Calgary (Alberta). Terrex Energy Inc. (TSX-V: TER) (Terrex oder das Unternehmen) freut sich, Informationen über Rohöl- und Erdgasreserven per 31. Dezember 2011 sowie eine Zusammenfassung der Betriebs- und Finanzergebnisse für die drei Monate und das Jahr, die am 31. Dezember 2011 zu Ende gingen, bekannt zu geben.
ZUSAMMENFASSUNG DER RESERVEN PER 31. DEZEMBER 2011
Highlights
•Die gesamten geprüften Reserven (87 % Öl) stiegen auf 1,01 Millionen Barrel Öläquivalent (Boe) eine Steigerung um 724 % im Vergleich zum Jahr 2010.
•Die gesamten geprüften und wahrscheinlichen Reserven (89 % Öl) stiegen auf 2,7 Millionen Boe eine Steigerung um 534 % im Vergleich zum Jahr 2010.
•Die gesamten geprüften, wahrscheinlichen und möglichen Reserven (90 % Öl) stiegen auf 3,8 Millionen Boe eine Steigerung um 116 %.
•Zukünftige Erschließungskosten, einschließlich Chemikalien, in Zusammenhang mit den noch nicht erschlossenen geprüften Reserven belaufen sich auf 9,77 $ pro Boe; 17,45 $ pro Boe für wahrscheinliche Reserven und 1,62 $ pro Boe für mögliche Reserven.
Die im Jahr 2011 bei nur geringfügigen Feldarbeiten verzeichnete beträchtliche Reservensteigerung durch unsere unabhängigen Reservenbewerter, einschließlich der Hochstufung von möglichen zu wahrscheinlichen Reserven, spiegelt die solide technische Arbeit des Teams von Terrex sowie die wirtschaftliche Machbarkeit unserer Projekte wider, sagte President und CEO Kim Davies. Wir freuen uns auf weitere Reserven- und Wertsteigerungen infolge der Durchführung unserer Erschließungsprogramme und der Wertschöpfung dieser Projekte, fügte Frau Davies hinzu.
Arbeiten im Jahr 2011
Bei Strathmore, dem ersten Enhanced Oil Recovery- (EOR)-Projekt des Unternehmens, wurden Vorkommensimulationen durchgeführt, um die optimalen Bohrschemata und die daraus resultierende Produktionsprognose zu ermitteln. Anhand der Kernflutanalyse wurde die optimale chemische Alkali-Tensid-Polymer- (ASP)-Formulierung festgelegt. Neben der Sanierung und Optimierung des Feldes wurde auch die Errichtung von ASP-Einrichtungen und einer Wasseranlage fertiggestellt, die nun installiert werden und mit dem chemischen Wasserflutinjektionsverfahren beginnen können.
Der Schwerpunkt der Arbeiten lag im Jahr 2011 auch auf unterschiedlichen technischen Analysen, einschließlich detaillierter Flutanalysen, spezieller Kernflutarbeiten sowie grob- und feinkörniger Vorkommensimulationen. Diese Arbeiten wurden zur Bewertung, Planung und Optimierung von Improved Oil Recovery (IOR)- und EOR-Programmen verwendet, die für die Konzessionsgebiete des Unternehmens bei Two Creek vorgesehen waren.
Zudem identifizierten geologische Arbeiten bei Two Creek A, die durch seismische 3D-Untersuchungen unterstützt wurden, Standorte für horizontale Infill-Bohrungen. Eine Modellierung der Vorkommensimulation bestätigte die Bohrmöglichkeiten sowie das Potenzial einer Neuausrichtung der Wasserflut und der Polymerflut. Die Arbeiten werden fortgesetzt, um den optimalen Polymerflutplan zu ermitteln; dies wird nach den anderen Arbeiten durchgeführt.
Die Vorkommensimulationen bei Two Creek B unterstützen die Machbarkeit der Verwendung bestehender Bohrlöcher bei der Injektion durch die Einführung einer Niederdruckwasserflut zur Gewinnung beträchtlicher zusätzlicher Reserven durch die Bohrung zusätzlicher horizontaler Produktionsbohrlöcher.
Zusammenfassung der Reserven
GLJ Petroleum Consultants Ltd. (GLJ), ein unabhängiges Erdöltechnikunternehmen, führte eine Reservenbewertung für die Erdöl- und Erdgaskonzessionsgebiete des Unternehmens per 31. Dezember 2011 durch, die in seinem Bericht vom 16. April 2012 veröffentlicht wurde. Ausgewählte Reserveninformationen wurden diesem Bericht entnommen (siehe unten). Reserveninformationen per 31. Dezember 2010 wurden zu Vergleichszwecken einem Bericht entnommen, der ebenfalls von GLJ erstellt wurde. Die Reservenbewertungen per 31. Dezember 2011 bzw. 2010 wurden gemäß National Instrument 51-101 Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities (NI 51-101) und dem Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (COGEH) durchgeführt.
Die Ergebnisse der technischen Analysen, Reservenmodelle und Simulationen des Unternehmens wurden GLJ bereitgestellt, um die Bewertung von Konzessionsgebieten und die Erschließungspläne des Unternehmens zu unterstützen. In Zusammenhang mit der Niederdruckwasserflut, die aufgrund der frühen Erschließungsphase für den B-Pool aus dem Jura geplant war, wurden keine zusätzlichen geprüften, wahrscheinlichen oder möglichen Reserven ermittelt.
Terrex geht davon aus, seine Annual Information Form bis 29. April 2012 bei SEDAR einzureichen. Diese wird zusätzliche Reserveninformationen gemäß den Bestimmungen von National Instrument 51-101 enthalten.
In der nachfolgenden Tabelle sind die Reserven des Unternehmens per 31. Dezember 2011 im Vergleich mit dem Jahr 2010 zusammengefasst:
http://www.irw-press.com/dokumente/Terrex_260412_Tables.pdf
Kapitalwert von Reserven
Der Kapitalwert der Reserven des Unternehmens per 31. Dezember 2011 wurde anhand von GLJs Prognose der Rohstoffpreise per 1. Januar 2012 geschätzt. Die geschätzten zukünftigen Nettoeinnahmen stellen somit die Schlussfolgerung der geschätzten zukünftigen Kosten für die Sanierung des Standortes dar, wurden jedoch um die geschätzten zukünftigen Aufgabekosten von Bohrlöchern und zukünftiges Kapital in Zusammenhang mit der Erschließung der Reserven verringert. Die gemeldeten geschätzten Werte entsprechen nicht zwangsläufig den fairen Marktpreisen.
KAPITALWERT VON ZUKÜNFTIGEN NETTOEINNAHMEN
http://www.irw-press.com/dokumente/Terrex_260412_Tables.pdf
Die zukünftigen Nettoeinnahmen wirken sich auf das Kohlenwasserstoffkaufabkommen 2011 mit Sandstorm Metals & Energy Inc. und den Erhalt der Vorauszahlung in Höhe von 14,7 Millionen in Zusammenhang mit der erworbenen Produktion aus.
In der nachfolgenden Tabelle ist der zukünftige Kapitalbedarf für die Erschließung der Reserven des Unternehmens zusammengefasst.
ZUKÜNFTIGES ERSCHLIESSUNGSKAPITAL
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Die Kosten für chemische Zusätze in Zusammenhang mit den geplanten EOR-Programmen bei Strathmore und Two Creek in Höhe von 14,6 Millionen sind nicht in den oben angegebenen zukünftigen Erschließungskosten enthalten, sondern wurden mit Hinblick auf die Reservenbewertung in die Betriebskosten integriert.
In der nachfolgenden Tabelle sind die Änderungen der Reserven des Unternehmens per 31. Dezember 2011 im Vergleich zu jenen per 31. Dezember 2010 zusammengefasst.
http://www.irw-press.com/dokumente/Terrex_260412_Tables.pdf
BETRIEBE UND AUSBLICK
Im zweiten Betriebsjahr lag der Schwerpunkt der Feldarbeiten in Southern Alberta auf der Planung und Erschließung einer chemischen ASP-Flut für das Konzessionsgebiet Strathmore. Die letzten Flüssigkeits- und Kernflutanalysen und Vorkommensimulationen wurden abgeschlossen, und der umfassende EOR-Feldplan wurde finalisiert. Die Errichtung der in Wyoming hergestellten EOR-Einrichtungen ist abgeschlossen; die Lieferung zum Standort von Strathmore soll nach dem Abschluss der Oberflächenvorbereitungen erfolgen. Das Hauptaugenmerk der anderen Arbeiten bei Strathmore war in diesem Jahr auf die Reaktivierung unterbrochener Bohrlöcher und Pipelines, Injektorbohrlochkonversionen und Reparaturarbeiten sowie Modifikationen bei bestehenden Anlagen gerichtet, die für das EOR-Projekt erforderlich sind. Die Produktion auf dem Konzessionsgebiet Strathmore hat sich von 70 Boe/T zum Zeitpunkt des Erwerbs auf durchschnittlich 140 Boe/T im vierten Quartal 2011 verdoppelt.
Am 31. März 2011 erwarb Terrex, rückwirkend per 1. Januar 2011, für 13 Millionen $ sein zweites produzierendes Konzessionsgebiet in der Region Two Creek im Zentrum von Alberta. Das Konzessionsgebiet besteht aus einer 100%-Arbeitsbeteiligung an 4.320 Acres Land, einschließlich der damit in Zusammenhang stehenden Infrastruktur. Die Produktion bei Two Creek belief sich im Jahr 2011 durchschnittlich auf etwa 230 Boe/T, bestehend aus 190 Mbls Öl und Flüssiggas sowie 250 Mcf Erdgas. Das Unternehmen begann mit der Planung, Bewertung und Entwicklung der Optimierungs- und EOR-Programme bei Two Creek und erhielt im Jahr 2011 die Genehmigung des Energy Resources Conservation Board hinsichtlich seines Antrags für ein EOR-Programm beim A-Pool aus dem Jura. Spezielle Analysen haben begonnen, und die Kerne werden Laboruntersuchungen unterzogen. Details des Polymerprogramms werden voraussichtlich in der ersten Jahreshälfte 2012 abgeschlossen werden. Zudem identifizierte das Unternehmen die Standorte von zwei horizontalen Infill-Bohrlöchern beim Two Creek A-Pool und fährt mit einem Wasserflutneuausrichtungs- und Optimierungsprogramm fort. Beim Two Creek B-Pool wurde ein Niederdruckwasserflutplan bewertet, und ein Antrag zur Einreichung beim Energy Resources Conservation Board wird zurzeit erstellt.
Im Jahr 2011 wurde ein Großteil der Technik-, Planungs- und Erschließungsarbeiten in Zusammenhang mit den EOR-Programmen des Unternehmens bei Strathmore und Two Creek finalisiert; die Projekte können nun umgesetzt werden. Das Unternehmen benötigt zusätzliches Kapital, um diese Projekte weiterzuentwickeln, und bewertet zurzeit unterschiedliche Optionen zur Finanzierung seiner laufenden Kapitalprogramme.
Ein Sonderkomitee (das Sonderkomitee) des Board of Directors wurde gegründet, und dieses Sonderkomitee beauftragte Nova Bancorp Securities Ltd. auf nicht exklusiver Basis mit der Unterstützung des Sonderkomitees und des Managements bei der Identifizierung und Bewertung unterschiedlicher Finanzstrategien für das Unternehmen und dessen IOR- und EOR-Programme bei Strathmore und Two Creek.
Das Unternehmen entschied, seine Marktrichtlinien für 2012 noch nicht bereitzustellen.
ZUSAMMENFASSUNG DER BETRIEBS- UND FINANZERGEBNISSE
Terrex veröffentlichte seine geprüften Finanzausweise und die damit in Zusammenhang stehende Managements Discussion and Analysis (MD&A) für das Jahr, das am 31. Dezember 2011 zu Ende ging, auf SEDAR unter www.sedar.com sowie auf der Website des Unternehmens unter www.terrex.ca. Bestimmte ausgewählte Finanz- und Betriebsinformationen für die Zeiträume, die am 31. Dezember 2011 bzw. 2010 zu Ende gingen, sind im Folgenden angegeben und sollten gemeinsam mit den Finanzausweisen des Unternehmens für das Jahr, das am 31. Dezember 2011 zu Ende ging, und der damit in Zusammenhang stehenden MD&A gelesen werden.
HIGHLIGHTS DER DREI MONATE
http://www.irw-press.com/dokumente/Terrex_260412_Tables.pdf
Die Vergleichzahlen des Jahres 2010 beziehen sich auf die drei bzw. elf Monate, die am 31. Dezember 2010 zu Ende gingen, und wurden erneut angegeben, um den im Jahr 2011 eingeführten International Financial Reporting Standards (IFRS) zu entsprechen.
Die Produktion und der Umsatz für die drei Monate und das Jahr, die am 31. Dezember 2011 zu Ende gingen, konnten im Vergleich zum selben Zeitraum des Jahres 2010 beträchtlich gesteigert werden, was vor allem auf den Erwerb des Konzessionsgebiets Two Creek per 1. Januar 2011 zurückzuführen ist. Im vierten Quartal 2011 belief sich die Produktion auf durchschnittlich 344 Boe/T eine Steigerung um 239 Boe/T im Vergleich zum vierten Quartal 2010. Die Produktion im Jahr, das am 31. Dezember 2011 zu Ende ging, belief sich durchschnittlich auf 343 Boe/T eine Steigerung um 261 Boe/T im Vergleich zum Jahr 2010. Diese Produktionssteigerung sowie die gestiegenen Rohstoffpreise spiegeln sich in der Umsatzsteigerung von Jahr zu Jahr wider. Die Rohstoffpreise von 2011 sind auf Boe-Basis im Vergleich zum Jahr 2010 um etwa 20 % gestiegen.
Das Unternehmen verzeichnete vor der Umsetzung der Optimierungs- und EOR-Projekte wie erwartet weiterhin Verluste. Mit Fortdauer der EOR- und Optimierungsprojekte des Unternehmens, werden die Produktion und der Umsatz voraussichtlich deutlich steigen.
Über Terrex Energy Inc.
Terrex Energy Inc. ist ein Junior-Ölunternehmen aus Calgary, dessen Hauptaugenmerk auf die Anwendung erprobter Enhanced Oil Recovery- (EOR)-Methoden zur Verbesserung der Ölproduktion bei bestehenden Feldern gerichtet ist. Terrex peilt kaum erkundete und unterkapitalisierte Leicht- bis Mittelölvorkommen in Westen Canada an. Die Aktien des Unternehmens notieren unter dem Kürzel TER an der TSX Venture Exchange.
Weder die TSX Venture Exchange noch deren Regulierungsdienstleister (gemäß den Bestimmungen der TSX Venture Exchange) übernehmen die Verantwortung für die Richtigkeit oder Genauigkeit dieser Pressemitteilung.
Kontaktinformation:
Für weitere Informationen kontaktieren Sie bitte President und CEO Kim Davies oder VP Finance und CFO Norm Knecht unter (403) 264-4430 oder besuchen Sie Terrex Website unter www.terrexenergy.ca.
HINWEISE
Grundlage der Präsentation
Die Produktions- und Reserveninformationen werden für gewöhnlich in Einheiten von einem Barrel Öläquivalent (Boe) ausgedrückt. Bei der Berechnung solcher Einheiten wird Erdgas mittels eines Konversionsfaktors von 6.000 Kubikfuß Erdgas zu 1 Barrel Öl in äquivalente Barrel Rohöl konvertiert. Dieses Konversionsverhältnis von 6:1 basiert auf einer Energieäquivalenz am Brennerkopf und stellt keine Wertäquivalenz am Bohrkopf dar. Barrel Öläquivalent könnten zu Missverständnissen führen, wenn dieser Terminus ohne Kontext verwendet wird.
Zukunftsgerichtete Informationen
Diese Pressemitteilung enthält zukunftsgerichtete Informationen gemäß den Bestimmungen der geltenden kanadischen Wertpapiergesetze. Alle Informationen, die keinen historischen Tatsachen entsprechen, sind zukunftsgerichtete Informationen. Zukunftsgerichtete Informationen beziehen sich auf zukünftige Ereignisse oder Leistungen und basieren auf Terrex aktuellen Erwartungen, Schätzungen, Prognosen und Annahmen. Zukunftsgerichtete Informationen können oftmals, jedoch nicht immer, durch die Verwendung von Termini wie erwarten, glauben, planen, schätzen, anpeilen und beabsichtigen sowie durch Aussagen, wonach ein Ereignis oder ein Ergebnis eintreten wird, sollte oder könnte, oder ähnliche Ausdrücke, identifiziert werden. Obwohl das Management der Auffassung ist, dass die Annahmen und Schätzungen, die in zukunftsgerichteten Informationen zum Ausdruck gebracht werden, anhand der zurzeit verfügbaren Informationen vernünftig sind, kann keine Gewährleistung abgegeben werden, dass sich solche Informationen als richtig herausstellen werden. Daher könnten sich die Ergebnisse erheblich von jenen unterscheiden, die erwartet wurden.
Diese Pressemitteilung enthält insbesondere zukunftsgerichtete Informationen hinsichtlich Schätzungen und des Wertes von abbaubaren Erdöl- und Erdgasreserven. Informationen hinsichtlich Reserven sind insofern zukunftsgerichtet, als sie die auf bestimmten Schätzungen und Annahmen basierende Bewertung implizieren, dass Reserven in den geschätzten Mengen vorkommen und dass diese für eine zukünftige Produktion kommerziell machbar sind. Schätzungen und Annahmen, auf denen die Reserveninformationen basieren, beinhalten Annahmen hinsichtlich der zukünftigen Rohstoffpreise, Wechselkurse, Produktionsraten von Bohrlöchern, Entwässerungsgebiete von Bohrlöchern, Erfolgsraten zukünftiger Bohrungen, des Zeitplans, der Einführung und Effizienz von tertiären Produktionsprogrammen sowie der Verfügbarkeit von Arbeitskräften und Dienstleistungen.
Man sollte sich daher nicht auf zukunftsgerichtete Informationen verlassen, die grundsätzlich ungewiss sind und bekannten und unbekannten Risiken und Ungewissheiten (sowohl allgemeinen als auch spezifischen) unterliegen, die zur Möglichkeit beitragen, das zukünftige Ereignisse oder Umstände, die in den zukunftsgerichteten Informationen zum Ausdruck gebracht wurden, nicht eintreffen. Diese Risiken beinhalten, jedoch nicht darauf beschränkt, Risiken in Zusammenhang mit der Öl- und Erdgasexploration, -erschließung und -produktion, Finanzrisiken, Verluste, beträchtliche Kapitalerfordernisse, politische und behördliche Risiken, behördliche Bestimmungen, Umwelt, Preise, Abhängigkeit von Schlüsselpersonal, Verfügbarkeit und Zugang zu Equipment, Risiken, die nicht versicherbar sind, Lizenzen, Ressourcenschätzungen sowie Änderungen von Wechselkursen. Weitere Informationen über diese Faktoren erhalten Sie unter der Überschrift Risk Factors in der Annual Information Form des Unternehmens. Die Leser werden darauf hingewiesen, dass die vorangehende Liste der Faktoren, die Auswirkungen auf die zukünftigen Ergebnisse haben könnten, nicht vollständig ist.
Die zukunftsgerichteten Aussagen in dieser Pressemitteilung wurden zum Zeitpunkt ihrer Veröffentlichung getätigt, und Terrex ist nicht verpflichtet, die darin enthaltenen zukunftsgerichteten Aussagen öffentlich zu aktualisieren oder zu ändern es sei denn, dies ist gesetzlich vorgeschrieben. Zukunftsgerichtete Aussagen werden in diesem vorsorglichen Hinweis ausdrücklich eingeschränkt dargelegt.
Diese Pressemitteilung bezieht sich auf Termini, die für gewöhnlich in der Öl- und Gasbranche angewendet werden, einschließlich Geldfluss von Betrieben und Betriebsverlust. Solche Termini haben keine standardmäßige Bedeutung gemäß IFRS, weshalb sie möglicherweise nicht mit ähnlichen Angaben anderer Behörden vergleichbar sind. Diese Angaben werden als Angaben identifiziert, die nicht den Bestimmungen von IFRS entsprechen, und werden vom Management zur Analyse der Betriebsleistung und des Betriebswachstums verwendet. Diese Angaben sollten nicht als Alternative zu oder bedeutsamer als Angaben gemäß IFRS erachtet werden.
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