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Toronto, Canadá, quinta-feira, 11 de julho 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 relativas ao segundo trimestre de 2013, bem como um status de certas permissões na Colômbia. Audiências públicas locais, relacionadas com a exploração e desenvolvimento da licença ambiental do bloco CPE-6 da Companhia estão previstas para começar no início do próximo mês, com a aprovação da permissão esperada para ocorrer dentro de três a seis semanas após as audiências.

No segundo trimestre de 2013, a Companhia espera:

• Reportar volumes robustos contínuos de produção, com uma produção no topo da faixa da sua estimativa anual e netbacks operacionais relativos ao volume de venda de petróleo acima de $60/bbl, em linha com seu primeiro trimestre de 2013.
• Não obstante a produção bruta ter aumentado, espera-se que a produção líquida após royalties seja em níveis similares ao reportado no primeiro trimestre de 2013, após a acomodação do volume adicional associado à decisão arbitral relativa à cláusula de preços elevados no Quifa SW (“PAP”).
• Efeitos precoces das iniciativas de redução de custos previamente anunciadas a serem reconhecidas sob a forma de redução nos custos com transportes e diluentes.

Outros destaques do trimestre:

• Atividades exploratórias em poços incluíram quatro poços resultando na descoberta de petróleo anteriormente anunciada localizada offshore no Brasil e na descoberta de gás natural/condensado na Colômbia.
• Em junho, a Companhia anunciou um aumento de 50% em seu dividendo trimestral de US$0,110 por ação ordinária para US$0,165.

A Companhia espera divulgar seus resultados financeiros relativos ao segundo trimestre após o fechamento dos mercados do dia 8 de agosto de 2013, quinta-feira.

Ronald Pantin, Diretor-Presidente (Chief Executive Officer) da Companhia, comentou:

“No início de julho, a Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (“ANLA”) anunciou a implementação de um processo simplificado de licença ambiental para operadores de petróleo e gás na Colômbia, o qual esperamos seja efetivo ao final de julho. Nós acreditamos que isso irá melhorar os prazos para o processo de licenciamento das nossas operações na Colômbia.

O impacto mais imediato para a Companhia relaciona-se à aprovação pendente de uma licença ambiental para exploração e desenvolvimento do bloco CPE-6, no parte sul da Bacia de Llanos, a qual está localizada a sudoeste dos campos de Rubiales e Quifa SW. O ANLA agendou audiências públicas locais relativas a essa licença para o início de agosto. A Companhia espera receber a aprovação dessa licença dentro do período de três a seis meses após tais audiências públicas.

Nós reconhecemos os esforços que a ANLA tem feito para melhorar e agilizar o processo para acelerar as licenças para produtores de petróleo na Colômbia e estamos ansiosos para trabalhar com eles no futuro.

Tenho também o prazer de anunciar que nós conseguimos outro forte trimestre de desempenho operacional. Esperamos reportar uma produção líquida após royalties no segundo trimestre similar aos níveis do trimestre anterior (um aumento de, aproximadamente, 38% em relação ao mesmo período do ano anterior), e acomodar completamente os volumes arbitrais PAP de Quifa SW (cerca de 2,6 Mbbl/d), os quais começando a partir do segundo trimestre, estão sendo pagos integralmente à vista no campo.

Os preços de referência do WTI no trimestre mantiveram-se relativamente fortes em, aproximadamente, $94,50/bbl, se comparados ao trimestre anterior e ao mesmo período do ano anterior, enquanto o preço de referência Brent caiu para, aproximadamente, $103/bbl, comparado a quase $113/bbl no trimestre anterior. Com a redução significativa do diferencial entre o WTI-Brent, esperamos uma realização do preço médio em nossas vendas de petróleo bruto no segundo trimestre para uma faixa de $94 - $95/bbl.

No primeiro trimestre, nós anunciamos um plano para reduzir nossos custos operacionais com petróleo em cerca de $8/bbl em uma base pro-forma para o restante de 2013. O desempenho financeiro e operacional da Companhia deverá se beneficiar de certas iniciativas e projetos em andamento. Isso deverá ter um grande impacto sobre os custos no segundo semestre do ano, não obstante a redução em ambos os custos de transporte e diluente ter sido realizada no segundo trimestre e espera-se que irá impactar positivamente os netbacks operacionais. Netbacks operacionais do petróleo no segundo trimestre devem estar na faixa de $60-$61/bbl.

A Companhia espera que seus custos com diluentes diminuam em aproximadamente 30% se comparados com os custos do trimestre anterior, e em mais de 40% se comparados ao mesmo período do exercício anterior. Esta redução dos custos de diluentes foi alavancada, principalmente, pelo aumento do uso de nosso próprio petróleo leve como diluente (e menor compra de volumes de gasolina natural mais cara em mercados internacionais). Adicionalmente, a Companhia espera ver uma diminuição nos seus custos com transportes de diluentes e ganhos em eficiência, consequências do início das atividades de uma nova instalação de mixagem de diluentes na estação de Cusiana, previsto para maio, o que permitirá uma significativa diminuição nas distâncias de transporte de diluentes por caminhões. Com o início das atividades da estação de mixagem de Cusiana, o petróleo recebido dos campos Quifa e Rubiales, por meio do oleoduto ODL, é misturado a uma temperatura de 16,8º API, e não mais a temperatura de 18º API utilizada anteriormente.

Espera-se que os custos com transporte no segundo trimestre reduzam em, aproximadamente, 10%, se comparado ao trimestre anterior, com o aumento da utilização do transporte por meio de oleodutos. Os novos acordos comerciais que regem o oleoduto de OCENSA permitiram que a Companhia contratasse uma capacidade ociosa adicional no oleoduto a partir do segundo trimestre. Reduções adicionais nos custos de transporte são esperadas na segunda metade do ano, com o início do novo oleoduto Bicentenário, o qual está previsto para o terceiro trimestre do ano e proporcionará à Companhia, aproximadamente, 37 Mbbl/d de capacidade com oleoduto e espera-se reduzir ainda mais o transporte rodoviário de óleo bruto até o final do ano.

Na segunda metade do ano, os custos com produção devem diminuir significativamente como resultado da nova linha de transmissão de energia de Petroelectrica de los Llanos ("PEL") (100% detida pela Pacific Rubiales), a qual irá ligar os campos de Rubiales e Quifa SW com a rede elétrica da Colômbia, fornecendo energia mais barata para as operações de energia nos campos. Durante o segundo trimestre, 81% das 540 torres de transmissão foram concluídas. Todo o equipamento necessário está pronto e o projeto está previsto para ser concluído e em operação no terceiro trimestre de 2013.

A redução nos custos com barris incrementais produzidos dos campos de Rubiales e Quifa SW são esperados com o projeto em andamento de irrigação de água, onde a água produzida será tratada por meio de instalações de osmose reversa e utilizada para sistemas agroflorestais, ao invés de ser re-injetada. A irrigação de água será utilizada para lidar com a maior parte do aumento na produção de água esperado no futuro destes campos. O projeto de irrigação de água está previsto para iniciar no quarto trimestre de 2013.

Uma série de importantes projetos adicionais de infraestrutura continuam em progresso. Particularmente, a construção da nova instalação portuária em Puerto Bahia perto de Cartagena, na Colômbia, está dentro do cronograma, com cinco tanques de armazenamento de 300.000 bbl atualmente em construção. A ordem de compra para o cano do oleoduto conectando Olecar será colocado em julho e os estudos de impacto ambiental também serão submetidos neste mês. O início desta instalação está previsto para o segundo semestre de 2014. O projeto de exportação colombiano LNG também está no caminho certo para ser iniciado no final de 2014, com a embarcação EXMAR LNG atualmente em construção no estaleiro “Wison” na China.

A empresa tem investido ativamente em oleodutos, portos e outras infraestruturas ao longo dos últimos cinco anos, permitindo-lhe gerir o seu ritmo de crescimento da produção e capturar valor agregado. A Companhia está planejando realizar um spin out de uma parte desses ativos, mantendo o seu controle operacional, de forma a criar valor adicional para os seus acionistas.

Estou satisfeito com nosso forte desempenho operacional no primeiro semestre de 2013. Espero que o crescimento de nossa produção, melhorando nossa estrutura de custos, e o nosso excitante programa de exploração continue na segunda metade do ano, na medida em que construímos, para o benefício de longo prazo de nossos acionistas e funcionários, uma empresa líder de Exploração e Produção focada na América Latina”.

Atualização na Exploração

Durante o segundo trimestre de 2013, a Companhia continuou com suas atividades de exploração na Colômbia, Peru e Brasil, perfurando um total de quatro poços, sendo dois na Colômbia, um no Peru e um no Brasil. Além disso, a Companhia iniciou a perfuração de um poço exploratório no Bloco La Creciente, localizado na Bacia do Vale Inferior do Madalena, na Colômbia, adquiriu 789 km de sísmica 2D no Peru e completou estudos aeromagnéticos e aerogravitacionais na Colômbia.

Colômbia

No Bloco Guama, localizado na Bacia do Vale Inferior do Madalena, a Companhia concluiu as operações de perfuração no poço Capure-1X, o qual fica a cerca de dois quilômetros a nordeste da descoberta de gás e condensado Pedernalto-1X. Registros petrofísicos indicam um total de 137 pés de net pay a uma média de 8% de porosidade. O poço foi concluída com uma sequência de produção com o primeiro teste da areia do período Mioceno Porquero Medio D esperado em breve e outras zonas potenciais em uma data posterior.

No Bloco La Creciente, também na Bacia do Vale Inferior do Madalena, a Companhia iniciou a perfuração do poço LCI-1X, localizado a leste do campo de gás La Creciente "A". O poço está previsto para chegar no TD a 12.944 pés e está visando de gás natural. A profundidade corrente do poço é de, aproximadamente, 8.600 pés. Outro poço de exploração (LCH-1X), localizado ao norte do campo de gás La Creciente "D", está previsto para ser perfurado logo após o poço de LCI-1X.

No bloco de Santa Cruz, localizado na Bacia de Catatumbo, a Companhia concluiu a perfuração e avaliação do poço exploratório Phobos-1X. Embora o poço tenha demonstrado a presença de hidrocarbonetos nas formações Miradouro e Barco, os testes de pressão e do fluido apenas apresentaram vestígios de hidrocarbonetos, de modo que o poço foi fechado e abandonado. A Companhia está em processo de venda de sua participação no bloco de Santa Cruz.

No Bloco Quifa, localizado ao sul da Bacia de Llanos, a Companhia iniciou uma mobilização para um estudo de 721 km2 de sísmica 3D, a ser adquirida na porção noroeste do bloco. Espera-se que este programa de sísmica identifique novos locais de exploração e avaliação, confirme a comercialidade nesta parte do bloco e também contribua para melhorar o modelo de reservatório para o campo em desenvolvimento de petróleo pesado de Cajua.

No bloco CPE-6, localizado a cerca de 70 km ao sudoeste de Quifa, o processamento de 366 km2 de dados sísmicos 3D adquiridos na parte norte do bloco está previsto para ser concluído no início do terceiro trimestre. Espera-se que os dados sísmicos identifiquem locais de avaliação para delinear o reservatório no prospecto de Hamaca.

Nos blocos COR-15 e COR-24, localizados na Bacia de Cordillera, operações de campo da inspeção aerofísica (gravidade e magnetismo) foram concluídas e a interpretação de dados sísmicos 3D nos blocos COR-15 e Muisca continuaram, de forma que a conclusão está prevista para o terceiro trimestre. Os estudos geofísicos no Bloco Muisca esperam validar dois prospectos previamente identificados que serão avaliados por meio de dois poços que deverão ser perfurados durante o quarto trimestre de 2013.

Peru

No Bloco 138, localizado nas bacias de Ucayali-Marañon, a Companhia concluiu a perfuração do poço de exploração Yahuish-1X, atingindo um TD de 8.417 pés MD. O poço atingiu prospectos do período Cretáceo e Paleozóico, encontrando amostras de óleo em um intervalo de areia do período Paleozóico Cretáceo. Os preparativos estão sendo feitos para o teste de produção nas zonas do período Paleozóico por meio de casing.

No Bloco 135, a Companhia concluiu a aquisição do 789 km de dados sísmicos 2D.

No Bloco 116, preparações e licenciamentos continuam na expectativa de perfuração do poço de exploração Fortuna-1, que está prevista para iniciar durante o quarto trimestre de 2013.

No Bloco Z-1, localizado offshore na bacia Tumbes, a Companhia continua processando os 1.143 km2 do estudo de sísmica 3D adquiridas pela BPZ Resources Inc., operadora do bloco.

Brasil

Offhore na Bacia de Santos, avaliações adicionais de dados petrofísicos, amostras de petróleo e núcleos de perfuração do poço de exploração Bilby-1 continuaram. Locais de avaliação para as descobertas de petróleo de Bilby e Kangaroo deverão ser definidos durante o terceiro trimestre de 2013.

Durante o segundo trimestre, à Companhia, juntamente com seus parceiros, foram outorgados três blocos na 11 ª Rodada de Licitações do Brasil. Todos os três blocos estão localizadas offshore, em águas profundas, na parte norte do Brasil.

Guatemala

Nos blocos N-10-96 e O-10-96, o trabalho civil para o poço exploratório de Balam-1X foi adiado em razão de inundações sazonais incomuns na área. Este poço está previsto para ser perfurado até o final de agosto.

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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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.

Adicionalmente, níveis relatados podem não refletir as taxas de produção sustentável e as taxas de produção futuras podem diferir materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado à imprensa devido, entre outros fatores, a dificuldades ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

Conversão de Barril de Petróleo Equivalente (boe)

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.

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.

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.

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