Dos proyectos de gas casi triplicarán la producción de gas en Diciembre 2018(1)

Transcripción

1 Noviembre 2017 Dos proyectos de gas casi triplicarán la producción de gas en Diciembre 2018(1) (1) Desde MMcf/d, o 2.7x

2 Declaraciones Futuras 20 bloques / 2.2 MM acres netos Déficit de gas Gas Natural 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. Océano Pacífico Colombia 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. Ecuador 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 Km USD Todas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a menos que se 2 indique lo contrario 2

3 El Camino Hacia ~$300 MM EBITDA TSX: CNE BVC: CNE.C 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% 17 a 18 ventas contractuales realizadas MMcf/d % gas ~80% 18 a 19 ventas contractuales realizadas 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 3

4 Sólido Récord en Optimización de Activos 314 BCF en reservas 2P adicionados en los últimos cuatro años +51% TACC en reservas 2P Una historia de éxito de gas convencional En MMboe(1) oil gas 80 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) % gas El operador de gas con menor costo siempre gana Petróleo '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16 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 12/31/16 Pro 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 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 $ % 4

5 Dos Proyectos de Gas Casi Triplicarán la Producción de Gas en 2019 Chuchupa Ballena Mar Caribe Barranquilla 1 Sabanas Pipeline Co. +40 MMcf/d 130 MMcf/d 2018 Cartagena Reficar Construyendo gasoducto de seis pulgadas Jobo Sincelejo Facilidades Jobo 2 1 La Creciente MMcf/d 230 MMcf/d campos de gas 5 bloques 1.1 MM acres netos Gasoducto paralelo Jobo Sincelejo Construir nuevo gasoducto Cartagena Barranquilla Bloques gas Canacol Gasoducto 17 gasoducto 18 gasoducto Nuevo compresor Compresor 10 km Campo de gas 5

6 Posición Estratégica de Canacol Reemplazando la oferta de gas de Chevron en el Caribe Reemplazando a Chevron como el mayor proveedor de gas en el Caribe(1) MMcf/d No hay muchas opciones de oferta de gas Exceso demanda > 100MMcf/d 230 GNL > $8/MMbtu Barranquilla ~380 MMscfpd Canacol Aguas Profundas > 2000m Cartagena Hocol 30 MMscfpd Frontera 30 MMscfpd 175 Chevron 202 ~80 MMscfpd 100 Cerro Matoso '16 ' 1 7 E ' 1 8 E ' 1 9 E ' 2 0 E (1) Fuente: Wood Mackenzie y estimaciones UPME Colombia 6

7 Una Historia de Éxito de Gas Convencional X 4 descubrimientos en el 2017 Sincelejo 2 Bremen 1 VIM 19 1 Gas Canacol Sólida base de producción y reservas 3 adquisiciones ('12-'14) 96 BCF Reservas 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 VIM 21 Oboe Cañahuate 3D Clarinete 17 Gaiteros-1 (exploración) Pandereta-1 3D SSJN7 VIM 5 17 Pandereta-2 (de avanzada) 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) (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 Jobo 3D Palmer Toronja Nelson Níspero Trombón Cañandonga-1 Esperanza Leyenda Campo de gas Prospectos Leads Facilidades Gasoducto existente 1 Gasoducto Sabanas planeado (12/1/17) 2 Gasoducto Promigas planeado (12/1/18) 20 km 7

8 AVO(1) Reduce el Riesgo Exploratorio 10 campos de gas descubiertos en los últimos 4 años La búsqueda de anomalías repetibles CLARINETE-1 PANDERETA-1 1,200 1,400 1,600 Marcador Tubará 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 1,800 Tubará Inferior Mioceno Medio/ Tope CDO >2 TPC de posibilidades(2) 2,000 2, CDO Superior CDO Medio CDO Basal 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 8

9 Pozo de Avanzada Pandereta-2 Mapa estructural en profundidad al tope del intervalo del reservorio conectado a PAN-1 Sección sísmica con atributo AVO sobre la trayectoria del pozo PAN-2 A B PAN-2 PAN-1 Punto de penetración en tope de Reservorio CDO A P-10 PAN-2 P-90 PAN-1 B Evento AVO en CDO medio 500 M 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 Pandereta-2 Evento AVO en BASAMENTO 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 9

10 Perforando En Búsqueda De Anomalías Repetibles en Porquero Jun 17: Pozo de exploración Toronja-1 probó 46 MMcf/d TORONJA-1 Jun 17 NELSON-6 Nov ,200 1,400 PORQUERO NELSON-4 NELSON-5 1,600 1,800 Intra Porquero NELSON Tope CDO PALMER-1 NELSON-8 NELSON-3 2 2,200 Basamento Estructura de tiempo Porquero Medio 1KM Sección Fluid Factor (AVO) 2 Probó 46 MMcf/d Objetivo exploratorio Costo del pozo Porquero reservorio arenisco 41% por debajo del presupuesto Conexión Toronja con Jobo (3 kms) Porosidad 20% 10

11 Toronja-1 Sugiere Un Amplio Potencial en el Porquero Nelson-5 y Nelson-6 adicionaron 25 Bcf de la Formación Porquero(1) Nov 16 Nelson-6 mostró oportunidad Espesor neto 39 ft. TVD Probó 23 MMcf/d ARANDALA-1 CARAMBOLO-1 BREVA-1 Dic 16 Recompletamiento Nelson-5 en el Porquero confianza Espesor neto Probó 79 ft. TVD 13 MMcf/d TORONJA-1 NELSON-5 Jun 17 Toronja-1 sugiere que hay más Probó 46 MMcf/d Extracción AVO sobre el Porquero Medio Marcador SST 1 KM NELSON-6 (1) Representa las reservas 2P de acuerdo al reporte de reservas a Dic 16 Aranadala-1, Breva-1, Carambolo-1 ofrecen 3 lugares de seguimiento de exploración 11

12 Programa de Exploración Activo en 4Q 2017 Bloques VIM 21 & Esperanza 3D Arianna Toronja-1 Palmer-1 Katana Cañaflecha 3D Estación Jobo Campo Nelson 193 BCF Oboe-1 Clarinete-1 Cañandonga-1 Prospecto Lead Castor Campos Canacol Campos maduros Sucre Línea de flujo Pozo de gas 5 km 3D 3D Níspero-1 Gaiteros-1 Pandereta-1 17 Pandereta-2 (de avanzada) Trombón-1 Bloque VIM 5 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 Espesor neto Porosidad CDO, Tubará 64 ft. TVD (CDO) 34 ft. TVD (Tubará) 21% (CDO) 15% (Tubará) Pandereta-2 inició perforación en Diciembre 3 Cañandonga-1 Reservorio Espesor neto CDO Porosidad 18% 32 ft. TVD Prueba del pozo y taladro para workover en

13 Promigas Camino hacia 130 MMscfpd Estación Bremen VIM MMscfpd de capacidad adicional de transporte inicial en Dic 1, 2017 Estación San Luis Estación La Unión SSJN 7 VIM 5 40 MMscfpd de capacidad de transporte a mediados de Enero MMscfpd de capacidad productiva VIM 21 Facilidades Jobo 200 MMscfpd de capacidad de procesamiento de gas Esperanza 20 m 14

14 Objetivo: producir 230 MMcf/d para finales de 2018 Sólo $30 MM para mantener 230 MMcf/d US $85 MM para aumentar la producción de gas de MMscfpd en Dic 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 15

15 Outlook MMcf/d +49% TACC en producción de gas MMcf/d Pronóstico Liquidez sustancial permite ejecución US $ en MM 2Q 17 deuda neta $243 MM 19e ebitda ~$300 MM ~$ $ '16 '17 Dic '17 exit 17 '18 Dic exit 18 Para el restante de 2017e: Perforar otros 2 pozos de exploración de gas Completar línea de flujo Sabanas '16 '19e 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 16

16 Extensión de Tierra de Canacol es Estratégica en Shale Oil en Colombia 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 VMM 2 Mono Araña Mono Capuchino 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 Presión normal Sobre presionado Pico Plata 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) Tier 2 % Vro >0.6 VMM 3 Tier 1 % Vro Potencial: 1.9 B de barriles de OOIP(1) neto promedio Fuente: Reporte de recursos prospectivos de crudo no convencional de DeGolyer & McNaughton, Oct km Pozos Campos de crudo Pozos de Canacol (1) Pro forma para el abandono del bloque Santa Isabel Reporte 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 17

17 PicoPlata-1: Pozo Vertical No Convencional Frac #3 Operado por Conoco VMM3 acres brutos 83k Participación Canacol 20% Shale La Luna Grosor bruto 1369 pies Espesor neto 866 pies Porosidad prom. 10% SALADA A GALEMBO D-1 GALEMBO C Frac #2 Frac #1 Enero 2017, 3 pruebas exitosas Bastante sobre presurizado Todo tratamiento de fracturación ubicado exitosamente Fracturas inducidas crecen en altura ( pies) Tasas de flujo variables bopd (sin agua) Crudo densidad 31 API 18

18 Contacto Mauricio Hernández Gerente Relación con Inversionistas