ma
Eos el
GEOPARK
Santiago, 20 de enero de 2015
Geopark Limited
Inscrito en el Registro de Valores Extranjeros bajo N* 045
Señor
Carlos Pavez Tolosa
Superintendente de Valores y Seguros
Av. Libertador Bernardo O’Higgins N* 1449, piso 1
PRESENTE
REF.: Adjunta información relevante que se
publicó en el U.S. Securities and
Exchange Commission (SEC) el día de
hoy.
Señor Superintendente:
En virtud de lo establecido en la Norma de Carácter General
N*352, por medio de la presente adjunto información considerada como relevante para
la empresa, que ha sido entregada el día de hoy en el U.S. Securities and Exchange
Commission (*SEC”), en donde, mediante comunicado de prensa distribuido en Estados
Unidos, se informan los resultados operacionales correspondientes al cuarto trimestre
de 2014 y los lineamientos sobre su programa de trabajo para el año 2015.
La información adjunta consiste en un comunicado de prensa
de ocho páginas en idioma inglés y de la respectiva traducción del mismo al idioma
español, contenida igualmente en ocho páginas. Con respecto a la traducción del
comunicado, declaro bajo juramento que la información contenida en este documento
es una traducción fiel a su original en inglés que contiene la información que ha sido
entregada en el U.S. Securities and Exchange Commission.
Sin otro particular, saluda atentamente a Usted,
a
Pedro Aylwin Chíiorrini
pp. GEOPARK LIMITED
Nuestra Señora de los Ángeles 179 – Las Condes, Santiago – Chile
Tel. (+56 2) 2429600 – infoWgeo-park.com – www.geo-park.com
GEOPARK
FOR IMMEDIATE RELEASE
GEOPARK EXCEEDS 2014 FULL YEAR PRODUCTION TARGET WITH 20,557 BOEPD
AND PROVIDES 2015 WORK PROGRAM APPROACH AND GUIDANCE
Santiago, Chile – January 20, 2015 — GeoPark Limited (“GeoPark”) (NYSE: GPRK), the Latin
American oil and gas explorer, operator and consolidator with operations and producing
properties in Colombia, Chile, Brazil, Argentina and Peru!, announces today its 402014
operational update, full year oil and gas production average and 2015 guidance.
GeoPark exceeded its full year 2014 production growth targets of 15-20%, with total average
oil and gas production of 20,557 boepd. With the drilling of ten new wells in 4Q2014, the
Company also completed its planned 2014 work program with a total of 51 new wells drilled.
GeoPark is strongly positioned at the beginning of 2015 with a cash balance of approximately
$130 million, over 20,000 boepd of oil and gas production, a solid reserve and resource base,
a long term-maturing debt profile, and a large portfolio of attractive and largely discretional
projects – both oil and gas – in multiple countries. This scale and positioning permit GeoPark to
protect and preserve its balance sheet and capital during the current oil price downturn by
adjusting investment activity and selectively allocating capital to the optimal projects under
current conditions.
Preparing for a period of low oil prices and continuous volatility, the Company’s 2015 plan is
based on an average oil price assumption of $45-50 per barrel. At this base oil price
assumption, GeoPark is targeting a fully-funded $60-70 million work and investment program
with flat to 5% production growth over 2014 production levels. If oil prices increase, the
Company will increase its work and investment program on identified drill-ready projects
resulting in increased production growth.
Commenting, James F. Park, CEO of GeoPark, said: “Congratulations to our team for
completing a great year in 2014 with record operational, financial and strategic
accomplishments. For the ninth consecutive year, we increased production, reserves and cash
flow, as well as, acquired new and high potential assets.”
“Following this successful year, and with our history of conservative risk management and our
large asset portfolio, GeoPark is well-positioned to weather the current turbulence in our
industry. Defensively, we are working decisively to make all the adjustments necessary to
successfully work through this period and continue on our growth path. Offensively, we also
see this as a time of differentiation and opportunity – and are working to identify new high
value opportunities and expand our strategic position.”
l Transaction executed with Petroperu on October 1, 2014 with final closing subject to Peru government approval.
GeoPark Production Growth
20 –
m Gas Production
m Oil Production
A A
, cm e |
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* 2014*
.
u
Avg. Daily Production
(thousand boepd)
p
o
* Proforma: Including production from Manati Field (closed in 1Q2014)
402014 Oil and Gas Production Update
Consolidated:
The total average oil and gas production increased 37% in 4Q2014 to 19,984 boepd, compared
to 14,548 boepd in 4Q2013. On a proforma basis (including operations from the Manati field
acquisition in Brazil in both periods), average production increased by 10%.
Consolidated oil production accounted for 72% of total reported production and increased by
20% to 14,364 bopd in 402014, compared to 11,938 bopd in 4Q2013.
Colombia:
Average production in Colombia increased by 50% in 4Q2014 to 11,615 boepd compared to
4Q2013. This increase is mainly the result of continued development and appraisal of the
Tigana and Tua fields in the Llanos 34 Block (GeoPark operated with a 45% working interest
(WD). Production had been impacted by approximately 5,000 bopd during the last 13 days of
the year by a road blockage, which has already been restored to normal production levels.
The Llanos 34 Block represented 78% of GeoPark’s Colombian production in 4Q2014,
compared to 63% in 4Q2013.
Chile:
Average oil and gas production in Chile decreased by 29% in 4Q2014 to 4,791 boepd,
compared to 4Q2013. This decrease is mainly a result of 34% lower oil production together
with 20% lower gas production, and was impacted by the natural decline in base production.
The Fell Block (GeoPark operated with a 100% WI) represented 96% of GeoPark’s Chilean
production and consisted of 56% oil.
Brazil:
Average gas production in Brazil amounted to 20,754 mcfpd, or 3,459 boepd, in 4Q2014. On a
proforma basis, including production for both quarters, gas production decreased 4%
compared to 4Q2013, mainly due to plant maintenance for one of Manati’s principal customers.
The Manati Field (Non-operated with a 10% WI) represented 100% of GeoPark’s Brazilian
production.
402014 Operational Update
Ten new wells were drilled in 402014, consisting of three exploration wells and seven
development and appraisal wells.
Colombia:
In Colombia, three wells were drilled during 4Q2014, for an aggregate of 21 new wells drilled
during 2014. Principal operation and exploration highlights for 4Q2014 include:
Llanos 34 Block (GeoPark Operated with 45% WI)
Tigana Field: Currently producing over 11,000 bopd gross from seven wells. Field delineation is
continuing.
Tua Field: Currently producing over 8,300 bopd gross from seven wells. In 4Q2014:
e Appraisal well Tua 8 was successfully tested and is currently producing approximately 600
bopd gross.
e Appraisal well Tua 9 was drilled and is expected to be tested in 1Q2015.
e Appraisal well Tua 10 was drilled and is expected to be tested in 1Q2015.
Tilo Prospect: Exploration well Tilo 1, located north of the Tigana Field, was drilled and is
expected to be tested during 1Q2015.
Additional operations in the Llanos 34 Block included continuation of the construction of
permanent facilities to increase total fluid processing and storage capacity and reduce
operating costs. Targeted completion for these facilities is 142015.
Chile:
In Chile, seven wells were drilled during 4Q2014, for an aggregate of 30 new wells drilled
during 2014. Principal operation and exploration highlights for 4Q2014 include:
Fell Block (GeoPark Operated with 100% WI)
Konawentru Field: Development wells Konawentru 5 and Konawentru 17 were successfully
drilled, tested, and are expected to be put into production in 1Q2015 at an aggregate rate of
approximately 450 bopd.
Molino Field: Development well Molino 10 was drilled and is currently waiting on completion.
Campanario Block (GeoPark Operated with 50% WI)
e Exploration well Bella Vista Sur 1 was drilled and is currently under evaluation.
e Exploration well Aneki 1 was drilled and is currently waiting on completion.
e Development well Primavera Sur 2 was drilled and is currently waiting for stimulation and
testing.
Flamenco Block (GeoPark Operated with 50% WI)
+ Development well Tenca 3 was drilled and is currently waiting on completion.
Brazil:
In Brazil, principal operation and exploration highlights for 4Q2014 include:
Manati Field (BCAM 40 Block, Non-operated with 10% WI): Construction of a
compression plant for the gas field continued with expected start-up scheduled for 2H2015.
Round 11 Blocks (GeoPark Operated with 100% WI): GeoPark completed 100% of the
3D and 2D seismic program commitments in the Potiguar and Reconcavo Blocks and the
seismic data is currently being processed for interpretation.
2015 Strategy and Outlook
GeoPark’s strategic approach to 2015 is guided by the following principles:
e Conservative Approach: Reduce work and investment program to maintain flexibility and
maintain balance sheet strength.
e Capital Allocation Discipline: Prioritize lower-risk, higher netback, and quicker cash flow
generating projects.
e Do More For Less: Aggressively implement operating, G8A and capital cost reduction
Measures.
e Stay Agile: Continuous monitoring of work programs and adjustment – up or down – as
necessary.
e Build for Long Term: Preserve critical assets, tools and capabilities necessary for long term
and stay in hunt for potential value dislocation opportunities.
GeoPark’s business units in Colombia, Chile, Brazil, Peru and Argentina generated over 85
attractive projects to be considered for the 2015 work program and budget. These projects
were evaluated and ranked on a Company-wide basis in accordance with economic, technical
and strategic considerations. At an $80/bbl oil price, the Company considered carrying out
approximately 40-50 projects. With the continuing fall in oil prices, GeoPark was able to pivot
and adjust its selection of projects to those appropriate to the lower oil price level. At a
$65/bblI oil price, it considered approximately 20-25 projects and at a $45-50 per bbl price, it
considered approximately 5-10 projects.
Since the end of last year, the Company has undertaken a decisive cost cutting program to
ensure its ability to both maximize the work program and preserve its liquidity. Examples of
this ongoing program include:
+ Renegotiation and reduction of oil and gas service contracts, including drilling and civil
work contractors, as well as transportation trucking and pipeline costs.
e Deferment of capital projects by regulatory authority and partner agreement.
e Operating cost improved efficiencies and temporary suspension of certain marginal
producing oil and gas fields.
e Reduction of G8A costs through organizational efficiencies and reduction of legal,
accounting and administrative fees, including an immediate voluntary salary reduction by
GeoPark’s senior management team and Board of Directors.
Further cost reductions are expected to result from a general depreciation of Latin American
currencies (Colombian peso, Brazilian real, Chilean peso, Argentine peso and Peruvian sol),
which will positively impact GeoPark’s operating, G8A and capital costs and from reduced state
royalties.
Preliminary 2015 Guidance
At the base budget oil price assumption of $45-50 per bbl, GeoPark is targeting a fully-funded
$60-70 million work and investment program with flat to 5% production growth over 2014
production levels. The bulk of this 2015 work program is targeted to further develop and
produce GeoPark’s Tigana and Tua oil fields in the Llanos 34 Block in Colombia, which currently
provide the lowest risk production and reserve growth opportunities with attractive operating
netbacks ($15-20 per bbl at $45-50 oil prices). Additional smaller investment is allocated to
GeoPark’s projects in Chile, Argentina, Brazil and Peru.
Tf oil prices average higher than the base budget price, GeoPark has the ability to allocate
additional capital to more projects and increase ¡ts work and investment program and thereby
further increase oil and gas production. Different work program scenarios considered include:
e $65/bbl oil price: $100-120 million fully-funded work and investment program with 10-
15% production growth.
+ $80/bbl oil price: $200-220 million fully-funded work and investment program with 20-
25% production growth.
Breakdown of Quarterly Production by Country
The following table shows production figures for 4Q2014, as compared with 4Q2013:
4Q2014 4Q2013
Total Oil Gas Total % Chg.
(boepd) (bopd) (mcfpd) (boepd)
Colombia 11,615 11,550 390 7,725 50%
Chile 4,791 2,709 12,492 6,748 -29%
Brazil 3,511 52 20,754 * N/A
Argentina 67 53 82 75 -10%
Total 19,984 14,364 33,718 14,548 37%
(+) 402013 shows no production in Brazil, as the acquired interest in the Manati Field (Brazil) was completed on March 31, 2014.
As a reference and only for comparison purposes, the corresponding net production for 4Q2013 amounted to 3,664 boepd.
Production Growth Evolution
The following table shows production figures for the last five consecutive quarters:
(boepd) 402013 1Q2014 2Q20i14 3Q2014 4Q2014
Colombia 7,725 9,265 10,357 11,934 11,615
Chile 6,748 7,247 6,435 5,994 4,791
Brazil* – – 3,572 3,536 3,511
Argentina 75 71 77 81 67
Total 14,548 16,583 20,441 21,548 19,984
Oil 11,938 13,765 14,325 15,739 14,364
Gas 2,610 2,818 6,116 5,809 5,620
(+) The acquired interest in the Manati Field (Brazil) was completed on March 31, 2014. As a reference and only for comparison
purposes, the corresponding net production for GeoPark’s WI in the Manati Field in the preceding periods was as follows:
4Q2013: 3,664 boepd, 1Q2014: 3,667 boepd.
Full Year 2014 Oil and Gas Production Update
For the year ended 31 December 2014, GeoPark’s oil and gas production reached 20,557
boepd, increasing over 20% as compared to 2013 (on a proforma basis). On a reported basis,
which includes Manati Field production since the acquisition date, GeoPark’s oil and gas
production increased by 45% to 19,653 boepd as compared to 13,517 boepd for the year
2013.
Crude oil production increased by 30% to 14,554 bopd for the year 2014 as compared to
11,173 bopd for the year 2013 primarily as a result of 66% higher production in Colombia. Oil
production accounted for 71% of the total production for the year 2014 as compared to 65%
of total production for the year 2013, on a proforma basis.
Gas production increased by 1% for the year 2014 to 35,950 mcfpd compared to the year
2013, on a proforma basis. On a reported basis, gas production increased by 112% for the
year 2014 to 30,601 mcfpd compared to 14,419 mcfpd for the year 2013, mainly due to the
acquired interest in the Manati Field.
For further information, please contact:
Pablo Ducci – Director Capital Markets pduccigeo-park.com
Sofia Chellew – Investor Relations schellewOgeo-park.com
Santiago, Chile
T: +562 2242 9600
GLOSSARY
boe Barrels of oil equivalent
boepd Barrels of oil equivalent per day
bopd Barrels of oil per day
mcfpd Thousands of standard cubic feet per day
mmcfpd Millions of standard cubic feet per day
sqkm Square kilometers
WI Working Interest
El Economic Interest
NOTICE
Additional information about GeoPark can be found in the “Investor Support” section on the
website at www.geo-park.com
Rounding amounts and percentages: Certain amounts and percentages included in this press
release have been rounded for ease of presentation. Percentage figures included in this press
release have not in all cases been calculated on the basis of such rounded figures, but on the
basis of such amounts prior to rounding. For this reason, certain percentage amounts in this
press release may vary from those obtained by performing the same calculations using the
figures in the financial statements. In addition, certain other amounts that appear in this press
release may not sum due to rounding.
Oil and gas production figures included in this release are stated before the effect of royalties
paid in kind, consumption and losses.
CAUTIONARY STATEMENTS RELEVANT TO FORWARD-LOOKING INFORMATION
This press release contains statements that constitute forward-looking statements. Many of the
forward looking statements contained in this press release can be identified by the use of
forward-looking words such as “anticipate,” “believe”, “could,” “expect,” “should,” “plan,”
“intend,” “will,” “estimate” and “potential,” among others.
Forward-looking statements that appear in a number of places in this press release include,
but are not limited to, statements regarding the intent, belief or current expectations,
regarding various matters, including expected 2015 production growth, capital expenditures
plan and available liquidity. Forward-looking statements are based on management’s beliefs
and assumptions, and on information currently available to the management. Such statements
are subject to risks and uncertainties, and actual results may differ materially from those
expressed or implied in the forward-looking statements due to various factors.
Forward-looking statements speak only as of the date they are made, and the Company does
not undertake any obligation to update them in light of new information or future
developments or to release publicly any revisions to these statements in order to reflect later
events or circumstances, or to reflect the occurrence of unanticipated events. For a discussion
of the risks facing the Company which could affect whether these forward-looking statements
are realized, see filings with the U.S. Securities and Exchange Commission.
y
E
GEOPARK
PARA DISTRIBUCIÓN INMEDIATA
GEOPARK SUPERA LA META DE PRODUCCIÓN PARA EL AÑO 2014 CON 20.557 BOEPD
Y ENTREGA LOS LINEAMIENTOS SOBRE SU PROGRAMA DE TRABAJO PARA EL AÑO 2015
Santiago, Chile -20 de enero de 2015 – GeoPark Limited (“GeoPark”) (NYSE: GPRK), la compañía
de exploración, operación y consolidación de petróleo y gas latinoamericana con operaciones y
propiedades productivas en Colombia, Chile, Brasil, Argentina y Perú! informó hoy el promedio
total de producción de petróleo y gas para el 4Tri2014 y para el año 2014, junto con los
lineamientos para el año 2015.
GeoPark superó sus metas de 15-20% de crecimiento de la producción para el año 2014, con una
producción promedio total de petróleo y gas de 20.557 boepd. Mediante la perforación de diez
nuevos pozos el 4Tri2014, la compañía también completó su programa de trabajo planificado
para 2014 con un total of 51 nuevos pozos perforados.
GeoPark inició el año 2015 con un sólido posicionamiento, con un nivel de caja de
aproximadamente US$130 millones, una producción superior a 20.000 boepd de petróleo y gas,
una firme base de reservas y recursos, un perfil de deuda con vencimientos de largo plazo y una
variada cartera de proyectos atractivos y discrecionales – tanto de petróleo como de gas – en
distintos países. Esta escala y posicionamiento permiten a GeoPark proteger y mantener su
balance y capital durante la actual baja del precio del petróleo, ajustando la actividad de inversión
y asignando capital en forma selectiva a los proyectos óptimos de acuerdo a las actuales
condiciones.
A modo de preparación para un período de precios bajos y una continuada volatilidad, el plan de
la Compañía para el año 2015 se basa sobre un precio promedio de US$45-50 por barril. Con este
precio base, GeoPark apunta a un programa de trabajo e inversiones auto-financiado de US$60-
70 millones, con una aumento de la producción de u0% a 5% en comparación a los niveles de
2014. Si los precios del petróleo aumentan, la Compañía aumentará su programa de trabajo e
inversiones en proyectos ya identificados, para un mayor crecimeinto de la producción.
En su comentario el Gerente General de GeoPark, James F. Park, expresó: “Felicitaciones a
nuestro equipo por terminar un gran año 2014 con logros operacionales, financieros y
estratégicos. Por noveno año consecutivo aumentamos la producción, las reservas y el flujo de
caja, además adquirimos nuevos activos con un elevado potencial.”
“Después de este exitoso año y gracias a nuestra conservadora historia de manejo del riesgo y a
una gran cartera de activos, GeoPark se encuentra bien posicionada para resistir las actuales
turbulencias de nuestra industria. Estamos actuando tanto en forma defensiva, haciendo todos los
ajustes necesarios para tener un desempeño exitoso durante este período y continuar en nuestra
Transacción efectuada con Petroperú el 1 de octubre de 2014, cuyo cierre final está sujeto a la aprobación del gobierno
peruano.
ruta de crecimiento, como en forma ofensiva al considerar este período como uno de
diferenciación y oportunidad para identificar nuevas oportunidades de valor y ampliar nuestra
posición estratégica.”
Aumento en la Producción de GeoPark
20
15
MGas
10 .
m Petróleo
a E Ñ
o musa MN ma ] ] l
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* 2014*
Producción Promedia/día
(miles de boepd)
* Proforma: Incluyendo produccion de Manati (transacción cerrada en 1T2014)
Producción de Petróleo y Gas durante el 4Tri2014
Consolidada:
El total promedio de la producción de petróleo y gas aumentó un 37% el 4Tri2014 a 19.984
boepd en comparación a 14.548 boepd el 4Tri2013. Sobre una base proforma (incluyendo las
operaciones de la adquisición del campo Manatí en Brasil en ambos períodos), la producción
promedio aumentó en un 10%.
La producción de petróleo consolidada representó el 72% del total de la producción informada y
aumentó en un 20% a 14.364 bopd el 4Tri2014 en comparación a 11.938 bopd el 4Tri2013.
Colombia:
La producción promedio en Colombia aumentó en un 50% el 4Tri2014 a 11.615 boepd en
comparación al 4Tri2013. Este aumento se debe principalmente al continuado desarrollo de los
yacimientos Tigana y Tua en el bloque Llanos 34 (operado por GeoPark con una participación del
45% (WI)). La producción había sufrido un impacto de aproximadamente 5.000 bopd debido al
bloqueo de un camino durante los últimos 13 días del año, habiéndose ya restaurado a los niveles
de producción normales.
El Bloque Llanos 34 representó el 78% de la producción de GeoPark en Colombia el 4Tri2014 en
comparación al 63% el 4Tri2013.
Chile:
La producción promedio de petróleo y gas en Chile disminuyó en un 29% el 4Tri2014 a 4.791
boepd en comparación al 4Tri2013. Esta disminución se debe principalmente a una producción de
petróleo un 34% más baja, junto a una producción de gas un 20% inferior, impactadas por la
declinación natural de la producción de base.
El Bloque Fell (operado por GeoPark con una participación de un 100% WI) representó el 96% de
la producción chilena de GeoPark, representada en un 56% por petróleo.
Brasil:
La producción promedio de gas en Brasil ascendió a 20.754 mcfpd, o 3.459 boepd el 4Tri2014.
Sobre una base proforma, incluyendo la producción de Manati para ambos trimestres, la
producción de gas disminuyó un 4% en comparación al 4Tri2013, debido principalmente al
mantenimiento de planta de uno de los principales clientes de Manatí.
El campo Manatí (No operado con un 10% WI) representó el 100% de la producción de GeoPark
en Brasil.
Actualización Operacional 4Tri2014
Diez nuevos pozos fueron perforados el 4Tri2014, tres de ellos exploratorios y siete de desarrollo.
Colombia:
En Colombia se perforaron tres pozos durante el 4Tri2014, con un total de 21 nuevos pozos
perforados durante 2014. Los principales hechos destacados respecto de la operación y
exploración el 4Tri2014 incluyen:
Bloque Llanos 34 (operado por GeoPark con una participación de un 45% WI)
Campo Tigana: Actualmente produce más de 11.000 bopd brutos de siete pozos. Se continúa con
la delineación del campo.
Campo Tua: Actualmente produce más de 8.300 bopd brutos de siete pozos. En el 4Tri2014:
e El pozo Tua 8 fue exitosamente sometido a prueba produciendo aproximadamente 600 bopd
brutos.
e El pozo Tua 9 fue perforado y se espera sea sometido a prueba el 1Tri2015.
e El pozo Tua 10 fue perforado y se espera sea sometido a prueba el 1Tri2015.
Prospecto Tilo: El pozo exploratorio Tilo 1, ubicado al norte del campo Tigana fue perforado y se
espera sea sometido a prueba el 1Tri2015.
Operaciones adicionales en el Bloque Llanos 34 incluyeron la continuación de la construcción de
instalaciones permanentes para aumentar el procesamiento total de fluido y la capacidad de
almacenamiento, como también reducir los costos operacionales. Se espera el término de dichas
instalaciones para la primera mitad de 2015.
Chile:
En Chile se perforaron siete pozos durante el 4Tri2014, para un total de 30 nuevos pozos
perforados durante 2014. Los principales hechos destacados de operación y exploración para el
4Tri2014 incluyen:
Bloque Fell (operado por GeoPark con una participación de un 100% WI)
Campo Konawentru: Los pozos de desarrollo Konawentru 5 y Konawentru 17 fueron exitosamente
perforados, sometidos a prueba y se espera se pongan en producción el 1Tri2015 a una tasa total
esperada de aproximadamente 450 bopd.
Campo Molino: El pozo de desarrollo Molino 10 fue perforado y actualmente se espera su término.
Bloque Campanario (operado por GeoPark con una participación de un 50% WI)
+ El pozo exploratorio Bella Vista Sur 1 fue perforado y actualmente se encuentra en evaluación.
+ El pozo exploratorio Aneki 1 fue perforado y actualmente se espera su término.
+ El pozo de desarrollo Primavera Sur 2 fue perforado y actualmente se espera su estímulo y
pruebas.
Bloque Flamenco (operado por GeoPark con una participación de un 50% WI)
+ El pozo de desarrollo Tenca 3 fue perforado y actualmente se espera su término.
Brasil:
En Brasil los principales eventos destacados de operación y exploración del 4Tri2014 incluyen:
+ Campo Manatí (Bloque BCAM 40 Block, no operado con una participación de un 10%
WI): La construcción de una planta de compresión para el campo de gas continuó, con su
inicio esperado programado para el 2H2015.
+ Bloques Ronda 11 (operados por GeoPark con una participación de un 100% WI):
GeoPark complete el 100% de los compromisos del programa de sísmica 3D y 2D en los
Bloques Potiguar y Reconcavo Blocks y los datos sísmicos están actualmente siendo
procesados para su interpretación.
ESTRATEGIA Y EXPECTATIVAS PARA 2015
El enfoque estratégico de GeoPark para 2015 se guía por los siguientes principios:
+ Enfoque Conservador: Reducir el programa de trabajo e inversión para mantener flexibilidad y
mantener la solidez del balance.
+ Disciplina para la Asignación de Capital: Priorizar los proyectos con un menor perfil de riesgo,
una mayor generación de caja en el corto plazo.
+ Hacer más con menos: Implementar medidas significativas para la de reducción de costos
operacionales, de gastos administrativos y de inversión.
e Mantenerse Agiles: Monitorear continuamente los programas de trabajo, ajustando – hacia
arriba o hacia abajo – según sea necesario.
+ Construir para el largo plazo: Preservar activos, herramientas y capacidades críticos
necesarios en el largo plazo y mantenerse alerta frente a posibles oportunidades de valor.
Las unidades de negocios de GeoPark en Colombia, Chile, Brasil, Perú y Argentina generaron más
de 85 atractivos proyectos a considerar para el programa de trabajo y presupuesto de 2015.
Estos proyectos fueron evaluados y clasificados a nivel de Compañía de acuerdo a
consideraciones económicas, técnicas y estratégicas. Con el petróleo a un precio de US$80/bbl la
Compañía consideró llevar a cabo aproximadamente 40-50 proyectos. Con la continuada caída en
el precio del petróleo, GeoPark pudo hacer un giro y ajustar su selección de proyectos acorde al
4
menor nivel de precios. A un precio de US$65/bbl la Compañía consideró aproximadamente 20-
25 proyectos y a un precio de US$45-50 por bbl consideró aproximadamente 5-10 proyectos.
Desde fines del año pasado la Compañía ha iniciado un intenso programa de reducción de costos
para asegurar su capacidad tanto de maximizar su programa de trabajo y conservar su liquidez;
ejemplos de dicho programa incluyen:
+ Renegociación y reducción de los contratos de servicios de petróleo y gas, incluyendo
contratistas de perforación y obras civiles, además de costos de transportes y oleoductos.
+ Aplazamiento de proyectos de inversión por parte de las autoridades regulatorias y los socios.
+ Mejora de las eficiencias en costos operacionales y la suspensión temporal de algunos campos
de petróleo y de gas con una producción marginal.
+ La reducción de los gastos administrativos a través de eficiencias organizacionales y la
reducción de honorarios legales, contables y administrativos, incluyendo un recorte voluntario
de la remuneración de los ejecutivos superiores y del Directorio de GeoPark.
Se esperan mayores disminuciones de costos como resultado de una depreciación general de las
monedas de América Latina (peso colombiano, real brasilero, peso chileno, peso argentino y sol
peruano), junto con una reducción en los royalties estatales, la que impactará de manera positiva
los costos operacionales, generales y administrativos y de inversión.
Expectativas Preliminares para 2015
En base a un precio base del petróleo de US$45-50 por bbl, la meta de GeoPark es un programa
de trabajo y de inversión auto-financiado de US$60-70 millones con un crecimiento de la
producción de entre un cero y un 5% en comparación a los niveles de producción de 2014. El
grueso de este programa de trabajo para 2015 tiene como meta desarrollar aún más la
producción de los campos de petróleo de GeoPark de Tigana y Tua en el Bloque Llanos 34 en
Colombia, que actualmente entregan oportunidades de crecimiento en producción y reservas con
el menor riesgo y con netbacks atractivos ($15-20 por bbl a un precio del petróleo de US$45-50).
Inversiones más pequeñas adicionales han sido asignadas a los proyectos de GeoPark en Chile,
Argentina, Brasil y Perú.
Si los precios del petróleo son en promedio superiores al precio base del presupuesto, GeoPark
tiene la posibilidad de asignar capital adicional a más proyectos y aumentar su programa de
trabajo e inversión y, por lo tanto, aumentar más la producción de petróleo y gas. Los distintos
escenarios de programas de trabajo considerados incluyen:
+ Precio del petróleo de US$65/bbl: programa de trabajo e inversión auto-financiado de
US$100-120 millones con un aumento de la producción de un 10-15%.
+ Precio del petróleo de US$80/bbl: programa de trabajo e inversión auto-financiado de
US$200-220 millones con un aumento de la producción de un 20-25%.
Detalle de Producción Trimestral por País
La siguiente tabla muestra las cifras de producción para el 4Tri2014 en comparación al 4Tri2013:
4Tri2014 4Tri2013
Total Petróleo Gas Total %
(boepd) (bopd) (mcfpd) (boepd) Cambio
Colombia 11.615 11.550 390 7.725 50%
Chile 4.791 2.709 12.492 6.748 -29%
Brasil 3.511 52 20.754 * N/A
Argentina 67 53 82 75 -10%
Total 19.984 14.364 33.718 14.548 37%
(*) En el 4Tri2013 no se muestra producción en Brasil, ya que la participación adquirida en el campo Manatí (Brasil) se finalizó el 31
de marzo de 2014.Sólo a modo de referencia y con propósitos comparativos, la producción neta correspondiente para el 4Tri2013
ascendió a 3.664 boepd.
Evolución del Aumento de la Producción
La siguiente tabla muestra las cifras de producción para los últimos cinco trimestres consecutivos:
(boepd) 4Tri2013 1Tri2014 2Tri2014 3Tri2014 4Tri2014
Colombia 7.725 9.265 10.357 11.934 11.615
Chile 6.748 7.247 6.435 5.994 4.791
Brasil* – – 3.572 3.536 3.511
Argentina 75 71 77 8l 67
Total 14.548 16.583 20.441 21.548 19.984
Petróleo 11.938 13.765 14.325 15.739 14.364
Gas 2.610 2.818 6.116 5.809 5.620
(**) La participación adquirida en el campo Manatí (Brasil) concluyó el 31 de marzo de 2014. A modo de referencia y sólo con propósitos de
comparación, la correspondiente producción neta de la participación de GeoPark en el campo Manatí durante los períodos anteriores fue la
siguiente: 4Tri2013: 3.664 boepd; 1Tri2014: 3.667 boepd.
Actualización de la Producción de Petróleo y Gas para el Año 2014
La producción de petróleo y gas de GeoPark para el año terminado el 31 de diciembre de 2014
alcanzó a 20.557 boepd, aumentando sobre un 20% en comparación a 2013 (sobre una base
proforma). Sobre una base informada que incluye la producción del campo Manatí desde la fecha
de adquisición, la producción de petróleo y gas de GeoPark aumentó en un 45% a 19.653 boepd
en comparación a 13.517 boepd el año 2013.
La producción de petróleo aumentó en un 30% a 14.554 bopd para el año 2014 en comparación a
11.173 bopd para el año 2013, principalmente como resultado de una mayor producción en un
66% en Colombia. La producción de petróleo representó un 71% de la producción total para el
año 2014 en comparación a un 65% para el año 2013 sobre una base proforma.
La producción de gas aumentó en un 1% para el año 2014 a 36.018 mcfpd en comparación al
año 2013 sobre una base proforma. Sobre una base informada, la producción de gas aumentó en
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un 112% para el año 2014 a 30.601 mcfpd en comparación a 14.419 mcfpd para el año 2013,
debido principalmente a la participación adquirida en el campo Manatí.
Para mayor información favor contactar:
Pablo Ducci – Director Mercados de Capital pducciMgeo-park.com
Sofia Chellew -Relaciones con Inversionistas schellewOgeo-park.com
Santiago, Chile T: +562 2242 9600
GLOSARIO
boe Barriles de petróleo equivalentes
boepd Barriles de petróleo equivalentes por día
bopd Barriles de petróleo por día
mcfpd Mil pies cúbicos por día
mmcfpd Millones pies cúbicos estándar por día
Sqkm Kilómetros cuadrados
WI Participación de Trabajo
El Participación Económica
NOTIFICACIÓN
Se puede acceder a información adicional sobre GeoPark en la sección “Apoyo al Inversionista” del sitio Web
www.geo-park.com
Redondeo de cifras y porcentajes: Algunas cifras y porcentajes incluidos en este comunicado de prensa han
sido redondeados para facilitar su presentación. Las cifras de porcentajes incluidas en este comunicado de
prensa no han sido calculadas en todos los casos sobre la base de dichas cifras redondeadas, sino sobre la
base de dichos montos antes del redondeo. Por esta razón, algunos montos de porcentajes en este
comunicado pueden variar de los obtenidos al efectuar los mismos cálculos usando las cifras de los estados
financieros. Además, algunos otros montos que aparecen en este comunicado pueden no coincidir debido al
redondeo.
Las cifras de producción del petróleo y gas incluidas en esta publicación se informan antes del
efecto de los royalties pagados, consumo y pérdidas.
DECLARACIONES DE ADVERTENCIA RESPECTO DE LA INFORMACIÓN SOBRE PROYECCIONES
Este comunicado de prensa contiene declaraciones que constituyen proyecciones. Muchas de las
proyecciones contenidas en este comunicado pueden identificarse por el uso de palabras como “pronostica”
“estima” “podría” “espera” “debiera” “planifica” “tiene intenciones” “hará” “calcula” y “posible” entre
otros.
Las declaraciones de proyecciones aparecen en varios lugares de este comunicado e incluyen pero no se
limitan a, declaraciones respecto de la intención, creencia o expectativas respecto de varias materias,
incluyendo el crecimiento de la producción, el plan de inversiones y disponiblilad de caja para el año 2015.
Las declaraciones de proyecciones se basan en las creencias y supuestos de la Administración y en
información actualmente disponible para la Administración. Dichas declaraciones están sujetas a riesgos e
incertidumbres y los resultados reales podrían variar de manera significativa de los expresados o implicados
en las declaraciones de proyecciones debido a varios factores.
Las declaraciones de proyecciones se refieren sólo a la fecha en que se hacen y la Compañía no asume
ninguna obligación de actualizarlas a la luz de nueva información o futuros eventos, ni a revelar
públicamente revisiones a dichas declaraciones con el propósito de reflejar eventos posteriores o
circunstancias, o para reflejar la ocurrencia de hechos no previstos. Para una discusión de los riesgos
enfrentados por la Compañía que podrían afectar el cumplimiento de dichas proyecciones, véase las
presentaciones a la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos.
Link al archivo en CMFChile: https://www.cmfchile.cl/sitio/aplic/serdoc/ver_sgd.php?s567=ee0883f84309a743330ecf259d045bffVFdwQmVFNVVRWGhOUkVGM1QwUlJORTUzUFQwPQ==&secuencia=-1&t=1682366909
