EnerGulf - Kunene, offshore in Namibia,

Unter Berücksichtigung des sog. Riggings und der Rüstzeiten sieht es so aus, dass bereits Mitte 01 sich in Kunene die Bohrer drehen könnten und mit dem Setzen eines Conductors begonnen wird.

Inwieweit sich das anschließende Well-Logging zu einer Revision der Volumensangaben führt wird, bleibt abzuwarten. Vermutlich werden die für die Ressource ausgegebenen Volumensdaten in ihrer Banbreite enger zusammen rücken, so dass sich auch die Quantie p10 - p90 verschieben werden. Im wesentlichen hängen diese Daten an der Speicherfähigkeit (Porösität) des Geteins, den Durchflusseigenschaften und den Druckverhältnissen. Von letzteren Fakten hängt auch die Anzahl der Löcher ab, die für eine Produktion zu bohren sind (POS).

Diese Erfolgswahrscheinlichkeit der Bohrungen insgesamt ("probability of drilling succes) dient dazu die Kosten, die sich aus der Anzahl der notwendigen Bohrungen ableiten in Relation zu den Förderleistungen der Löcher zu stellen, um so ein Risk-Return-Kalkül zu erhalten (hier anfänglich 1 zu 8).

Der „breite Markt“ nutzt allerdings dieses Kalkül auch, um „Kursziele“ vor dem „drilling-success“ zu bestimmen. Zumindest diejenigem, die der Charthellseherei nicht mächtig sind, tun dies (lol). Ähnliches habe auch ich gemacht, um eine Orientierungshilfe zu geben. Die in den Bullboards geposteten Erkenntnisse auf empirischer Basis (vergleichbare Explorer), bestätigen ein solches Anlegerverhalten.

Das Verfahren hat allerdings bereits vom Ansatz her einige Schwächen. Inbesondere deshalb, weil zwei völlig unterschiedliche mathematische Ansätze in unzulässiger Weise miteinander verknüpft werden: Der State-of-the-Art-Ansatz einer Monte Carlo Simulation mit einer Methode aus der Steinzeit, der POS. Zum anderen ist die Preisbildung, insbesondere in unvollkommenenen Märkten, nicht berechenbar.

Für mich persönlich ist die POS aufgrund der genannten Einschränkungen eine ziemlich irrelevante Größe, wenn es um die Bestimmung eines Kurszieles geht. Es stehen bessere Daten zur Verfügung: Die Konfidenzintervalle, also die Wahrscheinlichkeiten, die für eine Ressourcengröße gelten. Die Quantile, die über eine Monte Carlo Simulation gelegt wurden.

Neben dem mittleren Erwartungswert (P50), mit dem üblicherweise gerechnet wird, weil er die brauchbarsten Kalkulationsergebnisse bringt (50 % der Simulationen sind höher, 50 % niedriger), gibt es auch eine pessimistische (P90) und eine optimistische (P10) Betrachtungsweise. Interessant vor allem die erstere, die unter dem Aspekt Sicherheit erfolgt, weil hier eine Aussage getroffen werden soll, welche Bewertung als relativ sicher gelten kann ("Mindestkursziel").

Beim P90-Quantil weisen nur 10 % der Simulationen einen noch schlechteren Wert auf. 90 % zeigen höhere Werte.
Der NSAI-Report zeigt dabei aber immer noch 989 Millionen Barrel (126 + 863). Recoverable natürlich. Und nur Öl.

An diesen 989 Millionen beträgt der 10%ige EnerGulf-Anteil 98,9 Millionen Barrel.

Multipliziert mit dem derzeitigen Zeitwert (NPV) von etwa 12,5 USD je Barrel (Grundlage: 62,59 USD Ölpreis bis zum Ende der Förderung!) ergibt sich somit mit einem Bestimmtheitsmaß von 90 % ein Zeitwert der Ressource von 1,236 Mrd. USD. Bei 50 Mio. Aktien wären das also rd. 24,7 USD pro Share.

Ein Anleger der ganz sicher gehen will und ein Bestimmtheitsmaß von 99 % fordertl, der kann eine solche Simulation, allerdings nur auf Basis einer Normalverteilungsannahme (Schwäche!) auf ein noch höheres Sicherheitsmaß umrechnen, z.B. auf 99 %, indem er durch den Faktor 2 dividiert. Im Ergebnis würden sich dadurch rd. 12 USD pro Share ergeben. Quasi der Worst-Worst-Case einer Exploration. Von 100 Simulationen wäre bei einem solchen Konfidenzniveau nur 1 schlechter.

Selbst wenn ich unterstelle, dass man bis zur Förderung noch weitere 50 Millionen Shares emittieren muss, ergäbe sich ein Sharepreis von immer noch 6 USD oder 4 Euro. Praktisch die Grenze, unterhalb der man nach den Gesetzen der Mathematik nicht verkaufen sollte. Seinen Einsatz könnte man nämlich unter diesen Bedingungen nur dann verlieren, wenn das Schicksal aus dem Ruder läuft und die 1 %ige Wahrscheinlichkeit schlagend würde. Praktisch der expected loss.

Allerdings gibt es auch unerwartete Ereignisse, an denen ein Explorer scheitern kann, denn eine offshore-Exloration in großen Wassertiefen ist nun einmal mit vielen Risiken und Schwierigkeiten verbunden. Diesem Risiko wurde durch gute Auswahl der Beteiligten (Sintez, Halliburton, Schlumberger) angemessen Rechnung getragen. Im politischen Bereich Namibias sind die möglichen Szenarien stabil. Ein nicht zu unterschätzendes Plus.

Mit Konfidenzintervallen kann also ein jeder - je nach eigenem Sicherheitsbedürfnis - seine eigenen Kursziele und seine eigene Strategie festlegen. P50 für denjenigen, der sich am Durchschnitt orientiert. P10 für den sehr optimistischen Anleger. Siehe die Darstellung in den Bullboards, die regelmäßig diese Barrelgröße ins Spiel bringen. P90 für konvservativ und vorsichtig operierende Zeitgenossen. P99 für den, der auf Nummer sicher gehen will.

Aber wie gesagt: Abgesehen von der Qualität der Daten, auf die man sich verlassen muss, ist die Preisbildung in sehr unvollkommenen Märkten eine Sache, die nicht bestimmt werden kann. Ein Berechnung, welcher Art auch immer, impliziert also ökonomisch sinnvolles, rationales und rechtlich korrektes Verhalten.

Da bei einigen Baumschülern, der Ast schon in der vierten Klasse abgebrochen scheint (so ähnlich Trade in WO zu einer Feststellung des "Rentners" betreffend das Optionsprogramm der Firma) ist nicht damit zu rechnen, dass solche "Stoffwechsler" noch zu einer qualifizierten Einsicht kommen werden. Das aufgeregte Gegackere der Pennypopper wird uns also noch einige Zeit begleiten.

Von gewissen "höheren" Einsichten werden wir allerdings künftig verschont bleiben. Der "Schuh des Manitou" ist "out of Race".

Und die Irrer und Wirrer bleiben ohnehin in WO, weil das die Welt ist, in der sie am besten zurecht kommen und die höchste Aufmerksamkeit genießen.  

nicht Quantie
Tippfehler  

Zwar gab es schon seismische Messungen und Simulationen der Ressource (denn niemand investiert 80 Millionen USD) ohne Kalkül, jedoch sind die Bandbreiten (P90 bis P10) relativ groß, nämlich Faktor 6. Was darauf zurückzuführen ist, dass aus dem geometrischen Volumen einer Ressource nicht unbedingt auf den Inhalt geschlossen werden kann. Wichtig ist in diesem Zusammenhang wie groß die Poren im Gestein sind, welche das Öl speichern und wie Durchlässig das Gestein ist, wenn eine Ressource abgepumpt wird, wie sich Veränderungen des Ressourcendruckes auswirken.

Dazu folgender Beitrag eines Physikers. http://www.ptb.de/de/aktuelles/hvhsymp/2003/helmlueling.htm

Öl und Gas sind natürliche Rohstoffe, die in unterschiedlichen Lagern der Erdkruste versteckt sind. Die physikalischen Eigenschaften dieser Kohlenwasserstoffe beeinflussen die Materialeigenschaften des umliegenden Felsgesteins. Bei der Suche nach Öl und Gas nutzt man unterschiedliche physikalische Messverfahren, um die räumliche Verteilung dieser Materialeigenschaften mit guter Messgenauigkeit und feiner räumlicher Auflösung zu bestimmen.

Zuerst werden seismische Messungen angewandt, um von der Erdoberfläche aus die Tiefe und Dicke der verschiedenen Gesteinsschichten zu bestimmen. Dabei werden heute sowohl Druckwellen als auch Scherwellen benutzt und eine mögliche Anisotropie des Gesteins geschätzt, die später das Abflussverhalten der Kohlenwasserstoffe beeinflusst.

Bei mehr oder weniger senkrechten Probebohrungen werden im Bohrloch während des Bohrens und auch sofort danach unterschiedliche physikalische Messungen durchgeführt. Die Art der natürlichen Radioaktivität gibt Aufschluss über Tonerden und darin die gesamte organische Materie, die über Jahrmillionen in Öl und Gas umgewandelt wurde. Unter solchen "Sperren" können sich Öl und Gas ansammeln.

Mit kernphysikalische Messungen bestimmt man die Materialdichte und Porosität des Felsens, und zwar mittels Gamma-Quanten einer Cäsium-137-Quelle. Da die Dichte von kristallinem Quarz oder Kalzium/Magnesiumkarbonat und von Wasser oder Öl bekannt sind, kann durch Linear-Kombination leicht der Volumenanteil des Felsminerals oder der Flüssigkeit in den Poren zwischen den Sand- oder Kalkkörnern geschätzt werden.

Die zweite Methode der Porositätsmessung verwendet hochenergetische (14 MeV-) Neutronen, die in einem Linearbeschleuniger durch eine Deuterium-Tritium Reaktion erzeugt werden. Die Flussdichte thermischer Neutronen bestimmt den Flüssigkeitsgehalt oder die Porosität des Felsens.

Die Flüssigkeiten in den Gesteinsporen sind entweder Salzwasser der Ur-Ozeane oder Öl und Gas der zerfallenen Organismen. Salzwasser ist ein recht guter elektrischer Leiter, während Kohlenwasserstoffe Isolatoren sind. Der spezifische Widerstand des Felsens, kombiniert mit der bereits gemessenen Porosität, bestimmt das Vorkommen von Öl oder Gas und die Dicke der Lagerschicht.

Messungen der Polarisation elektromagnetischer Wellen ergeben die mögliche elektrische Anisotropie des Felsens und daraus eine Schätzung, in welche Richtung die Flüssigkeiten sich bevorzugt bewegen werden. Weitere Methoden bei der Suche nach Öl und Gas sind Kernspinresonanz und direkte hydraulische Messungen sowie Probenentnahme des Felsens.

Nachdem die seismischen Messungen und die Probebohrungen das Vorkommen von Öl und Gas weitgehend bestimmt haben, werden die eigentlichen Ölquellen gebohrt. Die Löcher sind heutzutage häufig nicht mehr senkrecht, sondern eher seitlich gerichtet, teilweise sogar waagerecht. Hier ist das Ziel, in eine Öl- oder Gasschicht einzudringen und innerhalb dieser Schicht möglichst weit zu bohren, damit ein möglichst langes Stück des Loches zur Produktion beiträgt. Gleichzeitig muss ein vorzeitiges Eindringen von Wasser in das Loch verhindert werden. Dieses gezielte Bohren wird durch elektromagnetische Messungen während des Bohrvorgangs ermöglicht und hat einige erstaunliche Folgen: Die Produktion einer einzigen Quelle wird verhundertfacht, so dass selbst vorher unwirtschaftliche Ölreserven profitabel erschlossen werden können.

Alte, weitgehend abgebaute Ölfelder selbst in Ländern der dritten Welt und auch die Menschen, die davon leben, erhalten somit eine verlängerte Existenzgrundlage, und die Umwelt wird weniger belastet, denn es gibt nur ein einziges Loch an der Erdoberfläche. Physikalische Messungen tragen so direkt zur Entwicklungshilfe, zum Umweltschutz und zur wirtschaftlichen Entwicklung bei.  

Nun!
wir sind ohne Zweifel in einer entscheidenden Phase angelangt. Schon die bisherigen Beiträge sollten eigentlich aufgezeigt haben, dass man angesichts der hohen Bohrkosten (offshore bis zu 50 Millionen pro Drill) nicht einfach "wild" drauf los bohrt, sondern dass man sinnvollerweise den Erfolg einer solchen Aktion vor Vorbeginn auslotet. 2- 3- und 4D-Analysen sind Standard. Dazu gehört auch, dass man mittels moderner Techniken (Monte-Carlo-Simulationen) sowohl die geometrischen Daten der gefundenen Ressourcen abschätzt. Näheres hatte ich bereits ausgeführt.

Dieses verlinkte Dokument gibt Auskunft darüber, welche Ressourcenqualität die vopn ENG genannten Daten haben, wie die Marktpreise gerechnet werden (Diskontierungsfaktor), welches Preisszenario zugrunde gelegt wird und was weitere Implikationen sind.

http://www.chathamhouse.org.uk/publications/.../3867_mitchell_sdp.pdf  

http://www.resourceinvestor.com/pebble.asp?relid=39247

EnerGulf Looks Forward to Major Oil Strike Offshore Namibia
By Andrew K. Burger
06 Jan 2008 at 01:12 PM GMT-05:00

BAKU, Azerbaijan (ResourceInvestor.com) -- Offshore and continental oil exploration has moved quickly up and down Africa’s lengthy western coastline, part of the reason that analysts forecast that Africa’s crude oil production will increase more than 6 million barrels per day (mbd) - from a current 9 million to 15.5 mbd – by 2015. Smaller, independent oil and gas companies, such as London’s Addax and Tullow Oil, Australia’s Roc and America’s Andadarko, Hess and Hunt Oil, are playing a big part in the oil and gas exploration drive as state-owned oil and energy companies look to exert greater control and negotiate more favorable terms and conditions of their national resources.

Houston and Vancouver-based EnerGulf [TSX.V:ENG ] expect initial offshore drilling at Kunene #1 in the Namibe Basin to begin between Jan. 11 and Feb. 15 with the arrival of Esso Exploration Inc.’s Deep Venture drill ship. Kunene #1 is one of two promising, potentially multi-billion barrel oil and gas fields identified by the group, including Energulf, which in March 2006 was awarded exploration rights to Namibia’s 2.2 million acre Block 1711 in area off the country’s northern coast along the international boundary with Angola.

Oil & Gas Giants?

Management on Dec. 8 reported that it was raising gross proceeds of up to US$8.8 million through a private placement of 8 million units at US$1.10 each. Each unit consists of one common share and one, one-year warrant that entitles the holder to purchase an additional common EnerGulf share at US$1.35. Proceeds are to be used to finance drilling at Kunene #1, first year exploration at its Lotshi Block in the Democratic Republic of Congo (DRC) once an expected presidential decree is forthcoming, and for general working capital.

EnerGulf has a 10% working interest in Namibia’s offshore Block 1711. Russia’s Sintezneftegaz is the operator and holds 70%. South African national oil company PetroSA holds another 10% working interest. NAMCOR, Namibia’s national oil company, has a 7% interest and a local Black Economic Empowerment (BEE) partner holds the remaining 3%, both of which are being carried by Sintezneftegaz.

Kunene is one of two potentially multi-billion barrel oil and gas fields in Block 1711 identified by 2-D and 3-D seismic surveys. The resulting geologic model delineates a four-way dip closure covering 95 square kilometers with a vertical closure of approximately 650 meters. Direct hydrocarbon indicators - gas chimneys, bottom simulating reflectors and a down-current oil slick have also been identified, according to company information. Block 1711’s Hartmann prospect has been identified as a stratigraphic trap with an area of 343 square kilometers approximately 1,600 meters in vertical relief.

Best estimates for Kunene #1’s prospective hydrocarbon resource are 454 mbd oil and 445 billion cubic feet (bcf) gas, according to a Sept. 2006 resource probability and risk analysis by Netherland, Sewall & Associates. The corresponding figures for Hartmann came in at a whopping 2,704 mbd oil and 1,928 bcf gas.

"Block 1711 contains the most attractive undrilled structure that I have seen in over 40 years of exploring for oil and gas internationally. In my opinion, each of the Kunene and the Hartmann prospects are of a sufficient size to have the potential to contain a 'giant field,' being over 500 million barrels [as defined by the American Association of Petroleum Geologists],” Bill St. John, EnerGulf's adviser for African and other international oil and gas exploration operations, stated in a media release.

Set to Drill

In its latest Nov. 30 Block 1711 update, EnerGulf reported that meeting in Moscow the Block 1711 group’s Operating and Technical Committee had selected a drilling location for the Kunene #1 well, as well as contracting Esso Exploration Inc.’s Deep Venture drill ship – currently drilling off the Angolan coast - to carry out the drilling. Esso Exploration is a joint venture between ExxonMobil and Larsen Oil and Gas Ltd.

Kunene #1’s expected drilling costs to a targeted total depth of 4,400 meters amount to US$50 million. Approximately US$9 million would be needed in addition if the group chooses to drill deeper, up to 5,500 meters below sea level. Once begun, drilling is expected to require 50-60 days.

“We are pleased to announce that drilling on Block 1711 is now set to commence. Important pre-drilling work has been ongoing for many months,” Jeff Greenblum, EnerGulf’s board chairman stated in the media release. “The re-processing and interpretation of the seismic data has defined and confirmed a number of exploration targets that will be tested by the Kunene #1 ..."

Unique Opportunity

“Our participation as the only publicly-traded company in Block 1711 affords EnerGulf shareholders a unique opportunity in this world class prospect as we prepare to drill the Kunene #1. … Our agreement with Esso secures a high quality rig whose location in West Africa provides for efficient and economical mobilization to our well site. While EnerGulf is currently well funded, we anticipate securing financing alternatives that provide adequate capital for the drilling of this well and for other corporate purposes and opportunities.”

EnerGulf on March 31, 2006 was granted a 10% working interest in Block 1711’s exploration license – responsible for 10% of the exploration and development costs and a 9.5% net revenue interest after consideration of the underlying royalty to Namibia. The license has a term of four years with two additional two-year renewal exploration periods.

The initial work program calls for geophysical work in year one and the drilling of two exploratory wells, at least one of which needs to be undertaken by the second year of the license term. Initial exploration expenditures over the original four-year period have been set at US$84 million with an additional US$37 million to be expended over the course of the two, two-year renewal periods.  

ich habe heute für 1,45€ erstmals gekauft und ärgere mich
darüber warum ich das nicht zu unter 1€ schon getan habe.
so ist es halt wenn man zuviel auf andere meinungen hört
die keine ahnung haben oder nur so tun als ob.
aber war goldrichtig mit 1,45€.
los gehts!  

2008-01-07 11:39 ET - News Release

Mr. Clive Brookes reports

There are no undisclosed material changes to EnerGulf Resources Inc.'s affairs to account for the recent rise in stock price.

The company previously advised in the news reported in Stockwatch Dec. 12, 2007, that the drilling of the Kunene No. 1 is expected to start between Jan. 11, 2008, and Feb. 15, 2008, using the drill ship Deep Venture. Sintezneftegaz, the operator, has contracted on behalf of itself and the other co-venturers on block 1711, EnerGulf, PetroSA and NAMCOR, with Esso Exploration Inc., a division of ExxonMobil, and Larsen Oil and Gas Ltd. (Venture Drilling) for use of the drill ship as soon as it completes the drilling of ExxonMobil's well offshore Angola. Based on current information, the drill ship is expected to be available for mobilization to the Kunene No. 1 late January to early February, 2008, however, this remains subject to completion of ExxonMobil's well.

We seek Safe Harbor.  

manchmal werden Erkenntnisse in den Thread "zugeschüttet"

Daher noch einmal einige Links zu geologischen Situation

http://www.namibian.com.na/2007/December/national/07D48D338C.html

http://www.ipsnews.net/news.asp?idnews=40086

 

zur Geologie

http://www.energy-business-review.com/...-308E-4FE6-9011-776B54233015  

sollten eigentlich in Verindung mit 151 ausreichend sein, sich ein Bild von der Resource, ihrer Größe, ihres Volumens, der Messverfahren und der Chancen/Risiken zu machen. Der Verfasser von 153 ist übrigens Physiker und arbeitet für Schlumberger, also für die Firma, die als Subunternehmer am Projekt beteiligt ist.

So gesehen geht es beim Drilling eigentlich nur um eine physikalische Bestätigung des Ölfundes und bessere Messergebnisse. Insbesondere wird entscheidend sein, wie Groß die Poren im Gestein sind, welche das Öl speichern und wie die Durchflusseigenschaftes den Gesteines sind, welche die Anzahl der Bohrlöcher und damit die Kosten bestimmen, welche aufzuwenden sind.  

as  

und mit dem Gesagten zusammehängt.

Der Begriff "dry hole" ist nicht wörtlich zu nehmen.

Als Dry hole bezeichnet man auch eine Bohrung, die nicht rentabel ist, z.B. weil die Mengen nicht ausrreichend sind, um die Kosten zu decken,

oder,

wegen schlechter Durchflusseigenschaften zu viele Bohrungen (hohe Kosten) notwendig sind und eine Rentabilität eines Blockes daher nicht gegeben ist.

So gesehen ist auch der Ölpreis ein Faktor, welcher in die POS einfließt, weil er maßgeblich die Rentabilität bestimmt und die Etikettierung "dry hole" mit beeinflusst.  

Die News zur Neuinterpretation der Seismic seitens ENG steht zwar noch aus. Sintez hat jedoch ein klares Statement abgegeben

Namibia: Russians to Drill for Oil

New Era (Windhoek)

28 January 2008
Posted to the web 28 January 2008

Catherine Sasman
Windhoek

Sintezneftegaz Namibia (Pty) Ltd is to start drilling for oil along the Namibian coastline at the end of February, months ahead of its initial plans to start the drilling operations in October, as announced earlier.

Representative in Namibia, Dr Valentine Vladimirovich, told New Era last Friday that the drilling ship, the Deep Venture, will arrive at Walvis Bay at the beginning of February, upon which the first drilling is likely to commence within 60 days. The entire process, he said, is estimated to cost US$100 million, which will include four supply vessels, air support, emergency units and a crew complement of more than 100.

The company expects to have a full report out by April on the findings of the drilling expedition. Sintezneftegaz Namibia is a subsidiary company of the Russian-owned Sintez Group, which was granted an exploration licence to develop offshore and onshore oilfields in Namibia for Block 1711 in the Namibe Basin in June 2006. The area covers 8931 square kilometres.

The Sintez Group holds 70 percent shareholding in Sintezneftegaz Namibia. Other shareholders are Energulf Namibia with 10 percent shareholding, South African national oil company, PetroSa (10 percent), NAMCOR (7 percent), and 3 percent to BEE component. According to the contract signed with the Namibian Government's Ministry of Mines and Energy, the three percent BEE component is to be decided upon by the Namibian Government.

"We are prepared to work with anyone," said Vladimirovich. Petroleum Commissioner with the Mines Mi-nistry, Immanuel Mulunga, said he did not know if the BEE partners have been decided upon yet. The deputy director of energy with the Ministry could also not say if the BEE partners have so far been identified and Minister of Mines, Erkki Nghimtina, was unavailable.

According to Mulunga, Sintezneftegaz Namibia pays an annual rental of N$600000 for the area and a further US$100000 annually towards the Petro Fund. Vladimirovich said the company had already spent US$10 million to determine the exact parameters for the drilling exercise. Through a Russian interpreter, he told New Era that drilling would go to a depth of 3200 to 4500 metres, but that the company would consider drilling as deep as 5500 metres if need be. "We expect to find oil at a depth of 4000 metres [approximately 4 kilometres]," said an upbeat Vladimirovich. From the geological and seismic data received, the company expects a minimum yield of 100 million tonnes of light crude oil, of the quality found in Nigeria and Angola, which is easier to refine than heavy crude oil.

The characteristics of the licensed zone are identical to those of the northern sedimentary basins of the Congo and Kwanza in Angola, where several large fields with considerable oil and gas content were found. "It would be very exciting to know that Russians were the first to find oil in Namibia," said Vladimirovich.

Said Mulunga, who in 2003 predicted that there might be oil in the Namibe Basin: "Depending on the commercial discovery, finding oil would bring about major changes to Namibia, no doubt. The question is whether the country is ready for such a find and whether it has the necessary institutions in place to cope

Quelle: www.allafrica.com
 

http://www.hotstockland.info/...ption=com_smf&Itemid=26&topic=201.new  

Noch so eine Chartbesichtiger-Website.

Zweifellos lassen sich Diagramme analysieren. Die Hypothese, dass man aus ihnen die Zukunft ablesen kann, konnte bisher allerdings nicht bestätigt werden. Jedenfalls nicht mit einer Power jenseits einer Normalverteilung.

Bei einem Explorer, der projectdriven ist, ist ein solches Unterfangen erst recht absoluter Quatsch. Also diesen Unsinn bitte hier unterlassen.

Solches Leergut gehört allenfalls in den Outlawthread von Schobbe, der im Grunde aber ein Outlier-Thread ist. So weit ich weiss, hat der ohnehin eine Affinität für Bildchen.  

Um einer individellen Einschätzung näher zu kommen, erscheint es mir sinnvoll die Größen soweit einzugenzen wie möglich.

Als erstes wäre dies die Wahrscheinlichkeit einer erfolgreichen Exploration. Offiziell liegt diese ja zwischen 10 und 16 %.

Es gilt hier einzuschätzen inwiefern die 'weichen' Indizien die Annahme einer höheren Wahrsscheinlichkeit unterstützen. Ich gehe davon aus dass die Wahrscheinlichkeit etwas oberhalb der offiziellen Werte liegt.

Wie siehst Du das?

Gruß,

CAH  

POS ist eigentlich die Bohrlochwahrscheinlichkeit, gerechnet über alle Bohrlöcher, die dazu benutzt wird um die Kosten eines Loches in Relation zu den erwareten CFs zu stellen.

NPV x POS
----------
Kosten x (1 - POS)

Die Kombination mit dem P50-Quantil einer Montecarlo-Simulation ist m.E. methodisch nicht ganz sauber.

Kunen1 wird m.E. mit sehr hoher Wahrscheinlichkeit auf Öl stoßen, weil die an der tiefsten Stelle der Wanne bohren werden und man direkte Anzeigen festgestellt hat. Das sagt aber noch nichgts aus, wieviele Löcher notwendig werden und wie viele davon rentabel sind. Das hängt entscheidend von der Porösität des Gesteines ab. Siehen auch den Beitrag Nr. 153, in dem ein Physiker von Schlumberger beschreibt, wie Ressourcen gemessen werden.  

Danke für die Antwort, aber die Aussage geht etwas an der Frage vorbei.

Das erste Problem was es zu lösen gilt, ist die Wahrscheinlichkeit mittels Explorationsbohrung einen direkten Hinweis auf nutzbare CxHy Reserven zu stoßen.

Es wäre unrealistisch von Wahrscheinlichkeiten von p=0,5 und größer auszugehen...

Im übrigen sind mehrere Bohrungen nicht statistisch unabhängig voneinander.

Es ist außerdem nicht trivial H2O von CxHy zu unterscheiden, solange man keinen unmittelbaren Zugriff hat.

Gruß,

CAH  

das sehe ich auch so, denn mehr als die Hälfte aller Drills dürften nicht rentabel sein.

Zu beachten ist ferner, dass die POS die Rentabilität abbilden soll und daher auch die Preiskomponente einbezieht. Die POS ist also nicht so was wie eine Fundwahrscheinlichkeit.

Das ändert aber nichts an der Tatsache, dass Kunene Nr. 1, auf das sich alle fokussieren, m.E. eine sehr hohe Erfolgswahrscheinlichkeit als hat. Ein Umstand der so manchen Trader auf den falschen Weg führen kann.

Ansonsten könnte die Struktur nicht nur H2O sondern auch Gas führen. So was ähnliches hat NSAI in seinem Gutachten auch ausgeführt. Öl oder Gas, das war nach meiner Erinnerung eine aufgeworfene Frage.  

Nur zur Klarstellung: Mit CxHy bezeichne ich alle Kohlenwasserstoffe (also Erdöl und Erdgas)

Gruß,

CAH  

Das war im Grunde genommen klar. Nur ergäben sich dadurch auch unterschiedliche ERFOLGSwahrscheinlichkeiten, je nachdem was man findet.

Wie schon bei der Simulation lässt das NSAI-Gutachten hier im Grund genommen alle Fragen offen. Die Frage woher der Input für die Erfolgswahrscheinlichkeit stammt, würde schon einen wesentlichen Schritt weiter bringen. So weit ich weiß, existieren da irgendwelche Datenbanken. Aber 1711 ist eine bislang ungebohrte Struktur.  

Ich denke nicht, dass wir – mit unserem beschränkten Einblick – derzeit in der Lage sind, ausreichend Licht ins Dunkel zu bringen.

Zum Thema Erfolgswahrscheinlichkeit liest man zwar bisweilen die erstaunlichsten Dinge. Bspw. hat Urlaub2 von einem sagenumwobenen Spezialschiff berichtet, das mit 100 %iger Treffergenauigkeit das Vorhandensein von Öl-Gas-Ressourcen feststellen kann.

Zwar kann man mit Hilfe von exotischen Partikeln und sog. Muon-Detektoren selbst größte Strukturen durchleuchten. Im sog. Gantenbrink-Schacht muss aber dennoch gebohrt werden, um hinter die letzten Geheimnisse zu kommen.

Und was 90 %ige Trefferquoten bei näherer Betrachtung manchmal wert sind, das haben wir mittlerweile ebenfalls gelernt.

Warten wir mal ab, ob die überarbeitete Seimic, die EnerGulf  wohl diese Woche präsentieren will, bessere Erkenntnisse bringt. Angesichts der 10 Millionen USD, welche bisher allein dafür aufgewandt wurden, sollten die Erwartungen nicht zu tief angesiedelt werden. Zumal Schlumberger über die beste derzeit erhältliche Technik verfügt.

Letztendlich wird es aber immer darauf ankommen, wer sich welches Spiel leisten kann. Die tollkühnen und Mutigen knacken den Jackpot, oder gehen leer aus.

Und interessierte Zuschauer, wie dieser "Rentner", werden entweder gelb vor Neid anlaufen oder mit Freudensprüngen das Spielfeld verlassen.

 

ist es mitlerweile schon ausgelaufen/ gar angekommen ?  

zwischen dem 20. und 25.2.2009
Bohrdauer etwa 60 Tage für Nr. 1 mit Verlängerungsoption für ein zweites Well  

Das schiff ist eine uralte gurke,war ursprünglich als Eisbrecher konzipiert :