INFORMACJA PRASOWA - Serinus Energy

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 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
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 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. 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
1
6,6 MMcf/d przy ciśnieniu na głowicy rzędu 2.970 psi . 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 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
1
zamknięto w oczekiwaniu na wzrost ciśnienia . 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.
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 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.
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.
2
Na początku czerwca rozpoczęto program badań sejsmicznych 3D na obszarze 203,5 km 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,
2
które obejmą teren o powierzchni 180 km . 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 później okazało, znajduje się on na
krawędzi zamknięcia strukturalnego.
Program zbierania nowych danych sejsmicznych 3D rozpocznie się również we wrześniu i potrwa ok.
2
6 - 8 tygodni. Obszar badań obejmie teren o powierzchni 180 km 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
Mbbl
boe
Mboe
Mcf
MMcf
baryłka/baryłek
tysiąc baryłek
baryłka ekwiwalentu ropy naftowej
tysiąc boe
tysiąc stóp sześciennych
milion stóp sześciennych
bbl/d
MMbbl
boe/d
MMboe
Mcf/d
MMcf/d
baryłek dziennie
milion baryłek
baryłek ropy naftowej dziennie
milion boe
tysiąc stóp sześciennych dziennie
milion stóp sześciennych dziennie
Mcfe
MMcfe
Mcm
ekwiwalent
tysiąca
sześciennych
ekwiwalent
miliona
sześciennych
tysiąc metrów sześciennych
stóp
Mcfe/d
stóp
MMcfe/d
Bcf
ekwiwalent tysiąca stóp sześciennych
dziennie
ekwiwalent miliona stóp sześciennych
dziennie
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
2
Mare - bloku poszukiwawczo-rozwojowym o powierzchni 2.949 km 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
2
Bloku 9 o powierzchni 10.032 km , 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
(www.serinusenergy.com) lub kontaktując się z:
Serinus Energy Inc. – Kanada
Norman W. Holton
Vice Chairman
Tel.: +1-403-264-8877
[email protected]
witrynę
Serinus Energy Inc. – Kanada
Gregory M. Chornoboy
Director – Capital Markets
& Corporate Development
Tel: +1-403-264-8877
[email protected]
internetową
Serinus
Energy
Serinus Energy Inc. – Polska
Jakub J. Korczak
Vice President Investor Relations &
Managing Director CEE
Tel.: +48 22 414 21 00
[email protected]
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.: +1-403-264-8877
Al Shafar Investment Building, Suite 123, Shaikh Zayed Road, Dubai, UAE
Tel.: +971-4-339-5212
Nowogrodzka 18/29, 00-511 Warszawa, Polska
Tel.: +48 (22) 414 21 00