GeoPark Limited hizo una actualización de su operación en el cuarto trimestre de 2021, que cerró el 31 de diciembre, en la que resalta que la producción anual promedio de petróleo y gas fue de 37.602 barriles equivalente por día (boepd).
Lo anterior quedó dentro de la guía de 37.000-38.000 boepd y arrojó una producción de salida de 39.300 boepd (la producción de salida incluye aproximadamente 1.800 boepd en bloques de Argentina que se están desinvirtiendo y cuyo cierre se espera para fines de enero de 2022). Lea más en Noticias Petroleras.
Según la compañía, el promedio trimestral de producción de petróleo y gas fue de 37.928 boepd, un 4 % menos debido a una menor producción de gas. Además, la producción del bloque Llanos 34 (operado por GeoPark, 45 % WI) aumentó 2 % a 58.270 bopd brutos.
La compañía expuso que la producción del bloque CPO-5 (GeoPark no operado, 30 % WI) aumentó en 19 % a 12.310 bopd brutos.
Operaciones en Colombia
En el bloque Llanos 34 – Cuenca Llanos: tres equipos de perforación y tres de reacondicionamiento en operación.
- Producción de salida de 2021 por encima de 60.000 bopd brutos.
- Resultados exitosos recientes en Tigui y Jacana, abriendo nuevas oportunidades de perforación para ser probadas en 2022.
En el bloque CPO-5 – Cuenca Llanos: Dos plataformas de perforación contratadas por dos años para proyectos de desarrollo, evaluación y exploración de campo cercano de alto potencial adyacentes y en tendencia con el bloque central Llanos 34.
Recomendado: ¿En qué van las operaciones de Geopark en Colombia y Ecuador?
- Actualmente perforando el pozo de desarrollo Indico 4, y se espera que las pruebas comiencen a fines de enero de 2022.
- Segunda plataforma contratada y se espera que arranque en del primer semestre de 2022.
En el bloque Platanillo (operado por GeoPark, 100 % WI) – cuenca Putumayo: Actualmente, perforando el pozo de desarrollo Platanillo Central 1.
Operaciones en Ecuador
En el bloque Perico (GeoPark no operado, 50% WI) – Cuenca Oriente: Pozo de exploración Jandaya 1 perforado a profundidad total con actividades de prueba actualmente en curso.
Lea también: Geopark lanza hoja de ruta a 2050 para reducir a cero sus emisiones
- Pozo de exploración Tui 1, 6 kilómetros al suroeste de Jandaya 1 pozo a perforar en febrero de 2022
En el bloque Espejo (operado por GeoPark, 50% WI) – Cuenca Oriente: Adquisición sísmica 3D en curso, con el objetivo de perforar el primer pozo de exploración en el segundo semestre de 2022
Operaciones en Chile
En el bloque Fell (operado por GeoPark, 100% WI) – Cuenca Magallanes: Se espera que una plataforma perfore dos pozos de gas en la estructura geológica Jauke/Dicky, a partir de marzo de 2022
La cartera de Geopark
De acuerdo con la compañía, la desinversión de los bloques no centrales Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet (operados por GeoPark, 100 % WI) en Argentina, por un monto total de US$16 millones, está actualmente en curso y tiene un cierre previsto para fines de enero de 2022.
Le puede interesar: Geopark, Mineros y Promigas premiadas por aportes sostenibles en Colombia
Entre tanto, sobre el Programa de Trabajo para 2022, se fijó que el gasto de capital autofinanciado para 2022 sea de US$160 millones – US$180 millones para perforar 40-48 pozos brutos, incluidos 15-20 pozos brutos de exploración/evaluación.
– A US$65-70/bbl Brent, el programa generaría US$90- US$140 millones de flujo de caja libre, o 12 % – 20 % de rendimiento de flujo de caja libre.
– A US$75-80/bbl Brent, el programa generaría US$170- US$210 millones de flujo de caja libre, o 23 % – 28 % de rendimiento de flujo de caja libre.
– A US$80-85 / bbl Brent, el programa generaría US$210- US$250 millones de flujo de caja libre, o 28-33% de rendimiento de flujo de caja libre.
Recomendado: GeoPark anuncia cambios corporativos, dos colombianas son protagonistas
GeoPark tiene la intención de utilizar el flujo de efectivo libre para el desapalancamiento continuo, rendimientos incrementales para los accionistas, a través de dividendos en efectivo y recompra de acciones, y otros fines corporativos, sujeto a las condiciones de precios del petróleo vigentes durante 2022.
Colombia
La producción neta promedio de petróleo y gas en Colombia alcanzó los 32.002 boepd en el cuarto trimestre de 2021 en comparación con los 31.858 boepd del mismo periodo de 2020, como resultado de una mayor producción en los bloques Llanos 34 y CPO-5, parcialmente compensada por una menor producción en el bloque Platanillo.
La producción y operaciones en el bloque Platanillo se vieron afectadas entre mediados de octubre y principios de noviembre de 2021, debido a las protestas comunitarias contra el Gobierno en la cuenca del Putumayo.
Además, la producción neta promedio del bloque Llanos 34 en el cuarto trimestre de 2021 aumentó un 2 % a 26,221 bopd (o 58,270 bopd brutos), en comparación con 25,759 bopd (o 57,242 bopd brutos) del mismo periodo de 2020.
La producción neta promedio del bloque CPO-5 en el 4T2021 aumentó 19 % a 3693 bopd (o 12,310 bopd brutos). Y la producción promedio del bloque Platanillo en el cuarto trimestre de 2021 disminuyó 33 % a 1.668 bopd. El bloque produce actualmente 2.000 bopd.
—
