Werde ich damit Multi-Millionär?

werden Ergebnisse solcher Verfahren in den offiziellen und staatlichen Reporten der US Regierung als Reserven ausgewiesen. Allerdings muss man zugute halten, dass seit Anwendung dieser Verfahren die Erfolgsquoten bei den Explorationen bei 80 – 100% liegen.  Allerdings können dann immer noch die technische Machbarkeit und die fehlende Wirtschaftlichkeit einer Produktion entgegenstehen. Zu diesen beiden Risiken werde ich weiter unten im Zusammenhang mit Tag Oil noch Ausführungen machen.
Auch für das Taranaki Becken gibt es solche Berechnungen. Diese werden für „conventional“ und „unconventional“ Exploration getrennt ausgewiesen. Unter "conventional" bezeichnet man die Fälle, wo nach einer vertikalen Bohrung das Öl (oder auch Gas) von selbst oder mit Hilfe von Pumpen aus dem Boden gefördert wird. So hat bis vor 10 Jahren die Ölförderung funktioniert. Leider ist die Zahl der Öllagerstätten, die auf diese Weise ausgebeutet werden können, endlich. Als „unconventional“ bezeichnet man solche Vorkommen, die durch diese herkömmliche Herangehensweise nicht ausgebeutet werden können.  Bekannt sind die sogenannten „shales“  - Ölschiefer, die aber auch sehr häufig Gas enthalten. In Nordamerika gibt es einige große shale Vorkommen, die überraschend dafür gesorgt haben, dass die USA vermutlich auf über 100 Jahre genügend Gas haben. Die Besonderheit bei den unkonventionellen Vorkommen ist, dass das Öl (oder Gas) sich in kleinen Hohlräumen einer Gesteinsschicht verbirgt. Um an diese Vorkommen zu gelangen, wurde die horizontale Bohrtechnik entwickelt. Bei dieser werden nach Erreichen der geplanten Bohrtiefe horizontale Seitenarme in die Gesteinsschichten gebohrt und mit Hilfe unterschiedlicher Technologien die Gesteinsformationen aufgeknackt, um Öl oder Gas zu befreien. Diese Technik nennt man „fraccing“. Benutzt werden dabei entweder Kohlendioxid oder Fraccing-Flüssigkeiten, aus der jede Gesellschaft ein Geheimnis macht. Böse Zungen behaupten, dass der Grund hierfür sei, dass Zusätze benutzt werden, die schädlich für die Trinkwasserqualität seien. Ob und wie erfolgreich das horizontale Bohren ist, hängt in erster Linie von zwei Faktoren ab. Einmal davon wie porös die Gesteinsschichten und zum anderen wie leicht (und dünnflüssig) das Öl ist. Ist Gestein sehr dicht zB kleiner 12%, dann kann es zwar Öl geben; aber es ist kaum möglich, so viel zu fördern, dass das wirtschaftlich interessant ist. Genauso gilt, dass schweres Öl nicht so gut fließt und auch bei Einsatz thermischer Verfahren schwerer herauszulösen ist als leichtes Öl. In Nordamerika werden inzwischen über 40% aller Explorationen mit horizontalen Bohrungen angegangen. Diese kosten ungefähr 4 mal so viel wie vertikale Explorationen.
Beim unkonventionellen Öl muss man sich auch über einen weiteren Punkt im Klaren sein. Die angegebenen Ölreserven sind nur eine statistische Angabe. Sie werden mit OOIP bezeichnet (Original Oil in Place). In den meisten Ölschiefern können mit den derzeit angewendeten Verfahren hiervon nur 10-15% gefördert werden.      
Mit diesem Vorwissen belastet, könnt Ihr versuchen, die geschätzten Reserven von Tag Oil zu bewerten:
Im Taranaki Basin:
Konventionell in Barrel:  12.961.000 (LC) 19.062.500 (BC) 25.164.000 (HC)
Im Ostküstenbecken:
Konventionell in Barrel:  1.316.000.000 (LC) 1.736.000.000 (BC) 2.513.000.000 (HC)
Unkonventionell in Barrel:  4.022.263.000 (LC) 12.654.778.500 (BC) 39.835.707.000 (HC)    
Angenommen es tritt der Low Case ein und 12,5% der unkonventionellen Reserven ließen sich fördern, dann wären das rund 500 Millionen Barrel. Wenn man diese auf 20 Jahre verteilt (das ist ein sehr hoher Wert), dann käme man(in x Jahren) auf eine Tagesproduktion von 68.500 Barrel. Eine Bewertung von $50.000/Barrel Tagesproduktion wäre sehr konservativ. Der Unternehmenswert beträgt dann 3,5 Mrd $. Da ich ca 0,1% der Aktien habe, entfallen auf mich dann über 3 Mio. $.
Das ist natürlich eine Milchmädchenrechnung. Denn es kommen natürlich noch Investitionen und Explorationen, die finanziert werden müssen und die von mir zu Grunde gelegten Zahlen enthalten viele „Wenn“. Da kann es Abweichungen nach unten (wie auch nach oben) geben. Insbesondere wird  durch Kapitalerhöhungen die Zahl der Aktien steigen. Aber einige Leute, die einen Ruf zu verlieren haben, sehen in Tag Oil eine Aktie, die das Zeug hat, ihren Kurs zu verhundertfachen.      
Hier noch ein paar ergänzende Angaben: die Porosität ist günstiger als in den nordamerikanischen Shales und das Öl ist sehr leicht (und damit flüssig). Mehr in Kürze.

Meanwhile, onshore activity continues in Taranaki and elsewhere – from preliminary land surveying for future seismic surveys to more development drilling.

Todd Energy’s new $42 million Bentec Euro Rig 450t started its first well, Mangahewa-16 at the Mangahewa D wellsite on February 11 and is likely to reach the total deviated target depth, of up to 5500 metres, before the end of the month.

And the Canadian listed juniors TAG Oil, East West Petroleum and New Zealand Energy Corp continue their respective onshore exploration and development programmes around Taranaki, as does UK-listed Kea Petroleum.

TAG and East West should start their first well near Wharehuia, Southern Cross-1, by the end of the March, while TAG alone should start hydraulic fracturing the more southern nearby Cardiff-3 deep gas well, beginning with the perforation of the K3E sands, the deepest of three potential test zones within the Eocene-aged Kapuni Group Formation, before the end of the month.

As well as now producing light, high-quality oil from nine wells in its onshore Taranaki licences, NZEC is also preparing four further wells for future production.

It has completed workover activities on Waitapu-2 and that well should be starting production, with testing of the resultant hydrocarbon flows, from mid-March. Waitapu is NZEC’s second discovery after its initial Copper Moki find in licence PEP 51150 (Eltham).

NZEC and joint venture partner L&M Energy are continuing investigating ways to bring some virtually abandoned wells, plus others, back to full production in the nearby Tariki, Waihapa, Ngaere (TWN) licences.

They have identified cost saving opportunities at the Waihapa-8 well and are installing a dedicated downhole pump for artificial lift, heating gas at the wellhead and using existing gas lift. Increased production from this well is expected from late March. If successful, this should result in savings of approximately NZ$400,000 per annum.

The TWN partners are also evaluating bringing back production from the Tikorangi Formation at the virtually abandoned Waihapa-1B well. An uphole completion in the shallower Mount Messenger Formation is also possible. Artificial lift facilities are also being installed at the Waihapa-2 well, with production from the Mt Messenger Formation anticipated by April.

In addition, the TWN joint venture has entered into an agreement with an un-named gas marketing “counterparty” to transport gas along a section of the TWN gas pipeline for four years, with a five-year right of renewal. This is expected to generate between NZ$0.5-2million of revenue per year.

And two senior NZEC executives – Ian Brown, head of Wellington subsidiary Ian Brown & Associates, and Bruce McIntyre, Canadian company president -- have taken early retirement, though McIntyre will remain on the NZECC board and Brown will act as an advisor.

This cost-cutting exercise is in addition to country manager and industry veteran Chris Bush resigning to be effectively replaced by Petroleum Exploration and Production Association of New Zealand chief executive David Robinson from May.

Finally, Kea Petroleum is making more money, though it still struggles sometimes with Taranaki’s complex geology.

The company saw a huge improvement in revenues for the half-year to November 30, 213, which spiked to £1.2 million (almost NZ$2.4 million) from only £382,000 for the corresponding previous six months. Gross profits climbed to £739,000 from £180,000.

But it says that evaluation of the results of last year’s 3D seismic survey of its Puka discovery, shows both the Puka-1 and 2 wells were drilled on the edge of the channel fairway. Future wells will now aim to drill for better sands in the main channel.

Kea is still interpreting 3D data from the Mercury Prospect in the northern onshore-offshore licence lease PEP 52333 where it still wants to drill later this year, while it wants a work programme extension for its more remote northern onshore-offshore licence PEP 381204 where it drilled the Mauku-1 exploration well.