Ilmassa on

Re-kapin haju. Vanhasta tulee(ehkä) uusi. Mutta tuleeko sitä parempi?

Rainbow-siirtoputkessa reikä

Vuoto alkoi jo viikko sitten:

ERCB INVESTIGATING PIPELINE LEAK NORTHEAST OF PEACE RIVER

Calgary, Alberta (April 29, 2011) The Energy Resources Conservation Board (ERCB) is working with Plains Midstream Canada, Alberta Environment and other appropriate agencies during cleanup efforts following a crude oil pipeline failure about 100 km northeast of Peace River.

Plains Midstream staff confirmed the leak of an undetermined volume of crude oil at 7:30 a.m. on April 29. The leaked oil is 300 metres from any flowing water or runoff. The line has been isolated and depressurized and the leak has been brought to a close.

The nearest residence is more than 7 km away. There have been no injuries resulting from the incident and there is no threat to public safety at this time. An ERCB inspector is en route to the site and an investigation into the incident will be conducted, as is the normal practice. All appropriate authorities have been notified.

Pipeline leaks in Alberta are rare. In 2009, Alberta’s pipeline industry set a record-low pipeline failure rate of 1.7 per 1,000 kilometres of pipeline, bettering the previous record-low of 2.1 set in both 2008 and 2007.

Yhtiöiltä ei ole juurikaan tullut tiedotteita tämän johdosta. Vuoto on Evin kohdilla, joten Red Earthin ja sitä pohjoisempien alueiden(Haro,Chincaga) tuottajat saattavat joutua käyttämään tankkereita.

Uusi GSY PR

Uutta on paljon vaikka tätä ei eksplikoida presentaatiossa:

-tuotanto laskenut maaliskuulta 6% 850 boehen
-vuoden 2011 rahavirta ennuste laskettu $14 miljoonasta $10 miljoonaan
-Alberta Bakken-kaivojen kustannukset räjähtäneet käsiin aiemmin arvioidusta $3.6 miljoonasta($18MM/ 5 kaivoa) $4.75 miljoonaan($19MM/ 4 kaivoa)
-se suurin isoin uutinen pressussa on se että Ante Creekin eekkeri määrä on vähentynyt 2/3:lla. Mitä ilmeisimmin yhtiö on myynyt oikeuksia(tuoreiden hintojen perusteella odottaisin että näistä irtosi $7-15 miljoonaan). Tämä oli odotettavissa, kun ottaa huomioon että yhtiö on polttanut Etelä-Albertassa jo liki 15 miljoonaa dollaria maahan ja kaivoihin. Toivon mukaan Salamon tietää mitä tekee.
-Ante Creekin capex on pudotettu lähes nollaan tälle vuodelle ja Montney sekä Duvernay-kaivojen poraus on siirretty vuoden 2012 ensimmäiselle neljännekselle

Toivoisin yhtiöltä selkeämpää kommunikaatiota(voi olla että viesti ei mene perille tämän login kautta). Ante Creekin maiden myynnistä(elleivät sitten oikeudet rauenneet) pitäisi tulla pian tiedote sillä onhan tuo yhtiön kannalta varsin merkittävä asia.

Odotettavissa oli että SAB-kaivojen parametrit eivät mene ensimmäisellä yrityksellä kohdalleen ja tässähän onkin melkoinen sudenkuoppa Gassyn kokoiselle yhtiölle, mikä saa meikäläisen hieman ihmettelemään yhtiön valitsemaa strategiaa. GSY olisi voinut tänä vuonna kasvattaa maapottiaan Claireholmissa, mutta keskittyä poraamisessa vähemmän riskisiin kohteisiin(ellei sitten poraaminen ole raukeamisien pakottamaa) ja antaa muiden kehittää optimaalisin teknikka hyödyntää resurssia.

TMS-DVN

Sitaatteja Devonin Q1-CC-skriptistä:

We have continued building these new venture positions and now have roughly 850,000 net acres and a handful of new plays, primarily targeting oil and liquid rich gas.

While we are still actively leasing in several of these plays, we're not ready to discuss them all, we have largely secured our position in one new area that I will tell you about today. The Tuscaloosa Shale is located along Louisiana and Mississippi border. This is a Cretaceous age formation that is stratigraphically equivalent to the Eagle Ford Shale. It is approximately 200 to 400 feet thick, at depths of 11,000 to 14,000 feet across our acreage position. Oil production has been established, up dip in the play from the Tuscaloosa Shale. We plan to utilize horizontal drilling and fracture simulation to enhance the productivity of the reservoir in both the oil and liquids-rich portion of the play. We have leased or have committed under contract approximately 250,000 prospective net acres at an average cost of $180 per acre. We plan to drill our first 2 horizontal wells in the play this year.

-------------------------------------------------------------------------------

David Hager:
Well, yes, let me just give you a few of the things that we like about the Tuscaloosa Shale. And having said that, this is a frontier place, so I do want to mischaracterize it as something else because -- and frankly, we have been leading the industry by taking our position here. So it is a frontier play. But let me tell you some of the things that we do like about the play that give us reason for encouragement. It is the stratigraphic equivalent to the Eagle Ford Shale. It is deeper than Eagle Ford Shale about 11,000 to 14,000 foot depth, but it is a stratigraphic equivalent to it. There has been oil production established up dip in the Tuscaloosa Shale also. There have been some vertical wells that have been drilled in there that indicates that you're getting for a shale-type play, that has good porosity and permeability. We're also seeing some carbonates in there, which indicate that maybe somewhat brittle and able to be fractured. We've seen IPs on the vertical wells up to 300 barrels per day. They were just about -- just a very small number of horizontal wells have been drilled a couple or 3 years ago, and they were of limited horizontal link on the order of 1,500 to 2,000 foot with only 3 stages. But they tested up to 500 barrels per day from these very limited and minimally frac-ed wells. So all of those give us reasons for encouragement. Now having said that, it's very early on, and we're going to start drilling some horizontal wells, we need to get more data on rock frac-ability. And there are some sands below that are wet, we need to stay away from those. We need to get more information on the phase, oil and natural gas because just aren't that many wells. We know exactly who are on the play, the boundaries between those are. So there are some risks associated with it. I don't want to mislead you. But there are some encouraging qualities to establish a 250,000-acre position for less than $50 million, that's kind of thing we're successful. We can create an awful lot of value.

Scott Hanold - RBC Capital Markets, LLC

Okay. Great, great. And you said, you're going to drill 2 horizontal wells there this year, is that correct?

David Hager

Yes, we're going to have a rig out there here in the second quarter.

-------------------------------------------------------------------------------

David Tameron - Wells Fargo Securities, LLC

Back to Tuscaloosa, how many vertical wells have been drilled in the area? How much data do you have that you're looking at?

David Hager

It's just a handful of vertical wells. I don't have an exact number of it. And about 3 or so horizontal wells were drilled about 3 years ago I think, 3 or 4.

David Tameron - Wells Fargo Securities, LLC

Okay. And again, you said you're going to start drilling second quarter and then update us late this year, first part next year type of thing?

David Hager

Yes. Just so you know, I mean, the Tuscaloosa Shale, I worked at this play as a geophysicist 25 years ago by the way, not for the shale but there are some sands just beneath there that everybody was drilling for 25 years ago. There's a lot of wells have gone through the Tuscaloosa Shale, but the wells I'm talking about are ones that are actually completed in the Tuscaloosa Shale.

-------------------------------------------------------------------------------

John Herrlin - Societe Generale Cross Asset Research

Some quick ones for you, Dave. With the Tuscaloosa, have any idea what the completed well costs will run?

David Hager

Well, it's pretty early on here. And obviously, the first well are going to be more science well, as I said, where we're going to do a lot more we're not going to have the efficiencies that we think we'll have in later wells. We think probably, eventually that somewhere around $12 million range is somewhere where we will be looking at drilling and complete.

John Herrlin - Societe Generale Cross Asset Research

Okay. With that formation, do you have sense of what the TOCs are?

David Hager

TOCs run around 3% or 4%

LUPE:lla männöö Barentsin mallit uusiksi?

Itseltäni oli näköjään jäänyt lukematta(noh katselematta, enhän minä noista sanoista mitään ymmärrä) Lundinin helmikuinen pääomamarkkinapäivä presentaatio, jossa olikin käsitelty varsin kattavasti Barentsin geologiaa. Presentaatiossa silmiini pisti alla oleva sivu(s.39), jonka mukaan Trias -ja Jurakauden kivet olisivat suurelta osin epäkypsiä LUPEn PL533-blokissa. Tuon kartan kannalta kimuranttia on se että Statoilin ja ENIn Skrugard-löytö osuu selvästi tuonne epäkypsälle alueelle, joten sen ei siis pitäisi olla mahdollinen.

Lehdistötiedotteesta:

The Skrugard prospect has proven oil in the Bear Island fault zone, which is located further north in the Barents Sea than Hammerfest Basin, where the Snøhvit and Goliat fields lie. According to information from the Norwegian Petroleum Directorate, the purpose of the well was to prove petroleum in Middle and Lower Jurassic reservoir rocks, or the Stø and Normela formations. The well proved gas and oil in the Stø formation and oil in the Nordmela formation.

Joko en ole ymmärtänyt lukemaani, Statoil on pihalla eikä ole löytänyt mitään tai sitten Lupen mallissa on vikaa. Jos geolginen malli menee uusiksi olisi kiintoisaa tietää mitä se merkitsee PL533-blokin pohjoispuolella olevan erittäin suuri kokoiselta näyttävän Rautto-prospektin kohdalla.

Piiras

Southwester Energyn Fayetteville shale kaasu-kaivon kustannusten koostumus:

PDE-ESV-fuusio loppusuoralla

Yhtiöiden osakkeen omistajat äänestävät fuusiosta tämän kuun viimeisenä päivä ylimääräisissä yhtiökokouksissa ja fuusion läpimeno on lähes takuuvarmaa. Seadrill ei ole vieläkään julkisesti ilmoittanut kantaansa fuusioon, mutta tuskin se sitä vastaan äänestää. Fuusion liittyvistä asiakirjoista käy ilmi että Fredriksen oli kiinnostunut PDE:stä jo ennen Seadrillin syntymää vuoden 2005 puolessa välissä. Ilmeisesti Pride oli vaihtoehto Smedvigille Seadrillin operatiiviseksi rungoksi.

Priden johdon kuvaus tapahtumien kulusta vuodesta 2007 alkaen luo kuvan jossa, SDRL pörrää koko ajan mehiläisenä PDE:n kukkapuskan ympärillä. Vuoden 2008 tapahtunut osakkeiden hankinta näyttää kuitenkin olleen ensisijassa spekulaatio siitä että joku muu olisi kiinnostunut ostamaan PDE:n.

Viime vuonna muistaakseni Barclaysin taholta levinneet huhu siitä että SDRL olisi suunnitellut Brasiliassa olevien aluksien yhtiöittämistä näyttää pitäneen paikkaansa, mutta PDE:n Brasilian vesillä olevat alukset kuuluivat tuohon suunnitelmaan.

Fram framille

Hegnar kertoo että Oslon Axessiin tulossa kesäkuussa(ellei aikataulu muuta) uusi ölkkä-yhtiö: Fram Exploration

Oslo ei kyllä näytä olevan oikea paikka tälle, kun eekkerit ovat pääasiassa USA:ssa:

Piceance Basin
Fram is the operator of the Whitewater Federal Production Unit; located in the Piceance Basin in Mesa and Delta Counties, Colorado, USA. The Whitewater lease totals 90,445-acres and is the largest in the State of Colorado. Within that unit, Fram is 95% leaseholder of 54,000 acres.

Williston Basin
Fram holds leases totaling 10,863 acres in the Renville County, North Dakota section of the Williston Basin. This basin has experienced renewed interest in the past decade. Although recent focus has been on the Bakken Formation, Fram believes that significant crude oil reserves can be produced from the Madison Mission Canyon Formation.

Renegade Petroleumilta lainattu kartta, johon sutaisin Funken:




En tiedä onko Framilla Bakken-oikeuksia. Mission Canyon, johon tuo kaivo on porattu on Lodgepolen yläpuolella, joka puolestaan on Bakkenin päällä. Silmään pistää se että yhtiön WI Funkessa on 100%, mutta tuotto-osuus vain 72%, mikä viittaisi joko GORReihin tai sitten Fram on farmari ja jollakin on "carried interest" kaivossa/mailla.

Arsenal Energyllä on pieni pläntti oikeuksia Framin maiden länsipuolella(n. 15 mailia länteen).