apresentação institucional setembro 2015

Karoon Gas Australia Ltd
Apresentação Institucional e de Operações
Setembro de 2015
© Rodrigo Hill / Amago Images
Teste de produção em Echidna-1 – Sonda de perfuração semisubmersível “Olinda Star”
Termo de Isenção de Responsabilidade
Esta apresentação foi preparada pela Karoon Gas Australia Ltd. para investidores profissionais e sofisticados. As informações aqui contidas são meramente informativas e
não constituem oferta de emissão, ou disponibilização de emissão, de títulos ou quaisquer outros produtos financeiros. As informações aqui contidas não têm caráter de
aconselhamento financeiro para investimento em produtos, e sua intenção não é servir como base para decisões de investimento. Esta apresentação foi elaborada sem
considerar os objetivos de investimento, situação financeira ou necessidades especiais de qualquer pessoa em particular.
Nenhuma declaração ou garantia, expressa ou implícita, é feita com relação à fidedignidade, acurácia, integridade ou exatidão das informações, opiniões e conclusões
contidas nesta apresentação. Na máxima extensão permitida por lei, ninguém da Karoon Gas Australia Ltd., seus diretores, funcionários ou agentes, ou qualquer outra
pessoa, aceita qualquer responsabilidade, incluindo, sem limitação, qualquer obrigação relativa à falha ou negligência, por qualquer perda proveniente do uso da
informação contida nesta apresentação. Em particular, nenhuma declaração ou garantia, expressa ou implícita, é dada com relação à acurácia, integridade ou exatidão,
probabilidade de êxito ou racionalidade de qualquer previsão, prospecto ou retorno contidos nesta apresentação e nenhuma obrigação é assumida em termos de
atualização de tais informações. Tais previsões, prospectos e retornos são, em sua natureza, sujeitos a significantes incertezas e contingências.
Antes de decidir sobre um investimento, você deve considerar, com ou sem a assistência de um consultor financeiro, se tal investimento é apropriado sob a perspectiva de
suas necessidades particulares, objetivos e circunstâncias financeiras. O desempenho do passado não garante o desempenho do futuro.
A distribuição deste documento em jurisdições fora da Austrália pode ser restringida por lei. Qualquer receptor deste documento fora da Austrália deve procurar assistência
e observar todas as restrições.
A exploração de petróleo se vale da interpretação de dados complexos e incertos e de informação que não pode ser considerada como base para garantir resultados de
sucesso em nenhum caso. A exploração de petróleo é inerentemente incerta e envolve riscos significantes de fracasso. Todas as informações relativas às estimativas de
Recursos Prospectivos e outras informações com relação aos ativos da Karoon são fornecidas sob essa declaração.
Este comunicado pode conter certas “declarações relativas ao futuro” com respeito a situação financeira, resultados das operações e negócios da Karoon, além de planos e
objetivos de administração da empresa. Geralmente, as declarações relativas ao futuro podem ser identificadas por palavras, como “pode”, “poderia”, “acredita-se”,
“planeja-se”, “provavelmente”, “estimativa”, “objetivo”, “espera-se” ou “pretende-se” e outras palavras similares que envolvam riscos e incertezas, incluindo, mas não se
limitando ao resultado e efeitos do assunto desse comunicado. As indicações e orientações sobre ganhos futuros, posição financeira e desempenho também são
declarações relativas ao futuro.
Você é aconselhado a não confiar de maneira excessiva em declarações relativas ao futuro, considerando-se que os resultados reais podem diferir significantemente das
declarações relativas ao futuro. Todas as declarações relativas ao futuro, opiniões e estimativas incluídas neste comunicado envolvem, obrigatoriamente, incertezas,
suposições, contingências e outros fatores, e pode haver riscos desconhecidos, muitos dos quais fora do controle da Karoon. Os resultados ou desempenho real da Karoon
podem ser significantemente diferentes dos resultados ou desempenho prospectivos expressos ou implícitos nessas declarações relativas ao futuro. As declarações relativas
ao futuro que incluem, sem limitação, orientações sobre planos futuros, são fornecidas apenas como orientação geral e não devem ser usadas como indicação ou garantia
de desempenho futuro. Essas declarações relativas ao futuro se referem somente à data deste comunicado.
A Karoon renuncia qualquer plano ou obrigação de atualizar publicamente qualquer declaração relativa ao futuro, seja como resultado de novas informações, eventos,
resultados futuros etc.
2
Resumo das Estimativas
Declaração Admonitória sobre Recursos Prospectivos: As quantidades estimadas de petróleo potencialmente recuperáveis através da implementação de
futuros projetos de desenvolvimento se referem a acumulações não descobertas. Essas estimativas incluem tanto um risco associado de descoberta quanto
de desenvolvimento, e são necessários mais trabalhos de exploração, estimação e avaliação para determinar a existência de uma quantidade significativa de
hidrocarbonetos potencialmente móveis. Não há garantia de que nenhuma quantidade de recurso prospectivo estimado em nome da Karoon seja descoberta.
No caso de alguma descoberta, não há garantia de que ela seja comercialmente viável para produzir as quantidades de recursos prospectivos avaliados.
Avaliação Interna*
Descoberta
Kangaroo (S-M-1101, S-M-1165)
Echidna (S-M-1037, S-M-1102)
Participação
65%
65%
Bacia
Santos
Santos
Avaliação independente - DeGolyer & MacNaughton**
Bloco
Participação
Bacia
Block Z-38
75%
Tumbes
Block 144
100%
Marañón
País
Brasil
Brasil
País
Peru
Peru
Óleo (mmbbls)
Óleo (mmbbls)
1C
13
16
Recurso contingente líquido
2C
3C
35
65
49
99
Recursos prospectivo líquido não riscado
Baixa
Melhor
Alta
-
Tipo
Oil (mmbbls)
Oil (mmbbls)
1C
-
Recurso contingente líquido
2C
3C
-
Recurso prospectivo líquido não riscado
Baixa
Melhor
Alta
686
1,686
3,764
53
107
195
Observação: Os volumes de recursos contingentes da Bacia de Santos apresentado representam as estimativas internas da Karoon e não foram necessariamente validadas
nem aceitas pela empresa parceira no consórcio, a Pacific Exploration and Production Corporation.
* Os volumes de recurso contingente de Kangaroo e Echdina foram estimados probabilisticamente e divulgados na declaração da Karoon ‘Atualização sobre o
Volume de Recurso Contingente: Bacia de Santos, Brasil’ de 17 de setembro de 2015. A Karoon não está ciente de nenhuma informação ou dados novos que
afetem, de maneira significativa, as estimativas de recursos, e todas as suposições e parâmetros técnicos importantes que sustentam as estimativas da
declaração ao mercado correspondente continuam relevantes e não sofreram alterações significativas.
** As estimativas de volume de recurso prospectivo foram avaliada de maneira independente pela DeGolyer and MacNaughton probabilisticamente e
divulgadas na declaração da Karoon de 30 de abril de 2014. A Karoon não está ciente de nenhuma informação ou dados novos que afetem, de maneira
significativa, as estimativas de recursos, e todas as suposições e parâmetros técnicos importantes que sustentam as estimativas da declaração ao mercado
correspondente continuam relevantes e não sofreram alterações significativas.
Concessões de Exploração Australianas WA-482-P e WA-314-P
Após a perfuração de Levitt-1 (WA-482-P) e modelagem térmica e interpretação dos dados finais da pesquisa símsica 3D Kraken (WA-314-P), novos dados
estão disponíveis que podem impactar, de maneira significativa, as suposições e parâmetros técnicos que sustentam as estimativas de recurso prospectivo
previamente anunciadas. A Karoon precisa interpretar e avaliar esses novos dados antes de publicar as estimativas revisadas de recursos prospectivos.
3
3
Visão Geral Institucional
A Karoon busca criar valor aos acionistas através de uma estratégia de crescimento motivado
por exploração
-
A Karoon é uma empresa global
e independente de exploração
de petróleo e gás
-
Capitalização de mercado atual:
A$465 milhões
-
A$553 milhões em caixa em
30/6/15, sem dívidas
-
246,8
milhões
de
ações
ordinárias emitidas, 6,2 milhões
de direitos e opções não listadas
-
Membro S&P / ASX 200 Index
WA-314-P
Bacia de Browse
Bloco 144
Bacia de Marañon
Bloco Z38
Bacia de Tumbes
5 blocos
Bacia de
Santos
3 descobertas
de petróleo
WA-482-P
Bacia de
Carnarvon
Perante o sucesso da avaliação na Bacia de Santos, Brasil, a Karoon pretende se tornar uma
empresa produtora de petróleo
4
4
Proposta de Valor
Crescimento baseado em exploração
O sucesso da
avaliação prova a
executabilidade
-
Programa de trabalho direcionado no ano- calendário 2016
Programa do ano-calendário 2016 com foco na avaliação de Echidna e Kangaroo
Capitalização dos custos decrescentes de perfuração e desenvolvimento
Plano de
desenvolvimento em
etapas
-
Programa de avaliação seguido por sistema de produção antecipada seguido por
desenvolvimento completo do campo
O tamanho do desenvolvimento é administrável e apropriado para o tamanho da Karoon
Exploração bem
financiada
A$553 milhões em caixa (em 30/06/15); atual capitalização de mercado de A$465 milhões
US$200m em recebíveis contingentes ainda em aberto
-
Risco de exploração de alto impacto
Excelente equipe de
projetos
-
#
Aproximadamente 62% de taxa de sucesso de perfuração de exploração desde a oferta
pública inicial
Descoberta de recurso contingente 2C de 84mmbbls# líquidos da Karoon, Bacia de Santos,
Brasil
Confirmação da executabilidade do reservatório nos campos de petróleo Kangaroo & Echidna,
na Bacia de Santos, Brasil
O teste de produção indica a capacidade de atingir picos de taxa de vazão acima de 10kbpd
Risco de múltiplos bilhões de barris de recursos prospectivos líquidos no Brasil, Austrália e no
Peru
Equipe de Perfuração: antiga equipe de perfuração em águas profundas da Exxon;
coletivamente, perfuraram mais de 500 poços no mundo todo
Equipe de Gestão de Projetos: estabelecimento de uma equipe de desenvolvimento brasileira
muito experiente
Consulte o resumo de recursos, no slide 3
5
Brasil: Bacia de Santos
LEGENDA
Descoberta de
petróleo
PROSPECTOS E LEADS
PLATYPUS PALEOCENO
Terciário
Campaniano
Santoniano
Pré-sal
6
6
Bacia de Santos - 5 blocos
Bacia de Santos, Brasil - Blocos S-M-1037, 1101 , 1102, 1165, 1166
Participação:
‒
Karoon 65% (Operadora), Pacific Exploration and Production Corporation (antiga Pacific Rubiales) 35%
Progressos até o momento:
‒ 3 descobertas de petróleo: Kangaroo, Bilby e Echidna
‒ Produtividade do reservatório confirmada por teste de produção
‒ Avaliação do campo em andamento através de dados geotécnicos e de engenharia coletados a partir de resultados de
perfuração e novas informações sísmicas reprocessadas de 2 milissegundos
Resumo de recurso contingente#:
Volumes de recurso contingente
Participação
Echidna
100%
Kangaroo
100%
Total
Tipo
Óleo (mmbbls)
Óleo (mmbbls)
1C
25
20
45
2C
75
54
129
3C
152
100
252
Echidna
65%
Óleo (mmbbls)
16
49
99
Kangaroo
TOTAL LÍQ. DA KAROON
65%
65%
Óleo (mmbbls)
13
29
35
84
65
164
Observação: Os volumes de recurso contingente representam as estimativas internas da Karoon e não foram necessariamente
validadas pela empresa parceira no consórcio, a Pacific Exploration and Production Corporation.
#
Consulte o Resumo de Recursos no slide 3
7
Mapeamento e Atributos Sísmicos
Lead Puggle
Echidna
Prospecto
Emu merg.
acima
A amplitude (AVO, amplitude versus offset)
calibrada no nível do Paleoceno mostra:
Lead
Platypus
(Paleoceno)
Kangaroo
Prospecto
Joey
Prospecto
Bilby merg.
acima
-
-
-
Combinação excelente dos resultados de
anomalia AVO com os dados de
mapeamento e pressão, definindo a
distribuição de óleo em Echidna e Kangaroo
Potencial adicional identificado nos
prospectos Emu mergulho acima (updip),
Joey e Bilby mergulho acima (updip) até
o momento
Possível prospectividade adicional no lead
Puggle e no lead do Paleoceno Platypus
Mapa regional em profundidade do Paleoceno superior
8
Mapeamento de Campo: Kangaroo
e Echidna
Maior confiança na certeza da estimativa devido a:
Área Kangaroo
Mapa em profundidade do Paleoceno superior da Área Kangaroo
-
Prospecto Joey
Maior controle de poço
Dados sísmicos 3D de 2 milissegundos de maior qualidade
Amostras de testemunho (MSCT*) oferecem bons dados de características de
reservatório
Esses novos dados resultam em um modelo que mostra uma correlação próxima entre as
colunas de óleo e os atributos sísmicos observados.
Prospecto Emu
merg. acima
Observação: dados sísmicos de pior
qualidade próximos à muralha de sal
devido a atributo sísmico de menor
confiabilidade
Mapa em profundidade do Paleoceno superior da Área Kangaroo
-
Boa combinação entre anomalias sísmicas de amplitude e contatos óleo-água
calculados a partir de dados de pressão.
A sísmica de melhor qualidade indica intensidade de falhas e inclinação de
mergulhos significativamente menores que em Kangaroo
As amostras de testemunho (MSCT*) oferecem bons dados de características
de reservatório
* MSCT : Ferramenta mecânica de testemunhagem lateral
Área Echidna
9
5 Blocos – Plano Futuro
Objetivo: obter uma melhor definição dos recursos contingentes e fatores de recuperação através
de perfuração de avaliação necessária antes de avançar para um sistema de produção antecipada
Próximos 12-18 meses
-O Plano de Avaliação (‘PAD’) foi aprovado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis (‘ANP’) em agosto de 2015
-Os compromissos firmes do PAD incluem 2 poços (previstos) na área de Emu / Echidna, a aquisição e o
processamento de uma pesquisa sísmica 3D na área e a migração pré-empilhamento em profundidade dos
dados sísmicos 3D existentes em frequência de 2 milissegundos, a serem concluídos até 31 de dezembro
de 2018
-A campanha de perfuração no ano-calendário 2016 está prevista para incluir de 2 a 4 poços
De 18 meses em diante
-Planeja-se um programa de avaliação e desenvolvimento em etapas com um ponto de decisão para um
sistema de produção antecipada previsto para depois do programa de avaliação de 2016. A abordagem em
etapas é ótima para administrar o risco do projeto e as necessidades de capital
-Em caso de sucesso, o primeiro óleo de uma sistema de produção antecipada (EPS) está previsto para o
início de 2019, com a decisão sobre o desenvolvimento completo do poço (FFD) 12 meses depois disso
10
10
Brasil: Planejamento do Desenvolvimento
da Produção
Os projetos offshore são realizações complexas e necessitam de grandes investimentos de capital,
além de requererem um desenvolvimento em etapas para a seleção e execução do projeto.
Aprovação
Descoberta
Aquisição
Exploração
Avaliação
Seleção
Criação de valor através da seleção
do projeto “certo”
Boa definição
Valor
Coleta de
informações
para reduzir
incertezas de
reservatório
Definição
1° Óleo
Execução
Operação
Realização de valor executando o
projeto “certo”
Boa execução
Má execução
Etapas e elementos principais:
Avaliação e seleção:
-Desenvolver um modelo de
reservatório robusto
-Maximizar a performance dos poços
-Selecionar a correta instalação de
equipamentos submarinos e de
superfície
Boa execução
Má definição
Má execução
Ref: Selecting the Right Field Development Plan – Richard D´Souza, Granherne
Seleção:
-Estabelecer as bases de projeto
-Gerar cenários de desenvolvimento
-Desenvolver direcionadores de
decisão (decision drivers)
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Equipe de Desenvolvimento de Projeto
José Formigli
Assessor para o
Desenvolvimento de
Projetos
-Engenheiro de petróleo com mais de 30 anos de experiência no planejamento, projeto, implementação e operação de sistemas de
produção em águas rasas, profundas e ultra profundas no Brasil.
-Trabalhou por 32 anos com a Petrobras em diversas atividades relacionadas à construção de poços, engenharia submarina e de
instalações de superfície. Ocupou posições de gerência em sua maioria nas Bacias de Campos e de Santos, incluindo o cargo de
Gerente Executivo do Pré-Sal.
-Ocupou o cargo de Diretor de Exploração e Produção na Petrobras, tornando-se membro da Diretoria Executiva e supervisionando
todas as atividades domésticas de exploração e produção por 3 anos.
-As responsabilidades principais incluem a supervisão do projeto em geral e revisão de auditorias.
Ricardo Abi-Ramia
Gerente de Projetos
-Engenheiro de petróleo na Petrobras por 22 anos. Ocupou cargos, como Gerente Geral na Unidade de Negócios do Rio de Janeiro,
a maior Unidade de Produção da Petrobras, Gerente de Operações por 3 anos na Petrobras América em Houston e Gerente de
Ativos do campo Manati (campo de gás em alto-mar de 210 MMscf/d no nordeste do Brasil), campo Marlim e Albacora Leste
(campo de 160.000bbl/d na Bacia de Campo, Brasil), incluindo a responsabilidade pelo desenvolvimento do campo.
-Gerente Executivo de Desenvolvimento da Produção na OGX por 3 anos, responsável por todas as instalações de Tubarão Azul.
-As responsabilidades principais incluem concepção , implantação, operação e manutenção de projeto.
Oliver Seybold
Líder da Equipe de
Reservatórios
-Engenheiro de Reservatórios com 25 anos de experiência como Engenheiro de Reservatórios/Simulação na Austrália/Ásia, Europa,
Oriente Médio, África e América do Sul.
- A experiência com reservatórios inclui trabalhos com reservatórios clásticos e de carbonato, reservatórios fraturados e campos de
petróleo (leve, pesado, ácido), gás e condensado.
-As responsabilidades principais incluem a condução da modelagem de reservatório em Echidna e Kangaroo.
Lino Barro
Gerente de Engenharia
(baseado em Melbourne)
- Mais de 35 anos de experiência em engenharia de reservatórios e de desenvolvimento e avaliação econômica de projetos.
-Papéis de liderança em planejamento de desenvolvimento submarino, preparação e implementação de planos de
desenvolvimento de campo e avaliação econômica de projetos localizados na Austrália, Golfo Pérsico, América do Sul e Tunísia.
-Trabalhou anteriormente na Austrália e internacionalmente com a BHPB, Kufpec e Delhi.
-Gerente de Engenharia dna sede da empresa.
12
Sistema de Produção Antecipada (EPS)
O objetivo de um EPS é avaliar o comportamento do reservatório e, como resultado, obter os parâmetros
técnicos necessários para melhor projetar o Sistema Definitivo.
O EPS será composto por:
- Unidade flutuante de produção,
-armazenamento e transferência
(FPSO) afretada
- 2 poços de produtores horizontais
- 1 poço injetor de gás
- Estimativa de produção: 20.000 bpd
- Linhas flexíveis
Profundidade da água ~310m
WH / Mud Mat 1m acima ML
Revestimento Jet 30” 70m BML
Perfuração de poço
d e 1 7 .5 ” a t é ~ 1 1 5 0 m
c/G el S weep s e Pad M u d
1 3 -3 / 8 ” a 8 0 0 m B M L
4 .5 ” T u bu l aç ão de pro du ç ão
~2050m M D/ 1821m TVD
P o ç o 1 2 .2 5 ” a 9 0 d e g a
~2200m M D/ 1389m TVD
9-5 /8 ” at ~ 2 2 0 0 m M D / 1 8 3 9 m T V D
w / S B M ( 9 . 5 - 1 0 .5 p p g )
S e ç ã o H z 8 .5 ” a 4 0 0 0 m M D /
Retrievable Packer at ~2000mMD
5.5” Pre-perfuração/ Slotted Liner at
7” Liner Top a ~2050mMD/
1821mTVD
1 8 3 9 m T V D w / S B M ( 9 .5 -1 0 .5p p g )
3985mMD
13
Conceitos de Desenvolvimento
O aumento da confiabilidade dos volumes dos recurso aliado aos bons resultados dos testes de
produção em um cenário de águas rasas, reforçam o potencial para a implantação do projeto de
desenvolvimento.
Fase 1: EPS
-Produção por poço: 10kbpd
-2 produtores horizontais
-1 injetor de gás
Fase 2
FFD – Echidna e Kangaroo combinados*
-Recurso 2C resource: 129mmbbls (84mmbbls
pertencentes a Karoon)
-10 produtores horizontais
-4 injetores de gás e 4 injetores de água
OU
* A quantidade total de poços para o FFD inclui os poços
perfurados na fase um do EPS.
FFD – Echidna autônomo*
-Recurso 2C: 75mmbbls (49mmbbls
pertencentes a Karoon)
-5 produtores horizontais
-2 injetores de gás e 2 injetores de água
Para mais detalhes sobre os conceitos de desenvolvimento, consulte a apresentação da Karoon publicada em 17 de setembro de 2015.
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Principais Componentes dos Custos
Despesa de Capital (CAPEX)
- Poços de avaliação (verticais)
- Produtores horizontais
- Injetores de gás e água
US$30-40 milhões por poço
US$140-185 milhões por poço*
US$100-145 milhões por poço*
Os custos de investimento (Capex) apresentados acima incluem:
- Custos de poço
- Completações submarinas, cabeças de poço, umbilicais, risers e linhas de fluxo
- Seguro, custos de engenharia, gestão de projeto e contingências
•
Os valores superiores (high side) são resultado das linhas de fluxo e umbilicais necessários para
conectar Kangaroo à FPSO localizada sobre o campo Echidna (a aproximadamente 15km de
distância), em caso de um desenvolvimento combinado.
Despesas de Operação (OPEX)
A despesa total de operação está prevista em aproximadamente US$400-450k por dia
As despesas de operação (Opex) incluem:
- Custos de aluguel da FPSO
- Logística
- Químicos / Helicópteros / Base em terra
Observação: todas as estimativas de custo acima são baseadas nas informações atuais e constituem somente estimativas.’
15
Atuais Marcos de Estimativas
FASE
Nome da Operação
2015
2016
T2 T3 T1 T2 T3
2017
T4
T1
2018
T2 T3 T4 T1
T2
T3
2019
T4
T1
T2 T3 T4
2020
T1
2021
T2 T3 T4 T1 T2
T3
2022
2023
2024
T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4
Modelagem de reservatório
Sistema de produção antecipada (EPS)
Campanha de avaliação
Projeto de detalhamento
submarino
Aprovação de projeto (decisão
final de investimento)
Declaração de comercialidade e
apresentação do plano de
desenvolvimento
Aquisição de itens com longo prazo
de entrega
1°Óleo
EPS
Licença ambiental
Adaptação da unidade
flutuante de produção
(FPU)
Primeiro óleo - Echidna / Poço
aberto P1
1°
Óleo
FFD
Operação do EPS com obtenção de
dados de reservatório
Desenvolvimento completo
de campo (FFD)
Atualização do projeto de
detalhamento submarino
Licença ambiental
Desenvolvimento completo do
campo Echidna
Início da produção
Instalação do manifold de produçãol
Kangaroo
Desenvolvimento completo do
campo Kangaroo
Início da produção
Modelagem e
avaliação
Desenvolvimento
de EPS
Produção de
EPS
Desenvolvimento
completo de campo
Pontos de decisão para considerar a sanção dos projetos
de EPS e FFD
16
Pontos-chave da Bacia de Santos
-
O aumento da confiabilidade dos volumes dos recurso aliado aos bons resultados dos testes de
produção em um cenário de águas rasas, reforçam o potencial para a implantação do projeto de
desenvolvimento.
-
O tipo de desenvolvimento considerado, equipamentos submarinos conectados a um FPSO, é um
sistema comprovado e confiável.
-
A Karoon alocou uma equipe de gestão de projetos muito experiente.
-
A perfuração de poços exploratórios é a próxima etapa do projeto e representa um ponto de
decisão crítico.
-
O dimensionamento do desenvolvimento é compatível com os recursos da Karoon.
-
O alto percentual de participação da Karoon oferece uma flexibilidade significativa para o
financiamento através de farm-out; alternativamente, prevê-se a disponibilização de
financiamento por securitização após o sucesso do programa de avaliação.
17
Austrália: Bacia de Carnarvon
Phoenix South
Descoberta de óleo
Triássico
LEGENDA
Campo de petróleo
Campo de gás
Leads Karoon
Gasoduto
Proposta de gasoduto
Área de pesquisa sísmica
Sísmica 3D Capreolus
18
18
Concessão de Exploração WA-482-P
Bacia de Carnarvon, Austrália – Concessão WA-482-P
Participações:
-Karoon – 50%; Quadrant Energy Australia Limited – 50% (Operadora)
Progressos até o momento:
-Licenciamento e reprocessamento de 4.355 quilômetros quadrados de dados sísmicos 3D existentes
-Aquisição, processamento e interpretação de 2.376 quilômetros quadrados de dados de pesquisa sísmica
3D marítima Chrysalids
-Licenciamento de 5.256 quilômetros quadrados de pesquisa sísmica 3D marítima Capreolus por terceiros,
adquiridos sobre a área leste da concessão
-Perfuração do poço de exploração Levitt-1 em julho/agosto de 2015 (a Karoon foi responsável por 90% dos
custos de poço)
Planos futuros:
-Mapeamento e análise dos prospectos e leads com base no novo poço e dados sísmicos
-O conjunto de dados final da migração pré-empilhamento em profundidade da área de Capreolus está
previsto para 2016
19
Carnarvon WA-482P Prospectivity update
WA-482-P: Resultados de Levitt-1
DELAMBRE-1
LEVITT-1
Fluorescência de óleo em testemunhos de
amostras laterais
Melhora da Compreensão do Risco de Carga
-
-
Fluorescência de óleo vista em testemunhos de
amostras laterais e estudos de cromatografia gasosa –
espectrometria de massas (GC- MS) indicativos de óleo
gerado e migrado em um sistema de hidrocarbonetos
em funcionamento
Melhora da Compreensão de Risco de Reservatório
de Selo
-
Descoberta de reservatórios e selos de boa qualidade
-
Boas evidências a partir de poços e sísmica de
que eles se estendem por toda a concessão
Estudos de GS-MS indicam óleo de boa qualidade
20
WA-482-P: Potencialidade da
Exploração
WA-482-P
Linha sísmica O-L Capreolus 3D
Grande potencial remanescente
-
Diversos prospectos e leads adicionais estão surgindo a partir dos dados sísmicos coletados nas áreas
Chrysalids e Capreolus
Os produtos do processamento preliminar já identificaram a presença/continuação de elementos de
sistemas de petróleo nas áreas perfuradas
A aquisição de dados em WA-482-P foi concluída e o conjunto de dados final de migração préempilhamento em profundidade será disponibilizado em 2016
21
Peru: Bacia de Tumbes
Campos marítimos de petróleo e gás da Bacia de Tumbes
Bloco Z-38
Banco oceânico do Peru
Indícios de hidrocarboneto líquido no fundo do mar
compatíveis com petróleo em campos existentes
MAPA DA ÁREA
LEGENDA
Gasoduto
Campo de petróleo
Campo de gás
Depocentro da Bacia
Prospecto
Recuperação de petróleo por testemunhagem
AMÉRICA DO SUL
Proposta de localização dos poços
Area de pesquisa sísmica
Campos de gás e petróleo da Bacia de
Talara produziram mais de 1,7 bilhão
bbls até hoje
22
Bloco de Exploração – Z-38
Bacia de Tumbes, Peru – Bloco Z-38
Participações:
-
Karoon – 75% (Operadora); Pitkin Petroleum Corporation – 25%
Progressos até o momento:
-
Aquisição, processamento e interpretação de 1.500 quilômetros quadrados de pesquisa sísmica 3D marítima
-
Recebimento da aprovação do plano ambiental
-
O bloco está atualmente em situação de força maior
Planos futuros:
-
Planejamento da campanha inicial de 2 poços; localização preliminar dos poços nos prospectos Marina e Bonito
-
Mapeamento de novos prospectos em andamento
-
As negociações não exclusivas de farm-out continuam em andamento
Resource Summary:
Avaliação independente
Marina (Prospecto) #
Bonito (Prospecto) #
Z-38 (Bloco) #
#
Participação
75%
75%
75%
Tipo
Óleo (mmbbls)
Óleo (mmbbls)
Óleo (mmbbls)
Baixa
129
186
686
Recurso prospectivo líquido não riscado
Melhor
Alta
240
405
415
953
1.686
3.764
Conforme avaliação de DeGolyer and MacNaughton, consulte o Resumo da Estimativas no slide 3
23
Z-38: novos dados sustentam a
prospectividade
Novos dados: programa de trabalho focado na análise de atributos sísmicos ao longo dos últimos 12
meses
Anomalias
de gás e
óleo
– intervalo
La Cruz a
Mal Pelo
Banco Peru
Prospecto Marina.
Anomalia de óleo no
intervalo La Cruz a
Mal Pelo.
Prospectos Baleen
e Humpback.
Anomalia de óleo
no intervalo La
Cruz a Mal Pelo
Cubo de dados 3D da Karoon do horizonte Mal Pelo em direção ao noroeste
e ao Banco Peru. Comprimento da seção: 40km.
-
A nova análise de
atributos sísmicos mostra
discriminação entre
assinaturas de óleo e gás
ao longo dos prospectos
na área sísmica de 1.500
quilômetros quadrados
-
Os pontos mostrados são
anomalias em um
diagrama cruzado (crossplot) AvO que combinam
com os hidrocarbonetos
modelados
-
As anomalias em vermelho
são interpretadas como
gás
-
As anomalias em verde são
interpretadas como óleo
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Z-38: novos dados sustentam a
prospectividade
Novo Prospecto
Gás ?
Banco Peru
Óleo?
Linha DIP (ou de mergulho) com direção Oeste- Leste
Água ?
Anomalias isoladas em
falhas de horst
profundo e em
acunhamento
estratigráfico
mergulho acima
-
Esse novo prospecto é um bloco com horst (área suspensa) profundo e acunhamento mergulho acima
(updip) para o alto do Banco Peru. Os reservatórios são empilhados, arenitos turbidíticos contra o Banco
Peru
-
Boas evidências de que as amplitudes maiores com afastamento distante no topo sejam
provavelmente um efeito do gás com óleo embaixo
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Z-38: novos dados sustentam a
prospectividade
Baleen - Anomalias de óleo nos prospectos Humpback e Marina
Baleen
Humpback
Baleen
Humpback
Óleo?
Marina
Marina
Linha DIP (ou de mergulho) com direção Oeste- Leste
Anomalias isoladas em
falhas de horst
profundo e em
acunhamento
estratigráfico updip
- O prospecto Marina é uma trapa anticlinal falhada
- Os prospectos Baleen e Humpback são blocos com horsts (altos estruturais) profundos e
acunhamento mergulho acima para o alto do Banco Peru. Os reservatórios são
empilhados, arenitos turbidíticos contra o Banco Peru
- Boas evidências de que as amplitudes maiores com afastamento distante no topo sejam
provavelmente um efeito de óleo
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Austrália: Bacia de Browse
BACIA BONAPARTE
BACIA DE BROWSE
PLANTA GNL
LEGENDA
Campo de petróleo
Campo de gás
Gasoduto
Austrália ocidental
Território norte
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Concessão de Exploração - WA-314-P
Bacia de Browse, Austrália – Concessão WA-314-P
Participação:
-Karoon 100% (Operadora)
Progressos até o momento:
-Recente renovação da concessão de exploração sem compromisso de poço no primeiro período de 3
anos
-Retenção de área prospectiva
-Compromisso de trabalho composto apenas por estudos geológicos e geofísicos e reprocessamento
sísmico
Vantagens da exploração
-Identificação de nova área de interesse (new play fairway) turbidítica no terciário, com o prospecto
Elvie definido em 3D atualmente altamente classificado como em “área favorável” (sweet spot)
-As anomalias sísmicas da sísmica 3D moderna e de alta qualidade sustentam a presença de
hidrocarbonetos em trapas, assim como a presença de unidades de reservatório e selos na
localização de Elvie
-Os dados e a interpretação regional sustentam fortemente a presença de óleo como o tipo de
hidrocarboneto mais provável no grande prospecto Elvie
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WA-314-P
Presença de um bom selo
Inversão da velocidade intervalar
que sugere sobrepressões
moderadas e a possível
existência de um selo espesso
acima do alvo
A anomalia sísmica sustenta a presença de carregamento
do reservatório e presença de hidrocarbonetos
Boa concordância com
a profundidade
Arenitos do Paleoceno
10km
A nova sísmica 3D e a análise oferecem uma resolução significativamente melhor e aumentam a confiança na
presença de carregamento do reservatório, selo e presença de hidrocarbonetos no Prospecto Elvie.
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Peru: Bacia de Marañón
Bacia de Marañón, Peru – Bloco 144
Participação: Karoon 100% (Operadora)
Progressos até o momento:
-O bloco está atualmente em
situação de força maior
LEGENDA
Oleoduto
Campo de petróleo
Prospectos
Leads
Rios
Descobertas do Cretáceo
Bloco 144
-Identificação de diversos prospectos
e leads
-Início do processo de farm-out
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Informações de contato
Para mais informações, por favor, acesse o site da Karoon ou entre
em contato:
Gerente de Relações com
Investidores
James Wootton
T: +613 9616 7520
E: [email protected]
Collins Street Media
Ian Howarth
T: +614 0782 2319
E: [email protected]
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