dos proyectos de gas casi triplicarán la producción de gas ... · sólido récord en...
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Noviembre 2017
Dos proyectos de gas casi triplicarán la producción de gas en Diciembre 2018(1)
(1) Desde 85 → 230 MMcf/d, o 2.7x
2
Declaraciones Futuras
Esta presentación puede incluir ciertas “declaraciones futuras”. Todas las
declaraciones incluidas en este documento, que no sean declaraciones de hechos
históricos, incluyendo sin limitación, declaraciones relativas a planes y objetivos
futuros de Canacol Energy Ltd. o la “Corporación”, son declaraciones prospectivas
que implican varios riesgos, suposiciones, estimaciones e incertidumbres. Estas
declaraciones reflejan las actuales proyecciones internas, expectativas o creencias
de Canacol Energy y se basan en información actualmente disponible por la
administración de la Corporación. No se genera ninguna garantía de que tales
declaraciones resulten ser exactas y los resultados reales y eventos futuros
podrían diferir materialmente de los anticipados en dichas declaraciones. Todas
las declaraciones futuras contenidas en esta presentación son calificadas por estas
precauciones y los factores de riesgo descritos anteriormente. Además, todas
estas declaraciones se hacen a partir de la fecha de esta presentación y Canacol
Energy no asume ninguna obligación de actualizar o revisar dichas declaraciones.
Barriles de Crudo Equivalente
Barriles de petróleo equivalente (boe) se calcula utilizando el factor de conversión
de 5.7 Mcf (mil pies cúbicos) de gas natural equivalente a un barril de petróleo.
Boes pueden inducir a un error, en particular si se usa de manera aislada. La
proporción de conversión boe de 5.7 Mcf: 1 bbl (barril) se basa en un método de
conversión de equivalencia de energía aplicable en la punta del quemador y no
representa una equivalencia en boca de pozo.
Producción y Reservas
Producción neta representa la producción antes de regalías.
Reservas representan las reservas 2P y antes de impuestos VPN-10 al 31 de
diciembre de 2016.
USD
Todas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a menos que se
indique lo contrario
Ecuador
140 280 420 560
Km
Océano Pacífico
Gas Natural
Colombia
20 bloques /2.2 MM acres netos
2
Déficit de gas
• ‘17 a ‘18 ventas contractuales realizadas
• 85 → 130 MMcf/d
• % gas ~80%
• ‘18 a ‘19 ventas contractuales realizadas
• 130 → 230 MMcf/d
(1) Incluye opciones “in-the-money” basados en CDN $4.20 / precio acción ~140 MM acciones en el flotante
(2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.79) al 12/18/17(3) Al 9/30/17
El Camino Hacia ~$300 MM EBITDA
En MM, excepto CDN $/precio acción
TSX $/acción (12/18/17) CDN $4.20
Acciones en circulación FD(1) 178
Capitalización del mercado(2) US $588
Deuda neta(3) $243
Valor empresa “EV” US $831
Participación Junta y Gerencia 22%
3
TSX: CNE | BVC: CNE.C
Sólido Récord en Optimización de Activos314 BCF en reservas 2P adicionados en los últimos cuatro años
• Una historia de éxito de gas convencional
• VPN-10 de Reservas 2P $1.2 B(2)
• Éxito exploratorio en gas 9/10 pozos (90%)
• Reemplazo reservas 1P/2P 166% / 194% año/año
• Costo F&D promedio $0.44 / MCF(3)
• El operador de gas con menor costo siempre gana
+51% TACC en reservas 2P
Gas
En MMboe(1)
oil gas
4
Para los tres meses terminados el 9/30/17
$ / MCF % margen
Ingresos gas natural $ 4.96
Regalías $ (0.51) 10%
Gastos de producción(4) $ (0.62) 12%
Netback operativo $ 3.83 77%Petróleo
17 20
65 72
7 8 11 14
14
19
9
8
'09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16
8074
39
31
90% gas
En dólares americanos a menos que se indique lo contrario(1) Representa el total corporativo antes de impuestos (petróleo + gas natural) reservas 2P al 12/31/16Pro forma para la venta de los activos de Canacol en Ecuador a Dic ‘17 (2) Representa el valor de las reservas de gas 2P antes de impuestos al 12/31/16(3) Promedio del período de los últimos dos años consecutivos(4) Incluye $0.26/MCF de gastos de transporte
Mar Caribe
ChuchupaBallena
La Creciente
Cartagena
Barranquilla
Facilidades Jobo
SabanasPipeline Co.
+40 MMcf/d130 MMcf/d
2018
• Construyendo gasoducto de seis pulgadas Jobo → Sincelejo
• Gasoducto paralelo Jobo → Sincelejo
• Construir nuevo gasoducto Cartagena→Barranquilla
+100 MMcf/d230 MMcf/d
2019
Reficar
1
2
5
Dos Proyectos de Gas Casi Triplicarán la Producción de Gas en 2019
Bloques gas Canacol
Gasoducto
‘17 gasoducto
‘18 gasoducto
Nuevo compresor
Compresor
10 km
Campo de gas
1
8 campos de gas5 bloques1.1 MM acres netos
2
Posición Estratégica de CanacolReemplazando la oferta de gas de Chevron en el Caribe
Reemplazando a Chevron como el mayor proveedor de gas en el Caribe(1)
MMcf/d
395
355
300
246
202
7585
130
230
100
175
250
325
400
475
550
' 1 6 ' 1 7 E ' 1 8 E ' 1 9 E ' 2 0 E
2019→
Exceso demanda
> 100MMcf/d
No hay muchas opciones de oferta de gas…
Cartagena
Barranquilla
Hocol30 MMscfpd
Frontera30 MMscfpd
~80 MMscfpd
~380 MMscfpdGNL
> $8/MMbtu
Cerro Matoso
AguasProfundas> 2000m
Canacol
Chevron
(1) Fuente: Wood Mackenzie y estimaciones UPME Colombia 6
X
Esperanza
VIM 5
SSJN7
VIM 19
Sincelejo
VIM 21
(1) Reporte de recursos prospectivos de gas natural convencional de Gaffney, Cline & Associates (“GCA”), efectivo Dic ‘16(2) Valor Monetario Esperado descontado al 10%, GCA Dic ‘16
LeyendaCampo de gas ProspectosLeadsFacilidades Gasoducto existente1 Gasoducto Sabanas planeado (12/1/17)2 Gasoducto Promigas planeado (12/1/18)20 km
Sólida base de producción y reservas
3 adquisiciones ('12-'14) 96 BCFReservas 2P adicionadas en los últimos 3 años 314 BCF
Reservas 2P recientes 410 BCF
Éxito exploratorio en gas 10/11 pozos (91%)
Pozos productores 17
Portafolio de Recursos con Amplio Potencial
Acres netos 1.1 MM
Bloques 5
Media bruta de recursos sin riesgar 2 TCF (1)
VME-10 AI US $789 MM (2)
Prospectos / leads 44 (2)
7
• Gas Canacol
2
Jobo
Clarinete
Bremen
1
Oboe
Una Historia de Éxito de Gas Convencional4 descubrimientos en el 2017
1
Palmer Nelson
Toronja
Níspero
Trombón
‘17 Pandereta-2 (de avanzada)
Cañahuate
Pandereta-1
3D
3D
3D
Cañandonga-1
‘17 Gaiteros-1 (exploración)
AVO(1) Reduce el Riesgo Exploratorio10 campos de gas descubiertos en los últimos 4 años
Marcador Tubará
Tubará Inferior
Mioceno Medio/ Tope CDO
CDO Superior
CDO Medio
CDO Basal
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
2,200
2.400
PANDERETA-1
• Aplicando la tecnología AVO a areniscas cargadas de gas
• Éxito exploratorio 10 de 11 (91%)
• Utilizando AVO 7 de 7 (100%)
• Espesor prom. neto/pozo 84 ft. TVD
• Tasa prom. de prod. en prueba inicial/pozo 32 MMcf/d
• >2 TPC de posibilidades(2)
La búsqueda de anomalías repetibles
Sección Fluid Factor (AVO)(1) AVO: Amplitude vs. Offset (Anomalías de Amplitud)(2) Representa la media bruta de recursos sin riesgar del reporte de recursos de gas prospectivos de Gaffney, Cline & Associates, efectivo Dic ‘16
CLARINETE-1
8
Punto de penetración en tope de Reservorio CDO
500 M
PAN-1PAN-2
Pozo de Avanzada Pandereta-2Sección sísmica con atributo AVO sobre la trayectoria del pozo PAN-2
A
B
• Pandereta-1 probó 29 MMcf/d
• Inicio perforación Octubre 25, 2017
• Profundidad verdadera & tiempo de perforación 9,347 ft md, 15 días
• Interpretación petrofísica (registros)
• Objetivo primario CDO 64 ft tvd espesor neto
• Objetivos secundarios
• Tubará Inferior 34 ft tvd espesor neto
• Basamento fracturado 51 ft tvd espesor
PAN-2
A B
PAN-1
Evento AVO enBASAMENTO
Evento AVO en CDO medio
• Pandereta-2
• Objetivo: explorar anomalía sísmica (AVO) en el bloque fallado adyacente en búsqueda de reservas adicionales en el reservorio CDO
• Inicio perforación anticipado Diciembre 6, 2017
• TD anticipado & tiempo perforación 10,306 ft md, 20 días
• Objetivo primario CDO
• Objetivo secundario Tubará inferior, basamento fracturado
Mapa estructural en profundidad al tope del intervalo del reservorio conectado a PAN-1
9
P-90P-10
Perforando En Búsqueda De Anomalías Repetibles en PorqueroJun ‘17: Pozo de exploración Toronja-1 probó 46 MMcf/d
NELSON-5
NELSON-4
NELSON-3
NELSON-8PALMER-1
2
1
Estructura de tiempo Porquero Medio
1,200
1,400
1,600
1,800
2.000
2,200
2.400
Basamento
Intra Porquero
Tope CDO
Sección Fluid Factor (AVO)1KM
• Probó 46 MMcf/d
• Objetivo exploratorio Porquero reservorio arenisco
• Costo del pozo 41% por debajo del presupuesto
• Conexión Toronja con Jobo (3 kms)
• Porosidad 20%
NELSON-2
PORQUERO
21
NELSON-6Nov ‘16
TORONJA-1Jun ‘17
10
Toronja-1 Sugiere Un Amplio Potencial en el Porquero
• Nov ‘16 Nelson-6 mostró oportunidad
• Espesor neto 39 ft. TVD
• Probó 23 MMcf/d
• Dic ‘16 Recompletamiento Nelson-5 en el Porquero ↑ confianza
• Espesor neto 79 ft. TVD
• Probó 13 MMcf/d
• Jun ‘17 Toronja-1 sugiere que hay más…
• Probó 46 MMcf/d
• Aranadala-1, Breva-1, Carambolo-1 ofrecen 3 lugares de seguimiento de exploración
TORONJA-1
BREVA-1
ARANDALA-1
CARAMBOLO-1
1 KMExtracción AVO sobre el Porquero Medio Marcador SST
NELSON-5
NELSON-6
Nelson-5 y Nelson-6 adicionaron 25 Bcfde la Formación Porquero(1)
11(1) Representa las reservas 2P de acuerdo al reporte de reservas a Dic ‘16
Programa de Exploración Activo en 4Q 2017
• Movilización taladro Gaiteros-1• Inicio perforación: Enero 2018
• Cierre contra falla
• Reservorio objetivo CDO
• Perforación & prueba/Profundidad $5.5 MM /
~10k ft. MD
• Pandereta-1 probó 29 MMcf/d
• Reservorios CDO, Tubará
• Espesor neto 64 ft. TVD (CDO)
34 ft. TVD (Tubará)
• Porosidad 21% (CDO)
15% (Tubará)
• Pandereta-2 inició perforación en Diciembre 3
• Cañandonga-1
• Reservorio CDO
• Espesor neto 32 ft. TVD
• Porosidad 18%
• Prueba del pozo y taladro para workoveren 2018 13
BloqueVIM 5
Cañaflecha
Níspero-1
Sucre Castor
Palmer-1
Toronja-1
Trombón-1
Estación Jobo
Bloques VIM 21 &Esperanza
Katana
3D
3D
3D
3D
Oboe-1
Clarinete-1
Prospecto Línea de flujo
Lead Pozo de gas
Campos Canacol 5 km
Campos maduros
‘17 Pandereta-2 (de avanzada)
Gaiteros-1
Pandereta-1
Arianna
Campo Nelson193 BCF
Cañandonga-1
14
Camino hacia 130 MMscfpd
• 20 MMscfpd de capacidad adicional de transporte inicial en Dic 1, 2017
• 40 MMscfpd de capacidad de transporte a mediados de Enero 2018
• 195 MMscfpd de capacidad productiva
• 200 MMscfpd de capacidad de procesamiento de gas
EstaciónLa Unión
EstaciónSan Luis
EstaciónBremen
20 m
VIM 19
SSJN 7
VIM 21
Esperanza
VIM 5
Pro
mig
as
FacilidadesJobo
Objetivo: producir 230 MMcf/d para finales de 2018Sólo $30 MM para mantener 230 MMcf/d
15
• US $85 MM para aumentar la producción de gas de 130 → 230 MMscfpd en Dic ‘18
• ‘19 promedio precio de venta de ~ $5/MMbtu
• 80 MMscfpd de nueva capacidad productiva
• $50 MM para 10 nuevos pozos y conexiones
• 100 MMscfpd de nueva capacidad de procesamiento
• $35 MM en expansión modular de las facilidades existentes en Jobo
• 100 MMscfpd de nueva capacidad de transporte
• US $0 para segunda expansión del gasoducto de Promigas
Construction of the new Sabanas pipeline project
16
Outlook85 → 130 → 230 MMcf/d
+49% TACC en producción de gas
MMcf/d
70 85
130
230
'16 '17 '17 exit '18 exit
Pronóstico
• Para el restante de 2017e:
• Perforar otros 2 pozos de exploración de gas
• Completar línea de flujo Sabanas
'16 '19e
$135
~$300
Liquidez sustancial permite ejecución
US $ en MM
2Q ‘17 deuda neta $243 MM
‘19e ebitda ~$300 MM
• Crédito senior garantizado a término
• Credit Suisse + sindicado / L+5.50%
• No sujeto a re-determinación si los precios del crudo disminuyen
• Mar ‘19 → Mar ‘22 ~$24 MM de pagos principales para 13 trimestres consecutivos
Dic ‘17 Dic ‘18
• La roca generadora La Luna con capacidad de > 2.3 trillones de barriles de crudo en Sur América
• Fuente: Journal of Petroleum Geology de 2010
• 1.7 M acres del fairway en la formación La Luna en Colombia• Fuente: Estudio U.S. EIA de 2013• Bloques Canacol 5• Acres brutos / netos 625k / 371k
• VMM 2 y VMM 3 de Canacol contienen áreas sobre presionadas del fairway en la formación La Luna
• Acres brutos / netos 159k / 32k• Socio operador ConocoPhillips• Sólidos resultados de las múltiples pruebas en el más
reciente pozo (Pico Plata)
• Potencial: 1.9 B de barriles de OOIP(1) neto promedio• Fuente: Reporte de recursos prospectivos de crudo no
convencional de DeGolyer & McNaughton, Oct ‘14
17
Extensión de Tierra de Canacol es Estratégica en Shale Oil en Colombia
VMM 2
VMM 3
(1) Pro forma para el abandono del bloque Santa IsabelReporte de Recursos de DeGolyer & McNaughton (“D&M”) al 6/30/14. D&M proporcionó estimaciones promedio de OOIP (Original Oil In Place). Estas estimaciones no han sido ajustadas para la probabilidad de éxito geológico
10 km
Pozos
Campos de crudo
Pozos de Canacol
Mono Araña
Presiónnormal
Sobrepresionado
Tier 1% Vro 0.6-1.2
Mono Capuchino
Pico Plata
Tier 2% Vro >0.6
PicoPlata-1: Pozo Vertical No Convencional
• Operado por Conoco• VMM3 acres brutos 83k
• Participación Canacol 20%
• Shale La Luna • Grosor bruto 1369 pies
• Espesor neto 866 pies
• Porosidad prom. 10%
• Enero 2017, 3 pruebas exitosas• Bastante sobre presurizado
• Todo tratamiento de fracturación ubicado exitosamente
• Fracturas inducidas crecen en altura (125 - 200 pies)
• Tasas de flujo variables 60 – 500 bopd (sin agua)
• Crudo densidad 31 ̊ API 18
Frac #3
SA
LAD
A A
GA
LEM
BO
D-1
GA
LEM
BO
C
Frac #2
Frac #1
