RB 30:Informacja na temat produkcji w III kw. 2015 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 | 30 | / | 2015 | | |||||||
| Data sporządzenia: | 2015-10-19 | |||||||||||
| Skrócona nazwa emitenta | ||||||||||||
| SERINUS ENERGY INC. | ||||||||||||
| Temat | ||||||||||||
| Informacja na temat produkcji w III kw. 2015 r. | ||||||||||||
| Podstawa prawna | ||||||||||||
| Inne uregulowania | ||||||||||||
| Treść raportu: | ||||||||||||
| Działając na podstawie art. 62 ust. 8 ustawy o ofercie publicznej, Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. ("Serinus", "SEN", "Spółka") informuje, że w Kanadzie za pośrednictwem systemu SEDAR przekazywane jest podsumowanie działalności operacyjnej Spółki za trzeci kwartał 2015 r. Podsumowanie produkcji Spółki i uzyskanych cen w trzecim kwartale Średnia produkcja Spółki w III kwartale br. wyniosła ok. 4.078 boe/d (przypadające na udziały operacyjne Spółki – "SEN WI"), co stanowi 2-proc. wzrost w stosunku do 3.993 boe/d uzyskanych w II kwartale br. Podstawowym czynnikiem tego wzrostu było wznowienie produkcji na polu Sabria, które na skutek protestów pozostawało nieczynne w okresie od końca maja do późnego lipca. Średnia produkcja od początku października do chwili obecnej wyniosła 3.795 boe/d. Produkcja w Tunezji w III kw. br., przypadająca na udziały operacyjne Spółki, wyniosła 1.343 boe/d i była o 11 proc. wyższa w porównaniu do 1.206 boe/d wydobytych w II kw. br. Produkcja ropy wyniosła średnio 1.054 bbl/d, a gazu 1,7 MMcf/d. Wzrost produkcji w głównej mierze spowodowany był przez wznowienie produkcji na polu Sabria oraz związany był z rozwiązaniem trudności operacyjnych ze STEG (krajowa jednostka przetwarzania i przesyłu gazu) wywołanych przez utrzymujące się pod koniec czerwca wysokie temperatury powietrza, co ograniczyło sprzedaż gazu z Chouech Es Saida. Średnia produkcja od początku października do chwili obecnej to 1.120 boe/d. Odwiert WIN-12bis, który produkował ponad 1.000 boe/d (450 boe/d przypadające na SEN WI), jest obecnie wyłączony i prowadzone są tam prace naprawcze w celu usunięcia niedrożności rur wydobywczych. Szacunkowe zrealizowane ceny w Tunezji w III kw. br. wynosiły 51,31 USD/bbl i 7,93 USD/Mcf. W III kw. zrealizowano dwa odbiory tankowcem. Produkcja gazu i kondensatu na Ukrainie w III kw. br. wyniosła odpowiednio ok. 16,1 MMcf/d i 53 bbl/d (obie wielkości odnoszą się do 70 proc. udziału SEN WI). Wartości te są minimalnie poniżej wartości z II kw., co wynikało z normalnego sezonowego osłabienia popytu. Produkcja od początku października do chwili obecnej wyniosła średnio 15,7 MMcf/d i 62 bbl/d (przypadająca na SEN WI). Szacunkowe ceny uzyskane na Ukrainie w III kw. br. wynosiły 6,58 USD/Mcf i 43,01 USD/bbl odpowiednio dla gazu i kondensatu. Dla porównania ceny zrealizowane w II kw. br. wyniosły 7,14 USD/Mcf oraz 43,59 USD/bbl. KUB-Gaz LLC ("KUB-Gas") – spółka pośrednio zależna Serinus (70 proc. udziałów), będąca właścicielem i operatorem aktywów ukraińskich - otrzymuje zapłatę w ukraińskiej hrywnie (UAH), co powoduje, że uzyskiwana cena w USD podlega także ryzyku walutowemu. Uwaga: powyższe wolumeny i ceny mogą ulec niewielkim zmianom po uzyskaniu ostatecznych alokacji i faktur. Prace wiertnicze i modernizacyjne Na Ukrainie w odwiercie O-11 zostało z powodzeniem przeprowadzone szczelinowanie w strefie R30c, a najnowsze wielkości przypływu uzyskane w testach to ok. 1 MMcf/d. Nadal prowadzone są prace na odwiertach M-22 i O-15, a ich wyniki zostaną przekazane gdy tylko będą dostępne. Zmiany w ukraińskim prawie Narodowy Bank Ukrainy poinformował 3 września 2015 r. o przedłużeniu do 4 grudnia 2015 r. czasu obowiązywania ograniczeń dotyczących transakcji walutowych, po raz pierwszy wprowadzonych we wrześniu 2014 r. Nowa ustawa reformująca rynek gazu ziemnego na Ukrainie zaczęła obowiązywać 1 października 2015 r. Ustawa między innymi zawiera zapis, że producenci gazu będą musieli od 1 styczna 2016 r. przekazywać do magazynowania taką ilość gazu, która stanowi odpowiednik 30-dniowej produkcji. Szczegóły administracyjne dotyczące tego wymogu nie zostały jeszcze podane do wiadomości, więc pozostają bez odpowiedzi najważniejsze pytania, takie jak: czy przekazanie gazu do magazynowania ma się rozpocząć 1 stycznia 2016 r., czy też być do tego dnia zrealizowane, oraz czy opłaty koncesyjne (ang. royalties) będą wymagane w momencie produkcji gazu (przed przekazaniem do magazynowania), czy też w momencie sprzedaży z magazynu. Ustawa reformująca rynek znosi także Cenę Limitowaną (tj. maksymalną cenę ustalaną przez regulatora na każdy miesiąc, po której na Ukrainie można sprzedawać gaz odbiorcom przemysłowym), w oparciu o którą wyliczano wcześniej royalties. Ponieważ ceny realizowane przez większą część roku 2015 były niższe niż Cena Limitowana, więc efektywne stawki opłat koncesyjnych dla gazu ziemnego były w rezultacie proporcjonalnie wyższe niż nominalna stawka 55 proc.(63,9 proc. i 57,4 proc. odpowiednio w I kw. i II kw. br.). Aczkolwiek wydaje się, że jest to pozytywne, ponieważ zmniejsza poziom obciążenia opłatami koncesyjnymi, to z powodu nieopublikowanych procedur administracyjnych rzeczywisty wpływ tej zmiany nie jest jeszcze w pełni rozpoznany. Rada Najwyższa (parlament Ukrainy) w dniu 5 października br. przegłosowała 228 głosami "za" (przy wymaganym minimum 226 głosów "za") w pierwszym czytaniu projekt ustawy, która ma obniżyć stawki opłat koncesyjnych dla gazu ziemnego. Projekt ustawy zakłada obniżenie stawek royalty z 55 proc. (i z 28 proc. dla odwiertów o głębokości poniżej 5.000 m) do 29 proc. (i odpowiednio do 14 proc.) Zniesiony zostanie obowiązujący obecnie okres ulgowych stawek, w ramach którego stawki royalties dla gazu są obniżone do 45 proc. dla produkcji gazu z nowych odwiertów przez okres dwóch lat od rozpoczęcia wydobycia. Stawki royalties dla ropy i cieczy pozostałyby bez zmian, na poziomie 43 proc. Zanim ustawa wejdzie w życie musi jeszcze przejść drugie czytanie, co wg przewidywań odbędzie się w ciągu najbliższych 2-3 tygodni, po czym ostatecznie zostać podpisana przez prezydenta. Dalsze działania Serinus przewiduje na 2015 rok łączne nakłady kapitałowe w wysokości 17 mln USD (przypadające na SEN WI), co nie uległo zmianie w stosunku do danych przekazanych we wcześniejszych komunikatach z tego roku. Główne pozycje tego programu to: - Ukraina – uzbrojenie, testowanie i podłączenie odwiertu M-22 (wykonane) - Ukraina – instalacja sprężarek na polu Olgowskoje (wykonane) - Tunezja – wiercenie, uzbrojenie i testowanie odwiertu WIN-13 (wykonane) - Tunezja – instalacja urządzenia coiled tubing w odwiercie ECS-1 (wykonane) - Rumunia – uzbrojenie i testowanie odwiertów Moftinu-1001 i Moftinu-1002bis (wykonane) Oprócz wymienionych powyżej projektów, budżet obejmuje prowadzenie bieżących działań eksploatacyjnych i rozwojowych, takich jak przetwarzanie i interpretacja danych sejsmicznych, usuwanie "wąskich gardeł" przesyłu produkcji i zabezpieczanie środków na inwestycje. KUB-Gas aktualnie pozyskał 26 km nowych danych sejsmicznych 2D w ramach koncesji Zachodnie Olgowskoje, a ich przetwarzanie jest w toku. Zachodnie Olgowskoje należy do KUB-Gas Borova LLC, spółki zależnej KUB-Gas. Ukraina Spółka może rozważyć dodatkowe nakłady inwestycyjne na projekty rozwojowe w 2015 r., pod warunkiem finansowania tych wydatków z bieżących przepływów pieniężnych (cash flow) i braku dalszych znaczących niekorzystnych zmian podatkowych lub pogarszania się stanu bezpieczeństwa na ukraińskich koncesjach lub w ich otoczeniu. W przypadku poprawy warunków gospodarczych, KUB-Gas dysponuje bogatym zasobem lokalizacji do prac wiertniczych oraz innych projektów dedykowanych ukraińskim aktywom, w tym posiada: - dziesięć ustalonych lokalizacji do wierceń na koncesjach Olgowskoje, Makiejewskoje i Północne Makiejewskoje plus do siedmiu dodatkowych lokalizacji uwarunkowanych sukcesem poprzednich. Kierownictwo przewiduje, że ten inwentarz lokalizacji może znacznie zwiększyć się, gdy zespół techniczny zbada dane z nowopozyskanej koncesji Zachodnie Olgowskoje - szereg obiektów kandydatów do szczelinowania – ponad wcześniej wymienione trzy odwierty. Tunezja Na polu Sabria mógłby zostać uruchomiony wielootworowy program zagospodarowania, lecz ze względu na obecne, niskie ceny surowców, nie przewiduje się żadnych dodatkowych wierceń w 2015 r. Rumunia W związku z przedłużeniem koncesji Satu Mare, Serinus skupia się na zagospodarowywaniu odkrycia z Moftinu-1001. Kierownictwo obecnie dopracowuje program wierceń eksploatacyjnych i zakończyło wstępne projektowanie niezbędnej infrastruktury naziemnej. Ponieważ wymagane są ogłoszenie przedłużenia Etapu 3 koncesji Satu Mare w dzienniku urzędowym oraz rozmaite pozwolenia i zgody, to wiercenia i prace konstrukcyjne mogłyby się rozpocząć w połowie roku 2016. Biorąc pod uwagę powodzenie działań w Moftinu, Spółka pracuje także nad uszczegółowieniem i rozszerzeniem inwentarza obiektów poszukiwawczych w ramach koncesji. Bazując na starszych danych sejsmicznych 2D i istniejących odwiertach, kierownictwo zidentyfikowało ponad 25 obiektów poszukiwawczych i potencjalnie poszukiwawczych. Program poszukiwawczy będzie obejmował wykonanie pomiarów sejsmicznych 3D na obszarach Berveni i Madaras – oba rejony są przedstawione w ostatniej prezentacji korporacyjnej Serinus, dostępnej na stronie: www.serinusenergy.com. Uwaga: Określenie BOE może być mylące, szczególnie jeżeli występuje samodzielnie. Współczynnik konwersji boe, gdzie 6 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. Wyniki testów mogą nie odzwierciedlać rzeczywistych długoterminowych wyników produkcji i ostatecznych odkryć. Dane z testów zawarte w niniejszym dokumencie uważa się za wstępne, dopóki nie zostaną wykonane ostateczne analizy ciśnienia przepływu. 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. 30/2015Date: 2015-10-19Issuer’s trading name: SERINUS ENERGY INC. Title: Q3 2015 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 an update for Company’s operations for the third quarter of 2015. Corporate Third Quarter Production and Realized Prices Summary Average corporate production for the third quarter was approximately 4,078 boe/d (SEN WI), representing a 2% increase from 3,993 boe/d in the second quarter. The primary cause for the increase was the restoration of production at the Sabria Field after being shut in due to protests from late May to late July. Average production for October to date has been 3,795 boe/d. Serinus’ working interest production from Tunisia for Q3 was 1,343 boe/d, 11% higher than the 1,206 boe/d in Q2. Oil averaged 1,053 bbl/d, and gas was 1.7 MMcf/d. The increase was due substantially to the return of the Sabria Field, and the resolution of operational issues with STEG (the national gas utility and transmission utility) related to high ambient temperatures in late June which limited gas sales from Chouech Es Saida. Production for October to date has averaged 1,120 boe/d. The WIN-12bis well, which was producing over 1,000 boe/d (450 boe/d SEN WI), is currently shut-in and undergoing remedial work to remove blockage in the production tubing. Estimated realized prices in Tunisia during the quarter were $51.31/bbl and $7.93/Mcf. There were two tanker lifts of oil during Q3. In Ukraine, gas and condensate production during the third quarter were approximately 16.1 MMcf/d and 53 bbl/d respectively (both volumes are SEN’s 70% WI). These volumes are marginally lower than Q2, due to normal seasonal demand weakness. Production for October to date has averaged 15.7 MMcf/d and 62 bbl/d (SEN WI). The estimated prices received in Ukraine during the quarter were $6.58/Mcf and $43.01/bbl for natural gas and liquids respectively. The comparable prices realized in Q2 were $7.14/Mcf and $43.59/bbl. KUB-Gas LLC (“KUB-Gas”), Serinus’ indirectly 70% owned subsidiary which owns and operates the Ukraine assets, is paid in UAH, making its realized price in USD also subject to exchange rate risk. Note: the volumes and prices referred to above are subject to minor revisions once final allocations and invoices are received. Drilling & Workover Update The R30c zone in the O-11 well in Ukraine has been successfully frac’ed and the most recent test rates are approximately 1 MMcf/d. Operations on the M-22 and O-15 wells are continuing, and results will be reported once available. Ukraine Legislative Developments On September 3, 2015, the National Bank of Ukraine announced that the restrictions on foreign currency transactions first imposed in September 2014 have been extended until December 4, 2015. A new bill reforming the natural gas market in Ukraine became effective October 1, 2015. Among other things, it contains a provision that gas producers will have to contribute into storage a volume equivalent to 30 days of production effective January 1, 2016. The administrative details of this requirement have not yet been published, so key questions remain as to whether the storage injections must begin by or be completed on January 1, 2016, and whether royalties will be due when the gas is produced (before injection) or when it is sold out of storage. The market reform bill also eliminates the Limit Price (the maximum price set by regulators each month that can be charged to industrial customers) on which royalties were previously calculated. As realized prices have been lower than the Limit Price for most of 2015, the effective royalty rates on natural gas have been commensurately higher than the nominal 55% rate in effect (63.9% and 57.4% in Q1 and Q2 2015 respectively). While this appears to be positive in that it lowers the royalty burden, administrative procedures have yet to be published so the actual effect of this change is not yet fully known. On October 5, 2015, the Rada (the Ukrainian parliament) approved by a vote of 228 affirmative votes (vs. a minimum of 226 required) the first reading of a bill which would reduce the royalties on natural gas. The bill proposes to drop the royalty rates from 55% (28% on wells deeper than 5,000 metres) to 29% and 14% respectively. The relief period under the current regime where gas royalties are reduced by 45% for the first two years of a new well’s life would no longer apply. Royalties on oil and liquids would remain unchanged at 43%. The bill must continue to a second reading anticipated within the next 2 -3 weeks and then receive final signature from the president before coming into effect. Outlook Serinus anticipates $17 million of total capital expenditures for 2015 (SEN WI), unchanged from the guidance given in prior press releases this year. The major items in that program include: • Ukraine - Completion, testing and tie in of the M-22 well (completed) • Ukraine – field compression for Olgovskoye Field (completed) • Tunisia – Drilling, completion and testing of WIN-13 (completed) • Tunisia – installation of coiled tubing in ECS-1 (completed) • Romania – Completion and testing of Moftinu-1001 and 1002bis (completed) In addition to the projects listed above, the budget includes ongoing exploration and development activities such as seismic processing and interpretation, plant de-bottlenecking and maintenance. KUB-Gas has recently acquired 26 kilometres of new 2D seismic over the West Olgovskoye Licence, and processing is underway. West Olgovskoye is owned by KUB-Gas Borova LLC, a subsidiary of KUB-Gas. Ukraine The Company may consider additional capital expenditures on development projects during the balance of 2015, subject to keeping such expenditures within operating cash flow and no further material adverse changes in either the fiscal terms or the security situation in and around the Ukraine licences. Once economic conditions improve, KUB-Gas has a significant inventory of drilling locations and other projects in the Ukraine licences including: • Ten firm drilling locations in the Olgovskoye, Makeevskoye and North Makeevskoye Licences, plus up to seven more locations contingent upon success. Management expects this inventory to grow substantially once the technical team examines the data on the newly acquired West Olgovskoye Licence. • Several fracture stimulations candidates in addition to the three mentioned above. Tunisia The Sabria Field could be capable of a multi-well development program, but due to current low commodity prices, no additional drilling is expected for 2015. Romania With the extension for Satu Mare, Serinus is concentrating on development of the Moftinu-1001 discovery. Management is currently refining the development drilling program and has commenced preliminary design of the required surface facilities. Pending gazetting of the Phase 3 extension of the Satu Mare Licence and the various permits and approvals required, drilling and construction could commence in mid-2016. Given the success in Moftinu, the Company is also proceeding to refine and expand the exploration inventory within the concession. Based on older vintage 2D seismic data and existing wells, management has identified over 25 leads and prospects. The exploration program will include shooting 3D seismic over the Berveni and Madaras areas, both of which are identified in Serinus’ latest corporate presentation, available at www.serinusenergy.com. Cautionary Statement: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.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. 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 | ||
| 2015-10-19 | 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.
