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