SERINUS ENERGY INC. - Podsumowanie produkcji Serinus Energy w IV kw. 2014 r. (3/2015)

| | | | | | | | | | | | | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| | KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | Raport bieżący nr | 3 | / | 2015 | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | Data sporządzenia: | 2015-01-23 | | | | | | | | | | |
| | Skrócona nazwa emitenta | | | | | | | | | | | |
| | SERINUS ENERGY INC. | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | Temat | | | | | | | | | | | |
| | Podsumowanie produkcji Serinus Energy w IV kw. 2014 r. | | | | | | | | | | | |
| | Podstawa prawna | | | | | | | | | | | |
| | Inne uregulowania | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | Treść raportu: | | | | | | | | | | | |
| | Na podstawie art. 62 ust. 8 Kierownictwo SERINUS ENERGY INC. ("Serinus", "Spółka") informuje, że w Kanadzie za pośrednictwem systemu SEDAR publikowane są informacje o działalności Serinus w czwartym kwartale 2014 roku. Uwaga: Serinus raportuje w dolarach amerykańskich (USD). O ile tego nie zaznaczono wszystkie kwoty w dolarach wymienione w niniejszym dokumencie odnoszą się do USD. Produkcja i ceny w czwartym kwartale Średnia produkcja Spółki w czwartym kwartale (przypadająca na udział SEN w prawie użytkowania górniczego) wyniosła ok. 5.409 boe/d, co oznacza spadek o 4 proc. w porównaniu do 5.640 boe/d z trzeciego kwartału. Produkcja za pierwszych 20 dni stycznia wynosiła średnio 5.259 boe/d. Wynik ten jest niższy od całkowitych zdolności produkcyjnych, ze względu na pewne ograniczenia instalacji na Ukrainie, które zostaną usunięte w maju wraz z instalacją nowych sprężarek. Produkcja gazu i kondensatu na Ukrainie w czwartym kwartale ub. roku (przypadająca na 70 proc. udział Serinus w prawie użytkowania
górniczego) wynosiła odpowiednio: 23,4 MMcf/d i 84 bbl/d. Wartości te są niższe odpowiednio o 11 proc. i 2 proc. w porównaniu z trzecim kwartałem. Spadki te wynikają przede wszystkim z następujących czynników: - Istniejące urządzenia na powierzchni nie spełniają wymogów specyfikacji w zakresie punktu rosy gazu, w efekcie czego na niektórych odwiertach ponownie założono zwężki. Problem zostanie rozwiązany poprzez zainstalowanie nowych sprężarek na polu Olgowskoje, planowane w maju 2015 r. - Odwierty M-16, M-17 i O-12 zamknięto na okres ok. 3 dni w celu przeprowadzenia dorocznych testów odbudowy ciśnienienia. - Odwiert M-16 zamknięto w listopadzie w celu dozbrojenia odcinka w strefie S5, gdyż uznano, że odwiert M-17 wystarczy dla potrzeb pełnego wydobycia ze strefy S6, którą początkowo udostępniały oba odwierty. Produkcja na Ukrainie za styczeń do chwili obecnej wyniosła średnio 29,9 MMcf/d i 103 bbl/d (20,9 MMcf/d i 73 bbl/d przypadające na udział Serinus w prawie użytkowania górniczego). Właścicielem i
operatorem ukraińskich koncesji jest KUB-Gas LLC (?KUB-Gas?) ? spółka zależna Serinus, w której SEN pośrednio posiada 70% udziałów. Szacunkowe ceny uzyskane na Ukrainie w ciągu kwartału ze sprzedaży gazu i kondensatu wynosiły odpowiednio 9,62 USD/Mcf i 67,79 USD/bbl. Dla porównania w trzecim kw. 2014 r. uzyskane ceny wyniosły 10,16 USD/Mcf i 84,98 USD/bbl. 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. W Tunezji łączna produkcja w IV kwartale wynosiła 1.429 boe/d i była o 22 proc. wyższa w porównaniu do 1.170 boe/d odnotowanych w III kw. 2014 r. Średnia produkcja ropy w IV kwartale wynosiła 1.115 bbl/d, a średnia produkcja gazu 1,88 MMcf/d. Głównymi czynnikami wzrostu były: sukces odwiertu Winstar-12bis (?WIN-12bis?) na polu Sabria, który rozpoczął produkcję 10 grudnia oraz wzrosty wynikające z
przeprowadzonych latem prac modernizacyjnych. Szacunkowe średnie ceny zrealizowane w ciągu kwartału wynosiły 73,57 USD/bbl i 14,42 USD/Mcf. W czwartym kwartale zrealizowano dwa transporty ropy tankowcami. Dotychczasowa średnia produkcja w Tunezji w styczniu wynosi 1.694 boe/d, na co składa się 1,9 MMcf/d gazu i 1.379 bbl/d ropy. Uwaga: powyższe wolumeny i ceny mogą ulec niewielkim zmianom po uzyskaniu ostatecznych alokacji i faktur. Prace wiertnicze i modernizacyjne Jak poinformowano w komunikacie z 7 stycznia 2015 r., odwiert M-22 osiągnął końcową głębokość w końcu grudnia, a pomiary geofizyczne oraz dane wiertnicze wskazały na występowanie 18-metrowej warstwy gazu opłacalnego do wydobycia (ang. net pay) w dwóch strefach, w tym w strefie S13a, która do tej pory nie była zbadana na tym obszarze. Dodatkowo w odwiercie natrafiono na cztery strefy o łącznej miąższości 22 m, charakteryzujące się potencjałem złożowym. Odwiert został orurowany, a uzbrojenie i testowanie jest prowadzone. Linie przesyłowe zostały
wykonane zawczasu w 2014 r., a zakończenie podłączania spodziewane jest w połowie lutego, po otrzymaniu stosownych pozwoleń wydawanych przez ukraińskich regulatorów. Na początku stycznia odwiert M-16 został dozbrojony w strefie S5. Po przeprowadzeniu przemycia otworu niewielką ilością kwasu (ok. 6 bbl) w celu przetestowania reakcji formacji na kwas, odnotowano wstępny przepływ z odwiertu na poziomie 186 Mcf/d, który następnie obniżył się do poziomu 100 Mcf/d. Obecnie trwają przygotowania do szczelinowania kwasem. W Tunezji odwiert WIN-12bis rozpoczął produkcję 10 grudnia na poziomie 635 boe/d. W trakcie trwającego procesu oczyszczania i zwiększania rozmiaru zwężki z 16/64 cali do 18/64 cali, produkcja brutto za styczeń do chwili obecnej wynosiła średnio 1.014 boe/d (762 bbl/d ropy i 1,5 MMcf/d gazu). Produkcja z odwiertu odbywa się z tych samych formacji Upper Hamra, Lower Hamra i El Atchane jak i w pozostałej części pola Sabria. Serinus posiada 45 proc. udział w polu Sabria poprzez swoją spółkę zależną (100
proc.) Winstar Resources Ltd. Prace nad odwiertem Winstar-13 (?WIN-13?) rozpoczęły się 10 grudnia 2014 r. Formacje Hamra i El Atchane są celem także tego odwiertu, chociaż Spółka spodziewa się, że formacja Upper Hamra jest w tym miejscu zerodowana. Początkowy problem utraty cyrkulacji oraz aktywne płytko zalegające poziomy wodonośne spowodowały znaczące opóźnienia i obecnie odwiert został orurowany w części, do 1.092 m. Spółka spodziewa się, że planowana głębokość końcowa 3.820 m zostanie osiągnięta w połowie kwietnia. W Rumunii w listopadzie i grudniu trwały prace nad odwiertami Moftinu-1001 i Moftinu-1002bis, a 7 stycznia 2015 r. wiertnica została zabrana z odwiertu Moftinu-1002bis. Odwiert Moftinu-1001 natrafił na trzy strefy piaskowca pochodzące z okresu pliocenu/miocenu z gazem potencjalnie opłacalnym do wydobycia (ang. net pay) o łącznej miąższości 17 metrów i porowatości w przedziale od 24 proc. do 36 proc. Odwiert natrafił również na trzy płytsze strefy z potencjałem złożowym, które wydają się być
zbiornikiem dobrej jakości, ale wstępne dane nie są jednoznaczne w kwestii istnienia tam węglowodorów. Odwiert Moftinu-1002bis także natrafił na siedem piaskowców z kenozoiku zawierających warstwę potencjalnie nadającą się do wydobycia (ang. net pay) o łącznej miąższości 22 m. Uzbrajanie i testowanie obydwu odwiertów rozpocznie się w połowie lutego. Prowadzone działania W czwartym kwartale, KUB-Gas spłacił 1,9 mln USD kredytu w ramach kredytu przeznaczonego na rozwój na Ukrainie, a Serinus dokonał wypłaty dodatkowej kwoty 5 mln USD z kredytu zamiennego w ramach kredytu tunezyjskiego. Źródłem finansowania w obu przypadkach jest Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju (?EBOR?). Zmiany legislacyjne na Ukrainie Poniższe zmiany były komunikowane przez Spółkę w dniu 4 grudnia 2014 r. oraz 7 stycznia 2015 r. W listopadzie 2014 r. ukraiński rząd wydał trzy rozporządzenia (nr 596, 599 i 647), które nakładają łącznie na 170 największych odbiorców gazu na Ukrainie obowiązek nabywania gazu w okresie do końca lutego 2015 r.
wyłącznie od państwowej spółki ? Państwowa Spółka Akcyjna Naftogaz (?Naftogaz?). 1 grudnia 2014 r. Narodowy Bank Ukrainy podjął uchwałę nr 758, która przedłużyła do 3 marca 2015 r. ograniczenia dotyczące przeprowadzania szeregu rodzajów transakcji wymiany walut, co m. in. odnosi się do zdolności spółek do wypłacania dywidend zagranicznym akcjonariuszom. 1 stycznia 2015 r. rząd Ukrainy przyjął poprawkę do Ustawy Podatkowej Ukrainy, w tym m. in. wprowadził na stałe stawki opłat koncesyjnych (ang. royality) wynoszące 55 proc. (dla gazu) i 45 proc. (ropy/cieczy), które po raz pierwszy wprowadzono 1 sierpnia 2014 r. Przepisy wprowadzające niższą stawkę (30,25 proc.) opłat dla gazu ziemnego z nowych odwiertów przez pierwsze dwa lata produkcji wygasły wraz z pierwotną wersją ustawy, w związku z czym cała produkcja gazu będzie obecnie objęta pełną 55 proc. stawką opłat licencyjnych, niezależnie od terminu wykonania odwiertu. Jedynym odwiertem spółki KUB-Gas kwalifikującym się wcześniej do niższej stawki był odwiert
M-17, na który w IV kwartale przypadało ok. 33 proc. produkcji. Dodatkowe informacje dotyczące ewentualnych efektów wyżej wymienionych zmian legislacyjnych zostały omówione poniżej, w sekcji ?Ukraina?. Dalsze działania Zgodnie z informacjami przekazanymi przez Spółkę w komunikatach z 29 września i 4 grudnia 2014 roku, tak restrykcyjne warunki fiskalne na Ukrainie mogą mieć negatywny wpływ na program nakładów kapitałowych w 2015 roku. Także znacząco niższe ceny surowców przełożą się negatywnie na budżet. Obecnie Serinus przewiduje na 2015 rok łączne nakłady kapitałowe w wysokości 17 mln USD (przypadające na udziały SEN w prawie użytkowania górniczego). Główne pozycje tego programu inwestycyjnego to: - Ukraina ? uzbrojenie, testowanie i podłączenie odwiertu M-22 - Ukraina ? instalacja sprężarek na polu Olgowskoje - Tunezja ? wiercenie, uzbrojenie i testowanie odwiertu WIN-13 - Tunezja ? instalacja urządzenia coiled tubing w odwiercie ECS-1 - Rumunia ? uzbrojenie i testowanie odwiertów Moftinu-1001 i
Moftinu-1002bis Spodziewane jest, że większość tych pozycji zostanie ukończonych w pierwszym kwartale 2015 r., za wyjątkiem działań przy odwiercie WIN-13 (osiągnięcie w kwietniu głębokości końcowej, a następnie testowanie) i instalacji sprężarek na polu Olgowskoje (maj). Oprócz wymienionych powyżej głównych projektów, Spółka realizuje programy poszukiwawcze i rozwojowe, pracuje nad usunięciem ?wąskich gardeł? przesyłu produkcji i zabezpiecza środki na planowane inwestycje. Ukraina Serinus zakłada, że obecne obciążenia podatkowe w połączeniu z niższymi cenami surowców przyniosą przede wszystkim trzy efekty: ?Pomimo istotnej redukcji przepływów finansowych z bieżących działań operacyjnych, pozostaną one dodatnie. ?Prace wiertnicze związane z zagospodarowaniem, dozbrajanie odwiertów oraz stymulacja będą na granicy opłacalności ?Wiercenia poszukiwawcze nie wydają się być opłacalne. Spółka może rozważyć dodatkowe nakłady inwestycyjne na projekty związane z rozwojem w ciągu 2015 r., pod warunkiem finansowania tych
wydatków z bieżących przepływów pieniężnych (cash flow)
i braku dalszych niekorzystnych zmian podatkowych lub pogarszania się sytuacji w zakresie bezpieczeństwa na ukraińskich koncesjach lub w ich otoczeniu. Spółka może także wznowić prace wiertnicze nad odwiertem poszukiwawczym NM-4 w celu zachowania koncesji Północne Makiejewskoje, aczkolwiek kierownictwo bada możliwości przedłużenia terminu jej wygaśnięcia (29 grudnia 2015 r.) ze względu na obecną sytuację gospodarczą i poziom bezpieczeństwa na Ukrainie. Do chwili obecnej żaden dodatkowy projekt oprócz prac nad odwiertem M-22 i instalacji sprężarek na polu Olgowskoje nie został zatwierdzony. W przypadku poprawy warunków gospodarczych, KUB-Gas dysponuje bogatym zasobem lokalizacji do prac wiertniczych oraz innych projektów dedykowanych ukraińskim aktywom, w tym posiada: ?ustalone lokalizacje przyszłych odwiertów M-15, M-24, M-25 oraz NM-4. Kierownictwo przewiduje, że ten inwentarz lokalizacji zwiększy się w następstwie pozytywnych testów odwiertu M-22,
ponieważ ich wyniki zostały uwzględnione w modelu geologicznym tego terenu ?wytypowane odwierty do szczelinowania hydraulicznego tj. odwierty M-16, O-11, O-15 i NM-3 ?Spółka nadal rozważa możliwość uruchomienia wydobycia z dwóch horyzontów w wielu odwiertach, które wykazują potencjał w drugich strefach. Urzędowa cena gazu na styczeń wynosi 5.900 UAH za Mcm (bez 20 proc. VAT), czyli 10,57 USD/Mcf wg kursu wymiany wynoszącego 15,8 UAH/USD. Na rzeczywistą cenę otrzymywaną przez KUB-Gas wpływać będą: -Uprzednio wspominana legislacja rezerwuje dużą część ukraińskiego rynku gazu dla Naftogazu. Spółka przewiduje, że około 20 proc. jej wcześniejszej produkcji gazu odbierali klienci, którzy znajdują się na tej liście. Pozostali prywatni producenci w wyniku wprowadzonej legislacji stracili większą część dotychczasowych klientów. Nie jest pewne, czy wszyscy prywatni producenci w kraju będą w stanie znaleźć nowych klientów, by zastąpić nimi tych, którzy zostali utraceni na rzecz Naftogazu na skutek wspomnianych
regulacji. Dorowadziło to do zaostrzenia konkurencji o pozostałych wypłacalnych klientów, co w konsekwencji doprowadziło do obniżenia cen gazu i niemożności sprzedaży całej krajowej produkcji. -Uzyskiwana marża będzie około 10 proc. niższa z powodu marży zysku pośredników sprzedających gaz. KUB-Gas otrzymuje należności w UAH, w związku z czym ceny realizowane w USD będą wciąż narażone na ryzyko kursowe. Tunezja Orurowanie odwiertu WIN-13 osiągnęło obecnie głębokość 1.092 m. W odwiercie napotkano początkowo problem utraty cyrkulacji oraz wzmożony dopływ z warstw wodonośnych, co spowodowało znaczne opóźnienia. Obecnie oczekuje się, że osiągnięcie planowanej głębokości całkowitej 3.820 metrów nastąpi w połowie kwietnia. Po sukcesie odwiertu WIN-12bis i w zależności od wyników odwiertu WIN-13, na polu Sabria mógłby zostać uruchomiony wielootworowy program zagospodarowania, lecz ze względu na obecne, niskie ceny surowców, nie przewiduje się żadnych dodatkowych wierceń w 2015 r. Przewiduje się, że działania
operacyjne zmierzające do instalacji urządzenia typu coiled tubing w odwiercie ECS-1 rozpoczną się w połowie lutego. Odwiert został poddany szczelinowaniu w połowie października. Nie uzyskano przypływu, więc przeprowadzono 12-dniowy zabieg pompowania odwiertu , uzyskując produkcję wszystkich cieczy do 100 bbl/d ze śladową ilością ropy wahającą się od zera do 13 proc. Z odwiertu popłynął także gaz, jednakże jego ilości były nie możliwe do zmierzenia ze względu na ograniczenia sprzętowe. Rurociąg będzie teraz poprowadzony od odwiertu ECS-1 do EC-4, który z kolei jest podłączony do obecnie prowadzącego produkcję odwiertu EC-1. Kontynuowane będą niektóre mniejsze nakłady finansowe w celu utrzymania i rozbudowy centralnych instalacji przetwórczych na polu Sabria. Rumunia Jak poprzednio wspomniano, zakończenie i testowanie odwiertów Moftinu-1001 and oczekiwane jest w połowie lutego. Obydwa odwierty mają wiele stref zawierających gaz zdatny lub potencjalnie zdatny do wydobycia (ang. net pay). Oba odwierty wraz z
przeprowadzonym pod koniec 2014 r. na obszarze Santau programem badań sejsmicznych 3D, obejmującym 180 km2, oraz z przygotowanymi odpowiednimi dokumentami dla administracji państwowej będą stanowiły wypełnienie minimalnych zobowiązań Etapu 2 w zakresie prac na koncesji Satu Mare w stosunku do administracji państwowej i partnera. Pisemne potwierdzenie tego spodziewane jest w maju 2015 r. Uwaga: Określenie BOE może być mylące, szczególnie jeżeli występuje samodzielnie. Współczynnik konwersji boe, gdzie 6 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. Wyniki testów mogą nie odzwierciedlać rzeczywistych długoterminowych wyników produkcji i ostatecznych odkryć. Dane z testów zawarte w niniejszym dokumencie uważa się za wstępne, dopóki nie zostaną wykonane ostateczne analizy ciśnienia przepływu. 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. 3/2015 Date: 2015-01-23 Issuer’s trading name: SERINUS ENERGY INC. Title: Serinus Energy – Q4 2014 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”, “SEN” or the “Company”) informs that in Canada via the SEDAR system it has published update for Company’s operations for the fourth quarter of 2014. Note: Serinus reports in US dollars. All dollar amounts referred to herein are in USD, unless specifically noted otherwise. Fourth Quarter Production and Realized Prices Average corporate production for the fourth quarter was approximately 5,409 boe/d (SEN WI), representing a 4% decrease from 5,640 boe/d in the third quarter. Production for the first 20 days of January has averaged 5,259 boe/d. This is below total capacity due to certain surface facility restrictions in Ukraine which will be resolved in May with new compression. Gas and condensate
production in Ukraine during the fourth quarter were 23.4 MMcf/d and 84 bbl/d respectively (both volumes are SEN’s 70% WI). These volumes are 11% and 2% lower than the third quarter. The decrease was due substantially to: •The existing surface facilities are having difficulty meeting sales gas dew point specifications, and some wells have been choked back. This will be addressed with new compression in the Olgovskoye field due to be installed in May 2015. •The M-16, M-17 and O-12 wells were shut in for approximately 3 days each for their annual build up tests. •M-16 was shut in in November to recomplete the well to the S5 zone, as it was determined that the M-17 well is capable of fully draining the S6 pool in which both wells were originally completed. Production in Ukraine for January to date has averaged 29.9 MMcf/d and 103 bbl/d (20.9 MMcf/d and 73 bbl/d SEN WI). 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 $9.62/Mcf and $67.79/bbl for natural gas and liquids respectively. The comparable prices realized in Q3 2014 were $10.16/Mcf and $84.98/bbl. 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 Q4 was 1,429 boe/d, 22% higher than the 1,170 boe/d in Q3. Oil averaged 1,115 bbl/d, and gas was 1.88 MMcf/d. The major factors behind the increase were the success of the Winstar 12bis (“WIN-12bis”) well in the Sabria Field, which commenced production on December 10th, and increases resulting from the summer workover program. Estimated realized prices during the quarter were $73.57/bbl and $14.42/Mcf. There were two tanker lifts of oil during Q4. Tunisia production for January to date has averaged 1,694 boe/d, comprised of 1.9 MMcf/d of natural gas and 1,379 bbl/d of oil. 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 January 7, 2015, the M-22 well reached TD in late December, and logs and drilling data indicate 18 metres of net pay in two zones, including the S13a which has not been previously tested in the area. The well also encountered four other zones with aggregate thickness of 22 metres that have resource potential. The well has been cased and completion and testing has commenced. A flowline was pre-built earlier in 2014, and the tie-in is anticipated to be finished by mid-February, pending regulatory approvals. The M-16 well was recompleted to the S5 zone in early January. After a small acid wash (approximately 6 bbl) designed to test the formation’s reactivity to the acid, the well initially flowed at186 Mcf/d before declining to 100 Mcf/d. An acid frac’ is now being designed. In Tunisia, WIN-12bis commenced production on December
10th at 635 boe/d. Between continuing to clean up and an increase in the choke size from 16/64” to 18/64”, gross production for January to date has averaged 1,014 boe/d (762 bbl/d of oil and 1.5 MMcf/d of gas). The well is producing from the same Upper and Lower Hamra and El Atchane formations in the rest of the Sabria Field. Serinus owns a 45% interest in Sabria through its wholly owned subsidiary, Winstar Resources Ltd. Winstar-13 (“WIN-13”) was spud on December 10th, 2014. It is also targeting the Hamra and El Atchane zones, although the Upper Hamra is expected to be eroded at this location. Early lost circulation issues and an active shallow aquifer have caused significant delays, and the well has reached intermediate casing depth of 1,092 metres. It is now expected to reach its targeted total depth of 3,820 metres in mid-April. In Romania, the Moftinu-1001 and Moftinu-1002bis wells were drilled in during November and December, with the rig released from Moftinu-1002bis on January 7, 2015. Moftinu-1001
found three Miocene/Pliocene aged sands with aggregate potential net pay of 17 meters, and porosity ranging between 24% and 36%. It also encountered three shallower zones with resource potential, which appear to be good quality reservoir rock, but the preliminary data is not conclusive as to the existence of hydrocarbons therein. Moftinu-1002bis also encountered seven Cenozoic aged sandstones with aggregate potential net pay of 22 metres. Both wells will be completed and tested starting in mid-February. Corporate Update During the fourth quarter, KUB-Gas made a repayment of $1.9 million on its Ukraine credit facility, and Serinus drew an additional $5 million against its Convertible Loan facility. Both are from the European Bank for Reconstruction and Development (“EBRD”). Ukraine Legislative Developments The following were also previously reported in the Company’s press releases of December 4, 2014, and January 7, 2015. During November 2014, the Ukraine government issued three decrees (No.’s 596, 599,
and 647) which collectively require 170 of the largest gas consumers in Ukraine to purchase their gas solely from the state owned National Joint Stock Company Naftogaz (“Naftogaz”) until the end of February 2015. On December 1, 2014, the National Bank of Ukraine issued Resolution No. 758, which extended until March 3, 2015, the restrictions on several types of foreign exchange transactions including among other things, the ability of companies to pay dividends to foreign shareholders. On January 1, 2015, the Ukrainian government passed an amendment to the Tax Code of Ukraine, which among other things, has made permanent the 55% (for natural gas) and 45% (oil and liquids) royalty rates first imposed on August 1, 2014. A provision for a lower (30.25%) rate on natural gas from new wells for the first two years of production expired with the original bill, and as such, all gas will now be subject to the full 55% royalty rate regardless of when the well was drilled. KUB-Gas’ only well that formerly qualified for
that holiday was M-17, which comprised approximately 33% of production during the fourth quarter. Further discussion regarding the effects of these pieces of legislation is contained in the Ukraine section later in this release. Outlook As the Company previously mentioned in its press releases of September 29 and December 4, 2014, the tighter fiscal terms in Ukraine would negatively impact the capital expenditure program for 2015. The budget is also affected by materially lower commodity prices. Serinus currently anticipates $17 million of total capital expenditures for 2015 (SEN WI). The major items in that program include: •Ukraine - Completion, testing and tie in of the M-22 well •Ukraine – field compression for Olgovskoye field •Tunisia – Drilling, completion and testing of WIN-13 •Tunisia – installation of coiled tubing in ECS-1 •Romania – Completion and testing of Moftinu-1001 and 1002bis Most of these items are expected to be completed in Q1, with the exceptions of WIN-13 (April TD, testing
thereafter) and the Olgovskoye compression (May). In addition to the major projects listed above, the Company has ongoing exploration and development activities, plant de-bottlenecking and maintenance capital that are included in the total planned expenditures. Ukraine * Serinus estimates that the current fiscal regime combined with lower commodity prices will have three primary effects: •While cash flow from existing operations will be materially reduced, it will remain positive •Development drilling, recompletion and stimulation will be marginally economic •Exploration drilling does not appear to be economically viable. The Company may consider additional capital expenditures on development projects during the balance of 2015, subject to keeping such expenditures within operating cash flow and no further material adverse changes in the fiscal terms, or the security situation in and around the Ukraine licences. It may also resume drilling of the NM-4 exploration well for retention of the North
Makeevskoye licence, although management is investigating the possibility of extending the deadline (December 29, 2015) due to the current security and economic circumstances. At this time, no additional projects beyond the M-22 well and Olgovskoye field compression have been approved. Once economic conditions improve, KUB-Gas has a significant inventory of drilling locations and other projects in the Ukraine licences including: •Firm drilling locations at M-15, M-24, M-25 and NM-4. Management anticipates that this inventory will increase pending a successful test on M-22, as those results are assimilated into the geological model for the area. •Fracture stimulations candidates at M-16, O-11, O-15 and NM-3 •The Company continues to consider dual completions on several wells which show potential in secondary zones. The official gas price for the month of January is 5,900 UAH per Mcm (excluding 20%VAT), or $10.57/Mcf using an exchange rate of 15.8 UAH/USD. The actual price received by KUB-Gas will also be
influenced by: •The previously mentioned legislation reserving large parts of the Ukrainian gas market for Naftogaz. The Company estimates that approximately 20% of its historical gas sales have been to customers on that list. Other private producers have lost greater percentages of their market pursuant to this legislation. It is uncertain whether all private producers in the country will be able to find new customers to replace those lost to Naftogaz by this legislation. This has led to increased competition for the remaining creditworthy customers, which in turn has led to lower gas prices and may lead to an inability to sell all domestic production. •Approximately 10% less for the profit margin of the intermediaries through which the gas is sold. KUB-Gas is paid in UAH, so the realized price in USD will continue to be influenced by changes in the exchange rate. *Tunisia * WIN-13 has reached intermediate casing point of 1,092 metres. The well encountered early lost circulation issues and a very strong
shallow aquifer which has put it significantly behind schedule. It is now expected to reach its planned total depth of 3,820 metres in mid-April. With the success on WIN 12bis, and pending results from WIN-13, the Sabria field could be capable of a multi-well development program, but due to current low commodity prices, no additional drilling is expected for 2015. Operations to install a coiled tubing string in ECS-1 are expected to commence in mid-February. The well was frac’ed in early October. It did not flow back, and was subsequently swabbed for 12 days, producing up to 100 bbl/d of total fluid with oil cuts increasing from zero to 13%. It also produced natural gas, but rates were not measurable due to wellsite equipment limitations. A flowline will be run from ECS-1 to EC-4, which in turn is tied into the currently producing EC-1 well. Certain smaller capital expenditures for maintenance and expansion of the Sabria central processing facilities will continue. *Romania * As previously mentioned,
completion and testing operations on Moftinu-1001 and 1002bis are expected to commence in mid-February. Both wells have multiple zones of net pay or potential net pay. These two wells, along with the 180 km2 3D seismic program in the Santau area shot in late 2014 and associated filings to the Government, will fulfil both the Government and partner minimum work commitment for Satu Mare Concession, Phase 2. Written confirmation of such is expected in May 2015. *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. 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 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