Canacol saldrá de compras con 140 millones de dólares

El próximo año habrá una gran puja en Colombia por las zonas de hidrocarburos no convencionales.

Con un presupuesto de inversión de 140 millones de dólares para el 2012 y la expectativa de incrementar su producción hasta en un 35 por ciento, la petrolera Canacol Energy sigue mirando alternativas para comprar nuevos activos petroleros, lo cual se haría a través de socios que aporten capital y conocimiento a las operaciones.

En entrevista con Portafolio, el presidente de la compañía, Charle Gamba, aseguró que el próximo año se tomaría la decisión de construir un oleoducto privado para movilizar 30.000 barriles de crudo al día y bajar los costos de transporte por carrotanque.

Pero el alto ejecutivo va más allá y toca un tema considerado delicado para el sector: las regalías, de ellas dice que son bajas y que Colombia tiene un espacio para recuperar más recursos por esa vía, como quiera que en términos generales las cargas fiscales del país son relativamente bajas para ese sector y la nación se mantiene como la más competitiva de la región.

¿Qué proyecciones tienen para el próximo año?

Este año tuvimos un promedio de producción de 11.000 barriles diarios de crudo neto después de regalías y para el 2012 estamos planificando un nivel de 15.000 barriles, con un riesgo muy bajo, porque la inversión será en campos productores en este momento.

¿Seguirán concentrados en crudo liviano?

La mayoría es liviano, pero hay más crudo pesado el año próximo en el campo Capella, que tenemos con nuestro socio Sinochem, donde estamos perforando 22 pozos el año próximo.

El crudo pesado va a ser más importante en nuestra producción.

¿Qué estrategias tienen en materia de transporte?

Estamos a la espera de la primera etapa del oleoducto Bicentenario, que tendrá una capacidad de 140.000 barriles diarios entre Araguaney (Casanare) y Banadía (Arauca), porque con esto podremos transportar el crudo por un precio más bajo que en carrotanques.

¿Cuántos carrotanques utilizan?

Hoy utilizamos 180 carrotanques diarios. Estamos mirando un proyecto con C & C Energía, para construir un oleoducto privado entre los campos de Cravo Viejo y Rancho Hermoso por Araguaney.

Es una iniciativa de una línea de capacidad de 30.000 barriles por día y de 60 kilómetros. Vamos a tomar la decisión al respecto el próximo año y así eliminamos totalmente la necesidad de transportar por carrotanques.

¿Mantienen interés en nuevos activos petroleros?

Con la compra de Carrao Energy nuestro número de bloques creció un 80 por ciento. Antes tuvimos 10 bloques y ahora 18, dos de los cuales son productores y 16 exploratorios.

Nuestro presupuesto es suficiente para andar sin socios, pero siempre estamos buscando aliados que puedan aportar capital y tecnología. Respondiendo a la pregunta, todavía estamos mirando otras oportunidades para adquisición en Colombia y si vamos a hacer otras compras necesitamos más capital.

Una estrategia obvia para buscar socios es compartir los gastos de nuestros bloques y tomar el capital para hacer la adquisición.

¿Han pensando en emitir acciones?

Nuestro presupuesto depende totalmente del nivel de recursos en efectivo y de nuestro flujo de caja de producción en el 2012. Con el presupuesto de 140 millones de dólares no necesitamos buscar más dinero, lo cual es clave porque si el nivel de inestabilidad mundial sigue, será muy difícil conseguir recursos.

¿Qué análisis le hace a la próxima ronda 2012?

Los bloques que va a ofrecer la ANH no tienen el mismo nivel de prospectividad de antes, por lo que no estamos muy interesados allí. Ese es el sentimiento de la industria en general.

Pero la parte interesante son los bloques no convencionales, porque es un área muy prematura.

No hay ningún proyecto como en Estados Unidos o Argentina, donde los temas como el shale oil (aceite de esquisto) o el shale gas (gas de esquisto) son importantes en países con industrias de petróleo maduras.

¿Habrá una competencia fuerte?

Es donde va a estar toda la acción. Empresas muy grandes tienen interés en estas zonas no convencionales.

‘Hay espacio para subir regalías’

¿Cómo analiza el nuevo panorama de las regalías?

Colombia es el mejor destino para la inversión en América Latina.

Estas regalías están desde el 2003 y no han cambiado. Hay espacio para aumentar las regalías e impuestos un poco, sin que tengan un impacto muy negativo para el sector, porque en realidad son muy bajas en comparación con otros países en Suramérica y del mundo.

¿Pero este espacio de cuánto es?

Cada punto de aumento va a tener un impacto para los productores, obviamente. Pero en comparación con contratos fuera de Colombia estamos hablando de un rango de 3 al 6 por ciento, que no va a tener un impacto muy grande, porque en realidad el porcentaje de regalías es muy bajo en Colombia y los impuestos también son bajos frente a Brasil.

Aquí son del 33 por ciento, en Brasil es 45 por ciento y en Canadá es el 60 por ciento.

El Gobierno tiene espacio para cambiarlo, sin un impacto muy negativo en el sector.

Portafolio.

Las posibles candidatas a vender sus activos a Canacol

Esta empresa canadiense, que cotiza sus acciones en la Bolsa de Valores de Colombia, contó el milagro pero no el santo: anunció que comprará los activos de una firma en Colombia por US$69 millones, pero no dijo cuál.

Sólo dio señales de que la empresa a adquirir tiene participación en ocho bloques de Exploración y Producción (E&P), que cubren cerca de 400.000 acres netos en las cuencas de los Llanos Orientales, Caguán-Putumayo y Valle Medio del Magdalena.

Según fuentes cercanas a Canacol, las también canadienses C&C Energy y Petroamérica, además de la británicaEmerald Energy, bien podrían cumplir estas condiciones, por lo que entre ellas estaría la vendedora.

Canacol espera cerrar la transacción a mediados de diciembre y una vez termine el proceso, hacer una inversión de capital de US$14 millones, que sumada a US$115 millones en caja permitirá adelantar las actividades previstas para 2012.

¿Qué tiene cada empresa?

Si la pista de Canacol es que la compañía que le venderá sus activos tiene ocho propiedades en Colombia, C&C Energy y Petroamérica se ajustan a esta característica.

La primera tiene interés sobre un total de 647.000 hectáreas (559.000 acres netos) y cuenta con más de cincuenta empleados de tiempo completo en Colombia. 

En los Llanos Orientales posee participación en cuatro bloques: Cravoviejo, Cachicamo, Pájaro Pinto y Llanos 19; en la cuenca del Putumayo participa en los bloques Coatí, Andaquíes y Putumayo 8; y en el Valle Medio del Magdalena tiene dos bloques más.

Petroamérica, por su parte, tiene intereses sobre ocho propiedades, de las cuales dos están en producción y en total acumulan 434.000 acres netos de terreno.

Emerald Energy participa en tres bloques en el Caguán – Putumayo, dos en los Llanos Orientales y dos en el Magdalena Medio.

Revista Dinero.

For Petrominerales Ltd. and others, Colombia beckons

In September, violent protests at some of Colombia’s more prolific oilfields cast doubt on its recently cultivated image as a stable, business-friendly nation with a wealth of potential that had at last defeated its 1980s caricature as a chaotic banana republic controlled by drug lords and Marxist rebels. The Rubiales and Quifa fields located in the southern portion of this South American country of 44.7 million souls had been rocked by demonstrations as contract workers demanded the same wages as regular employees. The protests caused the operator of the two fields, Toronto-based Pacific Rubiales Energy Corp., to shut down operations and halt 225,000 barrels per day of production.

The company claimed contract employees had burned tents and other equipment, sabotaged pipelines and blocked roads. Pacific Rubiales was not the only Canadian company affected by the strife. Calgary-based intermediate explorer Petrominerales Ltd. had to shut in 30,000 barrels per day of production at its Corcel and Guatiquia blocks after smaller groups of protesters blocked public roads near the installations. (Production has since been restored in both cases.)

But despite a messy September that brought back memories of Colombia’s bad old days, Petrominerales president and CEO Corey Ruttan’s faith in the country was not shaken. “We view Colombia as the absolute best combination of political regime, fiscal regime and geological prospectivity out there,” Ruttan says confidently. “That’s what attracted us to Colombia and continues to attract us.”

For the casual observer, Ruttan’s praise smacks of hyperbole. Colombia couldn’t possibly be more attractive than Petrominerales’ home base of Alberta, could it? But in a world where there are few international destinations without above-ground risk (exhibit A: Libya), Colombia has emerged as a hot jurisdiction. And Petrominerales is part of a not-so-small cadre of Canadian firms who have taken a shine to the South American country. Parex Resources Inc., Gran Tierra Energy Inc, Canacol Energy Ltd., Petro Vista Energy Corp. – the list of Canadian firms operating in Colombia is surprisingly long. With the exception of Nexen Inc. and Talisman Energy Inc., this Canadian cartel is made up almost exclusively of junior and intermediate companies.

This is no surprise. In Canada’s ultra-competitive junior sector, with hundreds of small companies looking for investment dollars, start-ups often have to take risks on unfamiliar and risky locales to stand out from the crowd. “There is a real entrepreneurial spirit in the Alberta oil patch,” says Dana Coffield, president and CEO of Calgary-based junior Gran Tierra. “Because of that you see small Alberta-based companies funded with Toronto risk capital seeking new frontiers in the international arena.”

But only the strong ultimately survive. The juniors who are the most nimble and make the right calls in these risky plays are the ones that have staying power, grow production and eventually graduate from the junior sector into the ranks of mid-caps or intermediates. Petrominerales’ gambit in Colombia is a prime example of how that can be done. In 2006, when the company was created as a subsidiary to Petrobank Energy and Resources Ltd., Petrominerales was producing just 2,000 barrels per day. But from its humble origins as a junior explorer, the company has since amassed two million acres of land in Colombia and is producing approximately 40,000 barrels of oil per day. That rapid growth also resulted in the company being spun out of Petrobank as 2010 came to a close.

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Canaccord actualiza recomendación de compra para CANACOL ENERGY.

Firma inversionista Canaccord ha re-afirmado su recomendación de compra en CANACOL ENERGY. Lo más interesante es que la compañía ve a CANACOL como un candidato potencial para un take-over por parte de otra compañía.

 Canaccord views the company as a prime candidate for a potential pre-emptive takeover given its extensive land holdings and long lead times for these projects to develop. However, in the interim, the company is about to commence exploration on high impact heavy oil-prone lands in Colombia, providing potential valuation catalysts.

La compañía actualmente cotiza a un precio mucho menor del precio objetivo por Canaccord (CAD 1,65)

 

CANACOL: Aumento de reservas; reaccion Celfin Capital e Interbolsa.

Canacol Energy informó el día de hoy que sus reservas (Probables(1P)) de petróleo aumentaron un 73% anual(YoY) en sus campos de Rancho Hermoso y Entrerrios. Así mismo, la compañía informó que sus reservas probadas al final del año fiscal que terminó el 30 de Junio fueron de 4,5 millones de barriles, comparado con 2,6 millones del año anterior. Sus reservas 2P (Probables+Posibles) se incrementaron en un 16%.

"La compañía terminó el año fiscal con U$ 115 Mn en caja, y permanece totalmente "fondeada" de cara al 2012" dijo Charle Gamba, CEO de la compañía.

Mauricio Restrepo del Toro, analista de Bolsa y Renta dijo a Bloomberg: "Después del incremento de reservas de la compañía, inversionistas empezaron a ver que las correcciones habían sido excesivas". "Ahora la gente está más tranquila" agregó.

Tras la actualización de reservas publicada por Canacol Energy el día de hoy, Interbolsa y Celfin Capital resaltaron la importancia del aumento de reservas.

CELFIN CAPITAL:

En una nota enviada a sus clientes, la firma chilena asegura que estan optimistas con el desempeño de la empresa y que en estos momentos ésta tranzando a sus niveles más bajos de EV/ProdYE2011 "Enterprise Value sobre producción esperada para 2011" del 2011.

Así mismo aseguran que la capitalización bursátil ayer era de U$ 300,05 Mn mientras que el valor presente neto (VPN), descontando al 10%, de las reservas tienen un valor de U$ 470,65 Mn. "Esto muestra el descuento con el que Canacol ha tranzado, no representa ni el valor de sus reservas ni el potencial de exploración de la compañía"

Mantienen su recomendación de compra y un precio objetivo de 3750.

INTERBOLSA:

La comisionista colombiana recomienda mantener Canacol Energy y le otorgan un valor fundamental de CAD 1.22 / $2,290 por acción para 2011.

Para más información, a continuación el informe de Interbolsa:

CNE_actualizacion

C72.

Bloomberg sobre CANACOL.

Canacol Energy Ltd. (CNEC) , the Calgary-based oil company that operates fields in South America, fell 10 percent to 1,075 pesos, a record low.

The company plans to begin drilling on the first of three wells in its contracts in the Caguan-Putumayo basin within three weeks, according to a statement on its website. The company said it delayed drilling, originally planned for July, after it decided to focus on conventional wells, which it can drill “significantly faster,” instead of stratigraphic wells, aimed at evaluating subsurface rock formation.

The delays in Caguan-Putumayo came after the company abandoned an exploratory well in Guyana in April, saying it wasn’t fit for beginning production.

“Being an exploration company, delays or problems in exploration campaigns diminish the company’s potential value,” said Juan David Pineros, analyst at Interbolsa SA, Colombia’s biggest brokerage.

Bloomberg.

Canacol Energy Ltd. Initiates Heavy Oil Exploration Drilling Program in Colombia

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CALGARY, ALBERTA - (June 22, 2011) Canacol Energy Ltd. ("Canacol" or the "Corporation") (TSX VENTURE:CNE) (BVC:CNEC) is pleased to announce the start of its heavy oil exploration drilling program on its Tamarin and Cedrela Exploration and Production ("E&P") contracts located in the Caguan - Putumayo Basin in Colombia. The Corporation has 100% working interest and is operator of both contracts, which represent approximately 388,000 net acres. The Corporation plans to drill two stratigraphic wells, one on each of the Tamarin and Cedrela contracts, in a back to back drilling campaign that will commence in mid July 2011. This will be followed by the drilling of five conventional exploration wells, the first to start in late Q3 2011, and the last to end midyear 2012. 

Charle Gamba, President and CEO of the Corporation, commented "The stratigraphic wells will target two large structures recently defined by the new 2D seismic acquired on the Tamarin and Cedrela blocks. These wells, which can be drilled relatively inexpensively compared to conventional exploration wells, have the potential to yield useful information concerning the presence and type of oil, as well as basic reservoir thickness and quality information, in advance of the conventional exploration drilling program the Corporation plans to start in late Q3 2011. Since the discovery of the Capella heavy oil field by Canacol and its partner in 2008, the Corporation has been able to leverage its proprietary knowledge of the geology and potential of the area. The Corporation is now positioned to execute a significant heavy oil exploration program in this emerging heavy oil play in Colombia." 

Tamarin ESTR-1 Stratigraphic Well 

The Tamarin ESTR-1 well is planned to be drilled to a depth of 3,260 feet measured depth ("ft md") and will target potential heavy oil bearing reservoirs in the Mirador sandstones, the main producing sandstones in the Corporation's Capella heavy oil field. The Corporation has a 100% working interest and is operator of the Tamarin contract, which represents 68,000 net acres and is located on trend approximately 25 kilometers to the southwest of the Capella heavy oil field. 

The Corporation has executed a contract with LT Geoperaciones y Mineria Ltda., a service company that will provide the drilling rig. The Corporation anticipates that the well will take approximately 8 weeks to drill, core, and log. The information that the Corporation anticipates to collect include cores through the prospective reservoir intervals and a full suite of conventional openhole wireline logs. This data will yield information concerning the thickness, porosity, permeability, and fluid content of any prospective reservoir intervals that may be encountered within the well. Given the small size of the wellbore, the Corporation will be unable to flow test any of the prospective reservoirs. 

The Corporation is currently constructing the surface location and anticipates that the Tamarin ESTR-1 will commence drilling in mid July 2011. 

Cedrela ESTR-1 Stratigraphic Well 

The Cedrela ESTR-1 well is planned to be drilled to a depth of 2,600 feet measured depth ("ft md") and will also target potential heavy oil bearing reservoirs in the Mirador sandstones, the main producing sandstones in the Corporation's Capella heavy oil field. The Corporation has a 100% working interest and is operator of the Cedrela contract, which represents 320,000 net acres and is located on trend approximately 50 kilometers to the southwest of the Capella heavy oil field. 

The Corporation anticipates spudding the Cedrela ESTR-1 stratigraphic well after the drilling of the Tamarin ESTR-1 well has been completed. The Corporation anticipates that the Cedrela ESTR-1 well will take approximately 8 weeks to drill, core, and log. The same information that the Corporation plans to collect in the Tamarin ESTR-1 well will also be collected in the Cedrela ESTR-1 well. 

Forward Plans 

The two stratigraphic wells will provide useful information that will be used to pick the final surface locations for the five conventional exploration wells that the Corporation plans to drill back to back on the Tamarin, Cedrela, and Sangretoro contracts starting in late Q3 2011. The Corporation anticipates that the program will conclude with the fifth well in Q2 2012. 

In the meantime, the Corporation advances its 2D seismic acquisition program on its Sangretoro contract. The Corporation has a 100% operated interest in the contract, which represents 385,000 net acres. Once the seismic is complete, the Corporation is prepared to drill additional stratigraphic wells for information purposes before drilling two conventional exploration wells by the end of Q2 2012. 

The conventional exploration wells will be drilled with a normal drilling rig, which will allow for any potential oil bearing reservoirs to be flow tested.

Informe de Interbolsa sobre CANACOL.

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Canacol Energy anunció un acuerdo con C&C Energia para adquirir (farm-in) una parte de la participación del operador en los contratos de exploración y producción de Andaquies y Coati localizados en la cuenca del Putumayo en Colombia. 

Para el bloque Andaquies, el acuerdo contempla que Canacol Energy pagará el 72% de los costos asociados a la adquisición de sísmica y la perforación de un pozo exploratorio a cambio del 36% de la participación en este contrato. En el bloque Coati, pagará 80% de los costos asociados a la adquisición de sísmica y la perforación de un pozo exploratorio, a cambio del 40% de la participación en el campo.

Ya se encuentra disponible en CONTENIDOS el informe de Interbolsa acerca de la adquisición de participación en los contratos Andquies y Coati por parte de CANACOL ENERGY.

CANACOL: Información sobre C&C Energía y otra información.

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C&C Annual information form.

C&C Investor presentation.

Canacol’s land position in Colombia.

1. Increased Colombia gross acreage position by 15.4% (from 1.1mm to 1.3mm acres)

2. Increased Caguan-Putumayo gross acreage position by 20.8% (from 847k to 1mm acres)

3. Heavy oil blocks gross acreage as a percentage of total Canacol Colombia gross acreage (heavy + medium + light) drops from 74% to 64%.

4. Producing blocks as a % of total Canacol Colombia gross acreage drops from 2.2% to 1.9%.

Fuente: Canacol.

Budget Neutral

Canacol plans to farm-out COR-11 and COR-39 and receive cash equivalent to Andaquies and Coati capex requirements, so no change to Canacol’s capex budget of $141mm for calendar 2011.


Coati Block (E&P Contract)

Working Interest
C&C 60%

Canacol 40%

Duration phase II 12 months

Strong leads identified 1 specific prospect has been identified from 2D seismic with 2 additional strong structural leads

Drilling depth 10,500 ft

Dry hole/completion cost $11.6mm/well

Civil $1.3mm

Drill/case $8.2mm

Completion $2.1mm

Facility cost $1.2mm

Source: C&C Energia



Andaquies Block (E&P Contract)
Working Interest
C&C 54%

Canacol 36%
Empetrol 10%

Duration phase I 36 months

Strong leads identified 3

Seismic 228 sq km of 2d (cost $5.5mm)

Dry hole/completion cost $8.1mm/well

Civil $1.5mm

Drill/case $4.6mm

Completion $2.0mm

Facility cost $0.6mm


Source: C&C Energia

Canacol Energy anuncia “Farm-in” a los contratos de Exploración y Producción “E&P” de Andaquies y Coati en Colombia.

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Canacol Energy Ltd. (¨Canacol¨ o la ¨Corporación¨) se complace en anunciar que ha entrado en un pliego de condiciones vinculantes, sujeto a la finalización del acuerdo definitivo de “Farm-in” y Operación Conjunta, con C&C Energia Ltd. (el ¨Operador¨) para el “farm-in” de una parte de la participación “working interest” del operador en los contratos de Exploración y Producción (“E&P”) de Andaquies y Coati ubicados en la cuenca del Putumayo en Colombia. Los contratos E&P de Coati y Andaquies son contratos de regalías manejados bajo los términos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. C&C Energia Ltd. seguirá siendo el operador en ambos bloques. 

Charle Gamba, Presidente y CEO de Canacol, comentó “nos complace asociarnos con C&C Energia en estos dos contratos, los cuales adicionan tres pozos de exploración de crudo liviano a nuestro programa de perforación de 4 pozos de exploración en Colombia durante este año.¨ 

Con la Corporación cumpliendo con su obligación de pagar el 72% del costo asociado con la adquisición de sísmica y la perforación de un pozo de exploración, recibirá el 36% del 90% de la participación del operador en el contrato E&P de Andaquies. Con la Corporación cumpliendo con su obligación de pagar el 80% del costo asociado con la adquisición de sísmica y la perforación de un pozo de exploración, recibirá el 40% del 100% de la participación del operador en el contrato E&P de Coati. 

Durante el segundo semestre del 2011 el operador planea perforar tres pozos de exploración en prospectos de crudo liviano, dos en el contrato Andaquies y uno en el contrato Coati, los cuales están pendientes de recibir todas las aprobaciones y permisos necesarios.

Fuente: Comunicado de la compañía.

Informe de Interbolsa sobre CANACOL.

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"Canacol Energy reportó sus resultados financieros para el 1T2011, equivalentes el tercer trimestre del año fiscal 2011, con varios puntos que vale la pena discutir. 

Los ingresos totales experimentaron un gran incremento hasta US$32.3 millones (+378% A/A) debido a mayores precios del petróleo (incluyendo un menor descuento frente a la referencia WTI) y un aumento en la producción: 3,164 bpd de producción neta (+269% A/A, +37% T/T) y 7,023 bpd de producción de tarifa (+353% A/A, +531% T/T). 

A pesar del mayor nivel de producción, que normalmente lleva a una mayor dilución de los costos en los barriles vendidos, los costos y gastos operacionales por barril mostraron un deterioro significativo en el 1T2011"

Ya se encuentra disponible en CONTENIDOS el informe de Interbolsa sobre los resultados trimestrales presentados por CANACOL.

CANACOL: Resultados financieros del primer trimestre. (ESPAÑOL)

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ASPECTOS DESTACADOS

Los resultados seleccionados que se relacionan a continuación deberán ser leídos en conjunto con los Estados Financieros de la Corporación& “MDA” correspondiente:

Para el trimestre terminado el 31 de Marzo de 2011, la Corporación:

Ø  Flujo de caja de actividades operacionales de $18 millones para el trimestre, antes de cambio en capital de trabajo (sin caja), comparado con $1.8 millones en trimestre anterior.

Ø  Ingresos de $32.3 millones para el trimestre, un incremento del 378% comparado con el mismo período en el 2010.

Ø  Producción diaria promedio de 10,187 barriles de crudo por día (“bbl/d”),  comparado con 3,423 en el trimestre anterior y 2,407 en el mismo período en el 2010.

Ø  Completó el listado en el “Toronto Stock Exchange” en Mayo 3 de 2011.  Las acciones de Canacol continúan listadas bajo el símbolo “CNE”, y la deuda convertible de Canacol sigue listada bajo el símbolo “CNE.DB”.

Ø  Recibió la aprobación formal por parte de la Agencia Nacional de Hidrocaburos (“ANH”) en tres nuevos contratos de Exploración y Producción (“E&P”) (Sangretoro, COR 11 y COR 39). 

ØSangretoro era anteriormente parte del Area de Evaluación Técnica de Pacaraná, y la conversión de esta área prospecto de crudo pesado en el Contrato de Exploración y Producción de Sangretoro le permite a la Corporación seguir adelante con sus planes de perforación en este bloque.

ØLos contratos de Exploración y Producción COR 11 y COR 39 establecieron una nueva área objetivo para la Corporación en el Valle del Alto Magdalena, cercana a los campos productores de crudo Guando y Abanico.

Ø  Anunció que sus reservas probadas más probables (“2P) netas de participación operativa aumentaron en un 69% para el campo Rancho Hermoso, reporte a Diciembre de 2010. Las reservas netas 2P aumentaron a 2.219 millones de barriles de crudo, con un reemplazo de reservas 2P del 276%. El VPN10 antes de impuestos aumentó en un 182% a $144.2 millones.

Ø  Cerró un “bought Deal” – “Colocación en firme” de C$57.6 millones (ingresos netos de C$54.7 millones) a través de la emisión de 41,745,000 de acciones ordinarias a un precio de C$1.38.

Ø  Financió la participación del 0.5% en el proyecto de construcción del nuevo oleoducto, El Oleoducto Bicenteario de Colombia (“OBC”) a un costo de US$5 millones aproximadamente.

Ø  La meta de Producción para el año calendario 2011 fue revisada al alza a un nuevo objetivo entre 10,500 y 11,500 bopd basados principalmente en el buen comportamiento de los pozos recientemente perforados en el campo operado de Rancho Hermoso en Colombia.

Para el informe completo en español, click acá.

CANACOL: resultados financieros del primer trimestre.

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HIGHLIGHTS
Selected results outlined below should be read in conjunction with the Corporation's Financial Statements and related MD&A.
For the quarter ended March 31, 2011, the Corporation achieved:

• $18.0 million of cash flow from operating activities, before changes in non-cash working capital, up from $1.8 million in the previous quarter.
• $32.3 million in revenue for the quarter, up 378% from the same period in 2010.
• 10,187 barrels of oil per day average daily production, up from 3,423 in the previous quarter and 2,407 in the same period in 2010.
• Completed listing on the Toronto Stock Exchange on May 3, 2011. Canacol shares continue to be listed under the symbol "CNE", and Canacol debentures continue to be listed under the symbol "CNE.DB"
• Received formal approval from Agencia Nacional de Hidrocaburos ("ANH") on three new Exploration and Production ("E&P") contracts (Sangretoro, COR 11 and COR 39).
  • Sangretoro was previously part of the Pacarana Technical Evaluation Area ("TEA"), and the conversion of this prospective heavy oil area of the TEA into the Sangretoro E&P contract allows the Corporation to move ahead with plans for drilling on this block.
  • The COR 11 and COR 39 E&P contracts establish a new core area for the Corporation in the Upper Magdalena Valley in close proximity to the Guando and Abanico producing oil fields.
• Announced that net working interest proved plus probable ("2P") oil reserves increased by 69% for the Rancho Hermoso oil field as per its December 2010 reserves report. Net 2P reserves increased to 2.219 million barrels of oil, with 2P reserves replacement at 276%. The before tax NPV10 increased 182% to $144.2 million.
• Closed a C$57.6 million (net proceeds of C$54.7 million) bought deal common share financing through the issuance of 41,745,000 common shares at a price of C$1.38.
• Funded a 0.5% participation in the new pipeline construction project, the Oleoducto Bicenteario de Colombia (the "OBC") at a cost of approximately US$5 million.
• Production guidance for calendar 2011 was revised upwards to a new target of 10,500 to 11,500 bopd based primarily on the strong performance of recently drilled wells in the Canacol operated Rancho Hermoso Field in Colombia 

Para más información, click acá.

New Investor Presentation. CANACOL.

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Changes from last presentation:

Slide 3 Added production growth by period, differentiating between gross and net.

Slide 4 Reduced price size to account for K-2 dry

Slide 5 Next Guyana well will be Q4:2011 at Rewa

Slide 6 Updated cash position to reflect equity offering in February 2011

Slide 7 Next Guyana well will be Q4:2011 at Rewa

Slide 11 New Cedrela seismic comparison vs. Capella. We’re particularly excited about Cedrela’s seismic.

Slide 12 Updated Rancho Hermoso reserves to reflect new D&M reserve report.

Para descargarla, click acá.

Anuncio CANACOL ENERGY sobre reservas.

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Canacol Energy Ltd anuncia un aumento del 69% en las Reservas 2P del campo Rancho Hermoso y reemplaza el 276% de las Reservas producidas para la mitad del año fiscal que terminó el 31 de diciembre de 2010.

Acá para descargar el documento completo.