SCS tiedottaa

Second Wave Petroleum Provides Update on its Judy Creek
Operations

The Company has successfully located and purchased a new refrigeration system to replace the unit that was damaged in the previously announced fire at its Judy Creek 08-24-063-10W5 gas plant. The new refrigeration unit was purchased on December 20, 2010, and was delivered to the field on January 5, 2011, where it is positioned at the plant site. The new system has a licensed capacity for 10 mmcf/d of natural gas with a capability to produce stabilized natural gas liquids at a ratio of 30 bbls per mmcf, which is an increase from the damaged system's capacity of 6 mmcf/d of natural gas with a capability to produce 10 bbls of natural gas liquids per mmcf. Currently, the system is undergoing well connections and testing with the expected online date to occur during the last week of January 2011.

Vahingon ilmeisesti aiheuttti ulkopuolinen urakoitsija, miten lienee korvauksien tilanne.

As a result of the shut-in volumes at Judy Creek the Company’s current production, by area, is approximately 400 boe/d at Provost, 250 boe/d at Battle Creek, 250 boe/d at south Judy Creek and 100 boe/d from other minor areas for a total of approximately 1,000 boe/d.

Battle Creekistä 250 boe:ta. Kenttä tuotti vuonna 2009 keskimäärin 30 tynnyriä päivässä ja alkukesästä noin 200 tynnyriä, joten CO2-floodin tulokset vaikuttavat todella positiivisilta. Tässä oli siis kyse siitä että öljyiseen Madison-muodostelmaan ohjataan hiilidioksidia syvemmästä Duperow-muodostelmasta. Tämä Battle Creekin A-pooli saavutti 500 tynnyrin tuotantohuippunsa jo vuonna 1995.

Ohjeistus exit-tuotannoksi oli 2,800 boe/päivä ja tämän hetken tuotantokapasiteetti alittaa tuon 5 prosentilla. Tosin johto on voinut pyöristellä kapasiteettilukua ylös päin, sillä sen vääräksi todistaminen on käytännössä mahdotonta niin kauan kuin osa tuotannosta on suljettuna.

Linkkiä jakoon

Citin yritysosto-teemainen tuotos palvelusektorista. Hieman tuossa on virheitä, mutta jotain arvokastakin. Julkaistu eilen.

Exploration and Production Weekly. Julkaistu maanantaina. Tuon kautta pääsee Citin Rosetta analyysiin.

Linkit ovat elossa niin kauan, kun ovat.

Great Pacific International Inc. Farms Out Property to Penn West Petroleum Ltd.

Tiedote:

VANCOUVER, Jan. 12 /PRNewswire/ - Great Pacific International Inc. ("GPI") (TSX.V: GPI) has entered into a farm out agreement with Penn West Petroleum Ltd. ("Penn West"). Upon finalizing of this agreement, Penn West has the right to complete a 3D Seismic survey of GPI's property located at Section 31, Township 90, Range 12, West of the Fifth Meridian (the "Property"), in exchange for which Penn West shall earn a 50% working interest in all petroleum and natural gas rights in the Property. Upon earning its interest, Penn West will be designated as the operator of the Property. The technical information gained from the seismic survey will identify zones that may be targeted for horizontal drilling.

In accordance with this agreement Penn West has until January 31, 2011 to complete the 3-D Seismic survey.

The Property is located in the Red Earth area (see map at http://www.gpicanada.net/operation) where GPI has a number of 100% owned oil and gas leases. This area is known to produce crude oil from the Slave Point, Keg River, and Granite Wash formations.

Slave Point lienee tässä keskiössä. Toinen tuolla päin maata omistava(1,200 eekkeriä) mikrokappi(MA <$5 miljoonaa) Border Petroleum on ollut haltissa viime perjantaista lähtien. Olen pilkkinut yhtiötä ajoittain ja täytyy myöntää että muuta kirosana irtosi perjantaina.

Hawkin 2011

Tiedote julkaistu jo joulukuun alussa:

HAWK PROVIDES OPERATIONAL UPDATE AND 2011 CAPITAL BUDGET

Operational Update

Hawk has recently participated in the drilling and completion of one (0.5 net) exploratory horizontal well in western Saskatchewan. Over the first month of production, the single leg horizontal well averaged over 80 (40 - net) bbl/d of heavy crude oil with an associated water cut of 45%. Based on Hawk's analysis, this discovery represents the first commercial production from this formation in western Saskatchewan and is a significant discovery for the Corporation. Although the production period is relatively short, Hawk is very encouraged with the results of the well to date and believes that this area will be a significant repeatable horizontal oil project for the Corporation.

This formation is a Devonian aged carbonate reservoir located at a relatively shallow depth with excellent permeability. No fracture stimulation of the reservoir was performed in the initial horizontal well nor is any expected in future wells. The shallow drilling depths, excellent reservoir permeability and the Saskatchewan crown royalty incentive on horizontal drilling (first 100,600 bbls at a crown royalty rate of 2.5%) gives this project very attractive economics.

The Corporation has assembled eleven (5.5 - net) sections of land in the area through crown land sales and by way of a farm-in agreement, all of which are considered to be prospective for development of this play. Full development of the play could see up to 16 horizontal legs drilled per section of prospective land. Hawk plans to start development of this play by drilling three (1.5 - net) dual-leg horizontal wells in the first quarter of 2011.

Lupaavahko alku sanoisin. Todella tiukkaan meinaavat porata, eli öljyn määrä pinta-alayksikköä kohden täytyy olla aika suuri. Koska kyseessä on frakkaamaton kaivo voisi tuotannon olettaa laskevan selvästi hitaammin kuin ns. resource play-kaivossa, ja hintakin jäänee useampi satatuhatta dollaria pienemmäksi.

2011 Capital Budget

The Corporation's Board of Directors has approved a capital budget of approximately $9.5 million for 2011 which is expected to be funded by way of Hawk's existing credit facility and funds generated by operations. This budget will facilitate the drilling of six (3.0 - net) dual-leg horizontal development wells and five (4.2 net) vertical development wells, all in western Saskatchewan. With this budget, the Corporation is forecasting average production of 560 boe/d for 2011 with a year end exit rate of 680 boe/d, with oil comprising over 85 percent of both volumes.

Kolmannella neljänneksellä tuotanto oli 291 boe:ta ja ennuste 2010 exit-tuotannoksi oli 450 boe:ta, joten kasvua tuotantoon y-o-y ennustetaan reilut 50%. $45,000 per virtaava boe arvostuksella saisi EV:ksi $30.6 miljoonaa, joka jaettuna 23 miljoonalla osakkeella tekee $1.33. $55,000 per boe antaisi osakkeelle hinnaksi $1.62. Kanadalaisten junioreiden virtaavan mediaani arvostustaso on tällä hetkellä noin $59,000. Hawkin korkeiden netbackien, öljy-painoisuuden ja johdon menneiden saavutuksien perusteella vielä $65,000 per boe olisi kohtuullinen arvostustaso.

B-sarjan osakkeet tulevat laimentamaan osakekantaa tulevaisuudessa reilusti(todennäköisesti 10 miljoonaa uutta A-osaketta, riippuu A-osakkeen kurssista), mutta alkaen aikaisintaan vasta vuoden 2012 puolessa välistä.

Muutaman Hawk-osakkeen olen salkkuun säilönyt.

Oil patch ulkoapäin

Residents of Colombia oil patch complain boom is passing them by

Every day, 150 crude-laden semitrailer trucks grind over a town's dirt road, raising dust and spewing oil. A rancher and his neighbors want a paved road to mitigate noise and environmental damage...

Sijoittajankin on hyvä tiedostaa öljyntuotannon ympäröiville yhteisöille aiheuttamat vaikutukset ja niiden myötä syntyvät riskit. C&C:n tapauksessa varsin vähäpätöiseltä vaikuttava kiista johti melkein viikon pituiseen tuotannon keskeytykseen ja siten yhtiön liikevaihdon kutistumiseen miljoonilla dollareilla.

Resurssien kartoitusta

Sonde Resources eli entinen Canadian Superior(Inferior olisi ollut osuvampi nimi, sillä yhtiö oli muistaakseni lähellä konkurssia noin vuosi sitten) on löytynyt tuoreeseen presentaatioon kartan ALberta uusista epätavanomaisista resursseista. Tuo Exshaw tuolla pohjoisessa on minulle kysymysmerkki, sillä ei ole vielä tullut vastaan yhtään yhtiötä, joka kyseistä muodostelmaa tuolla kehittäisi. B.C:ssä Quicksilver on ilmoittanut poraavansa horisontaalin tämän vuoden aikana, mutta Horn River on kaukana tuosta kartalle merkitystä alueesta.
Alempi kartta on Macquarien lokakuisesta julkaisusta. Normandvillen Exshaw-näytteen perusteella muodostelma saattaisi olla öljyinen ja tuotettavissa tuolla(TOC on yli 2%, savea ei ole liikaa, karbonaattia/kvartsia on yli 30%(liittyy muistaakseni murrettavuuteen))
.




Alla oleva kuva liittyy Duvernayhin, jossa Sonde näkee Bakkenmaisia piirteitä.



Presentaatio löytyy täältä.

PMG:llä suihkuaa taas

PETROMINERALES YATAY-1 EXPLORATION WELL PRODUCES 10,440 BOPD

Bogotá, Colombia – January 5, 2011 – Petrominerales Ltd. (“Petrominerales” or the “Company”) (TSX:PMG), is pleased to provide an operational update highlighted by our Yatay-1 exploration well producing 10,440 barrels
of 43 degree API light oil per day (“bopd”) under natural flow. Deep Llanos - Corcel, Guatiquia and South Block 31, Llanos Basin The Yatay-1 well, on the Guatiquia Block, commenced drilling on November 19, 2010 and was directionally
drilled to a total depth of 12,000 feet. Well logs indicate 114 feet of potential net oil pay in the Lower Sand-3 formation, and 17 feet of potential net oil pay in the Guadalupe formation. An electrical submersible pump was installed in the well after perforating a ten foot section at the top of the Lower Sand-3 formation. Over the last 17 hours the well has produced on natural flow through a one inch choke, at a rate of 10,440 bopd with less than a 0.1% watercut. We are currently evaluating the potential for additional Yatay follow up locations incorporating these well results and the recently completed Guatiquia 3D seismic acquisition program. Yatay-1 is the first well into a new, seismically defined, structure located down dip from the Candelilla structure and across the bounding Candelilla fault. The Candelilla structure produced over 7.3 million barrels of light oil in 2010 from the Lower Sand-3 and Guadalupe formations. Following completion operations at Yatay-1 the drilling rig will move to the Candelilla-5 location targeting the Guadalupe formation
that is currently producing in Candelilla-4...

Alla joulukuun presentaatiosta lainattu kuva blokki 31:stä. Pooli todennäköisesti jatkuu naapuri blokkiin.

DTX mäkeen

Deethree myyty. 80% bruttona noin puolessa vuodessa. Minulle ihan hyvä tuotto. Syyt myynnille: DTX:llä on tukeva maablokki rajan tuntumassa, mutta suuri osa siitä on oletetun fairwayn ulkopuolella(Bowoodilla on vanhojen kaivojen perusteella paras kanadalaisista junioreista) ja yhtiöllä ei ole juurikaan omaisuutta backstopperina(toisin kuin Argosylla tai Rosettalla), jos Exshaw-osoittautuu arvottomaksi. Lisäksi salkku alkoi olla liiaksi vivutettu tähän resurssiin.

Argosyt ovat plussalla melkein 200%, mutta en vieläkään halua myydä yhtään osaketta. Aika näyttää olisiko pitänyt.

Lisäys 08.01.2011

DTX:n arvostustaso

$248,000 per virtaava boe

Rahavirta: P/FF(2010 ennuste 12 senttiä osake) 44

Reservit(P+P): $82 per boe

Kaasuiseksi yhtiöksi todella kallis kaikilla mittareilla. Tämän vuoden etsintäporauksen tulokset ovat heikkoja: 12 kaivoa, joista puolet kuivia ja onnistuneetkin kaivot tuottavat heikosti. Syy ei näytä olevan yhtiön johdossa, vaan alueen geologian tavanomainen potentiaali on yksinkertaisesti heikko.

Mitä tulee tuohon Exshaw/Big Valley/ Wabamun(Alberta Bakken) potentiaaliin niin suurin osa Etelä-Albertassa em. muodostelmista tuottaneista vanhoista kaivoista on tuon fairwayn länsipuolella, kun DTX:n maa on kaistan keskekellä ja itäpuolella. Lisäksi paineet ovat parhaimmat Albertassa kaistaleen luoteisosissa, jossa
Dee:llä ei ole lainkaan oikeuksia.