RB 31:Informacja na temat produkcji Serinus Energy w II 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 | 31 | / | 2014 | | |||||||
| Data sporządzenia: | 2014-07-10 | |||||||||||
| Skrócona nazwa emitenta | ||||||||||||
| SERINUS ENERGY INC. | ||||||||||||
| Temat | ||||||||||||
| Informacja na temat produkcji Serinus Energy w II kwartale 2014 r. | ||||||||||||
| Podstawa prawna | ||||||||||||
| Inne uregulowania | ||||||||||||
| Treść raportu: | ||||||||||||
| Na podstawie art. 62 ust. 8 Kierownictwo Serinus Energy Inc. ("Serinus", "Spółka") informuje, że w Kanadzie za pośrednictwem systemu SEDAR publikowane są informacje o j działalności Serinus w drugim kwartale. Produkcja i ceny w drugim kwartale Średnia produkcja w ciągu drugiego kwartału (przypadająca na udział Serinus w prawie użytkowania górniczego) wyniosła 4.964 boe/d, co oznacza wzrost o 2% w porównaniu z produkcją na poziomie 4.873 boe/d w pierwszym kwartale. Produkcja gazu i kondensatu na Ukrainie w drugim kwartale (przypadająca na 70% udział Serinus w prawie użytkowania górniczego) wynosiła odpowiednio 21,3 MMcf/d i 102 bbl/d, co oznacza wzrost o 4% i 3% w porównaniu z pierwszym kwartałem. Udział produkcji z odwiertu M-17, która rozpoczęła się dopiero 26 czerwca, był niewielki. Dotychczasowa średnia produkcja z odwiertu M-17 wynosi 6,4 MMcf/d (4,4 MMcf/d przypadające na udział Serinus w prawie użytkowania górniczego). KUB-Gas LLC ("KUB-Gas") – spółka zależna, w której Serinus pośrednio posiada 70% udziałów – osiągnęła rekordowo wysoką produkcję na Ukrainie, która średnio w lipcu wynosi dotychczas 35,0 MMcf/d i 120 bbl/d (24,5 MMcf/d i 84 bbl/d przypadające na udział Serinus Energy w prawie użytkowania górniczego). Jest to o 15% więcej niż produkcja na koniec 2013 r. Szacunkowe średnie ceny na Ukrainie w ciągu kwartału wynosiły 10,23 USD/Mcf i 79,86 USD/bbl. Cena gazu była znacząco wyższa niż 8,67 USD/Mcf w pierwszym kwartale br. w następstwie wygaśnięcia z dniem 1 kwietnia 2014 r. rabatu na importowany gaz rosyjski oraz dzięki stabilizacji kursu wymiany ukraińskiej hrywny ("UAH") na dolara amerykańskiego ("USD"). Cena gazu sprzedawanego na Ukrainie przez KUB-Gas LLC opiera się na cenie importowej gazu rosyjskiego, która z kolei jest powiązana z ceną ropy. KUB-Gas otrzymuje należności w UAH, w związku z czym ceny realizowane w USD narażone są również na ryzyko kursowe. Kurs wymiany podlegał w drugim kwartale znacznie niższej zmienności niż w pierwszym kwartale, co przyczyniło się do wzrostu zrealizowanych cen gazu. W Tunezji łączna produkcja w drugim kwartale wynosiła 1.310 boe/d, co stanowi spadek o 3% w porównaniu z pierwszym kwartałem (1.345 boe/d). Średnia produkcja ropy w drugim kwartale wynosiła 1.005 bbl/d, a średnia produkcja gazu 1,8 MMcf/d. Szacunkowe średnie ceny w ciągu kwartału wynosiły 105,34 USD/bbl i 14,35 USD/Mcf. W drugim kwartale zrealizowano dwa transporty ropy tankowcami. Średnia produkcja w Tunezji w lipcu wynosi dotychczas 1.288 boe/d, w tym 978 bbl/d i 1,9 MMcf. Uwaga: powyższe wolumeny i ceny mogą ulec niewielkim zmianom po uzyskaniu ostatecznych alokacji i faktur. Prace wiertnicze i modernizacyjne Jak poinformowano w komunikacie prasowym z dnia 27 czerwca 2014 r., Serinus zawiesił działania związane z zagospodarowaniem pól na Ukrainie w oczekiwaniu na poprawę sytuacji w zakresie bezpieczeństwa. Produkcja jest kontynuowana, ale prace wiertnicze, modernizacyjne, konstrukcyjne oraz w zakresie stymulacji odwiertów zostaną przerwane. Prowadzone prace zostały (lub zostaną) doprowadzone do etapu, w którym możliwe będzie bezpieczne zawieszenie bez ryzyka dla aktywów i pracujących ludzi. W drugim kwartale Spółka zakończyła zbrojenie i testowanie odwiertu M-17 na Ukrainie. Rejestry wykazały, że w strefach S5 i S6 znajduje się gaz opłacalny do wydobycia, a strefy R30c i S7 mogą potencjalnie zawierać węglowodory. Ze strefy S7 uzyskano przepływ gazu na poziomie 900 Mcf/d bez stymulacji. Ze strefy S6 podczas testów uzyskano maksymalny przepływ gazu na poziomie 6,6 MMcf/d przy ciśnieniu na głowicy rzędu 2.970 psi[1]. W dniu 26 czerwca rozpoczęto produkcję ze strefy S6. Średnia produkcja wynosi dotychczas 6,4 MMcf/d (4,1 MMcf/d przypadające na udział Serinus Energy w prawie użytkowania górniczego). Po wznowieniu działań związanych z zagospodarowaniem pól przeprowadzona zostanie symulacja strefy S7, a jednocześnie odwiert M-17 zostanie przygotowany do podwójnego wydobycia. W kwietniu 2014 r. rozpoczęto prace nad odwiertem O-11 po przeniesieniu urządzenia wiertniczego z odwiertu M-17. Pod koniec maja wykonano odwiert na docelową głębokość 3.230 m, po czym odwiert orurowano, a urządzenie wiertnicze zwolniono. Pod koniec czerwca odwiert perforowano, po czym nastąpiło silne przebicie powietrza, a na powierzchnię wypłynął gaz. Odwiert zamknięto w oczekiwaniu na wzrost ciśnienia[1]. Obecnie nie planuje się dalszych testów. W czerwcu 2014 r. rozpoczęto prace nad odwiertem NM-4, który osiągnął głębokość 102 m. Odwiert orurowano na głębokość 100,2 m i zacementowano przed zawieszeniem prac wiertniczych. W Tunezji z wykorzystaniem urządzenia coiled tubing z powodzeniem zmodernizowano odwiert CS Sil 1, z którego produkcja osiągnęła poziom ok. 400 - 500 Mcf/d i 40 - 50 bbl ropy po zastosowaniu w kwietniu systemu zwężającego światło otworu i zwiększającego prędkość przepływu (velocity string). Podjęto również nieudaną próbę modernizacji odwiertu CS Sil 10 na odcinku od triasowych piaskowców TAGI do silurskiej strefy Tannezuft. Oba odwierty są obecnie przedmiotem analiz mających określić dodatkowe środki służące zwiększeniu lub wznowieniu produkcji. Na polach Ech Chouech i Chouech Es Saida w dniu 29 maja urządzenie modernizujące rozpoczęło prace na odwiercie EC-4. Dotychczasowe prace polegały na usunięciu z otworu pozostałych po wcześniejszych operatorach zanieczyszczeń. Po oczyszczeniu odwiertu zostanie on perforowany w strefie dewońskiej Ouan Kasa i przygotowany do stymulacji latem tego roku. Prace na Ukrainie W marcu 2014 rozpoczęto eksploatację nowej stacji przerobu gazu na polu Makiejewskoje, a pod koniec kwietnia do przetwórni podłączono odwiert M-16. W obecnej strukturze odwierty o wyższym ciśnieniu są podłączone do nowego zakładu, zaś odwierty o niższym ciśnieniu oraz produkcję z pola Olgowskoje obsługuje stara stacja. System z łatwością pomieścił nowy wolumen gazu z odwiertu M-17. Podczas gdy system obsługuje obecną wielkość produkcji, kierownictwo Spółki rozważa możliwość wprowadzenia na wstępnym etapie sprężarek, a następnie ewentualnie urządzeń chłodzących w celu kontroli punktu rosy. Dalsze działania na Ukrainie Kiedy sytuacja w zakresie bezpieczeństwa poprawi się w stopniu uzasadniającym wznowienie działań służących zagospodarowaniu pól, wznowione zostaną prace wiertnicze na odwiercie NM-4, po czym urządzenie wiertnicze zostanie przeniesione na odwiert M-22. Na odwiercie NM-4 testuje się moskowicką pułapkę stratygraficzną, a w przypadku sukcesu w ramach ukraińskich koncesji Serinus pojawi się nowy typ złoża opłacalnego do wydobycia. Celem dla odwiertu M-22 jest nowa akumulacja serpuchowska położona na południowy zachód od struktury z odwiertami M-16 i M-17. Na październik zaplanowano kampanię stymulowania poprzez szczelinowanie hydrauliczne odwiertów O-11 i O-15 (strefy R30c i S6), NM-3 (potencjalna obecność wizeńskich złóż ropy) oraz M-17 (strefa S7). Urzędowa cena ropy w lipcu wynosi 5.448,78 UAH za Mcm (w tym 20% VAT) czyli 10,90 USD/Mcf (bez VAT) wg kursu wymiany na poziomie 11,8 UAH/USD. Faktyczna cena otrzymana przez KUB-Gas będzie ok. 9% - 10% niższa z powodu marży zysku pośredników sprzedających gaz. Cena nadal będzie narażona na zmiany kursowe. W lipcu kurs wymiany wahał się w granicach od 11,6 do 11,9 UAH/USD. Dalsze działania w Tunezji W Tunezji planuje się rozpoczęcie w połowie lipca programu dwóch odwiertów - Winstar 12bis ("Win 12bis") i Winstar 13 ("Win 13"). Celem dla obu odwiertów są formacje Lower Hamra i El Atchane, z których obecnie trwa produkcja w innych odwiertach na polu Sabria. Prace nad każdym z odwiertów będą trwać ok. trzech miesięcy, a ich głębokość docelowa to ok. 3.900 m. Po wykonaniu odwiertu Win 12bis przeniesienie urządzenia wiertniczego na odwiert Win-13 potrwa ok. 3 - 4 tygodni. Modernizacja odwiertu EC-4 ma potrwać około tygodnia, po czym urządzenie zostanie przeniesione na odwiert ECS-1. Program kampanii modernizacyjnej obejmuje szereg prac na odwiertach ECS-1, CS 11 oraz CS-8bis. Program ma zwiększyć produkcję, umożliwić eksploatację nowych rezerw oraz nowego typu złóż węglowodorów opłacalnych do wydobycia. Latem tego roku planowana jest stymulacja odwiertów EC-4 i ECS-1. Na początku czerwca rozpoczęto program badań sejsmicznych 3D na obszarze 203,5 km2 na polu Sanrhar, który został już zrealizowany w ok. 40%. Wcześniej zebrane ograniczone dane 2D wykazały obecność szeregu zaburzonych czterema uskokami zamknięć strukturalnych, które zostaną dokładniej zbadane w ramach bieżącego programu. Obecnie produkcja z pola Sanrhar wynosi 50 – 60 bbl/d ropy z jednego odwiertu, który do końca 2013 r. zapewnił produkcję w wysokości 421 Mbbl. Dalsze działania w Rumunii Tegoroczny program obejmuje wykonanie dwóch nowych odwiertów oraz badań sejsmicznych 3D, które obejmą teren o powierzchni 180 km2. Odwierty - Moftinu-1001 i 1002bis - wykonywane będą jeden po drugim, a prace rozpoczną się w listopadzie tego roku. Celem obu odwiertów są piaskowce korytowe z pliocenu na głębokości ok. 2.000 m, które zidentyfikowano w ramach badań sejsmicznych 3D. Odwiert Moftinu-1000, wykonany na tym polu w 2012 roku na podstawie badań sejsmicznych bez wykorzystania technologii 3D, natrafił na gaz, jednak jak się później okazało, znajduje się on na krawędzi zamknięcia strukturalnego. Program zbierania nowych danych sejsmicznych 3D rozpocznie się również we wrześniu i potrwa ok. 6 - 8 tygodni. Obszar badań obejmie teren o powierzchni 180 km2 usytuowany ok. 35 km na południowy zachód od pola Moftinu przy zachodniej granicy koncesji Satu Mare. Jest to rozpoznany basen węglowodorów leżące na skraju rowu Carei ponad złożami ropy Santau. Uwaga: [1] - Wyniki testów nie muszą być wyznacznikiem długofalowych wyników ani ostatecznego wydobycia. Powyższe dane z testów mają charakter wstępny do momentu zakończenia pełnej analizy z uwzględnieniem ciśnienia. Określenie BOE może być mylące, szczególnie jeżeli występuje samodzielnie. Współczynnik konwersji boe, gdzie 6 tysięcy stóp sześciennych "Mcf" gazu odpowiada ekwiwalentowi jednej baryłki ropy naftowej, wynika z metody zakładającej równoważność energetyczną w odniesieniu do danych pomiarów uzyskanych na końcówce palnika, co nie odnosi się do wartości występujących na głowicy. Stwierdzenia dotyczące przyszłości - Niniejsza informacja zawiera stwierdzenia dotyczące przyszłych zdarzeń, prezentowane z perspektywy dnia publikacji niniejszej informacji, odnoszące się do przyszłych działań, które nie stanowią lub nie mogą stanowić danych historycznych. Mimo, że przedstawiciele Spółki uznają założenia zawarte w stwierdzeniach dotyczących przyszłości za racjonalne, potencjalne wyniki sugerowane w powyższych stwierdzeniach odznaczają się znacznym poziomem ryzyka i niepewności, i nie można stwierdzić, że faktyczne rezultaty okażą się zgodne z powyższymi stwierdzeniami dotyczącymi przyszłości. 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. 31/2014 Date: 2014-07-10 Issuer's trading name: SERINUS ENERGY INC. Title: Second Quarter Operations Update Legal basis: other regulations Content: The Management of SERINUS ENERGY INC. ("Serinus" or the "Company") informs that in Canada via the SEDAR system it has published Second Quarter Operations Update Second Quarter Production and Realized Prices Average corporate production for the second quarter was 4,964 boe/d (SEN WI), representing a 2% increase from 4,873 boe/d in the first quarter. Gas and condensate production in Ukraine during the second quarter were 21.3 MMcf/d and 102 bbl/d respectively (both volumes are SEN’s 70% WI). These volumes are 4% and 3% higher than the first quarter. This includes only a minor contribution from the M 17 well, which did not start up until June 26. To date, M 17 has averaged 6.4 MMcf/d (4.4 MMcf/d SEN WI). KUB-Gas LLC (“KUB-Gas”), Serinus’ indirectly owned 70% subsidiary, has achieved record production in Ukraine with average rates for July to date reaching 35.0 MMcf/d and 120 bbl/d (24.5 MMcf/d and 84 bbl/d SEN WI). This is 15% above 2013 exit production. The estimated prices received in Ukraine during the quarter were $10.23/Mcf and $79.86/bbl. The gas price was significantly higher than the $8.67/Mcf realized in Q1 2014, as the discounts on imported Russian gas during the prior quarter expired on April 1, 2014, and Ukrainian Hryvnia (“UAH”) reached a more stable level vs. the U.S. dollar (“USD”). Gas sold in Ukraine by KUB-Gas is based on the import price of Russian gas, which in turn is linked to the price of oil. KUB-Gas is paid in UAH, making its realized price in USD also subject to exchange rate risk. That exchange rate was substantially less volatile during Q2 than in the first quarter which contributed to the higher realized gas prices. Overall production in Tunisia for Q2 was 1,310 boe/d, 3% lower than the 1,345 boe/d in Q1. Oil averaged 1,005 bbl/d, and gas was 1.8 MMcf/d. Estimated realized prices during the quarter were $105.34/bbl and $14.35/Mcf. There were two tanker lifts of oil during Q2. Tunisia production for July so far has averaged 1,288 boe/d, comprised of 978 bbl/d and 1.9 MMcf/d. Note: the volumes and prices referred to above are subject to minor revisions once final allocations and invoices are received. Drilling & Workover Update As disclosed in our press release of June 27, 2014, Serinus has put developmental field operations in Ukraine on hold pending improvement in the security situation. Production is continuing, but drilling, workover, stimulation and construction activities will cease. Operations already underway have been (or are being) wound down at threshold points where the cessation of activity can be accomplished with no risk to the people or assets. During the second quarter, the M-17 well in Ukraine was completed and tested. Logs had indicated pay in the S5 and S6 zones, and resource potential in the R30c and S7 sections. The S7 tested 900 Mcf/d without stimulation. The S6 was tested at multiple rates, the highest of which was 6.6 MMcf/d at a flowing wellhead pressure of 2,970 psi[1]. The S6 zone was placed on production on June 26, and has averaged 6.4 MMcf/d (4.4 MMcf/d SEN WI) to date. The S7 will be stimulated when development operations resume, and M-17 will be completed as a dual producer at that time. The O-11 well was spud on April 2014 after the drilling rig moved on from M-17. It reached its planned TD of 3,230 metres in late May, and was cased and the rig released. In late June, the well was perforated, and experienced a strong air blow, followed by gas to surface. The well was shut in for a pressure build up[1]. No further testing will be undertaken at this time. The NM-4 well was spud on June, and drilled to a depth of 102 metres. Surface casing was run to 100.2 metres and cemented in place prior to suspending drilling operations. In Tunisia, a coiled tubing unit was successful in restoring the CS Sil 1 well to production at a rate of approximately 400 - 500 Mcf/d and 40 - 50 bbl/d of oil, after running a velocity string during April. It also attempted unsuccessfully to recomplete CS Sil 10 from the Triassic TAGI sandstone to the Silurian Tannezuft. Both wells are being reviewed to determine additional measures to increase or restore production. In Ech Chouech and Chouech Es Saida, a full workover rig commenced operations on EC 4 on May 29. Operations so far have been to clean out debris left in the well by previous operators. Once the wellbore is remediated, the well will be perforated in the Devonian Ouan Kasa zone, and prepared for a stimulation later this summer. Ukraine Facilities Gas began flowing through the new treatment facility at Makeevskoye on March 2014, and the M 16 well was re-routed to that new facility at the end of April. The overall configuration is now that higher pressure wells are tied into the new plant, while lower pressure wells and the production from Olgovskoye field flow through the old plant. The system has easily accommodated the new gas volumes from the M-17 well. While the system is handling the current production load, management is looking at the possibility of adding compression initially, and possibly later refrigeration to assist in dew point control. Ukraine Outlook Once the security situation improves enough to resume development activities, drilling will resume on NM 4, after which the rig will move to M 22. 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 had also been planned in October for O-11 and O-15 (both R30c and S6 zones), NM-3 (Visean oil potential) and M-17 (S7). The official gas price for the month of July is 5,448.78 UAH per Mcm (including VAT at 20%), or $10.90/Mcf (excluding VAT) using an exchange rate of 11.8 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 June, that rate fluctuated between 11.6 and 11.9 UAH/USD. Tunisia Outlook In Tunisia, the two well drilling program including Winstar 12bis (“Win 12bis”) and Winstar 13 (“Win 13”) is expected to start in mid-July. The targets in both wells are the Lower Hamra and El Atchane formations currently producing in other wells in the Sabria field. Each well will take approximately three months, with target total depths of over 3,900 metres. After Win 12bis, the rig move to Win-13 is expected to take 3 – 4 weeks. The workover on EC-4 is expected to be completed within a week, after which the rig will move to ECS 1. The balance of the workover campaign includes various operations on ECS-1, CS 11, and CS-8bis. This program is expected to add production, exploit new reserves and develop a new hydrocarbon play type. Both EC-4 and ECS-1 are scheduled to be stimulated later this summer. A 203.5 km2 3D seismic program over the Sanrhar field commenced in early June, and is approximately 40% complete. Legacy sparse 2D data indicates 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, which has produced 421 Mbbl of oil to the end of 2013. Romania Outlook This year’s program includes two exploration 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 November 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. Cautionary Statement: [1] - Test results are not necessarily indicative of long-term performance or of ultimate recovery. The test data contained herein is considered preliminary until full pressure transient analysis is complete. BOEs may be misleading, particularly if used in isolation. A BOE conversion ratio of 6 Mcf:1 bbl is based on an energy equivalency conversion method primarily applicable at the burner tip and does not represent a value equivalency at the wellhead. 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 | ||
| 2014-07-10 | 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.
