Descubrimientos VMM 2
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Descubrimientos VMM 2
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. La inversión en Canacol Energy es especulativa, debido a la naturaleza del negocio de la Corporación. La capacidad de la Corporación para llevar a cabo sus iniciativas de crecimiento, como se describen en esta presentación confidencial, dependen de que Canacol Energy pueda obtener capital adicional. No existe seguridad de que la compañía pueda captar exitosamente el capital requerido o completar las iniciativas de crecimiento descritas. Los inversionistas deben confiar en la habilidad, experiencia, juicio, discreción, integridad y buena fe de la Administración de la Compañía. 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 a boca de pozo. Definición Los recursos prospectivos son aquellas cantidades estimadas de petróleo, a una fecha determinada, para ser potencialmente recuperable desde acumulaciones aún sin descubrir, con la aplicación de futuros proyectos de desarrollo. Los recursos prospectivos tienen tanto la posibilidades de ser un descubrimiento, como la posibilidad de desarrollo. Declaración Preventiva No existe ninguna certeza de descubrir cualquier porción de los recursos. Si se descubre, no hay certeza de que sea comercialmente viable para producir cualquier porción de los recursos. Mayor información de la Declaración Preventiva para Recursos Prospectivos Riesgados Estos son recursos prospectivos parcialmente riesgados, que han sido riesgados sobre una oportunidad de descubrimiento, pero no han sido riesgados sobre una oportunidad de desarrollo. Si se realiza un descubrimiento, no hay certeza de que se va a desarrollar, o si se desarrolla, no hay certeza del momento en el que se vaya a desarrollar. Sólida Base de Producción Portafolio 5 cuencas / 8 campos Valor de la Empresa “EV” US $ 723 millones Reservas 2P + “DV” 41 mmboe / US $ 846 millones(1) Solida vida de reservas ~ 9 años Potencial de Exploración Portafolio Recursos potenciales Socios de talla mundial 23 contratos / 1.8 millones de acres netos ~210 MMboe(2) ConocoPhillips, Exxon Mobil, Shell (1) Reservas 2P + “volúmenes equivalentes” antes de regalías & VPN-10 antes de impuestos a partir de Jun ’13 y Dic ‘13 (reporte de reservas D&M). Estas cifras no reflejan los volúmenes de la producción desde la fecha del informe de reservas D&M (2) Estimaciones de la gerencia de recursos prospectivos netos riesgados 56 pozos totales (39 restantes) + 13 “workovers” Diversificado a lo largo de 5 Cuencas en Colombia y Ecuador ~$44 millones de capex en el primer trimestre del año calendario ‘14(1) →43 pozos de desarrollo totales (28 restantes) Año calendario ‘14e Crecimiento Año/año Al finalizar año Calendario ’14 12,500-13,500 boepd(2) 40-50% ~65% oil / ~25% gas ~17,000 boepd(2) →13 pozos de exploración totales (11 restantes) ~85% de capex de exploración comprometido alrededor de los campos existentes Objetivo ‘14e: 89 MMboe / 31 MMboe(3) (1) No incluye adquisiciones (2) Producción neta promedio antes de regalias (3) Estimaciones de la gerencia de recursos recuperables netos no riesgados/riesgados Cerca de triplicar la producción de las reservas 2P actuales a lo largo de los siguientes 3 años 50.000 $2.500,0 Producción promedio neta antes de regalias (boepd) $81 Potencial de Exploración ~210 MMboe / US $2.3 billones Potencial de Exploración $2.000,0 Reservas 2P + “DV” 41 MMboe / US $ 846 millones 40.000 $708 $1.500,0 30.000 $1.000,0 $190 20.000 $1.546 $265 $500,0 10.000 $723 $581 0 $- '13a '14e '15e '16e '17e Producción promedio año calendario ubicado en el eje X '18e '19e '20e Probada Proven Probable Probable Posible Possible “EV” EV Potencial Upside Reservas 2P + “volúmenes equivalentes” antes de regalías & VPN-10 antes de impuestos, a partir de Jun ’13 y Dic ‘13 (reporte de reservas D&M) Estas cifras no reflejan los volúmenes de la producción desde la fecha del informe de reservas D&M Estimaciones de la gerencia de recursos prospectivos netos riesgados 8 campos Objetivo ~13,000 boepd para el año calendario 2014e En LLA23 netbacks de ~$62 / barril $45 12.000 $40 $35 10.000 $30 8.000 $25 6.000 $20 $15 4.000 $10 2.000 $5 - Producción neta promedio antes de regalias (boepd $- Tarifa de crudo Rancho Hermoso Gas Netback corporativo promedio (/boe) Produciendo 3D Leono Pantro 1 ‘08→ 3 4 Tigro-1 5 MMbls(1) Rancho Hermoso LLA 23 13 de 13 ~15,000 bopd netos el máximo ~50 MMbls pursuit(1) 2 ‘12→ Labrador 4 de 4 Lab-4 inicia perforación el 30 de abril 3 ‘13→ Leono 2 de 2 Fijar inicio de perforación de Leono-3 4 ‘14→ Pantro 3D 80% de participación operativa Sólidos netbacks $62/barril Producción acelerada y crecimiento de reservas Labrador 2 Hasta 9 pozos adicionales en ‘14 Hasta 6 pozos de desarrollo 3 pozos de exploración (Tigro-1, Pointer-1, Maltes-1) 1 de 1 (1) Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos no riesgados 1 Falla Campos de crudo Leads Maltes-1 2 MMbls(1) Pointer-1 2 MMbls(1) Rancho Hermoso Campo Descubrimiento Pozos Reservorios 20 pozos perforados exitosamente en 4 campos LLA 23 Rancho Hermoso Labrador Leono Pantro Dic ‘09 13 6 Dic ‘12 4 3 Dic ‘13 2 4 May ‘14 1 5 C7 Mirador Probó 1,038 bopd Barco Guadalupe Gacheta Ubaque Fuente de la ANH: Columna estrátigrafica reproducida digitalmente para la Cuenca de los Llanos Orientales (Casanare) Shales Areniscas Probó 2,930 bopd Leono → Pantro → Tigro → 80% “WI” OWC @ 9,446 ft OWC @ 10,346 “ft” Leono-3 Locación Lanceros L L-3 Leono-2 5 reservorios confirmados L-2 L Leono-1 (2 indicados en la gráfica) L-1 3 resultados importantes Pantro-1 Leono-1 (B) Leono-2(B) Pantro-1(G) Pantro-1(M) Pruebas 1,490 net bopd 2,406 2,344 830 P-1 P-2 Pantro-2 Pozo/recuperación de la inversión ≤6 meses Locación Tigro P-3 Pantro-3 T T T-2c Tigro-2c Leono Pantro Tigro-1 5 MMbls(1) OWC= “Oil Water Contact” – Contacto Agua Aceite Tigro-3c Tigro-1 2km (1) Estimaciones de la gerencia T-3c LLA 23 Las Maracas 115k acres brutos Uno de los contratos mas grandes de E&P Cravo S Adquirir en jun ’14, 400 km2 de sísmica 3D para confirmar las locaciones de perforación para el ’15 y ‘16 Cravo E Macarenas 10 veces de cobertura con sísmica 3D LLA 23 Mateguaia Heredia Saimiri Falla Campos de petróleo “Leads” Zopilote VMM 2 VMM 2 Santa Isabel Ene ‘13, descubrimiento Mono Araña-1 en VMM2 VMM 2 Colorado pipeline 703 / 727 bopd totales, 21˚ 1,043 (Vaca Muerta) 3-6x la cuenca de “shale” con mayor espesor en el mundo Participación “WI” 20% Operador Exxon Espesor neto petrolífero 230 ft (La Luna) Esmeraldas La Paz Lisama MA-1 Umir La Luna Simitri Tablazo Paja Rosablanca Areniscas Prueba de producción de largo plazo en la Luna Shales 20% “WI” Profundo No convencional profundo Misma roca fuente prolífica como la cuenca Maracaibo (250 b barriles) 40% “WI” Somero Mugrosa VMM 3 Convencional 40% Vetra E&P 85 pies No convencional Somero Convencional Participación “WI” Operador Espesor neto petrolífero (Lisama) Pruebas del alto y bajo Lisama Prueba “Comingled” MA-1 Calizas VMM 2 40% “WI” MA-1 100 mmbls OOIP(1) 25 / 10 mmbls(2) MA-2 MA-5 5 72 pies espesor neto U Lisama 2 de 2 en MA 1 Próximo… MA-1A 2 85 pies espesor Neto U+L Lisama 21˚ API Probó 1k bopd(3) 172 pies espesor neto B Lisama 6 3 4 1 km (1) Estimaciónes de la gerencia únicamente para Lisama (2) Estimaciones de la gerencia de los recursos recuperables totales/netos únicamente para Lisama Profundidad Tope Lisama (3) Representa los resultados de la prueba de producción conjunta “comingled” por 1- mes . Estimaciones de la gerencia de la produccón total/neta Esperanza Esperanza 100% “WI” Sólidos contratos de gas de largo plazo+precios altos/netback+mínimo capital de desarrollo Este activo se posiciona en el top 5% de vida de reservas en Colombia Reservas 2P 22.6 mmboe(1) Dic ‘13 3,000 boepd(2) Vida de reservas 20-años gasoducto Cana Flecha Arianna Katana Estación Jobo 2 Corozo 3 Nispero Cañandonga Potencial de Exploración Actividades Jun ‘14e Comenzar 3 pozos de exploración 20.3 / 10.4 mmboe Contrato existente ‘14→’21e 1 2,800 boepd @ ~$4/mmbtu Palmer Nelson Prospectos Leads Campos productores Gasoducto a la mina 2 nuevos contratos podrían triplicar la producción en Dic ‘15e(1) Reporte de reservas efectivo a dic‘13 (2) Estimaciones de la gerencia para recursos recuperables netos no riesgados/riesgados ’15e→’20e 6,140 boepd @ $5.40/mmbtu >8,900 boepd en Dic ‘15e A N-4 C N-2 P-1 Cierre Máx de 6600”ft” ss B A Porquero Superior Cienaga de Orgo Superior N-3 Exploración de Palmer-1 (P-1) B C “WI” del 25% en “Joint Venture” 2P Volumenes equivalentes “DV”de 4 mmbls(1) Campo maduro/servicio de contrato a 15 años Producción Socios Terminos Insensible a los precios del petróleo > 30 años / >130 pozos Tecpetrol, Schlumberger, Sertecpet Crudo incremental + exploracion $38.54/bl sobre la curva base Estado paga opex Neto incremental 10.5 mmbls durante la vida del contrato Actual 18.000 18,132 bopd totales 16.000 14.000 Incremental Máximo’16e ~2,500 netos para Canacol 12.000 10.000 Base 8.000 Capital total/neto $334 mm / $93 mm(2) Pozos nuevos+ “workovers” 31 + >40 Facilidades + piloto inyección de agua Producción actual neta Actividades ‘14e ~1,800 bopd Perforar 6 pozos de desarrollo 5 “workovers” 1 pozo de exploración 6.000 4.000 2.000 - bopd Oct’12 ’14e ’16e ’18e ’20e ’22e ’24e (1) Reporte de reservas efectivo a jun ’13 (2) La Corporación había gastado ~$45 millones a Mar ´14, ’26e Santa Isabel “La motivación es evidente” 1 3 VMM 2 2 VMM 3 ‘93 → ‘12, La vida de reservas de Colombia disminuyó de 19 → 7 años N El “shale” es la solución para ↑ las reservas de Colombia Segundo con mayor posición en tierras de “shale” en Colombia Socios “WI” Acres Netos UPIIP Netos “Carry” Costo/Acres Valor del Mdo/ Acres Multiplo Costo/Acres S COR 39 4 5 COR 4 Objetivo: Repetir el “farm out” del norte, en el sur COR 62 $263/acre N 6 7 COR 11 COR 12 S “Sweet Spot” Rosablanca Buturama 1-4 Produjo 500k+ bbls Catalina-1 Probó 7,820 bopd Área de “shale oil” definida(1) La Luna Olivo-1 Probó ≤ 6,400 bopd Santa Isabel OP-1 La Luna Totumal 1-5 800k bbls producidos VMM 2 El Cejudo-1 Pico Plata-1 Mono Araña-1 prueba de largo plazo VMM 3 Multiples zonas de “shale” P Pozos propuestos ~1.5 mm acres de “shale oil” en el prospecto La Luna de la Cuenca del Magdalena Medio, EIA Jun ‘13 ‘14e: 11 pozos 5 “fracs” $240 mm capex ’16e >25,000 bopd Santa Isabel ROSA OP-1 ROSA + LUNA VMM 2 Prueba de producción convencional del “shale” de gran espesor fracturado por inducción tectónica MA-1 LUNA Volumen en expansión de “shale” no fracturado adecuado para la tecnología de fracturación inducida VMM 3 W OP-1 Descubrimientos Santa Isabel (Lisama & Umir) MA-1 Probó 590 bopd 21˚ API Descubrimientos VMM 2 (Lisama & La Luna) E Q 2 ‘14e Q 3 ‘14e Q 4 ‘14e Total ‘14e Pozos Recursos(1) LIVIANO LLA 23: Pointer, Tigro, Maltes 3 8.3/4.7 mmbls 1 1.3/0.7 Santa Isabel: Morsa 1 0.3/0.2 Ecuador: Secoya Oeste 1 1.0/0.4 1 54.8/13.7 1 3.3/0.8 3 11 20.3/10.4 89/31 mmboe Potencial de Exploración CLT: Guepardo Advantage SHALE VMM 3: Picoplata VMM 2 PESADO Capella: Chipo GAS Desarrollo Esperanza: Palmer, Corozo, Canandonga LLA 23 (Labrador, Leono, Pantro) VMM 2 Ecuador Capella Rancho Hermoso (1) Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos no riesgados/riesgados (2) Representa la producción neta promedio antes de regalias Objetivo ‘14e 43 pozos de desarrollo 13 “workovers” 12,500 – 13,500 boepd(2) TSX (CNE), BVC (CNEC), OTCQX (CNNEF) En mm Acciones en circulación Dilución 90.2 2.7 (1) 92.9 En USD mm Capitalización del mdo $616.4 (2) Deuda neta+ convert 106.7 (3) Valor de la Empresa “EV” 723.1 Resumen Equipo con> 50-años de historia operacional combinada en Colombia Calendario ‘14e 12,500 - 13,500 boepd Objetivo 89 mmboe / 31 mmboe(4) Plataforma diversificada 5 cuencas/8 campos Accionistas Diversificados Reservas 2P + “DV” 41 mmboe(5) Recursos potenciales ~210 mmboe(6) 32% 28% 22% Socios de talla mundial ConocoPhillips, Exxon, Shelll 18% (1) No incluye instrumentos financieros no dilutivos basado en el actual precio/acción CDN $7.22/acción 101.9 mm acciones totalmente diluidas: 90.2 mm acciones ordinarias+ 3.7 mm warrants + 8,0 mm opciones (2) Convertido utilizando CDN → USD tasa de cambio (0.9192) al 5/15/14 (3) A marzo 31 de 2013 (4) Estimaciones de la gerencia de recursos recuperables netos no riesgados/riesgados (5) Reportes de reservas efectivo a jun ’13 y dic ’13 (6) Estimaciones de la gerencia de recursos recuperables netos