NEWSROOM

TORONTO, 5 de marzo de 2013 /PRNewswire/ -- 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 efectivos el 31 de diciembre de 2012, los cuales muestran que las reservas 2P netas de la compañía aumentaron de 27% en comparación con el 31 de diciembre de 2011.

José Francisco Arata, presidente de la compañía, comentó: "Vemos estos reportes de reservas para 2012 como una demostración palpable de la robustez de nuestra cartera de exploración y desarrollo, y de la estrategia de negocios de la compañía que incluye crecimiento mediante adquisiciones estratégicas y acumulativas. El crecimiento de 27% de las reservas es un desempeño sólido, impulsado por descubrimientos de exploración y un número de adquisiciones acumulativas que la compañía pudo alcanzar durante el año. Pacific Rubiales continúa aumentando sus reservas junto con la producción, y la adición de reservas en áreas nuevas demuestra claramente que la compañía está diversificando su base de reservas más allá del campo Rubiales".

Estos son algunos aspectos destacados relacionados con las reservas netas después de regalías ("netas") que se mencionan en los reportes independientes de evaluación de reservas:

• Adiciones de reservas ("2P") probadas más probables netas totales de 145 MMbpe, compuestas por 95 MMbpe por adquisiciones, 40 MMbpe por actividades de exploración y 10 MMbpe por revisiones.
• Las reservas 2P netas totales crecieron en 27% hasta 517 MMbpe. Las reservas probadas ("1P") representan el 65% de las reservas 2P netas totales.
• Reemplazo de reservas de 407% con adiciones de reservas 2P netas de 4 bpe por bpe producido.
• El Índice de Vida de las Reservas ("RLI") 2P aumentó hasta 14 en comparación con un RLI de 13 al cierre del año 2011.
• Las reservas 1P netas totales crecieron en 6% hasta 337 MMbpe. Aproximadamente el 77% de las reservas 2P netas y el 74% de las reservas 1P son de líquidos de petróleo y gas natural, siendo la mayoría de los mismos petróleo pesado.
• Diversificación continua de la base de reservas, con el campo Rubiales ahora representando menos de 19% de las reservas 2P netas totales, un descenso con respecto a 29% un año atrás.
• Considerables adiciones de reservas por adquisiciones, incluyendo los primeros asentamientos de reservas en los libros y producción en Perú en el bloque Z-1, en aguas poco profundas costa afuera, y reservas y producción adicionales producto de las adquisiciones de PetroMagdalena Energy Corp. ("PetroMagdalena") y C&C Energia Ltd. ("C&C Energia"), en tierra firme en Colombia.

Notas:
(1) Declaración de datos de reservas y otra información sobre petróleo y gas a la fecha del 31 de diciembre de 2011, presentada ante el SEDAR en el Formulario 51-101 F1, el 14 de marzo de 2012.
(2) Bpe se expresa en este comunicado de prensa utilizando la norma de conversión colombiana de 5,7 Mpc: 1 bbl requerida por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia. En la sección "Advertencias" de este comunicado de prensa se ofrece una conciliación con la norma de conversión de 6 Mpc: 1 bbl según el Instrumento Nacional 51-101 - Normas de divulgación para actividades de petróleo y gas ("NI 51-101").
(3) La producción representa el período de doce meses que cerró el 31 de diciembre de 2012 e incluye la producción proveniente de la adquisición de una participación del 49% en el bloque Z-1 en Perú, efectiva a la fecha del 1 de enero de 2012.
Nota: La suma de los números de la tabla puede que no sea exacta debido a diferencias en el redondeo.

Reservas al cierre del año 2012

En la siguiente tabla se resume la información contenida en los reportes independientes sobre reservas elaborados por RPS Energy Canada Ltd. ("RPS") y Petrotech Engineering Ltd. ("Petrotech") con fecha efectiva de 31 de diciembre de 2012. RPS evaluó las reservas de la compañía en los campos desarrollados de petróleo pesado Rubiales y Quifa SW, mientras que Petrotech evaluó las reservas de los restantes campos productores de petróleo y gas en Colombia, las reservas de gas natural de Piedra Redonda en el bloque Z-1 en Perú, y otros bloques con programas de exploración activos y el curso. Estos reportes se elaboraron de acuerdo con las definiciones, normas y procedimientos incluidos en el Manual canadiense para evaluación de petróleo y gas NI 51-101.

Los estimados de reservas para los campos petroleros Corvina y Albacora en el bloque Z-1, en Perú, fueron elaborados por Netherland, Sewell & Associates, Inc. (la firma auditora independiente de reservas para BPZ Energy) con una fecha efectiva del 31 de diciembre de 2012, de acuerdo con las normas de la Comisión de Bolsa y Valores ("SEC") de Estados Unidos. Estos estimados de reservas se actualizarán para que estén en conformidad con las normas NI 51-101 en el Formulario de Información Anual de la compañía.

Las reservas netas de la compañía después de regalías incorporan todas las regalías aplicables bajo las legislaciones tributarias de Colombia y Perú basándose en el pronóstico de precios y tasas de producción, incluyendo cualquier interés de participación adicional ("PAP") relacionado con el precio del petróleo aplicable a determinados bloques colombianos, al cierre del año 2012. Las reservas netas para el bloque Quifa se calcularon utilizando la fórmula compartida de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, según el acuerdo alcanzado con Ecopetrol S.A., hasta que se llegue a un acuerdo en el proceso de arbitraje relacionado con este bloque.

Los estimados de recuperación y reservas de petróleo crudo y gas natural ofrecidos en estos reportes son solo estimados, y no hay garantías de que se recuperarán las reservas estimadas. Las reservas reales de petróleo crudo y gas natural al final pueden ser mayores o menores que los estimados ofrecidos. Todas las reservas presentadas se basan en pronósticos de precios y costos de RPS y Petrotech efectivos a la fecha del 31 de diciembre de 2012, y en el promedio aritmético no ponderado de 2012 de Netherland, Sewell & Associates que considera el precio del primer día del mes para el período desde enero de 2012 hasta diciembre de 2012.

Toda información sobre reservas adicionales, según se requiere bajo el NI 51-101, se incluirá en el Formulario de Información Anual de la compañía que se espera presentar ante el SEDAR para el 13 de marzo de 2013.

La compañía también tiene planes de publicar el próximo mes su reporte de recursos certificados al cierre del año 2012, preparado por Petrotech.

Análisis de las reservas

Aproximadamente el 94% de las reservas 1P netas y el 88% de las reservas 2P netas de la compañía al cierre del año 2102 se encuentran en Colombia, y las restantes están en Perú. Más del 50% de los 145 MMbpe de reservas 2P netas en 2012 provino de Colombia.

En el 2012 la compañía tuvo gastos de capital por exploración de aproximadamente US$355 millones, perforando 55 pozos de exploración brutos (33 netos) (incluyendo pozos de evaluación y estratigráficos), lo cual resultó en 44 pozos exitosos brutos (una tasa de éxito de 80%) y en la adición de 40 MMbpe de reservas 2P netas a través de la broca, para un costo de búsqueda de aproximadamente US$8,90/bpe. El costo de búsqueda de cinco años (2008 - 2012) de la compañía se estima en US$3,44/bpe. La compañía opera aproximadamente el 98% de su producción y fue responsable por la mayoría del crecimiento de la producción de Colombia durante 2012.

Colombia

En el campo Rubiales de la compañía, las reservas 2P netas descendieron hasta 96 MMbbl desde 118 MMbbl un año atrás debido a la producción de aproximadamente 22 MMbbl. El campo Rubiales es un campo petrolero maduro que llegará a una producción de meseta en los próximos años antes de que comience su descenso natural en 2015. El campo Rubiales, que en 2008 representó el 60% de la base de reservas 2P de la compañía, ahora constituye menos del 19% de una base de reservas totales considerablemente mayor.

En el campo Quifa SW, las reservas 2P netas crecieron hasta 73 MMbbl desde 65 MMbbl un año atrás gracias a perforación de relleno y extensiones exitosas. Las reservas probadas netas totales crecieron hasta 58 MMbbl desde 56 MMbbl un año atrás debido a movimientos de reservas desde la categoría probable. La producción neta durante 2012 fue de aproximadamente 8 MMbbl.

En el área conocida como Quifa Norte, la compañía declaró a mediados de agosto de 2012 una nueva área de campo comercial nombrada Cajua. El área de campo Cajua está actualmente bajo desarrollo y se espera que su producción aumente durante los próximos años hasta una meseta objetivo de 15 a 20 Mbbl/d. El resto del bloque Quifa Norte, está en una etapa de exploración activa la cual se espera que continúe durante varios años. Las reservas 2P netas totales en Quifa Norte (incluyendo el nuevo campo Cajua) permanecieron fundamentalmente invariables en 81 MMbbl en comparación con un año atrás. La producción neta en 2012 fue de aproximadamente 0,2 MMbbl, la totalidad de la cual es atribuible a Cajua.

En el bloque Sabanero, donde la compañía tiene una participación del 49,999%, las reservas 2P netas declinaron hasta 9 MMbbl desde 15 MMbbl hace un año, debido a revisiones técnicas de reservas probables basadas en un cambio en las suposiciones económicas futuras asociadas con las operaciones del campo. Al mismo tiempo, las reservas probadas totales aumentaron hasta 9 MMbbl desde 5 MMbbl hace un año, debido a nuevas perforaciones y extensiones y movimientos desde la categoría probable. La compañía y su asociada Maurel et Prom Colombia B.V. están buscando activamente invertir en instalaciones y equipos lo cual podría mejorar los parámetros económicos de operación del bloque Sabanero. La producción neta durante 2012 fue de aproximadamente 0,2 MMbbl.

En el bloque de exploración y producción CPE-6 unos 70 km al suroeste de Rubiales/Quifa, las reservas 2P netas permanecieron invariables, con registros en los libros al cierre del año 2011 de 45 MMbbl, debido a retrasos en los permisos. La compañía tiene una participación de 50% y es la operadora del bloque. Estas reservas provienen solo de la evaluación de los pozos perforados en la parte norte del bloque y se espera que aumenten considerablemente en el futuro cercano a través de perforación de exploración y desarrollo. Tan pronto como se conceda la licencia medioambiental para el bloque, la compañía comenzará una campaña de perforación de exploración y evaluación para confirmar el potencial del reservorio lo cual la compañía piensa que conducirá a una declaración de comerciabilidad para la porción norte del bloque.

En el bloque La Creciente en la cuenca del Bajo Magdalena (región norte de Colombia), las reservas 2P netas declinaron hasta 419 Bpc desde 441 Bpc un año anterior debido a una producción neta de aproximadamente 22 Bpc (4 MMbpe) durante 2012. Todas las reservas en La Creciente están compuestas por gas natural.

En el bloque de exploración Guama, justo al este de La Creciente, el cual la compañía opera y tiene una participación de 100%, se añadieron 33 MMbpe de reservas 2P netas como resultado de un número de importantes descubrimientos de gas rico en condensados, incluyendo los descubrimientos de exploración Pedernalito-1X y Cotorra-1X anunciados en 2012. Aproximadamente el 61% de las reservas 2P y el 68% de las reservas 1P en el bloque Guama son gas natural. En febrero de 2013, la compañía anunció un descubrimiento de exploración adicional en el pozo de exploración Manamo-1X, y estará perforando un segundo pozo de exploración de este año e iniciando un programa pruebas de flujo extendido de pozos, para determinar el potencial de productividad y recursos en el bloque, el cual se espera que conduzca a futuro desarrollo comercial.

En otros bloques no fundamentales con poca producción en Colombia, las reservas 2P netas declinaron a 4 MMbpe en relación con 6 MMbpe un año anterior debido a descensos naturales y pequeñas revisiones. La producción neta desde estos bloques productores en 2012 fue de aproximadamente 0,5 MMbpe. Aproximadamente el 20% de las reservas 2P y el 25% de las reservas 1P en esos bloques no fundamentales con poca producción son gas natural.

La compañía añadió reservas 2P netas de 34 MMbpe como resultado de dos importantes adquisiciones corporativas en Colombia durante 2012, compuestas por la adquisición de PetroMagdalena la cual se cerró el 27 de julio, y la adquisición de C&C Energia la cual se cerró a finales del año. La mayoría de las reservas adquiridas son petróleo medio y liviano. La producción neta durante 2012 desde estas adquisiciones fue de aproximadamente 0,7 MMbbl, que pueden atribuirse en su totalidad a las propiedades productoras de PetroMagdalena.

Perú

En Perú, la compañía adquirió una participación de 49% en el bloque Z-1, en aguas poco profundas, costa afuera. El trato se firmó a finales de diciembre de 2012 y es efectivo a partir del 1 de enero de 2012. En 2012, la compañía añadió 68 MMbpe de reservas 2P netas del bloque Z-1, compuestas por 43 MMbbl de petróleo en los campos productores Corvina y Albacora, y 148 Bpc (25 MMbpe) de gas natural en el campo sin desarrollar Piedra Redonda. Aproximadamente el 37% de las reservas de petróleo 2P y el 19% de las reservas de gas natural en el bloque Z-1 están en la categoría 1P. La compañía y su asociada están participando en un programa activo de perforación de desarrollo en el bloque durante los próximos dos años el cual se espera que aumente considerablemente la producción de petróleo y dé como resultado movimientos en las reservas desde las categorías probables y probadas sin desarrollar ("PUD") hacia probadas desarrolladas en producción. La producción neta durante 2012 atribuible a la participación de la compañía de 49% en el bloque Z-1 fue de aproximadamente 0,6 MMbbl.

Pacific Rubiales, una compañía con sede en Canadá y productora de gas natural y petróleo crudo, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., que opera los campos de petróleo pesado Rubiales, Piriri y Quifa en la Cuenca Llanos, y del 100% de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., que opera el campo de gas natural La Creciente en la región noroccidental de Colombia. Pacific Rubiales también ha adquirido el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., que posee activos de petróleo liviano en Colombia, y el 100% de C&C Energia Ltd., que posee activos de petróleo liviano en la Cuenca Llanos. Además de los activos en Colombia, la compañía tiene una cartera diversificada que incluye activos de producción y exploración en Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Papúa Nueva Guinea.

Las acciones ordinarias de la compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y en la Bolsa de Valores de Colombia y como Recibos Depositarios Brasileños en la Bolsa de Valores, Mercancías y Futuros de Brasil bajo los símbolos PRE, PREC y PREB, respectivamente.

Advertencias

Nota cautelar concerniente a las declaraciones a futuro

Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones, que no sean las declaraciones de hechos históricos, que abordan actividades, eventos o acontecimientos que la compañía considera, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluyendo, pero sin limitarse a, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos y reservas potenciales y los planes y objetivos de la compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Estas declaraciones a futuro reflejan las expectativas o las creencias actuales de la compañía sobre la base de información que la compañía actualmente tiene disponible. Las declaraciones a futuro están sujetas a una cantidad de riesgos e incertidumbres que pueden determinar que los resultados reales de la compañía difieran materialmente de los discutidos en las declaraciones a futuro, e incluso si esos resultados reales se concretan o se concretan sustancialmente, no hay seguridad de que tendrán las consecuencias esperadas para la compañía o efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difirieran materialmente de las actuales expectativas, se encuentran, entre otros: incertidumbre en cuanto a los estimados de capital y costos operativos; estimados de producción y retorno económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias reales difieran de los estimados y suposiciones; la falta del establecimiento de recursos o reservas estimados; fluctuaciones en los precios del petróleo y las tasas de cambio de divisas; inflación; cambios en los mercados bursátiles; acontecimientos políticos en Colombia, Perú, Guatemala, Brasil, Papúa Nueva Guinea o Guyana; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y los costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres que conllevan la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos, y los otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo" y en otras partes del formulario de información anual de la compañía de fecha 14 de marzo del 2012 presentado ante el SEDAR en www.sedar.com . Cualquier declaración a futuro se refiere solo a la fecha en la cual se emitió y, excepto como lo requieran las leyes aplicables a los títulos valores, la compañía renuncia a cualquier intento u obligación de actualizar cualquier declaración a futuro, ya sea como resultado de nueva información, eventos o resultados futuros o de cualquier otra naturaleza. Aunque la compañía cree que las suposiciones inherentes en las declaraciones a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe depositar una confianza excesiva en estas declaraciones debido a la inherente incertidumbre de estas.

Además, los niveles de producción informados puede que no sean un reflejo de tasas de producción sostenibles y las tasas de producción futuras pudieran diferir materialmente de las tasas de producción reflejadas en este comunicado de prensa debido a, entre otros factores, dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.

Reemplazo de reservas

El reemplazo de la producción se calcula dividiendo las adiciones de reservas por la producción en el mismo período. Las adiciones de reservas durante un período determinado, en este caso 2012, se calculan sumando una o más de las revisiones y recuperaciones mejoradas, extensiones y descubrimientos, adquisiciones y ventas de activos. El costo de reemplazo de reservas se calcula dividiendo el capital total invertido en la búsqueda, desarrollo y adquisiciones netas de ventas de activos por las adiciones de reservas en el mismo período.

Costos de descubrimientos

La suma de los costos de descubrimientos incurridos en el año fiscal más reciente y el cambio durante ese año en los costos de descubrimientos de futuros estimados generalmente no reflejará los costos totales de descubrimientos relacionados con las adiciones de reservas para ese año.

Traducción

Este comunicado de prensa se redactó en idioma inglés y fue posteriormente traducido al español y al portugués. En caso de presentarse diferencias entre la versión en inglés y sus contrapartes traducidas, el documento en inglés debe ser considerado como la versión que regirá.

Conversión de bpe

En este comunicado de prensa se utiliza el término "bpe". La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. Se utiliza un factor de conversión de bpe de 5,7 Mpc: 1 barril (bbl), y se basa en un método de conversión de equivalencia energética aplicable, principalmente, en la punta del quemador, y no representa una equivalencia de valor en la boca del pozo.

Todas las reservas de gas natural de la compañía están contenidas en La Creciente, Guama y otros bloques en Colombia, así como en el campo Piedra Redonda en el bloque Z-1, en Perú. Para todas las reservas de gas natural en Colombia, el término bpe se ha expresado utilizando la norma de conversión colombiana de 5,7 Mpc: 1 bbl requerida por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia. Para todas las reservas de gas natural en Perú, el término bpe se ha expresado utilizando la norma de conversión canadiense de 6,0 Mpc: 1 bbl. Si se utilizara una norma de conversión de 6,0 Mpc: 1 bbl para todas las reservas de gas natural de la compañía, esto resultaría en una reducción de las reservas 1P y 2P netas de la compañía de aproximadamente 4,2 y 4,7 MMbpe respectivamente.

Los valores estimados divulgados en este comunicado de prensa no representan valor justo del mercado. Los valores estimados de reservas e ingresos netos futuros para propiedades individuales puede que no reflejen el mismo nivel de confianza de los estimados de reservas e ingresos netos futuros para todas las propiedades, debido a los efectos de la suma.

Definiciones 

Para obtener información adicional:

Christopher (Chris) LeGallais
Vicepresidente principal, Relaciones con los Inversores
+1 (647) 295-3700

Roberto Puente
Gerente principal, Relaciones con los Inversores
+57 (1) 511-2298

Javier Rodríguez
Gerente, Relaciones con los Inversores
+57 (1) 511-2319