ecopetrol - c.7 presupuesto inversiones

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PRESUPUESTO DE INVERSIONES 2005 - DGP 96

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El presupuesto total de inversiones operativas para el año 2005 asciende a $2.547 millardos (US$932 millones equivalentes). Del total de inversiones, $1.314 millardos (MUS$ 481) corresponden al área de producción. $251 millardos (MUS$ 91) al área de exploración, $787 millardos (MUS$288) a refinación, $109 millardos (MUS$40) a transporte y $85 millardos (MUS$32) al corporativo con las inversiones del ICP y el proyecto Sensor. Adicionalmente la Empresa prevé inversiones contingentes por $514 millardos (MUS$188) para producción y $435 millardos (MUS$159.1) para exploración en el 2005 que no están incluidas en esta solicitud presupuestal. Además se solicita un presupuesto de inversión en firme que no afecta superávit por un valor de $1.083.3 millardos (MUS$396.4) para el Fondo de Abandono de pozos, fondo Auto seguro y fondeo del pasivo pensional (inversión no operativa). La solicitud de inversiones por US$932 millones, representa cerca del 34% del EBITDA estimado de la empresa en el año 2004. La inversión de Ecopetrol en actividades de exploración propuesto para el 2005 en firme por US$91.2 millones representa de los resultados estimados del año 2004 el 3.4% del EBITDA, el 13.6% de la depreciación y amortización del año y el 12.1% de la utilidad neta. El portafolio en firme presenta un indicador de eficiencia de la inversión medido como la relación entre el valor presente neto y el valor presente de la inversión de 2, este indicador incluye el beneficio de toda la producción. Para nuevos negocios registra una eficiencia de inversión de 1.1.1 En la siguiente gráfica se observa la participación porcentual por negocio de la solicitud en firme por US$932 millones.

Gráfica 1 Inversiones

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1 Para su cálculo se aplicó como tasa de descuento 14% anual que es la tasa mínima de inversión de Ecopetrol, y un precio de US$23/Bl constantes del 2005.

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7$%/$��',675,%8&,21�'(�,19(56,21(6�325�1(*2&,2�� 0213�4.5�6

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?�@�@�A ?�@�@�AExploración 91 249Producción 481 1.314Refinación y Petroquímica 288 786Transporte 40 109Otros 32 86B =�C :�9�D E F�G ; >�8 =�E G >.H�8 ;�I G 0213�4 J�K ? ? 7 AML!ATotal Inversiones Contingente Producción 188 514Total Inversiones Contingente Exploración 159 435B�NOB�POQ D R�ST5U3�D N RV5�3W02134 X

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A continuación se presenta la orientación del portafolio según el tipo de inversión. Dentro de la categoría (RO) se encuentran solamente aquellos proyectos que son indispensables para sostener la viabilidad de la operación actual de la empresa en condiciones de seguridad y adecuada confiabilidad, cumplimiento de leyes y aspectos ambientales, y proyectos de HSE (Health, Security and Environment) de obligatorio cumplimiento. Como se muestra en el siguiente cuadro MUS$282 se destinan a proyectos requeridos para operar (RO), MUS$538 a oportunidades de negocio (ON), MUS$86 a capital de riesgo, MUS$5 a proyectos de investigación, MUS$12 a estudios y para Cuentas por Pagar MUS$9.0. Del total de requeridos para operar el 31% corresponde al proyecto de Hidrotratamiento de combustibles GCB (Gerencia de Barrancabermeja).

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9(; 935 953 9,7 &25Capital de Exploración 86 86Requeridos para Operar 73 152 33 23 282Estudios 8 3 12Investigación 5 5Cuentas por Pagar 5 4 9Oportunidades de negocio 396 135 4 3 538

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1

Las Oportunidades de Negocio (ON) son aquellas que generan un incremento en el flujo de caja de la empresa, son proyectos de optimización y crecimiento tendiente a lograr un flujo de caja adicional resultante de un incremento real de la producción o servicio, o una optimización de costos que mejoran el margen de utilidad actual. Le apuntan a los objetivos estratégicos y de ellas depende fundamentalmente el crecimiento del negocio. El adecuado direccionamiento y dimensionamiento del plan de inversiones de Ecopetrol, parte de la responsabilidad que tiene la empresa de garantizar, con la ejecución de estas

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inversiones, la rentabilidad sostenida de la Empresa, que le permita mantener su capacidad de aportes a la nación y a las finanzas públicas en el corto, mediano y largo plazo. Los aportes que el sector petrolero colombiano y en particular Ecopetrol viene dando a la economía nacional y a las finanzas públicas, se ven reflejados en las siguientes cifras: • El sector de hidrocarburos constituyó el 26% de las exportaciones del país en el 2003

y estará alrededor del 27% en el 2004. • El aporte en transferencias de ECOPETROL desde el punto de vista fiscal, representó

el 12,6% de los ingresos del Gobierno Central en el año 2003, para el 2004 se estima represente cerca del 12,06% de los mismos y para el 2005 se espera que sea del 9,41% de los ingresos del Gobierno Central.

• La recaudación de impuestos indirectos por concepto de impuesto global e impuesto de ventas, se estima suman $1.910,6 millardos de pesos para el año 2004 y 2.078,8 millardos de pesos para el 2005.

• Agregando el total de transferencias de ECOPETROL y el total de impuestos indirectos el aporte de estos rubros a los ingresos de la nación fue del 17,61% en el 2003 y se espera que ascienda a 16,88% y 14,33% para el 2004 y 2005 respectivamente.

`Va�b�c!d!e�f�a f�c�g�h b!dib�j!k�d!lmb�n�o'p qZb�j ora�f�dif�ctsth j j orc�f�dun�ftvf�d�o�d�w

x_y{zTx k�v` y}| ~!�!�� ~!�!�!~ ~��!�!� ~��!�� v�a � ~��!�!� v�l oRegalías 1,663,288 1,782,000 2,263,071 2,552,554 1,984,000Impuesto renta y otros 976,719 981,795 697,200 1,038,602 900,843

Dividendos 1,000,000 1,100,000 1,081,000 1,158,000 1,074,000

Subsidios en transporte de combustibles 20,305 26,519 26,641 25,069 25,028` y `��}�i`V�� zT|Z� kV�Ok zZx�� | �� !�!�� ~ �� !�� !�!�� ~ �� !�� ~!~!�� !�!�� !��`ro�l�b�j�l�a�b�c!d!e�f�a f�c�g�h b�dtg!o�to��n�f�j!v � � �!� �� !� �� !� �!� � �!� �!~ � �!� �� `ro�l�b�j�l�a�b�c!d!e�f�a f�c�g�h b�dtg!o�to��n�fth c��a f�d�o�dun�fj btc�b�g�h �rc �� !� � ��~�� !� � ��~�� !� � �� TOTAL IMPUESTOS INDIRECTOS 1,737,407 1,584,664 1,615,957 1,910,600 2,078,800Impuesto a las ventas 630,165 606,764 592,475 801,300 906,400Impuesto vial (Global) 1,107,242 977,900 1,023,482 1,109,300 1,172,400` y `��}� � stv��_k | ` y}|�� z_�_� �_k x ` y}|t�`V�r� zT|O� k��_k zTx�� | �� !�!�� !�!� �� !�!�� !�� !�� !~!�� !�!~�� !��`ro�l�b�j!h � �¡�f�d!lmo�d.�.l�a�b�c!d!e�f�a�f�c�g�h b�dug!or�to'�n�f�j!v � � ~�� !� � ~�� !� � ~�� ~�� !� � ~ �`ro�l�b�j!h � �¡�f�d!lmo�d.�.l�a�b�c!d!e�f�a�f�c�g�h b�dug!or�to'�n�fth c��ra�f�d�o�dun�ftj btc�b�g�h ��c ~��!� �!� � �� !� � �� !� �

Maximizar estos resultados direcciona la estructuración del 0DUFR� (VWUDWpJLFR de Ecopetrol y la definición de los principales lineamientos que determinan el plan de negocio de la Empresa, los cuales presentan los elementos estratégicos vigentes que enmarcan el plan de inversiones:

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MISION Maximizar y sostener las utilidades al estado, a través de una gestión eficiente, rentable y segura de la cadena productiva del petróleo gas y sus derivados.

5HWRV�\�0HWDV�GH�(FRSHWURO�• Encontrar petróleo y gas logrando la meta del Gobierno nacional de adicionar

1000 millones de barriles en el cuatrenio 2003-2007 • Optimizar el área del downstream, ubicando nuestras refinerías y el negocio del

transporte, en el primer cuartil en el año 2010 de acuerdo con los estudios de competitividad de empresas internacionales aplicables a cada negocio.

• Desarrollar el mercado del gas natural,��satisfaciendo la demanda interna y ser exportador de gas natural en el año 2007.

• Mejorar la eficiencia operativa y administrativa, implementando las estrategias horizontales definidas por la alta administración para mejorar la eficiencia operativa y administrativa, actuando con responsabilidad social y ambiental.

� La estrategia de Ecopetrol se enfoca en lograr:

• )257$/(&,0,(172� de la empresa con el fin de prepararla para un mercado abierto.

• &203(7,7,9,'$' de los procesos y productos para reforzar el valor entregado al cliente y el desempeño de la empresa

• 6267(1,%,/,'$' en el largo plazo, consolidando sus ventajas competitivas, buscando posicionarse en nuevos negocios y nuevos mercados y asegurando el continuo reemplazo de las reservas, la lealtad de sus clientes y la innovación.

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Todo el plan enlazado dentro de la cadena de valor de Ecopetrol S.A. y especificado de acuerdo a las iniciativas planteadas a continuación:

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Para lograr una empresa creciente, Ecopetrol deberá adoptar una estrategia de inversiones más agresiva asumiendo riesgos adecuadamente dimensionados.

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En concordancia con los anteriores parámetros básicos, y teniendo en cuenta su visión de empresa integrada del sector petrolero, la empresa se propone emprender el siguiente plan de inversiones, para el período 2005 – 2008, expresados en MUS$ constantes del año 2005.

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LQYHUVLyQ�GH�GHVDUUROOR�SRU�KDOOD]JR�GH�DVRFLDGRV��

Adicionar reservas para aumentar futura producción de hidrocarburos es una condición necesaria para superar la necesidad de importación de crudo al país. La Gráfica siguiente muestra cómo con las reservas actualmente Ecopetrol se vería avocado a partir del año 2008 a comprar crudo para cubrir sus ventas nacionales y a importar para completar el crudo requerido para cargar las refinerías.

Gráfica de Producción de petróleo Reservas actuales

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ÛmØmØ ØàÛmØmØ�ÚáÛmØ ØmÛàÛmØmØ ÜàÛmØmØ�ÝâÛmØmØmÙâÛmØmØmÞàÛ ØmØmßàÛmØmØmãàÛ ØmØmäàÛmØ°Ú ØåÛ Ø�ÚmÚáÛmØ°Ú ÛàÛmØ�Ú�ÜåÛmØ°Ú ÝâÛmØ�Ú Ù

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Prod. propiedad de Ecopetrol Prod. correspondente a la regalia de EcopetrolProd. correspondente a la regalia de terceros Prod. propiedad de socios y terceros netoCargas a refinería Demanda nacional de hidrocarburos (SR)

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ÛmØmØ ØàÛmØmØ�ÚáÛmØ ØmÛàÛmØmØ ÜàÛmØmØ�ÝâÛmØmØmÙâÛmØmØmÞàÛ ØmØmßàÛmØmØmãàÛ ØmØmäàÛmØ°Ú ØåÛ Ø�ÚmÚáÛmØ°Ú ÛàÛmØ�Ú�ÜåÛmØ°Ú ÝâÛmØ�Ú Ù

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Con el portafolio presentado se logra obtener mayor producción que se refleja en la

ú!û!û�ü ú!û!û!ý ú!û�û!þ ú!û!û!ÿExploración 91 105 115 75Producción 481 178 114 76Refinación y Petroquímica 288 372 370 311Transporte 40 40 40 26Otros 32 31 5 5�� !" ú þ!ú�ü ý�# " # !"Total Inversiones Contingente Producción 188 268 234 73Total Inversiones Contingente Exploración 159 169 161 140��$%��&%'(� )+*-,�.��/� $0)/,��1�� 23 ú!þ ! 23 2 ý�ú 23 û " ÿ þ!û!ý

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siguiente dilación de la necesidad de importar o comprar crudo. Con la solicitud de portafolio en firme se proyecta ampliar hasta en 3 años la autosuficiencia de petróleo crudo para cubrir la demanda nacional. Lograr este nivel de producción requiere de las inversiones descritas en este documento.

Reservas Actuales

Aumento de años del Portafolio en firme

Aumento de años

Portafolio en firme y

contingenteNecesidad de comprar crudo para completar carga a refinerías 2006 0 1Necesidad de importar crudo para completar carga a refinerías 2008 2 5Necesidad de importar crudo para cubrir demanda nacional 2009-2011 3 >4Necesidad de comprar crudo para cubrir demanda nacional 2006-2008 2 5

Año de iniciación

Es muy importante resaltar que la exactitud de las fechas citadas en la columna de “Reservas Actuales” dependerá en gran medida de la evolución real de la demanda; este año la demanda nacional de refinados se proyecta en un nivel más bajo en comparación al proyectado en el 2004; por ejemplo para el año 2008 se proyecta provisionalmente en esta ocasión en 232 KBD en contraste a 264 KBD proyectado hace un año. Esta proyección de demanda está actualmente en revisión. La siguiente gráfica muestra el resultado en valor esperado de producción de crudo de las inversiones de Ecopetrol incluidas en el portafolio 2005-2010 en calidad de firme, de acuerdo al riesgo y la probabilidad asociada a cada tipo de reservas; Las expectativas de exploración se proyectan en un P80, refleja el grado de confianza de su ocurrencia (80%).

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Gráfica de Producción de petróleo Portafolio en Firme

297 301 289 301 299 297320 324

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La siguiente gráfica muestra el resultado en valor esperado de producción de Ecopetrol y sus socios correspondiente a todas las inversiones de Ecopetrol incluidas en el portafolio 2005-2010 en calidad de firme y contingente, de acuerdo al riesgo y la probabilidad asociada a cada tipo de reservas; Las reservas no probadas siguen el riesgo estándar de la SPE2 y las de exploración se proyectan en un P80, que refleja el grado de confianza de su ocurrencia (80%).

Gráfica de Producción de petróleo Portafolio en Firme y Contingente

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Reservas actuales Contingentes, DiferencialExploración en Expectativas de CMP, Diferencial Nueva Actividad, diferencialCargas a refinería Demanda nacional de hidrocarburos (SR)

Enfocando el largo plazo, y con miras a que Ecopetrol pueda contar con un nivel sostenido o creciente de producción suficiente para cargar las refinerías con crudo propio y mantener un posicionamiento mínimo en el mercado internacional de hidrocarburos se

2 Society of Petroleum engineers

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está estudiando desarrollar en próximos años nueva actividad exploratoria y de adquisición de reservas que conlleve a una producción de Ecopetrol equivalente a 400 KBPD. %$6(6�'(/�35(6838(672�'(�,19(56,21(6�

El presupuesto de inversiones para la vigencia 2005 se estructuró con base en los siguientes lineamientos y metodología, los cuales tuvieron en cuenta las bases presupuestales e instructivo emitido por la Dirección General de Planeación y riesgos de la empresa: • ALINEACIÓN ESTRATÉGICA Impacto de cada proyecto en los retos y objetivos empresariales. • RENTABILIDAD Dentro de la canasta de proyectos de crecimiento compitiendo por recursos, sólo se consideraron proyectos con una tasa mínima de rentabilidad en términos reales de 14% anual en dólares de los EE.UU. definido como parámetro por la Presidencia de la empresa. Esta tasa presenta un margen del 4% sobre el costo promedio de capital. • PRIORIZACION La Dirección General de Planeación y Riesgos (DGP) es la responsable de realizar la optimización del Portafolio con el objetivo de lograr la asignación más efectiva y óptima del presupuesto limitado de inversión, mediante un proceso transparente, acorde con los retos y objetivos estratégicos de Ecopetrol S.A., con una metodología única, definida y consistente para todas las unidades de negocio y sus proyectos, así:

Se consideran dos categorías básicas de proyectos: • Proyectos Requeridos para Operar (RO) • Proyectos de Oportunidades de Negocio (ON) Como se mencionó anteriormente, dentro de la primera categoría (RO) se encuentran solamente aquellos proyectos que son indispensables para sostener la viabilidad de la operación actual de la empresa en condiciones de seguridad y adecuada confiabilidad, cumplimiento de leyes y aspectos ambientales, y proyectos de HSE (+HDOWK��6HFXULW\�DQG�(QYLURQPHQW) de obligatorio cumplimiento. Proyectos de sostenimiento que puedan desplazarse en el tiempo sin ninguna consecuencia no corresponden a esta categoría. Igualmente, las Oportunidades de Negocio (ON) son aquellas que generan un incremento en el flujo de caja de la empresa, son proyectos de optimización y crecimiento tendiente a lograr un incremento real de la producción o servicio, mejorando el margen de utilidad actual. Le apuntan a los objetivos estratégicos y de ellas depende el crecimiento del negocio.

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Solamente concursaron por la asignación de presupuesto de inversiones los proyectos alineados estratégicamente, que demuestran un adecuado beneficio para Ecopetrol. Los proyectos de ON con tasa interna de retorno superior a la tasa mínima de inversión. Los proyectos RO que representan un nivel de riesgo en escala superior y para los cuales el beneficio económico de reducción de riesgo es mayor al costo de la inversión (factor J).

Los proyectos RO deben probar su necesidad e impacto siguiendo la metodología de la 0DWUL]�GH�$QiOLVLV�GH�5LHVJR�±�5$0� (por su sigla en inglés 5LVN�$VHVVPHQW�0DWUL[), y entran al modelo de asignación de recursos como proyectos prioritarios. Los del tipo “Oportunidades de Negocio”, compiten en el modelo de asignación de recursos por sus beneficios económicos.

• OTRAS BASES EMPRESARIALES • Visión integral del proyecto dentro del Negocio: Toda iniciativa de inversión

consideró en su estructuración el impacto de otros proyectos de la Empresa sobre el mismo, sobre su evaluación económica, así como también el impacto del proyecto sobre el pronóstico volumétrico y sobre otras áreas o proyectos de la Empresa.

• Apropiaciones para estudio APE: Incluye aquellas iniciativas con alcances desde

estudios, ingeniería conceptual hasta ingeniería básica

• Apropiaciones para Inversión API: Incluye aquellas iniciativas que han cumplido una etapa de desarrollo como APE, que cuentan con ingeniería básica y un estimado de costos con precisión de +/- 30%.

• Las iniciativas cuyo alcance sea reemplazo o compra de equipos que no requieren

ingeniería básica se solicitan directamente como API

• Planeación del presupuesto: Con base en la estrategia de ejecución aprobada, y acorde con el alcance y cronograma previstos, así como los compromisos contractuales previsibles, todo proyecto del portafolio ha planeado sus desembolsos a lo largo de las vigencias 2004-2008 o más allá, según sea el caso.

• Al igual que para el 2004, para la vigencia 2005 esta planeación se hizo mensualizada, previendo la ejecución vía compromiso, la ejecución del cupo de vigencia futura si lo hay y ejecución contable, utilizando la tasa mensual de cambio de las variables macroeconómicas de referencia en las Bases Presupuestales.

• Se han previsto igualmente las cuentas por pagar que pasarían del 2004 al 2005 para cada proyecto.

• Vigencias Fiscales Futuras (VFF): Los proyectos que vienen utilizando cupos de vigencias fiscales futuras incluyen el cupo correspondiente en la solicitud presupuestal.

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BASES LEGALES

• Ley de Presupuesto. Estatuto Orgánico de Presupuesto • Decreto Minhacienda 111 de enero 15 de 1996 • Decreto Minhacienda 115 de enero 15 de 1996 • Normatividad de Vigencias Fiscales Futuras ¾ Resolución Confis 003 del 2 de abril de 1998 ¾ Resolución Confis 011 del 6 de agosto de 1997 ¾ Decreto Minhacienda 0568 del 21 de marzo de 1996 ¾ Resolución Confis 006 del 12 de abril de 1994 • Regulaciones ambientales • Exención de IVA. Los proyectos clasificados como ambientales tramitarán esta

exención pero presupuestan este impuesto, ya que una vez aprobada, el descuento lo contabilizará Ecopetrol S.A., más no el proyecto respectivo

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�� 9,&(35(6,'(1&,$�'(�(;3/25$&,21�� Dentro de plan de negocios de la Empresa se tiene contemplando continuar con importantes esfuerzos en exploración, a través de la realización de actividades en sus diferentes fases, con el fin de alcanzar las metas previstas de incorporación de reservas y producción en las próximas vigencias. La solicitud de recursos para inversión de la Vicepresidencia de Exploración se centra en un anteproyecto de presupuesto en firme que podría aumentar si se presentan condiciones favorables en las áreas de Sirirí y Catleya; sin embargo, es necesario tener presente que dadas las características propias de las actividades de exploración, en el transcurso del año 2005 se puede ir presentando y concretando nuevas oportunidades de exploración, algunas de las cuales se está considerando en forma indicativa en el presupuesto contingente. La solicitud de recursos en firme para el año 2005 de la actividad de exploración, corresponde a proyectos de inversión que están maduros y que se caracterizan por tener un buen nivel de estructuración y evaluación, lo cual les permite estar en condiciones para demandar recursos para su realización. El Portafolio de Proyectos de exploración solicita recursos en firme por valor de $ Equiv. 249 millardos (MUS$ Equiv. 91,24) y recursos contingentes por valor de $ Equiv. 435 millardos (MUS$ Equiv. 159,10). El portafolio de exploración cumple con los criterios mínimos de portafolio (rentabilidad superior al 14%, eficiencia de inversión mayor o igual a 1 y valor presente neto esperado positivo). En la gráfica 4 que se relaciona a continuación, se presenta la distribución de la solicitud presupuestal para el año 2005 en firme:

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Perforación Exploratoria

61.3%

Estudios de Prospección

15.5%

Cuentas por Pagar5.5%

Nuevas Oportunidades

16.4%

Paln de Oferta de Negocios

1.0%

Infraestructura y administración

información técnica0.4%

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


El objetivo de la solicitud presupuestal es el de maximizar la incorporación de reservas. En este sentido, las estrategias en el área de exploración apuntan a “incorporar reservas y acelerar el conocimiento del potencial hidrocarburífero”, así como, a la “generación de nuevas formas de hacer negocios en exploración y producción, que permitan la incorporación de nuevas reservas. La función de exploración en la Empresa estará focalizada a: • Buscar oportunidades exploratorias asociadas a campos productores. • Adquirir reservas PND y/o producción domestica o externa. • Buscar oportunidades exploratorias en áreas ‘core’ definidas sobre la base de los

mapas de corredores exploratorios. • Explorar en áreas de frontera o inmaduras, pero siempre diversificando el riesgo con

terceros. La exploración en este tipo de áreas apuntará a romper el ‘trend’ maduro de la exploración en Colombia, asumiendo un riesgo mayor con ‘Upside’ mayor.

La actividad exploratoria prevista por Ecopetrol permitirá que la empresa realice durante 2005 alrededor de 350 Km. de Sísmica 2D, 425 Km. de Sísmica 3D equivalentes y la terminación de alrededor de 9 pozos exploratorios, cinco de los cuales inician perforación en el 2004 (vigencias futuras 2004). De acuerdo con el programa exploratorio descrito, las inversiones en exploración tendrán la distribución enunciada en la Tabla 4, la cual puede variar de conformidad con los acuerdos contractuales que se realicen con terceros durante la vigencia y a la participación que Ecopetrol asuma en cada uno de ellos.

7DEOD��3UHVXSXHVWR�GH�([SORUDFLyQ��

62/,&,78'�5(6838(67$/�

62/,&,78'�5(6838(67$/�7LSR�GH�3UR\HFWR�

��0LOODUGRV�(TXLY�� 086��(TXLY��Estudios de Prospección 38.5 14.1 Perforación Exploratoria 152.7 55.9 Plan de Oferta de Negocios 2.5 0.9 Otros Proyectos (Infraestructura y Admón. Técnica y Nuevas Oportunidades)

41.8 15.32

Cuentas por pagar 13.6 5.0 727$/� ��

��

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


�� (VWXGLRV�GH�3URVSHFFLyQ��(TXLY��PLOODUGRV��086��(TLY�� Se tienen proyectos en 15 bloques de prospección que demandarán recursos por valor de $ 38,5 millardos. Estos proyectos contemplan la realización 350 kms de sísmica 2D en dos programas en los bloques Uribante (150 Kms) y Macarena (200 Kms) por valor de $ 19.12 millardos (MUS$ 7) y la adquisición de 250 Km2 de sísmica 3D en el bloque San Miguel, por valor de $ 4,17 millardos (MUS $ 1.53). Con estos tres programas se espera generar 3 prospectos perforables con un potencial de reservas del orden de 240 millones de barriles de petróleo equivalentes. En los restantes 12 Bloques, se adelantarán estudios de Geología y Geofísica y/o actividades de reprocesamiento o interpretación de la información sísmica adquirida en el 2004. Estos estudios tendrán un valor de $ 15.29 millardos (MUS $ 5.60), con lo cual se estima generar 5 prospectos perforables con un potencial de reservas del orden de 302 millones de barriles de petróleo equivalentes. En la siguiente tabla se relacionan las inversiones de los estudios de prospección:

�7DEOD��LQYHUVLRQHV�HQ�HVWXGLRV�GH�SURVSHFFLyQ��±086��

�%/248(� $FWLYLGDG� 1R��v w�x:yzv {�|z}�x:y�

v�x:}�{ ~�|-� �4�(�/{w/{�y/{ w��y��R��/v+{�� y�� yz�� |z��+� ��z�(��{�� v w/{�y/�zv �/{�y }�x�R�/� y ��

URIBANTE SISMICA 1 30 150 5,000.00 MACARENA SISMICA 1 30 200 2,300.00 SAN MIGUEL SISMICA 1 180 �� 1,533.33 PACHAQUIARO G&G 200.00 PETROLEA P. G&G 100.00 TOLEDO G&G 220.00 TAYRONA G&G 2,000.00 PERDICES G&G 1 86 200.00 ALCATRAZ G&G 660.00 LIGIA G&G 660.00 QUEBRADA G&G 1 30 100.00 EL PENSIL G&G 2 100 100.00 EL QUESO G&G 1 86 100.00 ALEA G&G 225.00 REGIONAL G&G 730.00 727$/�%/248(6��

��

�� 3HUIRUDFLyQ�GH�3URVSHFWRV��(TXLY��PLOODUGRV��086��(TXLY�� Con el propósito de definir resultados a través de la perforación de prospectos, con el propósito de alcanzar las metas propuestas, es fundamental adelantar en 2005 acciones

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


de perforación exploratoria sobre prospectos identificados con alta probabilidad de éxito. Ante la importancia de descubrir nuevas reservas de hidrocarburos se tiene contemplado para el 2005 un programa de perforación de 13 pozos. El objetivo es terminar al menos 9 pozos, 5 que inicia su perforación en el años 2004 y 4 de los 7 programados a iniciar en el 2005. Con el programa de los 13 pozos se estima un Potencial de Reservas 1469 millones de barriles equivalentes de petróleo (Tabla 1.2).

�7DEOD��LQYHUVLRQHV�HQ�SHUIRUDFLyQ�H[SORUDWRULD��

v w�x:yzv {�|z}�x �/��x%��/{ � v��-w }�� |-� v��/|-� ��~{�|/x�v+{�}�w�x��

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v w/{�y/�zv �/{�y }�x�R�/� y ��

ALAMO Alamo 60% 100 3,000 GONZALEZ González 100% 30 1,800 CRISTAL Aguila 100% 30 2,260 CAGUI Playón 100% 45 4,050 ZEUS Rió Horta 50% 400 7,890 PUMA El Pital 70% 50 2,219 GUAYABITO NORTE

Quebrada Larga 100% 30 10,000

MACARENA Macarena 100% 30 2,800 HOMERO Tierra Negra 25% 600 10,000 NEIVA A Neiva 100% 20 3,000 NEIVA B Neiva 100% 20 3,000 RUBI Upar 40% 57 1,300 ESMERALDA Upar 40% 57 2,400 727$/�35263(&726��

�� 2WURV�3UR\HFWRV��3ODQ�GH�2IHUWD�GH�1HJRFLRV��(TXLY��PLOODUGRV��086��(TXLY�� Con el propósito de tener un portafolio más diversificado en cuanto a oportunidades exploratorias se tienen previsto realizar acciones a nivel internacional. En este sentido, se han contemplado adelantar entre 3 y 4 acciones de evaluación de oportunidades de E&P en el exterior.�� 2WURV�3UR\HFWRV��(TXLY��PLOODUGRV��086��(T�� Corresponde a recursos que se destinarán a la inversión en Nuevas Oportunidades de exploración que se presenten en bloques actualmente en asociación y/o en áreas libres por un valor de $ Equiv. 40.9 millardos (MUS$ Eq 15). Así mismo, para el desarrollo de Infraestructura y administración de información técnica por un valor de $ Equiv. 0,87 millardos (MUS$ Eq 0,32).

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


�� 9,&(35(6,'(1&,$�'(�352'8&&,21��935�� 3521267,&2�352'8&&,21��El anteproyecto de presupuesto de inversiones en firme para producción del año 2004 por valor de MUS $ 480,93 está orientado principalmente hacia la ejecución de proyectos que permiten obtener una producción del orden de 479,76 KBPD País, 313,05 KBOPD ECP, promedio durante la vigencia de 2005, lo cual sumado a la producción de pruebas, solo riesgos y concesiones, colocará la producción país en 510,23 KBPD promedio año en un escenario P -50.

7$%/$��3521267,&2�352'8&&,21�3(752/(2��

ITEM PAIS 2005 ECP 2005

GERENCIA SUR 82,96 51,99GERENCIA MAGDALENA MEDIO 65,75 52,36GERENCIA NORTE 93,01 48,22GERENCIA CENTRAL 238,04 160,48

727$/�9,&(35(6,'(1&,$ ��

ASOCIADA 329,39 162,64DIRECTA 150,37 150,41BAJO RIESGO 0,46SOLO RIESGO 12,19PRUEBAS 4,12CONCESIONES 13,71727$/� ��

3521267,&2�352'8&&,Ï1�3(752/(2��.%23'

Con respecto a gas, se estiman para el 2005 unas ventas del orden de 605,0 MPCD País, 351,67 MPCS ECP, las cuales provienen principalmente de los proyectos de Guajira y Cusiana - Cupiagua.

7$%/$��3521267,&2�352'8&&,21�*$6��

ITEM PAIS 2005 ECP 2005

GERENCIA SUR 6,33 3,33GERENCIA MAGDALENA MEDIO 48,10 35,33GERENCIA NORTE 432,69 246,67GERENCIA CENTRAL 117,85 66,33

727$/�9,&(35(6,'(1&,$ �� ¡ ¢�£¤�� ¡ASOCIADA 556,58 303,28DIRECTA 48,38 48,38

3521267,&2�352'8&&,Ï1�*$6��03&6

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


�� 62/,&,78'�'(�,19(56,21(6��La solicitud de Inversiones para el 2005 asciende a $ 1.827.7 millardos de pesos (MUS$ Eq. 668,99), de los cuales $1.313.9 millardos de pesos (MUS$ Eq. 480,93) corresponden a la solicitud de presupuesto en Firme, y los restantes $513.9 millardos de pesos (MUS$ Eq. 188,1) corresponden a proyectos contingentes. En la solicitud en Firme se está incluyendo una solicitud $10.9 millardos de pesos (MUS$ 4,0) de Cuentas por Pagar correspondientes a Inversiones del 2004. Los proyectos contingentes no hacen parte de la solicitud En Firme, debido a su grado de madurez o debido a circunstancias operacionales específicas; sin embargo, son una clara indicación de las posibles necesidades adicionales de recursos de inversión para la vigencia 2005.

7$%/$��62/,&,78'�,19(56,21(6�352'8&&,21�325�*(5(1&,$�

*(& �� *50 �� *51 �� *56 �� 935 � ��*73 � ��$62&,$'$ �� ',5(&7$ ��

(1�),50( ��

&217,1*(17( ��

�� TOTAL

E[VPN

14%

(MUS$)]

Gerenc ia No. Produc c ión

(K BOPD)

Invers ión

2005 (ECP

MUS$)

La solicitud de recursos para inversión de la Vicepresidencia se centra principalmente en el anteproyecto de presupuesto en Firme; sin embargo, es necesario tener presente que dadas las características propias de las actividades producción, se pueden ir presentando y concretando nuevas oportunidades a lo largo del año 2005, algunas de las cuales se está considerando en forma indicativa en el presupuesto contingente. �� 352<(&726�(1�),50(� El proyecto de presupuesto de inversiones en firme de producción para el año 2005 esta conformado por los siguientes tipos de proyectos que se relacionan en la Gráfica 5 y

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


Tabla 8. Los proyectos de Continuidad Operativa son los que proyectan la continuación del negocio en marcha, los proyectos Requeridos para Operar son aquellos que son indispensables para mantener la viabilidad de la operación actual de la Empresa en condiciones de seguridad, adecuada confiabilidad y proyectos de HSE de obligatorio cumplimiento, los cuales requieren una inversión de MUS$ 77,2

7DEOD��3RUWDIROLR�HQ�ILUPH�

¥�¦�§ ¥�¦�¨�§©¥�¨�¦ª¥�¦�§ ¥�¦�¨�§ ¥�¨�¦«�¬ �® «�¯�® ¬ °��±�® ± �® �® ²´³�±�µ ¶ ² µ�µ�® ³±�¬ ¶ °�¯�® ¯ µ ¶ ® µ ²�²´¯�® ° «�¬�°�® ±·²¸«µ�® ² ² ³�µ�³ ¶ «²�² ¬�® ³²�¯�¬ «�¬��® ° «¬� ²��³�³ «°� ²¸«µ¹²´³�±�° ³�µ�³ ¶ «

Reservas Gas (GPCS) Proyec t os No.

Inversión

2005(ECP

MUS$)

Reservas Crudo (Mbls )

º+»�º+¼½´¾�¿�À Á´Â�Á�Ã�Ä9Á�Ã¿�Ã¸Å�º�Æ�À ºÃ�Ä�½�¾�Á�À º�Ä

Ç�È-Ç�É-Ê9Ë4Ì+Í

Æ�º+¿�½�À ¿�¾�À Á´Â�Á%º »�Ã´¼�Â�½�À Î�Â¼�Ã¸Ï ¾�Ã�¼�À Á�º�Ä%ÐÑº »´Ã�¼´Â�¼

Produc c ión

(K BPD)

*UiILFD��3RUWDIROLR�HQ�ILUPH�

,QYHUVLyQ��(&3�086�� Ò/Ó�Ò4Ô�Õ�Ö+×+Ø Ù�Ú�Ù+ÛÜ(Ù+Û×+Û�Ý/ÒzÞ Ø Òß�à´á à�â

Ô�Û�ã4Ö+Û�Ô+Ø Ù�Ò�Ü�äÒ4Ó�Û�Ô�Ú�Ôåçæ´á åçâ

Û�Ü�Õ�Ö�Ù+Ø ÒzÜåÑá è�â

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


La solicitud de inversiones en Firme por programas de trabajo se distribuye como se presenta en la grafica 6 y tabla 9 El presupuesto de la vigencia 2005 esta conformado principalmente por los programas: Operación 8,8 % (MUS$ 42,51), Mantenimiento 15% (MUS $71,96) y Crecimiento 73,4% (MUS$ 352,98).

��

*UDILFD��3UR\HFWRV�3URGXFFLyQ��

é�ê�ë�ì�ê´í�î�í�ïñðò�ê´ïó�ï%ô õ�ð�ò´ê�ï�ô ö�õ:÷ùøúøùû

Seg. - Orden Público0,01%

Proy. Tecnológicos0,24%

Seg. Industrial0,35%

Ambiental0,74%

EST. TECNICOS1,47%

Mantto14,96%

Operación8,84%

Crecimiento73,39%

|

�

7DEOD��3UR\HFWRV�3URGXFFLyQ�

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2SHUDFLyQ �� 0DQWWR �� &UHFLPLHQWR �� (67��7(&1,&26 � ��3UR\��7HFQROyJLFRV � ��$PELHQWDO � ��6HJ��2UGHQ�3~EOLFR � ��6HJ��,QGXVWULDO � ��727$/ ��

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


Los proyectos de Operación incluyen la Continuidad Operativa y Oportunidades de optimización en los procesos de producción, los de Crecimiento reflejan las acciones para desarrollar y probar reservas. ��3UR\HFWRV�&RQWLQXLGDG�2SHUDWLYD� Se presentan 48 proyectos de Continuidad Operativa que apuntan a las reservas probadas desarrolladas, las cuales generan una producción de crudo para el año 2005 de 405,8 KBPD en el escenario P50 y 538,11 MPCD de gas, generando un E(VPN(14%)) de MUS$ Eq. 2164 y le apunta a un total de reservas probadas desarrolladas de 906.6 MBLS de petróleo y 1.267 GPCS. En la tabla 10 se muestra la participación de cada Gerencia en este tipo proyectos. En anexo se muestra listado proyectos e indicadores económicos.

7DEOD��3UR\HFWRV�&RQWLQXLGDG�2SHUDWLYD�

021�3 021�423 02421 021�3 021�4235024216�7 8�9;:;6 <�= < 6�<#>#= 7 ?�<#:#= : <#= < <#= < 9;8�:�@ < <

ACB�D 9FE 9;<�8;6 <�= < 9;?F6 E�?#8#= E <#= < <#= < 8�?#< < <ACG�H 9F8 E#8�7 <�= < >�: 9;?F6�= ? <#= < <#= < 7�7 < <ACG�I 7 6�8�@ <�= < ?�< 9;>#E#= 6 <#= < <#= < 7�@F6 < <ACG�J 9F> E#7�> <�= < :�: 9;:#:#= < <#= < <#= < 9;> < <

Reservas Gas

(GPCS) Proyec t os No.

E[VPN

14 %

(MUS$)]

Invers ión

2005(ECP

MUS$)

K�L�M#NFO M�P�O QFR-QCL�SFT�UFR�N;O VFR

Produc c ión

(K BPD)

Reservas Crudo (Mbls)

�� 3UR\HFWRV�5HTXHULGRV�SDUD�2SHUDU��086��(T�� Los proyectos Requeridos para Operar son aquellos que son indispensables para mantener la viabilidad de la operación actual de la Empresa en condiciones de seguridad, adecuada confiabilidad y proyectos de HSE de obligatorio cumplimiento, los cuales requieren una inversión de MUS$ 77,2.

7DEOD��3UR\HFWRV�5HTXHULGRV�3DUD�2SHUDU�W�X+Y�Z[X \C]^\

_ `�a�b�X�c/_ d^`e�f�f�gh]ji�c�k

Ambiental 3,55Mantenimiento 71,96Seguridad - Orden Público 0,06Seguridad Industrial 1,67l m-n�o�p q�q�r e�s

�

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


Los proyectos Requeridos para Operar contienen los programas de Mantenimiento y/o reposición de Equipos, Ambiental, Seguridad Industrial, Seguridad – Física. Los cuales se les califico su riesgo mediante la matriz RAM donde se tienen en cuenta los siguientes tópicos: Personas, económico, ambiental e imagen de la empresa. Adicionalmente se evaluó el factor J de priorización. La tabla 9 se presenta la inversión por programa. En el anexo #1 se relacionan los proyectos evaluados por matriz RAM y factor J. Los proyectos requeridos para operar que requieren mayor inversión en producción son: 6'/$�*UDQGHV�5HSDUDFLRQHV�086��Mantenimiento Mayor al tren No 2 de compresión de Cusiana (dos turbinas de 38000 HP cada una) y una turbina de media de Cupiagua. &UDYR�1RUWH�086��Realizar las ampliaciones en el sistema de autogeneración de energía para cambiar la relación de energía comprada vs. energía generada, ampliar la capacidad de la planta de inyección de agua a 220 KBWPD, realizar mejoras en control de inundaciones y proyectos de seguridad industrial/ambiental �3ODQ�0DHVWUR�0DQWHQLPLHQWR�6XSHULQWHQGHQFLD�2SHUDFLRQHV�2ULWR��086��Las principales actividades que contiene el proyecto:

• Optimización del sistema de transmisión, distribución y generación de respaldo de energía eléctrica.

• Reposición de equipos de operación y mantenimiento de la Superintendencia Operaciones Orito.

• Reposición del parque automotor de la Superintendencia Operaciones Orito. • Innovación tecnológica y actualización del sistema de información de

mantenimiento y de equipos de mantenimiento predictivo. • Mantenimiento mayor (overhaul) de los equipos críticos del proceso productivo de

la Superintendencia Operaciones Orito. • Optimización de sistemas de instrumentación y control de procesos de las

instalaciones de la Superintendencia Operaciones Orito. • Mantenimiento mayor a puentes y estructuras a cargo de la Superintendencia

Operaciones Orito. • Optimización y reconversión de los sistemas de levantamiento por gas, hidráulico,

mecánico y Bombeo Electro sumergible. ��3ODQ�0DHVWUR�0DQWHQLPLHQWR�6XSHULQWHQGHQFLD�2SHUDFLRQHV�GH�0DUHV�086��Las actividades más importantes que contiene el proyecto son:

• Mantenimiento Compresores de gas • Reposición de tubería de recolección de crudo y gas • Mantenimiento de Equipos de Limpieza de Pozos y Varilleo

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


• Mantenimiento de las Facilidades de tratamiento de Crudo

3LHGHPRQWH�5�2��086��Realizar trabajos de integridad a dos pozos y optimización a instalaciones de procesos y líneas de flujo. 3ODQ�0DHVWUR�0DQWHQLPLHQWR�6XSHULQWHQGHQFLD�2SHUDFLRQHV�GHO�5tR�086��

• Optimización y reposición de las líneas del sistema de recolección de Cantagallo y Casabe

• Construcción cruce eléctrico sobre el Rió Magdalena en Cantagallo • Reposición de equipos de control de pozos para los Equipos de

Reacondicionamiento 3ODQ�0DHVWUR�0DQWHQLPLHQWR�6XSHULQWHQGHQFLD�2SHUDFLRQHV�+XLOD�7ROLPD�086��

• Optimización facilidades de producción en Palo grande – Cebú�• Optimización sistema neumático de sistema de levantamiento.�• Aseguramiento integridad líneas de producción e inyección �

�3ODQ�0DHVWUR�$PELHQWDO�*&2�086��

• Mejorar el proceso de tratamiento de aguas producidas • Abandono de Pozos y desmantelamiento de instalaciones y recuperación

ambiental del área. • Biodegradación de Lodos y recuperación ambiental de las áreas

��3UR\HFWRV�2SRUWXQLGDGHV�GH�1HJRFLR��21��086��(TXLY�� Se tienen 68 proyectos incrementales que incluyen los programas Desarrollo Inicial, Incremento de Recobro, Producción Incremental, Aceleramiento de Producción y Optimización Operación. Estos proyectos apuntan a producir 73,68 KBOPD en promedio para el año 2005 en P-50 y 66,9 MPCD de gas; igualmente, estos proyectos generan un E(VPN (14%)) de MUS$ Eq. 1194,7 y le apuntan a la recuperación de 752,57 de petróleo y 2728,64 Giga píes cúbicos de gas natural (Tabla 10). Los proyectos más significativos son el proyecto desarrollo Castilla (34% del VPN de las ON) le apunta a 336 MBLS y requiere el 17% de la solicitud de los recursos, Cusiana Planta de Gas LTO (10% del VPN de las ON) le apunta a 1.602 Gigas píes cúbicos y requiere el 6% de los recursos, el proyecto Cusiana – Cupiagua (10% VPN de las ON) requiere el 3% de los recursos, Alianza Casabe (3% del VPN de las ON) y Recetor Extensión Comercialidad (2% de VPN de las ON). Ver anexo#2 Indicadores Económicos de estos proyectos.

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


7DEOD��3UR\HFWRV�2SRUWXQLGDG�1HJRFLR�

t�u�vwt�u�x�vyt�x�u t�u#v t�u�x�v t�x�uACELERAMIENTO 13,45 3,05 0,98 4,22 0,00 0,00 1,49 0,00 0,00DESARROLLO INICIAL 34,45 27,77 9,71 0,00 41,67 0,00 0,00 0,00 0,00INCREMENTO RESERVAS 127,59 76,04 9,78 0,00 13,67 147,06 0,00 3,62 4,28PRODUCCIÓN INCREMENTAL 843,86 246,11 36,79 5,36 434,28 0,00 0,00 2719,24 0,00OPERACIÓN 175,41 42,51 16,42 106,32 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00z|{�z~}�� ~� ��

Reservas Crudo

(Mbls ) Reservas Gas (GPCS) ��+��^��^� E[VPN 14%

(MUS$)]

Invers ión

2005 (ECP

MUS$)

Produc c ión

Prom edio

(K BOPD)

Cabe anotar que hacia el mes diciembre del 2005, estos proyectos impactan en la producción en 127,5 KOBPD y 66.8 MPCD. �(VWXGLRV�7pFQLFRV��086��: Soportan la generación de proyectos futuros de incremento de reservas y producción incremental de los cuales los de mayor importancia son: • )DFWLELOLGDG�GH�,Q\HFFLyQ�HQ�$SLD\��086��(T��

Probar la Factibilidad de recuperar un volumen de reservas no probadas del orden de 9,3 MBLS petróleo mediante la inyección de agua.

• )DFWLELOLGDG�GH�,Q\HFFLyQ�&RQWLQXD�GH�9DSRU�&DPSR�1DUH�6XU��086��(T�� Probar la Factibilidad de recuperar un volumen de reservas no probadas del orden de 20 MBLS petróleo mediante la inyección continua de Vapor.

• (VWXGLR�SRWHQFLDO�3LHGHPRQWH��086��

Revaluar y validar un volumen de Reservas no Probadas Posibles (43.4 mbls) y presentar alternativas de Desarrollo, mediante Adquisición, procesamiento e interpretación de 120 Km2 de Sísmica 3D.

• (VWXGLR�5HVHUYDV�&XVLDQD�±�&XSLDJXD��086��Adelantar una reevaluación de las reservas de los Campos Cusiana, Cupiagua y Cupiagua Sur.

• (VWXGLRV�*50��086��

Definir metodología de evaluación y remediación del daño de formación. Monitoreo de loa yacimientos mediante análisis de PVT y pruebas de presión

�� 352<(&726�&217,1*(17(6��086�� Estos son proyectos que no hacen parte de la solicitud En Firme, debido a su grado de madurez o debido a circunstancias operacionales específicas; sin embargo, son una clara indicación de las posibles necesidades adicionales de recursos de inversión para la vigencia 2005. Dentro de estos proyectos se incluyen Comercialidades pendientes en la

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


Operación Asociada, proyectos de Desarrollo para los años 2005 en adelante, en gráfica 7 y Tabla 13 se relacionan los programas a que apuntan estos proyectos. Ver anexo #3 listado proyectos contingentes. Dentro de los Proyectos Contingentes se esta incluyendo una Planta de Mejoramiento de Crudo; la cual es una alternativa a considerar en el desarrollo de Crudos Pesados en la Cuenca de los Llanos Orientales, este proyecto se adelantaría con un socio y se prevé que en caso de definirse el proyecto ECP puede participar con el 50% de la inversión para el año 2005, con MUS$ 94 que corresponde al 50% de la Inversión; este proyecto se encuentra en una fase II de maduración.

7DEOD��3URJUDPDV�3UR\HFWRV�&RQWLQJHQWHV�

352*5$0$ 086�Ambiental 0,1EST. TECN 2,7Incremento de Reservas 52,4Mantenimiento 2,5MiniRefinerías 96,0Oper y Mantto 2,4Produc.Incr. 31,9Tecnológicos 0,27RWDO ��

�*UDILFD��3UR\HFWRV�3URGXFFLyQ�&RQWLQJHQWHV�

��|� �|�~� �|��¡ ��¢¡£¤¦¥F§¦¨�§;¤¦©�ª«� ¢~¢¡£

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El programa incremento de reservas el cual solicita MUS$ 52 para la vigencia 2005, se tienen proyectos para probar reservas: • %DOFyQ�,QFUHPHQWDO requiere una inversión de MUS $ 7,29 para probar 2.85 Mbls • %RTXHUyQ�5HGXFFLyQ�GH�HVSDFLDPLHQWR requiere una inversión de MUS $ 28,6 para

probar 26,28 Mbls. • 'HVDUUROOR�DGLFLRQDO�/D�&LUD�±�,QIDQWDV�)DVH�,, requiere una inversión de MUS $ 6,3

para probar entre 50 - 140 Mbls. • 'HVDUUROOR�ÈUHD�2FFLGHQWH requiere una inversión de MUS $9,5 para probar entre 30

– 50 Mbls. En la tabla 14 se muestra las reservas a que apuntan los proyectos contingentes

7DEOD��3URJUDPDV�3UR\HFWRV�&RQWLQJHQWHV�

*(5(1&,$ �513 �5133R �5133U �531'*(& 490,7 328,3 162,4 21,4*50 53,2 53,2 0,5*51 130,6 89,3 41,3*56 35,7 32,4 3,3 7,0727$/ ��

5(6(59$6�352<(&726�&217,1*(17(6�0%/6

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


��9,&(35(6,'(1&,$�'(�5(),1$&,21�<�3(75248,0,&$�� $OLQHDFLyQ�HVWUDWpJLFD�GHO�SRUWDIROLR�GH�LQYHUVLRQHV�GH�OD�953�FRQ�OD�SROtWLFD�

JHQHUDO�\�OLQHDPLHQWRV�GH�(FRSHWURO�6�$��

El Plan de Negocio de la Vicepresidencia de Refinación y Petroquímica (VRP) se enmarca dentro de la política general de desarrollo de Ecopetrol S.A. y tiene correspondencia con la estrategia de desarrollo del sector industrial colombiano y en general del aparato productivo del país. El portafolio de inversiones 2005 - 2010 de la VRP apunta al reto estratégico de Ecopetrol S.A. al 2010 de mejorar la confiabilidad y margen neto de sus refinerías. En este contexto, el portafolio de proyectos se concibió partiendo de las siguientes estrategias con las cuales se asumirá el mencionado reto: • Ubicación de las refinerías en el primer cuartil de desempeño en el 2010 con

respecto a América Latina • Plan agresivo de inversiones en reposición. Plan integral de confiabilidad • Sostenibilidad de las mejores prácticas, metodologías y herramientas del programa

de optimización de refinerías (Integridad Operativa, modulo de mantenimiento (MERIT) y salud ocupacional - ambiental (HSE)

• Optimización de la cadena de suministros. Alianzas Lo anterior implica, por una parte, optimizar la infraestructura actual para obtener el mayor provecho con mínima inversión y, por otra parte, invertir en reposición de equipos para garantizar la confiabilidad mecánica de las plantas de proceso y por ende la sostenibilidad de las refinerías; finalmente, es preciso invertir en actualización tecnológica para asegurar la competitividad en refinación medida en términos de benchmarking con los mejores refinadores de América Latina. Se utilizarán en forma óptima las instalaciones existentes, se tendrán procesos tecnológicamente actualizados para la atención del mercado interno y externo, así como también se dispondrá del personal idóneo desarrollado. La búsqueda de alianzas estratégicas con otros actores del sector, buscando la financiación apropiada para algunos de los proyectos de inversión, será también parte de la estrategia. A través de la optimización de las operaciones se logrará un mayor aporte en la generación de valor de la infraestructura actual mediante un conjunto de acciones que permitan disminuir costos y aumentar ingresos para la empresa procurando nuevas prácticas operacionales y accediendo a nuevos mercados de combustibles para la exportación, así como mejoras en la calidad de los productos y servicios que signifiquen un mayor precio de venta en el mercado internacional dentro de un análisis integral de ingresos para la empresa.

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


Bajo las estrategias corporativas de Ecopetrol S.A, la VRP estructuró su Plan Operativo 2005 – 2010 alineado en las siguientes metas y programas:

0(7$6�953� 352*5$0$�

Optimización de la infraestructura de refinación existente – Programa de Optimización de Refinerías Alcanzar en el 2006 los niveles de

desempeño de las refinerías del 2° cuartil en los estudios de competitividad y del 1er cuartil en el 2010

Plan Integrado de Inversiones en Refinación 2005-2015- PIDIR Plan Maestro de la Refinería de Cartagena y Plan Maestro de la refinería de Barrancabermeja

Continuar el abastecimiento de combustibles en el país, incrementar la oferta de materias primas petroquímicas e industriales dentro de un marco de optimización del uso de la infraestructura de refinación y colocar productos “premium” a nivel internacional

Optimización de la infraestructura de refinación existente– Programa de Optimización de Refinerías

Producir y suministrar en el 2007 el diesel y la gasolina con las especificaciones establecidas en la Resolución 447 de abril 14 de 2003 emanada de los Ministerios de minas y Energía y Medio Ambiente

Plan Integrado de Inversiones en Refinación 2005-2015- PIDIR Fases I (Hidrotratamiento de Combustibles en la GCB) Plan Maestro de la Refinería de Cartagena

�� $/,1($&,21� (675$7(*,&$� &21� (/� 3/$1� '(� *(67,21� '(� /$� 953� ��

La estrategia de desarrollo definida por VRP se resume así: )257$/(&,0,(172��+DVWD��±�0HMRUDU�HO�GHVHPSHxR�HQ�&RQILDELOLGDG

• Plan agresivo de inversiones en UHSRVLFLyQ�

• Plan de inspecciones y mantenimiento de HTXLSR�PD\RU�• Completar implementación de metodologías y herramientas de la ,QWHJULGDG�

2SHUDWLYD��0HULW�\�+6(��

&203(7,7,9,'$'��$OFDQ]DU�D�ORV�PHMRUHV�GH�/DWLQRDPpULFD�

• Alcanzar beneficios por US$180 millones al año por concepto de las propuestas de mejoramiento (2006). • Mejorar integralmente el desempeño: Financiero, Clientes, HSE, Confiabilidad y

Gente.

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


• Aumentar la conversión y rentabilidad de las Refinerías. • Promover el desarrollo de la Petroquímica y otros productos • Cumplir la regulación de calidad de combustibles.

6267(1,%,/,'$'��±�&DOLGDG�\�3RVLFLRQDPLHQWR�

• Sostener buenas prácticas, procesos y beneficios económicos del Programa de Optimización, Sensor

• Optimizar la logística operacional de la cadena del “Downstream” El portafolio de inversiones de la VRP contempla los siguientes objetivos estratégicos: ÆÈÇhÉ#Ê;ËÌÊ~ÍjÎÐÏÒÑ|ÎÔÓÖÕØ×#Ê¦ÙÚÕÐÏ�Û|ÎÔÜÝÕßÞàÎÐÏ-Ï�ÎÐÙÝá[ÎãâÕãÏ-ËäÕ)å�Î A u m e n t a r p r o d u c t o s v a l i o s o s ( o p t i m i z a c i ó n y P ID IR ) R e d u c i r c o s t o s ( O p t i m i z a c i ó n ) M e j o r a r e s p e c i f i c a c i o n e s d e c a l i d a d d e p r o d u c t o s ( H id r o t r a t a m ie n t o y P ID IR ) æ)ç ÇÚÎèÙØÜéÊ¦ÏãêëËìÕjå�íÐÏ�ÎÐÏÒÑ|ÎÔÓÖÕØ×#Ê¦ÙÚÕÐÏ�Û±ÎîÜïÕîðÒÎÐÏ�É¦ÎèñØÕèÙÝÎîòFóÒôöõÔ÷øóúùFõúù¦Óúû A u m e n t a r p r o d u c t o s v a l i o s o s ( O p t i m i z a c i ó n y P M D ) R e d u c i r c o s t o s ( O p t i m i z a c i ó n y P M D ) M e j o r a r e s p e c i f i c a c i o n e s d e c a l i d a d d e p r o d u c t o s ( P M D ) ÆÈÇhÉ#Ê;ËÌÊ~ÍjÎÐÏÒÑ|ÎÝüÈÎïá[É#Ê�ýÚÊ¡ÜïÎéÜÝÕïüÈÜØÕþËëÎÐÙÚÉ±ÉFíôÿÕhå�íèÏ�ÎÐÏÒÑ¡ÎÌ×FíèÏ-ËìÎ ÜØÕ íèÇÕãÏ�ÎÐÏÖò;ùFÙÉ¦ÕéñÐÏ�Îéá)Ê � Ùëêöü Ê¦ÙÚÕÐÏ�ñÐÊ¡ÎïûÆÈÇhÉ#Ê;ËÌÊ~ÍjÎÐÏÒÑ|ÎÔÇéÏ�ÕØü/É;Îéá)Ê � ÙìÜØÕßÑ¡íØü ü/ÕãÏ�ýÊ|áhÊ¡íÝü Ê¦ÙÝÜ��ü/É#Ï�Ê¡ÎèÑ|ÕØüð��ïË ÇØÑ¦Ê¦Ï Ï�ÕéñèÑ¡ÎÐËäÕÐÙÉ;Îéá)Ê|íéÙÝÕØü ÎèË âØÊ¡ÕãÙhÉ;ÎãÑ¡ÕÝü ÕãÙäá ÎÐÑ¦Ê|ÜØÎéÜîÜØÕá íèËîâ��ü/É#Ê¦âïÑ¡ÕØü

�� 3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6�'(�953�3$5$�(/�3(5,2'2��

El presupuesto de la Vicepresidencia de Refinación y Petroquímica para el año 2005 -2010 fue estructurado contemplando los principios básicos del portafolio y del plan estratégico del Negocio, siguiendo los lineamientos dados por la Dirección General de Planeación y Riesgos y por el Departamento de Presupuesto para el Plan Presupuestal del año 2005-2008; consistente con todo lo anterior, busca específicamente:

• Continuar optimizando la utilización de la infraestructura actual para sacar el mayor provecho con mínima inversión; esto es, continuar con la ejecución del proyecto de Optimización de Refinerías en su fase de implementación de las propuestas de mejoramiento identificadas.

• Invertir en reposición de equipos y sostenibilidad para garantizar la confiabilidad

mecánica de las plantas de proceso y sostener la operación de las refinerías. • Desarrollar el programa de reposición y sostenimiento mínimo. • Desarrollar los programas ambientales y de seguridad, que permitan minimizar el

impacto ambiental del negocio, minimizar las pérdidas y garantizar la protección de las personas e instalaciones de las refinerías.

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• Continuar con la ejecución del Plan Maestro de Desarrollo de la Refinería de Cartagena y del Plan Integrado de Inversiones en Refinación con la planta de Hidrotratamiento como una primera etapa, que permitirá a la refinería de Barrancabermeja suministrar diesel y gasolina dentro de las especificaciones de azufre establecidas por ley, a partir del 2007 y que tiene que ver con el objetivo asegurar la competitividad del Negocio y el cumplimiento del objetivo estratégico de propiciar el desarrollo y diseño de la industria petroquímica nacional.

• Continuar con el programa de Optimización de Refinerías según el convenio con firma Shell Global Solutions, que busca optimizar los procesos de refinación existentes a través de las mejores prácticas en operación, mantenimiento, seguridad industrial y ambientales.

• Iniciar el desarrollo de estudios y algunas ingeniería, con base en los cuales se dimensionarán con mayor precisión los requerimientos de proyectos para otras vigencias.

El portafolio de inversiones de la Vicepresidencia de Refinación y Petroquímica está estructurado sobre dos grupos de proyectos:

• 5HTXHULGRV�SDUD�2SHUDU, apoyado en los siguientes programas: − Programa de reposición y sostenimiento mínimo, el cual esta alineado con el objetivo

de maximizar la obtención de productos valiosos garantizando la confiabilidad operacional de las refinerías.

− Programas ambientales y de seguridad, que guardan correspondencia con el objetivo

de minimizar el impacto ambiental del negocio, minimizar las pérdidas y garantizar la protección de las personas e instalaciones de las refinerías

• 2SRUWXQLGDGHV�GH�1HJRFLR, apoyado en los siguientes planes o programas

principales:

− Programa de actualización y desarrollo, que en el 2005 estará representado en el Plan Maestro de Desarrollo de la Refinería de Cartagena y el Plan Integrado de Inversiones en Refinación en su primera etapa (Hidrotratamiento en GCB y algunos estudios), los cuales tienen que ver con el objetivo asegurar el sostenimiento y desarrollo del Negocio al 2020 con productos en especificaciones de calidad internacional para el mercado externo y cumplimiento de la normatividad del país en materia ambiental.

− Programa de Optimización de Refinerías, contratado con la firma Shell Global

Solutions, que busca optimizar los procesos de refinación existentes a través de las mejores prácticas en operación, mantenimiento, HSE, cadena de suministros y otras de control de gestión y cambio cultural.

El monto de inversiones solicitado por la VRP para la vigencia 2005, es de MUS$288 de los cuales el 21% corresponden al Plan Maestro de Desarrollo de la Refinería de Cartagena, 21% están dedicados a proyectos de sostenimiento & HSE, el 21% a pagos a

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


Shell dentro del programa de Optimización, el 31% al proyecto de Hidrotratamiento en la Refinería de Barrancabermeja, y el resto a otros proyectos menores

*UiILFD��7LSR�GH�3UR\HFWR�5HILQDFLyQ�\�3HWURTXtPLFD�

Optimización de Refinerías; 61,3; 21%

Otras Oportunidades de Negocio; 15,9; 6%

Otros RO y HSE; 11,3; 4%

Confiabilidad Eléctrica GCB; 15,2; 5%

Reposición de Equipos; 35,1; 12%

Otr

os;

61,6

; 21

%

Hidrotratamiento de Combustibles GCB;

87,6; 31%

Plan Maestro Refinería de

Cartagena; 61,4; 21%

En la tabla 15 se puede apreciar la distribución de los proyectos del negocio de refinación. Las inversiones por centro operativo, se distribuyen así: Complejo Industrial de Barrancabermeja 35.2%, Refinería de Cartagena 4.4% y Gerencia Desarrollo de Refinación y Corporativo VRP 60.4%

7$%/$��62/,&,78'�'(�,19(56,21(6�5(),1$&,21��

��

086� 0LOODUGRV��COMPLEJO BARRANCABERMEJA 101,2 276,5

Requeridos para Operar 54,3 148,3Oportunidad de Negocio 46,9 128,1

REFINERIA CARTAGENA 12,8 35,0Requeridos para Operar 7,3 19,9Oportunidad de Negocio 5,5 15,0

DESARROLLO DE REFINACION 173,7 474,6Hidrotratamiento de Combustibles 87,6 239,3

Plan Maestro Refinería de Cartagena 61,4 167,7Plan Integrado de desarrollo PIDIR 3,6 9,8

Optimización de Refinerías pagos a Shell 21,1 57,6727$/�953 ��

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


�� 352<(&726�*(5(1&,$�&203/(-2�%$55$1&$%(50(-$�� El monto solicitado de los proyectos de la GCB es de MUS$ 117.2. En la gráfica 9 se puede apreciar la distribución de los proyectos de la GCB.

*UiILFD��'LVWULEXFLyQ�GHO�SRUWDIROLR�GH�953�SRU�WLSR�GH�VROLFLWXG��

Requeridos para operar; 54,3; 46%

Oportunidades de negocio; 62,9; 54%

.

�*UiILFD��'LVWULEXFLyQ�GHO�SRUWDIROLR�GH�953�SRU�WLSR�GH�SUR\HFWR�

Reposición; 31,6; 27%

Confiabilidad Eléctrica; 15,1;

13%

Optimización; 55,3; 48%

Ambientales y Seguridad; 7,6;

6%

Otros; 7,6; 6%

�

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


En el cuadro siguiente se muestra el listado de los proyectos de la Gerencia Complejo Barrancabermeja y su proyección al 2010. ��

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)+,+(3Æ 4 85-/( � , 4+Ç}�/4 , 0 1 ( � ) 2 , 2 (*) 4 , 2 ,69 ,+( :

) ¹��È · �� »¼ 0 ¼�É · ¹ ¸ � »+¼ 9 �O� �/� :8 < , <Ê2 ) 0

��El aporte al margen de refinación de los proyectos Oportunidades de Negocio de la GCB se presenta en el siguiente cuadro:

ËfÌ+Í Î�Ï�Ï�Ð Î�Ï�Ï�Ñ Î�Ï�Ï�Ò Î�Ï�Ï�Ó Î�Ï�Ï�Ô Î�Ï Õ'Ï

Recuperación Reformado Catalítico 5,3 6,9 6,9 6,9 6,9 6,9

Ampliación y Actualización Elementos Externos 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7

Recuperación Factor Disp. de carga Unid Crudo 11,2 11,2 11,2 11,2 11,2 11,2

Optimización de Refinerías (Implementación de Propuestas y Pagos a Shell)

130,9 174,3 182,3 177,0 177,9 185,2

Ö�×/Ø�× ÙmÚ Û&Ú Ü&ÝHÖhÞmß�à�Ü&ÝáË¨Økß�âkã × Ý&ä�å�æ�ç/è Õ�Ð�Ð�ä Ï Î�Ï�Ï�ä Ï Î�Ï�Ó�ä Ï Î�Ï�Î�ä Ó Î�Ï�é�ä Ò Î&Õ�Õ'ä Ï

ê âkÞ�ë âxì × ê Þmß&ìkÜîí Ý�àmÚ ï6â�ì âOð+ñ3Ö3ò Î�Î�Ñ�ä Ò Î�Î�Ó�ä Î Î�Î�Ó�ä Î Î�Î�Ó�ä Î Î�Î�Ó�ä Î Î�Î�Ó�ä Î

ó}ô�õköD÷Dø ù/ú+û+ø ü5õþý/ÿ�� ý/÷��/õ��

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


�� 352<(&726�*(5(1&,$�5(),1(5,$�'(�&$57$*(1$��

*UiILFD��'LVWULEXFLyQ�GHO�SRUWDIROLR�SRU�WLSR�GH�VROLFLWXG��

Plan Maestro de Desarrollo; 61,4; 80%

Requeridos para operar; 7,345; 10%

Oportunidades de Negocio; 7,87; 10%

El monto solicitado de los proyectos de la GRC es de MUS$ 15.2 excluido el Plan Maestro de Desarrollo de la Refinería de Cartagena, el cual se presenta más adelante como parte de los proyectos de la Gerencia de Desarrollo de Refinación. En la gráfica 12 se puede apreciar la distribución de los proyectos de la GRC �

*UiILFD��'LVWULEXFLyQ�GHO�SRUWDIROLR�SRU�WLSR�GH�SUR\HFWR�

Confiabilidad Eléctrica; 1,33;

9%

Reposición; 3,47; 22%

Otros; 1,95; 13%

Splitter de propileno; 1,71;

11%

Automatización; 1,00; 7%

Optimización; 3,21; 21%

Ambientales y Seguridad; 2,54;

14%

Op.

De

Ne

goci

o 5

,92

; 32

%

�

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


��

En la tabla 16 y 17 siguientes se muestra el listado de los proyectos de la Gerencia Refinería de Cartagena y su proyección al 2010, Requeridos para Operar y Oportunidades de Negocio.

7$%/$��/,67$'2�352<(&726�5(48(5,'26�3$5$�23(5$5�

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7�8:9:;+<>=�?�=�@BA C D2EGF$H3I2JKE$I3HKD6H LNM-J LO H2P2E$FD2E>J3ENQRLO H3SNM/T UWV X/Y2X[Z-V \/]2Z^UWV _3`2abUWV _3`2ab]-V _3`2ab]-V _3`2aMejoramiento de Confiabilidad de la Generaciónde Vapor en USI c$d3e _KV Z/ZW_[_KV `/f2a g _3h _6URemplazo de Equipo Rotativo GRC ]2f2] _6`2Zi_KV ]/a2a _KV ]/a2ab\-V a/a2ab\-V a/a2a g _3h `/]Remplazo de Equipo Estático GRC XKU/] g \/h _3YRemplazo de Equipo Eléctrico GRC _KV U-YW_ \-V ]/a2a[\-V ]/a2abZ-V a/a2abZ-V a/a2a g _3h f/fRepotenciación de Caldera SG-105 c$j3e Z2]2ak_KV a/]2a l _3h f:_Remplazo Equipos de Laboratorio _6X2\ g \/h X/]Dotación Administrativa _U/Z _6f2a _6`2a _6`2a _6`2a _6`2a9>7�;�m�8-?�?�=�@BAonp<�8-q+r�7�=6s�t�s \-V ]2U/]bUWV a/Z2fb\-V U-a2a \2]2a \2]2a \2]2aAdquisición de Equipos de Seguridad Física Z2XKU g \/h f/YOptimización del Manejo ambiental ]2ZKUu\-V U-a2ab\-V U-a2a \2]2a \2]2a \2]2aRelocalización del Tanque Caliente TK-3105 c vKe _KV f/Z2f _KV f/Z2f g `/h Y/`mR;�mWt�w 7�8-xBr�8:7�=6s�;+< 9-t�7>t ;B9>8:7>t�7y <R;+<:m z nB{�<�8W| X-V Z2U/\[X-V \/Y2abf-V ]/`2abUWV U-Z2ab]-V U-Z2ab]-V U-Z2a(1) Requerirá solicitar VFF-2006 para el Sistema de Protección de Calderas: 465 KUS$ en el 2005 por anualidad y 1.860 KUS$ en el2006 por VFF.

(2): Requerirá solicitar VFF-2006 para la repotenciación de la Caldera SP-SG-105: 350 KUS$ en el 2005 por anualidad y 1.050 KUS$en el 2006 por VFF.

(3) Requerirá solicitar VFF-2006 para el EC de la relocalización del TK-3105: 569 KUS$ en el 2005 por anualidad y 1.245 KUS$ en el2006 por VFF. La VFF incluye la interventoría del EC (16 KUS en el 2005 por anualidad y 65.5 KUS$ por VFF en el 2006).

}>~6�2�W�-�N�K�/�$��/�-�W��~6�K�2� Solicitud

2005

�2�K��3� ��2� � �G�$� �N�/�� $�$� � �N� �

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3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


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á¢W� Ìì® � ² Î �/Ï ² Ð�Ñ ¡ ®Óç�± Ë � Ñ � Æ�ÈRÈ Å:À Ù ÈRÈ ¿>À ÈRÈRÈ ¿>À È>ÈRÈñº¾>½>ò�ó¯ô ¸Ý¾ Â>ÂRÈ ¿>À ÂRÆ>Á Á>À Ã>ÂRÁ ¿>À ÄRÁ Ù È ÈÛ�é � Ñ Ë �·¡ ®àä ¢ Ô � é Ë � ´ Ä>ÂRÈ ¿>À ÂRÆ>Á Á>À Ã>ÂRÁ ¿>À ÄRÁ ÙäBÌ � é ² �-Ï ² Ð>Ñ ¡ ®�é/¬�² ¢/Ë ®>Ì �×¡ ®æäBé Ì �-Ï ®�Ñ � Ìõ² ®�Ñ Ë � Ã>ÈRÈö µ öø÷àù·úÓûèü>ýàþÍý ñºÿ ý ñ û ñ�� ö��×ü:ö Ú�À Â>¿RÂÇÅ Ù À Æ�Ä Ù Å:Ú>À Ú>Ä:Æ Å:Ú>À ÄRÁ Ù Ä>Ã>À ¿>ÈRÈÉÄ:Æ�À Æ>È>È

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� El aporte al margen de refinación de los proyectos Oportunidades de Negocio de la GRC se presenta en el siguiente cuadro: �

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A�B�CED�F�GIH�CKJ L.M NPO Q1R.M SPS N�S�M TPU N�S�M TPU N�S�M VPW N�S�M VPWOptimización de Refinerías GRC

L.M NPO L.M RPL L.M RPL L.M RPL N.M U�Q N.M U�QAutomatización - APC Blending Refinería deCartagena

Q1V.M TPU Q1V.M TPU Q1V.M TPU Q1V.M TPU Q1V.M TPU

Adición de Catalizador por peso de URCV.M S�O V.M S�O V.M S�O V.M S�O V.M S�O

Recuperación de calor de la corriente de ALC atanques

V.M Q1R V.M Q1R V.M Q1R V.M Q1R V.M Q1R

Optimización de la Reposición del Agua deAlimentación a Calderas

V.M NPL V.M NPL V.M NPL V.M NPL V.M NPL

Reducir tiempos de atención a buquetanques denafta virgen

V.M TPO V.M TPO V.M TPO V.M TPO V.M TPO

Splitter de Propileno Grado RefineríaO.M WPL O.M WPL O.M WPL O.M WPL

X%�P*��PYZ$)"�$)(� �X%#%[%-.(� ]\�*[�\�^!�! L.M NPO Q1R.M SPS N�S�M TPU N�S�M TPU N�S�M VPW N�S�M VPW

_P`�aPb�`�c.d�_%a.e.cPfg`gb�aP_.h1i.jPc�k l m U�Q!n S�OPN UPU�n VPVPV UPU�n VPVPV QZS.V�n VPV�V QZS�V�n VPVPV QZS�V�n VPVPV

_.foPp�aPq i.eP_�q r�oI`�s�t%`�a�bdPo]i.a.ePp1f�k ePuPv�w�i�x m V.M Q1L V�M WPO V.M OPT V.M S�T V.M S�U V.M S�UNotas:

(1) La Unidad de Crudo parará en el 2005 por 30 días totales desde mediados de abril hasta mediados de mayo. La carga para dichosmeses se estima en 39.000 BPDC

��! �"�#%$'&�"�$)(�*+&�#%(%,��!"�-.( /1010123)4 5 6 7 8:9 ; /10101<3)4 5 6 7 8 9 ; /10101=3)4 5 6 7 8 9 ; /10101>3:4 5 6 7 8:9 ; /10101?3:4 5 6 7 8:9 ; /10�@'03)4 5 6 7 8:9 ;















(1) La Unidad de Crudo parará en el 2005 por 30 días totales desde mediados de abril hasta mediados de mayo. La carga para dichosmeses se estima en 39.000 BPDC

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(1) La Unidad de Crudo parará en el 2005 por 30 días totales desde mediados de abril hasta mediados de mayo. La carga para dichosmeses se estima en 39.000 BPDC ��

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


�� 352<(&726�*(5(1&,$�'(�'(6$552//2�'(�5(),1$&,Ï1��El monto solicitado de los proyectos de la GDR es de MUS$ 152.6. En el siguiente gráfico se puede apreciar la distribución de los proyectos de esta Gerencia

*UiILFD��7LSR�GH�3UR\HFWR�5HILQDFLyQ�

PIDIR; 3,6; 2,4%

Plan Maestro Cartagena; 61,4; 40,2%

Hidrotratamiento GCB; 87,6; 57,4%

7DEOD��VROLFLWXG��SUR\HFWRV�*HUHQFLD�'HVDUUROOR�GH�5HILQDFLyQ�y{z�| } ~�} �'�� yE��

DESARROLLO DE REFINACION 152.6 303.0 296.1 254.7 301.6 206.7

Hidrotratamiento de Combustibles 87.6 87.6 53.9

Plan Maestro - Refinería de Cartagena 61.4 165.3 164.2 68.7 46.6 45.7

Plan Integrado de Desarrollo (PIDIR) * 3.6 50.0 78.0 186.0 255.0 161.0

�E� zI��]~�~�} z��I�� yE�

*Datos muy preliminares del Plan Integrado de Desarrollo de Inversiones en Refinación, estudio que adelanta Shell. �� 35,1&,3$/(6� 352<(&726� '(� /$� 9,&(35(6,'(1&,$� '(� 5(),1$&,21� <�3(75248,0,&$� A continuación se describen algunos de los proyectos más representativos del plan de inversiones de la Vicepresidencia de Refinación y Petroquímica para la vigencia 2005:

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


�� 352<(&726�'(�6267(1,0,(172+6(��/RV�SUR\HFWRV�GH�6RVWHQLPLHQWR�±�5HSRVLFLyQ están orientados a mantener el valor de los activos, no sólo desde el punto de vista de estado mecánico, sino también desde el punto de vista de mantener u optimizar su confiabilidad operativa y por lo tanto optimizar su rendimiento económico. �En general los proyectos de reposición y sostenimiento están orientados a cubrir tres aspectos básicos: • Obsolescencia mecánica ó deterioro físico

• Obsolescencia tecnológica

• Obsolescencia por exigencias del mercado. La siguiente es una descripción de la situación actual del negocio, en estos tres aspectos: �2EVROHVFHQFLD� 0HFiQLFD�� La consecuencia de la obsolescencia mecánica es el deterioro físico de los equipos, lo cual representa los siguientes problemas: baja confiabilidad y disponibilidad de los sistemas, altos costos de mantenimiento en partes de repuesto y en mano de obra, frecuentes fallas de los equipos, disminución del factor de servicio de la Unidad, lo cual limita el tiempo de operación real, disminución del factor de utilización, lo que no permite usar al 100% la capacidad instalada, riesgos de seguridad para las personas e instalaciones por llegar los equipos a condiciones del límite de retiro.

Con el programa de reposición y sostenimiento se obtendrán los siguientes beneficios: • Aumentar la productividad por recuperar factores de servicio y utilización

• Aumentar los tiempos de corrida por mejores condiciones mecánicas

• Menores costos de mantenimiento por mano de obra y materiales

• Menores tiempos de inspección

• Recuperación de capacidad perdida por limitaciones mecánicas

• Finalmente como resultado adicional se tienen menores costos de operación y por lo tanto mejores márgenes de rendimiento económico.

2EVROHVFHQFLD� 7HFQROyJLFD Resulta mucho más económico adquirir equipos o partes para reemplazar equipos obsoletos con nueva tecnología incorporada, que pensar en reemplazar los equipos con el mismo diseño y componentes del original, obteniéndose beneficios como una mayor confiabilidad, mayor factor de servicio y utilización, menores costos operacionales, incremento de capacidad de proceso, mejor control, etc. Los casos típicos se enmarcan en: • Tubería: mejores materiales, más resistentes a la corrosión

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


• Equipo Rotatorio (bombas, turbinas, motores y compresores): mejores sistemas de sellos, mejores materiales, mayor flexibilidad en las condiciones de operación, más eficientes en el consumo de energía.

• Internos de Torres: mejor metalurgia, menos caída de presión, mayor número de etapas equivalentes de equilibrio o separación, mayor capacidad para manejo de líquido y vapor, más eficiencia.

• Equipos de Intercambio de calor: más eficientes, mejor metalurgia, mayor flexibilidad, menores problemas de ensuciamiento.

• Instrumentación: mayor confiabilidad, mejor exactitud en el control y la respuesta, mayor flexibilidad para su configuración, etc.

2EVROHVFHQFLD�GH�0HUFDGR��Esta se presenta por las mayores exigencias del mercado en cuanto a calidad de los combustibles que se producen y también por los requerimientos cada vez más exigentes de la legislación de control ambiental tanto por las especificaciones de los combustibles líquidos como porque se han establecido mayores requerimientos ambientales, desde el punto de vista de las emisiones que produce la refinería (vertimientos líquidos y emisiones atmosféricas). 3UR\HFWRV�GH�6RVWHQLPLHQWR�±�$PELHQWDOHV��VHJXULGDG��Los proyectos de seguridad tienen como finalidad evitar accidentes y por consiguiente pérdidas. Vale la pena mencionar que Ecopetrol a partir de 1991 ha realizado acciones para producir combustibles limpios y minimizar las emisiones contaminantes a la atmósfera, como la eliminación del tetraetilo de plomo en la formulación de las gasolinas, reducción de su volatilidad, la aditivación de detergentes-dispersantes, aumento del octanaje de la gasolina regular de 80 a 86 y de la extra de 92 a 94; se ha reducido el contenido de azufre en las gasolinas de 0.15 a 0.1% y en el ACPM de 0.6 a 0.4% masa. Los proyectos ambientales se gestionan de la misma forma que los otros, pero se justifican desde el punto de vista de riesgo de daños a las personas, al medio ambiente y a las instalaciones, por lo que no generan ganancia económica, sino un ahorro al evitar accidentes y multas. Los proyectos de Sostenimiento&HSE en la vigencia 2005 para el Complejo Industrial Barrancabermeja suman MUS$ 54.3, y están conformados por: • Reposición MUS$ 46.7 • Ambientales y de Seguridad MUS$ MUS$ 7.6 En la Refinería de Cartagena los proyectos de Sostenimiento&HSE suman MUS$ 7.3, distribuidos en: • Reposición MUS$ 4.8 • Ambientales y de Seguridad MUS$ 2.5 En este grupo el proyecto mas importante es el de Hidrotratamiento de Combustibles en el Complejo Industrial de Barrancabermeja el cual, para el 2005 tiene una inversión de

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


MUS$87.6 y está orientado a cumplir los requerimientos de calidad de los productos de la refinería al año 2005 según la normatividad vigente. +LGURWUDWDPLHQWR�GH�&RPEXVWLEOHV�*&%� 2EMHWLYR�� Garantizar el cumplimiento de especificaciones de calidad de combustibles según la Resolución 447 del 14 de abril de 2003, de los Ministerios de Minas y Energía y Medio Ambiente. Para el consumo nacional el contenido máximo de azufre será de 500 ppm para el combustible Diesel y de 300 ppm para la gasolina extra y regular $OFDQFH� WRWDO�� Estudios, presupuesto, diseños, compras, construcción y puesta en marcha de las unidades de proceso requeridas para: • Hidrotratamiento de gasolina y diesel • Recuperación del hidrógeno de corrientes existentes y producción del faltante para el

Hidrotratamiento de gasolina y diesel • Despojo de aguas agrias, recuperación de azufre y tratamiento de gases de

combustión • Interconexiones, almacenamiento y demás facilidades requeridas para la integración

de las nuevas unidades o facilidades existentes en la refinería de Barrancabermeja. $OFDQFH� �� Ejecución prevista para la vigencia del contrato EPC de ingeniería de detallada, compras, construcción y montaje de las nuevas unidades, instrumentación de control, interconexiones y demás facilidades requeridas � �� 352<(&726�2325781,'$'(6�'(�1(*2&,2�� Principales proyectos Oportunidad de Negocio de la VRP �3ODQ�0DHVWUR�GH�OD�5HILQHUtD�GH�&DUWDJHQD��30'��2EMHWLYR�� Actualizar tecnológicamente y ampliar la Refinería de Cartagena a 140,000 bpdc mediante la adición de nuevos procesos y la modernización de las facilidades existentes. El Proyecto permite superar el atraso tecnológico, la necesidad de cumplir con futuras especificaciones en la calidad de los combustibles y obtener productos de mayor valor agregado. Los objetivos principales de Ecopetrol S.A. en relación con la expansión de la refinería de Cartagena incluyen aspectos económicos y estratégicos: • Modernizar plantas y procesos para mejorar la confiabilidad, el posicionamiento

competitivo y la rentabilidad a largo plazo de la refinería de Cartagena dándole así un mayor desarrollo industrial al País y al área de Cartagena.

• Incrementar la producción sin aumentar los costos fijos

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• Aumentar el valor agregado de los productos e integrar la refinería al mercado de combustibles y materias primas petroquímicas.

• Reducir el contenido de Azufre en la gasolina y ACPM a los valores exigidos por la legislación vigente

$OFDQFH�WRWDO��Expansión de la refinería de Cartagena a 140.000 B/D de crudo con los siguientes capacidades de las unidades de proceso existentes y capacidades de nuevas unidades: • Incremento de capacidad a las siguientes plantas de proceso:

o Unidad de Cracking a 35.000 B/D o Planta Viscorreductora a 25.000 B/D

• Capacidades de las nuevas unidades de proceso

o Unidad de Crudo de 140.000 B/D y destilación al vacío de 70.000 B/D o Desulfurizadora de diesel de 50.000 B/D o Unidad DTC (Craqueo térmico) de 15.000 B/D o Planta recuperadora de Azufre de 100 Ton/año o Planta de Hidrógeno de 5 MPCED o Planta de Alquilación de 4.000 B/D o Producción de propileno de 11.000 B/D o Planta de Reformado Catalítico de 27.200 B/D o Hidrotratamiento de nafta pesada de 6.900 B/D

$OFDQFH� �� El siguientes es el alcance para la vigencia del 2005, el cual prevé un desembolso de MUS$61.4 • Continuar con la ejecución de los contratos con el PMC (Project Management

Consultant (Interventoría al EPC) y los licenciadores de los nuevos procesos • Finalizar la precalificación de firmas para el contrato del EPC (Ingeniería, Compras,

Construcción y Montaje) • Llevar a cabo el proceso de solicitud de ofertas cerrada para los contratos de EPC y

servicios industriales previa aprobación de las vigencias fiscales futuras. • Firma e iniciación de la ejecución de los contratos El PMD tiene un VPN de MUS$150 sin incluir los beneficios tributarios con una TIR del 14.7%, considerando una inversión total de MUS$ 806 En el anexo 9.5 se presenta un detalle del cronograma y desembolsos considerados para el PMD. �3ODQ�,QWHJUDGR�GH�,QYHUVLRQHV�HQ�5HILQDFLyQ��3,',5�� El PIDIR es el plan de desarrollo de la Vicepresidencia de Refinación y Petroquímica al 2020 y se soporta principalmente en el estudio que como parte del Acuerdo de Cooperación con Shell, está desarrollando esa firma. El mencionado estudio busca

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


establecer acciones e inversiones concretas para atender debilidades detectadas en la primera parte del estudio, como: − Déficit de Diesel y de octano − Excedentes de combustóleo y nafta virgen − Obsolescencia de los servicios industriales − Demandas insatisfechas de ceras, bases lubricantes y básicos petroquímicos Las acciones identificadas preliminarmente para contrarrestar las anteriores amenazas y asegurar el logro de los objetivos estratégicos de la VRP son: − Nuevas unidades de proceso: Hidrocraqueo catalítico, isomerización de nafta,

ampliación de capacidades de algunas unidades, etc. − Recuperar insumos petroquímicos de corrientes donde existen − Optimizar la integración de la operación entre las dos refinerías y con proveedores y

clientes. − Optimizar la utilización y beneficio económico de la infraestructura de refinación

mediante el desarrollo de un Plan Maestro de Control Operacional Consolidado (COC) que implementará sistemas de control avanzado de proceso y de manejo de la información relevante del negocio.

Para el 2005 se asignan MUS$ 3.6 para el estudio inicial del COC, e ingenierías conceptuales y básicas para la producción de propileno grado polímero en la refinería de B/meja, para venta como insumo petroquímico de alto valor agregado, adición de un 4° contactor en el reactor de la Planta de Alquilación junto con la isomerización de n-butano para incrementar la producción de alquilato, excelente componente de la gasolina para contrarrestar el déficit de octano ��3URJUDPD�GH�2SWLPL]DFLyQ�GH�5HILQHUtDV� El Programa de Optimización de Refinerías incrementará las utilidades anuales hasta 180 MUS$180/año en los próximos años producto de la transferencia de mejores prácticas de Shell, un líder mundial en refinación. La solicitud de inversión para la vigencia 2005, es de MUS$ 21.13 correspondientes a pagos que deben ser realizados por Ecopetrol S.A. a Shell Global Solutions. De acuerdo con el contrato vigente, se hacen pagos fijos por concepto de la asesoría del personal de Shell, y pagos variables que dependen principalmente de la implantación y aprobación de las diferentes propuestas de mejoramiento identificadas en la etapa de diagnóstico. Las inversiones directas de Ecopetrol S.A., producto del programa de Optimización de Refinerías están representadas por las requeridas para la Implantación de las Propuestas de Mejoramiento aprobadas, las cuales suman MUS$ 40.12 para la vigencia de 2005.

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La proyección de beneficios implementados y aprobados de las propuesta de mejoramiento en el 2005 es de MUS$ 134.1 y de MUS$ 212.3 acumulados a diciembre del 2005. Este proyecto tiene estimados una rentabilidad en 97% y un VPN de US$544 millones.

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�� 9,&(35(6,'(1&,$�'(��75$163257(� La solicitud de inversiones para el negocio de Transporte para el año 2005 es de MUS$40 que corresponde al 4.2% del total de inversiones de la Empresa. Se destaca que el 79% del presupuesto de la Vicepresidencia está enfocado para asegurar la operación, el 18% en eliminar el hurto de combustibles, el 2% generar valor a la organización y el 1 % contar con personal calificado. De la solicitud el 32.6% corresponde a 7 proyectos en ejecución, el 65.79% a 17 proyectos nuevos y el 1,6% a cuentas por pagar de 5 proyectos que finalizan. La tabla 19 y la gráfica 14 muestran la distribución de la solicitud presupuestal para 2005:

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��I�E��g� � ��:�%�� ¡� �%�%¢:£¤¢:£¢:¥¦§�¨�¨�©«ª�¬]�� :�%�� ¡� ��%�%¢:£¤¢:£¢:¥¦§�¨�¨�©«®°¯ ¦ ¦ ¥� ±�£�� ²

³ �´�� ¥��µ�¥¦ £��¥«¦ ¥¶£I� ·�¥´ ¯ ¸ ¥�¹ ¯ º ´937 2, 6 2%

» £I´�¢:¥�I¹�£I´¼¡�� £�´¥¦�¹�¥¦ ¯ ½)¯ ¹�¥�±�£«¾«¹�£ ® ¡$ 25 0, 1 1, 0%

¿ ��·I �� ¥��¦ ¥À��Á¹��¦ �´¹ ¯ ¥¶£I¡�� ¥�¹ ¯ £�´¥¦$ 31. 726 86, 7 79, 0%

� ¦ ¯ ®°¯ ´�¥��¦�Â� �� ¢:£¼±��«Â ¯ ±I� £�¹�¥�)Ã� ��:£��$ 7. 368 20, 1 18, 0%

�I�E��¿�Ä$ 40. 056 109, 4 100, 0%�

*UiILFD��3RUWDIROLR�9LFHSUHVLGHQFLD�GH�7UDQVSRUWH�SRU�WLSR�GH�SUR\HFWR�

OPORTUNIDAD DE NEGOCIO

10%

ESTUDIOS7%

REQUERIDOS PARA OPERAR

83%

En la tabla 20 se detalla la solicitud presupuestal para los proyectos de Transporte 2005:

��

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


�7DEOD��3UHVXSXHVWR�7UDQVSRUWH��

7 L S R � G H � 3 U R \ H F W R 0 8 6 �5 H T X H U L G R V � S D U D �2 S H U D U � � � � �2 S U W X Q L G D G � G H � 1 H J R F L R � � � �( V W X G L R V � � � �

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7DEOD��/LVWDGR�SUR\HFWRV�9LFHSUHVLGHQFLD�GH��7UDQVSRUWH��

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6�(1�75$163257(��086�Å�Æ%Ç�È.É Ê�Ë.Ê�Ì�Í.É ÆPÎ�Ê�Ï1Ð Æ Ñ�Ò ÍPÆEÓ%É ÆPÎPÊ�Ï1Ð Æ Ñ�ÆPÐ Ô�Ì

Õ]Ö�×%Ø1 OPTIMIZACIÓN OPERATIVA VIT ON 4,03

��2 VARI ANT E GPO OCCI DENT E PURNI O RO 2,253 MEJORAMI ENT O SI ST EMAS CONT RA I NCENDI O PUERT O SAL GAR Y SEBAST OPOLRO 2,234 PROYECTO INTEGRAL HSE DE LA GERENCIA DE OLEODUCTOS RO 1,105 INYECCIÓN RELEVOS GPO RO 1,576 REPOSICIÓN EQUIPOS DE BOMBEO ARAGUANEY APIAY RO 1,387 INSPECCIÓN LÍNEAS GON RO 0,278 SEGURIDAD FISICA GOT RO 0,019 MEJORES TECNOLOGIAS PARA EL CONTROL DE HURTOS RO 0,14

10 REPOSICIÓN LINEAS COVEÑAS CARTAGENA RO 0,1611 REPOSICIÓN LÍNEAS VARIANTE GALÁN PUERTO SALGAR RO 0,1112 INSPECCIÓN CON VEHICULO INTELIGENTE DE 9 SISTEMAS DE POLIDUCTOS Y 5 SISTEMAS DE OLEODUCTOSRO 2,8413 CONTROL DE HURTOS DE HIDROCARBUROS EN 5 SISTEMAS DE POLIDUCTOS Y 5 SISTEMAS DE OLEODUCTOSRO 7,1214 OPTIMIZACIÓN MEDICIÓN GPO RO 2,3915 REPOSICIÓN DE LINEAS EN EL ÁREA NORTE DE LA GPO RO 2,5016 CCMO ALTERNO RO 0,4017 MEJORAMIENTO PLAN CONTINGENCIA CAÑO LIMÓN COVEÑAS RO 0,7018 REPOSICIÓN DE EQUIPOS GOT RO 1,5419 REPOSICIÓN DE LINEAS EN EL AREA COVEÑAS DE LA GOT RO 2,5020 INSPECCIÓN CON VEHICULO INTELIGENTE DE LÍNEAS ACN RO 0,7721 OPTIMIZACIÓN SISTEMAS CONTRAINCENDIO COV- AYA 3,32

��22 ESTUDIO FACTIBILIDAD TRANSPORTE PMC EST 0,502

23 ESTUDIO PARA REPOSICIÓN DE INFRAESTRUCTURA GPO EST 0,424 ESTUDIO PARA OPTIMIZACIÓN OPERACIÓN CENTRALIZADA EST 0,07525 ESTUDIO PARA DISEÑO SISTEMA ESD EST 0,70626 ESTUDIOS PARA REPOSICIÓN DE INFRAESTRUCTURA GOT EST 0,6

27 ESTUDIO PARA EL MANEJO DE LA INFORMACIÓN TÉCNICA EN LÍNEA EST 0,02528 ESTUDIO PARA BÚSQUEDA DE NUEVOS NEGOCIOS EST 0,329 ESTUDIO PARA INGENIERIA SCADA EST 0,135

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7RWDO�2SRUWXQLGDGHV�GH�1HJRFLR

7RWDO�5HTXHULGRV�SDUD�2SHUDU

727$/�,19(56,21�9,77RWDO�(VWXGLRV

��3ULQFLSDOHV�SUR\HFWRV� �&21752/�'(�3(5','$6�325�+85726��El objetivo de este proyecto es realizar las obras físicas y adquirir tecnologías adecuadas para combatir de forma integral la problemática del mercado ilícito de combustibles, el hurto contrabando y las mezclas, que

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


permita garantizar el crecimiento estratégico y la competitividad actual y futura de ECOPETROL. Este proyecto se adelantara durante las siguientes vigencias: 2005, 2006 y 2007 con el siguiente alcance: • Adquisición y montaje de equipos que mejoren la detección y ubicación de las fugas

en los sistemas: Galán-Coveñas L12” (Naftaducto 463km). �� Pozos Colorados-Galán (503km), Buenaventura-Yumbo (101km), Cartagena-Baranoa (103km), �� Salgar-Cartago (211km), Vasconia-CIB L20” (171km), Ayacucho-CIB L8” y L14” (187km), �� Galán-Ayacucho (Combustoleoducto 186km), Apiay-Porvenir (125km) y Araguaney-Porvenir (104km).

• �� Modernización marcación combustibles que garanticen la efectividad de los sistemas de detección de producto hurtado en las Plantas VIT, GRC, GCB, SOR, SIA, Plantas Territorios Nacionales

�,GHQWLILFDFLyQ�GH�QHFHVLGDGHV�\�RSRUWXQLGDGHV�� • Los Poliductos, son sistemas operativos de vital importancia para ECP porque a

través de la utilización de estos sistemas de transporte se abastece de los diferentes combustibles a los centros de acopio y a sus áreas de influencia dando así una cobertura a lo largo y ancho de la geografía nacional. Con la ejecución de este proyecto, se esta garantizando el cumplimiento de los programas de volumen a transportar para abastecer la demanda del país, dentro de un marco de rentabilidad, que permita garantizar el crecimiento estratégico y la competitividad actual y futura de ECOPETROL.

• Mejorar la eficiencia administrativa y operativa de la Empresa en todos sus niveles, de forma armónica con el entorno y optimizar la interacción entre áreas de negocio corporativo.

• Disminuir el impacto del mercado ilícito de combustibles sobre los resultados económicos de la Empresa y sobre la demanda de combustibles y derivados.

• Implementar acciones para la tendencia ascendente de los ilícitos. �/D� HVWUDWHJLD� SDUD� FRQWURODU� HO� KXUWR� GH� FRPEXVWLEOHV� FRPSUHQGH�IXQGDPHQWDOPHQWH: • Apoyo a los programas emprendidos por las autoridades competentes para el control

de este ilícito. • Adopción de medidas que dificulten el hurto del combustible en los Poliductos • Acción social en las Regiones.

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


El alcance de este proyecto está sujeto a ajustes en función de los resultados de la implementación de la estrategia para control de hurtos y pruebas pilotos de nuevas tecnologías para detección y control. 237,0,=$&,Ï1� 23(5$7,9$� 9,7�� El objetivo es adoptar las mejores prácticas en operación de oleoductos en forma que permita a la Vicepresidencia de Transporte alcanzar los más altos estándares para la prestación del servicio de transporte de hidrocarburos e incrementar sus márgenes de beneficio mediante la optimización del control automatizado de las estaciones de bombeo, la operación remota, la implantación de aplicaciones avanzadas y el desarrollo de las competencias del personal de operaciones y mantenimiento. �El alcance del proyecto durante la vigencia 2005 es: • Puesta en Operación Remota de los sistemas de la fase 3 ( Poliductos): Cartagena –

Baranoa, Sebastopol – Medellín- Cartago – Yumbo, Buenaventura- Yumbo, Cartago – Yumbo 6”, Salgar – Mansilla 10” y GLP

• Suministro del hardware, ingeniería, configuración y puesta en marcha de la Aplicación de Entrenamiento de Operadores con simulador de operaciones para el personal a cargo de la operación remota en el Centro de Control Maestro de Operaciones de la Vicepresidencia de Transporte de ECOPETROL S.A.

• Puesta en operación del Pipeline Scheduling, aplicación que maneja el plan detallado de operaciones de la red de transporte por oleoductos y poliductos, de acuerdo con lo establecido en los procesos de nominaciones y teniendo en cuenta las capacidades y restricciones del sistema de transporte, para entregar un programa factible y óptimo desde los puntos de vista logístico y de consumo de energía.

• Implementación del Centro de Documentación Técnica del Centro de Control Maestro de Operaciones para la Vicepresidencia de Transporte de ECOPETROL S.A

Con la entrada en operación de este proyecto se finaliza el SCADA en Poliductos. 237,0,=$&,Ï1�0(',&,Ï1�*32�� El objetivo del proyecto es el aseguramiento de la Calidad de medición de hidrocarburos adecuando la infraestructura para cumplir con las mejores prácticas. El alcance general del proyecto contempla el montaje de equipos e instrumentos obsoletos identificados, para mejorar la calidad de la medición dinámica para las estaciones de la Gerencia de Poliductos de Ecopetrol S.A. En una primera etapa se hará reposición de equipos de medición y computadores de flujo para las estaciones de Medellín, Yumbo, Manizales, Baranoa, Terpel La Pintada, Terpel Buga, Terpel Mariquita, Pereira, Cartagena, Galán, Sebastopol, Lizama, Cimita, Puente Aranda, Mansilla, Puerto Salgar. En una segunda etapa se acometerá el mejoramiento integral de la medición.

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


,163(&&,Ï1�&21�9(+,&8/2�,17(/,*(17(�'(��6,67(0$6�'(�32/,'8&726�<��6,67(0$6� '(� 2/(2'8&726� El objeto es dar continuidad al programa de mantenimiento integral de los sistemas para operarlos confiable y eficientemente, evitando riesgos ambientales, económicos y de seguridad industrial, con el uso de la tecnología ILI (InLine Inspection) El proyecto se desarrollara durante tres vigencias en las líneas de la VIT mediante el uso de vehículos inteligentes de inspección en las líneas : Poliducto Sebastopol-Medellín, Medellín-Cartago-Yumbo, Cartago-Yumbo, Combustoleoducto Galán - Ayacucho, Oleoductos Tello - Dina, Toldado - Gualanday, GLP Galán - Salgar, Salgar - Mansilla, Mansilla - Vistahermosa, Naftaducto Galán - Ayacucho - Coveñas, Oleoductos Araguaney - El Porvenir, Vasconia - Velásquez, Línea Submarina Pozos Colorados, Poliducto Pozos Colorados-Ayacucho y Mansilla - Puente Aranda, de acuerdo con lo siguiente: El diagnóstico se realizará mediante la utilización de vehículos inteligentes en línea, a fin de conocer con exactitud el estado actual de los ductos, cumpliendo así con los programas de mantenimiento preventivo y predictivo que la VIT ha diseñado con miras a garantizar el mejoramiento de las condiciones de seguridad de sus ductos, reduciendo el riesgo de ocurrencia de rotura al conocer los puntos vulnerables de la instalación y por ende manteniendo la integridad de estos activos de la VIT. En la actualidad no se tiene certeza sobre el estado mecánico de estos sistemas por lo cual es necesario efectuar la inspección electrónica de los mismos y así cumplir con los programas de mantenimiento de la VIT, donde se incluyen las acciones preventivas y correctivas de los ductos, que redundarán en la seguridad de la población localizada a lo largo del trayecto de cada una de las líneas y a la conservación del medio ambiente, habida cuenta de que las mismas atraviesan por zonas de alta sensibilidad social y ambiental. 237,0,=$&,Ï1� 6,67(0$6� &2175$,1&(1',2� &29(f$6� $<$&8&+2 El objeto es optimizar y/o implementar los sistemas contraincendio de detección y control que garanticen atender contingencias operacionales en forma eficiente y acorde con las circunstancias de las Plantas de Ayacucho y Coveñas. El proyecto se desarrollara durante las vigencias 2005 y 2006 con el siguiente alcance • &RYHxDV�� Compra y montaje válvulas de diluvio y UPS. Compra e instalación

sistemas de agente limpio. Impermeabilización de diques y patios de tanques y reparación de vía perimetral y de las obras de optimización del sistema de detección y extinción.

• $\DFXFKR�� Compra y montaje válvulas, tableros de control, hidrantes monitores, rociadores. Compra e instalación sistemas de agente limpio. Montaje de sistema de detección y extinción

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


A continuación se presentan los indicadores económicos y de riesgo de los proyectos.

25%1.3061.3302.961Reposición de equipos APIAY

12.29527.970TOTAL

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12.107

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24%1.0382.387Optimización medición GPO

100%4.3401.458Inyección tanques de relevo GPO (*)

94%14.4497.120

Control hurto de hidrocarburos en 5 sistemas de poliductos y 5 sistemas de oleoductos

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Control hurto de hidrocarburos en 5 sistemas de poliductos y 5 sistemas de oleoductos

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Inspección con vehículo inteligente de 9 sistemas de Poliductos y 5 sistemas de oleoductos

VITAsegurar la Excelencia Operacional

5C 4C 4E 4E 0 14.788 10.818 1,37

Control de hurtos de hidrocarburos en 5 sistemas de poliductos y 5 sistemas de oleoductos

VITEliminar Hurto

de Combustibles

5C 5E 4E 4E 1 0 31.182 13.243 2,35

Optimización medición GPO GPOAsegurar la Excelencia Operacional

0 4E 0 4D 0 18.398 12.659 1,45

Reposición de líneas en el Area Norte de la GPO GPOAsegurar la Excelencia Operacional

5C 4C 4E 4E 0 6.826 5.000 1,37

CCMO Alterno GPOAsegurar la Excelencia Operacional

0 3E 4C 0 18.387 3.689 4,98

Mejoramiento Sistemas Contraincendio Pto. Salgar y Sebastopol

GPOAsegurar la Excelencia Operacional

5C 4C 2C 3C 0 6.087 2.071 2,94

Construcción Variantes GPO - Occidente GPOAsegurar la Excelencia Operacional

3C 4C 5C 3C 0 2.786 1.876 1,48

Inyección Tanques de Relevo GPO GPOAsegurar la Excelencia Operacional

0 4E 3E 4E 0 4.549 1.457 3,12

Mejoramiento Plan Contingencia Caño Limón - Coveñas

GOTAsegurar la Excelencia Operacional

5C 5D 5E 5E 1 0 5.456 703 7,76

Reposición de Equippos GOT GOTAsegurar la Excelencia Operacional

3C 4E 2C 5D 0 2.014 1.634 1,23

Reposición de líneas en el Area Coveñas de la GOT GOTAsegurar la Excelencia Operacional

5C 4C 4E 4E 0 6.826 5.000 1,37

Inspección con vehículo inteligente de líneas ACN GOTAsegurar la Excelencia Operacional

5C 4C 4E 4E 0 4.266 3.067 1,39

Optimización sistemas contraincendio COV-AYA GOTAsegurar la Excelencia Operacional

5C 4C 2C 3C 0 6.087 4.370 1,39

Reposición de Equipos Apiay GOTAsegurar la Excelencia Operacional

2D 4D 4C 4C 0 2.234 1.330 1,68

Proyecto Intregral HSE - GOT GOTAsegurar la Excelencia Operacional

5C 4C 2C 3C 0 4.800 881 5,45

243"576�8 9;:�9�<�=>8 3�?@9@A�B 3î.ï ð ñ ò ó�ô'õPî�ö�C1ï)ú ò D ò E ï E:ò F�G%û:ù�ú ï ü4E þ�G ü ù E�H:ù G�E:ò ï üJI þZñü H%ýZñ ï ø ù û:ï ûJKLI)ñ þ@M ï�M:ò ú ò û)ï û�û)ù�þ�E H'ñ ñ ù�G�E:ò ïLN û)ù ü û)ùO õ;P:ï ü ð ïLQ�R�S

C�T:ú E H'ú þ�û)ù:ú U ï E ð þZñ�VLN W�X�Y�ZE þ�G ü ð ï�G ð ù ü.û)ù)ú ï�[ þ\I)ñ ù ü�H�I H:ù ü ð ï:úô�R�]�^;_�` ]) � � � � �� & � � � � �

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


��275$6�$5($6� La solicitud de otras áreas totaliza MUS$31.1 y se relaciona en la tabla 22.

*UiILFD��'LVWULEXFLyQ�&RUSRUDWLYR�

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�� ,QVWLWXWR�&RORPELDQR�GHO�3HWUyOHR�� El presupuesto de inversiones del ICP para el año 2005 es el resultado del proceso de alineación establecida con los negocios de Ecopetrol. El presupuesto de inversiones para el año 2005 asciende a MUS$ 4,7, de los cuales MUS$3,76 se dedicarán a las líneas de investigación y los restantes MUS$0,93 se utilizarán para compra y reposición de equipos y seguridad.

7DEOD��,QYHUVLRQHV�,&3�

ÁªÂÄÃ¦ÅÆ@ÇÉÈ�Ç�ÊÌË�Æ@Â´Í7Ç7Î�Ï�Â Ð Â´Ï@Ñ�ÊÒ ÓªÔiÕEQUIPOS Y ACCESORIOS LABORATORIOS UPSTREAM 0,41EQUIPOS Y ACCESORIOS LABORATORIOS DOWNSTREAM 0,52MODELAMIENTO AREAS COMPLEJAS 3,12MODELAMIENTO PROCESOS REFINACION 0,64Ö�× ØÌÙ

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6�(1�&25325$7,92��086�

Ð Â�Ï@Ñ�ÊÌÚ ÛÌÜÌÏ�Ý Ï�ÞÌÏ�Â�ß�ÂtÊ Â�Ã¦Å�Ý Ñ�Û´Â¿ÈÇ�ÊÌà�Ç;Ï�Æ@áÄÊ Ç7Â �

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


�� 9$)��3UR\HFWR�GH�9XOQHUDELOLGDG�6tVPLFD��Tiene como objetivo cumplir con la normatividad sobre el particular (Ley 400 de 1997 y su decreto reglamentario 033 de 1998) requerirá MUS$ 11.3 para las obras de reforzamiento de los edificios Teusacá, Principal, Policlínica, Instituto Colombiano del Petróleo ICP, Gerencia Complejo Barrancabermeja GCB (Parcial), Vicepresidencia de Transporte VIT y Vicepresidencia de Producción VPR (Parcial). �� ,QIRUPiWLFD�\�2WURV��Se continuará con el desarrollo de la gestión informática de Ecopetrol, orientada a implantar un ambiente confiable de transporte de datos entre los sistemas de información; incrementar la capacidad de procesamiento y transporte en las infraestructuras de las redes LAN de ICP, GRC y GCB; implementar el sistema de respaldo de información; garantizar alta confiabilidad en la red de telecomunicaciones y a la implementación de sistemas que incrementen la eficiencia y el valor agregado en cada área estratégica, para tal fin la empresa tiene programadas inversiones del orden de MUS$ 8.57.

7DEOD��,QYHUVLRQHV�,QIRUPiWLFD�

â²ãÌä�ã;å;æ;ç è étê�ëíì7ä�ã½î;ãÌï�ð7ä�ê�ñ�ã�æJò�ê ó ê;ò�è;ïô©õÄö÷DCI Actualización de la infraestructura tecnólogica de Telecom inicaciones 0.52DCI Im plem entación de un sistem a de respaldo de Inform ación para GRC-GCB 0.27DCI Mejoram iento del sistem a integrado de salud 0.75DCI Program a Corporativo de Gestión Docum ental 3.37DCI Reponteciación y actualización de la infraestructura de la red nacional de datos 1.02

DCI-VSM Sistem a clientes 0.60DCI Seguridad Inform ática 0.41DCI Sistem a Integrado de nóm ina 1.64ø;ù ú�û

ü�ý�þ�ÿ��tý�� ý�� þ�� ý� �� iý�þ��©ÿ�� "!#�$�&%��'

ó ê�ò�èÌï)(ªç ä�ã�æ�æ;ç *�å�+ å-,�ê´ä@ë�.\ò�ç æ\è�/iê�ä@ð�ê�ä�è\ò@ç 0;è ��

*HVWLyQ� 'RFXPHQWDO El Programa de Gestión Documental es un proyecto estratégico que busca dar las bases técnicas, administrativas, tecnológicas y normativas necesarias para el adecuado manejo de la documentación con visión de gestión eficiente de la información. Esto con el fin de facilitar su consulta, acceso, uso, conservación y disposición para mejorar los procesos del día a día, recuperar conocimiento, preservar la memoria institucional, facilitar la toma de decisiones y el aprendizaje organizacional; todo ello en busca de economía y eficiencia administrativa. De igual forma, el programa establece las bases para desarrollar a futuro programas de gestión de conocimiento. Para la vigencia 2005 el proyecto requerirá del orden de los MUS$3.37 para el aseguramiento de las Condiciones Básicas en la implantación del Programa de Gestión Documental; la Implementación de los fondos acumulados de la regional central; implementación de los tres pilotos para los tres subprogramas

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


documentales de gestión de archivos, documentos esenciales y correo electrónico; replica hasta en un 55% de las dependencias del subprograma técnico, gestión de correspondencia y colecciones especiales.

Este proyecto da cumplimiento a las disposiciones legales vigentes en materia de gestión documental: � Direccionadas por el Gobierno (Directiva 10 de 2002-Política Sectorial en

Gestión Documental #5 de 2003 de Rediseños Organizacionales) � Definidas por el AGN (Ley 594 de 2000) � Apoyadas y vigiladas por los Organismos de Control (Contraloría General de la

República, Procuraduría General de la Nación, Departamento Administrativo de la Función Pública y Ministerio de Minas y Energía).

�� 6HQVRU��El proyecto “Sistema integrado de información” - SENSOR, que integrará la información de todo el ambiente de información gerencial, financiero y administrativo, mediante el rediseño y optimización de trámites y procesos que permiten contar con una organización más liviana, lo que se traduce en amplios beneficios económicos, dados los niveles de simplificación, unificación, transformación, integración de la información en toda la cadena de valor y actualización tecnológica que por su situación actual harían imposibles estos beneficios. Para la vigencia 2005 el proyecto requerirá recursos del orden de los $600 mil dólares para la puesta en producción de las soluciones diseñadas y probadas en el año 2004. ��(VWXGLRV�H�LQJHQLHUtD�GH�QXHYRV�3UR\HFWRV�Apropiación para estudios e ingeniería en búsqueda de nuevos negocios.

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�� /,67$'2� '(� 352<(&726� 48(� 7,(1(1� 5(&85626� &203520(7,'26� &21�9,*(1&,$6�)8785$6�

En el siguiente cuadro se presenta el resumen total por moneda; en el anexo 9.6 se presenta el detalle por proyecto que compromete recursos con vigencia futura para la vigencia 2005 y 2006 en pesos y en el anexo 9.7 se presenta el detalle por proyecto que compromete recursos con vigencia futura para la vigencia 2005 y 2006 en dólares.

1"24365 741"865 1"2-365 7419865:5 ;2

TOTAL MILLONES DE PESOS $69.383,75 $5.598,77TO TAL M ILES DE DOLARES USD 234.553,42 USD 123.675,23

<>= ? @4A : = 1CB�DFE6G)E>341CBIH ; = AJ= B4G-@43J= 5�8J@�K41 : = @4AJ841?>1CB)G)59B�8J@I= A4<J@436BL= 5 AMONPNRQ MONPNRS

2-365>TJ@ : G)5

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��62/,&,78'�$',&,21$/�'(�35(6838(672�3$5$�(/�$f2��'(�,19(56,21(6�6,1�

$)(&7$&,21�'(�683(5$9,7�),6&$/��

Adicionalmente se requiere un presupuesto de inversión en firme que no afecta superávit por un valor de MUS$378.6 para los Fondos de Auto aseguro, abandono de pozos y pensional. Estos recursos no se encuentran incluidos dentro de la solicitud operativa de inversiones 2005.

5HTXHULPLHQWR�DGLFLRQDO�HQ�ILUPH��VLQ� DIHFWDFLyQ�GH�VXSHUDYLW��$xR�� 086� ��

Fondo de abandono de pozos (CGR) MUS$ 47.8

Fondo de Autoseguro MUS$ 19.3

Fondeo del pasivo pensional: MUS$ 329.3

��)21'2�$8726(*852�Con base en lo establecido por la Política de Retención con el fin de financiar los riesgos retenidos capitalizar el fondo de Auto seguro para que éste cuente con un valor equivalente al 1% del Patrimonio de la Empresa). )21'2�'(�$%$1'212�'(�32=26�El costo de abandono de pozos incluye la restauración del área de influencia de los pozos, el desmantelamiento de infraestructura en superficie y la recuperación ambiental del área. La Contraloría hizo la observación sobre la necesidad de fondear el pasivo por este concepto, para lo cual Ecopetrol se comprometió a solicitar en su presupuesto el 20% de la provisión total hasta ahora hecha, lo cual equivale a $130.6 millardos. )21'2�3$6,92�3(16,21$/�En desarrollo del Decreto 2153 de 1999, por el cual se ordena un programa de fondeo del pasivo pensional de la Empresa a unos patrimonio autónomos creados por el mismo Decreto, la Empresa deberá fondear en el año 2005 la suma de $900.000 millones de pesos. En cumplimiento de este decreto se presupuesta la suma de US$ 329.3 millones de dólares.

3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


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Vbd \ìYaPX9]YXOcePln_W\WVbcê[_^d hWefFjWiWk m e[]b_^XOV-pCRAVO NORTE - Otros Proyectos GRN Mantenimiento A 10,57 5B 2B 66 0 3,12MMTO CURVA BASICA NARE NORTE GRM Mantenimiento A 0,49 4B 1C 0,97 0,1 1,77MMTO CURVA BASICA TISQUIRAMA GRM Mantenimiento A 0,26 4B 1C 0,57 0,29 1,08MTTO CURVA BASICA COCORNA GRM Mantenimiento A 0,45 4B 1C 0,74 0,38 0,79MTTO CURVA BASICA NARE SUR GRM Mantenimiento A 0,06 4B 1C 0,18 0,05 2,25Piedemonte R.O. GEC Mantenimiento A 6,06 5C 75,5 6,2Plan Maestro Ambiental GEC Ambiental D 0,17 4D 0,5 2,3PLAN MAESTRO AMBIENTAL GCO GRM Ambiental D 2,45 3E 3D 4,39 1,54 1,16Plan Maestro Ambiental POT GRN Ambiental D 0,89 5B 1A 11 1,21 11,03PLAN MAESTRO DE MANTENIMIENTO SOR 2005 - 2010GRS Mantenimiento D 9,14 4D 1C 148,53 0 4,32PLAN MAESTRO DE MTO SAR GRM Mantenimiento D 5,60 5C 4C 7,69 0,49 1,28PLAN MAESTRO DE MTO SMA GRM Mantenimiento D 9,51 5C 4C 36,53 4,72 3,35Plan Maestro Mantenimiento POT GRN Mantenimiento D 1,24 5C 2C 1,69 0,17 1,23Plan Maestro Mantto SOH 2005 GRS Mantenimiento D 4,90 5C 3C 3,18Plan Maestro Seguridad SOA GEC Seguridad Industrial D 0,39 4C 2,9 2,3RO Area Apiay GEC Mantenimiento D 3,67 4D 18,6 5,0RO Area Castilla GEC Mantenimiento D 1,93 5D 26,5 13,3RO Carare Las Monas GRM Mantenimiento D 0,25 4B 1C 0,68 0,00 2,72RO Minirefinería Apiay GEC MiniRefinerías D qnr s^t 4C 4,2 5,7RO Planta Gas Apiay GEC Infraestructura de Gas D u r v`w 4C 3402,2 2730,5RO Termica Ocoa GEC Mantenimiento D 0,30 5C 8,4SDLA Grandes Reparaciones R.O. GEC Mantenimiento A 12,41 5C 654,7 9,7SEGURIDAD FISICA GCO GRM Seguridad - Orden PúblicoD 0,06 3E 3C 0,73 0,15 10,18SEGURIDAD Y CONTRAINCENDIO GCO GRM Seguridad Industrial D 1,29 4D 3C 6,86 1,04 4,53Upía Básico R.O. 1 GEC Mantenimiento A 1,02 4B 3,0 1,5Upía Básico R.O. 2 GEC Mantenimiento A 0,07 3B 0,2 1,6Upia Básico R.O. 3 GEC Ambiental A 0,04 3B 1,0 12,8Upía Básico R.O. 4 GEC Mantenimiento A 0,05 5B 3,6 36,0

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DESARROLLO CASTILLA Producción Incremental 412,03 93% 336,03 188,3 67035,3 2,4 15,46GUAJIRA - Incremental Chuchupa ECOPETROL (Opción de Negocio)Producción Incremental 131,04 200% 99,76 0,0 0,0 0,0 0,22CUSIANA PLANTA DE GAS LTO Producción Incremental 117,91 200% 127,15 21,0 23953,9 5,6 64,04Cusiana y Cupiagua Básicos ECP Operación y Mantenimiento 114,70 200% 60,76 34,8 12560,0 3,2 5,42 0,00CRAVO NORTE - Incremental Uno ECOPETROL (Opción de Negocio)Producción Incremental 64,58 200% 6,82 0,0 0,0 0,0 1,51Desarrollo Formación San Fernando I I Incremento de Reservas 43,40 35% 72,55 44,6 2300,0 1,1 0,00Alianza campo Casabe Incremento de Reservas 31,13 85% 18,01 15,5 17626,9 2,0 2,20Recetor Extensión Comercial Desarrollo Inicial 26,40 200% 11,21 32,2 23728,3 1,1 7,49Optimizacion Apiay Ariari Producción Incremental 22,34 45% 11,98 46,8 27309,7 0,5 2,19 0,49BOQUERON INCREMENTAL Producción Incremental 19,81 200% 5,56 6,9 5971,4 3,2 2,48Recuperación secundaria Campo Yariguí-Cantagallo Incremento de Reservas 18,49 66% 12,91 17,5 7847,3 1,4 0,00 0,00INVERSIONES BASICO SAN FRANCISCO Operación y Mantenimiento 15,82 200% 5,50 7,2 5508,7 2,4 1,03Desarrolla Adicional Cira-Infa Incremento de Reservas 13,75 81% 5,07 8,1 9253,3 1,6 2,28Optimización Campo Yariguí Cantagallo Aceleramiento de Producción 12,28 200% 3,93 2,2 2549,2 5,7 0,91 0,39Cusiana-Cupiagua Incremental 5 ECP Producción Incremental 12,25 43% 5,56 29,2 33288,8 0,5 3,85Desarrollo For San Fernando I Producción Incremental 11,94 91% 6,83 3,3 3312,5 3,6 0,20Desarrollo adicional Yariguí Incremento de Reservas 11,75 56% 8,13 7,9 9010,0 1,5 0,89 0,43BOQUERON BASICO CON INVERSIONES Operación y Mantenimiento 11,05 200% 3,48 8,6 6648,5 1,3 2,07CUSIANA CONTINGENTE 1 Producción Incremental 10,41 62% 4,84 19,6 14721,8 0,7 2,07Perforación Adicional LL-GA Incremento de Reservas 8,12 51% 6,12 10,0 11455,2 0,8 1,45Cusiana-Cupiagua Incremental 6 Producción Incremental 6,69 36% 3,81 19,7 11511,8 0,4 0,00CPI ORITO Operación y Mantenimiento 6,66 200% 1,76 0,0 0,0 0,0 1,25Desarrollo Adicional Lisama Producción Incremental 6,17 51% 2,34 5,3 5993,0 1,1 0,32Comercialidad Campo Abanico Desarrollo Inicial 6,05 200% 1,62 2,9 3266,9 2,1 1,92Perforación Incremental 2005 San Francisco Producción Incremental 5,93 49% 3,27 7,5 8551,6 1,0 0,95Inversiones Básico Yaguará Operación y Mantenimiento 5,31 86% 2,39 5,4 6119,2 1,1 2,06Electrificación Campos Area Neiva - SOHT Operación y Mantenimiento 4,96 87% 0,00 1,4 1641,2 3,4 0,00Fracturamiento pozo Liria YT8 Producción Incremental 4,38 200% 1,49 2,2 2451,0 2,4 0,75DESARROLLO ADICIONAL GARZAS Producción Incremental 4,24 24% 3,16 9,0 10245,0 0,5 0,15Inversiones Básico Río Ceibas Operación y Mantenimiento 4,00 88% 1,18 3,9 4415,0 1,1 0,95ESPINAL - ESCENARIO BASICO CON INVERSIONES Operación y Mantenimiento 3,61 200% 0,91 2,2 1093,0 1,6 1,26Perforación 2005 Yaguará Producción Incremental 3,46 99% 1,50 2,4 2712,5 1,6 0,88Campo La Punta CDND Producción Incremental 3,30 200% 0,36 0,0 0,0 0,0 0,57ASOC.NARE-COMERCIALIDAD NARE BAJO RIO Incremento de Reservas 3,15 23% 4,21 10,1 10116,1 0,3 0,82CASANARE - ESCENARIO BASICO Operación y Mantenimiento 2,15 200% 0,35 0,5 308,4 4,4 0,67Desarrollo Chichimene Producción Incremental 1,96 49% 0,82 3,0 3223,6 0,7 0,11 0,01DESARROLLO ADICIONAL CAMPO SANTA CLARA (TOTAL) Producción Incremental 1,94 39% 1,22 2,1 2411,4 1,1 0,04Desarrollo Adicional Campo Tenay (2005) Producción Incremental 1,72 33% 1,46 3,5 4037,3 0,7 0,15ESTIMULACIONES, CAÑONEOS Y AISLAMIENTOS SOR - 200 Operación y Mantenimiento 1,72 200% 0,39 0,7 830,0 2,7 0,15CPI NEIVA Operación y Mantenimiento 1,46 200% 0,37 0,0 0,0 0,0 0,33San Fco Incremento de Reservas Villeta Incremento de Reservas 1,31 34% 1,06 3,6 4116,0 0,5 0,64Comercialidad Jazmin Norte Desarrollo Inicial 1,30 17% 8,60 14,4 375,2 0,1 0,03Desarrollo adicional Toldado (Pozo Toldado 9) Producción Incremental 1,23 36% 0,96 2,6 2930,0 0,6 0,16OROCUE-BASICO Operación y Mantenimiento 1,18 200% 0,20 0,3 154,1 4,2 0,38OP Carare Las Monas Perf. Des. ECOPETROL Producción Incremental 1,18 200% 0,74 0,2 182,1 18,2 0,05 0,28INCREMENTO DE EXTRACCION EN LA SOH (Neiva-Tolima) Aceleramiento de Producción 1,17 200% 0,52 0,4 503,1 3,0 0,07ON INCREMENTAL CPI PALAGUA REGALIAS 8% Producción Incremental 1,04 200% 0,30 0,0 0,0 0,0 0,19COROCORA - BASICO Operación y Mantenimiento 1,01 200% 0,17 0,2 88,1 4,1 0,31Perforación 2005 Río Ceibas Producción Incremental 0,91 55% 0,38 1,4 1567,5 0,8 0,26Fracturamiento pozo PSB1 Producción Incremental 0,84 94% 0,51 0,5 600,2 2,3 0,07Campo Entrerríos CDND Producción Incremental 0,82 200% 0,08 0,0 0,0 0,0 0,19Comercialidad Cajaro-Alcaraván Desarrollo Inicial 0,70 200% 0,14 0,4 400,2 2,7 0,28GARCERO - ESCENARIO BASICO Operación y Mantenimiento 0,66 200% 0,22 0,9 601,5 0,8 0,27Comercialidad Con. Caracara Producción Incremental 0,64 200% 0,52 0,8 954,5 0,7 1,95CAMPO TOQUI TOQUI FRACTURAMIENTOS Operación y Mantenimiento 0,52 40% 0,32 0,6 645,2 0,9 0,07INVERSION BASICO PALERMO Operación y Mantenimiento 0,33 200% 0,14 0,2 111,0 2,3 0,06Campo CAMOA CDND Producción Incremental 0,26 200% 0,04 0,0 0,0 0,0 0,20INVERSIONES BASICO BALCON Operación y Mantenimiento 0,23 20% 0,35 1,7 1693,4 0,2 0,13ESTERO - ESCENARIO BASICO Operación y Mantenimiento 0,04 56% 0,01 0,1 88,1 0,3 0,02OTROS PROYECTOS 17,0 56,9 17461,8 0,8 3,5 1,00TOTAL 1194,77 7400% 894,09 727,1 412941,6 107,9 77,22 67,85

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BOQUERON INCREMENTAL REDUCCION ESPACIAMIENTO RNPPo 3,83 13,56 40,21 28,64Cananare Extensión Comercial RNPPo 0,07 0,04 0,25 0,00Corocora Extensión Comercial RNPPo 0,04 0,10 0,54 0,00CPI ORTEGA INCREMENTAL RNPPo 0,01 0,03 0,00 0,00CPI SURORIENTE RNPPo 0,96 1,62 0,00 0,00Desarrollo Adicional Cira-Infantas Fase 2 RNPPo 0,78 26,58 106,02 6,32Desarrollo Area Occidente-Menor Inversión RNPPo 0,00 3,73 81,38 9,54DESARROLLO CASTILLA FASE I II RNPPo 0,00 187,48 59,58 0,00Desarrollo For San Fernando II I RNPPo 0,00 139,14 82,88 0,00Estero Extensión Comercial RNPPo 0,05 0,03 0,21 0,00Extensión Campo Cupiagua Sur RNPPo 0,00 0,36 12,66 0,00Extensión Comercial Floreña en Piedemonte RNPPo 0,00 0,24 14,73 0,00Garcero Extensión Comercial RNPPo 0,04 0,05 0,26 0,00Orocué Extensión Comercial RNPPo 0,07 0,10 0,58 0,00Recetor Extensión Comercial CONTINGENTE RNPPo 0,00 8,62 32,26 0,00TIBU - Opción de Negocio (Incremento de Reservas) RNPPo 0,71 26,78 0,00 0,00Balcón Incremental RNPPr 1,06 1,78 6,39 7,29CRAVO NORTE INCREMENTAL 2 (Opción de Negocio) RNPPr 0,00 22,12 49,36 0,00Desarrollo Campo Rubiales - ECP RNPPr 0,50 62,29 0,00 0,00Desarrollo Campo Rubiales - Socio RNPPr 7,85 0,00 0,00 0,00Palermo Incremental RNPPr 0,09 0,32 0,54 0,59CASANARE - INCREMENTAL 1 RPND 1,98 2,11 3,36 3,83Desarrollo Adicional Campo Brisas 2005 RPND 0,01 0,81 1,00 1,14Desarrollo adicional Toldado (Pozo Toldado 10) RPND 0,12 0,96 2,57 2,93Desarrollo Area Nororiente-Menor inversión RPND 0,06 2,91 13,44 8,78ESPINAL INCREMENTAL MAT. NORTE RPND 0,60 0,86 7,42 8,25ESPINAL INCREMENTAL MAT. SUR RPND 0,18 0,45 3,00 3,21Perforación Area Los Angeles RPND 0,15 0,23 0,49 0,56Upía Incremental RPND 0,43 0,31 2,78 3,16T OT AL ��

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BOQUERON INCREMENTAL REDUCCION ESPACIAMIENTOIncremento de Reservas 28.636,80 17.491,00 711,50 1.950,00 0,00

Cananare Extensión Comercial Incremento de Reservas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

CASANARE - INCREMENTAL 1 Producción Incremental 3.830,00 0,00 0,00 0,00 0,00

CHIPIRON EXPLORATORIO Perforación de Prospectos (Pozos A-2 o A-3) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Corocora Extensión Comercial Incremento de Reservas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

COSECHA EXPLORATORIO Perforación de Prospectos (Pozos A-2 o A-3) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

CPI ORTEGA INCREMENTAL Incremento de Reservas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

CPI SURORIENTE Incremento de Reservas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

CRAVO NORTE INCREMENTAL 2 (Opción de Negocio) Incremento de Reservas 0,00 23.400,30 26.894,80 15.500,00 7.750,00

Desarrollo Adicional Campo Brisas 2005 Producción Incremental 1.141,80 0,00 0,00 0,00 0,00

Desarrollo Adicional Cira-Infantas Fase 2 Incremento de Reservas 6.322,90 54.347,90 37.681,40 37.681,40 16.724,00

Desarrollo adicional Toldado (Pozo Toldado 10) Producción Incremental 2.930,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Desarrollo Area Nororiente-Menor inversión Producción Incremental 8.775,00 7.459,00 0,00 0,00 0,00

Desarrollo Area Occidente-Menor Inversión Incremento de Reservas 9.544,00 22.467,00 9.433,00 68,00 4.976,00

Desarrollo Campo Rubiales - ECP Incremento de Reservas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Desarrollo Campo Rubiales - Socio Incremento de Reservas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

DESARROLLO CASTILLA FASE I II Incremento de Reservas 0,00 0,00 0,00 0,00 5.540,00

Desarrollo For San Fernando I II Incremento de Reservas 0,00 0,00 0,00 5.966,00 31.049,00

Desmantelar Infraestruc Cicuco Mantenimiento 529,81 0,00 0,00 0,00 0,00

ESPINAL INCREMENTAL MAT. NORTE Producción Incremental 8.250,00 112,00 56,00 56,00 56,00

ESPINAL INCREMENTAL MAT. SUR Producción Incremental 3.208,50 112,00 56,00 56,00 56,00

Estero Extensión Comercial Incremento de Reservas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Extensión Campo Cupiagua Sur Incremento de Reservas 0,00 16.450,00 0,00 0,00 0,00

Extensión Comercial Floreña en Piedemonte Incremento de Reservas 0,00 13.000,00 7.000,00 0,00 0,00

Garcero Extensión Comercial Incremento de Reservas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Implementación Benchmarking SOH Proyectos Tecnológicos 167,76 0,00 0,00 0,00 0,00

Mejoramiento crudos Pesados llanos MiniRefinerías 94.250,00 86.150,00 133.750,00 0,00 0,00

Optimización Refinería Apiay MiniRefinerías 1.749,00 1.975,00 0,00 0,00 0,00

Orocué Extensión Comercial Incremento de Reservas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Palermo Incremental Incremento de Reservas 588,50 7,50 2,50 5,00 7,50

PASIVOS AMBIENTALES CAMPO ANDALUCIA SUR Ambiental 70,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Perforación Area Los Angeles Producción Incremental 559,70 0,00 0,00 0,00 0,00

PUESTA EN MARCHA TERMOGUALANDAY ECP-ASOCIADASOperación y Mantenimiento 2.397,50 842,00 428,00 2.579,00 428,00

Recetor Extensión Comercial CONTINGENTE Desarrollo Inicial 0,00 19.700,00 17.600,00 8.815,00 0,00

Requerido Operar Yaguará Mantenimiento 1.650,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Requerido para operar San Luis Mantenimiento 315,00 0,00 0,00 0,00 0,00

SISMICA ÁREA OCCIDENTE ESTUDIOS TECNICOS 2.699,00 4.300,00 0,00 0,00 0,00

TIBU - Opción de Negocio (Incremento de Reservas) Incremento de Reservas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Upía Incremental Producción Incremental 3.164,20 0,00 0,00 0,00 0,00

T OT AL ) * *�+ ,�- . / 0�1 2 -�1�+ *�) 3 / 1 , 2 3�3�+ -�) 3 / 2 , 1�2 + -�1�- / 0�, -�-�+ 4 *�- / 4 ,

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02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

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(VFF aprobadas) 6,1 4,2 8,2 8,5 2,1

fQ à XW \ ^W d c[ â Xd W â ] \

0(VFF aprobadas)

gQ à XW \ ^W [ ] T W W ZW \Y

1(VFF aprobadas) 15,7 1,5 0,7 0,7

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397[ \d X U \ ^Y T _ XYa U \m

52,2 163,2 164,2 19,8 -2,0

(VFF a solicitar)

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323i Z [ Y W T a [ ` ^ [ \d W o_ a S ZW \ Y ^ m

(VFF a solicitar) NOTA 1 39,5 37,3 36,6 33,6 31,8 30,0 28,3 26,6 25,0 23,5 22,0 20,5 19,1 17,8 16,5

pQ _ Ya à Ya W ^ ^_ S S `q

74i ^Y W [ Z j W `W XY T a Xa Y q j \ fj l fm

(VFF a solicitar) NOTA 2 9,5 9,3 9,1 8,9 8,8 8,6 8,4 8,2 8,1 7,9 7,8 7,6 7,5 7,3 7,2

806 21,8 5,7 8,9 61,4 165,3 164,2 68,7 46,6 45,7 42,5 40,5 38,6 36,7 34,9 33,1 31,4 29,8 28,2 26,6 25,1 21,6

CONTRACTING STAGE EXECUTION STAGErs tu vw Anualidad correspondiente a una inversión de 323 MUS$ (41% del valor total de las unidades de proceso, 788 MUS$), con un costo de deuda del 6% y amortizable en 15 añosrs tu xw Anualidad correspondiente a una inversión de 74 MUS$, con una rentabilidad del 12% y amortizable en un periodo de 15 años

M Iy r Nz { r| }I z | N ~ L I }

TOTAL VALUE

PLANTAS ON STREAM

SIGN OF THE CONTRACT

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3257$)2/,2�'(�,19(56,21(6��


�� V R M P ro g ra m a d e o p tm iz a c ió n d e R e f in e r ía s (A ñ o 2 0 0 0 ) 2 2 - M a r - 0 0 U S D 8 . 0 0 0 , 0 0 U S D 3 , 0 0

C O R P Im p la n ta c ió n s o lu c ió n P ro y e c to S E N S O R . 1 0 - A b r - 0 2 U S D 1 . 9 4 0 , 0 0V R M P ro y e c to P la n M a e s t ro d e D e s a r r o llo d e C a r ta g e n a (P M D ) 1 9 - M a r - 0 2 U S D 9 . 2 3 1 , 0 0 U S D 2 . 1 0 0 , 0 0

C O R PI m p l a n t a c i o n s o l u c i o n P r o y e c t o S e n s o r ( s e r v i c i o s c o m p l e m e n t a r i o sr e q u e r i d o s )

0 3 - J u n - 0 3 U S D 1 . 9 3 4 , 0 0 U S D 1 . 6 4 1 , 0 0

V I T P r o y e c t o d e O p t i m i z a c i ó n O p e r a t i v a d e l a V I T . 3 1 - J u l - 0 3 U S D 5 5 0 , 3 7

V E P P r o y e c t o d e D e s a r r o l l o A d i c i o n a l C a m p o C a s t i l l a . 1 1 - S e p - 0 3 U S D 8 4 3 , 2 3

V R PP r o y e c t o I m p l a n t a c i ó n P r o p u e s t a s d e M e j o r a m i e n t o p a r a O p t i m i z a c i ó n d eG C B .

2 1 - A b r - 0 4 U S D 1 9 . 5 0 9 , 5 0 U S D 5 . 7 0 9 , 0 0

V R P P r o y e c t o S o s t e n i m i e n t o & H S E P e t r o q u í m i c a . 2 1 - A b r - 0 4 U S D 2 . 3 3 6 , 3 0

V R P P r o y e c t o S o s t e n i m i e n t o & H S E R e f i n a c i ó n . 2 1 - A b r - 0 4 U S D 2 . 6 1 3 , 6 0

V R PP r o y e c t o R e c u p e r a c i ó n d e l F a c t o r d e D i s p o n i b i l i d a d d e l a s U n i d a d e s d eC r u d o .

2 8 - A b r - 0 4 U S D 6 . 2 8 7 , 5 0

V R P P r o y e c t o d e H i d r o t r a t a m i e n t o d e C o m b u s t i b l e s p a r a G C B . 3 0 - J u l - 0 4 U S D 8 7 . 6 3 3 , 0 0 U S D 8 7 . 6 3 3 , 0 0

V E X P r o y e c t o A c t i v i d a d e s E x p l o r a t o r i a s e n C u e n c a s A c t i v a s d e C o l o m b i a . 2 9 - J u l - 0 4 U S D 1 5 . 4 0 0 , 0 0

V P R C o m p r a d e l a C a j a F r í a p a r a l a P l a n t a d e G a s . 2 9 - J u l - 0 4 U S D 2 9 8 , 9 0

V P R P r o y e c t o d e D e s a r r o l l o C a s t i l l a ( f a c i l i d a d e s d e t r a n s p o r t e y e l é c t r i c a s ) . 2 9 - J u l - 0 4 U S D 5 . 5 9 2 , 3 0 U S D 5 2 5 , 7 0

V I TP r o y e c t o O p t i m i z a c i ó n O p e r a t i v a d e l a V I T ( l i c e n c i a m i e n t o d e s o f t w a r e ,s u m i n i s t r o d e h a r d w a r e , c o n f i g u r a c i ó n y p u e s t a e n m a r c h a d e l c e n t r o d ec o n t r o l m a e s t r o d e o p e r a c i o n e s )

2 9 - J u l - 0 4 U S D 1 . 2 1 5 , 0 2

V P R P r o y e c t o D e s a r r o l l o C a s t i l l a ( p e r f o r a c i ó n p o z o f o r m a c i ó n G u a d a l u p e ) . 2 6 - A g o - 0 4 U S D 1 . 7 2 3 , 2 1

V P RP r o y e c t o O p t i m i z a c i ó n A p i a y ( p e r f o r a c i ó n p o z o e n e l á r e a A p i a y - S u r i a yf a c i l i d a d e s d e v e r t i m i e n t o d e a g u a )

2 6 - A g o - 0 4 U S D 3 . 3 8 2 , 4 5

V R PP r o y e c t o A u t o m a t i z a c i ó n d e l a r e f i n e r í a d e C a r t a g e n a ( s u m i n i s t r o d e l a sa p l i c a c i o n e s d e c o n t r o l a v a n z a d o y o p t i m i z a c i ó n d e s i s t e m a s d e m e z c l a sd e l a G R C )

2 6 - A g o - 0 4 U S D 8 0 0 , 0 0

V R PI m p l e m e n t a c i ó n d e t e c n o l o g í a N I R y s i s t e m a s d e m e z c l a d e d e s t i l a d o sm e d i o s y c r u d o s .

2 6 - A g o - 0 4 U S D 6 . 2 6 2 , 8 0 U S D 2 . 0 0 5 , 0 0

V R P R e c u p e r a c i ó n y p r o c e s a m i e n t o d e N a f t a s . 2 6 - A g o - 0 4 U S D 2 . 2 5 5 , 0 0

V R P I m p l e m e n t a c i ó n d e m ó d u l o d e l u b r i c a n t e s . 2 6 - A g o - 0 4 U S D 7 . 0 6 9 , 0 0 U S D 5 . 1 1 9 , 0 0

V R P I m p l e m e n t a c i ó n d e h e r r a m i e n t a d e p r o g r a m a c i ó n S c h e d u l l e r . 2 6 - A g o - 0 4 U S D 1 . 4 4 0 , 0 0

V R PG e r e n c i a d e p r o y e c t o I m p l e m e n t a c i ó n p r o p u e s t a s d e m e j o r a m i e n t o d eG C B .

2 6 - A g o - 0 4 U S D 1 . 2 0 0 , 0 0 U S D 1 5 0 , 0 0

V R P O p t i m i z a c i ó n y r e c o b r o d e G L P . 0 9 - S e p - 0 4 U S D 1 . 7 5 0 , 0 0

V R P N u e v o s i s t e m a d e c a r g a d e g a s o l e o a u n i d a d e s d e c r a c k i n g . 0 9 - S e p - 0 4 U S D 1 . 5 0 9 , 0 0

V P R P e r f o r a c i ó n d e p o z o s u b i c a d o s e n l o s c a m p o s G a l a L l a n i t o . 0 9 - S e p - 0 4 U S D 7 . 5 2 6 , 6 0

V E XA c t i v i d a d e s e x p l o r a t o r i a s e n c u e n c a s a c t i v a s d e C o l o m b i a ( p r o s p e c t oP u m a - 1 ) .

0 9 - S e p - 0 4 U S D 2 . 2 2 3 , 7 0

V E X A c t i v i d a d e s e x p l o r a t o r í a s e n e l O f f s h o r e d e l C a r i b e e n C o l o m b i a . 0 9 - S e p - 0 4 U S D 3 3 5 , 0 0

V E XA c t i v i d a d e s e x p l o r a t o r í a s e n c u e n c a s a c t i v a s d e C o l o m b i a ( B l o q u eP e r d i c e s ) .

0 7 - O c t - 0 4 U S D 3 . 0 6 6 , 2 0

V E XA c t i v i d a d e s e x p l o r a t o r í a s e n c u e n c a s a c t i v a s d e C o l o m b i a ( p e r f o r a c i ó nd e l o s p r o s p e c t o s G o n z a l e z - 1 y C a g ü i - 1 ) .

2 1 - O c t - 0 4 U S D 6 . 3 0 0 , 0 0

V E XA c t i v i d a d e s e x p l o r a t o r í a s e n c u e n c a s a c t i v a s d e C o l o m b i a ( a d q u i s i c i ó n ,p r o c e s a m i e n t o e i n t e r p r e t a c i ó n d e g a v i m e t r í a y m a g n e t o m e t r í a a é r e ap a r a e l B l o q u e T o l e d o ) .

2 1 - O c t - 0 4 U S D 1 8 1 , 6 8

V R PN u e v a s u b e s t a c i ó n e l é c t r i c a d e r e s p a l d o e x t e r n o a l a a u t o g e n e r a c i ó n d eG R C .

2 1 - O c t - 0 4 U S D 2 . 8 5 4 , 6 3

V P RP r o y e c t o d e s a r r o l l o a d i c i o n a l C a s t i l l a ( f a c i l i d a d e s d e p r o c e s o , p e r f o r a c i ó nd e p o z o y f a c i l i d a d e s d e t r a n s p o r t e d e c r u d o )

2 1 - O c t - 0 4 U S D 2 1 . 2 8 9 , 4 4 U S D 1 8 . 7 8 9 , 5 3��

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Á?Â®Ã®Ä�Å�Á�Æ®Ä Á?Â�Ã�Ä�Å�Á?Æ�ÄVRM Programa de optmización de Refinerías (Año 2000) 22-Mar-00 USD 8.000,00 USD 3,00CORP Implantación solución Proyecto SENSOR. 10-Abr-02 USD 1.940,00VRM Proyecto Plan Maestro de Desarrollo de Cartagena (PMD) 19-Mar-02 USD 9.231,00 USD 2.100,00

CORPImplantacion solucion Proyecto Sensor (servicios complementariosrequeridos)

03-Jun-03 USD 1.934,00 USD 1.641,00

VIT Proyecto de Optimización Operativa de la VIT. 31-Jul-03 USD 550,37VEP Proyecto de Desarrollo Adicional Campo Castilla. 11-Sep-03 USD 843,23

VRPProyecto Implantación Propuestas de Mejoramiento para Optimización deGCB.

21-Abr-04 USD 19.509,50 USD 5.709,00

VRP Proyecto Sostenimiento & HSE Petroquímica. 21-Abr-04 USD 2.336,30

VRP Proyecto Sostenimiento & HSE Refinación. 21-Abr-04 USD 2.613,60

VRPProyecto Recuperación del Factor de Disponibilidad de las Unidades deCrudo.

28-Abr-04 USD 6.287,50

VRP Proyecto de Hidrotratamiento de Combustibles para GCB. 30-Jul-04 USD 87.633,00 USD 87.633,00

VEX Proyecto Actividades Exploratorias en Cuencas Activas de Colombia. 29-Jul-04 USD 15.400,00

VPR Compra de la Caja Fría para la Planta de Gas. 29-Jul-04 USD 298,90

VPR Proyecto de Desarrollo Castilla (facilidades de transporte y eléctricas). 29-Jul-04 USD 5.592,30 USD 525,70

VITProyecto Optimización Operativa de la VIT (licenciamiento de software,suministro de hardware, configuración y puesta en marcha del centro decontrol maestro de operaciones)

29-Jul-04 USD 1.215,02

VPR Proyecto Desarrollo Castilla (perforación pozo formación Guadalupe). 26-Ago-04 USD 1.723,21

VPRProyecto Optimización Apiay (perforación pozo en el área Apiay - Suria yfacilidades de vertimiento de agua)

26-Ago-04 USD 3.382,45

VRPProyecto Automatización de la refinería de Cartagena (suministro de lasaplicaciones de control avanzado y optimización de sistemas de mezclasde la GRC)

26-Ago-04 USD 800,00

VRPImplementación de tecnología NIR y sistemas de mezcla de destiladosmedios y crudos.

26-Ago-04 USD 6.262,80 USD 2.005,00

VRP Recuperación y procesamiento de Naftas. 26-Ago-04 USD 2.255,00VRP Implementación de módulo de lubricantes. 26-Ago-04 USD 7.069,00 USD 5.119,00

VRP Implementación de herramienta de programación Scheduller. 26-Ago-04 USD 1.440,00

VRPGerencia de proyecto Implementación propuestas de mejoramiento deGCB.

26-Ago-04 USD 1.200,00 USD 150,00

VRP Optimización y recobro de GLP. 09-Sep-04 USD 1.750,00VRP Nuevo sistema de carga de gasoleo a unidades de cracking. 09-Sep-04 USD 1.509,00

VPR Perforación de pozos ubicados en los campos Gala Llanito. 09-Sep-04 USD 7.526,60

VEXActividades exploratorias en cuencas activas de Colombia (prospectoPuma-1).

09-Sep-04 USD 2.223,70

VEX Actividades exploratorías en el Offshore del Caribe en Colombia. 09-Sep-04 USD 335,00

VEXActividades exploratorías en cuencas activas de Colombia (BloquePerdices).

07-Oct-04 USD 3.066,20

VEXActividades exploratorías en cuencas activas de Colombia (perforaciónde los prospectos Gonzalez-1 y Cagüi-1).

21-Oct-04 USD 6.300,00

VEXActividades exploratorías en cuencas activas de Colombia (adquisición,procesamiento e interpretación de gavimetría y magnetometría aéreapara el Bloque Toledo).

21-Oct-04 USD 181,68

VRPNueva subestación eléctrica de respaldo externo a la autogeneración deGRC.

21-Oct-04 USD 2.854,63

VPRProyecto desarrollo adicional Castilla (facilidades de proceso, perforaciónde pozo y facilidades de transporte de crudo)

21-Oct-04 USD 21.289,44 USD 18.789,53Ç�È�É¤Ê®Ë�ÌkÍ Î®Î®Ë�Ï Ì�Ê Ç�È�ÉÑÐ�Ê®ËRÍ Ò®Ó®Î�Ï Ê®Ë

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