"EOG boss 'astounded' at gas dash"

Upstream

EOG Resources chief executive Mark Papa said today it is "astounding" that the company's competitors plan to increase natural gas production this year despite slumping prices...

First UK shale gas fracking now under way: Cuadrilla

Via Platts:

Cuadrilla Resources Monday afternoon started fracking its Preese Hall shale gas well in Lancashire, a spokesman for the company told Platts Tuesday.

This is the first time fracking has been carried out for shale gas in the UK.

The spokesman said that fracking would take place for a few hours at a time in bursts over the next two or three weeks, with the second operation expected later this week.

The company would then look to study how much gas flowed out of the test well near Blackpool over the following weeks.

Zargon frakkaan Lodgepolea Manitobassa

Maaliskuun presentaatiosta:

PBN + Nordegg?

PBN HZ LATORNLL 15-2-63-1
PRODUCTION - NPW (C)

Well ID: 00/15-02-063-01W6/0
Fluid: CRUDE OIL
Licensee: PETROBAKKEN ENERGY LTD.
License Date: 15-Mar-2011
Projected Depth: 4,330.0 m
Field: LATORNELL
Terminating Zone: FERNIE GRP

PGNiG plans boost to shale acreage

Upstream

Poland's gas monopoly PGNiG will apply for five licenses to explore potential unconventional shale oil resources in Poland, deputy head Marek Karabula said today.

The licenses will add to shale gas licenses PGNiG already owns, Karabula said.

"We are preparing five motions to the Environment Ministry to expand our licenses to include exploration for shale oil," Reuters quoted Karabula as telling reporters.

PGNiG, along along with major oil and gas companies including US supermajors Chevron and ExxonMobil , is involved in shale gas in Poland.

The monopoly, which produces some 4 billion cubic metres of conventional gas annually, has 15 licenses for its unconventional gas and expects some more precise estimates of its resources in the second half of 2011.

Stettler/Big Valley

FORT CALGARY PROVOST 11-15-38-10 0432375 FREEHOLD 761.7M
100/11-15-038-10W4/00 S 606.9M E 601.7M WAINWRIGHT 1075.0M
NPW (C) PROVOST STETTLER FM
VERTICAL NEW PRODUCTION CRUDE OIL
FORT CALGARY RESOURCES LTD. 11-15-038-10W4

Kts. aiempi.

Rekappi, jossa potentiaalia?

Marketvision Announces Completion of $500,000 Private Placement and Changes to Board of Directors

TORONTO, ONTARIO, Jan. 10, 2011 (Marketwire) --

Marketvision Direct, Inc. (TSX VENTURE:MKT) (the "Company" or "Marketvision") is pleased to announce that further to its press release of December 21, 2010, it has completed a non-brokered private placement of 6,250,000 units ("Units") at a price of $0.08 per Unit for gross proceeds of Cdn.$500,000 (the "Offering"). Each Unit consists of one common share and one-half of one common share purchase warrant (a "Warrant"). Each whole Warrant entitles the holder to acquire one common share of Marketvision for a period of 24 months, at an exercise price of $0.12 per share. The Offering was fully subscribed by Mr. Dennis A. Sharp, P. Eng. and Glenburn Farms Limited, a company controlled by Mr. D. Campbell Deacon.

The common shares and warrants carry a four-month hold period under Canadian securities laws from the date of issuance.

Proceeds from the Offering will be used to review potential acquisition opportunities of heavy oil properties in Albania, through the Company's wholly owned Albanian subsidiary APIC Petroleum Corp., and for general corporate purposes.

The Company also wishes to announce that Mr. Dennis Sharp has been appointed as Chief Executive Officer (CEO) and Chairman of the Board of Directors of the Company and Mr. Deacon has been appointed as a director of the Company. Mr. Thomas Vukovich, the former CEO, will remain with the Company and will continue to serve as a director. In order to accommodate the changes to the Board of Directors, Mr. Peter Kent and Mr. Sean Morris have stepped down as directors of the Company.

"On behalf of the Board of Directors, I wish to thank Peter Kent and Sean Morris for their dedication and service to the Company and wish them well in their future endeavors", commented Thomas Vukovich, Director. He continued: "I am delighted to welcome Dennis Sharp and Campbell Deacon to the Company. Their expertise and experience in the capital markets and in developing oil and gas projects will be instrumental in furthering the development and growth of the Company. Looking forward, we will continue to strengthen our management team and add new skills as the Company works to acquire oil concessions in Albania."

This news release does not constitute an offer to sell or a solicitation of an offer to buy any of the securities in the United States. The securities have not been and will not be registered under the United States Securities Act of 1933, as amended (the "U.S. Securities Act") or any state securities laws and may not be offered or sold within the United States or to U.S. Persons unless registered under the U.S. Securities Act and applicable state securities laws or an exemption from such registration is available. All dollars in this release are in Canadian funds.

Dennis Sharp

Tuoreimman Albertan PNG-huutiksen tuloksia

Kauppa sulkeutui päättyi eilen ja tulokset on julkaistu. Alla poimintoja.

Etelä-Alberta:

A0060 (4-26-010) 100% SCOTT LAND & LEASE LTD. 862,146.56 3,367.76
A0061 (4-26-010) 100% SCOTT LAND & LEASE LTD. 862,146.56 3,367.76
A0062 (4-11-011) 70% HANNA OIL & GAS COMPANY - CANADA UL C 1,205.76 4.71
30% FIREFLY RESOURCES LTD.
A0063 (4-22-011) 100% CANADIAN COASTAL RESOURCES LTD. 151,676.16 789.98
A0064 (4-22-011) 100% CANADIAN COASTAL RESOURCES LTD. 117,465.60 458.85
A0065 (4-22-011) 100% CANADIAN COASTAL RESOURCES LTD. 117,465.60 458.85
A0066 (4-25-011) 100% ARGOSY ENERGY INC. 928,453.12 3,626.77
A0067 (4-14-012) 100% CANADIAN NATURAL RESOURCES LIMITED 29,173.76 113.96
A0068 (4-25-012) 100% LANDSOLUTIONS GP INC. 506,334.72 1,977.87
A0069 (4-25-012) 100% LANDSOLUTIONS GP INC. 353,758.72 1,381.87
A0070 (4-25-012) 100% CAVALIER LAND LTD. 273,374.72 1,067.87
A0071 (4-25-012) 100% STANDARD LAND COMPANY INC. 335,810.56 1,311.76

GSY maksoi korkeimman hinnan Bakken-Exshaw-resurssin sisälle mahtuvista maapaketeista, joka oli noin $1,400 per eekkeri T11-R25:ssa sijaitsevasta paketista. Scott Land & Lease maksoi myös aika kovan hinnan T10-R26:ssa ainosta tarjolla olleesta mineraalioikeuspaketista: noin 1,300 dollaria per eekkeri. Muut hieman pohjoisemmassa olevat syvien oikeuksien paketit menivät selvästi halvemmilla hinnoilla: $400-$900 per eekkeri.

Oikeudet GSY:n Ante Creek-maiden läheisyydessä läntisessä Keski-Albertassa myytiinkin sitten pääasiassa huomattavasti korkeammilla hinnoilla, mikä on ymmärrettävää sillä tuolla on useita päällekkäisiä potentiaalisia vyöhykkeitä(Montney, Nordegg, Duvernay), joista osassa geologinen riski on varsin pieni. Poimintoja hintavista paketeista:

A0380 (5-24-063) 100% SCOTT LAND & LEASE LTD. 1,462,446.08 5,712.68

B0468 (5-23-064) 100% WINDFALL RESOURCES LTD. 3,336,837.12 4,344.84

B0470 (5-25-064) 100% WINDFALL RESOURCES LTD. 1,112,279.04 4,344.84

B0471 (5-26-064) 100% CANADIAN COASTAL RESOURCES LTD. 3,053,888.00 2,385.85

Korkeimmat hinnat vaihtelevat $900:sta yli $2200 per eekkeri(tiedotteessa hinnat per hehtaari). Se mihin muodostelmiin paketit sisältävät oikeudet vaihtelee ja tarkempi kuvaus pakettien sisällöstä löytyy täältä.

Argosy-mietteitä: Tuota Etelä-Albertan maiden hintatasoa voi varmaankin pitää melko positiivisena merkkinä. Kuten tuossa yhdessä aiemmassa postauksessa olevassa kartasta näkyy varsin pieni määrä alueen mineraalioikeuksista on enää vapailla markkinoilla ja ison yhtenäisen maa-blokin hankkiminen Bakken-Exshaw-resurssin ympäristöstä on käytännössä mahdotonta.
En tiedä missä vaiheessa yhtiön ensimmäinen horisontaali on, mutta tuo maakauppa on saattanut pidätellä Argosyn tiedottamista kaivon edistyksestä ja tuloksista.

Kanadalaiset Konferenssaa

FirstEnergyn East Coast Energy Conference
. Mukana mm. Wild Stream, Paramount, Calfrac, Trican, Parex, Petrominerales, BlackPearl. Tuossa lukee että vain kutsutuille vieraille, mutta kyllä sivut ainakin aukesivat. Linkin takaa löytyy FirstEnergyn pika-analyysit mukana olevista yhtiöistä ja PMG näyttää FE:n luvuilla varsin edulliselta ja ostinkin taas lisää.


Lopuksi: Blogin kävijöiden ja kommenttien määrä on vähentynyt selvästi viime aikoina, mikä on selvä merkki siitä että blogille ei ole tarvetta, joten siirrän tämän yksityiseksi kuluvan viikon loppuun mennessä. Tabascolle ja PQ:lle suuret kiitokset kommenteista.

Kaivonkatsontaa(II)

CCRL SIMONN 13-12-64-25
PRODUCTION - NPW (C)

Well ID: 00/13-12-064-25W5/0
Fluid: CRUDE OIL
Licensee: CANADIAN COASTAL RESOURCES LTD.
License Date: 07-Mar-2011
Projected Depth: 3,715.0 m
Field: UNDEFINED
Terminating Zone: FERNIE GRP

Alla oleva kartta on Argosyn tammikuun presentaatiosta:



Reikä, jos se porataan, tulee reilun kilometrin päähän GSY:n tantereesta.

Arvioisin että 80% todennäköisyydellä tiedän kuka on CCRL:n takana tuossa kaivossa. Väärässä olo on mahdollista, mutta epätodennäköistä.

LEG 2011 budjetti

Yhtiö julkaisi torstaina tiedotteen tämän vuoden rahanpoltosta:

Legacy expects to spend $254 million in 2011, a 45 percent increase over 2010 capital spending guidance. This capital spending will be light oil focused and the majority (85 percent) will be directed to drilling, completions and tie‐ins. The spending is broken down as follows: drilling, completions and tie‐ins ‐ $216 million; land and seismic ‐ $15 million; facilities ‐ $15 million; and reclamation and other $8 million. The capital spending will be allocated to the Company’s major plays – Turner Valley ‐ $39 million (15 percent), Taylorton ‐ $39 million (15 percent) and Spearfish (Manitoba and North Dakota) ‐ $38 million (15 percent). The exact capital spending allocation between Manitoba and North Dakota will be determined based on the results from Legacy’s current drilling program, expected over the next month. In addition, the Company will make major capital expenditures at Frys/Antler ‐ $24 million (9 percent), and Heward/Stoughton ‐ $18 million (7 percent).

Reilut 60% eli noin $155 miljoonaa näyttäisi olevan korvamerkitty yhtiön suurille tuotantoyksiköille.

Legacy anticipates a 2011 average production rate of 14,150 Boe per day (80 percent weighted to light oil and
NGL) representing growth of 59 percent over 2010 public guidance. Legacy expects to exit 2011 at over 15,750 Boe per day, representing 21 percent growth from 2010 exit rate guidance. The production estimates take into account operational issues expected from spring break‐up, pipeline access issues plaguing the industry in southeast Saskatchewan and a turnaround at the Quirk Creek natural gas plant, which in aggregate reduce the expected average by approximately 600 Boe per day.

Kasvuyhtiön kasvutahti, jos onnistuu. Tähän asti tuotanto on kasvanut lähinnä ostoilla. Pelkästään öljyntuotannon pitäminen nykyisellä tasolla on haaste. Joukkoon voisi sekoittaa maakaasua, mutta se on nykyisissä oloissa melkein sama kuin jatkaisi viskiä vedellä.

At recent strip pricing, this budget is expected to deliver cash flow in excess of $250 million, ($1.80 per basic
common share) resulting in projected 2011 year end net debt of $230 million and a debt to trailing cash flow ratio of less than 1.0 times. Cash flow sensitivity to changes in oil price is 2.1 percent per USD 1.00 per barrel change in WTI oil price.

Itserahoittavuus mahdollista ehkä vuonna 2013. Riippuu tuotteiden hinnoista.

LEG on ehkä pääsemässä osaksi TSX composite-indeksiä, mikä kai pakottaa indeksirahastot ostamaan tätä. Pieni pomppu kurssiin tulossa?

Paineen avulla parempia suorituksia?

Kartat ovat antaneet viitaketta siitä että paineet Alberta Basinin etelä-osissa vaihtelevat merkittävästi alueellisesti. Onko tällä väliä? Jos tällä ei ole väliä miksi ihmeessä erot on merkitty yhtiöiden presentaatioissa ja pankkiiriiliikkeiden analyyseisssä käytettyihin karttoihin? Savolaisen järki sanoo että väliä on, mutta sehän on ilmeisesti kieroutunut tai käyristynyt tjs. Eivät tuollaiset koukerot ainakaan suuremmin kuvia kaunista.

Williston Basinin oikea Bakken on normaali tai alipaineinen Saskatchewanissa ja selvästi ylipaineistettu suuressa osassa Pohjois-Dakotaa ja Montanaa. Bakken-kaivojen IP:t Kanadassa ovat 150-300 tynnyriä per päivä ja USA:n Bakkenin ytimessä saman pituinen horisontaali samalla frakki-määrällä aloittaa tuotantonsa yli kolme kertaa suuremmalla tuotantoluvulla. Lukuja vääristää jonkin verran se että water cutit Kanadassa ovat suuria(30-70%) joten alkutuotantoluvut mitattuna kokonaisnestemäärillä, ei vain öljyllä, voivat olla yli 500 tynnyriä per päivä.

Jos esimerkiksi Argosyn mailla T10-R25:ssä on Big Valley-muodostelmassa sama määrä öljyä kuin Bowoodin mailla T6-R21:ssä ja muodostelman parametrin ovat painetta lukuunottamatta lähellä toisiaan niin yhtiöiden maille porattavan identtisen kaivon pitäisi aloittaa tuotantonsa selvästi suuremmalla öljyvoluumilla GSY:n mailla ja myös sen reservit ovat todennäköisesti huomattavasti suuremmat. Itse spekuloisin että GSY:n mailla IP30 voisi olla jopa 500-800 tynnyriä/päivä ja tuolla normaaliin paineen mailla IP jäänee 100-300 tynnyriin. Näin siis teoriassa sillä ehdottomalla edellytyksellä että öljyn määrä yhtiöiden mailla olisi samoilla seuduilla. Muodostelmissa oleva öljyn määrä vaihtelee kuitenkin mitä ilmeisimmin merkittävästi. GSY:n tammikuun presentaatiossa onnistuneen horisontaalin tuotantopotentiaaliksi arvioidaan 150 boe:ta, mutta tiedossa ei ole kuinka monta frakkia tuohon tulee/tuli.

Mielenkiintoista on että suurin osa piensijoittajista ei näytä kiinnittävän minkäänlaista huomiota tuohon muodostelman paineen vaikutuksiin, vaikka Saskatchewan-ND/MT-analogian valossa nuo vaikutukset voivat olla todella huomattavia ja siten erot eri yhtiöiden kontrolloimien maiden ja niiden tuottopotentiaalien välillä suuria.

Jos resurssi osoitttautuu kaupalliseksi mineraalioikeuksien omistuspohjalla tulee olemaan merkittävä vaikutus maan tuottoihin: Kruunun mailta riistetään todennäköisesti vähiten rojalteja. Freehold-mailla prosentit ovat käsittääkseni kiinteitä, mutta Albertan provinssin ottama osuus liikkuu öljyn hinnan ja kaivon tuottaman öljymäärän mukaan: mikä korkeampi markkina hinta sitä korkeampi rojaltiprosentti ja mikä vähemmän öljyä kaivo tuottaa päivässä/kuukaudessa sitä pienempi rojalti. 5 prosentin maksimi rojalti ensimmäisen 12 tuotantokuukauden ajalle tai 50,000 ensimmäiselle tynnyrille nopeuttaa kaivon takaisinmaksua huomattavasti.

Reilu vuosi sitten julkaistujen lehtijuttujen perusteella Rosetta on saattanut solmia mineraalioikeussopimuksensa(osan niistä(n.200,000 eekeriä)) varsin edullisin ehdoin muihin toimijoihin verrattuna.

Kartta täältä.

Albertan Kruunun rojalteista tietoa täältä.

Kehityskaaria

Arsenal-sijoituksen rationalisointia. Voiko muiden legacy-resurssien kehityskaarista päätellä, jotain AEI:n Slave Point-potentiaalista ja SP:n yleisestä kehityksestä.

Viking: Edesmennyt Reece Energy aloitti Viking-muodostelman uudelleen kehittämisen horisontaaleilla ja frakeilla Dodsland-kentän reunalta. Sittemmin samalla reseptillä on alettu kehittämään muita Viking-pooleja(Plato, Verendrye, Lucky Hills, Avon Hills etc.) ja nyt ollaan siirtymässä tunnettujen ja kartoitettujen poolien ulkopuolelle esim. Penn West testailee Dodslandin länsipuolella Altariossa Vikingin geologiaa.

Cardium: Triaxon oli ensimmäinen frakki-horisontalisti jo vuonna 2007, mutta aalto lähti liikkeelle vasta pari vuotta myöhemmin Pembinan reunalta leviten nopeasti muiden merkittävien Cardium-poolien reunoille ja nyt porataan kapeita tiukkoja shore lineja, joita ei ole aiemmin suuremmin pystytty hyödyntämään.

Beaverhill Lake: Arcan aloitti suhteellisen homogeenisen geologian DM2:sta reuna riutalta ja on nyt siirtymässä tasanteen(platform) reunalla. Myös EOG näyttää kiinnostuneen BHL-karbonaatin tasanteen reunan potentiaalista.

Slave Point: Penn West, Harvest ja Forest ovat aloittaneet uudelleenkehittämisen horisontaaleilla parin suuremman riutan kohdalta(en tunne alueen geologiaa, joten tämä on vain päätelmä, joka on tehty vastaan tulleista kartoista). Edellyttäen että tulokset ovat riittävän positiivisia voisi olettaa että toiminta laajenee jatkossa riutoista tasanteelle, ainakin niihin kohtiin tasannetta, joissa on todistetusti öljyä, koko tasannehan ei ole öljyinen tai ainakaan kaupallisessa määrin öljyinen. Penn Westin mukaan riutoissa öljyä voi olla yli 20 miljoonaa tynnyriä per section, tasanteella 1-15 miljoonaan tynnyriä ja karbonaattitasanteen reunoilla 5-20 miljoonaan tynnyriin. Tasanne on selvästi riskipitoisin porauksen kohde ilman vahvaa well controllia(siis lähellä olevia vanhoja kaivoja, joiden tuotanto tai logit todistavat muodostelman olevan alueella riittävän öljyinen). Tämä PRYn kartta osoitti että well controllia piisaa.



Noin kymmenen sekuntin kohdalla luulin että tässä markkinointiin AEI:n private placementtia(salkuissa olevat Arsenal Energyn osakkeet ovat taas nollilla käytyään parhaillaan pari kymmentä prosenttia plussalla). Taidan jättää Capitano Libren reenit väliin ainakin siihen asti kunnes AEIt on myyty voitolla veke.

Storm & Red Earth

Eilisestä tiedotteesta:

Red Earth, North West Alberta

In the Red Earth area, Storm participated in two Slave Point horizontal wells (0.4 net) which were completed with 30 ton fracture treatments across 14 and 20 intervals. Cost to drill, complete and equip each horizontal averaged $5.1 million ($1.0 million net). Both horizontals commenced production in early February and production to date has averaged approximately 100 net barrels of oil per day. Netbacks are estimated to be approximately $65.00 per barrel at current oil prices given that both horizontals benefit from a 5% royalty rate under Alberta's New Well Royalty Rate program.

Tämän operaattorin(kuka lie? ehkä PWE tai Harvest) kaivojen hinnoissa on rutkasti läskiä leikattavaksi(vähintään miljoonaa saatava pois). Brutto IP per kaivo näyttäisi olevan noin 250 tynnyriä per päivä, mikä vaikuttaa varsin hyvältä. Reservejä InSite Petroleum Consultants on arvioinut noilla kaivoilla olevan 196,000 tynnyriä bruttona. Pinecrest arvioi joulukuun presentaaatiossaan 20 frakkivaiheen kaivolla olevan reservejä 210,000 tynnyriä mikä näyttää realistiselta luvulta SRX:n tiedotteen lukujen perusteella.

Storm näyttää keskittyvän toistaiseksi Montneyn kehittämiseen Umbachissa. He tuntevat resurssin hyvin.

Petro '10

Petromineralesin 2010(luku poimintoja)

Funds flow per osake $6.00 +108%
EPS $2.41 +136%

Tuotanto 37,027 tynnyriä/päivä +66%
PMG:n keskim. tynnyrin myyntihinta $66.84 +33%(WTI -16%)

Netback per tynnyri
Operating $50.17
Funds flow $44.23

Reservit
PDP 27.07MM tynnyriä +46%
2P 60.2MM tynnyriä +13%

ROE näyttäisi olevan 26%.

Tulostiedote ja maaliskuun presentaatio

Markkinat eivät suuremmin tykänneet luvuista, erityisesti korkeilta vaikuttavat reservien löytämis ja kehityskulut($28.87 per 2P-pytty) ovat herättäneet hämmennystä, mutta mä en näe näissä mitään yllättävää ja ostinkin hieman lisää. Tase on vahva($580 miljoonaa likviä), tänä vuonna edessä 40-kaivon exploration-kampanja, joissa kohtuu menestys(20-30 miljoonaa tynnyriä reservejä(maaliskuun presentaation sivulla 4 olevien prospektien low case kokoarviot laskettuna yhteen kertaa 0.30(oletettu CoS))) kasvattaa yhtiötä reilusti.

P/B ja P/NAVilla mitattuna PMG ei ole halpa(5 ja 1.6), mutta funds flow:lla mitattua kohtuu hintainen. Itserahoittavuus ja osingonmaksu on suhteellisen harvinaista näin kovaa kasvavalle kanadalaiselle keskikokoiselle(intermediate).
Petrobankin omistuksen hajautuessa piensijoittajille PMG:stä on tullut selvästi todennäköisempi ostokohte.

Muokkailtu 02.03.2011


Ivor Biggun: Mabel



For Cue, For Cue , For Cue, For Cue, For Cue...

Heath

Endevourin presentaatiosta:



EOG:n kaivo on muistaakseni pari vuotta vanha ja se ei ollut kaupallinen. EOG jätti tämän leikin sikseen tuon jälkeen.

HRT tarjoaa UNX:stä $730 miljoonaa

HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A. TO ACQUIRE UNX ENERGY CORP. FOR C$6.17 PER UNX COMMON SHARE, VALUING UNX ENERGY CORP. AT C$730 MILLION

HRT PARTICIPAÇÕES EM PETRÓLEO S.A. TO ACQUIRE UNX ENERGY CORP. FOR C$6.17 PER UNX COMMON SHARE, VALUING UNX ENERGY CORP. AT C$730 MILLION

Feb. 24, 2011 (Canada NewsWire Group) --

CALGARY, Feb. 24 /CNW/ - UNX Energy Corp. (TSX-V:UNX) ("UNX") announced today that it has entered into a definitive agreement (the "Arrangement Agreement") with HRT Participações em Petróleo S.A. (Bovespa: HRTP3) ("HRT") pursuant to which HRT will acquire all of the outstanding common shares of UNX ("UNX Shares") by way of a Plan of Arrangement pursuant to the Business Corporations Act (Alberta) (the "Arrangement").

UNX Chairman, Duane Parnham commented: "In combining the two companies, the resulting entity forms a South Atlantic Margin powerhouse controlling impressive exploration and development concessions in both Namibia and Brazil. This transaction delivers an immediate and significant premium to our shareholders, and provides them with the opportunity to participate in the enormous potential of HRT's prospects. We are delighted that a company with the financial and technical strength of HRT, and which has been a long-term partner of UNX, is going to take our world-class Namibian prospects to the discovery stage. The UNX Board of Directors believes this is a very attractive transaction for our shareholders and has unanimously determined to recommend the deal."

Pursuant to the Arrangement, HRT will acquire each UNX Share in exchange for 0.5579 of a Global Depositary Share. Each Global Depositary Share will represent an interest in one one hundredth (1/100) of an HRT common share deposited (or subject to deposit) pursuant to a deposit agreement with Bank of New York Mellon, the proposed depositary in connection with the establishment of the Global Depositary Share structure. Based on the ratio of HRT common shares per Global Depositary Share (1/100), HRT will issue 0.005579 of an HRT common share to acquire each UNX Share. Holders of Global Despositary Shares will be responsible for certain customary fees and expenses of the depositary in connection with the ongoing administration of the Global Depositary Share structure. The Arrangement is conditional upon the Global Depositary Shares being listed on the Toronto Stock Exchange or a related exchange.

Net of certain Brazilian taxes payable by UNX shareholders in connection with the Arrangement, which equate to a maximum of 1.88% of the value of the HRT common shares underlying the Global Depositary Shares received, UNX shareholders will receive approximately 0.5474 of a Global Depositary Share for each UNX Share (which equates to approximately 0.005474 of an HRT common share for each UNX Share). The net exchange ratio represents an implied price of C$6.17 per UNX Share based on HRT's closing share price on the Bovespa as at February 23, 2011. The implied price of C$6.17 per UNX Share represents an implied premium of 29% and 39% to UNX's closing share price of C$4.80 and 20-day volume weighted average trading price of C$4.45 on the TSX Venture Exchange as at February 23, 2011. The Arrangement values UNX at approximately C$730 million based on 118.3 million fully diluted shares outstanding.

UNX director, Knowledge Katti commented: "This is a major investment into the Namibian oil and gas sector. This deal demonstrates the confidence that a globally respected and fully-funded company like HRT has in the immense potential for discovering oil in Namibia." Katti further explained: "We will work closely with our Brazilian partners not only to find oil in Namibia, but to make sure that we contribute towards the advancement of the Namibian nation."

Tuota lihavoitua kohtaa en ymmärrä. Useamman eri yhtiön ADSiä ja GDSiä on tullut omistettua, mutta noissa aina listattu yhtiö on vastannut kuluista.

Pari kuuta sitten HRT:stä.

Halkirk

Tämä on viime vuoden toukokuulta ja tuo voi olla pelkkä myyntipuhe geologiamatskun myymiseksi: