07/09/2011 - Pacific Rubiales presenta actualización operacional de sus actividades de Exploración y Producción, incluyendo un nuevo record de producción bruta de 242,000 barriles de petróleo equivalente por día

Toronto, Canada, Miércoles, 7 de septiembre de 2011 – Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) presentó hoy una actualización operacional de sus actividades exploratorias en Colombia, Perù y Guatemala. La Empresa también anunció un nuevo record de producción bruta de 242,000 barriles de petróleo equivalente por día, como parte de su crecimiento en sus operaciones de producción.

Ronald Pantin, CEO de la Empresa, comentó: “Estamos muy complacidos con el progreso de nuestras actividades. Continuamos alcanzando nuestras metas de producción, mostrando nuestra capacidad de enfrentar con éxito los retos que nos hemos propuesto. En el área de Exploración estamos en medio de una intensa campaña exploratoria, la cual debería verse concretada en la incorporación de nuevas reservas, que respaldarán nuestras metas de crecimiento. Por otro lado, los precios a los cuales se cotiza actualmente nuestro crudo pesado subrayan el valor agregado por nuestras actividades de comercialización.

EXPLORACION

Desde la publicación de los resultados del segundo trimestre del 2011, la Compañía ha continuado con su exitosa campaña de perforación de exploración en los campos Rubiales / Pirirí, Quifa Suroeste y Quifa Norte, ampliando así la base de recursos en estos campos. La Compañía también ha iniciado la perforación exploratoria en los bloques Topoyaco y Arauca, mientras que la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia ("ANH") ha aprobado la conversión del Convenio de Evaluación Técnica ("TEA") del bloque CPE-6 en un contrato de Exploración y Producción ("E & P") , abriendo así el camino para la campaña de exploración en este bloque en los Llanos Orientales de Colombia.
Estos resultados servirán de base para la actualización de la certificación de los recursos y las reservas, que la compañía espera publicar antes de finales de septiembre de 2011.

COLOMBIA

Contratos Rubiales-Piriri

La Empresa ha continuado con la campaña de delineación en el Este y en Sur de los contratos de Rubiales y Pirirí, en donde perforó cuatro pozos: El pozo Rub-362, al sur de la zona de protección del contrato de Pirirí y los pozos Rub-403, Rub-557 y Rub-558ST1, localizados al este del área de protección del contrato de Pirirì. Todos estos pozos resultaron exitosos, con espesores de arena neta petrolífera entre 10 y 19 pies y actualmente todos se encuentran bajo pruebas de producción extendidas. El éxito obtenido con estos pozos permitirá documentar la certificación de reservas para estas dos áreas y además contribuirán con la documentación necesaria para solicitar la extensión de comercialidad para esta zona del Contrato. Adicionalmente, en la zona de protección de Rubiales, la Empresa inició la perforación del pozo Rub-551ST1, y se espera llegar a la profundidad final del pozo en los próximos días.

La ubicación de estos pozos se muestra en la siguiente figura:

Quifa Norte

Luego de recibir los permisos ambientales para esta área del bloque, la Empresa continuó con la campaña exploratoria en los prospectos "Q" y "F" del norte de Quifa, donde la empresa perforó cuatro pozos: El pozo exploratorio Opalo-1, localizado en el prospecto "Q" y los pozos de avanzada Opalo-2, Opalo-3 y Ambar-4, ubicados en los prospectos "Q" y "F", respectivamente. El pozo exploratorio Opalo-1 fue perforado en el prospecto "Q", encontró el tope de las arenas Basales de Carbonera a una profundidad medida de 3.230 pies (PM), o 2.652 pies de profundidad vertical verdadera bajo el nivel del mar (“PVBNM”). El contacto agua-petróleo (CAP) se determinó a 3.264 pies (PM) o 2.686 pies PVBNM, resultando una columna de hidrocarburos de 32 pies con un promedio de 29,7% de porosidad. El pozo Opalo-2 fue perforado a una distancia de 4,1 km. al noreste del pozo Opalo-1 y encontró el tope de las arenas basales de la Formación Carbonera a 3.206 pies PM, o 2.667 pies PVBNM. El contacto agua-petróleo (CAP) se determinó a 3,252 PM, o 2.713 pies PVBNM. De acuerdo a la evaluación petrofísica el pozo mostró 24 pies de arena neta petrolífera con una porosidad promedio de 31%. El pozo de avanzada Opalo-3 fue perforado a una distancia de 1.8 km. al noreste del pozo Opalo-1 y a 2.2 km al suroeste del pozo Opalo-2. El pozo encontró el tope de las arenas basales de la Formación Carbonera a 3.256 pies PM, o a 2.661 pies PVBNM y el contacto agua-petróleo (CAP), o 3,292 PM, o a 2.697 pies PVBNM. La evaluación petrofísica del pozo mostró 26 pies de arena neta petrolífera con una porosidad promedio de 31%. El pozo Ambar-4 fue perforado a 700 m al noreste del pozo estratigráfico Quifa-26X, previamente perforado y a 5 km al nordeste del pozo exploratorio Ambar-1. El tope de las arenas basales de la formación Carbonera se encontró a una profundidad medida de 3.304 pie (PM), o 2.633 pies de profundidad vertical verdadera bajo el nivel del mar (PVBNM). El contacto agua-petróleo (CAP) se determinó a 3326 pies PM, o 2,654 pies PVBNM. De acuerdo a la evaluación petrofísica, el pozo Ambar-4 mostró un espesor de 15 pies de arena neta petrolífera con un promedio de 31% de porosidad.
Estos cuatro pozos resultaron exitosos y actualmente se encuentran en pruebas extensas producción. Estos resultados, además de los resultados obtenidos de los pozos Quifa-6, Jaspe-1ST2 y Jaspe-3, previamente perforados en el prospecto "A", confirman el potencial de hidrocarburos para esta parte del bloque. Con el fin de confirmar la extensión de estos prospectos en Quifa Norte, la Empresa tiene planificado mantener la campaña de perforación de avanzada en los próximos meses de 2011, la cual incluye la perforación de 12 pozos adicionales (incluyendo pozos exploratorios, estratigráficos y de avanzada).

El siguiente mapa muestra la ubicación de estos pozos dentro del área de Quifa Norte:

Quifa Suroeste

En el yacimiento de Quifa Suroeste, la Empresa continuó con la campaña de evaluación exploratoria, y perforó cinco pozos de avanzada en los prospectos previamente denominados como "H", "E", "J" y "D". Los pozos Quifa-84X y Quifa-136ST fueron perforaron hacia el borde noreste del prospecto "H", y mostraron espesores de arena neta petrolífera de 26 pies y 32 pies, respectivamente. El pozo Quifa-113 fue perforado al suroeste del prospecto "E", y mostrò tiene un espesor de arena neta petrolífera de 18 pies. El pozo Quifa-141X fue perforado al noreste del prospecto "J" con 13 pies de arena neta petrolífera y el pozo DW-2 fue perforado en el borde norte del prospecto "D", y mostró 14 pies de espesor de arena neta petrolífera. Este último pozo extiende el prospecto “D” hacia el norte del área conocida como corredor entre la alineación de los prospectos “D” y “E” y de los prospectos “K” y “L”. Estos cinco pozos exitosos de avanzada han permitido extender el área de producción del campo Quifa Suroeste hacia el noreste, sureste y suroeste respectivamente.

La siguiente figura muestra la ubicación de los pozos recientemente perforados:

Contrato E&P CPE-6

El 18 de agosto de 2011, la Compañía recibió por parte de la ANH, la aprobación de la conversión de la parte norte del Contrato TEA en un contrato de Exploración y Producción (E&P), para un área total de 239,985.97 hectáreas. El contrato respectivo se firmará en un plazo de aproximadamente dos semanas. El compromiso mínimo de actividad exploratoria para la primera fase de exploración que tiene una duración de 36 meses, incluye la adquisición de 480 km de sísmica 2D o 300 km2 de sísmica 3D y la perforación de un pozo exploratorio. La campaña exploratoria iniciará tan pronto se firme el contrato por las partes.

Para este Contrato de E & P, la Empresa tiene una participación del 50% y actuará como operador. Talisman Energy mantiene el 50% restante.

Bloque CPO-12

La Compañía inició recientemente la adquisición de 300 km2 de sísmica 3D en la región noroeste del bloque. Este programa sísmico se espera completar a finales de 2011.

Arauca

En el bloque Arauca, y específicamente en el pozo Torodoi-1X se llevó a cabo una prueba de producción en el intervalo C-5 de la Formación Carbonera, pero debido a problemas operacionales surgidos con la cementación del pozo, este fue suspendido temporalmente y el taladro fue movido a perforar el pozo Vaco-1X.

El pozo exploratorio Vaco-1X inició perforación el 28 de Agosto de 2011, con objetivo principal en la Formación Mirador y el intervalo C-5 de la Formación Carbonera como objetivo secundario. Se prevé profundidad final (PF) a 8663 pies de profundidad medida (PM), equivalente a 6546 pies bajo el nivel del mar (PVBNM). El pozo Vaco-1X será perforado inclinado y hacia el sur desde la misma locación de Torodoi-1X , con el fin de investigar una estructura separada de la de Torodoi-1X, en la cual la evaluación petrofísica de dicho pozo mostró arena petrolífera en C-5 y buenos indicios de aceite residual en la Formación Mirador.

Cuenca del Valle Inferior del Magdalena

La Creciente

Como parte de la campaña de delineación del descubrimiento Apamate–1X, la Empresa está planificando perforar el pozo delineador APAMATE-2, que será iniciado durante el presente mes.

Dindal-Rio Seco

El pozo exploratorio CAPIRA-1X fue perforado al sur del pozo ES-6-ST2 y alcanzó PF a 9887 pies PM en la Formación Cordoba el 5 de Julio de 2011. La evaluación petrofísica mostró 25 pies de caliza con fracturas y aceite en la Formación Cimarrona. Realizada una prueba corta de producción a hueco abierto con achicador, no se observaron indicios de aceite y el pozo quedó suspendido mientras se llevan a cabo análisis geológicos y geofísicos adicionales.

Caguan-Putumayo Basins

Topoyaco

El día 31 de Agosto de 2011, la compañía comenzó la perforación del pozo Yaraqui-1X en la parte central del bloque Topoyaco. El pozo está planificado para alcanzar una profundidad total de 10.509 pies profundidad medida (PM), o 9.402 pies Profundidad Vertical Verdadera (PVV), ó 8.484 pies Profundidad Vertical Verdadera Bajo Nivel del Mar, PVVbnm, y tiene como objetivos las formaciones Villeta y Caballos de edad Cretácico, en una estructura bajo-corrimiento denominada Prospecto “D”. Este prospecto es una estructura bajo corrimiento que la Compañía interpreta que es independiente a los prospectos “B” y “C” perforados previamente en el bloque. Los recursos prospectivos estimados preliminarmente (mejor estimado) están en el orden de 51 millones de barriles de petróleo. Adicionalmente en el bloque, la Compañía tiene planificado ejecutar un plan de evaluación extensivo al descubrimiento realizado por el pozo Topoyaco 2 en el prospecto “C” en el miembro Neme de la Formación Rumiyaco. Los recursos contingentes certificados para este descubrimiento están en el orden de 3,74 millones de barriles de petróleo. La compañía también tiene planificado abandonar el pozo Topoyaco-1 una vez culmine la perforación del pozo Yaraqui-1X.
La Empresa ha solicitado ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) la aprobación para convertirse en operador del Bloque. Dicha aprobación aún está pendiente.

PERU

Lote 138

La Empresa actualmente está procesando 559 Km de información sísmica 2D adquirida como parte del compromiso exploratorio del segundo periodo de exploración en el lote. La interpretación preliminar de esta información sugiere la presencia de estructuras importantes en los niveles estratigráficos del Cretácico y Paleozoico, en la parte central y oriental del lote. La compañía se encuentra en estos momentos en el proceso de estimación de recursos para estas estructuras.

GUATEMALA

Los programas de adquisición de datos geofísicos y de percepción remota están en fase de contratación, y sus operaciones se espera que inicien en Noviembre-2011.

PRODUCCIÓN

COLOMBIA

La Compañía continúa creciendo con base en el desarrollo de su base de reservas existentes. Al 31 de agosto de 2011, el campo Rubiales alcanzó un nivel récord de producción operada de 184.738 barriles de petróleo por día, mientras que el Campo Sur de Quifa también alcanzó un nivel récord de producción operada de 40.104 barriles de petróleo por día, lo que resulta en una producción conjunta de 224.842 barriles de petróleo por día. Al sumar a estos volúmenes la producción del campo de gas La Creciente y los campos de crudo liviano y mediano, la producción bruta total de la Compañía superó el hito de los 242.000 barriles de petróleo equivalente por día, consolidando así la posición de Pacific Rubiales como el mayor productor privado de petróleo en Colombia.

Proyecto STAR

La Compañía y Ecopetrol han ejecutado toda la documentación legal necesaria para proceder con el proyecto piloto STAR en el Bloque Quifa. Esta ejecución ha disparado el inicio de los pasos técnicos necesarios para iniciar las operaciones del proyecto en un futuro inmediato.

COMERCIALIZACION DE CRUDO

La compañía continúa aprovechando las oportunidades comerciales en un mercado que valora particularmente el petróleo pesado. Los volúmenes de Castilla vendidos por la compañía en el mes septiembre han arrojado una prima promedio + $ 10/bbl sobre WTI, lo que representa un valor significativo por encima de este precio de crudo tradicional de referencia.

Pacific Rubiales, una compañía Canadiense productora de gas natural y crudo pesado posee el 100 por ciento de Meta Petroleum Corp., una compañía petrolera Colombiana operadora de los Bloques Rubiales y Piriri en la Cuenca de Los Llanos en asociación con Ecopetrol S.A., la compañía estatal petrolera de Colombia. La Compañía esta enfocada en la identificación de oportunidades primordialmente en la Cuenca de Los Llanos Orientales de Colombia al igual que otras áreas en Colombia y en el norte del Perú. Pacific Rubiales tiene una participación efectiva en la explotación de 45 bloques en Colombia, Perú y Guatemala.

Las acciones ordinarias de la Compañía se cotizan en la Bolsa de Valores de Toronto y la Bolsa de Valores de Colombia bajos los símbolos de cotización PRE y PREC, respectivamente.

Barriles de Petróleo Equivalentes (bpe) puede prestarse a confusión, en particular si se considera de manera aislada. Un factor de conversión de 5,7 MMPC por 1 barril (BBL) de petróleo se utiliza, basándose en un método de conversión de equivalencia energética aplicable en la punta del quemador, y no representa una equivalencia a boca de pozo.

PARA MAYOR INFORMACIÓN

Ronald Pantin CEO y Director Ejecutivo

José Francisco Arata Presidente y Director
(416) 362 7735

Sr. Christopher LeGallais
Vice President, Investor Relations
(416) 362 7735

Carolina Escobar V
Relaciones con los Inversionistas, Colombia
(+ 57 1) 628 3970

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Este comunicado de prensa contiene información con miras al futuro. Toda declaración, diferente a hechos históricos, que se ocupe de actividades, eventos o acontecimientos los cuales la compañía cree, espere o anticipe que sucederán o puedan suceder en el futuro (incluyendo, sin limitación a, 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 información con miras al futuro. Esta información con miras al futuro refleja las expectativas o creencias actuales de la compañía con base en la información actualmente disponible. La información con miras al futuro esta sujeta a un sinnúmero de riesgos e incertidumbres que pueden hacer que los resultados reales de la compañía difieran de manera importante de aquellos discutidos en la información con miras al futuro, e incluso aún sí dichos resultados reales 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 difieran sustancialmente de las expectativas actuales incluyen, entre otros los siguientes: la incertidumbre sobre los estimados de capital y costos de operación, estimados de producción y el retorno económico estimado; la posibilidad que las circunstancias reales difieran de los estimados y presunciones; fracaso en establecer las reservas y recursos estimados; fluctuación en los precios del petróleo y las tasas de cambio; inflación, cambios en los mercados bursátiles; acontecimientos políticos en Colombia o Perú; cambios en los reglamentos que afectan las actividades de la compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos del financiamiento futuro necesario; las incertidumbres inherentes a la interpretación de los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos; y los demás riesgos divulgados bajo en titulo “Factores de Riesgo” y en otras secciones del Formulario Anual de Información de Abril 1 del 2009 radicado en SEDAR at www.sedar.com. Cualquier información con miras al futuro habla solo a partir de la fecha en la cual se emitió, y excepto como lo requieran las leyes aplicables a los títulos valores, la compañía descarta cualquier intento u obligación de actualizar cualquier información 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 presunciones inherentes a la información con miras al futuro son razonables, dicha información con miras al futuro no es garantía del desempeño futuro y por consiguiente no se debe otorgar indebida confianza a dicha información debido a la incertidumbre inherente a la misma.