Trwa ładowanie...
d180hp9
espi

SERINUS ENERGY INC. - Przygotowania do testów odwiertu Uskok Lukut-1 w Brunei (70/2013)

SERINUS ENERGY INC. - Przygotowania do testów odwiertu Uskok Lukut-1 w Brunei (70/2013)
Share
d180hp9

| | KOMISJA NADZORU FINANSOWEGO | | | | | | | | | | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| | | | Raport bieżący nr | 70 | / | 2013 | | | | | |
| | Data sporządzenia: | 2013-09-09 | | | | | | | | | |
| | Skrócona nazwa emitenta | | | | | | | | | | |
| | SERINUS ENERGY INC. | | | | | | | | | | |
| | Temat | | | | | | | | | | |
| | Przygotowania do testów odwiertu Uskok Lukut-1 w Brunei | | | | | | | | | | |
| | Podstawa prawna | | | | | | | | | | |
| | Inne uregulowania | | | | | | | | | | |
| | Treść raportu: | | | | | | | | | | |
| | Na postawie art. 62 ust. 8 ustawy z dnia 29 lipca 2005 o ofercie publicznej [...] Kierownictwo Serinus Energy Inc. ("Serinus", "Spółka") informuje, że w Kanadzie za pośrednictwem systemu SEDAR przekazywana jest informacja , że Spółka wykonała odwiert kierunkowy Uskok Lukut-1 ("LKU-1") o całkowitej długości 2.137 m (długość wzdłuż osi otworu, "MD"). W odwiercie zainstalowano na poziomie 2.120 metrów 4,5-calowe rury okładzinowe, po tym jak natrafiono na wysokie ciśnienie w formacji i gaz. Spółka prowadzi obecnie przygotowania do testów tego odwiertu. W odwiercie Uskok Lukut-1, gdy średnica wykonywanego otworu wiertniczego miała 6", doszło do skokowego zwiększenia prędkości mechanicznej wiercenia (tzw. drilling break), które rozpoczęło się na poziomie około 2.131 metrów MD (czyli 1.773 m całkowitej głębokości, liczonej jako odległość pionowa od poziomu morza do dna otworu - "TVDss") i trwało do osiągnięcia 2.137 metrów MD, przy czym ostatnie 3 metry okazały się być czystym piaskiem. Nastąpił znaczny wzrost
ciśnienia i znaczny napływ gazu, w wyniku czego przez kilka godzin spalano gaz na powierzchni. W efekcie ciężar właściwy płuczki został zwiększony do 17,7 funtów na galon ("ppg"), aby zweryfikować wartość ciśnienia w formacji wyliczonego na 5.366 funtów na cal sześcienny ("psi"). W związku z tym, że ciśnienie to znacznie przekraczało wartości zakładane w formacji oraz z uwagi na ograniczenia związane ze sprzętem, Spółka uznała, że nie jest w stanie dłużej w sposób bezpieczny prowadzić prac wiertniczych przy odwiercie LKU-1, i w związku z powyższym zainstalowano rury okładzinowe o średnicy 4,5-cala, aby umożliwić przeprowadzenie programu testów odwiertu. Pierwotnie planowana długość odwiertu LKU-1 miała wynosić 2.959 metrów MD, a głębokość - 2.410 metrów TVDss. Zalegająca na poziomie poniżej 1.100 metrów MD sekcja w odwiercie LKU-1 nie była wcześniej spenetrowana przez żaden odwiert lądowy w Brunei. Spółka uważa, że skokowe zwiększenie prędkości mechanicznej wiercenia na poziomie 2.131 metrów MD odpowiada
szczytowi sekwencji piaskowca turbidytowego (prawdopodobnie "strefy zielonej"), stanowiącego cel drugorzędny odwiertu. Zalegający głębiej zasadniczy cel odwiertu (tzw. ?strefa czerwona"), który Spółka spodziewała się zastać na poziomie 2.402 metrów MD, nie został jeszcze spenetrowany. Jak wskazują badania sejsmiczne strefa czerwona jest znacznie cieńszą i bardziej rozległą sekwencją piaskowca turbidytowego niż ta w strefie zielonej. Na głębokości od 1.700 metrów do 2.137 metrów MD odwiert przeszedł przez dwa interwały piaskowca, które jak się przypuszcza w oparciu o wskazania ropy w zwiercinach oraz pojawianie się gazu w trakcie wierceń i/lub w obrazowaniu elektrooporowym, zawierają węglowodory. Pierwszy z nich zalega na poziomie od 1.723 metrów do 1.725,5 m MD, a drugi ? od 2.131 metrów do 2.137 metrów MD. Dodatkowo zaobserwowano generalny trend zwiększającej się zawartości iłów i/lub piasków, począwszy od poziomu około 1.865 metrów i ciągnący się do poziomu 2.137 metrów MD (łączna miąższość 272 metrów).
Napotkane w tej sekcji łupki kwarcowe/ilaste również wydają się być wypełnione węglowodorami, ze wzrastającą zawartością C1 do C5, stwierdzoną w trakcie wierceń. Odczyty łącznej zawartości gazu stale wzrastały w takcie wierceń, od średniej 10-metrowej wynoszącej 0,49 proc. na poziomie 1.700 metrów MD, do od średniej 10-metrowej wynoszącej 8,1 proc. na poziomie 2.110 metrów MD. Najwyższy odczyt gazu razem wynosił 47 proc. na głębokości 2.136,50 metrów MD, tj. w obszarze, gdzie wystąpiło wyżej opisane skokowe zwiększenie prędkości mechanicznej wiercenia. Wskazania dla gazu C1 stale rosły, od średniej 10-metrowej wynoszącej 3.150 ppm (ang. parts per million ? jednostka stężenia) na głębokości 1.700 metrów MD do średniej 10-metrowej wynoszącej 58.000 ppm dla 2.110 metrów MD. Najwyższe odczyty gazu C1 wyniosły 332.000 ppm na głębokości 2.136,50 m MD. Ze względu na wzrastające ciśnienie, któremu towarzyszą wskazania gazu, cienka strefa łupków ilastych stanowi potencjalny cel do badań testowych. Mimo, że odwiert
nie był w stanie przejść w całości przez obszar zaliczany do strefy zielonej, to obecność dwóch dobrej jakości zbiorników piaskowcowych w obrębie zinterpretowanych głęboko zalegających łupków sugeruje, że model geologiczny docelowych piaskowców turbidytowych jest właściwy. Program testów jest planowany tak, aby przeprowadzić łącznie do trzech testów, z których pierwszym będzie test piaskowcowego interwału w strefie szybkiego wiercenia poniżej 2.131 metrów MD. W zależności od wyników pierwszego testu zostanie podjęta decyzja co do kontynuowania lub modyfikacji programu testów. Niniejszy tekst stanowi tłumaczenie wybranych części informacji prasowej powstałej oryginalnie w języku angielskim udostępnionej publicznie przez Spółkę na terytorium państwa jej siedziby, która w pełnej treści jest dostępna w języku angielskim na stronie internetowej www.sedar.com po wpisaniu nazwy Spółki 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.70/2013Date: 2013-09-09Issuer’s trading name: SERINUS ENERGY INC. Title: Brunei: Lukut Updip-1 Well - Preparing to Test 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 that the Company has drilled the Lukut Updip-1 directional well (“LKU-1”) to a total measured depth ("MD") of 2,137 metres, has set 4.5 inch casing at 2,120 metres after encountering high formation pressures and gas. The Company is preparing to test the well. The LKU-1 well encountered a drilling break while drilling 6” hole starting at a depth of approximately 2,131 metres MD (1,773 metres true vertical depth subsea (”TVDss”) and continuing to a depth of at 2,137 metres MD, the last 3 metres of which appears to be clean sand. Pressures rose significantly and there was material gas influx which resulted in gas being
flared at surface for several hours. As a result the mud weight was subsequently increased to 17.7 pounds per gallon ("ppg") to control the calculated formation pressure of 5,366 pounds per square inch (”psi”). Due to the significantly higher than expected formation pressures and equipment limitations, the Company determined that it could no longer safely continue to drill the LKU-1 well and consequently the 4.5” casing was set to allow for the well testing program. The initial planned depth for the LKU-1 well was 2,959 metres MD and 2,410 metres TVDss. The section of the LKU-1 well below approximately 1,100 metres MD has not previously been penetrated by any wells in onshore Brunei. The Company believes that the drilling break at 2,131 metres MD corresponds to the top of a turbiditic sandstone sequence (likely the "Green Zone”) that was a secondary target of the well. The deeper primary target of the well (the “Red Zone”), which the Company expected to encounter at 2,402 metres MD, has not been penetrated.
The Red Zone is indicated on seismic to be a much thicker and more extensive turbiditic sandstone sequence than the Green Zone. From 1,700 to 2,137 metres MD two sandstone intervals have been penetrated that are believed to be hydrocarbon-bearing based upon oil shows in cuttings, gas shows while drilling and/or resistivity profiles. The first of these is from 1,723 to 1,725.5 metres MD and the second from 2,131 to 2,137 metres MD. In addition a general trend of increasing silt and/or sand content with depth starting at approximately 1,865 metres and continuing to 2,137 metres MD (a total thickness of 272 metres) was observed. The sandy/silty shale encountered over this section also appears to be hydrocarbon charged, with increasing amounts of C1 to C5 detected while drilling. Total gas readings steadily increased while drilling from a 10 metre average of 0.49% at 1,700 metres MD to a 10 metre average of 8.1% at 2,110 metres MD. Total gas readings peaked at 47% at 2136.5 metres MD within the drilling break
encountered summarized above. C1 gas readings steadily increased from a 10 metre average of 3,150 parts per million (“ppm”) at 1,700 metres MD to a 10 metre average of 58,000 ppm at 2,110 metres MD. C1 gas readings peaked at 332,000 ppm at 2,136.50 metres MD. Based upon the increased pressures and associated hydrocarbon shows, the thick silty shale zone is a potential target to be tested. While the well has been unable to completely penetrate what is believed to be the Green Zone, the presence of two good quality sand reservoirs within an interpreted deep water shale package, suggests that the geological model of turbiditic sandstone targets is correct. The testing program is being planned to accomodate up to three tests with the first test on the sandstone interval encountered within the zone of fast drilling below 2,131 metres MD. Subject to the results of the first test a decision will be made on whether to extend or modify the test program. This text is a translation of 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 | |

d180hp9

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, (22) 52 23 100
(telefon) (fax)
kov@kulczykoil.com www.kulczykoil.com
(e-mail) (www)
1070017408 O/Polska 142675340 O/Polska
(NIP) (REGON)

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

PODPISY OSÓB REPREZENTUJĄCYCH SPÓŁKĘ
Data Imię i Nazwisko Stanowisko/Funkcja Podpis
2013-09-09 Jakub Korczak Wiceprezes ds. Relacji Inwestorskich, Dyrektor Operacji w Europie Środkowo-Wschodniej Jakub Korczak

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

d180hp9

Podziel się opinią

Share
d180hp9
d180hp9