RB 7:Aktualizacja informacji operacyjnych i korporacyjnych
Firma: SERINUS ENERGY INC.Spis treści:
1. RAPORT BIEŻĄCY
2. MESSAGE (ENGLISH VERSION)
3. INFORMACJE O PODMIOCIE
4. PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ
| KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | ||||||||||||
|
| Raport bieżący nr | 7 | / | 2018 | ||||||||
| Data sporządzenia: | 2018-01-30 | |||||||||||
| Skrócona nazwa emitenta | ||||||||||||
| SERINUS ENERGY INC. | ||||||||||||
| Temat | ||||||||||||
| Aktualizacja informacji operacyjnych i korporacyjnych | ||||||||||||
| Podstawa prawna | ||||||||||||
| Inne uregulowania | ||||||||||||
| Treść raportu: | ||||||||||||
| Działając na podstawie art. 62 ust. 8 ustawy o ofercie, Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. („Serinus”, „Spółka”) informuje, że w Kanadzie za pomocą systemu SEDAR przekazywana jest aktualizacja informacji operacyjnych i korporacyjnych. AKTUALIZACJA INFORMACJI DOTYCZĄCYCH DZIAŁALNOŚCI OPERACYJNEJ W RUMUNII I TUNEZJI: Rumunia W dniu 6 stycznia 2018 r. Spółka poinformowała o przywróceniu w sposób bezpieczny kontroli nad odwiertem Moftinu-1001. Niezwłocznie po zaczopowaniu otworu Spółka wykonała zatłoczenie otworu ciężką płuczką, aby przeprowadzić powypadkowy przegląd stanu technicznego elementów odwiertu, w szczególności wytrzymałości głowicy eksploatacyjnej oraz rur okładzinowych, na które działała wysoka temperatura. W wyniku przeglądu Spółka ustaliła, że uszczelnienie w wieszaku rur okładzinowych było poddane działaniu wysokiej temperatury i w efekcie jego szczelność jest wątpliwa. W tej sytuacji Spółka zdecydowała się na likwidację końcową odwiertu i opuszczenie Moftinu-1001. Spółka rozpoczęła operację wykonania korków cementowych, aby skutecznie zlikwidować stwierdzone przypływy w otworze oraz uruchomiła procedury na rzecz formalnego przeprowadzenia opuszczenia odwiertu zgodnie z normami i procedurami Narodowej Agencji Zasobów Mineralnych (National Agency for Mineral Resources, „NAMR”). Obecnie Spółka finalizuje składany do brokera ubezpieczeniowego wniosek o wypłatę odszkodowania. Po decyzji o definitywnym zaczopowaniu i opuszczeniu odwiertu Moftinu-1001 Spółka przystąpiła do prac projektowych i pozyskiwania ofert na niezwłoczne wykonawstwo odwiertu, który zastąpiłby poprzedni. Polisa ubezpieczeniowa Spółki obejmuje pokrycie kosztów zastępczego odwiertu. Spółka wytypowała lokalizację nowego otworu ok. 300 m od miejsca, gdzie znajduje się odwiert Moftinu-1001. Ponowne wiercenie zostanie ujęte w roszczeniach ubezpieczeniowych Spółki, które będą zgłoszone po wykonaniu odwiertu Moftinu-1007. Spółka wystąpiła o zgodę na warunkach specjalnych, jaką przewidują rumuńskie regulacje dla sektora naftowego w zakresie zezwoleń i prowadzenia działalności, w celu przyśpieszenia prac wiertniczych i uzbrojenia odwiertu Moftinu-1007. Obecnie Spółka przewiduje, że po otrzymaniu zgody na warunkach specjalnych będzie mogła rozpocząć prace wiertnicze w marcu, przy czym wiercenie, zbrojenie i testy zajęłyby do jednego miesiąca. Spółka zatrudniła zatwierdzoną przez rumuńskie władze rumuńską firmę doradczą w celu przeprowadzenia analizy przyczyn wypadku na Moftinu-1001. Jednocześnie Spółka prowadzi proces poszukiwania międzynarodowej firmy dla potrzeb równoległego przeprowadzenia w imieniu Rady Dyrektorów i akcjonariuszy postępowania w zakresie przyczyn wypadku. O wynikach tych postępowań poinformowane zostaną odpowiednie władze w Rumunii, jak również akcjonariusze Spółki. Zakłada się, że wyniki zostaną przekazane Spółce przed podjęciem prac wiertniczych nad Moftinu-1007. W przypadku Projektu Zagospodarowania Gazu Moftinu („Projekt”) po ostatnim wypadku na odwiercie Moftinu-1001 Spółka nadal prowadzi prace rekultywacyjne terenu. Po zakończeniu rekultywacji Spółka planuje wznowić prace nad projektem na początku lutego. Zgodnie z wcześniejszymi informacjami, Spółka planowała, że rozpoczęcie eksploatacji gazu w ramach Projektu nastąpi w I kw. 2018 r. Obecnie oczekuje się, że Projekt będzie oddany do użytku pod koniec II kw. 2018 r. ze względu na następujące przesłanki: - przeprowadzenie wymaganej rekultywacji terenu Projektu oraz - konieczność wykonania prac wiertniczych, uzbrojenia i przetestowania odwiertu zastępczego Moftinu-1007, który ma zastąpić planowaną produkcję gazu z odwiertu Moftinu-1001 uwzględnioną w zaplanowanej wydajności Projektu. Po rekonstrukcji i testach złożowych przeprowadzonych w ramach prac wykonanych jeszcze przed wypadkiem na Moftinu-1001, Spółka ponownie otworzyła odwiert Moftinu-1000. Rekonstrukcja obejmowała zabiegi cementowania i ponownej perforacji stref produkcyjnych. W testach przypływu w odwiercie Moftinu-1000 z 2013 r. odnotowano wynik 1,24 mln stóp sześć. na dzień („mmcf/d’), co stanowiło dla Spółki przesłankę, aby uznać, że zastane perforacje były słabej jakości i ograniczały moc produkcyjną odwiertów. Dzięki rekonstrukcji uzyskano w testach nową wartość przypływu wynoszącą 1,96 mmcf/d, co stanowi wzrost o 57% wobec wyników testów z 2013 r. Projekt podlega obecnie dostosowaniu dla potrzeb produkcji gazu z Moftinu-1000, a po wykonaniu, uzbrojeniu i przetestowaniu Moftinu-1007 również i z tego odwiertu. Żaden z parametrów Projektu nie uległ w następstwie wypadku zmianie z wyjątkiem terminu rozpoczęcia produkcji, w związku z czym Spółka nadal prowadzi prace nad uruchomieniem stacji gazowej o przepustowości 15 mmcf/d, linii przesyłowych z odwiertów oraz sprzedażowego gazociągu z przyłączem do przebiegającego w sąsiedztwie krajowego systemu przesyłu gazu Transgaz. Jak wspomniano powyżej, zgodnie z aktualnymi przewidywaniami pierwszy gaz w ramach Projektu popłynie pod koniec II kw. 2018 r. Spółka będzie na bieżąco informować rynek o wszelkich zmianach dotyczących ww. zakładanego harmonogramu, które mogą wystąpić w miarę postępu prac w ramach Projektu. Poza pracą nad Projektem Spółka prowadzi dalsze działania w zakresie projektowania i pozyskiwania zgód dotyczących przyszłych odwiertów objętych zobowiązaniem do wykonania. Spółka otrzymała od NAMR zgody na wykonanie dwóch odwiertów poszukiwawczych w formacji Moftinu w ramach realizacji swych zobowiązań, tj. Moftinu-1003 oraz Moftinu-1004. Zgodnie z przewidywaniami, również odwiert Moftinu-1007 może zostać zaliczony do odwiertów stanowiących realizację zobowiązań. Ponadto zakończono etap pozyskiwania zgód na użytkowanie gruntu dla odwiertów Moftinu-1003 oraz Moftinu-1004, a zgodnie z założeniami odwierty te mają być wiercone po wykonaniu Moftinu-1007. Planuje się, że wszystkie te odwierty będą wydrążone do III kw. 2018 r. i tym samym wypełnione zostanie zobowiązanie do realizacji prac objętych Aneksem. W przypadku sukcesu komercyjnego, wydobycie z Moftinu-1003 i Moftinu-1004 zostanie włączone do fazy produkcji eksperymentalnej Projektu Zagospodarowania Gazu Moftinu. Spółka rozważa również możliwość przeprowadzenia w najbliższej przyszłości programu badań sejsmicznych 3D mającego zidentyfikować kolejne potencjalne cele poszukiwawcze na obszarze koncesji Satu Mare w ramach zwiększenia dynamiki wzrostu produkcji w Rumunii. Tunezja Od wznowienia w dniu 6 września 2017 r. produkcji na polu Sabria, które pozostawało zamknięte ze względu na protesty społeczne, produkcja na Sabrii stopniowo rosła. Obecnie na trzech z czterech odwiertów produkcyjnych na Sabrii przywrócono zwykły poziom wydobycia i jedynie odwiert Win12bis jeszcze nie osiągnął wcześniejszego poziomu produkcji. Spółka nadal analizuje kwestię ram czasowych wznowienia wydobycia na polu Chouech Es Saida. Jednakże z uwagi na niedawny wypadek na odwiercie w Rumunii, jak również konieczność skoncentrowania zasobów finansowych Spółki na ukończeniu Projektu Zagospodarowania Gazu Moftinu, nie planuje się wznowienia wydobycia na polu Chouech Es Saida wcześniej niż w II połowie 2018 r. Biorąc pod uwagę obecne wzmocnienie cen ropy, Spółka i jej partner – ETAP analizują harmonogram i możliwości przeprowadzenia dodatkowych projektów inwestycyjnych, które mogłyby zwiększyć wydobycie Spółki w Tunezji. ZAGADNIENIA KORPORACYJNE: Spółka kontynuuje realizację planu przenosin siedziby z prowincji Alberta na Jersey na Wyspach Normandzkich, jak również wprowadzenia akcji do obrotu na rynku AIM prowadzonym przez giełdę London Stock Exchange. W dniu 7 marca 2018 r. odbędzie się Nadzwyczajne Zgromadzenie Akcjonariuszy Spółki w celu udzielenia zgody na przeniesienie na Jersey i w zakresie innych spraw wymagających zatwierdzenia przez akcjonariuszy. Niniejszy tekst stanowi tłumaczenie 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 Spółka udostępnia na stronie internetowej www.serinusenergy.com | ||||||||||||
| MESSAGE (ENGLISH VERSION) | |||
|
Current Report No. 7/2018 Title: Operations and Corporate Update Legal basis: other regulations
Content: Update on operations in Romania and Tunisia: Romania On 06 January 2018 the Company announced that the Moftinu-1001 well had been safely brought back under control. Immediately following the capping operation, the Company performed a flow-kill operation using weighted mud in order to conduct a post-incident detailed evaluation of the well, particularly with regard to the integrity of the surface well head assembly and casing after the exposure to intense heat. Following a period of evaluation, the Company has determined that the casing bowl assembly had been exposed to sufficient heat that its integrity was questionable. As such the Company has decided to plug and abandon the Moftinu-1001 well. The Company has initiated well cementing operations to permanently kill the well flow and has initiated procedures to formally abandon the well according to the norms and procedures of the National Agency of Mineral Resources (“NAMR”). The Company is in the process of completing its coverage claim with its insurance broker. Following the decision to permanently plug and abandon the Moftinu-1001 well the Company has initiated planning and tendering for the immediate drilling of a replacement well. The Company’s insurance policy includes coverage for the costs of a replacement well. The Company has identified a new well location approximately 300 metres from the Moftinu-1001 well site. The re-drill will form part of the Company’s insurance claim, which would be submitted post-drilling of the Moftinu-1007 well. The Company has applied for emergency approval, as allowed under Romanian petroleum legislation governing approvals and operations, in order to expedite the drilling and completion of the Moftinu-1007 well. It is currently anticipated by the Company that after receiving emergency approval authorization, that it will be able to commence drilling in March, with drilling, completion and testing taking up to one month. The Company has engaged a Romanian consultancy firm that is recognised by the Romanian authorities to conduct a root cause analysis of the Moftinu-1001 incident. In addition, the Company is in the process of engaging an international company to also conduct a root cause investigation on behalf of the Board and shareholders. The results of these investigations will be communicated to the relevant authorities in Romania as well as to the shareholders of the Company. It is anticipated that these investigations will be available to the Company prior to the drilling of Moftinu-1007. In regards the Moftinu Gas Development Project (the “Project”) following the recent incident with the Moftinu-1001 well, the Company is continuing with remediation operations at the site. Once the site remediation is complete, the Company anticipates resuming construction on the project in early February. As previously announced, it was the Company’s expectation that the Project would be onstream with first gas in Q1 2018. The Project is now expected to be onstream in late Q2 2018 due to the following reasons: - the required ongoing remediation of the Project site; and - the requirement to drill, complete and test the replacement Moftinu-1007 to replace the expected gas production the Moftinu-1001 well was expected to have contributed to the initial Project capacity. The Company also re-entered, worked-over and tested the Moftinu-1000 well in operations preceding the Moftinu-1001 incident. The workover consisted of a cement squeeze and re-perforation of the producing zones. The Moftinu-1000 well flow test in 2013 was 1.24 million cubic feet per day (“mmcf/d’) and the Company had reason to believe that the existing perforations were of poor quality and restricted the wells production capability. The workover resulted in a new test flow rate of 1.96 mmcf/d, a 57% increase over the 2013 test flowrate. The Project is now slated to bring on gas production from the Moftinu-1000 and, once drilled, completed and tested, the Moftinu-1007 well. None of the Project specifications have changed as a result of the incident other than timing of first gas, as the Company is still constructing the gas plant at a capacity of 15 mmcf/d, with connecting well flowlines, and a sales gas pipeline connecting to the nearby Transgaz national gas transmission system. As mentioned above, the Project is now expected to achieve first gas in the late second quarter of 2018. The Company will keep the markets apprised of any change to this expected timeline that may occur as the Project construction progresses. Beyond the work on the Project, the Company is also progressing with the planning and approvals for the future commitment wells. The Company has received approvals from NAMR to drill two exploration commitment wells into the Moftinu Structure: Moftinu-1003 and Moftinu-1004. As well, the Moftinu-1007 well is expected to qualify as a commitment well. The land permitting stage for the Moftinu-1003 and Moftinu-1004 wells have also been completed and it is anticipated that these will be drilled following the drilling of Moftinu-1007. It is planned that all these wells will be drilled by Q3 2018, thereby fulfilling the work commitments for the Addendum. With commercial success, production from Moftinu-1003 and Moftinu-1004 will be added to the experimental production phase of the Moftinu Gas Development Project. The Company is also considering conducting a 3D seismic program in the near future to further identify potential exploration targets within the Satu Mare concession area in order to accelerate production growth in Romania. Tunisia Since restarting production at the Sabria field on 06 September 2017 after being shut-in due to social protests, the production at Sabria has been slowly ramping up. Currently three of the four Sabria producing wells have returned to normal production levels, with only the Win12bis well having not yet achieved prior production levels. The Company is still looking at the timing of bringing the Chouech Es Saida field back on production. However, the recent well incident in Romania and the Company’s need to focus its financial resources on the completion of the Moftinu Gas Development Project, it is expected that the Chouech Es Saida field will not be brought onto production until the latter half of 2018. Given the recent recovery in oil prices, the Company and its partner, ETAP, are considering the timing and execution of additional capital projects that may boost the Company’s Tunisian production. Corporate: The Company is progressing its plan for the continuance of the Company from Alberta to Jersey, Channel Islands, and to also list its shares for trading on the AIM market of the London Stock Exchange (“AIM”). The Company will be holding a special meeting of shareholders for 07 March 2018 to approve the continuation to Jersey as well as other matters requiring shareholder approval. This text contains translation of the original news release in English, which has been filed by Company in Canada (country of its registered office) by way of the SEDAR system and is available at the website www.sedar.com by entering the Company name at http://www.sedar.com/search/search_form_pc_en.htm . The Polish translation of the entire text of the news release will be available at the website: www.serinusenergy.com | |||
| PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ | |||||
| Data | Imię i Nazwisko | Stanowisko/Funkcja | Podpis | ||
| 2018-01-30 | Jeffrey Auld | Prezes i Dyrektor Generalny (CEO) | Jeffrey Auld | ||
Cena akcji Serinus
Cena akcji Serinus w momencie publikacji komunikatu to None PLN. Sprawdź ile kosztuje akcja Serinus aktualnie.
W tej sekcji znajdziesz wszystkie komunikaty ESPI EBI Serinus.
