GeoPark anuncia las reservas certificadas de petróleo y gas 2021 - GeoPark
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GeoPark anuncia las reservas certificadas de petróleo y gas 2021

Enero 31, 2022

EN COLOMBIA:
RESERVAS 2P CERTIFICADAS 2021 DE 136 MILLONES BOE CON UN VALOR ACTUAL NETO (DESPUÉS DE IMPUESTOS) DE USD 2,0 MIL MILLONES REEMPLAZO DE RESERVAS DEL 117% DE RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS

Bogotá, Colombia – 31 de enero de 2022 – GeoPark Limited (“GeoPark” o la “Compañía”) (NYSE: “GPRK”), la compañía latinoamericana independiente líder en exploración, operación y consolidación de petróleo y gas anunció hoy su evaluación de reservas independiente de petróleo y de gas certificadas por DeGolyer and MacNaughton (D&M), conforme a la metodología PRMS [Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos] al 31 de diciembre de 2021.

Todas las reservas incluídas en este comunicado se refieren a las reservas pertenecientes a la participación de GeoPark antes de las regalías pagadas en especie, excepto se especifique lo contrario. (Todas las cifras se encuentran expresadas en dólares estadounidenses). Las definiciones de los términos constan en el Glosario en la página 12.

Reservas de petróleo y gas certificadas por D&M 2021 y puntos sobresalientes:

Basándose en los activos centrales de GeoPark en los bloques Llanos 34 (operado por GeoPark con una participación del 45%) y CPO-5 (no operado por GeoPark con una participación del 30%), la Compañía informa:

Reservas de Colombia:

  • Reservas PD: reservas probadas desarrolladas (PD) en Colombia de 49,9 mmboe, con un índice de vida de reserva (RLI) PD de 4,4 años.
  • Reservas 1P: reservas probadas (1P) en Colombia de 82,2 mmboe, con un RLI 1P de 7,2 años. Valor actual neto luego del descuento impositivo del 10% (NPV10 después de impuestos) de reservas 1P de USD 1,3 mil
  • Reservas 2P: reservas probadas y probables (2P) en Colombia de 135,8 mmboe, con un índice RLI 2P de 11,9 años. NPV10 después de impuestos de reservas 2P de USD 2,0 mil millones.
  • Reservas 3P: reservas probadas, probables y posibles (3P) en Colombia de 211,0 mmboe, con un índice RLI 3P de 18,5 años. NPV10 después de impuestos de reservas 3P de USD 2,9 mil millones.
  • Capital de desarrollo: capital de desarrollo futuro para el desarrollo de reservas 1P, 2P y 3P en Colombia de USD 1,9 por barril, USD 1,7 por barril y USD 1,6 por barril, respectivamente.
  • Bloque Llanos 34: desarrollo de bajo riesgo y nuevas extensiones de yacimiento con potencial de reservas a ser testeado en 2022.
    • Incorporaciones de reservas PD netas de 12,0 mmbbl (un remplazo de reservas PD de 131%).
    • Incorporaciones de reservas 2P netas de 7,3 mmbbl (un remplazo de reservas 2P de 78%).
    • Incorporaciones de reservas 3P netas de 9,5 mmbbl (un remplazo de reservas 3P de 100%).
    • RLI de reservas 1P de 7,9 años, RLI 2P de 11,5 años y RLI 3P de 16,0 años.
    • La producción bruta promedio en el 2021 fue de 55.971 bopd con una tasa de salida por encima de los 60.000 bopd.
  • Bloque CPO-51 : rendimiento sólido continuo del reservorio en el yacimiento petrolífero Índico.
    • Reservas netas 1P de 5,1 mmbbl, reservas netas 2P de 20,0 mmbbl y reservas netas 3P de 48,8 mmbbl (RLI 1P de 3,6 años, RLI 2P de 14,7 años y RLI 3P de 36,1 años).
    • La campaña de perforación 2021 comenzó en diciembre de 2021 con el inicio de perforación del pozo de desarrollo Índico 4.
    • El operador, ONGC Videsh, está acelerando las actividades de perforación en el 2022 apuntando a perforar 7-8 pozos brutos (1-2 pozos de desarrollo y 6-7 pozos de exploración) con dos equipos de perforación contratados.

Reservas Consolidadas2

  • Reservas PD: reservas PD de 58,1 mmboe, con un RLI PD de 4,2 años.
  • Reservas 1P: reservas 1P de 91,6 mmboe, con un RLI 1P de 6,7 años. NPV10 después de impuestos de las reservas 1P de USD 1,4 mil millones.
  • Reservas 2P: reservas 2P de 159,2 mmboe, con un RLI 2P de 11,6 años. NPV10 después de impuestos de las reservas 2P de USD 2,3 mil millones.
  • Reservas 3P: reservas 3P de 248,3 mmboe, con un RLI 3P de 18,1 años. NPV10 después de impuestos de las reservas 3P de USD 3,4 mil millones.
  • Capital de desarrollo futuro: capital de desarrollo futuro para el desarrollo de reservas 1P, 2P y 3P de USD 2,0 por barril, USD 2,3 por barril y USD 2,2 por barril, respectivamente.
  • Gestión del portafolio: la desinversión de los bloques no centrales Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet (operados por GeoPark con una participación del 100%) en Argentina y el yacimiento de gas Manatí (no operado por GeoPark con una participación del 10%) en Brasil está en curso, representando el 100% de las reservas de GeoPark en Argentina y Brasil.
    • Excluyendo las reservas de Argentina y Brasil, las reservas consolidadas de GeoPark ascenderían a 53,7 mmboe, 86,6 mmboe, 153,1 mmboe y 241,4 mmboe de reservas PD, 1P, 2P y 3P

Valor actual neto y valor por acción

  • NPV10 después de impuestos de las reservas 2P de GeoPark de de USD 2,3 mil
  • NPV10 de las reservas 2P de GeoPark ajustado a deuda neta después de impuestos de USD 28,9 por acción (USD 24,0 por acción correspondiente a Colombia).

Lea el comunicado completo.

 

 

1 No operado por GeoPark con una participación del 30%, operado por ONGC Videsh con una participación del 70%.

2 Las cifras consolidadas incluyen reservas en los bloques Aguada Baguales, El Porvenir y Puesto Touquet en Argentina y en el yacimiento de gas Manatí en Brasil que está en proceso de desinversión. Se prevé el cierre de la transacción en Argentina a finales de enero o inicios de febrero de 2022, mientras que la transacción en Brasil está sujeta a determinadas condiciones que deben cumplirse antes del 31 de marzo de 2022 y que, a la fecha de este comunicado, no se han cumplido.