Post Oil&Gas – Wide 1

  
Resultado trimestral
Geopark anunció un incremento de sus reservas y producción de hidrocarburos
Lun 24
julio 2017
24 julio 2017
La petrolera independiente con operaciones en Latinoamérica incrementó su producción de petróleo y gas un 24% durante el segundo trimestre de 2017. La producción de petróleo creció un 41% en relación con el primer trimestre del año.
Escuchar nota

GeoPark Limited, empresa latinoamericana líder e independiente de exploración, operación y consolidación de petróleo y de gas con operaciones y plataformas de crecimiento en Colombia, Chile, Brasil, Argentina y Perú, anunció los resultados operacionales correspondientes al segundo trimestre.

La compañía informó que la producción de petróleo y gas creció un 24% a 26.123 boepd, un 4% más comparado con el primer trimestre de 2017. En tanto que la producción de petróleo creció un 41% a 21.930 barriles de petróleo equivalente por día (bopd), un 7% más comparado con el primer trimestre.

En Colombia la producción de petróleo aumentó un 49% a 20.951 bopd, un 9% más comparado con el primero trimestre. La producción de gas disminuyó un 25% a 25,2 mmcfpd.

«El target de salida de producción de 2017 es de +30.000 boepd y el target de producción promedio anual de 2017 de 26.500 a 27.500 boepd», indicó la empresa a través de un comunicado.

En cuanto a la exploración y extensión de yacimientos y crecimiento de valor en Colombia, en el Bloque Llanos 34 (operado por GeoPark con el 45% WI) se destaca el descubrimiento del nuevo yacimiento petrolífero Jacamar, situado en tren de falla sudeste de los yacimientos Tigana / Jacana.  «También la extensión del yacimiento petrolífero Jacana y el pozo de avanzada Jacana Sur 2 expandiendo exitosamente los límites noroestes del campo. El pozo de avanzada Jacana 8, produciendo desde la formación Mirador, adicionó nuevas reservas a la formación Guadalupe inferior. La nueva producción bruta agregada es de aproximadamente 5.700 bopd», detalló la compañía, una de las pocas petroleras independientes presentes en la Argentina. 

Respecto a la perforación y testeo en progreso en Chile y Argentina, se espera que el pozo de desarrollo de gas Kimiri Aike 4 perforado en el segundo trimestre de 2017 entre en producción en el tercer trimestre en el Bloque Fell en Chile (operado por GeoPark con el 100% WI). El pozo exploratorio de petróleo Río Grande Oeste 1 perforado en el Bloque CN-V en Argentina durante el segundo trimestre de este año será testeado en el tercer trimestre (operado por GeoPark con el 50%).

En Colombia, la producción neta promedio aumentó a 21.015 boepd durante el segundo trimestre de 2017, comparado con los 14.084 boepd en el mismo período de 2016. La suba responde, fundamentalmente, al éxito de exploración, evaluación y desarrollo de los yacimientos petrolíferos Tigana/Jacana en el Bloque Llanos 34, representando el 95% de la producción de GeoPark en ese país en el segundo trimestre de 2017.

En Chile, la producción promedio neta de petróleo y de gas cayó un 41% a 2.450 boepd en el segundo trimestre de 2017 comparado con los 4.118 boepd en mismo período de 2016 debido a una interrupción temporal en compras de gas durante mayo y junio de este año. El mix de producción resultante durante el segundo trimestre de 2017 fue del 62% de gas y del 38% de petróleo (vs. 64% gas y 36% petróleo en 2T2016). El Bloque Fell representó el 98% de la producción de GeoPark en Chile. Las entregas de gas han sido restauradas y la producción actual en Chile es de aproximadamente 3.100 boepd.

En Brasil, la producción neta promedio de petróleo y de gas disminuyó un 10% a 2.658 boepd en el segundo trimestre de 2017 comparado con los 2.941 boepd del mismo período de 2016. Esto se debió fundamentalmente al menor consumo de gas de las industrias brasileñas. Además de la menor demanda de gas, el operador del yacimiento Manati, Petrobras, está realizando actualmente mantenimiento en la plataforma, afectando parcialmente la capacidad de producción total del yacimiento desde mayo de 2017. Se espera que se recupere la capacidad de producción durante el tercer trimestre de 2017.

Por último, en Argentina la empresa GeoPark perforó un nuevo proyecto en la Cuenca Neuquina durante el segundo trimestre de 2017 con el pozo exploratorio Río Grande Oeste 1, que fue perforado a una profundidad total de 5.500 pies y se espera que sea completado y testeado en agosto 2017 en la formación Grupo Neuquén. El pozo está situado en el Bloque CN-V, donde GeoPark adquirió el 50% de interés en 2015 a través de una sociedad con Wintershall, subsidiaria de BASF.

El Bloque CN-V cubre un área de 117.000 acres en la Cuenca Neuquina en la provincia de Mendoza, con cobertura de sísmica 3D de 180 km2 y se encuentra aledaño al yacimiento petrolífero Loma Alta Sur operado por YPF. Se ha delineado un prospecto de petróleo adicional adyacente al Río Grande Oeste. El Bloque CN-V tiene también un potencial de crecimiento en el play no convencional de Vaca Muerta.

Durante el tercer trimestre de 2017 GeoPark también perforará prospectos de exploración superficiales de petróleo pesado en los bloques Sierra del Nevado y Puelén en la Cuenca Neuquina. El Bloque Puelén está situado al norte del yacimiento petrolífero productivo El Corcobo, operado por Pluspetrol, y Sierra del Nevado está situado al este del yacimiento petrolífero Llancanelo, operado por YPF.

 

Deja una respuesta

Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Los campos obligatorios están marcados con *

LAS MÁS LEÍDAS

1.

| 04/11/2024

Geopark negocia con Phoenix los detalles finales de un acuerdo para desembarcar en Vaca Muerta

Geopark, una de las principales petroleras independientes de América latina, anunció este jueves que está negociando los detalles finales de un acuerdo para adquirir una participación de las áreas que opera Phoenix Oil&Gas en Vaca Muerta.
| 04/08/2024
De acuerdo con un informe de la consultora Greener sobre el desenvolvimiento de la generación distribuida en el mercado brasileño, los costos de los sistemas solares tuvieron una caída del 30% con respecto a los primeros meses del año pasado. El documento abordó el impacto de esta situación en el CAPEX de los grandes proyectos.
| 03/20/2024
El VP de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de PAE participó en un panel del CERAWeek sobre el futuro del gas en Latinoamérica. El directivo negó que la suspensión en la aprobación de proyectos de GNL sea una oportunidad en sí misma para la Argentina, pero al mismo tiempo defendió que el país cuenta con fundamentos sólidos para desarrollar un proyecto de exportación de gas a largo plazo.
| 03/19/2024
EconoJournal confirmó que Tecpetrol, Pampa, Pluspetrol, Shell, YPF, Vista-Geopark y PAE presentaron propuestas económicas para adquirir los activos de ExxonMobil en la Argentina. La petrolera norteamericana, que pretende recibir unos US$ 1000 millones por las áreas, encarará en las próximas semanas una negociación uno a uno con las petroleras que hayan presentado las ofertas más atractivas.
WordPress Lightbox