RB 13:Informacja na temat produkcji w I 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 | 13 | / | 2015 | | |||||||
| Data sporządzenia: | 2015-04-14 | |||||||||||
| Skrócona nazwa emitenta | ||||||||||||
| SERINUS ENERGY INC. | ||||||||||||
| Temat | ||||||||||||
| Informacja na temat produkcji w I kw. 2015 r. | ||||||||||||
| Podstawa prawna | ||||||||||||
| Inne uregulowania | ||||||||||||
| Treść raportu: | ||||||||||||
| Na podstawie art. 62 ust. 8 ustawy o ofercie publicznej (…) Kierownictwo Serinus Energy Inc. ("Serinus", "SEN" lub "Spółka") informuje, że w Kanadzie za pomocą systemy SEDAR przedstawiane jest podsumowanie działalności Spółki za pierwszy kwartał 2015 r. Produkcja i uzyskane ceny w pierwszym kwartale Średnia produkcja Spółki w I kwartale br. wyniosła ok. 4.403 boe/d (przypadające na 70 proc. udział Spółki w prawie użytkowania górniczego – "SEN WI"), co stanowi 19-proc. spadek w stosunku do 5.413 boe/d uzyskanych w IV kwartale ub. r. Produkcja w pierwszym tygodniu kwietnia wyniosła średnio 4.511 boe/d. Cała produkcja nadal utrzymuje się na poziomie znacznie poniżej zdolności wydobywczych, co jest rozciągniętym w czasie efektem wprowadzonego przez ukraiński rząd rozporządzenia, które rezerwuje znaczną część rynku gazu ziemnego dla państwowej firmy - Państwowa Spółka Akcyjna Naftogaz (“Naftogaz"). Produkcja gazu i kondensatu na Ukrainie za I kwartał wyniosła odpowiednio ok. 16,6 MMcf/d i 69 bbl/d (obie wielkości odnoszą się do 70 proc. udziału SEN WI). Wartości te są odpowiednio o 29 proc. i 17 proc. niższe w porównaniu do IV kw. 2014 r., w znacznej mierze ze względu na wspomnianą powyżej ingerencję rządową na rynku gazu. Pozostała część rynku nie była w stanie wchłonąć całego dostępnego gazu, co skutkowało cięciami wydobycia przez prywatnych producentów, w tym w KUB-Gas LLC ("KUB-Gas") – spółce zależnej Serinus (pośrednio 70 proc. udziałów), która jest właścicielem i operatorem ukraińskich koncesji (patrz także poniżej – Zmiany w ukraińskim prawie). Produkcja na Ukrainie za pierwszy tydzień kwietnia wyniosła średnio 17,1 MMcf/d i 76 bbl/d (przypadająca na SEN WI). Szacunkowe ceny gazu i kondensatu uzyskane na Ukrainie w I kw. wynosiły odpowiednio 7,98 USD/Mcf i 36,63 USD/bbl. Dla porównania ceny zrealizowane w IV kw. 2014 r. to 9,63 USD/Mcf oraz 72,34 USD/bbl. KUB-Gaz otrzymuje zapłatę w ukraińskiej hyrwnie (UAH), co powoduje, że uzyskiwana cena w USD podlega także ryzyku walutowemu. Całkowita produkcja w Tunezji w I kw. wyniosła 1.624 boe/d i była o 13 proc wyższa w porównaniu do 1.434 boe/d wydobytych w IV kw. 2014 r. Produkcja ropy wyniosła średnio 1.279 bbl/d, a gazu 2,1 MMcf/d. Głównym czynnikiem tego wzrostu był odwiert Winstar-12bis ("WIN-12bis") na polu Sabria, z którego prowadzono wydobycie przez większość kwartału (z wyjątkiem okresu 12 dni w marcu, kiedy odwiert był zamknięty w celu przeprowadzenia testów odbudowy ciśnienia). Odwiert ten w grudniu 2014 r. pracował jedynie przez 21 dni i dawał niższą średnią produkcję w czasie oczyszczania się. Szacowane zrealizowane ceny uzyskane w kwartale to 53,27 USD/bbl oraz 11,82 USD/Mcf. W I kw. zrealizowano trzy odbiory tankowcem. Produkcja w Tunezji za pierwszy tydzień kwietnia wyniosła średnio 1.588 boe/d, na co złożyło się 1.255 bbl/d ropy i 2,0 MMcf/d gazu ziemnego. Uwaga: powyższe wolumeny i ceny mogą ulec niewielkim zmianom po uzyskaniu ostatecznych alokacji i faktur. Prace wiertnicze i modernizacyjne Zgodnie z informacją przekazaną przez Spółkę w komunikacie z 2 kwietnia 2015 r., odwiert Moftinu-1001 w Rumunii uzyskał maksymalny poziom przypływu 7,4 MMcf/d oraz pozyskał 19 bbl/d kondensatu, czemu towarzyszyły tylko śladowe ilości wody, z trzech mioceńskich/plioceńskich piaskowców, zawierających łącznie 26-metrową warstwę potencjalnie nadającą się do wydobycia. Prowadzone są aktualnie testy odwiertu Moftinu 1002bis, a wyniki spodziewane są w ciągu najbliższych kilku dni. W Tunezji odwiert Winstar-13 ("WIN-13") osiągnął 11 marca 2015 r. końcową głębokość 3.781 metrów. Obecnie prowadzone są uzbrajanie i testy. Celami odwiertu są te same strefy Hamra i El Atchane z ordowiku jak na wszystkich pozostałych odwiertach na polu Sabria, w tym na zakończonym z sukcesem odwiercie WIN-12bis, którego obecna produkcja wynosi ponad 1.000 boe/d (450 boe/d przypadające na SEN WI). Wyniki spodziewane są w drugiej połowie kwietnia. Uzbrajanie oraz testy prowadzone są także w odwiercie M-22 na Ukrainie. Łącznie badaniu podlega sześć stref. Pomiary i dane wiertnicze wskazały na występowanie 18-metrowej warstwy gazu opłacalnego do wydobycia (ang. net pay) w dwóch strefach, w tym w strefie S13a, która do tej pory nie była zbadana na tym obszarze. Dodatkowo odwiert natrafił na cztery strefy o łącznej miąższości 22 m, charakteryzujące się potencjałem złożowym. Oczekuje się, że wszystkie testy powinny zakończyć się w drugiej połowie kwietnia. Linia przesyłowa została wykonana zawczasu w 2014 r., a zakończenie podłączania spodziewane jest w połowie maja, po otrzymaniu wymaganych pozwoleń. Prowadzone działania Spółka poinformowała 20 lutego 2015 r. o pozyskaniu nowego kredytu w kwocie 10 mln EUR z Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju ("EBOR" lub "Bank"). Kredyt został udzielony na sześć lat, a jego oprocentowanie wynosi LIBOR plus 8%. Umowa kredytu zawiera warunki przyspieszonej spłaty ze środków pieniężnych Spółki zgromadzonych na Ukrainie (o ile i kiedy będą one dostępne – Ukraina wprowadziła bowiem ograniczenia dla transakcji walutowych) oraz z przepływów wygenerowanych z działalności w Tunezji. Pełniejszy opis najważniejszych warunków przedstawiono w komunikacie z 20 lutego 2015 r. i w notach do sprawozdania finansowego Spółki za rok zakończony 31 grudnia 2014 r. Środki będą wykorzystane do sfinansowania programu nakładów inwestycyjnych Spółki, aktualnie prowadzonego na koncesji Satu Mare w północno-zachodniej Rumunii, w tym prac wiertniczych, uzbrajania i testowania odwiertów Moftinu-1001 oraz Moftinu 1002bis, a także badania sejsmicznego 3D, realizowanego w ostatnim kwartale 2014 r. W I kw. Serinus dokonał wypłaty dodatkowej kwoty 5 mln USD z kredytu zamiennego EBOR. Zmiany w ukraińskim prawie Komunikat Spółki z 23 stycznia 2015 r. zawierał informację, że w listopadzie 2014 r. ukraiński rząd wydał trzy rozporządzenia (nr 596, 599 i 647), które razem nakładały na 170 największych odbiorców gazu na Ukrainie obowiązek nabywania gazu, w okresie do końca lutego 2015 r., wyłącznie od spółki Naftogaz. Następnie rozporządzenia te zostały uchylone przez ukraiński sąd i następnie orzeczenie to zostało utrzymane w mocy w II instancji. Rząd ponownie zaskarżył wyrok, a 31 marca 2015 r. Sąd Administracyjny Ukrainy oddalił skargę rządu w całości. Rynek zareagował, zwiększając wolumeny sprzedaży w kwietniu. Narodowy Bank Ukrainy podjął 3 marca 2015 r. uchwałę nr 160, która przedłużyła ustanowione uchwałą nr 758 ograniczenia dotyczące przeprowadzania szeregu rodzajów transakcji wymiany walut, a także wprowadziła kilka dodatkowych, wszystkie obowiązujące do 3 czerwca 2015 r. Te ograniczenia nadal stanowią przeszkodę dla Spółki w przetransferowaniu środków pieniężnych z Ukrainy lub przekazywaniu ich na potrzeby działań operacyjnych w Tunezji lub Rumunii. Również 3 marca br. rząd uchwalił poprawkę przywracającą dla nowych odwiertów gazowych niższą przez dwa lata stawkę opłat koncesyjnych (ang. royatly). Efektywna stawka opłat dla gazu ziemnego z nowych odwiertów przez pierwsze dwa lata produkcji wynosić będzie 30,25 proc. Stawki opłat koncesyjnych dla ropy i cieczy pozostaną bez zmian na poziomie 45 proc. Odwierty KUB-Gasu - M-17 i M-22 – będą zaliczać się do nowych pod względem opłat koncesyjnych. 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 w komunikacie z 23 stycznia br. Główne pozycje tego programu to: •Ukraina – uzbrojenie, testowanie i podłączenie odwiertu M-22 (obecnie trwa) •Ukraina – instalacja sprężarek na polu Olgowskoje (maj 2015 r.) •Tunezja – wiercenie, uzbrojenie i testowanie odwiertu WIN-13 (aktualnie prowadzone) •Tunezja – instalacja urządzenia coiled tubing w odwiercie ECS-1 (zakończone) •Rumunia – uzbrojenie i testowanie odwiertów Moftinu-1001 (zakończone) i Moftinu-1002bis (w trakcie) 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. Ukraina Urzędowa cena gazu ("Cena Limitowana") na kwiecień wynosi 7.200 UAH za Mcm (bez 20 proc. VAT), czyli 8,45 USD/Mcf wg kursu wymiany wynoszącego 24 UAH/USD. Cena Limitowana jest maksymalną ceną po jakiej gaz może być sprzedawany odbiorcom przemysłowym. Ustalana jest co miesiąc przez Państwową Komisję Regulacji Energetyki i zasadniczo bazuje na cenach importu gazu rosyjskiego. Na rzeczywistą cenę otrzymywaną przez KUB-Gas wpływać także będą: •Uprzednio wspominana legislacja rezerwująca dużą część ukraińskiego rynku gazu dla Naftogazu. Rynek powoli dostosowuje się, nie osiągając przy tym poziomów sprzed wprowadzenia ograniczeń, a zaostrzona konkurencja o pozostałych wypłacalnych klientów prowadzi do obniżenia uzyskiwanych cen za gaz. •10 proc. marża zysku pośredników sprzedających gaz. Ukraina zawarła umowę z Gazpromem w dniu 2 kwietnia 2015 r. na import gazu z Rosji przez najbliższe trzy miesiące w cenie 248 USD za Mcm, czyli ok. 6,99 USD/Mcf. Wpływ tej umowy na przyszłą Cenę Limitowaną nie jest jeszcze znany. Opłaty koncesyjne (royalties) są płatne w relacji do Ceny Limitowanej ustalonej na każdy miesiąc. W stopniu w jakim uzyskane ceny będą niższe ze względu na koszty sprzedaży lub nadpodaż na rynku, efektywne stawki będą wyższe. Spółka może rozważyć dodatkowe nakłady inwestycyjne na projekty związane z rozwojem w ciągu 2015 r., pod warunkiem finansowania tych wydatków z bieżących przepływów pieniężnych (cash flow) i braku dalszych niekorzystnych zmian podatkowych lub pogarszania się stanu bezpieczeństwa na ukraińskich koncesjach lub w ich otoczeniu. W szczególności instalacja sprężarek na polu Makiejewskoje jest oceniana pod kątem możliwości rozwiązania ewentualnych problemów z punktem rosy sprzedawanego gazu. Do chwili obecnej żaden dodatkowy projekt oprócz prac nad odwiertem M-22 i instalacji sprężarek na polu Olgowskoje nie został zatwierdzony. W przypadku poprawy warunków gospodarczych, KUB-Gas dysponuje bogatym zasobem lokalizacji do prac wiertniczych oraz innych projektów dedykowanych ukraińskim aktywom, w tym posiada: •ustalone lokalizacje przyszłych odwiertów M-15, M-24, M-25 oraz NM-4. Kierownictwo przewiduje, że ten inwentarz lokalizacji może zwiększyć się w następstwie pozytywnych testów odwiertu M-22, ponieważ ich wyniki zostały uwzględnione w modelu geologicznym tego terenu •wytypowane odwierty do szczelinowania hydraulicznego tj. odwierty M-16, O-11, O-15 i NM-3 Tunezja Po sukcesie odwiertu WIN-12bis i w zależności od wyników odwiertu WIN-13, 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 Odwierty Moftinu-1001 i Moftinu-1002bis wraz z przeprowadzonym pod koniec 2014 r. na obszarze Santau programem badań sejsmicznych 3D, obejmującym 180 km2, oraz z przygotowanymi odpowiednimi dokumentami dla administracji państwowej będą stanowiły wypełnienie minimalnych zobowiązań Etapu 2 w zakresie prac na koncesji Satu Mare w stosunku do administracji państwowej i partnera. Otrzymanie pisemnego potwierdzenia wypełnienia zobowiązań spodziewane jest w maju 2015 r. Pomyślne ukończenie Etapu 2 upoważnia Spółkę do przystąpienia do wyłącznych negocjacji z władzami rumuńskimi dotyczących trzeciego etapu poszukiwawczego. Serinus podjął wstępne rozmowy z regulatorami dotyczące odnośnego programu prac. Ponadto, o ile ostateczne wyniki z dwóch odwiertów będą zadowalające i uzyskane zostanie przedłużenie koncesji Satu Mare, Spółka przystąpi do procesu ustanawiania Koncesji Wydobywczej na Moftinu. 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. 13/2015Date: 2015-04-14Issuer’s trading name: SERINUS ENERGY INC. Title: Q1 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” or the “Company”) informs that in Canada via the SEDAR system it has published update for Company’s operations for the first quarter of 2015. First Quarter Production and Realized PricesAverage corporate production for the first quarter was approximately 4,403 boe/d (SEN WI), representing a 19% decrease from 5,413 boe/d in the fourth quarter. Production for the first week of April averaged 4,511 boe/d. Overall production continues to be significantly below capacity due to the lingering effects of Ukrainian government legislation that attempted to reserve a large share of the natural gas market for the state owned National Joint Stock Company Naftogaz (“Naftogaz”). Gas and condensate production in Ukraine during the first quarter were approximately 16.6 MMcf/d and 69 bbl/d respectively (both volumes are SEN’s 70% WI). These volumes are 29% and 17% lower than Q4 2014, due substantially to the above mentioned government interference in the gas market. The remaining market was insufficient to accept all available gas, resulting in cutbacks by private producers including KUB-Gas LLC (“KUB-Gas”), Serinus’ indirectly owned 70% subsidiary, which is the owner and operator of the Ukrainian licences. (see also Ukrainian Legislative Developments below) Production in Ukraine for the first week of April averaged 17.1 MMcf/d and 76 bbl/d (SEN WI). The estimated prices received in Ukraine during the quarter were $7.98/Mcf and $36.63/bbl for natural gas and liquids respectively. The comparable prices realized in Q4 2014 were $9.63/Mcf and $72.34/bbl. KUB-Gas is paid in UAH, making its realized price in USD also subject to exchange rate risk. Overall production from Tunisia for Q1 was 1,624 boe/d, 13% higher than the 1,434 boe/d in Q4 2014. Oil averaged 1,279 bbl/d, and gas was 2.1 MMcf/d. The major factor behind the increase was the inclusion of the Winstar 12bis (“WIN-12bis”) well in the Sabria Field for the most of the quarter (other than being shut-in for 12 days in March for a pressure build-up test), whereas it produced for only 21 days during December 2014 at a lower average rate while it cleaned up. Estimated realized prices during the quarter were $53.27/bbl and $11.82/Mcf. There were three tanker lifts of oil during Q1. Tunisia production for the first week of April averaged 1,588 boe/d, comprised of 1,255 bbl/d of oil and 2.0 MMcf/d of natural gas. Note: the volumes and prices referred to above are subject to minor revisions once final allocations and invoices are received. Drilling & Workover UpdateAs disclosed in the Company’s press release of April 2, 2015, the Moftinu-1001 well in Romania achieved a maximum test rate of 7.4 MMcf/d and 19 bbl/d of condensate with only trace amounts of water from three Pliocene/Miocene aged sands with aggregate net pay of 26 metres. Testing is currently underway on the Moftinu-1002bis well, with results expected within the next several days. In Tunisia, Winstar-13 (“WIN-13”) reached its total depth of 3,781 metres on March 11, 2015. Completion and testing operations are currently underway. The well is targeting the same Ordovician aged Hamra and El Atchane zones as the rest of the wells in the Sabria Field, including the successful WIN-12bis well which is currently producing at over 1,000 boe/d (450 boe/d SEN WI). Results are anticipated in mid to late April. Completion and testing operations are also underway in the M-22 well in Ukraine. A total of six zones are being tested. Logs and drilling data indicated 18 metres of net pay in two zones, including the S13a which has not been previously tested in the area. The well also encountered four other zones with aggregate thickness of 22 metres that have resource potential. All testing is expected to be completed by mid to late April. A flowline was pre-built in 2014, and the tie-in is anticipated to be finished by mid-May, pending regulatory approvals. Corporate UpdateOn February 20, 2015, the Serinus announced that it had finalized a new 10 million Euro debt facility with the European Bank for Reconstruction and Development (“EBRD” or the “Bank”). The facility has a six year term and carries an interest rate of LIBOR plus 8%. It also has provisions requiring accelerated repayment from the Company’s cash resources in Ukraine (if and when they become available – Ukraine currently has imposed restrictions on foreign exchange transactions), and from cash flow from its Tunisian operations. A fuller description of the material provisions is contained in the press release of February 20, 2015, and in the notes to the Company’s financial statements for the year ending December 31, 2014. The proceeds will be used to fund the capital program currently underway in the Satu Mare Concession in northwest Romania including the drilling, completion and testing of the Moftinu-1001 and Moftinu 1002bis wells, and the 3D seismic survey conducted in the last quarter of 2014. During the first quarter, Serinus drew an additional $5 million against its Convertible Loan facility with the EBRD. Ukraine Legislative DevelopmentsAs disclosed in the Company’s press release of January 23, 2015, during November 2014, the Ukraine government issued three decrees (No.’s 596, 599, and 647) which cumulatively required 170 of the largest gas consumers in Ukraine to purchase their gas solely from Naftogaz until the end of February 2015. A Ukraine court subsequently overturned these regulations, and this decision was subsequently upheld on appeal. The government appealed again, but on March 31, 2015, the High Administrative Court of Ukraine dismissed the government’s claims in their entirety. The market has started to readjust with increased volumes in April. On March 3, 2015, the National Bank of Ukraine issued Resolution No. 160, which extended most of the existing restrictions on foreign currency transactions set out in Resolution No. 758 and introduced several additional restrictions, all to be effective until June 3, 2015. These strictures continue to prevent the Company from repatriating cash flow from Ukraine or redeploying it in its Tunisian or Romanian operations.Also on March 3, 2015, the government passed a bill reinstating the two year royalty relief period for new gas wells. The effective rate for natural gas from new wells will be 30.25% for the first two years of production. Royalties on oil and liquids remain unchanged at 45%. KUB-Gas’ M-17 and M-22 wells will both qualify as new for royalty purposes. OutlookSerinus anticipates $17 million of total capital expenditures for 2015 (SEN WI), unchanged from the guidance given in the January 23, 2015 press release. The major items in that program include: •Ukraine - Completion, testing and tie in of the M-22 well (currently underway) •Ukraine – field compression for Olgovskoye field (May 2015) •Tunisia – Drilling, completion and testing of WIN-13 (currently underway) •Tunisia – installation of coiled tubing in ECS-1 (completed) •Romania – Completion and testing of Moftinu-1001 (completed) and 1002bis (currently underway) 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 capital. Ukraine The official gas price (the “Limit Price”) for the month of April is 7,200 UAH per Mcm (excluding 20%VAT), or $8.45/Mcf using an exchange rate of 24 UAH/USD. The Limit Price is the maximum price at which gas can be sold to industrial consumers. It is set each month by the National Commission for Energy Regulation and is generally based on the import price of Russian gas. The actual price received by KUB-Gas will also be influenced by: •The previously mentioned legislation reserving large parts of the Ukrainian gas market for Naftogaz. The market has been slow to readjust and to the extent that it does not return to its pre-legislative levels, increased competition for the remaining creditworthy customers may lead to lower realized gas prices. •Approximately 10% for the profit margin of the intermediaries through which the gas is sold. On April 2, 2015, Ukraine signed an agreement with Gazprom to import gas from Russia for the following three months at a price of $248 per Mcm, or approximately $6.99/Mcf. The effects of this agreement on future Limit Prices is not yet known. Royalties are payable on the Limit Price set each month. To the extent that realized prices are lower due to sales expenses or weak markets, the effective rates will be higher. 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. In particular, field compression for the Makeevskoye field is being evaluated to address potential sales gas dew point issues. At this time, no additional projects beyond the M-22 well and Olgovskoye field compression have been approved. Once economic conditions improve, KUB-Gas has a significant inventory of drilling locations and other projects in the Ukraine licences including: •Firm drilling locations at M-15, M-24, M-25 and NM-4. Management anticipates that this inventory could increase pending a successful test on M-22, as those results are assimilated into the geological model for the area. •Fracture stimulations candidates at M-16, O-11, O-15 and NM-3 Tunisia With the success on WIN 12bis, and pending results from WIN-13, 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 Moftinu-1001 and 1002bis, along with the 180 km2 3D seismic program in the Santau area shot in late 2014 and associated filings to the Government, will fulfil both the Government and partner minimum work commitments for the Satu Mare Concession, Phase 2. Written confirmation of such is expected in May 2015. Satisfactory completion of Phase 2 entitles the Company to enter into exclusive negotiations with the Romanian government with respect to a third exploration phase. Serinus has commenced preliminary discussions with the regulators with respect to the attendant work program. Also pending satisfactory final results from the two wells and the continuation of the Satu Mare Concession, the Company will commence the process to establish a Production Concession at Moftinu. 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 | ||
| 2015-04-14 | 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.
