Produkcja Serinus Energy w II kwartale 2014 r.

Transkrypt

1 10 lipca 2014 r. Informacja prasowa Produkcja Serinus Energy w II kwartale 2014 r. Serinus Energy Inc. ( Serinus, SEN lub Spółka ) (TSX:SEN, GPW:SEN) publikuje informacje o swojej działalności w drugim kwartale. Produkcja i ceny w drugim kwartale Średnia produkcja w ciągu drugiego kwartału (przypadająca na udział Serinus Energy w prawie użytkowania górniczego) wyniosła boe/d, co oznacza wzrost o 2% w porównaniu z produkcją na poziomie boe/d w pierwszym kwartale. Produkcja gazu i kondensatu na Ukrainie w drugim kwartale (przypadająca na 70% udział Serinus Energy 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 Energy w prawie użytkowania górniczego). KUB-Gas LLC ( KUB-Gas ) spółka zależna, w której Serinus Energy 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 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 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 boe/d, co stanowi spadek o 3% w porównaniu z pierwszym kwartałem (1.345 boe/d). Średnia produkcja ropy w drugim kwartale wynosiła

2 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 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. Obecnie 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 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 dniu 4 kwietnia 2014 r. rozpoczęto prace nad odwiertem O-11 po przeniesieniu urządzenia wiertniczego z odwiertu M-17. Pod koniec maja wykonano odwiert na docelową głębokość 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 dniu 16 czerwca 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. 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.

3 W Tunezji z wykorzystaniem urządzenia coiled tubing z powodzeniem zmodernizowano odwiert CS Sil-1, z którego produkcja osiągnęła poziom ok Mcf/d i 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 dniu 6 marca 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 umożliwiającym 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 październik 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.

4 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 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 km 2 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 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 km 2. 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 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 później 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 km 2 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. Skróty bbl baryłka/baryłek bbl/d baryłek dziennie Mbbl tysiąc baryłek MMbbl milion baryłek boe baryłka ekwiwalentu ropy naftowej boe/d baryłek ropy naftowej dziennie Mboe tysiąc boe MMboe milion boe Mcf tysiąc stóp sześciennych Mcf/d tysiąc stóp sześciennych dziennie MMcf milion stóp sześciennych MMcf/d milion stóp sześciennych dziennie

5 Mcfe ekwiwalent tysiąca stóp Mcfe/d ekwiwalent tysiąca stóp sześciennych sześciennych dziennie MMcfe ekwiwalent miliona stóp MMcfe/d ekwiwalent miliona stóp sześciennych sześciennych dziennie Mcm tysiąc metrów sześciennych Bcf miliard stóp sześciennych Uwaga: 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. O Serinus Energy Serinus Energy to międzynarodowa spółka wydobywająca oraz poszukująca ropy naftowej i gazu, posiadająca zdywersyfikowany portfel projektów na Ukrainie, w Brunei, Tunezji, Rumunii i Syrii oraz profil ryzyka obejmujący działalność poszukiwawczą w Brunei, Rumunii i Syrii oraz działalność wydobywczą i zagospodarowanie pól w Ukrainie i Tunezji. Akcje zwykłe Spółki znajdują się w obrocie pod symbolem SEN na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie (GPW) i Giełdzie Papierów Wartościowych w Toronto (TSX). Na Ukrainie Serinus posiada faktyczny 70% udział w KUB-Gas LLC poprzez swój 70% udział w KUBGas Holdings Limited. Aktywa KUB-Gas obejmują 100% udziały w pięciu koncesjach zlokalizowanych w pobliżu Ługańska, miasta w północno-wschodniej części Ukrainy. Na terenie czterech licencji wydobywa się gaz. W Tunezji Serinus posiada 100% udział w prawie użytkowania górniczego w koncesjach Chouech Essaida, Ech Chouech, Sanrhar i Zinnia oraz 45% udział w prawie użytkowania górniczego w koncesji Sabria. Na terenie czterech licencji wydobywa się obecnie ropę i gaz. W Brunei Serinus posiada 90% udział w prawie użytkowania górniczego, przyznanego mu zgodnie z umową o podziale wpływów z wydobycia, uprawniającą Spółkę do poszukiwania i wytwarzania ropy i gazu ziemnego z Bloku L. W Rumunii Serinus posiada 60% udział w prawie użytkowania górniczego w koncesji lądowej Satu Mare - bloku poszukiwawczo-rozwojowym o powierzchni km 2 w północno-zachodniej Rumunii. W Syrii Serinus posiada 50% udział w umowie o podziale wpływów z wydobycia, uprawniającej do poszukiwania i po spełnieniu określonych warunków do wydobycia ropy i gazu ziemnego w obszarze Bloku 9 o powierzchni km 2, położonego w północno-zachodniej Syrii. Spółka zawarła umowę w sprawie cesji 5% udziału na rzecz osoby trzeciej, która wymaga akceptacji władz Syrii, zaś po uzyskaniu takiej akceptacji Spółka utrzyma faktyczny 45% udział w Bloku 9 w Syrii. W lipcu 2012 r. Serinus ogłosił wystąpienie siły wyższej w zakresie swojej działalności w Syrii. Głównym akcjonariuszem Spółki jest Kulczyk Investments S.A. międzynarodowy dom inwestycyjny, założony przez polskiego przedsiębiorcę dr. Jana Kulczyka. Więcej informacji można uzyskać odwiedzając witrynę internetową Serinus Energy ( lub kontaktując się z: Serinus Energy Inc. Kanada Norman W. Holton Vice Chairman Tel.: nholton@serinusenergy.com Serinus Energy Inc. Kanada Gregory M. Chornoboy Director Capital Markets & Corporate Development Tel: gchornoboy@serinusenergy.com Serinus Energy Inc. Polska Jakub J. Korczak Vice President Investor Relations & Managing Director CEE Tel.: jkorczak@serinusenergy.com

6 Tłumaczenie: Niniejsza informacja prasowa została przetłumaczona na język polski z oryginału w języku angielskim. Stwierdzenia dotyczące przyszłości (Forward-looking Statements) - 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. Do czynników, które mogą uniemożliwić bądź utrudnić ukończenie spodziewanych działań Spółki, zaliczają się: prawdopodobieństwo wystąpienia problemów technicznych i mechanicznych w trakcie realizacji projektów, zmiany cen produktów, nieuzyskanie wymaganych prawem zgód, sytuacja finansowa na rynku lokalnym i międzynarodowym, jak również ryzyka związane z ropą naftową i gazem, ryzyka finansowe, polityczne i gospodarcze występujące na obszarach działania Spółki oraz wszelkie inne ryzyka nieprzewidziane przez Spółkę albo nieujawnione w dokumentach przez nią opublikowanych. Ze względu na fakt, że stwierdzenia dotyczące przyszłości odnoszą się do przyszłych wydarzeń i uwarunkowań, z natury odznaczają się one z ryzykiem i niepewnością, a faktyczne rezultaty mogą się znacznie różnić od informacji zawartych w niniejszych stwierdzeniach dotyczących przyszłości. Spółka nie jest zobowiązana do aktualizacji lub korekty stwierdzeń dotyczących przyszłości zawartych w niniejszej informacji, tak żeby odzwierciedlały one stan po publikacji niniejszej informacji, chyba że jest to wymagane przepisami prawa. Suite 1170, 700-4th Avenue SW, Calgary, Alberta, Canada Tel.: Al Shafar Investment Building, Suite 123, Shaikh Zayed Road, Dubai, UAE Tel.: Nowogrodzka 18/29, Warszawa, Polska Tel.: +48 (22)