Canacology

La estrategia de la Corporación se basa en la amplia experiencia de la gerencia en Colombia. El equipo está enfocado en la búsqueda de gas y petróleo. Donde otros solo ven riesgo, la gerencia de Canacol tiene la capacidad de visualizar una oportunidad, la habilidad de capitalizarla y la agilidad para actuar rápidamente.

Estrategia para el año calendario 2016

  • Desarrollar los contratos de gas natural de la Corporación Esperanza y VIM 5, con el fin de aumentar la producción hasta 80 MMcfpd (~14,000 boepd).
  • Negociar contratos adicionales de gas natural para los descubrimientos en Clarinete y Oboe e iniciar el desarrollo del campo para comercializar estos descubrimientos.
  • Producir crudo a tarifa de Ecuador el cual no está sujeto a las fluctuaciones de los precios mundiales del petróleo.

Historia

  • A través de rondas de adjudicación, negociaciones directas, "farm-ins", y adquisiciones selectivas, la Corporación obtuvo 3.3 millones de acres totales / 2.6 millones de acres netos de tierras con potencial prospectivo en Colombia y Ecuador.
  • Se creó un portafolio de exploración que la gerencia estima que contiene más de 280 MMboe de recursos prospectivos netos riesgados.
  • Desde el 2008 hasta la actualidad: incluyendo barriles producidos, se incrementaron las reservas de petróleo 2P y volúmenes de 2 a 32 MMboe, representando una tasa compuesta anual de crecimiento (CAGR) del 40%.
  • Desde el 2012 hasta la actualidad: incluyendo barriles de crudo equivalente producidos, se incrementaron las reservas de gas natural 2P de 17 a 65 Mmboe, representando una tasa compuesta anual de crecimiento (CAGR) del 58%.
  • Incluyendo petróleo y gas, el VPN-10 antes de impuestos se multiplicó de US $199 millones a US $1.3 billones.
  • 65% éxito histórico de exploración (17 / 26 pozos totales de exploración).
  • 96% éxito histórico de desarrollo (52 / 54 pozos totales de desarrollo).
  • Sólido equipo de desarrollo de negocios el cual ha participado en 5 rondas de adjudicación y ha revisado más de 100 oportunidades de "farm-in". Canacol eligió 4 "farm-ins", ejecutó 7 "farm-outs" estratégicos, negoció cuatro transacciones directamente con la Agencia Nacional de Hidrocarburos y realizó un "joint venture" estratégico en Ecuador.

'08 Feb '08

Inició operaciones como compañía privada.

Jun '08

Listada en el Toronto Venture Exchange a través de "Reverse takeover".

Jun '08

"Farmed-in" al Contrato de E&P Ombu.

Jul '08

Descubrimiento del Campo Capella (1.1 billones de barriles OOIP) en el Contrato de E&P Ombu localizado en la Cuenca del Caguán-Putumayo, Colombia.

Ago '08

Adquisición del Campo Rancho Hermoso localizado en la Cuenca de los Llanos, Colombia.

'09 Oct '09

Se recaudó capital de $40 millones de dólares canadienses a través de acciones.

Dic '09

El pozo Rancho Hermoso 5 probó 8,000 bopd brutos (nuevo hallazgo de crudo).

Año tras año fiscal se incrementaron las reservas 2P antes de regalías a 6.7 MMbls.

'10 May '10

Ganó dos contratos de E&P (COR-11 y COR-39) con prospectividad de "Shale oil" en la Cuenca del Magdalena, Colombia.

Se recaudó capital de $58 millones de dólares canadienses a través de acciones.

Jul '10

Emitió deuda convertible por $ 42 millones de dólares canadienses.

Listado en la Bolsa de Valores de Colombia.

Aceleró operaciones en el Campo Rancho Hermoso y perforó 5 pozos exitosos con pruebas de producción entre 5,000 y 19,000 bopd brutos.

Año tras año fiscal se incrementaron las reservas 2P netas antes de regalías en un 21%, de 6.7 a 8.1 MMbls.

'11 Feb '11

Se levantó capital de $58 millones de dólares canadienses a través de acciones.

May '11

Se trasladó del Toronto Venture Exchange al Toronto Stock Exchange.

Nov '11

Adquirió la empresa privada de E&P Carrao Energy, lo cual llevó a Canacol a aumentar el crecimiento en la Cuenca de los Llanos de Colombia (a través del contrato de E&P de LLA 23, el cual está adyacente/sobre la tendencia exitosa del Campo Rancho Hermoso) y la exploración de "shale oil" prospectivo en la Cuenca del Magdalena, Colombia (Contratos de E&P de VMM2, VMM3 y Santa Isabel).

Dic '11

Año tras año fiscal se incrementaron las reservas 2P netas más volúmenes equivalentes antes de regalías en un 34%, de 8.1 a 10.9 MMbls.

'12 Feb '12

Entró en Ecuador a través de un "joint venture" con Tecpetrol, Schlumberger y Sertecpet.

Apr '12

"Farmed Out" a Exxon Mobil en el Contrato de E&P de VMM 2, con prospectividad en "shale oil".

Oct '12

Descubrimiento del Campo Mono Araña (somero más "shale" profundo) en el Contrato de E&P de VMM 2.

Dic '12

Descubrimiento del Campo Labrador en el Contrato de E&P de LLA23, el cual extendió la tendencia exitosa del Campo Rancho Hermoso.

Adquirió la empresa pública de E&P Shona Energy, la cual le permitió a Canacol acceder a ~16 MMboe de reservas de larga vida de gas y un potencial de crudo pesado convencional en 4 contratos de E&P en Colombia.

Año tras año fiscal se incrementaron las reservas 2P netas más volúmenes equivalentes antes de regalías en un 63%, de 10.9 a 17.8 MMbls.

'13 Feb '13

"Farmed-out" a ConocoPhillips del Contrato de E&P de Santa Isabel, con prospectividad de "shale oil".

Apr '13

Crédito senior garantizado de largo plazo por US$140 millones con un sindicado de bancos liderados por "Credit Suisse".

May '13

Contrato de E&P de LLA 23: pozo Labrador 2, ~59 pies de espesor petrolífero, probó 1,618 bopd brutos.

Jul '13

Contrato de E&P de LLA 23: pozo Labrador 3, ~62 pies de espesor petrolífero, probó 1,460 bopd brutos.

Ago '13

Contrato de E&P de Santa Isabel: descubrimiento Oso Pardo.

Oct '13

Contrato de E&P de LLA 23: pozo Labrador 5, ~55 pies de espesor petrolífero, probó 778 bopd brutos.

Nov '13

Contrato de E&P de VMM2: pozo Mono Araña 1, ~85 pies de espesor petrolífero, probó 1,043 bopd brutos de la Formación somera Lisama.

Dic '13

Contrato de E&P de LLA 23: descubrimiento Campo Leono, el segundo campo de crudo en el Contrato de E&P de LLA 23.

Contrato de E&P de LLA 23: pozo Leono 1, ~133 pies de espesor petrolífero, probó 1,863 bopd brutos de la Formación Barco.

Pozo Leono 1 de LLA 23, ~133 pies de espesor petrolífero, probó 1,869 bopd brutos de la Formación Gacheta.

Año tras año fiscal se incrementaron las reservas 2P netas más volúmenes equivalentes antes de regalías en un 128%, de 17.8 a 40.6 MMboe.

'14 Ene '14

Contrato de E&P de VMM2: pozo Mono Araña 2, ~172 pies de espesor petrolífero.

Adquisición de los Contratos de E&P COR 4 y COR 12, duplicando la posición de "shale oil" prospectivo en la Cuenca del Magdalena en Colombia.

Feb '14

Listada en OTCQX de Estados Unidos.

Contrato de E&P de LLA 23: el pozo Leono 2, ~121 pies de espesor petrolífero, probó 1,328 bopd brutos de la Formación C7.

Pozo Leono 2 de LLA 23, ~121 pies de espesor petrolífero, probó 3,007 bopd brutos de la Formación Barco.

Firmó nuevos contratos de ventas de gas por 6,140 boepd y aumentó en un 44% las reservas 2P de gas en el Magdalena Inferior, Colombia.

Mar '14

Contrato de E&P de VMM 2: pozo Mono Araña 1, ~230 pies de espesor petrolífero en la Formación la Luna, probó 590 bopd brutos.

Apr '14

Aumento crédito senior garantizado a US $220 millones de dólares con un sindicado de bancos liderado por el Credit Suisse.

May '14

Contrato de "E&P" LLA23: descubrimiento campo Pantro, el tercer descubrimiento de petróleo en el Contrato de "E&P" LLA23.

Contrato de "E&P" LLA23: Pozo Pantro 1, 83 pies de espesor petrolífero, probó 2,930 bopd totales de la formación Gachetá.

Jun '14

Aumentó la participación en LLA23 del 80% al 90%.

Contrato de E&P LLA 23: Pozo Labrador 4, ~111 pies de espesor petrolífero, probó 1,848 bopd totales conjuntamente de las Formaciones Gachetá y Ubaque.

Contrato de E&P LLA 23: Pozo Leono 4, ~36 pies de espesor petrolífero, probó 1,062 bopd totales de la Formación Mirador.

Jul '14

Contrato de E&P Santa Isabel: Pozo Morsa 1, ~66 pies de espesor petrolifero, probó 832 bopd totales de la Formación Umir.

Ago '14

Contrato de E&P de LLA 23: Pozo Pantro 2, ~26 pies de espesor petrolífero, probó 848 bopd totales de la Formación C7.

Contrato de E&P de Santa Isabel: Pozo Oso Pardo 2, ~149 pies de espesor petrolífero en las Formaciones del Terciario Umir y Lisama Basal.

Contrato de E&P de Esperanza: Pozo Palmer 1, ~87 pies de espesor petrolífero en la Formación de la Ciénaga de Oro.

Sep '14

Nuevo contrato de venta de gas y aumenta el pronóstico de venta de gas a 14,560 BOEPD en el 2015 en Colombia.

Contrato de E&P LLA 23: pozo Tigro 1, ~72 pies de espesor petrolífero, 1,206 bopd barriles de producción desde la formación Mirador.

Dic '14

Adquisición de los contratos de E&P VIM 5 y VIM 19 y descubrimiento de gas Clarinete en la Cuenca del Magdalena Inferior en Colombia.

'15 Ene '15

Contrato de E&P LLA 23: descubrimiento campo Maltés, el cuarto campo de crudo en el contrato de E&P LLA 23.

Feb '15 Anunció nuevo contrato “take or pay” de venta de gas a 15 años de 35 MMSCFPD.
Mar '15

Anunció un aumento de 234 BCF (41 MMBOE) en las reservas 2P de gas en Colombia.

Abr '15

Entra en un acuerdo de crédito a largo plazo de US$ 200 millones para reemplazar el acuerdo de crédito existente.

Jul '15

Anuncia el Otorgamiento de la Licencia Ambiental y el Inicio de la Construcción del Gasoducto para entregar 65 MMSCFPD netos de gas adicionales (11,400 BOEPD) a partir de Diciembre del 2015.

Sep '15

Cierre de la inversión estratégica de Cavengas Holdings S.R.L. por CDN $79 MM.

Sep '15

Reporta un Incremento del 86% en sus Reservas 2P hasta 80 MMboe, representado por un VPN – 10 antes de impuestos de $1.2b.

Sep '15

Clarinete-2St encontró 127 pies de espesor neto contenedor de gas, confirmando un importante descubrimiento de gas en Clarinete operado 100% por Canacol en el bloque VIM-5.

Sep '15

Anuncio de inversión estratégica de Cavengas Holdings.

'16 Mar'16 Se probó 66 MMcf/d (11,579 boepd) del pozo de gas natural Oboe-1 en Colombia.
Mar'16 Se aumentaron en un 110% las reservas PDP y se adicionaron reservas 2P de 30,3 MMboe al calendario de 2015 (1,103% reemplazo de reservas).