ANH - Resolución 202049420 202220 diciembre 202009

REPÚBLICA DE COLOMBIA

ANH· AGENCIA NACIG'W. DE HIOROCAJIBUROS

RESOLUCIÓN No. 4 9 4 DE 2 2 DIC. 2009

Por medio de la cual se desarrolla lo previsto en el Acuerdo 11 del 16 de septiembre de 2008 expedido por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en relación con la forma, contenido, plazos y métodos de valoración de recursos y reservas de hidrocarburos en el país EL DIRECTOR GENERAL DE LA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS En ejercicio de sus facultades legales y en especial de las que le confiere el artículo 1 O, numerales 10.1 10.2 y 10.14, del Decreto Ley 1760 de 2003, CONSIDERANDO: Que el Acuerdo 11 del 16 de septiembre de 2009, dictado por el Consejo Directivo de la ANH, prescribió que las compañías de exploración y explotación de hidrocarburos presentes en el país, deberán suministrar a la Dirección General de la ANH, toda la información de recursos y reservas de hidrocarburos que tengan en contratos suscritos tanto con Ecopetrol S.A. como con la ANH, conforme a la metodología adoptada por SPE/WPC/AAPG/SPEE en marzo de 2007, mediante el documento Sistema de Administración de Recursos Petroleros ("Petroleum Resources Management System" SPE-PRMS) Que de conformidad con el artículo 3° ibídem, la ANH reglamentará la auditoría de reservas de hidrocarburos cuando se considere conveniente. Que en virtud del artículo 4° del citado acuerdo, la información de recursos y reservas de hidrocarburos deberá presentarse en medio escrito y magnético, firmado bajo la gravedad del

hidrocarburos cuando se considere conveniente. Que en virtud del artículo 4° del citado acuerdo, la información de recursos y reservas de hidrocarburos deberá presentarse en medio escrito y magnético, firmado bajo la gravedad del juramento por el representante legal de las compañías y con corte al 31 de diciembre. Que la reglamentación de la auditoría de reservas de hidrocarburos se justifica por la necesidad de estandarizar la información y acelerar el proceso de revisión y análisis requerido por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) para la consolidación de los volúmenes de reservas y recursos de hidrocarburos, y sus respectivos pronósticos. Que la información entregada respecto de la valoración de reservas de hidrocarburos, deberá ser auditada siguiendo los lineamientos de lo establecido por la SPE en su documento "Normas relativas a la Estimación y Auditoría de la Información sobre las Reservas de Petróleo y Gas Aprobadas por la Junta Directiva de la SPE en Junio de 2001 ("Reserves Auditing Standards") Revisión del 19 de febrero de 2007. En mérito de lo expuesto, RESUELVE: Artículo 1 º. Compañías obligadas a presentar informe de recursos y reservas. Las siguientes compañías deberán presentar a la Dirección General de la ANH, el informe de recursos y reservas de hidrocarburos en contratos suscritos tanto con Ecopetrol S.A. como con la ANH:

1. Para aquellos casos en los cuales Ecopetrol S.A. sea la compañía operadora, ésta deberá presentar el informe correspondiente a la valoración de recursos y reservas de hidrocarburos enREPÚBLICA DE COLOMBIA

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presentar el informe correspondiente a la valoración de recursos y reservas de hidrocarburos enREPÚBLICA DE COLOMBIA

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RESOLUCIÓN No. 4 9 4 DE 2 2 O\C. 2009 Por medio de la cual se desarrolla lo previsto en el Acuerdo 11 del 16 de septiembre de 2008 expedido por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en relación con la forma, contenido, plazos y métodos de valoración de recursos y reservas de hidrocarburos en el pais forma independiente del que, asImIsmo, deberá ser presentado por las demás compañías asociadas de manera unificada si así lo determinan.

2. Para aquellos casos en los cuales Ecopetrol S.A. no es la compañía operadora pero sí ostenta la calidad de socio en el contrato, la compañía operadora deberá presentar el informe de recursos y reservas, en nombre de los demás socios si así lo determinan, pero, en todo caso, de manera independiente al informe que debe presentar Ecopetrol S.A.

3. Para aquellos casos en los cuales Ecopetrol S.A. no participe de ninguna forma en el contrato, la compañía operadora podrá presentar el informe en forma independiente del que, así mismo, deben presentar las compañías restantes asociadas, o en forma unificada si así lo determinan.

Parágrafo primero.- En el caso de los informes que deban ser presentados por una operadora diferente a Ecopetrol S.A., aquéllos se podrán hacer en nombre de los socios, siempre y cuando cada uno de ellos manifieste por escrito su conformidad y aceptación sobre el contenido de tales informes. Parágrafo segundo.- En el evento en que uno, varios o todos los socios no estén de acuerdo con el

cada uno de ellos manifieste por escrito su conformidad y aceptación sobre el contenido de tales informes. Parágrafo segundo.- En el evento en que uno, varios o todos los socios no estén de acuerdo con el informe de recursos y reservas que pretende presentar el operador, están facultados para presentar el informe de forma independiente o unificada, bajo los mismos preceptos aquí establecidos. Articulo 2º. Método de valoración de las reservas de hidrocarburos en el país. El método para llevar a cabo la valoración de los recursos y reservas de hidrocarburos existentes en el país, es el adoptado mediante el documento Sistema de Administración de Recursos Petroleros ("Petroleum Resources Management System") SPE-PRMS.

Parágrafo: En caso tal que la compañía esté obligada a presentar informes de reservas probadas basados en los lineamientos especificados por las entidades reguladoras de los distintos países como son Alberta Securities Commission de Canadá, Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos, Financia! Services Authority de Londres, Securities and Futures Commission de Hong Kong y otras, podrá presentar el informe teniendo en cuenta los lineamientos definidos por la entidad reguladora competente, siempre y cuando se incluyan en los mismos una descripción y cuantificación de las diferencias más sobresalientes entre los lineamientos trazados por el ente regulador y las definiciones de la SPE-PRMS, adoptadas por el Acuerdo 11 del 16 de septiembre de 2008, del Consejo Directivo de la ANH .

Articulo 3º. Calificaciones de las Compañías Certificadoras. Las reservas presentadas en los informes deben ser estimadas y certificadas por una compañía externa especializada en la estimación de reservas. Esta compañía deberá precisar en un documento independiente y adjunto al

Articulo 3º. Calificaciones de las Compañías Certificadoras. Las reservas presentadas en los informes deben ser estimadas y certificadas por una compañía externa especializada en la estimación de reservas. Esta compañía deberá precisar en un documento independiente y adjunto al informe, sus calidades y experiencia como entes certificadores especializados en este ramo. El informe preparado por la compañía certificadora deberá estar acompañado de un reporte, en el que conste que las reservas fueron estimadas y certificadas de forma independiente por el ente certificador y no por las compañías operadoras.

Parágrafo: Para el caso de campos con reservas probadas remanentes totales al 31 de diciembre de hasta un millón (1.000.000) de barriles equivalentes, se aceptarán auditorías de reservas realizadas por auditores internos bajo la metodología adoptada en el Acuerdo 11 del 16 de septiembre 2008, correspondiente a la establecida en el documento de la SPE, "Sistema de Administración de Recursos Petroleros" ("Petroleum Resources Managment System") SPE-PRMS,444() .,. •• .,_ .. ,,. •• f Ph • ........,,.fififi,...._""_,

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RESOLUCIÓN No. 4 9 4 DE 2 2 DIC. 2009

Por medio de la cual se desarrolla lo previsto en el Acuerdo 11 del 16 de septiembre de 2008 expedido por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en relación con la forma, contenido, plazos y métodos de valoración de recursos y reservas de hidrocarburos en el país presentando el informe en los términos aquí señalados y la respectiva declaración juramentada sobre el informe de reservas y Certificación del procedimiento.

métodos de valoración de recursos y reservas de hidrocarburos en el país presentando el informe en los términos aquí señalados y la respectiva declaración juramentada sobre el informe de reservas y Certificación del procedimiento. Artículo 4º. Escenarios de precios y costos. El informe debe incluir una descripción de los escenarios de precios y costos razonables; los fundamentos que sustentaron la selección de dichos escenarios y una descripción de la fuente de los costos operativos y de explotación que se utilizaron en las corridas económicas. En el evento de que fluctúen los precios de los hidrocarburos debido a la inflación esperada, los costos también deben estar sujetos a dicha fluctuación. En general, los cálculos económicos deben ser preparados antes de los impuestos a la renta. Parágrafo 1º: En la certificación de las reservas, la compañía auditora de reservas deberá dejar constancia de que ha recibido toda la información de los futuros costos operativos y de capital, que incluyen tuberías adicionales, facilidades para el manejo del agua producida, facilidades de superficie, la perforación y completamiento de los pozos. Estos costos deben basarse en las estadísticas que consideren los valores históricos de operación y explotación de los campos o áreas del contrato. Parágrafo 2º: Para el caso en que el campo sea nuevo o inmaduro y no cuente con costos históricos, se deberán justificar los costos utilizados en las corridas económicas y cómo se derivaron los mismos. Si se aplican por analogía a un campo cercano se deberá identificar el campo análogo. Artículo 5º. Categorías de Reservas y Agregaciones 1P, 2P, y 3P. Las reservas deben ser

los mismos. Si se aplican por analogía a un campo cercano se deberá identificar el campo análogo. Artículo 5º. Categorías de Reservas y Agregaciones 1P, 2P, y 3P. Las reservas deben ser discriminadas entre las categorías probadas, probables y posibles, cantidades que se reportarán antes de las aplicaciones de factores de riesgo. En el caso que se presente en los informes una agregación de diferentes categorías como las probadas más probables (2P) o las probadas más probables más posibles (3P), se debe al mismo tiempo presentar las cantidades y las proyecciones de las categorías antes señaladas y de forma diferenciada atendiendo a la clasificación de las reservas en probadas, probables, y posibles. Debe incluirse la información de soporte necesaria en caso de realizar el cálculo de reservas por métodos probabilísticos. Artículo 6º. Clasificación de las reservas pronosticadas después de la terminación del contrato. De acuerdo al marco de clasificación de recursos de la SPE-PRMS, las cantidades de reservas pronosticadas a ser producidas más allá de la fecha de terminación del contrato, deben ser clasificadas como recursos contingentes. Las tablas de reservas y recursos deben presentar como reservas los volúmenes recuperables hasta la fecha de terminación del contrato y como recursos contingentes las cantidades a ser recuperadas después de la fecha de terminación.

Parágrafo: La información debe presentarse en las Tablas A 1 y A2 para mostrar las cantidades de reservas y recursos y la Tablas 81, 81 .1, 82 y 83 para las proyecciones con el mismo desglose. De acuerdo al marco de definiciones SPE-PRMS, los recursos también deben ser discriminados como

reservas y recursos y la Tablas 81, 81 .1, 82 y 83 para las proyecciones con el mismo desglose. De acuerdo al marco de definiciones SPE-PRMS, los recursos también deben ser discriminados como 1 C, 2C, y 3C. La diferencia entre los recursos 2C y 1 C se categorizarán como C2 y entre 3C y 2C serán designados como C3. Artículo 7º. Petróleo o Gas Consumido en las Operaciones, Quemado ó Gas Sin Mercado. Los informes deben incluir los volúmenes de reservas brutas recuperables. De los volúmenes brutos, se deben restar las cantidades que se estiman que serán consumidas en las operaciones como combustible más las cantidades que se estiman serán quemadas.REPÚBLICA DE COLOMBIA

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RESOLUCIÓN No. 4 9 4 DE 2 2 O\C. 2009

Por medio de la cual se desarrolla lo previsto en el Acuerdo 11 del 16 de septiembre de 2008 expedido por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en relación con la forma, contenido, plazos y métodos de valoración de recursos y reservas de hidrocarburos en el país Se debe reportar como recursos contingentes aquellas cantidades que no califican como reservas por no existir un mercado de venta de gas. Articulo 8º. Idioma. El idioma oficial es el Castellano. Se aceptará la presentación del informe de auditoría en otro idioma, acompañado de la correspondiente traducción técnica oficial. Articulo 9º. Uso de la Coma (,) y el Punto Decimal(.). En todo caso la coma (.) será utilizada para separar miles y el punto (.) como la separación decimal.

auditoría en otro idioma, acompañado de la correspondiente traducción técnica oficial. Articulo 9º. Uso de la Coma (,) y el Punto Decimal(.). En todo caso la coma (.) será utilizada para separar miles y el punto (.) como la separación decimal. Artículo 10º. Estandarización del Fonnato del Informe. El informe deberá ser detallado de tal modo que permita que a través de su revisión y auditoría, que demuestre su calidad técnica y la validez de sus conclusiones y cantidades de reservas. Para este fin, las compañías deberán presentar el informe utilizando para cada campo los formatos anexos que son parte de la presente resolución. Artículo 11 º. Formatos y Medios de Entrega: La información de reservas y recursos deberá ser entregada en medio físico. De igual forma se deberá entregar en medio magnético en los siguientes tres formatos: PDF, Excel y archivo ASCII con separación por carácter especial. Los archivos en formato Excel y ASCII deben venir en SDF (Standard Data Files); los archivos en formato PDF deben ser generados con reconocimiento de OCR. Igualmente se deben entregar los archivos nativos originales en los que se hicieron las gráficas, figuras, tablas, mapas, etc., que se incluyen en el PDF. Artículo 12º. Disposiciones finales. La ANH podrá exigir una auditoría de Reservas especial si: (1) las metodologías aplicadas no son apropiadas; (2) la calidad y precisión de los datos utilizados no son confiables; (3) la profundidad y meticulosidad del proceso para estimar las reservas no reúne los requisitos mínimos; (4) la clasificación de las reservas no es consistente con las definiciones utilizadas y (5) si los volúmenes de reservas calculadas y/o la Información sobre las reservas no es razonable.

los requisitos mínimos; (4) la clasificación de las reservas no es consistente con las definiciones utilizadas y (5) si los volúmenes de reservas calculadas y/o la Información sobre las reservas no es razonable.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE OIC. 2009 fi-OSÉ ARMA

Director GeneralREPÚBLICA DE COLOMBIA

ANHs AGENCIA NACl<ffll. CE HIDROCARBUROS

ANEXO 1 RESOLUCIÓN No. 4 9 4 DE 2 2 OlC. 2009

Formato para los Informes de Reservas

NOMBRE DE LA COMPAÑÍA OPERADORA

EVALUACIÓN DE LAS RESERVAS

DE PETRÓLEO Y GAS

EN LAS PROPIEDADES BAJO CONTRATO: (Nombre(s) de Contrato(s))

PREPARADA POR: (NOMBRE DE LA COMPAÑÍA CERTIFICADORA) FECHA EFECTIVA: (DICIEMBRE 31, 20XX) BAJO LAS DEFINICIONES Y LINEAMIENTOS DE: (SPE-PRMS ó ASC, SEC, etc.) Número de Volumen: VOLUMEN I de 111

(El número de volúmenes dependerá de la cantidad de campos a reportar)REPÚBLICA DE COLOMBIA

ANHs AGENCIA NAClONAl.11: HIDROCARBUROS

ANEXO 1 RESOLUCIÓN No. 4 9 4 DE 2 2 DIC. 2009

TABLA DE CONTENIDO 1. 0 RESUMEN EJECUTIVO 1. 1 Carta de Presentación de la Operadora 1. 1.1 Nombres de los Contratos 1.1.2 Nombres de los Campos dentro de cada Contrato 1.1.3 Plano(s) Mostrando la Ubicación de las Áreas del Contrato y los Campos

1. 1 Carta de Presentación de la Operadora 1. 1.1 Nombres de los Contratos 1.1.2 Nombres de los Campos dentro de cada Contrato 1.1.3 Plano(s) Mostrando la Ubicación de las Áreas del Contrato y los Campos 1.2 Resumen de las Reservas Totales de la Compañía (Tablas A1 y A2) 1.3 Resumen Total de las Proyecciones de las Reservas y Regaifas de la Compañía

(Tabla 81, B1 .1, B2, y B3)

DISCUSIÓN

2.1 2.2 2.3 General 2.1.1 Discusión general de la Compañía Certificadora 2.1.2 Indicar el número y tipo de contrato (sociedad, participación, otros) fecha de inicio y terminación, porcentaje de regalías, porcentaje de participación, etc. 2.1.3 Breve descripción del área(s) del contrato, su proceso de desarrollo histórico, y producción presente 2.1.4 Presentación de los detalles de los contratos (Tabla C) Geología 2.2.1 Breve descripción geológica del Área del Contrato 2.2.2 Breve descripción del modelo estructural 2.2.3 Breve descripción del modelo y columna estratigráfica del área 2.2.4 Breve descripción del modelo sedimentario 2.2.5 Breve descripción del análisis petrofísico 2.2.6 Definición del uso de los registros/núcleos para determinar el CAPO o CAP presente 2.2.7 Definición del uso de los registros/núcleos para determinar el CPGO o CPG presente Geofísica 2.3.1 Área evaluada usando la Geofísica 2.3.2 Uso de la Geofísica en combinación con la información de los pozos

CPG presente Geofísica 2.3.1 Área evaluada usando la Geofísica 2.3.2 Uso de la Geofísica en combinación con la información de los pozos existentes 2.3.3 Breve descripción de la aplicación de la Geofísica para la evaluación de las reservas existentes y la conversión del mapa de tiempo a profundidad indicando el grado de certidumbre 2.3.4 Resultados 3.0 INGENIERÍA 3.1 Discusión por Campo/Yacimiento de las metodologías utilizadas para estimar las reservas (Volumétrico, Balance de materia, Curvas de declinación, Analogías, etc.) 3.2 Definir los Yacimientos y las propiedades de los fluidos 3.3 Mostrar los resultados de las pruebas de los pozos 3.4 Presentar los resultados de los cálculos de POES o GOES por Yacimiento (Tabla D)•• -+wwww •, .,, fi,r-• "f"':11"'" - -

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ANH----

AGENCIA NAClttlAI. DE HIDROCARBUROS

ANEXO 1 RESOLUCIÓN No. 4 9 4 DE 2 2 DIC. 2009 3.5 Evaluar los Factores de recobro y su soporte técnico por yacimiento (histórico, analogía, mecanismo de drenaje, etc.) 3.6 Descripción del programa de desarrollo a efectuarse en el futuro por yacimiento/campo 3. 7 En caso que las reservas se hayan estimado utilizando métodos probabilísticos, se deben incluir las distribuciones de todos los parámetros que se utilizaron en el modelo para calcular las distribuciones de GOES/ POES, sus soportes técnicos más las distribuciones de GOES/POES y de las reservas, mostrando los valores

se deben incluir las distribuciones de todos los parámetros que se utilizaron en el modelo para calcular las distribuciones de GOES/ POES, sus soportes técnicos más las distribuciones de GOES/POES y de las reservas, mostrando los valores de P1 O, P50, y P90. ANÁLISIS ECÓNÓMICO 4.1 Breve descripción del modelo económico y los parámetros que lo afectan 4.1.1 Porcentaje de participación de la compañía ó de cada compañía de tratarse de varias asociadas. 4.1.2 Porcentaje de regalías asociadas a la producción de acuerdo al contrato 4.1.5 Curva básica de producción de existir una negociada 4.1.6 Descripción de los escenarios de precios de petróleo, condensado y gas 4 .1. 7 Derivación de los pronósticos de producción 4.2 Descripción de los costos operacionales fijos y variables (Tabla E) 4.3 Descripción de los costos de explotación (Capital) y de abandono (Tabla F) TABLAS DE RESERVAS/RECURSOS CONTINGENTES POR CAMPO Y CONTRATO 5.1 Presentación de las reservas por campo y el resumen por contrato utilizando el formato Tabla A 5.2 Presentación de las proyecciones de reservas y regalías por campo y el resumen por contrato utilizando el formato Tabla B1, B1 .1, 82, y B3, según sea el caso. RECURSOS PROSPECTIVOS Generalmente los recursos prospectivos se estiman por métodos probabilísticos. Se deben incluir las distribuciones de todos los parámetros que se utilizaron en el modelo probabilístico para calcular las distribuciones de GOES/POES, sus soportes técnicos más las distribuciones de GOES/POES, mostrando los valores de P10, P50, P90 y la media de los recursos prospectivos. Se debe utilizar la

las distribuciones de GOES/POES, sus soportes técnicos más las distribuciones de GOES/POES, mostrando los valores de P10, P50, P90 y la media de los recursos prospectivos. Se debe utilizar la Tabla G o su adaptación para presentar las distribuciones probabilísticas. Se debe incluir dentro de la información proporcionada el riesgo de exploración (oportunidad de éxito) y su derivación. 7.0 APÉNDICE 7.1 Corridas Económicas Corridas Económicas a nivel de Pozo, Campo, Contrato, y Total de la Compañía efectivas hasta la vida económica de las propiedades. Las corridas económicas deben contener las siguientes proyecciones: 7 .1.1 Reservas brutas y netas 7.1.2 Precios de petróleo, gas, y liquidos 7.1.3 Deducciones a los ingresos a. Costos operativos b. Costos capitales c. Otros costos, si los hay 7.1.4 Ingresos futuros netos 7.1.5 Ingresos futuros netos descontados al 10 por ciento 7 .1.6 Valor presente neto descontado al 1 O por ciento7.2 Mapas

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ANH AGENCIA NACOlAI. DE IIOROCARBUROS

ANEXO 1 RESOLUCIÓN No. 4 9 4 DE 2 2 O\C. 2009 7.2 .2 Mapas estructurales en profundidad por yacimiento - 1 P, y si existen, 2P y 3P. Se deben localizar los pozos futuros discriminados por su categoría probada, probable y posible 7.2 .3 Mapas isocoros o isopacos de espesor neto impregnado con hidrocarburo

3P. Se deben localizar los pozos futuros discriminados por su categoría probada, probable y posible 7.2 .3 Mapas isocoros o isopacos de espesor neto impregnado con hidrocarburo - 1 P y si existen, 2P y 3P. Se deben localizar los pozos futuros discriminados por su categoría probada, probable y posible 7.2.4 Mapas sísmicos de los leads y prospectos mostrando los límites del caso bajo, mejor caso, y el caso alto que se utilizaron para estimar probabilísticamente los recursos prospectivos. 7.3 Gráficos 7 .3.1 Gráfico a nivel de campo de producción histórica más los siguientes pronósticos de reservas y recursos; a. Pronóstico de las reservas probadas en producción - (POP) b. Pronóstico de las reservas probadas totales (PT) compuesto por el resumen de las POP más las probadas no produciendo (PNP), más las probadas no desarrolladas (PND). c. Pronóstico de las reservas Probadas más Probables - (2P) d. Pronóstico de las reservas Probadas más las Probables y Posibles - (3P) El gráfico debe ser tipo Semi-lag de Producción vs. Tiempo y las proyecciones deben ser no solo hasta la terminación del contrato, sino hasta la vida económica del campo y por lo tanto incluyen los recursos contingentes 7.3.2 Para los yacimientos de gas, se debe incluir el gráfico de P/Z vs. Acumulada en caso que forme parte de la estimación de reservas 7.3.3 Para los yacimientos de petróleo, se debe incluir el gráfico de balance de materiales en caso que forme parte del análisis de reservas 7.4 Tablas Adicionales y Presentaciones 7.4.1 Tabla H Presentación de la columna Estratigráfica del área

materiales en caso que forme parte del análisis de reservas 7.4 Tablas Adicionales y Presentaciones 7.4.1 Tabla H Presentación de la columna Estratigráfica del área 7.4.2 Tabla I En caso de que las reservas hayan sido estimadas por volumetría se deben incluir las tablas Petrofísicas indicando los yacimientos analizados, topes o cimas y bases, espesor total de la arena, espesor de la arena neta, porosidad y saturación para cada yacimiento considerado 7.5 Información en Medio Magnético 7.5.1 Copia del informe completo en POF desde los archivos de origen 7.5.2 Gráficos a nivel de pozo de la producción histórica y las mismas proyecciones mencionadas en item 7.3.1 7.5.3 Cualquier otra información técnica adicional que soporte las estimaciones de reservas 7.6 Glosario de Términos Empleados en el ReporteComp•ftla: Contrato Campo Fecha Efe<tlva: Descripción

01. RESERVAS PROBADAS BRl/TAS Al 100%

02. RECURSOS CONTINGENTES Cl BRUTOS AL 100%

TOTAL RESERVAS PROBADAS+ RECURSOS CONTINGENTES Cl

PRODUCCIÓN ACUMULADA A 31 DE DICIEMBRE

03. CONSUMOS EN LA OPERACION

04. QUEMADO-PERDIDAS ASOCIADAS

05. REGALÍAS AL GOBIERNO COLOMBIANO 100%

06. RESERVAS NETAS AL 100%

07. RESERVAS NETAS PARA LAS COMPAÑIAS ASOCIADAS

08. DERECHOS ECONÓMICOS A LA ANH

Qe,cripción

09. RESERVAS PROBABLES BRl/TAS AL 100%

06. RESERVAS NETAS AL 100%

07. RESERVAS NETAS PARA LAS COMPAÑIAS ASOCIADAS

08. DERECHOS ECONÓMICOS A LA ANH

Qe,cripción

09. RESERVAS PROBABLES BRl/TAS AL 100%

10. RECURSOS CONTINGENTES C2 BRUTOS Al 100%

TOTAL RESERVAS PROBABLES+ RECURSOS CONTINGENTES C2

PROOUCClóN ACUMULADA A 31 DE DIOEMBRE

11. CONSUMOS EN LA OPERAClóN

12. QUEMADO-PERDIDAS EN LA OPERAOÓN

13. REGAI.ÍAS AL GOBIERNO COLOMBIANO Al 100%

14. RESERVAS NETAS Al 100%

IS. RESERVAS NETAS PARA LAS COMPA>IÍAS ASOOADAS

16. DERECHOS ECONÓMICOS A LA ANH

Descripción

17. RESERVAS POSIBLES BRUTAS AL 100%

18. RECURSOS CONTINGENTES O BRUTOS Al 100%

TOTAL RESERVAS POSIBLES• RECURSOS CONTINGENTES C3

PRODUCOÓN ACUMULADA A 31 DE DICIEMBRE

19. CONSUMOS EN LA OPERACIÓN

20. QUEMADO-PERDIDAS EN LA OPERACIÓN

21. REGALÍAS AL GOBIERNO COLOMBIANO Al 100%

22. RESERVAS NETAS AL 100%

23. RESERVAS NETAS PARA LAS COMPAÑfAS ASOCIADAS

24. DERECHOS ECONÓMICOS A LA ANH 1•) al 100% 1nd1c.a el total de reservas

REPÚBLICA DE COLOMBIA

ANHB AGENCIA NACIONAi. DE HIDROCARBUROS

ANEXO 2 RESOLUCIÓN No. 4 9 4

1•) al 100% 1nd1c.a el total de reservas

REPÚBLICA DE COLOMBIA

ANHB AGENCIA NACIONAi. DE HIDROCARBUROS

ANEXO 2 RESOLUCIÓN No. 4 9 4

Formato de Tablas de Reporte Tabla Al

RESUMEN DE RESERVAS V RECURSOS TOTALES

TOTAL PETRÓLEO (Barriles} Produciendo No Produciendo No Desarrolladas TOTAL PETRÓLEO !Barriles) Produciendo No Produciendo No OenrroUadas

RESUMEN DE RESERVAS V RECURSOS TOTALES

TOTAL PETRÓLEO (B.rrlles)

Produciendo No Produciendo No Desarrollados DE TOTAL

TOTAL TOTAL ' ' 1' '" l '-' • 2009

TOTAL GAS (KPC)

Produciendo No Produciendo No Desarrolladas

TOTAL GAS (KPC}

Produciendo No Produciendo No Oesarrolladu

TOTAL GAS (KPCJ

Produciendo No Produciendo No Desarrolladas TOTAL TOTAL

TOTALREPÚBLICA DE COLOMBIA

ANH§ AGENCIA NAIDIAI. IE HIDROCAIIIIUROS

ANEXO 2 RESOLUCIÓN No. 4 9 4 DE 2 2 O\C. 2009

Tabla A2

Compafila: Contrato

Campo

Fecha Efectiva: RESUMEN OE RESERVAS Y RECURSOS TOTALES Oescnpción TOTAL PETROLEO (Barriles} TOTAL GAS (KPC) Produciendo No Produciendo No Oesarroll•d•s TOTAL Produe1endo No Produciendo No Desarrolladas TOTAL

01. RESERVAS PROBADAS BRUTAS AL 100%

02. RECURSOS CONTINGENTES lC BRUTOS AL 100%

Produciendo No Produciendo No Oesarroll•d•s TOTAL Produe1endo No Produciendo No Desarrolladas TOTAL

01. RESERVAS PROBADAS BRUTAS AL 100%

02. RECURSOS CONTINGENTES lC BRUTOS AL 100%

TOTAL RESERVAS PROBADAS+ REOJRSOS CONTINGENTB lC

PROOUCOÓN AOJMULAOA A 31 DE DICIEMBRE

03. CONSUMOS EN LA OPERACIÓN

04. QUEMADO-PERDIDAS EN LA OPERACIÓN

05. REGALIAS AL GOBIERNO COLOMBIANO AL 100%

06. RESERVAS NETAS Al 100%

07. RESERVAS NETAS PARA LAS COMPAfilfAS ASOCIADAS

08. DERECHOS ECONÓMICOS A LA ANH Oescripclón TOTAL PETROLEO (Barriles} TOTALGAS{KPC} Produciendo No Produciendo No Deurrolladas TOTAL Produciendo No Produdendo No Desarroll•das TOTAL

09. RESERVAS PROBADAS+ PROBABLES BRUTAS AL 100%

10. REOJRSOS CONTINGENTES ZC BRUTOS Al 100%

TOTAL RESERVAS PROBADAS+ PROBABLES+ REOJRSOS CONTINGENTES ZC

PRODUCOÓN ACUMULADA A 31 DE DICIEMBRE

11. CONSUMOS EN LA OPERACIÓN

12. QUEMADO-PERDIDAS EN LA OPERACIÓN

13. REGAÚAS AL GOBIERNO COLOMBIANO AL 100%

14. RESERVAS NETAS AL 100%

1S. RESERVAS NETAS PARA LAS COMPAfilfAS ASOCIADAS

16. DERECHOS ECONÓMICOS A LA ANH

Descnpclón TOTAL PETROI..EO (Barriles} TOTAL GAS (KPCJ

14. RESERVAS NETAS AL 100%

1S. RESERVAS NETAS PARA LAS COMPAfilfAS ASOCIADAS

16. DERECHOS ECONÓMICOS A LA ANH Descnpclón TOTAL PETROI..EO (Barriles} TOTAL GAS (KPCJ Produciendo No Produciendo No Oesarrollada.s TOTAL Produciendo No Produciendo No Desarrolladas TOTAL

17. RESERVAS PROBADAS+PROSABLES+POSIBLES AL 100%

18. RECURSOS COflíllNGENTES 3C BRUTOS Al 100%

TOTAL RESERVAS PROBADAS+PROBABLES+POSIBLES +RECURSOS CONTINGENTES 3C

PRODUCCIÓN ACUMULADA A 31 DE OIQEMBRE

19. CONSUMOS EN LA OPERACIÓN

20. QUEMADO-PERDIDAS EN LA OPERACIÓN

21. REGAÚAS Al GOBIERNO COlOMSIANO AL 100%

22. RESERVAS NETAS AL 100%

23. RESERVAS NETAS PARA LAS COMPAÑÍAS ASOCIADAS

24. DERECHOS ECONÓMICOS A LA ANH

t•) 11 100% inda el toul de reservasComparUa:

Contrato: Campo:

Fed\O EfectJ\lo: O.s,:ripción

RESERVAS PROBADAS

01. Total Reservu Probadas ProducLendo

02. Toul RtMJVH Probafis No oroduciendo

03. Total Reservas Probadu No O.nrrolladu

TOTAL RESERVA PROIIAOA:

RECURSOS COHllNGENTES C1

04. Total Recursos Cl Produciendo

OS. Total Recursos Cl No oroducitndo 06, Total Re<:Ur$0S C1 No Desarrolbiidos

TOTAL REOJRSOS OONTINGEHTES C1!

04. Total Recursos Cl Produciendo

OS. Total Recursos Cl No oroducitndo 06, Total Re<:Ur$0S C1 No Desarrolbiidos

TOTAL REOJRSOS OONTINGEHTES C1!

TOTAL RESERVAS PR08AOAS+RECURSOS OONTINGENTES C1

07. P•rdldas porcoNumo

08. Re11lla1 Al Goblomo Colombiano AL 100K

09. Raservu Neblls al fi

10. Reservas Netas D111i las comp,fi(as uociad,11 11. 0er1'chos económicos 1 11 ANH

0.scrlpdón

RESéRVAS PROBADAS

12. Tot31 Rewva, Probado, Produclando

1!1. Total Reservas Probadas No Produciendo 14, Total Reservas Probadas No O.nrrollldu

TOTAL RESERVA PROIIAOA:

REOJRSOS OONTlNGFNTES C1

15. Tota,I RKursos Cl Produditndo

16. Total Recurso, Cl No Produciendo

17. Total Recursos Cl No Desarrollados

TOTAL RECURSOS CONTINGENTES Cl:

TOTAL RESERVAS PROBADAS+ RECURSOS CONTINGENTES Cl

18. P,rdld.u PO:r consumo

19. P6rddu por Quemado v otros

20. R111llas Al Gob;,rno Colomblono AL 100K

21. Ru-ervu Netas al 100%

22. Res•rvu Net.1s fira las compañiu uocLadu

23. O.rechos económicos a ta ANH NOTA. Cl• lC {Reie,vn ConUncentes lQ C2•2C • lC (Diferenci. de COntincentu 2C v lC)

23. O.rechos económicos a ta ANH N