NEWSROOM

Toronto, Canadá, jueves 20 de febrero de 2014 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunció hoy los resultados de la evaluación independiente de las reservas de la Compañía en reportes con fecha efectiva   31 de diciembre de 2013, los cuales muestran que las reservas netas 2P de la Compañía crecieron en un 20% comparadas con las cifras a 31 de diciembre de

2012.

José Francisco Arata, Presidente de la Compañía comentó:

“Vemos estos reportes de reservas del 2013 como una clara demostración de la robustez de nuestro portafolio de exploración y desarrollo. Estos resultados también apoyan la estrategia de negocios de la Compañía que incluye un crecimiento mediante adquisiciones estratégicas acrecientes y mediante la perforación de pozos.

“El incremento del 20% de las reservas, mediante la adición de más de 100 MMbpe a nuestras reservas netas 2P, y que resultan en un remplazo de reservas de 320% es un resultado sólido, impulsado por descubrimientos de exploración y por la adquisición por la Compañía de Petrominerales Ltd. hecha durante el año. Pacific Rubiales continúa aumentando sus reservas Probadas y Probables en conjunto con la producción.

“Nos complace resaltar la adición de nuevas reservas  en los bloques CPE-6 y Rio Ariari que demuestran que la Compañía está diversificando su base de reservas de crudo pesado más allá del Campo Rubiales. Se espera que estos dos bloques generen nuevos volúmenes de producción comenzando en el 2014, aumentando a un nivel total equivalente al de la actual producción neta del Campo Rubiales, en un plazo de tres años.”

Los aspectos más importantes a resaltar de los reportes independientes de evaluación de reservas sobre las reservas después de regalías (“reservas netas”) incluyen:

·    La  incorporación  total  de  reservas  netas  probadas  más  probables  (“2P”)  de  151  MMbpe, compuestas  por  89  MMbpe  proveniente  de  adquisiciones,  y  66  MMbpe  proveniente  de actividades de exploración.

·    El total de reservas netas “2P” creció en un 20% a 618 MMbpe. Las reservas probadas (“1P”)

representan el 63% del total de reservas netas 2P.

·    Remplazo de reservas de 320% con adiciones de reservas netas 2P de más de 3 bpe por bpe producido.

·    El Índice de Vida de Reserva 2P Netas, (2P Reserve Life Index - “RLI”) permaneció en un rango

estable de 13, comparable con los últimos dos años y aproximadamente el doble del promedio para los productores E&P Colombianos.

·    Las reservas P1 netas totales crecieron en un 18% a 394 MMbpe. Aproximadamente 76% de las reservas  netas 2P y 73% de las reservas 1P netas son petróleo y gas natural líquidos, siendo la mayoría de éstos crudo pesado.

·    Diversificación continua de la base de reservas, donde el campo Rubiales ahora representa menos del 11% del total de reservas netas 2P, una reducción del 19% que representaba  hace un año.

·    Adiciones  importantes  de  reservas  netas  2P  de  89  MMbbl  en  razón  de  la  adquisición  de Petrominerales, incluyendo 43 MMbbl de nuevas reservas   netas 2P, (10 MMbbl de P1 netas) asociadas con el bloque de crudo pesado Rio Ariari, en el que la Compañía tiene un ciento por

ciento de participación. A manera de comparación, Petrominerales registró aproximadamente 37

MMbbl de reservas netas 2P, a finales del año 2012.

·    Un aumento de 41% a 63 MMbbl de las reservas netas 2P asociadas con el bloque de crudo pesado CPE-6, en el cual la Compañía tiene el cincuenta por ciento de participación, incluyendo los primeros registros de reservas Probadas (16 MMbbl P1 netas) y 8 MMbbl de reservas netas 2P nuevas asociadas con el yacimiento C7.

Notas:

1 Declaración de Datos sobre Reservas y Otra Información sobre Petróleo y Gas al 31 de diciembre de 2012, publicada en SEDAR en la Forma

51-101, el 13 de marzo de 2013.

2 El término Bpe se utiliza en el presente comunicado de prensa con el estándar de conversión colombiano de 5.7 Mcf : 1 Bbl exigido por el

Ministerio de Minas y Energía colombiano para el gas natural colombiano y de 5.6 Mcf: 1 bbl exigido por el Ministerio del Petróleo de Perú para el gas natural peruano. Se suministra una reconciliación con el estándar de conversión del National Instrument 51-101 – Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities (Estándares de Revelación de Información de Actividades de Petróleo y Gas - “NI 51-101”) de 6 Mcf : 1 Bbl en la

sección “Avisos” del presente comunicado de prensa.

3  Producción representa el periodo de doce meses que culminó el 31 de diciembre de 2013 e incluye producción proveniente de la adquisición corporativa de Petrominerales efectiva desde el 28 de noviembre 2013.

Nota: los números en la tabla pueden no sumar correctamente debido a diferencias en el redondeo.

Reservas de Finales de 2013

El  siguiente  cuadro  resume  la  información  contenida  en  los  reportes  independientes  de  reservas preparados  por  RPS  Energy Canada  Ltd.  (“RPS”), Netherland  Sewell  & Associates  Inc.  (“NSAI”), DeGolyer and MacNaughton Limited (“D&M”), y Petrotech Engineering Ltd. (“Petrotech”) con fecha efectiva, 31 de diciembre de 2013. RPS evaluó las reservas de la Compañía en los campos de crudo pesado desarrollados Rubiales y Quifa SW en Colombia, NSAI evaluó las reservas en los campos de crudo en desarrollo Corvina y Albacora costa afuera en Perú, D&M evaluó la mayoría de los campos de crudo en desarrollo, provenientes de la adquisición de Petrominerales en el 2013; mientras que Petrotech evaluó las reservas en los bloques o campos que tienen programas de exploración en curso, (incluyendo los bloques CPE-6 y Rio Ariari, y el Campo Canaguero), los campos principales de gas natural de la Compañía en Colombia y Perú, y los campos  menores de crudo y gas en producción  restantes en Colombia. Estos reportes fueron preparados en concordancia con las definiciones, estándares y procedimientos contenidos en el Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (Manual Canadiense de Evaluación de Petróleo y Gas) y el NI 51-101.

Las reservas netas de la Compañía después de regalías incorporan todas las regalías aplicables de conformidad con la legislación fiscal de Colombia y Perú con base en pronósticos de precios y tasas de producción, incluyendo cualquier Participación Adicional por Precios Altos (“PAP”) relacionada con el precio del crudo aplicable a ciertos bloques en Colombia, al final del año 2013. Las reservas netas para el bloque Quifa fueron calculadas utilizando la fórmula compartida de 100%   que resulto del fallo del arbitramiento PAP de 2013.

Las reservas presentadas están basadas en una proyección normal de pronóstico de precios y los costos efectivos a 31 de diciembre de 2013.

La información adicional de reservas requerida de conformidad con el NI 51-101, se incluirá en el Formulario Anual de Información de la Compañía el cual se espera publicar en SEDAR antes del 13 de marzo de 2014.

Notes:

1 Ver Sección de “Conversión Bpe” en los “Avisos” al final del presente comunicado de prensa.

2 Bloque de crudo pesado de Petrominerales, adquirido en el 2013 (sin periodo anterior con registro de reservas)

3 Incluye las propiedades Cajua, Quifa Norte y Sabanero.

4 Crudo liviano y medio en los bloques de Petrominerales adquiridos en el 2013 (excluyendo el Bloque de crudo pesado Rio Ariari)

5 Todas las demás propiedades de crudo liviano (excluyendo los bloques de Petrominerales).

6 Incluye las propiedades La Creciente y Guama.

7 Estimado de la gerencia.

En el cuadro anterior, 100% se refiere a participación total de 100% en el campo; Bruto se refiere a WI antes de regalías; Neto ser refiere a WI después de regalías; Los números en la tabla pueden no sumar correctamente debido a diferencias de redondeo.

Discusión de las Reservas

Aproximadamente el 95% de la reservas netas 1P y el 89% de las reservas netas 2P de la Compañía para finales de 2013 están en Colombia, con el remanente en Perú. Más del 95% de los 151 MMbpe de las adiciones de reservas netas 2P provinieron de Colombia.

Las inversiones de capital de exploración de la Compañía en el 2013 fueron de aproximadamente US$

593 millones, perforando 36 pozos de exploración brutos (29.9 netos) (incluyendo pozos de avanzada y pozos estratigráficos), que resultaron en 24 pozos brutos exitosos (tasa de éxito de 67%) y agregando 66

MMbpe de reservas   netas 2P mediante perforación con broca, para un costo de descubrimiento de

aproximadamente US$ 8.99/bpe.  El  costo de descubrimiento de la Compañía por un período de seis años (2008  –  2013)  se  estima  en US$  3.83/bpe.  La  Compañía  opera  aproximadamente  el  98%  de  su producción.

Colombia

En el campo Rubiales de la Compañía, las reservas  netas 2P (todas P1) declinaron a 67 MMbbl de 96

MMbbl hace un año, incluyendo una revisión negativa de 3 MMbbl, en una producción neta de aproximadamente 26 MMbbl. El Campo Rubiales es un campo petrolero maduro que verá una producción

tope en el 2014 antes de que comience su declinación natural en el 2015. El campo, que en el 2008 representaba 60% de la base de reservas 2P de la Compañía, ahora representa menos del 11% de una base

de reservas total sustancialmente mayor.

En el campo Quifa SW, las reservas 2P se redujeron de forma marginal a 71 MMbbl de 73 MMbbl hace un año, reflejando una producción neta de aproximadamente 9 MMbbl más una revisión negativa proveniente de la decisión del arbitramiento PAP, compensadas por la perforación infill y las extensiones exitosas. Las reservas probadas netas totales crecieron a 65 MMbbl de 58 MMbbl hace un año debido a movimientos de reservas de la categoría probable.

La Compañía también tiene dos bloques muy importantes de crudo pesado, los bloques CPE-6 y Rio Ariari, que actualmente progresan hacía su etapa de desarrollo y de los cuales espera ver la primera producción significativa en el 2014. Se espera que la producción combinada de estos bloques remplace la producción neta actual de la Compañía del Campo Rubiales, dentro de un periodo de tres años.

En el Bloque CPE-6, ubicado aproximadamente a 70 kilómetros al suroeste de los campos Rubiales y Quifa, operado por la Compañía y en el cual ésta tiene una participación del  50%, las reservas  netas 2P aumentaron 41% a 63 MMbbl (incluyendo 16 MMbbl de reservas probadas netas) de 45 MMbbl hace un año. Este aumento incluye las nuevas reservas asociadas con el yacimiento de arena C7 superpuesto al yacimiento  basal  Carbonera  (8  MMbbl  de  2P  netas).  La  Compañía  registró  sus  primeras  reservas probadas, lo cual es reflejo de la obtención de la licencia ambiental global de exploración y desarrollo.

En el Bloque Rio Ariari, ubicado  a unos 100 kilómetros hacia el oeste del Bloque CPE-6, y a lo largo de la faja de recursos de crudo pesado, y en  el cual la Compañía tiene un ciento por ciento de participación y es operadora, la Compañía registró 43 MMbbl de nuevas reservas netas 2P de crudo pesado,  (incluyendo

10 MMbbl de reservas netas probadas), que planea desarrollar en los próximos tres años. El Bloque Rio

Ariari fue adquirido por la Compañía mediante la adquisición de Petrominerales, la cual se cerró a finales de 2013, pero no tenía reservas registradas al momento de su adquisición por la Compañía.

La Compañía aumentó sus reservas netas 2P en 10 MMbbl en sus otras propiedades de crudo pesado, principalmente debido a nuevos descubrimientos de exploración en Quifa Norte y Sabanero, parcialmente compensadas por revisiones negativas en el Campo Cajua causadas por los retrasos continuos en el otorgamiento de licencias ambientales y la decisión del arbitramiento PAP.

Las reservas netas totales de crudo liviano y mediano 2P de la Compañía en Colombia casi se doblaron a

86  MMbbl (68%  probadas),  principalmente  debido a  la  adición  de  46 MMbbl  provenientes    de  la adquisición de Petrominerales. En los últimos dos años la Compañía ha construido un negocio importante de crudo liviano  en Colombia principalmente a través de adquisiciones, a un costo de menos de $30/bbl para las reservas   netas  2P. Estos barriles se utilizarán como un suministro firme  y estratégico de diluyente para la producción creciente de crudo pesado de la Compañía, a un costo estimado de 30% a

40% por debajo del destilado importado, que se utilizaba anteriormente. La producción neta de crudo liviano de la Compañía en el 2013 se estima en 6.5 MMbbl.

La Compañía agregó 46 MMbbl de reservas netas 2P de crudo liviano y mediano  de la adquisición de Petrominerales, que culminó a finales del 2013. Petrominerales reportó 41.3 MMbbl de reservas brutas 2P (o aproximadamente 37 MMbbl reservas  netas 2P) a finales de 2012. La producción total anual neta en el

2013 de estos activos se estima en aproximadamente 7 MMbbl.

Las reservas netas 2P de gas natural de la Compañía en Colombia aumentaron a 680 Bcf, (119 MMbpe), en el 2013 de 615 Bcf, (108 MMbpe), en el 2012. La mayoría de estas adiciones de reservas provienen de la exploración y la perforación de avanzada en el Bloque Guama, en el cual  la Compañía tiene un ciento por ciento de participación, y serán desarrolladas para dar apoyo al proyecto flotante de GNL de la Compañía  cuyo  inicio  se espera  para  principios de 2015.  La  producción  neta  de  gas natural  de la Compañía en el 2013 se estima en 22 Bcf (4 MMbpe).

Perú

En Perú, la Compañía agregó 5 MMbpe de reservas netas 2P, la mayoría de las cuales son de crudo liviano del Bloque Z-1, e incluyen aproximadamente 9 Bcf (1.6 MMbpe) de gas natural en el campo sin desarrollar de Piedra Redonda. Aproximadamente 35% de las reservas  de crudo 2P y 19% de las reservas de gas natural 2P en el Bloque Z-1 están en la categoría P1. La Compañía y su socio estarán dedicados a un programa de perforación de desarrollo activo en el bloque durante los próximos dos años el cual  se espera que aumente de manera importante la producción de crudo y resulte en movimientos de reservas de las categorías probables a probadas no desarrolladas (“PUD”), a probadas desarrolladas en producción. La producción neta durante el 2013 atribuida a la participación de 49% de la Compañía en el Bloque Z-1 fue de aproximadamente 0.5 MMbbl. La Compañía también registró una pequeña adición inicial de reservas de crudo 2P netas, relacionadas con su descubrimiento de exploración Los Angeles-1X en el Bloque 131, en tierra firme  en Perú.

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; 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.

Adicionalmente, los niveles de producción reportados pueden no reflejar las tasas de producción sostenibles  y  las  tasas  de  producción  futuras  podrían  diferir  significativamente  de  las  tasas  de producción reflejadas en el presente comunicado de prensa, entre otros factores, debido a dificultados o interrupciones que se encuentren en la producción de hidrocarburos.

Los estimados de recuperación y reservas de crudo y  reservas de gas natural suministradas en el presente comunicado  de prensa tomadas  de  los  reportes  de reservas independientes son solamente estimados, y no hay garantía de que las reservas estimadas serán recuperadas. Las reservas de crudo y de gas natural reales pueden ser eventualmente mayores o menores que los estimados suministrados.

Remplazo de Reservas

El remplazo de la producción se calcula dividiendo las adiciones de reservas entre la producción del mismo periodo. Las adiciones de reservas en un periodo determinado, en este caso el año 2013, son calculadas mediante la suma de una o más revisiones y la mejora de recuperación, extensiones y descubrimientos, adquisiciones y desinversiones. El costo de remplazo de reservas se calcula dividiendo el capital total invertido en el descubrimiento, desarrollo y adquisiciones restando desinversiones entre las adiciones de reservas en el mismo periodo.

Costos de Descubrimiento

El total de los costos de descubrimiento en que se incurrió en el año financiero más reciente y el cambio durante ese año en los costos de descubrimiento futuros estimados generalmente no reflejarán los costos de descubrimiento totales relacionados con las adiciones de reservas para ese año.

Conversión Bpe

En el presente comunicado de prensa se utiliza el término „bpe”. Bpe puede desorientar, en particular si se usa de manera aislada. La proporción 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.

Todas las reservas de gas natural de la Compañía están contenidas en los bloques La Creciente, Guama y otros bloques en Colombia así como en el campo Piedra Redonda en el Bloque Z-1, Perú Para todas las  reservas  de  gas  natural  en  Colombia,  los  bpes  han  sido  expresado  utilizando  el  estándar  de conversión colombiano de 5.7 Mcf: 1 Bbl requerido por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, y todas las reservas de gas natural en Perú, los bpes han sido expresados utilizando el estándar de conversión peruano de 5.6 Mcf: 1 bbl exigido por el Ministerio de Petróleo de Perú. Si se utilizara un estándar de conversión de 6.0 Mcf: 1 Bbl para todas las reservas de gas natural de Compañía, esto resultaría en una reducción de las reservas netas P1 y P2 de la Compañía de aproximadamente 4.9 y 6.9

MMbpe respectivamente.

Los valores estimados revelados en el presente comunicado de prensa no reflejan un valor justo de mercado. 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