Septiembre 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
Crudo liviano
Crudo liviano
Shale oil
Shale oil
2
Crudo pesado
Déficit de gas
• ‘17 objetivo producción corporativa
• ↑ producción gas 85 → 130 MMcf/d (Dic ‘17)
• Capex financiado $89 MM
• Producción 18-19k boepd
% gas 81%
• ‘18 objetivo producción gas
• ↑ producción gas 130 → 230 MMcf/d (Dic ‘18)(1) Incluye opciones “in-the-money” basados en CDN $4.04 / precio acción~140 MM acciones en el flotante
(2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.825) al 9/12/17(3) Al 6/30/17
Enfoque: El Camino Hacia ~$300 MM EBITDA
En MM, excepto CDN $/precio acción
TSX $/acción (9/12/17) CDN $4.04
Acciones en circulación FD(1) 177
Capitalización de mercado(2) US $590
Deuda neta(3) $230
Valor empresa “EV” US $820
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 tres años
• Una historia de éxito de gas convencional
• VPN-10 de Reservas 2P $1.2 B(2)
• Éxito exploratorio en gas 8/9 pozos (89%)
• 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
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(2) Representa las reservas 2P de gas natural al 12/31/16(3) Promedio del período de los últimos 2 años consecutivos
35
43
17 20
65 72
7 8 11 18
18
23
14
13
'09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16
79
85
+52% TACC en reservas 2P
Gas
En MMboe(1)
petróleo gas
4
Para los tres meses terminados el 6/30/17
$ / MCF % margen
Ingresos gas natural $ 4.96
Regalías $ (0.64) 13%
Gastos de producción $ (0.36) 7%
Netback operativo $ 3.96 80%
85% gas
Petróleo
Mar Caribe
ChuchupaBallena
La Creciente
Cartagena
Barranquilla
Facilidades Jobo
SabanasPipeline Co.
+40 MMcf/d130 MMcf/d
Dic ‘17
• Gasoducto de $40 MM; financiación privada anunciada de $30 MM
• En Ago ‘17, construcción línea de flujo de 6 pulgadas Jobo → Sincelejo
• Gasoducto paralelo a Jobo → Sincelejo
• Construir nuevo gasoducto Cartagena→Barranquilla
+100 MMcf/d230 MMcf/d
Dic ‘18
Filadelfia
Paiva
Caracoli
Reficar
1
2
5
Dos Proyectos de Gas Casi Triplicarán la Producción de Gas en Dic ‘18
Bloques de gas Canacol
Gasoducto
‘17 gasoducto
‘18 gasoducto
Compresor
10 km
Campo de gas
12
8 campos de gas5 bloques1.1 MM acres netos
Valle Inferior del Magdalena
6
ChuchupaBallena
La Creciente
477
432
381
337
299
265
25 75
85 138
230230
0
200
400
600
'15 '16 '17E '18 E '19E '2 0 E
3 campos productores madurosChuchupa, Ballena y La Creciente
Exceso demanda
Mar Caribe
Posición Estratégica de CanacolReemplazando la oferta de gas de Chevron en el Caribe
• Demanda gas +3%/año hasta 2025e(1)
Oferta Declinación-20%/añoo -100 MMcf/d(2)
• Exceso demanda ~70 MMcf/d prom. → ‘20e
Cartagena
(1) Fuente: Wood Mackenzie y estimaciones UPME Colombia(2) Declinación promedio anual para los últimos tres años consecutivos
X
Nelson
Esperanza
VIM 5
SSJN7
VIM 19
Sincelejo
Oboe
Trombón
VIM 21
Palmer
1
(1) Reporte reservas a Dic ‘16, neto de ~50 BCF producidos(2) Reporte de recursos prospectivos de gas natural convencional de Gaffney, Cline
& Associates (“GCA”), efectivo Dic ‘16(3) Valor Monetario Esperado descontado al 10%, GCA Dic ‘16
LegendCampo de gas Prospectos / leads Facilidades Gasoducto existenteGasoducto Sabanas planeado (12/1/17)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 (1)
Éxito exploratorio en gas 8/9 pozos (89%)
Pozos productores 14
Portafolio de Recursos con Amplio Potencial
Acres netos 1.1 MM
Bloques 5
Media bruta de recursos sin riesgar 2 TCF (2)
VME-10 AI US $789 MM (3)
Prospectos / leads 44
7
• Canacol - Gas
2
Cañahuate
Jobo
‘17 Cañandonga-1
‘17 Pandereta-1
‘17 Gaitero-1
Una Historia de Éxito de Gas Convencional3 pozos exploratorios restantes para 2017
Clarinete
Níspero
Toronja
Bremen
2.5 KM
PANDERETA-1
OBOE-1FEB ‘16
CLARINETE-1DIC ‘14
ACORDEON-1
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 8 de 9 (89%)
• Espesor prom. neto/pozo 78 ft. TVD
• Tasa prom. de prod. en prueba inicial/pozo 33 MMcf/d
• Productores 14 pozos
• >2 TPC de posibilidades(2)
La búsqueda de anomalías repetibles
Extracción AVO sobre CDO medio
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
AVO(1) Reduce el Riesgo Exploratorio314 BCF descubiertos en 8 pozos de gas en los últimos tres años
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
Basemento
Intra Porquero
Tope CDO
Sección Fluid Factor (AVO)1KM
NELSON-2
PORQUERO
21
NELSON-6Nov ‘16
TORONJA-1Jun ‘17
Esperanza
SSJN7
VIM 5
VIM 21
VIM 19
9
• Probó 46 MMcf/d
• Objetivo exploratorio Porquero reservorio arenisco
• Costo del pozo 41% por debajo del presupuesto
• Trabajos en curso para conectar Toronja a Jobo (3 kms)
• Porosidad 20%
Perforando En Búsqueda De Anomalías Repetibles en PorqueroJun ‘17: Pozo de exploración Toronja-1 probó 46 MMcf/d
Toronja-1 Sugiere Un Amplio Potencial en el Porquero
• Nov ‘16 Nelson-6 mostró oportunidad
• Espesor neto 39 pies TVD
• Probó 23 MMcf/d
• Dic ‘16 Recompletamiento Nelson-5 en el Porquero ↑confianza
• Espesor neto 79 pies 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)
SSJN7
VIM 5
VIM 21
VIM 19
Esperanza
10(1) Representa las reservas 2P de acuerdo al reporte de reservas a Dic ‘16
Objetivo de Exploración Pandereta-1
1KMSección Fluid Factor (AVO)
1,500
1,700
1,900
2,100
2,300
SSJN7
VIM 5
VIM 21
VIM 19
Esperanza
11
21
Basemento
Tope Basal
Tope Rojo
Tope Azul
Mioceno Medio / Tope CDO
Marcador Tubará Inferior
Marcador Tubará
2KM
1
2
Estructura de tiempo CDO medio
Pandereta-1
Pandereta-1
• Inicio perforación estimado en Octubre 2017
• Objetivo exploratorio CDO reservorio arenisco
• Perforación y pruebas $5.5 MM / ~9k ft. MD
• Días para perforar/probar 5 semanas
• 13 km del descubrimiento Clarinete
• En caso de éxito, rápida conexión con línea de flujo de 6” conectando Clarinete a Jobo
Pozo de Exploración Cañandonga-1 | 3 Zonas Potenciales Contenedoras de Gas
(1) Incluye campos Arianna y Palmer
Prospecto Línea de flujo
Campos Canacol Pozo de gas
Campos maduros
5 km
BloqueVIM 5
Bloques VIM 21 &Esperanza
Arianna
Katana
Canaflecha
Cañandonga-1
Estación Jobo
Tablón
Campo Nelson193 BCF
Nelson-5
Nelson-4
Nelson-2
Nelson-3
Níspero-1
Trombón-1
Sucre
Castor
Toronja-1
Palmer-1
• Falla estructural bien definida• Campos Canacol 240 BCF(1)
Nelson, Níspero y Trombón
• Campos con historia productiva 378 BCF
Castor, Sucre, Tablón
• Inicio Cañandonga-1 Nov 2017• Estructura cerrada contra falla
• Varios objetivos exploratorios
(CDO, Porquero, Tubará)
• Nuevo play en la formación Tubará evidenciado con procesamiento AVO
• Perforación & prueba/ Profundidad $5.5 MM /
~10k ft. MD
12
Objetivo: producir 230 MMcf/d para finales de 2018Sólo 3 pozos o $18 MM para mantener los 230 MMcf/d
13
• 85 MMcf/d hoy
• Hoy - 13 pozos de gas produciendo 85 MMcf/d
• Pozos chocados
• Potencial - 15 pozos de gas produciendo 130 MMcf/d o siendo conectados a facilidades
• A 130 MMcf/d para finales de 2017
• Eliminar cuello de botella en sistemas $5 MM de recolección
• Líneas de flujo adicionales $12 MM
• Exploración 4Q 2017
• Perforar otros 3 pozos ~$18 MM
• A 230 MMcf/d para finales de 2018
• Perforar 5-7 pozos ~$30 - $42 MM
• +50 MMcf/d capacidad de procesamiento ~$10 - $15 MM
• Líneas de flujo adicionales $10 - $12 MMConstrucción del nuevo proyecto de línea de flujo Sabanas, Sept 2017
Invertir ~$40 MM Para +40 MMcf/d en Dic ‘17→ 130 → 230 MMcf/d en Dic ‘18
EstaciónJobo
EstaciónLa Union
EstaciónSan Luis
Sincelejo
EstaciónBremen
20 km
VIM 19
SSJN 7
VIM 21
Esperanza
VIM 5
Ga
sod
uct
oP
rom
iga
s
14
Mar Caribe
• Construyendo 84 km gasoducto Sabanas + 2 estaciones compresoras
• ~42 MMcf/d de capacidad de la línea de flujo hacia Bremen
• Utilizando tubos de acero flexibles de última generación
• Los tubos flexibles no requieren soldadura y ayudan a construcción óptima (2km de tubos/día)
• EN PROGRESO – despliegue de la línea de flujo + obras civiles para estaciones compresoras
• Presupuesto de $40.6 MM
Línea de flujo$12,4
Línea de flujo$11,8
Aduana & Transporte$6,8
Social & Ambiental$4,2
Otros $4,4
+49% TACC en producción de gas
MMcf/d
Perspectiva85 → 130 → 230 MMcf/d
70 85
130
230
60
100
140
180
220
'16 '17 '17 exit '18 exit
Pronóstico
'16 '19e
$135
~$300
Liquidez sustancial permite ejecución
US $ en MM
2Q ‘17 deuda neta $230 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 ~$22 MM de pagos principales para 13 trimestres
consecutivos
• Para el restante de 2017e:
• Perforar otros 3 pozos de exploración de gas
• Completar línea de flujo Sabanas
15
• 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 WMM3 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
16
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 petróleo
Pozos de Canacol
Mono Araña
PresiónNormal
SobrePresionado
• <
Tier 1% Vro 0.6-1.2
Mono Capuchino
Pico Plata
Tier 2% Vro >0.6
Extensión de Tierra de Canacol es Estratégica en Shale Oil en Colombia
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
Prueba #3
SA
LAD
A A
GA
LEM
BO
D-1
GA
LEM
BO
C
Prueba #2
Prueba #1
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