en las reservas del cierre del año 2011

TORONTO, 24 de febrero del 2012 /PRNewswire/ -- Pacific Rubiales Energy Corp. 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

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("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.

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