RB 8:Szacunki rezerw i zasobów na Ukrainie przez niezależną firmę inżynieryjną
Firma: KULCZYK OIL VENTURES 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 | 8 | / | 2012 | | |||||||
| Data sporządzenia: | 2012-03-20 | |||||||||||
| Skrócona nazwa emitenta | ||||||||||||
| KULCZYK OIL VENTURES INC. | ||||||||||||
| Temat | ||||||||||||
| Szacunki rezerw i zasobów na Ukrainie przez niezależną firmę inżynieryjną | ||||||||||||
| Podstawa prawna | ||||||||||||
| Art. 56 ust. 1 pkt 1 Ustawy o ofercie - informacje poufne | ||||||||||||
| Treść raportu: | ||||||||||||
| Kierownictwo Wyższego Szczebla KULCZYK OIL VENTURES INC. (Spółka, Emitent, KOV) informuje, iż w dniu 20 marca 2012 r. otrzymało raport dotyczący wielkości rezerw i zasobów oraz ich szacowanej wartości dla aktywów ukraińskich posiadanych przez Spółkę, sporządzony przez niezależną firmę inżynieryjną RPS Energy Consultants Ltd. ("RPS"). Rezerwy i zasoby KOV na Ukrainie były przedmiotem wcześniejszych ekspertyz RPS. O ostatniej z nich Spółka informowała w raporcie bieżącym nr 10/2011 z dnia 10 lutego 2011 r. Obecny raport zawiera dane według stanu na 31 grudnia 2011 r. Prezentowane dane odnoszą się do 70% udziału KOV w KUB-Gas LLC ("KUB-Gas"). KUB-Gas posiada cztery koncesje produkujące gaz (Wiergunskoje, Olgowskoje, Makiejewskoje oraz Krutogorowskoje) oraz koncesję poszukiwawczą – Północne Makiejewskoje i jest ich operatorem. Koncesje te były przedmiotem oceny RPS. REZERWY Wartość bieżąca netto (ang. Net Present Value – "NPV") rezerw 2P wzrosła w ciągu 2011 r. o 33,4 proc. do kwoty 162,8 mln USD, przy zastosowaniu stopy dyskontowej 10 proc. przed opodatkowaniem. Zgodnie z treścią raportu Rezerwy potwierdzone i prawdopodobne (2P), netto dla KOV, pomniejszone o należności koncesyjne (ang. royalities), według stanu na 31 grudnia 2011 r., od czasu przejęcia KUB-Gas w czerwcu 2010 r. więcej niż podwoiły się, uzyskując poziom 31,63 mld stóp sześciennych ekwiwalentu gazu ("Bcfe") (czyli 5,27 MMboe). Dodatkowe rezerwy pozyskano w wyniku udanych wierceń i zagospodarowania obszaru pól Makiejewskoje i Olgowskoje. Spadek rezerw nastąpił za sprawą korekty technicznej, która wynikała przede wszystkim z weryfikacji starszych wyników profilowania, oceny nowych danych sejsmicznych 3D oraz z wolumenu (netto) produkcji gazu w ciągu roku, wynoszącego ok. 2,3 Bcf. Rezerwy w ujęciu netto (pomniejszone o royalities), przypadające na 70 % udział KOV: Potwierdzone (1P): - 21.700,4 MMcf gazu i 83,6 Mbbl naturalnego gazu płynnego ("NGL"); - łącznie: 3,70 MMboe lub 22,02 Bcfe; - zmiana od 31.12.2010 r. do 31.12.2011 r., przy uwzględnieniu 2,313 MMcfe produkcji netto dla KOV w roku 2011: +9,2% Potwierdzone + Prawdopodobne (2P): - 30.772,2 MMcf gazu i 142,6 Mbbl NGL; - łącznie: 5,27 MMboe lub 31,63 Bcfe; - zmiana od 31.12.2010 r. do 31.12.2011 r., przy uwzględnieniu 2,313 MMcfe produkcji netto dla KOV w roku 2011: –1,7% Potwierdzone + Prawdopodobne + Możliwe (3P): - 40.418,8 MMcf gazu i 213,0 Mbbl NGL; - łącznie: 6,95 MMboe lub 41,70 Bcfe. - zmiana od 31.12.2010 r. do 31.12.2011 r., przy uwzględnieniu 2,313 MMcfe produkcji netto dla KOV w roku 2011: –6% ZASOBY Raport przygotowany przez RPS zawiera także szacunki zasobów perspektywicznych i warunkowych przypadających na 70% udział KOV w spółce KUB-Gas, szacując łączną wielkość zasobów warunkowych w kategorii high estimate (3C) na ponad 148 Bcf, zaś łączną wielkość zasobów perspektywicznych w kategorii high estimate (3C) na ponad 183 Bcf, co podsumowano poniżej. Zasoby w ujęciu brutto (przed podatkami) w miliardach stóp sześciennych (BCF), przypadające na 70 % udział KOV: Obszar koncesji: Olgowskoje Zasoby Warunkowe w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 3,92 / 15,32 / 38,61; Zasoby Perspektywiczne w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 0,09 / 0,39 / 1,02; Obszar koncesji: Makiejewskoje Zasoby Warunkowe w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 11,27 / 45,44 / 109,58; Zasoby Perspektywiczne w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 10,67 / 40,71 / 93,83; Obszar koncesji: Północne Makiejewskoje Zasoby Warunkowe w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: - / - / -; Zasoby Perspektywiczne w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 7,78 / 30,23 / 75,04; Obszar koncesji: Krutogorowskoje Zasoby Warunkowe w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: - / - / -; Zasoby Perspektywiczne w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 1,71 / 6,31 / 13,58; RAZEM Zasoby Warunkowe w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 15,19 / 60,76 / 148,19; Zasoby Perspektywiczne w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 20,25 / 77,64 / 183,47. Odnosząc się do danych zaprezentowanych przez RPS Emitent wskazuje, iż w 2011 r. został zrealizowany bardzo udany program wierceń i zwiększono produkcję spółki KUB-Gas z 6,1 MMcf/d (czyli 4,3 MMcf/d netto dla KOV) na początku 2011 r. do ponad 20 MMcf/d (czyli ponad 14 MMcf/d netto dla KOV) obecnie. Chociaż program wierceń doprowadził do pozyskania znacznych rezerw, to nietypowym efektem ubocznym prowadzonych prac technicznych, a w szczególności zastosowania nowoczesnej technologii profilowania, było ograniczenie pozytywnego wpływu tych pozyskań. Uwzględniając 2,313 Bcf produkcji netto dla KOV w 2010 r., rezerwy 1P (netto dla KOV) wzrosły o 9,2 proc., gdy tymczasem rezerwy 2P (netto dla KOV) spadły o 1,7 %. Jednocześnie wartość bieżąca netto (NPV) rezerw 2P wzrosła o 33,4 proc. za sprawą wyższych cen surowców. Profilowanie wszystkich nowych odwiertów odbyło się z wykorzystaniem nowoczesnych narzędzi pomiarowych, a gdy wyniki profilowania nowych odwiertów włączono do bazy danych i poddano analizie stwierdzono, że stare pomiary wykazywały ilość węglowodorów (ang. hydrocarbons pay – węglowodory odpowiadające ekonomicznym parametrom granicznym) do 30 proc. zawyżoną. Różnica między nowymi i starymi pomiarami, wraz z bardziej zawężonym modelem geologicznym, uzyskanym dzięki interpretacji danych sejsmicznych 3D, wywarły zasadniczy wpływ na obliczenia dotyczące rezerw, w szczególności dla pola Olgowskoje. Negatywny wpływ korekty związanej z danymi uzyskanymi dzięki profilowaniu i z interpretacji sejsmicznej 3D został jednak w pewien sposób zrównoważony przez fakt, iż w ramach programu wierceń Spółki zostały odkryte nowe rezerwy zarówno na polu Olgowskoje, jak i Makiejewskoje. W 2011 r. wykonano 5 nowych odwiertów na polu Olgowskoje i uruchomiono produkcję z odwiertu M-19 na obszarze pola Makiejewskoje. Odwiert M-19 jest bardzo dobry i produkcja pola Makiejewskoje wzrosła o ponad 700%, z 849 Mcf/d w styczniu 2011 r. do 7,1 MMcf/d w chwili obecnej. W tym samym okresie produkcja pola Olgowskoje wzrosła ponad trzykrotnie, z 3,5 MMcf/d do 11,5 MMcf/d. Zdaniem Emitenta posiada on solidną bazę, w oparciu o którą będzie kontynuował rozwój działalności na Ukrainie. Na 2012 r. zaplanowano program wierceń obejmujący pięć do sześciu odwiertów, który ma służyć odkryciu nowych złóż oraz ocenie i dalszemu zagospodarowaniu nowo odkrytych złóż w odwiertach wykonanych w ostatnich 18 miesiącach. Celem jest konwersja w rezerwy części z 60 Bcf zasobów warunkowych (w kategorii best estimate) netto dla KOV, wskazanych przez RPS. Program przyszłych wierceń będzie także obejmował kilka odwiertów poszukiwawczych związanych z częścią z 78 Bcf zasobów perspektywicznych (w kategorii best estimate) netto dla KOV, zidentyfikowanych przez RPS. Dwa odwierty, na które w tegorocznym programie wierceń zostanie położony szczególny nacisk, to NM-1 i M-16. Prace nad odwiertem NM-1, pierwszym na obszarze koncesji Północne Makiejewskoje, ruszą w ciągu najbliższych kilku tygodni, a ich celem będzie część wynoszących do 75 Bcf zasobów perspektywicznych (w kategorii high estimate) netto dla KOV, rozpoznanych przez RPS. Odwiert M-16, który ma zostać wykonany na obszarze koncesji Makiejewskoje w miesiącach letnich, będzie najgłębszym odwiertem wykonanym do tej pory przez Spółkę na Ukrainie, a jego celem będzie część sięgających do 102 Bcf zasobów warunkowych (w kategorii high estimate) i 94 Bcf zasobów perspektywicznych (w kategorii high estimate) zidentyfikowanych przez RPS na obszarze Makiejewskoje. Ekwiwalent ropy naftowej i gazu Informacja o produkcji jest z reguły podawana w jednostkach takich jak baryłki ekwiwalentu ropy naftowej ("boe" lub "Mboe" lub "MMboe") lub też w jednostkach ekwiwalentu gazu ("Mcfe" lub "MMcfe" lub "Bcfe"). Jednakże określenia BOE lub Mcfe mogą być mylące, w szczególności gdy używane są w oderwaniu od kontekstu. Współczynnik konwersji na boe, gdzie 6 Mcf = 1 baryłka, lub na Mcfe, gdzie 1 baryłka = 6 Mcf, wynika z metody zakładającej równoważność energetyczną w odniesieniu do danych z pomiarów uzyskanych na końcówce palnika, co nie odnosi się do wartości występujących na głowicy. Podstawowe pojęcia: - "Rezerwy" są to zasoby węglowodorów, które oczekuje się, że będą komercyjnie zdatne do wydobycia w wyniku realizacji projektów zagospodarowania ze znanych akumulacji, od określonej daty, pod określonymi warunkami. Rezerwy muszą spełniać cztery kryteria: muszą być odkryte, zdatne do wydobycia, w ilościach zdatnych do komercyjnego wydobycia i obecne w złożu (na dzień oceny) w oparciu o zastosowany projekt zagospodarowania. Rezerwy dzieli się dalej według prawidłowości oszacowania, a następnie według zaawansowania projektu i/lub statusu zagospodarowania i wydobycia. - "Rezerwy Potwierdzone" to wielkości wydobycia węglowodorów, które na podstawie analiz geologicznych i danych inżynieryjnych można oszacować z rozsądną pewnością jako komercyjnie zdatne do wydobycia od określonej daty, ze znanych horyzontów złożowych i w określonych warunkach gospodarczych, z wykorzystaniem określonych metod operacyjnych i w oparciu o określone regulacje administracyjne. - "Rezerwy Prawdopodobne" to takie dodatkowe Rezerwy, w wypadku których ustalone na podstawie analiz geologicznych i danych inżynieryjnych szanse wydobycia są niższe niż w wypadku Zasobów Potwierdzonych, ale wyższe niż w przypadku Zasobów Możliwych. - "Rezerwy Możliwe" to takie dodatkowe Rezerwy, w wypadku których ustalone na podstawie analiz geologicznych i danych inżynieryjnych szanse wydobycia są niższe niż w wypadku Zasobów Prawdopodobnych. Prawdopodobieństwo, że rzeczywiste wydobyte ilości będą równe lub przekroczą sumę Zasobów Potwierdzonych, Prawdopodobnych i Możliwych wynosi 10%. - "Zasoby Warunkowe" to ilości ropy naftowej lub gazu ziemnego, które według szacunków na dany dzień mogą potencjalnie zostać pozyskane ze znanych akumulacji przy zastosowaniu istniejącej technologii lub postępu technicznego, ale które nie osiągnęły jeszcze stopnia zaawansowania pozwalającego na komercyjne zagospodarowanie ze względu na jedno lub więcej uwarunkowań. Uwarunkowania te mogą mieć charakter ekonomiczny, prawny, środowiskowy, polityczny, jak też wypływać z regulacji lub braku rynku. Zasoby Warunkowe dzielą się na kategorie: Low Estimate (1C), Best Estimate (2C) i High Estimate (3C), w relacji do stopnia pewności związanego z szacunkami, a w zależności ekonomicznej opłacalności mogą być dzielone na podkategorie. - "Zasoby Perspektywiczne" to takie ilości ropy naftowej lub gazu, które według szacunków na dany dzień mogą potencjalnie zostać pozyskane z nieodkrytych akumulacji poprzez realizację przyszłych planów rozwojowych. Zasobom tym przypisana jest zarówno szansa na odkrycie, jak i szansa na rozwój. Dzielą się na kategorie, w relacji do stopnia pewności związanego z szacunkami, odzwierciedlającego założenia dotyczące możliwości ich odkrycia i rozwoju, a także mogą być dzielone na podkategorie w zależności od stopnia zaawansowania projektu. "Low Estimate (1C)" uważane jest za ostrożny szacunek ilości zasobów warunkowych, które będą faktycznie pozyskane. Jest wysoce prawdopodobne, że ilości pozyskane w rzeczywistości, przekroczą oszacowania. W kategoriach rachunku prawdopodobieństwa oznaczać to będzie co najmniej 90% prawdopodobieństwo (P90), że ilości pozyskane będą równe lub wyższe niż ostrożny szacunek. "Best Estimate (2C)" uważane jest za wyważony szacunek ilości zasobów warunkowych, które będą faktycznie pozyskane. Jest wysoce prawdopodobne, że ilości pozyskane w rzeczywistości, będą niższe lub wyższe od oszacowań. W kategoriach rachunku prawdopodobieństwa oznaczać to będzie co najmniej 50% prawdopodobieństwo (P50), że ilości pozyskane będą równe lub wyższe niż wyważony szacunek. "High Estimate (3C)" uważane jest za optymistyczny szacunek ilości zasobów warunkowych, które będą faktycznie pozyskane. Jest mało prawdopodobne, że ilości pozyskane w rzeczywistości, przekroczą oszacowania. W kategoriach rachunku prawdopodobieństwa oznaczać to będzie co najmniej 10% prawdopodobieństwo (P10), że ilości pozyskane będą równe lub wyższe niż optymistyczny szacunek. | ||||||||||||
| MESSAGE (ENGLISH VERSION) | |||
| Current Report No. 8/2012Date: 2011-03-20Issuer’s trading name: KULCZYK OIL VENTURES INC. Title:Evaluation of Reserves and Resources for Licenses in the Ukraine by independent engineering consulting company Legal basis: Article 56 section 1 Item 1 Act on Public Offering – confidential information Content: The Management of KULCZYK OIL VENTURES INC. (“Company”, “Issuer”, “KOV”), hereby informs that on March 20, 2012 it has received a report with reserves and resource volumes and estimated value for its Ukrainian assets, as evaluated by independent reserve engineers RPS Energy Consultants Ltd. (“RPS”). KOV’s reserves and resources in Ukraine were subject of previous expertises of the RPS. The last one has been reported by the Company in the current report No. 10/2010 of February 10, 2011. The report presents data as of 31 December 2011. All figures below refer to KOV’s effective 70% ownership interest of KUB-Gas LLC (“KUB-Gas”), its partially-owned subsidiary, which owns and operates the four gas producing licenses (Vergunskoye, Olgovskoye, Makeevskoye and Krutogorovskoye) and the North Makeevskoye exploration license which were evaluated by RPS. Reserves Net Present Value (“NPV”) of 2P reserves increased 33.4% during 2011 to USD 162.8 million before tax at a discount factor of 10%; Pursuant to the RPS report Proved plus probable (2P) reserves at 31 December 2011, net to KOV, have more than doubled to 31.63 billion cubic feet equivalent (“Bcfe”) (5.27 MMboe) after royalties, since the time of acquisition in June 2010. Reserves additions came from successful drilling and development in the Makeevskoye and Olgovskoye field areas. Decreases in reserves resulted from technical revisions as a result of a re-evaluation of older wireline logs, from the evaluation of new 3D seismic data and from the approximately 2.3 Bcf of net natural gas volumes produced during the year. Reserves net to the 70% KOV interest after deduction for royalty are shown below: Proved (1P):- 21,700.4 MMcf of gas and 83.6 Mbbl of NGL;- total: 3.70 MMboe or 22.02 Bcfe;- The percentage change in reserves volumes from 31 December 2010 to 31 December 2011, after considering KOV’s net production during the year: +9.2% Proved + Probable (2P): - 30,772.2 MMcf of gas and 142.6 Mbbl of NGL;- total: 5.27 MMboe or 31.63 Bcfe;- The percentage change in reserves volumes from 31 December 2010 to 31 December 2011, after considering KOV’s net production during the year: –1.7% Proved + Probable + Possible (3P): - 40,418.8 MMcf of gas and 213.0 Mbbl of NGL;- total: 6.95 MMboe or 41.70 Bcfe.- The percentage change in reserves volumes from 31 December 2010 to 31 December 2011, after considering KOV’s net production during the year: –6% Resources The report prepared by RPS also evaluated the Prospective and Contingent Resources attributable to the 70% interest of KOV in KUB-Gas and estimated total high case (3C) Contingent Resources at more than 148 Bcf and total high case (3C) Prospective Resources at more than 183 Bcf as summarized below. Resources in Bcf, gross to the 70% KOV interest are shown below: License area: OlgovskoyeContingent Resources 1C/2C/3C – respectively: 3.92 / 15.32 / 38.61;Prospective Resources 1C/2C/3C - respectively: 0.09 / 0.39 / 1.02; License area: MakeevskoyeContingent Resources 1C/2C/3C – respectively: 11.27 / 45.44 / 109.58;Prospective Resources 1C/2C/3C - respectively: 10.67 / 40.71 / 93.83; License area: North MakeevskoyeContingent Resources 1C/2C/3C – respectively: - / - / -;Prospective Resources 1C/2C/3C - respectively: 7.78 / 30.23 / 75.04; License area: KrutogorovskoyeContingent Resources 1C/2C/3C – respectively: - / - / -;Prospective Resources 1C/2C/3C - respectively: 1.71 / 6.31 / 13.58; TOTALContingent Resources 1C/2C/3C – respectively: 15.19 / 60.76 / 148.19;Prospective Resources 1C/2C/3C - respectively: 20.25 / 77.64 / 183.47. With reference to the data presented by RPS, the Issuer has stated that the Company had a very successful drilling program in 2011 and have increased KUB-Gas production from 6.1 MMcf/d ,or 4.3 MMcf/d net to KOV, at the start of 2011 to more than 20 MMcf/d, or more than 14 MMcf/d net to KOV, today. While the drilling program led to significant additions to reserves, an unusual side-effect of our ongoing technical work has been to minimize the positive impact that would have resulted from these additions. After accounting for approximately 2.3 Bcf of net KOV production in 2010 net 1P reserves were increased by 9.2% while net 2P reserves decreased by 1.7%. However, the Net Present Value of the 2P reserves has increased 33.4% due to higher commodity prices. The new wells were all logged with modern logging tools and when the wireline logs from these new wells were integrated into our data base and analyzed the we found that the old logs had overstated hydrocarbon pay by up to 30%. This difference between modern logs and old logs in conjunction with a more constrained geologic model resulting from the interpretation of 3D seismic data had a material impact on the calculation of reserves at year-end 2011, particularly for the Olgovskoye Field. The Company’s drilling program discovered new reserves in both the Olgovskoye and Makeevskoye Fields that offset the negative impact of the log data adjustment and 3D seismic interpretation. In 2011 the Company drilled 5 new wells in the Olgovskoye Field and commenced production from the M-19 well in the Makeevskoye Field area. M-19 is a very good well and the Makeevskoye Field production has increased by more than 700% from 849 Mcf/d in January 2011 to 7.1 MMcf/d currently. During the same time period Olgovskoye Field production increased by more than three times from 3.5 MMcf/d to 11.5 MMcf/d. Pursant to the Company it has a solid base with which to continue to build its business in Ukraine. A 5 to 6 well drilling program is planned for 2012 which will target the discovery of new reservoirs and the appraisal and further development of new discoveries drilled in the past 18 months, with the target of converting some of the 60 Bcf of net Contingent Resources (Best Estimate) identified by RPS into Reserves. The upcoming drilling program will also include a few exploration wells targeting some of the 78 Bcf of net Prospective Resources (Best Estimate) that have been identified by RPS. Two wells of particular note in this coming year’s drilling program are the NM-1 well and the M-16 well. NM-1, the first well to be drilled on the North Makeevskoye license will start drilling in the next few weeks and will target some of the up to 75 Bcf (High Case) of net Prospective Resources identified by RPS. The M-16 well, to be drilled on the Makeevskoye license during the summer months will be the deepest well every drilled by the Company in Ukraine and will target some of the up to 102 Bcf (High Case) of Contingent Resources and 94 Bcf (High Case) of Prospective Resources identified by RPS for the Makeevskoye area. Oil and Gas Equivalents Production information is commonly reported in units of barrel of oil equivalent (“boe” or “Mboe” or “MMboe”) or in units of natural gas equivalent (“Mcfe” or (“MMcfe” or (“Bcfe”). However, BOEs or Mcfe’s may be misleading, particularly if used in isolation. A boe conversion ratio of 6 Mcf = 1 barrel, or an Mcfe conversion ratio of 1 barrel = 6 Mcf, is based on an energy equivalency conversion method primarily applicable at the burner tip and does not represent a value equivalency at the wellhead. Defined Terms “Reserves” are those quantities of petroleum anticipated to be commercially recoverable by application of development projects to known accumulations from a given date forward under defined conditions. Reserves must further satisfy four criteria: they must be discovered, recoverable, commercial, and remaining (as of the evaluation date) based on the development project(s) applied. Reserves are further categorized in accordance with the level of certainty associated with the estimates and may be sub-classified based on project maturity and/or characterized by development and production status. “Proved Reserves” are those quantities of petroleum, which by analysis of geosciences and engineering data, can be estimated with reasonable certainty to be commercially recoverable, from a given date forward, from known reservoirs and under defined economic conditions, operating methods and government regulations. “Probable Reserves” are those additional Reserves which analysis of geosciences and engineering data indicate are less likely to be recovered than Proved Reserves but more certain to be recovered than Possible Reserves. “Possible Reserves” are those additional Reserves which analysis of geosciences and engineering data indicate are less likely to be recoverable than Probable Reserves. There is a 10% probability that the quantities actually recovered will equal or exceed the sum of proved plus probable plus possible Reserves. "Contingent Resources" are those quantities of petroleum that are estimated, as of a given date, to be potentially recoverable from known accumulations using established technology or technology under development, but which are not yet considered mature enough for commercial development because of one or more contingencies. Contingencies may include factors such as economic, legal, environmental, political, and regulatory matters, or a lack of markets. Contingent Resources are further categorized into Low Estimate (1C), Best Estimate (2C) and High Estimate (3C) according to the level of certainty associated with the estimates and may be sub-classified based on economic viability. "Prospective Resources" are those quantities of petroleum estimated, as of a given date, to be potentially recoverable from undiscovered accumulations by application of future development projects. Prospective Resources have both an associated chance of discovery and a chance of development. Prospective Resources are further subdivided in accordance with the level of certainty associated with recoverable estimates assuming their discovery and development and may be sub-classified based on project maturity. “Low Estimate (1C)” is considered to be a conservative estimate of the quantity that will actually be recovered. It is likely that the actual remaining quantities recovered will exceed the low estimate. If probabilistic methods are used, there should be at least a 90 percent probability (P90) that the quantities recovered will equal or exceed the low estimate. “Best Estimate (2C)” is considered to be the best estimate of the quantity that will actually be recovered. It is likely that the actual remaining quantities recovered will be greater or less than the best estimate. If probabilistic methods are used, there should be a 50 percent probability (P50) that the quantities recovered will equal or exceed the best estimate. “High Estimate (3C)” is considered to be an optimistic estimate of the quantity that will actually be recovered. It is unlikely that the actual remaining quantities recovered will exceed the high estimate. If probabilistic methods are used, there should be at least a 10 percent probability (P10) that the quantities recovered will equal or exceed the high estimate. | |||
| PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ | |||||
| Data | Imię i Nazwisko | Stanowisko/Funkcja | Podpis | ||
| 2012-03-20 | Jakub Korczak | Wiceprezes ds. Relacji Inwestorskich, Dyrektor Operacji w Europie Środkowo-Wschodniej | Jakub Korczak | ||
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.
