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Toronto, Canadá, quarta-feira, 18 de dezembro de 2013 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC:   PREC)   (BOVESPA:   PREB)   divulgou,   nesta   data,   suas   perspectivas   operacionais   e  seu planejamento  de gastos para 2014, além de uma atualização  operacional  de 2013. A Pacific Rubiales espera divulgar os resultados auditados de 2013 no dia 13 de março de 2014. Todos os valores neste comunicado serão expressos em US$, exceto quando expressamente disposto de forma contrária.

DESTAQUES DAS PERSPECTIVAS PARA 2014

•   Meta de uma produção líquida média de, aproximadamente, 148 a 162 Mboe/d, um aumento de

15 a 25% se comparado aos níveis de produção de 2013.

•    Estimativa de gastos com exploração e desenvolvimento (“E&D”) de $2,5 bilhões, refletindo um aumento total no desenvolvimento de perfuração e exploração (incluindo os gastos dos ativos da nova aquisição de Petrominerales Ltd. (“Petrominerales”) e gastos nos blocos CPE-6 e Rio Arari para avançar esses estágios de produção) e a significativa redução de gastos nas instalações do Campo Rubiales.

•    Recebimento de licença “em branco” para exploração e desenvolvimento no Bloco CPE-6, o que permitirá a antecipação do processo de desenvolvimento e produção em 2014.

•    A  atual  licença  de  exploração  no  Bloco  Rio  Ariari  permite  a  continuidade  dos  testes  de exploração e produção em 2014, o que levará ao seu desenvolvimento em 2015.

•    Espera-se  que,  até  2016,  a  produção  combinada  dos  Blocos  CPE-6  e  Rio  Ariari  substitua integralmente a atual produção líquida da Companhia advinda do campo Rubiales.

•   Significativos   catalisadores   foram  identificados,   podendo  causar  um  impacto  material  na

Companhia nos próximos três a quatro anos.

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

“A Companhia estima que irá atingir a produção líquida de 128 a 130 Mboe/d em 2013, acima da margem superior de nossas previsões anuais de produção de 15 a 30% de crescimento (113 a 127 Mboe/d) sobre

os níveis de 2012, mesmo considerando a acomodação de volumes adicionais entregues à Ecopetrol S.A. associados à decisão arbitral PAP de Quifa.

Nosso alvo de produção para 2014 foi estabelecido em 15 a 25% a mais do que os níveis de 2013, com uma  perspectiva  de  produção  líquida  de,  aproximadamente,  148  a  162  Mboe/d.  O  crescimento  da produção será dirigido pela aquisição da Petrominerales, pelo desenvolvimento do prospecto Hamaca no Bloco CPE-6 e outros desenvolvimentos de campos de petróleo leve.

Espera-se que nossa realização de preço de petróleo em 2014 fique em uma média entre $90 a $95/bbl. Espera-se que os custos operacionais permaneçam na faixa de $30 a $33/boe, resultando em uma margem de netback operacional acima de 60% e gerando EBITDA na margem de $3,4 a 3,6 bilhões.

É importante compreender que, devido à natureza dos negócios da Companhia, os quais estão suportados em petróleo pesado na Colômbia e não em petróleo leve, o crescimento de nossa produção tende a se materializar em aumentos significativos. Espera-se que o crescimento do volume de petróleo pesado da Companhia continue a ser impulsionado pela construção de instalações e comissionamentos, sendo amplamente dependente do ritmo e tempo das licenças ambientais, sobre as quais a Companhia tem pouco controle. Por outro lado, a produção de petróleo pesado tem a distinta vantagem de fornecer níveis mais sustentáveis de produção, longevidade de reservas e uma característica de repetição e escalabilidade de recursos para reserva.

Nossas planos para 2014 são moldados por nosso amplo portfólio e pela produção de petróleo pesado que continua  a  crescer  e  desfrutar  de  fortes  netbacks  e  economias  robustas.  Durante  o  ano  de  2013, continuamos  a fortalecer  nosso portfólio  por meio da estratégica  aquisição de Petrominerales,  que (i) adiciona provisões de petróleo leve de alta qualidade, os quais garantem um fornecimento de diluentes a baixo custo para nossos negócios de petróleo pesado; (ii) captura componentes adicionais para a cadeia de valores por meio da sinergia combinada de ativos; (iii) garante capacidade adicional de transporte por meio de oleodutos, o que é importante para a expectativa de crescimento da nossa produção de petróleo; e (iv) fornece produção adicional, reservas e fluxo de caixa a métricas atrativas, com um potencial para um significativo upside exploratório.

Nosso planejamento de gastos em E&D para 2013 não é direcionado apenas para um único ano, sendo na realidade  focado em garantir  o crescimento  contínuo e a criação de valores no futuro. A Companhia identificou  oito  grandes  impulsionadores   de  valor,  os  quais  fornecem  potenciais  e  significativos catalisadores para os próximos três a quatro anos;

1.    Substituição da produção no campo Rubiales em antecipação ao vencimento do Contrato em meados de 2016: A Companhia agora possui os barris visíveis para desenvolver,  os quais se espera substituirão totalmente a produção líquida atual de, aproximadamente,  70

Mbbl/d  do Campo  Rubiales  a tempo  do vencimento  do contrato  primário,  o que  deve ocorrer em meados de 2016. Esta substituição na produção irá advir do desenvolvimento dos 50% de participação  operacional da Companhia no Bloco CPE-6 e de 100% de sua participação no Bloco Rio Ariari (adquirida por meio da aquisição de Petrominerales). Em dezembro, duas plataformas de perfuração foram deslocadas para o Bloco CPE-6, com o intuito de dar início ao programa de exploração e avaliação para desenvolvimento  , e se

espera que uma plataforma de perfuração seja deslocada para o Bloco Rio Ariari no início do ano de 2014. Os dois blocos são localizados no sudoeste dos campos Rubiales/Quifa, na região de recursos de petróleo pesado da Colômbia.

2.    A negociação de um Novo Contrato para o campo Rubiales: A Companhia está negociando ativamente  um novo  contrato  para o Campo  Rubiales,  o qual iria se estender  além do contrato primário, que vence em meados de 2016. Se celebrado, o novo contrato iria incluir a produção e reservas ligadas à implementação  da tecnologia de recuperação secundária STAR, de propriedade da Companhia, no Campo Rubiales.

3.    Tecnologia  STAR  de  recuperação  secundária:  Com  base  em  resultados  recentes,  a tecnologia STAR da Companhia tem demonstrado, no mínimo, uma duplicação no fator de recuperação  primário do projeto piloto no Campo Quifa SW. Em 2014, a aplicação da tecnologia será estendida para operações de escala comercial no Campo de Quifa SW, por meio da inclusão de determinados aglutinadores de poços vizinhos atualmente produzindo em recuperação primária. Espera-se que a tecnologia STAR aumente reservas e estenda a longevidade de reservas, o que terá como efeito a redução de custos DD&A nos campos de petróleo pesado da Companhia. A tecnologia foi desenhada especificamente para as características únicas associadas aos campos de petróleo pesado da Colômbia, e espera-se que ela seja aplicável  ao grande estoque de campos de petróleo  pesado producentes  da Companhia,  nos estágios de desenvolvimento  e exploração.  A Companhia  recebeu duas patentes para a aplicação de sua tecnologia STAR por um período exclusivo de 20 anos na Colômbia e acredita que esta tecnologia seja um potencial divisor de águas para a atuação da Pacific Rubiales e para o futuro da produção de petróleo na Colômbia.

4.    Iniciativas de Redução de Custos Operacionais: Em 2013, a Companhia iniciou projetos de redução de custos e iniciativas focadas na redução de seus custos operacionais de petróleo em uma base proforma ao final do ano 2013 (comparado  à média do ano de 2012) de, aproximadamente, $8/bbl. Espera-se que essas iniciativas sejam totalmente implementadas ao final do ano e sejam refletidas nas margens operacionais da Companhia no início de

2014. Os custos com diluentes já foram diminuídos em mais de $4/bbl (terceiro trimestre de 2013 vs. média de 2012) e espera-se que sejam diminuídos ainda mais no futuro. Grande parte das reduções remanescentes são esperadas para ocorrer com o início das atividades da linha de transmissão de energia Petroelectrica (“PEL”), a qual fornecerá energia de baixo custo para a produção dos campos Rubiales e Quifa e impulsionará as estações de bombeamento  no oleoduto ODL a partir de 2014, com potencial adicional para fornecer energia de baixo custo para os novos campos de desenvolvimento de petróleo pesado nos blocos CPE-6 e Rio Ariari.

5.    Grande  Estoque  de  Blocos  de  Desenvolvimento   e  Exploração  de  Petróleo  Pesado: Acreditamos que o petróleo pesado representa o futuro da produção de petróleo e líquidos da Colômbia. O petróleo pesado proporcionou mais de 80% do crescimento de produção desde 2007 e agora representa algo próximo de 50% do total da produção de petróleo e líquidos da Colômbia, com a maioria desta advinda dos campos Quifa e Rubiales, operados pela Companhia. A Pacific Rubiales construiu um amplo estoque de prospectos de petróleo pesado na Colômbia, incluindo (i) o prospecto Hamaca no Bloco CPE-6, o qual esperamos comece a ser desenvolvido em 2014, após o recebimento da licença de exploração e desenvolvimento  “em  branco”  ao final  deste  ano;  (ii)  alguns  prospectos  no Bloco  Rio Ariari, os quais passarão da fase de exploração para a fase de desenvolvimento em 2015; (iii)  outros  prospectos  de  exploração  a  serem  perfurados  em  ambos  os  blocos;  (iv) prospectos  cuja  exploração  está  sendo  realizada  com  o intuito  de adicionar  prospectos adicionais nos blocos CPO-14, CPO-17 e Portofino; e (v) futura perfuração em blocos de exploração na Bacia Putumayo.

6.    Um Portfólio de Exploração em Andamento “Big-E”: A Companhia construiu um amplo estoque de prospectos de alto risco e alta recompensa na Colômbia, Peru, Brasil e Guiana e está comprometida a alocar até cerca de 30% de seus gastos em cada ano em exploração para alavancar o futuro crescimento. Apesar de ainda em estágio inicial, esta exploração tem o potencial de fornecer significativos volumes de produção no futuro, após um período de três anos. A Companhia tem encontrado sucesso inicial com duas descobertas neste ano nos blocos Karoon, localizados offshore, na bacia de Santos, e realizará a avaliação destas descobertas em 2014.

7.    Plano  de Recompra  de Ações Ativo:  A administração  da Companhia  e o Conselho  de Administração (Board of Directors) acreditam que o atual valor das ações da Companhia está subvalorizado e recentemente iniciou a recompra de suas ações ordinárias nos termos de um plano de recompra de ações (“normal  course issuer bid”) realizado  em abril de

2013. Espera-se que o plano de recompra de ações seja financiado pela venda parcial dos ativos midstream da Companhia.

8.    Acesso a Volumosos Recursos de Petróleo Pesado: A Companhia tem acesso a grandes acumulações  de petróleo  pesado  na Colômbia,  o quais estimamos  exceda  7 bilhões  de barris em participação de Petróleo Original no Local (Original Oil in PLace) (“OOIP”). Mais da metade destes barris estão localizados nos desenvolvidos campos em produção de Rubiales e Quifa, onde os fatores de recuperação primária de 14 a 16% foram estabelecidos e  a  tecnologia  STAR  tem  potencial  para,  no  mínimo,  dobrar  o  fator  primário  de recuperação. Os barris OOIP restantes estão na forma tanto de reservas quanto de recursos de prospecção nos blocos CPE-6 e Rio Ariari, e excluem recursos de prospecção adicionais em outros blocos de exploração na Colômbia.

Resumidamente, a Pacific Rubiales inicia o ano de 2014 em uma posição sólida financeiramente. Nosso balanço e nossos objetivos de crescimento em médio prazo são sustentados por nossos extensivos ativos de exploração e produção de petróleo pesado na Colômbia, os quais são de baixo custo e alto retorno. Estou ansioso para um excitante ano de 2014, na medida em que continuamos com nossa estratégia de crescimento repetitivo e rentável, construindo, para benefício de longo prazo de nossos acionistas, empregados e terceiros interessados, da Companhia líder em E&P com foco na América Latina”.

DESTAQUES DOS GASTOS PREVISTOS PARA 2014:

Em 2013, os desembolsos de capital E&D são previstos para totalizar, aproximadamente, $2 bilhões, um aumento de 15% do prognóstico original, basicamente como resultado de gastos além do esperado com exploração e ativos.

Em 2014,  os desembolsos  de capital  E&D  são estimados  a totalizar  $2,5 bilhões,  representando  um aumento de, aproximadamente, 25% sobre as estimativas de gastos de 2013, basicamente refletindo um aumento em perfurações de desenvolvimento e exploração. Espera-se que o programa de desembolso de capital  seja  financiado  por  fluxo  de  caixa  gerado  internamente.  O  programa  de  capital  consiste  nas seguintes despesas majoritárias:

•    $ 950 milhões no desenvolvimento, com um total bruto de 366 (207,2 líquido) poços planejados (excluindo   refazimentos   e   poços   de   injeção   de   água).   A   atividade   de   perfuração   de desenvolvimento é impulsionada pela contínua atividade nos campos Rubiales, Quifa SW, Cajúa e Sabanero, pela perfuração de desenvolvimento no Bloco CPE-6 e pelo estoque de localizações com poços para desenvolvimento nos campos de petróleo leve da Companhia na Colômbia e no Peru.  Os poços  para  desenvolvimento  (e exploração)  planejados  pela Companhia  nos  blocos CPE-6  e Z-1 são provisórios, dependentes dos resultados de testes e de acordos com parceiros. Uma tabela com o planejamento de poços de desenvolvimento é fornecida abaixo.

•    $700 milhões em exploração, um aumento significativo se comparado a 2013, refletindo alguns poços planejados no cinturão de petróleo pesado da Colômbia e nas bacias offshore no Peru e Brasil. A Companhia  planeja perfurar,  aproximadamente,  46 poços de exploração  bruto (28,9 líquido) (incluindo poços de avaliação, poços estratigráficos e poços perfurados ao final do ano de 2013) e adquirir 3.545 km e 8.460 km2  de dados de sísmica 2D e 3D, respectivamente.  O programa de planejamento de poços inclui 26 poços em blocos ao longo do núcleo do cinturão de petróleo pesado da Companhia, no sul da bacia de Llanos, localizada na Colômbia. No total do programa,  aproximadamente  10 poços  têm como  meta  prospectos  de alto  impacto,  incluindo poços no Peru, Brasil e um poço com contingente em Guiana. Uma tabela com o planejamento de poços de exploração é fornecida abaixo.

•    $580  milhões  em  instalações  e  infraestrutura,  com,  aproximadamente,  75%  direcionados  ao núcleo de produção dos campos de petróleo pesado da Companhia de Rubiales, Quifa SW, Cajúa e Sabanaero, e o restante direcionado ao desenvolvimento do Bloco CPE-6, assim como para o desenvolvimento de outros campos majoritariamente de petróleo leve na Colômbia.

•    $270   milhões   em   outros   capex,   incluindo   despesas   direcionadas   a   tecnologia   STAR, Agrocascada,  o oleoduto de gás La Creciente,  a capitalização  de custos relativos à dívidas de serviços com transporte em ODL e o oleoduto Bicentenario, bem como variados estudos de pré- engenharia, custo de avaliação de reservas, escritórios de exploração e outras contingências provisionadas para atividades como projetos.

(1)Exclui poços existentes, refazimentos, laterais e poços de injeção de água.

(2)Poços de desenvolvimento  em variados blocos de petróleo leve (incluindo

Cubiro, Cravo, Viejo, e Cachicamo)

*Meta de Exploração: PP (Petróleo Pesado), GN (Gás Natural), PL (Petróleo Leve)

(1)A Companhia detém participação de 49,999% em Maurel et Prom Colmobia B.V., a qual detém 100% dos blocos Cor-15 e Muisca e 50% do bloco

CPO-17

(2)Exclui até 10 poços de exploração provisórios horizontais, a serem perfurados com amortecedores

(3)A Companhia detém 40% de participação no bloco Portofino detido pela Canacol Energy Inc. Nota: Esta tabela exclui um potencial poço de contingente em Guiana.

Colômbia

A Colômbia permanecerá sendo o foco das atividades da Companhia, com o total de despesas de capital em 2014  sendo  previsto  na média dos $2,1 bilhões,  incluindo  gastos  com exploração,  perfuração  de desenvolvimento  e instalações.  Desse total, $375 milhões serão direcionados  para a perfuração  de 41 poços de exploração bruto (26,8 líquido), para gastos sísmicos e outros gastos de G&G. Os poços de exploração de particular interesse incluem 9 poços planejados para o Bloco CPE-6, os dois primeiros poços a serem perfurados no Bloco CPO-14 e dois poços de exploração planejados para o Bloco Rio Ariari. Com base nos resultados  destes dois poços de exploração  no Bloco Rio Ariari, a Companhia recebeu licença para a perfuração de quatro a cinco poços adicionais para testes de longo prazo, de cada uma das áreas de exploração. Os poços horizontais são, atualmente, provisórios, mas espera-se que sejam utilizados para apoio da transição para desenvolvimento total em 2015.

Os gastos  com perfuração  de desenvolvimento  irão contabilizar  outros  $885 milhões,  os quais serão direcionados  para  a perfuração  de 356  poços  brutos  (202,3  líquido):  172  planejados  para  no  campo Rubiales, 81 no campo Quifa SW, 13 em Cajúa, 32 em Sabanero, 16 em CPE-6 e os 42 restantes nos blocos de petróleo leve da Companhia.

A maioria dos $580 milhões da Companhia a serem gastos com instalações e infraestruturas planejadas serão direcionados para a Colômbia, aproximadamente em linha com os gastos com instalações de 2013. A maioria das despesas serão direcionadas  aos campos produtores de petróleo pesado da Companhia, quais sejam, Rubiales, Quifa e Cajua, e incluirão linhas de fluxo, rede de distribuição de energia, desidratação de petróleo e instalações de tratamento de água necessárias para lidar com o aumento nos volumes de produção de água nesses campos. Gastos também serão direcionados aos primeiros reparos das  instalações  de  desenvolvimento  no  bloco  CPE-6,  além  de  outros  campos  de  petróleo  leve  da Companhia. A Companhia opera a maioria de seus blocos e suas atividades na Colômbia.

Peru

Espera-se  que  os  gastos  no  Peru  sejam  por  volta  de  $180  milhões,  sendo,  aproximadamente,  60% direcionado às atividades de exploração, incluindo os primeiros poços de exploração a serem perfurados offshore, no Bloco Z-1, uma vez que a Companhia adquiriu uma participação neste bloco, e a perfuração do poço Fortuna-1X, localizado onshore, no Bloco 116. O restante das despesas representam atividades

de desenvolvimento  no Bloco Z-1, incluindo a perfuração de 10 poços de desenvolvimento  bruto (4,9 líquido). Os poços planejados e as despesas com capital no Bloco Z-1 estão provisionados e sujeitos à aprovação do parceiro.

Brasil

Espera-se que os gastos com o Brasil sejam por volta de $80 milhões, os quais incluem a participação de

35% da Companhia no poço de avaliação Kangaroo-2, a ser perfurado na seção superior da descoberta de petróleo  Kangaroo-1,  realizada  em  2013,  bem  como  em  um  poço  de  exploração  em  uma  estrutura separada em Kangaroo  West, ambos localizados  offshore na bacia de Santos. Gastos adicionais  serão direcionados à aquisição de dados sísmicos em três blocos de exploração localizados offshore ao norte do Brasil, os quais foram adquiridos pela Companhia na 11ª Rodada de Licitações, realizada em 2013.

Outros

Gastos de cerca de $140 milhões serão direcionados  a outras atividades de exploração planejadas nos blocos da Companhia na Guatemala, Belize e Guiana, incluindo: (i) gastos direcionados à perfuração de um poço de exploração  com potencial  contingente  localizado  offshore  na Guiana; e (ii) aquisição de dados sísmicos e geofísicos nos blocos da Companhia localizados em Belize e Guiana. A Companhia espera cindir ou alienar seus ativos na Papua-Nova Guiné em 2014.

ATUALIZAÇÃO NOS PROJETOS DE INFRAESTRUTURA

A Companhia  continua  a investir  tanto  em upstream  quanto  na estratégica  infraestrutura  midstream, principalmente  na Colômbia,  de forma  a assegurar  e controlar  o ritmo  do desenvolvimento  da nova produção. As principais atividades durante o quatro trimestre de 2013 foram as seguintes:

•    A construção do projeto PEL, o qual é 100% operado e detido pela Companhia, foi finalizada no final do mês de novembro. Essa nova linha de transmissão de energia com capacidade de 230 quilovolts  conecta os campos Rubiales  e Quifa com a rede elétrica da Colômbia,  fornecendo menores custos com energia para a operação desses campos. Após o comissionamento, espera-se que a linha resulte em uma redução de $100 milhões por ano nos custos operacionais de petróleo da Companhia. O comissionamento e eletrificação da linha aguardam a aprovação ministerial da Colômbia,  esperada  para  o  final  do  ano.  Adicionais  reduções  de  custos  operacionais  são esperadas no segundo semestre de 2014, quando a PEL iniciará o fornecimento de energia para impulsionar as estações de bombeamento no oleoduto ODL. A PEL foi desenhada com o objetivo de ser expandida e espera-se que forneça energia para o desenvolvimento dos campos de petróleo pesado CPE-6 e Rio Ariari, ambos pertencentes à Companhia.

•    O  oleoduto  Bicentenario  começou  o bombeamento  de  petróleo  ao  final  do  mês  de  outubro, resultando  nos  primeiros  envios  de  petróleo  no  mês  de  novembro.  O  oleoduto  tem  uma capacidade  total inicial de, aproximadamente,  120 Mbbl/d  e a Companhia  detém, aproximadamente, 44% de participação nele (incluindo participação adicional adquirida por meio da aquisição de Petrominerales).

•    A Companhia também adquiriu uma participação acionária de 5% no oleoduto OCENSA como parte da aquisição da Petrominerales, fornecendo um aumento de, aproximadamente, 29 Mbbl/d de capacidade aos seus atuais 60 Mbbl/d de capacidade preferencial. A Companhia espera alienar essa participação acionária a um terceiro, permanecendo com os direitos de transporte por meio de um acordo em longo prazo. Espera-se que essa alienação seja finalizada ao final do ano de

2013.

•   A Pacific Infrastructure Ventures Inc., uma companhia privada da qual a Pacific Rubiales detém

41,4%  de participação  acionária,  está atualmente  desenvolvendo  o terminal  de exportação  de petróleo de Puerto Bahia, localizado na Costa Caribenha, e o oleoduto Olecar de conexão com Covenas, com capacidade de 300 Mbbl/d. A Fase 1 da construção em sendo realizada e consiste em cinco tanques de armazenamento de petróleo, uma ponte de acesso à Cartagena e um píer de dois tanques para carga e descarga. Espera-se que a construção do oleoduto Olecar seja iniciada no primeiro trimestre de 2014, assim que as licenças  ambientais  necessárias  forem recebidas. Espera-se que o novo porto esteja operacional no início do quarto período de 2014 e o mesmo é amplamente estratégico para a expectativa da Companhia de aumentar a sua produção de petróleo pesado e para a necessidade de garantir capacidade adicional de exportação.

•    Em setembro, a Companhia anunciou que seu projeto piloto STAR operando o campo Quifa SW alcançou uma estimativa de duplicar o fator de recuperação em sua área de testes piloto. Logo após este anuncio, a Companhia recebeu duas patentes sobre a tecnologia STAR por um período exclusivo de 20 anos na Colômbia. Espera-se que o projeto piloto STAR continue a operar até o mês de fevereiro de 2014 e a Companhia recebeu aprovação da Ecopetrol S.A. (sua parceira no campo Quifa SW) para converter dois setores de escala comerciais adjacentes, atualmente produzindo em recuperação primária, em tecnologia STAR no primeiro semestre de 2014. Discussões para a realização de novas conversões estão em andamento.

•    A  Pacific   Midstream   Holding   Corp.   (“Pacific   Midstream”),   uma  subsidiária   integral   da Companhia   que  atualmente   detém   a  participação   da  Companhia   nos  oleodutos   ODL  e Bicentenario, assim como na linha de transmissão elétrica PEL, está planejando alienar de 30% a

40% desta participação a vista. Múltiplas ofertas já foram recebidas e a Companhia agora espera finalizar esta venda no primeiro semestre do ano de 2014. Posteriormente, espera-se que ativos adicionais  sejam  adquiridos  pela  Pacific  Midstream,  em  conjunto  com  a venda  adicional  de participação acionária a terceiros.

•    A Agrocascada S.A.S., uma subsidiária integral da Companhia, está atualmente desenvolvendo um projeto  de irrigação  de água no campo Rubiales  que tratará a água produzida  do campo Rubiales e Quifa, por meio de plantas de osmose reversa, utilizando a água para o cultivo de petróleo de palma. O projeto irá resultar na diminuição de custos operacionais  na unidade, se comparado ao atual sistema de reinjeção de água produzida associada à produção de petróleo. Espera-se que a primeira instalação de osmose reversa, com capacidade de 1.000 Mbbl/d, esteja operacional no segundo trimestre do ano de 2014, dependendo do recebimento das licenças ambientais necessárias e da aprovação ministerial do governo.

•    O Projeto GNL de pequena escala, localizado na Costa Caribenha da Colômbia, está progredindo conforme sua meta. O projeto consiste em uma instalação flutuante de GNL com capacidade de

0,5  milhões  de  toneladas/ano,  a  qual  está  sendo  construída  para  a  Exmar  NV  e  na  qual  a Companhia detém um acordo de tolling com vigência de 15 anos. A Construção de um oleoduto de gás natural com conexão com o campo La Cresciente, fornecendo gás natural às instalações de GNL, irá começar no ano de 2014. Todas as licenças, com exceção àquela referente à conexão submarina por oleoduto, já foram recebidas e a Companhia espera iniciar o comissionamento da instalação ao final do ano de 2014, com o primeiro envio de GNL no primeiro semestre do ano de

2015. No início do mês de novembro, a Companhia anunciou a celebração de um pré-contrato

com a Gazprom Marketing & Trading Limited, deixando encaminhado um acordo de vendas com vigência de cinco anos para todas as instalações de capacidade anual de GNL, a partir do segundo semestre de 2015.

ATUALIZAÇÃO DA EXPLORAÇÃO

Durante  o quatro trimestre,  a Companhia  continuou  suas atividades  de exploração  na Colômbia  e na Guatemala. Um total de 13 poços foram perfurados, sendo 12 na Colômbia e um na Guatemala, além da continuidade da aquisição adicional de 251 km de sísmica 2D e 721 km2 de sísmica 3D na Colômbia.

Colômbia – Bacia de Llanos

•    No  Bloco  Quifa,  a  Companhia  perfurou  três  poços  de  exploração  e  deu  prosseguimento  à aquisição de 721 km2 de análise sísmica 3D na região noroeste do bloco. Os poços de exploração QFE-S-1X   e  QFN-D-1X,   localizados   ao  leste  e  norte  do  Bloco  Quifa,  respectivamente, resultaram em novas descobertas de petróleo nos prospectos “S” e “D”. Neste momento, os poços estão passando por testes de produção. Esses dois poços confirmam o potencial destas áreas do bloco e a Companhia  está, atualmente,  preparando uma campanha de perfuração de avaliação para verificar e confirmar a extensão destas descobertas. O poço QFE-A-1ST foi perfurado no prospecto QFE-A e, apesar de apresentar vestígios de hidrocarbonetos, a avaliação petrofísica não indicou intervalos comerciais e, portanto, o poço foi fechado e abandonado.

•    No  bloco  CPE-6,  a  interpretação  de  volumes  de  sísmica  3D  foi  finalizada  e  auxiliou  na identificação das próximas locações para exploração e avaliação do bloco. No início de novembro foi concedida à Companhia licença ambiental global para a região norte do bloco. Esta licença permite a perfuração de 40 plataformas com capacidade de até 5 poços em cada, somando um total de 200 poços, incluindo poços de exploração, avaliação, desenvolvimento e de injeção, além da construção de instalações na superfície para o futuro desenvolvimento do campo. Logo após o recebimento  da  licença,  a  Companhia  iniciou  a  perfuração  do  primeiro  de  dois  poços  de exploração planejados para o bloco, os quais, em conjunto com a sísmica 3D adquirida no ano de

2012, completam os comprometimentos de trabalho para a primeira fase deste contrato de E&P. Adicionalmente,  um poço de avaliação  foi perfurado  no prospecto  Hamaca  e o resultado dos testes de produção para ambos os poços são esperados para o final do mês de dezembro.

•    No Bloco Sabanero, a Companhia finalizou o poço estratigráfico Sab-Strat-SW2, localizado na parte sudoeste do bloco. O poço demonstrou 2,5 pés de pagamento líquido na coluna de hidrocarbonetos, confirmando o potencial desta região do bloco.

•    No Bloco CPO-14, a Companhia iniciou a perfuração do primeiro poço estratigráfico na região sudoeste do bloco. Este poço é parte de um comprometimento de exploração da primeira fase do contrato.

•    No Bloco Cravo Viejo, a Companhia perfurou o poço de exploração Gemar-2, com Gacheta e Carbonera C-5 como maiores objetivos de exploração. O poço encontrou 4 e 5 pés de pagamento líquido em cada formação,  respectivamente,  e o poço está, atualmente,  sendo preparado  para testes de produção em curto prazo.

•    No Bloco Cachicamo,  os poços  de exploração  Falco-1  e X-Ray-1  foram  perfurados.  O poço Falco-1 alcançou  um profundidade  total de 8.304 pés na Formação  Ubaque,  mas a avaliação petrofísica não apresentou qualquer intervalo com pagamento líquido, levando ao abandono do poço. O poço X-Ray-1 encontrou 15 pés de pagamento líquido na Formação Ubaque, resultando em uma nova descoberta de petróleo no bloco. Testes iniciais de produção alcançaram 90 bbl/d com um corte de água de 40%.

Colômbia – Vale Inferior do Magdalena

•   No Bloco La Cresciente, a Companhia perfurou dois poços de exploração. O poço de exploração

LCI-1X começou a ser perfurado no início do mês de junho, alcançando profundidade total de

12.711 pés MD ao final do mês de julho. O poço foi contornado e, no mês de setembro, testou 9,4

MMcf  por  meio  de  uma  brecha  nas  areias  de  Ciénaga  de  Oro.  Foram  realizados  testes subsequentes no fluxo de água Porquero Medio, e o poço foi finalizado como um poço produtor de gás em Ciénaga de Oro. O poço de exploração LCH-1X no prospecto “H” foi perfurado até uma profundidade total de 11.552 pés MD. O primeiro teste de produção nas areias de Ciénaga de Oro encontraram  traços de água e gás. Este intervalo  será fechado  como consequência  e um segundo teste de produção no topo da Formação Ciénaga de Oro está atualmente em progresso.

•    No Bloco Guama, a Companhia  deu prosseguimento  à uma fratura hidráulica planejada e aos testes do poço Capure-1X, perfurado a uma profundidade total de 7.400 pés no mês de abril. Os testes foram realizados  em três zonas das formações Porquero Medio “C” e “D”, com colied tubing e slickline. A zona média teve um fluxo na taxa de 200 Mcf/d e 15 a 20 bbl/d de 50º API condensado, enquanto as outras duas zonas encontraram dificuldades que não permitiram testes curtos representativos.  O poço foi suspenso e está aguardando refazimento  e testes estendidos adicionais.

•    Adicionalmente, no Bloco Guama, a Companhia obteve a licença ambiental necessária e iniciou trabalhos para a instalação de uma usina de gás de pequena escala e outras instalações associadas necessárias  para a continuidade  dos testes  extensivos  de produção  nos poços Pedernalito-1X, Cororra-1X, Capure-1X e Manamo-1X.

Colômbia – Bacia Cordillera

•    No Bloco COR-15, a Maurel et Prom, Colombia B.V., operadora do bloco, submeteu um pedido à Agencia di Hydrocarburosa de conversão do contrato TEA em um Contrato E&P.

•    No Bloco Muisca foram finalizadas as licenças ambientais e as atividades de trabalhos civis para a locação do poço Balsa-1X, o qual teve sua perfuração iniciada no início do mês de dezembro. Sua profundidade atual é de 2.620 pés.

Colômbia – Bacia Gaguan-Putumayo

•    No  Bloco  Portofino,  a  Canacol  Energy  Ltd.  (“Canacol”),  a  operadora  do  bloco,  iniciou  a perfuração do poço estratigráfico Tachuelo-1X no quarto trimestre. O poço alcançou uma profundidade total de 2.462 pés em pedras abaixo da plataforma sedimentar no início do mês de dezembro, após a recuperação de 122 pés do núcleo. Canacol agora está preparando e deixando o poço em condições para testes elétricos.

•   Nos blocos Tacacho e Terecay, o processo de licitação para a aquisição de 956 km de sísmica 2D planejada foi finalizado, e espera-se que sua análise seja iniciada no mês de janeiro de 2014.

•    Nos  blocos  Gaguan-5  e  Caguan  6,  a  Companhia  finalizou  uma  análise  aeromagnética  e aerogravitacional  de 2.361 km. A interpretação destes dados está em progresso e espera-se que seja concluída ao final do ano.

Guatemala

•    A Companhia iniciou a perfuração do poço de exploração Balam-1X ao final do mês de agosto. A perfuração está, atualmente, em 12.880 pés. A Companhia está preparando o teste para abertura de um buraco em uma seção do poço na qual foi encontrada sinais de hidrocarbonetos durante a perfuração.

Belize

•    A Companhia iniciou a aquisição de análise aeromagnética e areogravitacional de 2.500 km no quarto trimestre. Um contrato de aquisição de 650 km sísmicos, assim como outros contratos relacionados,  foram conferidos.  Uma pequena parcela da análise sísmica planejada está, neste momento, aguardando a licença ambiental necessária.

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 Petrominerales Ltd, que possui ativos de petróleo leve e pesado na Colômbia e ativos de petróleo e gás no Peru, 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.

Avisos

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.

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.

Definições

Linguagem