Cuda pétrole et gaz inc. fournit une mise à jour de l'état de la production et des opérations au Wyoming - développement de pétrole léger au bassin Powder River

Calgary, Alberta--(Newsfile Corp. - le 20 décembre 2018) - Cuda pétrole et gaz inc. (TSXV: CUDA) (« Cuda » ou la « société ») a le plaisir d'annoncer que les opérations de forage et de complétion réalisées dans l'unité (profonde) Barron Flats (UBF) dans le comté de Converse, au Wyoming, se poursuivent et ont été couronnées d'un succès total à ce jour. La production nette revenant à Cuda est en hausse de plus de 60% par rapport à son niveau au moment de l'acquisition de l'actif en juin 2018. De plus, l'amélioration du contexte tarifaire du gaz naturel pour la période hivernale en Alberta a permis à la société de remettre en production son puits à haut débit de gaz naturel et de liquides. La production actuelle de la société est de 1 100 bep/j (45 % de liquides).

La société a participé à 11 puits verticaux bruts (3,05 nets) visant la production de pétrole léger (40° API) non corrosif dans les grès de la formation Shannon. Dix (10) puits ont été forés et complétés avec succès et sont en production. Un (1) puits a été foré à la profondeur totale et le coffrage de production a été mis en place.

Le taux de production maximal moyen (sur une période de 24 heures) pour les puits récemment complétés est de 180 bep/j (96 % de pétrole) et les résultats préliminaires de production laissent prévoir que les puits devraient atteindre ou être en voie d'atteindre une production d'environ 150 000 barils de pétrole par puits selon la méthode de récupération primaire, en nous fondant sur la courbe type de production utilisée par Ryder Scott. La production actuelle du champ UBF de la formation Shannon est estimée à 1 600 bep/j (94 % de pétrole), soit 450 bep/j net revenant à Cuda et correspondant à sa participation de 27,75 % dans 25 puits en production. Cette nouvelle production provenant des puits génère des rentrées nettes d'environ 40 $ CA/b en fonction d'un prix de référence du WTI de 52,00 $ US/b, en raison du faible écart entre les prix du bassin (environ -2,20 $) et de la capacité de transport abondante par oléoducs. Il est possible d'obtenir de plus amples renseignements dans la présentation mise à jour de la société à l'adresse suivante : https://cudaoilandgas.com/wp-content/uploads/2018/11/1_Cuda_Corp_Nov_2018_Website.pdf (en anglais).

En plus des forages réussis dans l'unité (profonde) Barron Flats, les activités suivantes sont en cours :

• La première phase d'électrification de dix (10) puits est terminée et la deuxième phase de quinze (15) puits est en cours. Une électrification complète des puits est prévue pour le début 2019 et devrait permettre de réduire les coûts d'exploitation d'environ 3 000 $ US par puits par mois.

• L'installation de traitement de gaz pour l'unité Barron Flats est sur le point d'être achevée et son démarrage est prévu au début de 2019. La mise sur pied du système de collecte de gaz est également en cours afin de coïncider avec le démarrage de l'installation de traitement de gaz. L'installation traitera 1 500 BTU de gaz naturel provenant de la formation Shannon dont le ratio d'épuration de liquides de gaz naturel est estimé à 125 barils par millier de pieds cubes, le gaz restant étant prêt à être utilisé sur le terrain.

• La récente acquisition de Cole Creek (11 000 acres brutes), propriété adjacente à l'unité Barron Flats, produit actuellement 40 b/j bruts (13 b/j nets revenant à Cuda). Les opérations planifiées pour le premier trimestre comprennent des travaux de reconditionnement de six (6) puits existants et de remise en production de deux (2) puits nécessitant des travaux de complétion supplémentaires dans les formations Frontier 2 et Muddy et démontrant un potentiel économique. De plus, des demandes de permis seront présentées visant le forage de quatre (4) puits horizontaux sur 3,22 km visant la formation Frontier 2. La production historique à partir de puits verticaux dans la formation Frontier a délimité une importante ressource de pétrole à partir d'un intervalle payant net moyen de 15 pieds d'épaisseur et d'une porosité de 15 %, et ce, étendu sur des propriétés détenues conjointement (participation de Cuda de 33,33 %).

Les activités d'exploration et de production dans le bassin Powder River ont augmenté rapidement et de nombreuses sociétés ouvertes investissent des capitaux importants dans ce bassin émergent. Compte tenu de son potentiel de pétrole léger provenant de multiple zones superposées sur une colonne atteignant plus de 5 000 pieds et des évaluations économiques qui rivalisent avec les puits horizontaux des bassins du Permian-Delaware, le bassin est devenu une région avec une croissance importante. Les taux de rendement interne (TRI) sur les investissements déclarés dans l'industrie découlent d'un taux élevé de pétrole produit (80 % à 90 %) et d'une faible production d'eau de formation, ce qui en fait un bassin sec et non gazeux, réduisant ainsi les coûts d'exploitation et améliorant les rentrées nettes.

Le bassin dispose d'une grande capacité de transport sécuritaire par gazoducs et oléoducs, ce qui permet d'accéder aux marchés importants dont les prix historiques se maintiennent près de ceux du WTI.

Les prix des terrains continuent de grimper et ont été validés par les récentes activités de fusion et d'acquisition et les ventes de terrains par le Bureau of Land Management des États-Unis.

Le placement privé avec courtier annoncé le 9 novembre 2018 est maintenant fermé aux nouvelles souscriptions.

Énoncés prospectifs

Le présent communiqué de presse contient des énoncés prospectifs. Tous les énoncés autres que ceux présentant des faits historiques qui se trouvent dans le présent communiqué 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 portent sur les éléments suivants : i) les estimations de production, les taux de croissance de la production et les taux de récupération de pétrole, qui présument l'exactitude des renseignements et des analyses d'ordre technique et géologique et qui peuvent subir l'effet de travaux d'entretien imprévus et de la disponibilité de la main-d'œuvre et des entrepreneurs; ii) les rentrées nettes provenant de l'exploitation, lesquelles sont fondées sur des estimations de production et de dépenses et qui peuvent subir l'effet des prix de l'énergie, des estimations de production et de l'échéancier des paiements; iii) les plans d'électrification des puits situés dans l'unité (profonde) Barrons Flats et l'incidence prévue sur les coûts d'exploitation; iv) le démarrage anticipé de l'installation de traitement de gaz de l'unité Barron Flats et le ratio de liquides de gaz naturel en provenance de l'installation de traitement; v) les plans d'exploration et de développement de la société. Les facteurs de risque qui pourraient faire en sorte que les énoncés prospectifs concernant Cuda et ses activités d'exploitation ne se réalisent pas comprennent les conditions du marché, les exigences liées aux demandes de permis en cours, les résultats effectivement tirés des activités d'exploration et de développement en cours, les risques opérationnels, les risques associés aux forages et aux complétions, l'incertitude liée aux données techniques et géologiques, les conclusions tirées des évaluations économiques et les changements apportés aux paramètres des projets au fur et à mesure que les plans continuent d'être peaufinés, ainsi que les prix futurs du pétrole et du gaz naturel. Bien que Cuda ait tenté d'identifier les facteurs importants qui pourraient faire en sorte que les résultats effectivement obtenus diffèrent considérablement de ceux qui sont prévus, estimés ou voulus, d'autres facteurs pourraient aussi avoir une incidence sur les résultats. Rien ne garantit que ces énoncés prospectifs se révéleront exacts, puisque les résultats réels et les événements futurs pourraient différer considérablement de ceux prévus dans les énoncés. Par conséquent, les lecteurs ne devraient pas se fier indûment aux énoncés prospectifs. La société décline toute intention et obligation de mettre à jour ou de réviser tout énoncé prospectif, que ce soit en raison de nouveaux renseignements, d'évènements futurs ou d'autres facteurs, à moins que la loi applicable ne l'exige.

Information pétrolière et gazière

Les « bep » peuvent être trompeurs, particulièrement si on les utilise isolément. Le ratio de conversion utilisé, soit six mille 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 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.

Les rentrées nettes provenant de l'exploitation correspondent aux ventes totales de pétrole et de gaz naturel, déduction faite des redevances et des frais d'exploitation, calculés par bep.

Les mentions des taux de production initiaux sont utiles pour confirmer la présence d'hydrocarbures; toutefois, ces taux ne permettent pas d'établir le rythme auquel les puits visés continueront à produire, et le déclin subséquent de leur production, et ne sont pas nécessairement représentatifs des résultats à long terme ou de la récupération ultime des puits en question. Bien que ces taux soient encourageants, les lecteurs ne devraient pas se fier indûment à ces taux pour calculer la production totale de la société. Ces taux sont fondés sur des estimations de terrain et peuvent être fondés sur des données limitées disponibles au moment de leur calcul.

À propos de Cuda pétrole et gaz inc.

Cuda pétrole et gaz inc. se livre à des activités d'exploration, de développement et de production de pétrole et de gaz naturel, ainsi qu'à l'acquisition de propriétés pétrolières et gazières partout en Amérique du Nord. Les membres de l'équipe de direction de Cuda collaborent étroitement depuis plus de 20 ans au sein de sociétés fermées et ouvertes et ont déjà fait leurs preuves sur le plan de l'excellence du rendement pour les actionnaires. Cuda continuera à mettre en œuvre sa stratégie éprouvée en matière d'exploration, d'acquisition et d'exploitation en se concentrant à long terme sur ses éléments d'actif recelant de vastes ressources de pétrole léger en Amérique du Nord, y compris sa vaste expérience en exploitation aux États-Unis. L'équipe de direction de Cuda possède de l'expérience dans une gamme complète de domaines, soit la géotechnique, l'ingénierie, la négociation et les finances, qu'elle met à profit pour prendre ses décisions en matière de placement.

Pour obtenir de plus amples renseignements, veuillez communiquer avec la personne suivante :

Glenn Dawson
Président et chef de la direction
Cuda pétrole et gaz inc.
403 454-0862

Ni la Bourse de croissance TSX ni son fournisseur de services de réglementation (au sens attribué à ce terme dans les politiques de la Bourse de croissance TSX) ne sont responsables de l'exactitude ou de l'exhaustivité du présent communiqué.