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Promigas tendiendo el gasoducto de 20 pulgadas de Jogo a Majaguas
Apuntando a ~65% de Aumento en Producción hacia
~215 MMcf/d para Junio 2019
Declaraciones Futuras
Esta presentación puede incluir ciertas “declaraciones futuras”. Todas lasdeclaraciones incluidas en este documento, que no sean declaraciones de hechoshistóricos, incluyendo sin limitación, declaraciones relativas a planes y objetivosfuturos de Canacol Energy Ltd. o la “Corporación”, son declaraciones prospectivasque implican varios riesgos, suposiciones, estimaciones e incertidumbres. Estasdeclaraciones reflejan las actuales proyecciones internas, expectativas o creenciasde Canacol Energy y se basan en información actualmente disponible por laadministración de la Corporación. No se genera ninguna garantía de que talesdeclaraciones resulten ser exactas y los resultados reales y eventos futuros podríandiferir materialmente de los anticipados en dichas declaraciones. Todas lasdeclaraciones futuras contenidas en esta presentación son calificadas por estasprecauciones y los factores de riesgo descritos anteriormente. Además, todas estasdeclaraciones se hacen a partir de la fecha de esta presentación y Canacol Energy noasume ninguna obligación de actualizar o revisar dichas declaraciones.
Barriles de crudo equivalenteEl término barriles de crudo equivalente (boe) se calcula usando el factor deconversion de 5,7 Mcf (miles de pies cúbicos) de gas natural siendo equivalente a unbarril de crudo. El término boe puede ser engañoso, particularmente si se utiliza enaislamiento. La razón de conversión de boe de 5,7 Mcf: 1 bbl (barril) se basa en unmétodo de equivalencia de energía aplicable en la punta del quemador y norepresenta una equivalencia de valor en boca de pozo.
Ventas realizadas contractualesRepresenta el neto antes de regalías.
USDTodas las cifras se encuentran expresadas en dólares americanos a menos que seindique lo contrario.
2
Por qué Gas Natural en Colombia?
3
Bogotá Colombia
Gas Convencional
Colombia
• La democracia más antigua/estable de Sur América
• La tercera economía más grande de Sur América
• Estabilidad regulatoria(1)
Gas natural en Colombia(2)
• Demanda de gas del país ~ 1 BCF
• Costa Caribe ~ 40%
• Demanda creciendo 2-3%/año
• Competencia Limitada
• Oferta de gas x-Canacol declinando ~12%/año
Producción de Gas de Canacol en Colombia
• Actual >130 MMcf/d(2)
• Jun ‘19e ~215 MMcf/d
• Precio boca de pozo ‘19e $4.75/ MMcf/d(2)
7
70km
Bloques E&P de Canacol
(1) “Strategy Energy” de Accenture, Marzo 2016: Accenture Consulting clasifica la reforma regulatoria de petróleo y gas de Colombia entre las primeras tres(2) Guidance corporativo 2019
CrudoNo-convencional
Cartagena
Barranquilla
Cerro Matos0
Déficit de Suministro de Gas Natural en Colombia
Sólida demanda de gas en la Costa Caribe de Colombia
• Demanda ~450 MMcf/d
aumenta 3% / año(2)
Declive terminal en el suministro de gas del Caribe
• Por 30+ años, Chevron proporcionó ~50% del suministro de gas
• Los tiempos han cambiado desde la entrada de Canacol al mercado de gas en el 2012
Canacol está reemplazando a Chevron como el mayor proveedor de gas en la costa Caribe
• El único explorador activo en los últimos seis años
Hocol30 MMcf/d
Frontera25 MMcf/d
GuajiraCampos Chevron
~225 MMcf/d
Canacol179 MMcf/d(1)
4
(1) Representa guidance corporativo 2019e(2) Fuente: UPME Colombia
Mar Caribe
10 km
Bloques Gas Canacol
Expansión Gasoducto Promigas
Gasoductos Existentes
5
Descubrimos 481 BCF Desde Nuestro Inicio
78 114
365
409
505
559
'13 '14 '15 '16 '17 '18
En BCFReservas 2P en BCF
+11%
Reemplazo de reservas 2P de +232%
• Reservas 2P aumentaron 11% a 559 BCF
• Entregando VPN-10 AI de $1.5 B, neto de deuda de CNE
Costo F&D: líder en la industria2P F&D Coef. Reciclaje de Retorno
• 1 año $0.32/Mcf 12.0x(2)
• 3 años $0.57/Mcf 7.1x(3)
• Vida de reservas ~13 años, clasificado #1 entre los peers en Colombia
Una historia de descubrimiento• Tasa de éxito 80%
• Adición reservas 2P / TACC 481 BCF / 55%
Upside 2.6 TPC(4)
• Prospectos & leads 140
• Acres netos 1.1 MM
(1) VPN AI para las reservas 2P de Canacol al 12/31/18(2) El coeficiente del reciclaje de retorno de un año está basado en un netback de gas natural de $3.80/Mcf para el año terminado el 12/31/18(3) El coeficiente del reciclaje de retorno de tres años está basado en un netback de gas natural de $4.03/Mcf para los tres años terminados el 12/31/18(4) Media de recursos prospectivos sin riesgar de gas
Historia de las Reservas 2P de Canacol
Sólido portafolio de gas
• Contratos E&P / acres netos 5 / 1.1 MM
• Precios fijos gas boca de pozo take/pay $4.75/Mcf(2)
• Netback operativo $3.75/Mcf
• Márgenes operacionales robustos ~79%
Continuo crecimiento de producción y reservas
• ‘18→‘19 crecimiento de producción estimado +65%
• Adición de reservas 2P en los últimos 6 años 481 BCF
• Éxito sobresaliente en exploración de gas natural 81%
El Crecimiento Consistente de Canacol
6
40,300Perfil de crecimiento de producción de gas natural
En MMcf/d
5 trimestres consecutivos de crecimientode ventas de gas
76,0
85,2
106,3
111,9 115,3
119,3
179,0
3Q '17 4Q '17 1Q '18 2Q '18 3Q '18 4Q '18 2019guidance (1) Finales de 2018
(2) Basado en el guidance 2019e de Canacol Representa contratos realizados de gas, netos de costos de transporte
Cartagena
Barranquilla
Cerro Matos0
10 km
Bloques gas Canacol
Expansión gasoducto
Gasoducto existente
Infraestructura Para Apoyar Crecimiento Superior en Ventas
Estación Jobo
Bremen
Sincelejo
A Medellin
2012 → 16 MMcf/d
• Adquisición de Shona Energy
• Gasoducto 80 km → mina níquel Cerromatoso
2016 → 70 MMcf/d
• Gasoducto de 190 km fondeado por Promigas
2017 → 81 MMcf/d
• Línea de 82 km fondeada por privados Jobo-Bremen
2018e → 130 MMcf/d
Jun ‘19e → 215 MMcf/d(1)
• Expansión fondeada por Promigas
• 70 km Jobo → Sincelejo
• 100 km Cartagena → Barranquilla
2021e → 315 MMcf/d
• Potencial gasoducto de 100 MMcf/d a Barranquilla
o Medellín
7(1) La diferencia entre ‘19e capacidad productiva (230 MMcf/d) y ‘19e producción corporativa anticipada (215 MMcf/d) tiene en cuenta el tiempo de inactividad
Mar Caribe
Enfoque 2019
• Aumentar capacitad de tratamiento de gas de 200 → 330 MMcf/d
• Aumentar ventas de gas de >130 → ~215 MMcf/d
• Perforar 8 pozos (7 restantes) de exploración, de avanzada y de desarrollo
• Ejecutar acuerdo definitivo para aumentar ventas de gas en +100 MMcf/d en 2021
Sísmica 3D
$16
Otros $23
Expansión de facilidad y
equipo $30
6 pozos de exploración y de
avanzada + 2 pozos de
desarrollo $50
Plan de Capital de 2019
7 pozos restantes en 2019$119 MM
(1) Sísmica pre-operativa, workover, social, y otros costos
# Well Clasificación 4Q '18 1Q '19 Restante '19
1 Nelson-13 Desarrollo
2 Palmer-2 De Avanzada
3 Nelson-7 Desarrollo
4 Acordeón-1 Exploración
Con el éxito de Acordeon-1, perforar inmediatamente locaciones siguientes
5 Pandereta-5 De Avanzada
6 Clarinete-4 De Avanzada
7 Arandala-1 Exploración
8 Saxafón-1 Exploración
9 Cañahuate-2 Desarrollo
(1)
9
$ en MM
La Creciente
PanderetaOboe
Nispero
Trombon
Palmer
Toronja
Cañahuate
SSJN 7Operador CNE + 50% WI
VIM 5100% WI
Bremen
Sincelejo
Guepaje
Mamay
VIM 19100% WI
Esperanza100% WI
VIM 21100% WI
Sabanas 2017
Breva
Clarinete
Cañandonga
Nelson
Chirimia
EstaciónJobo
El Deseo Chimu
Campo de gas de CanacolCampo de gasProspectoLeadSísmica 3DLínea de flujo existenteLínea de flujo futuraFacilidades
5 10 15 km
Promigas 2019 2016
Canacol-gas '12 - '13 '14 - '16 '17 - '18 CAGR
Bloques 2 4 5 14%
Acres netos (en 000s) 85 725 1,100 44%Recursos brutos (en TCF)(1) 0.1 2.0 2.6 59%
Prospectos & leads 7 44 115 49%
Expandiendo los Recursos de Gas de Canacol
(1) Representa la media bruta de recursos sin riesgar del reporte de reservas preparado por Boury Global Energy Consultants, efectivo el 7/31/2018
10
Aumento reciente del 30% en recursos prospectivos(Fuente: reporte de recursos de Gaffney Cline & Associates, efectivo12.31.2017)
Upside de recursos de 2.6 TPC(1)
• Bloques/acres netos 5 / 1.1 MM
• Prospectos & leads 140
El Plan Hacia Adelante
• ‘19 Programa de 8 pozos
• ‘19 – ‘21 Adquirir sísmica 3D (VIM5, VIM19, SSJN7)
• ‘20+ Perforación exploratoria en nueva sísmica 3D (VIM5, VIM19, SSJN7)
Pozo de Desarrollo Nelson-13Dic ‘18: encontramos el reservorio de gas más espeso en historia corporativa
Campo Nelson
A BEstructura de profundidad al tope CDO
500 MPunto de intersección con la formación
B
A
Nelson-13Nelson-13
11
266 ft TVD de espesor neto de gas de 2 zonas
SSJN 7
VIM 5
VIM 19
VIM 21
EsperanzaNelson-13
Sección geosísmica a lo largo de la trayectoria del pozo Nelson-13
Nelson 4 & 5 (“N-4, N-5”)• Perforado 2011 & 2014• Producción actual 8 & 14 MMcf/d• Producción acumulada 13 & 6 BCF
Reservorio
Porquero CDO Total
N-4 Espesor neto (ft. TVD) 52 162 214
Porosidad prom. (%) 23% 22%
N-5 Espeso neto (ft. TVD) 107 117 224
Porosidad prom. (%) 27% 22%
N-1
3 Espesor neto (ft. TVD) 104 162 266
Porosidad prom. (%) 26% 20%
12
Palmer-2: apuntando a CDO + upside Porquero
SSJN 7
VIM 5
VIM 19
VIM 21
EsperanzaPalmer-2
Pozo de Avanzada Palmer-2 Encuentra Espesor de 81 Pies
A
BPalmer-2
Punto de intersección con la formaciónUbicación del pad en superficie
Campo Palmer
Palmer-1Perforado Jul ‘14Producción actual 10 MMcf/dProducción acumulada 9 BCF
Sección geosísmica a lo largo de la trayectoria de Palmer-2
Atributo evento AVO
1 KM
Estructura de capital con extracción de factor de fluido (AVO) al nivel del tope CDO
BA
Palmer-1 Palmer-2
CDO
Palmer-1 Palmer-2Reservorio CDO CDOEspesor neto (en ft. TVD) 64 81Porosidad (%) 16-22% 23%Tasa prueba (en MMcf/d) / choque 64
Campo Nelson
Estructura de profundidad al tope CDO500 MPunto de intersección con la formación
B
A
Nelson-7
13
Nelson-7 inició 1Q ‘19 apuntando a Ciénaga de Oro
SSJN 7
VIM 5
VIM 19
VIM 21
EsperanzaNelson-7
Pozo de Desarrollo Nelson-7Inicio 1Q ‘19: aumentar la capacidad de producción a 230 MMcf/d
Sección geosísmica a lo largo de la trayectoria de Nelson-7
A BNelson-7
Nelson 2 & 3 (“N-2, N-3”)• Perforado 2011• Producción actual 13 & 15 MMcf/d• Producción acumulada 19 & 21 BCF
• Profundidad 8,200 ft. MD
• Ubicación objetivo 119 pies estructuralmente más alto que Nelson-2
• Despla. horizontal 350 metros
• Costo perforación $3.8 MM
Nelson-7 análogos N-2 N-5
Reservorio CDO CDO
Espesor neto (en ft. TVD) 162 159
Porosidad (%) 20-28% 19-28%
Tasa prueba (en MMcf/d) / choque 11.4 / 28/64" 5.6 / 36/64"
Objetivo CDO
Pozo de Exploración Acordeón 1 Inicio 1Q/2Q ‘19: Múltiples locaciones a seguir en caso de éxito
B
Sección de factor de fluido a través de Acordeon-1 y -3
14
BA
SSJN 7
VIM 5
VIM 19
VIM 21
Esperanza
Acordeon-1
Acordeon-1 Acordeon-3
A
B
Chirimia ‘18
Clarinete ‘14
A-2
A-3
Acordeon-A, -B,-C
Estructura de profundidad con extracción de factor de fluido (AVO) al nivel de CDO Medio1 KM Locación del pad en superficie
Acordeon-1
Atributo evento AVO• Costo perforación $3.7 MM
• A 3 km de los descubrimientos Clarinete y Chirimia
• <1km para conectar a la línea de flujo propuesta de Pandereta-Jobo
ObjetivoCDO
Objetivo del pozo: Investigar la presencia de reservorios con areniscas cargadas de gas con el soporte de la metodología AVO
15
US $ en MM, excepto CDN $/acción
TSX $/acción (4/2/19) CDN $4.53
FD acciones en circulación(1) 180
Capitalización de mercado(2) $ 612
Deuda neta(3) $ 333
Valor empresa “EV” $ 945
Participación Junta y Gerencia 22%
Estructura de Capital
Al 12/31/2018
• Efectivo $52 MM
• Superávit de Capital de Trabajo $55 MM
Resumen Financiero
Sólido crecimiento proyectado para el EBITDA
US$ en MM
(1) Incluye opciones “in-the-money” basadas en CDN $4.46/precio acción(2) Convertido de CDN → USD tasa de cambio (0.75) al 4/2/19(3) Al 12/31/18
TSX: CNE | BVC: CNE.C
+23%
$88
$135
$220
$270
'17 '18e '19e '20e
~
~
~
+63%
Plan Definido 2019
Enfoque 2019
Completar expansion de Jobo
• De 200 → 330 MMcf/d
Junio 1: Expansión gasoducto Promigas
• ↑ ventas de gas de 130 → ~215 MMcf/d
Perforar los 7 pozos de exploración, de avanzada y Desarrollo restantes
• Apuntando a un reemplazo de reservas 3P de 200%
Ejecutar un acuerdo definitive para aumentar las ventas de gas en +100 MMcf/d en 2022
• Construir nuevo gasoducto desde Jobo hacia Medellín o Cartagena/Barranquilla
Promigas tendiendo el gasoducto de 20 pulgadas de Jogo a Majaguas 16
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