RB 12:Aktualizacja informacji o zasobach w Brunei i Syrii
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 | 12 | / | 2012 | | |||||||
| Data sporządzenia: | 2012-03-29 | |||||||||||
| Skrócona nazwa emitenta | ||||||||||||
| KULCZYK OIL VENTURES INC. | ||||||||||||
| Temat | ||||||||||||
| Aktualizacja informacji o zasobach w Brunei i Syrii | ||||||||||||
| Podstawa prawna | ||||||||||||
| Art. 56 ust. 1 pkt 1 Ustawy o ofercie - informacje poufne | ||||||||||||
| Treść raportu: | ||||||||||||
| Kierownictwo KULCZYK OIL VENTURES INC. ("KOV", "Kulczyk Oil", "Spółka") informuje, iż otrzymało raport niezależnej firmy inżynieryjnej RPS Energy Consultants Ltd. ("RPS") zawierający ocenę zasobów dla Bloku L i Bloku M w Brunei oraz Bloku 9 w Syrii. O poprzednim raporcie RPS, zawierającym oszacowanie zasobów znajdujących się w Bloku 9 w Syrii według stanu na dzień 31 grudnia 2010 r., Spółka informowała w raporcie bieżącym nr 17/2011 K z dnia 22 marca 2011 r. Natomiast poprzednie raporty niezależnych ekspertów dla Bloku L i Bloku M w Brunei zostały sporządzone: - dla Bloku L w Brunei przez firmę McDaniel & Associates Consultants Ltd. na dzień 30 września 2009 r., - dla Bloku M w Brunei przez firmę Netherland, Sewell and Associates Inc. na dzień 31 sierpnia 2009 r. i stanowiły odpowiednio Załącznik A i Załącznik B do Prospektu Emisyjnego KULCZYK OIL VENTURES INC., zatwierdzonego przez Komisję Nadzoru Finansowego w dniu 13 kwietnia 2010 r. Zgodnie z treścią aktualnego raportu RPS zasoby perspektywiczne w kategorii Best Estimate: - dla Bloku L w Brunei w ujęciu netto, tj. przypadające na 90 proc. udziału KOV wynoszą 283 mln baryłek ropy ("MMboe") oraz 1.480 mld stóp sześciennych gazu ("Bcf"), razem 265 mln MMboe; - dla Bloku M w Brunei w ujęciu netto, tj. przypadające na 36 proc. udziału KOV – 35,6 MMbo i 109,4 Bcf, razem 27 MMboe; - dla Bloku 9 w Syrii w ujęciu netto, tj. przypadające na 45 proc. udziału KOV - 134 MMbo i 109 Bcf, razem 152 MMboe. Informacje dotyczące zasobów w Bloku L w Brunei, Bloku M w Brunei oraz Bloku 9 w Syrii przedstawiono poniżej. Blok L w Brunei KOV pośrednio poprzez swoje dwie spółki, będące w całości własnością Kulczyk Oil, posiada 90 proc. udział operacyjny w umowie o podziale wpływów z wydobycia, na mocy której spółki te mają prawo do poszukiwania i – o ile strony umowy uznają, że dane odkrycie nadaje się do komercyjnej eksploatacji, a PetroleumBRUNEI zaakceptuje plan zagospodarowania – do produkcji ropy naftowej i gazu z Bloku L. Blok ten jest znajduje się w fazie poszukiwania i zagospodarowywania, i zajmuje obszar 1.123 km2, na który składają się tereny lądowe oraz tereny płytkich wód przybrzeżnych w Brunei. Zasoby warunkowe w wysokości 60.000 baryłek ropy netto dla KOV zostały zidentyfikowane w raporcie RPS dla jednego z obszarów poszukiwawczych w Bloku L. Zasoby perspektywiczne zidentyfikowano dla 14 obiektów poszukiwawczych w Bloku L na podstawie interpretacji danych sejsmicznych 3D i 2D oraz oceny geologicznej. Poniżej przedstawiono podsumowanie oszacowań zasobów perspektywicznych dla Bloku L w Brunei dla 90 proc. efektywnego udziału KOV, kolejno w kategoriach Low Estimate / Best Estimate / High Estimate: Ropa (MMbo): 189 / 283 / 430 Gaz (Bcf): 1013 / 1480 / 2203 Razem (MMboe): 179 / 265 / 399 Blok M w Brunei KOV pośrednio poprzez swoją spółkę, będącą w całości własnością Kulczyk Oil, posiada 36 proc. udział operacyjny w umowie o podziale wpływów z wydobycia, na mocy której spółka ta ma prawo do poszukiwania i – o ile strony umowy uznają, że dane odkrycie nadaje się do komercyjnej eksploatacji, a PetroleumBRUNEI zaakceptuje plan zagospodarowania – do produkcji ropy naftowej i gazu z Bloku M. Blok ten, znajdujący się w fazie poszukiwania i zagospodarowywania, zajmuje obszar 1.505 km2, na który składają się tereny lądowe w Brunei. W oparciu o interpretację danych sejsmicznych 3D i 2D, ocenę geologiczną i informacje z odwiertu uznano, że dwa obszary poszukiwawcze w Bloku M mogą mieć zasoby warunkowe. Do jednego obszaru w Bloku M RPS przypisała zasoby warunkowe w wysokości 110.000 baryłek ropy netto dla KOV, zaś do drugiego - 2 Bcf gazu netto dla KOV. Zasoby perspektywiczne zidentyfikowano dla 11 obiektów poszukiwawczych w Bloku M na podstawie interpretacji danych sejsmicznych 3D i 2D oraz oceny geologicznej. Poniżej przedstawiono podsumowanie oszacowań zasobów perspektywicznych dla Bloku M w Brunei dla 36 proc. efektywnego udziału KOV, kolejno w kategoriach Low Estimate / Best Estimate / High Estimate: Ropa (MMbo): 15,5 / 35,6 / 93,6 Gaz (Bcf): 26,3 / 109,4 / 412,6 Razem (MMboe): 10 / 27 / 81 Blok 9 w Syrii Loon Latakia Limited, spółka pośrednio zależna, będąca w całości własnością KOV, posiada 50 proc. udział operacyjny w umowie o podziale wpływów z wydobycia, na mocy której spółka ta ma prawo do poszukiwania i – o ile strony umowy uznają, że dane odkrycie nadaje się do komercyjnej eksploatacji, a administracja syryjska zaakceptuje plan zagospodarowania – do produkcji ropy naftowej i gazu z Bloku 9, obejmującego obszar 10,032 km2 w północno-zachodniej Syrii. KOV jest operatorem Bloku 9 w Syrii. Niepowiązana spółka posiada prawo objęcia 5% udziału w Bloku 9, co wymaga akceptacji przez administrację syryjską, w rezultacie ekonomiczny udział Spółki w Bloku 9 wynosi 45%. Prace nad odwiertem Itheria-1 - pierwszym odwiertem poszukiwawczym w Bloku 9 – rozpoczęto 22 lipca 2011 roku. Zgodnie z planem odwiert miał osiągnąć całkowitą głębokość 3.256 metrów i posłużyć do zbadania dużej formacji – czterokierunkowego spadku skalnego – zidentyfikowanej przez badanie sejsmiczne 3D. 17 października 2011 r. Spółka ogłosiła, iż wstrzymano program wierceń na głębokości 2.072 metrów. Odwiert miał trzy podstawowe cele: dwa zlokalizowane w piaskowcach z okresu ordowiku, a trzeci w głębiej zalegających węglanach z kambru. Piaskowiec Affendi z ordowiku został zbadany na głębokości 1.470 m i nie wykazał odpowiedniej porowatości ani przepuszczalności, by uznać go za potencjalne złoże. Pozostałe dwa potencjalne złoża: piaskowiec Khanasser z ordowiku oraz węglan Burj ze środkowego kambru zalegają prawdopodobnie poniżej głębokości zawieszonych prac. Szacunki RPS zasobów perspektywicznych wzięły pod uwagę informacje z odwiertu, co skutkowało około 23 proc. spadkiem wyrażanej w MMboe wielkości zasobów perspektywicznych Bloku 9 w Syrii w stosunku do szacunków RPS dla tego samego obiektu dokonanych przed wywierceniem odwiertu. Zasoby perspektywiczne przypisane przez RPS do obiektu poszukiwawczego Bashaer nie zmieniły się w porównaniu z poprzednim raportem. Poniżej przedstawiono podsumowanie oszacowań zasobów perspektywicznych dla Bloku 9 w Syrii dla 45 proc. efektywnego udziału KOV, kolejno w kategoriach Low Estimate / Best Estimate / High Estimate: Obiekt poszukiwawczy: Itheria Ropa (MMbo): 19 / 87 / 235 Gaz (Bcf): 19 / 85 / 238 Razem (MMboe): 23 / 101 / 275 Obiekt poszukiwawczy: Bashaer Ropa (MMbo): 22 / 42 / 74 Gaz (Bcf): 11 / 21 / 37 Razem (MMboe): 24 / 46 / 80 Razem: Ropa (MMbo): 51 / 134 / 296 Gaz (Bcf): 37 / 109 / 265 Razem (MMboe): 57 / 152 / 340 Uwaga: - Przedstawione powyżej zasoby perspektywiczne – wartości nie uwzględniają ryzyka –Pozycja razem wyrażana w MMboe została określona w przybliżeniu i nie jest sumą arytmetyczną, lecz bazuje na wszystkich tych węglowodorach, którym przypisano szansę 50/50 na bycie ropą lub gazem oraz na współczynniku konwersji na boe, gdzie 6 tys. stóp sześciennych ("Mcf") gazu odpowiada jednej baryłce ropy. - Informacja o produkcji jest z reguły podawana w jednostkach 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; - Ponadto KOV informuje, że szczegółowe informacje znajdą się w "Oświadczeniu o stanie rezerw i innych informacji o ropie naftowej i gazie" (ang. Statement of Reserves Data and Other Oil and Gas Information) – Formularz 51-101F1 (Form 51-101F1) składanym regulatorom w Kanadzie, zgodnie z Zarządzeniem Krajowym 51-101, jak również, że Spółka opublikuje swój "Roczny Formularz Informacyjny za rok zakończony 31 grudnia 2011 r." Podstawowe pojęcia: "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 wobec których dany projekt czy projekty nie osiągnął 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 zagospodarowanie. 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, 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, 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, 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. 12/2012Date: 2012-03-29Issuer’s trading name: KULCZYK OIL VENTURES INC. Topic: Brunei and Syria – Resources Update Legal basis: Article 56 section 1 Item 1 Act on Public Offering – confidential information Content:The Management of KULCZYK OIL VENTURES INC. (“’KOV”, “Company”), hereby informs that it has received report of an independent reserve engineers RPS Energy Consultants Ltd. (“RPS”) with resource estimates for Brunei Block L, Brunei Block M and Syria Block 9. Information on the previous Competent Person’s Report (“CPR”) of the RPS concerning assessment of oil and gas resources within Syria Block 9 as on December 31, 2010 was provided by the Company in the current report No. 17/2011 K of March 22, 2011. Previous CPRs concerning Brunei Block L and Brunei Block M were prepared by:- McDaniel & Associates Consultants Ltd. as on September 30, 2009 – Block L- Netherland, Sewell and Associates Inc. as on August 31, 2009 – Block M The CPRs are contained in Appendix A and B of the Prospectus of Kulczyk Oil Venrutes Inc., approved by the Polish Financial Supervision Authority on April 13, 2010. Pursuant to the current RPS report Best Estimate Prospective Resources are as follows: -Brunei Block L - Best Estimate Prospective Resources, net to the 90% interest of KOV, of 283 million barrels of oil (“MMbo”) and 1,480 billion cubic feet of gas (“Bcf”) equating to a total of 265 million barrels of oil equivalent (“MMboe”); -Brunei Block M – Best Estimate Prospective Resources, net to the 36% interest of KOV, of 35.6 MMbo and 109.4 Bcf equating to a total of 27 MMboe; and -Syria Block 9 – Best Estimate Prospective Resources, net to the 45% interest of KOV, of 134 MMbo and 109 Bcf equating to a total of 152 MMboe. Information on resources for Brunei Block L, Brunei Block M and Syria Block 9 is presented below: Brunei Block L The Company, through two indirect wholly-owned subsidiaries, owns a 90% working interest in a production sharing agreement that provides them the right to explore for and, if the parties to the agreement establish that the discovery is capable of commercial exploitation and PetroleumBRUNEI approves the development plan, produce oil and gas from Block L, a 1,123 km2 exploration and development block covering certain onshore and offshore areas of Brunei. Contingent resources of 60,000 barrels of oil net to KOV were identified for one prospect area on Block L in the RPS report. Prospective resources were identified in 14 prospects on Block L based upon interpretation of 3D and 2D seismic and on geological evaluation. The prospective oil and gas resources for Brunei Block L (90% KOV Effective Interest) are summarized below. The estimates are presented in the following order: Low Estimate / Best Estimate / High Estimate. Oil (MMbo): 189 / 283 / 430Gas (Bcf): 1013 / 1480 / 2203Total (MMboe): 179 / 265 / 399 Brunei Block M The Company, through an indirect wholly-owned subsidiary, owns a 36% working interest in a production sharing agreement that provides it the right to explore for and, if the parties to the agreement establish that the discovery is capable of commercial exploitation and PetroleumBRUNEI approves the development plan, produce oil and gas from Block M, a 1,505 km2 exploration and development block covering an onshore area of Brunei. Two prospects in Block M were considered to have contingent resources based upon interpretation of 3D and 2D seismic, on geological evaluation and well information. Contingent resources of 110,000 barrels of oil net to KOV were identified by RPS for one prospect area on Block M while 2 Bcf of natural gas net to KOV were identified for the second prospect. Prospective resources were identified in 11 prospects on Block M based upon interpretation of 3D and 2D seismic and on geological evaluation. The prospective oil and gas resources for Brunei Block M (36% KOV Effective Interest) are summarized below. The estimates are presented in the following order: Low Estimate / Best Estimate / High Estimate. Oil (MMbo): 189 / 283 / 430Gas (Bcf): 1013 / 1480 / 2203Total (MMboe): 179 / 265 / 399 Syria Block 9 Loon Latakia Limited, an indirect wholly-owned subsidiary of KOV, holds a 50% participating interest in a production sharing contract which gives it the right to explore for and, if the parties to the agreement establish that a discovery is sufficient for commercial exploitation and the Syrian authorities approve the development plan, produce oil and gas from Block 9, a 10,032 km2 block in northwest Syria. KOV is the operator of Syria Block 9. An unrelated company holds the right to be assigned a 5% interest in Block 9 subject to the approval of Syrian authorities and, as a result, the Company has an economic interest in Block 9 of 45%. The first exploration well on Block 9, at Itheria-1, commenced drilling on 22 July 2011. The well was planned to be drilled to 3,256 metres and was designed to test a large structure with four-way closure defined by 3D seismic. The Company announced on 17 October 2011 that the drilling program was suspended at a depth of 2,072 metres. The well had three primary objectives, two in sandstones of Ordovician age and a third in deeper Cambrian carbonates. The Ordovician Affendi sandstone was penetrated at a depth of 1,470 metres and did not have sufficient porosity and permeability to be a potential reservoir. Two other potential reservoirs, the Ordovician Khanasser sandstone and the Middle Cambrian Burj carbonate are expected to occur below the suspended depth. The RPS evaluation of prospective resources took into account the well information and resulted in an approximate 23% decrease in the MMboe prospective resources for Syria Block 9 when compared to the evaluation of the same property by RPS prior to the drilling of the well. The prospective resources allocated by RPS to the Bashaer prospect have not changed from the prior report. The prospective oil and gas resources for Syria Block 9 (45% KOV Effective Interest) are summarized below. The estimates are presented in the following order: Low Estimate / Best Estimate / High Estimate. Itheria prospect:Oil (MMo): 19 / 87 / 235Gas (Bcf): 19 / 85 / 238Total (MMboe): 23 / 101 / 275 Bashaer prospect:Oil (MMbo): 22 / 42 / 74Gas (Bcf): 11 / 21 / 37Total (MMboe): 24 / 46 / 80Total:Oil (MMbo): 51 / 134 / 296Gas (Bcf): 37 / 109 / 265Total (MMboe): 57 / 152 / 340 Important notes Prospective Resource volumes have not been discounted for risk Totals reported in MMboe have been determined probabilistically and do not sum arithmetically and are based on any hydrocarbons discovered having a 50/50 chance of being oil or gas and on a boe ratio of six Mcf of gas being equal to one barrel of oil. Oil and Gas Equivalents - Production information is commonly reported in units 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. The boe conversion ratio of 6 Mcf = 1 barrel, or the 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. KOV also advises that it will file its Statement of Reserves Data and Other Oil and Gas Information (Form 51-101F1) and the RPS Report on Reserves Data (Form 51-101F2) with regulatory authorities in Canada as required under National Instrument 51-101 and that it will also file its Annual Information Form for the year ended 31 December 2011. Defined Terms "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 | ||
| 2012-03-29 | 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.
