Canacol 2012 ohjeistus

Eilisestä tiedotteesta:

• Capex $150 miljoonaa

• 44 kaivoa(brutto)

• Keskimääräinen tuotanto 14,000-16,000 tynnyriä per päivä

Capexista rajoituksesta 2/3-3/4 voisi tulla liiketoiminnan kassavirrasta($26-30 miljoonaa per neljännes), loput taseesta. Varmaankin tekevät vähintään yhden annin ensi vuonna, siinä määrin tiukalle budjetti kiristää taseen.

Kaivoista 42 Kolumbiaan, yksi Guyanaan ja yksi Brasiliaan.

Tuotantoennusteen toteutuminen merkitsee 27-45% kasvua vuoteen 2011 nähden. Ennuste ei sisällä exploration-kaivojen mahdollisia vaikutuksia. Tuotannosta suuri on yhä Rancho Hermosan tariffituotantoa, josta CNE taloudellisesti saa vain murto-osan(noin 1/6 tavallisesta WI-tuotannosta).

Lopuksi sitaatti tiedotteesta purtavaksi:

With the closing of the Carrao Energy acquisition in November 2011, Canacol has exposure to 138,000 net acres of conventional and unconventional light oil exploration opportunities in the Middle Magdalena basin. The contracts are situated in a potentially large, unconventional oil shale fairway centered on the thick Cretaceous La Luna formation analogous to the Eagle Ford formation, which underlies much of south and east Texas. This unconventional play type has received considerable attention from international resource play operators in recent months. Ecopetrol is targeting over 25,000 barrels of production per day from the Middle Magdalena unconventional shale fairway by 2015. The blocks are also favourably situated on a shallower conventional oil fairway in proven producing reservoirs in the offsetting blocks.

Isohko Uutinen Exlploration-rintamalta

Zaedyus exploration well makes oil discovery offshore French Guiana'

9 September 2011 - Tullow Oil plc (Tullow) announces that the Zaedyus exploration well (GM-ES-1), offshore French Guiana, has made an oil discovery having encountered 72 metres of net oil pay in two turbidite fans. Results of drilling, wireline logs and samples of reservoir fluids show that the well has encountered good quality reservoir sands on prognosis. The objective of the Zaedyus well was to test whether the Jubilee-play, successfully established in West Africa, was mirrored on the other side of the Atlantic. This discovery therefore opens a new hydrocarbon basin within which several neighbouring prospects have been mapped. This result also reduces the exploration risk associated with Tullow's prospect inventory offshore French Guiana, Suriname and Guyana. An appraisal programme and extensive follow-up exploration activities will now be considered. The Zaedyus well is being drilled in the Guyane Maritime licence using the ENSCO 8503 deepwater semi submersible. The well was drilled in water depths of 2,048 metres and has been drilled to a depth of 5,711 metres. Drilling operations will now continue and the well will be deepened to over 6,000 metres to calibrate the deeper geology. The well will then likely be sidetracked to enable cores to be obtained over the reservoir sections. Tullow (27.5%) operates the Guyane Maritime license and is partnered by Shell (45%), Total (25%) and Northpet (2.5%), a company owned 50% by Northern Petroleum plc and 50% by Wessex Exploration plc.

70 metrin paksuinen pay zone on todennäköisesti hyvinkin kaupallinen. Pre-drill arvio prospektin koosta oli 700 miljoonaa tynnyriä bruttona.
Tullow:n frontier etsintäporaus on jotain aivan uskomatonta, kunyhtiö näyttää löytävän 100+ miljoonan tynnyrin kenttiä kaikkialta. Yhtiön elokuisessa H1-presentaatiossa(s.30) on yksityiskohtia yhtiön Etelä-Amerikan etsintäporausohjelmasta.

CGX Energy(OYL) repäisi sitten 64% ylös, vaikka sillä ei ole osuutta tässä löydössä, vain osuu useamman sadan kilometrin päässä olevassa blokissa, jota Tullow operoi. R-R-suhde OYL:ssä on tämän löydön ja kurssispurtin jälkeen kiintoisa.

Löytö on 2,000 metrin veden syvyydessä, joten tämä lienee pirunmoinen lisäpiriste syvänveden poraajille.

Guyanassa vettä

Canacol Energy Ltd. Provides Update on the Apoteri K-2 Exploration Well in Guyana

CALGARY, ALBERTA -- Canacol Energy Ltd. ("Canacol" or the "Corporation")(TSX VENTURE:CNE)(BVC:CNEC) provides the following update of the Apoteri K-2 ("K-2") exploration well on the Takutu Block in Guyana. The K-2 well reached the programmed total measured depth of 9,812 feet within the Apoteri Formation, the primary target of the well, on April 20, 2011. The top of the Apoteri Formation was encountered at 8,300 feet measured depth ("ft md"), with light oil and gas shows encountered from 8,300 to 9,376 ft md. Reservoir quality in this zone however is poor based on openhole logs and drilling indicators. Three drill stem tests ("DST's") were performed in this interval, one was a mechanical failure and the other two were mechanically successful but failed to recover any reservoir fluids, indicating very tight reservoir.

Starting at 9,764 through to 9,812 ft md mud losses of up to 3.6 barrels per minute were encountered, indicating the presence of a significantly fractured reservoir zone within the Apoteri Formation in proximity to the main bounding fault. A DST was performed across this fractured interval on April 22, 2011, testing approximately 1,500 barrels of formation water per day with no trace of oil. Although excellent reservoir quality was encountered in this interval of the Apoteri Formation, the fractured reservoir appears to have been penetrated below the oil – water contact, defined by the interval of oil and gas shows higher up in the section between 8,300 and 9,376 ft md.

CNE on lasketellut siihen malliin, että tietoa on tainnut päästä hieman ulos jo etukäteen. Enään osakkeen hinnassa ei juurikaan ole ilmaa. Kaivon muuten porasi Tuscany.
Omista Canacoleista suurin osa tuli myytyä jo viime kesänä, mutta jäljellä olevat ovat vielä 50% plussalla. Sisäpiiri dumppasi lappujaan innokaasti helmi -ja maaliskuussa, minkä olisi pitänyt olla vahva myyntisignaali.

LEG päivittää ja CNE julkisti rahan poltto-ohjelman

LEGACY OIL + GAS INC. PROVIDES OPERATIONS UPDATE

"The Company drilled 22 gross (17.9 net) wells in the fourth quarter 2009, resulting in 22 gross (17.9 net) oil wells, for a 100
percent success rate"

"At Taylorton, the well completion technique continues to evolve, with the three most recent Legacy operated wells achieving a
26 percent average improvement in the first 90 days oil production rate compared to the historical average"

"At Heward, analysis has determined that a number of previously drilled Bakken producers had been frac’d out of zone. Legacy
has revised the completion program and fracture stimulation treatment and applied it to the three recent Legacy operated wells in Heward. The three wells have achieved a 37 percent average improvement in the first 30 days oil production rate compared to the historical average"

"Concurrent with the execution of the development program,
Legacy continues to evaluate and bring forward incremental opportunities that could add significant value for shareholders; including work‐overs, infill drilling, step‐out drilling, secondary recovery projects and greenfield initiatives"

Canacol Energy Ltd. Announces US$46 Million Capital Program for 2010

"Canacol Energy Ltd. (“Canacol” or the “Corporation”) (TSX VENTURE: CNE) is pleased to announce a US$46 million capital budget in 2010 for exploration and development activities in Colombia, Guyana, and Brazil. The budget includes the drilling of 15 wells, which include 3 exploration wells, one each in Colombia, Guyana, and Brazil, and 3 appraisal and 9 development wells in Colombia"

"The Corporation anticipates production to average 4,200 barrels of oil per day (“bopd”) net production revenue in 2010, with an exit rate of 7,000 bopd, which excludes any production resulting from exploration success. Canacol has US$25 million in cash at the end of Q4, 2009, and the 2010 work program is expected to be fully funded from a combination of cash on hand and cash-flow from existing operations"

Jos 7000 tuotanto saavutetaan vuoden päätteeksi ja WTI= 60-70 niin 100% nousua vuoden sisään. Tuo Capella on kinkkinen siinä että 10% osuus ei anna juurikaan vaikutusvaltaa projektin eteen päin viemisessä, varsinkin kun operaattori on melkoisen iso. Mutta tuo 10% arvo voi olla myytäessä (kun kenttää on kehitetty hieman enemmän) enemmän kun CNE:n tämän hetken EV.
Lisätä pitäisi.

Lievästi vanhentuneita "uutisia"

Inn i rigg igjen

Kiinalaisille pari vuotta sitten myydyn Awilcon perustaja on ostanut Transoceanin kaksi midwater-semiä. Alunperin Songan piti ostaa nuo, mutta rahoitusvaikeudet estivät oston. A.Wilhelmsen oli muistaakseni myös Oceanrigin perustaja. Uusi yhtiö ei ole ainakaan vielä julkinen.

Exxon looks to sign near-$1 bln Arctic rig -source

RIG kertoi jo Q3-CC:ssä että sillä oli pitkälle edenneet neuvottelut arktisen aluksen rakentamisesta ja nyt asiakkaalla on nimi.

The West Atlas Emergency Call

CGX Energy, partners renew exploration license off Guyana
Tuolla on kehitteillä konsortio lautan hankintaa varten. Veden syvyys muistaakseni 300 jalkaa eli premium/ultra pitää bukata töihin.

Growth of the NOC

"In the next five years, NOCs will change the face of the domestic and international oil and gas sector"

NEW DRILLING CONTRACT FOR BREDFORD DOLPHIN

22.4 miljoonaa USD/ 60 päivää= $373 000. Tämä menee täysin yli oman ymmärryksen. Onko maailmassa todellakin noin vähän Norjan laatalla toimivia aluksia että siellä saa tuollaisia dr:ä? Transoceanilla on useampi teknisesti vastaava alus, jotka ovat vailla töitä, joten miksi he eivät tunke aluksia tuonne. NCS:llä on Länsi-Afrikan jälkeen maailman korkeimmat aluksien käyttökustannukset, mutta silti nuo operointimarginaalit ovat suuria(Länsi-Afrikan korkeuden takana on lähinnä kai rikollisuuden aiheuttamat turvallisuusriskit). RIGin semi John Shaw tienaa brittien puolella $249 000 ja päivittäiset kustannukset ovat n. $75 000, jolloin tuosta jää 174 000. Bredfordin kustannukset maks n. $130 000, jolloin yli jää $240 000. Ovatko tuollaiset erot kestäviä toimivilla markkinoilla? Toimivatko markkinat tuolla? Osaako joku selittää?