RB-W 9: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
Spis załączników:
| KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | |||||||||||
| | Raport bieżący nr | 9 | / | 2013 | |||||||
| Data sporządzenia: | 2013-03-21 | ||||||||||
| 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. ("KOV", "Spółka") informuje, iż Spółka otrzymała raport dotyczący wielkości rezerw i zasobów oraz szacowanej wartości jej ukraińskich rezerw, sporządzony przez niezależną firmę inżynieryjną RPS Energy Consultants Ltd. ("RPS") wg stanu na 31 grudnia 2012 r. i datowany na 20 marca 2013 r. ("Raport RPS za 2012 r."). Wszystkie dane, dotyczące rezerw i zasobów oraz informacje dotyczące wartości bieżących netto przypisanych rezerwom na Ukrainie, odnoszą się do 70 proc. właścicielskiego udziału KOV w tych aktywach, realizowanego poprzez 70 proc. udział pośredni w spółce KUB-Gas LLC ("KUB-Gas"), spółce zależnej KOV (udziały większościowe), która posiada i jest operatorem czterech koncesji produkujących gaz (Wiergunskoje, Olgowskoje, Makiejewskoje oraz Krutogorowskoje), zlokalizowanych w pobliżu miasta Ługańsk w północno-wschodniej części Ukrainy. Zgodnie z otrzymanym raportem istotnemu zwiększeniu uległy wielkości rezerw i zasobów oraz ich szacowane wartości dla ukraińskich aktywów Spółki w stosunku do danych z ostatniego rocznego opracowania przygotowanego wg stanu na 31 grudnia 2011 r. i datowanego na 26 marca 2012 r. ("Raport RPS za 2011 r."), przekazanych raportem bieżącym nr 8/2012. Wartość bieżąca netto (ang. Net Present Value – "NPV") przyszłych przychodów netto przed opodatkowaniem ukraińskich rezerw 2P (potwierdzone plus prawdopodobne) wzrosła o ponad 58 proc. do 257,5 mln USD (przy zastosowaniu 10 proc. stopy dyskontowej), w porównaniu do 162,8 mln USD z Raportu RPS za 2011 r. W 2012 r. Spółka kontynuowała udany program wierceń, co zwiększyło produkcję netto do ponad 18,6 mln stóp sześciennych dziennie w grudniu 2012 r. i łączne rezerwy 3P od końca 2011 r. o ponad 80 proc., do 12,85 mln baryłek ekwiwalentu. Jednym z celów na 2013 r. będzie przeklasyfikowanie znaczącej części zasobów 3P do wyższych kategorii, 1P i 2P oraz odkrycie kolejnych rezerw. Rezerwy na Ukrainie Dodatkowe rezerwy pozyskano w wyniku udanej realizacji programu wierceń i zagospodarowania obszaru pól Makiejewskoje i Olgowskoje. Wskaźnik Żywotności Rezerw (Reserve Life Index- RLI) dotyczący rezerw Spółki obliczony na podstawie dzielenia rezerw (według stanu na 31 grudnia 2012 r.) przez roczną wielkość produkcji na koniec roku wynosi 5,9 roku dla rezerw potwierdzonych i prawdopodobnych (2P) i 10,7 roku dla rezerw potwierdzonych, prawdopodobnych i możliwych (3P). Poniżej przedstawiono zmianę procentową wolumenu rezerw w ciągu 2012 r. (pomniejszonych o royalities, przypadających netto na 70 % udział KOV): Potwierdzone ogółem (1P): 23.194,3 MMcf gazu ziemnego i 124,1 Mbbl naturalnego gazu płynnego ("NGL"), łącznie 3,990 MMboe lub 23,939 Bcf; (dane dla 2011 r.: 21,7 Bcf, 83,6 Mbbls i 3,76 MMboe); zmiana od 31.12.2011 r. do 31.12.2012 r. ("r/r").: +7,8%; Potwierdzone i prawdopodobne ogółem (2P): 39.981,2 MMcf gazu ziemnego i 299,0 Mbbl NGL, łącznie 6,963 MMboe lub 41,775 Bcf; (dane dla 2011 r.: 30,8 Bcf, 202,5 Mbbls i 5,27 MMboe); zmiana r/r.: +32,1 %; Potwierdzone, prawdopodobne i możliwe ogółem (3P): 72.728,8 MMcf gazu ziemnego i 723,5 Mbbl NGL, łącznie 12,845 MMboe lub 77,070 Bcf; (dane dla 2011 r.: 40,4 Bcf, 213,0 Mbbls i 6,95 MMboe); zmiana r/r: +84,8 %; Przyszłe przychody netto przed opodatkowaniem, przy zastosowaniu 10 proc. stopy dyskontowej, zgodnie z Raportem RPS dot. Ukrainy za 2012 r., netto dla 70 proc. udziału KOV wynoszą: 151,7 mln USD dla rezerw potwierdzonych (1P); 257,5 mln USD dla rezerw potwierdzonych i prawdopodobnych (2P); 448,3 mln USD dla rezerw potwierdzonych, prawdopodobnych i możliwych (3P). Zasoby na Ukrainie Raport RPS za 2912 r. 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 126 Bcf, zaś łączną wielkość zasobów perspektywicznych nie obciążonych ryzykiem w kategorii high estimate na ponad 205 Bcf, co podsumowano poniżej. Wszystkie zasoby perspektywiczne i warunkowe dotyczą gazu ziemnego. Zasoby w ujęciu brutto (przed podatkami) w miliardach stóp sześciennych (Bcf), przypadające na 70 % udział KOV: Obszar koncesji: Olgowskoje Zasoby Warunkowe w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 3,83 / 15,36 / 38,36; Zasoby Perspektywiczne w kategoriach Low Estimate/Best Estimate/High Estimate - odpowiednio: 0,22 / 4,56 / 15,97; Obszar koncesji: Makiejewskoje Zasoby Warunkowe w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 6,65 / 27,49 / 66,99; Zasoby Perspektywiczne w kategoriach Low Estimate/Best Estimate/High Estimate - odpowiednio: 17,92 / 70,20 / 163,31; Obszar koncesji: Krutogorowskoje Zasoby Warunkowe w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 4,15 / 10,63 / 20,71; Zasoby Perspektywiczne w kategoriach Low Estimate/Best Estimate/High Estimate - odpowiednio: - / - / -; Obszar koncesji: Północne Makiejewskoje Zasoby Warunkowe w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: - / - / -; Zasoby Perspektywiczne w kategoriach Low Estimate/Best Estimate/High Estimate - odpowiednio: 2,25 / 9,58 / 25,82. W raporcie nie przypisano zasobów perspektywicznych lub warunkowych do koncesji Wiergunskoje. Powyższe dane nie są obarczone ryzykiem. Prawdopodobieństwo odkrycia dla zasobów perspektywicznych zostało oszacowane na poziomie ok. 35% dla każdej z koncesji Olgowskoje, Makiejewskoje i Krutogorowskoje. RAZEM Zasoby Warunkowe w kategoriach 1C/2C/3C - odpowiednio: 14,63 / 53,48 / 126,06; Zasoby Perspektywiczne w kategoriach Low Estimate/Best Estimate/High Estimate - odpowiednio: 20,39 / 84,34 / 205,09; 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). Jednocześnie Spółka informuje, iż nie ma żadnej pewności, że wydobycie jakiejkolwiek części zasobów warunkowych będzie komercyjnie opłacalne oraz że jakakolwiek część zasobów perspektywicznych zostanie odkryta, a jeśli już zostanie odkryta, nie ma żadnej pewności, że wydobycie jakiejkolwiek ich części będzie komercyjnie opłacalne. Szczegółowe dane dot. rezerw i zasobów znajdują się w zalączonym dokumencie “Statement Of Reserves Data And Other Oil And Gas Information" (formularz 51-101F1) raportowanym przez Spółkę kanadyjskim regulatorom. 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. "Zasoby 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. "Zasoby 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. "Zasoby 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 wobec których dany projekt czy projekty nie osiągnął 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. “Low Estimate (1C)" uważane jest za ostrożny szacunek ilości zasobów, 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, 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, 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. | |||||||||||
| Załączniki | |||||||||||
| Plik | Opis | ||||||||||
| KOV - Statement of Reserves Data and Other Oil and Gas Information NI51-101F1.pdf KOV - Statement of Reserves Data and Other Oil and Gas Information NI51-101F1.pdf | |||||||||||
| MESSAGE (ENGLISH VERSION) | |||
| Current Report No. 9/2013Date: 2013-03-21Issuer’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:The Management of KULCZYK OIL VENTURES INC. (”KOV” or “Company”) hereby informs that the Company has received a report with reserves and resource volumes and estimated value for its Ukrainian reserves effective as of 31 December 2012, as evaluated by independent reserve engineers RPS Energy Consultants Ltd. (“RPS”) in their report dated March 20, 2013 (“RPS 2012 Ukraine Report”). All of the Reserve, Prospective Resource and Contingent Resource volumes, as well as the net present values attributed to the Ukraine Reserves disclosed herein, refer to KOV’s 70% effective ownership interest in the assets through its 70% indirect ownership in KUB-Gas LLC (“KUB-Gas”), its majority-owned indirect subsidiary, which owns and operates four producing licences (Vergunskoye, Olgovskoye, Makeevskoye and Krutogorovskoye) near the City of Lugansk in northeast Ukraine. Pursuant to the RPS Report the Company noted substantial growth in its Reserves volumes and in the estimated value for its Reserves located in Ukraine when compared to data presented in the previous RPS expertise effective as of 31 December 2011 (“RPS 2011 Ukraine Report”) and dated March 26, 2012 and disclosed in the current report 8/2012. The net present value of the future net revenue before tax attributable to the Company’s Proved + Probable (2P) Reserves in Ukraine increased by more than 58% to US$257.5 million at a discount factor of 10% compared with US$162.8 million in the RPS 2011 Ukraine Report. The Company continued to be successful with our drilling program in 2012 and increased its net production to more than 18.6 million cubic feet per day exiting December 2012 and total reserves (3P) by more than 80% since the end of 2011 to 12.85 million boe. One of Company’s goals in 2013 will be to get a significant portion of that 3P number re-categorized as a 1P and 2P number and find more. Ukraine Reserves Increases in the Company’s Reserves resulted from a continuation of the Company’s successful drilling and development program in the Makeevskoye and Olgovskoye field areas in Ukraine. The RLI of the Company’s Reserves, calculated by dividing the Reserves at 31 December 2012 by the annualized production volumes as of that date, is 5.9 years for Proved + Probable (2P) Reserves and 10.7 years for Proved + Probable + Possible (3P) Reserves. Below data presents change of the reserves during 2012 (reserves are after deduction of royalties and net to KOV’s 70% effective interest): Proved (1P):23,194.3 milion cubic feet (“MMcf”) of gas and 124,1 thousand barrels (“Mbbl”) of natural gas liquids (“NGL”); - total: 3.990 milion barrels of oil equivalent (“MMboe”) or 23.939 Bcfe; (31 Dec. 2011: 21.7 Bcf, 83.6 Mbbls and 3.76 MMboe);change 31 Dec. 2011 vs. 31 Dec. 2012 (“y/y”): +7.8% Proved + Probable (2P):39,981.2 MMcf of gas and 299.0 Mbbl of NGL; total: 6.963 MMboe or 41.775 Bcfe; (31 Dec. 2011.: 30.8 Bcf, 202.5 Mbbls and 5.27 MMboe);change y/y: +32.1% Proved + Probable + Possible (3P):72,728.8 MMcf of gas and 723.5 Mbbl of NGL; total: 12.845 MMboe or 77.070 Bcfe; (31 Dec. 2011: 40.4 Bcf, 213.0 Mbbls and 6.95 MMboe);change y/y:+84.8% The future net revenue before income taxes and discounted at 10%, as evaluated in the RPS 2012 Ukraine Report and net to the 70% interest of KOV, is:US$151.7 million for Proved (1P) Reserves;US$257.5 million for Proved + Probable (2P) Reserves; andUS$448.3 million for Proved + Probable + Possible (3P) Reserves. Ukraine ResourcesThe RPS 2012 Ukraine Report also evaluated the Prospective Resources and Contingent Resources attributable to the 70% interest of KOV in KUB-Gas and estimated total high case (3C) Contingent Resources at more than 126 Bcf and total un-risked high case (High Estimate) Prospective Resources at more than 205 Bcf as summarized below: All Prospective Resources and Contingent Resources are natural gas. Resources in Bcf, gross to the 70% KOV interest (before deduction royalties) are shown below. Licence area: OlgovskoyeContingent Resources 1C/2C/3C – respectively: 3.82 / 15.36 / 38.36;Prospective Resources Low/Best/High Estimate - respectively: 0.22 / 4.56 / 15.97; Licence area: MakeevskoyeContingent Resources 1C/2C/3C – respectively: 6.65 / 27.49 / 66.99;Prospective Resources Low/Best/High Estimate - respectively: 17.92 / 70.20 / 163.31; Licence area: KrutogorovskoyeContingent Resources 1C/2C/3C – respectively: 4.15 / 10.63 / 20.71;Prospective Resources Low/Best/High Estimate - respectively: - / - / -; Licence area: North MakeevskoyeContingent Resources 1C/2C/3C – respectively: - / - / -;Prospective Resources Low/Best/High Estimate - respectively: 2.25 / 9.58 / 25.82. No Contingent or Prospective Resources were assigned to the Vergunskoye Licence Area. Above volumes are un-risked. Chance of Discovery for Prospective Resources is estimated to be approximately 35% for each of Olgovskoye, Makeevskoye and Krutogorovskoye. TOTAL (above licenses)Contingent Resources 1C/2C/3C – respectively: 14.62 / 53.47 / 126.06;Prospective Resources Low/Best/High Estimate - respectively: 20.39 / 84.34 / 205.09. Arithmetic totals of Low and High Estimates are statistically incorrect as they tend to under-state the true P90 (Low Estimate) and over-state the P10 (High Estimate). 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. Detailed information concerning reserves and resources are presented in the attached document - “Statement Of Reserves Data And Other Oil And Gas Information” (Form 51-101F1) which has been filed by the Company with regulatory authorities in Canada. 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, boe’s or Mcfe’s may be misleading, particularly if used in isolation. A boe conversion ratio of 6 Mcf = 1 barrel, or a 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 case (1C), best case (2C) and high case (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” 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” 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” 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 | ||
| 2013-03-21 | 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.
