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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.
(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
Sólida Base de Producción
Portafolio 5 cuencas / 8 campos
Valor de la Empresa US $ 723 millones
“EV”
Reservas 2P + “DV” 41 mmboe / US $ 846 millones(1)
Solida vida de ~ 9 años
reservas
Potencial de Exploración
Portafolio 23 contratos / 1.8 millones de acres
netos
Recursos potenciales ~210 MMboe(2)
Socios de talla ConocoPhillips, Exxon Mobil, Shell
mundial
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 12,500-13,500 boepd(2)
Crecimiento Año/año 40-50%
~65% oil / ~25% gas
Al finalizar año ~17,000 boepd(2)
Calendario ’14
→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
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
'13a '14e '15e '16e '17e '18e '19e '20e
Cerca de triplicar la producción de las reservas 2P actuales a lo largo de los siguientes 3 años
Producción promedio año calendario ubicado en el eje X
Producción promedio neta antes de regalias (boepd)
$581
$723
$1.546 $265
$708
$190
$81
$-
$500,0
$1.000,0
$1.500,0
$2.000,0
$2.500,0
Proven Probable Possible EV Upside
Po
ten
cial de
Ex
plo
ración
Reservas 2P + “DV” 41 MMboe / US $ 846 millones
Potencial de Exploración ~210 MMboe / US $2.3 billones
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
Probada Probable Posible “EV” Potencial
Objetivo ~13,000 boepd para el año calendario 2014e
8 campos
En LLA23 netbacks de ~$62 / barril
Producción neta promedio
antes de regalias (boepd
Netback corporativo promedio (/boe)
Produciendo Tarifa de crudo Rancho Hermoso Gas
$-
$5
$10
$15
$20
$25
$30
$35
$40
$45
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
Tigro-1 5 MMbls(1)
LLA 23 ~50 MMbls
pursuit(1)
Rancho Hermoso Falla
Campos de crudo Leads
Pointer-1 2 MMbls(1)
Labrador
Leono Pantro
3D
3D
2
1
3
4
Maltes-1 2 MMbls(1)
80% de participación operativa Sólidos netbacks $62/barril Producción acelerada y crecimiento de reservas Hasta 9 pozos adicionales en ‘14 Hasta 6 pozos de desarrollo 3 pozos de exploración (Tigro-1, Pointer-1, Maltes-1)
1 ‘08→ Rancho Hermoso 13 de 13 ~15,000 bopd netos el máximo
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 1 de 1
(1) Estimaciones de la gerencia de recursos netos prospectivos no riesgados
Rancho Hermoso Labrador Leono Pantro
Dic ‘09 Dic ‘12 Dic ‘13 May ‘14
13 4 2 1
6 3 4 5
Barco
Gacheta
Ubaque
Mirador
C7
20 pozos perforados exitosamente en 4 campos
Campo
Descubrimiento
Pozos
Reservorios
Fuente de la ANH: Columna estrátigrafica reproducida digitalmente para la Cuenca de los Llanos Orientales (Casanare) Shales Areniscas
Probó 2,930 bopd
Probó 1,038 bopd
Guadalupe
LLA 23
Leono-2
Leono-3
Leono-1
Pantro-2
Tigro-2c
Pantro-3
Tigro-3c
L-3
P-1
P-2
P-3
T-2c
T-3c
L-1
L-2
2km
Pantro-1
Locación Tigro
Locación Lanceros L
T
Tigro-1 5 MMbls(1)
L
T
Leono → Pantro → Tigro →
80% “WI” 5 reservorios confirmados (2 indicados en la gráfica)
Pozo/recuperación de la inversión ≤6 meses
OWC @ 10,346 “ft”
OWC @ 9,446 ft
3 resultados importantes Pruebas Leono-1 (B) 1,490 net bopd Leono-2(B) 2,406 Pantro-1(G) 2,344 Pantro-1(M) 830
(1) Estimaciones de la gerencia
Tigro-1 LLA 23
Pantro Leono
OWC= “Oil Water Contact” – Contacto Agua Aceite
LLA 23
Las Maracas
Macarenas
Heredia
Saimiri
Zopilote
Cravo E Cravo S
Mateguaia
Falla Campos de petróleo “Leads”
Adquirir en jun ’14, 400
km2 de sísmica 3D para
confirmar las locaciones
de perforación para el
’15 y ‘16
115k acres brutos
Uno de los contratos
mas grandes de E&P
10 veces de cobertura
con sísmica 3D
Areniscas Shales Calizas
Co
nve
nci
on
al
No
co
nve
nci
on
al
Umir
La Luna
Simitri
Tablazo
Paja
Rosablanca
Colorado
Mugrosa
Esmeraldas
La Paz
Lisama
VMM 2
VMM 3
Santa Isabel
MA-1
MA-1
40
% “W
I” S
om
ero
20
% “W
I” P
rofu
nd
o
VMM 2
VMM 2 Ene ‘13, descubrimiento Mono Araña-1 en VMM2
Somero Convencional Participación “WI” 40% Operador Vetra E&P Espesor neto petrolífero 85 pies
(Lisama) Pruebas del alto y bajo Lisama 703 / 727 bopd totales, 21˚ Prueba “Comingled” 1,043 No convencional profundo Misma roca fuente prolífica como la cuenca Maracaibo
(250 b barriles) (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) Prueba de producción de largo plazo en la Luna
pipeline
1 km
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
100 mmbls OOIP(1)
25 / 10 mmbls(2)
Próximo… MA-1A
2 de 2 en MA
3 6 4
1
2
VMM 2 40% “WI”
5
MA-1
MA-2
72 pies espesor neto U Lisama
172 pies espesor neto B Lisama
85 pies espesor Neto U+L Lisama 21˚ API Probó 1k bopd(3)
(1) Estimaciónes de la gerencia únicamente para Lisama (2) Estimaciones de la gerencia de los recursos recuperables totales/netos únicamente
para Lisama
MA-5
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 Potencial de Exploración Actividades Jun ‘14e Comenzar 3 pozos de exploración 20.3 / 10.4 mmboe
Contrato existente ‘14→’21e 2,800 boepd @ ~$4/mmbtu 2 nuevos contratos podrían triplicar la producción en Dic ‘15e ’15e→’20e 6,140 boepd @ $5.40/mmbtu >8,900 boepd en Dic ‘15e
Corozo
Palmer
Cañandonga
1
3
2
Nispero
Prospectos Leads Campos productores
Katana
Nelson
Arianna
Cana Flecha
Estación Jobo
Gasoducto a la mina
(1) Reporte de reservas efectivo a dic‘13 (2) Estimaciones de la gerencia para recursos recuperables netos no riesgados/riesgados
gasoducto
Esperanza
A Exploración de
Palmer-1 (P-1) B C
P-1
A
B
C
N-3
N-2
N-4
Cierre Máx de 6600”ft” ss
Porquero Superior
Cienaga de Orgo Superior
(1) Reporte de reservas efectivo a jun ’13 (2) La Corporación había gastado ~$45 millones a Mar ´14,
Campo maduro/servicio de contrato a 15 años Producción > 30 años / >130 pozos Socios Tecpetrol, Schlumberger, Sertecpet Terminos Crudo incremental + exploracion Insensible a los precios del $38.54/bl sobre la curva base petróleo Estado paga opex
Capital total/neto $334 mm / $93 mm(2)
Pozos nuevos+ “workovers” 31 + >40 Facilidades + piloto inyección de agua Producción actual neta ~1,800 bopd Actividades ‘14e Perforar 6 pozos de desarrollo 5 “workovers” 1 pozo de exploración
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
2P Volumenes equivalentes “DV”de 4 mmbls(1)
Neto incremental 10.5 mmbls durante la vida
del contrato
Base
Incremental Máximo’16e ~2,500 netos para Canacol
bopd
Oct’12 ’14e ’16e ’18e ’20e ’22e ’24e ’26e
Actual 18,132 bopd totales
“WI” del 25% en “Joint Venture”
3
2
1
4
6
COR 4
COR 12
VMM 3
VMM 2
COR 11
COR 39
Santa Isabel
5
7
N
N
S
“La motivación es evidente” ‘93 → ‘12, La vida de reservas de Colombia disminuyó de 19 → 7 años
El “shale” es la solución para ↑ las reservas de Colombia
Segundo con mayor posición en tierras de “shale” en Colombia
Objetivo: Repetir el “farm out” del norte, en el sur
S
COR 62 $263/acre
Socios “WI” Acres Netos UPIIP Netos “Carry” Costo/Acres Valor del Mdo/ Acres
Costo/Acres Multiplo
La Luna Totumal 1-5 800k bbls producidos
La Luna Olivo-1 Probó ≤ 6,400 bopd
Catalina-1 Probó 7,820 bopd
Santa Isabel
VMM 3
VMM 2
Buturama 1-4 Produjo 500k+ bbls
Mono Araña-1 prueba de largo plazo
Rosablanca
El Cejudo-1
Pico Plata-1
‘14e: 11 pozos 5 “fracs”
$240 mm capex ’16e >25,000 bopd
Área de “shale oil” definida(1)
P Pozos propuestos ~1.5 mm acres de “shale oil” en el prospecto La Luna de la Cuenca del Magdalena Medio, EIA Jun ‘13
“Sweet Spot”
Multiples zonas de “shale”
OP-1
Descubrimientos Santa Isabel (Lisama & Umir) Descubrimientos VMM 2 (Lisama & La Luna)
OP-1 W E
Prueba de producción convencional del “shale” de gran espesor fracturado por inducción tectónica
Volumen en expansión de “shale” no fracturado adecuado para la tecnología de fracturación inducida
Santa Isabel
VMM 3
VMM 2
MA-1
OP-1
ROSA
ROSA + LUNA
LUNA
MA-1 Probó 590 bopd
21˚ API
De
sarr
ollo
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)
Po
ten
cial
de
Ex
plo
raci
ón
Total ‘14e
PESADO Capella: Chipo 1 3.3/0.8
Q 3 ‘14e Q 4 ‘14e Q 2 ‘14e
SHALE VMM 3: Picoplata 1 54.8/13.7 VMM 2
GAS Esperanza: Palmer, Corozo, Canandonga 3 20.3/10.4 11 89/31 mmboe
LIVIANO LLA 23: Pointer, Tigro, Maltes 3 8.3/4.7 mmbls CLT: Guepardo 1 1.3/0.7 Santa Isabel: Morsa 1 0.3/0.2 Ecuador: Secoya Oeste 1 1.0/0.4
Pozos Recursos(1)
Advantage
Equipo con> 50-años de historia operacional
combinada en Colombia
Calendario ‘14e 12,500 - 13,500 boepd
Objetivo 89 mmboe / 31 mmboe(4)
Plataforma 5 cuencas/8 campos
diversificada
Reservas 2P + “DV” 41 mmboe(5)
Recursos potenciales ~210 mmboe(6)
Socios de talla ConocoPhillips, Exxon, Shelll
mundial
Resumen
(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
28% 32%
18% 22%
En mm Acciones en circulación 90.2 Dilución 2.7 92.9 En USD mm Capitalización del mdo $616.4 Deuda neta+ convert 106.7 Valor de la Empresa “EV” 723.1
Accionistas Diversificados
(1)
(2)
(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
TSX (CNE), BVC (CNEC), OTCQX (CNNEF)
(3)