Far East Energy annonce une production de gaz
HOUSTON, April 8 /PRNewswire/ --
Far East Energy Corporation (OTC Bulletin Board : FEEC) a annoncé aujourd'hui qu'elle avait atteint une pression de désorption critique (PDC) dans une partie de la zone pilote 1H du bloc Shouyang situé dans la province de Shanxi, en Chine. En effet, la production de gaz au bloc Shouyang s'accroît presque tous les jours depuis le 1er janvier, ce qui représente une augmentation de près de 300 % ces trois derniers mois. Ainsi, la production pour la zone 1H atteint maintenant plus de 200 000 pieds cubes, ou 200 Mpc, par jour. Far East croit que la quantité de gaz qui y est produite est suffisante pour amorcer les discussions avec son partenaire chinois China United Coalbed Methane Company (CUCBM) à propos d'une éventuelle entente qui permettrait à Far East de commercialiser son gaz conjointement avec CUCBM par le biais d'une installation de vente de gaz. Far East estime également que toute installation initiale exercerait d'abord ses activités en tant que centre de gaz naturel comprimé (GNC), dont la capacité serait probablement de 1 à 3 millions de pieds cubes par jour. Ce point de vente serait construit afin de faciliter la croissance dans l'éventualité où la zone de désorption s'élargirait et qu'une plus grande quantité de gaz serait produite et recueillie aux fins de vente.
La production quotidienne de deux puits situés dans la zone pilote 1H s'élève actuellement à plus de 50 Mpc, alors qu'un troisième puits produit à une hauteur d'environ 40 Mpc par jour. Ces trois puits semblent satisfaire aux définitions en vue de la qualification des réserves chinoises, pour autant qu'ils maintiennent des niveaux de production suffisants jusqu'à ce qu'une certification officielle soit obtenue. Far East souligne toutefois que, comme pour toute activité d'exploration gazière et pétrolière, certains événements pourraient entraîner une réduction de la quantité de gaz qui est produit dans ces trois puits et/ou causer une baisse de production dans l'ensemble de la zone.
<< C'est la nouvelle que nous attendions avec impatience >>, affirme Michael R. McElwrath, PDG de Far East. << L'atteinte de la PDC confirme hors de tout doute que les charbons dans la zone pilote peuvent être décantés ; et l'obtention d'une PDC est primordiale pour produire du gaz. Fait plus important à noter, maintenant que nous avons atteint une production supérieure à 200 Mpc par jour, nous pouvons entamer les pourparlers avec CUCBM concernant la vente de gaz et la génération de revenus. Il s'agit d'un pas de plus vers la réalisation de notre plan de développement global pour cette zone.
M. McElwrath ajoute : << Au fur et à mesure qu'une plus grande partie de la zone pilote atteint la PDC, nous pensons que d'autres puits commenceront à produire des volumes de gaz intéressants. Nous prévoyons d'ailleurs entreprendre trois forages déviés dans la zone pilote 1H au cours des prochaines semaines. Ces puits devraient permettre d'accroître la production d'eau et, avec un peu de chance, de maximiser la production de gaz dans cette zone. Une fois que ces trois forages seront complétés, nous avons l'intention de commencer à élargir l'espacement des puits pour les forages subséquents. À mesure que la zone asséchée et l'espacement des puits s'étendront, la même perméabilité élevée qui permettait au départ à l'eau de s'écouler sur de grandes distances jusqu'à nos puits devrait permettre au gaz de faire de même. Nous devrions ainsi être en mesure de tirer parti des avantages typiques associés à une forte perméabilité, à savoir le forage d'un moins grand nombre de puits, la production d'une plus grande quantité de gaz par puits et le maintien de taux de production supérieurs sur une plus grande période comparativement à une zone moins perméable, tous des facteurs qui devraient conduire à de meilleures conditions économiques. >>
En mars 2008, Far East a publié les résultats d'une étude indépendante réalisée par la société Advanced Resources International, Inc. (<< ARI >>) de Houston, au Texas, visant à évaluer sur une période de quatre mois la simulation de réservoir de gaz de charbon pour la zone pilote du bloc Shouyang. Voici les conclusions qu'ARI avait tirées à l'époque : << ...en tenant compte des prévisions sur modèle de la pression de réservoir, la décantation de la couche de charbon numéro 15 se produit graduellement et est sur le point d'atteindre la pression de désorption estimée dans la zone pilote. >> Bien que les résultats réels puissent varier, les simulations d'ARI ont révélé des taux de production de gaz théoriques maximum variant entre 2,3 et 5 millions de pieds cubes par jour (MMpcj) pour un puits horizontal d'une longueur de 900 mètres foré sur un espacement de 400 acres, ainsi que des taux de production maximum de 300 000 à 500 000 pieds cubes par jour pour des puits verticaux forés sur un espacement de 80 acres.
Dès que le projet de forage dans la zone pilote 1H sera achevé, Far East prévoit de forer des puits-paramètres dans différentes zones du bloc Shouyang, lesquels se trouveront à plusieurs kilomètres de la zone pilote 1H. Ces puits seront testés et évalués avec pour objectif d'identifier une ou plusieurs nouvelles zones pouvant convenir à un autre programme pilote de forage concentré. << Pour des raisons évidentes, maintenant que le gaz s'écoule de la zone pilote, nous avons hâte de savoir si notre zone de forte perméabilité et de contenu élevé en gaz s'étend sur une plus grande partie du bloc Shouyang >>, souligne M. McElwrath.
À propos de Far East Energy Corporation
Siégeant à Houston, au Texas, et possédant des bureaux à Beijing, Kunming, et dans la ville de Taiyuan, en Chine, Far East Energy Corporation se consacre à l'exploration et au développement du gaz de charbon (CBM) en Chine par le biais de ses accords conclus avec ConocoPhillips et China United United Coalbed Methane Company, Ltd. (CUCBM).
Certains énoncés du présent communiqué tels que les intentions, les souhaits, les convictions, les anticipations, les attentes et les prévisions sur l'avenir de Far East Energy Corporation et de sa direction constituent des << énoncés prospectifs >> au sens de l'article 27A de la Securities Act de 1933, dans sa version modifiée, et de l'article 21E de la loi Securities Exchange Act de 1934, dans sa version modifiée. Il est important de noter que ces énoncés prospectifs ne garantissent d'aucune façon le rendement futur de la société et impliquent un certain nombre de risques et d'incertitudes. Les résultats actuels peuvent varier considérablement de ceux qui sont indiqués dans ces énoncés prospectifs. Parmi les facteurs susceptibles d'entraîner un écart entre les résultats actuels et les résultats escomptés, mentionnons : la nature préliminaire des données des puits, y compris la perméabilité et la teneur en gaz, et la rentabilité commerciale desdits puits ; les risques et les incertitudes associés à l'exploration, au développement et à la production de pétrole et de gaz ; les risques de forage et de production ; la possibilité que les quantités de gaz produit à nos puits diminuent ou n'augmentent pas suffisamment pour être viables sur le plan commercial ; le manque de temps dont nous disposons ; des ressources en numéraire potentiellement inadaptées ; des liquidités limitées ou potentiellement inadéquates ; les risques d'expropriation et autres risques liés aux opérations en sol étranger ; la construction anticipée de gazoducs et le transport du gaz ; tout ce qui peut généralement parlant affecter l'industrie pétrolière et gazifière ; le manque de disponibilité des biens et services des champs pétroliers et gazifières ; les risques environnementaux ; les modifications dans les lois ou règlements affectant nos activités, ainsi que d'autres risques qui sont décrits dans notre rapport annuel sous formulaire 10-K et les formulaires subséquents déposés auprès de la SEC (Securities and Exchange Commission).