Pacific Rubiales anuncia un crecimiento del 52% en las reservas del cierre del año 2011

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Feb 24, 2012, 04:02 ET

TORONTO, 24 de febrero del 2012 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anunció hoy los resultados de una evaluación independiente de las reservas de la Compañía en informes de fecha 23 de febrero del 2012 y efectivos el 31 de diciembre del 2011, que muestran que las reservas 2P (probadas y probables) netas de la Compañía crecieron aproximadamente un 52% si se comparan con el 31 de diciembre del 2010.

José Francisco Arata, Presidente de la Compañía, comentó: "Consideramos que estos informes de las reservas del 2011 son una clara demostración de la solidez de nuestro portafolio de exploración y desarrollo, y la estrategia comercial de la Compañía. El crecimiento del 52% de las reservas es muy fuerte, impulsado por la tasa de éxito del 83% en la exploración. La compañía sigue aumentando sus reservas junto con la producción, y la incorporación de reservas en nuevas áreas demuestra claramente que la empresa está diversificando la base de sus reservas más allá del campo Rubiales".

Los puntos destacados sobre reservas netas luego de regalías (netas) del informe de evaluación de reservas independiente incluyen:

El total neto de reservas más probables ("2P") aumentó de 52% hasta 407 MMboe. Aproximadamente un 78% de las reservas son reservas probadas ("1P").
547% reemplazo de reservas con agregados de reservas 2P netas de 5,5 bpe por bpe producido.
El total de reservas 1P netas aumentó 34% hasta 318 MMboe. Aproximadamente 80% de las reservas probadas son de líquidos, en su mayoría de petróleo pesado.
Exitosa diversificación de la base de reservas. El campo Rubiales representa 29% del total de reservas P2 netas (una disminución si se compara con el 51% del año anterior), y Quifa con 36% del total neto de reservas P2 (un aumento comparado con el 17% del año anterior).
El índice de vida de las reservas ("RLI - Reserve Life Index") aumentó a 13,0, mientras que al cierre del 2010 las RLI fueron de 11,5.
El primer registro de reservas 2P netas (Probable) de 44 MMboe en el bloque E&P CPE-6.

Resumen Reservas 2P Año 2011
	Reservas netas 2P petróleo equivalente (MMboe) (2)
31 de diciembre de 2010(1)	268,8
Agregados netos Producción (3)	169,5 (31,0)
31 de diciembre del 2011	407,3

Notas:
(1) Declaración de Datos de Reservas y otra Información sobre Petróleo y Gas al 31 de diciembre del 2010 presentada en SEDAR en el Formulario 51-101 F1, el 10 de marzo del 2011.
(2) El término "bpe" se utiliza en este comunicado de prensa. La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. La tasa de conversión de un bpe de pies cúbicos a barriles se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable, principalmente, en la boca del quemador y no representa una equivalencia de valor en la cabeza del pozo. En este comunicado de prensa hemos expresado bpe utilizando el estándar de conversión colombiano de 5,7 Mcf: 1 bbl requerido por el Ministerio de Energía y Minas de Colombia. Hemos proporcionado una conciliación con el estándar de conversión IN 51-101 de 6 Mcf: 1 bbl en la sección "Avisos" de este comunicado de prensa.
(3) La producción representa el período de doce meses que cerró el 31 de diciembre del 2011.

Reservas del cierre del año 2011

Las siguientes tablas resumen la información contenida en los informes de reservas independientes preparados por RPS Energy Canada Ltd. ("RPS") y Petrotech Engineering Ltd. ("Petrotech") de fecha 23 de febrero del 2012, con fecha efectiva al 31 de diciembre del 2011. RPS evaluó las reservas de la Compañía en los campos desarrollados de Rubiales y Quifa SW, mientras que Petrotech evaluó las reservas en los restantes campos y áreas que tienen programas de exploración activos en funcionamiento. Estos informes fueron preparados de acuerdo con las definiciones, normas y procedimientos contenidos en el Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook ("COGE Handbook") y el Instrumento Nacional (IN) 51-101- Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities ("IN 51-101"). Información adicional de las reservas tal como exige el IN 51-101 se incluirá en el Formulario de Información Anual de la Compañía que se presentará ante el SEDAR antes del 14 de marzo del 2012.

Las reservas netas de la Compañía luego de regalías incorporan a todas las regalías aplicables en virtud de la legislación fiscal colombiana basada en proyecciones de precios y tasas de producción, incluso todo interés de participación adicional ("PAP") relacionado con el precio del petróleo aplicable a determinados bloques. Para obtener información adicional sobre el interés PAP, consulte Discusión y Análisis de la Gerencia de fecha 8 de noviembre del 2011.

Los estimados de recuperación y reservas de crudo y gas natural en estos informes son solamente estimados, y no hay garantía de que se recuperarán las reservas estimadas. Las reservas reales de petróleo crudo y gas natural eventualmente pueden ser mayores o menores que las estimaciones proporcionadas. Todas las reservas presentadas se basan en los proyectos de precios y costos de RPS y Petrotech efectivos al 31 de diciembre del 2011. Todas las reservas de la Compañía están en Colombia.

Reservas al 31 de diciembre del 2011 (MMboe(1))
Campo	P1					P2					2P					Tipo de hidrocarburo
	100%		Bruta	Neta		100%		Bruta		Neta	100%	Bruta		Neta
Rubiales	344,2		146,9	117,6		1,3		0,6		0,5	345,5	147,5		118,0		Petróleo pesado
Quifa SW	120,1		72,1	56,2		18,5		11,1		8,7	138,6	83,2		64,9		Petróleo pesado
Quifa Norte	119,6		71,8	58,5		45,4		27,3		22,7	165,0	99,0		81,3		Petróleo pesado
CPE-6	-		-	-		115,3		57,7		44,3	115,3	57,7		44,3		Petróleo pesado
Sabanero(2)	10,3		5,1	4,8		21,2		10,6		10,0	31,5	15,7		14,8		Petróleo pesado
La Creciente	83,1		83,1	77,3		-		-		-	83,1	83,1		77,3		Gas y condensado
Otros bloques	9,4		4,9	4,3		4,7		2,9		2,5	14,1	7,8		6,8		Petróleo L&M y gas asociado
Total al 31 de dic. del 2011	686,6		383,8	318,7		206,5		110,0		88,6	893,1	493,8		407,3
Total al 31 de dic. del 2010	539,9		285,5	238,4		70,8		39,8		30,4	610,7	326,3		268,8
Diferencia	146,7		97,3	80,4		135,7		70,3		58,1	282,4	167,6		138,5
Producción 2011	79,5		37,9	31,0		Total Reservas Incorporadas					361,9	205,5		169,5
	Nota: (1) El término "bpe" se utiliza en este comunicado de prensa. La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. La tasa de conversión de un bpe de pies cúbicos a barriles se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable, principalmente, en la boca del quemador y no representa una equivalencia de valor en la cabeza del pozo. En este comunicado de prensa, hemos expresado bpe utilizando el estándar de conversión colombiano de 5.7 Mcf: 1 bbl requerido por el Ministerio de Energía y Minas de Colombia. Hemos proporcionado una conciliación con el estándar de conversión del IN 51-101 de 6 Mcf: 1 bbl en la sección "Avisos" de este comunicado de prensa.
	(2) Pre-Psie Cooperatief U.A. posee una participación de 49,999% en Maurel Prom Colombia B.V., que indirectamente tiene un 49,999% de participación en el bloque de Sabanero. Pre-Psie Cooperatief U.A. es una subsidiaria de la empresa.
	En la tabla anterior, 100 se refiere a participación 100% total en el campo; Bruta se refiere a participación antes de regalías; Neta se refiere a WI después de regalías.
	Los números en la tabla pueden no coincidir debido al redondeo.
Reservas netas probadas y probables al cierre del 2011
		Petróleo condensado, liviano y medio (MMbbl)					Petróleo pesado (MMbbl)				Gas natural asociado y no asociado (Bcf)				Total petróleo equivalente (MMboe)(1)
		Bruta			Neta		Bruta		Neta		Bruta		Neta		Bruta		Netas

Probadas produciendo		1,7			1,6		66,1		52,6		478,1		444,5		151,7		132,2
Probadas no produciendo		0,2			0,2		15,6		12,5		3,1		3,0		16,4		13,2
Probadas no desarrolladas		0,3			0,3		215,4		173,0		0,2		0,2		215,7		173,4
Total Probadas		2,2			2,1		297,1		238,1		481,4		447,7		383,8		318,8
Total Probables		0,6			0,6		109,0		87,6		2,3		2,2		110,1		88,6
Probadas + Probables (2P)		2,8			2,7		406,1		325,7		483,7		449,9		493,9		407,3


	Notas: (1) El término "bpe" se utiliza en este comunicado de prensa. La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. La tasa de conversión de un bpe de pies cúbicos a barriles se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable, principalmente, en la boca del quemador y no representa una equivalencia de valor en la cabeza del pozo. En este comunicado de prensa, hemos expresado bpe utilizando el estándar de conversión colombiano de 5.7 Mcf: 1 bbl requerido por el Ministerio de Energía y Minas de Colombia. Hemos proporcionado una conciliación con el estándar de conversión IN 51-101 de 6 Mcf: 1 bbl en la sección "Avisos" de este comunicado de prensa.

Discusión de Reservas

Los gastos de capital de exploración de la Compañía en 2011 fue de aproximadamente US$266 millones, agregando 169,5 MMboe de reservas 2P netas a través de la perforación, para un costo de descubrimiento de US$1,57/bpe. Un programa de perforación de 69 pozos de exploración brutos (38,7 netos) (incluso pozos estratigráficos y de evaluación) dio como resultado 57 descubrimientos para una tasa de éxito del 83% y fue instrumental en el aumento de la Compañía en 2011. La compañía opera aproximadamente 99% de su producción y sobre una base 100% bruta fue responsable por el agregado de 360 MMboe estimados de reservas 2P en la base total de reservas de Colombia, y por 40% estimados en el crecimiento de la producción de Colombia durante el año.

En el campo Rubiales de la Compañía, las reservas 2P netas disminuyeron a 118 MMboe de 137 MMboe del año anterior en producción de aproximadamente 20 MMboe. El campo de Rubiales es un campo de petróleo maduro que presenciará una meseta en la producción en los próximos años antes de que empiece el decline natural en 2015. El campo Rubiales, que en 2008 representaba el 60% de la base de reservas 2P de la Compañía, ahora representa menos de 30% de una base más amplia.

En el campo Quifa SW, las reservas 2P netas crecieron a 65 MMbbl de 25 MMbbl del año anterior, pero, lo que es más importante, las reservas probadas totales crecieron de 20 MMbbl a 56 MMbbl. La producción neta durante 2011 fue de 6,5 MMbbl.

En la zona conocida como Quifa Norte, la actividad de exploración continuó y permitió que las reservas 2P netas crecieran de 20 MMboe hace un año a 81 MMboe, un aumento de más del 300%. La producción temprana en el Quifa Norte comenzó a finales de diciembre de 2011 bajo la licencia de exploración, y las reservas de 2P de todo el año fueron clasificadas como no desarrolladas. El pleno desarrollo comenzará en la obtención de permisos de desarrollo esperados para comienzos de 2012. La declaración de exploración y comercialidad, junto con la actividad de desarrollo, continuarán en Quifa Norte durante 2012

En el bloque de Sabanero, donde la empresa tiene una participación del 49,999%, las reservas netas 2P crecieron a 15 MMbbl comparadas contra cero del año anterior. Del mismo modo que el Quifa Norte, el operador Maurel et Prom Colombia B.V. inició su producción en el bloque Sabanero a fines de diciembre de 2011, con permisos de exploración y desarrollo, y se espera que la producción crezca durante el 2012.

En el bloque CPE-6 E&P, unos 70 Km. al suroeste de RubialesQuifa, las reservas de 2P netas de 44 MMbbl fueron registradas por primera vez en este importante bloque de exploración. La Compañía tiene una participación del 50% y es operadora del bloque. Estas reservas fueron el resultado de la evaluación de todos los pozos perforados en la parte norte del bloque. Tan pronto como se conceda el permiso ambiental para el bloque, la compañía iniciará una campaña de perforación para exploración y evaluación para confirmar el potencial del reservorio y declarar la comercialidad de la parte norte del bloque. Después de la aprobación de la comercialidad por la ANH, la Compañía tiene la intención de hacer avanzar al bloque a una fase de desarrollo de la evaluación mediante una campaña de perforación prevista para la segunda mitad del 2012. En el bloque de producción de gas natural La Creciente, las reservas netas de 2P disminuyeron a 441 Bcfe de 452 Bcfe hace un año debido a la producción neta de 2011 de 23 Bcf compensado, en parte, por las revisiones técnicas

En otros bloques de exploración y otros más pequeños, las reservas de 2P netas disminuyeron a 6,8 MMboe de 7.4 MMboe, un resultado de producción de aproximadamente 1 MMboe compensado, en parte, por pequeñas revisiones técnicas.

Pacific Rubiales, una compañía productora de gas y petróleo crudo con base en Canadá, es propietaria del 100% de Meta Petroleum Corp., una operadora petrolera colombiana que opera los yacimientos petrolíferos Rubiales, Piriri y Caifa en la Cuenca Llanos, junto con Ecopetrol S.A., la petrolera nacional colombiana, y del 100% de Pacific Stratus Energy Corp. que opera el campo de gas natural de La Creciente. La Compañía se centra en identificar oportunidades principalmente dentro de la parte oriental de la Cuenca Llanos de Colombia, y en otras áreas en Colombia y el norte del Perú. Pacific Rubiales tiene participaciones en 46 bloques en Colombia, Perú y Guatemala.

Las acciones ordinarias de la Compañía cotizan en la Bolsa de Comercio de Toronto, en la Bolsa de Valores de Colombia y en la Bolsa de Valores Mercadorias e Futuros de Brasil, bajo los símbolos PRE, PREC y PREB, respectivamente.

Avisos

Advertencia con relación a las Declaraciones a Futuro

Este comunicado de prensa contiene declaraciones a futuro. Todas las declaraciones que no sean las declaraciones de hechos históricos, que abordan actividades, eventos o desarrollos que la Compañía considera, espera o anticipa que ocurrirán o podrán ocurrir en el futuro (incluso, pero en forma no taxativa, declaraciones relacionadas con estimados y/o suposiciones con relación a la producción, facturación, flujo de caja y costos, estimados de reservas y recursos, recursos potenciales, y los planes y objetivos de la Compañía en temas de exploración y desarrollo) son declaraciones a futuro. Esas declaraciones a futuro reflejan las expectativas o creencias actuales de la Compañía sobre la base de información que la Compañía actualmente tiene disponible. Las declaraciones a futuro están sujetas a una cantidad de riesgos e incertidumbres que pueden determinar que los resultados reales de la Compañía difieran sustancialmente de los discutidos en las declaraciones a futuro, e incluso si esos resultados reales se concretan o se concretan sustancialmente, no hay seguridad de que tendrán las consecuencias esperadas para la Compañía o los efectos sobre ella. Entre los factores que podrían determinar que los resultados o los eventos reales difieran sustancialmente de las actuales expectativas, se encuentran: incertidumbre de estimados de capital y costos operativos, estimados de producción y retorno económico estimado; la posibilidad de que las circunstancias reales difieran de los estimados y suposiciones; la falta del establecimiento de recursos o reservas estimados; fluctuaciones en precio de petróleo y tasas de cambio de divisas; cambios en los mercados bursátiles; desarrollos políticos en Colombia, Guatemala o Perú; cambios en las regulaciones que afectan las actividades de la Compañía; incertidumbres relacionadas con la disponibilidad y costos de financiación necesarios en el futuro; las incertidumbres implicadas en interpretar los resultados de las perforaciones y otros datos geológicos, y otros riesgos dados a conocer bajo el título "Factores de Riesgo", y en todo otro documento parte del formulario anual de la compañía de fecha 11 de marzo del 2011 presentado ante el SEDAR en www.sedar.com. Cualquier declaración a futuro hace referencia solo a la fecha en la cual se emitió, y excepto si lo requieren las leyes aplicables a los títulos valores, la Compañía renuncia a cualquier intento u obligación de actualizar cualquier declaración a 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 a futuro son razonables, las declaraciones a futuro no son garantía de desempeño futuro y, por consiguiente, no se debe dar una confianza excesiva a estas declaraciones debido a su inherente incertidumbre.

Además, los niveles de producción informados pueden no reflejar tasas de producción sostenibles, y las tasas de producción futuras pueden diferir sustancialmente de las tasas de producción reflejadas en este comunicado de prensa debido a, entre otros factores, dificultades o interrupciones encontradas durante la producción de hidrocarburos.

Reemplazo de Reservas

La sustitución de la producción se calcula dividiendo las adiciones de reservas por la producción en el mismo período. Las adiciones de reservas durante un período determinado, en este caso 2011, se calculan sumando una o más de las revisiones y recuperaciones mejoradas, extensiones y descubrimientos, adquisiciones y enajenaciones. El costo de reemplazo de reservas se calcula dividiendo el capital total invertido en la búsqueda, desarrollo y adquisiciones netas de enajenaciones por las adiciones de reservas en el mismo período.

Costos de los descubrimientos

La suma de los costos de descubrimientos efectuados en el ejercicio más reciente y el cambio durante ese año en los costos de descubrimientos de futuros estimados generalmente no reflejará los costos totales de descubrimientos relacionados con las adiciones de reservas para ese año.

Conversión de bpe

La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. Se utiliza un factor de conversión de 5,7 mmpc por 1 barril (bbl), y se basa en un método de conversión de equivalencia energética aplicable, principalmente, en la punta del quemador, y no representa una equivalencia a boca de pozo. Los valores estimados divulgados en este comunicado de prensa no representan valor justo de mercado. Las estimaciones de reservas y futuros ingresos netos para propiedades individuales pueden no reflejar el mismo nivel de confianza que los estimados de reservas y futuros ingresos netos de todas las propiedades, debido a los efectos de agregado.

Referencia párrafo	Usando estándar colombiano 5.7 Mcf:1 bbl	Usando estándar canadiense 6 Mcf: 1 bbl
3	407 Mboe	386,7 Mboe
3	5,5 boe	5,2 boe
3	318MMboe	302.1 MMboe
3	44MMboe	41,8 MMboe
3	268,8 MMboe	255,4 MMboe
3	169,5 MMboe	161,0 MMboe
3	(31,0)	(29.4) MMboe
3	407,3 MMboe	386,9 MMboe
7	169,5MMboe	161,0 MMboe
7	$US 1,57/boe	$US 1,49/boe
7	360MMboe	342 MMboe
8	118 MMboe	112,1 MMboe
8	138 MMboe	131,1 MMboe
8	20 MMboe	19 MMboe
10	20 MMboe	19 MMboe
10	81 MMboe	77 MMboe
13	6,8 MMboe	6,5 MMboe
13	7,4 MMboe	7,0 MMboe
13	1 MMboe	0,95 MMboe

Definiciones

Bcf	Mil millones de pies cúbicos.
Bcfe	Mil millones de pies cúbicos de gas natural equivalente.
bbl	Barril de petróleo.
bbl/d	Barril de petróleo por día.
bpe	Barril de petróleo equivalente. La expresión barril de petróleo equivalente (bpe) puede prestarse a confusión, en especial, si se la utiliza en forma aislada. El estándar colombiano es una tasa de conversión de 5,7 mcf: 1 bbl, y se basa en un método de conversión de equivalencia de energía aplicable, principalmente, en la boca del quemador y no representa una equivalencia de valor en la cabeza del pozo.
bpe/d	Barril de petróleo equivalente por día.
Mbbl	Miles de barriles.
Mboe	Miles de barriles de petróleo equivalente.
MMbbl	Millones de barriles.
MMbpe	Millones de barriles de petróleo equivalente.
Mcf	Mil de pies cúbicos.
WTI	West Texas Intermediate.