| | KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | | | | | | Raport bieżący nr | 43 | / | 2014 | | | | | | Data sporządzenia: | 2014-10-10 | | | | | | | | | | | | Skrócona nazwa emitenta | | | | | | | | | | | | SERINUS ENERGY INC. | | | | Temat | | | | | | | | | | | | | Podsumowanie produkcji Serinus Energy w III kwartale 2014 r. | | | | Podstawa prawna | | | | | | | | | | | Inne uregulowania | | | | Treść raportu: | | | | | | | | | | | | Działając na podstawie art. 62 ust. 8 ustawy o ofercie publicznej (…) Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. ("Serinus", "Spółka") informuje, że w Kanadzie za pośrednictwem systemu SEDAR przekazywana jest informacja o działalności Serinus w trzecim kwartale.
Produkcja i ceny w trzecim kwartale
Średnia produkcja Spółki w III kwartale br. wyniosła 5.696 boe/d (przypadająca na 70% udział Spółki w prawie użytkowania górniczego – "SEN WI"), co stanowi wzrost o 15% w stosunku do 4.964 boe/d uzyskanych w II kwartale. Produkcja w pierwszych ośmiu dniach października wyniosła średnio 5.821 boe/d.
W III kw. na Ukrainie wyprodukowano 26,3 MMcf/d gazu oraz 86 bb/d kondensatu (obie wielkości dla 70 proc. udziału SEN). Wielkości te są o 23 proc. wyższe w przypadku gazu i 15 proc niższe w przypadku kondensatu niż w II kwartale. Wzrost jest w znacznym stopniu zasługą odwiertu M-17, którego średnia produkcja w III kw. wyniosła11,9 MMcf/d (8,3 MMcf/d dla SEN WI).
Produkcja na Ukrainie w październiku wynosiła średnio 37,4 MMcf/d i 121 bbl/d (26,2 MMcf/d oraz 85 bbl/d dla SEN WI). Jest to o 24 proc. więcej niż wynosiła końcowa produkcja 2013 roku. KUB-Gas LLC ("KUB-Gas") – spółka zależna Serinus (pośrednio 70 proc. udziałów) - jest właścicielem i operatorem koncesji na Ukrainie.
Szacunkowe ceny gazu i kondensatu uzyskane na Ukrainie w III kw. wynosiły odpowiednio 10,16 USD/Mcf i 81,47 USD/bbl. Cena gazu była nieznacznie niższa od 10,23 USD/Mcf uzyskanych w II kw. 2014 r. Cena gazu sprzedawanego na Ukrainie przez KUB-Gas jest oparta na cenie gazu importowanego z Rosji, a ten z kolei powiązany jest z ceną ropy. KUB-Gaz otrzymuje zapłatę w ukraińskiej hyrwnie (UAH), co powoduje, że uzyskiwana cena w USD podlega ryzyku zmian kursu walut.
Całkowita produkcja w Tunezji w III kw. wyniosła 1.183 boe/d i była o 9 proc. niższa w porównaniu
do 1.301 boe/d w II kw. 2014 r. Produkcja ropy wyniosła średnio 889 bbl/d, a gazu 1,7 MMcf/d. Szacunkowe zrealizowane ceny w III kw. wyniosły 99,54 USD/bbl oraz 14,56 USD/Mcf. W III kw. zrealizowano jeden odbiór tankowcem.
Produkcja w Tunezji w październiku (do daty niniejszego komunikatu) wyniosła średnio 1.379 boe/d, na co złożyło się 1,9 MMcf/d gazu i 1.055 bbl/d ropy.
Uwaga: powyższe wolumeny i ceny mogą ulec niewielkim zmianom po uzyskaniu ostatecznych alokacji i faktur.
Prace wiertnicze i modernizacyjne
Jak podano w komunikacie z 2 października 2014 r., KUB-Gas wznowił prowadzenie prac wiertniczych na swojej koncesji Makiejewskoje od rozpoczęcia wierceń odwiertu M-22. Głównym celem M-22 jest strefa S6 w warstwach z okresu serpuchowu, której zasobność została udowodniona przy okazji odwiertów M-16, M-17 oraz O-15. Przewiduje się, że łącznie prace wiertnicze, testy i końcowe wyposażanie potrwają około 80 dni. To pierwszy z pięciu odwiertów branych pod uwagę w chwili obecnej. Decyzje o dodatkowych odwiertach zapadną na posiedzeniu kierownictwa i zarządu, planowanym na grudzień, na którym uchwalony ma być budżet nakładów inwestycyjnych na 2015 rok.
W Tunezji, w lipcu br. rozpoczęto prace nad odwiertem Winstar-12bis ("Win-12bis") na koncesji Sabria. Odwiert osiągnął głębokość 3.681 metrów. Postęp prac był wolniejszy od zakładanego w głównej mierze z powodu usterek urządzenia wiertniczego na przełomie sierpnia i września oraz na początku października. Wykonywana jest kolumna pośrednia, po czym wiercenie zostanie wznowione do osiągniecia planowanej głębokości 3.840 metrów. Oczekuje się, że potrwa to do końca października. Po zakończeniu wierceń, urządzenie wiertnicze zostanie przeniesione do lokalizacji Winstar-13 ("Win-13"). Celem obu odwiertów są formacje Hamra i El Atchane, z których obecnie prowadzone jest wydobycie w ramach innych odwiertów na polu Sabria.
Na koncesji Ech Chouech, dotychczasowe prace przy odwiertach EC-4 oraz ECS-1 polegały na usunięciu z otworów zanieczyszczeń pozostałych po wcześniejszych operatorach. Wykonano też ich perforację w dewońskiej formacji Ouan Kasa. Rozpoczęto przygotowania do stymulacji szczelinowaniem odwiertu ECS-1, a urządzenie szczelinujące zostanie przeniesione do EC-4 natychmiast po zakończeniu prac nad ECS-1. Następnie dla obu odwiertów wykonane zostaną testy pod kątem przepływu do zbiorników na terenie wiertni.
Odwiert CS-8bis na Chouech Es Saida był poddany przebudowie w celu wymiany pompy wgłębnej
i zostanie ponownie uruchomiony po usunięciu serwisowego urządzenia wiertniczego. Kolejna przebudowa prowadzona jest na CS 11 w celu wymiany istniejącej pompy wgłębnej tłokowej na elektryczną pompę głębinową.
Dalsze działania na Ukrainie
Poza odwiertem M-22 pozostałe cztery obecnie planowane odwierty to M-15, NM-4, M-24, i M-25.
M-15 jest odwiertem konturującym, którego celem są strefy S5, S6 i S7, odkryte i rozpoznane przez odwierty M-16 i M-17. M-24 oraz M 25 to potencjalne rozpoznawczo-ocenne/konturujące lokalizacje do M-22. NM-4 - odwiert poszukiwawczy do zbadania obiektu stratygraficznego w warstwach z moskowu - osiągnął głębokość 102 m w czerwcu, tuż przed zawieszeniem przez Spółkę prac wiertniczych oraz działań modernizacyjnych na tym obszarze. W przypadku powodzenia odwiert NM-4 potwierdzi nowy typ złoża, i może potencjalnie znacznie zwiększyć stan posiadania KUB-Gasu w zakresie obiektów poszukiwawczych do prowadzenia prac wiertniczych.
Stymulacja szczelinowaniem odwiertów O-11 oraz O-15 (strefy R30c i S6), NM-3 (potencjalna obecność wizeńskich złóż ropy) oraz M-17 (strefa S7), uprzednio planowana na październik, została przesunięta na 2015 r.
Urzędowa cena ropy na październik wynosi 4.874 UAH za Mcm (bez 20 proc. VAT), czyli 10,62 USD/Mcf przy kursie wymiany 13 UAH/USD. Faktyczna cena otrzymana przez KUB-Gas będzie ok. 4–5 proc. niższa z powodu marży zysku pośredników sprzedających gaz. Na cenę będzie miał nadal wpływ kurs wymiany walut. We wrześniu kurs ten wahał się w granicach od 12,35 UAH/USD do 14,40 UAH/USD.
Dalsze działania w Tunezji
Planuje się, że Win-12bis osiągnie całkowitą głębokość pod koniec października, po czym urządzenie wiertnicze zostanie przeniesione do Win-13. Po zwolnieniu urządzenia wiertniczego Win 12bis zostanie podłączony do linii przesyłowej i poddany testom produkcyjnym w trakcie prac wiertniczych nad Win-13. W zależności od uzyskanych wyników Spółka może zdecydować się na powrotne przeniesienie urządzenia wiertniczego do Win-12bis, aby wykonać odwiert poziomy.
Po przeniesieniu urządzenia wiertniczego na Win-13, co jak się można spodziewać potrwa 3-4 tygodnie, osiągniecie planowanej końcowej głębokości 3,860 m zajmie, według oczekiwań, ok. 90 dni. Obecny plan zakłada pionowy odwiert, ale przewiduje możliwość wykonania poziomego odwiertu, co w pewnym stopniu zależeć będzie od okresowych danych produkcyjnych z Win-12bis. Wykonywanie poziomego odwiertu zajmie dodatkowy czas, ponad 90 dni wcześniej wspomniane. Ponadto, w momencie zwolnienia urządzenia wiertniczego Win-13 będzie już posiadał przygotowaną linię przesyłową, w związku z czym testy i produkcja będą mogły rozpocząć się w krótkim czasie.
Jak wspomniano powyżej, stymulacje na EC-4 i ECS-1 już trwają. Jeżeli uzyskane zostaną wyniki
na poziomie komercyjnej produkcji, to zdaniem Spółki świadczyć to będzie o możliwym znaczącym potencjale koncesji Ech Chouech i Chouech Es Saida, gdyż profilowanie elektryczne wskazuje na wysoką korelację w 8 odwiertach w ramach Ouan Kasa, z czego w 7 of miały albo wskazania ropy, albo w testach ilości produkcyjne. Odwiert EC-4 w 1981 roku dał w testach 490 bbl/d ropy z niestymulowanej formacji Ouan Kasa, ale nigdy nie został doprowadzony do stanu produkcyjnego.
Program sejsmiczny 3D prowadzony na koncesji Sanrhar na obszarze 203,5 km2 został zakończony w drugiej połowie sierpnia br.. Wcześniej zebrane, ograniczone dane 2D, wykazały obecność szeregu zaburzonych czterema uskokami zamknięć strukturalnych, które zostaną dokładniej zbadane w ramach bieżącego programu. Obecnie produkcja z Sanrhar wynosi 50–60 bbl/d ropy z jednego odwiertu, który do końca 2013 r. zapewnił produkcję w wysokości 421 Mbbl ropy. Zakończenie analizy i interpretacji danych przewidziane jest na I kw. 2015 r.
Dalsze działania w Rumunii
Tegoroczny program obejmuje wykonanie dwóch odwiertów poszukiwawczych oraz badania sejsmiczne 3D dla 180 km2. Dwa odwierty - Moftinu-1001 i 1002bis - wykonywane będą jeden po drugim, a rozpoczęcie prac planowane jest na początek listopada tego roku. Prace wiertnicze i orurowanie obu odwiertów zajmie ok. 45 dni, wliczając w to czas potrzebny na przeniesienie urządzenia wiertniczego pomiędzy dwoma lokalizacjami. Celem obu odwiertów są piaskowce korytowe z pliocenu/miocenu na głębokości ok. 1.800-2.000 metrów, które zidentyfikowano w ramach badań sejsmicznych 3D. Przy założeniu powodzenia, planuje się , że końcowe wyposażanie i testy obu odwiertów zostaną wykonane w I kw. 2015 Wcześniejszy odwiert - Moftinu-1000, wykonany na tym polu w 2012 roku bez dostępnych danych z badań sejsmicznych 3D, natrafił na gaz, jednak jak się później okazało, znajduje się on na krawędzi zamknięcia strukturalnego pułapki.
Program zbierania nowych danych sejsmicznych 3D również rozpoczął się w połowie września i potrwa – jak to jest planowane -ok. 6-8 tygodni. Obszar badań obejmuje obszar 180 km2 usytuowany ok. 35 km na południowy zachód od pola Moftinu, przy zachodniej granicy koncesji Satu Mare. Jest to rozpoznany tor węglowodorów przebiegający skrajem rowu Carei (ang. Carei Gaben), nad złożami ropy Santau.
Uwaga:
Określenie BOE może być mylące, szczególnie jeżeli występuje samodzielnie. Współczynnik konwersji BOE, gdzie 6 Mcf gazu to 1 bbl, wynika z metody zakładającej równoważność energetyczną w odniesieniu do danych pomiarów uzyskanych na końcówce palnika, co nie odnosi się do wartości występujących na głowicy.
Niniejszy tekst stanowi tłumaczenie wybranych części informacji prasowej powstałej oryginalnie w języku angielskim przekazywanej do publicznej wiadomości przez Spółkę na terytorium państwa jej siedziby poprzez system SEDAR, która w pełnej treści jest dostępna w języku angielskim na stronie internetowej www.sedar.com po wpisaniu nazwy Spółki SERINUS ENERGY INC. pod adresem: http://www.sedar.com/search/search_form_pc_en.htm. Ponadto tłumaczenie pełnej treści informacji prasowej dostępne jest na stronie internetowej www.serinusenergy.com
| | |
