SERINUS ENERGY INC. - Podsumowanie informacji finansowych i operacyjnych za III kw. 2014 (50/2014)

| | | | | | | | | | | | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| | KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | Raport bieżący nr | 50 | / | 2014 | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | Data sporządzenia: | 2014-11-13 | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | Skrócona nazwa emitenta | | | | | | | | | | |
| | SERINUS ENERGY INC. | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | Temat | | | | | | | | | | |
| | Podsumowanie informacji dotyczących wyników finansowych i operacyjnych Serinus Energy za III kw. 2014 r. | | | | | | | | | | |
| | Podstawa prawna | | | | | | | | | | |
| | Inne uregulowania | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | Treść raportu: | | | | | | | | | | |
| | Na podstawie art. 62 ust 8 ustawy o ofercie publicznej [?] Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. (?Serinus", ?SEN? ,?Spółka") informuje, że w Kanadzie za pośrednictwem systemu SEDAR przedstawiane jest podsumowanie wyników finansowych oraz operacyjnych za kwartał zakończony 30 września 2014 roku. Podsumowanie III kwartału 2014 r. - Produkcja Spółki przypadająca na posiadane przez nią udziały operacyjne (obejmująca produkcję Spółki w Tunezji plus produkcję przypadającą na 70 proc. udziałów na Ukrainie) za III kw. 2014 r. wyniosła 5.640 boe/d, co stanowi wzrost o 15 proc. w porównaniu do III kw. 2013 r., i o 14 proc. w stosunku do 4,965 boe/d produkcji z II kw. 2014 r. Produkcja Spółki za III kw. na Ukrainie (dla udziałów operacyjnych Serinus) wzrosła o 34 proc. w stosunku do porównywalnego okresu w 2013 r., osiągając poziom 4.470 boe/d (26,8 MMcfe/d). W stosunku do II kw. 2014 r. wzrosła o 22 proc. - Przychody brutto w III kw. wyniosły 46,4 mln USD, wzrastając o 2 proc. w porównaniu do III kw. 2013 r. Na
akcjonariuszy SEN przypadło 35,6 mln USD w porównaniu do 36,4 mln USD w ubiegłym roku. Pozostała część przychodów przypadła na nie należącą do Serinus spółkę będącą właścicielem 30 proc. udziałów w KUBGAS Holding Limited (vide poniżej: O Serinus Energy). - Wartość retroaktywna netto (netback) dla Ukrainy zmniejszyła się z 41,76 USD/boe (6,96 USD/Mcfe) odnotowanej w II kw. br., do poziomu 30,91 USD/boe (5,15 USD/Mcfe) w III kwartale br. w związku ze znaczną podwyżką opłat koncesyjnych (royalties) wprowadzoną 1 sierpnia 2014 r. Stawki opłat dla gazu ziemnego wzrosły do 55 proc. z 28 proc., zaś dla cieczy z 42 proc. do 45 proc. - Netback dla produkcji w Tunezji obniżył się w III kw. z 54,83 USD/boe, odnotowanym w II kw. br., do 53,85 USD/boe, a niższe koszty operacyjne jedynie w części zrekompensowały spadek cen towaru. - Środki z działalności operacyjnej w III kw. 2014 r. wyniosły 19,2 mln USD i były o 11 proc. niższe w porównaniu do 21,6 mln USD uzyskanych w III kw. 2013 r., i o 8 proc. mniejsze wobec 20,8
mln USD odnotowanych w II kw. br., co było zasadniczo spowodowane przez mniejszy netback, o którym mowa powyżej, co z kolei było w znacznym stopniu spowodowane podwyżką opłat koncesyjnych (royalties) na Ukrainie. Na akcjonariuszy SEN przypadło 14,3 mln USD. - Zysk netto za III kw., przed ujęciem różnic kursowych, wynosił 6,6 mln USD (3,79 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN), w porównaniu do 12 mln USD w III kw. 2013 r. (8,1 mln USD przypadające na akcjonariuszy SEN). Złożyły się na to głównie wyższe opłaty koncesyjne na Ukrainie i wyjątkowo niskie koszty operacyjne w III kw. 2013 r. - Nakłady inwestycyjne w III kwartale br. wyniosły 15,6 mln USD, w porównaniu do 30,5 mln USD w analogicznym okresie roku 2013. Ich niższy poziom jest głównie związany z zawieszeniem prac wiertniczych w trakcie III kw. z powodu stanu bezpieczeństwa na Ukrainie. - W trakcie III kwartału KUB-Gas LLC dokonał wypłaty dywidendy w wysokości 11 mln USD (7,6 mln USD dla udziałów operacyjnych Serinus). - W lipcu 2014 r. Spółka
dokonała końcowej spłaty 8 mln USD w ramach rozliczania pożyczki udzielonej przez Dutco Energy Limited. Działania operacyjne - podsumowanie i aktualizacja - Produkcja w III kw. wyniosła 5.640 boe/d, odnotowując 14 proc. wzrost wobec II kw. br. (4.965 boe/d), co było rezultatem wzrostu produkcji na Ukrainie, w znacznej mierze z odwiertu M-17. - Produkcja z Tunezji w III kw. obniżyła się do 1.170 boe/d, o 11 proc. wobec II kw. 2014 r., co było głównie spowodowane przez tymczasowe przestoje związane z koniecznością wymiany pomp w kilku odwiertach oraz przejściowym brakiem możliwości przyjęcia całego gazu wydobywanego na Chouech Es Saida przez państwową stację odbioru gazu, ze względu na usterki mechaniczne i pogodę z ekstremalnie wysokimi temperaturami. Sytuacja zaczęła ulegać poprawie w trakcie kwartału, wraz z przeprowadzeniem modernizacji CS-8bis i CS-1 oraz zaistnieniem korzystniejszych warunków atmosferycznych. Produkcja we wrześniu wyniosła 1.272 boe/d, zaś od początku IV kw. do chwili obecnej średnia
produkcja to 1.390 boe/d. Odwiert CS-11 nadal wymaga wymiany pompy, co właśnie rozpoczęto. . - Prace wiertnicze na Ukrainie wznowiono 2 października, rozpoczynając działania przy odwiercie M-22 na koncesji Makiejewskoje. Odwiert obecnie przekroczył głębokość 2.403 metrów. Zlokalizowany jest w południowo-zachodniej części głównego uskoku, przebiegającego przez koncesje Makiejewskoje oraz Olgowskoje i znajduje się blisko wykonanego w 1991 r. odwiertu M-2, który w testach dał przepływ 300 Mcf/d ze strefy S5. Głównym celem odwiertu M-22 jest strefa S6, której zasobność została udowodniona przy okazji odwiertów M-16, M-17 oraz O-15. Cele drugiego rzędu obejmują także strefy S5 i S7. Przewiduje się, że łącznie prace wiertnicze, testy i końcowe uzbrajanie potrwają około 80 dni. O ile odwiert się powiedzie, zostanie on w krótkim czasie podłączony, ponieważ uwzględniając zawczasu przyszłe wiercenia, wykonano w tym roku kilka linii przesyłowych. M-22 będzie się kwalifikował do stosowania obniżonej stawki opłat
koncesyjnych (royalty) wynoszącej 30,25 proc. w okresie pierwszych dwóch lat produkcji z tego odwiertu. - Prace nad odwiertem Winstar-12bis (?WIN-12bis?) rozpoczęto 17 lipca br. W komunikacie Spółki z 4 listopada 2014 r. poinformowano, że odwiert osiągnął głębokość końcową 3.855 metrów, a dane z elektrometrii otworowej, rdzenia i zapisu parametrów wiercenia wskazują, że odwiert trafił na złoże ropy o miąższości 79 metrów i średniej porowatości 10 proc. w formacjach Upper Hamra, Lower Hamra i El Atchane, które znajduje się ponad strefą przejściową ropa-woda, ciągnącą się przez niżej zalegające formacje w odwiercie. Dodatkowa 14?metrowa warstwa ropy została zidentyfikowana w strefie przejściowej, a ponadto uzyskano wskazania obecności potencjalnie ruchomej ropy poniżej spągu strefy przejściowej. Niezbędne będą dalsze badania w celu określenia charakteru węglowodorów z tych niższych warstw. Jak tylko urządzenie wiertnicze zostanie przeniesione, odwiert WIN-12bis będzie podłączony do wcześniej zbudowanego
rurociągu i poddany testom produkcyjnym. - Program badań sejsmicznych 3D obejmujący 203,5 km2 na polu Sanrhar zakończono w połowie sierpnia. Posiadane z wcześniejszego okresu nieliczne dane z badań sejsmicznych 2D wskazują na występowanie szeregu struktur, reprezentujących cztery typy zamknięcia pułapek, które nowy program zbada bardziej szczegółowo. Obecna produkcja z Sanrhar ? prowadzona w całości z jednego tylko odwiertu - wynosi 50-60 bbl/d ropy, a do końca 2013 r. wyniosła łącznie 421 Mbbl ropy. - Na początku października odwierty ECS-1 oraz EC-4 na koncesji Ech Chouech w Tunezji zostały poddane hydraulicznej stymulacji, obejmującej dewońską formację Ouan Kasa. W trakcie przeprowadzonej następnie operacji tłokowania w otworze wiertniczym (ang. swabbing) oba odwierty wykazywały do 20 proc. ropy w płuczce. Spółka bada możliwości zwiększenia efektywności produkcji obu odwiertów w dłuższym okresie i uzyskania lepszych parametrów produkcji i ciśnienia. Perspektywy Średnia produkcja dzienna (przypadająca dla
SEN) od początku IV kw. 2014 r. do chwili obecnej wynosi ok. 5.495 boe/d (1.060 bbl/d ropy, 26,1 MMcf/d gazu, 83 bbl/d cieczy). Spadek w stosunku do średniej produkcji III kw. ub. roku wynika z planowego ograniczenia wydobycia z odwiertów M-16 i M-17 na Ukrainie na okres trzech i pół dnia w październiku, w czasie których dokonane zostały testy odbudowy ciśnienia. Wzrost produkcji w Tunezji w IV kw. został w znacznym stopniu skompensowany przez odczuwane przez Spółkę naturalne zjawisko sczerpywania się złóż. Kwartały III i IV do tej pory nie przyniosły nowych odwiertów z powodu zawieszenia prac wiertniczych na Ukrainie. Ukraina Urzędowa cena ropy na listopad, po której można prowadzić sprzedaż dla odbiorów przemysłowych na Ukrainie, wynosi 5.100 UAH za Mcm. Przy obecnym kursie wymiany 15,85 UAH/USD, stanowi to odpowiednik 9,11 USD za Mcf. Cena uzyskana przez KUB-Gas jest o ok. 4 proc. niższa z powodu marży pośredników sprzedających gaz. Cena gazu zrealizowana przez Spółkę na Ukrainie w trakcie III kwartału
wyniosła 10,17 USD/Mcf. KUB-Gas planuje wykonanie w listopadzie ponownego uzbrojenia odwiertu M-16 w strefie S5, gdyż ustalono, że odwiert M-17 sam wystarczy do wydobywania gazu z akumulacji w strefie S6, która jest obecnie eksploatowana przez oba odwierty. Zgodnie z informacją przekazaną wcześniej przez Spółkę, Zarząd Narodowego Banku Ukrainy (?Bank?) podjął 22 września br. uchwałę Nr 591, która m. in. zakazuje przeprowadzania transakcji wymiany walut związanych z wypłatą dywidend i obowiązuje od 23 września br. do 2 grudnia 2014 r. Prezes Banku - Valeria Hontareva 4 listopada poinformowała, że zakaz ten zostanie uchylony. Dodała także, że takie ograniczenie mogłoby uniemożliwić dalsze inwestycje na Ukrainie. Nie podano innej alternatywnej daty uchylenia ww. zakazu. Oczekuje się, że końcowe wyposażanie odwiertu M-22 będzie przeprowadzone w drugiej połowie grudnia i o ile wszystko się powiedzie oraz pod warunkiem uzyskania wymaganych dla nowych odwiertów i rurociągów odnośnych urzędowych zgód, w styczniu
zostanie on, po przeniesieniu urządzenia wiertniczego, podłączony do zawczasu zbudowanego rurociągu. Urządzenie wiertnicze zostanie przeniesione następnie do odwiertu NM-4 w celu wznowienia prac, które zostały wstrzymane pod koniec czerwca ze względu na ówczesny stan bezpieczeństwa. Tunezja Kiedy urządzenie wiertnicze zakończy prace nad WIN-12bis, zostanie przeniesione do lokalizacji Winstar-13 (?WIN-13?). Przewiduje się, że całkowite wykonanie i uzbrojenie odwiertu WIN-13 zajmie 73 dni. Jego celem są te same formacje z ordowiku Lower Hamra oraz El Atchane, które obecnie są eksploatowane na polu Sabria. Rumunia Jak to zaraportowano 12 listopada 2014 r., trwają prace nad odwiertem Moftinu-1001, pierwszym w obejmującym dwa odwierty programie wierceń. Celem są piaskowce z okresu miocenu i pliocenu znajdujące się na głębokości 1.800?2.000 metrów. Drugi odwiert - Moftinu-1002bis będzie przedmiotem prac zaraz po przeniesieniu urządzenia wiertniczego z Moftinu-1001, i jak się oczekuje oba odwierty będą wykonane i
orurowane w połowie grudnia. Końcowe wyposażanie odwiertów oraz testy będą przeprowadzone pod koniec stycznia 2015. Spółka wykonuje obecnie także badanie sejsmiczne 3D dla dodatkowych 180 km2 na obszarze Santau na koncesji Satu Mare, przylegającego od południa do Moftinu. Oczekuje się, że pozyskiwanie danych powinno zakończyć się do 15 listopada 2014 r., zaś przetwarzanie i interpretacja będą odbywały się w I kw. 2015 r. Dokumenty uzupełniające Pełny tekst ?Sprawozdania kierownictwa z działalności? (ang. MD&A) oraz ?Sprawozdania finansowego? zostały zaraportowane w języku angielskim na stronie www.sedar.com, zaś w języku polskim i angielskim zaraportowane z wykorzystaniem systemu ESPI i będą także dostępne na stronie www.serinusenergy.com Uwagi: Serinus przygotowuje swoje wyniki finansowe na bazie skonsolidowanej, która obejmuje 100 proc. podmiotu zależnego KUB-Gas LLC (?KUB-Gas?), w którym Spółka posiada pośrednio 70 proc. udział. O ile nie jest to zaznaczone poprzez użycie sformułowań ?przypadające na
Serinus?, ?netto dla Serinus? , przypadające na akcjonariuszy SEN? lub ?netto dla SEN WI? (WI=udziały operacyjne), wszystkie wartości i wolumeny odnoszą się do danych skonsolidowanych. Serinus sporządza raporty w dolarach amerykańskich, wszystkie dane przywoływane ? zarówno te w dolarach lub wartości na akcję - wyrażone są w USD, o ile nie zaznaczono inaczej. 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. 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 | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | Załączniki | | | | | | | | | | |
| | Plik | Opis | | | | | | | | | |
| | SEN - Załącznik do rb 50 2014 - wybrane dane finansowe.pdf | | | | | | | | | | |
| | SEN -Attachment to the Current Report No 50 2014.pdf | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |

RAPORT BIEŻĄCY
MESSAGE (ENGLISH VERSION)
INFORMACJE O PODMIOCIE
PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ

| | | | |
| --- | --- | --- | --- |
| | MESSAGE (ENGLISH VERSION) | | |
| | | | |
| | Current Report No. 50/2014 Date: 2014-11-13 Issuer’s trading name: SERINUS ENERGY INC. Title: Summary of Serinus Q3 2014 Financial and Operating Results 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 summary presenting its financial and operating results for the quarter ended September 30, 2014. Third Quarter Highlights •Total working interest production (consisting of the Company’s production in Tunisia plus its 70% interest in Ukraine) in the third quarter was 5,640 boe/d, up 15% vs. Q3 2013, and 14% higher than the 4,965 boe/d in Q2 2014. The Company’s Ukraine production (net to SEN WI) for the quarter rose 34% to 4,470 boe/d (26.8 MMcfe/d) vs. the same period in 2013, and 22% up from Q2 2014. •Gross revenues for the quarter reached $46.4 million, up 2% over Q3 2013. The portion allocable to
SEN shareholders was $35.6 million vs. $36.4 million last year. The balance is attributable to the owner of the remaining 30% of KUBGAS Holdings Limited not held by Serinus (see About Serinus below). •Netbacks in Ukraine fell from $41.76/boe ($6.96/Mcfe) in Q2, to $30.91/boe ($5.15/Mcfe) in Q3 due substantially to the increase in royalties effective August 1, 2014. Royalties on natural gas increased to 55% from 28%, and on liquids from 42% to 45%. •Tunisian netbacks fell from $54.83/boe in Q2 to $53.85/boe in Q3, with lower operating costs only partially offsetting lower commodity prices. •Funds from Operations in the third quarter were down 11% to $19.2 million vs. $21.6 million in Q3 2013, and down 8% compared to $20.8 million in Q2 2014, caused primarily by the lower netbacks described above which in turn were substantially the result of the increased royalties in Ukraine. The amount allocable to SEN shareholders was $14.3 million. •Net earnings for the quarter, before the currency charges, were $6.6
million ($3.79 million attributable to SEN shareholders), as compared to $12 million in Q3 2013 ($8.1 million attributable to SEN shareholders). The major contributing factors were the higher Ukrainian royalties and anomalously low operating costs in Q3 2013. •Capital expenditures for the quarter were $15.6 million vs. $30.5 million for the same period in 2013. Much of the reduction was due to the cessation of drilling and workover activities in Ukraine during Q3 over security concerns. •During the quarter, KUB-Gas LLC paid dividends of $11 million ($7.6 million SEN WI) •In July 2014, the Company made the final payment of $8 million with respect to the convertible note held by Dutco Energy Limited. Operational Highlights & Update •Production for the third quarter of 5,640 boe/d increased by 14% vs. Q2 2014 (4,965 boe/d) driven by higher production in Ukraine, substantially from the M-17 well. •Tunisian production declined to 1,170 boe/d in the third quarter, down 11% vs. Q2 2014 due to operational
downtime associated with several wells requiring pump changes, and the inability of the national gas utility to take all the produced gas in Chouech Es Saida caused by mechanical failures and extreme hot weather. These issues began to be resolved during the quarter, with workovers on CS-8bis and CS-1, and some moderation in ambient temperatures. September production was 1,272 boe/d, and Q4 2014 to date has averaged 1,390 boe/d. The CS-11 well still requires a pump change, and that workover has just commenced. •Drilling resumed in Ukraine on October 2nd with the spud of the M-22 well in the Makeevskoye licence. The well is currently drilling ahead at a depth of 2,403 metres. It is located on the southwest side of the major fault that runs through the Makeevskoye and Olgovskoye licences and is a near offset to the M-2 well drilled in 1991 which tested 300 Mcf/d from the S5. The primary target in M-22 is the S6 zone which has proven very prolific in the M-16, M-17, and O 15 wells. There are also secondary
targets in the S5 and S7 zones. Total time to drill, test and complete is expected to be approximately 80 days. In the event of a successful well, tie-in will follow shortly as several flowlines were constructed earlier this year in anticipation of future drilling. M-22 will qualify for the reduced royalty rate of 30.25% for its first two years of production. •The Winstar-12bis (“WIN-12bis”) well spud on July 17th. As disclosed in the Company’s press release of November 4, 2014, it has reached its total depth of 3,855 metres, and electric log, core and drilling data indicate 79 metres of oil bearing reservoir with average porosity of 10% in the Ordovician Upper Hamra, Lower Hamra and El Atchane formations, above an oil to water transition zone present throughout the lower zones in the well. An additional 14 metres of oil bearing reservoir have been identified within the transition zone, and logs have also indicated potentially moveable oil below the base of the transition zone. Further testing will be
required to understand the nature of the hydrocarbons in these lower sections. Once the drilling rig has moved off, the well will be tied into the pre-built flowline and placed on an extended production test. •A 203.5 km2 3D seismic program over the Sanrhar field was completed in mid - August. Legacy sparse 2D data indicates a number of four-way structural closures which this program will investigate more thoroughly. Current production from Sanrhar is 50 – 60 bbl/d of oil from a single well, which has produced 421 Mbbl of oil to the end of 2013. •In early October, the ECS-1 and EC-4 wells in the Ech Chouech permit in Tunisia were both hydraulically stimulated in the Devonian Ouan Kasa formation. During subsequent swabbing operations, both have shown oil cuts ranging up to 20%. The Company is examining alternatives to produce the wells more efficiently for extended periods to obtain better production and pressure data. Outlook Average daily production (SEN WI) for the fourth quarter 2014 to date is
approximately 5,495 boe/d (1,060 bbl/d of oil, 26.1 MMcf/d of gas, 83 bbl/d of liquids). The decrease vs. the Q3 average is due to the M-16 and M-17 wells in Ukraine being shut-in for three and a half days for pressure build-up testing in October. The increased production in Tunisia in the fourth quarter has been substantially offset by natural declines corporate wide, and no new wells were brought on during Q3 or Q4 to date due to the cessation of drilling in Ukraine. Ukraine The official price for November at which gas can be sold to industrial customers in Ukraine is 5,100 UAH per Mcm. At the current exchange rate of 15.85 UAH/USD, that is equivalent to $9.11/Mcf. The price that KUB Gas receives is approximately 4% lower, reflecting the margins of the traders through whom the gas is sold. The Company’s realized gas price in Ukraine during the third quarter was $10.17/Mcf. In November, KUB-Gas plans to recomplete the M-16 well in the S5 zone as it has been determined that M-17 alone will be sufficient to
recover the gas in the S6 accumulation from which both are currently producing. As has been reported previously, the National Bank of Ukraine announced Resolution No. 591 on September 22, 2014, under which among other things, foreign exchange transactions associated with the payment of dividends were prohibited effective September 23, 2014 and expiring on December 2, 2014. On November 4, the bank’s Chairman, Valeria Hontareva announced that this prohibition would be lifted. She further stated that this restriction would make further investments in Ukraine impossible. No mention was made with respect to any alternative date for the order to be lifted. The M-22 well is expected to be completed in mid to late December, and if successful, will be tied into the pre-built flowline in January after the drilling rig moves off the location, and subject to the normal regulatory approvals for new wells and pipelines. The rig will move to the NM-4 well next to resume drilling that was halted in late June due to the
security issues at the time. Tunisia Once the drilling rig has finished completion operations on WIN-12bis, it will move to the Winstar-13 (“WIN-13”) location. The total time to drill and complete WIN-13 is estimated to be 73 days. It is targeting the same Ordovician Lower Hamra and El Atchane formations that are currently producing in the Sabria field. Romania As reported on November 12, 2014, drilling is underway on the Moftinu-1001 well, the first of a two well program targeting Miocene and Pliocene aged sands at depths between 1,800 – 2,000 metres. The second well, Moftinu-1002bis, will follow immediately after rig release from Moftinu-1001, and both wells are expected to be drilled and cased by mid-December. Completion and testing will commence in late January 2015. The Company is also currently shooting an additional 180 km2 of 3D seismic in the Santau area within Satu Mare, immediately south of Moftinu. Acquisition is expected to be complete by November 15, 2014, and processing and interpretation to
be done during Q1 2015. Supporting Documents The full Management Discussion and Analysis (“MD&A”) and Financial Statements have been filed in English on www.sedar.com and in Polish and English via the ESPI system, and will also be available on www.serinusenergy.com. Note: Serinus prepares its financial results on a consolidated basis, which includes 100% of its indirectly 70% owned subsidiary, KUB-Gas LLC (“KUB-Gas”). Unless otherwise noted by the phrases “allocable to Serinus”, “net to Serinus”, “attributable to SEN shareholders” or “net to SEN WI”, all values and volumes refer to the consolidated figures. Serinus reports in US dollars; all dollar values referred to herein, whether in dollars or per share values are in US dollars unless otherwise noted. 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. This text contains selected excerpts from 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. The Polish translation of the entire text of the news release is available at the website: www.serinusenergy.com | | |
| | | | |

RAPORT BIEŻĄCY
MESSAGE (ENGLISH VERSION)
INFORMACJE O PODMIOCIE
PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ

| | | | | | | | | | | | | | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | SERINUS ENERGY INC. | | | | | | | | | | | |
| | | (pełna nazwa emitenta) | | | | | | | | | | | |
| | | SERINUS ENERGY INC. | | Paliwowy (pal) | | | | | | | | | |
| | | (skrócona nazwa emitenta) | | (sektor wg. klasyfikacji GPW w W-wie) | | | | | | | | | |
| | | T2P 3J4 | | Calgary | | | | | | | | | |
| | | (kod pocztowy)
| | (miejscowość) | | | | | | | | | |
| | | Suite 1500, 700-4th Avenue SW | | | | | | | | | | | |
| | | (ulica) | | (numer) | | | | | | | | | |
| | | +1 (403) 264-8877 | | +1 (403) 264-8861 | | | | | | | | | |
| | | (telefon) | | | (fax) | | | | | | | | |
| | | info@serinusenergy.com | | www.serinusenergy.com | | | | | | | | | |
| | | (e-mail) | | | (www) | | | | | | | | |
| | | - | | - | | | | | | | | | |
| | | (NIP) | | | (REGON) | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |

RAPORT BIEŻĄCY
MESSAGE (ENGLISH VERSION)
INFORMACJE O PODMIOCIE
PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ

RAPORT BIEŻĄCY
MESSAGE (ENGLISH VERSION)
INFORMACJE O PODMIOCIE
PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ