Compañía. Los factores que pueden hacer que los resultados

o eventos reales difieran sustancialmente de las expectativas actuales incluyen, entre otros los siguientes:

la incertidumbre sobre los estimados de capital y costos de operación, estimados de producción y el

retorno económico estimado; la posibilidad que las circunstancias reales difieran de los estimados y

presunciones; fracaso en establecer las reservas y recursos estimados; fluctuación en los precios del

petróleo y las tasas de cambio; inflación, cambios en los mercados bursátiles; acontecimientos políticos

en Colombia, Guatemala o Perú; cambios en los reglamentos que afectan las actividades de la

compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos del financiamiento futuro

necesario; las incertidumbres inherentes a la interpretación de los resultados de las perforaciones y

otros datos geológicos; y los demás riesgos divulgados bajo el título “Factores de Riesgo” y en otras

secciones del Formulario Anual de Información fechada Marzo 11 de 2011 radicado en SEDAR at

www.sedar.com. Cualquier información con miras al futuro habla solo a partir de la fecha en la cual se

emitió, y excepto como lo requieran las leyes aplicables a los títulos valores, la compañía descarta

cualquier intento u obligación de actualizar cualquier información con miras al futuro, ya sea como

resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la

Compañía cree que las presunciones inherentes a la información con miras al futuro son razonables,

dicha información con miras al futuro no es garantía del desempeño futuro y por consiguiente no se debe

otorgar indebida confianza a dicha información debido a la incertidumbre inherente a la misma.

Adicionalmente, los niveles de producción reportados pueden no reflejar las tasas de producción

sostenibles y las tasas de producción futuras puede variar significativamente con relación a las tasas de

producción reflejadas en la presente nota de prensa debido a, entre otros factores, dificultades o

interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.

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Remplazo de Reservas

El remplazo de la producción se calcula dividiendo las adiciones de reservas entre la producción del mismo

periodo. Las adiciones de reservas en un periodo determinado, en este caso el año 2011, son calculadas

mediante la suma de una o más revisiones y la mejora de recuperación, extensiones y descubrimientos,

adquisiciones y desinversiones. El costo de remplazo de reservas se calcula dividiendo el capital total invertido

en el descubrimiento, desarrollo y adquisiciones restando desinversiones entre las adiciones de reservas en el

mismo periodo.

Costos de Descubrimiento

El total de los costos de descubrimiento en que se incurrió en el año financiero más reciente y el cambio

durante ese año en los costos de descubrimiento futuros estimados generalmente no reflejarán los costos de

descubrimiento totales relacionados con las adiciones de reservas para ese año.

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.

Referencia

Párrafo

Utilizando el Estándar Colombiano 5.7

Mcf:1 bbl

Utilizando el Estándar Canadiense 6

Mcf: 1 bbl

3 407 Mboe 386.7 Mboe

3 5.5 boe 5.2 boe

3 323MMbpe 302.1 MMboe

3 44MMbpe 41.8 MMboe

7 169.1MMbpe 255.4 MMboe

7 $US 1.54/boe 161.0 MMboe

8 400MMbpe (29.4) MMboe

9 118 MMbpe 386.9 MMboe

9 138 MMbpe 161.0 MMboe

9 20 MMbpe $US 1.49/boe

11 20 MMbpe 342 MMboe

11 81 MMbpe 112.1 MMboe

14 6.9 MMbpe 131.1 MMboe

14 7.4 MMbpe 19 MMboe

14 1 MMbpe 19 MMboe

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Definiciones

Bcf Mil millones de pies cúbicos.

Bcfe Mil millones de pies cúbicos de gas natural equivalente.

bbl Barril de petróleo.

bbl/d Barril de petróleo por día.

bpe Barril de petróleo equivalente. El Boe puede desorientar, en particular si se usa de manera

aislada. El estándar Colombiano es una tasa de conversión de 5.7 Mcf:1 bbl y está basada en un

método de conversión de equivalencia de energía principalmente aplicable a la punta del

quemador y no refleja un valor de equivalencia a la cabeza del pozo.

bpe/d Barril de petróleo equivalente por día.

Mbbl Miles de barriles de petróleo.

Mbpe Miles de barriles de petróleo equivalente.

MMbbl Millones de barriles de petróleo.

MMbpe Millones de barriles de petróleo equivalente.

Mcf Mil pies cúbicos.

WTI Petróleo Crudo West Texas Intermediate.