财务数据和关键指标变化 - 公司股价自2017年1月以来涨幅超300% [8] - 2020年公司有1.3亿至1.45亿美元的灵活工作计划，目标是将油气产量提高5%至10% [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 哥伦比亚、智利和阿根廷的油气产量持续增长，在哥伦比亚和巴西有新油田发现和开发钻探成功，并有望增加储量 [7] - 瓜科1井目前日产600桶石油且无水，计划明年在瓜科构造再钻两口井，目前正在进行储量认证 [17] - 2020年公司在秘鲁无重大投资分配，原计划在获得环境影响研究批准后推进1亿美元投资，目前正在重新制定新文件的提交计划，时间尚不明晰 [21] - 2020年公司在厄瓜多尔的预算约为800万至1000万美元，主要用于在埃斯佩霍区块进行3D地震数据采集和在佩里科区块钻一口井，预计2020年底钻一口井，2021年第一季度可能再钻一口井，因属勘探活动，预计无产量贡献 [26][27][28] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续推进长期风险平衡的多元化投资组合计划，通过收购新的高影响力区块和项目扩大项目组合，加强与Ecopetrol和印度ONGC等的关键合作伙伴关系 [7][12] - 公司将继续作为整合者，在拉丁美洲平台上竞购和收购有吸引力的油气区块和项目 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为成功始于并终于实地业绩，能够持续执行、投资、发现石油、实现增长并将价值回馈给股东的公司模式是当今行业的正确模式，在动荡的世界中，能够在各方面取得成果是衡量公司持久性和价值的真正标准 [6][10] 其他重要信息 - 公司有内部综合价值ESG计划“SPEED”，是公司的创始元素和骄傲成就之一，推动公司成为各地的首选雇主、合作伙伴和邻居 [13] 总结问答环节所有的提问和回答 问题：瓜科1井的生产情况及2020年是否有后续钻探计划 - 瓜科1井目前日产600桶石油且无水，已在瓜达卢佩地层完井，米拉多尔地层也有潜力，计划明年在瓜科构造再钻两口井，目前正在进行储量认证 [17] 问题：公司对秘鲁资产的长期更新计划 - 原计划在获得环境影响研究批准后在秘鲁投资1亿美元，目前已撤回该研究并重新制定提交计划，时间尚不明晰，因此2020年未在秘鲁分配重大投资，希望能更快制定开发计划 [21] 问题：厄瓜多尔明年的开发计划及预计产量贡献 - 2020年公司在厄瓜多尔的预算约为800万至1000万美元，主要用于在埃斯佩霍区块进行3D地震数据采集和在佩里科区块钻一口井，预计2020年底钻一口井，2021年第一季度可能再钻一口井，因属勘探活动，预计无产量贡献 [26][27][28]

业绩总结 - GeoPark的2P净资产价值为24亿美元，折合每股40.1美元[1] - 2018年GeoPark的2P储量为3.5亿桶油当量，储量替代率为285%[4] - GeoPark在2018年的运营净回报为每桶30-35美元，基于布伦特油价65-75美元[20] - GeoPark在2018年实现了75,000桶油当量/日的日均生产量，较2017年增长15%[20] - GeoPark的现金流在2018年超过2.6亿美元，现金流是资本支出的2-3倍[17] - 2018年D&M评估的3P净现值为19亿美元[28] 用户数据 - GeoPark的总净资源在8亿到15亿桶油当量之间，3P储量为3.4亿到3.6亿桶油当量[15] - Morona区块发现了超过200百万桶的轻油资源[28] - Situche Central 2X和3X的短期测试显示日产量分别为2,400桶和5,200桶，API度数为35-36°[30] - Fell区块的2P净储量为2470万桶油当量[36] - 2018年D&M评估的Situche Complex的3P总储量为198.3百万桶[30] 未来展望 - GeoPark的资本支出（CAPEX）在2019年预计为4.3亿到5亿美元，主要用于维护和增长项目[19] - 预计未来项目库存超过40亿美元，主要集中在拉丁美洲[41] - Perico和Espejo区块在2019年Intracampos投标中获得，承诺在未来四年内投资3000万美元[31] 新产品和新技术研发 - 公司在巴西的Manati气田与国家石油公司Petrobras合作，覆盖100%储量的长期气体销售合同价格为每千立方英尺4.5-5.5美元[34] - 公司在智利的净勘探资源为9800万至1.72亿桶油当量[36] 负面信息 - GeoPark的运营成本约为每口井350万美元，且90%的生产在布伦特油价25-30美元时为现金流正向[7] - 调整后的EBITDA被认为是GeoPark运营表现的一个重要指标，管理层认为该指标对投资者有用，因为证券分析师和投资者常用其评估类似行业公司的运营表现[52] 其他新策略和有价值的信息 - GeoPark在拉丁美洲的运营覆盖6个国家，拥有30个区块和10个油气盆地[16] - 公司成功钻探了270多口井，成功率超过75%[4]

业绩总结 - GeoPark在拉丁美洲的日均净产量超过75,000桶油当量（boepd）[19] - 公司在2018年的现金流为2-3倍的资本支出，运营净收益为每桶65-75美元[14] - GeoPark的1P NPV10为18亿美元，2P NPV10为27亿美元[16] 用户数据 - GeoPark的钻井成功率超过75%，Llanos 34区块的发现与开发成本为每桶2.9美元[5] - 自2012年以来，GeoPark在Llanos 34区块的产量从0增长至超过70,000 boepd[24] - 公司在阿根廷Neuquen盆地拥有2.2百万英亩的土地，2P净储量为14.2百万桶油当量[34] 未来展望 - 公司在2019年计划钻探30-36口总井，其中8-10口为勘探井[20] - 公司在Ecuador的Perico和Espejo区块识别出5个以上的多层轻油钻探前景，未来4年承诺投资3000万美元[32] - 公司在2019年YTD的股价增长为38%[40] 新产品和新技术研发 - 公司在Morona区块发现了超过200百万桶的轻油资源[29] - Situche Central 2X和3X的短期测试显示日产量分别为2,400桶和5,200桶，API度数为35-36°[31] - 公司在2018年D&M评估中，Situche Complex的3P总储量为198.3百万桶[31] 市场扩张和并购 - 公司在巴西的Manati气田每年产生1000万至1500万美元的现金流[35] - 公司在巴西的Manati气田与Petrobras签订了长期气体销售合同，价格为每千立方英尺4.5至5.5美元[35] - 公司在Chile的Fell区块拥有2P净储量为24.7百万桶油当量，且稳定的自筹资金生产基础为每日3,000至3,500桶[38] 负面信息 - 调整后的EBITDA被认为是GeoPark运营表现的一个重要指标，管理层认为该指标对投资者有用，因为证券分析师和投资者常用其评估类似行业公司的运营表现[55] - 本文档中包含的某些金额和百分比已进行四舍五入，以便于展示[56] - 本文档中的百分比数字并不总是基于四舍五入后的数字计算，而是基于未四舍五入的金额，因此某些百分比可能与财务报表中的计算结果有所不同[56]

财务数据和关键指标变化 - 公司报告了创纪录的季度运营和财务表现 石油和天然气产量增长23% 收入增长21% EBITDA增长46% 运输和商业成本降至每桶2美元 自由现金流为4400万美元 净利润为2000万美元 手头现金为1.47亿美元 [8] - 过去12个月的EBITDA为3.6亿美元 自由现金流为1.3亿美元 [13] - 公司拥有超过1.8亿桶净认证2P储量 价值27亿美元 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在拉丁美洲的资产基础上运营着7台钻机 [8] - 公司在Llanos 34的运营成本低至每桶4美元 [12] - 公司拥有超过5百万英亩的29个区块 分布在10个含油气盆地和6个国家 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在秘鲁和哥伦比亚的现有平台 以及进入厄瓜多尔 大大扩展了其增长前景 [16] - 公司最近成功进入厄瓜多尔 这是拉丁美洲最大最具吸引力的未开发石油系统之一 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司拥有一个超过40亿美元的库存和新的潜在收购项目 并证明了其发展重要合作伙伴关系和战略联盟的能力 [14] - 公司开发了一个ESG价值体系 称为SPEED 以确保其成为首选雇主 首选合作伙伴和首选邻居 [10] - 公司的资本分配纪律使其具有卓越的投资效率 每投资1美元可产生3美元的运营净回报 过去12个月的资本回报率为38% [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为其长期愿景和计划 以及持续的投资和能力建设 使其在行业中脱颖而出 [9] - 公司强调其16年来的持续增长记录 无论面临何种金融行业或政治危机 [11] - 公司认为其强大的短期和中期表现使其能够为长期发展做好准备 [15] 其他重要信息 - 公司继续通过投资1600万美元的回购计划为股东创造价值 [8] - 公司预计2019年的资本支出将在1.4亿至1.5亿美元之间 [22] - 公司预计将在第二和第三季度或今年剩余时间内分配更多现金用于回购计划 [24] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于资本支出和自由现金流的提问 - 公司预计2019年的资本支出将在1.4亿至1.5亿美元之间 并将更多现金分配用于回购计划 [22][24] - 公司预计将在第二和第三季度或今年剩余时间内分配更多现金用于回购计划 [24] 问题: 关于商业和运输折扣的提问 - 公司预计第二季度商业和运输折扣将减少2美元/桶 并预计下半年将再减少1美元/桶 [32] 问题: 关于Cuerva和Yamu处置的提问 - 公司预计Cuerva和Yamu的处置将在第二季度结束前完成 [33] 问题: 关于秘鲁EIA批准的提问 - 公司预计秘鲁的EIA批准将在6月前完成 并预计首次生产将在2020年最后一个季度进行 [34][35] 问题: 关于IFRS 16采用的提问 - 公司解释了IFRS 16对其财务报表的影响 并指出其调整后的EBITDA数字与过去的会计方法一致 [37][38][39]

财务数据关键指标变化 - 2018年净利润为102,667千美元，2017年为亏损17,837千美元[44] - 2018年末总资产为862,660千美元，2017年末为786,163千美元[45] - 2018年经营活动提供现金256,206千美元，2017年为142,158千美元[46] - 2018年调整后EBITDA为330,556千美元，调整后EBITDA利润率为55.0% [47] - 2018年记录汇率损失590万美元，2017年为130万美元[51] - 2018年净油销售为545,490千美元，2017年为279,162千美元[44] - 2018年净气销售为55,671千美元，2017年为50,960千美元[44] - 2018年加权平均普通股基本股数为60,612,230股，稀释股数为65,370,782股[44] - 2018年每股基本收益为1.19美元，稀释每股收益为1.11美元[44] - 2018年和2017年公司资本支出分别为1.25亿美元和1.06亿美元[82] - 截至2018年12月31日，公司合并基础上的未偿总债务为4.47亿美元，主要包括2017年9月发行的2024年到期的4.25亿美元票据，年度偿债义务为2770万美元[153] - 由于前些年油价下跌造成的亏损，截至2018年12月31日，累计亏损达2.067亿美元[179] - 根据公司章程，公司有权发行最多51.71949亿股普通股，截至2018年12月31日，已发行6048.3447万股[183] - 2014 - 2018年期间，产量的复合年增长率为16%[228] - 2018年平均净产量为3.6万桶油当量/日，其中85%为石油[229][233] 各条业务线数据关键指标变化 - 2018年公司在巴西业务占合并资产的8%，占收入的5% [50] - 2018年全年，公司91%的收入来自石油，天然气占收入的9%[58] - 2018年全年，公司在哥伦比亚运营区块99%的石油销售给了Trafigura，占同期合并收入的82%[69] - 2018年全年，公司在智利向ENAP的原油和凝析油销售占总收入的3%，向Methanex的天然气销售占合并收入的3%[70] - 2018年，公司在巴西马纳蒂油田生产的所有天然气和凝析油都出售给了Petrobras；在阿根廷，天然气销售占总收入的1%，30%的石油产量（占总收入的2%）在内乌肯省当地销售，70%的石油产量（占总收入的3%）出售给阿根廷主要炼油厂[71] - 2018年，兰诺斯34区块含公司67%净探明储量，产生76%产量；费尔区块含6%净探明储量，产生8%产量；BCAM - 40特许权含3%净探明储量，产生8%产量；阿瓜达巴瓜莱斯区块含3%探明储量，产生3%产量；莫罗纳区块含17%净探明储量[115] - 截至2018年12月31日，公司巴西业务占总收入的5%[167] - 截至2018年12月31日，公司在智利的原油和凝析油销售100%面向智利国有石油公司ENAP[169] - 公司与巴西国家石油公司Petrobras签订的长期承购合同，覆盖巴西马纳蒂气田100%的净探明天然气储量[169] - 2018年公司全年净平均产量为36.0千桶油当量/日，其中79%、8%、5%和8%分别来自哥伦比亚、智利、阿根廷和巴西，85%为石油[204] - 截至2018年12月31日，净探明储量为1.084亿桶油当量，其中哥伦比亚、智利、巴西、阿根廷和秘鲁分别占69%、6%、3%、5%和17%[228][232] 市场价格波动情况 - 2014年1月1日至2018年12月31日，布伦特原油现货价格在每桶27.9美元至118.9美元之间波动，亨利中心天然气平均现货价格在每百万英热单位1.7美元至6.0美元之间波动，美国海湾甲醇现货驳船价格在每公吨250.0美元至635.1美元之间波动[57] - 2014年下半年开始的油价危机中，WTI和布伦特这两个主要国际油价指标在2014年8月至2016年3月间下跌超过60%[62] 资产减值情况 - 2014年和2015年，公司分别记录了940万美元和1.496亿美元的非金融资产减值；2016年，因预计市场价格上涨和成本结构改善，转回了2015年记录的570万美元减值；2018年，因预计市场价格上涨、成本结构改善以及已知的哥伦比亚La Cuerva和Yamu区块的公允价值减去处置成本，确认了1150万美元的减值损失转回，但因智利TdF区块销售协议终止，产生了650万美元的减值损失[60] 储采比及储量开发情况 - 截至2018年12月31日，公司在哥伦比亚、智利、阿根廷、巴西和秘鲁的净探明储量的储采比为8.2年；若2019年1月1日停止所有钻探和开发活动，这些地区的探明已开发生产储量基础将在第一年下降34%[66] - 截至2018年12月31日，公司38%的净已探明储量已开发[138] 风险管理措施 - 2018年12月，公司决定管理哥伦比亚所得税余额的当地货币波动风险，与哥伦比亚当地银行签订了一份金额相当于9210万美元的衍生金融工具[74] 成本相关情况 - 公司部分成本降低与当地货币贬值有关，当地货币升值会增加成本并对经营结果产生负面影响[73] - 2017年阿根廷CN - V区块Río Grande Oeste x - 1勘探井原估计钻探和完井成本为420万美元，实际成本为550万美元[89] 运营突发事件 - 2018年7月最后一周，Ocensa管道运营因突发事件中断，公司虽能启用替代交付点并通过卡车运输避免生产受影响，但未来无法保证[96] 项目开发情况 - 秘鲁Morona区块项目开发需建设37公里长的柔性管道启动生产，全面开发还需97公里长的管道连接北秘鲁管道[102] 违规及责任情况 - 马纳蒂油田行政违规通知使巴西国家石油公司被罚款约1200万美元，公司作为特许权协议方可能承担10%责任[105] 业务拓展情况 - 2019年3月，公司与Frontera组成财团（各占50%）获得厄瓜多尔埃斯佩霍和佩里科区块生产分成合同，预计二季度完成收购，但需监管批准[108] - 2019年3月宣布拟通过收购厄瓜多尔的Espejo和Perico勘探区块进入该国市场，交易有待监管批准[220] 合同及许可证情况 - 巴西生产阶段特许权协议可在ANP酌情下续约，需提前12个月申请且无违约，否则可能提前终止[119] - 秘鲁莫罗纳区块许可证合同有效期30年不可续约，约三分之一期限已过，自2013年5月14日起处于不可抗力状态，合同期限将相应延长[120] - 阿根廷油气勘探许可证和开采特许权在多种情况下可被终止，如未按时付费、未履行义务等[121] - 2013年12月巴西联邦法院对ANP和GeoPark Brasil发出禁令，禁止执行PN - T - 597区块特许权协议，虽2015年7月签署含禁止非常规勘探条款的协议，但法官仍判定不应执行，10月9日ANP董事会废止该协议[134] 运营风险情况 - 公司海上作业面临多种风险，如环境、技术等，且因非作业方可能使风险加剧[105][106][107] - 公司在厄瓜多尔运营面临法律、监管、经济和政治等风险，可能增加成本影响财务状况[109] - 公司与土地所有者和当地社区谈判可能遇困难，导致运营延迟或成本增加[110][111][112][113] - 公司运营面临极端天气等多种风险，可能对勘探和生产运营造成不利影响[143] - 公司高度依赖管理和技术团队成员，招聘和留住合格人员的能力影响公司未来发展[144] 环境及法规风险情况 - 公司运营受众多环境、健康和安全法律法规约束，违反可能导致行政调查、合同终止、罚款等后果[145] - 公司可能无法完全遵守环境许可要求，部分马纳蒂油田生产系统和天然气管道的环境许可证已到期但已申请续期[147] - 公司可能需为自身及第三方的环境、健康和安全成本及责任负责，若未处理好可能影响运营[148] - 排放受管制物质可能使公司承担污染治理和设施改造的巨额成本，还可能面临其他责任[149] - 公司预计气候变化问题将受到更多关注，温室气体排放监管和气候变化的物理影响可能对运营和产品需求产生不利影响[150] - 公司考虑使用水力压裂技术开采非常规油气资源，若运营所在国家出台相关法规，可能增加成本、阻碍计划实施[152] 客户及信用风险情况 - 公司客户可能面临财务问题，影响其信用状况，进而对公司现金流和经营业绩产生不利影响[139] 非常规油气资源开发情况 - 公司开发非常规油气资源的能力取决于资本可用性等诸多因素，且无相关经验，存在不确定性[142] 网络安全风险情况 - 公司业务可能受网络安全威胁等安全问题影响，尽管已采取措施，但仍可能面临系统中断、信息泄露等风险[156] 税收相关情况 - 2018年哥伦比亚政府推出税收改革，相关条款于2019年1月1日生效[165] - 2012年9月，智利实施“间接转让规则”，公司普通股转让可能需缴纳资本利得税[193] - 2017年12月5日，欧盟发布非合作税收管辖区名单，百慕大在列[194] - 百慕大《2018年经济实质法》和《2018年经济实质条例》于2018年12月31日生效[195] - 2019年3月12日，百慕大因经济实质立法问题被欧盟列入非合作税收管辖区名单[200] 股权相关情况 - 截至2019年3月15日，Gerald E. O'Shaughnessy等5名股东直接或通过私人基金持有公司35.4%的流通普通股[186] - 公司作为外国私人发行人，股东批准代表已发行普通股20%或以上的股权发行时无需股东批准[187] 票据相关情况 - 2024年到期票据的某些条款规定，发生根本性变化时，持有人有权要求公司以本金的101%加应计未付利息回购全部票据[185] 公司历史及发展情况 - 公司于2006年2月在百慕大注册成立，2013年7月31日更名为GeoPark Limited[201] - 公司是拉丁美洲领先的独立石油和天然气勘探生产公司，业务覆盖哥伦比亚、智利、巴西、阿根廷和秘鲁[203] - 2006年公司获得智利Fell区块100%作业权益，2008 - 2009年收购Otway和Tranquilo区块权益[209] - 2011年，LGI以1.48亿美元收购公司智利子公司20%股权和火地岛子公司14%股权[210] - 2018年11月收购LGI在智利和哥伦比亚子公司的全部股权，收购价包括已支付的8100万美元固定款项，以及2019年6月和2020年6月各支付1500万美元，未来三年或有三次各500万美元的或有付款[211] - 2012年第一季度进入哥伦比亚，收购三家私营勘探与生产公司[212] - 2013年2月发行3亿美元7.50%的2020年到期高级有担保票据，2017年9月回购2.84亿美元，10月赎回剩余1600万美元[221] - 2014年2月在纽交所上市，发行1399.97万股普通股，筹集9800万美元（扣除承销佣金和费用前）[222] - 2017年9月发行4.25亿美元6.50%的2024年到期高级票据，所得款项用于偿还债务和一般公司用途[223] - 拥有25个油气区块的工作权益和/或经济权益，其中24个为陆上区块，10个处于生产状态[231] 未来净收入折现值计算情况 - 2018年公司基于前12个月每月首日价格的12个月未加权算术平均值来估算已探明储量的未来净收入折现值[136] - 公司计算未来净收入折现值时使用10%的折现率，该折现率可能并非最合适[137] 潜在担保负债情况 - 截至2018年12月31日，公司潜在担保负债总额为3890万美元，主要与智利、巴西、秘鲁和哥伦比亚部分区块资本承诺有关[116] 未运营及非唯一所有者区块情况 - 截至2018年12月31日，公司未运营27%的区块，并非31%的区块的唯一所有者[127] 合同销售变化情况 - 2018年公司在智利的天然气几乎全部售予Methanex，销售占公司该年合并收入的3%，合同承诺购买量从40万SCM/d降至31.5万SCM/d，公司还有权额外多交付15%的量[123] 项目审批风险情况 - 2019年上半年若秘鲁莫罗纳区块的环境影响评估未获批准，项目建设和生产阶段将受负面影响[151]

财务数据和关键指标变化 - 2018年公司实现了创纪录的财务表现 油气产量增长31% 储量增长15% 储量替代率达到285% 每股净资产增长37%至40美元 EBITDA增长89%至3 3亿美元 资本支出仅为1 25亿美元 [6] - 自由现金流超过1 3亿美元 净利润超过1亿美元 每股收益为1 2美元 [7] - 公司通过33口井的钻探 成功率超过85% 进一步扩大了油气储量 同时继续降低资本和运营成本 成为低成本和高效运营的典范 [7] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在哥伦比亚 秘鲁 智利 巴西和阿根廷的业务均表现良好 其中哥伦比亚是主要的产量贡献地区 预计到2022年 秘鲁的产量将达到5000至7000桶/天 [22] - 公司在秘鲁的3P储量大幅增加 预计未来几年将通过钻探将部分3P储量转化为2P储量 [28] - 公司在阿根廷的运营成本有所上升 主要是由于第四季度进行的修井作业 这些作业被计入运营成本 [45] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在拉丁美洲的五个国家拥有独立的运营团队 这些团队均取得了良好的业绩 [11] - 公司计划在2019年继续在哥伦比亚 阿根廷 智利和巴西进行35口以上的钻井作业 目标是实现15%的产量增长 并启动秘鲁的大型项目 [12] - 公司正在关注墨西哥和厄瓜多尔的新机会 特别是在厄瓜多尔的Intracampos招标中 公司已经获得资格 并对其中的机会感到兴奋 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过自筹资金进行扩张 所有钻井 团队 运营和新土地收购均由自有现金流支付 同时公司还在不断扩大规模 [11] - 公司计划通过现有资产和新增资产 到2022年将产量翻倍 其中现有资产将贡献大部分产量 新增资产将通过收购或新土地获得 [19] - 公司在哥伦比亚的Llanos 34和32区块拥有强大的团队 并计划参与哥伦比亚的永久竞争性招标 以进一步扩大在该国的业务 [64] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司管理层对2019年的前景持乐观态度 预计将继续实现15%的产量增长 并计划投入超过2亿美元的资本支出 这些支出将由公司自有现金流完全覆盖 [41] - 公司管理层认为 尽管墨西哥的进展有所放缓 但厄瓜多尔的新机会非常吸引人 特别是其即将进行的Intracampos招标 [24] - 公司管理层对秘鲁项目的进展表示满意 尽管环境影响评估的批准时间可能有所延迟 但公司已经做好了准备 一旦获得批准 将立即启动相关工作 [43] 其他重要信息 - 公司实施了股票回购计划 目前已回购了约80万股 总价值约1200万美元 [81] - 公司在哥伦比亚的ODL管道项目已完成98% 预计将在2019年第一季度末投入使用 这将为公司带来每桶1至1 5美元的运输成本节约 [36] - 公司在哥伦比亚的Tigui 2井已经开始测试并投入生产 日产量约为1000桶 且不含水 这是非常令人鼓舞的消息 [71] 问答环节所有提问和回答 问题: 公司未来几年的产量增长预期 - 公司预计到2022年将实现产量翻倍 其中现有资产将贡献大部分产量 新增资产将通过收购或新土地获得 [19] - 哥伦比亚将继续是主要的产量贡献地区 预计到2022年 秘鲁的产量将达到5000至7000桶/天 [22] 问题: 公司在秘鲁的3P储量增长 - 公司在秘鲁的3P储量大幅增加 预计未来几年将通过钻探将部分3P储量转化为2P储量 [28] - 公司团队通过对井和地震数据的深入分析 确认了秘鲁Marañón盆地的储量潜力 预计该盆地的3P储量约为2亿桶 [31] 问题: 哥伦比亚Vasconia折扣的变化 - 2018年第四季度 Vasconia折扣约为每桶5美元 但到2019年初 这一折扣已缩小至每桶2美元 预计这一趋势将在短期内持续 [35] 问题: 公司在秘鲁项目的进展 - 公司正在等待秘鲁项目的环境影响评估批准 预计将在2019年4月至6月之间获得批准 一旦获得批准 公司将立即启动相关工作 [43] - 如果环境影响评估未能按时批准 公司可能会推迟2019年的部分活动 并将投资减少至2000万至2500万美元 [52] 问题: 公司在阿根廷的运营成本 - 公司在阿根廷的运营成本有所上升 主要是由于第四季度进行的修井作业 这些作业被计入运营成本 [45] 问题: 公司在哥伦比亚的市场策略 - 公司与Trafigura的营销协议已于2018年底到期 公司现在每六个月向潜在买家征求报价 并选择最佳报价进行销售 [60] - 公司预计2019年通过使用新物流 特别是管道运输 将带来每桶1至1 5美元的成本节约 [62] 问题: 公司在哥伦比亚的永久竞争性招标 - 公司已获得资格 并计划参与哥伦比亚的永久竞争性招标 特别是对Llanos盆地的区块感兴趣 [64] 问题: 公司在厄瓜多尔的Intracampos招标 - 公司已获得资格 并计划参与厄瓜多尔的Intracampos招标 预计该招标将非常具有竞争力 [68] 问题: 公司的勘探和评估钻井进展 - 公司在哥伦比亚的Tigui 2井已经开始测试并投入生产 日产量约为1000桶 且不含水 [71] - 公司在巴西的Praia dos Castelhanos井已完成钻探 预计将在2019年3月底进行测试 [71] - 公司在阿根廷的Challaco Bajo 1001井正在生产 日产量为3万立方米 但由于商业化问题 产量受到限制 [72] 问题: 公司的股票回购计划 - 公司已回购了约80万股 总价值约1200万美元 公司将继续选择性参与市场回购 [81] 问题: 公司在哥伦比亚的Llanos 34区块的勘探计划 - 公司计划在2019年8月开始钻探Jauke井 这是Llanos 34区块的一个非常有前景的构造 [88]