| 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 pa¼dziernik 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 pó¼niej 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 | |
