NEWSROOM

Toronto, Canadá, miércoles 18 de diciembre de 2013 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB), anunció hoy sus planes de  operación y de inversiones de capital con base en sus perspectivas y expectativas para el 2014, y presentó una actualización de sus operaciones para el 2013. Pacific Rubiales tiene previsto publicar  sus resultados auditados de fin de año 2013, el 13 de marzo de 2014.   Los valores descritos en este comunicado están en US$, salvo   que expresamente se indique otra moneda.

DESTACADOS DE LAS EXPECTATIVAS PARA EL 2014:

• Meta de producción neta promedio de aproximadamente 148 to 162 Mbpe/d, lo que significa un incremento del   15 al 25% por encima de los niveles de producción del 2013.
• Inversiones de capital de exploración y desarrollo, (“E&D”) estimadas de $2.5 millardos, que reflejan   una mayor cantidad de perforación de desarrollo y exploración, (incluyendo las inversiones en bienes de capital en los activos de la recientamente adquirida Petrominerales Ltd. (“Petrominerales”), y las inversiones en bienes de capital en los bloques CPE-6 y Rio Ariari, para llevarlas a producción), y los gastos reducidos de manera importante, en las instalaciones del Campo Rubiales.
• Fue otorgada y obtenida  la licencia global de exploración y desarrollo para el Bloque CPE-6, lo cual permitirá una producción y desarrollo tempranos para el 2014.
• Con  la  licencia  de  exploración  para  el  Bloque  Rio  Ariari  Block  se  dará  continuidad  a  la exploración y a las pruebas de producción en el 2014, lo cual permitirá su desarrollo en el 2015.
• Con la producción combinada de los bloques CPE-6 y Rio Ariari, se espera que la producción neta actual de la Compañía del Campo Rubiales, sea remplazada en su totalidad para el 2016.
• Se identificaron catalizadores importantes que podrían  impactar materialmente a la Compañía en los próximos tres a  cuatro años.

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

“Estimamos que lograremos una producción neta de 128 a 130 Mbpe/d en el 2013, por encima del límite superior de la producción  del 15 a 30% de crecimiento, (113 a 127 Mbpe/d), sobre los niveles del 2012, no obstante haber tenido que   realizar ajustes por volúmenes adicionales entregados a Ecopetrol, S.A. asociados con la decisión del arbitramiento PAP en Quifa.

“Hemos fijado nuestra meta de crecimiento de producción para el 2014 entre un 15 y un  25% por encima de los niveles del 2013, con una expectativa de producción neta de aproximadamente 148 a 162 Mbpe/d. El crecimiento de la producción estará apalancado  en la adquisición de Petrominerales, el desarrollo del prospecto Hamaca en el Bloque CPE-6 y en el desarrollo de otros campos de crudo liviano.

“Esperamos que los precios de crudo obtenidos en el 2014 promedien de $90 a $95/bbl. Esperamos que los costos operativos fijados como una meta estén en el orden de los $30 a $33/bpe generando un margen de netback operativo por encima del 60% y generando un   EBITDA en el orden de los $3.4 a $3.6 millardos.

“Dada la naturaleza de los negocios de la Compañía, con una balanza inclinada de manera importante hacia el negocio del crudo pesado en Colombia frente al  crudo liviano, resulta importante entender que nuestro crecimiento de producción de hidrocarburos tiende a materializarse en grandes aumentos escalonados. Dado lo anterior, esperamos   que el crecimiento en nuestros volúmenes de crudo pesado continúe  impulsado por la construcción de instalaciones y su entrada en operación, lo cual depende en gran parte de la velocidad  y la oportunidad  con las que sean otorgadas las licencias ambientales, área esta en la cual  la Compañía tiene un control limitado. De otra parte, la producción de crudo pesado tiene la ventaja   de generar niveles de producción más sostenibles, vida de reservas más larga, y una característica de recurso a reservas que se repite y puede escalar.

“Nuestros planes para el 2014 están basados en nuestro amplio portafolio, y en nuestra producción la cual está enfocada en el crudo pesado. Dicha producción  continua creciendo y gozando  de  netbacks sólidos y en valores económicos robustos. Durante el 2013, continuamos fortaleciendo nuestro portafolio mediante la adquisición estratégica de Petrominerales: 1) agregando volúmenes  adicionales de crudo liviano de alta calidad que asegura un suministro confiable de diluyente a bajo costo para nuestro negocio de crudo pesado, 2) capturando componentes adicionales de la cadena de valor mediante sinergias combinadas de activos, 3) asegurando transporte adicional en los oleoductos para nuestra producción de crudo, al cual esperamos continúe creciendo, y 4) generando producción adicional, y reservas y flujo de caja a métricas atractivas, con un potencial de exploración importante.

“Para el 2014, nuestro plan de inversiones en capital de E&D no se concentra únicamente en un solo año, sino que más bien está enfocado en asegurar el crecimiento continuo y la creación de valor para el futuro. Para los próximos tres a cuatro años, la Compañía ha identificado ocho impulsores   principales que generan catalizadores potenciales importantes:

1.   Remplazo de la Producción en el Campo Rubiales con antelación al vencimiento del Contrato a mediados del 2016: La Compañía cuenta ahora con  barriles visibles para desarrollar, los cuales esperamos que, para el momento en que el contrato venza a mediados del 2016. remplacen completamente nuestra producción de aproximadamente 70 Mbbl/d   proveniente del Campo Rubiales. Dicho remplazo provendrá del desarrollo de los   Bloques CPE-6 y Rio Ariari, (este último adquirido mediante la adquisición de Petrominerales), y en los cuales la Compañía tiene una participación del 50% y del 100% respectivamente y en los que es operadora. En el mes de diciembre, se han movilizado  dos taladros al Bloque CPE-6 para comenzar el programa de exploración y evaluación de desarrollo, y se espera que a principios de 2014 se movilice un taladro al Bloque Rio Ariari. Ambos bloques están localizados al suroeste de los campos Rubiales/Quifa, a lo largo de la faja de crudos pesados de Colombia.

2.   Negociación  de  un  Nuevo  Contrato  para  el  Campo  Rubiales:  La  Compañía  se  encuentra negociando de manera activa  un nuevo contrato para el Campo Rubiales, cuyo contrato vence a mediados del 2016, y que se extendería más allá de este. De lograrse esta negociación, el nuevo contrato incluiría producción y reservas ligadas a la implementación en el Campo Rubiales de la tecnología de recuperación secundaria STAR, propiedad de la Compañía.

3.   Tecnología de Recuperación Secundaria STAR: Sobre la base de los resultados recientemente obtenidos, la tecnología STAR de la Compañía ha demostrado la factibilidad técnica de duplicar el factor de recuperación primario en el proyecto piloto Quifa SO. En el 2014, la aplicación de la tecnología será extendida a escala comercial en el campo Quifa SO, mediante la inclusión de algunos pozos de clusters vecinos que actualmente están produciendo mediante recuperación primaria, como paso previo a la inclusión de todos los pozos de dichos clusters entre otros. Se espera que  STAR aumente  las reservas y extienda la vida del yacimiento  e incremente las reservas, lo cual tendrá el efecto de reducir los costos futuros de DD&A en los campos de crudo pesado de la Compañía. La tecnología está diseñada para las características únicas asociadas con los campos de crudo pesado de Colombia y se espera que sea aplicable a otros campos de crudo pesado de la Compañía, actualmente en la producción, y bajo las etapas de desarrollo y exploración. La Compañía recibió dos patentes exclusivas a 20 años en Colombia para la aplicación de su tecnología STAR y cree que ésta es un agente de cambio potencial para Pacific Rubiales y para el futuro de la producción de crudo en Colombia.

4.   Iniciativas de Reducción de Costos Operativos: En el 2013, la Compañía inició proyectos e iniciativas   de   reducción   de   costos   enfocados   en   reducir   sus   costos   operativos   en aproximadamente $8/bbl sobre una base pro-forma para finales del 2013, comparado con el promedio del 2012. Se espera que estas iniciativas estén implementadas en su totalidad para finales de año con lo cual   se verán reflejadas en los márgenes operativos de la Compañía entrando al 2014. Los costos de diluyente   se han reducido en más de $4/bbl (tercer trimestre 2013 vs. promedio 2012), y se esperan más reducciones. Está previsto que la   mayoría de las reducciones restantes provengan del inicio y puesta en operación   de la línea de trasmisión de energía   de   Petroelectrica de los Llanos, (“PEL”), la cual suministrará energía a los campos productores Rubiales y Quifa  a un menor costo, y energía para reforzar las estaciones de bombeo en el oleoducto ODL a comienzos de 2014, con potencial adicional de suministrar energía a bajo costo a los nuevos campos de crudo pesado en los bloques CPE-6 y Rio Ariari.

5.   Un gran Inventario de Bloques de Desarrollo and Exploración de Crudo Pesado: Creemos que el crudo pesado representa el futuro de la producción de crudo y líquidos de Colombia. El crudo pesado ha significado  un crecimiento de la producción del país desde el 2007 de más de un 80%, y actualmente representa cerca del 50% de la producción de crudo y líquidos total de Colombia, en donde la mayoría de esta producción proviene de los campos Quifa y Rubiales operados por la Compañía. Pacific Rubiales ha construido un gran inventario de prospectos de crudo pesado en Colombia, incluyendo el prospecto Hamaca en el Bloque CPE-6, que esperamos comenzará a desarrollarse  en  el  2014,  luego  de    haberse  otorgado  la  licencia    global  de  exploración  y desarrollo de dicho bloque a finales de este año,   un número de prospectos en el Bloque Rio Ariari, que se espera pasen de la fase de   exploración a la de   desarrollo para el 2015, más prospectos de exploración identificados para perforar en ambos bloques, exploración actualmente en curso que tiene como objetivo prospectos adicionales en los bloques CPO-14, CPO-17 y Portofino, y, (v) perforación futura en bloques de exploración en la Cuenca Putumayo.

6.   Un Portafolio de Exploración “Big-E” Actualmente en curso: La Compañía ha construido un importante inventario de prospectos de exploración de alto riesgo/alta recompensa en Colombia, Perú, Brasil y Guyana y está comprometida  con  destinar hasta un 30% de sus inversiones de capital cada año para exploración a fin de  impulsar  futuro crecimiento. Aun cuando parte de lo aquí  descrito  se  encuentra  en  etapa  inicial,  esta  exploración  tiene  el  potencial  de  generar volúmenes importantes  de producción  más allá de un plazo previsto de tres años. La Compañía ha obtenido un  éxito temprano  con dos descubrimientos este año en los bloques Karoon en la Cuenca Santos costa afuera en Brasil y estará evaluando estos descubrimientos en el 2014.

7.   Plan de Re-compra de Acciones: La alta gerencia de la Compañía y su Junta Directiva creen que el precio actual de la acción está subvaluado por lo cual,  recientemente iniciaron la compra  de sus acciones ordinarias de conformidad con la oferta del emisor de curso normal anunciada  en abril de 2013. Se espera que este plan de re-compra sea financiado por la venta parcial de los activos del midstream de la Compañía.

8.   Acceso a Grandes Recursos de Crudo Pesado: La Compañía tiene acceso a acumulaciones muy grandes de crudo pesado en Colombia donde se estima que los volúmenes de su participación exceden siete millardos de Petróleo Original en Sitio (“POES”). Más de la mitad de estos barriles están en los campos productores desarrollados de Rubiales y Quifa donde se han establecido factores de recuperación primaria de 14 a 16% y la tecnología STAR tiene el potencial de al menos doblar el factor de recuperación primario. Los barriles de POES restantes están en forma tanto de reservas como de recursos prospectivos los bloques CPE-6 y Rio Ariari, en etapa de exploración avanzada, pero excluyen recursos prospectivos adicionales en otros bloques de exploración de la Compañía en Colombia.

“En resumen, Pacific Rubiales entra al 2014 con una posición financiera muy sólida, nuestro balance general permanece robusto y nuestras metas de crecimiento en el mediano plazo se basan en nuestros grandes  activos  de  crudo pesado  de  exploración  y  desarrollo  a  bajo  costo y con  altos  retornos  en Colombia. Espero un año 2014 emocionante a medida que continuamos con nuestra estrategia de crecimiento repetible y rentable, construyendo, para el beneficio a largo plazo de nuestros accionistas, empleados y otros interesados, la Compañía de E&P líder con enfoque en América Latina.”

TEMAS DESTACADOS DE LAS INVERSIONES EN BIENES DE CAPITAL DEL 2014:

En el 2013, las expectativas de inversiones en bienes de capital de E&D han sido reformuladas a un total de aproximadamente $2 millardos, un aumento de 15% de los pronósticos originales, principalmente como resultado de inversiones en bienes de capital de exploración y de instalaciones mayores de lo esperado.

Las  inversiones  en  bienes  de  capital    en  exploración  y  desarrollo  (E&D)  estimadas  para  el  2014 totalizarán $2.5 millardos, un aumento aproximado del 25% en comparación con las inversiones en bienes de capital realizadas durante el 2013; lo cual principalmente representa un incremento significativo en proyectos de exploración y perforación de desarrollo. Se espera que el programa de inversiones en bienes de capital sea financiado mediante el flujo de efectivo internamente generado; las siguientes son las principales inversiones en bienes de capital programadas

9.   $950 millones en perforación de desarrollo para un total de 366 pozos brutos proyectados (207.2 netos), excluyendo reacondicionamientos y pozos de inyección de agua. La perforación de desarrollo es generada gracias a la continua actividad desarrollada en los campos Rubiales, Quifa SO, Cajúa y Sabanero, la perforación de desarrollo inicial en el Bloque CPE-6, y en un portafolio de pozos de desarrollo en los campos de crudo liviano de la Compañía en Colombia y Perú. Los pozos de desarrollo, (y de exploración) programados por la Compañía en el 2014 en los Bloques CPE-6 y Z-1 son provisionales, supeditados a los resultados de las pruebas de producción y a los acuerdos que se subscriban con los socios. A continuación se presenta un cuadro de los pozos de desarrollo programados.

10. $700 millones en exploración, lo cual representa un aumento importante en comparación con el 2013, y que  su vez refleja el mayor número de pozos programados en el 2014 para la franja de crudo pesado en Colombia y en las cuencas costa afuera de Perú y Brasil. La Compañía planea perforar  aproximadamente  46  pozos  exploratorios  brutos,  (28.9  netos),  incluyendo  pozos  de evaluación y pozos estratigráficos, y los pozos del 2013 que se estarán perforando más allá del final del año), igualmente se planea adquirir 3.545 kilómetros  y 8.460 kilómetros cuadrados  de información  sísmica  2D  y  3D  respectivamente.  El  programa  de  pozos  planificado  por  la Compañía incluye 26 pozos en bloques localizados a lo largo de la estratégica franja de crudo pesado de la Compañía en la Cuenca del Sur de Los Llanos, en Colombia. Con respecto al programa global, aproximadamente diez pozos tienen como objetivo prospectos de alto impacto, incluyendo pozos en el Perú, Brasil y un pozo secundario en Guyana. A continuación se presenta el cuadro de los pozos de exploración programados.

11. $580  millones en instalaciones e infraestructura, donde  aproximadamente  el 75%  de  dichos recursos están destinados  a inversiones en  los principales campos productores de crudo pesado de  la  Compañía incluyendo  Rubiales,  Quifa SO, Cajúa  y Sabanero,  y el  25% restante está destinado al desarrollo del Bloque CPE-6, y de otros campos de crudo liviano en Colombia.

12. $270 millones destinados a otros Capex incluyendo inversiones en bienes de capital, tales como el proyecto STAR, Agrocascada, el gasoducto de La Creciente, la capitalización de costos de servicio de deuda de transporte en ODL y Bicentenario, así como diferentes estudios de pre- ingeniería, el costo de las evaluaciones de reservas, oficinas de exploración y otros imprevistos para actividades de proyectos provisionales.

(1)Excluye reacondicionamiento de pozos existentes y desviaciones, y la perforación de pozos de inyección

(2)Pozos de desarrollo en varios bloques de crudo liviano (incluyendo: Cubiro, Cravo Viejo, y Cachicamo)

*Objetivo de Exploración: CP (Crudo Pesado), GN (Gas Natural), CL (Crudo Liviano)

(1)La Compañía posee una participación de 49.999% en Maurel et Prom Colombia B.V. la cual posee 100% de los bloques Cor-15 y Muisca y 50% del bloque CPO-17

(2)Excluye hasta 10 pozos exploratorios horizontales provisionales, que serán perforados desde plataformas.

(3)La Compañía posee un porcentaje de participación de 40% en el bloque Portofino propiedad de Canacol Energy Inc.

*Objetivo de Exploración: CP (Crudo Pesado), GN (Gas Natural), CL (Crudo Liviano)

Colombia

La Compañía mantendrá sus actividades enfocadas principalmente en Colombia durante el 2014, con inversiones totales en bienes de capital de E&D que alcanzaran la cifra de $2.1 millardos, incluyendo inversiones en exploración, perforación de desarrollo e instalaciones. De dicha cifra, $375 millones serán destinados a la perforación de 41 pozos exploratorios brutos, (26.8 netos), la adquisición de sísmica y otros gastos de G&G. Los pozos exploratorios de especial interés incluyen los nueve pozos planificados para el Bloque CPE-6, los dos primeros pozos que serán perforados en el Bloque CPO-14, y dos pozos exploratorios programados en el Bloque Rio Ariari. Con base de los resultados que arrojen estos dos pozos exploratorios en el Bloque Rio Ariari, la Compañía ya cuenta con  los permisos necesarios para perforar de cuatro a cinco pozos horizontales adicionales para pruebas a largo plazo, desde cada una de las plataformas de exploración. Los pozos horizontales son provisionales en este momento pero se espera que sean utilizados en apoyo al desarrollo total del campo programado para el 2015.

Las inversiones en perforación de desarrollo representan $885 millones adicionales, los cuales   serán destinados  a la perforación de 356 pozos brutos, (202.3 netos): 172 planeados para el Campo Rubiales,

81 en Quifa SO, 13 en Cajúa, 32 en Sabanero, 16 en CPE-6, y los 42 restantes en los bloques de crudo

liviano de la Compañía.

La mayoría del total de $580 millones en inversiones de bienes de capital de la Compañía para instalaciones  e  infraestructura  planificados  serán  dirigidos  hacia  Colombia,  aproximadamente  en  el mismo orden de los gastos en instalaciones realizados durante el 2013. La mayoría de los gastos serán destinados  a  los  campos  productores  de  crudo  pesado  Rubiales,  Quifa,  y  Cajúa  de  la  Compañía incluyendo líneas de flujo, ampliación de la red eléctrica, facilidades de deshidratación de crudo y de tratamiento de agua, requeridas para manejar los cada vez mayores volúmenes de agua producidos en estos campos. Las inversiones también serán destinadas a las primeras facilidades de desarrollo fijas en CPE-6 y a algunos de los campos de crudo liviano de la Compañía. La Compañía es el operador de la mayoría de sus bloques y actividades en Colombia.

Perú

Las inversiones en bienes de capital en el Perú alcanzarán la cifra de $180 millones, de los cuales aproximadamente el 60% está destinado a actividades de exploración, incluyendo la perforación de los primeros pozos exploratorios en el Bloque Z-1 costa afuera, desde que la Compañía adquirió su participación en dicho bloque y la perforación del pozo Fortuna-1X en el Bloque 116 costa adentro.  Los gastos restantes representan actividades de desarrollo en el Bloque Z-1, incluyendo la perforación de 10 pozos de desarrollo brutos (4.9 netos). Los pozos e inversiones en bienes de capital planificados en el Bloque Z-1 son provisionales y están sujetos a la aprobación de los socios.

Brasil

El programa de inversiones en bienes de capital en Brasil bordea la cifra de $80 millones incluyendo el

35%  del  porcentaje  de  participación  total  perteneciente  a  la  Compañía  en  el  pozo  de  evaluación Kangaroo-2  que  será  perforado  buzamiento  arriba  del  pozo  descubridor  Kangaroo-1  perforado  a principios de 2013, y un pozo exploratorio en una estructura separada en Kangaroo Oeste, ambos localizados en la cuenca Santos costa afuera. Los gastos adicionales serán dirigidos a la adquisición de información sísmica en los tres bloques de exploración costa afuera en el norte de Brasil que la Compañía adquirió en la onceava ronda del 2013.

Otros

Se destinarán  inversiones en bienes de capital en el rango de $140 millones a actividades de exploración en los bloques que la Compañía posee en Guatemala, Belice y Guyana,  incluyendo: 1) gastos destinados a la perforación de un eventual pozo exploratorio secundario costa afuera en Guyana, 2) adquisición de información sísmica y geofísica en los bloques de la Compañía en Belice y Guyana. La Compañía espera spin out o vender sus activos de Papúa Nueva Guinea en el 2014.

ACTUALIZACIÓN DE  PROYECTOS  DE INFRAESTRUCTURA.

La Compañía continúa invirtiendo en infraestructura para impulsar  la cadena de producción y  las áreas estratégicas del upstream y del midstream, principalmente en Colombia, para asegurar y controlar el ritmo de desarrollo de reservas contempladas en su plan de negocios. Las actividades principales durante el cuarto trimestre de 2013 consistieron en:

·     A finales de noviembre, culminó la construcción de la línea de transmisión eléctrica por la empresa Petroelectrica de los Llanos, PEL, propiedad en un ciento por ciento  de la Compañía y operada por la misma. La nueva línea de transmisión de energía de 230 kilovoltios conecta los campos Rubiales y Quifa con   el sistema nacional de transmisión eléctrica   de Colombia, suministrando energía a menor costo para operar los campos. Cuando inicie operaciones, se espera que la línea genere una reducción de aproximadamente $100 millones por año en los costos operativos de crudo de la Compañía. Se está a la espera de la aprobación de la Unidad de Planeación Minero Energética, (UPME), para dar comienzo a las  operaciones y la electrificación de la línea lo cual está previsto que ocurra  antes de finales de año. Para la segunda mitad del 2014 está previsto que haya reducciones adicionales de los costos operativos una vez que  PEL comience a suministrar  energía  las estaciones reforzadoras de bombeo del oleoducto ODL. PEL está diseñada para ser expandida y se espera que suministre energía al desarrollo de los campos de crudo pesado de la Compañía, CPE-6 y Rio Ariari.

·     El oleoducto Bicentenario comenzó a transportar crudo a finales de octubre, lo que resultó en los primeros envíos de crudo en noviembre. El oleoducto tiene una capacidad inicial de  diseño de aproximadamente 120 Mbbl/d y la Compañía tiene una participación de aproximadamente 44%, (incluyendo la participación adicional adquirida mediante  la adquisición de Petrominerales).

·     La Compañía también adquirió una participación del 5% en el capital del oleoducto OCENSA proveniente de la adquisición de Petrominerales, lo cual implica, 29 Mbbl/d de capacidad de transporte adicional frente a  su actual capacidad preferencial de 60 Mbbl/d. La Compañía espera vender dicha participación a un tercero, reteniendo el derecho a la capacidad de transporte lo cual asegurará mediante la celebración de un acuerdo a largo plazo. Se espera que la venta cierre antes de finales del 2013.

·     Pacific Infrastructure Ventures Inc., una compañía privada en la cual Pacific Rubiales posee una participación en el capital de 41,4%, está actualmente desarrollando el terminal de exportación de crudo de Puerto Bahía en la costa del Caribe, y el oleoducto Olecar de 300 Mbbl/d que conecta Coveñas con Cartagena. Actualmente se está ejecutando la fase de construcción 1, que consiste en la construcción de  cinco tanques de almacenamiento de crudo, un puente para acceso mediante carretera a Cartagena, y un muelle para carga/descarga de tanqueros de dos plazas. Se espera que la  construcción  del  oleoducto  Olecar  comience  en  el  primer  trimestre  de  2014  una  vez  se obtengan  los  permisos  ambientales  correspondientes.  Se  espera  que  el  nuevo  puerto  esté operativo en el cuarto trimestre de 2014 y es muy estratégico para las expectativas de crecimiento de la producción de crudo pesado de la Compañía y la necesidad de asegurar capacidad de exportación adicional.

·     En septiembre, la Compañía anunció que su proyecto piloto STAR que opera en el Campo Quifa SO había logrado el doble del factor de recuperación en el área de la prueba piloto. Luego de esto, se le otorgó a la Compañía dos patentes exclusivas por 20 años en Colombia para aplicar su tecnología STAR en Colombia y en Diciembre le otorgaron la segunda patente, la cual está relacionada con otros tipos de configuraciones de pozos, también por 20 años . Se espera que la evaluación el piloto STAR continúe operaciones hasta febrero de 2014, razón por la cual se ha iniciado la segunda etapa del proyecto incorporando dos de pozos horizontales existentes (unos 18000 BFPD) proveniente de dos clusters vecinos y contiguos, como parte de la estrategia de PRE de incorporar hasta 4 clusters, a escala comercial a finales del 2014 cuando se espera ampliar la infraestructura de producción y compresión de aire. La Compañía ha recibido aprobación de Ecopetrol (su socio en el campo Quifa SO) para incorporar ese par de pozos y continúan las conversaciones para convertir la totalidad de los clusters existentes a escala comercial como se mencionó anteriormente. Esos clusters actualmente están produciendo más de 135000 BFPD bajo recuperación primaria.

·     Pacific Midstream Holding Corp., (“Pacific Midstream”) una entidad 100% propiedad de PRE que actualmente posee la participación de la Compañía en los oleoductos ODL y Bicentenario y de  los activos de la línea de transmisión de energía PEL, está planificando un spin out de 30 a 40% de la participación a un tercero a cambio de efectivo. Se han recibido múltiples ofertas y la Compañía ahora espera completar la venta en la primera mitad de 2014. En fases posteriores, se espera que se agreguen activos adicionales a Pacific Midstream, conjuntamente con la venta adicional de participación en el capital a terceros.

·     Agrocascada SAS, una subsidiaria 100% propiedad de PRE,  actualmente está  desarrollando un proyecto de irrigación de agua para agricultura en el área del campo de crudo Rubiales que tratará agua producida de los campos Rubiales y Quifa a través de plantas de osmosis inversa, utilizando el agua para el cultivo de aceite de palma. El proyecto generará costos operativos por unidad más bajos que la actual reinyección de agua producida asociada con la producción de crudo. Se espera que la primera facilidad de osmosis inversa de 1000 Mbbl/d esté operativa en la segunda mitad del segundo trimestre de 2014, quedando pendientes la recepción de los permisos ambientales y aprobaciones gubernamentales necesarios.

·     El  Proyecto  de  GNL  a  pequeña  escala  ubicado  en  la  costa  del  Caribe  de  Colombia  está progresando según los planes. El proyecto consiste en una instalación flotante de GNL de 0.5/año millones de toneladas, en construcción para Exmar NV, en la cual la Compañía tiene un contrato de take or pay de 15 años. La construcción de un gasoducto que conecta con el Campo La Creciente, que suministra el gas natural a las instalaciones de GNL, comenzará en el 2014. Todos los permisos, con excepción del que corresponde a   la conexión submarina del oleoducto, han sido otorgados y la Compañía espera el inicio de operaciones de la instalación a finales de 2014, con los primeros envíos de GNL en la primera mitad de 2015. A principios de noviembre, la Compañía anunció la firma de una Hoja de Términos con Gazprom Marketing & Trading Limited que abarca un acuerdo de venta a cinco años de toda la capacidad anual de las instalaciones de GNL, comenzado en el segundo trimestre de 2015.

ACTUALIZACIÓN EXPLORACIÓN:

Durante  el  cuarto  trimestre,  la  Compañía  continuó  realizando    sus  actividades  de  exploración  en Colombia y Guatemala. Se perforaron   13 pozos, 12 en Colombia y uno en Guatemala, además   en Colombia se comenzó la adquisición de 251 kilómetros  de sísmica 2D y  se continuó con el estudio de 721 kilómetros cuadrados de sísmica 3D.

Colombia –  Cuenca de Los Llanos

·     En el Bloque Quifa, la Compañía perforó tres pozos exploratorios y en la porción noroeste del bloque continuó con la adquisición de 721 kilómetros cuadrados de sísmica 3D. Los pozos exploratorios   QFE-S-1X   y   QFN-D-1X,   ubicados   al   este   y   norte   del   bloque   Quifa, respectivamente, resultaron en nuevos descubrimientos para los prospectos “S” y “D”. Actualmente  ambos  pozos  están  en  pruebas  de  producción.  Estos  dos  pozos  confirman  el potencial en estas áreas del bloque, y la Compañía está preparando actualmente una campana de perforación de avanzada para evaluar y confirmar la extensión de estos descubrimientos. El pozo QFE-A-1ST  fue  perforado  en  el  prospecto  QFE-A,  y  aunque  el  pozo  mostró  algo  de hidrocarburos durante la perforación, la evaluación petrofísica no indicó intervalo comercial alguno, así que el pozo fue taponado y abandonado.

·     En el Bloque CPE-6, la interpretación del volumen de sísmica 3D culminó y ayudó a identificar las  próximas  locaciones    de  exploración    y    de  avanzada  para  el  bloque.  A  principios  de noviembre, a la Compañía le fue otorgada  la licencia ambiental global para la parte norte del bloque. Esta licencia permite la perforación de 40 plataformas con hasta 5 pozos en cada plataforma para un total de 200 pozos, incluyendo pozos de exploración, avanzada, desarrollo e inyección de agua, y la construcción de facilidades de superficie para el futuro desarrollo del campo.  Una vez recibida  la licencia ambiental, la Compañía comenzó la perforación del primero de dos exploración pozos  planificados para el 2013 en el bloque, los cuales, conjuntamente con la sísmica 3D adquirida en el 2012, completa los compromisos correspondientes a la primera fase de este contrato de E&P. El segundo pozo, es un pozo de avanzada para el prospecto Hamaca y se espera los resultados de las pruebas de producción a corto plazo para ambos pozos para finales de diciembre.

·     En el Bloque Sabanero, la Compañía culminó el pozo estratigráfico Sab-Strat-SW2, ubicado en la parte  suroeste  del  bloque.  El  pozo  mostró  2,5  pies  de  arena  neta  de  una  columna  de hidrocarburos, que aunque ayuda a entender la continuidad estratigráfica en zona prospectiva de esta parte del bloque, debido a su poco espesor petrolífero, está en proceso de abandono.

·     En el Bloque CPO-14, la Compañía inició la perforación del primer pozo estratigráfico en la parte suroeste del bloque. Este pozo hace parte del compromiso de exploración para la primera fase del contrato.

·     En el Bloque Cravo Viejo, la Compañía perforó el pozo exploratorio Gemar-2 con las secciones Gacheta y Carbonera C-5 como sus principales objetivos de exploración. El pozo encontró 4 y 5 pies de arena neta en ambas formaciones, respectivamente y actualmente el pozo está en preparación para una prueba de producción a corto plazo.

·     En el Bloque Cachicamo, fueron perforados los pozos exploratorios Falco-1 y X-Ray-1. El pozo Falco-1 alcanzó una TD de 8.304 pies en la Formación Ubaque, pero la evaluación petrofísica no mostró intervalo alguno con arena neta y el pozo fue abandonado. El pozo X-Ray-1 encontró 15 pies de arena neta en la Formación Ubaque, resultando en un nuevo descubrimiento en el bloque, y una prueba preliminar de producción alcanzó 90 bbl/d con un corte de agua de 40%.

Colombia – Valle Inferior del Magdalena

·     En  el  Bloque  La  Creciente,  la  Compañía    perforó dos  pozos  exploratorios. Se  comenzó  la perforación  del    pozo  exploratorio  LCI-1X  a  principios  de  junio,  alcanzando  una  TD  de 12,711pies MD a finales de julio. El pozo se perforó desviado y en septiembre probó 9.4 MMcf/d a través de una válvula choke de 18/64” en las arenas de Ciénaga de Oro.  De una prueba posterior en el Porquero Medio fluyó agua, y el pozo fue completado como un productor de gas en Ciénaga de Oro. El pozo exploratorio LCH - 1X en el prospecto “H” fue perforado a una profundidad total de 11.552 pies MD. La primera prueba de producción en las arenas de Ciénaga de Oro dieron como resultado agua y muestras de gas. Este intervalo fue cerrado posteriormente y se está realizando una segunda prueba de producción en el tope de la Formación Ciénaga de Oro.

·     En el Bloque Guama, en abril, la Compañía realizó un fracturamiento hidráulico planificado y las pruebas de pozo de Capure-1X, perforado a una TD de 7.400 pies. Las pruebas se realizaron en tres zonas de las formaciones Porquero Medio “C” y “D” con sarta flexible y guaya fina. La zona media fluyó a tasas de 200 Mcf/d y 15 a 20 bbl/d de condensado de 50° API, mientras que las otras dos zonas encontraron dificultades que impidieron pruebas cortas representativas. El pozo fue cerrado y está a la espera de trabajo posterior y más pruebas extendidas.

·     Adicionalmente, en el Bloque Guama, la Compañía obtuvo la licencia ambiental de producción requerida e inició trabajos para instalar la planta de gas a pequeña escala y las facilidades de superficie asociadas requeridas para llevar a cabo las pruebas de producción extendidas en los pozos Pedernalito-1X, Cororra-1X, Capure-1X y Manamo-1X.

Colombia –  Cuenca Cordillera

·     En el Bloque COR-15, Maurel et Prom, Colombia B.V., el operador del bloque, radicó una solicitud ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos para convertir el contrato TEA a un contrato de E&P.

·     En el Bloque Muisca, se obtuvieron  los permisos ambientales y culminaron las obras civiles para la ubicación del pozo Balsa-1X, que comenzó perforación a principios de Diciembre. La profundidad actual es de 2.620 pies.

Colombia –  Cuenca Caguan-Putumayo

·     En el Bloque Portofino, Canacol Energy Ltd. (“Canacol”),   operador del bloque, comenzó la perforación del pozo estratigráfico Tachuelo-1X en el cuarto trimestre. El pozo alcanzó una TD de 2.462 pies en rocas de basamento a principios de diciembre, luego de haber recuperado 122 pies de muestras. Canacol está preparando y acondicionando el hoyo para realizar los  registros eléctricos.

·     En los bloques Tacacho y Terecay, el proceso de licitación para la adquisición de 956 kilómetros de sísmica 2D planificada fue completado, y se espera que el estudio comience en enero de 2014.

·     En los bloques Caguan-5 y Caguan-6, la Compañía completó 2.361 kilómetros de estudios aero- magnéticos y aero-gravimétricos. La interpretación de la data está en progreso y se espera que se complete para finales del año.

Guatemala

·     La Compañía inició la perforación del pozo exploratorio Balam-1X a finales de agosto. La profundidad actual de perforación es 12.880 pies. La Compañía está preparando una prueba a hoyo desnudo de una sección del pozo que mostró buenos shows de hidrocarburos durante la perforación de la sección Coban.

Belice

·     La Compañía ha comenzado la adquisición de 2.500 kilómetros de estudios aero-magnéticos y aero-gravimétricos en el cuarto trimestre. Se han adjudicado varios contratos, entre ellos el  de adquisición  de  650  kilómetros  de  sísmica.  Una  pequeña  porción  del  estudio  planificado  de sísmica está a la espera de los permisos ambientales.

Pacific Rubiales, es una compañía canadiense productora de gas natural y crudo, que tiene el 100% de Meta Petroleum Corp., que 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., que opera el campo de gas natural La Creciente en el área noroeste de Colombia. Pacific Rubiales también ha adquirido el 100% de Petrominerales Ltd, que es dueña de activos de crudo liviano y pesado en Colombia y activos de gas en Perú, el 100% de PetroMagdalena Energy Corp., que es dueña de activos de crudo liviano en Colombia, y el 100% de C&C Energía Ltd., que es dueña de activos de crudo liviano en la Cuenca de Los Llanos. Además, la Compañía tiene un portafolio de activos diversificado más allá de Colombia, que incluye activos productores y de 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, 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.

Avisos

Anotación Cautelar Relacionada con 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 o eventos reales 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; la incertidumbre inherente a la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; el impacto de reclamos ambientales, aborígenes o de otra naturaleza y los retrasos que dichos reclamos pudiesen generar en los planes de desarrollo de la Compañía 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 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.

Definiciones