Todas las cifras se encuentran expresadas en dólares estadounidenses y las comparaciones de crecimiento se refieren al mismo período del año anterior, excepto cuando se especifique lo contrario.

Puntos destacados del cuarto trimestre de 2018

Producción de petróleo y gas: alcanza y supera los objetivos

• La producción anual promedio de 2018 subió un 31% a 36.027 boepd alcanzando el objetivo de 35.500 – 36.500 boepd.
• Producción de salida 2018 récord de 39.600 boedp que excedió el objetivo de 38.000 – 39.000 boepd
• La producción consolidada de petróleo y gas aumentó un 26% a 38.741 boepd (un 4% más comparado con el 3T2018).
• La producción de petróleo aumentó un 30% llegando a 32.859 bopd (un 5% más comparado con el 3T2018).
• La producción operada bruta en el bloque Llanos 34 (operado por GeoPark con una participación del 45%) superó los 70,000 bopd.
• La producción de gas aumentó un 11% a 35,3 mmcfpd.

Operaciones: ejecución y eficiencia de capital

• El programa de trabajo 2018 de GeoPark incluyó un total de 33 pozos brutos perforados (30 operados con una tasa de éxito de más del 85%), incluyendo pozos de desarrollo, de avanzada y de exploración, como parte del plan de gasto de capital por USD 140-150 millones.
• En Colombia: se testearon y pusieron en producción ocho nuevos pozos en el bloque Llanos 34, agregando 7.000 bopd brutos de nuevos pozos. La línea de flujo Llanos 34 se encuentra dentro del presupuesto y del plazo establecidos.
• En Brasil: se perforó el pozo de exploración Praia dos Castelhanos en el bloque REC- T-128 (operado por GeoPark con una participación del 70%) y se completará y será testeado en el 1T2019.

Crecimiento de portfolio: adquisición de la participación de LGI en Colombia y Chile

• Adquisición del 20% del capital de LGI en las subsidiarias de GeoPark Chile y Colombia, que amplió la participación de la Compañía en el valioso bloque Llanos 34 y contribuyó con sinergias corporativas y beneficios significativos.
• Acuerdo de venta de activos de alto costo, no estratégicos, La Cuerva y Yamu por hasta USD 20 millones.

Catalizadores: 1T2019

• Testeo de cinco pozos perforados y perforación de cinco nuevos pozos, incluyendo pozos de desarrollo, de avanzada y de exploración en Colombia, Argentina, Brasil y Chile.
• Se espera que la línea de flujo en el bloque Llanos 34 entre en operación en el 1T2019.
• Nueva certificación de reservas en proceso por parte de DeGolyer and MacNaughton cuya publicación se prevé para principios de febrero de 2019.

Actualización de la producción de petróleo y gas

Consolidado:

La producción total de petróleo y gas creció un 26% a 38.741 boepd en el 4T2018 de 30.654 boepd en el 4T2017, debido al aumento de la producción en Colombia y la nueva producción de las adquisiciones recientes de Argentina.

El petróleo representó un 85% de la producción total informada en comparación con el 83% en el 4T2017.

Colombia:

La producción neta promedio en Colombia creció un 26% a 30.641 boepd en el 4T2018 comparada con los 24.378 boepd en el 4T2017 reflejando el éxito continuo de la perforación de desarrollo y avanzada en los yacimientos petrolíferos Tigana y Jacana en el bloque Llanos 34, lo cual representó el 96% de la producción colombiana en el 4T2018.

Para fines de diciembre de 2018, el bloque Llanos 34 superó el marcador de los 70,000 bopd brutos, extendiendo siete años de crecimiento en la producción e impulso operativo y asentando una base sólida para el crecimiento continuo durante el 2019.

Resultados operativos del bloque Llanos 34 del 4T2018:

Perforación exploratoria:

• El pozo Tigui Sur 1, ubicado al sur del pozo de exploración Tigui 1, próximo al límite sur del bloque Llanos 34, fue testeado exitosamente durante el 4T2018. El yacimiento de petróleo Tigui (que incluye los pozos Tigui 1 y Tigui 1 Sur) produce actualmente 1,900 bopd con un corte de agua del 6%.
• En la actualidad, la Compañía está perforando el pozo de avanzada Tigui 2, ubicado a 870 metros al este del pozo Tigui 1, para continuar delineando el tamaño y la distribución del reservorio.

Perforación de desarrollo y avanzada:

• Se testearon y pusieron en producción siete nuevos pozos, incluyendo Tigana 5, Tigana Norte 10, Tigana Norte 11, Tigana Norte 12, Tua 11, Jacana 14 y Jacana 19, que en la actualidad producen aproximadamente 6.800 bopd brutos.

Actualización de infraestructura:

• La línea de flujo para conectar el bloque Llanos 34 al Oleoducto de los Llanos (ODL), uno de los ductos principales de Colombia (con una capacidad de 314.000 bopd) está dentro del presupuesto y del plazo establecidos y se prevé que esté operativa en el 1T2019. El proyecto sustentará un crecimiento futuro de producción (con una capacidad de hasta 100.000 bopd) y reducirá los costos operativos y de transporte.

Venta de los activos no centrales de La Cuerva y Yamu:

• En noviembre de 2018, GeoPark firmó un acuerdo con Perenco Oil and Gas para la venta de los bloques La Cuerva y Yamu por USD 18 millones más un pago contingente de USD 2 millones basado en precios futuros de petróleo. GeoPark continuará operando los bloques La Cuerva y Yamu hasta el cierre de esta transacción, previsto para el 1T2019.

Para conocer un resumen de las próximas actividades de perforación y testeo, véase la sección “Programa de Perforación del 1T2019” que figura más adelante.

Perú:

Durante el 4T2018, GeoPark concluyó exitosamente el último ciclo de talleres con las comunidades locales. Actualmente, la Compañía se encuentra a la espera de comentarios adicionales por parte del Servicio Nacional de Certificación Ambiental para las Inversiones Sostenibles, último paso en el proceso de aprobación del Estudio de Impacto Ambiental.

El Proyecto Morona (operado por GeoPark con una participación del 75%) abarca el yacimiento de petróleo Situche Central, que ha sido delineado por dos pozos que probaron tasas de producción combinadas de 7.500 bopd de petróleo liviano con potencial de upside de 200 mmbo. A diciembre de 2017, (D&M) ha certificado reservas probadas y probables (2P) brutas por 42,1 mmbo y reservas 3P por 83,0 mmbo para el yacimiento de petróleo Situche Central.

Argentina:

La producción neta promedio en Argentina alcanzó los 2.383 boepd en el 4T2018 (67% petróleo, 33% gas), correspondiente a la reciente adquisición de los bloques Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet (operados por GeoPark con una participación del 100%) en la cuenca neuquina. Los niveles de producción neta en el 4T2018 aumentaron un 3% comparado con el 3T2018, debido a un proyecto de optimización de recuperación secundaria vigente que incluía una campaña de intervención de pozo de bajo costo iniciada en agosto de 2018.

Actividades de testo en el bloque El Porvenir (operado por GeoPark con una participación del 100%):

• Preparación del área y actividades de instalación completadas durante el 4T2018 para testear un play de gas tight en el pozo Challaco Bajo 1001. Se espera iniciar el testeo en enero 2019.

Perforación de exploración en el bloque CN-V (operado por GeoPark con una participación del 50%):

• Las actividades iniciales de testeo en el pozo de exploración Rio Grande Este 1 no fueron exitosas. El joint venture se encuentra actualmente evaluando pasos subsiguientes.

Para conocer un resumen de las próximas actividades de perforación y testeo, véase la sección “Programa de Perforación del 1T2019” que figura más adelante.

 Brasil

La producción neta promedio en el yacimiento Manatí (operado por GeoPark con una participación del 10%) disminuyó un 13% a 2.894 boepd en el 4T2018, comparado con 3.328 boepd en el 4T2017, debido a una menor demanda de gas para generación de energía como resultado de un aumento en la disponibilidad de energía hidroeléctrica.

Perforación de exploración en el bloque REC-T-128:

• Se perforó el pozo de exploración Praia dos Castelhanos 1 a una profundidad total de 8.431 pies. Se esperan actividades de testeo durante el 1T2019.

 Chile:

La producción neta promedio de petróleo y gas en Chile disminuyó un 4% a 2.823 boepd en el 4T2018 comparado con los 2.932 boepd del 4T2017, pero aumentó un 7% comparado con el 3T2018 debido al reciente descubrimiento del yacimiento de gas Jauke. La mezcla de producción para el 4T2018 fue 74% de gas y 26% de petróleo liviano (en comparación con 66% de gas y 34% de petróleo liviano en el 4T2017). El bloque Fell (operado por GeoPark con una participación del 100%) representó el 100% de la producción en Chile en el 4T2018.

Durante el 4T2018, la optimización en las instalaciones de superficie dio como resultado un incremento en los niveles totales de producción de gas. El bloque Fell produce actualmente 3.000- 3.100 boepd (80% gas, 20% petróleo liviano).

Para conocer un resumen de las próximas actividades de perforación y testeo, véase la sección “Programa de Perforación del 1T2019” que figura más adelante.