RB 17:Aktualizacja informacji o pracach prowadzonych w I kwartale 2014 r.
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 | 17 | / | 2014 | | |||||||
| Data sporządzenia: | 2014-04-22 | |||||||||||
| Skrócona nazwa emitenta | ||||||||||||
| SERINUS ENERGY INC. | ||||||||||||
| Temat | ||||||||||||
| Aktualizacja informacji o pracach prowadzonych w I kwartale 2014 r. | ||||||||||||
| Podstawa prawna | ||||||||||||
| § 56 ust. 3 pkt 3 RO - łączna kwota wierzytelności | ||||||||||||
| Treść raportu: | ||||||||||||
| Na podstawie art. 62 ust. 8 ustawy o ofercie publicznej, Kierownictwo Serinus Energy Inc. ("Serinus", "Spółka") informuje, że w Kanadzie za pomocą systemu SEDAR przekazywana jest aktualizacja informacji o pracach prowadzonych w I kwartale 2014 r. Produkcja w I kwartale i uzyskane ceny Średnia produkcja w I kwartale wynosiła 4.873 boe/d (wartość przypadająca na udziały operacyjne Spółki), co oznacza 4 proc. spadek z 5.088 boe/d w IV kwartale ubiegłego roku. Na uzyskane wielkości wpływ miały utrzymujące się ograniczenia wydajności instalacji przesyłowych na Ukrainie oraz trwające prace rekonstrukcyjne w Tunezji. Serinus oczekuje, że w bieżącym kwartale dojdzie w obu tych obszarach do poprawy sytuacji, co zostało poniżej szerzej omówione. Produkcja gazu i kondensatu realizowana przez Serinus na Ukrainie wynosiła w I kwartale 20,4 MMcf/d i odpowiednio 99 bbl/d (obie wielkości podano dla 70% udziałów przypadających Serinus). Te ilości są o 3 proc. oraz 12 proc niższe niż w IV kwartale, co było spowodowane utrzymującym się wysokim ciśnieniem zwrotnym w instalacji napowierzchniowej i w rurociągu DonBas, którym realizowano sprzedaż. Spółka ma nadzieję, że problem ten zostanie rozwiązany, kiedy nowa stacja przetwórstwa gazu na koncesji Makiejewskoje zostanie w pełni podłączona do rurociągu (patrz punkt poniżej: "Infrastruktura przesyłowa"). Szacunkowe średnie ceny uzyskiwane na Ukrainie w I kwartale wynosiły 8,67 USD/Mcf i 78,20 USD/bbl. Cena gazu była niższa od 11,02 USD/Mcf uzyskanych w IV kwartale 2013 r., a wynikało to z obniżki ceny gazu importowanego z Rosji w I kwartale oraz deprecjacji ukraińskiej hrywny ("UAH") w stosunku do dolara amerykańskiego ("USD"). Cena gazu sprzedawanego na Ukrainie przez KUB-Gas LLC ("KUB-Gas"), spółkę zależną Serinus (pośredni 70 proc. udział), bazuje na cenie gazu importowanego z Rosji, która to z kolei powiązana jest z ceną ropy. Rabaty udzielane na rosyjski gaz skończyły się z dniem 1 kwietnia 2014 r. (vide punkt poniżej: "Dalsze działania na Ukrainie"). Tymczasem KUB-Gas otrzymuje płatności w UAH, a cena uzyskiwana denominowana jest w USD i podlega ryzyku walutowemu. Kurs spadł ze średniego 8,1 UAH/USD w IV kwartale 2013 r. do 9,0 UAH/USD w I kw.2014 r. W Tunezji produkcja w pierwszym kwartale wynosiła średnio 1.053 bbl/d ropy oraz 1,9 MMcf/d gazu. Szacunkowe średnie ceny zrealizowane w I kwartale wynosiły 107,52 USD/bbl oraz 13,60 USD/Mcf. Wielkość produkcji ropy była w istocie taka sama jak w IV kwartale, jednakże gazu było o 24 proc. mniej z powodu ograniczonej produkcji odwiertów CS-Sil-1, CS-Sil-10 oraz CS 11. We wszystkich trzech w obecnym kwartale zostaną przeprowadzone prace rekonstrukcyjne w celu zniwelowania problemów właściwych każdemu z tych odwiertów (vide poniżej "Dalsze działania w Tunezji"). W I kwartale odbył się dwukrotnie odbiór ropy przez tankowce (ang. tanker lift). Uwaga: ilości i ceny odnoszące się do powyższego mogą być przedmiotem niewielkiej korekty podczas końcowej alokacji i otrzymaniu faktur. O postępie prac wiertniczych i rekonstrukcyjnych W ciągu pierwszego kwartału Spółka zakończyła prace wiertnicze nad odwiertem M-17 na Ukrainie. Rejestry wskazały na obecność gazu opłacalnego do wydobycia w strefach S5 i S6 oraz potencjał zbiornikowy w sekcjach R30c i S7. Odwiert został orurowany, a urządzenie serwisowe rozpoczęło pracę 10 kwietnia 2014 r. Wszystkie perspektywiczne strefy będą testowane i ukończone. Prace nad odwiertem O-11 rozpoczęły się 4 kwietnia 2014 r., po przeniesieniu urządzenia wiertniczego z M-17. Planowana całkowita głębokość odwiertu wynosi 3.200 metrów, a jego celem są formacje S6 i R30c. Oczekuje się, że prace wiertnicze zajmą 70 dni. O-11 jest odwiertem konturującym i znajduje się 1 km na południowy wschód od odwiertu produkcyjnego O-15, który rozpoczął wydobycie ze strefy S6 w lipcu 2013 r., a jego średnia produkcja za marzec 2014 r. wyniosła 1 Mcf/d. Obie strefy wg przewidywań będą potrzebowały stymulacji szczelinowaniem, tak jak to miało miejsce w przypadku innych odwiertów wykonanych w ramach tych formacji. Infrastruktura przesyłowa Przepływ gazu przez nową stację przetwórstwa gazu na koncesji Makiejewskoje zainicjowano 6 marca 2014 r. Do tej pory wielkość przesyłu była ograniczana, gdyż odwiert M-16, który ma wysokie ciśnienie przepływu trzeba było dostosować do nowej stacji, a także dlatego że dodatkowa produkcja zwiększyła ciśnienie zwrotne w miejscowych liniach przesyłu, wykorzystywanych w procesie sprzedaży. Załoga Kub-Gasu współpracuje z DonBas Transgas nad zabezpieczającą konfiguracją podłączeń, mającą na celu powstrzymanie cofania się gazu. Dostosowanie odwiertu M-16 powinno być wykonane do końca kwietnia. Spółka zakłada, że po wprowadzeniu tych modyfikacji wzrośnie produkcja brutto o co najmniej 3 MMcf/d (2,1 MMcf/d przypada na udziały operacyjne SEN). Dalsze działania na Ukrainie Wraz z wygaśnięciem rabatów na rosyjski gaz z dniem 1 kwietnia 2014 r., ogłoszone ceny gazu na kwiecień to 4.020 UAH za Mcm lub 9,49 USD/Mcf, przy kursie wymiany 12 UAH/USD. Obecna cena realizowana przez KUB-Gas będzie o ok. 9 –10 proc. niższa ze względu na marżę pośredników, przez których prowadzona jest sprzedaż. Na ceny nadal będą miały wpływ zmiany kursu. W ciągu kwietnia kurs oscylował w przedziale 11,1 UAH/USD a 13,0 UAH/USD. Po O-11 kolejnymi lokalizacjami wykonywanych w ramach programu odwiertów na 2014 r. będą NM 4 oraz M 22. NM-4 testuje pułapkę stratygraficzną w skałach z okresu moskowu, a w przypadku sukcesu, wyznaczy nowy typ obiektu w ramach ukraińskich koncesji Serinus. Celem odwiertu M-22 są nowe akumulacje w warstwach z serpuchowu na południowy zachód od złoża obejmującego odwierty M-16 i M-17. Na Ukrainie planowany jest również program stymulacji szczelinowaniem, a jego rozpoczęcie przewiduje się na październik. Odwierty wyznaczone do stymulacji to O-11 oraz O-15 (zarówno strefa R30c jak i S6), NM-3 (potencjał w zakresie ropy w skałach z wizenu) i M-17 (strefa S7). Program szczelinowania został przesunięty z drugiego kwartału ze względu na brak dostępności specjalistycznego sprzętu. Dalsze działania w Tunezji W Tunezji nadal trwają przygotowania do prac wiertniczych na polu Sabria – przy czym miejsce wierceń dla Winstar-12bis jest gotowe, a prace nad placem wiertni dla Winstar-13 są w toku. Dwa odwierty będą wykonywane jeden po drugim, a mobilizacja urządzenia wiertniczego na Winstar-12bis spodziewana jest w połowie maja, zaś rozpoczęcie wierceń - w pierwszym tygodniu czerwca. Celem są formacje Lower Hamra oraz El Atchane, obecnie eksploatowane przez inne odwierty rozmieszczone na tym polu. Wykonanie każdego odwiertu zajmie około trzech miesięcy, a docelowa łączna głębokość każdego z nich wynosi ponad 3.800 metrów. Zgodnie z wcześniejszymi informacjami urządzenie coiled tubing zostało przeniesione na koncesję Chouech Es Saida w celu rekonstrukcji odwiertów CS-Sil-10 oraz CS-Sil-1. Program prac nad CS-Sil-10 obejmuje zamkniecie tulei nad piaskowcem TAGI z triasu i przeprowadzenie oceny głębiej zalegającej strefy piaskowców Tannezuft z syluru. W przypadku CS-Sil-1 Tannezuft urządzenie zainstaluje rurki syfonowe oraz otworzy dwa głębsze interwały Tannezuft. Urządzenie do rekonstrukcji odwiertów będzie działało także na koncesjach Chouech Es Saida oraz Ech Chouech w celu przeprowadzenia różnych zabiegów przy czterech odwiertach: EC-4, ECS-1, CS-11 oraz CS-8bis, a rozpoczęcie tych prac planowane jest na pierwszy tydzień maja. Oczekuje się, że działania te spowodują wzrost produkcji, rozpoczęcie eksploatacji nowych rezerw, a także zagospodarowanie nowego obszaru z występującymi akumulacjami węglowodorów. Program badań sejsmicznych 3D, obejmujący pozyskanie 203,5 km kw danych z pola Sanrhar, wystartuje na początku maja. Posiadane z wcześniejszego okresu nieliczne dane z badań sejsmicznych 2D wskazują na występowanie szeregu struktur, reprezentujących cztery typy zamknięcia pułapek, które ten nowy program zbada bardziej szczegółowo. Obecna produkcja z Sanrhar – prowadzona w całości z jednego tylko odwiertu - wynosi 50-60 bbl/d ropy . Dalsze działania w Rumunii Kontynuowane są przygotowania zgodnie z tegorocznym planem prac poszukiwawczych, który obejmuje wykonanie dwóch odwiertów oraz pozyskanie 180 km kw. danych z badań sejsmicznych 3D. Dwa odwierty - Moftinu-1001 oraz 1002bis będą wykonywane jeden po drugim, a rozpoczęcie prac nad pierwszym odwiertem przewidywane jest na wrzesień tego roku. Celem obu są piaski korytowe z okresu pliocenu zalegające na głębokości około 2.000 m, zidentyfikowane podczas badań sejsmicznych 3D. Wcześniejszy odwiert - Moftinu-1000, wykonano w roku 2012 przy czym bez uprzedniego pozyskania jakże przydatnych danych z badań sejsmicznych 3D. Moftinu-1000 natrafił na gaz, ale w ostateczności okazało się, że odwiert ten znajduje się na krawędzi strukturalnej pułapki. Nowy program badań sejsmicznych 3D również wystartuje we wrześniu i jak się oczekuje, potrwa 6-8 tygodni. Obszar badań to 180 km kw. znajdujących się 35 km na południowy zachód od pola Moftinu i ciągnący się wzdłuż zachodniej granicy koncesji Satu Mare. Teren ten leży w obrębie dobrze rozpoznanej linii trendu węglowodorów na skraju Carei graben i pokrywa się ze złożem ropy Santau. 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 | ||||||||||||
| MESSAGE (ENGLISH VERSION) | |||
| Current Report No. 17/2014Date: 2014-04-22Issuer’s trading name: SERINUS ENERGY INC. Title: Serinus - First Quarter Operations Update Legal basis: other regulations Content:Pursuant to Article 62.8 of the Act of 29 July 2005 on Public Offering […] the Management of SERINUS ENERGY INC. (“Serinus”, "SEN" or the “Company”) informs that in Canada via the SEDAR system it has published the update for Company’s first quarter operations. First Quarter Production and Realized Prices Average production for the first quarter was 4,873 boe/d (SEN WI), representing a 4% decrease from 5,088 boe/d in the fourth quarter. Volumes were impacted by continued facility constraints in Ukraine and pending workover requirements in Tunisia. Serinus anticipates both of these issues to be rectified during the current quarter, as described more fully below. Serinus’ gas and condensate production in Ukraine during the first quarter were 20.4 MMcf/d and 99 bbl/d respectively (both volumes are SEN’s 70% WI). These volumes are 3% and 12% lower than the fourth quarter due to continuing high back pressures in the surface facilities and DonBas sales line. The Company hopes to mitigate this issue once the new Makeevskoye gas treatment facility comes fully onstream (see Facilities below). The estimated average prices received in Ukraine during the quarter were $8.67/Mcf and $78.20/bbl. The gas price was lower than the $11.02/Mcf realized in Q4 2013, due to the discounted price of Russian imports during the quarter, and the deterioration of the Ukrainian Hryvnia (“UAH”) vs. the US Dollar (“USD”). Gas sold in Ukraine by KUB-Gas LLC (“KUB-Gas”), Serinus’ indirectly owned 70% subsidiary, is based on the import price of Russian gas, which in turn is linked to the oil price. Those discounts on Russian gas ended effective April 1, 2014 (see Ukraine Outlook below). Kub-Gas however, is paid in UAH, making its realized price in USD also subject to exchange rate risk. That rate fell from an average of 8.1 UAH/USD in Q4 2013, to 9.0 UAH/USD for Q1 2014. In Tunisia, production in the first quarter averaged 1,053 bbl/d of oil and 1.9 MMcf/d of gas. Estimated realized prices during the quarter were $107.52/bbl and $13.60/Mcf. The oil rate was substantially the same as Q4, but gas was 24% lower due to inhibited production from the CS-Sil-1, CS-Sil-10 and CS 11 wells. All three will be worked over during the current quarter to alleviate their respective issues (see Tunisia Outlook below). There were two tanker lifts of oil during Q1. Note: the volumes and prices referred to above are subject to minor revisions once final allocations and invoices are received. Drilling & Workover Update During the first quarter, the Company finished drilling the M-17 well in Ukraine. Logs indicated pay in the S5 and S6 zones, and resource potential in the R30c and S7 sections. The well was cased, and the service rig began completion operations on April 10, 2014. All prospective zones will be tested and completed. The O-11 well was spud on April 4, 2014 after the drilling rig moved on from M-17. The well has a planned total depth of 3,200 metres, targeting the S6 and R30c formations. Drilling time is expected to be 70 days. O-11 is a development well, located approximately 1 km southeast of the O-15 discovery well, which began producing from the S6 zone in July 2013 and produced an average of 1 Mcf/d during the month of March 2014. Both zones are anticipated to require fracture stimulations as has been the case with other wells completed in those formations. Facilities Gas began flowing through the new treatment facility at Makeevskoye on March 6, 2014. Volumes to date have been limited as the M 16 well, which has a high flowing pressure, needs to be re-routed to the new facility, and because the additional production has increased back pressure on the local sales line. Personnel from Kub-Gas are working with DonBas Transgas to configure the tie-ins to ensure that no other gas is backed out. The re-routing of the M 16 well should be completed by the end of April. The Company anticipates that once complete, these modifications will increase gross production by at least 3 MMcf/d (2.1 MMcf/d SEN WI). Ukraine Outlook With the expiry of the discounts on Russian gas effective April 1, 2014, the announced gas price for the month of April is 4,020 UAH per Mcm, or $9.49/Mcf using an exchange rate of 12 UAH/USD. The actual price received by KUB-Gas will be approximately 9% - 10% less for the profit margin of the intermediaries through which the gas is sold. It will also continue to be influenced by changes in the exchange rate. During the month of April, that rate has fluctuated between 11.1 and 13.0 UAH/USD. After O-11, the next wells in the 2014 program will be drilled at the NM 4 and M 22 locations. NM-4 is testing a Moscovian stratigraphic trap, and if successful, will establish a new play type within Serinus’ Ukrainian licences. The M-22 well is targeting a new Serpukhovian accumulation to the southwest of the pool containing the M-16 and M-17 wells. A fracture stimulation campaign is also planned in Ukraine, anticipated to commence in October. The wells slated for stimulation include O-11 and O-15 (both R30c and S6 zones), NM-3 (Visean oil potential) and M-17 (S7). The scheduling of the fracture program has been pushed back from the second quarter due to unavailability of a frac spread. Tunisia Outlook In Tunisia, preparations for drilling at Sabria continue with the wellsite for Winstar-12bis completed and work on the location for Winstar-13 underway. The two wells will be drilled back to back with the drilling rig expected to mobilize to Winstar-12bis in mid-May and spud during the first week in June. The targets are the Lower Hamra and El Atchane formations currently producing in other wells in the field. Each well will take approximately three months, with target total depths of over 3,800 metres. As has been previously disclosed, a coiled tubing unit has been moved to Chouech Es Saida to work over the CS-Sil-10 and CS-Sil-1 wells. The program for CS-Sil-10 is to shut the sliding sleeve over the Triassic TAGI sandstone, and test the deeper Silurian Tannezuft zone. On CS-Sil-1, the rig will install a velocity string and open up two deeper Tannezuft intervals. A full workover rig will also be mobilized into the Chouech Es Saida and Ech Chouech concessions to perform various services on four wells, being EC-4, ECS-1, CS-11, and CS-8bis, with operations expected to commence during the first week of May. This campaign is expected to add production, exploit new reserves and develop a new hydrocarbon play type. A 203.5 km2 3D seismic program will be shot over the Sanrhar field starting in early May. Legacy sparse 2D data indicate a number of four-way structural closures which this program will investigate more thoroughly. Current production from Sanrhar is 50 – 60 bbl/d of oil from a single well. Romania Outlook Preparations continue with respect to this year’s exploration program which includes two wells and 180 km2 of 3D seismic. The two wells, Moftinu-1001 and 1002bis, will be drilled back to back, with the spud of the first well expected in September this year. Both are targeting Pliocene aged channel sands, at a depth of approximately 2,000 metres, which have been identified on 3D seismic. A previous well, Moftinu-1000, drilled in 2012 without the benefit of the 3D data, encountered gas but was subsequently found to be at the edge of the structural closure. Shooting of the new 3D seismic program will also commence in September, and is expected to take 6 - 8 weeks. The survey area covers 180 km2 located approximately 35 km southwest of the Moftinu field against the western boundary of the Satu Mare concession. This area is in a well established hydrocarbon fairway on the edge of the Carei graben, and overlies the Santau oil pool. This text contains selected excerpts from 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 is available at the website: www.serinusenergy.com | |||
| PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ | |||||
| Data | Imię i Nazwisko | Stanowisko/Funkcja | Podpis | ||
| 2014-04-22 | 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.
