Zobacz wszytkie

SERINUS ENERGY INC.: Informacja o stanie rezerw na koniec 2017 roku (ESPI)

21.03.2018 00:11

Nazwa arkusza: RAPORT BIEŻĄCY

KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO




















Raport bieżący nr15/2018
Data sporządzenia:2018-03-21
Skrócona nazwa emitenta
SERINUS ENERGY INC.
Temat
Informacja o stanie rezerw na koniec 2017 roku
Podstawa prawna
Inne uregulowania

Treść raportu:
Na podstawie art. 62 ust. 8 ustawy o ofercie publicznej Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. ( Serinus , Spółka ) informuje, że w Kanadzie za pomocą systemu SEDAR przekazywana jest informacja o wynikach oceny rezerw naftowo-gazowych, dokonanej według stanu na koniec 2017 roku. Ocena została wykonana przez niezależnego kwalifikowanego ewaluatora rezerw - firmę RPS Energy Canada Ltd. ( RPS ) zgodnie z kanadyjskim Zarządzeniem Krajowym 51-101 Obowiązki informacyjne dotyczące działalności w sektorze ropy naftowej i gazu (ang. National Instrument 51-101 - Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities) i obejmuje rezerwy Serinusa z aktywów tunezyjskich i rumuńskich.



Rezerwy Spółki brutto zostały podsumowane w tabeli w załączniku do niniejszego raportu bieżącego.



Dla Serinusa rok 2017 był okresem dużych wyzwań, zarówno związanych z otoczeniem biznesowym Spółki, jak i operacyjnych, mimo, że sektor naftowy generalnie odnotował relatywny wzrost cen ropy w drugiej połowie roku. Cena ropy Brent Crude na początku stycznia ub. r. wystartowała z poziomu nieco powyżej 56 USD/bbl i do początku marca ceny sprzedaży mieściły się w wąskich widełkach od 53 USD/bbl do 57 USD/bbl, po czym nastąpił okres większych wahań z gwałtownymi spadkami i powrotami do wcześniejszego poziomu, aż 21 czerwca 2017 r. odnotowano najniższą wartość w roku: 44,82 USD/bbl. Od tego momentu, w okresie od czerwca do końca roku ceny ropy Brent Crude stopniowo umacniały się i 21 grudnia 2017 r. została odnotowana najwyższa cena w roku: 67,02 USD/bbl. Od początku 2018 r. do chwili obecnej cena ropy Brent ustabilizowała się na poziomie powyżej 62 USD/bbl, jedynie w krótkich okresach przekraczając poziom 70 USD/bbl.



Rezerwy całkowite Spółki dla kategorii 1P i 2P wzrosły w 2017 r. w stosunku do 2016 r., odpowiednio o 17% i 13%. Umacniające się ceny surowców były czynnikiem kształtującym sytuację w roku 2017, a w szczególności w jego drugim półroczu. Zwiększone wolumeny rezerw wynikają ze zmiany klasyfikacji części zasobów gazowych ze struktury Moftinu w Rumunii z Zasobów Warunkowych na Rezerwy, co zostało skompensowane przez zmniejszenia rezerw przypisanych do aktywów Spółki w Tunezji. Korekty miały charakter dodatni lub ujemny, o czym szczegółowo poniżej.



TUNEZJA



W Tunezji rezerwy 1P obniżyły się o 16%, zaś rezerwy 2P odnotowały spadek o 10%. Korekty o charakterze technicznym obejmowały:



weryfikacje dodatnie, w tym:

- Rezygnacja z rekonstrukcji SAB N1 na rzecz SAB N2, oferującego większe potencjalnie pozyskiwalne wolumeny (ang. Estimated Utimate Recovery) po niższym koszcie,

- Poprawa wydobycia z odwiertu SAB 11, WIN 13 oraz SAB NW1



weryfikacje ujemne, w tym:

- Zmiana klasyfikacji rezerw, przeniesionych do zasobów warunkowych dla pól Chouech Es Saida, Ech Chouech i Sanghar,

- Niższe rezerwy ze względu na słabsze wyniki wydobycia z odwiertu Win-12bis,

- Spadek rezerw spowodowany odstąpieniem od planów przyszłego zagospodarowania dla odwiertów CS-5, CS Sil-10, CS Sil-1 oraz CS-8bis.



RUMUNIA



W Rumunii struktura Moftinu została zaklasyfikowana do Rezerw z zasobów warunkowych, do których wcześniej była zaliczana. Najważniejsze założenia dotyczące rezerw rumuńskich to:



- Łączne zasoby niemal podwoiły się od 2016 r.

- Przeklasyfikowanie z zasobów warunkowych do rezerw piasków bitumicznych reprezentujących kategorie A1, A2 i A3,

- Szacunki rezerw na koniec 2017 r. zakładają powstanie trzech dodatkowych/na zamianę odwiertów produkcyjnych (1003, 1004, 1007), które będą wykonanie i uruchomione w 2018 r., zaś odwiert Moftinu-1006 zostanie wykonany i podejmie wydobicie w roku 2019,

- W rezerwach nie było praktycznie większych zmian związanych z utratą kontroli nad odwiertem Moftinu-1001,

- W trakcie tego zdarzenia uszło około 27 Mboe gazu, czyli 0,52% łącznych zasobów pola,

- Zastąpienie odwiertu Moftinu-1001 odwiertem Moftinu-1007 nie miało istotnego wpływu na rezerwy przypisane do pola.



WARTOŚĆ BIEŻĄCA NETTO (NPV)



Podsumowanie wartości bieżącej netto (NPV) dla przyszłych przychodów netto patrz załącznik do niniejszego raportu bieżącego.



Wartość bieżąca netto Rezerw Serinusa wzrosła o 267% i o 47%, odpowiednio dla Rezerw kategorii 1P i 2P. Najważniejsze czynniki, które przyczyniły się do zwiększenia o 11,2 mln USD ewaluacji rezerw 1P dla wyceny PV10, to przeniesienie w 2017 r. rumuńskich Zasobów Warunkowych z 2016 r. do rezerw oraz nieznaczny wzrost wyceny tunezyjskich Rezerw z kategorii 1P.



ZASOBY WARUNKOWE



Oprócz rezerw kategorii 1P oraz 2P przypisanych do aktywów Spółki w Tunezji i Rumunii, dodatkowo przypisano do aktywów Spółki Zasoby Warunkowe.



Tunezyjskie zasoby warunkowe należą go podkategorii Oczekujące na uzasadnienie zagospodarowania (ang. Development Pending) i obejmują nadające się do komercyjnej eksploatacji zasoby pól Ech Chouech i Sanghar, z których w przeszłości prowadzono produkcję przy użyciu tradycyjnych metod wydobywczych, a które obecnie pozostają nieczynne z powodu niepewnej sytuacji politycznej. Konkretną przesłankę, powodującą, że zaklasyfikowanie tych zasobów do rezerw nie jest możliwe, stanowi decyzja Spółki o nie przywracaniu tym polom na chwilę obecną statusu pól w eksploatacji za względu na polityczne ryzyko wystąpienia niepokojów społecznych na tym obszarze. Jak się przewiduje, wznowienie produkcji i zmiana klasyfikacji na rezerwy mogaby nastąpić w 2019 lub 2020 r. Koszty zagospodarowania tych zasobów warunkowych, aby możliwe było prowadzenie produkcji, to 0,8 mln USD. Spółka posiada 100% udział operacyjny we wszystkich aktywach z przypisanymi zasobami warunkowymi.



Rumuńskie zasoby warunkowe również zaliczono do podkategorii Oczekujące na uzasadnienie zagospodarowania , a składają się z zasobów znajdujących się poza strefą zagospodarowaną lub poza zasięgiem gazociągu, zalegających w trzech warstwach piaskowców i nadających się do wydobycia przy użyciu tradycyjnych metod wydobywczych gazu. Konkretną przesłankę, powodującą, że zaklasyfikowanie tych zasobów do rezerw nie jest możliwe, stanowi decyzja Spółki o rekonstrukcji odwiertu produkcyjnego w celu udostępnienia zasobów gazu znajdujących się w tych piaskowcach, co zgodnie z przewidywaniami powinno mieć miejsce w latach 2019-2020. Koszty zagospodarowania tych zasobów warunkowych, aby możliwe było prowadzenie produkcji, są szacowane na 0,4 mln USD, 1,2 mln USD i 1,55 mln USD odpowiednio dla stopnia prawdopodobieństwa 1C (zasoby pewne), 2C (zsoby prawdopodobne) i 3C (zasoby możliwe).



Zasoby Warunkowe Spółki brutto obarczone ryzykiem znajdują się w załączniku do niniejszego raportu.



Serinus będzie koncentrował swoje działania na Projekcie Zagospodarowania Gazu w Rumunii, który obecnie jest realizowany, a uruchomienie produkcji gazu planowane jest pod koniec II kw. 2018 r. Spółka prowadzi także program wierceń odwiertu Moftinu-1007, zastępującego odwiert Moftinu-1001, gdzie niedawno miał miejsce wypadek utrata kontroli, w wyniku czego odwiert ten został opuszczony. Spółka prowadzi również program wierceń odwiertów Moftinu-1003 i Moftinu-1004. Wykonanie tych odwiertów będzie stanowiło spełnienie wymagań w zakresie prac, jakie przewiduje przyznane Spółce w dniu 28 października 2016 r. przedłużenie koncesji Satu Mare.



Prognozy cen surowców wykorzystane przez RPS przy ewaluacji aktywów naftowo-gazowych Serinus znajdują się w załączniku do niniejszego raportu.



UWAGA



Określenie BOE może być mylące, szczególnie jeżeli występuje samodzielnie. Współczynnik konwersji BOE, gdzie 6 Mcf to1 bbl, wynika z metody zakładającej równoważność energetyczną

w odniesieniu do danych pomiarów uzyskanych na końcówce palnika, co nie odnosi się do wartości występujących na głowicy.



Wszystkie wielkości odnoszące się do wartości bieżącej netto rezerw i zasobów warunkowych, które zostały zaprezentowane w niniejszym komunikacie prasowym, niekoniecznie reprezentują godziwą wartość rynkową.



Wyniki testów nie muszą stanowić wyznacznika długoterminowego rozwoju Spółki ani też ostatecznej wartości wydobycia. Zawarte w niniejszym dokumencie dane wynikające z testów mają charakter wstępny aż do ukończenia pełnej analizy ciśnieniowej odwiertu.





Niniejszy tekst stanowi tłumaczenie informacji prasowej powstałej oryginalnie w języku angielskim przekazywanej do publicznej wiadomości przez Spółkę na terytorium państwa jej siedziby poprzez system SEDAR, która 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.
Załączniki
PlikOpis
Zalacznik_do_raportu_biezacego_15_2018-Serinus_Energy.pdf
Attachment_to_current_report_No_15_2018-Serinus_Energy.pdf

Nazwa arkusza: MESSAGE (ENGLISH VERSION)

MESSAGE (ENGLISH VERSION)












Current Report No. 15/2018Date: 2018-03-21Issuer’s

trading name: SERINUS ENERGY INC.





Title: 2017 Year End Reserves





Legal basis: other regulations





Content:Pursuant to Article 62.8 of the Act of 29 July 2005

on Public Offering […] the Management of SERINUS ENERGY INC. („Serinus”

or the „Company”) informs that in Canada via the SEDAR system it has

published information on the results of the 2017 year-end evaluation of

its oil and gas reserves. The evaluation was prepared by the independent

qualified reserves evaluator RPS Energy Canada Ltd. (“RPS”) in

accordance with Canadian National Instrument 51-101 – Standards of

Disclosure for Oil and Gas Activities, and includes the reserves and

contingent resources in Serinus’ Tunisian and Romanian properties.





Summary of Company Gross Reserves is shown in the attachment.





Serinus encountered significant external and operational challenges in

2017, although the petroleum industry in general saw a recovery in

relative oil prices towards the latter half of the year. The price of

Brent Crude started at just over $56/bbl in early January, trading

within a narrow band between $53/bbl and $57/bbl until early March

before becoming more volatile with steep declines and recovery until the

yearly low of $44.82/bbl on June 21, 2017. Brent Crude prices then began

to gradually strengthen from June to the end of the year, reaching the

yearly high of $67.02 on December 21, 2017. Brent crude prices have

sustained levels above $62/bbl in 2018 to date, exceeding $70/bbl for

brief periods of trading





Total corporate 1P and 2P reserves increased in 2017 from 2016 by 17%

and 13%, respectively. Recovering commodity prices were the dominant

factor in 2017, especially in the latter half. These increased reserves

volumes are due to the reclassification of a portion of the gas

resources of the Moftinu structure in Romania from Contingent Resources

to Reserves, offset by reserve reductions attributed to the Company’s

Tunisia properties. There were positive and negative revisions which are

discussed below.





Tunisia





In Tunisia, 1P reserves decreased by 16%, while 2P reserves decreased by

10%. The technical revisions to reserves are:





Positive revisions included:- Removing SAB N1 workover and replacing

with SAB N2, which has a higher EUR at lower cost; and- Improvement

in SAB 11, WIN 13 and SAB NW1 production performance; and





Negative revisions included:- Reclassifications of Ech Chouech and

Sanghar from Reserves to Contingent Resources;- Decreased reserves

due to reduced production performance at WIN 12bis; and- Decreased

reserves due to the removal of future development plans for CS-5, CS

Sil-10, CS Sil-1 & CS-8bis





Romania





In Romania, the Moftinu Structure was classified as Reserves from its

previous classification as contingent resources. Some of the key

assumptions of Romanian reserves are:





- Total resources nearly doubled from 2016;





- Reclassification of A1, A2 and A3 sands to reserves from contingent

resources;





- The 2017 YE reserves evaluation assumes three additional/replacement

development wells; (1003, 1004, 1007) to be drilled and placed on

production in 2018, with Moftinu-1006 to be drilled and placed on

production in 2019;





- Almost no change to reserves as a result of the Moftinu-1001

uncontrolled well incident;





- ~27 Mboe of gas escaped during the event, or 0.52% of the field’s

total resources; and





- Replacing Moftinu-1001 with Moftinu-1007 had no material effect on the

reserves for the field.











NET PRESENT VALUE





Summary of Net Present Value of Future Net Revenues is presented in

the attachment.





Net present values for Serinus’ Reserves Increased by 267% and 47% for

1P and 2P Reserves, respectively. The contributing factors to the $11.2

million increase in the 1P PV10 valuation was the classification of

Romania Contingent Resources in 2016 to reserves in 2017 and a slight

increase in the valuation of Tunisian 1P Reserves.











CONTINGENT RESOURCES





In addition to the 1P and 2P Reserves assigned to the Company’s

properties in Tunisia and Romania, Contingent Resources are also

assigned to the Company’s properties,





The Tunisian contingent resources are in the Development Pending

sub-class and consist of the commercially recoverable resources in the

Ech Chouech and Sanghar fields, which have been on production in the

past using conventional primary recovery technology, but are currently

shut in due to political uncertainties. The specific contingency which

prevents these resources from being classified as reserves is the

Company decision to not return the fields to production status at this

time given the political risks of social unrest in the area. Return to

production, and reclassification to reserves, is forecast to occur in

the 2019 or 2020 timeframe. The development costs to bring these

contingent resources on to production are US$0.8 million. The Company

has a 100% working interest in all properties attributed with contingent

resources.





The Romanian contingent resources are also in the Development Pending

sub-class and consist of the resources behind pipe in three specific

reservoir sand layers and which are recoverable using conventional

primary gas recovery technology. The specific contingency which prevents

these resources from being classified as reserves is the Company

decision to recomplete a producing well to access recovery of gas

resources from these sands, which is forecast to occur during 2019 and

2020. The development costs to bring these contingent resources on to

production are estimated at US$ 0.4 million, US$1.2 million and US$1.55

million for the 1C, 2C, and 3C cases respectively.





Company Gross Risked Contingent is presented in the attachment.Serinus

will concentrate on the development of the Moftinu Gas Development

Project in Romania which is currently under construction with

anticipated first gas in late Q2 2018. The Company is also developing

the drilling program for the Moftinu-1007, the replacement well for

Moftinu-1001 after the recent well control incident and subsequent

abandonment, as well as the Moftinu-1003 and Moftinu-1004 wells. The

drilling of these wells should meet the work commitments for the

extension of the Satu Mare Concession obtained on October 28, 2016.





Commodity price forecasts used by RPS in preparing its evaluation of

Serinus’ oil and gas properties are presented in the attachment.











CAUTIONARY STATEMENT





BOEs may be misleading, particularly if used in isolation. A BOE

conversion ratio of 6 Mcf:1 bbl is based on an energy equivalency

conversion method primarily applicable at the burner tip and does not

represent a value equivalency at the wellhead.





All values of net present value of reserves and contingent resources

shown in this press release do not necessarily represent fair market

value.





Test results are not necessarily indicative of long-term performance or

of ultimate recovery. The test data contained herein is considered

preliminary until full pressure transient analysis is complete.











This text contains translation of the original news release in English,

which has been filed by Company in Canada (country of its registered

office) by way of the SEDAR system and is available at the website

www.sedar.com by entering the Company name at

http://www.sedar.com/search/search_form_pc_en.htm .








Nazwa arkusza: INFORMACJE O PODMIOCIE

SERINUS ENERGY INC.
(pełna nazwa emitenta)
SERINUS ENERGY INC.Paliwowy (pal)
(skrócona nazwa emitenta)(sektor wg. klasyfikacji GPW w W-wie)
T2P 3J4Calgary
(kod pocztowy)(miejscowość)
Suite 1500, 700-4th Avenue SW
(ulica)(numer)
+1 (403) 264-8877+1 (403) 264-8861
(telefon)(fax)
info@serinusenergy.comwww.serinusenergy.com
(e-mail)(www)
-- --
(NIP)(REGON)

Nazwa arkusza: PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ


PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ
DataImię i NazwiskoStanowisko/FunkcjaPodpis
2018-03-21Jeffrey AuldPrezes i Dyrektor Generalny (CEO)Jeffrey Auld
podstrony