PACIFIC RUBIALES ENERGY CORP.

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1 PACIFIC RUBIALES ENERGY CORP. COMUNICADO À IMPRENSA PACIFIC RUBIALES APRESENTA UM FORTE TRIMESTRE FINANCEIRO: ELEVAÇÃO DO EBITDA PARA UM RECORDE DE $560 MILHÕES, DO FLUXO DE CAIXA OPERACIONAL PARA $415 MILHÕES, PORTFÓLIO DE EXPLORAÇÃO E DESENVOLVIMENTO EXPANDIDO E TRANSFORMADO PARA O FUTURO POR MEIO DE AQUISIÇÕES ESTRATÉGICAS Toronto, Canadá, quarta-feira, 8 de agosto de 2012 Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC; BOVESPA: PREB) anuncia hoje a divulgação de seus resultados financeiros consolidados não auditados para o trimestre findo em 30 de junho de 2012, em conjunto com a Discussão e Análise da Administração (Management Discussion and Analysis) ( MD&A ) para o referido período. Tais documentos serão disponibilizados no website da Companhia em e no SEDAR, em Todos os valores nesse comunicado estão dispostos em US$, a menos que previamente informado o contrário. A Companhia agendou uma teleconferência para os investidores e analistas na quinta-feira, 9 de agosto, às 8:00 a.m. (horário de Bogotá) / 9:00 a.m. (horário de Toronto) / 10:00 a.m. (horário do Rio de Janeiro), para discutir os resultados do seu segundo trimestre. Analistas e investidores interessados estão convidados a participar usando as instruções de dial-in disponíveis ao final desse comunicado à imprensa. Destaques do Segundo Trimestre de 2012 O EBITDA aumentou para um recorde de $560 milhões ($1.098 milhões para os seis primeiros meses, um aumento de 28% se comparado ao mesmo período de 2011), motivado pelo aumento da produção e elevados netbacks. O Lucro Líquido foi de $224 milhões ($483 milhões para os primeiros seis meses, um aumento de 73% se comparado ao mesmo período de 2011). O Lucro Líquido Ajustado das Operações foi de $187 milhões ($480 milhões para os primeiros seis meses, um aumento de 20% se comparado ao primeiro período de 2011). Os netbacks operacionais oriundos da produção de petróleo e gás foram de $63,12/boe, um aumento de 2% sobre o primeiro trimestre de 2011, apesar do declínio em 9% dos preços de petróleo com base no WTI. A produção líquida de royalties totalizou boe/d, incluindo bbl/d* atribuído à aquisição no Peru ( boe/d para os primeiros seis meses, um aumento de 11% se comparado ao mesmo período de 2011). O total de despesas de capital foi de $317 milhões, comparado a $308 milhões no mesmo período de 2011, com 38% ($120 milhões) investido em infraestrutura de produção, 35% ($111 milhões) em exploração e 20% ($65 milhões) em perfuração para desenvolvimento. Sucesso exploratório de 82% na perfuração de um total de 22 poços exploratórios brutos, dos quais 18 foram bem sucedidos.

2 Relevantes e significativas aquisições, em linha com a estratégia de crescimento de longo prazo da Companhia, incluindo novas produções no Peru e na Colômbia, e novas áreas exploratórias e recursos na Colômbia, offshore na Guyana e onshore na Papua Nova Guiné. Recebimento da licença ambiental para aumento da injenção de água no campo de petróleo de Rubiales, o que permitirá um crescimento na produção de petróleo do campo. Recebimento da aprovação de comercialidade para uma parcela do campo de petróleo de Quifa Norte, o que permitirá à Companhia levar o campo à fase de desenvolvimento e aumento da produção. A Standard and Poors Rating Services revisou sua perspectiva para a Companhia de Estável para Positiva, ao mesmo tempo em que afirmou o rating corporativo BB da Companhia e o rating BB de suas notas seniores quirografárias; atestando a robustez financeira e operacional da Companhia e a capacidade de execução de suas metas de produção e crescimento de reservas. No segundo trimestre de 2012, a Companhia pagou aos acionistas registrados dividendos em dinheiro no valor de $0,11 por ação. Ronald Pantin, Diretor Presidente (Chief Executive Officer) da Companhia comentou: O segundo trimestre foi muito forte do ponto de vista dos resultados financeiros, com as receitas das vendas de petróleo e gás, o EBITDA e o fluco de caixa operacional em níveis recordes, apesar da anual e contínua queda de 9% e 10% nos preços de petróleo com base no WTI, respectivamente. Não obstante as interrupções no transporte via oleodutos que afetaram a indústria de oleo e gás na Colômbia durante o segundo trimestre, a Pacific Rubiales foi capaz de transportar toda a sua produção sem qualquer interrupção. Esse fato ilustra a importância estratégica e o valor dos investimentos próativos que a Companhia realizou em sua infraestrutura de midstream. Até esta data a produção continua a aumentar, porém nao tão rápido ou no montante em que esperávamos quando divulgamos nossos planos operacionais e perspectivas no início do ano. As perspectivas para 2012 que divulgamos no início de janeiro deste ano, de crescimento de 15 35% na produção média líquida, foram baseadas em uma expectativa realista acerca do andamento do processo de licenciamento na Colômbia. Todavia, os atrasos na concessão de licenças foram muito maiores do que o antecipado, tornando-se, atualmente, um problema que afeta todos os produtores industriais. No caso da Pacific Rubiales, é importante reconhecer que isso, até o momento, apenas representa um atraso no desenvolvimento, não uma perda de produção. A outorga da licença para injeção de água no campo de Rubiales e da aprovação de comercialidade de Quifa Norte remove parcialmente, mas não totalmente, o resquício de incertezas sobre a extensão de nossa produção para 2012, nos permitindo uma revisão dos parâmetros fornecidos em nossas expectativas. Nós agora acreditamos que a Companhia conseguirá cumprir com o intervalo de produção estimado, incluindo os volumes de produção oriundos da aquisição da PetroMagdalena, ocorrida em 23 de julho, e da participação acionária considerada de 49% atribuída pelo bloco Z-1 no Peru, em vigor a partir de 1 de janeiro de A produção líquida depois dos royalties da Companhia, incluindo os volumes de PetroMagdalena e Peru alcançaram um novo recorde esta semana, excedendo 100 Mboe/d. Estou particularmente satisfeito com os significativos passos tomados pela Companhia até agora neste ano, por meio de uma série de aquisições de ativos e outros investimentos estratégicos. Neste cenário está incluído o nosso plano de exportar LNG do nordeste da Colômbia, o primeiro projeto do tipo na América Latina, nos permitindo acelerar e extrair valor de nossas extensas reservas e recursos de gás natural no país. Adicionalmente, nossa participação na construção de um novo terminal de exportação de petróleo na costa caribenha da Colômbia, em Puerto Bahia, garantirá a estrutura necessária para suportar uma esperada duplicação em nossa produção de petróleo na Colômbia nos próximos cinco anos.

3 Nós adquirimos novas e crescentes produções no Peru, por meio da nossa participação de 49% no bloco Z-1, e na Colômbia, por meio da aquisição de 100% da PetroMagdalena. Esta última provê uma fonte crescente e confiável de petróleo leve diluente, necessário para nossa crescente produção de petróleo pesado na Colômbia. Ambas foram adquiridas em uma base agregada, adicionarão reservas e recursos significativos e oferecem um upside exploratório e de desenvolvimento considerável. Na frente exploratória, adquirimos uma participação de 40% no bloco exploratório onshore de Portofino, que está localizado na tendência de petróleo pesado que abriga os gigantes campos de produção de Rubiales/Quifa e Castilla/Chichemene, e na tendência e adjacente ao campo de petróleo em desenvolvimento de Capella. Já o maior produtor de petróleo pesado da Colômbia, o bloco de Portofino enquadra a Companhia como a titular de uma das maiores áreas de exploração entre as tendências de recursos de petróleo pesado sub-exploradas e sub-desenvolvidas. A Companhia está dirigindo-se para fora da Colômbia com seu crescente investimento na CGX Energy Inc. (atualmente 35% com uma opção para aumentar até 41% e a possibilidade de farm-in nos dois próximos poços exploratórios), com sua bastante extensa área exploratória offsore na Guyana; e com a aquisição de uma participação líquida de 10% no bloco exploratório onshore PPL-237 na Papua Nova Guiné contendo a maior descoberta de gás natural e condensado na estrutura Triceratops. Ambas as aquisições exploratórias de Guyana e Papua Nova Guiné devem ser analisadas como um estágio inicial na captura de extensos recursos para o futuro. Nós vemos ambas como representativas de bacias de hidrocarbonetos de nível mundial, com potencial para hospedarem recursos bastante extensos. No caso de Papua Nova Guiné, extensos recursos de gás natural e condensado no meio do mercado de energia primário que mais rápido cresce no mundo; e, no caso offshore da Guyana, uma bacia com geologia semelhante ao oeste da África e ao Brasil que produziu descobertas gigantes de petróleo. Esta é uma estratégia similar à que levou a Companhia a ser uma bem-sucedida first-mover, com captura de extensos recursos e aumento rápido de produção na tendência de recursos de petróleo pesado na Colômbia. Cada uma dessas aquisições foi financiada com caixa e esperamos que os custos de exploração e desenvolvimento associados sejam financiados pelo nosso fluxo interno de caixa. Elas representam uma mudança transformacional para a Companhia e ilustram a capacidade da Companhia de manter-se bem posicionada no curto e médio prazos, com oportunidade para suportar, aperfeiçoar e desenvolver novos prospectos para o futuro. Nesse cenário de incertezas econômicas, o Balanço Patrimonial da Companhia permanece forte, nossas metas de crescimento no médio prazo permanecem intactas, sustentadas pela extensa exploração e desenvolvimento de baixo custo de petróleo de ativos na Colômbia. Continuaremos com nossa estratégia de crescimento repetível e rentável por meio da construção, para o longo prazo, de uma companhia líder de E&P focada na América Latina. Resumo Financeiro Apresentamos a seguir um resumo dos resultados financeiros para os três e seis meses encerrados em 30 de junho de 2012 e 2011 (discussões e análises mais detalhadas podem ser encontradas no MD&A):

4 Three Months Ended Six Months Ended June 30 June 30 (in thousands of US$ except per share amounts or as noted) Oil and gas sales $ 1,035,854 $ 957,509 $ 1,967,704 $ 1,541,058 EBITDA (1) 559, ,339 1,097, ,866 EBITDA Margin (EBITDA/Revenues) 54% 58% 56% 60% Per share - basic ($) (2) diluted ($) (3) Net earnings 224, , , ,782 (2) Per share - basic ($) diluted ($) Cash Flow from Operations 131, , , ,076 (2) Per share - basic ($) diluted ($) (4) Adjusted Net earnings from operations 187, , , ,928 (2) Per share - basic ($) diluted ($) Non-operating items (37,236) (82,668) (2,813) 121,146 (1) Funds Flow from Operations 415, , , ,909 (2) Per share - basic ($) diluted ($) (1) See Additional Financial Metrics section 14 MD&A. (2) The basic weighted average number of common shares outstanding for the second quarter ended June 30, 2012 and 2011 was 294,561,287 (fully diluted 304,124,845) and 268,717,010 (fully diluted 298,832,627), respectively. (3) Net earnings for the second quarter of 2012 includes an impairment of $26.2 million representing the write-down of certain exploration and evaluation assets as required by the IFRS accounting rules. The impairment is recognized in consolidated statement of income as depletion, depreciation and amortization. (4) Adjusted earnings from operations are a non-ifrs financial metric that represents net earnings adjusted for certain items of a nonoperational nature including non-cash items. The Company evaluates its performance based on adjusted net earnings from operations. The reconciliation Adjusted Net Earnings from Operations lists the effects of certain non-operational items that are included in the Company s financial results and may not be comparable to similar metrics presented by other companies. Netbacks Operacionais de Petróleo Bruto e Gás Natural A Companhia produz e vende petróleo bruto e gás natural. Ela também compra petróleo bruto de terceiros como diluentes e para fins comerciais, incluídos em volume diário vendido divulgado. O netback operacional combinado de petróleo bruto e gás natural durante o trimestre encerrado em 30 de junho de 2012 foi de U$$63,12/boe, ou seja, 2% maior que o registrado no mesmo período em 2011, apesar da diminuição de 9% nos preços de referência de petróleo WTI, impulsionado principalmente pela redução nos custos operacionais totais e aumento nos diferenciais de preços de venda.

5 Production and sales volumes (boe/day) (1) Three months ended June Oil Gas Combined Combined Average total field production 220,366 11, , ,896 Average gross production (before royalties) 100,253 11, , ,141 Begining inventory (ending inventory March 31) 34,972-34,972 21,126 Average net production (after royalties and field consumption) 79,732 11,139 90,871 88,092 Purchases of diluents and oil for trading (1) 9,267-9,267 22,222 Other inventory movements (1) (2,407) (137) (2,544) (1,356) Ending inventory June 30. (15,158) - (15,158) (21,096) Average daily volume sold (boe/day) 106,406 11, , ,988 Breakdown average daily volume sold (boe/day) Oil and Gas sold 98,507 11, , ,643 Crude Oil Trading Sold 7,899-7,899 2,345 Total average daily volume sold 106,406 11, , ,988 (1) See additional detail in Inventory Movements table section 4 MD&A Apresentamos a seguir os netbacks operacionais para os trimestres encerrados em 30 de junho de 2012 e 2011 (discussões e análises mais detalhadas podem ser encontradas no MD&A): Combined crude oil and gas (boe) Three months ended June Oil Gas Combined Combined Average daily volume sold (boe/day) (1) 98,507 11, , ,643 Operating netback ($/boe) Crude oil and natural gas sales price Production cost of barrels sold (2) Transportation (trucking and pipeline) (3) Diluent cost (4) Other costs (5) Overlift/Underlift (6) (1.34) (0.51) (1.25) 1.32 Operating netback crude oil and gas ($/boe) Crude oil trading Three months ended June Average daily volume sold (boe/day) 7,899 2,345 Operating netback ($/boe) Crude oil traded Cost of purchases of crude oil traded (7) Operating netback crude oil trading ($/boe) (1) Combined operating netback data based on weighted average daily volume sold which includes diluents necessary for the upgrading of the Rubiales blend. (2) Cost of production mainly includes lifting costs and other production costs such as personnel, energy, fuel consumption, security, insurance and others. Increase in cost was mainly due tohigher energy and fuel consumption as compared to prior period of 2011 for oil. The increase in cost of gas was mainly due to a workovers development in La Creciaente and Guaduas fields. (3) Includes the transport costs of crude oil and gas through pipelines and tank trucks incurred by the Company to take the products to the delivery points to customers. (4) Diluent costs for the second quarter of 2012 were reduced as compared to the same period of 2012 mainly due to a significantly lower blending ratio required to upgrade the 12.5 API crude oil.net blending cost is estimated at $3.83 per bbl of Rubiales crude ($2.94 per bbl in second quarter of 2011) as indicated in the table below:

6 Adjusted Net Cost of Diluent Three months ended June Average diluent purchase price Pipeline fees Average Rubiales blend sales price Net diluent cost per barrel Average blending ratio 13.38% 24% Net Blend Cost (5) Other costs mainly correspond to royalties on gas production, external road maintenance at the Rubiales field, inventory fluctuation, storage cost and the net effect of the currency hedges of operating expenses incurred in Colombian pesos during the period. (6) Corresponds to the net effect of the overlift position for the period amounting to $112.5 million, which generated a reduction in the combined costs of $1.25/boe as explained in Discussion of 2012 First Quarter Financial Results Financial Position Operating Costs, section 7 MD&A. (7) The increase of trading costs during the second quarter of 2012 over the same period of 2011 is in line with overall WTI price increase. Resumo da Produção A Companhia produz petróleo bruto e gás natural em vários campos distintos, dos quais 98% estão localizados na Colômbia. A Companhia opera a maioria de sua produção. A média líquida após royalties durante o trimestre encerrado em 30 de junho de 2012 foi de boe/d, incluindo bbl/d* atribuído à recente aquisição no Peru, 3% maior do que o mesmo período em A produção média dos principais campos de produção da Companhia para os três meses encerrados em 30 de junho de 2012 e 2011 está disposta conforme tabela abaixo (discussões e análises mais detalhadas podem ser encontradas no MD&A): Average Q2 Production (in boe/d) Total field production Share before royalties (1) Net share after royalties Producing Fields - Colombia Q Q Q Q Q Q Rubiales / Piriri 171, ,232 71,607 69,955 57,286 55,964 Quifa (2) 44,542 36,010 26,584 21,487 20,826 19,698 La Creciente (3) 11,085 10,674 10,901 10,449 10,898 10,447 Abanico 1,721 2, Rio Ceibas - 1, Dindal / Rio Seco 983 1, Other producing fields (4) 2, , Total Production - Colombia 232, , , ,141 90,871 88,092 Producing Fields - Peru (See note below) Block Z-1 (5) 3,551-1,740-1,740 - Total Production - Peru 3,551-1,740-1,740 - Total Production Colombia and Peru 235, , , ,141 92,611 88,092 (1) Share before royalties is net of internal consumption at the field. (2) Includes Quifa SW field and early production from Quifa North prospects. The Company's share before royalties in the Quifa SW field is 60% and decreases according to a high-prices clause that assigns additional production to Ecopetrol. (3) Royalties on the gas production from La Creciente field are payable in cash and accounted as part of the production cost. Royalties on the condensates are paid in kind, representing a small impact in the net share after royalties. The Company started activities to increase the process capacity to 120 MMcf/d in La Creciente Station. (4) Other producing fields corresponds to producing assets located in Cerrito, Puli, Moriche, Las Quinchas, Arrendajo, Guasimo, Sabanero (The Company holds a % participation in Maurel et Prom Colombia B.V., which indirectly owns a % working interest in the block), and Buganviles blocks. Subject to ECP s and ANH s approval, the Company has divested its participation in the Moriche, Las Quinchas, Guasimo, and Chipalo blocks. (5) Block Z-1 includes Corvina and Albacora fields which are operated by BPZ which the Company acquired a 49% undivided participating interest on April 27, Once closing of the transaction occurs, the Company or any of its subsidiaries will be the technical operations

7 manager under an Operating Services Agreement. The applicable royalties in Peru are paid in cash and are accounted as part of the production cost. (6) The term ''boe'' is used in this MD&A. Boe may be misleading, particularly if used in isolation. A boe conversion ratio of cubic feet to barrels is based on an energy equivalency conversion method primarily applicable at the burner tip and does not represent a value equivalency at the wellhead. In this MD&A we have expressed boe using the Colombian conversion standard of 5.7 Mcf: 1 bbl required by the Colombian Ministry of Mines and Energy. See reference to Average Daily Production Block Z-1 Peru in the Advisories section of this news release. Detalhes da Conferência Telefônica relativa ao Segundo Trimestre A Companhia agendou uma teleconferência para os investidores e analistas na quinta-feira, 9 de agosto de 2012, às 8:00 a.m. (horário de Bogotá) / 9:00 a.m. (horário de Toronto) / 10:00 a.m. (horário do Rio de Janeiro), para discutir os resultados do segundo trimestre de 2012 da Companhia. Analistas e investidores interessados estão convidados a participar usando os seguintes números de dial-in (uma apresentação será postada no website da Companhia previamente à conferência telefônica, em Número do Participante (Internacional/Local): (647) Número do Participante (Toll free Colômbia): Número do Participante (Toll free América do Norte): (888) Identificação da Conferência (Participantes no idioma Inglês): Identificação da Conferência (Participantes no idioma Espanhol): A teleconferência será transmitida por meio do seguinte link: Um replay da teleconferência estará disponível até às 23:59 p.m. (horário de Toronto) do dia 23 de agosto de 2012, o qual poderá ser acessado da seguinte forma: Número para ligação (Toll Free): Número para ligação local: (416) Identificação (Participantes no idioma Inglês): Identificação (Participantes no idioma Espanhol): A Pacific Rubiales, uma companhia com sede no Canadá e produtora de gás natural e petróleo, é detentora de 100% do capital da Meta Petroleum Corp., uma operadora de petróleo na Colômbia que atua nos campos de Rubiales e Piriri, localizados na Bacia de Llanos, em parceria com a Ecopetrol S.A., empresa nacional de petróleo da Colômbia, e detém 100% do capital da Pacific Stratus Energy Corp., que opera o campo de gás natural de La Creciente. A Companhia concentra-se na identificação de oportunidades de exploração na área leste da Bacia de Llanos, na Colômbia, e em outras regiões do país, bem como no norte do Peru. A Pacific Rubiales possui participação em 43 blocos de exploração localizados na Colômbia, Peru e Guatemala. As ações ordinárias 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 Colombia), 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. PARA MAIS INFORMAÇÕES Sr. Christopher (Chris) LeGallais Vice-Presidente Sênior de Relações com Investidores

8 +1 (647) Javier A. Rodriguez Rubio Gerente de Relações com Investidores +57 (1) 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, Guatemala ou no Peru; 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 14 de março de 2012 e arquivado na SEDAR no endereço 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. Além disso, os níveis de produção divulgados poderão não refletir as taxas sustentáveis de produção e as taxas futuras de produção poderão ser substancialmente diferentes daquelas refletidas neste comunicado à imprensa, devido, entre outros fatores, às dificuldades ou interrupções encontradas durante a produção de hidrocarbonetos. Produção Media Diária de Petróleo Bloco Z-1 no Peru A produção no Peru referida nesse comunicado à imprensa corresponde a 49% da parcela de participação considerada da produção atribuída à Companhia do Bloco Z-1 para o período de 1 de janeiro até 30 de junho de 2012, nos termos do Contrato de Compra de Ações ( SPA ), celebrado em 27 de abril de 2012 entre a Companhia e a BPZ Resources, Inc. ("BPZ"). Nos termos do SPA (i) na data do

9 fechamento, as receitas e despesas operacionais serão alocados a cada sócio com base na sua respectiva participação; e (ii) uma vez recebida a aprovação pelas respectivas autoridades peruanas, a Companhia receberá 49% de participação na produção de hidrocarbonetos do Bloco Z-1, efetiva a partir de 1º de janeiro de Até o momento, nenhuma receita ou custos foi reconhecido nos resultados da Companhia com relação à produção oriunda do Bloco Z-1, na medida em que seu pleno reconhecimento está sujeito a aprovação das respectivas autoridades peruanas. 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 o valor justo de mercado. As estimativas de reservas e de receita líquida futura para propriedades individuais poderão não refletir o mesmo nível de confiança que as estimativas de reservas e de receita líquida futura para todas as propriedades, devido aos efeitos de agregação. Definições Bcf Bcfe bbl bbl/d boe boe/d Mbbl Mboe MMbbl MMboe Mcf WTI Bilhões de pés cúbicos. Bilhões de pés cúbicos de gás natural equivalente. Barril de petróleo. Barril de petróleo por dia. Barril de petróleo equivalente. A medida boe poderá induzir a erro, principalmente se utilizada isoladamente. O padrão colombiano é uma razão de conversão de boe de 5,7 Mcf: 1 barril e 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. Barril de petróleo equivalente por dia. Milhares de barris. Milhares de barris de petróleo equivalente. Milhões de barris. Milhões de barris de petróleo equivalente. Milhares de pés cúbicos. West Texas Intermediate Crude Oil.