EnerGulf - Kunene, offshore in Namibia,
Seite 3 von 34 Neuester Beitrag: 12.04.10 17:25 | ||||
| Eröffnet am: | 04.06.07 22:30 | von: feuerblume | Anzahl Beiträge: | 841 |
| Neuester Beitrag: | 12.04.10 17:25 | von: mecano | Leser gesamt: | 141.945 |
| Forum: | Hot-Stocks | Leser heute: | 36 | |
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Nun, der sich gestern unter dem Druck von 300 Stück um 0,02 Euro „in die Tiefe bohrende“ Kurs wäre ein gutes erstes Thema gewesen, denn für eine schlüssige Hypothese dürfte es nicht reichen. Hoffen wir mal, dass hier nicht eine weitere Outlaw-Oase entsteht. Sich vorwiegend in „Outlaw-Threads“ aufzuhalten, ist schließlich nicht jedermanns/jederfraus Sache. Schlechter Umgang verdirbt schließlich den Charakter.
Und zum kanadischen Markt liegt auch kein zeitnaher Chart vor. Zwar könnte man es sich einfach machen zu auf den Punkt zutreffend, sagen, dass dieser Markt völlig illiquid ist, eigentlich nie liquide war. An einer Vielzahl von Tagen findet dort überhaupt kein Umsatz statt, an 80 % der Tage laufen 3 bis 4 Positionen. Ich könnte mich auch irren, uns es wären nur 76,334 % der Tage.
Ohne den Einsatz technischer Werkzeuge und grafische Unterstützung, ohne Analyse des Momentum, des MACD, der Bollinger Bänder, GAPS und Candle-Sticks, könnte es allerdings sein, dass diese Wahrheit kein Gewicht hat, weil sie zu banal ist.
Die Taschengeld-Aktionäre mit ihren 300-Stück leiden schließlich stark am erlebten Risiko und möchten wissen, ob nun bärisch divergente oder bullisch konvergente Signale aus Kanada gefunkt werden.
Joe Henri, derzeit noch POW (prisoner of war) in der „Gewalt“ des MOD, erwarte ich kurzfristig zurück. Hoffentlich noch in dieser Woche, denn die "Borharbeiten" müssen zeitnah kommentiert werden.
PetroSA joins EnerGulf in West Africa
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PetroSA has officially entered into the Joint Operating Agreement (JOA) for Block 1711 offshore Namibia. The other participants, including EnerGulf, had previously entered into the JOA.
Block 1711 is situated in the Namibe basin off the northern coast of Namibia along the international boundary with Angola. The two separate exploration prospects, the Kunene and Hartmann, have been identified by extensive modern seismic data on the 893,100-hectare (2.2million-acre) block. Moscow-based Sintezneftegaz is the operator with a 70% working interest (and carrying NAMCOR and BEE’s 10% interest). EnerGulf and PetroSA each have a 10% working interest.
The exploration work program calls for a four-year licence term with two, two-year renewal periods. There is a two-exploration-well commitment with the first exploration well to be drilled by the end of year two, being March 2008. EnerGulf's commitment for 10% of the costs over the first four years is $8.4-million (U.S.) with an additional $3.7-million (U.S.) commitment over both renewal periods combined.
The Kunene prospect is defined by a 650-square-kilometre 3-D seismic survey. The structure forms a four-way dip closure covering 82 square kilometres, with vertical closure of over 400 metres. A test well at Kunene would be expected to be drilled to a total depth of approximately 3,625 metres in approximately 900 metres of water, at a cost of approximately $21.2-million (U.S.) including testing and completion or abandonment costs.
The Hartmann prospect has been delineated by 1,085 km of 2-D seismic. It is identified as a stratigraphic trap with an area of 377 square kilometres and approximately 1,600 metres of vertical relief. A Hartmann test well is anticipated to be drilled to a total depth of approximately 3,500 metres.
The Kunene and Hartmann prospects' reservoirs are thought to be reef or carbonate bank buildup. Analogue reef-type oil and gas fields around the world include the Malampaya field (offshore Philippines), the Tengiz field (onshore Kazakhstan) and the fields of the Golden Lane trend (onshore and offshore Mexico).
As announced on September 8, 2006, EnerGulf Resources Inc. has received a Netherland, Sewell & Associates Inc. (NSAI) prospective resource assessment of the Kunene and Hartmann prospects. The report is in accordance with Canadian National Instrument 51-101 and other Canadian, United States and international standards. NSAI was engaged by EnerGulf to prepare the report in part as the due diligence basis requested by financing sources.
Further to the company’s news release of September 8, 2006, the NSAI report states that the Kunene and Hartmann prospects combined could contain over six billion barrels of oil.
Commenting for EnerGulf, Jeff Greenblum, Chairman of the Board stated, “With all participants fully signed on to Block 1711, we expect that work on the project will rapidly move forward, leading to the drilling of our first exploration well in Namibia. As we have continued with our review of the NSAI report and held discussions with financing sources and other outside parties concerning Block 1711, our opinion of this project as a world class opportunity continues to be further enhanced. Our capital structure compliments the high-impact potential of this project and we are excited to move forward with our other Block 1711 Exploration License participants.”
"The Kunene and Hartmann prospects' reservoirs are thought to be reef or carbonate bank buildup. Analogue reef-type oil and gas fields around the world include the Malampaya field (offshore Philippines), the Tengiz field (onshore Kazakhstan) and the fields of the Golden Lane trend (onshore and offshore Mexico)."
Malampaya, South China Sea, Philippines
The Malampaya field is located 80km off the coast of Palawan Island, in the Republic of the Philippines. In August 1998, Shell Philippines Exploration BV awarded Brown & Root a US$432 million design, procurement, fabrication, installation and commissioning contract.
The platform consists of a deck, supported by a concrete gravity sub-structure (CGS). The processed gas will be compressed and exported through a 504km pipeline to the Batangas onshore facility at Luzon Island, in the Philippines.
The condensate will be stabilised on the topsides, stored in the CGS and then exported to a shuttle tanker, through a catenary anchored leg mooring (CALM) system, located 3km from the platform. The design capacity of the integrated CGS and deck is 508 million ft³ gas and 32,800bbl of stabilised condensate per day.
The platform is located in water 43m deep and the deepwater subsea wells are at a depth of 850m.
TOPSIDES
The topsides were subcontracted to Sembawang Marine & Offshore Engineering (SMOE). This contract involved the fabrication, onshore commissioning and load-out of a three-level integrated deck, together with a living quarters module that can accommodate up to 44 people.
The topsides measure 40x90m in plan and reach 25m, from the base of the cellar deck to the helideck. The lower (cellar) deck, contains the major pumps, heavy wall vessels and workshops.
The middle deck (or production deck) contains the separation equipment and the electrical-control module. The equipment on the top deck (or weather deck) includes two export gas compressors, three power-generation gas turbines and a crane.
The initial operating weight of the topside is 13,000t. This equates to a loadout weight - excluding the transportation frame - of 10,000t and, as such, this will be the heaviest topside ever constructed by SMOE.
Fabrication of the deck commenced at Sembawang's yard, located in the north of Singapore, in June 1999 and is scheduled for completion and onshore testing by February 2001.
CGS
The topsides will sit on a concrete gravity sub-structure (CGS) - the first to be constructed in the Philippines. Brown and Root subcontracted the work to the Malampaya CGS Alliance, which consists of John Holland, Arup Energy and Van Oord ACZ, for the engineering, procurement, construction and installation of the structure.
The CGS consists of a rectangular-based caisson, measuring 112mx70m on plan and which is 16m high. It has four shafts extending 15m above water level, to provide support to a deck, with an operational weight of 13,000t. In addition to providing deck support, the CGS is used for temporary storage of up to 385,000bbl of condensate, produced from the subsea wells located 30km away.
The CGS subcontract will be the single biggest value subcontract placed by BRES, under its Malampaya platform contract. The CGS will be constructed in a purpose-built dry-dock, located in Subic Bay. In total, the CGS will contain some 66,000t of concrete, 7,100t of reinforcing steel and 600t of pre-stressing steel strands.
This CGS will be placed on a pre-prepared foundation to accommodate the unevenness of the seabed. This will involve placing 17,000t of rock, in 361 mounds, on the seabed. To allow access to the open sea, a channel 150m wide and 12m deep has been dredged.
After installation, 3,000t of rock was placed around the corners of the CGS for scour protection and 75,000t of iron ore was placed in the open cells.
In December 2001, an extended well test of the thin oil rim beneath the field initially yielded about 8,000 barrels of oil per day (bpd). The well test was performed by the Atwood Falcon drilling rig and Stena Natalita floating storage unit. It is also believed to be the deepest horizontal subsea well test undertaken in the world at a depth of about 850m.
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SPECIFICATIONS
The Malampaya field development diagram.
Schematic of the Malmpaya complex.
The mating of the integrated topside facilities and the gravity base structure of the Malampaya platform.
To ensure an even surface, 361 mounds of rock were placed, totalling 17,000t.
A channel 150m wide and 12m deep was dredged from Green Beach to Subic Bay.
The concrete gravity structure is permanently ballasted by placing 75,000t of iron ore in its open cells.
Rock dumping enables scour protection of the gravity structure.
Kazakhstan Fact Sheet
What We Do
Exploration and Production
Marketing and Retail
Community
Health, Environment and Safety
The Economy
Contacts
Chevron is Kazakhstan's largest private oil producer, with a 50 percent interest in Tengizchevroil (TCO) and a 20 percent stake in the Karachaganak Field.
The company is a partner in TCO's Tengiz Field, the world's deepest operating super-giant oil field, with the top of the reservoir at about 12,000 feet deep (3,657 m).
In December 2006, the Tengiz Field produced its billionth barrel of oil.
Chevron is the largest private shareholder in the 935-mile (1,505 km) Caspian Pipeline Consortium (CPC).
Through the Egilik program, Chevron has provided more than $59 million in support for community health, education and social infrastructure programs within the Atyrau Oblast since 1999.
From 1993 through 1997, the company sponsored the $50 million Atyrau Bonus Plan. This program, organized by TCO, supported a range of social infrastructure projects for the well-being of the Atyrau community.
Chevron also sponsors small-business, education, environmental, health care and cultural programs.
Chevron- and Texaco-branded lubricants are marketed throughout Kazakhstan.
In April 2003, Chevron opened a $20-million polyethylene pipe plant in Atyrau, the first such facility in Kazakhstan.
In 1993, Chevron became the first major Western oil company to operate in Kazakhstan.
What We Do
As Kazakhstan's largest private oil producer, Chevron holds important stakes in the nation's two biggest producing oil projects–Tengiz and Karachaganak. Both fields were discovered in 1979.
Chevron became the first major Western oil firm to gain a presence in Kazakhstan with the formation of the TCO partnership in 1993. TCO also is developing the nearby Korolev Field. Chevron holds a 50 percent interest in TCO.
TCO is undergoing a significant expansion composed of two integrated projects referred to as the Second Generation Plant (SGP) and Sour Gas Injection (SGI). At a total combined cost of approximately $6 billion, these projects are designed to increase TCO's crude oil production capacity from 300,000 barrels per day to between 460,000 and 550,000 barrels per day in 2008.
In 2001, Chevron–in conjunction with 10 companies and government partners – opened the 935-mile (1,505 km) CPC pipeline from Tengiz to the Black Sea port of Novorossiysk. A separate 24-inch, 400-mile (644 km) pipeline that links Karachaganak field to the CPC system at Atyrau began operations in 2003.
In 1997, Chevron legacy company Texaco acquired a 20 percent stake in Karachaganak, Kazakhstan's second-largest developed petroleum reserve.
Another Chevron initiative is the $20 million polyethylene pipe plant, opened in 2003 in Atyrau. The plant is the first such facility in Kazakhstan.
Chevron has been a strong supporter of programs that enhance the nation's human skills and social infrastructure. The company's efforts were recognized when it received the Best Social Partner 2005 award bestowed by the city administration of Almaty. Chevron was the only foreign company honored at the awards ceremony.
Exploration and Production
TCO's total production in 2006 averaged 291,000 barrels of crude oil per day (124,000 net). In 2008, TCO's output is expected to reach between 460,000 and 550,000 barrels per day.
This dramatic increase will be driven by two integrated projects: SGI and an SGP. At a total cost of about $6 billion, these projects are designed to virtually double TCO's total crude oil production. In addition, total natural gas production capacity is expected to increase from the current 470 million cubic feet per day to between 645 million and 745 million cubic feet per day. Natural gas liquids production capacity is expected to increase from the current 26,000 barrels per day to between 39,000 and 46,000 barrels per day. About one-third of the total natural gas produced from the expansion is expected to be reinjected into the reservoir.
In November 2006, TCO achieved an important milestone with the start of gas injection at the SGI project at the Tengiz Field. The initial test involved the injection of "sweet" gas (natural gas with the hydrogen sulfide removed) into the reservoir. The test was successful in establishing injection into the reservoir at rates and pressures in line with expectations. The SGI 1 sweet gas injection stage is designed to run for four to six months and will allow TCO to confirm system performance, to complete the training required for local personnel in the operation of this advanced technology and to provide additional information on the reservoir characteristics. The injection of sour gas is expected to begin during 2007.
The SGP involves the construction of a large processing train for treating crude oil and the associated sour gas. In additional to new processing capacity, the SGP involves drilling, deepening and/or completion of 55 production wells in the Tengiz and Korolev reservoirs to generate the volumes for the new processing train.
Karachaganak, operated by Karachaganak Petroleum Operating (KPO), is one of the world's largest hydrocarbon reserves. Chevron has a 20 percent share in the Karachaganak Field. In 2006, total production from Karachaganak averaged 201,000 barrels of liquids per day (38,000 net) and 765 million cubic feet of natural gas per day net of reinjection volumes (143 million net).
During 2006, Chevron and its Karachaganak partners moved forward with developing a project to add liquid stabilization capacity to increase the volume of condensate production processed into stable oil and exported to high-value world markets. The partners also continued to evaluate the next phase of development, the Phase III Expansion, which represents an opportunity to produce larger volumes of natural gas and liquids. This project is contingent upon the government's first securing a new commercial gas off-take agreement.
Marketing and Retail
Chevron has a 15 percent interest in the 935-mile (1,505 km) CPC crude oil export pipeline that runs from the Tengiz Field in Kazakhstan to the Black Sea port of Novorossiysk in Russia. CPC has 11 transportation agreements in place and transported an average of 664,000 barrels of crude oil per day in 2006, including 519,000 barrels per day from the Caspian region and 145,000 barrels per day from Russia. A planned expansion of the CPC pipeline, at an estimated cost of around $2 billion, is under discussion by the pipeline shareholders. This expansion is anticipated to increase capacity to 1.4 million barrels per day later in this decade. During 2006, TCO continued the construction of expanded rail car loading and rail export facilities from Tengiz to Kulsary, which is expected to be completed in 2007.
Chevron- and Texaco-branded lubricants are marketed throughout Kazakhstan.
In April 2003, Chevron opened a $20 million polyethylene pipe plant in Atyrau, the first such facility in Kazakhstan. The plant has state-of-the-art equipment and technology and can produce 15,000 tons per year of high-density polyethylene pipe.
Community
As a partner in TCO and independently, Chevron has been a strong contributor to community programs in Kazakhstan.
In 1999, TCO launched the Egilik (Kazakh for "benefit") program to support a range of community outreach efforts. Since then, TCO has allocated more than $59 million to meet community health, education and social infrastructure needs, including hospitals, university buildings, schools, gasification and power lines, upgrading of sewage systems, water supply, resurfacing of roads, and the beautification of buildings within the Atyrau and Zhylyoi region (home of the Tengiz Field).
The Egilik program supersedes TCO's five-year, $50 million Atyrau Bonus Fund, which sponsored social infrastructure projects such as health clinics, a local bakery, a boiler plant and new homes for flood victims.
TCO's other community initiatives include the funding for the relocation of Sarykamys village, which began in 2004 with the construction of new homes, schools and utilities in Atyrau and New Karaton, in the Zhylyoi Region. By the end of 2006 the relocation was completed, with more than 3,500 residents moving into their new homes.
TCO has also provided financial assistance to local entrepreneurs in such areas as agriculture, catering, and medical and community services. Since 1997, TCO has allocated more than $6.7 million to these small-business development programs.
TCO's educational sponsorships are wide-ranging, including equipping several schools in Atyrau and the Zhylyoi region with computer classes, supporting an applied economics seminar at Atyrau University, and funding school presentations on oil and gas and summer camp presentations on environmental issues.
In 2004, as part of Chevron's effort to promote economic development and entrepreneurship, the company established the first business incubation facility in Atyrau. This innovative project, which supplements other entrepreneurship programs in Atyrau, helps create a favorable environment for small businesses and startups. A joint project was supported by the United Nations Development Program, Chevron, the CitiGroup Corp. and local government. The business incubation initiative facilitates links between small service companies and manufacturing and other large companies.
Since 2004, Chevron has been carrying out a unique pilot vocational training project for children in the city of Almaty. Through this program, in 2006 more than 100 students between the ages of 14 and 17 years old from Almaty orphanage Number 2 and boarding school Number 8 learned professional skills in basic carpentry and furniture making, plumbing and pipe fitting, and construction, including interior completion and basic wiring.
Chevron initiated We Share the Planet Earth, a long-term umbrella program that includes the development and implementation of a nationwide environmental curriculum in the primary and secondary schools, an annual ecology art contest, a nationwide contest of practical scientific projects among high school students, and volunteer environmental actions.
Chevron also supports health care projects and cultural groups.
At Karachaganak, in western Kazakhstan, Chevron and its partners commit $10 million each year to a social fund that supports sustainable development projects in the areas of health, education, and environmental awareness and protection.
Health, Environment and Safety
Chevron is committed to protecting the environment wherever it operates in Kazakhstan. During pipeline construction, for example, CPC spent about $300 million for environmental protection. To minimize its ecological footprint, CPC used advanced fiber-optic sensing and monitoring systems, buried the entire length of the pipeline and drilled horizontally under riverbeds. Now at the operational phase, CPC employs X-ray inspection techniques and is acutely aware of environmental sensitivity in choosing sites of key mooring facilities.
At the end of 2006, the combined TCO employees' and contractors' days- away-from-work rate was 0.031 (incidents per 200,000 hours worked), an achievement that compares favorably with worldwide industry data.
Another safety milestone occurred in the spring of 2006, when the Chevron-operated polyethylene plant in Kazakhstan surpassed 300,000 hours worked without accidents. The plant, located in Atyrau, has had a perfect lifetime safety record since it opened in April 2003.
The Economy
Chevron's direct financial payments to the nation of Kazakhstan include employee salaries, purchases of goods and services from national suppliers, tariffs and fees paid to state-owned companies, and royalties paid to the government.
Overall, TCO's investment is expected to reach $20 billion over a 40-year period. From 1993 to the end of 2006, TCO's direct payments to Kazakhstan entities, including employees, reached $16.7 billion. In 2006 alone, those payments exceeded $4.3 billion. Kazakh citizens make up about 81 percent of the Tengiz workforce (up from 50 percent in 1993) and constitute more than 71 percent of its supervisors, managers and specialists.
At Karachaganak, new commitments in the period 2004-05 included more than 50 percent local resources, or $260 million of direct investment in Kazakh goods and services. This high level of local participation is possible because of the improved ability of local companies to provide goods and services and because of their status as preferred partners with foreign contractors servicing the field.
As Kazakhstan's largest enterprise, TCO supports the republic's efforts to increase the utilization of goods and services provided by Kazakh companies. In the past four years, TCO has spent more than $2 billion on goods and services purchased through Kazakh companies.
Chevron applies the most up-to-date equipment, technology, methods and expertise to its oil and gas business in Kazakhstan. The company applies all of its technologies with the goal of increasing reserves and production, accelerating development, and reducing costs. By adapting advanced downstream processing technologies to upstream applications, Chevron is ensuring that national workers are exposed to the latest developments in oil field operations.
In addition, select national employees receive opportunities to advance their professional training, either within Kazakhstan or within the United States.
Contacts
Chevron Eurasia Business Unit
CDC-1 Center, 8th Floor
240G Furmanov Street
Almaty, Kazakhstan 050059
Telephone: +7.327.298.0662
Fax: +7.327.250.5805
Resumes should be sent to: eurasiajobs@chevron.com
Revitalizing the Offshore Golden Lane: Development and Exploration Opportunities Raul Hernandez de la Fuente, Abelardo Escamilla Hernandez, and Raul Hernandez Martel. PEMEX, Exploracion y Produccion, Activo Integral Poza Rica Altamira, Poza Rica, Mexico, phone: (01782)82 61000 Ext 33553, rhernandezdf@pep.pemex.com The Onshore Golden Lane in eastern Mexico, was discovered in 1908 with the well San Diego de la Mar-1. So far, 24 fields of heavy oil have been developed, accumulating more than 1 BBOE. The well Isla de Lobos-1B proved in 1963 the offshore continuation of the platform margin. There are 8 developed offshore fields of light oil and associated gas, which have accumulated 0.217 BBOE. These carbonate rocks of the El Abra Formation are geologically related to the Cretaceous Tuxpan Platform. Reactivation of drilling activities in this oil province started with the Carpa-101 well drilled in 2002-2003. A horizontal side-track produced 4814 bopd through 3?4 inch choke. At present, the integration of 3D seismic, well logs and core analysis has lead to a better understanding of the Mesozoic stratigraphy of the Tuxpan Platform, the recognition of new plays in the Cretaceous slope deposits similar to the Tamabra trend of the Poza Rica field, Neocomian oolitic grainstones with interparticle porosity and Upper Jurassic oolitic grainstone with late dissolution porosity. The immediate future of the Offshore Golden Lane is in the development of Carpa and other undeveloped structures. With the drilling of new prospects that will evaluate the hypothetical plays additional to the traditionally producing El Abra Formation, we expect to increase the reserves of light oil.
http://www.offshore-technology.com/projects/.../index.html#malampaya5
So ein Projekt hat kein anderer Explorer. Und zu diesem Preis schon mal gar nicht. über 3000 Barrel bei einem geschätzten Preis von 100 USD!. Sintezneftegaz jedenfalls scheint vor Optimismus zu sprühen.
Kein Wunder, dass das US-Großkapital Schlange stand.
Angehängte Grafik:
namibia_by_sintez.jpg (verkleinert auf 65%)
namibia_by_sintez.jpg (verkleinert auf 65%)
Warum müssen das erst die Russen tun?
Hat das Management von Energulf ein Interesse an niedrigen Kursen, damit es seine Anteile billig aufstocken kann - oder auch der Rest der Finanzierung besser gelingt?
Wie das in Deutschland funktionieren soll, weiß ich allerdings auch nicht. Vielleicht gibt es da eine Cooperation mit einem der üblichen Pusher.
Zumindest wird sich Clive so manches Telefonat ersparen können.
Investor Relations Contract:
In April 2007 EnerGulf retained Progressive IR Consultants Corp., a company doing business as Progressive Investor Relations (“Progressive”) as its investor relations service provider. Progressive is a Vancouver based investor relations consulting company owned and managed by Kris Kottmeier. Pursuant to the terms of the service agreement entered into between Progressive and EnerGulf, Progressive will assist EnerGulf with the development and implementation of an investor and shareholder relations and communications program. Progressive will receive a monthly fee of $7,500 (cdn) for services rendered for a period of one year and may be terminated by EnerGulf without cause or penalty after an initial six month period. Pursuant to the Company's Stock Option Plan, EnerGulf has also granted to Progressive a stock option exercisable to purchase up to 120,000 common shares at an exercise price of $1.00
per share expiring on April 17, 2009, which will vest in stages in accordance with the policies of the TSX Venture Exchange.
Russian oil exploration firm, Sintezneftegaz said Friday it will invest US$80 million in oil exploration in Namibia expected to begin in the first quarter of 2008, raising fresh prospects that Namibia could contain oil deposits.
Sintezneftegaz is exploration for oil in Block 1711 in Namibia's Namibe Basin, one of the country's richest prospects for oil deposits.
The national daily, New Era quoted Sintezneftegaz group representative for Africa, Khalin Valentin Vladimiorovich, as saying that "Namibia will be an oil producing country", adding that the prospects for oil discovery were bright.
"There is oil here and I have already seen it," Vladimiorovich insisted.
More than 12 international oil exploration firms are exploring for crude in Namibia's waters.
Discovery of huge gas reserves years ago at Kudu gas fields has propelled the hopes of Sintezneftegaz that Namibia could contain oil deposits.
Government geologists maintain that the Angolan oil shelf from the northern parts of Namibia could run into Namibian waters.
Vladimiorovich said that the offshore geological characteristics where it is exploring for oil are similar to that of the northern sedimentary basins of Congo and Angola's Kwanza basins.
He said that Namibia's thirst for crude will be "satisfied for at least the next 20 years at today's requirements".
"What is important is that this will bring about a strong push for the economic development of particularly the northern parts of Namibia," Vladimiorovich said.
"Government said that the country needs oil and we hope the Russians (Sintezneftegaz) will find it first," Vladimiorovich added.
Sintezneftegaz will start reinterpreting earlier seismic 2D data before the end of this year in order to plan the drilling of the first well and determine the additional volume of exploratory work.
The firm will drill the first search and exploratory well on the Namibian shelf in the first quarter of 2008.
Vladimiorovich said that the US$80 million would be spread over the next four years.
Windhoek - 13/07/2007
Panapress
NACHRICHTEN
Öl-
Bohrfirm
en
vor Mega-Fusion
Houston. Die beiden riesigen Offshore-Bohrfirmen Transocean Inc. und Global-SantaFe Corporation schließen sich zusammen. Es entsteht der weltgrößte Offshore-Öl- und Erdgas-Bohrfirma. Die Gesellschaft wird als Transocean Inc. mit Sitz in Houston firmieren. Sie wird über insgesamt 146 Bohrinseln verfügen und ist mit rund 20 000 Mitarbeitern weltweit aktiv, darunter auch im Nahen Osten, der Nordsee und vor Afrika. Sie verfügt über einen Auftragsbestand von 33 Milliarden Dollar. Ihr Marktwert, einschließlich Verschuldung, wurde auf 53 Milliarden Dollar (38,7 Mrd Euro) beziffert. Im Rahmen der Vereinbarung erhalten die Transocean-Anteilseigner 33,03 Dollar in bar und 0,6996 Aktien der fusionierten Gesellschaft je eigenen Anteil. Die Global-SantaFe-Aktionäre erhalten 22,46 Dollar in bar und 0,4757 Anteile des neuen Unternehmens je Aktie.
24.07.2007 - 08:57:24 Uhr
HSH Nordbank
Frankfurt (derivatecheck.de) - Die Experten bei der HSH Nordbank blicken auf die aktuelle Situation am Ölmarkt und zeichnen die möglichen Entwicklungen vor.
Die internationalen Ölnotierungen wären auch in der vergangenen Woche nahe ihrer Rekordstände verblieben. Das Öl der Marke Brent erreichte nach Angaben der Marktbeobachter am letzten Montag ein Hoch von 78,40 US-Dollar, nur 3 Cents entfernt von seinem Allzeithoch. Der Korbpreis der OPEC-Ölsorten hätte am Donnerstag mit 73,23 US-Dollar sogar einen neuen Rekord verzeichnet. Die Notierungen wären unterstützt worden durch einen kurzzeitigen Produktionsausfall auf einem Ölfeld in Angola, überraschend rückläufige Lagerbestände in den USA und das unverändert kräftige Nachfragewachstum in China. Auch die vermehrte Befürchtung, die ansteigende Nachfrage der Raffinerien könnte die derzeit gut gefüllten Rohöl-Vorräte schnell aufbrauchen, wenn die OPEC weiterhin zögere, ihre Förderung zu erhöhen, habe die Preise getrieben. Sichtbar sei dies insbesondere am Kippen der Future-Struktur bei Brent von Contango hin zu Backwardation geworden.
Angesichts des Stimmungsumfeldes sind aus Sicht der Experten bei der HSH Nordbank weitere Tests der historischen Höchststände in den nächsten Tagen durchaus möglich und auch die Backwardation-Struktur an den Terminmärkten dürfte vorerst bestehen bleiben. Ein deutlicher Sprung über die alten Höchstpreise hinaus benötigt nach deren Einschätzung jedoch eine nochmals erheblich verschärfte Nachrichtenlage.
Für weitere Informationen zu den Terminen nutzen Sie bitte die Verlinkung im Text. Eine ausführliche Übersicht der Daten des heutigen Tages wie auch vergangener Veröffentlichungen finden Sie im Termin-Topic.
(24.07.2007/dc/a/r)
Natürlich soll nicht verschwiegen werden, dass aus dieser “Konkurrenz der Realitäten” regelmäßig Einwendungen kommen, die „irgendwie“ (!) einleuchten. Diese sind aber nicht neu sondern seit Jahrzehnten bekannt:
Lukács’ schwerwiegendstes Argument und somit der größte Angriff auf den Neopositivismus war, dass er die “sichtbare“ Welt, das “Konkrete“, das “Gegenständliche“, d.h. die Ontologie manipulativ vernichte. Dieser Neopositivismus erschiene so nicht einfach als “moderne Manipulation“ (etwa im Sinne der damals in Ost–Europa durchaus mit Faszination und Angst wahrgenommenen Kulturindustrie der sechziger Jahre), sondern als eine beinahe diabolische Machenschaft, durch welche der westliche Kapitalismus mit aller Entschlossenheit auf den real existierenden Sozialismus losschlage. Quelle: Endre Kiss “Zur Rekonstruktion der präsentischen Rationalität Mitteleuropas“ http://www.kissendre.hu/konyvek/...praesentistischenrationalitaet.doc
Orientiert man sich an der derzeit herrschenden Wissenschaftstheorie, kann man ohne wenn und aber feststellen, dass bei EnerGulf alle Fakten, deren man zu einer schlüssigen Hypothese bedarf, auf dem Tisch liegen. Einen besseren Erkenntnisstand kann man beim Rollout eines Explorers eigentlich gar nicht haben!
Diese Annahmen durch Exploration zu verifizieren (oder zu falsifizieren), ist ureigenster Zwecks eines Explorer und kann somit nicht ein Defizit der Hypothese selbst sein. Gegenteilige Aussagen stehen bei Ariva an der richtigen Stelle: Im „Outlawthread“.
Dass Dinge, die sich ihres Wahrheitsgehaltes bereits zum Zeitpunkt der Hypothese entleert haben, außen vor bleiben, ist selbstverständlich. Auf unbewiesene und nicht schlüssige Behauptungen gehe ich an dieser Stelle folglich nicht ein.
Auf irrelevante Sachen wie den Inhalt von Homepages oder historische Preisentwicklungen, die nicht infinitesimal verlängert werden können, weil sie an ein bestimmtes Ereignis gebunden sind, selbstverständlich auch nicht.
Auch wenn es mit der Diffusion und Adaption von Informationen etwas hapert (ohne Injektionen von Börsenbriefen, die Anlegern ihre Intention a la Russoil auf die Zunge legen, bedarf so etwas einer gewissen Zeit), kann der Firma bescheinigt werden, dass sie alles, was wesentlich war, richtig gemacht hat. Expertenmeinung!
Auf die Laienperspektive kommt es nicht an. Ein Investment in Explorern ist schließlich kein Wunschkonzert.
Nun ja, dennoch bin ich mir sicher, dass zumindest einige der bekannten Kombattanten zu gegebener Zeit auf der richtigen Seite stehen werden, will heißen, diese Chance zu allererst ausgemacht haben wollen. Mit „geradezu verheerender Präzision!“, sozusagen.
Natürlich soll nicht verschwiegen werden, dass aus dieser “Konkurrenz der Realitäten” regelmäßig Einwendungen kommen, die „irgendwie“ (!) einleuchten. Diese sind aber nicht neu sondern seit Jahrzehnten bekannt:
Lukács’ schwerwiegendstes Argument und somit der größte Angriff auf den Neopositivismus war, dass er die “sichtbare“ Welt, das “Konkrete“, das “Gegenständliche“, d.h. die Ontologie manipulativ vernichte. Dieser Neopositivismus erschiene so nicht einfach als “moderne Manipulation“ (etwa im Sinne der damals in Ost–Europa durchaus mit Faszination und Angst wahrgenommenen Kulturindustrie der sechziger Jahre), sondern als eine beinahe diabolische Machenschaft, durch welche der westliche Kapitalismus mit aller Entschlossenheit auf den real existierenden Sozialismus losschlage. Quelle: Endre Kiss “Zur Rekonstruktion der präsentischen Rationalität Mitteleuropas“ http://www.kissendre.hu/konyvek/...praesentistischenrationalitaet.doc
Orientiert man sich an der derzeit herrschenden Wissenschaftstheorie, kann man ohne wenn und aber feststellen, dass bei EnerGulf alle Fakten, deren man zu einer schlüssigen Hypothese bedarf, auf dem Tisch liegen. Einen besseren Erkenntnisstand kann man beim Rollout eines Explorers eigentlich gar nicht haben!
Diese Annahmen durch Exploration zu verifizieren (oder zu falsifizieren), ist ureigenster Zwecks eines Explorer und kann somit nicht ein Defizit der Hypothese selbst sein. Gegenteilige Aussagen stehen bei Ariva an der richtigen Stelle: Im „Outlawthread“.
Dass Dinge, die sich ihres Wahrheitsgehaltes bereits zum Zeitpunkt der Hypothese entleert haben, außen vor bleiben, ist selbstverständlich. Auf unbewiesene und nicht schlüssige Behauptungen gehe ich an dieser Stelle folglich nicht ein.
Auf irrelevante Sachen wie den Inhalt von Homepages oder historische Preisentwicklungen, die nicht infinitesimal verlängert werden können, weil sie an ein bestimmtes Ereignis gebunden sind, selbstverständlich auch nicht.
Auch wenn es mit der Diffusion und Adaption von Informationen etwas hapert (ohne Injektionen von Börsenbriefen, die Anlegern ihre Intention a la Russoil auf die Zunge legen, bedarf so etwas einer gewissen Zeit), kann der Firma bescheinigt werden, dass sie alles, was wesentlich war, richtig gemacht hat. Expertenmeinung!
Auf die Laienperspektive kommt es nicht an. Ein Investment in Explorern ist schließlich kein Wunschkonzert.
Nun ja, dennoch bin ich mir sicher, dass zumindest einige der bekannten Kombattanten zu gegebener Zeit auf der richtigen Seite stehen werden, will heißen, diese Chance zu allererst ausgemacht haben wollen. Mit „geradezu verheerender Präzision!“, sozusagen.
Es ist so teuer, wie seit zwölf Monaten nicht mehr: Ein Barrel Öl kostet mit 78,21 Dollar so viel wie zuletzt im Juli vergangenen Jahres. Der Preis für Öl hat sich damit in den vergangenen fünf Jahren fast vervierfacht.
Wien/Hamburg - Lange hat er allerdings nicht gehalten, der Rekordschlussstand: Kostete das Barrel Öl gestern Abend 78,21 Dollar, sank der Preis heute wieder. Im elektronischen Handel an der New Yorker Rohstoffbörse kostete ein Barrel (159 Liter) 77,75 Dollar, etwa 46 Cent weniger als gestern. Der bisherige Rekord-Schluss war am 14. Juli vergangenen Jahres mit 77,03 Dollar erreicht worden.
REUTERS
Ölbohrinsel im Arabischen Meer: Nachfrage steigt weltweit
Nordsee-Öl der für Europa wichtigen Sorte Brent verlor in London 48 Cent auf 76,57 Dollar, liegt aber damit auf ähnlich hohem Niveau wie US-Öl. Anfang 2002 hatte Brent nach Angaben des Hamburger Energie-Informationsdienstes (EID) noch bei etwa 20 Dollar gelegen. Damit hat sich der Preis für Nordsee-Öl binnen fünf Jahren fast vervierfacht.
Zu dem aktuellen Preisauftrieb bei US-Öl trug die Erwartung der Börse bei, dass sich die Lagerbestände in den USA in nächster Zeit deutlich verringern werden. Zu den maßgeblichen Akteuren an den Handelsplätzen gehörten Hedge-Fonds und andere spekulative Händler.
Allein in den vergangenen zwei Monaten sind die Rohölpreise damit um mehr als 20 Prozent gestiegen. Ursachen waren unter anderem Ausfälle in Raffinerien, Produktionskürzungen in Nigeria und in der Nordsee sowie Prognosen, wonach die globale Nachfrage das verfügbare Angebot bis Ende des Jahres übertreffen soll. "Neben den Fundamentaldaten spielen eben auch Spekulationen derzeit eine wichtige Rolle an den Märkten", sagte der EID-Experte Rainer Wiek in Hamburg. Es gebe vor allem in den USA Druck von der Nachfrageseite.
Zudem gibt es Befürchtungen an den internationalen Handelsplätzen, dass eine kräftige Hurrikan-Saison bevorstehen soll und die Förderung und Verarbeitung von Öl im verbrauchstärksten Land, den USA, beeinträchtigen könnte. Heute war der Ölpreis dann zunächst wieder gefallen, weil Händler die Gewinne vom Vortag einstrichen.
Das teure Öl wirkt sich schon seit Wochen auch auf die Spritpreise in Deutschland aus, wenngleich die Höchststände noch etwas entfernt sind. Für einen Liter Superbenzin müssen Autofahrer nach Angaben des Mineralölkonzerns Aral vom Mittwoch im Schnitt 1,35 Euro zahlen. Für den Liter Diesel werden etwa 1,16 Euro fällig. Der starke Euro schütze derzeit die Autofahrer in Deutschland vor noch höheren Preisen, sagte ein Aral-Sprecher.
sam/AP
1) Eine Prognose ist eine Hypothese auf einer niedrigeren Abstraktionsebene.
2) Quasi eine Aussage über eine mutmaßliche Entwicklung, die auf einem Status (also einer Analyse) aufgebaut ist.
3) Weil das so ist, gelten für eine Prognose die gleichen Anforderungen wie eine Hypothese, insbesondere muss sie widerlegbar (falsifizierbar) sein
4) Diese Anforderung ist nur dann erfüllt, wenn ihre Aussage eindeutig ist. So genannte siamesische Prognosen (es kann so oder so sein) sind keine Prognosen im wissenschaftlichen Sinne, weil sie nicht widerlegbar sind. Gleiches gilt für Prognosen, die in alle Ewigkeit gelten, also kein exakt beschriebenes Gültigkeitsdatum (Prognosehorizont) besitzen.
5) Am Gültigkeitsdatum - und nur dort - wird festgestellt, ob die Prognose ein Treffer wahr, oder ob sie fehlte. Das Wort Fehlprognose ist in seinem Inhalt nicht identisch mit dem Wortgebrauch "falsche Prognose".
6) Nach Ablauf des Gültigkeitsdatums können Prognosen nicht mehr wiederbelebt werden. Das würde einer Falsifizierbarkeit zuwider laufen.
7) Kursziele sind keine Prognosen, sondern - wie der Name schon sagt - das Ziel, welches die prognostizierte Bewegung treffen soll. Kursziele allein können daher keine Präzisionstreffer sein. Nur mit dem der Bewegung, können Treffer erzielt werden, niemals aber mit einem Ziel. Dass es auch bewegliche Ziele gibt, tut dem keinen Abbruch.
8) Wer keine echten Prognosen schreibt, kann auch keine Präzisionstreffer für sich in Anspruch nehmen.
9) Ein Kursziel wird üblicherweise aus einer Unternehmensbewertung ermittelt und sagt lediglich etwas über den Spielraum einer Bewertung. Die Nennung von Kursuzielen ist üblicherweise einer umfangreichen fundamentalen Analyse des Unternehmens und seiner Wettbewerber vorbehalten.
5) Eine fundierte Prognose setzt - wie schon gesagt - üblicherweise eine Analyse und (!) eine Dominanz einer Wahrscheinlichkeit über alle anderen voraus. Bei einer auf die Markttechnik gestützten Prognose wäre das zumindest eine Analyse der einschlägigen Indikatoren und eine Bewertung ihres Konkurrenzverhältnisses.
Ansonsten sehe ich momentan keine Ereignisse, die eine Neubewertung rechtfertigen könnten. Dass sich auch Energulf den Turbulenzen nicht entziehen konnte, war abzusehen. Denn im Grunde genommen gab es keine Aktie im Markt, die dies konnte. Selbst die kürzlich noch haussierende Apple.-Aktie steht derzeit rund 20 % niedriger als vor den Turbulenzen.
Ansonsten sollten meine weiter oben geposteten Hintergrundinformationen ausreichen, hinsichtlich jedweder Verlautbarungen die Spreu vom Weizen und hinscihtlich von Analysen die Analysten von Laienspielern zu trennen.
Bspw zeigt schon ein erster Überblick über im Raum stehende Aussagen, dass keine davon die geschilderten Voraussetzung einer Prognose (Falzifizierbarkeit, Eindeutigkeit, exakter Zeithoriozont) im betriebswirtschaftlichen Sinne erfüllt. Und zwar sowohl was die EnerGulf-Aktie als auch die von mir beobachtete Aktie von TCM betrifft.
Und wo nichts "Beachtliches" im Raume steht, also keine echte Prognose existiert, muss man auch nicht über damit verbundene Sachverhalte diskutieren.
The Sintez Group might be open for a takeover of the Sintezneftegaz company by Gazprom. Accoring to news reports, company director Yuri Fyodorovskii has written a letter to Gazprom CEO Aleksey Miller where he offers the gas giant a 50 percent pluss one share stake in the company.
According to newspaper Kommersant, which has a copy of the letter, Gazprom has not yet responded to the request. Several analysts say to the newspaper that the offer to Gazprom is the only way for Sintezneftegaz to keep its licenses.
The Sintezneftegaz company, which was established in 2001 and today is part of the Sintez Group, has the last years been under growing pressure from both federal officials and the bigger petroluem companies. The prime reason is the company’s exploration licenses to two promising offshore fields in the Barents Sea, the Pakhtusovskoe and the Admiralteyskoe.
According to official estimates, the Admiralteyskoe field contains 300 million tons of oil. According to the Sintezneftegaz company, the field also contains huge amounts of gas, perhaps up to 1,8 trillion cubic meters. The reserves of the Pakhtusovskoe field remain unknown.
A source close to Gazprom says the Sintezneftegaz company is likely to be sold for a symbolic price. According to Kommersant, the main owner of Sintezneftegaz, Mr. Leonid Lebedev, has confirmed his intention to sell out to Gazprom.
Pressure has mounted on Sintezneftegaz, after the Russian Agency on Sub-Soil Resources (Rosnedra) clearly expressed its intention to deprive Sintezneftegaz of its licenses in the Barents Sea. The agency last fall announced that it had decided to withdraw the licenses, but this decision was later declared illegal by a Moscow court.