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Toronto, Canadá, miércoles 18 de septiembre de 2013 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunció hoy que ha recibido reportes independientes relacionados con el progreso del proyecto piloto para recuperación mejorada de crudo, aplicando una tecnología de su propiedad, Synchronized Thermal Additional Recovery (“STAR”), en el campo de crudo pesado Quifa Sur Oeste. Los reportes incluyen estimados del Petróleo Original En Sitio (“POES”) para el área influenciada por el proceso, el cual al relacionarla con la producción acumulada de los pozos del proyecto, le permite a la Compañía estimar que se ha logrado duplicar el factor de recuperación como mínimo,  hasta la fecha.

Ronald Pantin, Chief Executive Officer de la Compañía, comentó:

“Las estimaciones del POES, realizada por ingenieros independientes, de las áreas de drenaje que serán afectadas por el área de prueba piloto, junto con los volúmenes de crudo acumulados producidos a la fecha, la ignición térmica sostenida en el yacimiento y la sincronización exitosa de los pozos productores pilotos, han llevado a Pacific Rubiales a hacer una estimación de la potencial duplicación del factor de recuperación por STAR. Estos resultados representan un punto de inflexión muy importante en el camino hacía la aplicación comercial exitosa de la tecnología STAR en uno de los campos de crudo pesado más importantes de Colombia.

“Con los resultados anteriores, la Compañía está planeando incorporar dos grupos de pozos contiguos en el área de la prueba piloto, (que están actualmente en producción bajo flujo primario) antes de finales de 2013, y está dando inicio a planes para el despliegue comercial total de STAR en el campo, Quifa SO a comienzos de 2014.

“Consideramos que el éxito de STAR tiene implicaciones importantes, más allá del campo Quifa SO  dado que más del 75% del crecimiento de la producción total de crudo del país desde el 2004, ha provenido del crudo pesado, en su mayoría  de los campos Rubiales y Quifa, operados por la Compañía y  producido únicamente mediante métodos de recuperación primaria. El éxito de STAR también proporciona una plataforma de lanzamiento importante para el futuro del campo Rubiales, actualmente bajo evaluación.”

El campo Quifa SO está ubicado al suroeste y esta adyacente  al campo Rubiales también operado por la compañía, el cual es hoy en día, el campo productor de crudo más grande de Colombia. Según el reporte de reservas de la firma de ingeniería externa de la Compañía, de finales de 2012, este campo   tiene un POES estimado de 1,331 MMMbbl, que abarca un área total de aproximadamente  40.4 mil acres brutos con un espesor neto de arena mayor a diez (10) pies. Durante los primeros seis meses del 2013, el campo Quifa SO, produjo crudo a una tasa total de 54.4 Mbl/d, 24.4 Mbl/d neto después de regalías. El campo Quifa SO esta produciendo actualmente bajo técnicas de recuperación primaria con un factor de recuperación (“FR”) de aproximadamente 14% del POES. Para finales del año 2012, la Compañía tenía 73.1 MMbbl de reservas netas 2P en Quifa SO, representando aproximadamente el 21% de la totalidad de su base de reservas, de crudo y liquidas certificados y  netos 2P, en Colombia. Pacific Rubiales tiene una participación del 60% y es operador del campo, como se menciono; Ecopetrol tiene la participación restante. El contrato Quifa fue firmado en diciembre de 2003 y termina en diciembre de 2031.

La Compañía ha recibido reportes técnicos del progreso de su proyecto piloto STAR de tres firmas de ingeniería independientes: Hot-Tec Energy Inc. (“Hot-Tec”), RPS Energy Canada Ltd. (“RPS”) y GLJ Petroleum Consultants Ltd. (“GLJ”) que han emitido opiniones profesionales sobre el desempeño del proyecto Piloto STAR a la fecha.

Las áreas de drenaje y el POES que serán influenciadas por el proyecto Piloto STAR,  fueron estimadas por las tres firmas antes mencionadas, según asunciones de cada una, de la siguiente manera:

• Hot-Tec: 1.62 MMbbl, para un área de drenaje de 50 acres
• RPS: 1.86 MMbbl, para un área de drenaje de 85 acres
• GLJ: 1.78 MMbbl, para un área de drenaje de 80 acres

En virtud de que la producción acumulada del proyecto, resultado de la recuperación primaria, vapor,  inyección de nitrógeno y aire para la combustión in-situ, es de aproximadamente 506 Mbbl a la fecha, es posible calcular que el rango de factor de recuperación atribuible al Proyecto está actualmente entre 27.1% - 31.2%, y este valor ya duplica como mínimo el factor de recuperación estimado para el resto del campo, el cual esta produciendo bajo recuperación primaria.

La Compañía considera que estos cálculos de factor de recuperación son preliminares y se espera que aumenten aun más a medida que la producción en el área de proyecto piloto continúe según lo planeado,  por al menos unos meses más.

Otros aspectos técnicos adicionales obtenidos de los reportes se muestran a continuación:

Hot-Tec

• El Proyecto de Combustión In-Situ de Quifa SO es un éxito sin precedentes. Con más de 200 pruebas campo de combustión in-situ estudiadas en el mundo, Hot-Tec considera este proyecto como el de mejor ingeniería y planificación de todos, con monitoreo en tiempo real y capacidad de control así como también con la capacidad de manejar H₂S de forma segura en las instalaciones del proyecto.
• La selección del proceso de combustión in-situ ha sido correcto en Quifa debido al fuerte acuífero al cual esta sometido.
• El aumento de recuperación de crudo en Quifa SO hubiese sido más alto si hubiera operado a condiciones normales sin ser sometido a ciertas restricciones de tasa de producción y tiempo.
• Se ha demostrado claramente que el yacimiento y crudo de Quifa SO responde de forma positiva a la oxidación (es decir a la inyección de aire), y es buen candidato para la combustión in-situ.
• Los parámetros de desempeño del campo están bien alineados con aquellos derivados de pruebas de laboratorio.
• La razón principal del éxito en la aplicación de la tecnología STAR es el uso de la sincronización para identificar y corregir oportunamente el frente de combustión a tiempo real.
• Debería llevarse a cabo una expansión masiva del proyecto piloto STAR pronto, mediante la perforación de nuevos inyectores y productores, y la inclusión de pozos existentes, a fin de aprovechar el gas y crudo que parte del patrón actualmente no confinado, y de esta manera, aumentar la eficiencia de  combustión.

RPS

• El proyecto piloto STAR ha comprobado la capacidad para incrementar la movilidad del crudo y recuperación mediante la estimulación térmica por combustión in-situ.
• Con base en los estimados de rango de POES y EUR (Recuperación Última Estimada - Estimated Ultimate Recovery), RPS ha calculado un rango potencial de incremento adicional del factor de recuperación, mediante combustión in-situ de 26 % a 44 % de POES.

GLJ

• Una vez que se inició la inyección de gases, los cortes de agua disminuyeron en algunos pozos y de forma inversa,  los cortes de crudo a incrementarse.

Hot-Tec Energy Inc. es una compañía privada afiliada con los miembros del In-Situ Combustion Research Group del Departamento de Ingeniería Química y de Petróleo de la Escuela Schulich de Ingeniería de la Universidad de Calgary. El ¨In Situ Combustion Research Group¨ es un líder global reconocido en los estudios de procesos de recuperación de combustión in-situ.

RPS Energy Canada Ltd. es parte de RPS Group Plc, que brinda asesoría en materia de la exploración y producción de crudo & gas y otros recursos naturales. RPS es una firma de consultoría líder que brinda apoyo y asesoría sobre el desarrollo de recursos naturales de energía a lo largo del ciclo completo de la vida del activo, y son los ingenieros que han certificado de manera independiente las reservas de Quifa SO para Pacific Rubiales, en el pasado.

GLJ Petroleum Consultants Ltd, es una firma premium de consultoría en recursos de crudo y gas ubicada en Calgary, Alberta, Canadá, y fue contratada por Hot-TEC Energy Inc. para analizar la volumetría, petróleo en sitio, entre otros parámetros relacionados con la prueba piloto STAR.

Pacific Rubiales, una compañía Canadiense y productora de gas natural y crudo, es dueña del 100% de Meta Petroleum Corp., la cual opera los campos de crudo pesado Rubiales, Piriri y Quifa en la cuenca de los Llanos y el 100% de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., la cual opera el campo de gas natural de La Creciente ubicado en el noroccidente de Colombia. Pacific Rubiales también ha adquirido el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., la cual tiene activos de crudo liviano en Colombia y 100% de C&C Energía Ltd., la cual tiene activos de crudo liviano en la cuenca de los Llanos. Adicionalmente la Compañía tiene un portafolio diversificado de activos en el exterior de Colombia, los cuales incluyen activos de exploración y de producción en Perú, Guatemala, Brasil, Guyana y Papúa Nueva Guinea.

Las acciones comunes de la Compañía se transan en el Toronto Stock Exchange y en la Bolsa de Valores de Colombia y como Brazilian Depositary Receipts en la Bolsa de Valores Mercadorias e Futuros de Brasil, bajo los distintivos; PRE, PREC, y PREB, respectivamente.

Avisos

Nota Cautelar Concerniente a las Declaraciones con Miras al Futuro

El presente comunicado de prensa contiene declaraciones con miras al futuro. Cualquier declaración, diferente a aquellas de hechos históricos, que haga referencia a actividades, eventos o acontecimientos que la compañía cree, espera o anticipa que sucederán o podrían suceder en el futuro (incluyendo, sin limitarse a ello, 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 declaraciones con miras al futuro. Estas declaraciones con miras al futuro reflejan las expectativas o creencias actuales de la Compañía con base en la información actualmente disponible a la Compañía. Las declaraciones con miras al futuro están sujetas a un número de riesgos e incertidumbres que pueden hacer que los resultados actuales de la Compañía difieran de manera sustancial de aquellos discutidos en las declaraciones con miras al futuro, e incluso, aún sí dichos resultados actuales 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 actuales o eventos difieran sustancialmente de las expectativas actuales incluyen, entre otros, los siguientes: incertidumbre sobre los estimados de capital y costos de operación, estimados de producción y el retorno económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias actuales difieran de los estimados y suposiciones; imposibilidad de establecer las reservas y recursos estimados; fluctuación en los precios del petróleo y en las tasas de cambio; inflación, cambios en los mercados bursátiles; desarrollos políticos en Colombia, Perú, Guatemala, Brasil, Papúa Nueva Guinea o Guyana; cambios en la regulación que afectan las actividades de la Compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos de financiamiento que se requieran en un futuro; 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 el Formulario Anual de Información de fecha 13 de marzo de 2013, radicado en SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración con miras al futuro se aplica solo a partir de la fecha en la cual se realizó, y salvo que así lo requieran las leyes aplicables de valores, la Compañía rechaza cualquier intención u obligación de actualizar cualquier declaración 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 suposiciones inherentes a las declaraciones con miras al futuro son razonables, dichas declaraciones con miras al futuro no son una s garantía de desempeño futuro y por consiguiente no se debe otorgar indebida confianza a dichas declaraciones debido a la incertidumbre inherente a la misma.

Además, los niveles de producción reportados pueden que no reflejen índices de producción sostenibles y los índices de producción futuros pueden variar significativamente de los índices de producción reflejados en el presente comunicado de prensa debido a, entre otros factores, dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.

Conversión Bpe

Bpe puede desorientar, en particular si se usa de manera aislada. La tasa de conversión 5.7 mcf: 1 Bbl está 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 estimados de reservas e ingresos netos futuros para propiedades individuales pueden 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.

Traducción

El presente comunicado de prensa fue preparado en el idioma inglés y posteriormente traducido al español y portugués. En caso de diferencias entre la versión en inglés y sus traducciones, prevalecerá el contenido del documento en inglés.

Definiciones