RB 72:Niekomercyjnie wartości przepływu gazu w odwiercie Uskok Lukut-1 w Brunei
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 | 72 | / | 2013 | | |||||||
| Data sporządzenia: | 2013-10-18 | |||||||||||
| Skrócona nazwa emitenta | ||||||||||||
| SERINUS ENERGY INC. | ||||||||||||
| Temat | ||||||||||||
| Niekomercyjnie wartości przepływu gazu w odwiercie Uskok Lukut-1 w Brunei | ||||||||||||
| Podstawa prawna | ||||||||||||
| Inne uregulowania | ||||||||||||
| Treść raportu: | ||||||||||||
| W nawiązaniu do raportu bieżącego nr 70/2013 Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. ("Serinus" lub "Spółka") informuje, że odwiert Uskok Lukut-1 ("LKU-1") w Bloku L w Brunei dał ciągły przepływ gazu z dwóch oddzielnych interwałów, które wcześniej nie były badane przez żaden odwiert na obszarze lądowym Brunei. Chociaż szacowane na poziomie poniżej 50 tys. stóp sześciennych dziennie ("Mcf/d") wartości były niekomercyjne, to odkrycie węglowodorów w tych strefach wskazuje, że będą potrzebne dalsze analizy i oceny w celu oszacowania potencjału złoża na tym obszarze. Test 1. (2.131 m do 2.137 m) Odwiert LKU-1 odnotował zmianę postępu (tzw. drilling break - skokowa zmiana prędkości mechanicznej wiercenia związana z przejściem do nowej formacji geologicznej) i istotny przypływ gazu, osiągający łącznie poziom 47 proc. zawartości gazu w płuczce w momencie, gdy średnica wykonywanego otworu wiertniczego wyniosła 6". Rozpoczęło się to na poziomie około 2.131 metrów (długość wzdłuż osi otworu, "MD") (czyli 1.773 m całkowitej głębokości, liczonej jako odległość pionowa od poziomu morza do dna otworu "TVD") i trwało do osiągnięcia 2.137 metrów MD, przy czym ostatnie 3 metry zinterpretowano jako czyste piaski. Najwyższe odczyty gazu C1 wyniosły 332.000 ppm (ang. parts per million – jednostka stężenia), zaś najwyższe odczyty gazu C5 wyniosły 628 ppm dla końcowej długości TD. Nastąpił znaczny wzrost ciśnienia i znaczny napływ gazu, którego łączne wskazanie zawartości w płuczce wzrosło do 47 proc., w wyniku czego przez kilka godzin odbierany gaz spalano na powierzchni. W efekcie ciężar właściwy płuczki został zwiększony do 17,7 funtów na galon ("ppg"), aby zrównoważyć wartość ciśnienia w formacji wyliczonego na 5.366 funtów na cal sześcienny ("psi"). W związku z tym, że ciśnienie znacznie przekraczało wartości zakładane w formacji oraz z uwagi na ograniczenia związane ze sprzętem, Spółka uznała, że nie jest w stanie dłużej w sposób bezpieczny prowadzić prac wiertniczych przy odwiercie LKU-1, i w efekcie wykonano korek cementowy na odcinku od 2.120 m do łącznego MD, czyli do 2.137 m oraz zainstalowano rury okładzinowe o średnicy 4,5-cala do głębokości 2.120 metrów. Pierwotnie planowana długość odwiertu LKU-1 miała wynosić 2.959 metrów MD, a głębokość - 2.410 metrów TVD. Pierwszą strefę poddaną testom stanowiło dolne 6-metrów na dnie odwiertu na odcinku od 2.131 do 2.137 metrów MD, gdzie został wykonany korek cementowy. Przepływ gazu odbywał się w sposób ciągły w niewielkich ilościach w trakcie testu. Uważa się, że formacja została uszkodzona w trakcie procesu wiercenia przez ciężki płyn wiertniczy, dodatki zastosowane w systemie płuczkowym oraz cement, gdyż zespół wiertniczy podejmował próby zrównoważenia wysokiego ciśnienia. Próby oczyszczenia sperforowanego interwału przez zastosowanie kwasowania do rozpuszczenia cementu nie przyniosły oczekiwanych rezultatów. Test 2. (1.980 do 2.120 m) W trakcie prac wiertniczych zaobserwowano generalny trend zwiększającej się zawartości iłów i/lub piasków, począwszy od poziomu około 1.890 metrów i ciągnący się do 2.137 metrów (łączna miąższość 247 metrów). Napotkane w tej sekcji łupki kwarcowe/ilaste wydają się być wypełnione węglowodorami, ze wzrastającą zawartością C1 do C5 - od średniej 10-metrowej wynoszącej 0,49 proc. na poziomie 1.700 metrów MD, do średniej 10-metrowej wynoszącej 8,1 proc. na poziomie 2.110 metrów. Wskazania dla gazu C1 stale rosły, od średniej 10-metrowej wynoszącej 3.150 ppm na głębokości 1.700 metrów MD do średniej 10-metrowej wynoszącej 58.000 ppm dla 2.110 metrów MD. Ze względu na wzrastające ciśnienie, któremu towarzyszą wskazania węglowodorów, cienka strefa łupków ilastych została wybrana jako druga strefa do testów. Łącznie 60-metrów zostało wybiórczo sperforowane na odcinku między 1.980 metrem a 2.120 metrem. Gaz odbierany w trakcie testu został spalony na powierzchni, jednakże z odwiertu nie pozyskano komercyjnych ilości. Uważa się, że cała sekcja poddana testom w drugim teście, który rozpoczęto w takcie prowadzonych działań mających na celu zrównoważenie ciśnienia w otworze, również została uszkodzona przez płyn wiertniczy i dodatki do płuczki. Zalegająca na poziomie poniżej ok. 1.100 metrów MD sekcja w odwiercie LKU-1 nie była wcześniej spenetrowana przez żaden odwiert lądowy w Brunei. Zmiana postępu (drilling break) na poziomie 2.131 m MD jest interpretowana jako odpowiadająca stropowi strefy wskazanej w badaniach sejsmicznych ("strefy zielonej" - Green Zone), stanowiącej cel drugorzędny odwiertu. Zalegający głębiej zasadniczy cel odwiertu ("strefa czerwona" - Red Zone), który Spółka spodziewała się zastać na poziomie 2.402 metrów MD, nie został jeszcze spenetrowany. Strefa zielona, strefa transformacji znajdująca się nad strefą zieloną (test 2.) i strefa czerwona są interpretowane jako facja związana z osadami turbidytowych piaskowców, która najprawdopodobniej rozciąga się na dużym obszarze. Spółka uważa, że testowane formacje mogą być zdolne do produkcji w ilościach komercyjnych, i że będą potrzebne dalsze analizy, oszacowania i oceny, aby w pełni ocenić perspektywiczność i produktywność tego nowego obiektu. Jock Graham, Wiceprezes i Wicedyrektor Generalny (COO), podkreślił, że "chociaż odwiert nie osiągnął pierwotnego celu, a cele drugiego rzędu okazały się być uszkodzone, to obecność piaskowcowych poziomów zbiornikowych w obrębie zinterpretowanych głęboko zalegających łupków sugeruje, że model geologiczny osadów turbidytowych piaskowców jest właściwy. Oprócz obecności piaskowców zbiornikowych, odwiert LKU-1 także wykazał zarówno ciśnienie, jak i obecność węglowodorów, co sugeruje, że warunki potrzebne do występowania udanego złoża mogą być obecne w ramach tego obiektu poszukiwawczego." Tim Elliott, Prezes Zarządu i Dyrektor Generalny Serinus powiedział: "Jesteśmy bardzo rozczarowani, że nie byliśmy w stanie osiągnąć naszego głównego celu w ramach tego odwiertu, jak również że drugorzędny nasz cel, mimo odkrycia, nie przyniósł przepływu gazu w ilościach komercyjnych, w szczególności ze względu na bardzo wysokie ciśnienie napotkane w trakcie prac wiertniczych. Spółka dokona przeglądu wyników testów, aby określić czy badane strefy mogą kwalifikować odwiert do stymulacji za pomocą szczelinowania hydraulicznego. W międzyczasie pierwotny odwiert Uskok Lukut pozostaje zawieszony w oczekiwaniu na przyszłą ocenę, zaś urządzenie wiertnicze będzie przeniesione na lokalizację odwiertu Luba, aby wykonać drugi odwiert w ramach programu prac wiertniczych 2013 w Bloku L ". 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 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. 72/2013Date: 2013-10-18Issuer’s trading name: SERINUS ENERGY INC. Title: Brunei - Lukut Updip-1 Well Flows Gas At Non-Commercial Rates Legal basis: other regulations Content:Referring to Current Report No. 70/2013 the Management of SERINUS ENERGY INC. (“Serinus” or the “Company”) informs that the Lukut Updip-1 (“LKU-1”) well in Brunei Block L flowed gas continuously from two separate intervals that have not previously been penetrated by any wells onshore Brunei. While the rates were estimated at less than 50 thousand cubic feet per day (“Mcf/d”), the discovery of hydrocarbons within these zones indicates that further analysis and appraisal will be required to evaluate the resource potential of this play. Test 1 (2,131 – 2,137 metres) The LKU-1 well encountered a drilling break and a significant influx of gas with a total gas reading of 47% whilst drilling 6” hole starting at a depth of approximately 2,131 metres measured depth (“MD”) (1,773 metres true vertical depth subsea (“TVD”)) and continuing to a depth of at 2,137 metres MD, the last 3 metres of which is interpreted to be clean sand. C1 gas readings peaked at 332,000 parts per million (“ppm”) and C5 gas readings peaked at 628 ppm at TD. Pressures rose significantly and there was material gas influx with total gas readings increasing to 47% which resulted in gas being flared at surface for several hours. The mud weight was subsequently increased to 17.7 pounds per gallon ("ppg") to control the calculated formation pressure of 5,366 pounds per square inch (”psi”). Due to the significantly higher than expected formation pressures and equipment limitations, the Company determined that it could no longer safely continue to drill the LKU-1 well and, consequently, a cement plug was put in place from 2,120 to the total MD of 2,137 metres and 4.5” casing was set to a depth of 2,120 metres. The initial planned depth for the LKU-1 well was 2,959 metres MD and 2,410 metres TVD. The first zone to be tested was the bottom 6 metres of the well from 2,131 to 2,137 metres MD over which the cement plug had been placed. Gas flowed continuously at a low rate during the test. The formation is believed to have been damaged by heavy drilling fluid, mud system additives and cement during the drilling process as the drilling team worked to control the high pressures encountered. Attempts to clean up the perforated interval by utilizing an acid treatment were not successful. Test 2 (1,980 – 2,120 metres) During the drilling operation a general trend of increasing silt and/or sand content was observed from a depth of approximately 1,890 metres and continuing to 2,137 metres (a total thickness of 247 metres). The sandy/silty shale encountered over this section appears to be hydrocarbon charged, with C1 to C5 total gas readings increasing from a 10 metre average of 0.49% at 1,700 metres MD to a 10 metre average of 8.1% at 2,110 metres MD. C1 gas readings steadily increased from a 10 metre average of 3,150 ppm at 1,700 metres MD to a 10 metre average of 58,000 ppm at 2,110 metres MD. Based upon the increased pressures and associated hydrocarbon shows, the thick silty shale zone was selected as the second zone to be tested. A total of 60 metres was selectively perforated between the depths of 1,980 metres and 2,120 metres. Gas was flared at surface throughout the test but the well did not produce at commercial rates. The entire section tested in the second test, which was open during the well control efforts, is believed to have also been damaged by drilling fluid and mud additives. The section of the LKU-1 well below approximately 1,100 metres MD has not previously been penetrated by any wells in onshore Brunei. The drilling break at 2,131 metres MD is interpreted to correspond to the top of a zone defined by seismic (the "Green Zone”) that was a secondary target of the well. The deeper primary target of the well (the “Red Zone”), which the Company expected to encounter at 2,402 metres MD, has not been penetrated. The Green Zone, the transition zone above the Green Zone (Test 2) and the Red Zone are all interpreted to be facies associated with turbiditic sandstone deposition which are likely to extend over a large area. The Company believes that the tested formations may be capable of producing at commercial rates, and that further analysis, evaluation and appraisal will be required to fully assess the prospectivity and productivity of this new play. Jock Graham, Chief Operating Officer of Serinus indicated that “while the well did not reach the primary target and the secondary targets appear to have been damaged, the presence of sandstone reservoirs within an interpreted deep water shale package suggests that the geological model of turbiditic sandstone deposition is correct. In addition to the presence of reservoir sands, LKU-1 also demonstrated both pressure and the presence of hydrocarbons, suggesting that the elements required for a successful pool may be present within this prospect.” Tim Elliott, the President and Chief Executive Officer of Serinus says: “we are very disappointed that we were unable to reach our main target with this well and similarly that our secondary target, while a discovery, did not flow gas at commercial rates particularly given the very high pressures encountered while drilling. The Company will review the test results to determine if the zones tested might respond well to hydraulic fracture stimulation. In the meantime, the initial Lukut Updip well is being suspended pending further evaluation and the drilling rig will move to the Luba well location to drill the second well in the 2013 Block L drilling program”. This text is a translation of 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 | ||
| 2013-10-18 | 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.
