RB 46:Szacunki rezerw i zasobów na Ukrainie przez niezależną firmę inżynieryjną
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 | 46 | / | 2012 | | |||||||
| Data sporządzenia: | 2012-11-13 | |||||||||||
| Skrócona nazwa emitenta | ||||||||||||
| KULCZYK OIL VENTURES INC. | ||||||||||||
| Temat | ||||||||||||
| Szacunki rezerw i zasobów na Ukrainie przez niezależną firmę inżynieryjną | ||||||||||||
| Podstawa prawna | ||||||||||||
| Art. 56 ust. 1 pkt 1 Ustawy o ofercie - informacje poufne | ||||||||||||
| Treść raportu: | ||||||||||||
| Kierownictwo KULCZYK OIL VENTURES INC. ("Spółka", "Emitent", "KOV") informuje, iż Spółka otrzymała raport dotyczący wielkości rezerw i zasobów oraz szacowanej wartości jej ukraińskich rezerw wg stanu na 31 lipca 2012 r., zgodnie z szacunkami niezależnej firmy inżynieryjnej RPS Energy Consultants Ltd. ("RPS"), przedstawionymi w raporcie RPS z 12 listopada 2012 r. Rezerwy i zasoby KOV na Ukrainie były przedmiotem wcześniejszych ekspertyz RPS. O ostatniej z nich sporządzonej wg stanu na 31 grudnia 2011 r. ("Poprzedni raport o Ukrainie") Spółka informowała w raporcie bieżącym nr 8/2012 z dnia 20 marca 2012 r. Wszystkie dane przedstawione poniżej nt. wielkości rezerw i zasobów oraz wartości bieżącej rezerw przypisanych aktywom ukraińskim, odnoszą się do 70 proc. udziału KOV w KUB-Gas LLC ("KUB-Gas"), spółce częściowo zależnej KOV. KUB-Gas jest właścicielem i operatorem czterech koncesji produkujących gaz (Wiergunskoje, Olgowskoje, Makiejewskoje oraz Krutogorowskoje). Koncesje te były przedmiotem oceny RPS. REZERWY Wartość bieżąca netto (ang. Net Present Value – "NPV") przyszłych przychodów netto, przypisana do rezerw potwierdzonych i prawdopodobnych (2P) na Ukrainie, wzrosła o 9,2 proc. w stosunku do wartości z Poprzedniego raportu o Ukrainie, do kwoty 177,8 mln USD (przed opodatkowaniem, przy zastosowaniu stopy dyskontowej 10 proc.). Poniższe dane nt .rezerw prezentowane są w ujęciu netto (pomniejszone o royalities), przypadające na 70% udział KOV w KUB-Gas. Zmiana dotyczy okresu od 31.12.2011 r. (tj. od Poprzedniego raportu o Ukrainie) do 31.07.2012 r., po uwzględnieniu korekty o 3,2 mld stóp sześciennych ekwiwalentu gazu ("Bcfe") produkcji netto KOV w trakcie okresu 7 miesięcy kończącego się 31.07.2012 r.: Potwierdzone (1P): 18.646,46 mln stóp sześciennych ("MMcf") gazu i 84,1 tysięcy baryłek ("Mbbl") naturalnego gazu płynnego ("NGL"); łącznie 3,192 milionów baryłek ekwiwalentu ropy ("MMboe") czyli 19,151 Bcfe - zmiana -13,7% Potwierdzone + Prawdopodobne (2P): 32.531,8 MMcf gazu i 202,5 Mbbl NGL; łącznie 5,624 MMboe czyli 33,747 Bcfe- zmiana +6,7% Potwierdzone + Prawdopodobne + Możliwe (3P): 54.211,9 MMcf gazu i 427,8 Mbbl NGL; łącznie 9,463 MMboe czyli 56,779 Bcfe - zmiana +36,2% Dodatkowe rezerwy pozyskano w wyniku kontynuowania udanego programu wierceń i zagospodarowania obszaru pól Makiejewskoje i Olgowskoje. Spadek rezerw wynikał z korekty technicznej oraz z wolumenu produkcji gazu i kondensatu w trakcie roku, wynoszącego około 3,2 Bcfe. ZASOBY Raport przygotowany przez RPS zawiera także szacunki zasobów perspektywicznych i warunkowych przypadających na 70 proc. udział KOV w spółce KUB-Gas, szacując łączną wielkość zasobów warunkowych w kategorii high estimate (3C) na ponad 157 mld stóp sześciennych gazu ("Bcf"), zaś łączną wielkość zasobów perspektywicznych w kategorii high estimate na ponad 108 Bcf. Zasoby w ujęciu brutto (przed podatkami) w Bcf, przypadające na 70 % udział KOV. Wszystkie zasoby perspektywiczne i warunkowe dotyczą gazu ziemnego. W raporcie nie przypisano zasobów perspektywicznych lub warunkowych do koncesji Północne Makiejewskoje. Obszar koncesji: Olgowskoje Zasoby Warunkowe w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 3,92 / 15,32 / 38,61; Zasoby Perspektywiczne w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 0,09 / 0,39 / 1,02; Obszar koncesji: Makiejewskoje Zasoby Warunkowe w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 11,27 / 45,44 / 109,58; Zasoby Perspektywiczne w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 10,67 / 40,71 / 93,83; Obszar koncesji: Krutogorowskoje Zasoby Warunkowe w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 1,81 / 5,13 / 8,83; Zasoby Perspektywiczne w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 1,71 / 6,31 / 13,58; Dane powyższe nie są obarczone ryzykiem przy GPoS (prawdopodobieństwo powodzenia) oszacowanym na ok. 35% dla każdej z koncesji Olgowskoje, Makiejewskoje i Krutogorowskoje. RAZEM dla ww. koncesji Zasoby Warunkowe w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 17,00 / 65,90 / 157,02; Zasoby Perspektywiczne w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 12,47 / 47,41 / 108,42. Pozycja "Razem" zakłada, że wiercenie jest udane, gdy ma szacowane GPoS na poziomie 4,8%. Arytmetyczna suma dla kategorii Low Estimate i High Estimate jest statystycznie nieprawidłowa, gdyż obciążona jest niedoszacowaniem prawdopodobieństwa dla P90 (low estimate) i jego przeszacowaniem dla P10 (high estimate). Produkcja netto przypadająca na 70% udział KOV za okres 7 pierwszych miesięcy roku 2012 (tj. za okres objęty nowym raportem RPS) wyniosła 3,0 Bcf gazu i 30,4 Mbbls kondensatu. Wynik operacyjny netto przypadający na 70% udział KOV za okres pierwszych 7 miesięcy roku 2012 wyniósł 27,1 mln USD. Nie ma żadnej pewności, że wydobycie jakiejkolwiek części zasobów warunkowych będzie komercyjnie opłacalne. Nie ma żadnej pewności, że jakakolwiek część zasobów perspektywicznych zostanie odkryta, a jeśli już zostanie odkryta, nie ma żadnej pewności, że wydobycie jakiejkolwiek ich części będzie komercyjnie opłacalne. Ekwiwalent ropy naftowej i gazu Informacja o produkcji jest z reguły podawana w jednostkach takich jak baryłki 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. Podstawowe pojęcia: "Rezerwy" są to zasoby węglowodorów, które oczekuje się, że będą komercyjnie zdatne do wydobycia w wyniku realizacji projektów zagospodarowania ze znanych akumulacji, od określonej daty, pod określonymi warunkami. Rezerwy muszą spełniać cztery kryteria: muszą być odkryte, zdatne do wydobycia, w ilościach zdatnych do komercyjnego wydobycia i obecne w złożu (na dzień oceny) w oparciu o zastosowany projekt zagospodarowania. Rezerwy dzieli się dalej według prawidłowości oszacowania, a następnie według zaawansowania projektu i/lub statusu zagospodarowania i wydobycia. - "Rezerwy Potwierdzone" to wielkości wydobycia węglowodorów, które na podstawie analiz geologicznych i danych inżynieryjnych można oszacować z rozsądną pewnością jako komercyjnie zdatne do wydobycia od określonej daty, ze znanych horyzontów złożowych i w określonych warunkach gospodarczych, z wykorzystaniem określonych metod operacyjnych i w oparciu o określone regulacje administracyjne. "Rezerwy Prawdopodobne" to takie dodatkowe Rezerwy, w wypadku których ustalone na podstawie analiz geologicznych i danych inżynieryjnych szanse wydobycia są niższe niż w wypadku Zasobów Potwierdzonych, ale wyższe niż w przypadku Zasobów Możliwych. "Rezerwy Możliwe" to takie dodatkowe Rezerwy, w wypadku których ustalone na podstawie analiz geologicznych i danych inżynieryjnych szanse wydobycia są niższe niż w wypadku Zasobów Prawdopodobnych. Prawdopodobieństwo, że rzeczywiste wydobyte ilości będą równe lub przekroczą sumę Zasobów Potwierdzonych, Prawdopodobnych i Możliwych wynosi 10%. "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 które nie osiągnęły 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 rozwój. 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 warunkowych, 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 warunkowych, 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 warunkowych, 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. 46/2012Date: 2012-11-13Issuer’s trading name: KULCZYK OIL VENTURES INC. Title: Evaluation of Reserves and Resources for Licenses in the Ukraine by independent engineering consulting company Legal basis: Article 56 section 1 Item 1 Act on Public Offering – confidential information Content:Pursuant to Article 62.8 of the Act of 29 July 2005 on Public Offering, Conditions Governing the Introduction of Financial Instruments to Organised Trading, and Public Companies, the Management of KULCZYK OIL VENTURES INC. (”KOV” or “Company”) hereby informs that it has received a report with reserves and resource volumes and estimated value for its Ukrainian reserves effective as of 31 July 2012, as evaluated by independent reserve engineers RPS Energy Consultants Ltd. (“RPS”) in their report dated 12 November 2012. KOV’s reserves and resources in Ukraine were subject of previous RPS expertises. The last one effective as of 31 December 2011 (“Prior Ukraine Report”) has been reported by the Company in the current report No. 8/2012 of March 20, 2012. All Reserves volumes and net present values below and the Resource volumes attributed to the Ukraine assets refer to KOV’s effective 70% ownership interest in KUB-Gas LLC (“KUB-Gas”), its majority-owned subsidiary, which owns and operates four producing licenses (Vergunskoye, Olgovskoye, Makeevskoye and Krutogorovskoye) which were evaluated by RPS. Ukraine ReservesNet Present Value (“NPV”) of future net revenue attributable to Proved plus Probable (2P) Reserves in Ukraine increased 9.2% since the Prior Ukraine Report to USD 177.8 million before tax at a discount factor of 10%. Reserves net to the 70% KOV interest after deduction for royalty are shown below. “Change” means the percentage change in Reserves volumes from 31 December 2011 to 31 July 2012, after adjustment for 3.2 billion cubic feet equivalent (“Bcfe”) of KOV’s net production during the seven month period ending 31 July 2012. Proved (1P):18,646.4 milion cubic feet (“MMcf”) of gas and 84.1 thousand barrels (“Mbbl”) of natural gas liquids (“NGL”); - total: 3.192 milion barrels of oil equivalent (“MMboe”) or 19.151 Bcfe; change: -13.7% Proved + Probable (2P): 32,531.8 MMcf of gas and 202.2 Mbbl of NGL; total: 5.624 MMboe or 33.747 Bcfe; change: +6.7% Proved + Probable + Possible (3P): 54,211.9 MMcf of gas and 427.8 Mbbl of NGL; total: 9.463 MMboe or 56.779 Bcfe; change:+36.2% Reserves additions came from a continuation of Company successful drilling and development program in the Makeevskoye and Olgovskoye field areas. Any decreases in Reserves resulted from technical revisions and from the approximately 3.2 Bcfe of net natural gas and condensate volumes produced during the year. Ukraine ResourcesThe report prepared by RPS evaluated the Prospective and Contingent Resources attributable to the 70% interest of KOV in KUB-Gas and estimated total high case (3C) Contingent Resources at more than 157 billion cubic feet (“Bcf”) and total unrisked high case (High Estimate) Prospective Resources at more than 108 Bcf. Resources in Bcf, gross to the 70% KOV interest are shown below. Prospective or Contingent resources were not assigned to North Makeevskoye in this report. License area: OlgovskoyeContingent Resources 1C/2C/3C – respectively: 3.92 / 15.32 / 38.61;Prospective Resources Low/Best/High Estimate - respectively: 0.09 / 0.39 / 1.02; License area: MakeevskoyeContingent Resources 1C/2C/3C – respectively: 11.27 / 45.44 / 109.58;Prospective Resources Low/Best/High Estimate - respectively: 10.67 / 40.71 / 93.83; License area: KrutogorovskoyeContingent Resources 1C/2C/3C – respectively: 1.81 / 5.13 / 8.83;Prospective Resources Low/Best/High Estimate - respectively: 1.71 / 6.31 / 13.58. Above volumes are unrisked with Chance of Discovery (GPoS) estimated to be approximately 35% for each of Olgovskoye, Makeevskoye and Krutogorovskoye. TOTAL (above licenses)Contingent Resources 1C/2C/3C – respectively: 17.00 / 65.90 / 157.02;Prospective Resources Low/Best/High Estimate - respectively: 12.47 / 47.41 / 108.42. Total assumes all drilling is successful which has an estimated GPoS of 4.8%. Arithmetic totals of Low and High Estimates are statistically incorrect as it tends to under-state the true P90 (Low Estimate) and over-state the P10 (High Estimate). Net production to the 70% interest of KOV during the first seven months of 2012 (until the date of the new RPS report) was 3.0 Bcf of natural gas and 30.4 Mbbls of condensate. Net operating income to the 70% interest of KOV during the first seven months of 2012 was USD 27.1 million. There is no certainty that it will be commercially viable to produce any portion of the Contingent Resources. There is no certainty that any portion of the Prospective Resources will be discovered. If discovered, there is no certainty that it will be commercially viable to produce any portion of the Prospective Resources. Oil and Gas EquivalentsProduction information is commonly reported in units of barrel 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. A boe conversion ratio of 6 Mcf = 1 barrel, or an 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. Defined Terms“Reserves” are those quantities of petroleum anticipated to be commercially recoverable by application of development projects to known accumulations from a given date forward under defined conditions. Reserves must further satisfy four criteria: they must be discovered, recoverable, commercial, and remaining (as of the evaluation date) based on the development project(s) applied. Reserves are further categorized in accordance with the level of certainty associated with the estimates and may be sub-classified based on project maturity and/or characterized by development and production status. “Proved Reserves” are those quantities of petroleum, which by analysis of geosciences and engineering data, can be estimated with reasonable certainty to be commercially recoverable, from a given date forward, from known reservoirs and under defined economic conditions, operating methods and government regulations. “Probable Reserves” are those additional Reserves which analysis of geosciences and engineering data indicate are less likely to be recovered than Proved Reserves but more certain to be recovered than Possible Reserves. “Possible Reserves” are those additional Reserves which analysis of geosciences and engineering data indicate are less likely to be recoverable than Probable Reserves. There is a 10% probability that the quantities actually recovered will equal or exceed the sum of proved plus probable plus possible Reserves. "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 | ||
| 2012-11-13 | 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.
