PETROAMAZONAS EP PROGRAMA DE ACTIVIDADES Y PRESUPUESTO PERIODO: ENERO 01 DICIEMBRE 31 DE 2015

PETROAMAZONAS EP PROGRAMA DE ACTIVIDADES Y PRESUPUESTO PERIODO: ENERO 01 DICIEMBRE 31 DE 2015 a.) BASE LEGAL: CONSTITUCIÓN PETROAMAZONAS Mediante Decreto Ejecutivo No. 314 del 06 de abril de 2010, publicado en el Registro Oficial Suplemento No. 171 de 14 de abril de 2010, y al amparo de la Ley Orgánica de Empresas Públicas, se creó la Empresa Pública de Exploración y Explotación de Hidrocarburos PETROAMAZONAS EP, dedicada a la gestión de las actividades asumidas por el Estado en el sector estratégico de los hidrocarburos y sustancias que los acompañan, en las fases de exploración y explotación; con patrimonio propio, autonomía presupuestaria, financiera, económica, administrativa y de gestión. La operación de Petroamazonas EP inició con la administración la exploración y explotación de hidrocarburos de los campos petroleros ubicados en el Bloque 15. Posteriormente se expandió con la asignación de los Bloques 7 & 21 (16 de agosto del 2010), el Bloque 18 (9 de agosto del 2011) y el Bloque Armadillo (20 de junio de 2012). Finalmente, el 2 de Enero del 2013 mediante el Decreto Ejecutivo No. 1351-A se reforma el Decreto No. 315 de creación de EP PETROECUADOR y por el cual PETROAMAZONAS EP asume los derechos y obligaciones de las siguientes áreas de EP PETROECUADOR: la Gerencia de Exploración y Producción, la Coordinación General de Aviación, y las áreas de exploración y producción de la Gerencia de Gas natural. b.) GESTIÓN ESTRATÉGICA Petroamazonas EP ha asumido el desafío de posicionarse como compañía líder de la industria hidrocarburífera y referente entre las empresas estatales. Para ello inició un proceso de gestión estratégica que implicó la definición de un plan a corto, mediano y largo plazo, monitoreado por objetivos, alineando así el esfuerzo de cada una de las áreas hacia los objetivos corporativos. MISIÓN: Desarrollar actividades estratégicas de exploración y explotación de hidrocarburos, de manera eficiente, sustentable y segura, con responsabilidad social y ambiental, con el aporte del mejor talento humano para contribuir al desarrollo energético del Ecuador. VISIÓN: Ser la Empresa referente del Estado ecuatoriano y líder de la industria de exploración y explotación de hidrocarburos a nivel nacional y regional, por nuestra eficiencia, integridad y confiabilidad, a la vanguardia de la responsabilidad social y ambiental. 1

VALORES: Integridad y Transparencia Promovemos los más altos estándares de ética de negocios e integridad empresarial y humana, lo cual asegura la transparencia en todas nuestras operaciones brindando información adecuada y fiel a nuestro accionar. Solidaridad Estamos comprometidos con el desarrollo del país y la sociedad llevando a cabo nuestro mejor esfuerzo para lograr su mayor impulso. Valoramos y respetamos la singularidad de todos los que conformamos la organización, nuestras aspiraciones y el talento que aportamos. Conciencia Social y Ambiental Priorizamos la seguridad y la salud de nuestros empleados, el respeto a las comunidades y la conservación del ambiente, en pos de una armoniosa relación entre Petroamazonas y la comunidad. Calidad Profesional y Trabajo en Equipo Consideramos a nuestro personal como el factor crítico de éxito, procurando el máximo nivel de competencia profesional, con una sólida cultura de trabajo en equipo, estrecha colaboración y superación permanente. Somos proactivos en la gestión, oportunos y precisos en los análisis, y orientados a la consecución de resultados. Innovación Somos reconocidos como líderes en el Ecuador en innovación de procesos, tecnología y gestión, aplicada a optimizar la operación de los activos y proveer el soporte técnico necesario. ESTRATEGIA CORPORATIVA: Incrementar el nivel de reservas y producción de hidrocarburos y optimizar la gestión operativa en forma eficaz, ética y socialmente responsable mediante la adopción de las mejores prácticas de la industria, una política de inversión en infraestructura, tecnología y desarrollo organizacional eficiente, un plan de expansión y renovación de reservas que permitan la sustentabilidad en el tiempo con una estricta política de respeto ambiental y social. 2

c.) ANÁLISIS FODA Siempre pendientes de la mejora continua de nuestra empresa, y luego de un ejercicio interno de evaluación estratégica, se presentan a continuación los puntos más relevantes del análisis FODA (Fortalezas, Oportunidades, Debilidades y Amenazas) ANÁLISIS INTERNO 3

ANÁLISIS EXTERNO d.) MODELO DE GESTIÓN Una de los principales factores de éxito de Petroamazonas EP, es su Modelo de Gestión, que guía y fortalece cada una de las iniciativas, actividades, operación y proyectos que implementa esta empresa. El Modelo de Gestión de Petroamazonas EP, se resume así: MEJORA CONTINUA DE PROCESOS Estabilidad y crecimiento de niveles gerenciales y de toda la organización general. Procesos de soporte consolidados. Sistemas tecnológicos modernos y adecuados. Controles internos rigurosos. Cultura corporativa y de talento humano consolidados. Foco real en seguridad, medio ambiente y responsabilidad social. ÉTICA Y TRANSPARENCIA Política de ética clara que marca el comportamiento y las acciones del personal de la empresa. Reglamento interno con claros direccionamientos de conducta ética para los empleados. Procedimientos de control interno adecuados y documentados. Control y eliminación de posibles conflictos de interés. 4

Entrega y publicación de información. Participación y acompañamiento permanente de la Secretaría Nacional de Transparencia y Control de Gestión. RECURSOS HUMANOS Estructura organizativa eficiente y dinámica. Función de Recursos Humanos orientada al cliente interno. Soporte técnico corporativo para la gestión de RRHH. Políticas claras y respectadas. Cultura corporativa consolidada. Capacitación permanente. Procesos de selección y contratación abiertas y rigurosas. PLANIFICACIÓN Procesos soportados en plataformas tecnológicas. Reporte de gestión mensual. Uso de indicadores de gestión. Foco de obtención de resultados. Optimización de portafolios de inversión. ADQUISICIONES Política y procedimientos de contrataciones definido. Catálogo de materiales consolidado. Proceso de compra de materiales automatizados. Soporte técnico. CICLO CONTABLE Contabilidad online a partir del ERP. Función centralizada, corporativa. Cierre de libros mensuales y emisión de reportes de gestión inmediatos. Modelo de costos simple y efectivo. Proceso de control de inversiones. TECNOLOGÍA Pocos sistemas, modernos y con buen grado de implementación. Infraestructura tecnológica de clase mundial, estandarizada, centralizada e integrada. Organización de Tecnología de la Información competente y centralizada. Amplio esquema de comunicaciones. Parque de hardware centralizado y eficiente. MEDIO AMBIENTE Y SEGURIDAD Certificado ISO 14001 y OHSAS 18001. Desarrollo de proyectos con mínimo impacto ambiental. Cumplimiento de las normas y regulaciones vigentes. Licenciamientos ambientales ordenados y exitosos en base a trabajo de equipo. Ausencia de conflictos con las comunidades por temas ambientales. 5

Ningún accidente con afectación ambiental. Bajos índices de accidentabilidad. RELACIONES COMUNITARIAS Programa permanente de relaciones comunitarias en todas las áreas de operaciones. Desarrollo de proyectos sustentables en salud, educación, proyectos productivos, capacitación a las comunidades. Manejo adecuado de conflictos. Planes de compensación razonables y ajustados a las expectativas de las comunidades. SOPORTE LEGAL Soporte legal oportuno y permanente. Sistema de consultas legales automatizado. Desarrollo permanente de nuevos esquemas de contratación. Mitigación de conflictos contractuales. Cooperación permanente con organismos de control. 6

e.) GESTIÓN DE OPERACIONES MISIÓN Mantiene una relación entre reservas y producción que permita una operación sustentable en el tiempo, innovando tecnológicamente con el fin de minimizar la afectación a los yacimientos y al ambiente, con elevados estándares de seguridad y en equilibrio con las comunidades del área de influencia, respetando las políticas y normas establecidas. ESTRATEGIAS Incrementar el perfil de producción y el nivel de reservas mediante la identificación e implementación de alternativas técnicas y tecnológicas de producción, el desarrollo de nuevas oportunidades en campos no productivos, el gerenciamiento de los programas de exploración y la gestión ante organismos y entidades externas en pos de incrementar las áreas a cargo de Petroamazonas EP. Optimizar los recursos operativos de Petroamazonas EP mediante una gestión compartida de los mismos entre los Activos, una evaluación y gestión eficiente de los contratos y contratistas, y el cumplimiento del plan de inversión y el presupuesto de la gerencia en tiempo y costos. Reducir los costos operacionales mediante el cumplimiento del Plan de Operaciones, una gestión eficiente de los inventarios de las bodegas y la identificación de alternativas de mejoras operativas en la explotación de los activos. Asegurar el equilibrio en la relación entre Petroamazonas EP, las Comunidades en su área de influencia y el personal propio o de terceros mediante una adecuada coordinación entre las áreas de Quito y las Gerencias de Activos y Gerencias de Campo, un plan de desarrollo del personal propio y una estrategia de colaboración e incorporación de nuevo personal técnicamente capacitado. Garantizar una operación segura y ambientalmente responsable mediante una efectiva coordinación de las áreas a su cargo, la búsqueda constante de nuevas iniciativas que minimicen el impacto de la operación en el medio ambiente, un estricto cumplimiento de las acciones tendientes a mantener las certificaciones ISO y OHSAS obtenidas y un plan de difusión de los estándares de SSA alcanzados. Garantizar el cumplimiento de las normas de la SH Y ARCH mediante un seguimiento constante de los requisitos establecidos por ley y la actualización permanente de las pautas operativas y los criterios utilizados en los planes de inversión considerando las modificaciones del marco regulatorio. Definición de Indicadores OBJETIVO El objetivo fundamental de producción de Petroamazonas EP es incrementar los volúmenes de producción de petróleo, tan alto como técnicamente sea factible, sin afectar la vida útil de los campos, perforando nuevos pozos sin descuidar el mantenimiento de los actuales. METAS Para cumplir con los objetivos propuestos Petroamazonas EP finalizará este año con ocho (8) torres, para perforar y completar 107 pozos de desarrollo en la Cuenca Oriente. Así mismo contará con 1 taladro jack-up para completar 2 pozos off-shore en el campo Amistad. 7

PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO Enero a Diciembre 2015 CAMPOS PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN POZOS DE DESARROLLO OFF SHORE PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN POZOS DE DESARROLLO CUENCA ORIENTE TOTAL POZOS!"#!!$ %!&!!! '!! ( ) ) %!! *!! La producción estimada para el período enero 1 al 31 diciembre del 2015 de Petroamazonas EP asciende a 127 751,547 barriles, equivalentes a 350,004 bppd. La producción tiene la siguiente descomposición: 8

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR ACTIVO Enero a Diciembre 2015 9

En lo relacionado a Gas Natural se espera un Potencial de producción de Gas Natural aproximada de 81.28 MMPCPD, equivalentes a 29.667 MMPC al año. A continuación se detalla esta producción: PRODUCCIÓN DE GAS POR ACTIVO Enero a Diciembre 2015 INDICADORES Producir 127.751 millones de barriles durante el 2015 equivalentes a 350,004 BPPD Producir un Potencial de producción de Gas Natural 29,667 MMPC, equivalentes a 81.28 MMPCPD. Mantener la contratación hasta final del año de 8 torres de perforación. Retener la contratación del jack up hasta el primer trimestre del año 2015. Perforar y Completar 107 pozos de desarrollo en la Cuenca Oriente ( Operaciones PAM EP) Completar 2 pozos de desarrollo Off Shore en el Campo Amistad. Realizar 4 Completaciones Duales a pozos existentes. ( Operaciones PAM EP) Realizar 48 cambios de zona para incrementar la producción, 20 fracturas, 20 Abandonos de pozos, 8 Conversiones a Inyector y 20 Conversiones a Reinyectores ( Operaciones PAM EP) Realizar 409 reacondicionamientos de gasto (pullings, squeeze, cambios de sistema de levantamiento artificial) en Cuenca Oriente. ( Operaciones PAM EP) PRINCIPALES SUPUESTOS 2015 A continuación se establecen los principales supuestos sobre los cuales se ha elaborado el presupuesto para el año 2015: 1. Desarrollo del Activo Edén Yuturi El Activo EY está conformado por los campos de Edén Yuturi, Dumbique, Dumbique Sur, Tumali, Yanahurco, Pañacocha y Apaika Nenke. Para el año 2015, se espera continuar con el desarrollo del campo Edén Yuturi, para lo cual se realizarán las siguientes actividades: Operaciones PAM EP: Perforar y completar 5 pozos de desarrollo Realizar 2 cambios de zona. Realizar 2 Fracturas Realizar 25 Reacondicionamientos. Operaciones Contratos Campos Maduros Consorcio KAMANA Perforar y completar 10 pozos de desarrollo Realizar 23 Workovers de Inversión. 10

2. Desarrollo del Activo ILYP El Activo ILYP está conformado por los campos Indillana, Limoncocha, Yanaquincha, Yankunt, Pañayacu, Cedros Sur, Paka Sur y Paka Norte. Para continuar con su desarrollo en el 2015 se realizarán las siguientes actividades: Operaciones PAM EP: Perforar y completar 10 pozos de desarrollo. Realizar 6 Abandonos Realizar 2 Cambios de Zona Realizar 3 Conversiones a Inyector Realizar 44 reacondicionamientos. Operaciones Contratos Campos Maduros Consorcio PAÑATURI Perforar y completar 6 pozos de desarrollo Realizar 15 Workovers de Inversión 3. Desarrollo del Activo Palo Azul El Activo PA está conformado por los campos de Palo Azul, Pata, y Pucuna. Las actividades que se realizarán en el 2015 son: Operaciones PAM EP: Realizar 20 reacondicionamientos. Operaciones Contratos Campos Maduros Consorcio IGAPO Perforar y Completar 7 pozos de desarrollo y 2 Reentry Realizar 6 Workovers de Inversión 4. Desarrollo del Activo Oso - Yuralpa El activo Oso - Yuralpa está conformado por los campos de Coca, Payamino, Gacela, Lobo, Mono, Oso y Yuralpa. Se considera llevar a cabo las siguientes actividades en el 2015: Operaciones PAM EP: Perforar y completar 30 pozos de desarrollo. Realizar 1 Abandono Realizar 5 Cambios de Zona Realizar 4 Conversiones a Inyector Realizar 3 Conversiones a Reinyector Realizar 31 Reacondicionamientos. Operaciones Contratos Campos Maduros YPF Perforar y Completar 1 pozos de desarrollo. 11

Realizar 6 Workovers de Inversión 5. Desarrollo del Activo Lago Agrio El activo Lago Agrio está conformado por los campos de Guanta, Lago Agrio y Parahuacu, Charapa y Pacoa. Se considera llevar a cabo las siguientes actividades en el 2015: Operaciones PAM EP: Realizar 3 Abandonos. Realizar 4 Cambios de Zona. Realizar 5 Conversiones a Reinyector. Realizar 7 Fracturas. Realizar 24 reacondicionamientos. Operaciones Contratos Campos Maduros Consorcio IGAPO Perforar y Completar 7 pozos de desarrollo. Realizar 16 Workovers de Inversión 6. Desarrollo del Activo Libertador El activo Libertador está conformado por los campos de Atacapi, Frontera, Tapi, Tetete, Shushuqui, Shuara, Pichincha, Secoya y Arazá. Dado que las inversiones están a cargo del Consorcio Pardaliservices en el campo Libertador Atacapi (compuesto por Atacapi, Shushuqui, Shuara, Pichincha y Secoya), se considera llevar a cabo las siguientes actividades en el 2015 en los campos de Frontera, Tapi, Tetete y Arazá: Operaciones PAM EP: Perforar y completar 4 pozos de desarrollo. Realizar 3 Abandonos. Realizar 4 Cambios de Zona. Realizar 4 Conversiones a Reinyección. Realizar 6 Fracturas. Realizar 55 reacondicionamientos. Operaciones Contratos Campos Maduros Consorcio IGAPO Perforar y Completar 1 pozos de desarrollo. Realizar 2 Workovers de Inversión Operaciones Contratos Campos Maduros Consorcio PARDALISERVICES Perforar y Completar 7 pozos de desarrollo. Realizar 2 ST Realizar 5 Conversiones a Inyector. 12

7. Desarrollo del Activo Shushufindi El activo Libertador está conformado por los campos de Shushufindi, Aguarico, Cobra, Drago y Condorazo. Dado que las inversiones están a cargo del Consorcio Shushufindi en el campo Shushufindi Aguarico, se considera llevar a cabo las siguientes actividades en el 2015 en Cobra, Drago y Condorazo: Operaciones PAM EP: Perforar y completar 4 pozos de desarrollo. Realizar 2 Abandonos. Realizar 5 cambios de zona. Realizar 1 Completación Dual Realizar 1 Conversión a Inyector Realizar 1 Conversión a Reinyector. Realizar 2 Fracturas. Realizar 106 reacondicionamientos. Operaciones Contratos Campos Maduros Consorcio SHUSHUFINDI Perforar y completar 20 pozos de desarrollo. Realizar 10 Workovers de Inversión Realizar 4 Completaciones Duales Realizar 4 Conversiones a Inyector. 8. Desarrollo del Activo Auca El activo Auca está conformado por los campos de Auca, Cononaco, Culebra, Yulebra, Rumiyacu, Yuca, Anaconda, Chonta y Armadillo. Se considera llevar a cabo las siguientes actividades en el 2015: Perforar y completar 44 pozos de desarrollo. Realizar 5 Abandonos. Realizar 15 cambios de zona. Realizar 1 completaciones duales. Realizar 5 Conversiones a Reinyector. Realizar 3 Fracturas Realizar 72 reacondicionamientos. 9. Desarrollo del Activo Cuyabeno El activo Auca está conformado por los campos de VHR, Sansahuari, Cuyabeno, Tipishca-Huaico, AED, y Vinita. Se considera llevar a cabo las siguientes actividades en el 2015: Perforar y completar 10 pozos de desarrollo. Realizar 11 cambios de zona. Realizar 2 Completaciones Duales. Realizar 2 Conversiones a Reinyector. Realizar 32 reacondicionamientos. 13

Operaciones Contratos Campos Maduros Consorcio IGAPO Perforar y Completar 5 pozos de desarrollo. Realizar 4 Workovers de Inversión 10. Desarrollo del Activo Amistad El activo Amistad está ubicado en el Golfo de Guayaquil y se dedica a la producción de gas natural. Las actividades programadas en el 2015 son: Completar 2 pozos de Desarrollo off shore. 41*.#"/ *5 42 647* 2-#(7-6 &1 2(--(#3"( 4-- )"--+#3"5#16 )#$($.$(/.01 )*(((+, )*(((#( )$-- )$,#-(! Cumplimiento!!!!!! "##$ % &'!!! ""#$!!!!! "##$ ( ( ( &) * %&'!!!! "##$ ) +,&( -*.#"/ #( "##$ (,&( -)) 0 % "##$,- 1,&( * 1 ( 1 2 % "##$ 3,( %#(!!!!! "##$ 14

f.) GESTION DE EXPLORACIÓN: MISIÓN Descubrir nuevos campos que contengan reservas de hidrocarburos, proponer planes de perforación exploratoria, buscar alternativas innovadoras de exploración a través de investigaciones geológicas, geoquímicas y geofísicas, para lograr la sustentabilidad y crecimiento de las reservas. INTRODUCCIÓN El Plan Exploratorio en la cuenca Oriente propone un programa de perforación de 8 pozos exploratorios con el fin de descubrir una media de reservas sin riesgo geológico de 68.5 MMBP y de 45 MMBP con riesgo. En el Bloque 6 del Litoral, no se han identificado prospectos definitivos, se cuenta sólo con pre-prospectos y se continúa con los análisis de factibilidad de pre prospectos exploratorios. Para el año 2015, se ha planificado no iniciar con el programa de perforación propuesto y se posterga para el año 2016. PERFORACIÓN EXPLORATORIA 2015 CUENCA ORIENTE Los objetivos principales de los 8 pozos exploratorios son las areniscas: Basal Tena, M1, M2, U y T de la Formación Napo y los reservorios de la Formación Hollín en trampas estructurales, identificadas en la sísmica 3D/2D registradas en el área de operación de PAM EP y son: 1 PARAHUACU NORTE-A001 2 WAPONI-A001 3 TORTUGA NORTE-A001 4 TORTUGA SUR-A001 5 IGUANA-A001 6 TETETE SUR-A001 7 PERICO SUR ESTE-A001 8 PALMAR ESTE-A001 Estos pozos exploratorios evaluarán 8 trampas estructurales/combinadas que se encuentran repartidas en el área de operación de PAM de la siguiente forma (Figura 1): PARAHUACU NORTE-A001 ubicado en el Bloque 57 a 3 km al Nor-Este del campo Parahuacu y 4 km al Nor-Oeste del Campo Atacapi. WAPONI-A001 ubicado en el Bloque 21 a 5 km al Sur del Campo Yuralpa y a 6 km al Nor-Oeste del Campo Dayuno 15

TORTUGA NORTE-A001 y TORTUGA SUR-A001, ubicado en el Bloque 61 a 8 Km al Sur-Oeste del Campo Auca y a 10 km al Norte de Conocaco IGUANA-A001, ubicado en el Bloque 56 a 4 km al Oeste del Campo Guanta Dureno y 7 Km al Sur Este de Lago Agrio TETETE SUR-A001, ubicado en el Bloque 57 a 2 km al Sur- Este de Campo Tetete y 2 Km al Nor-Oeste de Ocano PERICO SUR ESTE-A001, ubicado en el Bloque 56 a 5 km al Sur del Campo Lago Agrio PALMAR ESTE-A001, ubicado en el Bloque 15 a 8 km al Este de Palmar Oeste y 9 km al Nor- Oeste de Pañayacu Los ocho (8) prospectos se encuentran cercanos a la infraestructura existente y/o que estará construida a la fecha de perforación, lo que representa ventajas operativas que los vuelven atractivos y permitirán la comercialización de las nuevas reservas a descubrir en forma inmediata. El mayor riesgo geológico común para las estructuras está asociado al bajo relieve estructural y la conversión tiempo profundidad. Adicionalmente, el riesgo por la actividad de las comunidades vecinas y permisos de SSA podrían causar retrasos o la no ejecución de parte del Plan Exploratorio. RESERVAS MEDIAS PROBABILÍSTICAS 2015 Cuenca Oriente AÑO 2015 PROSPECTO MEDIA SIN RIESGO COS MEDIA CON RIESGO (MM Bbls.) (Dec) (MM Bbls.) PARAHUACU NORTE-A001 4.88 0.7 3.416 WAPONI-A001 8.23 0.4 3.292 TORTUGA NORTE-A001 11.23 0.8 8.984 TORTUGA SUR-A001 7.7 0.8 6.16 IGUANA-A001 7.7 0.6 4.62 TETETE SUR-A001 3.14 0.5184 1.627776 PERICO SUR ESTE-A001 20.73 0.7 14.511 PALMAR ESTE-A001 4.95 0.5184 2.56608 TOTAL RESERVAS 68.56 45.176856 El cronograma de perforación exploratoria está sujeto a las necesidades y prioridades de la perforación de desarrollo y posteriormente se lo definirá, además depende de que todos los permisos ambientales y comunitarios estén listos para la ejecución y/o retraso de los proyectos. 16

Figura 1.- PROSPECTOS EXPLORATORIOS 2015. Fuente Gerencia de Exploración DESCRIPCIÓN DE LOS PROSPECTOS 2015 METAS 17

1- Parahuacu Norte El prospecto Parahuacu Norte está ubicado a 3 km al NE del campo Parahuacu y 4 km al NO del campo Atacapi (Figura 2). El prospecto Parahuacu se localiza en el Play Sacha Shushufindi, constituye una trampa de tipo estructural para los reservorios U Inferior y T Principal, mientras que, para los reservorios Basal Tena y U Superior el entrampamiento sería de tipo estratigráfico. Es un anticlinal asimétrico de dirección Norte-Sur, está limitado al este por una falla de carácter inverso. El mapa estructural referido al tope de la arena U tiene un cierre estructural a la cota de -8630 pies definiendo un cierre vertical de 50 pies aproximadamente. Tiene posibilidad de contener hidrocarburos en cantidades comerciales en los reservorios Basal Tena, U Superior, U Inferior y T Principal. Figura. 2.- PROSPECTO PARAHUACU NORTE: Mapa Estructural al Tope Arena U Inferior 18

El prospecto tiene una media probabilística de reservas del orden de 4.9 MMBP sin riesgo geológico y 3.4 MMBP con riesgo y una gravedad aproximada de 20 API para Basal Tena, 32 API para U Superior, 28 API para U Inferior y 31 API para la Arenisca T de acuerdo con valores de gravedad API en campos aledaños. 2.- Prospecto Waponi El prospecto Waponi está localizado a 5 km al SO del Campo Yuralpa y a 6 km al NO del Campo Dayumo en el Bloque 21. Para la perforación de este pozo se usará la plataforma ya existente y que tiene el mismo nombre, una vez que se ha confirmado con el departamento de Perforación de que la operación es posible, además en caso de ser exitoso se usarán las facilidades existentes en el Campo Yuralpa. El prospecto Waponi (figura 3) se localiza en el Play Subandino y constituye una trampa estructural formada por un anticlinal asimétrico limitado al este por una falla inversa, la trampa es de tipo estructural para los reservorios Hollín. El mapa estructural referido a este tope tiene un cierre a la cota de -7320 definiendo un espesor vertical de 130 pies. Tiene posibilidad de contener hidrocarburos en cantidades comerciales en el reservorio T y Arenisca Hollín. Figura. 3.- PROSPECTO WAPONI: Mapa Estructural al Tope Arenisca Hollín. 19

El prospecto puede tener una media probabilística de reservas del orden de 41.19 MMBP sin riesgo geológico y 8.23 MMBP con riesgo, una gravedad API aproximada de 18 de acuerdo con valores existentes en campos aledaños. 3.- Prospecto Tortuga Norte y Prospecto Tortuga Sur (COMPLEJO TORTUGA). Los prospectos exploratorios Tortuga Norte y Tortuga Sur, forman parte del Complejo Tortuga, localizados al Suroeste, de la estructura Auca Sur y la parte Oeste de la estructura Chonta Este. Estos prospectos están definidos como un conjunto de anticlinales, con su eje estructural de dirección Noreste, Suroeste. De acuerdo al mapa estructural referido al Tope de la Arenisca Hollín, presentan un cierre vertical de aproximadamente 60 pies, ubicado su cierre estructural a una profundidad de -9600 pies. (Figura. 4). Fig. 4.- PROSPECTOS TORTUGA NORTE y SUR: Mapa Estructural al Tope Arenisca Hollín Las reservas probabilísticas esperadas para los prospectos exploratorios Tortuga Norte y Tortuga Sur, tienen una Media de 18.9 MMBP sin riesgo geológico y con riesgo de 15.1 MMBP distribuidos como se muestra en la tabla TABLA 1. 20

RESERVAS RESERVAS COS # POZO EXPLORATORIO SIN RIESGO CON RIESGO (MM Bbls.) (Dec) (MM Bbls.) 1 TORTUGA NORTE-A001 11.2 0.8 9.0 2 TORTUGA SUR-A001 7.7 0.8 6.2 TOTAL 18.9 15.1 TABLA 1: DISTRIBUCION DE RESERVAS PAR LOS PROSPECTOS TORTUGA NORTE Y TORTUGA SUR La densidad promedio que se espera encontrar en el hidrocarburo de estos prospectos, variaría para cada reservorio según los análogos presentes en el Play Auca-Cononaco- Puma, TABLA 2. *505*8.*2. 8 8 5 9*385/3/3#2! TABLA 2: DENSIDAD DE LOS HIDROCARBUROS DE AUCA, CONONACO Y PUMA 4.- Prospecto Iguana El prospecto exploratorio Iguana-1 localizado aproximadamente a 4 Km al Oeste del Campo Guanta, está definido como una estructura anticlinal simétrica con su eje axial en dirección NO-SE. De acuerdo al mapa de contornos estructurales referido al Tope de la arenisca U, presenta un cierre estructural a la profundidad de -9240 pies, definiendo un cierre vertical de 30 pies. (Figura. 5). Las reservas probabilísticas esperadas en el pozo exploratorio Iguana-01, tienen una Media de 7.7 MMBP sin riesgo geológico y con riesgo de 4.6 MMBP. Tiene posibilidad de contener hidrocarburos en cantidades comerciales en los reservorios Arena U, T y Arenisca Hollín Principal La densidad promedio que se espera encontrar en el hidrocarburo de este prospecto, es de 28 API, de acuerdo a los pozos análogos más cercanos del campo Guanta. 21

Fig. 5.- PROSPECTO IGUANA: Mapa de Contornos Estructurales al Tope de la Arenisca Hollín. 5.- Prospecto Tetete Sur El prospecto exploratorio Tetete Sur-1 localizado aproximadamente a 2 Km al Sur Este del campo TETETE, está definido como una estructura anticlinal simétrica con una dirección Norte-Sur, limitado al Este por la falla inversa Ocano. 22

De acuerdo al mapa estructural referido al Tope de la Arenisca U Inferior, presentan un cierre estructural a -8025 definiendo un cierre vertical de aproximadamente 80 pies, (Figura. 6). Tiene posibilidad de contener hidrocarburos en cantidades comerciales en el reservorio U y T. La densidad promedio que se espera encontrar en el hidrocarburo de este prospecto, es de 28 API, de acuerdo a los pozos análogos más cercanos del campo Tetete y Araza. Las reservas probabilísticas esperadas para el prospecto exploratorio Tetete Sur 1, tiene una Media de 3.14 MMBP sin riesgo geológico y con riesgo de 1.6 MMBP Figura. 6.- PROSPECTO TETETE SUR: Mapa Estructural al Tope Arenisca U INFERIOR 23

6.- Prospecto Perico Sur Este El prospecto Perico Sur Este se ubica aproximadamente 5 Km al Sur del campo Lago Agrio. Es una estructura anticlinal asimétrico de dirección NNW-SSW, limitada al Este por la falla inversa Lago Agrio. El mapa estructural al tope de la arena U Superior define el cierre estructural a la cota de -9220 pies generando un cierre vertical de aproximadamente 90 pies. Tiene posibilidad de contener hidrocarburos en cantidades comerciales en el reservorio Basal Tena, Arena U, T y Arenisca Hollín Principal. Las reservas probabilísticas esperadas en el pozo exploratorio Perico Sureste, tienen una Media de 20.737 MMBP sin riesgo geológico y con riesgo de 14.51 MMBP. (Figura 7) La densidad promedio que se espera encontrar en el hidrocarburo de este prospecto, es de 29 API, de acuerdo a los pozos análogos más cercanos del campo Lago Agrio Fig. 7.- PROSPECTO PERICO SUR: Mapa Estructural al tope Hollín. 24

7.- Prospecto Palmar Este El prospecto Palmar Este (figura 8), está ubicado en el Bloque 15 aproximadamente a 11 km al Nor-Oeste del campo Pañayacu está caracterizado como un anticlinal asimétrico de dirección preferencial E-O. En el mapa estructural al tope de la arena M1 se ha inferido un cierre forzado para delimitar la estructura a la profundidad de -7465 pies determinando un cierre vertical para la estructura de 35 pies. Las reservas probabilísticas esperadas en el pozo exploratorio Palmar Este, tienen una Media de 4.95 MMBP sin riesgo geológico y con riesgo de 2.6 MMBP. Tiene posibilidad de contener hidrocarburos en cantidades comerciales en los reservorios de las arenas M1, U y T. La densidad promedio que se espera encontrar en el hidrocarburo de este prospecto, es de 29 API, de acuerdo a los pozos análogos más cercanos del campo Pañayacu y Palmer Oeste Fig 8- PROSPECTO PALMAR ESTE: Mapa Estructural al tope Arena M1. 25

ADQUISICIÓN Y PROCESAMIENTO DE DATOS SÍSMICOS Se planifica la adquisición de, aproximadamente, 4,221 Km2 de sísmica 3D en las áreas Secoya Garzacocha 201 km2; Proyecto Río Suno (861 Km2), Bloque 7 (400 km2), Armadillo (269 Km2), Bloque-21E (500 km2), Bloque-59 (365 km2), Bloque-58 (400 km2), Bloque-43 (454 km2) y Bloque-11 (591 km2) en la cuenca Oriente. Además, 180 Km2 de sísmica 3D4C en el Bloque 6 offshore. Las empresas a cargo de los proyectos son: Areasurvey para Bloque-59, Belorusneft para Secoya-Garzacocha, Bloques-11 y 18, BGP para los Bloques 7-15, Sinopec para Armadillo y Bloques-21 E-W y SEVMORGEO para el Bloque 6. Para el año 2015, se ha planificado iniciar con la adquisición de 857 Km2 en la Cuenca Oriente y 29 Km Off Shore, dependiendo de la disponibilidad de los recursos se continuaría con el plan de adquisición de Sísmica propuesto. En el Bloque 7 BGP inicio la adquisición sísmica 3D en el Proyecto Río Suno durante el 2014 y se concluirá durante el presente año. Además, en el mes de marzo se planifica iniciar la adquisición de la parte Este del Bloque-7, del mismo modo Belorusneft inició el Proyecto de adquisición sísmica 3D en el área Secoya Garzacocha en el 2014 y se concluirá durante el presente año. En febrero del 2015 Sinopec iniciará la adquisición sísmica 3D en el Proyecto Armadillo; Area Survey planifica iniciar las actividades de adquisición en los Bloques-59 en abril, en el Bloque-43 se iniciarán las actividades en el mes de junio y a finales de enero Servmorgeo reiniciara las actividades de registración sísmica en el Proyecto Alegría del Bloque-6. Además, se considerará el procesamiento de la símica adquirida en el Proyecto Secoya Garzacocha, Proyecto Río Suno, Bloque 7-2, Armadillo, Bloque-59 en un total de 2749 km2 incluyendo Pañacocha Nor Este que está por concluir. Como es habitual la interpretación de los datos nuevos estará a cargo de la Gerencia de Exploración y de los Activos, según corresponda. Se analiza la posibilidad de contratar compañías y/o expertos en identificación de trampas estratigráficas o de otro tipo. Terminados estos proyectos se analizará la posibilidad de realizar uniones (merge) entre volúmenes colindantes de sísmica 3D, como en Bloque 31. 26

OTROS MÉTODOS Se planificará dependiendo de la disponibilidad de recursos la ejecución de un proyecto de microsísmica pasiva de baja frecuencia. Incorporando, adicionalmente, la metodología de geoquímica de superficie. Estas metodologías serán implementadas en áreas con alto grado de incertidumbre con la finalidad de reducir el riesgo exploratorio y optimizar la toma de decisiones para la ubicación de nuevos pozos exploratorios. OTROS PROYECTOS Se continuará con el proyecto de Evaluación Petrofísica de los pozos exploratorios y de avanzada de la Cuenca Oriente, con la finalidad de obtener los parámetros petrofísicos que ayuden al análisis regional de las diferentes unidades productoras y de posible evolución en el tiempo de la migración de los fluidos existentes. Oleoteca PAM: se creará un repositorio en condiciones ambientales adecuadas para almacenar y preservar muestras de los crudos de PAM. Este proyecto está a cargo de la Coordinación de Investigaciones Guayaquil. Bloque 6: Se presentarán hasta Marzo 2016: 1. El inventario de todos los prospectos y pre-prospectos del Bloque 6, agrupados en Plays (figura 9) 2. Esquema depositacional de los reservorios Subibaja 3. Unidades tectono-sedimentarias y características estructurales y sedimentarias relevantes 4. Modelo estructural con mapas en tiempo y profundidad al tope paleógeno (Ancón), y a los topes Dos Bocas, Subibaja y Progreso. 5. Modelaje geoquímico 2D de la cuenca del Golfo de Guayaquil 6. Estudio de anomalías de manchas de petróleo en el área del Golfo, realizado por métodos satelitales. 7. Se continúa con la interpretación tectónico - estructural de la sísmica 3D adquirida en la campaña del 2014 27

Fig 9.- Esquema tectono sedimentario de la provincia petrolífera Progreso Tumbes con la ubicación del Bloque 6 y del pre-prospecto Jaiba 28

5 4*445 <4 41*.#"/ a) Ejecutar el Cronograma de la Sísmica 3D en la Cuenca Oriente de 857 Km b) Procesamiento de Sísmica 3D Cuenca Oriente. c) Ejecutar el Cronograma de la Sísmica 3D off shore en el Campo Amistad de 29 Km d) Procesamiento de Sísmica 3D off shore en el Campo Amistad. 7= Uilizar tecnología moderna para evaluar las zonas no desarrolladas dentro de los Bloques adjudicados a Petroamazonas EP y que nos permitan el descubrimiento de nuevos prospectos productivos de bajo y mediano riesgo. 2((;- %( 9,.: :, ;* (,(:, ;* ( %( 9,.: :, ;*))10,(:, ;* ))10 Cumplimiento : "##$ : "##$ : "##$ : "##$ g.) GESTIÓN DE TECNOLOGÍA DE LA INFORMACIÓN (TI): MISIÓN La Gerencia de TI asiste a Petroamazonas EP en la optimización y automatización de procesos internos a través de herramientas tecnológicas, provee la infraestructura tecnológica requerida para garantizar una eficiente operación y el desarrollo de la compañía y brinda soporte funcional tecnológico al personal en cada una de las plataformas implementadas. ESTRATEGIAS a) Para objetivo Crecimiento: Garantizar la disponibilidad y seguridad de la información así como de los servicios de tecnología mediante la planificación e implementación de una infraestructura tecnológica sólida, robusta, flexible y confiable. b) Para objetivo Solvencia Financiera: Optimizar los recursos tecnológicos de Petroamazonas EP mediante un adecuado dimensionamiento, administración y cumplimiento presupuestario en inversiones y gastos. 29

c) Para objetivo Eficiencia: Minimizar los costos de operación mediante una adecuada selección de los recursos tecnológicos de la compañía y la prestación de un servicio con los más altos estándares de calidad. d) Para objetivo Responsabilidad Social: Contribuir al desarrollo de los integrantes del área de TI y de la empresa. e) Para objetivo Salud Seguridad - Ambiente: Mejorar los niveles de seguridad laboral y contribuir al cuidado del medio ambiente mediante la capacitación y concientización del personal así como con la ejecución de trabajos dentro de los estándares establecidos por SSA. f) Para objetivo Marco Legal: Asegurar el cumplimiento de las leyes y normativas aplicables al área, mediante la aplicación de los controles necesarios para el correcto uso de frecuencias, redes privadas y la adecuada utilización de las licencias de software adquiridas por Petroamazonas EP. META Ser reconocido como el socio de soluciones de tecnología que apoyen directamente al plan de operación y expansión de Petroamazonas EP. h.) GESTIÓN DE PLANIFICACIÓN Y CONTROL DE GESTIÓN: MISIÓN Provee las herramientas analíticas, estratégicas, funcionales y de control para reducir la incertidumbre en la toma de decisiones, define, coordina e implementa los procesos de planificación estratégica, presupuesto anual y evaluación de proyectos de inversión; identifica, prioriza y lidera proyectos de alto impacto para la empresa. ESTRATEGIAS Proponer la mejor alternativa económica a los proyectos de inversión mediante una planificación estratégica, el análisis oportuno, la priorización y el seguimiento de los mismos. Optimizar el proceso presupuestario de Petroamazonas EP mediante el diseño de un modelo eficiente y efectivo, un sistema de control oportuno que permita la detección temprana de desvíos, una pronta corrección y un plan de seguimiento de los mismos. Contribuir al aumento de la productividad y a la reducción de costos mediante la identificación de oportunidades de mejora en procesos, la implementación de mejores prácticas, la identificación y liderazgo de proyectos de reducción de costos y de sinergias operativas. 30

Contribuir al desarrollo de los integrantes del área mediante una constante actualización en las tendencias del negocio y el cumplimiento del plan de capacitación. Maximizar el compromiso de la organización con el modelo de gestión adoptado mediante un efectivo plan de difusión al personal y un adecuado establecimiento de objetivos y metas. Garantizar el cumplimiento de las políticas de SSA, por parte del personal del área mediante la concienciación y capacitación permanente, y el cumplimiento de las normativas ISO y OHSAS. Garantizar la entrega oportuna de los reportes e informes requeridos por parte de la SH Y ARCH mediante una adecuada planificación y control de calidad de los entregables. METAS Automatización del proceso de presupuestación, desde el ingreso de los datos, justificación, ejecución y el debido control y ajustes. Implementar un proyecto que nos permita evaluar la ejecución física de los proyectos de inversión como una herramienta adecuada para nuestra realidad. Lograr la ejecución del presupuesto de inversión y costos y gastos de Petroamazonas EP en más del 95% de lo presupuestado. TOTAL PRESUPUESTO PETROAMAZONAS EP 2015: El Total del Presupuesto de Petroamazonas EP considera recursos para inversiones, costos y gastos, y amortización de deuda, los cuales son necesarios para mantener y expandir las operaciones en los diferentes campos petroleros. Por fuera de éste presupuesto también se agregan los rubros correspondientes a la Tarifa de Costos y Gastos de la subsidiaria Río Napo y de Otros Proyectos, los cuales no afectan el costo por barril. INVERSIONES 1,994,732,676 COSTOS Y GASTOS 1,108,688,256 AMORTIZACIÓN DE DEUDA 19,152,341 OTROS PROYECTOS 32,618,847 TARIFA SUBSIDIARIA RÍO NAPO 137,136,245 TOTAL PAM EP 3,292,328,364 ITT - FINANCIAMIENTO EXTERNO 240,773,368 3,533,101,732 31