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Toronto, Canadá, terça-feira, 23 de dezembro de 2014 - Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) (“Companhia” ou “Pacific Rubiales”) forneceu hoje uma atualização a respeito de sua exploração, na qual se destacam os resultados dos testes realizados no poço de avaliação Kangaroo-2, localizado na parte rasa da bacia de Santos, situada offshore no Brasil.

O poço de avaliação Kangaroo-2 foi perfurado no Bloco S-M-1165, a aproximadamente 300 metros (943 pés) up-dip do poço de descoberta Kangaroo-1, e confirmou uma coluna de petróleo bruto de 820 pés (442 pés de petróleo líquido) nas reservas das eras Cretácea e Pliocena da estrutura. A Companhia detém

35% de participação nos poços e 5 blocos ao redor. A Karoon Gas Australia Ltd. (ASX:KAR) (“Karoon”)

detém os 65% de participação restantes e é a operadora.

Conforme anunciado ontem pela Karoon em comunicado ao mercado (para maiores informações, veja o comunicado  ao  mercado  “Kagaroo-2  Appraisal  Well  Progress  Report  nº  6” no  website  da  Karoon: www.karoongas.com.au),  a testes de produção foram conduzidos por um período de fluxo de mais de 36 horas em um intervalo inicial mais abaixo de 27 metros (89 pés) no reservatório alvo. Uma taxa máxima de fluxo de petróleo de 3.369 bbl/d (taxa estabilizada de 2.300 bbl/d) foi alcançada por meio de uma válvula de 44/64”, com um fluxo de pressão de tubos de 690 psi e uma proporção petróleo/gás (gas-oil- ratio) (“GOR”) de 620 cf/bbl. Após um período fechado de aumento de pressão de 57 horas, o segundo teste foi conduzido com um adicional de 40 metros (131 pés) submetido à pressão. Nesse segundo teste, um fluxo máximo de 3.700 bbl/d (taxa estabilizada de 3.300 bbl/d) de petróleo a 38º API foi atingido por meio de uma válvula de 1”, com um fluxo de pressão de tubos de 430 psi, uma GOR de 650 cf/bbl, sem produção de CO2, H2S, areia ou água, ao longo de um período de teste de 12 horas.

Um terceiro teste em intervalos mais elevados no reservatório está previsto para começar nos próximos sete dias. Uma decisão sobre um potencial programa side-track será feita após a conclusão dos testes no poço.  A  Karoon  está  avaliando  opções  comerciais  e estratégias  de produção  inicial  para  a estrutura Kangaroo, como resultado desses testes.

Após a conclusão de todas as operações no poço Kangaroo-2, a plataforma irá se mover para perfurar o prospecto separado Kangaroo West, localizado a aproximadamente  4,5 quilômetros de Kangaroo-2, no lado oeste da estrutura de sal Kangaroo.

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

“Estamos  satisfeitos com os resultados  de fluxo do primeiro intervalo de testes no poço de avaliação Kangaroo-2,  o qual confirma  o status  significativo  da descoberta  do prospecto  Kangaroo  em nossos blocos localizados offshore na bacia de Santos, no Brasil. Os testes estão em curso, mas a análise inicial da operadora sugere que as características da estrutura do reservatório são excelentes e poderiam suportar a taxa de fluxo de 6.000 a 8.000 bbl/d em um poço vertical de produção, e taxa maiores na produção horizontal  no  poço.  Nós  estamos  ansiosos  pelos  resultados  dos  testes  adicionais  de  produção  em Kangaroo-2, e pela a perfuração do prospecto separado Kangaroo West, os quais acontecerão no início de

2015.

Os resultados  de Kangaroo-2  completam  o ano de exploração  bem sucedido da Companhia.  Mais de

10.000 bbl/d líquido de novo petróleo leve produzido na Colômbia e no Peru foi entregue como resultado da perfuração de poços de exploração bem sucedidos esse ano, e nós temos barris adicionais behind the pipe de poços recentemente  perfurados.  Esses resultados  demonstram  a qualidade e o valor do nosso portfólio de exploração e contribuem para nossa produção líquida, a qual espera-se que fique entre 151 a

152 Mboe/d no final do ano.”

Atualização de Exploração

Peru – Bloco 131 (30% de participação)

Testes  extensivos  foram  iniciados  no  poço  Los-Angeles  1X  da  formação  de  Cushabatay  em  18  de setembro de 2014. O poço e as operações no Bloco 131 são operados pela Cepsa S.A., que detém os 70% restantes de participação. Em 18 de dezembro de 2014, o poço estava produzindo 2.157 bbl/d de petróleo a 45º API com um corte de água de 0,01%, uma GOR de 29 cf/bbl, fluindo naturalmente  com uma válvula de 32/64” e com uma pressão de cabeça de poço de 235 psi. Ao longo dos últimos três meses de teste produção a longo prazo, o poço produziu mais de 185,5 Mbbl de petróleo a uma taxa média de 2.090 bbl/d. Desde a descoberta, o poço produziu um total de 233 Mbbl de petróleo.

O  poço  de  exploração  Los-Angeles  Noi-3X  foi  iniciado  em  6  de  dezembro  de  2014.  O  poço  está perfurando a 5.858 pés com uma profundidade total planejada de 8.855 pés na formação Copacabana. O objetivo primário desse poço é a formação Ene e o objetivo secundário é a formação Cushabatay.

Colômbia -  Bloco Guatiquia (100% de participação)

O poço de exploração Ardilla-1 foi perfurado durante o terceiro trimestre de 2014. O poço alcançou uma profundidade  total  de  12.825  pés  em  19  de  outubro  de  2014.  A  interpretação  petrofísica  indicou  a presença de 71 pés líquidos de recompensa, incluindo 7 pés em Mirador, 17 pés em Guadalupe e 44 pés na unidade Lower Sanstone-1 (sem contato com água presente). O poço foi revestido e perfurado nos 14 pés superiores na unidade Lower Sandstone-1. A produção com uma bomba submersível começou em 7 de novembro de 2014. Desde então, o poço produziu um total de 86 Mbbl de petróleo a 21º API em uma taxa média de 2.038 bbl/d e uma média de corte de água de 5,7%.

O  poço  de  avaliação  Avispa-2  começou  em  14  de  dezembro  de  2014,  e  espera-se  que  atinja  a profundidade total no início de 2015.

O poço de exploração Gulupa-1 começou a ser perfurado durante o quarto trimestre de 2014. O poço alcançou uma profundidade  total de 10.650 pés em 29 de novembro de 2014. O poço foi revestido e perfurado  nos  6  pés  superiores  na  formação  de  Guadalupe.  Os  testes  com  tubulação  e  nitrogênio começaram em 15 de dezembro de 2014. O poço produziu um total de 246 bbl de petróleo a 14º API antes do fechamento para acúmulo de pressão em 17 de dezembro de 2014. Durante o período de teste, o poço produziu uma taxa média de 114 bbl/d com um corte de água médio de 37%, com uma média de tamanho de válvula de 55/64” e uma média de pressão de cabeça de poço de 114 psi. Dependendo dos resultados da análise dos dados de pressão acumulada, o poço pode ser perfurado na formação Mirador para testar outras potenciais zonas de recompensa.

Colômbia -  Bloco Corcel (100% de participação)

O poço de exploração  Espadarte-1  foi perfurado  no quatro trimestre  de 2014. O poço alcançou  uma profundidade  total de 13.045 pés em 17 de novembro  de 2014. A interpretação  petrofísica  indicou a presença de 22 pés líquidos de recompensa, incluindo 20 pés na unidade Lower Sandstone-1 e um pé  na formação Guadalupe. O poço foi revestido e perfurado nos 4 pés superiores na unidade Lower Sandstone-

1. A produção com fluxo natural começou em 9 de dezembro de 2014. Desde então, o poço produziu um total de 16 Mbbl de petróleo a 34º API em uma taxa média de 1.629 bbl/d, e uma média de corte de água de 3,5%, uma GOR de 46 cl/bbl, com tamanho de válvula de 24/64” e uma pressão tubular de 135 psi.

Colômbia -  Bloco Chiguiro Oeste (100% de participação)

O poço de exploração Matapalos-1D foi perfurado no quatro trimestre de 2014 e encontrou um total de 16 pés líquidos de recompensa na formação Mirador, segundo dados petrofísicos. Os intervalos de teste na formação Mirador produziram em um taxa máxima de 100 bbl/d de petróleo a 16º API (taxa média de 50 bbl/d em um período de testes de 29 dias), com corte de água de 96%, por meio de válvulas de 28/64” e 64/64” (totalmente abertas). O poço produziou um total de 1,5 Mbbl de petróleo durante o período de testes.

Colômbia -  Bloco LLA19 (50% de participação)

O poço de exploração Langur-1X foi perfurado no quatro trimestre de 2014 e alcançou uma profundidade total de 13.717 pés. O poço encontrou 14 pés líquidos de recompensa na formação Gacheta, de acordo com dados petrofísicos. Testes de zona com potencial estão em andamento.

Colômbia -  Bloco Rio Ariari (100% de participação)

O poço de exploração Lapon-1D, localizado na porção afastada ao leste do Bloco Rio Ariari, foi iniciado em 6 de dezembro de 2014 e alcançou uma profundidade total de 4.240 pés em 20 de dezembro de 2014. O poço encontrou um total de 36 pés líquidos de recompensa, calculados com base em dados petrofísicos nas formações Upper Mirador e Lower Mirador. Amostras de petróleo encorajadoras foram encontradas no seu alvo, a formação Mirador.

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 PetroMagdalenaEnergy 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, Guiana e México; 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 2014 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  valores  justos  de mercado. As estimativas de reservas e de futuras receitas líquidas para propriedades individualmente podem não refletir o mesmo nível de confiança das estimativas de reservas e de futuras receitas líquidas para todas as propriedades em conjunto, devido aos efeitos da agregação.

Definições

Linguagem

Este  Comunicado  à  Imprensa  foi  preparado  no  idioma  Inglês  e  posteriormente  traduzido  para  o Espanhol e Português. No caso de quaisquer diferenças entre a versão em Inglês e os suas respectivas traduções, o documento Inglês deverá prevalecer.

PARA MAIORES INFORMAÇÕES:

Christopher (Chris) LeGallais

Vice-Presidente Sênior de Relações com Investidores

+1 (647) 295-3700

Frederick Kozak

Vice Presidente de Relações com Investidores

+1 (403) 606-3165