NEWSROOM

Toronto, Canadá, 18 de setembro de 2013 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunciou hoje que recebeu relatórios independentes relacionados ao progresso de um projeto piloto de elevação da recuperação  de petróleo em que é proprietária,  o Synchronized  Thermal Additional Recovery (“STAR”), localizado no campo de petróleo pesado Quifa SW. Os relatórios incluem estimativas do Petróleo Original no Local (Original Oil in Place – OOIP) (“PONL”) para o projeto, o qual, combinado com a produção acumulada  da área desde o início do projeto, permite à Companhia estimar que, pelo menos, uma duplicação do fator de recuperação foi atingida desde o início da injeção de ar em fevereiro de 2013 até a presente data.

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

“As estimativas dos engenheiros independentes sobre o PONL e sobre a drenagem das áreas que serão afetadas pela área teste do projeto piloto, os volumes acumulados de petróleo produzidos até a presente data  e a ignição  térmica  sustentada  do  reservatório  e a bem  sucedida  sincronização  dos  poços  de produção piloto, levaram a Pacific Rubiales a estimar que, pelo menos, uma potencial duplicação do fator  de recuperação  pode  ser atingida  pelo  projeto  piloto  STAR.  Esses  resultados  representam  um importante ponto de inflexão no caminho para a aplicação comercial bem sucedida do projeto STAR em um dos mais importantes campos de petróleo pesado da Colômbia.

Baseada nesses resultados, a Companhia planeja converter dois conglomerados de poços contíguos na área de teste piloto, os quais estão atualmente produzindo fluxo primário, para o projeto STAR antes do final de 2013. Adicionalmente, a Companhia iniciou o planejamento do lançamento comercial total do projeto STAR no campo Quifa SW para o começo de 2014.

Acreditamos  que o sucesso do projeto STAR tem importantes  implicações,  além do campo Quifa SW, tendo em vista que mais de 75% do aumento da produção total de petróleo da Colômbia, desde 2004, veio do petróleo pesado, sendo a maioria disso oriunda dos campos Rubiales e Quifa, operados pela Companhia, produzindo somente por meio de métodos de fluxo de recuperação primária. O sucesso do projeto STAR ainda fornece uma plataforma de lançamento importante para o futuro do campo Rubiales, atualmente sob avaliação.”

O campo Quifa SW está localizado justamente à sudoeste e adjacente ao campo Rubiales da Companhia, o maior campo de petróleo em produção na Colômbia atualmente. De acordo com o relatório de reservas relativo ao fim do ano de 2012 elaborado pela firma de engenharia externa da Companhia, esse campo possui uma estimativa PONL de 1,331 Bbbl, o que cobre uma área total do campo de, aproximadamente,

44 mil acres brutos com pagamento líquido de espessura maior que 10 pés. Durante o primeiro semestre de 2013, o campo teve uma produção total bruta de petróleo a uma taxa de 54,5 Mbbl/d (24,4 Mbbl/d líquido após royalties). O campo Quifa SW está atualmente produzindo por meio de técnicas primárias de recuperação resultando em um fator de recuperação (“FR”) de, aproximadamente,  14%. Até o final do ano de 2012, a Companhia possua 73,1 MMbbl de reservas líquidas 2P em Quifa SW, representando, aproximadamente,  21% de sua base total de reservas líquidas 2P de petróleo e líquidos certificadas na Colômbia. A Pacific Rubiales possui uma participação de 60% e é a operadora do campo, ao passo que a Ecopetrol, S.A. detém a participação remanescente. O contrato Quifa foi assinado em dezembro de 2003 e expira em dezembro de 2031.

A  Companhia  recebeu  relatórios  técnicos  analisando  o  progresso  de  projeto  piloto  STAR  de  três diferentes  firmas de engenharia  independente:  Hot-Tec Energy Inc. (“Hot-Tec”),  RPS Energy Canada Ltd. (“RPS”) e GLJ Petroleum Consultants Ltd. (“GLJ”), as quais forneceram opiniões profissionais da performance do projeto piloto STAR até a presente data.

As áreas de drenagem e o PONL que serão afetados pelo projeto piloto STAR foram estimados por essas três firmas, o que está sujeito às suas respectivas suposições, conforme abaixo:

•   Hot-Tec: 1,62 MMbbl, para uma área de drenagem de 50 acres.

•   RPS: 1,86 MMbbl, para uma área de drenagem de 85 acres.

•   GLJ: 1,78 MMbbl, para uma área de drenagem de 80 acres.

Tendo em vista que a produção acumulada do projeto, como resultado da recuperação primária, do vapor e da injeção de nitrogênio e da combustão “in situ”, é de, aproximadamente, 506 Mbbl até a presente data, é possível calcular que a média FR atribuível ao projeto é de 27,1% - 31,2%, o que, pelo menos, duplica a estimativa FR para o resto do campo produzindo por meio de recuperação primária.

A Companhia considera esses resultados FR como preliminares e espera que eles aumentem conforme a produção na área do projeto piloto STAR continue como o planejado para, pelo menos, alguns meses adicionais.

Dentre os destaques adicionais de cada um dos relatórios estão inclusos:

Hot-Tec

•    O Projeto de Combustão “in-situ” no campo Quifa SW é um sucesso absoluto. Com mais de 200 testes de combustão “in-situ” no campo, a Hot-Tec considera o projeto como o melhor em termos de  engenharia  e  mais  bem  planejado  com  monitoramento   em  tempo  real  e  controle  das capacidades, bem como a habilidade de manusear com segurança H2S em unidades de processamento.

•    Combustão “in-situ” é o processo de escolha em Quifa, um campo de petróleo com uma forte condução de água.

•    A recuperação incremental de petróleo em Quifa SW poderia ter sido maior ainda sob condições operacionais normais e sem restrições de taxa e tempo.

•    Já foi claramente demonstrado que o óleo em Quifa SW responde positivamente à oxidação (por meio da injeção de ar) e é um bom candidato para a combustão “in-situ”.

•    Os parâmetros de performance do campo estão de acordo com aqueles obtidos a partir de testes de laboratório.

•    A razão principal para o sucesso na aplicação da tecnologia STAR é a utilização da sincronização para identificação e correção da posição de combustão frontal.

•    A  expansão  massiva  do  projeto  piloto  STAR,  por  meio  da  perfuração  de  novos  injetores  e produtores,  e a inclusão de poços existentes  deve ser feita em breve para capturar  o gás e o petróleo deixando o padrão atual não confinado, e aumentando a eficiência da combustão.

RPS

•    O projeto piloto STAR estabeleceu uma mobilidade de petróleo adicional e uma recuperação por meio da simulação termal diante da combustão “in-situ”.

•    Baseado nas estimativas médias de PONL e REF (Recuperação Estimada Final), a RPS calcula a média do fator potencial incremental  de recuperação, tendo em vista a recuperação termal por meio do processo de combustão “in-situ”, de 26% para 44% PONL.

GLJ

•    Uma vez iniciada a injeção de gases, os cortes de água cessam o aumento e o petróleo convertido corta o decréscimo cessado.

Hot-Tec Energy Inc. é uma companhia afiliada aos membros do Grupo de Pesquisa de Combustão “In- Situ”,   Departamento   de   Engenharia   Química   e   de   Petróleo,   Escola   de   Engenharia   Schulich, Universidade  de Calgary. O Grupo de Pesquisa de Combustão “In-Situ” é reconhecido  como o líder global na aplicação de combustão “in-situ” em processos de recuperação.

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.