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COLOMBIA - Acuerdo entre Canacol y ExxonMobil para proyecto Shale OIL Imprimir E-mail
Petróleo en Latinoamerica - Colombia
Miércoles, 18 de Abril de 2012 15:56
Canacol Energy anunció que su subsidiaria Carrao Energy Sucursal Colombia firmó un acuerdo privado para la participación de intereses o "farm-out agreement" con ExxonMobil Exploration Colombia Limited, para la exploración del contrato, no-operado, de "Exploración y Producción" ("E&P") VMM2 de la compañía.

El proyecto ubicado en la cuenca del Valle Medio del Magdalena en Colombia es el referente a Shale Oil Colombia en el cual Canacol tiene una participación del 100 por ciento.

Vale la pena anotar que el contrato de Exploración y Producción VMM2, es uno de los tres contratos adyacentes en los cuales Canacol tiene participaciones y representa 126,000 acres netos los cuales exponen a Canacol a un potencial "oil shale play" no convencional.

Con $91 millones de dólares en caja, caja equivalente y caja restringida, a 31 de diciembre de 2011, y un sólido flujo de caja generado por los activos productores de crudo en Colombia, Canacol se mantiene totalmente fondeada para ejecutar sus programas de exploración y desarrollo para el 2012.

ExxonMobil, siendo la compañía de petróleo y gas pública más grande en el mundo, trae experiencia significativa, tecnología, investigación y recursos financieros a este acuerdo de operación conjunta o "joint venture" de "shale oil" con Canacol.

Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol, afirmó que hay un entusiasmo por trabajar con el equipo de ExxonMobil para explorar el importante potencial de "shale oil" en el contrato VMM2.

Al mismo tiempo, Canacol ha decidido mantener el 100% de su participación en el contrato adyacente de Exploración y Producción Santa Isabel, con el fin de captar todo el potencial del bloque, en caso que el "play" pruebe ser comercial en los bloques adyacentes VMM2 o VMM3, comentó.

Principales términos y condiciones

Conforme a los términos del "FOA", ExxonMobil asumirá el costo de la perforación y prueba de hasta 3 pozos, con el fin de probar los objetivos convencionales y no convencionales en las formaciones La Luna y Rosablanca, siendo estas dos rocas fuente de crudo probadas en el área.

Los primeros dos pozos serán pozos verticales, mientras que el tercer pozo posiblemente será un pozo horizontal con fracturación multi-etapa.

Se estima que en el primer pozo los intervalos prospectivos La Luna y Rosablanca sean corazonados y registrados y que en el segundo pozo se realicen las estimulaciones y pruebas de fluidos.

En el caso en que ExxonMobil decida seguir adelante con el tercer pozo, este pozo posiblemente será un pozo horizontal con fracturación multi-etapa.

Bajo los términos del contrato, ExxonMobil pagará el 100% de los costos de estos 3 pozos, hasta un tope de $15 millones de dólares por cada uno de los primeros dos pozos, y un tope de $ 17.5 millones de dólares por el tercer pozo, si este es un pozo horizontal lateral que exceda 400 pies de longitud lateral, y $ 15 millones, si este es otro pozo vertical.

Así mismo, ExxonMobil pagará a Canacol $ 2.2 millones de dólares en la ejecución del "FOA" por costos anteriores relacionados con la adquisición de sísmica 3D en el bloque durante el 2011.

El total de la inversión potencial en este bloque es de $ 50 millones de dólares aproximadamente. En retorno, ExxonMobil recibirá el 50%, del 40% de participación que Canacol tiene en el contrato.

Vetra se mantendrá como operador del bloque VMM2 durante el periodo de exploración y espera iniciar la perforación del primer pozo exploratorio a finales del 2012.

La asignación formal de las participaciones tal y como son contempladas en la transacción, incluyendo el 20% de participación de Canacol, están pendientes de la aprobación por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia.

"Oil shale play" no convencional de Canacol

VMM2 (20% participación, 7,561 acres netos)

VMM3 (20% participación, 16,622 acres netos)

Santa Isabel (100% participación, 101,542 acres netos)

Ubicado en la cuenca del Valle Medio del Magdalena, el contrato de Exploración y Producción es uno de tres contratos adyacentes que exponen a Canacol a una zona potencialmente grande de acumulaciones de petróleo asociado a lutitas ("oil shale"), en las formaciones cretáceas de gran espesor La Luna y Rosablanca, análogas a la formación Eagle Ford.

La Luna, catalogada como una de las rocas fuente más productivas en el mundo, es también la principal roca fuente en la cuenca Maracaibo en Venezuela, la cual contiene más de 250 billones de barriles de crudo recuperable.

Históricos pozos verticales perforados en la roca fuente La Luna, en los campos cercanos Totumal y Butarama en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, han probado tasas de flujo natural de hasta 900 barriles de crudo liviano por día de lutitas o "shales" fracturados en La Luna, tal y como fue el pozo Buturama 2 probado en 1953 por Intercol.

En el último año, este tipo de "play-type" no convencional ha recibido una importante atención por parte de operadores de talla internacional y es un área de énfasis para la próxima Ronda de Adjudicación Colombia 2012.

Acorde a la ANH, aproximadamente el 30% de los más de 110 nuevos contratos de Exploración y Producción planeados para la Ronda de Adjudicación Colombia 2012, tienen exposición de alguna manera a un potencial de recursos no convencionales.

Adicionalmente, para el 2015 Ecopetrol tiene un objetivo de producción de 25,000 barriles por día del "shale fairway" no convencional en el Valle Medio del Magdalena.

"El valor de las tierras en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena que muestren un potencial de recursos prospectivos no convencionales ha aumentado 7 veces, de $125/acre aproximadamente a más de $700/acre, en menos de un año." dijo, Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol.

Contrato "E&P" VMM3

Efectivo a enero del 2012, Shell-Colombia adquirió el 100% de participación en el contrato de Exploración y Producción VMM-3. Shell-Colombia ha adquirido compromisos de trabajo por $50 millones de dólares aproximadamente, los cuales incluyen todos los costos para la adquisición de sísmica y la perforación de tres pozos de exploración. Efectivo a 2014, Canacol tiene la opción de ejercer un 20% de participación en el contrato de Exploración y Producción VMM-3, sin ningún costo adicional.

La opción cero costo de Canacol para ejercer la participación del 20% en el contrato de Exploración y Producción VMM-3, le permite a Canacol no solamente mantener una participación importante en el potencial del cretáceo profundo de VMM-3, sino a su vez de beneficiarse de tener un operador de talla mundial, como es Shell-Colombia, explorando en el área.

Adicionalmente, Canacol espera capturar la información de las actividades de Shell-Colombia, con el fin de mitigar los riesgos de exploración y desarrollo del contrato adyacente de Exploración y Producción Santa Isabel, en el cual Canacol Energy tiene una participación del 100%.

En la segunda mitad del 2012, Canacol planea perforar 1 pozo somero de exploración en su contrato operado Santa Isabel, con 100% de participación, teniendo como objetivo un reservorio somero de arenas convencionales terciarias, el cual es productor en campos cercanos.

Contrato "E&P" Santa Isabel

Canacol mantiene el 100% de participación en el contrato "E&P" Santa Isabel y planea perforar un pozo de exploración durante el segundo semestre del 2012.

En el caso en que los pozos de exploración de lutitas o "shales" del cretáceo en los bloques adyacentes VMM2 y VMM3 prueben ser exitosos, Canacol habrá mantenido una exposición importante y el potencial en el "play" en el contrato en el que mantiene el 100% de participación.

Evaluación independiente realizada por GLJ Petroleum Consultants Ltd. ("GLJ")

Canacol contrató a GLJ Petroleum Consultants Ltd. "GLJ", con el fin de realizar una evaluación independiente del "petróleo inicial in-situ por descubrir" ("UPIIP") para la participación de Canacol en los contratos de Exploración y Producción VMM-2 y Santa Isabel del Valle Medio del Magdalena, efectiva a 31 de diciembre de 2011. Canacol tiene una participación del 20% en VMM-2 y del 100% en Santa Isabel.

GLJ llevó a cabo la evaluación, acorde con las definiciones de recursos y reservas, los estándares y procedimientos del Manual de Evaluación de Petróleo y Gas Canadienses ("COGE"). El manual COGE define UPIIP como:

"Petróleo inicial in-situ por descubrir" "UPIIP" (equivalente a los recursos por descubrir) es la cantidad de petróleo estimado, en determinada fecha, para ser contenido en acumulaciones que aún no han sido descubiertas. La porción recuperable de petróleo inicial in-situ por descubrir "UPIIP", se refiere como Recursos Prospectivos; el restante será referido como no-recuperable."

 

FUENTE: www.dataifx.com