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Toronto, Canadá, martes 23 de diciembre de 2014 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE) (BVC: PREC) (BOVESPA: PREB) entregó hoy una actualización de exploración en el cual se destacan los resultados iniciales del pozo de avanzada Kangaroo-2, ubicado a baja profundidad costa afuera en la Cuenta Santos en Brasil.

El pozo de avanzada Kangaroo-2 fue perforado en el Bloque S-M-1165, aproximadamente a 300 metros (943 pies) buzamiento arriba del descubrimiento del pozo Kangaroo-1, y confirma una columna neta de crudo de 820 pies brutos (442 pies netos) en los yacimientos de edad Cretácea y Paleocena en la estructura. La Compañía tiene una participación de 35% en los pozos y en  los cinco bloques circundantes. Karoon Gas Australia Ltd. (ASX:KAR) (“Karoon”) tiene el 65% restante de la participación y es el operador.

Según lo anunciado en un comunicado de prensa ayer por Karoon (ver página web de Karoon: www.karoongas.com.au “el Reporte de Avance No. 6 del Pozo de Avanzada Kangaroo-2”), las  pruebas de producción se realizaron durante un periodo  de flujo de 36 horas a lo largo de un intervalo inicial inferior de 27 metros (89 pies) en el yacimiento objetivo. Se logró una tasa de flujo máxima de crudo de 3.360 bbl/d (tasa estabilizada de 2,300 bbl/d) a través de una válvula choke de 44/64” con una presión de tubo de flujo de 690 psi y un gas-oil-ratio (“GOR”) de 620 cf/bbl. Después de un periodo cierre de acumulación de presión de 57 horas, se llevó a cabo una segunda prueba abriendo 40 metros (131 pies) adicionales al flujo. En esta segunda prueba, se logró un flujo máximo de 3.700 bbl/d (tasa estabilizada de 3,300 bbl/d) de crudo de 38° API a través de una válvula choke de 1” con una presión de tubo de flujo de 430 psi, una GOR de 650 cf/bbl, sin producción de CO2, H2S, arena o agua en un periodo de prueba de 12 horas.

Dentro de los próximos siete días se espera que comience una tercera prueba de intervalos en una posición más elevada en el yacimiento. Después  de completar pruebas en el hoyo actual del pozo se tomará una decisión sobre un programa potencial de side-track. Como resultado de estas pruebas. Karoon está evaluando las opciones comerciales y las estrategias de producción tempranas para la estructura Kangaroo.

Una vez se completen todas las operaciones en el pozo Kangaroo-2, la plataforma se moverá a perforar el prospecto separado Kangaroo West, ubicado aproximadamente a 4.5 kilómetros del Kangaroo-2, en el lado oeste de la estructura de sal Kangaroo.

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

“Estamos muy complacidos con los resultados de flujo de la prueba del primer intervalo en el pozo de avanzada Kangaroo-2, que confirma el status de descubrimiento del prospecto Kangaroo en nuestros bloques en la Cuenca Santos costa afuera en Brasil como uno de alta importancia. Las pruebas se encuentran en curso, pero el análisis inicial del operador sugiere que las características del yacimiento en la estructura son excelentes y soportarían tasas de flujo de 6.000 a 8.000 bbl/d en un pozo productor vertical, y tasas de producción más altas en un pozo horizontal. Esperamos de manera positiva los resultados de las pruebas adicionales de producción en Kangaroo-2, y la perforación del prospecto separado Kangaroo West a principios de 2015.

“Con  los  resultados  de Kangaroo-2  se cumple  un  año  muy exitoso  de exploración  para la Compañía. Más de 10.000 bbl/d de nueva producción de crudo liviano ha sido entregada mediante perforación este año como resultado de pozos exploratorios exitosos y tenemos barriles adicionales detrás de tubería de los pozos recientemente  perforados. Estos resultados demuestran la calidad y  el valor de nuestro portafolio de exploración y contribuyen a nuestra producción neta que se espera que termine el año entre 151 – 152 Mbpe/d.”

Actualización de Exploración

Perú – Bloque 131 ( interés de participación de 30%)

El  pozo  Los  Angeles-1X  comenzó  pruebas  extensas  de  la  formación  Cushabatay el  18  de septiembre de 2014. El pozo y las operaciones en el Bloque 131 son operadas por Cepsa S.A., que tiene el 70% restante del interés de participación en el bloque. A 18 de diciembre de 2014 el pozo estaba produciendo 2.157 bbl/d de crudo 45° API con un corte de agua de 0.01%, gas-oil ratio de

29 cf/bbl, fluyendo naturalmente en una válvula choke de 32/64”, con una presión de cabeza de pozo de 235 psi. Durante los últimos tres meses de la prueba de producción a largo plazo, el pozo ha producido  más  de 185.5  Mbbl  de  crudo  a  una tasa  promedio  de  2.090  bbl/d. Desde  el descubrimiento, el pozo ha producido un total de 233 M-bbl de crudo.

El pozo exploratorio Los Ángeles Noi-3X se inició el 6 de diciembre de 2014. El pozo actualmente está perforando a 5.858 pies con una TD planificada de 8.855 pies en la Formación Copacabana. El objetivo primario de este pozo es la Formación Ene con un objetivo secundario en la Formación Cushabatay.

Colombia – Bloque Guatiquia (interés de participación de 100%)

El pozo exploratorio Ardilla-1 se comenzó a perforar  en el tercer trimestre de 2014. El pozo alcanzó una TD de 12.825 pies el 19 de octubre de 2014. La interpretación petrofísica indicó la presencia de 71 pies de arena neta incluyendo siete pies en la Unidad Mirador, 17 pies en la Unidad Guadalupe y 44 pies en la Unidad Lower Sandstone-1 (sin presencia de contacto con agua). El pozo fue revestido  y perforado en los 14 pies superiores de la Unidad Lower Sandstone-1. La producción con una bomba eléctrica sumergible comenzó el 7 de noviembre de 2014. Desde entonces, el pozo ha producido un total de 86 Mbbl de crudo 21° API a una tasa promedio de 2.038 bbl/d y un corte de aguar promedio de 5.7%.

El pozo de avanzada Avispa-2 inició el 14 de diciembre de 2014 y se espera que alcance profundidad total a principios de 2015.

En el cuarto trimestre de 2014, se comenzó a perforar el pozo exploratorio Gulupa-1. El pozo alcanzó un TD de 10.650 pies el 29 de noviembre de 2014. El pozo fue  revestido y perforado en los seis pies superiores de la Formación Guadalupe. Las pruebas con coiled tubing y nitrógeno comenzaron el 15 de diciembre de 2014. El pozo produjo un total de 246 bbl de crudo 14° API antes del cierre de acumulación de presión el 17 de diciembre de 2014. Durante el periodo de prueba de flujo, el pozo produjo una tasa promedio de 114 bbl/d con una corte de agua promedio de 37%, promedio de tamaño de válvula choke de 55/64” y presión promedio de presión de cabeza de tubo de 114 psi. Según los resultados del análisis de presión transitorio de los datos de acumulación de presión, el pozo podrá ser perforado en la formación Mirador para probar otras zonas potenciales de arena neta.

Colombia – Bloque Corcel ( interés de participación de 100%)

Durante el cuarto trimestre del 2014 se comenzó a perforar el  pozo exploratorio Espadarte-1. El pozo alcanzó una TD de 13.045 pies el 27 de noviembre de 2014. La interpretación petrofísica indica la presencia de 22 pies de arena neta incluyendo 20 pies en la Unidad Lower Sandstone-1 y un pie en la Formación Guadalupe. El pozo fue revestido y perforado en los cuatro pies superiores de la Unidad Lower Sandstone-1. La producción mediante flujo natural comenzó el 9 de diciembre. El pozo ha producido un total de 16 Mbbl de crudo 34° API a una tasa promedio de 1.629 bbl/d, un corte de agua promedio de 3.5%, una GOR promedio de 46 cf/bbl, con una válvula choke de

24/64” y presión de cabeza de tubo de 135 psi.

Colombia - Bloque Chiguiro Oeste (interés de participación de 100%)

Durante  el primer trimestre de 2014 se comenzó a perforar el pozo exploratorio Matapalos-1D  y se encontró un total de 16 pies de arena neta en la Formación Mirador, con base en registros petrofísicos. El intervalo de prueba Mirador ha producido a una tasa máxima de 100 bbl/d de crudo 16° API (un promedio de 50 bbl/d de crudo durante el periodo de prueba de 29 días) con corte de agua a 96%, a través de válvulas choke de 28/64” y 64/64” (abiertas completamente). El pozo produjo un total de 1.5 Mbbl de crudo durante el periodo de prueba.

Colombia – Bloque LLA19 ( interés de participación de 50%)

El pozo exploratorio Langur-1X fue perforado en el cuarto trimestre de 2014 y alcanzó TD a 13.717 pies. El pozo encontró 14 pies de arena neta en la Formación Gacheta con base en registros petrofísicos. Actualmente se están realizando pruebas de la zona de potencial.

Colombia – Bloque Rio Ariari (interés de participación de 100%)

El 6 de diciembre de 2014 se comenzó a perforar el pozo exploratorio Lapon-1D, ubicado en la zona este del Bloque Rio Ariari. El 20 de diciembre de 2014 alcanzó una TD de 4.240 pies donde se encontró, en la Formación Mirador Alta y Baja, un total de 36 pies de arena neta calculada con registros petrofísicos. Se encontraron muestras alentadoras de crudo en el objetivo Formación

Mirador.

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 previamente 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 Brasilian 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 sobre 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, Guyana y México; 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 2014 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 depender indebida de dichas declaraciones debido a la incertidumbre inherente a la misma.

Conversión Bpe

El 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. 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