Canacol incrementó 21 % sus reservas probables en 2017

50

La canadiense Canacol Energy Ltd. anunció hoy un aumento del 21 % en reservas probables a 102,5 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe), con un valor de BTAX de 1,600 millones de dólares, un costo de F & D (búsqueda y desarrollo) de gas de 0,63 dólares por cada mil metros cúbicos y un índice de vida de reservas probables de 16 años.

El informe publicado por la compañía se refiere a sus reservas convencionales de gas natural, de crudo liviano, mediano y pesado y volúmenes estimados para el año fiscal finalizado el 31 de diciembre de 2017.

Las reservas convencionales de gas natural están ubicadas en la cuenca del Bajo Valle del Magdalena, Colombia. Las de crudo liviano, mediano y pesado de Canacol están ubicadas en las cuencas de Llanos, Valle del Magdalena Medio y Caguán, Putumayo. Se calculan volúmenes estimados adicionales de crudo liviano y mediano en la cuenca Oriente, Ecuador.

Los puntos destacados incluyen:

  • El total de reservas probadas y volúmenes estimados aumentó un 15% desde el 31 de diciembre de 2016, totalizando 65,2 millones de barriles de petróleo equivalente al cierre del año pasado.
  • El total de reservas probadas + probables (2P) y volúmenes estimados aumentó un 21% desde el 31 de diciembre de 2016, totalizando 102,5 MMboe al 31 de diciembre de 2017, con un valor antes de impuestos descontables del 10 %, de 1,600 millones de dólares, representando ambos 11,43 de dólares canadienses por acción del valor de reserva, y 9,53 dólares por acción del valor del activo neto 2P (neto de 266 millones de dólares de deuda neta).
  • Total de reservas probadas + probables (3P) y volúmenes estimados aumentaron en un 27 % desde el 31 de diciembre de 2016, totalizando 134,3 MMboe al 31 de diciembre de 2017, con un valor antes de impuestos descontables del 10%, de 2 billones de dólares estadounidenses.
  • Se logró el reemplazo de reserva 1P del 241 % y el reemplazo de reserva 2P del 399 % basado en la reserva bruta del calendario 2017 y adiciones por volumen estimado de 1,4 MMboe(1P) y 23,9 MMboe(2P).
  •  Logró costos de descubrimiento y desarrollo 2P (F & D) de 0,63 dólares / MCF para sus activos de gas para el calendario del año pasado.
  • Logró 2P F & D de 0,50 dólares estadounidense / MCF para sus activos de gas. Período de 3 años que finaliza el 31 de diciembre de 2017.
  • Los costos de adquisición, desarrollo y adquisición 2P (The Financial Decisions and Analysis) registrados son de 0,56 dólares / Mcf para sus activos de gas para el período de 3 años que finaliza el 31 de diciembre de 2017.
  •  Registró un índice de vida de reservas 2P (RLI) de 16 años basado en la producción anualizada del cuarto trimestre de 2017 de 17.577 Boepd.

Ravi Sharma, director de operaciones de Canacol Energy, comentó que la corporación ha logrado un importante éxito de perforación de exploración y desarrollo de gas natural convencional desde la transacción de Shona Energy en 2012. “Durante este tiempo, hemos agregado más de 409 BCF de reservas de gas natural 2P éxito comercial en 16 de los 18 pozos perforados, lo que representa una tasa de crecimiento anual compuesto del 40% (CAGR)”.

El equipo de administración de Canacol continúa ejecutando su estrategia de crecimiento con respecto a su cartera de gas colombiana de alto valor, con un costo de tres años de descubrimiento y desarrollo de gas líder en la industria de 0,50 dólares / MCF. La empresa pronostica 230 millones de pies cúbicos estándar de gas por día (“MMSCFPD”) de producción de gas natural a partir de 2018 a través de la nueva expansión del oleoducto Promigas SA, así como el éxito continuo de su programa de exploración y desarrollo de gas en 2018.