Block 1711 A/B
Lage:
Block 1711 ist 8931 km2 groß und befindet sich im Namibe Basin, das vor Namibia und Angola verläuft.
Die beiden bis dato identifizierten Prospects "Kunene" und "Hartmann" stellen geologisch verwandte Strukturen dar, das Zielreservoir ist gleich alt. Ein Fund bei Kunene erhöht stark die Chancen bei Hartmann. Kunene wurde durch 650 km2 seismische 3D-Untersuchungen definiert, das 343km2 große Hartmann-Prospect ist 2D definiert und ca. 6fach so groß wie Kunene. Kunene liegt etwa 60km von der Küste entfernt. Der nächste große Hafen in Namibia ist in Walvis Bay.
Potenzial Block 1711:
Es liegt ein unabhängiges Gutachten (NSAI Prospective Report) aus dem Jahr 2006 nach kanadischer Norm NI 51-101 vor, welches das Potenzial der Ressourcen mit bestimmten Wahrscheinlichkeitsgraden (P10, P50, P90) aufzeigt.
Demnach könnten bei P 50 (= mittlere Wahrscheinlichkeit) im 1711-Oil-Case-Szenario 3,2 Mrd. Barrel Erdöl und 16,6 TCF Erdgas liegen. Geplante Zeitschiene für eine mögliche Produktion von Block 1711 ist 2014 bis 2035.
Historie Block 1711:
Die Lizenz für Block 1711 hatte früher der US-Ölkonzern Vanco und obgleich das Potenzial erkannt und der Block seismisch untersucht wurde, konnten keine Partner für das Projekt gewonnen werden und die Lizenz musste abgegeben werden. Damals stand der Ölpreis bei lediglich 30 USD, auch im Bereich der Technik hat sich seit dieser Zeit viel getan.
Energulf hatte sich die Beratertätigkeit des damaligen Vanco-Geologen und Ex-Chevron Mannes Dr. Bill St. John gesichert. Dieser sagte über 1711: "Block 1711 contains the most attractive undrilled structure that I have seen in over 40 years of exploring for oil and gas internationally"
Aktuelle Anteile/Partner:
Energulf hat eine 10% Beteiligung (working interest) an Block 1711 und ist seit September 2010 nun auch vorübergehend Operator des Blocks, nachdem der bisherige Operator Nakor die Zeitvorgaben für die Auswertung nicht erfüllt hat.
Weitere Projektpartner sind PetroSA, die staatliche südafrikanische Ölfirma (10% working interest), der staatliche namibische Ölkonzern Namcor (7% carried interest) und UNX Energy Corp. hält über eine BEE-Tochterfirma einen 2,7% carried interest, d.h. eine Art stille Beteiligung bei der keine operativen Kosten anfallen.
Größter Anteilsinhaber bleibt -auch nach dem Verlust des Status als Operator- die Fa. NAKOR Investments Limited (70% Anteil), eine Tochtergesellschaft der russischen SINTEZ Group aus Moskau, welche die Anteile von der Sintez Tochter Sintezneftegaz Namibia Ltd. übernommen hat. Diese war für die erste Bohrung im Jahr 2008 (Bohrung Kunene#1) noch als Operator zuständig. Nakor trägt bislang alleine die Kosten von UNX und Namcor.
Bis zum 31 August 2010 hat Energulf 12,014,421 Mio. CAD in das Projekt investiert.
Bohrergebnisse Kunene#1:
Erst Juli 2009 wurden erste Bohrergebnisse offiziell gemacht von der namibischen Regierung, die vorher eine Auskunftssperre verhängt hatte (tight hole): Laut PetroAlliance Service Co. Moskau, einer Tochterfirma von Schlumberger, könnte alleine die geteste untere 50m Zone zwischen 4,698 m – 4,748 m eine potenzielle Gasressource von bis zu 14 TCF enthalten. Das Gutachten ist jedoch nicht NI-Standard konform. Das Gasvorkommen soll nicht kommerziell sein auf Grund der Verhältnisse der Strukur an der dieser Stelle.
Weitere Ergebnisse wurden seitdem nicht bekannt bzwö liegen nicht vor. Weder von der oberen 228m Gaszone, noch wurde etwas über das das Ölpotential des Blocks bekannt. Öl könnte sich in einem tieferen Bereich befinden. Die Bohrung wurde bei 5052m auf Grund von techn. Schwierigkeiten gestoppt. Eigentliche Zieltiefe dürfte ca. 5500m gewesen sein.
SINTEZ testete im Anschluss an die Bohrung die untere Zone auf ihre Kommerzialität. Energulf stieg aus dem Test dieser Zone aus. Man sicherte sich aber eine Option, für die doppelte Gebühr im Erfolgsfall in diesen Test wieder einsteigen zu können, sollte diese eine Zone tatsächlich für eine Förderung aus Kunene#1 geeignet sein.
Hintergrund: Bei einer sog. Wildcat-Bohrung (ungebohrten Struktur) ist es eine Ausnahme, dass man aus einem ersten Bohrloch direkt fördern kann. Der Zweck einer solchen Bohrung ist ein anderer (Explorationsbohrung).
Die Wirtschaftlichkeit hängt allerdings nicht nur von der Größe/Menge des Vorkommens ab, sondern eben auch von der Qualität und dem Umfeld (Speichergestein, Druckverhältnisse etc.).
Kosten Kunene#1:
Die gesamte Bohrung zog sich sehr in die Länge und soll über 100 bis zu 140 Mio. USD gekostet haben, nachdem man vorher mit ca. 60 Mio. gerechnet hatte.
SINTEZ ist durch die Wirtschaftskrise und fallende Rohstoffpreise unter Druck geraten, außerdem der deutsche Versorger RWE aus einem gemeinsamen Stromprojekt (TGK-2) ausgestiegen, so dass sich Schulden von mehr als 1 Milliarde USD angesammelt haben sollen. SINTEZ benötigt daher dringend Gelder/Investoren.
Work program 2010/2011:
Juni 2010 fand ein Meeting der JV-Partner in Namibia statt, hier wurde beschlossen sofort mit der vollständigen Auswertung der Bohrung Kunenen#1 zu beginnen, nachdem diese Auswertung lange Zeit gestoppt war und nicht alle Daten erhalten werden konnten von beauftragten Firmen (auf Grund der finanziellen Probleme von Sintez). Sintez verzögerte jedoch auch diese Auswertung wieder und verlor draufhin den Operator-Status. Energulf lässt als Operator nun aktuell die Bohrergebnisse vollständig auswerten, mit einem Resultat ist für Anfang 2011 zu rechnen.
Die Ergebnisse sollen dazu dienen das nächste Bohrziel zu identifizieren, weitere Seismik zu planen/erheben und Kunene oder andere Prospects (insbesondere Hartmann) weiter auszuwerten. Möglich ist auch noch ein Wiedereinstieg in Kunene#1, d.h. man bohrt tiefer. Derzeit suchen Energulf und Sintez mit Unterstützung der namibischen Regierung einen Partner, der einen Großteil der Anteile von Sintez/Nakor übernimmt.
Mit einer Bohrung ist frühestens Ende 2011 zu rechnen, im 2. Jahr der Lizenzphase.
Laufzeit Lizenzphase 2: 01.04.2011- 31.03.2012.
Hintergrund Offshore Namibia
Der offshore Bereich von Südwest-Afrika besteht aus 4 großen Sediment-Basins, von Nord nach Süd verlaufend sind dies das Namibe, Walvis, Luderitz und Orange Basin. Offshore Namibia ist noch wenig exploriert, es wurden überhaupt erst 9 Bohrungen durchgeführt, 5 davon im Kudu Gasfeld. Erst 2 mal wurde tiefer als 500m gebohrt. Das Interesse ist jedoch zuletzt stark gestiegen und verschiedene Öl-Multis haben hier Lizenzen erworben (u.a. Petrobras, Gazprom, Tullow Oil, Itochu, Arcadia, HRT). Eine Offshore Bohrung in der Region kostet mind. 50 Mio. USD pro Bohrloch. Eine Förderung dürfte kommerziell lukrativ sein bei Ölpreisen von ca. 60 USD pro Barrel und einer Feldgröße mind. im unteren dreistelligen Millionen-Barrel-Bereich.
Geologisch weist Offshore Namibia eine ähnliche geologische Struktur und Petroleum System auf, wie Offshore Brasilien (Petrobras-Funde z.B. Ölfeld Tupi), jedoch sind dort die Vorkommen unter einer dicken Salzkruste eingeschlossen, was in Namibia zumindest größtenteils nicht der Fall sein dürfte. Dies erleichtert die Exploration und Förderung, wenngleich auch in Namibia teilweise große Tiefen überwunden werden müssen.
(West-)Afrika und Südamerika haben angefangen sich durch den Kontinentaldrift vor ca. 150 Mio. Jahren auseinander zu bewegen und waren einst ein Urkontinent (Gondwana).
Die Ölvorkommen in Brasilien liegen unter einer 200m (Santos Basin) bis 2000m (Campos Basin) dicken Salzkruste ("pre-salt layer"). Zumindest im Namibe Becken vor Namibia soll es auch eine Salzkruste in der Tiefe geben, wie auf der Internetseite des zuständigen Energieministeriums nachzulesen ist:
"The Namibe Basin has many structures and there is evidence to suggest that salt may have been present in places."
Die Kosten für die Förderung steigen mit der Dicke der Schicht und der Tiefe, wurden aber auch bei niedrigen Ölpreisen Anfang 2009 weiter forciert von Brasilien. Die brasilianische Petroleum-Agency rechnet bei den pre-salt-Projekten Brasiliens damit, dass diese auch bei einem Preis pro Barrel von 35 Dollar profitabel sind.
Öl&Gas-Infrastruktur Namibia
Ein Konsortium um Namcor und Gazprom ist neuer Mehrheitseigner des Kudu Gasfelds (Block 2814 A). Namibia will ab 2011 mit Hilfe der Gazprombank in Walvis Bay mit dem Bau eines 800 MW Gaskraftwerks beginnen. Über eine Pipeline soll das Kudu Gas dorthin transportiert und in Strom umgwandelt werden. Ein Teil des Stroms soll nach Südafrika exportiert werden. 2013/2014 könnte das Gaskraftwerk in Betrieb gehen. Die Energieversorgung in Namibia ist kritisch, es muss viel Strom importiert werden und der Bedarf wächst.
Der Bau einer Ölraffinerie ist ebenfalls weiterhin in Nambia (Walvis Bay) geplant, das Öl soll zunächst aus Nigeria importiert werden, bis eigene Vorkommen entdeckt und produktionsfertig sind.
Die brasilianische Fa. HRT Oil&Gas hält 100% an den Blöcken 2112B und 2212A und ist eine 100% Tochterfa. von HRT Petroleum, welche seit Oktober 2010 an der brasilianischen Börse Bovespa gelistet ist und 1,54 Mrd. Dollar bei dem IPO erlöste. Zuvor wurden bereits 275 Mio. Dollar bei Investoren Nordamerika gesammelt. Im Mai 2010 wurde dann -gemeinsam mit UNX Energy (40%) und Acarus Investments (20%) - der Einstieg offshore Namibias bei den Blöcken 2813A, 2814B und 2914A bekannt gegeben (40% Anteil). Bis 2014 will HRT 342 Mio. USD in Namibia investieren.
Namcor u. Partner Gazprom halten mittlerweile 54% an dem Kudu Gasfeld (Block 2814A). Nachgewiesene Reserven sind 1,4 TCF Gas. Das Potenzial dürfte jedoch um einiges höher liegen.
Kudu-Projektübersicht auf der Seite von Tullow-Oil (31% Anteil). 15% hält die Fa. Itochu aus Japan.