CALGARY, Alberta, 19 févr. 2020 (GLOBE NEWSWIRE) -- Cuda Oil and Gas Inc. (« Cuda » ou la « Société ») (TSXV : CUDA) publie les résultats de son évaluation des réserves de pétrole et de gaz au terme de l'exercice 2019 pour les régions du Wyoming et de l'Alberta.
En 2019, Cuda a réalisé des progrès considérables dans l'évolution et le développement de sa principale installation, l'unité de récupération secondaire Barron Flats Shannon (« SSRU ») située dans le bassin de la rivière Powder, dans le Wyoming. Les différentes étapes franchies comprenaient toutes les approbations réglementaires, la mise en service du point de livraison de gaz central (le « CDP »), le début de l'injection et la réalisation de plusieurs lignes d'injection, la réalisation d'un point de connexion reliant Tallgrass à Glenrock dans le Wyoming, ainsi que la mise en service d'un système de gazoduc à haute pression de 9 miles de long alimentant le site d'injection de gaz miscible au niveau de la SSRU. La Société est parvenue à réaliser un programme huit (8) forages intercalaires. La Société a cédé la totalité de ses actifs et passifs au Québec en 2019, y compris toutes ses ressources éventuelles.
Éléments clés du rapport sur les réserves
Le rapport sur les réserves indépendant dressé par la compagnie Ryder Scott est effectif à compter du 31 décembre 2019 (« Rapport sur les réserves 2019 »). Toutes les informations contenues dans le présent communiqué de presse se fondent sur le Rapport sur les réserves de 2019 et incluent les réserves attribuées à l'unité fédérale (« BFU »), à l'unité de Cole Creek et aux installations situées en Alberta. Sauf indication contraire, toutes les informations financières et opérationnelles figurant dans le présent communiqué de presse sont fondées sur les estimations et ne sont pas vérifiées. De ce fait, ces informations financières peuvent faire l'objet de modifications sur la base des résultats de l'audit de la Société.
Réserves prouvées développées (« PDP ») et Réserves prouvées développées inexploitées (« PNP »)
- Les réserves de la Société PDP + PNP ont augmenté de 108 % par rapport aux réserves de 2018 pour atteindre 3 189 Mbep (79 % pétrole et liquides).
- VAN 10 de 40,9 millions de dollars ou 1,13 dollar par action ordinaire de base.
- Indice de durée de vie des réserves (« RLI ») basé sur le 4e trimestre 2019, production de 12,2 ans.
Total de réserves prouvées (« 1P »)
- Les réserves 1P de la Société ont augmenté de 54 % par rapport aux réserves de 2018 pour atteindre 7 599 Mbep (87 % pétrole et liquides).
- VAN 10 de 95,0 millions de dollars ou 2,61 dollars par action ordinaire de base.
- Coûts de développement futurs de 50,3 millions de dollars.
- RLI de 29,1 années.
Réserves prouvées plus probables (« 2P »)
- Les réserves 2P de la Société ont augmenté de 2 % par rapport aux réserves de 2018 pour atteindre 14 872 Mbep (89 % pétrole et liquides).
- VAN 10 de 178,2 millions de dollars ou 4,90 dollar par action ordinaire de base.
- Coûts des développement futurs de 99,0 millions de dollars.
- RLI de 57,0 années.
Réserves de pétrole et de gaz
Le rapport sur les réserves 2019 représente les propriétés pétrolières et gazières de Cuda dans la région de l'Alberta et du Wyoming, et a été élaboré par la compagnie Ryder Scott, conformément aux définitions, normes et procédures figurant dans le manuel COGE (Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook), ainsi que conformément au Règlement 51-101 relatif à l'information concernant les activités pétrolières et gazières (« NI 51 – 101 »). Le tableau suivant résume certaines informations contenues dans le rapport sur les réserves 2019 :
Catégorie de réserves
| Summary of Oil and Gas Reserves 1 | |||||
| (company share gross volumes before royalties) | |||||
| Light and Medium Oil | Natural Gas | Natural Gas Liquids | Total BOE 2019 | Total BOE 2018 | |
| Reserves Category | |||||
| (Mbbl) | (MMcf) | (Mbbl) | (Mboe) | (Mboe) | |
| Proved Developed Producing | 1,559 | 2,877 | 131 | 2,169 | 1,248 |
| Proved Developed Non-Producing | 788 | 1,122 | 45 | 1,020 | 286 |
| Proved Undeveloped | 3,737 | 2,135 | 318 | 4,410 | 3,415 |
| Total Proved | 6,083 | 6,134 | 494 | 7,599 | 4,950 |
| Probable | 6,130 | 4,098 | 460 | 7,273 | 9,621 |
| Total Proved Plus Probable | 12,213 | 10,232 | 954 | 14,872 | 14,571 |
| Note: | |||||
| 1. BOEs are derived by converting gas to oil equivalent in the ratio of six thousand cubic feet of gas to one barrel of oil (6 Mcf:1 boe). | |||||
Catégorie de réserve
| Summary of Net Present Values of Future Net Revenue (Before Tax)4 | |||
| (based on forecast price and costs) | |||
| As at December 31, 20191 | Per Share2 | As at December 31, 20183 | |
| Discount Rate | 10.00% | 10.00% | |
| Reserves Category | |||
| (M$) | ($) | (M$) | |
| Proved Developed Producing | 28,284 | 0.78 | 24,168 |
| Proved Developed Non-Producing | 12,625 | 0.35 | 2,683 |
| Proved Undeveloped | 54,047 | 1.49 | 50,964 |
| Total Proved | 94,957 | 2.61 | 77,815 |
| Probable | 83,208 | 2.29 | 113,784 |
| Total Proved Plus Probable | 178,165 | 4.90 | 191,599 |
| Notes | |||
| 1. Forecast pricing used is based on Ryder Scott published price forecasts effective December 31, 2019 | |||
| 2. Per share amounts are calculated on basic common shares outstanding (36,329,139) as of December 31, 2019 | |||
| 3. Forecast pricing used is based on Ryder Scott published price forecasts effective December 31, 2018 | |||
| 4. Estimates of future net revenue do not represent fair market value | |||
À propos de Cuda Oil and Gas Inc.
Cuda Oil and Gas Inc. est une société d'exploration, d'acquisition, de mise en valeur et de production de pétrole et de gaz naturel dans ses propriétés d'Amérique du Nord. L’équipe de direction de Cuda collabore étroitement depuis plus de 20 ans avec des entreprises privées ainsi que publiques et jouit d’une réputation établie en matière de rendement élevé pour les actionnaires. Cuda continuera de mettre en œuvre sa stratégie éprouvée d'exploration, d'acquisition et d'exploitation axée sur le long terme sur les grands actifs de pétrole léger basés sur les ressources pétrolières en Amérique du Nord, y compris sur sa vaste expérience opérationnelle aux États-Unis. L'équipe de direction de Cuda apporte à ses décisions d'investissement une expertise complète en matière de géotechnique, d'ingénierie, de négoce et de finance.
Pour tout complément d'information, veuillez contacter :
Glenn Dawson
Président-directeur général
Cuda Oil and Gas Inc.
(403) 454-0862
Informations prospectives
Le présent communiqué de presse contient des énoncés prospectifs. Toutes les déclarations autres que les déclarations de faits historiques incluses dans le présent communiqué de presse sont des déclarations prospectives impliquant divers risques et incertitudes et qui s'appuient sur des prévisions de résultats opérationnels ou financiers futurs, d'estimations de montants non encore déterminables et sur des hypothèses formulées par 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 de Cuda, qui supposent l'exactitude des informations techniques et géologiques et l'analyse et qui pourraient être affectées par des travaux de maintenance imprévus et la disponibilité de la main-d'œuvre et des sous-traitants ; (ii) les coûts de développement futurs et la durée de vie des réserves, qui peuvent être affectés par des travaux de maintenance imprévus, la nécessité de recruter des ressources externes et des plans d'immobilisation accélérés ; et (iii) les réserves qui sont de nature prospective comprenant l'évaluation implicite selon laquelle les réserves peuvent être exploitées de manière rentable, et qui peuvent être affectées par les tarifs de l'énergie, les résultats des forages et les coûts d'exploitation futurs. Parmi les facteurs de risque susceptibles d'empêcher la réalisation des déclarations prospectives relatives à Cuda et ses activités d'exploitation, citons les exigences en matière d'autorisation, les résultats réels des activités de prospection et de développement en cours, les risques opérationnels, les risques liés au forage et à la complétion, l'incertitude des données techniques et géologiques, les conditions de marché, la disponibilité et la nature des sources d'énergie alternatives, les conclusions des évaluations économiques et les modifications des paramètres du projet à mesure que les plans continuent d'être affinés, ainsi que les cours futurs du pétrole et du gaz. Bien que Cuda ait tenté d'identifier des facteurs importants susceptibles d'entraîner une différence substantielle dans les résultats réels, il est possible que d'autres facteurs empêchent d'obtenir les résultats escomptés, estimés ou attendus. Rien ne garantit que les énoncés prospectifs se révéleront exacts dans la mesure où les résultats réels et les événements futurs pourraient différer considérablement de ceux anticipés dans de tels énoncés prospectifs. Par conséquent, les lecteurs ne devraient pas se fier indûment aux énoncés prospectifs.
Avis concernant le pétrole et le gaz
Le présent communiqué de presse contient des unités de mesure couramment employées dans le secteur pétrolier et gazier, telles que les « coûts de développement futurs », la « valeur nette des actifs » et « l'indice de durée de vie des réserves ». Ces unités de mesure pétrolières et gazières ont été élaborées par la direction et ne possèdent pas de signification normalisée ni de méthodes de calcul standards. Par conséquent, ces mesures ne peuvent être comparées à des mesures similaires utilisées par d'autres sociétés, et elles ne doivent pas être utilisées à des fins de comparaison. Ces unités de mesure ont été intégrées au présent communiqué de presse afin de fournir aux lecteurs des mesures supplémentaires permettant d'évaluer la performance de Cuda et de comparer les activités de Cuda dans le temps. Nous recommandons aux lecteurs de ne pas se fier aux informations fournies par ces mesures, ou résultant des mesures présentées dans le présent communiqué de presse.
Les coûts de développement futurs sont des estimations de dépenses en capital requises dans le futur pour le Société en vue de transformer les réserves prouvées développées inexploitées et les réserves prouvées en réserves prouvées développées exploitées.
L'indice de durée de vie des réserves, ou RLI, est calculé sur la base du volume de la catégorie des réserves correspondantes, divisé par la production actuelle.
Les « bep » peuvent être trompeurs, notamment lorsqu'ils sont utilisés isolément. Le ratio de conversion utilisé, soit six milliers pieds cubes de gaz naturel par baril d'équivalent pétrole (6 kpi3 :1 b) est fondé sur une méthode de conversion d'équivalence énergétique principalement applicable au bec du brûleur et ne représente pas un équivalent de valeur à la tête du puits. Compte tenu du fait que le ratio de valeur entre le gaz naturel et le pétrole brut fondé sur le prix actuel du gaz naturel par rapport à celui du pétrole brut est très différent de l'équivalence énergétique de 6:1, l'utilisation d'un tel ratio peut donner lieu à une indication trompeuse de la valeur.
Ni la Bourse de croissance TSX, ni son fournisseur de services de réglementation (tel que ce terme est défini dans les politiques
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