CALGARY, le 16 sept.
2019 /CNW/ - Cuda Pétrole et Gaz Inc. (« Cuda » ou
la « Société ») (TSXV : CUDA) est heureuse
d'annoncer que la Wyoming Oil and Gas Conservation Commission (la
« WOGCC ») a approuvé l'application de
récupération secondaire et d'exploitation en commun de Shannon
(« RSEC ») dans l'unité du Barron Flats
(l'« UBF »), un projet d'injection de gaz miscible
dans les sables du Crétacé de la formation Shannon, dans le comté
de Converse, au Wyoming.
Glenn Dawson, président et chef de la direction de Cuda, a
déclaré : « L'approbation de la RSEC par la WOGCC
constitue une étape d'exploitation importante pour Cuda. Notre
position dans le Bassin de la
rivière Powder présente de multiples occasions adaptables
d'exploitation et de développement à faible risque. Contrairement à
de nombreux autres bassins en Amérique du Nord, le Bassin de la rivière Powder présente une grande
capacité d'acheminement, laquelle se traduit par une production
nette de pétrole parmi les plus élevées dans
l'industrie. »
M. Dawson mentionne également que « l'injection de gaz
à condensat présent en solution dans le puits d'exploration
William Valentine dans le cadre d'un
test de stimulation par injection cyclique de gaz est en cours
depuis juin 2019. Cuda a récemment réservé une importante
propriété de 12 500 acres nets, principalement détenue
aux fins de production (" DFP ") moyennant des
droits de redevance nets (" DRN ") moyens de plus
de 80 %. »
Faits saillants de l'approbation :
- L'approbation et la formation de la RSEC permettent à
Cuda de reprendre les forages
intercalaires et d'entamer l'injection à grande échelle au moyen de
l'installation d'injection de gaz miscible récemment construite.
Cette dernière peut produire de 10 à 15 millions de pieds
cubes par jour de flux de produit miscible recombiné à haute
pression vers la formation Shannon par l'intermédiaire de puits de
champs pétrolifères convertis.
- La demande déposée auprès de la WOGCC comprenait une étude de
faisabilité soutenue par une simulation d'ingénierie de réservoir
d'un tiers dans l'unité de récupération secondaire de produit
miscible. La mise en œuvre d'injection selon des schémas conçus à
une pression excédant celle du réservoir initial indique que le
facteur de récupération pourrait augmenter pour atteindre 38 %
du pétrole en place à l'origine (« PEPO ») à la
fin d'une période de 20 ans, et s'approcher de 50 % après
30 ans (contre environ 10 % en vertu de la récupération
primaire). Les profils de production existants des puits de pétrole
touchés devraient augmenter et afficher des résultats positifs à
l'égard des flux injectés d'ici 6 à 12 mois. La
récupération actuelle d'environ 800 000 barils de pétrole
d'une densité de 410 API du réservoir de Shannon
constitue moins de 1 % du PEPO, comme il est défini par la
société d'ingénierie de réservoir indépendante de Cuda, la Ryder
Scott Company (« Ryder Scott »), dans son rapport daté du
31 décembre 2018.
- Les champs locaux dans les sables du Crétacé ayant un
historique établi d'injection de gaz miscible ont récupéré
d'importants volumes provenant du PEPO. Les champs Sand Dunes Field
et North Buck Draw ont affiché des taux de récupération du PEPO de
respectivement 50 % et 60 %[1]. Ces réserves comportent
des similitudes et ont fourni des données utiles pour l'étude de
faisabilité et la simulation par un tiers de Shannon.
Activités actuelles
La construction d'un pipeline de gaz naturel à haute pression de
neuf miles depuis le point de connexion près de Glenrock, au Wyoming jusqu'à l'usine de compression de gaz
de BFU et au point de livraison centrale (« PLC »)
est en cours. Un contrat a été conclu avec une importante société
intermédiaire interétatique en vue de fournir un point de connexion
et une installation pour obtenir un approvisionnement à long terme
de gaz naturel à la RSEC. La division intermédiaire de la société
comprendra des installations de collecte et de compression liées à
la RSEC et le pipeline de gaz naturel (participation directe de
Cuda de 27,75 % à
33,33 %). Les plans futurs pour 2020 comprennent un
important agrandissement du projet d'injection de gaz, un service
des ventes de pétrole et une unité de production et comptage
automatique (« LACT ») de pétrole. Le service des
ventes de pétrole et l'unité de LACT traiteront les volumes de
ventes additionnels et élimineront les coûts liés au transport par
camion du pétrole propre, permettant d'augmenter les produits nets
et de réduire les charges d'exploitation liées aux baux.
Les activités de forage devraient commencer le
1er octobre 2019, immédiatement après que
l'approbation de l'unité ait été rédigée en loi d'État. Il est
prévu que dix (10) nouveaux forages seront achevés d'ici la fin de
l'année 2019. Trois (3) de ces puits constituent des sites
d'injection planifiés.
À la fin du T4 de 2019, la société prévoit que les
29 puits pétroliers et que les six (6) puits d'injection
seront opérationnels, et que de six à sept millions de pieds cubes
de gaz recombiné seront acheminés dans la formation Shannon à des
pressions excédant la pression du réservoir.
Occasions de développement futur
Les terrains de Converse et du
comté Natrona de Cuda contiennent la
totalité des sables du Crétacé empilés renfermant du pétrole et
présentent de multiples occasions de forage horizontal
conventionnel et non conventionnel à faible risque, offrant à la
société un large éventail d'emplacements. À Cole Creek, Cuda a techniquement relevé
48 emplacements horizontaux dans les formations
Frontier 2 et Dakota dont il est tenu compte dans le Rapport
indépendant sur les réserves préparé par Ryder Scott en vigueur le
31 décembre 2018. Cuda prévoit entamer le forage
horizontal à Cole Creek
en 2020. Des occasions de forage sont présentes dans les
formations Frontier, Niobrara,
Mowry et Muddy comme elles sont définies par les puits de
contournement sur les terrains de l'UBF. Des renseignements sur des
puits publiés par de principaux exploitants dans le comté
Converse appuient également le
potentiel de développement commercial futur sur les terrains de la
société.[2] Ce potentiel non consigné de l'UBF génère une
valeur importante pour les terrains situés sous l'intervalle de
Shannon. La valeur estimative du terrain du Bassin de la rivière Powder est établie à
3 000 $ US l'acre selon des sources accessibles au
public.
Le présent communiqué de presse présente certains renseignements
ayant trait aux facteurs de récupération sur des propriétés situées
tout près de celles de la société, et qui constituent donc une
« information analogue » telle qu'elle est définie par
les lois applicables sur les valeurs mobilières. Cette information
analogue est tirée de sources de renseignements accessibles au
public qui, de l'avis de Cuda, sont de nature principalement
indépendante. Certaines de ces données peuvent ne pas avoir été
préparées par des évaluateurs de réserves ou des auditeurs
qualifiés, et la préparation de toute estimation peut ne pas être
strictement conforme aux directives du Manuel d'évaluation des
réserves pétrolières et gazières au Canada. Néanmoins, les estimations faites par
des praticiens en ingénierie et géotechniques peuvent varier, et
les écarts pourraient être importants. Cuda est d'avis que la
présentation de cette information analogue est pertinente
relativement à ses activités et à ses prévisions, compte tenu de sa
participation dans les propriétés de cette zone. Toutefois, les
lecteurs sont mis en garde quant au fait qu'il n'existe aucune
certitude que les prévisions figurant aux présentes fondées sur de
l'information analogue se confirmeront.
Le pétrole en place à l'origine (« PEPO ») est utilisé
par Cuda dans le présent communiqué de presse à titre d'équivalent
de « pétrole en place à l'origine découvert »
(« PEPOD »). Le PEPOD, comme il est défini dans le Manuel
d'évaluation des réserves pétrolières et gazières au Canada (MERPGC), correspond à la quantité
estimative de pétrole, à une date donnée, dans des gisements connus
avant la production. La tranche récupérable du PEPOD comprend la
production, les réserves et les ressources éventuelles. Le reste
n'est pas récupérable. Le PEPO et le PEPOD présentés dans le
présent communiqué de presse l'ont été uniquement aux fins de
souligner les facteurs de récupération utilisés par les ingénieurs
indépendants de Cuda dans l'attribution des réserves à Cuda en
vigueur le 31 décembre 2018. Il ne doit pas être supposé
que toute tranche du PEPO ou du PEPOD présentés dans le présent
communiqué de presse est récupérable, autre que la tranche
constituant des réserves attribuées par les ingénieurs indépendants
de Cuda. Il existe une incertitude quant à la viabilité commerciale
de la production de toute tranche du PEPO et du PEPOD autre que la
tranche constituant des réserves attribuées. Pour des
renseignements sur les réserves attribuées à Cuda, veuillez
consulter le Relevé des données relatives aux réserves et autre
information concernant le pétrole et le gaz
(Formulaire 51-101F1) daté du 31 mars 2019
disponible à l'adresse www.sedar.com.
Opérations récentes
En 2019, la direction de Cuda a mis l'accent sur le
repositionnement de la société aux fins d'exploitation de ses
actifs du Wyoming et la création
d'une société ouverte non diversifiée dans le Bassin de la rivière Powder. Au cours des
90 derniers jours, la société a finalisé les opérations
suivantes :
- Refinancement de la facilité de crédit de
35 millions $ CA de la société et ajout d'une nouvelle
facilité à vue de 8 millions $ CA.
- Réalisation d'un placement privé de 7,1 millions $ CA
d'actions ordinaires par l'intermédiaire d'un syndicat de courtiers
en placement codirigé par Kes 7 Capital Inc. (« KES
7 ») et Eight Capital (« Eight »).
- Réalisation des actifs québécois de la société pour une valeur
totale de 10,59 millions $ CA, y compris une contrepartie
au comptant de 4,29 millions $ CA, le règlement d'une
réclamation en cours de 3,1 millions $ CA liée à
l'exercice de droits de dissidence, et la prise en charge
d'obligations relatives à l'abandon et à la remise en état de
3,2 millions $ CA.
À propos de Cuda Pétrole et Gaz Inc.
Cuda Pétrole et Gaz Inc. est une société qui exerce des
activités d'exploration, de développement et de production de
pétrole et de gaz naturel ainsi que d'acquisition d'actifs
pétroliers et gaziers en Amérique du Nord. L'équipe de direction de
Cuda travaille en étroite collaboration depuis plus de 20 ans
auprès de sociétés ouvertes et fermées, en plus de posséder une
capacité avérée à assurer de solides rendements pour les
actionnaires. Cuda continuera de mettre en œuvre sa stratégie
éprouvée d'exploration, d'acquisition et d'exploitation avec un
horizon à long terme sur d'importants actifs liés au pétrole léger
en Amérique du Nord ainsi qu'une solide expérience en matière
d'exploitation aux États-Unis. L'équipe de direction de Cuda mettra
à profit une vaste expérience en ce qui a trait à la géotechnique,
à l'ingénierie, à la négociation et aux finances dans ses décisions
d'investissement.
Information prospective
Le présent communiqué contient des énoncés prospectifs. Tous les
énoncés autres que les énoncés de faits passés qui se trouvent dans
le présent communiqué de presse sont des énoncés prospectifs qui
comportent certains risques et incertitudes et sont fondés sur des
prévisions de résultats opérationnels ou financiers futurs, des
estimations de montants ne pouvant être établis à l'heure actuelle
et les hypothèses de la direction. Plus particulièrement, les
énoncés prospectifs qui figurent dans le présent communiqué de
presse portent sur les éléments suivants : i) Les plans
d'exploration et de développement, y compris le projet d'injection
de gaz naturel miscible, les programmes proposés de forage et
d'exploration, les taux de croissance de la production, les
facteurs de récupération et la durée de vie de la réserve, qui
supposent l'exactitude des renseignements techniques et géologiques
et l'analyse et la capacité d'atteindre des résultats similaires à
ceux d'études de cas analogues et la participation du secteur dans
de nouveaux domaines, et qui pourraient être touchés par des
travaux de maintenance imprévus et la disponibilité de la
main-d'œuvre et des entrepreneurs; ii) l'exploitation et la
capacité de l'installation d'injection de gaz miscible et
l'incidence prévue du projet d'injection de gaz miscible sur la
production; iii) les profits, les rentrées nettes
d'exploitation, les taux de recyclage et les taux de rendement, qui
sont fondés sur des hypothèses relatives à la production, aux coûts
d'exploitation, aux dépenses en immobilisations et aux prix de
l'énergie; iv) les réserves et les ressources qui sont de
nature prospective, comprenant l'évaluation implicite que les
réserves et ressources peuvent être produites de manière rentable
et qui peuvent être touchées par les prix de l'énergie, les
résultats des forages et les coûts d'exploitation futurs; et
v) les plans futurs relatifs au développement d'une division
intermédiaire et d'autres activités de développement de
l'entreprise. Les facteurs de risque qui pourraient faire en sorte
que les énoncés prospectifs relatifs à Cuda et que les activités
d'exploitation ne se réalisent pas comprennent les conjonctures de
marché, les approbations de tiers et d'organismes de
réglementation, les exigences en matière de permis en cours, les
résultats actuels des activités d'exploration et de développement
actuelles, les risques opérationnels, les risques associés aux
activités de forage et de complétion, l'incertitude liée aux
données géologiques et techniques, Les conditions de marché,
l'accès aux capitaux, les conclusions des évaluations économiques
et les changements apportés aux paramètres des projets à mesure que
les plans continuent d'être perfectionnés, de même que les prix
futurs du pétrole et du gaz naturel. Bien que Cuda ait tenté de
déterminer les facteurs importants susceptibles de faire en sorte
que les résultats réels diffèrent sensiblement, il pourrait exister
d'autres facteurs qui feront en sorte que les résultats ne soient
pas ceux prévus, estimés ou voulus. La société ne peut garantir que
ces énoncés s'avéreront exacts, car les résultats réels et les
événements futurs pourraient être sensiblement différents de ceux
prévus dans les énoncés. Par conséquent, les investisseurs ne
devraient pas se fier indûment aux énoncés prospectifs. La société
n'assume aucune intention et n'a aucune obligation ou
responsabilité, à moins que la loi ne l'exige, quant à la mise à
jour ou à la révision des énoncés prospectifs, que ce soit à la
lumière de nouvelles informations, d'événements futurs ou d'autres
éléments.
La Bourse de croissance TSX et son fournisseur de services
de réglementation (au sens attribué à ce terme dans les politiques
de la Bourse de croissance TSX) n'assument aucune responsabilité
quant à la pertinence ou à l'exactitude du présent
communiqué.
1Source : WOGCC-Rapport de
faisabilité de l'unité Sand Dunes et Document 55634 du
SPE.
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2Source : WOGCC
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SOURCE Cuda Oil and Gas Incorporated