Al reportar sus balances de 2017, la canadiense Canacol Energy reveló que planea durante 2018 vender en promedio entre 114 y 129 millones de pies cúbicos por día (MMscfpd por su sigla en inglés) de gas y 1,700 barriles de crudo por día.
Así mismo, ejecutar las inversiones necesarias en perforación, facilidades y líneas de flujo para asegurar que su capacidad productiva sea mayor a 230 MMscfpd al primero de diciembre de 2018.
Dentro de sus metas, además, se encuentra ejecutar el programa de perforación de exploración y de avanzada para aumentar reservas, así como desinvertir de los activos de crudo convencional en Colombia para enfocarse en la exploración y comercialización de las reservas y recursos de gas.
En su reporte del 2017, señaló que los volúmenes de ventas contractuales realizados aumentaron 7% a 17,446 barriles de petróleo equivalente por día (boepd), comparado con 16,376 boepd de 2016.
El aumento se debe principalmente al aumento en la producción de gas en los proyectos Esperanza y VIM-5 como resultado de las ventas adicionales relacionadas con la expansión del gasoducto de Promigas, compensadas por una disminución de la producción en los complejos LLA-23 y Ecuador.
A pesar de la disminución de 10% y 27% en los volúmenes de ventas en Colombia y Ecuador, respectivamente, dijo que el volumen de ventas contractuales realizado sólo disminuyó 2% a 17,953 boepd para el último trimestre de 2017 comparado con 18,310 boepd para el mismo período de 2016.
La disminución, dijo Canacol, se debe principalmente a una disminución en la producción en LLA-23 y Ecuador, compensadas por un aumento en la producción de gas en Esperanza y VIM-5.
En su informe, la canadiense explicó que los volúmenes promedio de producción aumentaron 7% a 17,080 boepd para el año 2017 frente a 15,942 boepd para el 2016.
El aumento se debió principalmente al aumento en la producción de gas en Esperanza y VIM-5 como resultado de las ventas adicionales relacionadas con la expansión del gasoducto de Promigas, compensadas por una disminución en la producción en LLA-23 y Ecuador.
A pesar de la disminución de 17% en los volúmenes de producción de crudo, los volúmenes promedio de producción sólo disminuyeron 1% a 17,577 boepd para los últimos tres meses de 2017, comparado con 17,728 boepd para el mismo período de 2016.
La disminución se debe principalmente a una disminución en la producción de LLA-23 y Ecuador, compensadas por un aumento en la producción de gas en Esperanza y VIM-5.
Por otro lado, con base en esa producción, los ingresos totales de petróleo y gas natural para el 2017 aumentaron 7% a US$158.9 millones comparado con US$148 millones de 2016. En tanto que los ingresos totales de petróleo y gas natural para los últimos tres meses de 2017 no tuvieron un cambio significativo comparados con el mismo período de 2016, situándose en US$42.1 millones.
Los ingresos ajustados de petróleo y gas natural, los cuales incluyen los ingresos relacionados con el CPI de Ecuador, para el año terminado el 31 de diciembre de 2017 aumentaron 4% a US$179.5 millones frente a US$173.2 millones para el mismo período de 2016.
Al final de 2017, Canacol reportó una pérdida neta de US$148 millones en 2017, cifra negativa si se compara con una ganancia neta de US$23.6 millones en 2016.
Además, reportó una pérdida neta de US$150.3 millones para los tres meses terminados el 31 de diciembre de 2017 comparado con una ganancia neta de US$20.3 millones para el mismo período de 2016.
Las pérdidas netas en los tres meses y año terminados el 31 de diciembre de 2017 se deben principalmente a cargos por deterioro, no monetario, relacionados con los activos de la empresa mantenidos para la venta, cargos por deterioro no monetarios registrados como resultado de la renuncia o renuncia planeada de ciertos bloques de exploración, cargos por depreciación y agotamiento no monetario, gastos de compensación no basados en efectivo, y los gastos por impuestos diferidos no monetarios.
El 2018
Para el presente año, canadiense proyecta un programa de gastos de capital destinados a asegurar la capacidad de producción de gas de 230 MMscfpd a diciembre de 2018 el cual incluye:
1) la perforación de cuatro pozos de exploración y de avanzada y tres pozos de desarrollo,
2) la expansión de las facilidades de recolección y procesamiento de gas en Jobo y
3) varios workovers en sus pozos de gas existentes.
También espera adquirir nueva información de Sísmica 3D en su contrato VIM-5, para continuar construyendo su portafolio de perforación de exploración de gas.
Aproximadamente el 97% del presupuesto de US$80 millones para el 2018 está dedicado al gasto en los activos de gas, con el restante en los activos de crudo.
El programa de capital será fondeado en su totalidad por efectivo existente y flujo de caja.
Al 23 de marzo de 2018, habiendo recaudado todos los fondos de los inversionistas privados de la Línea de Flujo Sabanas y los ingresos por la venta de Ecuador, Canacol dijo que tiene aproximadamente US$70 millones en efectivo no restringido.
Detalló que ha contratado un solo taladro de perforación, el cual pretende utilizar para ejecutar el programa de perforación de exploración y desarrollo para lo restante del 2018.
En el primer trimestre de 2018, la empresa completó y probó exitosamente los pozos de avanzada Pandereta-2 y Pendereta-3, ambos confirmando un nuevo descubrimiento de gas significativo en su contrato VIM-5.
Los pozos de exploración de gas restantes programados para el 2018 incluyen el pozo de exploración Breva-1 en el contrato VIM-21, y los pozos de exploración Borojo-1 y Cañahuate Este en el contrato Esperanza. Los pozos de desarrollo restantes son el pozo Chirimia-1 ubicado en el contrato VIM-5, el cual inició perforación a principios de marzo de 2018 y otro pozo de desarrollo pendiente por ser determinado e iniciar perforación a mediados del 2018.
La firma anticipa que los programas de perforación de exploración y desarrollo serán completados en el tercer trimestre de 2018. El objetivo del programa de perforación del 2018 es elevar el potencial productivo del portafolio de pozos existentes y nuevos más allá de los 230 MMscfpd requeridos para el 1 de diciembre de 2018.
Finalmente, dijo que espera adjudicar pronto un contrato para construir e instalar un nuevo módulo de procesamiento de gas en sus facilidades de gas de Jobo, para procesar 100 MMscfpd de gas adicionales, lo que elevará la capacidad de tratamiento de gas de la instalación Jobo a 300 MMscfpd para diciembre de 2018. La empresa comprará y operará el nuevo módulo de procesamiento de gas.
