GeoPark cerró el 2020 con una caída del 10% en la producción
La petrolera con activos en la Cuenca Neuquina registró el impacto de la pandemia en sus extracciones. La poca actividad de mantenimiento de pozos y el declino natural durante el año pasado se reflejó en la cuenta final.
La menor actividad de mantenimiento de pozos se reflejó en los rindes productivos de la empresa en el 2020. (Foto: archivo)
La menor actividad en los campos producto del impacto de la pandemia se reflejó en los resultados operativos del cuarto trimestre del 2020 de GeoPark que registró una caída interanual del 10% en la producción en Argentina. Sin embargo, si se lo compara con el nivel de extracciones que tenían en el primer trimestre del 2020 la caída del año es del 17%.
La firma cerró el año con un nivel de extracciones en el orden de los 2.146 barriles equivalentes por día, mientras que en el mismo período del 2019 su producción había cerrado en 2.384 barriles equivalentes por día. Durante el primer trimestre del 2020 sus bombeos fueron de 2.597 boepd.
Según argumentaron desde la empresa en el comunicado oficial, la caída se registró por una combinación dos factores: por un lado, la menor actividad de mantenimiento de pozos (workover y pulling) y por otro lado por el declino natural de los campos marginales.
En detalle, de los 2.146 barriles equivalentes que anunció la empresa, el 57% fue petróleo y el 43% restante de gas. El año anterior la estructura estaba compuesta por 66% de crudo y 34 de gas.
Lo cierto es que además de precios muy bajos, el 2020 tuvo un serio problema de demanda de hidrocarburos por restringido nivel de circulación que hubo durante una buena parte del año por las medidas decretadas por el gobierno para frenar el avance del virus.
Todas las empresas de la zona se enfrentaron a un déficit de almacenamiento y mientras algunas tuvieron que cerrar pozos otras simplemente dejaron que sus pozos declinen al no tener donde colocar producción.
En la Cuenca Neuquina la empresa opera las áreas El Porvenir, Puesto Touquet y Aguada Baguales. Este último bloque está en la zona de petróleo de Vaca Muerta, vecina de Lidero Atravesado de Pan American Energy y de Loma La Lata de YPF.
Cuando la empresa ingresó a las tres áreas de la Cuenca Neuquina en el segundo trimestre del 2018, la producción total de sus bloques estaba por debajo de los 2.000 barriles equivalentes. A partir de allí elevó las extracciones en el orden de los 2.500 barriles y se mantuvo en ese nivel.
Estos datos son una buena forma de graficar el impacto de la pandemia en la producción de la empresa que casi que volvió a los niveles previos a su ingreso a la Cuenca Neuquina.
Programa 2021
Para el corriente año, y al igual como se manejan generalmente, la empresa diseñó un plan de inversiones flexible adaptable a diversos escenarios de precios. De momento planean invertir entre 100 y 120 millones de dólares entre todos los países en los que operan con fuerte foco en Colombia.
Ese plan está basado en un barril Brent entre 45 y 50 dólares por lo que de alcanzar un precio más alto es probable que se ajuste a esa marca. Esta semana el precio del Brent superó los 60 dólares por primera vez desde el 2019 lo que da mejores perspectivas para este año de lo que fue el 2020.
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