Calgary, Alberta--(Newsfile Corp. - May 23, 2019) - Cuda Pétrole et Gaz Inc. (TSXV: CUDA) («Cuda» ou la «société») est heureuse d'annoncer que l'usine de gaz naturel ainsi que ses installations associées situées sur l'unité fédérale Barron Flats (Profonde) (BFU) dans le comté de Converse, au Wyoming, amorce le traitement du gaz à condensat présent en solution dans le champ pétrolier de la formation du Shannon. L'usine est une étape clé, pour Cuda, afin d'accéder aux réserves associées à la récupération secondaire suite à l'injection de gaz dans le réservoir, qui ont été attribuées par Ryder Scott dans son récent rapport indépendant sur les réserves. Les liquides de gaz naturel traités (estimés à 125 barils par million de pied cube (Mpi³)) seront entreposés sur le site et utilisés initialement pour un test de stimulation par injection cyclique de gaz au puits William Valentine # 1. La date de commencement est estimée au 1er juillet 2019.

L'opérateur, Southwestern Production Corporation, a récemment déposé les informations requises par la Wyoming Oil and Gas Conservation Commission (« WOGCC ») pour une application en vue d'effectuer la récupération secondaire à l'aide d'injection de gaz dans l'unité du Barron Flats. La demande est inscrite au rôle du WOGCC le 12 août 2019 afin d'obtenir l'approbation du projet par la Commission.

Parmi les autres développements, il convient de citer l'acquisition d'un droit de passage pour un pipeline reliant l'usine de gaz du BFU avec le système de pipeline inter-États, à Parkerton au Wyoming. Des accords avec une importante entreprise du secteur du transport ont été négociés pour établir un site de raccordement au pipeline, à Parkerton. Ce lien offrira un approvisionnement en gaz naturel, matière première du projet d'injection de gaz miscible dans les grès du Shannon, de manière fiable et à bas prix. La construction le long du droit de passage d'un gazoduc haute-pression de huit (8) miles de long et d'un diamètre de six pouces devrait débuter en juillet 2019. Ainsi, il pourra livrer le gaz à l'usine de mélange de gaz miscible suite à l'approbation de l'unité de récupération secondaire par le WOGCC en août 2019.

Les avancées dans l'usine de gaz naturel et les pipelines sont des jalons du plan d'investissement en capital de 2019 afin de développer les importantes augmentations de réserves attribuées à la société à la fin de l'année 2018. Toutes les informations sur les réserves sont disponibles ci-dessous:

Prouvées Développées Exploitées et Prouvées Développées Inexploitées

  • Les catégories de réserves prouvées développées exploitées et prouvées développées inexploitées de la compagnie ont augmenté de 112% par rapport à celles 2017 pour atteindre 1 534 kbep (millier de baril équivalent de pétrole) (84 % de pétrole et de liquide);

  • Leur valeur actualisée nette (VAN) est estimée à 26,8 M$ ou 1,22$ par action ordinaire.

Total des Réserves Prouvées (« 1P »)

  • Les réserves prouvées de la compagnie ont augmenté de 515% par rapport à celles de 2017 pour atteindre 4 949 kbep (84 % de pétrole et de liquide);

  • La VAN est estimée à 77,8 M$ ou 3,55$ par action ordinaire;

  • Les frais de développement sont estimés à 40,6 M$;

  • La durée de vie du total de la somme des réserves prouvées et probables basée sur la production du quatrième trimestre de 2018 est de 15,5 ans.

Total des Réserves Prouvées et Probables (« 2P »)

  • Les réserves prouvées et probables de la compagnie ont augmenté de 1 239% par rapport à celles de 2017 pour atteindre 14 571 kbep (84 % de pétrole et de liquide);

  • La VAN est estimée à 191,6 M$ ou 8,74$ par action ordinaire;

  • Les frais de développement sont estimés à 94,7 M$;

  • La durée de vie du total de la somme des réserves prouvées et probables est de 45.6 ans.

De plus, l'acquisition récente de l'unité Cole Creek, d'une superficie de 11 000 acres bruts (3 630 acres nets), offre un projet de 48 puits (16,7 puits nets) qui peut être développé avec la technologie de forage horizontal non conventionnelle. L'opérateur est actuellement en processus d'autorisation pour forer 2 puits horizontaux ciblant la formation Frontier 2.

Le bassin de la rivière Powder, et plus particulièrement le comté de Converse, continue de connaître une augmentation des activités des principales sociétés E&P pétrolières et gazières ainsi que des entreprises soutenues par du financement privé. Les différentes cibles pétrolières du basin, et superposées les unes aux autres en profondeur, continue de donner des résultats positifs. La société a reconnu qu'il existait plusieurs opportunités supplémentaires à différente profondeur sous le Grès conventionnel du Shannon sur son territoire, et plus précisément, dans les formations géologiques du Frontier, Niobrara et Muddy. Ces opportunités constituent la base d'un développement ultérieur des ressources sur les terrains de la société.

À propos de Cuda Pétrole et Gaz Inc.

Cuda Pétrole et Gaz Inc. est engagée dans des activités d'exploration, de développement et de production de pétrole et de gaz naturel, ainsi que dans 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 réalisé par 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 financement.

Pour plus d'informations, veuillez contacter:

Glenn Dawson
Président et chef de la direction
Cuda Oil and Gas Inc.
(403) 454-0862

Mise en garde relative aux énoncés prospectifs

Le présent communiqué de presse 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 activités d'exploration et de développement ainsi que l'échéancier de ses activité; (ii) l'estimation du ratio des phases liquides et gazeux des fluides provenant de l'unité (profondes) Barron Flats Federal; (iii) l'échéancier des développements réglementaires et opérationnels relié aux installations d'injection de gaz naturel miscible de la compagnie et (iv) les estimations des réserves qui comporte des évaluations implicites que les réserves peuvent être produites de façon rentables, de par leur nature. Les facteurs de risque qui pourraient faire en sorte que les résultats prévus par ces énoncés prospectifs ne se réalisent pas comprennent les exigences permanentes en matière de permis, les résultats effectivement tirés des activités d'exploration et de développement en cours, les risques opérationnels, les risques associés aux forages et aux complétions de puits, incertitude des données techniques et géologiques, l'accès aux capitaux, les conditions qui règnent sur le marché, l'accessibilité des sources d'énergie de rechange et la nature de ces sources, les conclusions 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 aient 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 intervenir en ce sens. Toutefois, il ne peut y avoir aucune assurance que ces énoncés prospectifs se révéleront exacts, puisque les résultats réels et les événements futurs pourraient différer considérablement de ceux que ces énoncés prévoient. 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.

Les « bep » peuvent être trompeurs, particulièrement si on les utilise 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 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 (au sens donné 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.

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