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Toronto, Canadá, quinta-feira, 20 de fevereiro de 2014 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anuncia, nesta data, os resultados de uma avaliação independente sobre as reservas da Companhia nos relatórios com data efetiva de 31 de dezembro de 2013, os quais mostram que as reservas 2P líquidas apresentaram um crescimento de 20% quando comparadas a 31 de dezembro de 2012.

José Francisco Arata, Presidente da Companhia, comentou:

"Nós olhamos para esses relatórios de reservas de 2013 como uma demonstração clara da robustez de nosso portfólio de exploração e desenvolvimento.  Esses resultados ainda suportam a estratégia de negócios da Companhia, a qual inclui crescimento por meio de aquisições estratégicas e que agregam valor , assim como por meio da broca de perfuração.

O crescimento de 20% das reservas, o qual acrescentou mais de 100 MMboe às nossas reservas

2P líquidas e resultou em 320% da reposição de reservas, é um forte desempenho, impulsionado pelas descobertas de exploração e pela aquisição da Petrominerales Ltd. (“Petrominerales”), realizada pela Companhia ao longo do ano. A Pacific Rubiales continua a crescer suas reservas Provadas e Prováveis, em sintonia com a produção.

Nós temos o prazo de destacar a adição de novas reservas nos blocos CPE-6 e Rio Ariari, a qual demonstra que a empresa está diversificando sua base de reservas de petróleo pesado para além do campo Rubiales. Espera-se que estes dois blocos forneçam novos volumes de produção a partir de 2014, aumentando para um nível agregado que seja equivalente a atual produção líquida do campo Rubiales, dentro de um período de trê anos.”

Cumpre destacar que a reserva líquida após royalties (“líquida”) dos relatórios de avaliação independentes, incluem:

•     Total líquido de reservas provadas mais prováveis (“2P”) adicionais de 151 MMboe, sendo 89 MMboe de aquisições e 66 MMboe de atividades de exploração.

•     Total  líquido  de  reservas  2P  cresceram  20%,  chegando  a  618  MMboe.  Reservas provadas (“P1”) representam 63% do total líquido de reservas 2P.

•     320% de reposição de reserva com reservas 2P líquidas adicionais de mais de 3 boe por boe produzido.

•     O Índice de Vida de Reservas 2P (2P Reserve Life Index) (“RLI”) líquido permaneceu em uma faixa estável de 13, comparável às registradas nos últimos dois anos, e aproximadamente o dobro da média dos produtores colombianos de E&P.

•   Total   líquido   de   reservas   P1   cresceu   em   18%,   chegando   a   394MMboe.

Aproximadamente 76% de reserva 2P líquida e 73% de reserva P1 líquido são de petróleo e gás natural líquido, com a maioria deles sendo de petróleo pesado.

•     Diversificação   continuada   da   base   de   reserva,   com   o   campo   Rubiales   agora representando menos de 11% do total líquido de reservas 2P, uma redução de 19% se comparada ao ano anterior.

•     Adições significativas de reserva 2P líquida de 89MMbbl, atribuídos à aquisição da Petrominerales, incluindo 43 MMbbl de novas reservas 2P líquidas (10MMbbl de P1 líquida) associadas com o bloco de petróleo pesado Rio Ariari, detido integralmente pela  Companhia.  Comparativamente,  a  Petrominerales  registrou  aproximadamente

37MMbbl de reservas 2P líquidas ao final do ano de 2012.

•     Um aumento de 41%, chegando a 63 MMbbl, de reservas 2P líquidas associadas com o bloco de petróleo pesado CPE-6, do qual a Companhia detém 50%, incluindo os primeiros registros de reservas Provadas (16MMbbl P1 líquido) e a nova reserva 2P

líquida associada com o reservatório C7.

Notas:

1 Declaração de Reserva de Dados e Outras Informações de Petróleo e Gás, em 31 de dezembro de 2012, arquivado no SEDAR, no formulário 51-101 F1, em 13 de março de 2013.

2 O termo “boe” é aqui expressado usando o padrão de conversão colombiano de 5,7 Mcf: 1 bbl exigido pelo Ministério de Minas e

Energia colombiano e 5,6 Mcf: 1 bbl exigido pelo Ministério do Petróleo peruano, para gás natural peruano. A reconciliação com o

Instrumento Nacional 51-101 – Padrões de Divulgação da Atividade de Petróleo e Gás (“NI 51-101”) padrão de conversão de 6

Mcf: 1 bbl está previsto na seção “Avisos” deste comunicado à imprensa

3 Produção representa a produção estimada para o período de doze meses encerrado em 31 de dezembro de 2013, e inclui a produção a partir da aquisição da Petrominerales, em vigência a partir de 28 de novembro de 2013.

Nota: os números da tabela podem não conferir devido diferenças no arredondamento.

Reservas do Final do Ano de 2013

As tabelas a seguir resumem as informações contidas nos relatórios independentes de reservas preparados por RPS Energy Canada Ltda. ("RPS"), Netherland Sewell & Associates Inc. ("NSAI"), DeGolyer and MacNaughton Limitada ("D&M") e Petrotech Engineering Ltd. ("Petrotech"), com data efetiva de 31 de dezembro de 2013. A RPS avaliou as reservas da Companhia nos campos desenvolvidos de petróleo pesado Rubiales e Quifa SW da Companhia na Colômbia, a NSAI avaliou as reservas nos campos em desenvolvimento Coryina e Albacora, localizados offshore no Peru, a D&M avaliou a maioria dos campos de petróleo desenvolvidos originários da aquisição da Petrominerales em 2013; enquanto a Petrotech avaliou as reservas em blocos ou campos que têm programas de exploração em andamento (incluindo os blocos Rio Ariari e CPE-6, e o campo Canaguero), os principais campos de gás natural da Companhia na Colômbia e no Peru, e o restante dos campos produtores de petróleo e gás localizados na Colômbia. Todos esses relatórios foram preparados de acordo com as definições, padrões e procedimentos contidos no Manual de Avaliação de Petróleo e Gás (Canadian Oil and Gas Evaluaton handbook) e o NI 51-101.

As reservas líquidas da Companhia após royalties incorporam todos os royalties aplicáveis sob a legislação fiscal da Colômbia e do Peru, com base em previsão de taxas de preços e de produção, incluindo qualquer participação adicional (“PAP”) relacionada ao preço do petróleo aplicado em certos blocos colombianos ao final do ano de 2013. As reservas líquidas do bloco Quifa foram calculadas usando a fórmula de participação 100%, decorrente da decisão arbitral PAP de 2013.

Todas as reservas apresentadas são baseadas em um conjunto comum de previsão de preços e custos, com data efetiva de 31 de dezembro de 2013.

Informações adicionais das reservas, conforme exigidas sob os termos do NI 51-101, serão incluídas no Formulário Anual de Informações da Companhia, o qual espera-se que seja arquivado na SEDAR em 13 de março de 2014.

Notas:

1Favor ver a seção “Avisos”, ao final deste comunicado à imprensa.

2Petróleo pesado do bloco Petrominerales, adquirido em 2013 ( sem registro de reservas nesse período)

3Incluídas as propriedades de Cajua, Quifa North e Sabanero.

4 Petróleo leve e médio do bloco Petrominerales, adquirido em 2013 (excluindo o petróleo pesado do bloco Rio Ariari)

5Todas outras propriedades de petróleo leve ( excluindo as do bloco Petrominerales)

6Incluídas as propriedades La Creciente and Guama.

7Estimativa de Gestão.

Na tabela acima, 100% refere-se ao total de 100% de participação no campo; Bruto refere-se ao WI antes dos royalties; Líquido refere-se ao WI após royalties; Os números na tabela podem não conferir devido à diferenças nos arredondamentos.

Discussão de Reservas

Aproximadamente 95% do líquido P1 da Companhia e 89% da reserva P2 líquida do final do ano de 2013 estão na Colômbia, o restante se encontra no Peru. Mais de 95% dos 151 MMboe líquido das reservas adicionais 2P de 2013 vieram da Colômbia.

A despesa de capital da Companhia com exploração em 2013 foi de, aproximadamente, US$593 milhões, resultantes da perfuração de 36 poços de exploração bruto (29,9 líquido), incluindo poços de avaliação e estratigráficos, os quais resultaram em 24 poços bruto bem sucedidos (taxa de sucesso de 67%) e acrescentaram 66 MMboe da reserva 2P líquida por meio de broca de perfuração, a um custo de, aproximadamente, US$8,99/boe. Os custos da Companhia ao longo de 6 anos (de 2008 a 2013) foram estimados em US$3,83/boe. A Companhia opera, aproximadamente, 98% de sua produção.

Colômbia

No campo Rubiales da Companhia, as reservas 2P líquidas (todas P1) diminuíram de 96MMbbl, referentes a um ano atrás, para 67 MMbbl, incluindo uma revisão negativa de 3MMbbl, com produção líquida de, aproximadamente, 26MMbbl. O campo Rubiales é um campo de petróleo maduro que irá ver sua produção máxima em 2014, antes do início do declínio natural em 2015. O campo, que em 2008 foi responsável por 60% da base de reservas 2P da Companhia, agora responde por menos de 11%  de uma base de reservas substancialmente maior.

No campo Quifa SW, a reserva 2P líquida diminuiu ligeiramente de 73 MMbbl, referentes a um ano atrás, para 71 MMbbl, refletindo na produção líquida de aproximadamente 9 MMbbl, além de uma revisão negativa resultante da decisão arbitral PAP, compensada pelas bem sucedidas perfuração de enchimento e extensões. As reservas líquidas provadas cresceram de 58MMbbl, referentes a um ano atrás, para 65MMbbl, devido ao movimento de reservas da categoria provável.

A Companhia também tem dois blocos significativos de petróleo pesado, o bloco CPE-6 e o Rio Ariari, que atualmente está progredindo para o desenvolvimento e espera-se que seja observada uma produção significante gerada em 2014. Espera-se que a produção combinada dos blocos possa substituir a atual produção líquida da Companhia gerada no campo Rubiales, dentro de um período de três anos.

Em 50% de operações da Companhia no bloco CPE-6, aproximadamente a 70km ao sudoeste dos campos Rubiales e Quifa, a reserva 2P líquida cresceu 41%, de 45 MMbbl, referentes a um ano atrás, para 63 MMbbl (incluindo 16MMbbl de reserva líquida provada). Este crescimento inclui as novas reservas associadas com o reservatório de areia C7 sobrejacente ao reservatório Carbonera de areias basais (8MMbbl líquido 2P). A Companhia registrou as primeiras reservas provadas, refletindo o recebimento da licença de exploração e de desenvolvimento em branco ao final de 2013.

No bloco Rio Ariari, 100% detido e operado pela Companhia, cerca de 100 km a oeste do bloco CPE-6 e ao longo da tendência dos recursos de petróleo pesado, a empresa registrou 43 MMbbl de novas reservas P2 líquidas de petróleo pesado (incluindo 10 MMbbl em reservas provadas), ais quais pretende  desenvolver  ao longos  dos próximos  três anos.  O  bloco Rio  Ariari foi incorporado por meio da aquisição da Petrominerales, que foi concluída no final do ano de

2013, mas que, até o momento da aquisição, não continha prévio registro de reservas.

Em suas outras propriedades de petróleo pesado a Companhia aumentou a reserva 2P líquida em

10MMbbl, principalmente devido às novas descobertas de exploração em Quifa North e Sabanero, parcialmente compensadas pelas revisões negativas no campo Cajua, causadas pelos contínuos atrasos de recebimento de licenças e pela decisão arbitral PAP.

As reservas totais 2P líquido de petróleo leve e médio da Companhia na Colômbia quase duplicaram para 86 MMbbl (68% provadas), principalmente devido ao acréscimo de 46 MMbbl resultantes da aquisição da Petrominerales. Nos últimos dois anos, a Companhia construiu um significante negócio de petróleo leve na Colômbia, principalmente por meio de aquisições, a um custo de menos de US$30/bbl dólares por reservas 2P líquidas. Esses barris serão usados como fornecimento seguro e estratégico de diluentes para o crescimento da produção de petróleo pesado da Companhia, a um custo estimado de 30% a 40% abaixo que o destilado importado usado anteriormente. A produção líquida de petróleo leve da Companhia em 2013 foi estimada em 6,5 MMbbl.

A Companhia adicionou 46MMbbl de reservas P2 líquidas de petróleo leve e médio originados da aquisição da Petrominerales, concluída no final de 2013. A Petrominerales relatou 41,3

MMbbl de reserva P1 de petróleo bruto (ou aproximadamente 37 MMbbl de reserva P2 líquida) no final do ano de 2012. A produção líquida anual em 2013 desses ativos foi estimada em aproximadamente 7MMbbl.

As reservas 2P líquidas de gás natural na Colômbia aumentaram de 615 Bcf (108 MMboe) em

2012 para 680 Bcf (119 MMboe) em 2013. A maioria destas reservas adicionais vieram da perfuração de exploração e avaliação no bloco Guama, detido integralmente pela Companhia, e serão  desenvolvidas  para  dar  suporte  ao  projeto  LNG,  o  qual  espera-se  que  inicie  suas

atividades no início de 2015. A produção líquida de gás natural da Companhia em 2013 foi estimada em 22 Bcf (4 MMboe).

Peru

A Companhia adicionou 5 MMboe de reservas 2P líquidas, a maioria de petróleo leve do bloco Z-1 e incluem aproximadamente 9 Bcf (1,6 MMboe) de gás natural do campo sub-desenvolvido de Piedra Redonda. Aproximadamente 35% das reservas 2P de petróleo e 19% das reservas 2P de gás natural no bloco Z-1 são da categoria P1. A Companhia e seus parceiros estão engajados em um programa ativo de perfuração de desenvolvimento no bloco ao longo dos próximos dois anos, o qual deverá aumentar significativamente a produção de petróleo e resultam em movimentos de reserva de prováveis e provadas não-desenvolvidas (“PUD”) para a categoria de provada com desenvolvimento de produção. A produção líquida ao longo de 2013 atribuída à participação 49% da Companhia no bloco Z-1, foi de, aproximadamente, 0,5 MMbbl. A Companhia também registrou uma pequena adição inicial de reserva 2P líquida relacionada à sua descoberta de exploração no bloco 131, localizado onshore no Peru.

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.

Adicionalmente, níveis relatados podem não refletir as taxas de produção sustentável e as taxas de produção futuras podem diferir materialmente das taxas de produção refletidas neste comunicado   a   imprensa  devido,   entre   outros  fatores,   a   dificuldades   ou   interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos.

As estimativas de recuperação e reservas de petróleo bruto e de reservas de gás natural

fornecidas  neste  comunicado  à  imprensa  foram  retiradas  de  relatórios  independentes  de reservas  e  devem  ser  consideradas  apenas  estimativas,  sem  nenhuma  garantia  de  que  as reservas estimadas serão de fato recuperadas. As reservas de petróleo bruto e gás natural reais podem, eventualmente, serem maiores ou menores do que as estimativas fornecidas.

Reposição de Reservas

A reposição da produção é calculada por meio divisão das adições de reservas pela produção no mesmo período. As adições de reservas em determinado período, neste caso o ano de 2013, são calculadas pela soma de uma ou mais revisões e melhor recuperação, extensões e descobertas, aquisições e despojamentos. O custo de reposição de reservas é calculado por meio da divisão do total de capital investido em descobertas, desenvolvimento e aquisições, líquido de despojamentos, pelas adições de reservas no mesmo período.

Custos de Descobertas

O valor agregado dos custos de descobertas incorrido no mais recente ano financeiro e a alteração neste ano em estimativas futuras de custos de descobertas não irá, normalmente, refletir no total de custos de descobertas relacionados as adições de reservas no referido ano.

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.

Todas as reservas de gás natural da Companhia estão contidas em La Creciente, Guama e outros blocos localizados na Colômbia, assim como no campo Piedera Redonda, no bloco Z-1, localizado no Peru. Para todas as reservas de gás natural na Colômbia, a unidade boe tem sido expressa  utilizando  a  conversão  padrão  de  5,7  Mcf:  1  barril,  conforme  requerido  pelo Ministério  de  Minas  e  Energia  da  Colômbia,  e  para  todas  as  reservas  de  gás  natural localizadas  no  Peru,  a  unidade  boe  tem  sido  expressa  utilizando  o  padrão  de  conversão peruano de 5,6 Mcf:1 bbl requerido pelo Ministério do Petróleo do Peru. Caso a conversão padrão de 6,0 Mcf: 1 bbl fosse utilizada para todas as reservas de gás natural da Companhia, isto resultaria em uma redução líquida das reservas P1 e P2 da Companhia em, aproximadamente, 4,9 e 6,9 MMboe, respectivamente.

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