Canacol subió 43% producción de gas en segundo trimestre, pero reportó pérdidas

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La petrolera canadiense Canacol Energy informó hoy que los volúmenes promedio de producción aumentaron 25% a 21,519 barriles de petróleo equivalente por día (boepd) en el segundo trimestre de 2018. Un año antes eran de 17,162 boepd.

Así mismo, que subieron a 21,238 boepd para los seis meses terminados el 30 de junio de 2018, comparados con 17,077 boepd de hace un año.

El aumento se debe, dijo, principalmente al aumento en la producción de gas como resultado de las ventas adicionales relacionadas con el completamiento de la línea de flujo Sabanas, compensado por la venta del Contrato de Producción Incremental de Ecuador el 15 de febrero de 2018.

Agregó que los volúmenes de ventas contractuales realizadas aumentaron 25% y 21% a 21,540 boepd y 21,329 boepd para los tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2018, respectivamente, comparado con 17,195 boepd y 17,616 boepd para los mismos períodos de 2017.

El aumento se basó en el aumento en la producción de gas como resultado de las ventas adicionales relacionadas con el completamiento de la línea de flujo Sabanas, compensado por la venta del CPI de Ecuador en febrero de 2018.

Sus ingresos totales de petróleo y gas natural para los tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2018 aumentaron 53% y 38% a US$57.2 millones y US$109 millones, respectivamente. En los mismos periodos del año habían sido de US$37.3 millones y US$78.9 millones.

De su parte, Canacol dijo que sus ingresos ajustados de petróleo y gas natural, los cuales incluyen los ingresos relacionados con el CPI de Ecuador hasta el 15 de febrero de 2018, para los tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2018 aumentaron 33% y 23% a US$57.2 millones y US$110.9 millones, respectivamente, en comparación con US$43 millones y US$90 millones para los mismos períodos de 2017.

Los fondos ajustados provenientes de las operaciones aumentaron 19% y 16% a US$28.8 millones y US$52.4 millones para los tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2018, respectivamente. Hace un año eran de US$24.2 millones y US$45.2 millones.

Detalló que los fondos ajustados provenientes de las operaciones incluyen los resultados del IPC de Ecuador hasta el 15 de febrero de 2018.

La empresa registró una pérdida neta de US$26 millones y US$17.7 millones para los tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2018.

Esos balances fueron negativos en comparación con una ganancia neta de US$11.8 millones y US$3.8 millones iguales períodos de 2017.

La pérdida neta para el segundo trimestre se atribuyó, principalmente, a los siguientes cargos no recurrentes / distintos a efectivo:
a) un gasto por única vez por deterioro de exploración no monetario de $9.9 millones,
b) una pérdida por única vez debido a la liquidación de la línea de crédito de US$14.4 millones (US$9.4 millones no monetarios),
c) gasto de agotamiento y depreciación por única vez no monetario de $11.7 millones, y d) gasto de impuesto diferido de US$5.2 millones.

Al cierre del 30 de junio de 2018, la canadiense tenía US$55.2 millones en efectivo y US$5.5 millones en efectivo restringido.

Para lo restante del 2018, Canaco Energy dijo que se mantiene enfocada en lograr una capacidad productiva de 230 millones de pies cúbicos de gas por día (MMscfpd) a través de la expansión de las facilidades de procesamiento de gas en Jobo y la conexión de los pozos Pandereta 1, 2, 3, Cañahuate 1 y 3, y Chirimía 1 para diciembre de 2018.

Las obras civiles para la expansión de la facilidad Jobo empezaron el julio de 2018, esperando la instalación de los primeros módulos en septiembre de 2018, y el posterior completamiento del proyecto para diciembre de 2018.

Espera que el pozo Chirimía 1 sea conectado y esté en producción para

mediados de septiembre de 2018, con Pandereta conectado y en producción en diciembre de 2018.

Adicionalmente, reveló que está en proceso de eliminar el cuello de botella en las líneas de flujo Betania-Jobo; específicamente, instalando dos líneas de flujo de gas gemelas de seis pulgadas en flexsteel y una línea de eliminación de agua de seis pulgadas, que permitirán el aumento en las tasas de producción de los campos Nelson y Palmer. Se espera que este trabajo sea completado a finales de octubre de 2018.

El 3 de agosto de 2018, Promigas recibió la última licencia ambiental relacionada con su proyecto de adicionar otros 100 MMscfpd de capacidad de transporte a su gasoducto existente, con toda la capacidad adicional asignada a Canacol.

Promigas espera que toda la capacidad adicional de 100 MMscfpd esté disponible en marzo de 2019, con los primeros 20 MMscfpd disponibles el 1 de diciembre de 2018.

Finalmente, en julio de 2018, la petrolera revistió el pozo de avanzada Cañahuate 3, el cual está a la espera de ser completado por un taladro de workover. Proyecta que la perforación del próximo pozo de exploración, Acordeón 1, sea en noviembre de 2018.