SERINUS ENERGY INC. - Podsumowanie produkcji Serinus Energy w III kwartale 2014 r. (43/2014)

| | | | | | | | | | | | | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| | KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | Raport bieżący nr | 43 | / | 2014 | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | Data sporządzenia: | 2014-10-10 | | | | | | | | | | |
| | Skrócona nazwa emitenta | | | | | | | | | | | |
| | SERINUS ENERGY INC. | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | Temat | | | | | | | | | | | |
| | Podsumowanie produkcji Serinus Energy w III kwartale 2014 r. | | | | | | | | | | | |
| | Podstawa prawna | | | | | | | | | | | |
| | Inne uregulowania | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | Treść raportu: | | | | | | | | | | | |
| | Działając na podstawie art. 62 ust. 8 ustawy o ofercie publicznej (?) Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. (?Serinus?, ?Spółka?) informuje, że w Kanadzie za pośrednictwem systemu SEDAR przekazywana jest informacja o działalności Serinus w trzecim kwartale. Produkcja i ceny w trzecim kwartale Średnia produkcja Spółki w III kwartale br. wyniosła 5.696 boe/d (przypadająca na 70% udział Spółki w prawie użytkowania górniczego ? ?SEN WI?), co stanowi wzrost o 15% w stosunku do 4.964 boe/d uzyskanych w II kwartale. Produkcja w pierwszych ośmiu dniach października wyniosła średnio 5.821 boe/d. W III kw. na Ukrainie wyprodukowano 26,3 MMcf/d gazu oraz 86 bb/d kondensatu (obie wielkości dla 70 proc. udziału SEN). Wielkości te są o 23 proc. wyższe w przypadku gazu i 15 proc niższe w przypadku kondensatu niż w II kwartale. Wzrost jest w znacznym stopniu zasługą odwiertu M-17, którego średnia produkcja w III kw. wyniosła11,9 MMcf/d (8,3 MMcf/d dla SEN WI). Produkcja na Ukrainie w październiku wynosiła średnio 37,4 MMcf/d
i 121 bbl/d (26,2 MMcf/d oraz 85 bbl/d dla SEN WI). Jest to o 24 proc. więcej niż wynosiła końcowa produkcja 2013 roku. KUB-Gas LLC (?KUB-Gas?) ? spółka zależna Serinus (pośrednio 70 proc. udziałów) - jest właścicielem i operatorem koncesji na Ukrainie. Szacunkowe ceny gazu i kondensatu uzyskane na Ukrainie w III kw. wynosiły odpowiednio 10,16 USD/Mcf i 81,47 USD/bbl. Cena gazu była nieznacznie niższa od 10,23 USD/Mcf uzyskanych w II kw. 2014 r. Cena gazu sprzedawanego na Ukrainie przez KUB-Gas jest oparta na cenie gazu importowanego z Rosji, a ten z kolei powiązany jest z ceną ropy. KUB-Gaz otrzymuje zapłatę w ukraińskiej hyrwnie (UAH), co powoduje, że uzyskiwana cena w USD podlega ryzyku zmian kursu walut. Całkowita produkcja w Tunezji w III kw. wyniosła 1.183 boe/d i była o 9 proc. niższa w porównaniu do 1.301 boe/d w II kw. 2014 r. Produkcja ropy wyniosła średnio 889 bbl/d, a gazu 1,7 MMcf/d. Szacunkowe zrealizowane ceny w III kw. wyniosły 99,54 USD/bbl oraz 14,56 USD/Mcf. W III kw. zrealizowano jeden
odbiór tankowcem. Produkcja w Tunezji w październiku (do daty niniejszego komunikatu) wyniosła średnio 1.379 boe/d, na co złożyło się 1,9 MMcf/d gazu i 1.055 bbl/d ropy. Uwaga: powyższe wolumeny i ceny mogą ulec niewielkim zmianom po uzyskaniu ostatecznych alokacji i faktur. Prace wiertnicze i modernizacyjne Jak podano w komunikacie z 2 października 2014 r., KUB-Gas wznowił prowadzenie prac wiertniczych na swojej koncesji Makiejewskoje od rozpoczęcia wierceń odwiertu M-22. Głównym celem M-22 jest strefa S6 w warstwach z okresu serpuchowu, której zasobność została udowodniona przy okazji odwiertów M-16, M-17 oraz O-15. Przewiduje się, że łącznie prace wiertnicze, testy i końcowe wyposażanie potrwają około 80 dni. To pierwszy z pięciu odwiertów branych pod uwagę w chwili obecnej. Decyzje o dodatkowych odwiertach zapadną na posiedzeniu kierownictwa i zarządu, planowanym na grudzień, na którym uchwalony ma być budżet nakładów inwestycyjnych na 2015 rok. W Tunezji, w lipcu br. rozpoczęto prace nad odwiertem
Winstar-12bis (?Win-12bis?) na koncesji Sabria. Odwiert osiągnął głębokość 3.681 metrów. Postęp prac był wolniejszy od zakładanego w głównej mierze z powodu usterek urządzenia wiertniczego na przełomie sierpnia i września oraz na początku października. Wykonywana jest kolumna pośrednia, po czym wiercenie zostanie wznowione do osiągniecia planowanej głębokości 3.840 metrów. Oczekuje się, że potrwa to do końca października. Po zakończeniu wierceń, urządzenie wiertnicze zostanie przeniesione do lokalizacji Winstar-13 (?Win-13?). Celem obu odwiertów są formacje Hamra i El Atchane, z których obecnie prowadzone jest wydobycie w ramach innych odwiertów na polu Sabria. Na koncesji Ech Chouech, dotychczasowe prace przy odwiertach EC-4 oraz ECS-1 polegały na usunięciu z otworów zanieczyszczeń pozostałych po wcześniejszych operatorach. Wykonano też ich perforację w dewońskiej formacji Ouan Kasa. Rozpoczęto przygotowania do stymulacji szczelinowaniem odwiertu ECS-1, a urządzenie szczelinujące zostanie przeniesione do
EC-4 natychmiast po zakończeniu prac nad ECS-1. Następnie dla obu odwiertów wykonane zostaną testy pod kątem przepływu do zbiorników na terenie wiertni. Odwiert CS-8bis na Chouech Es Saida był poddany przebudowie w celu wymiany pompy wgłębnej i zostanie ponownie uruchomiony po usunięciu serwisowego urządzenia wiertniczego. Kolejna przebudowa prowadzona jest na CS 11 w celu wymiany istniejącej pompy wgłębnej tłokowej na elektryczną pompę głębinową. Dalsze działania na Ukrainie Poza odwiertem M-22 pozostałe cztery obecnie planowane odwierty to M-15, NM-4, M-24, i M-25. M-15 jest odwiertem konturującym, którego celem są strefy S5, S6 i S7, odkryte i rozpoznane przez odwierty M-16 i M-17. M-24 oraz M 25 to potencjalne rozpoznawczo-ocenne/konturujące lokalizacje do M-22. NM-4 - odwiert poszukiwawczy do zbadania obiektu stratygraficznego w warstwach z moskowu - osiągnął głębokość 102 m w czerwcu, tuż przed zawieszeniem przez Spółkę prac wiertniczych oraz działań modernizacyjnych na tym obszarze. W przypadku
powodzenia odwiert NM-4 potwierdzi nowy typ złoża, i może potencjalnie znacznie zwiększyć stan posiadania KUB-Gasu w zakresie obiektów poszukiwawczych do prowadzenia prac wiertniczych. Stymulacja szczelinowaniem odwiertów O-11 oraz O-15 (strefy R30c i S6), NM-3 (potencjalna obecność wizeńskich złóż ropy) oraz M-17 (strefa S7), uprzednio planowana na październik, została przesunięta na 2015 r. Urzędowa cena ropy na październik wynosi 4.874 UAH za Mcm (bez 20 proc. VAT), czyli 10,62 USD/Mcf przy kursie wymiany 13 UAH/USD. Faktyczna cena otrzymana przez KUB-Gas będzie ok. 4?5 proc. niższa z powodu marży zysku pośredników sprzedających gaz. Na cenę będzie miał nadal wpływ kurs wymiany walut. We wrześniu kurs ten wahał się w granicach od 12,35 UAH/USD do 14,40 UAH/USD. Dalsze działania w Tunezji Planuje się, że Win-12bis osiągnie całkowitą głębokość pod koniec października, po czym urządzenie wiertnicze zostanie przeniesione do Win-13. Po zwolnieniu urządzenia wiertniczego Win 12bis zostanie podłączony do linii
przesyłowej i poddany testom produkcyjnym w trakcie prac wiertniczych nad Win-13. W zależności od uzyskanych wyników Spółka może zdecydować się na powrotne przeniesienie urządzenia wiertniczego do Win-12bis, aby wykonać odwiert poziomy. Po przeniesieniu urządzenia wiertniczego na Win-13, co jak się można spodziewać potrwa 3-4 tygodnie, osiągniecie planowanej końcowej głębokości 3,860 m zajmie, według oczekiwań, ok. 90 dni. Obecny plan zakłada pionowy odwiert, ale przewiduje możliwość wykonania poziomego odwiertu, co w pewnym stopniu zależeć będzie od okresowych danych produkcyjnych z Win-12bis. Wykonywanie poziomego odwiertu zajmie dodatkowy czas, ponad 90 dni wcześniej wspomniane. Ponadto, w momencie zwolnienia urządzenia wiertniczego Win-13 będzie już posiadał przygotowaną linię przesyłową, w związku z czym testy i produkcja będą mogły rozpocząć się w krótkim czasie. Jak wspomniano powyżej, stymulacje na EC-4 i ECS-1 już trwają. Jeżeli uzyskane zostaną wyniki na poziomie komercyjnej produkcji, to zdaniem
Spółki świadczyć to będzie o możliwym znaczącym potencjale koncesji Ech Chouech i Chouech Es Saida, gdyż profilowanie elektryczne wskazuje na wysoką korelację w 8 odwiertach w ramach Ouan Kasa, z czego w 7 of miały albo wskazania ropy, albo w testach ilości produkcyjne. Odwiert EC-4 w 1981 roku dał w testach 490 bbl/d ropy z niestymulowanej formacji Ouan Kasa, ale nigdy nie został doprowadzony do stanu produkcyjnego. Program sejsmiczny 3D prowadzony na koncesji Sanrhar na obszarze 203,5 km2 został zakończony w drugiej połowie sierpnia br.. Wcześniej zebrane, ograniczone dane 2D, wykazały obecność szeregu zaburzonych czterema uskokami zamknięć strukturalnych, które zostaną dokładniej zbadane w ramach bieżącego programu. Obecnie produkcja z Sanrhar wynosi 50?60 bbl/d ropy z jednego odwiertu, który do końca 2013 r. zapewnił produkcję w wysokości 421 Mbbl ropy. Zakończenie analizy i interpretacji danych przewidziane jest na I kw. 2015 r. ? Dalsze działania w Rumunii Tegoroczny program obejmuje wykonanie dwóch
odwiertów poszukiwawczych oraz badania sejsmiczne 3D dla 180 km2. Dwa odwierty - Moftinu-1001 i 1002bis - wykonywane będą jeden po drugim, a rozpoczęcie prac planowane jest na początek listopada tego roku. Prace wiertnicze i orurowanie obu odwiertów zajmie ok. 45 dni, wliczając w to czas potrzebny na przeniesienie urządzenia wiertniczego pomiędzy dwoma lokalizacjami. Celem obu odwiertów są piaskowce korytowe z pliocenu/miocenu na głębokości ok. 1.800-2.000 metrów, które zidentyfikowano w ramach badań sejsmicznych 3D. Przy założeniu powodzenia, planuje się , że końcowe wyposażanie i testy obu odwiertów zostaną wykonane w I kw. 2015 Wcześniejszy odwiert - Moftinu-1000, wykonany na tym polu w 2012 roku bez dostępnych danych z badan? sejsmicznych 3D, natrafił na gaz, jednak jak się później okazało, znajduje się on na krawędzi zamknięcia strukturalnego pułapki. Program zbierania nowych danych sejsmicznych 3D również rozpoczął się w połowie września i potrwa ? jak to jest planowane -ok. 6-8 tygodni. Obszar badań
obejmuje obszar 180 km2 usytuowany ok. 35 km na południowy zachód od pola Moftinu, przy zachodniej granicy koncesji Satu Mare. Jest to rozpoznany tor węglowodorów przebiegający skrajem rowu Carei (ang. Carei Gaben), nad złożami ropy Santau. Uwaga: Określenie BOE może być mylące, szczególnie jeżeli występuje samodzielnie. Współczynnik konwersji BOE, gdzie 6 Mcf gazu to 1 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. 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 | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |

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

| | | | |
| --- | --- | --- | --- |
| | MESSAGE (ENGLISH VERSION) | | |
| | | | |
| | Current Report No. 43/2014 Date: 2014-10-10 Issuer’s trading name: SERINUS ENERGY INC. Title: Serinus Energy Third Quarter Operations Update * 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 update for Company’s third quarter operations. Third Quarter Production and Realized Prices Average corporate production for the third quarter was 5,696 boe/d (SEN WI), representing a 15% increase from 4,964 boe/d in the second quarter. Production for the first 8 days of October to date has averaged 5,821 boe/d. Gas and condensate production in Ukraine during the third quarter were 26.3 MMcf/d and 86 bbl/d respectively (both volumes are SEN’s 70% WI). These volumes are 23% higher and 15% lower than the second quarter. The increase is due substantially to the M-17 well which averaged 11.9 MMcf/d (8.3 MMcf/d
SEN WI) during the quarter. Production in Ukraine for October to date has averaged 37.4 MMcf/d and 121 bbl/d (26.2 MMcf/d and 85 bbl/d SEN WI). This is 24% above 2013 exit production. KUB-Gas LLC (“KUB-Gas”), Serinus’ indirectly owned 70% subsidiary, is the owner and operator of the Ukrainian licences. The estimated prices received in Ukraine during the quarter were $10.16/Mcf and $81.47/bbl for natural gas and liquids respectively. The gas price was marginally lower than the $10.23/Mcf realized in Q2 2014. Gas sold in Ukraine by KUB-Gas is based on the import price of Russian gas, which in turn is linked to the price of oil. KUB-Gas is paid in UAH, making its realized price in USD also subject to exchange rate risk. Overall production in Tunisia for Q3 was 1,183 boe/d, 9% lower than the 1,301 boe/d in Q2. Oil averaged 889 bbl/d, and gas was 1.7 MMcf/d. Estimated realized prices during the quarter were $99.54/bbl and $14.56/Mcf. There was one tanker lift of oil during Q3. Tunisia production for October
to date has averaged 1,379 boe/d, comprised of 1.9 MMcf/d of natural gas and 1,055 bbl/d. Note: the volumes and prices referred to above are subject to minor revisions once final allocations and invoices are received. Drilling & Workover Update As disclosed in our press release of October 2, 2014, KUB-Gas has resumed drilling activities in its Makeevskoye licence with the spud of the M-22 well. The primary target in M-22 is the S6 zone in the Serpukhovian section which has proven very prolific in the M-16, M-17 and O-15 wells. Total time to drill, test and complete is expected to be approximately 80 days. This is the first well of five currently contemplated, with additional drilling to be determined after management and the Board of Directors approve the 2015 capital budget, expected in December. In Tunisia, the Winstar-12bis well (“Win-12bis”) in the Sabria was spud on July, and has reached 3,681 metres. Progress has been slower than anticipated due substantially to rig breakdowns in late August/early
September, and early October. The intermediate casing is being run, after which drilling will resume to the planned total depth of 3,840 metres, which is anticipated to take until the end of October. Once drilling is complete, the rig will move to the Winstar-13 (“Win-13”) location. Both wells are targeting the Hamra and El Atchane formations currently producing in other wells in the Sabria field. In Ech Chouech, both the EC 4 and ECS-1 wells were worked over to remove debris left in the wellbores by previous operators, and perforated in the Devonian Ouan Kasa formation. Operations to fracture stimulate ECS-1 have commenced, and the frac’ spread will move to EC-4 immediately thereafter. Both wells will subsequently be flow tested to tanks on site. The CS-8bis well in Chouech Es Saida was worked over to replace the downhole pump, and it will be restarted once the workover rig is moved off. Another workover is underway on CS 11 to replace the existing rod pump with an electric submersible pump. Ukraine
Outlook Following M-22, the other four currently planned wells are M-15, NM-4, M 24, and M 25. M-15 is a development well targeting the S5, S6 and S7 zones discovered and appraised by the M-16 and M-17 wells. M-24 and M 25 are potential appraisal/development locations to M-22. The NM-4 well, an exploration well that will test a Moscovian stratigraphic play, had reached a depth of 102 metres in June prior to the cessation of the Company’s drilling and workover activities in the area. If successful, NM-4 would validate a new play type and potentially expand KUB-Gas’ drilling inventory significantly. A fracture stimulation campaign previously planned in October for O-11 and O-15 (both R30c and S6 zones), NM-3 (Visean oil potential) and M-17 (S7) has been deferred to 2015. The official gas price for the month of October is 4,874 UAH per Mcm (excluding 20%VAT), or $10.62/Mcf using an exchange rate of 13 UAH/USD. The actual price received by KUB-Gas will be approximately 4% - 5% less for the profit margin of the
intermediaries through which the gas is sold. It will also continue to be influenced by changes in the exchange rate. During the month of September, that rate fluctuated between 12.35 and 14.40 UAH/USD. Tunisia Outlook Win-12bis is expected to reach its planned total depth by the end of October, after which the rig will move to Win-13. Win 12bis will be tied into the flowline following rig release, and put on an extended production test during the drilling of Win-13. Depending on the results achieved, the Company may elect to have the rig return to Win-12bis and drill a horizontal leg. After an anticipated rig move of 3 – 4 weeks, Win-13 is expected to take approximately 90 days to reach its planned total depth of 3,860 metres. The plan is currently to drill a vertical well, but does contain provisions to drill a horizontal leg, depending partly on the interim production data from Win 12bis. Drilling time for the horizontal leg will be incremental to the 90 days mentioned above. Win-13 will also have a
flowline ready once the rig is released, so testing and production will commence shortly thereafter. As mentioned above, stimulations on EC-4 and ECS-1 are now underway. If these result in commercial production rates, the Company believes that there may be significant potential across the Ech Chouech and Chouech Es Saida permits as electric logs show good correlation of the Ouan Kasa in 8 wells, 7 of which had either oil shows or production tests. The EC-4 well tested 490 bbl/d of oil from the unstimulated Ouan Kasa in 1981, but was never completed for production. A 203.5 km2 3D seismic program over the Sanrhar field was completed on 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. Processing and interpretation is expected to be finished in Q1 2015. Romania Outlook This year’s program includes
two exploration wells and 180 km2 of 3D seismic. The two wells, Moftinu-1001 and 1002bis, will be drilled back to back, with the spud of the first well expected at the beginning of November this year. The two wells are expected to take approximately 45 days to drill and case, including time for the rig move between the two locations. Both are targeting Pliocene/Miocene aged channel sands at a depth of approximately 1,800 - 2,000 metres, which have been identified on 3D seismic. Pending success, completion and testing of both wells is anticipated during Q1 2015. A previous well, Moftinu-1000, drilled in 2012 without the benefit of the 3D data, encountered gas but was subsequently found to be at the edge of the structural closure. Shooting of the new 3D seismic program also commenced in mid-September, and is expected to take 6 - 8 weeks. The survey area covers 180 km2 located approximately 35 km southwest of the Moftinu field against the western boundary of the Satu Mare concession. This area is in a
well-established hydrocarbon fairway on the edge of the Carei graben, and overlies the Santau oil pool. 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 1170, 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