Memoria de Sostenibilidad 2012

Coordinación del proyecto: Nilsa Rossana García Ballesteros/Gerente de Sostenibilidad y Sara Patricia Castellanos Patiño /Coordinadora SIG.

Agradecimientos: Anderson Delgado, Carlos Burbano, Daniel Rodríguez, Diego Bustamante, Fabiola Peña, Gloria Larrota, Luz Ángela Moreno, Mario Prince, Mauricio Silva, Pilar Acosta.

Fotografía: Archivo Petronorte.

Consultoría: Constructores de Responsabilidady Ética Organizacional, CREO.

Diseño y Diagramación: Constructores de Responsabilidady Ética Organizacional, CREO

Bogotá D.C. - ColombiaDiciembre de 2013

2

TABLA DECONTENIDO

3

116

96PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE

72DESARROLLO COMUNITARIO

54

46RENTABILIDAD Y SERVICIO

36ÉTICA Y TRANSPARENCIA

12PERFIL ORGANIZACIONAL

9MATERIALIDAD

8GRUPOS DE INTERÉS

7ACERCA DE ESTE INFORME

6

TABLA DE INDICADORES GRI

5MENSAJE DEL VICEPRESIDENTE DE OPERACIONES

PRESENTACIÓN DE LA MEMORIA POR PARTE DEL PRESIDENTE EJECUTIVO 4

SEGURIDAD Y DESARROLLO PROFESIONAL

MENSAJE DE LA GERENCIA DE SOSTENIBILIDAD

4

Cementamos la plataforma para nuestro crecimiento. Hemos venido consolidando durante todo el 2012, una plataforma que nos impulse al crecimiento,que sea lo suficientemente sólida para que éste sea responsable, consistente y sostenible.

Durante este año, iniciamos la materialización de nuestra estrate-gia corporativa; explorar y producir en las mejores cuencas de Colombia. Esto se hace palpable con los resultados de la Ronda 2012 de la ANH, en la cual nos fueron asignados cuatro bloques; tres de ellos en la prospectiva cuenca de Los Llanos Orientales y un bloque adicional en la cuenca Caguán - Putumayo.

El 2012 también fue un año de nuevos pozos. Culminamos nuestra campaña de perforación con 9 pozos sin ningún accidente grave ni impactos ambientales no controlados que lamentar. Esta campaña, sumada a las mejoras de ingeniería de los sistemas de levantamiento, nos permitieron finalizar el año con una tasa de producción diaria promedio de 2.782 barriles de crudo, lo que equivale a un incremento del 15,2% en la producción respecto a 2011.

Desde lo económico, generamos en 2012 ingresos por 42,7 millones de dólares que corresponden en un 65.36% a la venta de Petróleo y Gas, en un 5,93% a transporte de hidrocarburos por oleoducto y en un 10,34% al incremento del precio de venta de crudo.

Esta búsqueda del crecimiento nos ha llevado a explorar nuevas alternativas de negocio; estamos evaluando el potencial de hidro-carburos no convencionales en nuestras zonas de operación en el Valle Medio del Magdalena, esperando encontrar nuevos horizontes de crecimiento para la compañía y para todos nuestros grupos de interés; generando mejores espacios labora-les para nuestros colaboradores, promoviendo buenas prácticas medio ambientales, aportando al desarrollo de la comunidad, generando riqueza a nuestros proveedores y socios y en general logrando una transformación social para Colombia.

Después de un año de arduo trabajo puedo decir que el resultado es más que satisfactorio y que nos esperan grandes retos y logros en los años venideros. Gracias a todo nuestro equipo de trabajo por apoyar a PetroNorte es este camino.

Juan Carlos Rodríguez Charry

PRESENTACIÓN DE LA MEMORIAPOR PARTE DEL PRESIDENTE EJECUTIVO MEMORIA DE SOSTENIBILIDAD PETRONORTE 2012

5

En el sendero trazado. Continuamos recorriendo el camino que iniciamos en el 2011, año en el cual pusimos nuestra casa en orden en términos operativos, estabilizando nuestra producción y formalizando procesos claves para el crecimiento futuro de nuestra Compañía.

En el 2012 insistimos en fortificar nuestros tres grandes pilares organizativos: nuestra Sostenibilidad, nuestra Gente y nuestra pasión por la excelencia en el Desempeño.

En el área de Sostenibilidad consolidamos una aproximación sistémica a nuestros programas y ejercimos todo el rigor corporativo en seguridad industrial, en impulsar el desarrollo de las comunidades del área de influencia de la Organización, en nuestra responsabilidad con el medio ambiente y en nuestro accionar ético y transparente como Compañía.

Así mismo, continuamos vigorizando nuestra Organización a través del crecimiento en capacidad organizacional y de la facilitación del entrenamiento técnico y de liderazgo para nuestra gente (acorde con las necesidades críticas del negocio). De igual forma, fortalecimos de manera muy significativa nuestros comportamientos en HSE y en asuntos con la comu-nidad obteniendo indicadores exitosos, en ambas áreas, en línea con los mejores estándares internacionales.

En cuanto a desempeño, mantuvimos siempre nuestra pasión por la excelencia, ejecutando con seguridad y sin falta, proyectos de infraestructura y mantenimiento, como también un buen número de operaciones en nuestros pozos y en nuestras facilidades que protegieron e incrementaron nuestra produc-ción a lo largo del año. Además nuestra campaña de contingen-cia contra la ola invernal, permitió la operación ininterrumpida de nuestros campos a pesar de la lluvia intensa en ciertos perio-dos del año. Así mismo, mantuvimos esta pasión a lo largo de toda nuestra campaña de perforación del 2012 que junto con los trabajos de operaciones sentaron los cimientos productivos de nuestra Compañía para continuar creciendo y renovándose.

Como siempre, estamos en la búsqueda continua de nuevas oportunidades; esta búsqueda se evidencia en el éxito de la ejecución de nuestros programas de sísmica 2D en Putumayo para un total de 164km, en el éxito exploratorio de los pozos Juglar y Tronos, en los resultados generales de los otros siete (7)

MENSAJE DEL VICEPRESIDENTE DE OPERACIONES MEMORIA DE SOSTENIBILIDAD PETRONORTE 2012

pozos de avanzada y de desarrollo perforados y en el aumento de nuestros activos con la participación en la ronda 2012 de la ANH, donde adquirimos los bloques Ll-70, Ll-1, Ll-53 y Put-25 que nos permitirán incrementar nuestra exploración y los recursos prospecti-vos de la compañía.

No podría cerrar estas palabras sin un inmenso agradecimiento a todo el gran Equipo PetroNorte (Bogotá - Campo). Gracias por esa excelencia corporativa, por la pasión de todos por nuestra Compañía, por nuestra gente, por nuestra gestión HSE, y en general por el trabajo arduo y perse-verante para lograr nuestros objetivos como Empresa y como individuos.

Luis Guillermo Acosta

6

Construyendo confianza.

Hablar de sostenibilidad es hablar de confianza, ya que es preci-samente la confianza de los públicos de interés hacia la compa-ñía, la que permite que ésta sea sostenible en el tiempo. En el caso de PetroNorte, la confianza se traduce en la esperanza de la comunidad en que no vamos a vulnerar sus derechos y por el contrario, generaremos desarrollo para su región; en la apuesta de nuestros colaboradores y sus familias por permane-cer en PetroNorte; en la seguridad de los proveedores en la transparencia de nuestros procesos de selección; en la credibili-dad del gobierno y la sociedad en la legitimidad de nuestro actuar y en la tranquilidad de nuestros socios y accionistas de que su dinero está en buenas manos.

Lo anterior lo hemos construido demostrando resultados a través de los años. El 2012 fue un año durante el cual genera-mos 1.733 oportunidades de trabajo para las comunidades de influencia en las diferentes labores temporales o permanentes que fueron requeridas por la operación, entre personal califica-do y no calificado; invertimos cerca de $600 millones de pesos en proyectos que propenden por el mejoramiento de la calidad de vida de las comunidades; reciclamos el 65% de los residuos generados; no tuvimos ninguna fatalidad ni accidente grave; perforamos 9 nuevos pozos sin necesidad de remover un sólo árbol; sembramos 4.652 especies en proyectos de reforestación; crecimos en un 13% en nuestro personal directo; no tenemos ninguna sanción de la autoridad ambiental por incumplimientos de nuestras obligaciones y generamos utilida-des para nuestros accionistas. Cifras que se amplían a lo largo de este documento y que soportan en gran parte la confianza que hemos adquirido de nuestros públicos.

En el año 2012 vivimos momentos emotivos que llenaron nuestro corazón, algunos difíciles y otros felices, pero al final del ejercicio, nos quedó la confianza de quienes han creído en PetroNorte, y a quienes PetroNorte no puede defrau-dar. Éste es nuestro reto en adelante; mantener indelebles los lazos construidos y continuar el camino hacia la genera-ción de valor en triple cuenta.

Nilsa Rossana Garcia

MENSAJE DE LA GERENCIA DE SOSTENIBILIDAD MEMORIA DE SOSTENIBILIDAD PETRONORTE 2012

7

ACERCA DE ESTE INFORME

Nuestro segundo reporte de sostenibilidad es fruto del trabajo de nuestros colabora-dores y refleja los logros, aprendizajes y oportunidades de mejora que nos permi-tieron crecer en Colombia durante el 2012, junto a nuestros grupos de interés.

Nuevamente presentamos la información del reporte desde nuestros cinco compro-misos estratégicos de sostenibilidad, con el propósito de dar respuesta a las expectati-vas y a los temas más relevantes para nues-tros grupos de interés.

El presente informe ha sido elaborado bajo la guía 3.1 de GRI (Global Reporting Initiative) y auto declarado en un nivel de aplicación B. Durante 2012 nos propusimos desarrollar un ejercicio de verificación y medición de nuestras actividades más riguroso y detallado, con el propósito de mejorar la transparencia y claridad de nuestro reporte e incorporar las recomendaciones de la Guía GRI en materia de calidad y contenido, reportando así 66 indicadores más que el año anterior, dando cumplimiento a lo requerido por GRI para la materialidad de los reportes de sostenibilidad.

En las siguientes páginas reafirmamos nuestro compromiso con la implementación de buenas prácticas de gestión en el sector de los hidrocarburos y la coherencia entre el enfoque de nuestra operación y nuestra estra-tegia de sostenibilidad, acciones que nos permiten cumplir nuestro objetivo de genera-ción de valor económico, social y ambiental.

8

NUESTROS GRUPOS DE INTERÉS

Colaboradores

Sociedad

ProveedoresComunidad

Accionistas

Medio Ambiente

Socios

Gobierno

Clientes

NUESTROS GRUPOS DE INTERÉS MEMORIA DE SOSTENIBILIDAD PETRONORTE 2012

9

IDENTIFICACIÓN

Nuestros grupos de interés fueron identificados en el año 2010 a través de un ejercicio realizado con los líderes de los procesos, quienes describieron los grupos de personas que son afectados o podrían serlo con el desarrollo de nuestras operaciones y actividades. En este ejercicio definimos nueve grupos con 22 subgrupos de interés.

Esta descripción inicial incluyó la caracterización de estos interlocutores, la descripción de sus principales intereses y expectativas y la evaluación de los posibles impactos positivos y negativos que la organización puede generar sobre cada uno de ellos.

RELACIONAMIENTODurante el año 2011 implementamos la metodología de la norma AA1000 de Accountability con el objetivo de establecer mecanismos de relacionamiento con los grupos de interés identificados.

En el primer momento de este proceso desarrollamos una encues-ta a través de la cual recolectamos información suficiente para definir los temas que son relevantes para los grupos de interés.

MATERIALIDADPartiendo de los temas definidos como relevantes para nuestros grupos de interés, realizamos una prueba de relevancia de cinco partes desde la cual consideramos cada aspecto en materia de: 1) los impactos financieros que producen, 2) la consideración como política dentro de la organización, 3) la relevancia de cada tema para organiza-ciones similares, 4) los temas que puedan movilizar a la acción a los grupos de interés y 5) los que puedan conside-rarse como normas sociales. A partir de este análisis organi-zamos los temas identificados según su nivel de importancia.

Finalmente realizamos el análisis de la madurez de los temas identificados, calificándolos como latentes, emergentes, en consolidación o institucionalizados dentro de nuestra gestión. Esta evaluación nos permitió establecer la matriz de materialidad de la organización con los aspectos de mayor

importancia tanto para los grupos de interés como para nuestra gestión, y la matriz de dependencia e influencia de los temas sobre cada grupo.

Con toda la información obtenida producto del análisis de relacionamiento, la identificación de temas relevantes y la matriz de materialidad, definimos nuestros compromisos con nuestros grupos de interés, así como los canales de comunicación dispuestos para garantizar el relacionamiento adecuado.

Para los próximos dos años planeamos revisar nuevamente la caracterización de los grupos de interés aplicando la actualización de la norma AA1000SES, con el fin de validar los temas relevantes para la organización y los grupos de interés, así como analizar nuestra capacidad de relaciona-miento, establecer las herramientas y enfoques adecuados, y determinar las acciones que no solo nos permitirán dar respuesta a dichos temas, sino también fortalecer los procesos de comunicación.

10

• Ética, Integridad y Transparencia. • Diálogo abierto con todos sus públicos de interés. • Conciliación vida laboral – vida personal. • Desarro-llo profesional de sus trabajadores. • Contribución a las comunidades locales – tejido económico-social. • Impacto ambiental de infraestructu-ras e instalaciones. • Promoción salud y seguridad laboral. • Generar altos rendimientos y valor económico. • Impactos sociales causados por

la infraestructura e instalaciones.

Asuntos MaterialesBAJO

BA

JOM

EDIO

ALT

OM

UY

ALT

O

AS

UN

TO

S Q

UE

LO

S P

ÚB

LIC

OS

DE

MA

ND

AN

IMPORTANCIA PARA LA ORGANIZACIÓN

MEDIO ALTO MUY ALTO

•Gestión responsable de la cadena de

suministro.

•Ética, Integridad y Transparencia.

•Impacto ambiental de infraestructuras e

instalaciones.

•Generar altos rendimientos y valor

económico.

•Ofrecer soluciones para paliar el cambio

climático.

•Lucha contra la corrupción.

•Ofrecer soluciones para el problema

derivado del modelo energético.

•Inversión social de alto impacto.

•Equidad de género y acceso de la mujer a puestos directivos.

•Diálogo abierto con todos sus públicos

de interés.• Conciliación vida

laboral-vida personal.• Desarrollo profesional de

sus trabajadores.•Contribución a las

comunidades locales- tejido económico-

social.

•Impactos sociales causados por la infraestructura e

instalaciones.

•Promoción salud yseguridad laboral.

• I+D+i y visión de futuro.

MATERIALIDAD MEMORIA DE SOSTENIBILIDAD PETRONORTE 2012

11

12

PERFIL ORGANIZACIONAL

13

14

PETROLATINA

En PetroLatina Energy Limited, llevamos seis años desarrollando proyectos de exploración y producción de petróleo y gas en Latinoamérica, específicamente en Colombia, manteniendo como estrategia a mediano plazo la incorporación de nuevas reservas de hidrocarburos.

Desde el año 2006, momento en el cual PetroLatina adquiere Petróleos del Norte S.A., la Compañía basa su estrategia de explo-ración y producción concentrándose en el núcleo de la cuenca del Valle Medio del Magdalena (VMM).

Actualmente tenemos presencia en la cuenca Valle Medio del Magdalena, Caguán - Putumayo y recientemente en la cuenca Llanos Orientales, y nos mantenemos constante-mente en la búsqueda de nuevas áreas.

Operamos nueve bloques en Colombia, a través de nuestra subsidiaria Petronorte, y participamos como socio "no opera-dor" en dos bloques, uno en el país y otro en la cuenca Peten Sur en Guatemala, Centro América.

Composición accionariaDiciembre 2012

El 9 de marzo de 2012, PetroLatina Energy PLC obtiene aprobación de los accionistas para cancelar la admisión a cotización en el AIM de las acciones ordinarias de la Compañía. La exclusión de la lista y la cancelación de la admisión a cotizar en el AIM* de las Acciones Ordinarias se produjo el 16 de marzo de 2012. El 27 de marzo de 2012, PetroLatina registra de nuevo su nombre como PetroLatina Energy Limited, pasando de ser una empresa pública de acciones, a una empresa privada.

*AIM: es el mercado internacional de la Bolsa de Londres para las pequeñas empresas en crecimiento.

Somos PetroLatina Energy Limited, una compañía inglesa de exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas con base en Colombia desde hace más de seis años.

A partir del año 2006 Petronorte se convierte en la operadora de los contratos de PetroLatina en Colombia.

Accionista Número acciones Porcentaje de participación

TOGIRorick Ventures Group IncLyan Financial CorporationAthos Enterprises LimitedMacquarie Bank Limited

Interés Minoritario

62,85%15,51%1,82%0,12%6,93%12,78%

100%TOTAL

87.383.99721.567.7692.535.872160.000

9.638.47917.754.526

139.040.643

# %

PERFIL ORGANIZACIONAL MEMORIA DE SOSTENIBILIDAD PETRONORTE 2012

15

PETRONORTE

Desde la adquisición de Petronorte, por parte de PetroLatina Energy, hemos fortalecido nuestra operación en la cuenca del Valle Medio del Magdalena y expandimos nuestra operación hacia otras cuencas diferentes, lo que nos ha permitido en los últimos seis años experimentar un marcado crecimiento organizacional.

De la mano de este crecimiento hemos venido desarrollando mejores prácticas operativas y en materia de gestión sostenible.

Contamos con un sistema integrado de gestión, el cual comprende los sistemas de gestión de calidad, seguridad y salud y medio ambiente y está conformado por nueve proce-sos operacionales, cuatro de ellos misionales (exploración, perforación, yacimientos y producción) y cinco de apoyo (gestión humana, administrativo, supply chain, gerencial y gestión sostenible).

En Petronorte contamos con más de 25 años de trayectoria en el sector Oil& Gas .

SAT

ISFA

CC

IÓN

Y C

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PL

IMIE

NT

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GR

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OS

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S

EXPLORACIÓN PERFORACIÓN YACIMIENTOS PRODUCCIÓN

GESTIÓN MEJORA GESTIÓN AMBIENTAL GESTIÓN SOCIALGESTIÓN SEGURIDADY SALUD OCUPACIONAL

GESTIÓNHUMANA

GESTIÓNCONTRATOSADMINISTRATIVO SUPPLY CHAIN

GERENCIAMIENTO ESTRATÉGICO

GESTIÓN SOSTENIBLE

1

1. Sector de petróleo y gas

16

Estructura organizacionalAseguramos el éxito de nuestro negocio a través de la gestión responsable y unificada de cada área organizacional, partiendo del cumplimiento de objetivos estratégicos en los cuales involucramos las expectativas de nuestros grupos de interés y propendemos por una gestión sostenible, que es transver-sal a cada labor realizada.

• Se creó la Vicepresidencia Financiera y Administrativa (antigua Gerencia Financiera y Administrativa). • Se creó la Gerencia de Supply Chain (antigua subgerencia de Supply Chain).

• Se creó la Gerencia de Gestión Humana a cargo de la jefatura de gestión humana, nómina y gestión de talento humano.

• Se creó el área de Contraloría (antigua dirección de Control Interno dependiente de la gerencia finan-ciera y administrativa).

• Se creó la Coordinación de comunidades .

Contamos con 152 trabajadores provenientes, en su mayoría de las áreas de influencia de nuestras operaciones.

Durante el año 2012 modificamos la estructura organizacional de la Compañía:

JUNTA DIRECTIVA

VICEPRESIDENCIA DE OPERACIONESVICEPRESIDENCIA FINANCIERA Y ADMINISTRATIVA

REVISORÍA FISCAL

CONTRALORÍA

GERENCIA DE OPERACIONES

GERENCIA DE EXPLORACIÓN

GERENCIA DE YACIMIENTOS

PRESIDENCIA

GERENCIA DE PERFORACIÓN

GERENCIA DE SOSTENIBILIDAD

GERENCIA DE SUPPLY CHAIN

GERENCIA GESTIÓN HUMANA

DIRECCIÓN CONTABILIDAD

2. 118 colaboradores directos.3. Los asuntos de comunidades eran manejados directamente por la Gerencia de Sostenibilidad, a partir del año 2012 se crea esta coordinación para apoyar la gestión de los impactos sociales y las relaciones con las comunidades.

2

3


17

Principales dimensiones

Principales cambios durante 2012• En el mes de febrero de 2012 cambiamos la sede de nuestras oficinas administrativas en la ciudad de Bogotá, por una más amplia, moderna y cumpliendo los estándares de ergonomía y salud ocupacional.

• Como resultado de la estrategia de expan-sión en exploración de la Compañía, obtuvi-mos cuatro nuevos bloques de la ANH en la ronda Colombia 2012, en la cuenca del Putumayo con el bloque PUT-25 y en la cuenca de los Llanos Orientales con los bloques LL-53, LLA-1, LLA-70. Adicional-mente, el bloque PUT-4, el cual se tenía en sociedad con la compañía La Cortez Energy, pasó a pertenecer 100% a Petronorte.

• Desarrollamos la campaña de perforación 2012, perforando nueve pozos exitosos, de los cuales se destaca el descubrimiento del pozo exploratorio Juglar-1 en el bloque La Paloma localizado en la cuenca del Valle Medio del Magdalena con una producción promedio de 300 BOPD, configurando un nuevo descubrimiento.

• Venta de la totalidad del activo y finalización de la operación del Oleoduc-to Río Zulia-Ayacucho ORZA.

118 empleados directos

Operaciones en

3 cuencas de Colombia

Ventas netas en 2012 de

27,9 millones de dólares

Participación en

10bloques de producción y

exploración

• Explotación de petróleo crudo pesado y mediano.

• Explotación de gas seco (95% de metano).

• Transporte de crudo: El hidrocarburo explotado en nuestros campos es transpor-tado a través de carro tanques y entregado en la estación Ayacucho a nuestro cliente Ecopetrol. El servicio de transporte en carro tanques es contratado con la empre-sa Transportes del Norte S.A. desde el año 2001.

Hasta el mes de junio de 2012 prestamos el servicio de transporte de hidrocarburos por oleoducto para la producción de los campos Río Zulia, Tibú-Petrólea y Sardinata, pertene-cientes a Ecopetrol a través del oleoducto Río-Zulia-Ayacucho ORZA, el cual nace en la estación Río Zulia en el departamento de Norte de Santander y culmina en la estación Ayacucho en el departamento del Cesar. A partir de esa fecha el oleoducto fue vendido y pasó a ser operado por la empresa Oleoduc-tos del Norte.

18

Nuestra Expansión

19871992

•El 14 de febrerode 1987,fue creada Petronorte.

Creación de Petronorte

Contratos de Asociación

•Se inician operacionesen el Catatumbo: campo Río Zulia y oleoducto RíoZulia - Ayacucho.

•Adquirimos los derechossobre los Contratos de asociación Lebrija, Tisquirama A y Tisquiriama B.

2006

PetroLatina Energy

•En junio de 2006 Petronorte es adquirida por Petrolatina Energy.

Petronorte es el operador designado delos contratos Midas y La Paloma.

19871992

2006

Nuestras operacionesEn Petróleos del Norte S.A. trabajamos en tres cuencas petrolíferas en Colombia: Llanos Orientales, Valle Medio del Magdale-na (VMM) y Caguán- Putumayo y contamos con 25 años de trayectoria en la operación de campos petroleros. Actualmente opera-mos de manera directa diez campos en la cuenca VMM, nueve de ellos productores de crudo y uno productor de gas.

El crudo producido en nuestros campos durante el 2012 fue vendido a Ecopetrol S.A. A partir del mes de noviembre, el gas prove-niente del pozo Serafín fue comercializado con la empresa Gases del Caribe S.A. E.S.P.


19

ISO 9001

Contrato E&P Put-4

Descubrimiento Pozo Colón-1

Bloque VMM-28

Ganamos 4 bloquesen la ronda ANH 2012

•Certificamos nuestrosistema de gestión decalidad.

•Se nos otorga el bloque Put-4 en la ronda 2008 de la ANH.

Operamos el contrato E&P Put-4.

•En febrero de 2009,Petronorte anuncia el éxito de la pruebacorta del pozoexploratorio Colón-1con una producción inicial de 1.200 BOPD.

•Como producto de la ronda ANH 2008 se nos otorgó el contrato VMM-28.

Operamos el contrato E&P VMM-28.

•En 2012 Petronorte participó en la ronda ANH 2012.

•Ganamos 4 bloques en noviembre de 2012:

3 bloques en la cuenca de los Llanos Orientales y 1 bloque en la cuenca Caguán-Putumayo.

En diciembre de 2012 se firman los contratos E&P de estos bloques.

El pozo exploratorio Juglar-1 descubre una nueva zona producto-ra en la formación la paz con una produc-ción inicial de 300 BOPD.

2007

2008

2009

2010

2012

2007

2008

2009

2010

2012

Perforación Pozo Colón-1

•En noviembrede 2008, Petronorte da inicio a la perforación del pozo Colón-1, el primer pozo exploratorioen el bloque La Paloma.

Perforación exitosadel Pozo Colón-2

•En septiembre de 2009 fue perforado exitosamente el pozo de desarrollo Colón-2 confir-mando el potencial de este descubri-miento.

OHSAS: 18001

•Certificamos nuestro sistema de gestión de seguridad y salud.

•Certificamos nuestro sistema de gestión ambiental

Acuerdo de cesión de intere-ses de VMM-28 con Shell Colombia

•En Julio de 2010 Petronorte anuncia el acuerdo de cesión de intereses del bloque VMM-28 a Shell.

Shell obtuvo el 85% de participación y la operación del bloque.

ISO: 14001

20

CUENCA LLANOS ORIENTALESLLA 70 Y LLA 01

CUENCA LLANOS ORIENTALESLLA 53

CUENCA CAGUÁN PUTUMAYOPUT25 Y PUT4

CUENCA VMM

TISQUIRAMA B

Valle Medio del Magdalena

Putumayo

Llanos

268.100

167.861

310.938

TISQUIRAMA AMIDAS

LA PALOMA

VMM-28

746.899TOTAL

Por cuenca tenemos:

Superficie en Acres

NUESTRA PRESENCIA EN COLOMBIA


21

Asociación Tisquirama A

Asociación Tisquirama B

ASOCIACIÓN TISQUIRAMA

ASOCIACIÓN LEBRIJA

E&P LA PALOMA

E&P MIDAS

Asociación Lebrija

Santa Lucía Santa Lucía 1, 2, 3, 4ST y 5

Valle Medio del Magdalena La Paz 381 BOPD

Querubín Querubín-1 y 2 Valle Medio del Magdalena Lisama

Lisama

139 BOPD

1.013 BOPD

Serafín Serafín -1 Valle Medio del Magdalena Grupo Real 3.891 KPCD

Tronos Tronos -1 Valle Medio del Magdalena Lisama 21 BOPD

Doña María Patiño- 1Doña María-1

Valle Medio del Magdalena Lisama 31 BOPD

Juglar Juglar-1 Valle Medio del Magdalena La Paz 300 BOPD

Chuira Chuira-1 Valle Medio del Magdalena La Luna 24 BOPD

Zoe Zoe-1 Valle Medio del Magdalena Lisama 4 BOPD

La Paloma

Colón

Midas

Colón 1ST, Colón 2,

Colón 3ST, 4, 5 y 6st

Valle Medio del Magdalena Umir 502 BOPD

Los Ángeles

Los Ángeles 3, 5, 6, 8, 9, 10, 11, 12, 13st, 14, 15, 16,

17 y 18

Valle Medio del Magdalena

E&P VMM28

E&P PUT-4

VMM28 En la Fase 1 de exploración del contrato se adquirieron cerca de 245 km de sísmica 2D. Hacia finales de 2013, se espera realizar la ubicación de un pozo exploratorio.

PUT-4Fase 1 de exploración del contrato. Se adquirieron cerca de 164 km con los programas

sísmicos Putumayo Norte 2D y Putumayo Este 2D. Posteriormente se realizará la perfora-ción de un pozo basado en la interpretación de la información sísmica.

BloqueContrato Campo Formación ProducciónpromedioPozos Cuenca

4. Datos a diciembre 31 de 2012.

5. Edad geológica Eoceno.

6. BOPD: Barriles de aceite por día.

7. Arenas basales de la formación Lisama Edad geológica Paleoceno.

8. Arenas basales del Grupo Real Edad geológica Mioceno.

9. Kilo pies cúbicos por día.

10. Edad geológica Maestrichtiano.

11. Edad geológica Eoceno.

12. Este pozo inició producción en diciembre de 2012.

13. Edad geológica Turoniano.

14. Operado por Shell Exploration and Production Colombia.

4

5

7

8

10

11

13

12

9

6

14

22

Contratos de Asociación Contratos con la ANH

Asociación Lebrija

AsociaciónTisquirama

100% Petronorte

20%Campo Doña María E&P

La Paloma

E&PMidas

E&PPUT-4

95% Petrolatina5% otros 8%

100% Petrolatina 8%

Campo Colón*

Campo Juglar*

100% Petrolatina 8%Campo Zoe*

100% Petronorte

100% Petronorte

8%En fase 1 de exploración

E&PVMM-28

85% Shell15% Petronorte 8%En fase 1 de

exploración

Llanos-1 8%

8%

8%

8%

En fase 0 de exploración

100% PetronorteLlanos-53 En fase 1 de exploración

100% PetronorteLlanos-70 En fase 0 de exploración

100% PetronortePut-25 En fase 0 de exploración

97,6% Petrolatina2,4% otros 8%Campo

Chuira*

Contrato RegalíasCampo Participación Contrato RegalíasCampo Participación

CampoTronos 100% Petronorte 20%15

17

*Campos operados por Petronorte

16. Hasta el mes de marzo de 2012, la participación fue de 50% para Petronorte y 50% para Petrosantander. Una vez recibida la comercialidad de estos campos (Serafín y Querubín), se redistribuyeronlos porcentajes de participación incluyendo a Ecopetrol.

15. Hasta no tener el reembolso de la inversión del pozo, ECOPETROL no entrará a participar de la producción del mismo.

17. En estos contratos se cuenta con un factor-X, el cual es considerado como un derecho adicional dela ANH representado en un porcentaje de participación en producción. Para los Contratos E&P PUT-4 y VMM-28 el factor-x es del 1%, para el contrato E&P PUT-25 es del 19%, para los contratos E&P Llanos-1 yLlanos-70 es del 31% y para el E&P Llanos-53 es del 33%. Para los otros contratos E&P no aplica.

60% Ecopetrol20% Petronorte

20% Petrosantander20%

60% Ecopetrol20% Petrosantander

20% Petronorte6,4%

60% Ecopetrol20% Petrosantander

20% Petronorte6%

60% Ecopetrol40% Petronorte 20%

CampoSanta Lucía

CampoSerafín

Campo Querubín

Campo Los Ángeles

16


Expandimos la exploración“Saliendo de nuestro nicho exploratorio“

Nuestra estrategia exploratoria para el año 2012 se enfocó en cuatro aspectos principales: adquirir información sísmica, perforar pozos, obtener nuevas áreas para explorar fuera del VMM e iniciar una estrategia para la evaluación, exploración y desarrollo del potencial de hidrocarburos no convencionales en los bloques existentes.

Adquisición de información sísmica

Realizamos los programas sísmicos Putumayo Norte 2D y Putumayo Este 2D con 164 km lineales en el bloque Putumayo 4, siendo ésta la primera informa-ción sísmica que adquirimos fuera de la cuenca del VMM. Los trabajos realiza-dos tuvieron como objetivo la detección de prospectos exploratorios, los cuales esperamos incorporar como nuevos recursos en la estrategia corpora-tiva. Debido a estos procesos incrementamos cerca de un 40% la adquisición de información sísmica equivalente con respecto al año anterior.

Nuevas oportunidades exploratorias

Participamos activamente en la ronda 2012 de la ANH, donde evaluamos más de 6.000 km de sísmica equivalente y revisamos más de 100 pozos.

De acuerdo a los resultados obtenidos presentamos diez propuestas multidisciplina-rias con lo cual obtuvimos cuatro bloques nuevos (LLANOS 1, 53, 70 y PUT 25) con un incremento del 89% de nuestra exten-sión en área exploratoria, alcanzando 746.899 acres de extensión.

100% de éxito exploratorio

Dentro de las actividades de perforación exploratoria tuvimos éxito en los dos pozos exploratorios perforados: Juglar-1 con una producción inicial mayor de 300 BOPD de 22°API y Tronos-1 con una producción inicial mayor a 100 BOPD de 16°API.

100% de éxito en pozos de avanzada

Dentro de las actividades de perforación exploratoria tuvimos éxito en los dos pozos de avanzada perforados: Colón 4 (productor) con una producción inicial mayor de 130 BOPD de 22°API y Querubín 2 con una producción inicial mayor a 100 BOPD de 13,5°API.

71% de éxito en pozos de desarrollo

Dentro de las actividades de perforación de desarrollo, tuvimos éxito en cinco de los siete pozos perforados:

• Los Ángeles 13st: productor.

• Los Ángeles 17: productor.

• Los Ángeles 18: productor- alta productividad.

• Colón 5: productor.

• Colón 6st: baja productividad.

23

Sísmica equivalente 2D (km)

2007 2008 2011 2012

164

117

266235

Afrontamos retos importantes de tipo geológico y operacional durante la campaña de perforación 2012, logrando al final del año operar con éxito la perforación de estos pozos.

24

Generación de recursos prospectivos convencionales

En cuanto a los recursos convencionales, definimos nuevos prospectos exploratorios en el bloque Acordionero-1, el cual planeamos perforar en el mes de mayo del 2013. Con-tinuamos interpretando la información del Putumayo para fortalecer los nuevos prospectos exploratorios que se están definiendo.

Evaluación del potencial no convencional en el VMM

Realizamos estudios geoquímicos, geológicos y geofísicos de superficie y subsuelo para determinar la extensión, calidad y cantidad de las formaciones con potencial no convencional en el Valle Medio del Magdalena (la luna y el grupo calcáreo basal). Creemos firmemente que estamos en el hot spot de los recursos no convencionales, por lo cual estamos diseñando la mejor estrategia para su desarrollo.

El 2013 nuevas áreas, nuevos retos

De acuerdo con los logros operativos que alcanzamos durante 2012 y teniendo en cuenta nuestros objetivos estratégicos, proyectamos para 2013 la incursión en nuevas áreas y la adop-ción de nuevos retos:

• Perforar el pozo Acordionero -1 en el contrato de explora-ción y producción Midas y obtener un éxito exploratorio con buena producción de hidrocarburos.

• Reducir el riesgo exploratorio con nuevos proyectos y definir la estrategia exploratoria de los nuevos bloques; entre los princi-pales planes tenemos:

- Definir el prospecto del bloque de Putumayo-4, su prognosis, recursos prospectivos y probabilidad de éxito.

- Determinar cuantitativamente el potencial de recursos en el subsuelo in place no convencionales en los bloques E&P, mediante estudios geológicos y geofísicos pertinentes.

- Continuar con la generación de prospectos exploratorios en los Llanos y en el Putumayo, actualizando el portafolio de recursos prospectivos convencionales, mediante reprocesa-miento sísmico especializado e interpretación de la información existente en los nuevos contratos.

- Incrementar el desarrollo de los campos maduros y nuevos para aumentar las reservas a partir de las diferentes herramien-tas y tecnologías. - Dar continuidad a la participación activa en eventos de alto nivel internacional.

• Implementar mejoras en el proceso de planeación de los pozos, asegurando la participación de todas las áreas (yacimientos, exploración, producción, perforación, gestión social y HSEQ), y ajustar así el protocolo de comunicaciones para reducir la probabilidad de ocurrencia de errores humanos durante las operaciones de perforación, gracias a las lecciones aprendidas de anteriores campañas.


Nuestros yacimientosOportunidades y logros

Durante 2012 desde el área técnica de Ingeniería de Yacimientos, trabajamos para el cumplimiento de los objetivos de maxi-mización del recobro de los campos en producción y generación de opciones de incremento a partir del análisis de nuevas propuestas. Incluimos la línea de Tecnología con el fin de ampliar el campo de acción hacia la evaluación y ejecución de trabajos de estimulación, análisis de daño de forma-ción y uso de nuevas tecnologías para caracterización de yacimientos.

En el tercer trimestre del año realizamos la primera campaña de limpieza y estimula-ción en nuestros pozos, con la cual logra-mos la reactivación del pozo Chuira-1, permitiéndonos restablecer los niveles de producción y abrir la posibilidad de una futura estimulación a nivel matricial. De igual forma, realizamos con éxito un trabajo de disolución e inhibición de asfalte-nos en el pozo Santa Lucia-4ST, acción que duplicó la producción diaria del pozo y mantiene un incremento promedio del 60% por encima de la línea base ajustada a la declinación del pozo.

En los pozos Colón-5 y 6ST realizamos una prueba de concepto, por medio de la cual evaluamos un tren de fluidos diseñados a partir de pruebas corefluid, con el fin de remover un posible daño de formación e identificar una baja calidad del yacimiento.

Esta campaña es el reflejo de la nueva búsqueda de oportunidades de incremento que estamos realizando, a partir de la aplicación de procesos químicos y mecáni-cos que ofrece la tecnología de punta.

Adicionalmente, continuamos con la estimación anual de los volúmenes de reservas y recursos con el fin de cuantificar el mayor activo de la Compañía: nuestros yacimientos. Bajo los lineamientos de la metodología PRMS, a través de un equipo interdisciplinario propio, certificamos nuestras evalua-ciones con compañías de alto perfil a nivel mundial, manteniendo altos estándares de calidad.

Reservas

25

RESERVASCRUDO Y GAS

RESERVAS DE CRUDO

11,695 MBO

RESERVAS DE GAS

0,078MBOE

VALLE MEDIO DEL MAGDALENA:

RESERVAS DESARROLLADAS

1,802MBOE

9,971MBOE

RESERVAS NO DESARROLLADAS

18. Compuestos químicos orgánicos del petróleo crudo.

18

26

Más retos para el 2013

Nuestro reto para el próximo año es la aplicación de nuevas tecnologías enfocadas al incremento de volúmenes de producción mediante la evaluación y aplicación de métodos químicos, que difieren de acidifica-ciones convencionales, sobre yacimientos naturalmente fracturados; así mismo la inyección de tratamientos orgánicos con alto radio de invasión para obtener mejo-res resultados con mayor duración y poder llegar al planteamiento de una opción piloto de IOR – Improved Oil Recovery.

Contemplamos además, el desarrollo y actua-lización de modelos a partir del análisis de Ingeniería de Yacimientos clásica, como análisis nodal, balance de materia, interpretación de pruebas de presión, caracterización de fluidos y análisis de daño de formación, para todas las áreas en operación; estas acciones incluyen la información de nuevos pozos, con el fin de ampliar el panorama de explotación y explo-ración de nuestras áreas. De igual forma, esperamos adquirir un paquete de simulación numérica para inicializar el modelo dinámico de nuestros principales campos, para la poste-rior evaluación de alternativas de incremento del factor de recobro.

RESERVASPROBADAS:

RESERVAS DE GASONSHORE

0,060MBOE

RESERVAS DE CRUDOONSHORE

3,024MBO

VOLÚMENES DEPRODUCCIÓNPROMEDIO:

827BOPD

DE GAS

166BOEPD


27

Producción en Colombia

En el año 2012 incrementamos nuestra produc-ción total en un 15,2% con respecto a 2011, con 1.015.536 barriles y una tasa de producción gross diaria promedio de 2.782 barriles.

En este año la producción de los campos en etapa comercial y en fase de prueba extensa para los contratos de la Asociación Tisquirama, Asociación Lebrija y E&P de los bloques La Paloma y Midas, sumaron un total de 1.015.536 BOE , con un promedio de 2.782 BOEPD . Estos resultados repre-sentan un aumento en la producción total del 15,21% frente a los reportados durante el año anterior.

Producción de crudo total (BOE)

2010 2011 2012

881.440 1.015.536660.137 381.675 363.881292.694

BOE total BOE neto

Producción de crudo por campo 2012 (BOE)

Serafín

238.694

Midas*

10.127

Juglar

3.151

Colón Doña María

11.343183.731

Tronos

7.710

Querubín

50.707

Los Ángeles

370.585

Santa Lucía

139.475

Producción de crudo promedio diario (BOEPD)

2010 2011 2012

2.415 2.7821.809 1.046 997802

BOEPD total BOEPD neto

19. BOE: Barrels of oil equivalent (Barriles equivalentes de crudo).

20. BOEPD: Barrels of oil equivalent per day (Barriles equivalentes de crudo por día).

21. El campo Serafín es productor de gas. El dato expuesto está presentado en barriles equivalentes.

19

20

21

*Suma de Chuira-1y Zoe-1

28

Gestión de operación y producción

Frente a los resultados obtenidos durante 2011, debido a la entrada en operación de nueve de los diez pozos nuevos durante 2012, presentamos un incremento del 15,19% en la producción de crudo diaria, pasando de 2.415 BOEPD a 2.782 BOEPD.

Las principales variaciones en la producción estuvieron relacionadas con la entrada de los pozos Colón-4, Colón-5 y Colón-6st del bloque La Paloma en la cuenca del VMM. Igualmente, al finalizar el año entró en operación el pozo exploratorio Juglar-1 del mismo bloque, reportando producción sólo para los últimos días del año, razón por la cual no se reflejan sus resultados en los promedios anuales.

A esto se suman las actividades de perfora-ción de desarrollo llevadas a cabo en el bloque B de la Asociación Tisquirama, la cual, para el caso del campo Los Ángeles, pasó de 686 BOPD en 2011 a 1.015 BOPD en 2012. En este mismo bloque entró en operación el pozo Querubín-2 durante el mes de septiembre, representando un incremento del 5,2% en promedio para la producción del bloque.

Por otra parte, el pozo exploratorio Tronos-1 pasó a conformar una nueva área como parte del compromiso adicional del contrato de Asociación Tisquirama, y cerró el año en proceso de prueba extensa, fase previa a la posterior solicitud de comerciali-zación. El pozo de gas Serafin-1 mantuvo el promedio de producción basado en el balance de materia, a pesar de la falla presentada a final de año por daño en el compresor.

En el bloque A de la Asociación Tisquirama, el campo Santa Lucia presentó una disminución de 7.600 bbls, equivalente a una variación del 6%, debido al proceso de declinación natural y a un menor número de intervenciones en relación al año anterior.

El campo Doña María de la Asociación Lebrija se mantuvo estable con una mínima variación respecto a 2011.

Pozos nuevos durante 2012

La meta de producción del 2012 se vio afectada por el resultado de producción de los nuevos pozos perforados; CL-4, CL-5 y CL-6st.

Asociación Tisquirama

La Paloma

Los Ángeles

Querubín Querubín-2

Juglar Juglar-1

Tronos Tronos-1

Ángeles 13stÁngeles 17Ángeles 18Ángeles 12

ColónColón-4Colón-5

Colón-6st

Bloque Campo Pozo

22. Se aisla la formación Umir, se abre Lisama.

22


29

Otros aspectos importantes

• Cambiamos el sistema de levantamiento en los pozos Colón-1st y Colón-2 , pasando de ESP y bombeo hidráulico, a bombeo mecánico.

• Obtuvimos buenos resultados con la optimización de producción en Los Ángeles mediante cambios de ALS a través de la implementación de PCP (bombeo por cavida-des progresivas).

• El equipo de workover de la Asociación Tisqui-rama continuó operando con los completa-mientos de los pozos en perforación y los trabajos preventivos y correctivos en los pozos existentes.

• Mediante protocolo suscrito con los Asocia-dos en el contrato Tisquirama, establecimos un esquema de renta del equipo de workover para atender trabajos en pozos de operaciones directas de cada uno de los socios. Sobre tal protocolo se adelantaron dos trabajos en el bloque La Paloma (pozos Juglar-1 y Colón-1st), obteniendo beneficio en reducción de costos operacionales y menor diferencia por espera de equipo.

• Culminamos los proyectos de generado-res de respaldo en las estaciones Santa Lucía y Los Ángeles. A 31 de diciembre hacía falta la entrega de la red de 34,5 KV por parte de la ESSA.

• En el mes de diciembre dimos inicio a la obra del nuevo campamento de la Superin-tendencia de Operaciones del Valle Medio del Magdalena.

Nuestros pronósticos operativos

Para el año 2013 esperamos contar con una producción promedio de 4.115 BOEPD.

Producción planeada para 2013

Santa Lucía 368

Los Ángeles 1.210

Querubín 124

Serafín 764

Tronos 17

Doña María 30

Colón 435

Chuira 25

Zoe 6

Juglar 243

Acordionero 893

Campo Total (BOEPD)

4.115TOTAL

23. Implementación de sistema Jet Pump en el pozo Colón-2. Se cumple como la opción que permitió operaciones rigless en este pozo versus la condición de perforación de CL-4, CL-5 y CL-6 desde la misma localización.

24. ALS: Artificail Lift Systems (Sistemas de levantamiento artificial).

23

24

30

Retos 2013

• Incrementar los promedios de producción bruta a 4.115 BOEPD y la producción neta a 2.007 BOEPD .

• Poner en marcha la red de energía de 34,5KV en el campo Los Ángeles.

• Implementar el incremento de recobro del pozo Serafin-1 mediante la instalación de un segundo compresor que permita manejar una presión de abandono de 100 PSIG.

• Evaluar e implementar procesos de generación a gas como fuente de energía primaria, bajo el modelo de generación en el pozo Colón y teniendo en cuenta las mediciones en curso de posible gas remanente de anulares en los campos Los Ángeles y Santa Lucía.

• Evaluar y diseñar estrategia de disposición de aguas asociadas a la producción mediante un pozo inyector u otra alternativa en superficie (proyecto multidisciplinario con otras áreas).

• Adelantar el cambio del actual sistema de levantamiento en los pozos Colón-4, 5, 6st y Juglar-1 de Jet Pump a la mejor opción técnica y económica que apunta a bombeo mecánico (proyecto de reducción de costos).

• Afianzar el esquema de instalación de facilidades de produc-ción para pruebas cortas y extensas que ha generado impor-tantes ahorros y mejoras operativas en producción.

• Estructurar el área de Confiabilidad y Mantenimiento de la Compañía como un importante y necesario paso en torno al crecimiento de la operación y el mayor número de activos.

• Preparar toda la entrega del campo Doña María a Ecopetrol S.A., establecida para mayo de 2014.

• Continuar con la disminución de la frecuencia de intervención a pozo en el campo Santa Lucía con la optimización de los sistemas de levantamiento.

• Con el aval de Ecopetrol, aumentar la ocupación del equipo de workover cubriendo la totalidad de los campos (Asociación Tisquirama + UTP & UTM).

25. (valores sobre versión no oficial de pronósticos 2013, incluye pozos exploratorios).

25


31

Publicaciones y presentaciones

El avance técnico y científico es clave para el desarrollo de nuestros proyectos. Los resultados operativos de las activi-dades que llevamos a cabo son presentados y compartidos con la comunidad académica y con la industria.

Yan Li, Prince M. & Rojas D. 2012. "Fracture Prediction using Low Coverage Seismic Data in Area of Complicated Structures" ASIA-PACIFIC AAPG-EAGE JOINT GTW Fractured Carbonate Reservoirs, Bali, Indonesia, 15-17 Febrero 2012.

Acevedo R., Daza D., Prince M., Rojas. D., and Sanchez C., 2012. An Integrated Approach to the Exploration of Fractured Reservoirs: A Challenge in the Cretaceous Rocks of the Middle Magdalena Valley Basin, Colombia. Petróleos del Norte S.A.- PetroLatina Energy Plc. Memorias XI Simposio Bolivariano del Petróleo en las Cuencas Subandinas.

Acevedo R., Daza D., Prince M., Rojas. D., and Sanchez C., 2012 Presencia de Gilsonita y Bitumen en la cuenca Valle Medio del Magdalena: “Un reto para la perforación exploratoria” Petróleos Del Norte S.A.- PetroLatina Energy Plc. Memorias XI Simposio Bolivariano del Petróleo en las Cuencas Subandinas.

Acevedo R., Delgado A., Prince M. y Silva M. 2012 Un nuevo yacimiento productor de hidrocarburos en los niveles basales del Grupo Real, en la cuenca VMM – Un caso histórico. Petróleos Del Norte S.A.- PetroLatina Energy Plc. Memorias XI Simposio Bolivariano del Petróleo en las Cuencas Subandinas.

Publicaciones realizadas por nuestroequipo técnico en 2012:

32

ESTRATEGIA CORPORATIVA

Nos posicionaremos como una organización sostenible en el sector energético a nivel latinoamericano. Nuestro crecimiento respon-sable, la excelencia en nuestra operación, el respeto por el ser humano y el medio ambien-te, serán nuestro mayor reconocimiento.

VISIÓN

Somos una organización dedicada a la opera-ción sostenible de campos petroleros y al desarrollo responsable de nuevos proyectos en el área de los hidrocarburos. Con nuestro cono-cimiento, experiencia y personal íntegro, aporta-mos al desarrollo energético de Colombia, generando valor social, económico y ambiental.

MISIÓN


33

NUESTRA ESTRATEGIA

SOC

IAL

EC

ON

ÓM

ICO

AMBIENTAL

•Generación de empleo.

•Desa

rrollo sostenible de la comunidad•Sa

tisfacción del cliente.

•Viabilidad legal am

biental de los proyectos. de agua y energía.

•Reducción de consumo

•Fortalec

imie

nto

de la

cultu

ra a

mbi

enta

l. •Identific

ación

de

impa

ctos

am

bien

tale

s

a la c

omun

idad

.

ambiental a

la c

omun

idad

.

•Capac

itaci

ón

Aumento de reservas

Producción

Rentabilidad

DDHH

Relaciones con la comunidad

Buenas prácticas laborales

Seguridad y salud

Ética y buen gobierno

Biodiversidad Cambio climáticoProtección de los recursos naturales

34

En calidad• Seguimos estándares de calidad en toda nuestra cadena de valor para el desarrollo de las actividades.

• Nos enfocamos en lograr la satisfacción de nuestros clientes y aliadados.

• Contamos con personal altamente competente.

En salud ocupacional y seguridad

industrial

• Nos enfocamos en la minimización de los riesgos a la salud y a la seguridad de nuestros empleados, contratistas y visitantes.

• Trabajamos en la prevención de lesiones y enfermedades ocupacionales.

• Promovemos la cultura del auto-cuidado.

• Contamos con mecanismos necesarios para atender de manera eficiente las situaciones de emergencia que se pudieren generar dentro de nuestras instalaciones.

En responsabilidad

social

• Mantenemos un diálogo permanente con las comunidades del área de influencia de la operación.

• Buscamos un desarrollo mutuo comunidad - empresa, trabajando de la mano con el Estado en las necesidades de la sociedad.

• Como ciudadanos corporativos respetamos el entorno y los principios de convivencia en los lugares donde llegamos a operar, generando relaciones de confianza con las comunidades vecinas.

• Velamos por el respeto de los Derechos Humanos en todas las actividades desarrolladas para nuestra operación.

En medio ambiente

• Desarrollamos todas nuestras actividades operativas con un enfoque en la minimización de los impactos ambientales.

• Trabajamos por el cuidado del ambiente y la protección de los recursos naturales agua, aire y suelo, previniendo su contaminación o agotamiento.

• Contamos con mecanismos necesarios para atender de manera eficiente las situaciones de emergencia que pudieran generar contaminación.

POLÍTICA DE SOSTENIBILIDADEstamos comprometidos con la integridad en todas nuestras operaciones de exploración, explotación e intervención de pozos en los ámbitos de calidad, responsabilidad social, medio ambiente, salud ocupacional y seguridad industrial. La generación de valor económico, social y ambiental es nuestro mayor compromiso siendo el equilibrio entre los tres lo que nos ha permitido ser una Compañía sostenible a través de los años.

La mejora continua hace parte fundamental de nuestra organización para lo cual contamos con sistemas integrados de gestión basados en las normas ISO 9001: 2008, OHSAS 18001:2007 e ISO 14001: 2004.

Todo lo anterior en un marco de cumplimiento de la legislación Colombiana de Seguridad Industrial, Salud Ocupacional y Medio Ambien-te, y de otra índole que nos aplique, además de los lineamientos corporativos y todas las demás normas o compromisos que adoptemos.

Acorde con este compromiso gerencial, todos nuestros colaboradores y contratistas son responsables de alcanzar el mejor desempeño en cada uno de los sistemas de gestión de nuestra organización. Para lograr el desarrollo integral de cada uno de nuestros procesos la Gerencia se compromete a proporcionar los recursos que sean necesarios.


Juan Carlos Rodríguez CharryPresidente ejecutivo de Petróleos del Norte S.A. 2012

35

COMPROMISOS CON NUESTROS GRUPOS DE INTERÉSTomando como punto de partida la matriz de materialidad y los aspectos materiales identificados en ella, establecimos cinco compro-misos de sostenibilidad con el objetivo de dar respuesta a tales aspectos, enmarcar nuestras prácticas de gestión sostenible y mejorar el relacionamiento con los grupos de interés.

Compromisocon:

Ética y Transparencia

•Gobierno•Proveedores

•Sociedad

Aseguramos el comportamien-to ético, transparente y el buen

gobierno.

Generamos valor económico a nuestros socios y accionistas, y

buscamos la satisfacción de nuestros clientes.

Compromisocon:

Rentabilidady Servicio

•Accionistas•Socios

•Clientes

Protegemos la salud y seguri-dad de nuestros colaborado-

res y promovemos su desarro-llo personal y profesional.

Compromisocon:

Seguridad yDesarrollo Profesional

•Colaboradores

Promovemos proyectos de desarrollo sostenible que

mejoren la calidad de vida de las comunidades donde

operamos.

Protegemos los recursos naturales y la biodiversidad, minimizando los impactos ambientales de nuestra

operación.

Compromisocon:

Protección alMedio Ambiente

•MedioAmbiente

Compromisocon:

Desarrollo Comunitario

•Comunidades

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Aseguramos el comportamiento ético, transparente y el buen gobierno. No aceptamos la corrupción, el soborno, ni cualquier

incumplimiento de tipo legal.

1.ÉTICA Y TRANSPARENCIA

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CONTAMOS CON UN REALIZAMOS DE PROVEEDORESSOSTENIBLES

CÓDIGO DE ÉTICAY UN CÓDIGO DE BUEN GOBIERNO

VALORES: INTEGRIDAD, RESPETO,DESEMPEÑO, TRABAJO EN EQUIPOBALANCE

PROMOCIÓN

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ÉTICA Y TRANSPARENCIA MEMORIA DE SOSTENIBILIDAD PETRONORTE 2012

En Petronorte contamos con cinco valores corporativos, definidos como resultado de un proceso participativo con todos nuestros colaboradores.

VIVIMOS NUESTROS VALORES CORPORATIVOS

Desde el año 2011 contamos con un Código de Ética, desarrollado bajo los lineamientos propuestos por el estándar SGE21:2008 de FORÉTICA, para la gestión ética sostenible y responsable,que involucra a nuestros colaboradores, contratistas, proveedores y demás personas que trabajan en nombre de la Organización.

39

Actuamos con transparencia y respon-sabilidad. Preservamos el medio

ambiente, protegemos a las personas y promovemos el desarrollo social.

Basamos nuestras relaciones en el trato digno hacia las personas,

valoramos a los demás y escuchamos sus opiniones sin importar raza,

género o religión.

Nos comprometemos con la búsque-da de la excelencia. Aportamos lo

mejor de nosotros buscando el logro de objetivos individuales.

Construimos el éxito de nuestra organiza-ción con el aporte, compromiso y esfuerzo de cada quien, logrando la sinergía necesaria

para el logro de nuestros objetivos.

Nuestras familias son motivación, inspiración y orgullo, por ellas busca-

mos el equilibrio y la armonía entre la dedicacion laboral y la vida personal.

Desempeño

Trabajo en equipo

Balance

Integridad Respeto

40

JUNTA DIRECTIVA

Nuestra Junta Directiva establece objetivos y políticas estratégicas, supervisa aspectos financieros, los controles y la gestión del riesgo, y toma las decisiones sobre las transacciones claves del negocio y las expectativas de los grupos de interés. La Junta se reúne al menos cuatro veces al año.

Nuestro sistema de buen gobierno corporativo se sustenta en el Código de Buen Gobierno que contiene lineamientos establecidos por la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico (OECD), y los principios establecidos en el White Paper del Progra-ma Corporate Governance para Colombia de Confecámaras-CIPE.

Junta Directiva Petrolatina

Junta Directiva Petronorte

Cargo Directivo Nombramiento

Presidente

Presidente ejecutivo

Director ejecutivo

Director no ejecutivo

Julio 14 de 2008

Noviembre 2 de 2007

Agosto 5 de 2008

Agosto 6 de 2008

Luc Gerard

Juan Carlos Rodríguez

Ciro Méndez

Menno Wiebe

Principales

Ciro Méndez (julio 2 de 2008)

Juan Carlos Rodríguez(julio 2 de 2008)

Edgar Garzón (Julio 2 de 2008)

Suplentes

Rodrigo de Sagarminaga

José Mauricio López

Mauricio Corredor

De conformidad con los Estatutos Sociales, un tercio de los directores en el cargo debe retirarse y puede presentarse a la reelección por los accionistas en cada Asamblea anual de accionistas. Las recomendaciones para los nombramientos son tomadas por el Consejo en su conjunto después de la debida evaluación.


41

Responsabilidad de la Junta Directiva Las acciones realizadas por nuestra Junta Directiva son:

Comités

La Junta Directiva cuenta con tres comités integrados por sus miembros y designados por la misma. El objetivo de los comités es dar apoyo en el cumplimiento de sus responsabilidades.

La Junta Directiva es evaluada de manera interna por cada uno de sus miembros, teniendo en cuenta las recomendaciones dadas por el comité de remuneración y externamente a través de BDO LLP, la firma encargada de auditar los estados financieros de PetroLatina Energy Limited. Las auditorías son realizadas dos veces al año, en las oficinas de Londres y Bogotá .

Por su parte Petronorte y PetroLatina Energy Sucursal Colombia son auditadas, una vez por año, por la firma auditora BDO Audit S.A, y las unio-nes temporales Midas y Petrocaribe son auditadas anualmente por la firma Baker Tilly Colombia.

Aprobar los estados financieros.

Comité de Auditoría

Este comité se asegura del buen funcionamiento de las prácticas financieras y de verificar los controles con el fin de asegurar los activos del Grupo mediante la integridad de la información económica. Adicionalmente revisa los estados financieros y los resultados de la auditoría anual.

Mantener registros contables adecuados y suficientes para explicar las operaciones de la Compañía y revelar con razonabilidad la situación financiera de la misma.

Salvaguardar los activos de la empresa y tomar las medidas necesarias para la prevención y detección de fraudes y otras irregularidades.

Comité de remuneraciones

Este comité es responsable de establecer la política de remuneración de los ejecutivos y los beneficios de los consejeros ejecutivos individuales. La Junta es responsable de establecer las políticas y los beneficios de directores no ejecutivos individuales.

Comité de nominaciones

La Junta evalúa la experiencia y el conocimiento de los directores potenciales. El principal criterio para el nombra-miento de los miembros , es la capacidad de agregar valor al negocio. Todos los miembros designados por la Junta están sujetos a la elección de la Asamblea General de Accionistas.

25

25. A partir de la salida de la bolsa (Marzo de 2012) la auditoria se realizará una sola vez al año.

42

Remuneración de los miembros de la Junta Directiva

Los salarios de los integrantes de la Junta Directiva de Petro-latina son fijos y se revisan anualmente tomando en conside-ración la remuneración pagada por las empresas compara-bles en términos de tamaño de activos, capitalización de mercado y la complejidad de las operaciones de la Compañía al considerar los niveles salariales. Los miembros de la Junta Directiva de Petronorte no reciben remuneración.

Paquete de retribución

Sistemas de primas:

Salario anual básico

Contribuciones de pensiones

Efectivo Bonos


43

NUESTROS ALIADOS ESTRATÉGICOS

Nuestros proveedores constituyen un pilar fundamental de la gestión sostenible, por tal razón hemos asumido el compromiso de involucrarlos en las buenas prácticas de Responsabilidad Social.

Promovemos la Responsabilidad Social en nuestra cadena de valorA través de actividades que buscan resaltar la gestión socialmente responsable y promo-ver el desarrollo de prácticas justas dentro de toda la operación, basadas en el respeto y la transparencia.

Aseguramos buenas prácticas laborales en la cadena de valorEn Petronorte nos encontramos compro-metidos con la generación de un entorno de trabajo digno, respetuoso y seguro. Trabaja-mos para garantizar el cumplimiento de las políticas, procesos y prácticas en materia laboral de la organización y la materialización de éstas en su cadena de valor.

Como parte integral de los contratos u órdenes de servicio que se generan a contratistas y proveedores, se establecen lineamientos articu-lados al Plan de Responsabilidad Social de Petróleos del Norte, Protocolos de Responsabili-dad Social para Contratistas GS–PT–001- y Protocolo HSE de Contratistas-SS-PT-001:

Lineamientos en RSE para proveedores y contratistas:

Priorización de la contratación de mano de obra local de las áreas de operación.

Asegurar que las personas que trabajan para los contratis-tas y proveedores conozcan sus condiciones laborales y de desempeño.

Apertura y cierre de Paz y Salvo Social, para garantizar los soportes de cancelación de salarios y prestaciones de los empleados, subcontratistas y pagos a proveedores antes de culminar las actividades en campo.

Cumplimiento de las normas laborales aplicables en los lugares en donde opera.

Evaluación periódica del desempeño del proveedor.

44

Selección y evaluación de proveedores

Garantizamos la transparencia en los procesos de selección de proveedores a través de un proceso que busca escoger al mejor proveedor y cuyo perfecciona-miento se da a través de contratos escritos u órdenes de compra y servicio.

Aspectos para la selección de proveedores

Nuestros proveedores son calificados como críticos o no críticos de acuerdo con el impacto que tengan sobre nuestra labor. Aquellos proveedores cataloga-dos como críticos son evaluados anualmente en su desempeño. Estos resultados son comunicados a nuestros proveedores con el fin de fomentar la mejora o reconocimiento de su gestión.

Adicionalmente el crecimiento de nuestras operaciones ha signifi-cado el desarrollo de la economía local generando nuevas opor-tunidades para proveedores locales en actividades relacionadas con infraestructura de servicios, restaurantes, hospedajes, coope-rativas de servicio de transporte, servicios de alquiler de maqui-naria, canteras, etc.

En el 2012 realizamos un proceso de identificación de los nego-cios que puedan beneficiarse con nuestra operación a través de las juntas de acción comunal y autoridades locales de los munici-pios de incidencia, con el fin de dar a conocer a contratistas y proveedores las ofertas locales existentes y los requerimientos para la operación.

*US $1’051.317,44

Gasto local

*US$4’036.260,87Gasto regional

*US$77’911.066,72Resto del país

*US$83’019.004,60

Gasto totalproveedores y contratistas

Calidad PrecioDisponibilidad de equipos y

materiales

Localización (área local o regional)

Continuidad por satisfacción

Proveedor único o crítico

Desempeño ambiental

y socialConocimiento

en el área

1

L R

Locales

Cesar 73 Santander 50 Resto del país 597

Regionales

Resto del país94%

1% 5%

Porcentaje de gastos proveedores y contratistas

*Gasto Gross (incluye socios)


45

COMPROMETIDOS CON LA TRANSPARENCIA

Durante el 2012 llevamos a cabo la Auditoría de Revisoría Fiscal que comprendió tres visitas durante el año, en las cuales se trataron temas de planeación, seguimiento y evaluación de control interno, visita pre-cierre de estados financieros y emisión de informes finales.

Así mismo, implementamos e independizamos el departamento de Control Interno, el cual dependía del área financiera, otorgándole las herramientas necesarias para hacer auditorías en todos los procesos de la Compañía, en especial en los que involucran la gestión de recursos económicos.

A finales de 2012 creamos el cargo de Contralor, el cual trabaja directamente con la presidencia de la Compañía. El área de contraloría cuenta con un equipo profe-sional especializado en auditoria administrativa, financiera y operativa.

Mejorando nuestro productoDurante el 2012 fue entregado en dos ocasiones crudo fuera de especificacio-nes, incumpliendo con los requisitos de calidad del cliente. Como consecuencia, se estableció un plan de acción para evitar la reincidencia en entregas posteriores.

• Julio de 2012: venta de crudo fuera de las especificaciones de calidad prove-niente de la estación Los Ángeles por %BS&WU de 2,43, excediendo la norma de calidad estipulada para este parámetro que exige un porcentaje máximo del 0,5%. Se aplicó la máxima penalización de 0,1 US $/BBL lo que se tradujo en US $2.000 menos en el pago del crudo entregado.

Medidas adoptadas: -Adición de tanques de almacenamiento. -Verificación del adecuado drenaje y tiempos de retención de los tanques.

-Evaluación de adición de química en el tratamiento de crudo.

-Evaluación de adquisición de un tratador térmico adicional.

• Octubre de 2012: venta de crudo proveniente del campo Zoe por %BS&W de 4,75, excediendo la norma de calidad estipulada para este parámetro que exige un porcentaje máximo del 0,5%. Se aplicó la máxima penalización de 0,1 US $/BBL, lo que se tradujo en US $1.000 menos en el pago del crudo entregado.

Medidas adoptadas:

- Definición del estado del pozo. - Generar una prueba de potencial de producción y obtención de información relevante de esta prueba. - Evaluación de la facilidad con la que cuenta el pozo.

- Generación de procedimientos de apertura adecuada para el pozo y tiempos de tratamiento del crudo.

- Evaluar otras alternativas para el tratamiento de crudo de despachos. (En proceso).

26. Basic sediment and water : contenido de agua y sedimentos en el crudo extraído.

26

46

Generamos valor económico a nuestros socios y accionistas, y busca-mos la satisfacción de nuestros clientes.

2.RENTABILIDAD Y SERVICIO

47

EN VALOR GENERADO*65.36% VENTA DE PETRÓLEO Y GAS

*5,93%TRANSPORTE DE CRUDO

MILLONESEN VALOR DISTRIBUIDO

164 US $11 MILLONESDE VENTA DEL OLEODUCTO RIO ZUILA-AYACUCHO

9,06%US $71,81

US $12,3 MILLONES EN

US $5,2 MILLONES

48

RENTABILIDAD Y SERVICIO MEMORIA DE SOSTENIBILIDAD PETRONORTE 2012

49

Garantizamos la continuidad de nuestro negocio gracias a la gestión exitosa de nuestros recursos económicos, dando cumpli-miento a las metas financieras propuestas y generando valor para nuestros grupos de interés como aporte para el crecimiento del país y las regiones en donde hacemos presencia.

CUMPLIMOS NUESTRAS METAS

Venta del oleoducto Río Zuila-Ayacucho

Adquirimos

164Kmde sísmica en Putumayo

Con una inversión de más de Campaña de Perforación de

9pozos nuevos

US $50 millones.

Retorno sobre el patrimonio equivalente a

Utilidad bruta (antes de la

depreciación)

US$16.923

Razón corriente

0,71veces

EBITDA

US$15.277

Capital de trabajo

US$5.910

US $11millones.

9,6%10% adicionalde participación en los Bloques Paloma y Midas

NUESTROS INDICADORES FINANCIEROS

27. Cifras expresadas en millones de dólares.

27

50

GENERAMOS VALOR

Durante el año 2012 tuvimos ingresos por US $42,7 millones de los cuales US $27,96 millones (65,35%) corresponden a la venta de petróleo y gas, y US $2,54millones (5,93%) al transporte de crudo a través del oleoducto; además, obtuvimos ingresos provenientes de inversio-nes financieras y la venta de activos por US $12,28 millones los cuales fortalecieron el desempeño económico de la empresa durante el año.

Ventas de Petróleo y GasVenta

de crudoCifras en Millones de USD Venta de gas

1.02

2011 2012

27.1

24.42 2.69

27.9

+ 26.95 +

Venta de petróleo

Venta de gas

Inversionesfinancieras

Venta deactivos

Transporteoleoducto

Distribución de ingresos 2012

5,93%

27,7%

0,84%

2,39%

62,97%

Aumentamos los ingresos por venta de petróleo en un

10,34%


DISTRIBUIMOS VALOR• El valor económico distribuido durante el año 2012 fue de US $71,81 millones.

• Los costos asociados a pago de personal aumentaron un 42,34% con respecto al año anterior debido a la entrega de un bono a nuestros empleados, correspondiente a 1,5 veces su salario, distribuido en un pago en mayo de 2012 y un 0,5 del salario en diciembre del mismo año.

• Debido al pago de la deuda con MBL (Macquarie Bank Limited) durante el año 2011, los pagos a proveedores de capital disminuyeron significativamente.

• Se realizaron pagos al gobierno representados en impuestos, aportes tributarios y regalías por US $5,2 millones.

Vamos creciendoDurante 2012 desarrollamos nuestros libros de reservas y recursos bajo la metodología Petroleum Resources Manage-ment System (SPE-PRMS), en los cuales Sproule International Limited fue la firma consultora encargada de certificar nuestras reservas. Al cierre de 2012, luego de realizar una evaluación completa y actualizada de las mismas, se certificaron en total 11,695 MBO[], de las cuales se certificaron 1,802 MBOE de reservas desarrolladas y 9,971 MBOE de reservas no desarro-lladas en el Valle Medio del Magdalena.

Para el año 2012 nuestros volúmenes de producción en el Valle Medio del Magdalena fueron de 827 BOPD[2y de 166 BOEPD[3en gas.

51[1]. Million Barrels of Oil.

[2]. Barrel Oil Per Day.

[3]. Barrel of Oil Equivalent Per Day.

[1]

[2]

[3]

Salarios y beneficios sociales para los empleados

Pago a proveedores de capital

Pagos a Gobierno

Pago a proveedores de B/S

Inversiones en la comunidad

Valor Económico Distribuido 2012

9,06%5,17%

7,33%

1,50%

76,94%

12

CALIDAD

Como parte de nuestro sistema de gestión de calidad certificado bajo la norma ISO 9001: 2008, anualmente realizamos la encuesta de satisfacción a nuestro cliente ECOPETROL, con el cual hemos mantenido relaciones comerciales para la venta del crudo y el gas producido en nuestros campos.

Dicha encuesta se enfoca en la medición de su nivel de satisfacción en cuanto a criterios de calidad del producto, tiempos de entrega, tiempos de respuesta a sus requerimientos, servicio y atención prestada. Los resultados de la encuesta generan un indicador de gestión y nos ayudan a desarrollar planes de acción para la mejora continua.

El resultado general obtenido de la encuesta en el año 2012 arrojó una mejora en la satisfacción del cliente respecto al año 2011, alcanzando un índice de 3.5 sobre 4, lo cual nos indica un nivel bueno de satisfacción del cliente quien resalta la calidad de nuestro talento humano y los esfuerzos que hemos realizado para garantizar las condiciones de calidad en la entrega de nuestros productos.

52


Calidad del Gas

Contamos con dispositivos que monitorean la calidad del mismo y los cuales relacionan la cantidad de agua asociada al gas y el porcentaje en masa de cada uno de los componentes asociados (Etano, Metano, Butano, etc.)

1

0

2

3

4

4 4

3

3

Valoración del productorecibido (crudo entregado)

Cumplimiento en lostiempos de entrega

Cumplimiento en lostiempos de respuestaa requerimientos

Atención y servicio al cliente

28. Parámetros de entrega; Sal: 20LBS/KBO.

29. Porcentaje de agua y sedimentos asociados al crudo.

Calidad del Crudo Cumplimiento de los paráme-

tros de calidad en porcentaje de sal y BSW . 28 29

53

Satisfacción al cliente

54

Protegemos la salud y seguridad de nuestros colaboradores, y promovemos su desarrollo personal y profesional.

3.SEGURIDAD Y DESARROLLO PROFESIONAL

55

55

DEL FONDO DE EMPLEADOS

97

105

US $1.823,36

56

MEMORIA DE SOSTENIBILIDAD PETRONORTE 2012SEGURIDAD Y DESARROLLO PROFESIONAL

NUESTRO MEJOR HÁBITO: LA SEGURIDADNuestra gestión de la seguridad se fortalece mediante la difusión de la cultura del autocuidado y el relacionamiento con los colaboradores y sus familias. Gracias a estas acciones y a la verificación de los protocolos más estrictos en HSE, registramos resultados muy positivos durante 2012 que significaron la consolidación de nuestros valores en seguridad.

En Petronorte estamos comprometidos con la prevención y control de riesgos a la salud y a la seguridad de nuestros colabo-radores, contamos con altos estándares en la materia y con 14 normas básicas de HSE que son de obligatorio cumplimiento para trabajadores, contratistas y visitantes.

Normas básicas HSE

57

1. El uso de elementos de protección personal es OBLIGATORIO.

2. Solicitar permiso de trabajo antes de iniciar labores no rutinarias o potencialmente peligrosas, gestionando el A.S.T. y los formatos establecidos para desarrollar las actividades de forma efectiva, limpia y segura.

3. Está PROHIBIDO el uso de aparatos electrónicos que no sean a prueba de explosión. Así mismo, el uso de cámaras fotográficas y de video requieren permiso en caliente y su ingreso debe ser autorizado por el Superinten-dente de operaciones.

4. Se deben respetar los límites de velocidad establecidos para el tránsito vehicular dentro del área industrial (20 km/h); así como cumplir la política, los requisitos y comportamientos exigidos en el plan de seguridad vial.

5. Está PROHIBIDO el ingreso de alcohol o drogas ilegales, al igual que las personas bajo el efecto de las mismas.

6. Está PROHIBIDO fumar.

7. Todo visitante o contratista debe ser anunciado y autorizado por la Superintendencia para su ingreso, así mismo deberá recibir inducción de HSE, antes de ingresar a las instalaciones industriales.

8. Está PROHIBIDO el ingreso de armas, salvo para la fuerza pública.

9. Todo incidente o accidente deberá ser reportado de inmediato.

10. Todos los contratistas y visitantes deben portar su identificación en un lugar visible.

11. Está PROHIBIDO el ingreso de objetos a base de poliestireno expandido (icopor), y bolsas plásticas de agua a los campos e instalaciones.

12. Mantener en todo momento ordenado y limpio el sitio de trabajo.

13. Realizar la apertura del Paz y Salvo Ambiental, antes de realizar cualquier trabajo que tenga la potencialidad de generar residuos; y cerrarlo al finalizar las actividades.

14. Realizar una adecuada separación y manejo de los residuos generados en cualquier actividad desarrollada en nuestras instalaciones.

58

Certificamos nuestra gestión

Contamos con un sistema de gestión de seguridad industrial y salud ocupacional para la gestión de los riesgos asociados a todas nuestras actividades, certificado bajo la norma OHSAS 18001:2007 desde el año 2009, por el ente Bureau Veritas de Colombia.

El COPASO como aliado

Nuestro Comité Paritario de Salud y Seguri-dad COPASO representa al 100% de los trabajadores y vela por la promoción y vigilan-cia de las normas en materia de seguridad y salud ocupacional, el mismo se reúne mensual-mente en la Supertintendencia de operacio-nes de San Martín, Cesar. En estas reuniones realiza actividades que sirven de apoyo a la gestión de seguridad y salud, tales como:

• Revisión de índices de accidentalidad del mes y el acumulado teniendo en cuenta su frecuencia, severidad y las tasas de ausentismo.

• Revisión de la ejecución de planes de acción establecidos en materia de accidentes

• Informes de inspecciones de planta e instalaciones, revisión de cambios que puedan afectar la salud de los trabajadores.

• Presentación de sugerencias, problemas de interés en seguridad, higiene, medicina del trabajo y preventiva.

Trabajamos con altura

Manejamos un programa de trabajo seguro en alturas para el personal expuesto a este riesgo. Durante el año 2012 certificamos al 92% del personal habilitado para trabajo en alturas en los niveles avanzado y operativo.

Como parte del mismo, en los nuevos campos implementamos líneas de vida


59

horizontales certificadas en el 100% de los cargaderos de carrotanques, y se realizó segui-miento a las líneas ya instaladas, con el fin de garantizar la seguridad a nuestros trabajadores y contratistas en el proceso de cargue de crudo.

Adicionalmente, iniciamos la implementación del plan de acción para el cumplimiento dela Resolución 1409 del 2012, por la cual se establece el Reglamento de Seguridad para protección contra caídas en el trabajo en alturas.

PISVI: el mejor amigo de nuestros conductores

Durante el 2012 mantuvimos un índice de cero incidentes vehiculares con lesionados y realizamos auditorías comportamentales en seguridad vial a conductores directos e indirec-tos, a través de las cuales se certificó al 100% de este personal como conductor confiable.

Logramos:

• Más de 1,8 millones de kilómetros reco-rridos por vehículos pesados cargados con hidrocarburo y material de canteras sin incidente alguno.

• Índice total de 3,68 incidentes viales por cada millón de kilómetros recorridos.

Somos FANS de la seguridad

El programa bandera de nuestra gestión HSE durante el año 2012 fue el programa “Mi comportamiento es lo que más cuenta” conformado por actividades encaminadas al fortalecimiento de la cultura del autocuidado y al fomento de actos y comportamientos seguros. Este programa comenzó su imple-mentación durante el año 2012, durante el cual se seleccionaron 10 gestores HSE para apoyar el desarrollo de actividades como recorridos diarios, charlas diarias al personal operativo y apoyo en la gestión HSE.

Recorridos diarios, diurnos y nocturnos

Selección de diez líderes HSEde la Operación. 10

Vinculación de las compañías contratistas presentes en campo en la identificación de condicio-nes y actos.

60

En el 2012 se reportaron más de 480 Actos y Condiciones riesgosas a través de las tarjetas SMART con más del 83% de reportes gestionados durante el mismo periodo.

Actividades mi comportamiento es lo que mas cuenta

30. Del inglés Key Performance Indicators que significa Indicadores clave de desempeño.

Paradas de seguridad para divulgar casos exitosos y lamentables ocurridos dentro de la Organización y divulgación de los KPI por parte de las gerencias

Un alto en el camino

Sensibilización a los líderes, definición de funciones específicas, planes de formación básica (interna) y planes de formación especializada (externa).

Fortaleciendolíderes

Actividades con la familia de los colaboradores para afianzar el mensaje de seguridad (encuentros, cenas familiares, actividad dirigida a los niños, etc) y fomentar la prevención y

La familia, eje seguro

Campaña de seguridad para generar un vínculo de lealtad permanente y afición hacia el tema por parte de nuestros colaboradores.

Fans de la seguridad

Campañas para fomentar el uso adecuado de las Tarjetas SMART durante las actividades diarias de los trabajadores directos y de nuestros contratistas.

Observandovoy mejorando

Trasmitir el compromiso gerencial con los aspectos HSE a los colaboradores en campo, demostrando que la directriz de prevención de riesgos es corporativa, de interés y respon-sabilidades de todos los directivos de la Organización.

Compromiso gerencial

30


61

Seguridad en cifras

Durante el año 2012 se presentaron en nuestras áreas de operación un total de 24 accidentes de trabajo de los cuales 8 fueron incapacitantes correspondientes a contratistas; 5 ocurridos en actividades de perforación, 2 en actividades relacionadas a la operación de los campos y 1 en actividades de intervención a pozo con el equipo XJ450.

En todos los casos se generó reporte inme-diato, investigación, y correctivos. Ningún accidente generó incapacidad permanente, ni fatalidades.

Los datos anteriores muestran una notable mejora respecto a los datos de accidentalidad de los últimos años ya que no se presentaron accidentes de trabajo ni días perdidos en nuestros trabajadores directos. Adicionalmen-te, se presenta una mejora en los índices de frecuencia y de severidad de los contratistas respecto a los años anteriores.

Por otra parte, durante el 2012 se presentó una tasa de ausentismo de 43,11 días perdi-dos por enfermedad común por cada 200.000 horas trabajadas.

Cero enfermedades profesionales

A la fecha no se han presentado casos de enfermedad ocupacional al interior de nuestra Organización. Para el control de los riesgos potenciales para la salud en nuestra operación contamos con tres programas de vigilancia epidemiológica: Conservación Auditiva, Riesgo Químico, y Riesgo Osteo-muscular. Adicionalmente contamos con un programa de Riesgo Cardiovascular.

Fortalecimiento en la investigación de incidentes

El reporte e investigación de los accidentes de trabajo se realiza bajo las directrices emitidas por el Ministerio de la Protección Social en su resolu-ción 1401 de 2007 y bajo la metodología TAP ROOT . En 2013 planeamos dar continuidad a la capacitación del personal bajo la metodología TAP ROOT® para la investigación de incidentes.

31. Según la resolución 1401 del 2007 del ministerio de la protección social, un accidente grave es aquel que trae como consecuencia amputación de cualquier segmento corporal; fractura de huesos largos (fémur, tibia, peroné, húmero, radioy cúbito); trauma craneoencefálico; quemaduras de segundo y tercer grado; lesiones severas de mano, tales como: aplastamiento o quemaduras; lesiones severas de columna vertebral con compromiso de médula espinal; lesiones ocularesque comprometan la agudeza o el campo visual o lesiones que comprometan la capacidad auditiva.

32. TapRooT® (árbol de causa raíz) es una herramienta sistemática utilizada para encontrar y arreglar las causas raíz de los accidentes, incidentes, riesgos de accidente, temas de calidad, errores humanos, problemas de mantenimiento, errores médicos, productividad, fallas de equipo o catástrofes ambientales, entre otros incidentes que impactan nuestra gestión.

31

32

1,7 13,10 15,16 4,32 3,66 17,181 62,29

14,53 17,7

142,65

330,81

4,08 3,390 0

Índice de frecuencia directo*

Índice de frecuencia contratistas*

Índice de severidad directo*

Índice de severidad

contratistas*

Índices de frecuencia y severidad de la accidentalidad

2009 2010 2011 2012

*Por cada 200.000 horas trabajadas.

62

Estamos preparados

Durante el 2012, culminamos la fase 2 y dimos inicio a la fase 3 del proyecto de mejora de nuestros Sistemas Contra Incendios (SCI) de las baterías Los Ángeles y Santa Lucía, invirtiendo US $417.854. El mismo se basa en la normatividad NFPA y fue diseñado para ser implementado en tres años, iniciándose en el año 2011.

Mediante la ejecución de simulacros, divulgación y la puesta en práctica de nuestros planes de contingencia, estamos siempre atentos a cualquier emergencia que se presente en nuestras instalaciones. En el año 2012 realizamos simulacros sobre conato de incendio, emergencia médica, “patada de pozo” y técnicas de evacuación.

Dentro de las competencias adquiridas por nuestros brigadistas tenemos: prestación de primeros auxilios, técnicas de evacua-ción y rescate, prevención y control del fuego, manejo de sustancias químicas, entre otras.

800 horas de capacitación en diferentes temas de seguridad industrial y salud ocupacional.

Durante el 2012 tuvimos aproximadamente 800 horas de capacitación en diferentes temas de seguridad industrial y salud ocupacional. El objetivo de estas capacitaciones era adquirir y potencializar las competencias técnicas y teóricas tanto del personal operativo como administrativo.

Trabajo seguro

en alturas

Capacitación brigada de primeros auxilios

Técnicas de evaluación y

rescate

Prevención y control de

fuego

Manejo defensivo y

seguridad vial

Seguridad en sistemas eléctricos

Manejo de cargas

Manejo seguro en sustancias

químicas

Seguridad basada en

valores

Responsabilidad del empleador

frente a los riesgos profesionales

Planes de emergencia

Sensibilización de conductores

y peatones.

Pausas activas/ergono

mía en el trabajo.


63

NUESTRA GRAN FAMILIA SE CONSOLIDA

Nuestro propósito es fortalecer las relacio-nes con nuestros colaboradores por medio de iniciativas y programas que contribuyan a su bienestar y garanticen las condiciones adecuadas para el desarrollo de sus activi-dades. Buscamos la coherencia con nues-tros valores corporativos y enfocamos nuestra gestión hacia el desarrollo de nuestro capital humano, promoviendo oportunidades laborales y eliminando cualquier tipo de discriminación en los lugares en donde operamos.

Focos de nuestra gestión 2012

Nuestra gente, una gran familia

Composición de colaboradores directos

Colaboradores por regiones

Directivos

GerenciaIntermedia

Administrativos

OperariosTécnicos

Cargo

x x x 2 x 1 x x xx

x x 1 3 x 1 x x x1

4 3 5 4 2 2 1 x x14

26 5 16 17 2 1 1 2 x4

20-30 años 30-40 años 40-50 años 50-60 años 60-70 años

Hombre Mujer

Valle del Magdalena Medio

Región Directo Indirecto

x

x

58 7

xx

Hombre Mujer

32 0

Bogotá 27 26 1 1

Generación de benefi-cios adicionales para nuestros colaborado-res y sus familias.

Restructuración Orga-nizacional de las Áreas Operativas y Adminis-trativas.

Nuevas actividades de integración y bienestar

64

Colaboradores por tipo de contrato Salario

Siguiendo nuestros valores corporativos, en Petronorte trabajamos día a día por brindar mejores condiciones salariales y estamos comprometidos en lograr la equidad salarial a todo nivel.

Licencias de maternidad y paternidad

Indefinido Fijo Obra

F OI

72 33 13 0

2 3

2 3

1 3

50% 100%

31 3

Hombre Mujer

Acción

Salario MínimoRegional

$976.500

Empleados que permanecen en su empleo 12 meses después de haber regresado de una

licencia

Tasa de retención después de la

licencia

Empleados que tomaron la Licencia

Empleados que retomaron actividades después de la licencia

Mujer Hombre


65

índices de rotación


20224 8302 5112 1100 0000

00

Índice de rotación(Ingresos)

8021 5012 2100 2000 00


Índice de rotación(Retiros)

Índice de rotación(General)


*Nuevos empleadosretirados (Valledel Magdalena

medio)

HombresBogotá

Hombres Valle delMagdalena Medio

MujeresBogotá

Mujeres Valle delMagdalena Medio

6 2 11 3 4 0 0 0222TOTALES

3 3 5 0 3 0 0 028TOTALES

1 5 0 3 0 1 0 0 0 0TOTALES

104 38 11852TOTALES

Comienzo delperiodo

Ingresos Retiros Final delperiodo

*Número de trabajadores que ingresaron y se retiraron en el año del reporte.

66

En la sociedad Oleoductos del Norte SAS se realizó Sustitución Patronal de la unidad de negocio de operación del Oleoducto Río Zulia-Ayacucho a la cual pertenecían 14 empleados. Dicho proceso se llevó a cabo a partir del 1 de Mayo de 2012 pasan-do de Petronorte a Oleoductos del Norte de Colombia S.A.S, como parte del proceso de venta de este oleoducto

Sustitución patronal a ODN

Preavisos

Nuestro equipo gerencial anualmente comunica los logros del periodo anterior y las metas para el siguiente periodo, buscando la continua retroalimentación y la participación de los colaboradores.

0Entre 20 y 30 años





TOTAL 14

Nuevos Empleados Hombres

33. ODN: Oleoductos del Norte

Proceso de sustitución Patronal Oleoducto.

1 mes de preaviso.

Oleoducto

Estrategia corporativa y cambios en

oficinas.

2 meses de preaviso.

Bogotá

Proyecto nuevas oficinas

de campo.

1 año de preaviso.

Regional Magdalena Medio

Plan de beneficios.

1 mes de preaviso.

Bogotá/Regional Magdalena medio

Reestructuración organizacional.

1 mes de preaviso.

Bogotá/Regional Magdalena medio

33


67

Nuestro apoyo local

Creamos oportunidades para el personal regio-nal por medio de la contratación del 100% de Personal de Mano de Obra No Calificada dentro de los pobladores de las zonas donde operamos. Nuestra estrategia es brindar la primera opción en las vacantes de nuestra Compañía bajo el cumplimiento de los requisi-tos establecidos para los cargos ocupados.

Evaluamos el desempeño En 2012 las evaluaciones de desempeño cubrieron al 100% de nuestros colaboradores, con más de tres meses de vinculación directa. El porcentaje de participación de hombres y mujeres es 75% y 25% respectivamente. Los resultados demuestran la mejora en nuestra gestión, 78% de los colaboradores cumple las expectativas y el 17% supera las expectativas.

Construimos un gran lugar para trabajarComo parte de nuestra gestión, en 2012 buscamos la implementación de iniciativas que permitieran la mejora del bienestar de nuestros colaboradores y una relación armónica entre su desempeño laboral y su vida personal.

En el año 2012 se entregamos nuevos bene-ficios y trabajamos en el fortalecimiento de

nuestras relaciones laborales, bajo condiciones de respeto, tolerancia y buen trato, creando de esta manera un lugar óptimo para trabajar. Mediante medi-das de seguridad, iniciativas de bienestar y beneficios fortalecemos los lazos entre la Compañía y los colaboradores y más aún, entre ellos y sus familias.

Beneficios para nuestra gran familia

• Prima de vacaciones: este beneficio aplica cuando se disfrutan las vacacio-nes y corresponde a medio salario básico por periodo de vacaciones del personal directo con salario ordinario.

• Medicina prepagada: se otorga póliza de salud para colaboradores con contrato directo y su grupo familiar que incluye cónyuge, hijos e hijas hasta los 18 años. El cubrimiento del 100% del valor de la póliza está a cargo de la Compañía.

Colaboradores Regional

Magdalena Medio

45

Colaboradores Oleoducto

56

Parqueaderos

Reconocimeintobono especial

Medicinaprepagada

FamiliaTONPrima devacaciones

Actividades de bienestar

Refrigerios

Fondo de empleados

Auxilio de alimentación

Ahorro mutuo

P

Beneficios 2011 2012

68

• Refrigerios: A partir de diciembre de 2012 se hace entrega de refrigerios a todo el personal de campo, ya sea directo o tempo-ral, durante su turno laboral. • Parqueaderos: A los colaboradores de Bogotá se les ofrece el beneficio de parqueadero por tres días a la semana cuyo valor cubre la Compañía en un 100%. • Reconocimiento Bono especial: En 2012 brindamos un reconocimiento por empeño, esfuerzo y compromiso a todo el personal, con el pago de medio salario básico. Este bono se otorga por mera liberalidad de la compañía.

• Durante el año 2012 se realizaron actividades con el propósito de fortalecer espacios de integración, balance y motivación para nuestros colaboradores y sus familias.

Actividades de bienestar

FamiliaTON: “Por la vida y la integración”

FAMILIATON 2012 es una actividad dirigida a todo el personal de la Compañía y sus familias buscando la integración de la familia a la Organización, creando compromiso y sentido de pertenencia. Así mismo se divulgó nuestro himno Fans de lasegu-ridad mediante un concurso denominado “La Voz Petronorte”.

FEPENOR, un fondo de bienestar

Nuestro Fondo de empleados es una entidad sin ánimo de lucro que busca generar entre sus asociados vínculos de solidaridad y ayuda mutua; fue creado en 1.989 y está compuesto por colabo-radores directos de Petronorte que se afilian sin ningún costo.

Asociados

Celebración delCumpleaños

Mensual

Celebración del día del amor y la amistad

en Bogotá y Magdalena Medio

Obsequios de nacimientos

Novenas navideñasen Bogotá

Fiesta de finde año en Bogotá

y Magdalena Medio

Jornada antiestrés

Fiesta de los niños en Magdalena

Medio

Obsequios de fin de año para los

niños hijos de los colaboradores

Celebración deldía del trabajo en elMagdalena Medio

En 2012 ingresaron

29Asociados

Al fin de 2012 el fondo contaba con

96Asociados

Como parte del programa de mejora-miento de clima laboral , orientado a la integración los días 22 y 23 de Noviembre de 2012 se llevó a cabo la celebración del día de la familia: Familiatón Campo y en diciembre 01 de 2012 en Bogotá. Esta actividad fue liderada por el área de Gestión Humana y Sostenibilidad, donde contamos con la participación de todos nuestros colaboradores y se logró el involu-cramiento de las familias y la organización.


69

Beneficios

US $71,62 2 moticicletas

Yamaha B-wis

Bono de fin de año

Premio de fin de año

Total asociadoUS $1.823,86

Bono salud -educación

CumpleañosFEPENOR

Obsequio Halloween

Bono Plan Semilla

ObsequioFin de Año

US $226,21

US $147,05

US $8,5

US $537,27

US $904,85

Beneficios por asociado

US $3.461,6 US $5.700,6

Beneficio de auxilio funerario Seguro de vida

70

Desarrollo, formación y entrenamiento

En Petronorte facilitamos espacios y generamos estrategias destinadas a nuestros colaboradores para acceder al crecimiento y desarrollo profesional dentro de la organización. Por ello, se generaron nuevas posiciones donde el personal interno se tuvo en cuenta como la primera opción para ocupar las vacantes. Así mismo, brindamos acceso a recursos para la formación, de acuer-do con los objetivos estratégicos de la Compañía y el desarrollo de nuestros colaboradores. Durante el 2012 se ejecutaron 67 cursos, que representaron un total de 2.499 horas hombre.

A partir de los resultados obtenidos, nos hemos propuesto consolidar un plan de mejora que pretende cubrir las necesidades de capacitación bajo un plan de entrenamiento específico orientado al incremento de las competencias organizacionales buscando desarrollar el máximo potencial en nuestros colaboradores, que a su vez derive en la generación de valor para las partes interesadas.

Total horas decapacitación

mujeres

Total horas decapacitaciónhombres

Internas Externas Mujeres HombresCapacitaciones

6,0%HSE

0,0%Técnicas

0,0%Diplomados

0,0%

94,0%

100,0%

100,0%

100,0%

30

1

0

2

77

15

5

1

192

160

80

240

473,4

733,6

280

340Especilizaciones

672 1.287TOTAL

MujeresCategoría

18Administrativo

12Operativo

0Directivo

0

Hombres

12

58

1

6


mujeres

271

417

0

0Gerencia Intermedia

30 77 688


hombres

397,2

1.397,8

1,0

15,0

1.811TOTAL

107 2.499TOTAL GENERAL


71

RETOS 2013: CONSTRUYENDO VALOR CON NUESTRA GENTE 1. Para el próximo periodo diseñaremos nuestro plan estratégico de Gestión Humana orientado a la generación de valor en conjunto con nuestros colaboradores, teniendo en cuenta los siguientes aspectos:

• Diseñaremos planes concretos enfocados en el Desarrollo de Talento para avanzar en la consecución de los objetivos estratégicos e individuales y el desarrollo personal y profe-sional. Estos planes también nos permitirán consolidar nuestro programa de formación.

• Remuneración Estratégica con el propósito de atraer y retener nuestro talento humano.

• Comunicación efectiva y Liderazgo organi-zacional, buscando fortalecer la satisfacción de nuestros colaboradores con la organización.

2. Dentro de la mejora continua en nuestra gestión HSE se dará continuidad al programa “Mi comportamiento es lo que más cuenta” con el fortalecimiento de los líderes HSE y el entrenamiento gerencial en la materia.

3. Divulgar los valores de Petronorte, con el fin de darlos a conocer a todos nuestros trabaja-dores y contratistas y fomentar la vivencia de los mismos en las actividades diarias.

72

Promovemos proyectos de desarrollo sostenible que mejoran la calidad de vida de las comunidades donde operamos.

4.DESARROLLO COMUNITARIO

73

US $337.970,42

US $337.625,76

74

DESARROLLO COMUNITARIO MEMORIA DE SOSTENIBILIDAD PETRONORTE 2012

75

Nuestro compromiso

Promover proyectos de desarrollo sostenible para

mejorar la calidad de vida de las comunidades donde

operamos.

Fortalecimiento de la economía local

Comunicación, información e

imagen.

•Análisis de impactos.

•Medidas efectivas para prevenir, mitigar y compensar impactos.

•Contratación personal área local.

•Contratación bienes y servicios locales.

•Auditorías Laborales (directas y contratistas)

•Actualización Diagnósticos de AID.

•Socialización.

•Re-socialización.

•Comunicación.

•“Trabajndo Juntos”: Reuniones semanales de acercamiento.

•Atención PQRS.

•Consultas Previas.

•Gestión Regalías.

•Generación de proyectos de desarrollo.

•Educación: Fortalecimiento de líderes / Formación específica / Formación HSE.

Programa de relacionamiento con

minorías étnicas

Fortalecimiento de la base social

Hacer viable la operación desde el punto de vista

social.

¿Qué nosguía?

Pilares Básicos: Programas: Acciones:

PrincipiosDirectriz Planeación Implementación

¿Cómo loalcanzamos?

De la teoría a lapráctica

Respeto

Comunicación

DesarrolloMutuo

Gestión de los líderes a través de la planificación, monitoreo y evaluación de proyectos de desarrollo.

Desarrollar habilidades para el liderazgo, negociación y resolución de conflictos intercambiando experiencias sobre logros y dificultades en la planificación y organiza-ción de la comunidad.

Fortalecer comités participativos, para gestionar los recursos en las instituciones y realizar acciones en beneficio de las comunidades.

Sostener procesos a largo plazo combinando con otros proyectos relacionados con las expectativas de las comunidades y generar relaciones de confianza.

76

Nuestras áreas de influencia

Contrato Campo MunicipioDepartamento

Asociación Tisquirama A y BCESAR

SANTANDER

ARAUCA

CASANARE

PUTUMAYO

E&P Midas ChuiraZoe

Santa Lucía San Alberto

Río de Oro

San Martín

Los ÁngelesSerafín

ColónJuglar

QuerubínTronos

Río de OroSan Martín

Asociación Lebrija Doña María

Fase 0 de exploración

Aguachica

LLA53 Fase 1 de exploración Paz de Ariporo

Putumayo 4 Fase 0 de exploración Orito, Puerto Asís, Valle del Guamuez y Puerto Caicedo

Putumayo 25 Fase 0 de exploración Orito y Valle del Guamuez.

E&P La Paloma Río Negro

LLA1LLA70

TameArauquita

Puerto RondónFortul


Acompañar a los gobiernos locales en la presentación y gestión de proyectos comunitarios ante fuentes de financiación departamental y nacional y brindar acceso a canales de cooperación internacional.

Dinamizar la economía local mediante la promoción de diferentes actividades productivas que no generen dependencia con nuestras operaciones.

¿Qué esperamos de nuestra gestión?

263reuniones

58de socialización e información

165con las

comunidades

40con comunidadesétnicas (consulta

previa)

8acercamientos con finqueros

109quejas presentadas

106solucionadas

77

En Petronorte hemos establecido 3 pilares sobre los cuales cimentamos relaciones respetuosas, sinceras y armónicas con las comunidades donde operamos. Estos tres pilares son: La Comunica-ción, el Respeto y el Desarrollo Mutuo.

COMUNICACIÓN

Generamos una comunicación permanente, transparente y fluida, y promovemos el diálogo como instrumento para una relación armónica con las comunidades y autoridades locales.

Múltiples canales nos acercan

Una queja, un favor

Contamos con un procedimiento de peticiones, quejas, reclamos y sugerencias- PQRS, que permite garantizar la recepción, seguimiento y control de cada una de las comunicaciones presentadas por los grupos de interés internos y externos, el cual establece como tiempo de respuesta un periodo de 15 días hábiles.

Del total de 109 quejas presentadas por los grupos de interés durante 2012, 95 se generaron por temas relacionados con contratistas, 64 por incumplimiento en temas laborales y pago a proveedores locales, y 32 por impacto sobre bienes o propiedades de terceros. Las restantes 13 quejas se refieren a impactos direc-tos de la organización en temas ambientales, tales como medidas de mitigación por material particulado en las vías por donde transitan los vehículos de la opera-ción, y temas de reclamación en contratación de bienes y servicios.

Reuniones y visitas periódicas a las comunida-des y autoridades locales.

Sistema de atención permanente y opor-tuno a peticiones, quejas, reclamaciones y

sugerencias.

Socialización de proyectos operativos antes de su inicio.

Encuestas de satisfacción.

Recibimos

170 comunicaciones

de las cuales

117 requirieron respuesta

Sólo el

12%superó el tiempo

de respuesta entre 15 y 30 días

88% de las quejas fueron

atendidas en el periodo de 15 días hábiles

170 151530 días

25capacitaciones

con la participa-ción de 943

personas

78

Transparencia y oportuni-dad de la información

El contacto permanente con nuestras comu-nidades de influencia para llevarles la información clara, transparente y oportuna forma parte del éxito de nuestra gestión.

Los proyectos son socializados las veces que sean necesarias hasta alcanzar una correcta comprensión del mismo, así también las inquietudes que surgen durante el desarrollo de los proyectos son atendidas mediante reuniones oportunas evitando que trans-ciendan en quejas o inconformidades.

Durante el 2012 se desarrollaron 165 reuniones con comunidades y autoridades locales.

Para los programas sísmicos en la región del Putumayo y los proyectos de perforación en el campo Los Ángeles en el departa-mento del Cesar y en el campo Colón en el departamento de Santander, se desarrolla-ron las respectivas socializaciones con las comunidades y autoridades.

RESPETO

Respetamos el entorno y los principios de convivencia de las comunidades, su territorio, y sus costumbres, y gestionamos de los poten-ciales impactos que puedan generarse produc-to de nuestra operación, para generar relacio-nes de confianza.

Reuniones por campo

Serafín DoñaMaría

SantaLucía

Chuira Colón- Juglar

Zoe

2 111 13 14

14

439

2

55

0

Socializaciones por campo

PUT-4ÁngelesSantaLucía

Chuira Colón- Juglar

PUT-4Ángeles

69


79

Gestionando potenciales impactos

Contamos con un procedimiento para prevenir y mitigar los impactos sociales relacionados con el desarrollo de nuestras operaciones, el cual nos ha permitido identificar las situaciones consideradas como posibles amenazas para la viabilidad de la operación, y definir las medidas interdisciplinarias para su manejo, control y seguimiento. En labor conjunta con los equipos de trabajo, las comunidades, contratistas y otros actores locales, diseñamos la matriz de riesgos asociados al entorno social, económico, ambiental y político de cada una de nuestras áreas de influencia en los departamentos de Cesar, Santander y Putumayo.

Principales impactos económicos

• Impacto: Aumento de los costos de bienes y servicios.

• Gestión: Revisión y unificación de criterios frente a la diversificación de bienes, servicios y tarifas con relación a otras empresas del sector que hacen presencia en la zona, para controlar la especulación en el mercado y promover una sana competencia.

Disponibilidad de productos o servicios

para personas con bajos ingresos

Movilidad y desplaza-miento de población

calificada flotante

Impacto económico de la utilización de bienes y servicios

Impacto económico en la mejora o deterioro de las

condiciones sociales o medio ambientales

Cambio en vocacio-nes productivas de

los habitantes

Generación de ingresos familiares

Cualificación de la mano de obra

calificada

• Impacto: Dependencia laboral.

• Gestión: En coordinación con el SENA, se promueve la divulgación de la oferta institucional para la cualificación de los habitantes de cada área en labores tradicionales.

•Impacto: Mejoras en las economías familiares y las condiciones de vida.

•Gestión: Vinculación de personal calificado y no calificado, que en concertación y acuerdo con las comunidades, se rota en periodos superiores a los tres meses.

• Impacto: Procesos de formación que responden a intereses y necesidades de la comunidad.

• Gestión: Identificación de forma conjunta, teniendo en cuenta los intereses de la comunidad y las actividades de mayor oferta laboral, con el fin de promover alianzas para crear procesos de formación a las comunidades.

• Impacto: Compras a proveedores locales.

• Gestión: Trabajo coordinado con las Alcaldías municipales y Juntas de Acción Comunal para identificar proveedores de bienes y servicios en cada zona y dar a conocer los requisitos de la organización para que sean tenidos en cuenta en nuestros procesos de contratación de bienes y servicios.

• Impacto: modificación de las condiciones sociales y ambientales de las comunidades.

• Gestión: Identificación de la situación y condiciones sociales que presentan las comunidades rurales, para desarrollar proyectos sociales que mejoren la calidad de vida de la población. Concertamos con cada Alcaldía municipal una visita al año, como mínimo, a dichas comunidades, con el fin de que conozcan, identifiquen y prioricen en sus programas de gobierno las necesidades y proyectos de impacto que son de interés común.

• Impacto: Promoción laboral local.

• Gestión: Apoyo a jóvenes bachilleres para acceder a ascensos por evaluación de desempeño. Acuerdos con comunida-des y autoridades locales para garantizar que se dé prioridad en la contratación al personal de la comunidad de influencia directa, que haya sido formado en las diferentes disciplinas y programas técnicos que se requieren en la operación.

80

Privilegiamos la oralidad propia para comunicar los hechos que impactan a nuestros grupos de interés.

Participación en procesos de formación con convocatoria abierta de inscripción, garantizan-do representatividad y participación de grupos heterogéneos de las comunidades.

Vinculación de líderes comunitarios e institucio-nales a los procesos comunicativos, para garan-tizar la apropiación y el empoderamiento local.

Identificación de necesidades existentes en la comunidad, de acuerdo con los planes de desarrollo de los municipios o departamentos, para definirlas y priorizarlas.

Concertación de espacios físicos para el desarrollo de actividades de formación, así como las temáticas, tiempos y disponibilidad.

Otros impactos sobre las comunidades a tener en cuenta en la gestión

• Generación de expectativas.

• Cambio temporal en la capacidad de organización y partici-pación comunitaria.

• Potenciación de conflictos.

• Cambio en la calidad de vida.

• Cambio en la estructura y dinámica poblacional.

• Alteración de las características físicas y químicas del suelo.

• Cambio en el uso del suelo.

• Incremento de niveles de ruido.

• Perturbación de hábitats y ausentamiento de fauna.

Las comunidades tienen derecho a ser consultadas e infor-madas en cuanto a la socialización de las políticas corporati-vas y proyectos comunitarios, sobre las licencias y Planes de Manejo Ambiental-PMA, y a recibir capacitaciones relacio-nadas con temáticas ambientales y fortalecimiento comuni-tario a través de la formación de líderes comunitarios.

Medidas que incluimos para respetar las costumbres y valores de la comunidad y promover la participación de la misma:


81

Fomento de actividades de restauración ambiental para que sean ejecutadas por la comunidad del área de influencia del proyecto.

Planeación de actividades dirigidas a disminuir la dependencia de las finanzas municipales del proyecto, identificación de fuentes alternas de generación de empleo local y regional.

Adecuación de las áreas donde se localiza la infraestructura petrolera de acuerdo al uso concertado con la comunidad y las autorida-des locales.

Conclusión de los compromisos adquiridos por la Compañía con las comunidades, los propietarios de predios afectados y las autori-dades locales, teniendo en cuenta que los compromisos pendientes deben ser satisfe-chos antes del cierre del campo.

Campaña informativa de desarticulación de vínculos y relaciones sociales con comunidades vecinas.

Talleres comunitarios para definir el futuro de las instalaciones, tomando como referencia los esquemas de ordenamiento territorial y los planes de ordenamiento territorial de los diferentes municipios.

Igualmente, hemos definido las acciones de gestión social para el abandono de pozos, las cuales incluyen un proceso educativo, participativo, comunicativo y de cumplimiento de compromisos, que integra a las comunidades vecinas en cada uno de los Estudios de Impacto Ambiental y Planes de Manejo Ambiental adelantados en nuestras operaciones.

Acciones para el abandono de pozos Talleres de capacitación por competencias para que las comunidades participen en el desman-telamiento de la infraestructura petrolera.

82

Promoción de los derechos humanos

Comunicación en derechos humanos

En el 2012 implementamos la estrategia de vinculación de las personerías munici-pales a las reuniones y socializaciones con las comunidades, con lo cual generamos acciones conjuntas para la promoción de los derechos comunitarios y ciudadanos.

Con el objetivo de mediar y prevenir situaciones de inconformidad y quejas en mate-ria de derechos humanos, durante el proceso de inducción social divulgamos las políticas y lineamientos de la organización en la materia, así como los diversos meca-nismos conciliatorios para la resolución y atención de peticiones, quejas, reclamacio-nes y solicitudes. En este sentido, durante 2012 llevamos a cabo 1.543 inducciones con colaboradores internos y externos, con un total de 294 contratistas.

Evaluación en derechos humanos

Todas nuestras operaciones adelantadas en el país han sido sometidas a procesos de evaluación en materia de derechos humanos, especialmente en temáticas relacionadas con los derechos laborales y los derechos de minorías étnicas. Duran-te 2012 desarrollamos las siguientes acciones de evaluación en derechos humanos:

Trabajo infantil y forzoso

En las evaluaciones que hemos realizado de nuestra cadena de abastecimiento, de provee-dores de las comunidades, identificamos algunas actividades que pueden presentar riesgo de vinculación laboral infantil y de trabajo forzoso.

En cuanto al trabajo infantil, en el marco del programa de fortalecimiento de la base social apoyamos iniciativas tendientes a garantizar la accesibilidad de la población infantil y juvenil a programas de educación. Así mismo, genera-mos programas para acercar la oferta institu-cional de entidades como la Comisaría de Familia y la Red Unidos, de manera que haya una promoción efectiva de la erradicación del trabajo infantil.

Como reto para 2013, nos proponemos concretar alianzas con entidades nacionales que promuevan la eliminación de toda forma de trabajo infantil, para coordinar actividades de formación u otras medidas que contribuyan a este propósito.

En cuanto a la erradicación del trabajo forzoso, materializamos prácticas para prevenir y erradicar este tipo de situaciones:

• Velamos por el cumplimiento de la normatividad laboral legal vigente en el país y las garantías laborales de cada uno de nuestros colaboradores, proveedores y contratistas.

• Establecimos el protocolo de responsabi-lidad social para contratistas, en el cual se promueve que, antes de iniciar sus labores en campo, el contratista realice reunión de inducción con sus trabajadores para indicar las condiciones laborales (salarios, funcio-nes, horarios de trabajo, afiliaciones a segu-

Evaluaciones de desempeño de contratistas y proveedores en la cadena de valor.

Coordinamos con la dirección territorial de trabajo en la regional Santander el desarrollo de visitas de carácter preventivo a cuatro contratistas vinculados con la operación del campo Colón, las cuales permitieron identificar las prácticas de contratación laboral y evaluar pedagógicamente aquellas prácticas que vulneran los derechos de los trabajadores.

Campaña de sensibilización a contratistas sobre la importancia de la RSE y el cumplimiento de la normatividad legal vigente.

Promovimos el cumplimiento de los lineamientos incorporados en el protocolo de responsabilidad social para contratistas.


83

ridad social, forma y frecuencia de pago, uso de EPP, etc.), y dar a conocer a cada persona sus derechos y deberes incluidos en su vinculación laboral.

• Realizamos el taller de liderazgo, derechos humanos y resolu-ción de conflictos, en alianza con la Escuela de Administración pública de la ciudad de Bucaramanga, dirigido a 55 personas de las áreas de influencia de nuestros proyectos.

Programa de relacionamiento con minorías étnicasPor medio de este programa buscamos armonizar nuestras operaciones con comunidades étnicas que hacen presencia en el área donde se desarrollan los contratos E&P.

Compromisos con las minorías étnicas

Establecer los criterios para identificar la presencia de minorías étnicas en el área de influencia de nuestras operaciones.

Describir los procesos de comunicación e interlocución con las minorías étnicas presentes.

Establecer el procedimiento para adelantar el relacionamiento con las minorías étnicas a partir del desarrollo de la consulta previa.

Establecer el programa de inversión social para cada área donde desarrollamos contratos E&P, en concordancia con cada fase de los mismos y las comunidades étnicas presentes.

Definir las directrices para el diagnóstico situacional de las áreas operativas a fin de ajustar la planeación de las obras, proyectos o actividades en donde desarrollaremos operaciones y así mismo las líneas de inver-sión social voluntaria.

84

Caracterización de las comunidades

Como parte del programa de relacionamiento con las comunidades étnicas, realizamos procesos de identificación y caracterización, buscando entender sus particularidades y definir objetivos estratégicos de acuerdo con sus expectativas y necesidades específicas.

Dentro del área de extensión del bloque PUT-4 se localizan diferentes grupos indígenas, quienes son actores estratégicos por su legado histórico y cultural, de incalculable valor para nuestro país y por su liderazgo local.

34. Ubicado en jurisdicción de los municipios de Orito, Puerto Asís, Valle del Gamuez (La Hormiga) y Puerto Caicedo en el departamento de Putumayo.

34

Territorialidad ancestral Cosmogonía LenguaGrupo étnico

Awá: Resguardo Indígena San Andrés-Las Vegas-Villa Unión, Resguardo InkalAwá.

Los Awá están establecidos en pequeños asentamientos

dispersos en territorio ancestral del sur de Colombia

Poseen su propia lengua indígena AwáPit que

significa: “La lengua de los hombres”.

El pueblo indígena Awá posee una fuerte y arraigada relación

con sus creencias.

SIONA: Comunidad Indígena de Ten Te Ya

El territorio ancestral Siona se enmarca entre los ríos San

Juan, en Colombia y Napo en el Ecuador, teniendo como eje el río Putumayo, limitando con

los territorios del pueblo Cofán, al oriente, y hasta el río

Caucaya, por el occidente.

Su lengua pertenece a la familia Tukano.

El pueblo indígena SIONA posee una fuerte y arraigada relación con sus creencias. Sin embargo en su cosmovisión han incorporado y transfor-mado diversos elementos de la tradición judeo-cristiana.

Cofán: Resguardos Villanueva y Bocana

de Luzón.

El Pueblo Cofán (A’I) es ancestral en el territorio

comprendido desde los ríos Orito, Guamuéz, parte del río

Putumayo, San Miguel y Aguarico.

Actualmente la lengua Cofán, no está incluida

dentro de ninguna familia lingüística, es una lengua aislada, aunque algunos

autores la identifican como parte de la familia chibcha.

Establecen su territorio como la base esencial para existir en el mundo, en este espacio, protegen su cultura,

idioma, pensamiento, costum-bres, y creencias espirituales.

Emberá Chamí: Parcialidad indígena de

Kerakar.

La comunidad Kerakar no es ancestral al departamento del Putumayo. Son provenientes de la región noroccidental de Colombia, departamentos de

Antioquia, Chocó, Caldas, Risaralda y Valle.

El idioma Emberá pertene-ce a la familia independiente

Chocó, la cual según algunos etno-lingüístas está emparentada con el idioma

Waunana.

Las concepciones más comunes de los Emberá

establecen el universo en dos dimensiones: la vertical y la

horizontal.


85

Igualmente, en este bloque se encuentran presentes comunidades afrodescendientes entre las que se destacan el Consejo Comu-nitario de Versabal y Consejo Comunitario de Los Andes, localizados en el Municipio de Orito; así como el Consejo Comunitario Villarbolence, localizado en el Municipio de Valle del Guamuez.

Relacionamiento con comunidades étnicas en el Putumayo

Es nuestro interés conservar relaciones positivas y equitativas a largo plazo con las comunidades étnicas localizadas en el área de influencia de nuestras operaciones.

Consulta previa

Hemos definido lineamientos en pro del derecho a la participación de las comunidades étnicas en las decisiones de los procesos que intervienen en sus territorios, con lo cual armonizamos las relaciones existentes entre las comunidades y la empresa.

Igualmente, en el protocolo social para contra-tistas se estipulan compromisos que deben adquirirse por parte de los contratistas y proveedores en el relacionamiento con mino-rías étnicas, entre los cuales se mencionan:

• Tener en cuenta la normatividad vigente, el respeto a la diversidad cultural y los acuerdos de consulta previa establecidos con dichas comunidades.

• Respetar las costumbres, tradiciones, usos, lugares sagrados, ceremonias y rituales de las comunidades étnicas.

• Concertar con la comunidad indígena el manual de convivencia o interculturalidad, el cual debe ser de doble vía y tener en cuenta aspectos sobre exigencias laborales, ambientales y de seguridad industrial.

• Promover la participación laboral del personal de las comunidades étnicas en igualdad de condiciones que a las JAC ; brindar oportunidades de compra y contratación de bienes y servicios que se requieran para las actividades.

Durante 2012 realizamos un total de 40 reuniones en el marco de la consulta previa para las fases de sísmica y perforación exploratoria del bloque PUT-4.

35. JAC: juntas de acción comunal

35

86

Comunidad étnica Etapa del proceso de consulta previa

EstadoPrograma

SÍSMICA PUT-4 2D

Etnia Awá, resguardo Las Vegas, Villa Unión, San Andrés.

Acuerdos cumplidos al 100%.

Cierre de Consulta Previa.

Etnia Cofán, resguardo Villanueva.

Definición de la metodología para avanzar en el proceso

de consulta.Pre-consulta.

Etnia Cofán, resguardo Bocana de Luzón.

Gestión ante Ministerio del Interior para reactivar

consulta.Pre-consulta.

Etnia Siona Resguardo TënTë Ya.

Protocolización con acuerdos.

Reunión de protocolización.

Comunidad Afro descendientes Los Andes.

Protocolización sin acuerdos.


Comunidad Afrocolombiana Villa Arbólense.

Protocolización con acuerdos.


Comunidad Afro descendien-tes Versabal-Versalles.



Comunidad Afro descendien-tes Versabal-Versalles.



Etnia Awá, resguardo InkalAwá. Reunión de Preacuerdos. En proceso.

Comunidad Afro descendien-tes Versabal. Reunión de Pre-acuerdos. Preacuerdos firmados.

Etnia Emberá Parcialidad Indígena Kerakar. Reunión de Pre-consulta.

Definición de metodología para avanzar en proceso de

consulta.PERFORACIÓN EXPLORATORIA

PUT-4

%


87

Inversión en vías

Concertamos alianzas con las Alcaldías municipales, propietarios de predios y palmicultores de las zonas de operación en Santander y Cesar, para la intervención de 184,3 km en trabajos de mantenimiento, para lo cual destinamos recursos por US $552.069,66.

Reporte inversión en vías año 2012

TISQUIRAMA / SANTA

LUCÍALa Llana-Tres Esquinas-

Los Tendidos 28,4 88.721,97

DOÑA MARÍA Once Reses-El Marqués- Puerto Patiño 17 19.277,06

MIDAS NORTE / CHUIRA 2 Vereda Cimarrón 5 105.976,78

LA PALOMA / COLÓN 4-5 El Taladro-San Rafael-Papayal-La Válvula

32 52.461,11

LA PALOMA / COLÓN 6 El Taladro-San Rafael-Papayal-La Válvula-Santa Catalina 34 36.472,49

TISQUIRAMA / QUERUBÍN 2 Vías internas campo Ángeles 2 11.751,22

TISQUIRAMA / SANTA LUCÍA

La Llana-Tres Esquinas-Los Tendidos 28,4 72.435,85

LA PALOMA / JUGLAR 1

El Taladro-San Rafael-Papayal-La Válvula-Santa Catalina-San

José de los Chorros37 60.684,24

Construcción vía de acceso 0,45 104.288,94

Vía arreglada o intervenida Kms intervenidos Valor de obra (US$)Bloque/Campo

km US$

552.069,66184,3TOTAL

88

DESARROLLO MUTUO

Fortalecimiento de la economía localCon este programa buscamos ampliar las oportunidades de generación de ingresos a las familias de las comunidades de nuestras áreas de influencia. Para su implementación, conta-mos con la participación activa de organizaciones de la comunidad legalmente reconocidas y de autoridades locales, quienes se encargan de presentar el personal aspirante a cada uno de los cargos.

Adicionalmente, hacemos extensivo a nuestros contratistas la priorización en la contratación de personal calificado y no calificado proveniente de las comunidades locales de nues-tras áreas de influencia.

Frente a 2011, se presentó un aumento en la contratación local de personal no calificado del 310% debido a los proyectos de sísmica realizados en Putumayo y perforación llevados a cabo en Cesar y Santander. Así mismo, hubo un incremento del 117% en la contratación local de personal calificado.

Contamos con la participación de 52 personas pertene-cientes a comunidades indígenas y afro descendientes de los municipios de Puerto Caicedo y Orito en el departa-mento de Putumayo, para los programas sísmicos adelanta-dos en estas regiones.

3.520Personas

contratadas 2.152Personal calificado

1.368Personal no calificado

17% Contratación local100% Contratación

local83%

Provenientes de otras regionesdel país

Mano de obra local

2011 2012

333141

307

1.368Mano de obracalificada

Mano de obrano calificada


89

En las operaciones desarrolladas en la región de Cesar dentro de los municipios de San Martín, Río de Oro, y San Alberto, y en el departamento de Santander en inmediaciones del municipio de Rionegro, concertamos con las comunidades y las Alcaldías la impor-tancia de promover estrategias de participación en la oferta laboral a mujeres cabeza de familia en cargos de vigilancia, camarería, recoge muestras, entre otros.


Desde esta línea de gestión social orientamos nuestras políticas y acciones para el fortalecimiento de la base social de las comunidades (juntas de acción comunal, miembros de las comunidades, representantes de asociaciones, agremiaciones, entidades no gubernamenta-les y gubernamentales) quienes deben articularse en pro del desarrollo social y la sostenibilidad comunitaria.

Salud y saneamiento

básicoEducación Infraestructura

Gestión Ambiental

Fortalecimiento institucional

Arte, deporte y cultura

Fortalecimientocomunitario


90

Principales actividades desarrolladas

Formación de líderes para el desarrollo en las comunidades de influencia de los municipios de Rionegro (Santander), San Alberto y Río de Oro (Cesar).

Apoyo a infraestructura comunitaria de parque infantil del corregimiento Puerto Patiño del municipio de Aguachica, departamento de Cesar.

Apoyo a eventos artísticos, deportivos y culturales en las comunidades de influencia de la operación (campeonatos deportivos, celebración de fiestas patronales).

Apoyo a juntas de acción comunal de veredas y corregimientos de las áreas de operación para gestión de proyectos ante instancias departamentales y regionales.

Apoyo y adecuación a infraestructura educativa de los centros educativos rurales de las comu-nidades del área de influencia.

Dotación para salones comunales y juntas de acción comunal, dotación para puestos de salud, dotación de restaurantes escolares y aulas de informática, fortalecimiento de proyectos productivos de trapiche panelero y arroz en las veredas de influencia de los programas sísmicos desarrollados en municipios de Orito y Puerto Caicedo de Putumayo.

Capacitación ambiental dirigida a niños, niñas y adultos de las comunidades de todas las áreas de operación.

Formación a comité gestor de la comunidad en la priorización de proyectos las comunidades de influencia de los municipios de Rionegro, San Alberto y Río de Oro.

Encuentros de fortalecimiento e interacción entre líderes y Estado en las comunidades de influencia en los municipios de Rionegro, San Alberto y Río de Oro.

Cofinanciación de proyecto de vivienda de interés social para familias del corregimiento la Llana del municipio de San Alberto (Cesar).

Brigadas de salud con comunidades del departamento de Cesar, ubicadas en corregimiento Morrison y vereda Cimarrón del municipio Río de Oro, en corregimiento la Llana del municipio de San Alberto, y en Santander en la vereda San José de los Chorros del municipio Rionegro.

Mejoramiento de condiciones del sistema de distribución de agua potable en la vereda San José de los Chorrros del municipio Rionegro, corregimiento la Llana del municipio San Alberto y corregimiento Morrison del municipio Río de Oro.

Mejoramiento de condiciones del centro de salud del corregimiento la Llana, municipio de San Alberto (Cesar) y dotación de laboratorio clínico al centro de salud del corregimiento Morri-son, municipio de Río de Oro (Cesar).

120 Personas beneficiadas 25.635,80

41.453,88

18.269,11

7.598,35

21.063,63

9.116,05

16.585,87

2.548,40

11.961,96

139.542,27

4.835,14

2.695,10

2.732,56

350 personas beneficiadas

750 beneficiarios

35 beneficiarios

100 beneficiarios

3.056 beneficiarios

447participantes



60 familias beneficiarias


2.067 habitantes beneficiados

1.387 habitantes beneficiados

Descripción Tamaño Inversión (US$)

US$


91

Educación

Desde 2010 desarrollamos anualmente el diplomado de Gestores en Desarrollo Comunitario, enfocado en la preparación de líderes y personas de las entidades municipales en el conocimiento de áreas administrativas, ciencias humanas y sociales, derecho, ciencia política, transformación de conflictos y medio ambiente, con el objetivo de consolidar en ellos una visión integral del desarrollo de sus comunidades.

Las personas formadas en este programa se integran a los comités gestores de proyectos los cuales cuentan con acompaña-miento de un experto, para identificar las necesidades comunitarias, formular proyectos en metodología MGA , y gestionar ante organismos institucionales los recursos necesarios para su desarrollo.

Por medio del SENA brindamos formación básica para la operación de estaciones de bombeo de crudo en condiciones seguras para promover el nivel de calificación de las personas de las comunidades, a quienes además ofrecemos capacitaciones en herramientas ofimáticas, bases de fluidos, normas de medida del producto de crudo, funcionamiento de sistemas mecánicos y normas de seguridad industrial.

En el 2012 realizamos 25 capacitaciones con habitantes de las comunidades de nuestras áreas de influencia, en las cuales contamos con la participación de 943 personas.

Capacitaciones con las comunidades

36. MGA: La Metodología General Ajustada es una herramienta informática en la que se registra de forma ordenada la información de formulación de un proyecto.

36

Temáticas Campos Participantes

Taller de liderazgo, derechos humanos y resolución de conflictos – ESAPDoña María,

Chuira

Ángeles

PUT-4

55

Sensibilización ambiental en las temáticas de biodiversidad y protección del recurso hídrico

Doña María, Santa Lucía, Chuira,

Colón-Juglar, Ángeles

Diplomado de formación de líderes para el desarrollo

Manejo de Residuos Sólidos - SINOPEC

Diplomado de formación a comité gestor de la comunidad en la priorización y formulación de proyectos

Taller: Construcción Código de Relacionamiento comunidades étnicas – contratistas; Piscicultura tradicional, estilos de vida saludable, principios de informática, riesgos de

programa sísmico

Santa Lucía, Colón-Juglar, Ángeles

495

120

60

28

185

92


93

Infraestructura

Como resultado del ejercicio de priorización y formulación realizado por los comités gestores, en 2012 se seleccionaron y gestionaron cinco proyectos radicados en el banco de proyectos de los municipios. Además realizamos seguimiento y gestión ante las administraciones municipales y el gobierno departamental de cada uno de los proyectos radicados por los comités gestores en 2011. Para la ejecución de estas actividades destinamos recursos por valor de US $33.932,23.

El trabajo que realizamos en conjunto con las entidades del gobierno local, representó recursos de inversión para atender los proyectos priorizados en cada una de las diferentes comunidades por un monto aproximado de US$70.504,91, equivalente a un 20% del total de inversión realizada por la Compañía.

Fortalecimiento comunitario e institucional

RÍO DE ORO - CESAR

Modernización del centro de salud Morrison

Acueducto de corregimiento Morrison. Logramos cofinancia-ción del proyecto con aportes de la gobernación del Cesar y

Aguas del Cesar, iniciando la ejecución de obras al finalizar 2012.

SAN ALBERTO - CESAR

Proyecto de optimización de acueducto la Llana y

estrategia de prevención y promoción de salud sexual

y reproductiva

Mejoramiento de viviendas en el corregimiento La Llana. En alianza con la alcaldía municipal apoyamos los estudios comple-

mentarios del proyecto a fin de radicarlo ante el Banco Agrario para su apalancamiento.

RIONEGRO - SANTANDER

Modernización del centro de salud Morrison

Construcción de centro educativo en la vereda San José de los Chorros. En concertación con la alcaldía municipal de Rionegro, acordamos el apoyo con el terreno para la realización de esta obra y la alcaldía elaborará los diseños y presupuesto de obra para iniciar la gestión de recursos ante el gobierno nacional.

Lugar Proyectos formulados 2012Gestión de proyectos 2011

2011 2012

¿Para qué? ¿Qué logramos?

•Identificación de necesidades y prioridades.

•Retroalimentación de la oferta institucional

•Generación de iniciativas de trabajo conjunto.

Realización de la Feria Social

¿En dónde?¿Qiénes participaron? ¿Qué hicimos?

120 personas entre líderes comunitarios y

representantes de instituciones.

Cinco encuentrospara el

fortalecimientoinstitucional

Áreas cercanas a la operación de los

campos Los Ángeles, Santa Lucía y Colón.

5

94

La feria social fue un evento que propició la asistencia de aproximadamente 1.000 perso-nas de las comunidades y contó con la partici-pación de las Alcaldías municipales de Río de Oro, San Alberto y Rionegro, así como de dependencias de la secretaría de salud, el hospital, la comisaría de familia y el SISBEN de cada municipio.

Este espacio favoreció la divulgación de los diplomados en el fortalecimiento del lideraz-go comunitario, y sirvió como plataforma para la promoción de los programas sociales que cada uno de los municipios y otras instituciones del Estado vienen implemen-tando en beneficio de la población vulnera-ble y de escasos recursos.

Invirtiéndole al desarrollo social

Centramos nuestros esfuerzos sociales en empoderar a las comunidades y entidades locales para que sean actores de su propio desarrollo; objetivo que cumplimos median-te la formulación y gestión de proyectos de alto impacto sostenibles en el tiempo en respuesta a sus necesidades fundamentales.

Durante 2012 destinamos US $337.970,42 para el desarrollo de programas y estrategias de desarrollo comunitario.

Las inversiones ejecutadas impactan directa-mente a la zona del Valle Medio del Magdale-na en los departamentos de Cesar y Santan-der, y a la zona sur del país en el departa-mento de Putumayo. Frente a los recursos destinados en 2011, el mayor porcentaje de inversión durante 2012 se centró en el Putu-mayo, debido a los proyectos sísmicos realizados en el bloque Putumayo 4.

Colón

Los Ángeles

Santa Lucía

Querubín

Doña María

Chuira

Putumayo

2011: US $42.982,07

2011: US $55.352,52

2011: US $51.566,82

2011: 0

2011: 0

2011: US $552,73 USD

2011: 0

2012: US $65.957,21

2012: US $59.394,39

2012: US $56.338,51

2012: US $5.331,77

2012: US $6.258,09

2012: US $2.767,91

2012: US $139.542,27

INVERSIÓN SOCIAL POR CAMPO ($USD)

INVERSIÓN SOCIAL

2011 2012

US $150.396,83

US $337.970,42


CONTINGENCIAS SOCIALESDurante el mes de agosto de 2012, la comunidad de la vereda San José de los Chorros bloqueó la vía principal durante siete días, obstaculizando el acceso a las instalaciones de nuestra operación en la zona. Este bloqueo impidió la entrada de víveres, vehículos y personal al campo Colón y a la plataforma del pozo Juglar-1, que se encontraba en perforación.

Esta situación fue ejemplo de aprendizaje ya que los diálogos se realizaron basados en el respeto, la legalidad y la voluntad de las partes.

Por otra parte, no se han presentado litigios interpuestos por la comunidad en el marco de nuestra operación o alguna de nuestras uniones temporales; sin embargo, contamos con planes de acción que buscan reducir y mitigar estos escenarios fortaleciendo nuestras relaciones con las comunidades.

95

Educación Infraestructura Salud Fortalecimiento comunitario

Fortalecimiento institucional

Gestión Ambiental

Arte, deportey cultura

Proyectosproductivos

2011 2012

1,6%

29%

6%3,4%

12,5%34,5%

13%

26%

17,5%

11%9,5%

23%

4%

2%

7%

DISTRIBUCIÓN PORCENTUAL DE INVERSIÓN SOCIAL POR LÍNEAS%

2011 2012

INVERSIÓN SOCIAL POR REGIONES (US)

$0

US $139.542,27

Putumayo

US $107.482,26US $130.090,69

Cesar

US $42.982,07US $65.957,21

Santander

$

96

Protegemos los recursos naturales y la biodiversidad, minimizando los impactos ambientales de nuestra operación.

5.PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE

97

DE TODAS LAS30%CONCESIONES VIGENTES

95%APROVECHAMIENTO DEL

ENERGÍA ELÉCTRICA

EN ÁREASDEL GAS PARA GENERACIÓN DE ENERGÍA

EN CAMPO COLÓN

DE LÍNEAS SÍSMICAS

ÁREAS PROTECTORAS

RESTAURADAS

5

98

MEMORIA DE SOSTENIBILIDAD PETRONORTE 2012PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE

99

NUESTRA GESTIÓN AMBIENTALEnfocamos nuestra gestión ambiental en el cuidado y uso eficiente de los recursos naturales, el ahorro energético, la conserva-ción de la biodiversidad y el establecimien-to de acciones y estrategias tendientes a mitigar los posibles impactos de nuestras operaciones sobre el medio ambiente.

Desde el año 2010, contamos con un sistema de gestión ambiental certificado bajo los están-dares de la norma internacional ISO 14001: 2004, que tiene como alcance el desarrollo de proyectos de exploración, explotación de hidro-carburos, operación de campos petroleros y actividades de intervención a pozos.

CUMPLIMOS LAS NORMASAMBIENTALES

Contamos con todas las licencias, permisos y autorizaciones ambientales necesarias para la operación de los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos desarrollados en el Valle Medio del Magdalena.

Resultados de la gestión ante las autoridades en 2012:

Obtuvimos la modificación del plan de manejo ambiental del campo Santa Lucía y del bloque exploratorio Midas, otorgados por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales.

La Corporación Autónoma Regional del Cesar - CORPOCESAR autorizó la renovación del permi-so de vertimientos del campo Santa Lucía por un periodo de 10 años.

La Corporación para el desarrollo sostenible del sur de la Amazonia - CORPOAMAZONIA nos otorgó permiso de vertimiento y concesión de agua superficial para el proyecto sísmico desarrolla-do en el bloque PUT-4.

No tuvimos ninguna multa o sanción por incum-plimiento de normas o regulaciones medio ambientales.

100

HACEMOS USO EFICIENTE DEL AGUA

Consumo total de agua (m3)

2010 2011 2012

22.950 61.95428.602

Eficiencia en el consumo de agua (m3/mboe )

2010 2011 2012

26,1 61,243,8

Subterránea AcueductoSuperficialCaptación de agua por fuente (m3)

2010 2011 2012

58.7732.440 74121.9560 99427.7960 806

37. mboe: miles de barriles de aceite equivalentes.

37


101

En 2012 a través de la perforación de pozos profundos localizados en los campos Los Ángeles, Santa Lucía y Colón, obtuvimos el agua necesaria para la operación y manteni-miento de los campos, los servicios a pozo, los trabajos de workover y las actividades de perforación.

Del mismo modo, captamos agua de fuentes superficiales para el desarrollo del programa sísmico 2D en el bloque PUT-4 y obtuvimos agua para nuestras instalaciones administrativas a través de las diferentes empresas de acueducto local.

Frente al año anterior, en 2012 aumentamos el consumo neto de agua en un 169% debido a las actividades de perfo-ración que adelantamos en once nuevos pozos, con lo cual, el consumo promedio de agua por pozo perforado fue de 2.673 m3. En este sentido, el consumo por barril producido incrementó en un 135% respecto a 2011.

Por otra parte, aunque se presentó un aumento significativo en el consumo de agua, mantuvimos un promedio de uso eficiente del recurso, que es inferior a los caudales concesio-nados en las licencias ambientales de cada campo.

Consumo promedio de agua por campo vs. caudal concesionado

En todos los casos, la captación de agua para nuestras operaciones se hace sobre fuentes autorizadas por las auto-ridades ambientales competentes. Ninguna de las fuentes utilizadas hace parte de áreas declaradas como protegidas o de alto valor para la biodiversidad, ni zonas definidas como críticas por presión del recurso hídrico.

3.426

Los Ángeles 14%3,70,54

Santa Lucía 13%3,70,49

Colón 28%30,83

Campo Promedio 2012 (lps )

Concesión (lps)

Porcentajede utilización

/S %

38. lps: litros por segundo.

38

102

ENERGÍA SOSTENIBLE

Generación por diésel Generación por gasConexión a la red nacional

Área industrial Área adminstrativaEnergía directa Energía indirecta

Consumo total de energía (GJ)

Consumo de energía por fuente (GJ)

2011 2012

43.721 135.203

Distribución de consumo energético

2011 2012

34.809 8.912

2011 2012

85.8908.731 40.5825.8948.912 28.915

126.472 8.731

Consumo de energía indirecta por área (GJ)

2011 2012

8.533 379 8.206 525


103

El consumo de energía en nuestras opera-ciones está determinado por fuentes direc-tas correspondientes a la generación eléctrica con gas y con diésel, y a fuentes indirectas por medio de la conexión a la red de distribución nacional.

El aumento presentado en el consumo de energía total frente a 2011 está relaciona-do con un mayor uso de diésel, como única fuente de energía en el proceso de perforación de los once nuevos pozos; al crecimiento de la actividad operativa del campo por la entrada de los nuevos pozos; a la necesidad de activar el sistema de back up por fallas de la red de distribución nacional y a la inclusión en el alcance de la medición del diésel usado en actividades de workover.

El aumento de la demanda de energía, asociado a los nuevos pozos activos en el campo Colón, fue atendido a través del aprovechamiento del gas extraído en el propio campo para la generación de ener-gía, porcentaje que pasó de 60% en 2011 a 95% en 2012. Así mismo, en los campos Santa Lucía y Los Ángeles, el gas asociado a la producción es aprovechado en la instru-mentación y en las facilidades de trata-miento del crudo.

Proyectamos para 2013 realizar trabajos de optimización de la medición de los volúmenes de gas extraídos en los diferentes campos, con especial énfasis en el gas de anulares, con el propósito de evaluar sus posibilidades de aprovechamiento.

En el consumo de energía indirecta, el consumo por barril de aceite producido fue inferior en comparación a los dos años

39. mboe: miles de barriles de aceite equivalentes.

Distribución de uso de diésel 2012

Perforación de nuevos pozos

Plantas eléctricas en campos

Trabajos de workover

Vehículos de movilización68%

22%

6%4%

Eficiencia en el consumo de energía (GJ/mboe )

133,56

49,66

2011

2012

39

104

anteriores con una disminución del 15%, pese al incremento en la producción, ya que el crecimiento de la demanda de energía fue atendido a través de fuentes de generación propia. En este mismo sentido presentamos una reducción del consumo neto de energía eléctrica proveniente de la red nacional de un 2% con respecto a 2011; en las áreas industria-les registramos una disminución en el consumo del 3,8%, mientras que en las áreas administrativas se presentó un aumento del 38,5% debido al cambio de oficinas en la sede administrativa de Bogotá y al incremento del número de colaboradores.

Auditoría energéticaDurante 2012 realizamos una auditoría energética con el fin de evaluar el consumo de energía de las instalaciones en los campos Santa Lucía, Los Ángeles, Querubín y en las áreas admi-nistrativas. Dentro los principales objetivos de esta auditoría buscamos identificar las áreas de uso ineficiente de energía para proponer acciones de optimización de dichos procesos.

A partir de esta iniciativa obtuvimos información sobre oportunidades potenciales de gestión energética, así como recomendaciones para la reducción del consumo de ener-gía, restricciones existentes, valor estimado de los costos de implementación y ahorros esperados.

Con base en los resultados obtenidos elaboramos un plan de acción para implementar en los próximos años, que se extenderá a la totalidad de campos de operación.

Oportunidades identificadas:

Corrección del factor de potencia median-te la instalación de capacitores individuales o revisión de los existentes.

Variación de voltajes y corrientes de fase.

Realización de un estudio de confiabilidad de la red y sistema eléctrico.

Implementación de un sistema de gestión de energía.

Optimización de motores a través de reubicación o cambio.

Revisión de los esquemas de mantenimien-to de la red y equipos del sistema eléctrico.

Balanceo de unidades.


PAPEL EN EXTINCIÓN

En las áreas administrativas, el recurso identificado como de mayor consumo corresponde a las hojas de papel. Para su gestión realizamos campañas para la reducción en el consu-mo, con lo cual en 2012 instalamos puntos de reciclaje y reutilización de papel, asignamos impresoras exclusivas para impresión por doble cara y bandejas para papel reutilizable.

GESTIONAMOS NUESTROS RESIDUOS

Residuos sólidos

105

Consumo de papel por persona (hojas)

2010 2011 2012

423 436485

Total de residuos generados 2012 (kg)

Reciclables Ordinarios Peligrosos

41.924 34.29637.838

Residuos generados por actividad 2012 (kg)

Operación Perforación Sísmica

2.033 13.01928.484 39.320 20.6486.618 571 6292.736

Otros residuos peligrosos de menor generación como partes electrónicas, filtros fluorescentes, recipientes de pinturas, entre otros, son entregados a un gestor de residuos licenciado para su tratamien-to y disposición final según corresponda (celdas de seguridad, incine-ración o reciclaje).

Las baterías usadas de plomo ácido son devueltas al productor para su procesamiento en planta de reciclaje y aprovechamiento de plomo.

Los residuos sólidos impregnados de hidrocarburos son entrega-dos a un tercero autorizado que realiza su co-procesamiento en hornos de producción de Clinker.

Contamos con un programa de gestión integral de residuos sólidos que establece alternativas de manejo, tratamiento y disposición final, avaladas por las autoridades ambientales, con énfasis en la minimización de residuos generados.

El 65% de los residuos generados en la operación de nuestros campos y activida-des de workover, fueron recuperados en 2012, integrados a la cadena de reciclaje, y comercializados con cooperativas existentes en las regiones donde operamos. Para la disposición de los residuos ordinarios utilizamos rellenos sanitarios y durante 2012 se construyó un nuevo relleno para el campo Los Ángeles. Los residuos sólidos peligrosos en los campos de operación son manejados de acuer-do a tres categorías:

En 2012 generamos 71,43 toneladas de suelos y lodos impregnados con hidrocarburos por las actividades de operación de los campos y los trabajos de workover. El tratamiento de estos residuos se realiza en patio de biorremediación donde, mediante la técnica de landfarming, son tratados hasta lograr los estándares que permi-ten su utilización como material de relleno.

Por otra parte, en 2012 desarrollamos activi-dades o proyectos no rutinarios correspon-dientes a la perforación de nuevos pozos y a la ejecución del programa sísmico del bloque PUT-4, que representaron aumentos significa-tivos en la cantidad de residuos sólidos, con la generación de 70.522 kg de residuos adicio-nales. Para cada una de estas actividades establecimos lineamientos específicos de gestión ambiental en armonía con nuestros programas, los cuales son verificados a través de interventoría ambiental externa.

En cuanto a los cortes de perforación en pozos, durante la campaña llevada a cabo en 2012 utilizamos en todos los casos lodos base agua. Para el manejo de los cortes y lodos generados contratamos los servicios de tratamiento y disposición ex situ a través del método de landfarming, previa estabilización y deshidrata-ción del material proveniente de cada pozo. Una vez finalizado el proceso de tratamiento se verificó su efectividad por medio de monito-reos fisicoquímicos que determinaron la posibi-lidad de utilizar el material en nuevos ciclos de biorremediación o como material de relleno. Con esta técnica se manejó un volumen total de 111.225 barriles de la mezcla de cortes y lodos residuales.

Únicamente en el caso del pozo Juglar-1 realizamos tratamiento y disposición in situ mediante celdas, de un total de 14.594 barriles de cortes de perforación. Al final del proceso de estabilización realizamos los debidos monitoreos que garantizaron el cumplimiento de la norma aplicable.

106 40. Se exceptúa la perforación y las actividades de sísmica.

No peligrosos28.48413.638

2.0331.636

11.0586.122

1.961937

Tipo de residuo

Reciclables

Ordinarios no reciclables

Peligrosos

Residuos impregnados

con hidrocarburos

Otros residuos peligrosos

2012

Residuos sólidos generados en la operación de los campos (kg) 40

2011


107

Residuos líquidosVertimientos sobre cuerpos de agua superficiales 2012

El volumen del agua de formación es medido de acuerdo con lo establecido en los procedimientos de las normas API . Adicionalmente, se realizan análisis de laboratorio en las estacio-nes de producción siguiendo las normas ASTM-4377 para determinar el porcentaje de agua.

Nuestros campos de operación presentan un bajo o en algunos casos nulo corte de agua de producción. Para el control y adecuada gestión de los residuos líquidos industriales genera-dos, contamos con sistemas de tratamiento de aguas que permiten realizar las descargas en cumplimiento de la normati-vidad ambiental.

El volumen total de agua residual industrial vertida en 2012 fue de 24.852 m3, provenientes principalmente del campo Santa Lucía, que es el que mayor corte de agua presenta y en el que se generan aguas residuales por el proceso de lavado al que se debe someter el crudo. Una vez son tratadas las aguas residuales, se vierten sobre cuerpos de agua superficia-les de acuerdo con los permisos establecidos por las autori-dades ambientales competentes. Este resultado indica que en 2012 vertimos 0,15 barriles de agua tratada por cada barril de crudo producido, lo que resulta ser una relación muy favorable en términos ambientales y en comparación con la industria.

Como medida de control y seguimiento a nuestros vertimien-tos, realizamos de manera periódica monitoreos de eficiencia de los sistemas de tratamiento y de calidad del agua en las fuentes receptoras en sitios aguas arriba y aguas abajo de los puntos de descarga. En 2012 los resultados de estos monito-reos mostraron que las descargas de aguas residuales realizadas no generaron ninguna alteración de los usos potenciales del recurso, ni de las comunidades hidrobiológicas y ecosistemas asociados .

Por otra parte y dando continuidad a los talleres de sensibiliza-ción ambiental de la comunidad, en 2012 efectuamos jornadas lúdicas y participativas con la población escolar del área de influencia de cada campo, que tuvieron como tema central la protección del recurso hídrico en zonas rurales, la importancia del recurso, buenas prácticas para su conservación y las conse-cuencias de su agotamiento.

108

Los Ángeles

Santa Lucía

Pozo Juglar-1

Campo

TOTAL DE AGUA VERTIDA

1.649

21.778

1.425

Total vertido (m3)

24.852

Quebrada TisquiramaRío Cáchira

Río Lebrija

Fuente receptora

41. American Petroleum Institute.

42. Actualmente, no realizamos descargas de agua residual en suelos, ni reciclamos, re-inyectamos o reciclamos agua de producción.

41

42


109

PREVENIMOS INCIDENTES AMBIENTALESContamos con estrategias para la preven-ción, control y atención de emergencias ambientales. Como resultado de la actuali-zación de los planes de contingencia de los campos en operación y el transporte de hidrocarburos por carrotanques, en 2012 realizamos prácticas simuladas de activación de PDC , talleres de socialización con la comunidad, el personal operativo de campo y las autoridades municipales de las áreas de influencia.

En el año 2012 no se presentaron derra-mes significativos en nuestras áreas de operación; no obstante, ocurrieron once eventos de derrame de hidrocarburos de los cuales ocho corresponden a la opera-ción directa de los campos y tres a contra-tistas, generando en total 118,1 barriles derramados.

Del total de barriles derramados, el 88% fueron contenidos mediante los controles existentes en las instalaciones (diques, placas, cajas recolectoras, etc.) y el restante 12% superaron dichos controles entrando en contacto con el suelo natural.

Del volumen total derramado logramos la recuperación del 85% que corresponde a 101 barriles de hidrocarburo los cuales retornaron al proceso en las facilidades de tratamiento y almacenamiento.

Para todos los casos de ocurrencia de este tipo de eventos activamos los planes de contingencia y emergencia necesarios para minimizar sus efectos, realizando de manera inmediata la contención, limpieza y restau-ración de las áreas así como la corrección de las fallas que los generaron.

Ninguno de los derrames ambientales registrados afectó a terceros ni a cuerpos de agua superficiales ni subterráneos.

Por otra parte, en cada uno de los proyectos contamos con una evaluación de posibles riesgos e impactos ambientales asociados al transporte por carrotanque, los cuales incluyen principalmente el incremento en los niveles de material particulado por el paso de vehículos por vías destapadas, el aumento en los niveles de presión sonora, el desplazamiento de la fauna y los asociados a posibles accidentes que generen derrame del producto sobre suelo, vegetación o cuerpos de agua.

Estrategias de control de impactos:

• Planes de contingencia actualizados en todos los campos, los cuales tienen en su alcance el transporte de hidrocarburos hasta la estación de entrega.

• Señalización informativa y preventiva en las vías.

• Programa de seguridad vial enfocado a la prevención de incidentes que comprometan al personal, el medio ambiente, los equipos y el producto transportado.

• Restricción de horarios para el tránsito de vehículos pesados.

• Riego de vías destapadas.

Derrames de hidrocarburo ocurridos

2011 2012

10 11

Barriles de hidrocarburo derramados

2011 2012

30 118,1

43. Planes de contingencia.

43

110

MITIGAMOS NUESTRA HUELLA DE CARBONOEn 2012 realizamos el cálculo de emisiones directas de gases de efecto invernaderoo asociadas al consumo de combustible diésel para la generación eléctrica en la operación de los campos, perforación y actividades de workover y a la movilización interna del personal entre campos, las cuales corres-pondieron a 6.524 Ton CO2 eq., así como las emisiones indirectas asociadas al consu-mo de energía eléctrica de la red de inter-conexión nacional que representan 699Ton CO2 eq.; con esto generamos emisiones totales por control operacional de 7,13 Ton CO2eq/mboe.

Con respecto al consumo de energía de la red de interconexión nacional, presenta-mos una tendencia a la reducción de emisiones en los últimos años, con disminu-ciones del 2% frente a 2011, a pesar de que la operación en áreas administrativas y en los campos ha incrementado.

Dentro del inventario de otras emisiones indirectas se incluyen las generadas por el contratista de transporte de crudo desde

los campos de la Compañía hasta la estación de destino, ubicada en el muni-cipio La Gloria del departamento del Cesar, con lo cual se generaron 445,28 Ton CO2 eq.

Por otra parte no hacemos uso de sustancias agotadoras de la capa de ozono (SAOs) en nuestros procesos productivos de extracción, tratamiento y despacho de hidrocarburos. Sin embargo,como parte del seguimiento al cumplimiento del protocolo de Montreal, se verificó la utilización de productos tales como refrige-rantes y aires acondicionados libres de este tipo de sustancias.

Adicionalmente, en nuestros campos de operación y en las áreas de influen-cia de nuestros proyectos de perforación, realizamos monitoreos de calidad de aire que nos permiten establecer la incidencia de nuestra actividad en las zonas adyacentes, con especial énfasis en los centros poblados o viviendas más cercanas.

En 2012 realizamos ocho monitoreos de inmisión que nos permitieron establecer que los niveles ambientales de NO2, SO2, CO y HCT, no se han visto alterados por nuestra operación y que en ninguno de los casos se supera la norma de calidad de aire nacional en las áreas de influencia.

Emisiones de gases efecto invernadero (Ton CO2 eq)

Tipo de derrames 2012

Barrilescontenidos

Barriles ensuelo

88%

12%

103,9

14,2

Emisiones directas 6.524699

Tipo de emisiones

Emisiones indirectas

Actividad Transporte de hidrocarburos por carrotanque

Kilómetros recorridos 321.070

Combustible usado 43.982 galones de diésel

Emisiones generadas 445,28 Ton Co2 eq

7.223EMISIONES TOTALES

2012

Otras emisiones indirectas

44. Factor de emisión base de datos de la UPME (FECOC): 0,010123996 ton/gal.

45. Factor de Emisión de CO2 del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional para determinar la línea base de Proyectos MDL-2010: 0,288Kg/KWh.

44

45


CONSERVAMOS LA BIODIVERSIDADConscientes de la potencialidad de generación de impactos ambientales por el desarrollo de nuestras operaciones, de manera previa a la ejecución de los proyectos realizamos un diagnóstico y una evaluación ambiental en términos de biodiversidad, que permite definir las estrategias de manejo para la prevención, mitigación, corrección o compensación de dichos impactos sobre la fauna y flora presentes en las áreas de influencia. En términos de biodiversidad, hemos identifi-cado los siguientes impactos y riesgos potenciales:

De acuerdo con los monitoreos hidrobiológicos y de fauna íctica realizados en 2012 en los cuerpos receptores de nuestros vertimientos y los ubicados en cercanías a las facilidades de producción, determinamos que no se produjo afectación a las comunidades bióticas allí presentes. En términos de reducción de la cobertura vegetal, consideramos la línea base de inventarios forestales realiza-dos como un determinante para la ejecución de los proyectos.

En 2012 ninguna de las obras civiles realizadas requirió la remoción de especies arbóreas que impliquen aprovechamiento forestal, siendo todas las plataformas y sus vías de acceso construidas en zonas previa-mente intervenidas, con cobertura de pastos y árboles aislados no afectados. De igual forma para el proyecto sísmico realizado en el bloque Putumayo, no fue necesario realizar aprovechamiento forestal.

En el caso específico del área de influencia directa del área exploratoria La Paloma, durante el año 2012 realizamos monitoreos de fauna silvestre (aves, mamíferos, reptiles y anfibios) en diferentes épocas climáticas, con el fin de profundizar en la caracterización de las especies allí presentes y monitorear su comportamiento e interacción con su hábitat y con la ejecución del proyecto exploratorio.

A través de los planes de manejo ambien-tal de cada proyecto, en 2012 evaluamos seis sitios de operación respecto a impactos sobre la biodiversidad:

• Sísmica 2D Putumayo-4

• Pozos Los Ángeles 13 y 17 • Pozo Los Ángeles- 18

• Pozo Tronos-1

• Pozos Colón 4, 5 y 6

• Juglar-1

Afectación a comunidades bióticas acuáticas por la realización de verti-mientos líquidos.

Reducción de cobertura vegetal por la realización de nuevas obras.

Afectación a comunidades faunísticas por intervención de áreas naturales.

111

112

Caracterización de los proyectos

No existen áreas protegidas dentro del campo ni en su área de influencia, sin embargo existen en cercanías a las áreas actuales de operación una serie de playones que representan cuerpos de agua lénticos de gran extensión y profundidad moderada, cuyo espejo de agua está alimentado por las lluvias y las zonas de inunda-ción de algunos ríos y quebradas. En estos ecosistemas se desarrolla una amplia comunidad de micrófitas, macro invertebrados acuáticos y peces que dan sustento a un variado conjunto de vertebrados, especialmen-te aves acuáticas.

En el área de influencia no se reportaron áreas naturales protegidas declaradas; sin embargo se identifican importantes zonas de bosque y cananguchales que son sujetos de conservación dada su alta sensibilidad, función ecológica y beneficios al ecosistema.

En cercanías al campo, hacia el costado nororiental del polígono que lo delimita,se localiza territorio pertene-ciente a la reserva forestal del Magdalena declarada por la Ley Segunda de 1959; dentro del campo se encuen-tra un área de interés prioritaria para la conservación de la biodiversidad denominada "arbustales secos del sur del Cesar", de acuerdo con lo establecido en el portafolio de áreas protegidas y sitios prioritarios para la conservación del caribe colombiano, sin embargo nuestras operaciones actuales no se ejecutan dentro de estas áreas.

De acuerdo con el esquema de ordenamiento territorial del municipio Sabana de Torres en el sector sur del campo se identifica la ciénaga Morrocoy, la cual hace parte del complejo cenagoso la Tigra legalmente estable-cido como zona de reserva para la conservación y protección, y que ha sido definido como de exclusión para el desarrollo del campo.

En proximidades a la zona de operación actual del campo se localiza la ciénaga Doña María, ecosistema de gran importancia para la vida vegetal y animal silvestre.

Campo Santa Lucía

Campo Doña María

Campo Campo Colón

Campo Chuira

Bloque Putumayo-4

En el campo Los Ángeles y el área exploratoria La Paloma y Midas Centro no existen áreas protegidas en su interior ni en sus áreas de influencia. En estas áreas las coberturas predominantes son los pastos aptos para actividades agrícolas.

Proyecto Área protegida / sensible

46. Cananguchales: Bosques especiales de pantano sobre suelos anegados, turbosos, valles aluviales y terrazas bajas en la región de la Amazonia. Fuente: Ministerio de Ambiente.

46


12

Identificación de especiesDe acuerdo con la caracterización biótica de nuestras áreas de operación en el Valle Medio del Magdalena (sur del departamento de Cesar y norte del departamento de Santander), hemos identificado especies de fauna con algún nivel de riesgo de extinción presentes en la zona. Sin embargo, la realización de obras y proyectos con las debidas medidas de protección ambiental, seguimiento y monitoreo nos permite asegurar que nuestras actividades no han generado ninguna afectación en los hábitats de estas especies .

En peligro crítico

(CR)

En peligro

(EN)

Vulnerable

(VU)

Cocodrilo americano (Crocodylus acutus)

Tortuga de patas rojas (Geochelone carbonaria)

Bocachico(Prochilodus magdalenae)

Chicagüire(Chauna chavaria)

Lobito de río (Lontra longicaudis)

Oso hormiguero (Myrmecophaga tridactyla)

Tortuga estuche (Kinosternon scorpioides)

Tortuga de tierra (Rhinoclemmys diademata)

Tortuga pintada (Trachemysscriptaca Ornata)

(Curimatamivartii)

Corvella(Plagioscion magdalenae)

Nutria gigante (Pteronura brasiliensis)

Tortuga de río (Podocnemis lewyana)

11347. Según clasificación de la Resolución 383/2010 del Ministerio de Ambiente de Colombia.

47

Como estrategia de participación de las comuni-dades en la iniciativa de conservación de la biodiversidad, a finales de 2012 realizamos talleres lúdicos ambientales dirigidos a 495 participantes de la población escolar de nuestras comunidades de influencia. Estos talleres tuvieron como temáti-ca central la conservación de la fauna y la flora silvestre, y la conservación del recurso hídrico, en los cuales a través de diversas actividades como juegos, frases de recordación, simulaciones y música logramos transmitir el mensaje de cuida-do por la biodiversidad.

Con relación a los estudios de impacto ambiental, desarrollamos talleres de impactos ambientales con las comunidades del área de influencia de cada proyecto, de manera que el proceso de evaluación realizado tenga en consideración la percepción e impactos identi-ficados por la comunidad y que así mismo sean planteadas medidas de manejo que minimicen tales impactos.

Restauración y protección de espaciosDefinimos lineamientos, estrategias y restric-ciones de intervención en torno a los elemen-tos ambientales sensibles tales como los cuerpos de agua lóticos y lénticos , las áreas de bosque, entre otros, los cuales han permiti-do mantener la funcionalidad de los ecosiste-mas en armonía con nuestras operaciones.

En línea con los instrumentos de seguimiento y control ambiental establecidos por las autori-dades competentes, contamos con programas de desmantelamiento y restauración para cada proyecto que llevamos a cabo.

Durante 2012, en el área de influencia del programa sísmico Put-4 Norte realizado en jurisdicción de los municipios Puerto Caicedo

11448. Un ecosistema lótico es el ecosistema de un río, arroyo o manantial. Incluido en el medio ambiente están las interacciones bióticas (entre plantas, animales y microorganismos) así como las interacciones abióticas.

49. Los ambientes lénticos son cuerpos de agua cerrados que permanecen en un mismo lugar sin correr ni fluir. Comprenden todas las aguas interiores que no presentan corriente continua; es decir, aguas estancadas sin ningún flujo de corriente, como los lagos, las lagunas, los esteros y los pantanos.

48 49

Estrategias de gestión sobre la biodiversidadNuestro programa de conservación de la biodiversidad incluido en el sistema de gestión ambiental, tiene como base la ejecución de las estrategias propuestas en los planes de manejo ambiental de nuestros proyectos. En su implementación hacemos partícipes a las autoridades y a las comunidades de las áreas de influencia.

Evaluación biótica previa en las áreas de influencia de futuros proyectos, siendo éste un criterio determi-nante para decidir intervenir o no una zona.

Reducción al mínimo posible el aprovechamiento forestal. Es así como en 2012 no requerimos la remoción de ningún espécimen arbóreo para ningún proyecto.

Antes de iniciar movimientos de tierra y según las características de la zona, realizamos inspecciones para minimizar la afectación a la fauna silvestre presente y garantizar su protección.

Implementación de medidas de compensación por la intervención de áreas para el desarrollo de activi-dades de exploración y explotación, las cuales ejecu-tamos a través de actividades de reforestación y/o compra de predios para conservación.

Sensibilización a los trabajadores y a las poblaciones del área de influencia sobre la importancia del cuida-do de la biodiversidad.

Seguimiento y monitoreo de fauna silvestre y comu-nidades hidrobiológicas.

Prevención

Conservación de la flora

Inspeccionesprevias

Compensación

Socialización


y Orito del departamento de Putumayo, restauramos un total de 165 km lineales de sísmica, volviendo el terreno a su estado anterior, para lo cual contamos con la verifi-cación de una interventoría ambiental externa y generamos actas de paz y salvo que validan el proceso.

En los campos en explotación y demás áreas exploratorias no requerimos implementar medidas de restauración de ningún tipo pues todos los proyectos continúan en operación para 2013. Como medida de compensación ambiental, realizamos una campaña de reforestación en la cual sembramos un total de 4.652 individuos en un espacio de 5,4 hectáreas en el área de influencia de la ciénaga Pato del Distrito de Manejo Integrado - DMI Complejo Ciénagas Papayal, en el municipio de Rionegro, departamento de Santander. Este proyecto de reforestación, definido conjuntamente con la CDMB, busca incre-mentar la cobertura vegetal y proteger el sistema de ciénagas, mediante el estableci-miento de bosques de galería en las rondas protectoras de las zonas de restauración del DMI, acorde con lo establecido en el Plan de Manejo de esta área protegida.

De manera concertada con la Corporación Autónoma Regional para la defensa de la Meseta de Bucaramanga (CDMB), en 2012 adquirimos un predio de 40 hectáreas de extensión en una zona estratégica dentro de las subcuencas de los ríos Suratá y Rionegro pertenecientes a la cuenca superior del río Lebrija, conformando un área de protección de bosques de niebla que generará impactos positivos para la conservación de la biodiversidad y para la protección y regulación de la cuenca hidrográfica del río Lebrija, en donde se concentra gran parte de nuestra operación.

115

116

117

Perfil organizacional

Materialidad

Perfil organizacional (Nuestras operaciones)

Perfil organizacional (Petronorte)

Perfil organizacional (Petronorte)

Perfil organizacional (Petrolatina)

Perfil organizacional (Petrolatina)

Perfil organizacional(Nuestra presencia en Colombia)

Perfil organizacional (Principales dimensiones)

Perfil organizacional(Principales cambios durante 2012)

3,8Bases para la inclusión de información en el caso de negocios conjuntos, subsidiarias, instalaciones arrendadas, actividades subcontratadas y otras entidades que puedan afectar significativamente a la comparabilidad entre periodos y/o entre organizaciones.

No se presenta información sobre filiales o negocios conjuntos. El informe cubre las operaciones de Petronorte en

Colombia durante 2012.

3,9

Técnicas de medición de datos y bases para realizar los cálculos, incluyendo las hipótesis y técnicas subyacentes a las estimaciones aplicadas en la recopilación de indicadores y otra información contenida en la memoria. Explicar las decisiones de no aplicar, o apartarse sustancialmente de los Protocolos de Indicadores del GRI.

Los cálculos de indicadores se presentan en notas a pie de página para cada uno.

3,7 Indicar la existencia de limitaciones en el alcance o cobertura de la memoria (véase el principio completo para explicación del alcance).

El informe presenta la totalidad de operaciones de Petronorte en Colombia

durante 2012.

3,11 Cambios significativos relativos a períodos anteriores en el alcance, la cobertura o métidos de valoración aplicados a la memoria.

No se presentaron cambios en cuanto al alcance, cobertura y métodos de valoración

aplicados en la memoria.

3,10 Descripción del efecto que pueda tener la re expresión de información perteneciente a memorias anteriores, y las razones que han motivado su re expresión. (ej., fusiones). No hubo lugar a reexpresión de información.

1. Estrategia y Análisis

2. Perfil de la Organización

3. Parámetros del Informe

Perfil del informe

Alcance y cobertura del informe

1,1 Declaración del máximo responsable de la toma de decisiones de la organización. Presentación de la memoria

Presentación de la memoria

4, 5, 6

1,2 Descripción de los principales impactos, riesgos y oportunidades. 4, 5, 6

2,1 Nombre de la organización. 15

2,2 Principales marcas, productos y/o servicios. 18

2,3 Estructura operacional de la organización, incluyendo divisiones principales, entidades operativas, filiales y negocios conjuntos. 15, 16

2,4 Localización de la sede principal de la organización. 14

2,5Número de países en los que opera la organización y nombre de los países donde desarrolla actividades significativas específicamente con los aspectos de sostenibili-dad tratados en la memoria.

14

2,6 Naturaleza de la propiedad y forma jurídica.

2,7 Mercados servidos (Incluyendo desglose geográfico, sectores servidos y tipo de clientes y beneficiarios). 20, 21, 22

2,8 Dimensiones de la organización informante.

15

17

2,10 Premios recibidos durante el periodo de referencia. En 2012 Petronorte no recibió premios ni distinciones.

2,9 Cambios significativos durante el periodo cubierto por la memoria en cuanto a tamaño, estructura o propiedad.

3,1 Periodo cubierto (por ejemplo año fiscal/civil) por la información proporcionada. 1 de enero 2012 - 31 de diciembre 2012.

[email protected]

3,2 Fecha de la memoria anterior más reciente (si la hay). 2012 (Informe de 2011).

3,3 Ciclo presentación del informe (anual, bianual, etc.). Anual

3,4 Punto de contacto para cuestiones relativas a la memoria o su contenido.

3,5 Proceso de definición del contenido del informe. 9, 10

3,6 Cobertura de la memoria (ej., ciudades, divisiones, subsidiarias, instalaciones arrendadas, negocios conjuntos, proveedores). Acerca de este informe 7

17

UbicaciónIndicador Página Respuesta directa / Referencia

118

Índice del contenido del GRI

3,12 Tabla que indica la localización de los contenidos básicos en la memoria.

3,13 Política y práctica actual en relación a la solicitud de verificación externa de la memoria.

117

El informe no cuenta con verificación externa.


1. Ética y transparencia

Tabla de indicadores GRI

40, 41

4. Gobierno

4,1Estructura de gobierno de la organización, incluyendo los comités del máximo órgano de gobierno responsable de tareas específicas, tales como la definición de la estrategia o la supervisión de la organización.

4,2 Indicar si el presidente del máximo órgano de gobierno ocupa también un cargo ejecutivo.

El presidente del máximo órgano de gobierno no ocupa un cargo ejecutivo dentro de la

organización.

4,10 Procedimientos para evaluar el desempeño propio del máximo órgano de gobierno, en especial respecto al desempeño económico, social y medioambiental.

4,5Vínculo entre la retribución de los miembros del máximo órgano de gobierno, altos directivos, y ejecutivos (incluyendo los acuerdos por abandono), y el desempeño (incluido su desempeño social y ambiental).

1. Ética y transparencia(Remuneración de los miembros de la

Junta directiva) 42

4,4 Mecanismo de los accionistas y empleados para comunicar recomendaciones o indicaciones al máximo órgano de gobierno.

4,3 En aquellas organizaciones que tengan estructura directa unitaria, indicar el número de miembros del máximo órgano de gobierno que sean independientes o no ejecutivos.

Edgar Garzón y Menno Wiebe son los únicos miembros de la Junta Directiva que son

independientes.

Petrolatina se comunica con sus accionistas, principalmente a través de su sitio web en www.petrolatinaenergy.com y los informes

semestrales y anuales. Los accionistas también pueden inscribirse para recibir comunicados de

prensa directamente del Grupo por correo electrónico.

Asamblea General de Accionistas: los directores informan a los accionistas sobre las operaciones

actuales y propuestas durante la Asamblea general de accionistas. En este espacio los

accionistas pueden expresar sus puntos de vista sobre las actividades del Grupo.

Adicionalmente cualquier comunicación o inquietud que tengan los accionistas pueden

hacerla llegar a la junta en cualquier momento.

4,9Procedimientos del máximo órgano de gobierno para supervisar la identificación y gestión, por parte de la organización, del desempeño económico, ambiental y social, incluidos riesgos y oportunidades relacionadas, así como la adherencia o cumplimiento de los estándares acordados a nivel internacional, códigos de conducta y principios.

4,7Procedimientos de determinación de la capacidad y experiencia exigible a los miembros del máximo órgano de gobierno para poder guiar la estrategia de la organización en los aspectos sociales, ambientales y económicos.

4,6 Procedimientos implantados para evitar conflictos de intereses en el máximo órgano de gobierno.

Respecto al tema se tiene establecido que cuando surjan asuntos relacionados a un

accionista específico, el mismo se abstendrá de votar en las decisiones que se tomen

sobre el tema en cuestión.

La supervisión al desempeño organizacio-nal se realiza a través de los informes

anuales de gestión e informes financieros. A la fecha no existe una evaluación del desempeño específico en materia de

sostenibilidad.

Los miembros de la junta son evaluados por la misma teniendo en cuenta las

recomendaciones dadas por el comité de remuneración. No existe una evaluación

específica respecto al desempeño económico, ambiental y social.

Para la selección de los miembros de la junta directiva, la misma evalúa la experiencia, el conocimiento y la

experiencia de los directores potenciales. El principal criterio para el nombramiento de los mismos es la capacidad de agregar valor al negocio. Todos los miembros designados por la junta están sujetos a elección de la

Asamblea General de Accionistas.

4,8 Perfil de la organización(Estrategia corporativa) 32, 33, 34, 35

Declaración de misión y valores desarrollada internamente, códigos de conducta y principios relevantes para el desempeño económico, ambiental y social, y el estado de su implementación.

TABLA DE INDICADORES GRI MEMORIA DE SOSTENIBILIDAD PETRONORTE 2012

119


Compromisos con iniciativas externas

4,12 Principios o programas sociales, ambientales y económicos desarrollados externamente, así como cualquier otra iniciativa que la organización suscriba o apruebe. No reportado.

4,13

Principales asociaciones a las que pertenezca (tales como asociaciones sectoriales) y/o entes nacionales e internacionales a las que la organización apoya y: esté presente en los órganos de gobierno, participe en proyectos o comités, proporciones una financiación importante que exceda las obligaciones de los socios, tenga consideraciones estratégicas.

Grupo Scout, ACIPET, ACP.

4,11 Perfil de la organización(Política de sostenibilidad) 34Explicación de cómo la organización ha adoptado un planteamiento o principios de

precaución.

Participación de los grupos de interés

4,17Principales preocupaciones y aspectos de interés que hayan surgido a través de la participación de los grupos de interés y la forma en la que ha respondido la organización a los mismos en la elaboración de la memoria.

4,14 Relación de grupo de interés que la organización ha incluido. Nuestros grupos de interés 8

Nuestros grupos de interés(Identificación)

Nuestros grupos de interés(Relacionamiento)

9

9

Materialidad 9, 10

4,15 Base para la identificación y selección de grupos de interés, incluida la frecuencia de su participación por tipos y categoría de grupos de interés.

4,16 Enfoques adoptados para la inclusión de los grupos de interés, incluida la frecuencia de su participación por tipos y categoría de grupos de interés.

EC1Valor económico, directo, generado y distribuido, incluyendo ingresos, costes de explotación, retribución a empleados, donaciones y otras inversiones en la comunidad, beneficios no distribuidos y pagos a proveedores de capital y a gobiernos.

2. Rentabilidad y servicio(Generamos valor, Distribuimos valor) 50, 51

EC3 Cobertura de las obligaciones de la organización debidas a programas de beneficios sociales.

Indicadores de desempeño económico

Aspecto. Desempeño económico

EC4 Ayudas financieras significativas recibidas de gobiernos.En 2012 Petronorte no recibió ningún tipo de

ayuda financiera por parte del Gobierno Nacional ni de ninguna de sus organizaciones.

Producto de eventos pasados como inundaciones, Petronorte ha implementado correctivos para mitigar los riesgos que esto

contempla, incluyendo el impacto a los estados financieros.

Los aportes de pensiones se realizan de acuerdo con la normatividad laboral vigente en Colombia a través de fondos externos.

Actualmente hay un aproximado del 8% de colaboradores cercanos a pensionarse, desde

el área de Gestión Humana se planea la promoción de iniciativas para brindar apoyo a

dichos colaboradores.

EC2 Consecuencias financieras y otros riesgos y oportunidades para las actividades de la organización debido al cambio climático.

Perfil de la Organización

EC5 Rango de las relaciones entre el salario inicial estándar y el salario mínimo local en lugares donde se desarrollen operaciones significativas. 64

EC7 Procedimientos para la contratación local y proporción de altos directivos procedentes de la comunidad local en lugares donde se desarrollen operaciones significativas. 88

Aspecto. Presencia en el mercado.

EC6 Política, prácticas y proporción de gasto correspondiente a proveedores locales en lugares donde se desarrollen operaciones significativas.

1. Ética y transparencia(Nuestros aliados estratégicos)

3. Seguridad y desarrollo profesional

4. Desarrollo comunitario(Desarrollo mutuo)

4. Desarrollo comunitario(Fortalecimiento de la base social)

4. Desarrollo comunitario(Respeto)

43, 44

EC8Desarrollo e impacto de las inversiones en infraestructuras y los servicios prestados principalmente para el beneficio público mediante compromisos comerciales, pro-bono o en especie.

87, 89, 90, 91, 93, 94

EC9 Entendimiento y descripción de los impactos económicos indirectos significativos, incluyendo el alcance de dichos impactos. 78, 79, 80

Indicadores de desempeño ambientalAspecto. Materiales

EN1 Materiales utilizados por peso y volumen. 1055. Protección al medio ambiente

(Papel en extinción)

120


EN11 Localización y tamaño de terrenos en propiedad, arrendados, o que son gestionados, de alto valor en biodiversidad en zonas ajenas a áreas protegidas.

EN15Número de especies, desglosadas en función de su peligro de extinción, incluidas en la Lista Roja de la IUCN y en listados nacionales y cuyos hábitats se encuentren en áreas afectadas por las operaciones según el grado de amenaza de la especie.

EN12Descripción de los impactos más significativos en la biodiversidad en espacios naturales protegidos o en áreas de alta biodiversidad no protegidas, derivados de las actividades, productos y servicios en áreas protegidas y en áreas de alto valor en biodiversidad en zonas ajenas a las áreas protegidas.

Aspecto. Energía

Aspecto: Agua

Aspecto. Biodiversidad

EN3 Consumo directo de energía desglosado por fuentes primarias. 5. Protección al medio ambiente(Energía sostenible)

5. Protección al medio ambiente(Energía sostenible)

5. Protección al medio ambiente(Energía sostenible) 103, 104

104 (Parcial)La iniciativa empezó a desarrollarse en 2012

por lo que aún no se han consolidado las reducciones logradas.

Durante 2012 no se realizó ningún proceso de reciclaje ni reutilización de agua en las

operaciones de Petronorte.

5. Protección al medio ambiente(Auditoría energética)

102, 103

EN8 Captación total de agua por fuentes. 100, 101

112

111

EN10 Porcentaje de volumen total de agua reciclada y reutilizada.

EN13 Hábitats protegidos o restaurados.

EN7 Iniciativas para reducir el consumo indirecto de energía y las reducciones logradas con dichas iniciativas. No reportado.

EN5 Ahorro de energía debido a la conservación y a mejoras en la eficiencia.

EN6Iniciativas para proporcionar productos y servicios eficientes en el consumo de energía o basados en energías renovables, y las reducciones en el consumo de energía como resultado de dichas iniciativas.

Debido a la naturaleza de las actividades desarrolladas por Petronorte no se hace uso

de materiales reciclados.EN2 Porcentaje de los materiales utilizados que son materiales valorizados.

EN4 Consumo indirecto de energía desglosado por fuentes primarias.

5. Protección al medio ambiente(Hacemos uso eficiente del agua)

5. Protección al medio ambiente(Caracterización de los proyectos)

5. Protección al medio ambiente(Conservamos la biodiversidad)

5. Protección al medio ambiente(Restauración y protección de espacios)

5. Protección al medio ambiente(Estrategias de gestión sobre la biodiversidad)

5. Protección al medio ambiente(Estrategias de gestión sobre la biodiversidad)

5. Protección al medio ambiente(Mitigamos nuestra huella de carbono)


102

EN14 Estrategias y acciones implantadas y planificadas para la gestión de impactos sobre la biodiversidad.

EN9 Fuentes de agua que han sido afectadas significativamente por la captación de agua.

En todos los casos, la captación de agua para nuestras operaciones se hace sobre fuentes autorizadas por las autoridades ambientales

competentes. Ninguna de las fuentes utilizadas hace parte de áreas declaradas como protegidas o de alto valor para la biodiversidad, ni zonas definidas como críticas por presión del recurso hídrico.

114, 115

114

113

Aspecto. Emisiónes, vertidos y residuos

EN16 Emisiones totales, directas e indirectas, de gases de efecto invernadero, en peso. 110


5. Protección al medio ambiente(Auditoría energética)

110

110

EN18 Iniciativas para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y las reducciones logradas.

EN17 Otras emisiones indirectas de gases de efecto invernadero, en peso.

EN19 Emisiones de sustancias destructoras de la capa ozono, en peso.

104 (Parcial)La iniciativa empezó a desarrollarse en 2012 por lo que aún no se han

consolidado las reducciones logradas.


121



5. Protección al medio ambiente(Residuos líquidos)

5. Protección al medio ambiente(Residuos sólidos)

5. Protección al medio ambiente(Prevenimos incidentes ambientales)

5. Protección al medio ambiente(Nuestra gestión ambiental)

5. Protección al medio ambiente(Cumplimos las normas ambientales)

EN20 NOx, SOx y otras emisiones significativas al aire por tipo y peso.

EN21 Vertidos totales de aguas residuales, según su naturaleza y destino.

EN24Peso de los residuos transportados, importados, exportados o tratados que se consideran peligrosos según la clasificación del Convenio de Basilea, anexos I, II, III y VIII y porcentaje de residuos transportados internacionalmente.

EN25Identificación, tamaño, estado de protección y valor de biodiversidad de recursos hídricos y hábitats relacionados, afectados significativamente por vertidos de agua y aguas de escorrentía de la organización informante.

EN23 Número total y volumen de los derrames accidentales más significativos.

Aspecto. General

Aspecto. Productos y servicios

Aspecto. Cumplimiento normativo

Aspecto. Transporte

EN26 Iniciativas para mitigar los impactos ambientales de los productos y servicios, y grado de reducción de ese impacto.

EN28 Coste de las multas significativas y número de sanciones no monetarias por incumplimiento de la normativa ambiental.

EN29Impactos ambientales significativos del transporte de productos y otros bienes y materiales utilizados para las actividades de la organización, así como del transporte de personal.

EN27 Porcentaje de productos vendidos, y sus materiales de embalaje, que son recuperados al final de su vida útil, por categorías de productos.

EN30 Desglose por tipo del total de gastos e inversiones ambientales.

Prácticas laborales y trabajo decenteAspecto. Empleo

LA1 Desglose del colectivo de trabajadores por tipo de empleo, por contrato y por región. 3. Seguridad y desarrollo profesional(Nuestra gente, una gran familia)

3. Seguridad y desarrollo profesional(Índices de rotación)

3. Seguridad y desarrollo profesional(Construimos un gran lugar para trabajar)

3. Seguridad y desarrollo profesional(Licencias de maternidad y paternidad)

LA3 Beneficios sociales para los empleados con jornada completa, que no se ofrecen a los empleados temporales o de media jornada, desglosado por actividad principal.

LA2 Número total de empleados y rotación media de empleados, desglosados por grupo de edad, sexo y región.

EN22 Peso total de residuos gestionados, según tipo y método de tratamiento.

Petronorte no exporta ni importa ningún tipo de residuos. La gestión de estos se hace por

medio de empresas debidamente autorizadas para su tratamiento y disposición final.

En todos los casos, la captación de agua para nuestrasoperaciones se hace sobre fuentes autorizadas por las autoridades ambientales

competentes. Ninguna de las fuentes utilizadas hace parte de áreas declaradas como

protegidas o de alto valor para la biodiversi-dad, ni zonas definidas como críticas por

presión del recurso hídrico.

99Más allá del sistema de gestión ambiental con

los programas desarrollados y del cumplimiento de las licencias ambientales,

Petronorte no ha desarrollado nuevas iniciativas para la mitigación de impactos

ambientales..

108

110

109

Debido a la naturaleza de las actividades desarrolladas por Petronorte, no es posible

recuperar ningún tipo de material.

No reportado

63

67, 68, 69

64

105, 106

99

5. Protección al medio ambiente(Prevenimos incidentes ambientales) 109

65

LA15 Niveles de reincorporación al trabajo y de retención tras la baja por maternidad o paternidad, desglosado por sexo.

122


LA7 Tasas de absentismo, enfermedades profesionales, días perdidos y número de víctimas mortales relacionadas con el trabajo por región.

LA11 Programas de gestión de habilidades y de formación continua que fomenten la empleabilidad de los trabajadores y que les apoyen en la gestión del final de sus

LA6Porcentaje del total de trabajadores que está representado en comités de salud y seguridad conjuntos de dirección-empleados, establecidos para ayudar a controlar y asesorar sobre programas de salud y seguridad en el trabajo.

LA8Programas de educación, formación, asesoramiento, prevención y control de riesgos que se apliquen a los trabajadores, a sus familias o a los miembros de la comunidad en relación con enfermedades graves.

LA5 Período(s) mínimo(s) de preaviso relativo(s) a cambios organizativos, incluyendo si estas notificaciones son especificadas en los convenios colectivos.

Aspecto. Salud y seguridad en el trabajo

Aspecto. Formación y Educación

LA10 Promedio de horas de formación al año por empleado, desglosado por categoría de empleado.

LA12 Porcentaje de empleados que reciben evaluaciones regulares del desempeño y de desarrollo profesional.

LA9 Asuntos de salud y seguridad cubiertos en acuerdos formales con sindicatos.

Aspecto. Relaciones empresa/trabajadores

LA4 Porcentaje de empleados cubiertos por un convenio colectivo.

61 (Parcial)Se presentan datos consolidados.No está disponible el desgloce de los índices por

región y género.

58

57, 58, 59, 60, 62

Petronorte reconoce y respeta el derecho a la libre asociación teniendo como premisa la

ética y la transparencia. A la fecha no contamos con Sindicatos o Pactos Colectivos.

Durante 2012 se dio cumplimiento a las Resoluciones 652 y 1356 de 2012, para la

creación del Comité de Convivencia Laboral donde participaron nuestros

colaboradores en un 97%.

Petronorte está comprometido con la salud y la seguridad de todos los colaboradores y

contratistas. Actualmente no existen sindicatos o asociados a los mismos, por lo tanto, los asuntos de salud y seguridad no están consignados en acuerdos formales.

70

67

Aspecto. Diversidad e igualdad de oportunidades

LA13Composición de los órganos de gobierno corporativo y plantilla, desglosado por categoría de empleado, género, grupo de edad, pertenencia a minorías y otros indicadores de diversidad.

LA14 Relación entre salario base de los hombres con respecto al de las mujeres, desglosado por categoría profesional.

HR1Porcentaje y número total de acuerdos de inversión significativos que incluyan cláusulas de derechos humanos o que hayan sido objeto de análisis en materia de derechos humanos.

Derechos HumanosAspecto. Prácticas de inversión y abastecimiento

HR2 Porcentaje de los principales distribuidores y contratistas que han sido objeto de análisis en materia de derechos humanos, y medidas adoptadas como consecuencia. 43

63

No reportado.

Para Petronorte la normatividad legal laboral es un aspecto de estricto cumplimiento, el

cual es extendido y exigido al interior de la compañía así como a nuestros contratistas. Seguiremos trabajando en garantizar los

derechos laborales y Humanos al interior de nuestras operaciones.

1. Ética y transparencia(Nuestros aliados estratégicos)

HR3Total de horas de formación de los empleados sobre políticas y procedimientos relacionados con aquellos aspectos de los derechos humanos relevantes para sus actividades, incluyendo el porcentaje de empleados formados.

No se han realizado actividades de formación en temas relacionados con

derechos humanos.


3. Seguridad y desarrollo profesional(Preavisos)

3. Seguridad y desarrollo profesional(El COPASO como aliado)

3. Seguridad y desarrollo profesional(Seguridad en cifras)

3. Seguridad y desarrollo profesional(Nuestro mejor hábito: La seguridad)

3. Seguridad y desarrollo profesional(Desarrollo, formación y entrenamiento)

703. Seguridad y desarrollo profesional(Desarrollo, formación y entrenamiento)

3. Seguridad y desarrollo profesional(Evaluamos el desempeño)

3. Seguridad y desarrollo profesional(Nuestra gente, una gran familia)

66

123


HR6 Actividades identificadas que conllevan un riesgo potencial de incidentes de explotación infantil, y medidas adoptadas para contribuir a su eliminación.

HR4 Número total de incidentes de discriminación y medidas adoptadas.

A la fecha no contamos con incidentes de discriminación. En 2012 llevamos a cabo la Auditoria Social –Laboral durante, lo que

permitió a la compañía y a sus Contratistas obtener oportunidades de mejora en temas

de derechos humanos.

En el primer trimestre del año 2012, como resultado de una auditoría laboral realizada a

contratistas críticos, se realizó un primer diagnóstico en materia de derechos humanos con proveedores. Respecto al proveedor de seguridad física se encontró que a pesar de

manifestar su compromiso con la divulgación y respetar la protección de los DDHH, no

hay evidencias documentadas de dicho compromiso o de prácticas en la materia.

No se han identificado proveedores ni operaciones en los cuales se pueda ver

vulnerado el derecho a la libre asociación y a la negociación colectiva.

Aspecto. No discriminación

Aspecto. Libertad de asociación y convenios colectivos

Aspecto. Explotación infantil

HR7Operaciones identificadas como de riesgo significativo de ser origen de episodios de trabajo forzado o no consentido, y las medidas adoptadas para contribuir a su eliminación.

Aspecto. Trabajos forzados

HR5Actividades de la Compañía en las que el derecho a libertad de asociación y de acogerse a convenios colectivos puedan correr importantes riesgos, y medidas adoptadas para respaldar estos derechos.

4. Desarrollo comunitario(Trabajo infantil y forzoso)

4. Desarrollo comunitario(Trabajo infantil y forzoso)

4. Desarrollo comunitario(Programa de relacionamiento con las comunidades étnicas)

HR9 Número total de incidentes relacionados con violaciones de los derechos de los indígenas y medidas adoptadas.

83, 84, 85, 86No se han presentado incidentes relacionados con los derechos de las comunidades étnicas

donde hace presencia la operación.

HR10

76, 77, 78HR11 Número de quejas relacionadas con los derechos humanos que han sido presentadas, tratadas y resueltas mediante mecanismos conciliatorios formales.

Porcentaje y número total de operaciones que han sido objeto de revisiones y/o evaluaciones de impactos en materia de derechos humanos.

Aspecto. Derechos de los indígenas

SO1Naturaleza, alcance y efectividad de programas y prácticas para evaluar y gestionar los impactos de las operaciones en las comunidades, incluyendo entrada, operación y salida de la empresa. 4. Desarrollo comunitario

Aspecto. Comunidades locales

75 - 95El 100% de las operaciones de Petronorte

cuenta con programas de desarrollo, evaluaciones de impactos y participación

de la comunidad local

82

82

4. Desarrollo comunitario(Evaluación en derechos humanos)

4. Desarrollo comunitario(Comunicación)

82

Sociedad

SO2 Porcentaje y número total de unidades de negocio analizadas con respecto a riesgos relacionados con la corrupción.

Aspecto. Corrupción

SO3 Porcentaje de empleados formados en las políticas y procedimientos anti-corrupción de la organización.

Sobre temas anticorrupción contamos con una auditoría de revisoría fiscal (tres visitas durante el año; la primera visita es

de planeación, la segunda visita es de seguimiento y evaluación de control

interno, y la tercera visita de pre-cierre estados financieros, seguimiento hallazgos de control interno y análisis de estados

financieros y emisión de informes finales).

No se han realizado actividades de formación en políticas y procedimientos

anticorrupción.

HR8 Porcentaje del personal de seguridad que ha sido formado en las políticas o procedimientos de la organización en aspectos de derechos humanos relevantes para las actividades.

Aspecto. Prácticas de seguridad

SO10 Medidas de prevención y mitigación implementadas en las operaciones con potencial de causar impactos negativos posibles o reales en las comunidades locales.

SO9 Operaciones con impactos significativos, posibles o reales, en la comunidades locales. 794. Desarrollo comunitario

(Gestionando potenciales impactos)

76, 77, 78, 794. Desarrollo comunitario

(Comunicación, Gestionando potenciales impactos)

SO4 Medidas tomadas en respuesta a incidentes de corrupción.

SO5 Posición en las políticas públicas y participación en el desarrollo de las mismas y de actividades de lobbying.

SO7 Número total de acciones por causas relacionadas con prácticas monopolísticas y contra la libre competencia, y sus resultados.

Aspecto. Política pública

Aspecto. Comportamiento de competencia desleal

SO8 Valor monetario de sanciones y multas significativas y número total de sanciones no monetarias derivadas del incumplimiento de las leyes y regulaciones.


SO6 Valor total de las aportaciones financieras y en especie a partidos políticos o a instituciones relacionadas, por países.

En 2012 no se presentaron multas ni sanciones significativas.

A la fecha no se ha definido ningún tipo de participación política en la compañía ni se cuenta con procedimientos para temas de "Lobbying"

No se han presentado acciones judiciales por causas relacionadas con prácticas monopolíticas

ni contra la libre competencia.

No se tiene información de aportes económicos o en especie para apoyar partidos políticos realizados a nombre de Petronorte S.A.

o de Petrolatina Energy Limited.

La organización implementó e independizó el departamento de Control Interno en la organización al cual se le otorgaron las

herramientas necesarias para hacer auditorias internas en todos los procesos de la compañía

y en especial a aquellas operaciones relacionadas con transacciones monetarias.

Contractualmente se emiten guías de transporte de crudo en las cuales se relacionan los

parámetros de calidad del producto. Adicionalmente, se suministra información sobre la procedencia (campo), transportador y destino del producto. Para el transporte de gas se cuenta

con dispositivos que monitorean su calidad, equipos que relacionan la cantidad de agua

asociada al gas y porcentaje en masa de cada uno de los componentes asociados al producto.

PR1Fases del ciclo de vida de los productos y servicios en las que se evalúan, para en su caso ser mejorados, los impactos de los mismos en la salud y seguridad de los clientes, y porcentaje de categorías de productos y servicios significativos sujetos a tales

PR2Número total de incidentes derivados del incumplimiento la regulación legal o de los códigos voluntarios relativos a los impactos de los productos y servicios en la salud y la seguridad durante su ciclo de vida, distribuidos en función del tipo de resultado de dichos incidentes.

Responsabilidad de ProductoAspecto. Salud y seguridad del cliente

57, 58

PR3Tipos de información sobre los productos y servicios que son requeridos por los procedimientos en vigor y la normativa, y porcentaje de productos y servicios sujetos a tales requerimientos informativos.

Aspecto. Etiquetado de productos y de servicio

PR4Número total de incumplimientos de la regulación y de los códigos voluntarios relativos a la información y al etiquetado de los productos y servicios, distribuidos en función del tipo de resultado de dichos incidentes.

No se presentaron casos de incumplimiento de los códigos relativos a la información y al

etiquetado de productos.

En 2012 no se presentaron incidentes relacionados con la salud y seguridad de clientes.

PR5 Prácticas con respecto a la satisfacción del cliente, incluyendo los resultados de los estudios de satisfacción del cliente. 2. Rentabilidad y servicio (Calidad) 52, 53

PR6Programas de cumplimiento de las leyes o adhesión a estándares y códigos voluntarios mencionados en comunicaciones de marketing, incluidos la publicidad, otras actividades promocionales y los patrocinios.

No materialPetronorte no hace comunicaciones de

marketing.

No materialPetronorte no hace comunicaciones de

marketing.PR7

Número total de incidentes fruto del incumplimiento de las regulaciones relativas a las comunicaciones de marketing, incluyendo la publicidad, la promoción y el patrocinio, distribuidos en función del tipo de resultado de dichos incidentes.

Aspecto. Comunicaciones de marketing

Aspecto. Privacidad del cliente

PR8 Número total de reclamaciones debidamente fundamentadas en relación con el respeto a la privacidad y la fuga de datos personales de clientes.

En 2012 no se presentaron casos relacionados con la fuga de datos de clientes, ni con la violación de los derechos de privacidad.

3. Seguridad y desarrollo profesional(Nuestro mejor hábito: La seguridad)

124




PR9Coste de aquellas multas significativas fruto del incumplimiento de la normativa en relación con el suministro y el uso de productos y servicios de la organización.

En 2012 se presentaron dos sanciones monetarias debidas a la calidad del producto entregado, las cuales no fueron significativas teniendo en cuenta el volumen de entregas

que se maneja actualmente.

A la fecha Petróleos del Norte no ha tenido operaciones en las cuales se hayan presentado situaciones de reasentamiento de pobladores, ni a consecuencia de sus operaciones, ni por parte de las autoridades locales vecina a las mismas.

125


Indicadores de Suplemento: Oil and Gas

OG1 Volumen y tipo de estimación de producción y reservas identificadas. 25, 26Perfil Organizacional (Nuestros yacimientos)

OG2 Cantidad total invertida en energia renovable. La compañía no ha incursionado en proyectos de energía renovable

La compañía no ha incursionado en proyectos de energía renovable

No se han presentado eventos de seguridad que afecten a las comunidades locales ni a

las comunidades indígenas.

Petronorte no produce ni compra biocombustibles.

La compañía no refina combustibles.

OG3 Total de energía renovable generada por fuente.

OG4 Número y porcentaje de sitios de operación significativos en donde el riesgo de la biodiversidad ha sido evaluado y monitoreado. 1115. Protección al medio ambiente

(Conservamos la biodiversidad)

5. Protección al medio ambiente(Residuos líquidos)

5. Protección al medio ambiente(Residuos sólidos)

4. Desarrollo comunitario(Programa de relacionamiento con las

comunidades étnicas)

4. Desarrollo comunitario(Contingencias sociales)

OG5 Volumen del agua de formación o generada. 108

OG6 Volumen del agua de formación o generada. No reportado.

OG7 Cantidad de residuos de perforación (lodos y restos derivados de la perforación) y estrategias para el tratamiento y eliminación. 105, 106

83, 84, 85, 86

95

4. Desarrollo comunitario(Acciones para el abandono de pozos) 81

OG8 Contenido de Benceno, Plomo y Azufre en los conbustibles refinados.

Operaciones en donde comunidades indígenas están presentes o son afectadas por las actividades y lugares donde hay estrategias específicas de participación.

Número y descripción de litigios significativos con las comunidades locales y comunidades indígenas

OG9

OG10

OG11

OG12

OG13

OG14

Número de lugares que han sido desmantelados o que están en proceso de ser desmantelados.

Operaciones donde se dio lugar a un reasentamiento involuntario, el número de hogares reasentados en cada uno y como sus vidas fueron afectadas en el proceso.

Número de siniestros en materia de seguridad de los procesos y percances, por tipo de actividad.

Volumen de biocombustibles producidos y comprados que cumplen con criterios de sostenibilidad.

Documents

Memoria de Sostenibilidad 2012