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    Wie versprochen geht Strike Oil jetzt ab....schaut Euch mal die Charts an - 500 Beiträge pro Seite (Seite 7)

    eröffnet am 10.02.06 17:41:14 von
    neuester Beitrag 14.01.16 11:51:10 von
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      schrieb am 19.09.12 19:24:48
      Beitrag Nr. 3.001 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.620.295 von Pedro39 am 19.09.12 11:10:54Hi Pedro,

      Das ist das erwartete Resourcen-Update und 14,3 TCF net to STX sind wahrlich kein Papenstiel...

      Das ist eine weltklasse Resource und STX hat ein wirkliches Blue Sky Potential. Der Kurs wird weiter steigen, da bin ich doch sehr sicher. Jetzt gab es mit dieser News es ein paar Gewinnmitnahmen, but so what...

      Das nächste grosse Ding sind die Flowresults zu unserer EFS well (velleicht zuvor noch etwas zu unserer Permian-Basin well). Ich bin sehr optimistisch, was die nächsten Wochen und Monate für unsere STX betrifft...

      http://strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20120919%20-%2…
      Avatar
      schrieb am 19.09.12 19:49:16
      Beitrag Nr. 3.002 ()
      ... Und hier noch etwas sehr cooles von der sideline...

      Unser WA-460P JV-Partner WHL Energy berichtet, dass Shell wohl noch in diesem Monat Palta-1 auf den Weg bringt...

      Das wäre ein Ding, wenn wir hier noch auf einer Gold (Sorry Gas-) Grube säßen...

      http://www.whlenergy.com/IRM/Company/ShowPage.aspx/PDFs/1361…
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      Avatar
      schrieb am 20.09.12 08:34:10
      Beitrag Nr. 3.003 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.622.889 von gimo211 am 19.09.12 19:49:16The Australian Financial Revue berichtet heute über Shell's Palta well....

      Shell pays top dollar to drill well off WA coast
      AFR, Page 28 (Thu 20 Sep 2012) by Angela Macdonald-Smith

      Royal Dutch Shell, together with its Japanes partner Mitsubishi, is all set to drill in what could be the most expensive exploration well in Australia ever just west of the Nigaloo Reef in Western Australia. The oil major is bringing in one of the world's biggest rigs from Brazil to drill its controversial Palta-1 exploration well, and according to the owner of the rig, Noble Corportaion, Shell and Mitsubishi will pay them $US417,000 per day for the rig - not to mention the 17% "performance bonus". This compared to the $US290,000 the rig was hired out for while working in Brazil. At the rate the Shell venture is paying in Australia, just the use of the rig for the 80 days the well is expected to take will cost over $US33 million. Junior explorer WHL Energy, which owns a stake at the adjacent permit, estimates Palta to have at least 13.5 trillion cubic feet of gas.


      Offenbar lassen sich Shell und Mitsubishi das Drilling etwas kosten... Vielleicht war das der "Schachzug des Jahres" von STX, dass sie sich bei der letzten Ausschreibung um die direkt benachbarten Lizenz WA-460-P beworben haben (... Und cooler weise auch noch den Zuschlag erhalten haben...).

      Jetzt haben wir also zwei weitere spannende Themen Mitte Oktober (Testing von Big Ham Gas Unit -1H / Drilling von BHGU2H) und eben das Mega-Palta-Drilling mit Ergebnissen wohl etwa Mitte November...

      I like it
      Avatar
      schrieb am 20.09.12 14:21:47
      Beitrag Nr. 3.004 ()
      Hi gimo

      Ich bin natürlich auch sehr positiv gestimmt nicht nur auf die nächsten Wochen und Monate auch auf die kommenden Jahre.South cooper wird den Kurs positiv beeinflussen spätestens wenn kommendes Jahr die Flowtest beginnen und natürlich Bohrbeginn PEL 96.

      Aber ich denk trotzdem kurzfristig bringt uns nur Eaglford nach oben aber wie Du sagts mitte Oktober solls ja so weit sein. Dritte Bohrung soll ja auch schon anfang nächstes Jahr beginnen.

      Palta und Permbecken kann natürlich immer für Überraschungen sorgen.

      Also hoffen wir auf ähnliche Flowrats wie von Sanches energy das währ natürlich der Hammer.
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      Avatar
      schrieb am 21.09.12 08:55:30
      Beitrag Nr. 3.005 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.626.047 von Pedro39 am 20.09.12 14:21:47Das ist ja mal ein fetter Insider-Kauf...:eek:

      Tim Goyder kauft heute für knapp A$ 350.000 mehr als 1,6 Mio. Shares....

      http://strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20120921_Appen…

      Man erwartet offenbar gute Zahlen von BHGU1H oder ist inzwischen Beach am kaufen...?? (Meine derzeit größte Furcht, dass BPT das gleiche mit STX plant, wie sie es schon mit Adelaide Energy veranstaltet haben...)

      Insgesamt heute ein irres Volumen; Mehr als 9,4 Mio. Shares wurden heute gehandelt...

      Vielleicht sehen wir ja die 30 Cent vor den Flowrates... Bin gespannt...

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      Avatar
      schrieb am 26.09.12 07:54:08
      Beitrag Nr. 3.006 ()
      Hi Strikers

      Bis jetzt ca 5,5Mio Stücke gehandelt das auffallende daran ein Kauf von 4Mio zu 0,21Aud. Was könnte das uns sagen ein Insider kauft oder es kauft wirklich Beach Energy zu? Auf jedenfall stehen positive Nachrichten an.
      Avatar
      schrieb am 27.09.12 08:55:31
      Beitrag Nr. 3.007 ()
      ... alles on track und auch dir timings entsprechen den Erwartungen....

      fraccing von BHGU1H hat begonnen und results Mitte Oktober - ich bin so gespannt.....


      http://www.strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20120927_E…


      ... ich bin auch deswegen so gespannt, weil unser Director Tim Godyer weiter Shares kauft... :eek:

      Heute 1 Mio. für A$ 210.000 :cool:

      Hier das 3Y (Change of Directors interest) von heute:

      http://www.asx.com.au/asx/statistics/displayAnnouncement.do?…
      Avatar
      schrieb am 27.09.12 09:29:25
      Beitrag Nr. 3.008 ()
      Wirklich beeindruckende Insiderkaeufe. Kleine Korrektur - der obige Kauf war gestern.
      Avatar
      schrieb am 28.09.12 08:13:36
      Beitrag Nr. 3.009 ()
      ... Und der nächste dicke Insiderkauf....

      Nun hat auch unser Chairman Tim Clifton 500.000 STX @ 21 Cent bzw. A$ 105.000 gekauft...

      Warum haben diese Herrschaften ihre Positionen nicht vor 6 Monaten erhöht als STX zwischen 10 und 13 Cent pendelte...?

      Heute haben sie drei wesentliche neue Informationen:
      1. die logs und core results von BHGU1H
      2. der spud von Palta-1 durch Shell
      3. die Entscheidung von BPT für einen Flowtest von Davenport-1 im Frühjahr 2013

      ... Was auch immer unser Management dazu bewegt jetzt STX zu kaufen; für mich ist das eine ziemlich klare Botschaft...

      Personal disclaimer: da einige mich gefragt haben, wie ich mit PCL jetzt weiter verfahre. Ich werde nun doch meine PCL-Position auflösen und in STX umschichten. Auf PCL komme ich dann erst wieder im Läufe von 2013 zurück....

      Cheers
      Avatar
      schrieb am 30.09.12 10:22:56
      Beitrag Nr. 3.010 ()
      Na dann bin ich auch mal auf die ersten Flowrats von Bigham1 gespannt sollten sie wirklich um 1200Boed ausfallen und der 30 Tagedurchschnitt sollte das nochmal bestätigen gibts mit Sicherheit einen richtigen run auf STX. Und noch Bohrbeginn Bigham2 sind bis Jahresende bzw. Ende Januar 0,40 bis 0,50 Aud drin.

      Uns allen mal viel Glück.
      Avatar
      schrieb am 30.09.12 20:21:29
      Beitrag Nr. 3.011 ()
      Avatar
      schrieb am 01.10.12 02:53:36
      Beitrag Nr. 3.012 ()
      Der bisherige Wall bei 0.22 heute heftig umkaempft. Zur Zeit 0.22 Geld mit 750K und 350K Brief bei 0.225.

      Geld 0.22 nur eine einzige Position, Bid bei 0.225 9 Positionen.

      http://cb.iguana2.com/netwealth2/depth/stx
      Avatar
      schrieb am 01.10.12 15:27:06
      Beitrag Nr. 3.013 ()
      Noch nebenbei ich rechne eher mit 1400 bis 1500 Boed bei bigham 1.
      Avatar
      schrieb am 01.10.12 18:18:27
      Beitrag Nr. 3.014 ()
      wow, Pedro - das ist aber eine Ansage...

      Ich denke, alles um 600-800 bboe/d wäre schon super - 1.400 bis 1.500 wären wahrhaft eine Sensation...

      Nicht vergessen, bislang galt in unseren acres die EFS als nicht präsent.... wenn uns jetzt solch gute IPs gelängen, würde das den Wert der EFS-Position sofort mehr als verzehnfachen...
      Avatar
      schrieb am 02.10.12 13:38:02
      Beitrag Nr. 3.015 ()
      Mag sein, Pedro, dass Deine Erwartungen nicht unrealistisch sind...

      In Australien steigen die Erwartungen für Bigham ebenfalls... Offenbar hat sich unser Operator CEP äußerst optimistisch zu unserer Acreage geäußert und einen Vergleich zu PetroHawk's Acreage-Position in DeWitt County gezogen... Das wäre eine absolute Sensation... Es würde den Wert unserer acres im vollkommen andere Dimensionen führen...

      Die Spannung steigt... Innerhalb der nächsten vier Wochen wissen wie mehr...
      Avatar
      schrieb am 03.10.12 08:28:14
      Beitrag Nr. 3.016 ()
      Hi gimo,

      Mit ein bisschen Glück treffen sich unsere Erwartungen in der Mitte bei 1100BOE/d währ ja das schon der absolute Wahnsinn.

      Wünsch Euch allen nenn schönen Feiertag.
      Avatar
      schrieb am 03.10.12 12:08:18
      Beitrag Nr. 3.017 ()
      Morgen bin ich nochmal mit etwas über 180k Shares at 0,225 auf der Buy-Seite in Sydney... Vielleicht hilft das für einen guten Start in den Tag... ;)
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      Avatar
      schrieb am 03.10.12 20:26:23
      Beitrag Nr. 3.018 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.672.902 von gimo211 am 03.10.12 12:08:18Wow, gimo.
      That shows confidence.
      Avatar
      schrieb am 04.10.12 19:56:29
      Beitrag Nr. 3.019 ()
      Tja, in Frankfurt wird nur noch getaxt...

      Datum / Zeit Kurs Volumen
      04.10.2012  15:57:45 0,176 0
      04.10.2012  08:03:46 0,176 0
      03.10.2012  19:10:30 0,171 0
      03.10.2012  15:48:32 0,168 0
      03.10.2012  08:12:11 0,168 0
      02.10.2012  17:53:54 0,186 21.600
      02.10.2012  17:49:46 0,193 12.500
      02.10.2012  15:30:46 0,186 20.000
      02.10.2012  08:04:45 0,173 0

      ...ist das jetzt gut oder schlecht zu deuten?

      Geld 0,176
      Brief 0,187
      Zeit 04.10.1215:57
      Spread 5,88%
      Geld Stk. 22.800
      Brief Stk. 21.400

      ..dabei liegen Geld- und Brief-Stücke unwesentlich auseinander!
      Avatar
      schrieb am 04.10.12 20:07:31
      Beitrag Nr. 3.020 ()
      Hi Engerl

      Frankfurt ist nur einen Nebenbörse brauchst Du gar nicht beachten die Kurse werden in Australien gemacht und da schauts super aus.
      2 Antworten?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 05.10.12 10:46:50
      Beitrag Nr. 3.021 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.679.677 von Pedro39 am 04.10.12 20:07:31... das geht doch gerade alles seinen guten Gang mit unserem STX-Baby...

      Ordentliches Volumen und die 24 Cent geknackt... Gut so...

      Hilfreich war nun sicher auch der take over bid von DLS für den Nothern Cooper Basin tiddler Acer Energy (Die haben sog. "Western flank" conventional Assets im Cooper Basin, wo bislang BPT, COE und DLS äußerst erfolgreich waren plus non conventional / shale assets). Das hat mit Sicherheit die Spekulationen um STX befeuert...

      Es kommt jetzt einfach viel zusammen...:

      EFS er-rating
      Cooper Basin resourcen
      T/O Aktivitäten
      Palta Drilling seitens Shell
      Flowtesting und CSM-Potential im South Cooper Basin


      Ich hoffe, wir sind bereits in den 30ern, wenn wir die Flowresults von BHGU1H erhalten...
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 05.10.12 18:33:16
      Beitrag Nr. 3.022 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.681.589 von gimo211 am 05.10.12 10:46:50The Sydney Morning Herald



      http://www.smh.com.au/business/drillsearchs-acer-bid-could-s…


      Drillsearch's Acer bid could spark takeover boom

      October 5, 2012 - 10:46AM
      Richard Hemming


      Drillsearch Energy's $118 million bid for Acer Energy, which saw its price spike 36 per cent yesterday, could be the start of a raft of takeovers for other small cap oil and gas companies in the Cooper Basin.

      Acer would expand Drillsearch's presence in the region, which straddles the border of Queensland and South Australia, increasing Drillsearch's oil and gas reserves and resources by 69 per cent.

      The Cooper Basin could well be the sleeping giant of the oil and gas world, and there are some small caps in the sweet spot. The word to look out for is “fracking”, or hydraulic fracturing - the new technology key to unlocking the potential for “unconventional oil and gas production”.

      Many energy juniors have invested heavily in their fracking capability, which has led at least one veteran analyst in the sector to conclude that their day will come sooner, rather than later.

      Advertisement
      “If it works, many trillions of cubic feet of gas will be released," one analyst wrote. "You've got to think that there will be a breakthrough in shale potential over the next year, on a significant scale that turns these little companies into mega companies — or that they'll be taken over along the way.”

      On the intended takeover by Drillsearch of Acer, the analyst, who works for a major stockbroker and declined to be named, says that the offer price was mainly based on Acer's conventional reserves. If successful, “Drillsearch gets the shale upside for nothing,” he says.

      Under the Radar understands that multinational giants in the sector — Total, Shell, Statoil and Hess — are all watching the activity in the Cooper Basin closely.

      They would like access to any new substantial oil and gas resources opened up by unconventional means, which can be commercialised with relative ease, because the Cooper has underutilised infrastructure to process it (the Moomba gas plant) and transport it away (pipelines) from Australia's centre.

      The reserves of oil and gas from the wells that are conventionally mined have diminished in recent years. But where you have these conventional reserves, you also have source rocks. These are typically shale, which is where fracking comes in.

      Fracking involves horizontal and vertical drilling, and then fracturing the rock and pumping water and chemicals into it before sucking the oil and gas out. The technology, which comes from the US, has apparently developed markedly in sophistication and effectiveness in the past few years.

      Many of the share prices of the oil and gas juniors in the Cooper have been weaker in the past year, some having halved, after frustration about the slow pace of drilling results and lack of merger and activity in the region. Some big equity raisings by companies such as Beach Energy (BPT) and Senex Enegy (which is lucky enough to have the ASX code “SXY”) also haven't helped, diluting shareholders' interests at lower prices.

      The share price declines reflect more realistic expectations of the time frames, the risks and the rewards of the shale potential.

      The energy sector is one of the areas where there is good merger and acquisition potential, principally because the oil price is relatively strong, while other commodity prices have been falling. Although it has come off in the past two months, at $US88 a barrel, it is still more than three times where it stood in 2003.

      The recent oil price decline, if anything, probably encouraged Drillsearch to make its bid for Acer. It certainly gives it more chance of succeeding.
      Avatar
      schrieb am 09.10.12 00:04:38
      Beitrag Nr. 3.023 ()
      Update zu Palta-1 von WHL Energy:



      WHL ENERGY ANTICIPATING PALTA WELL SPUD

      Highlights:

       WHL Energy holds 1/3rd interest in highly prospective offshore permit
      WA‐460‐P;

       Palta‐1 exploration well expected to spud this week in adjacent

       An estimated 2.5 tcf of the Palta prospect is mapped to lie in WA‐460‐P.


      In response to numerous shareholder and market enquiries and continued speculation, WHL Energy Ltd (ASX: WHN) (WHL Energy or the Company) is providing an update on activities related to the WA‐460‐P exploration permit in which the Company holds a 33.3 per cent interest.

      Industry reports and field monitoring anticipate that the Palta‐1 exploration well, located in adjacent Exmouth sub‐Basin permit WA‐384‐P, will spud within the next seven to eight days.

      Mobile Offshore Drilling Unit, “Noble Clyde Boudreaux” ‐ which has been contracted by Shell to drill a test of the large Palta prospect ‐ is currently under tow and heading to the Palta‐1 site with two contracted support vessels.

      Palta‐1, which is expected to take approximately 60 days to drill in a water depth of 1350 m, is targeting the very large Palta prospect, estimated to contain upwards of 13.5 trillion cubic feet (tcf) of gas if hydrocarbons are in place.

      An estimated 2.5 tcf of the Palta gas is mapped by WHL Energy to be located within the WA‐460‐P permit, which was awarded to a consortium of WHL Energy, Strike Energy Limited and Cottesloe Oil & Gas Pty Ltd in November 2011.

      “There is growing interest from the industry and investors in the start‐up of drilling at Palta ‐ recently reported to be potentially one of the most expensive wells drilled in Australian waters to date,” WHL Energy Managing Director, Steve Noske said.
      Mr Noske added: “Thankfully for our shareholders, we are being taken along for this exciting ride at no cost.”

      Ends.
      Avatar
      schrieb am 09.10.12 07:39:04
      Beitrag Nr. 3.024 ()
      ... Sehr interessant.... Um ACN entwickelt sich nun ein "bidding war"....

      Inzwischen hat SXY einen 6% Stake platziert... Da kann man wirklich gespannt sein, wie das ausgeht: DLS vs.SXY ... Cool auch für uns, wenn Cooper-Basin-Player so begehrt sind... (regards to Wasa, der neben STX auch ACN hält... Gut gemacht!! ;) )


      http://asx.com.au/asxpdf/20121009/pdf/4297zlzdpp7cr7.pdf

      Zudem haben heute COE und BPT eine weitere konventionelle Discovery in ihrem prolific western flank Cooper Basin PEL 92 vermeldet.... Auch das sind letztlich für alle Cooper-Basin-Player Good News!

      ... Wäre schön, wenn wir heute in der Schluss-Auktion die 25 Cent einnehmen...
      Avatar
      schrieb am 10.10.12 01:20:47
      Beitrag Nr. 3.025 ()
      Avatar
      schrieb am 10.10.12 12:49:15
      Beitrag Nr. 3.026 ()
      Hallo Leute,

      in welche Kursregionen können wir eurer Meinung nach vorstossen, falls die Flowrates von Bigham im Rahmen der Erwartungen (600-1000boe/d) liegen?
      Avatar
      schrieb am 10.10.12 13:30:11
      Beitrag Nr. 3.027 ()
      Meiner Meinung nach sind 600Boe/d eher ne Entäuschung fürn Markt 1000Boe/d sind mit Sicherheit super könnten wir vieleicht die 30 Cent Marke erreichen.

      Noch ne kurze Äusserung 600 Boe/d währen super aber auf Grund mancher Geschehnisse sollte es mehr werden.
      Zukauf von Aktien der Vorstandschaft
      Das beschleunigte Bohrbrogramm von Sanchez Energy
      EFS acres wurden ja auch laufend erhöht

      Aber ich bin ja e eher der Optimist.
      Avatar
      schrieb am 10.10.12 13:34:46
      Beitrag Nr. 3.028 ()
      sorry für manche Schreibfehler habs immer eilig
      Avatar
      schrieb am 12.10.12 16:59:06
      Beitrag Nr. 3.029 ()
      Wenn ich mir das Update von NFR Energy zu Berckhoff 1H anschau sollte ich meinen Erwartungen zu Bigham 1 gewaltig zurück nehmen.

      Warten wir halt noch 2 Wochen dann sollte ich klüger sein.
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 12.10.12 17:33:49
      Beitrag Nr. 3.030 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.707.342 von Pedro39 am 12.10.12 16:59:06Das wird genau so ein Flop, wie alle anderen Klitschen in dieser Region!
      Avatar
      schrieb am 12.10.12 18:09:05
      Beitrag Nr. 3.031 ()
      Dazu sag ich jetzt mal garnix.....!!!
      Avatar
      schrieb am 14.10.12 17:31:16
      Beitrag Nr. 3.032 ()
      The Australian zu Palta-1

      http://www.theaustralian.com.au/business/opinion/energy-juni…


      Energy juniors cheer Shell's $60m gas drill off WA

      BY:BARRY FITZGERALD From:The Australian October 10, 2012 12:00AM


      THE mighty Shell is about to roll the dice on a $60 million gas exploration well called Palta 1, some 50km to the west of the Ningaloo marine park in the southern Exmouth Basin off the coast of Western Australia.

      Its proximity to the marine park, with its friendly dolphins, means the 60-day Palta 1 drill will be closely watched by those with a green bent out there, who would rather see Shell look elsewhere. So there will be no cheers from them if Palta 1 is a success.

      But there is a bunch of juniors ready to cheer Shell on. Chief among them is WHL Energy (WHN), the former windmill hopeful which decided a couple of years back that the good old-fashioned fossil fuel business of oil and gas offered it a brighter future than the alternative energy business.

      WHL has a one-third interest in WA-460-P, the permit adjacent to Shell's WA-384-P where Palta is to be drilled. What's more, WHL estimates that the Palta structure to be tested by Shell extends into its permit. So if Palta potentially has 13.5 trillion cubic feet of gas, about 2.5tcf could sit in WA-460-P.


      So a success by Shell with Palta would drag WHL into the ranks of the liquefied natural gas project players, along with its equal one-third partners in WA-460-P, Strike Energy (STX) and the privately held Cottesloe Oil & Gas. Mind you, the 13.5tcf estimate for the Palta structure is a WHL estimate, not Shell's.

      Still, the $60m price tag on drilling Palta tells us that Shell thinks it could be big enough to become an LNG candidate, most likely with Shell's floating LNG development solution. With one or two exceptions, there hasn't been a more expensive exploration well drilled in Australia. But it could be a duster, which is why the oil and gas industry continually reminds Canberra that it needs a fiscal regime that acknowledges that sort of risk.

      All Shell is saying is that it expects to spud in Palta this month, weather permitting. WHL said yesterday that the industry whisper was that drilling would start in the next seven or eight days. That too would be subject to fine weather. Needless to say, interest in WHL will pick up when drilling begins.

      WHL itself said yesterday that it was about to be taken along for an "exciting ride" that will cost its shareholders nothing, given it is Shell money that is being spent, in an adjacent permit to boot.

      Hartleys follows WHL and has a 12.5c a share price target within the next six months. That compares with yesterday's closing price of 3.5c a share, giving WHL a market capitalisation of just under $50m. That would be a bit rich if "nearology" to Palta 1 was all WHL had on its books. Actually, it is kind of secondary, until the result from Palta is known anyway.

      WHL's main go is a big exploration play offshore the Seychelles which a consultant suggests has a prospective resource of 3.5 billion barrels of oil. Fine-tuning of the prospects and leads is under way there ahead of introducing a joint venture partner with deep pockets to pick up the running. Interest is said to be high thanks to the oil and gas successes across the waters off the coast of east Africa.

      A farm-out for WHL's Otway Basin basin permit Vic/P67, offshore from Port Campbell in western Victoria, is also being worked on. The permit is home to the 1993 gas/condensate discovery by BHP called La Bella. It comes with a contingent resource of 158 petajoules of gas, with exploration upside coming from adjacent leads. More to the point is that the permit is surrounded by existing production infrastructure, making it a near-term development opportunity in the increasingly higher-priced market for gas on the eastern seaboard.
      Avatar
      schrieb am 14.10.12 17:35:57
      Beitrag Nr. 3.033 ()
      Avatar
      schrieb am 15.10.12 07:59:49
      Beitrag Nr. 3.034 ()
      Hir noch ein interessanter Bericht über die Coopers.


      WELL FARE: Drilling for shale oil has become a major industry in the US. Picture: Bloomberg

      MOOMBA-191 is unlikely to pop up regularly as an answer on pub trivia nights - though it could feature, perhaps, if such games become part of the night-time fun at Australian Petroleum Production and Exploration Association conferences.

      Moomba-191, a gas well drilled by Santos in the Cooper Basin in Outback South Australia, will, however, go down in the annals of Australian exploration as the country's first commercial shale gas well.

      But does it herald a shale oil and gas revolution in Australia? Will we be like the US, where in the space of a decade improved techniques for producing both oil and gas from shale have spawned a multibillion-dollar industry and raised the possibility that the US could become energy self-sufficient?

      A bevy of explorers in addition to Santos, including Brisbane-based Senex Energy and Drillsearch Energy - which have staked their claims in the great shale race - certainly hope so.

      If they are right, Queensland and South Australia - best placed to take advantage of any shale gas boom - will do very nicely.

      Drillsearch and Senex have shown they are prepared to bet real money on those prospects, both courting fellow explorer Acer Energy, with Drillsearch having lobbed a $118 million bid and Senex having taken a 6.4 per cent stake in Acer to ensure it has a seat at the table.

      Santos drilled Moomba-191 not far from its Moomba gas processing hub in northern South Australia. It flowed a solid 2.6 million standard cubic feet of gas a day, and is being linked into the Moomba gas gathering system.

      There has been debate about whether Australian shales - which occur in basins across the continent - will prove as productive as some in the US.

      The Santos well was highly encouraging. And among the converted there is little doubt that shale will eventually prove at least as important a fuel as coal seam gas - a big call - both to the domestic market and as a feed stock to supplement gas supply for LNG projects.

      The potential for shale basins to produce significant oil and gas volumes is one reason for the interest in Acer. It has exploration areas in the Cooper, which straddles the SA and Queensland borders - with some of its areas shared with Senex, which along with Drillsearch also has Cooper Basin ground.

      The lure of what is known as "unconventional gas" was also part of the the reason billionaire Clive Palmer recently made a play for board control at Central Petroleum, now run by former Queensland Gas Company chief Richard Cottee - who spent some time at Senex before falling out with that group's board.

      Cottee and Palmer recently buried the hatchet, but interest in Central's huge exploration areas - which stretch well into the Northern Territory - remained.

      And Santos has farmed in to a large parcel of Central's ground in the Territory's Amadeus and Pedirka basins - thus relieving Central of the necessity to come up with cash to keep up with its committed exploration expenditure there.

      Among other companies active in the Cooper and nearby basins are Beach Energy, Strike Energy, Gold Coast-based Icon Energy and Cooper Energy. And exploration is also under way in a suite of other shale-prone areas, from the Perth to the Georgina, Canning and Galilee basins.

      All the explorers seeking shale oil and gas are happy, of course, to find conventional hydrocarbons. Beach, Senex, Cooper, Central and Icon have all participated in conventional oil finds - which are significantly easier and therefore less expensive to get into production. Likewise with conventional gas.

      Production from shale generally requires expensive horizontal drilling, and the subsequent fracturing of the shale to liberate the hydrocarbons.

      "Fracking," of course, has become a controversial process - though with shales generally very deep, and in Australia generally in remote areas, like the Cooper, it is unlikely to cause the furore seen in some places overseas like the US.

      The Cooper has become a major focus for shale gas explorers, just as it is for those seeking conventional oil and gas, because it has a huge gas and oil gathering system, after 40 years of confidential production.

      AUSSIE PLAYERS

      SANTOS

      * Drilled Australia's first commercial shale gas well, Moomba-191

      DRILLSEARCH ENERGY

      * Recently lobbed $118m bid for Acer Energy

      SENEX ENERGY

      * Potential bidder for Acer with 6.42% stake

      COOPER ENERGY

      * Could also join a bidding war for Acer

      CENTRAL PETROLEUM

      * Has attracted billionaire Clive Palmer to its share register

      BEACH ENERGY

      * Holds interests in 300-plus tenements in Australia and overseas

      STRIKE ENERGY

      * Has interests in Cooper Basin and US shale projects

      ICON ENERGY

      * Actively exploring for shale gas in Queensland

      EXOMA ENERGY

      * In league with Chinese energy giant CNOOC is exploring in the Galilee Basin area

      WESTSIDE CORP

      * Initially targetting CSG in the Galilee and will later assess shale gas potential.


      http://www.couriermail.com.au/business/beyond-the-shale-may-…
      Avatar
      schrieb am 15.10.12 08:09:23
      Beitrag Nr. 3.035 ()
      Gibts irgendwelche Meinungen und Vermutungen wenn Shell beim Paltaprojekt Erfolg hat.Was könnte das für STX bedeuten?

      Hartley zu WHL Energy ist mir ja bekannt.
      Avatar
      schrieb am 16.10.12 08:41:03
      Beitrag Nr. 3.036 ()
      Zitat von Pedro39: Gibts irgendwelche Meinungen und Vermutungen wenn Shell beim Paltaprojekt Erfolg hat.Was könnte das für STX bedeuten?

      Hartley zu WHL Energy ist mir ja bekannt.



      ... Wenn man sich an Hartleys orientiert, ist das eine einfache Rechnung:



      * Der Wert per Share im Falle eines Voll-Treffers von Shell lt. Hartleys ist 0,48 AUD für WHL Energy.
      * WHL hat 1.712 Mio. Shares on Issue (fully diluted)
      * Ergibt einen Wert von AUD 821,76 Mio. für die WHL Beteiligung (1.712 * 0,48)
      * STX hat die gleiche Beteiligung und 646 Mio. Shares on Issue (fully diluted)

      Ergibt: 821,76 / 646 = AUD 1,27 per Share für STX....

      Spud war am 14.10.

      In jedem Fall eine willkommene Überbrückung zwischen den Flowrates von BHGU1H, dem nächsten EFS-Drilling und dem Beginn der Flowtests im Cooper Basin....


      http://strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20121016_Carna…
      Avatar
      schrieb am 16.10.12 17:39:54
      Beitrag Nr. 3.037 ()
      Hi gimo danke für deine Einschätzung.

      Ich versteh das zwar bisschen anders die 0,48AUD für WHL Energy währ für einen Erfolg wenn wir selbst bohren würden.

      Bin aber auch kein Profi.
      Avatar
      schrieb am 16.10.12 17:59:12
      Beitrag Nr. 3.038 ()
      Würd sagen bei Erfolg von Shell ca 0,10AUD Aufwärtspotenzial.
      Avatar
      schrieb am 16.10.12 18:23:03
      Beitrag Nr. 3.039 ()
      Hartleys meint das für WHL schon so, wie ich das für STX umgerechnet habe, Pedro...

      Hartleys bewertet einen 2,5 TCF-Anteil für das JV (und dort hält jeder Player einen 1/3-Anteil) mit 1$ per mcf.

      Das bedeutet für jeden Player einen "Nominal"-Wert von $833 Mio. (also etwa das, was ich "rückwärts" ebenfalls errechnet habe).
      Dieser Wert geteilt durch die jeweilige Aktienanzahl und man kommt auf die A$1,27 per Share für STX...


      Allerdings: dieser Wert entspricht dem maximalen Werte einer 13,5 TCF Discovery im Palta-Prospect und der Bestätigung, dass knapp 20% davon in unsere Exploration-Lizenz fällt. Das wird mit einer well nicht nachzuweisen sein. Es wird ein großes Development- uns Appraisal-Programm benötigen, um eine Discovery dieser Größe nachzuweisen...

      Insofern bedeutet also ein Volltreffer von Shell zu Weihnachten dieses Jahres (leider) noch nicht, dass der SP von STX auf 1,27 steigt... Allerdings wäre eine signifikante Gas-Discovery mit Palta-1 schon ein ziemlicher Hammer für STX (und WHN).

      Ich schätze, das würde den SP um deutlich mehr als Deine 10 Cent Annahme steigern...

      (Shell würde den drei Parteien wahrscheinlich irgendwann schon ein Angebot unterbreiten, dass dieses vermutlich nicht ablehnen mögen... Darauf werden manche spekulieren...)

      Warten wir es einfach ab... Um Weihnachten sind wir in dieser Sache schlauer...
      Avatar
      schrieb am 18.10.12 11:02:43
      Beitrag Nr. 3.040 ()
      Avatar
      schrieb am 18.10.12 17:26:11
      Beitrag Nr. 3.041 ()
      Wenn ich es richtig verstehe,dann hat sich Apache offshore im Carnarvon Basin in der Nähe eingekauft:

      ---------

      Australia: Apache and Nippon farm into Carnarvon's Phoenix blocks

      18 Oct 2012
      Highlights

      Apache will acquire a 40% equity interest and become Operator.
      JX Nippon will acquire a 20% equity interest.
      The Apache and JX Nippon farmin will collectively cover the cost of drilling the Phoenix South prospect (firm) and the Roc Prospect (contingent on result of Phoenix South well).
      As part of the transactions Carnarvon will receive a payment covering past costs, payable on registration of the new permit interests.
      Carnarvon and Finder will each retain a 20% equity interest.
      Carnarvon Petroleum and Joint Venture partner Finder Exploration have advised that Farmin Agreements have been executed with Apache Northwest and JX Nippon Oil & Gas Exploration (Australia) in relation to exploration permits WA-435-P and WA-437-P. Following the farm-in, interests in the two permits will be as follows:

      [...]

      http://www.energy-pedia.com/news/australia/new-152093
      Avatar
      schrieb am 19.10.12 16:44:50
      Beitrag Nr. 3.042 ()
      Interessanter Fund, motz1.

      Das farmout ist ein bemerkenswerter Erfolg für CVN! Ich denke, die nehme ich einmal wieder auf meine watchlist, denn das könnte ein gutes BESBS-Play (buy early, sell before spud) werden...

      Für uns hat das jedoch wenig Relevanz, da diese Lizenzen sehr weit von unseren (insbesondere Palta) entfernt liegen.

      Hier die aktuelle Map zudem Petroleum permits in WA. Da kann man sich das alles sehr genau ansehen....

      http://www.dmp.wa.gov.au/documents/PD-PTLA-ADM-148D(9).pdf
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 21.10.12 13:38:57
      Beitrag Nr. 3.043 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.731.512 von gimo211 am 19.10.12 16:44:50Danke! Insbesondere auch für die detaillgetreue Karte, da ist ersichtlich dass einiges dazwischen liegt, pardon.

      Dann bin ich mal gespannt was die nächste Woche für STX so bringt :look:.
      Avatar
      schrieb am 21.10.12 18:44:01
      Beitrag Nr. 3.044 ()
      ... ich denke, wir bekommen diese Woche die IP zu BHGU1H.

      Am 10.10. war das fraccing abgeschlossen. Danach folgte ein shut-in für etwa 10 Tage. Das müsste also inzwischen abgelaufen sein. Danach sollte das Testing (nach der clean up - Phase) beginnen. IMHO kann es nun jeden Tag die initial production results geben...

      Wenn diese nicht enttäuschen, dann sollte der Kurs weiter Richtung Norden gehen... (1.000 boed wären großartig; 600-800 wohl realistisch - alles über 1.000 boed würde den Markt wahrscheinlich sehr positiv bewerten... warten wir auch auf die choke size...).
      Avatar
      schrieb am 22.10.12 06:23:18
      Beitrag Nr. 3.045 ()
      ... das clean-up hat erst begonnen; Somit wird es wohl bis zu den IP's noch bis Ende dieser / wohl eher bis Anfang nächster Woche dauern....

      Die "Tonalität" des heutigen update lässt mich jedoch optimistisch auf die Ergebnisse warten...

      http://www.strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20121023%2…
      Avatar
      schrieb am 26.10.12 06:35:16
      Beitrag Nr. 3.046 ()
      Der Quarterly wurde heute veröffentlicht:

      Activities Report

      http://strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20121026_Quart…

      Cashflow Report

      http://strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20121026_Quart…


      ... Schön zu lesen...

      Insbesondere, dass der clean up flow back - wie erwartet - vergleichbar mit den "benachbarten" Wells sei und dann die Sánchez Energy Wells als Vergleich gezeigt werden.... Das lässt mich auf IP's über 1.000 boed hoffen....

      Die Cash burn rate ist hoch; im nächsten Quartal haben wir dann größere Einnahmen wg. BHGU#1H; jedoch wird die nächste Finanzierungsrunde nicht lange auf sich warten lassen... Ich hoffe, sie kommen ohne ein weitere KE aus. Vielleicht erreichen sie ja eine vernünftige Kredit-Aufnahme mit der Absocherung durch ihre EFS acreage...?
      Avatar
      schrieb am 26.10.12 08:26:36
      Beitrag Nr. 3.047 ()
      Guten Morgen. Das sieht doch prima aus. Dann hoffe ich mal dass die Diktion konsistent bleibt und wir mit einem Dicken Schinken #1 belohnt werden...
      Avatar
      schrieb am 26.10.12 08:33:51
      Beitrag Nr. 3.048 ()
      gimo gib ich Dir Recht

      Zum 30.09 hatten wir noch ca.8,5 Mio mittlerweile haben wir ja schon fast den 30.10. also noch weniger Cash. Ich denk mal für bigham 2 können wir ohne KE oder sonstwas nicht mehr finazieren. Vor Bigham 1 hatten wir nähmlich ca 24 Mio Cash.
      Nächste Woche wissen wir ja vielleicht mehr.
      Avatar
      schrieb am 29.10.12 08:05:21
      Beitrag Nr. 3.049 ()
      Hier das (vollkommen überflüssige) Announcement von heute...

      http://www.strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20121029%2…


      ... und hier mein Kommentar dazu auf sharescene.com

      What a lousy announcement today...

      I wonder why is it necessary to use phrases like "small volume of gas" repeatedly and "not material" in a response to some chat room speculations??

      I fear that this will add a lot of uncertainty for the rest of the week.

      The PR from STX was in the past and remain recently very bad... Amateurs, unfortunately...

      (... But if this was an "early warning" for their closer friends, I would be very (!) upset...)
      Avatar
      schrieb am 29.10.12 09:43:22
      Beitrag Nr. 3.050 ()
      Ja das Update von heute irgendwie verwirrend die erste Unsicherheit ist da will uns vielleicht das Managment dadurch sagen könnte doch nicht der große Erfolg werden?
      Aber ich denk sie brauchen einfach noch bisschen Zeit. Den ersten Absatz mit den Internetspekulationen hätten sie sich auf jeden Fall sparen können.

      Weiterhin uns viel Glück.
      Avatar
      schrieb am 29.10.12 11:41:37
      Beitrag Nr. 3.051 ()
      Wirklich ein merkwürdiges Announcement.
      Für mich deutet dies auf 2 Möglichkeiten:

      a) eine gezielte Verunsicherung um günstig einzusammeln
      b) "versteckter" Hinweis auf low flow rates
      Avatar
      schrieb am 29.10.12 16:38:59
      Beitrag Nr. 3.052 ()
      Ihr seid aber auch ein paar Traumtänzer!:laugh::laugh:
      Avatar
      schrieb am 29.10.12 20:11:58
      Beitrag Nr. 3.053 ()
      Manche meinen sie sind wirklich die Oberschlaubis posten halt auch was, das sie was schreiben. Wenn sie die Aktie nicht interessieren würde währen sie doch gar nicht hier!!

      Aber wer weiss schon was in den Köpfen vorgeht.
      Avatar
      schrieb am 01.11.12 09:23:27
      Beitrag Nr. 3.054 ()
      Sanchez Energy Provides Eagle Ford Shale Operations Update

      "...Marquis Area — Fayette and Lavaca Counties:

      Sanchez Energy has two producing wells, one well undergoing completion, one well waiting on completion, and two wells currently drilling in its Marquis area. The Company expects to spud nine gross and net wells in 2012, including eight wells planned in the Prost area of Marquis, where the Company estimates it has up to 32 development locations. A rig will drill continuously in the Prost area while 3-D seismic of the rest of Marquis is acquired and interpreted during the first half of 2013.

      The Sante A #1H (W.I. 100%), the Company's third well in the Marquis area, was drilled to a measured depth of 18,168 feet (lateral length of 6,020 feet) and is currently undergoing completion.
      The Prost B #1H was drilled to a measured depth of 16,905 feet (lateral length of 5,689 feet) and is waiting on completion.
      The Prost B #2H and the Prost C #1H have both been recently spud and will be followed by the Prost B #3H and Prost C #2H. A third rig will move into to spud the Prost C #8H by year-end 2012. These wells are offsets to the Prost #1H and #2H, which had 24-hour initial production rates of 1,120 BOE/d and 1,369 BOE/d, respectively..."

      http://investor.sanchezenergycorp.com/phoenix.zhtml?c=248475…
      Avatar
      schrieb am 05.11.12 08:01:47
      Beitrag Nr. 3.055 ()
      Hi
      Ist das möglich das das Clean up so lange dauert seit 15 Tagen höhrt man nichts mehr.
      Hat jemand Vermutungen oder Ahnung warums so lange dauert?
      Danke mal im voraus fur konstruktive Beiträge.
      2 Antworten?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 05.11.12 18:38:13
      Beitrag Nr. 3.056 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.785.327 von Pedro39 am 05.11.12 08:01:47Ja, pedro39; ich bin auch überrascht, dass wir noch immer auf die IP rates warten...

      Die Daumen-Regel ist meines Wissens 7-10 Tage für clean up in EFS; vielleicht liegt es an der Lateral-Länge und der 21 frac stages??

      Vielleicht gab es auch ein technisches Thema?

      Ich denke jedoch, lange sollte es nicht mehr dauern bis zur News...
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 06.11.12 09:17:08
      Beitrag Nr. 3.057 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.788.242 von gimo211 am 05.11.12 18:38:13... Ist jetzt ein waiting game...

      Alles dauert länger als erwartet - ich hoffe, wir haben am Ende vernünftige Flowrates mit unserer ersten EFS well... Der Markt scheint verunsichert... Allerdings sind die Umsätze auch recht mau...
      Avatar
      schrieb am 06.11.12 10:28:03
      Beitrag Nr. 3.058 ()
      Jetzt währ das ideale Umfeld für das Managment zu kaufen würde sehr viel Unsicherheit vom Markt nehmen.
      Hab aber auch schon irgendwo gelesen kann bis zu 3 Wochen dauern bis zum Rückfluss. Nächste Woche sollten wir bestimmt mehr wissen.
      Avatar
      schrieb am 06.11.12 23:48:10
      Beitrag Nr. 3.059 ()
      es gibt nach wie vor Grund für Optimismus...

      http://www.strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20121107_B…


      BIGHAM 1H PRODUCTION UPDATE

      Strike Energy Limited is pleased to provide an update on flow back operations at the Bigham 1H production well.
      Since the company’s last announcement, Bigham 1H has continued to clean up with both gas and oil flows continuing to build at a steady rate. Bigham 1H has taken longer to clean up than originally anticipated due to the very large volume of water successfully pumped during fracture stimulation with only ~10% of this frac fluid having been recovered so far.

      In line with Bigham 1H’s performance to date, we expect oil and gas flows to continue increasing and the company will update the market as hydrocarbon flow rates indicative of the well’s full potential are realised.

      MANAGING DIRECTOR’S QUOTE
      Managing Director, David Wrench, said:
      We are encouraged by Bigham 1H’s performance at this early stage although the well is taking longer to clean up than originally anticipated.
      Based on what we have seen so far we continue to expect the well will achieve its’ full potential once it has cleaned up.
      ” he said.

      Strike participates in over 37,400 acres in the Eagle Ford Shale through its 27.5% interest in the Eagle Landing Joint Venture (approximately 10,300 acres net to Strike).
      Avatar
      schrieb am 07.11.12 00:02:36
      Beitrag Nr. 3.060 ()
      Das Volumen an hineingepumptem Wasser ist offenbar eine Variable. Ist es nun "gut" oder "schlecht", eine besonders grosse Menge Wasser hineingepumpt zu haben ?
      Avatar
      schrieb am 07.11.12 00:12:49
      Beitrag Nr. 3.061 ()
      Nach meiner Meinung ist die Nachricht positiv und wir sollten heute auf jedenfall im Plus schliesen.
      2 Antworten?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 07.11.12 07:44:53
      Beitrag Nr. 3.062 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.794.083 von Pedro39 am 07.11.12 00:12:49Hi Pedro39 und bmann025,

      ich lese das Announcement auch als sehr positiv; insbesondere nach dem letzten Announcement, mit den eher unglücklichen Formulierungen wg. der "Flaring"-chat room Spekulationen (meines Freundes Hardcash ;) ) in Australien, ist es gut, nun den "positiven" Ton seitens des Managements zu lesen...

      Mein guesstimate ;) ist: offensichtlich wurde eine sehr große Menge fluids während des fraccing gepumpt. Diese wird nun kontrolliert im clean up zurückgefördert, um die Produktivität der well zu maximieren.

      Ein Grund für die große Menge an fraccing fluids könnte man auf die Anmerkung von unserem CEO vom 3.8. zurückführen. Ich bin schon damals darüber gestolpert, dass es ein "natural fractures" in den eigentlich "tight" shale Sequenzen gab:

      MANAGING DIRECTOR’S QUOTE
      Managing Director, David Wrench, said:
      We are very pleased that the Bigham 1H lateral has now been successfully drilled in the targeted formation.
      The good oil and gas shows and evidence of natural fracture systems that we have seen while drilling the lateral are very positive signs, and reinforce our confidence in the potential of this play
      ”, he said.

      Ich tippe, es gab Fluid-Verluste im fraccing - und das wären sogar exzellente Nachrichten...
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 08.11.12 18:27:38
      Beitrag Nr. 3.063 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.794.351 von gimo211 am 07.11.12 07:44:53Ich freue mich nun sehr auf die Flow-Ergebnisse und würde mich nun nicht mehr wundern, wenn wir da eine bemerkenswerte Überraschung erhalten....

      Das das vermutlich noch einige Zeit dauern wird, nehme ich gerne in Kauf...
      Avatar
      schrieb am 09.11.12 08:51:32
      Beitrag Nr. 3.064 ()
      ... Ich glaube...

      Dass wir eine hohe Porosität vorgefunden haben. Dass dieses exzellente Bedingungen für das fraccing erbrachte. Dass BHGU1H schon jetzt über 2.000 bbls/d fraccing fluid fördert. Dass der Formations-Druck so gut ist, dass schon jetzt Oil und Gas gefördert wird. Dass es zu einer Veröffentlichung von IP rates jedoch noch etwas Zeit braucht...

      Mal sehen....
      Avatar
      schrieb am 09.11.12 09:07:02
      Beitrag Nr. 3.065 ()
      Hallo gimo211,

      freut mich, daß du so zuversichtlich bist. Leider ist der Markt von dem letzten Anouncement wenig begeistert, bzw. der Kurs rückläufig.
      Wie groß siehst du denn die Gefahr, anhand der bis jetzt veröffentlichten News, daß der Markt bezüglich der Flow rates enttäuscht wird.

      Gruss
      Sabo
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 09.11.12 13:17:37
      Beitrag Nr. 3.066 ()
      Die Frage stellt sich was währ eigentlich einen Entäuschung für den Markt?

      Den Kursrückgang sollte man sowieso keine Beachtung schenken das rumgeblänkel von paar Tradern mit Miniumsätzen!

      Wenn mann sich nur überlegt 2000 bbls/d das Glean up läuft seit 20 Tagen was sie nur für Unmengen an Wasser gepumpt haben, fürs Bohrloch wird nur ca 1000 bis 1500 bbls benötigt da kann man sich schon ein Bild von der Porosität machen.

      Ich geh auch von fantastischen IP aus.
      Avatar
      schrieb am 09.11.12 13:26:43
      Beitrag Nr. 3.067 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.805.267 von Saboteur am 09.11.12 09:07:02Ich hab mir den letzten Quartalsbericht angesehen, sieht so aus als ob denen langsam das Geld ausgeht.
      Net increase (decrease) in cash held
      (7,820)
      (7,820)
      1.20
      Cash at beginning of quarter/year to date
      16,502
      16,502
      1.21
      Exchange rate adjustments to item 1.20
      (112)
      (112)
      1.22
      Cash at end of quarter
      8,570

      Kommt vielleicht bald eine KE ? Daher gehts mit dem Kurs kontinuirlich runter.
      Avatar
      schrieb am 09.11.12 16:50:06
      Beitrag Nr. 3.068 ()
      Hi Saboteur,

      Ich bin tatsächlich sehr optimistisch, was die IP's betrifft.

      Ich führe das Schmelzen unseres Sharprices darauf zurück, dass es erhebliche Verzögerungen zur eigentlich kommunizierten Timeline gibt und dass es leider relativ wenig Erläuterung zu den konkreten Gründen gab (leider auch im letzten Annoucement nicht). Die Unsicherheit und Nervosität (ein Fehlschlag wäre ja auch fatal für STX) sorgt für den Rückgang; allerdings bei insgesamt noch sehr überschaubaren Volumen...

      Funding ist tatsächlich auch ein Thema. Allerdings sehe ich dandurchaus noch ein paar Optionen ohne Dilution. Eine Kreditaufnahme mit der Absicherung der EFS-Acreage; ein Verkauf von Louis, ein farmout von South Cooper und anderes könnten hier Möglichkeiten sein.

      Ich bin doch sehr sicher, dass die massiven Insider-Käufe zuletzt kein Zufall waren. Es gibt offenbar gute Gründe auf BHGU1 zu bauen. Dass sie eine extrem große Menge fraccing fluid (400.000 bbls !) benötigten, macht mich so optimistisch. Der Grund liegt in einem natürlichen fracture system, dass sie angetroffen haben.

      Warten wir es ab; es gibt jedoch mehr Anlass zu Optimismus als vice versa...
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 11.11.12 18:15:45
      Beitrag Nr. 3.069 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.807.582 von gimo211 am 09.11.12 16:50:06Hallo gimo211,

      herzlichen Dank für die ausführliche Antwort.Mit welchen Verzögerungen ist denn deiner Meinung nach, nach derzeitigen Faktenlage zu rechnen? Sprechen wir hier von Wochen oder sogar von Monaten?
      Avatar
      schrieb am 12.11.12 14:35:19
      Beitrag Nr. 3.070 ()
      Update von heute

      ASX:STE) has been awarded three permits in the Eromanga Basin close to its existing Cooper Basin permits in South Australia.

      The permits PEL 71, PEL 515, and PEL 575, were awarded following the conclusion of Native Title agreements.

      Strike has 100% working interest in both PEL 515 and PEL 575 and 75% working interest in PEL 71. It is the operator in the new permits.

      The permits are located to the west of the Cooper Basin and are prospective for Western Flank-style conventional oil finds.

      Strike has 4 million net acres in the Cooper Basin with 1 million net acres holding unconventional potential. It also has participating interest in the Eagle Ford Shale, which is highly prospective for gas condensate.

      Ist auf jedenfall ne positive Nachricht

      Wie könnts jetzt aber weiter gehn
      Pur Spekulation wir warten jetz mal auf die IP´s von Bigham 1 noch auf die IP`s von Suster 1 gehöhrt zu Sanchez Energy und ist ganz in unserer Nähe.
      Evtl. drilling Bigham 2.
      Danach sollte der Verkauf unser EFS anstehen ca 250 Mio.

      Wenn STX jemals mit Cooper Becken vorankommen will muss irgendsowas stattfinden.

      Also was meint Ihr?
      Avatar
      schrieb am 13.11.12 11:38:47
      Beitrag Nr. 3.071 ()
      Hi Saboteur,

      leider habe ich keinerlei "Gefühl" dafür, wie lange das "flow back" dauert und wann sie etwas veröffentlichen. Ich weiss nur, dass sie ca. 400.000 bbls fluids gepumpt haben.

      Das ist eine wahnsinnig große Menge; mindestens viermal mehr, als "üblich", wobei die Länge des lateral und die Anzahl der frac stages natürlich die Menge an frac fluids direkt beeinflusst. Wir haben 21 frac stages, was auch schon deutlich mehr als üblich ist...

      Das besondere in meinen Augen ist jedoch das sie ein gutes natural fracture system angetroffen haben. Das Erhöht die "Wirksamkeit" des fraccings erheblich (gegenüber einem fraccing in "tight shales"), führt aber andererseits dazu, dass eine so große Menge Fluids nötig ist (man hat ja fast das Gefühl, die haben sandstone und nicht shale gedrillt... ;) ).

      Zum letzten Announcement hatten sie mitgeteilt, dass 10% der fraccing fluids (also 40.000 bbls) inzwischen "recovered" seien. Das heißt, innerhalb von höchstens 16 Tagen (Ann vom 22.10. bis zum Ann 7.11.) hat die well durchschnittlich 2.500 bbls/d produziert (!). Vermutlich mit geringeren Produktionsraten zu Beginn und einer Steigerung im Verlauf des Prozesses.

      Wenn sie die gesamten 400.000 bbls frac fluids fördern wollten, bevor sie etwas Veröffentlichen, würde das demnach Monate brauchen. Vermutlich liegen die recovery Faktoren inzwischen noch höher und es kürzt sich insgesamt entsprechend ab; jedoch ist irgendwie schon klar, dass alles noch Zeit braucht....

      Ich rechne jedoch damit, dass sie (auch angesichts der SP-Entwicklung) demnächst zumindest einmal wieder mit einem "Zwischenstand" melden...


      @Pedro39

      ... das waren gestern wahrlich gute Nachrichten... ich weiss schon gar nicht mehr, wie lange ich bspw. auf PEL 71 warte... das ist eine "Uralt"-Lizenz von STX. Die restlichen 25% von PEL 71 gehören übrigens unserem (Mit-) Gründer und früheren Technischen Direktor James Michael (Jim) Durrant...

      Dass nun die Nativ-Titel erzielt werden konnten und somit diese "Applications" (dafür stand das "A" bspw. in PELA 71) nun in echte PELs (Petroleum Exploration Licenses) umgewandelt wurden, ist ein sehr bedeutender Schritt für STX...



      ...schade das der Kurs weiter fällt - heute war insgesamt kein guter Tag in Australien... die "Unsicherheit" über Bigham tut ihr übriges... Ich bin aber trotzdem optimistisch (und hoffe sehr, nicht wieder von STX enttäuscht zu werden...). Vielleicht kommt ja nochmals Palta mit etwas überraschend positiven um die Ecke - würde derzeit sehr helfen... :rolleyes:
      Avatar
      schrieb am 13.11.12 19:15:05
      Beitrag Nr. 3.072 ()
      Hi STXler

      Ich hab mal nenn Bericht glesen in Normalfall werden 7500-15000m³ Frackingflüssigkeit benötigt das abpumpen dauert auch noch 2-8 Wochen.
      Das Problem wir haben aber ca 65000m³ benötigt wie gimo schon schreibt.

      www.ekd.de/agu/download/Akzente_20_​Fracking.pdf
      Avatar
      schrieb am 14.11.12 09:05:29
      Beitrag Nr. 3.073 ()
      Zur Info ein hotcopper-Fund, geschrieben von "washington irving":

      ...............

      Concerning Bigham 1H, I've just been shown a picture showing not one, but two flares at Bigham. I'm not at liberty to share the picture, but as of earlier today, 11/13/12, at the time the shutter was snapped, there were flames on both flare stacks.

      Cypress et al (including STX) continue to move forward with infrastructure and additional leasing even up through the end of October. I know this because of a web site that displays filings at the Fayette County Courthouse. Things that I've seen and heard about are not the actions of some demoralized organization or persons.
      Avatar
      schrieb am 15.11.12 10:55:17
      Beitrag Nr. 3.074 ()
      Alles schön und gut aber warum geht der Kurs schon wieder massiv in Richtung Süden?:confused:
      Avatar
      schrieb am 15.11.12 12:42:54
      Beitrag Nr. 3.075 ()
      Hi fool

      Ist alles schon ärgerlich!
      Informationspolitik von STX ist schwach sollte wöchentliche Updats zu Bigham 1 geben. Es soll evtl.auch Probleme mit Sante 1 von Sanchez geben weiss aber nicht genaueres.

      Trotzdem Kopf nicht hängen lassen evtl.noch mal günstig nachkaufen aber keine Empfehlung. Ich bin auf jedenfall optimistisch!
      Die Vorstände haben immerhin bei 0,21 AUD nachgekauft.
      Avatar
      schrieb am 15.11.12 12:54:14
      Beitrag Nr. 3.076 ()
      Danke gimo211,

      so was in der Art hatte ich schon vermutet. Rechne erst im nächsten Frühjahr mit konkreten Ergebnissen. Etwas Sorge bereitet mir der Kurs.
      Der Chart nicht gut aus, dazu muss man kein Experte sein...
      Hoffe das sind nur die Trader, die sich hier kurzfristig verabschiedet haben. Zum Nachkaufen fehlt mir der Mut.
      Avatar
      schrieb am 15.11.12 20:33:08
      Beitrag Nr. 3.077 ()
      Naja bis zum Frühjahr sollts nicht dauern,sonst würden wir Kurse um die 10 Cent wieder sehn. Nächste Woche bekommen wir bestimmt wieder ein Update vielleicht ja schon morgen.
      Avatar
      schrieb am 16.11.12 09:07:21
      Beitrag Nr. 3.078 ()
      Spekulationen über Bigham 1 könnte das gleiche passiert sein wie bei Sante 1

      I tell you what, I'm a little gun shy about posting anything after the near 'international incident' back on or about 10/29. But I'm only a LITTLE gun shy, so here goes:

      First, you mention Sanchez. I assume that you're talking about the Sanchez Sante well in Engle, about 5 miles NNW of Bigham? If so, here's my CONJECTURE about that. There's an ash layer about 20 feet thick that runs pretty much throughout the EF formation. Not only is it much softer than the surrounding EF shale both above and below, it's also a non-pay zone containing no oil or gas.

      When drilling there's no problem with going through the ash layer at almost a right angle because the drill bit will go right on through. The problem arises when the driller is 'making the angle' for the lateral and accidentally enters the ash layer at almost a parallel angle. Then it is very difficult if not impossible to steer the drill bit out of the soft layer and back into the hard shale because the angle of penetration is so low. This MAY be what happened to Sanchez Sante. They don't seem too dissuaded, though, because they discovered good geology in the Lower Austin Chalk just above the EF and the ash layer and according to their Conference Call, they plan to reenter Sante as a sidetrack and recomplete it that way.

      If you have the time or inclination, you can listen to an instant replay of the Sanchez conference call here: http://investor.sanchezenergycorp.com/phoenix.zhtml?c=248475…


      Meine Meinung dazu: Die 21 Fracstufen wurden ja schon vorher geplant die Vorstände haben ja erst gekauft wie die horizontale Bohrung abgeschlossen war kurz vorm fraccing.
      Und bisschen Ahnung werden sie ja wohl haben.

      Uns allen weiterhin viel Glück.
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 16.11.12 10:16:05
      Beitrag Nr. 3.079 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.831.465 von Pedro39 am 16.11.12 09:07:21Und soviel ich noch weiss hat Suster 1 von NFR Energy 24 Fracstufen
      Avatar
      schrieb am 16.11.12 18:51:43
      Beitrag Nr. 3.080 ()
      Ich denke nicht, dass wir horizontal im ash-layer gedrillt haben. Das mag für die Sánchez well ein Thema sein (offenbar planen die ja ein sidetrack; also ein neues Drilling des lateral). Bei uns müssen sie einfach nur eine große Menge frac fluids fördern....

      Ich hoffe auf ein Update nächste Woche...
      Avatar
      schrieb am 19.11.12 06:47:42
      Beitrag Nr. 3.081 ()
      Update voraussichtlich am Mittwoch...
      Avatar
      schrieb am 19.11.12 23:33:09
      Beitrag Nr. 3.082 ()
      http://strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20121120%20-%2…

      BIGHAM 1H PRODUCTION UPDATE

      Strike Energy Limited is pleased to provide an update on the continuing flow back operations at the Bigham 1H production well.

      Since the company’s last announcement, the well has continued cleaning up with current production rates averaging approximately 1,200 bbls per day of total fluids, comprising 240 bbls of oil, 960 bbls of water (primarily frac water) and 520 Mcf per day of natural gas.

      The oil cut (oil produced as a percentage of the total fluid volume), currently around 20%, is steadily building and we believe the full potential of the well cannot be properly assessed until the large volume of frac water being produced has substantially cleaned up and the oil cut has stabilised.

      Over the weekend the well was shut-in briefly to allow production flows to be switched from temporary testing facilities to the permanent production facilities. The gas sales pipeline is scheduled to be connected in mid-
      December.

      Based on the well performance since flow back operations commenced the following observations can be made:

      1. The fracture stimulation operation has apparently opened a large effective fracture volume. The fractures do not appear to be closing as pressure reduces;

      2. The gas oil ratio and oil gravity are consistent with other Eagle Ford wells along trend;

      3. The well has high total fluid (frac water and oil) flow rates and the oil cut is steadily increasing;

      4. Only 15% of the fluid pumped during fracture stimulation has been recovered to date and the well continues to clean up.

      MANAGING DIRECTOR’S QUOTE

      Managing Director, David Wrench, said:

      The flow back performance of Bigham to date indicates that a large volume of the target reservoir has been successfully fractured and connected to the well bore.

      This fracture system was created by pumping a very large quantity of water and the well needs to unload a substantial amount of this water before its’ full potential can be evaluated. At current flow rates, this process is expected to take some weeks to complete.


      Strike participates in over 37,400 acres in the Eagle Ford Shale through its 27.5% interest in the Eagle Landing Joint Venture (approximately 10,300 acres net to Strike).

      Yours faithfully
      DAVID WRENCH
      Managing Director
      Avatar
      schrieb am 20.11.12 00:01:31
      Beitrag Nr. 3.083 ()
      Cott Oil & Gas (unser zweiter JV-Partner bei WA-460-P / Palta) plant einen IPO und hat hierfür einen Prospectus veröffentlicht.

      ... unser anderer JV-Partner WHL Energy informiert heute, was dort zu Palta zu finden ist....


      Palta Update on Joint Venture Partner

      Australian energy company WHL Energy Limited (ASX: WHN) (“WHL Energy” or “the Company”)
      notes for its shareholders that one of the Company’s joint venture partners in the Palta prospect in
      permit WA‐460‐P, has lodged a prospectus with the Australian Securities and Investments
      Commission. The prospectus dated 9 November 2012 contains an Independent Geological
      Evaluation report (“the Report”) prepared for Cott Oil & Gas Limited by Sablet Pty Ltd.

      The Report, commissioned by Cott Oil & Gas Limited, concludes an estimated Mean Prospective Gas
      Resource on a 100% ownership basis for the Palta prospect of 2.54Tcf. The prospectus containing
      the Report is available online.

      Mr Steve Noske, Managing Director of WHL Energy said: “WHL Energy wishes Cott Oil & Gas every
      success with its prospectus and notes that the Palta‐1 well being drilled under contract by Shell was
      now nearing the half way mark of the estimated 60 day drilling schedule. Mr Noske also added that
      the new shareholders in Cott Oil & Gas would be joining the industry and other investors as they
      eagerly awaiting results from drilling at Palta‐1; reportedly to be potentially one of the most
      expensive wells drilled in Australian waters to date.”


      hier kann man das Werk downloaden....

      http://www.cottoilandgas.com.au/investors/prospectus/
      Avatar
      schrieb am 20.11.12 12:32:49
      Beitrag Nr. 3.084 ()
      Den Australier kann man glaube ich auch nichts recht machen ist doch eigentlich ein super Update!
      Evtl. geht das Glean up bisschen schleppend voran, erst 15% fraccingfluid gefördert.
      Avatar
      schrieb am 20.11.12 13:12:22
      Beitrag Nr. 3.085 ()
      Hi Pedro, Strikers...

      Ich finde es ist grundsätzliche ein außergewöhnliches Update; ich fühle mich jedoch in meinen Annahmen zur Situation bestätigt...

      Das besondere ist, dass sie ein natural fracture system angetroffen haben. Das hat die Effektivität des gesamten Fraccing-Prozesses signifikant verbessert und zu diesem extremen Bedarf an frac fluids geführt hat. Was sie nun offenbar haben, ist für eine Shale-Well ausgewöhnliche Porosität und damit verbunden (sehr) hohe Permeability. Das intpretiere ich zumindest aus den verfügbaren Informationen.

      Das wird zu sehr guten Flowrates und vermutlich sehr gut EUR führen. Wenn sie jetzt schon 1,200 bbls per Day produzieren, wobei der wesentliche Teil davon Wasser ist, wird es vermutlich deutlich bessere Condensate-, Oil- und Gas- Flow Rates geben (da leichter als Wasser...).

      Aber, es ist komplex und kompliziert zu verstehen... Es ist kein klarere Erfolg im Sinne von IP x,y bbls etc. Es bleiben auch viele offene Fragen und Unsicherheiten. Daher gibt es keine unmittelbar positive Reaktion im Share Price...

      Mal sehen, was die nächsten Tage bringen und ob der Markt das Ganze doch noch positiv bewertet. Ich werde meine Kontakte nochmals bemühen, um abzuschätzen, ob solche Interpretationen passen (... oder ob nicht...).



      ... Einen klaren Erfolg bei Palta seitens Shell würde ich jetzt wirklich gerne "mitnehmen"...
      Avatar
      schrieb am 20.11.12 23:30:50
      Beitrag Nr. 3.086 ()
      Gimo & beteiligte Strikers, danke für eure Einschätzungen!
      Avatar
      schrieb am 21.11.12 09:13:44
      Beitrag Nr. 3.087 ()
      Leute....
      ...mal ein Lob an alle aktiven.
      Sicher verfolgt auch jeder hier seine Interessen,
      doch wirken alle Beiträge auch sehr serios.

      Das ist nicht überall so.
      Trotzdem sehe ich das Gebahren unserer Strike
      mit einer gewissen Vorsicht.
      Es wird viel berichtet und angekündigt.
      Doch erst wenn finanziell am Ende was rauskommt,
      wirds längerfristige Kurssteigerungen geben.
      Die bisherigen Anstiege basierten m.E. eher auf
      Erwartungen als auf finanziellen Erfolgen.
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 21.11.12 10:30:11
      Beitrag Nr. 3.088 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.845.996 von Engerl am 21.11.12 09:13:44Meine Meinung Bigham 1 wird mit Sicherheit noch ein Erfolg!
      Es gibt halt immer wieder Probleme das viele Fraccingwassser bedeutet auch hohe Kosten für STX, Bigham 2 Bohrbeginn evtl. Februar.

      Wir sollten trotzdem dem Managment vertrauen Verzögerungen gibts ja immer,wir wissens ja STX steht mit seinen Erfolgen nicht auf der Sonnenseite.
      Geduld bringt Rosen.
      Avatar
      schrieb am 22.11.12 07:50:55
      Beitrag Nr. 3.089 ()
      Starr behauptet auf hotcopper:

      "try a 22/64 choke
      5 inch casing
      No liner to speed up flow"

      Waere das nun eine "kleine", "normale" oder "grosse" Oeffnung ?
      Avatar
      schrieb am 22.11.12 13:33:01
      Beitrag Nr. 3.090 ()
      Bin zwar kein Fachmann 22/64 Drossel ist für 1200 bbls`d normal

      Aber wie gesagt bin kein Fachmann
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 22.11.12 14:12:15
      Beitrag Nr. 3.091 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.851.803 von Pedro39 am 22.11.12 13:33:01Zum Beispiel Sanchez hattte bei Prost1 und 2 auch eine22/64 Drossel und die 24 Stunden IP`s lagen auch bei ca.1100 und 1300 Boe`d.
      Avatar
      schrieb am 22.11.12 15:37:41
      Beitrag Nr. 3.092 ()
      Noch ne kurze Anmerkung zum letzten Update

      Was wir bis jetzt wissen es wurden 15% Fraccingfluid gefördert
      Es werden 1200 Bbl`d gefördert davon 240 Bbl Öl plus Naturalgas
      Obwohl noch 85% Wasser vorhanden ist! Für mich ist das schon der Erfolg der Formationsdruck muss sehr hoch sein um sollche Zahlen vorbringen zu können.

      Ich schätz die Australier werden auch bald dahinterkommen obwohl noch viel negativ geredet wird.
      Avatar
      schrieb am 06.12.12 07:55:54
      Beitrag Nr. 3.093 ()
      Bigham 1H Production Update
      General Update
      06-12-2012
      Strike Energy Provides Bigham 1H Production Update


      Strike Energy provided an update on the continuing flow back operations at the Bigham 1H production well. Since the company's last update on 20 November 2012, the well has continued to produce hydrocarbons at stable rates of between 200-220 bbls per day of oil and 450-470 Mcf per day of natural gas. Water production rates have declined with the well currently producing approximately 480 bbls of water per day. The oil cut (oil produced as a percentage of the total fluid volume), currently around 30%, is steadily building with the well having produced approximately 17.5% of the fluid pumped during frac operations to date. The well is still unloading frac water and the operator plans to install tubing and gas lift in the well in order to assist in this process before the well's potential can be properly assessed.
      Avatar
      schrieb am 06.12.12 08:42:18
      Beitrag Nr. 3.094 ()
      Das positive daran ist immerhin wir haben stabile Flussraten von 200-220bbls.

      Das Problem liegt meiner Meinung am Fracwasser.
      Bei den großßen arabischen Ölferldern, wenn der Druck nachlässt wird Meerwasser unterhalb der Ölschicht eingepumpt um den Druck wieder zuerhöhen diesen Prozess sollte mann auch mit großer Vorsicht anwenden sollte nähmlich zuviel Wasser gepumpt werden und mann durchdringt die Ölschicht verstoppft das Bohrloch.

      Ob mann das jetzt mit unseren Fall vergleichen kann überlass ich jeden selbst.

      Ich hoffe weiterhin sie werden das Problem noch in den Griff kriegen!
      Ich denke Flussraten von 500bbls sind mit Sicherheit noch möglich!

      Aber denkt dran im Prembecken haben wir nur Fördermengen von ca 120 bbls.
      Avatar
      schrieb am 10.12.12 15:57:31
      Beitrag Nr. 3.095 ()
      Naja jetzt haben wir das Tief vom 18.07 erreicht mit ein bisschen Glück könnten wir ab morgen wieder bisschen steigen Charttechniker schaun doch auf sowas. Aber wem intressierts.
      Avatar
      schrieb am 11.12.12 19:15:47
      Beitrag Nr. 3.096 ()
      Mal so nebenbei das Well von Sanchez energy Prost2H hatte ne 24Stunde Ip von 1369Boed die 30 Tage Produktionsrate ist mittlerweile bei 664Boed.
      Ich denk weiterhin wir können es schaffen Bigham 1 auf 500Boed zu steigern.
      Wir haben immerhin einen der grösten Fracs in Efs.
      Am 15.12 sollte auch der Pipelineanschluss fertiggestellt sein.
      Ich bin mir sicher der Kurs wird dann wieder steigen.
      Wenn mir nähmlich nur auf Schrott sähsen hätten Cypress nicht dauernd dazugepachtet.
      Avatar
      schrieb am 12.12.12 21:49:44
      Beitrag Nr. 3.097 ()
      Angeblich sind die geschätzen Kosten von bigham1 geschätzte 12Mio davon haben wir eine Beteiligung von 27,5% also ca 3Mio.

      STX besitzt ca. 100000 acres ca 25 Mio Ausgaben

      Wir hatten Einnahmen von ca 60 Mio mit KE, Privatplzierungen und Verkauf von Assets

      Der letzte Stand Cash war ca 8,5Mio.

      Also denk ich mal wir werden sehr viel Geld in Forschung,Pipelinebau und Mehrerwwerb EFS acres ausgeben.

      Mein Fazit ist deshalb wir werden noch eine Überraschung erleben!
      Avatar
      schrieb am 13.12.12 09:04:18
      Beitrag Nr. 3.098 ()
      Hallo pedro,

      meinst du eine Überraschung im negativen Sinne?
      Avatar
      schrieb am 13.12.12 16:34:25
      Beitrag Nr. 3.099 ()
      Hi Saboteur

      meins natürlich im positiven
      Bigham1 Flusstraten werden natürlich keine 1000boed es wird ja auch keine 24Stunden Ip mehr geben aber 500 boed könntens immer noch werden und mehr wurde ganz am Anfang des drills e nicht erwartet.

      Die kommenden Wochen und Monate könnten dem Kursverlauf auch auf die Beine helfen Palta Ergebnis demnächst spätestens Ende Januar.

      Flowtest Davenport eventuel Piplineanschluss läuft ja direkt vorbei.

      Und ausserdem die Börse übertreibt in beide Richtungen ob nach oben oder unten.

      Vielleicht kanns sich ja Gimo auch dazu äusern.

      Ps. meinte natürlich 10000acres
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      Avatar
      schrieb am 20.12.12 15:22:09
      Beitrag Nr. 3.100 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.924.709 von Pedro39 am 13.12.12 16:34:25... Morgen gibt es wohl ein BH1-Update....

      Pipeline Connection für Gas / Gas Sales commenced
      Gas Lift in Place
      Flowrates

      ... Mal abwarten...
      Avatar
      schrieb am 20.12.12 18:23:24
      Beitrag Nr. 3.101 ()
      Hi gimo

      schön mal wieder von Dir zu höhren!

      Dein Optimismus ist ja auch verflogen!?

      Ich bleib auf jedenfall dabei wir werden positiv überrascht!

      Drücken wir alle mal die Daumen.
      Avatar
      schrieb am 20.12.12 20:18:08
      Beitrag Nr. 3.102 ()
      ... Ich bin schon so viele Jahre in STX investiert..., da ist man einigen Kummer gewöhnt, Pedro...

      Der Sharprice-Verlauf ist einmal mehr ein Desaster... Die gesamte Kommunikation ist schlecht. Wenn sie dem Markt nicht erklären, wie alles zusammenhängt, darf sich das Management auch nicht wundern, wenn der Markt seine eigenen Schlüsse zieht...

      Solange wir die Informationen nur in homöopathischen Dosen und im Zweifel nur auf gezieltes Nachfragen hin erhalten, wird einfach bewertet, was man bislang vorliegen hat. Und das sind gerade einmal 220 boed - das ist für eine 12 Mio. teure well keine Bonanza... Von daher überrascht der Shareprice Verlauf nicht...

      Ich bin auf das Update gespannt. Ich hoffe, sie erläutern mehr und geben berechtigte Hoffnung, dass unsere ursprünglichen Einschätzungen nicht vollkommen daneben lagen...

      Ich hoffe inzwischen auf Palta... (die Geschichte vom Strohhalm...) und irgendwie an den Wert von South Cooper...

      Bis Mitte 2013 schaue ich mir das alles noch an. Wenn es so kompliziert bleibt, verabschiede ich mich (mit ernsthaften Verlusten) wie aus einer langjährigen Beziehung... ;o)
      Avatar
      schrieb am 08.01.13 08:16:31
      Beitrag Nr. 3.103 ()
      Letzte Update von bigham1 mittlerweile 5 Wochen alt
      Für mich gibts nur eine Grund warum nicht mehr aktualisiert wird.
      Piplineanschluss nicht fertiggestellt, Gaslift hat nicht den Erfolg gebracht, Pruduktionsraten mitlerweile bei 100 Boe/d zwar nur Vermutungen aber realistisch.
      Beim Permbecken wars ja auch so nur Versprechungen und keine Taten!
      Für mich gibts eigentlich keinen Grund mehr STX zu halten.
      Aber meine letzte Hoffnung liegt bei Davenport1 wird hoffentlich unser erstes Pruduktionswell, und bei einer Übernahme sollten ja auch mindestens 20 Cent drin sein.

      Hab auch meine ersten STX Anteile bereits 2006 erworben mit den Kummer kenn ich mich bereits aus.
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 09.01.13 10:07:52
      Beitrag Nr. 3.104 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 43.992.843 von Pedro39 am 08.01.13 08:16:31hi Pedro,

      die rumours in Australien machen doch noch Hoffnung re. BHGU1:

      (many thanks to User Hardcash @ Hotcopper)


      my info from Texas is B1H has improved...now 300bpd liquids + 500k cfpd of gas and 450 bbl of water cut.

      "If" my info is correct we need to remember that is without the gas lift so if correct I'm expecting improvement from here 30/50% possibly! If you think about typical decline in the early weeks of a typical EFS well, these numbers are even more impressive!

      Some weak hands may have capitulated just a tad too early!



      Spätestens nächste Woche gibt es dann wohl ein update. Der gas-Lift wird wohl gerade erst fertiggestellt. Sollten die obigen Zahlen stimmen und zudem der Lift die Produktionszahlen sogar noch verbessern, dann wäre BHGU doch noch ein echter Erfolg. Abwarten....

      Zudem stehen die Ergebnisse zu Palta an. ... man, wir haben gute Nachrichten einfach mal verdient...
      Avatar
      schrieb am 09.01.13 16:29:08
      Beitrag Nr. 3.105 ()
      ... Und noch eine Info aus Australien...,

      Unser ehemaliger Company Sectretary, Andrew Dimsey, wird in seiner neuen Rolle als CEO con Cott Oil (IPO an der ASX letzte Woche, neben WHN unser zweiter JV-Partner) heute zitiert, dass es Palta-Results in 2-3 Wochen geben wird:


      Take this as you may since he is still relatively quite removed, but Andrew Dimsey (MD of Cott Oil & Gas) was quoted in an article I read today:

      "...But the main near-term driver for Cott is the Shell-led Palta-1 offshore exploration well in Western Australia’s Carnarvon Basin.

      Believed by some to be a 13.5tcf prospect, part of it runs into Cott’s one-third owned licence WA-460-P, which is operated by Strike Energy.

      Dimsey said its stake was essentially a third of 20% of the prospect (6.6%).


      He said the well was probably about- 2-3 weeks away from a result, while he hinted there were “a couple of other things” in Cott’s pipeline which will create some interest. "



      (Many thanks to User tongaface @ Hotcopper)
      Avatar
      schrieb am 10.01.13 17:38:22
      Beitrag Nr. 3.106 ()
      Danke gimo!

      Dann hoffen wir mal das Hardcash recht behält. Währen auf jedenfall super News!
      Avatar
      schrieb am 17.01.13 08:36:50
      Beitrag Nr. 3.107 ()
      Gibt wieder einen neuen Analysten Report

      http://www.strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/Wilson%20f…

      Mein Gedanke dazu 2-6 EFS wells geplant Finanzierung noch offen.
      Kann sich jemand vorstellen wie finanziert werden soll ausser KE.?
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 09.02.13 14:04:40
      Beitrag Nr. 3.108 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 44.031.232 von Pedro39 am 17.01.13 08:36:50Hi Pedro,

      Zum Funding äußert sich STX im Activities Report

      Planned US activities will be funded by operating cash flow and cash reserves ($5.05 mln at 31 December 2012). Discussions are in progress with gas consumers and industry partners regarding potential gas sales and funding package to accelerate the company’s evaluation programme in the Southern Cooper Basin.

      Die nächste EFS well wird demnach aus dem Cash Flow und Bestand finanziert. Sehr interessant, daszitierte "Funding Package" mit Industrie Partnern (farmout?) und Gas Consumers....

      Die gebremsten CBM-Aktivitäten (wg. Ökologie-Fragen) in Queensland und NSW lassen die Bedeutung unserer South Cooper Acreage für die Endverbraucher-Industrie steigen. Eventuell gibts eine Chance auf "Forwärtsverkäufe" von Gas an solche Partner. So könnten schnell 100 Mio. Finanzierungen denkbar werden...

      Wenn Palta ein Treffer sein sollte (und offenbar ist das Rig noch immer an der Site... Angesichts der extremen Kosten ein eher positives Signal...), hat unsere Nachbar-Lizenz auch sofort einen Veräusserungswert über unserer derzeitigen Marktkapitalisierung....

      Bis Mitte 2013 wissen wir, ob STX nochmals wie Phönix aus der Asche steigt...
      Avatar
      schrieb am 11.02.13 23:41:19
      Beitrag Nr. 3.109 ()
      Hi Gimo,

      "Bis Mitte 2013 wissen wir, ob STX nochmals wie Phönix aus der Asche steigt..."

      Nochmals ?!?

      Habe ich das erste mal versäumt ??? :confused::laugh::cry:
      Avatar
      schrieb am 12.02.13 19:54:20
      Beitrag Nr. 3.110 ()
      Naja wir hätten bestimmt schon ein Menge Geld mit STX verdienen können mann hätts ja traden können aber wir hatten ja alle auf den grossen Durchbruch gehofft! Aber eins ist mit Sicherheit sicher unsere 10600 acres sind bestimmt so viel Wert wie unsere lächerliche Mk.

      Unser Problem ist einfach es geht alles zu langsam Bohrbeginn zweites EFS well würde uns mit Sicherheit schnell wieder in die 20cent Zone bringen!

      Palta Ergebnisse stehn ja auch bald an würden meine Erachtens auch 10 cent bringen.

      Ich bin auch der Meinung 2013 sollte unser Jahr werden!

      Aber jeder weiss es gehöhrt auch eine Menge Glück dazu!
      Avatar
      schrieb am 25.02.13 10:26:37
      Beitrag Nr. 3.111 ()
      Avatar
      schrieb am 01.03.13 14:34:13
      Beitrag Nr. 3.112 ()
      Hallo Leute,
      ja unser Baby ist leider ein wenig ruhig für sein Alter.Heute über ein 1% der Aktien gehandelt Kurs unverändert.
      Avatar
      schrieb am 12.03.13 18:52:52
      Beitrag Nr. 3.113 ()
      Seit geraumer Zeit, endlich mal wieder ne nennenswerte Kursbewegung gen Norden.
      Avatar
      schrieb am 12.05.13 17:41:24
      Beitrag Nr. 3.114 ()
      Es scheint, dass bald ein Announcement zu einem größeren Deal re. der Eagle-Ford-Shale Assets veröffentlicht wird.

      Möglicher Partner imho ist Sanchez Energy, mal sehen....

      Es gibt in der TRRC-Database inzwischen 4 (!) neue Drilling Applications von Cypress E&P zu Eagle Ford wells. Eine davon ist Wolters Unit 1H.



      Bigham-1 wurde offenbar nicht tief genug gedrillt und hat offenbar die EFS verpasst. Daran gemessen, wäre der derzeitige Flow um so bemerkenswerter.

      Auch die benachbarte (nördlich zu Bigham) Sanchez well "Sante" hatte technische Probleme mit dem zementieren des Casings und produziert seine 70 boed nur aus 3 Zonen...

      Offensichtlich haben wir wieder einigen Anlass anzunehmen, dass unsere EFS-Acreage besser einzuschätzen ist, als die Kursentwicklung nach der Bigham-Enttäuschung vermuten lassen würde...

      In den letzten 5 Tagen hat der Kurs knapp 30% zugelegt... Auch wenn das derzeit bestenfalls nur ein Tropfen auf einem sehr heissen Stein ist - so lässt das doch etwas hoffen, dass nun bald gute (den Kurs weiter bewegende) News kommen...

      Palta läuft übrigens auch noch und sollte ebenfalls bald irgendetwas erbringen...
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 13.05.13 10:01:17
      Beitrag Nr. 3.115 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 44.616.031 von gimo211 am 12.05.13 17:41:24Die Gerüchteküche sagt, dass inzwischen 3 Drilling Pads für EFS-Wells fertiggestellt wurden und der Auftragnehmer von CEP weitere 7 beauftragt bekommen hätte...

      Man kann demnach auf einen ziemlich großen Deal spekulieren, da 10 EFS Wells etwa 100 Dollar kosten dürften...

      ... Allemal interessant, was da kommen wird. Es wird Zeit für STX das Vorzeichen zu wechseln....
      Avatar
      schrieb am 19.05.13 06:46:58
      Beitrag Nr. 3.116 ()
      Anbei eine fantastische Zusammenstellung der Drilling-Results in der unmittelbar benachbarten EFS acreage von User "agentm" auf hotcopper.com.au. Many thanks, agentm!! And yes, we owe you a couple German beers!! ;)

      Es zeigt beeindrucken, welches de-risiking unserer Acreage-Position durch die benachbarten Aktivitäten bereits erfahren hat.

      Dieses de-risking durch andere, ist auch ganz sicher die Basis für einen größeren funding deal, der meines Erachtens "pending" ist.

      Wer aus STX aussteigen möchte (und ich kann es wirklich gut nachvollziehen), der sollte vielleicht die nächsten 2-3 Monate noch warten; wer die "guts" hat, jetzt einzusteigen, wird vermutlich eine extrem gute Trading-Chance haben.

      Drei grosse Themen in den nächsten Wochen:

      * major funding deal für unsere EFS
      * funding deal für South Cooper Basin (noch in diesem Quartal laut Quarterly...)
      * Palta results (die teuereste well, die je in Australien gedrillt wurde - das scheint sicher...)


      Hier nun die Grafik von User agentm und dannach ein Posting, welches Penn Virgina zitiert, die die schraffierte Position südlich von uns hält:







      i know the market thinks the efs is useless, i have to say i did also after the disasters in and around bingham. all wells have reasons for their performance problems, the bingham is out of zone, and a well just north of bingham had major mechanical failures, only 3 very poor fac stages were able to be done.

      if you have not sen the value in the near by wells i am posting up then think about penn virginia and what they are saying, i will highlight their region on the map also

      this from them a few weeks back...


      Year-to-date operations, we’ve had a number of positive developments which I would get into this morning detail. First of all, which is important for us, we have completely derisked our Lavaca County acreage position was now includes Magnum Hunter acreage. We believe all of this acreage included in the original 13,500 acre format that we negotiated late in 2011 is prospective now for development drilling. Under the terms of the format we now only have one well left to drill in order to earn all of the-non consent acreage associated with original drilling units in Lavaca County.


      Also mentioned in the press release were the details for two wells recently drilled in Lavaca County which gives us reason to be excited about what we have in that County. Both of these wells were drilled in the far eastern portion of the original format acreage. The Martinsen well which was one of those wells was drilled in the far southeastern portion of the acreage and tested almost 1,900 barrels a day equivalent. That’s the second best Eagle Ford well we have drilled across all of our acreage in both Gonzales and Lavaca County; it was somewhat gassier as one would expect, but the oil content alone remained intact and it tested almost 1200 barrels a day just oil.

      Next ,b>we drilled horizontally in an upper Eagle Ford interval in the far eastern portion of the same acreage. The [frac stage] well which we had in the table tested 1200 barrels a day equivalent in this upper Eagle Ford zone. This is a new zone of completion for us since typically we drilled laterally in the lower Eagle Ford interval which is about 100 feet deeper and is typically described by the industry as its high resistivity interval.

      The IP of this well assuming our typical type curve would match in approximately 500,000 well. We've only had this well unlocked for a little bit less than two months, so we need to course some additional production information to confirm the reserves. We also need to confirm that in fact it is completed separate reservoir and will take some additional drilling to do that. We also want to substantiate how extensive it is across all of our acreage and right now we are actually drilling a follow up well in the same upper Eagle Ford zone in Gonzales County, some distance away from this high [stake] well. If we can confirm this upper Eagle Ford potential, this certainly would add to the 645 locations that we already have in our current inventory with no additional land costs since this zone being part of the Eagle Ford is already been HBP.

      One way we have figured out what this zone is, we drilled some pilot wells we have talked about in the past, ran some open-hole logs. This upper Eagle Ford has always had some good mud log shows as we drill through it and the open hole logs confirm the porosity. It’s also a calcareous interval, easily fracked, sort of a transitional kind of zone between the Austin Chalk and the Eagle Ford itself. We are also continuing to add to our acreage position in Lavaca County in addition to the original farm-out acreage in the Magnum Hunter Lavaca County assets. We have added within the last year or so about 2,800 net acres and have another 4,400 net acres in the (inaudible) and would have been pick up much of this acreage from anywhere from a $1000 to $1,500 an acre. Moreover, the results for the most recent wells drilled and completed were detailed in our release with the average initial and 30-day rate substantially higher than the average for the prior wells. In general, this can be attributed to longer, lateral lengths, therefore more frac stages as well as a fact that a lot of these wells are drilled in Lavaca County where we have higher reservoir pressures.

      Going forward, many of our wells in Lavaca County will also have these longer laterals. Also important to mentioned is the initiation of our down-spacing and we made reference to two pads that had been drilled in the first quarter and completed, one of which was a two-well pad, the other which was a three-well pad. The results of these five wells were drilled on about 70-acre spacing and were among the best. As pointed out in the press release, we also recently started to flow back with another three-well pad on approximately 70 acre of spacing and each of these wells right now are raising about 1,000 barrels a day and about 400 Mcf a day.



      but dont take penn virginia word for it i say, lets look at the evidence on the ground!!!!!
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 19.05.13 19:02:37
      Beitrag Nr. 3.117 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 44.669.695 von gimo211 am 19.05.13 06:46:58Danke wieder einmal für's "Heads Up", Gimo.

      Hatte ja vor fast 2 Jahren hier mal meiner steigenden Ungeduld Ausdruck verliehen und mir eine Deadline "01.07.12" gesetzt, um ggf. dann auszusteigen, soweit nicht bis dahin substantielle Fortschritte eingetreten oder aber wenigstens ganz konkrete Zukunftschancen greifbar seien.

      Wie es dann so kam ... letzten Juli gab es zwar, wie fast immer hier seit 100 Jahren, auch weiterhin keine substantiellen Fortschritte (in Form von geldwerten Erfolgen), aber die Aussichten schienen wieder einmal doch zumindest mittelfristig sehr gut, dass nun endlich, endlich ein home run bevorstünde. Der Kurs hatte sich seinerzeit ja auch halbwegs berappelt. Also blieb ich drin - und log meinem eigenen 'make or break per 01.07.12'-Kriterium faktisch selbst in die Tasche.

      Ich stelle fest: meine Bindung, Hassliebe oder was auch immer ist doch psychologisch sehr stark zu dieser Aktie, welche einem nun über so viele Jahre ein Auf und Ab beschwert hat, wie ich es in der Form eigentlich nie bei einer anderen Firma erlebt habe, wo es sich doch meistens nach ein paar Jahren Richtung 'hopp' oder 'topp' entscheidet.

      Ich denke aber, auch bei STX ist die Entscheidung nicht mehr unendlich fern. Entweder, sie erzielen nun an einer Front einen echten Erfolg. Oder die nächste, dann unumgängliche Verwässerung würde zu so niedrigem Kurs erfolgen, dass es den Altaktionären fast jede Upside nimmt. Ich glaube auch, dass die über alle Jahre immer in beträchtlichem Mass vorhandene Bereitschaft von Altaktionären zur Zeichnung neuer Aktien dann irgendwann am Ende sein wird.

      Du sprachst ja auch vor einiger Zeit davon, hier unter bestimmten Umständen eventuell doch ein Werfen des Handtuchs zu erwägen. Hast Du für Dich eigentlich mittlerweile eine zeitliche Deadline oder bestimmte, faktische Benchmarks fstgelegt?
      Avatar
      schrieb am 20.05.13 17:57:20
      Beitrag Nr. 3.118 ()
      Hi uprock,

      schön, dass wir hier einmal wieder korrespondieren... :cool:

      ich bin natürlich ebenfalls vollkommen gefrustet... STX hatte immer wieder gute Aussichten und man konnte aus gutem Grund auf einen Durchbruch hoffen, und jedes mal endete es in einer - meist bitteren - Enttäuschung...

      Was waren das noch Zeiten, als man an der Texas Gulf Coast einen sensationellen Erfolg nach dem anderen in dem high risk middle Wilcox gas-/Condensate-Zonen setzte (man erinnert sich vielleicht noch an die Duncan und Freeman wells...). und dann brach der "Lauf" plötzlich ab - jede neue well war ein Duster... wie schwierig es ist, eine solche Situation richtig einzuschätzen. Zeitweise glaubte man einen technischen Vorteil zu haben und man trifft immer... und dann der Beginn des Desasters...

      Genau das Gleiche mit der Eagle-Ford-Shale... Man konnte wirklich ersthaft erwarten, dass Bigham ein Erfolg wird (nicht zuletzt die Insider haben das erwartet, die ja kurz vor dem Drilling mit echtem Geld zugekauft hatten - und auch ich hatte daraufhin noch mal richtig zugekauft...) und dann drillen sie offenbar die horizontale section nicht tief genug und verfehlen die EFS... was für ein sh....

      Tja, ich teile Deine Auffassung - eine echte Hassliebe...

      Da ich inzwischen meinen Fokus mehr auf East Africa gerichtet habe, werde ich auf kurz oder lang bei STX aussteigen. Ich halte noch immer South Copper für ein grandioses Asset - und daher hat STX noch immer großes Potential - aber ich habe einfach keine Lust mehr auf diese Company - zu oft bin ich enttäuscht worden - zuviel vermeidbare Fehler wurden gemacht...

      Wenn der EFS-Deal kommt + initial funding für South Cooper in diesem Quartal (eventuell Vorwärtsverkäufe an zukünftigen Gas-Abnehmer), dann kommt vermutlich auch meine Zeit des Rückzugs aus STX...

      Jetzt auszusteigen halte ich für falsch - kurzfristig ist einiges an Momentum drin - ich bin sogar am überlegen, zuzukaufen - aber ich habe keine langfristigen Absichten mehr mit STX...

      cheers
      Avatar
      schrieb am 21.05.13 18:03:47
      Beitrag Nr. 3.119 ()
      moment mal - was sind das denn für Gedanken? - aussteigen? - niemals.

      Strike wird wie Phoenix aus der Asche steigen - ganz sicher ;-)

      Jetzt wo wir so lange drin sind - könnt ihr doch nicht einfach aussteigen.

      Wer ist denn noch dabei - oder sind schon alle draußen - außer mir?
      Avatar
      schrieb am 21.05.13 18:24:10
      Beitrag Nr. 3.120 ()
      Hab gerade erst welche geordert.
      Für den Fall der Fälle.
      Verbilligungspotential genutzt.
      Wenn die Order Erfolg hat.
      Avatar
      schrieb am 23.05.13 07:11:03
      Beitrag Nr. 3.121 ()
      Heute das Announcement zum funding-Deal für 2 EFS wells und aber auch zwei Permian Basin wells in diesem Jahr. Eine Kreditaufnahme für bis zu 8 Mio. US$.

      Das es auch zwei Permian Basin wells geben wird, finde ich sehr gut; Das könnte ein interessantes Ergebnis von der "Sideline" geben, wenn dort die Shale-Sequenz erfolgreich produzieren sollte...

      Als nächstes steht eine funding-Deal für South Cooper an und natürlich irgendwann auch Palta. Dann wird es im 2. Hj. eine ganze Reihe von Drillings in allen drei Operativen Gebieten geben. Ich denke, somit wird STX in den nächsten Wochen/Monaten an Momentum zurück gewinnen.


      http://www.strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20130523_U…
      Avatar
      schrieb am 02.06.13 08:59:50
      Beitrag Nr. 3.122 ()
      Ein exzellenter Artikel, der einen umfassenden Überblick zu den unconventional plays in Australien gibt:


      http://www.epmag.com/item/Australian-unconventional-plays-re…


      Australian unconventional plays remain in proof-of-concept stage

      With only four hydraulic fracturing crews in the country and few drilling rigs capable of performing horizontal drilling, Australia’s oil and gas shale and tight sand development is in its infancy.


      The first unconventional horizontal well in the Cooper basin in Australia was being drilled at the end of January 2013 by Beach Energy Ltd. Even with current exploration programs, shale oil or gas production in the country is very limited. Australia does have gas production from tight sands and coalseam gas (CSG). However, there are millions of acres in untested exploration licenses, which make Australia’s unconventional resources a tempting target.

      The Australian unconventional plays are so tempting that Beach Energy announced Feb. 25 that Chevron would spend up to US $349 million to farm in on Beach’s Petroleum Exploration License (PEL) 218 in South Australia and Authority to Prospect (ATP) 855 in Queensland. The farm-out will position Beach for long-term appraisal and development of unconventional exploration in the Nappamerri Trough.

      “Shale oil/gas has been a game changer in the US. While the Australian shale sector is at an early stage, the potential size of the resource base (estimated at 396 Tcf by the US Energy Information Administration) holds long-term promise. With the country poised to become a major LNG exporter (about 80 million metric tons [MMmt] per year capacity by 2018), we believe shale could represent the next avenue of development that can feed LNG supply,” said Asit Sen, director, Dahlman Rose & Co., in a March 4 analysis.

      “We view Chevron’s recent investment in the Cooper basin as strategically significant. Estimated shale resource potential in the country appears massive with proximity to robust Asia-Pacific LNG markets. We expect activityin Aussie unconventional plays to build momentum,” he continued. “Chevron has become the first oil major to invest in the Cooper basin. We view Chevron’s entrance in the Aussie shale arena, while initially relatively small, as strategically significant,” he added.

      “While several international oil companies, including Hess, ConocoPhillips, BG Group, Chevron, Total, and national oil companies have announced investments, we expect activity to pick up momentum. Local companies such as Santos, Beach Energy, Senex Energy, Drillsearch Energy, Icon Energy, and Linc Energy, among others, are leveraged to shale plays in Australia,” Sen emphasized.

      Investments in developing the potential of unconventional gas in the Cooper basin bode well for the nascent industry in Australia. When coupled with the development of CSG reserves, primarily in the Bowen and Surat basins to supply LNG export projects on Curtis Island near Gladstone, the pace for development of unconventional oil and gas resources in Australia is ready to move forward much faster.

      Issues facing unconventional development

      “The issue in Australia at the moment fundamentally is cost,” Ian Davies, managing director and CEO, Senex Energy Ltd., told E&P. “It is very, very expensive. A vertical well drilled to 2,000 m to 3,000 m [6,600 ft to 9,900 ft] and fully fracture-stimulated costs $10 million. Horizontal fraced wells run $15 million to $20 million. The locations are remote, and rigs and services are costly to mobilize. Labor sometimes runs to $100,000 a day. It is an expensive place to do business when you have a low volume of work.

      “It is going to be high-cost until the industry matures. You don’t have the number of service companies here. You choose from one or two service companies for drilling, cementing, fracturing, and logging. You can’t just dream that services will just be there. You’ve got to create an environment for it to come, and we’re working with government and other operators to make that happen,” he continued.

      David Wrench, managing director, Strike Energy Ltd., agreed. “Exploration and development status in Australia is in the early stages. When we look at what we know in the Eagle Ford [in the US] and compare it to the Cooper basin, we are many years behind in our understanding of how to develop the resource. Even in the Cooper basin, which is the most prolific hydrocarbon basin in Australia, we drilled wells last year that surprised the industry.”

      Added Diana Hoff, vice president, technical and engineering, Santos, “If shale takes off, we’re going to need a lot more [services and equipment]. That’s the bottom line. Right now, companies are very eager to bring additional crews into Australia. This is seen as a good market with great potential, particularly when it comes to unconventionals.”

      The biggest attraction for unconventional resources in Australia is the potential volume of natural gas. The Petroleum Exploration Society of Australia (PESA) estimated that the Cooper basin could hold unconventional gas resources of 250 Tcf. PESA put estimates for the Canning basin at 229 Tcf, the Perth basin at 71 Tcf, and the Maryborough basin at 23 Tcf. The Australian Bureau of Agricultural and Resource Economics (ABARE) estimated potential CSG resources in eastern Australia of 250 Tcf, which includes the Bowen and Surat basins.

      Australian companies are faced with the challenge of unlocking unconventional gas and oil development. Many of those same companies have holdings in US shale plays, which have provided impetus for Australian efforts.

      The unconventional plays in Australia have some distinct differences from the major North American plays, Wrench explained. The depositional environment in Australia is predominantly terrestrial vs. marine in North America. The predominant source rocks are coal and lacustrine shales as opposed to marine shales in North America. In Australia the hydrocarbons are mostly gas with some NGL compared to oil, gas, and condensate in the US.

      There are other problems facing unconventional oil and gas operators. “In Australia all mineral rights are owned by the state. We have no private mineral ownership,” Wrench said. “A major problem is that the surface owner has no economic interest in the subsurface rights. There is an inherent conflict of interest over the surface and subsurface rights. We have a more difficult process in terms of land access, particularly in developing a resource play where activity is very intense.”

      The CSG developers are facing a different problem: water. Since most of the hydraulic fracturing in Australia is in vertical wells, the demand for water for fracing is not as high as it is in the US. However, a tremendous amount of water is produced with the CSG. Galilee Energy had to build a fully engineered dam to hold the water produced from its pilot gas project in the Galilee basin in Queensland.

      “It’s an ongoing conversation with landowners and local neighbors since they would like to use that water. It is not freshwater in that it doesn’t meet the requirements according to the regulators in terms of its fluoride content. It is not just understanding the coal itself and the right engineering mixes to dewater so the gas can flow; it is also dealing with helping the regulators get up to speed and having the right strategies in place,” Glenn Haworth, CEO, Galilee Energy, told E&P.

      Cooper/Eromanga basin

      Santos is the original, as well as the largest, leaseholder in the Cooper basin, which stretches across the northeast corner of South Australia and the southwest portion of Queensland. Until 1999 Santos had a monopoly in the basin. From 1999 to 2000, the government had the company relinquish acreage that was undeveloped.

      The company focused on conventional oil and gas development and is now turning its attention to unconventional resources. “We’ve been exploring conventionally over a significant portion of that acreage for 30 to 40 years,” Bill Ovenden, acting vice president, exploration and subsurface, said. “This year we will spend about one-third of our exploration drilling budget on the Cooper unconventional plays.”

      “We have different plays in the basin,” Hoff added. “That is what makes the Cooper basin fun. We have the shale that we are just getting started on, and there are actually deep coals as well that my geoscientist friends tell me are quite intriguing.”

      Ovenden added that these coals “have great gas saturations. We’ve got six different unconventional plays, ranging from tight gas sands to pure shale plays. We’re trying now to move many of those to discovery.”

      One discovery was made close to gas gathering infrastructure, allowing the company to begin Australia’s first commercial shale gas production from its Moomba-191 well within 30 to 40 days. On Oct. 19, 2012, Santos announced the shale well flowed at a stabilized rate of 2.7 MMcf/d from the Roseneath, Epsilon, and Murteree (REM) shales. “The connection of the Moomba-191 well is a significant step forward as we work to unlock the vast unconventional potential of the Cooper basin,” James Baulderstone, vice president, eastern Australia, Santos, said in the press release.

      Each of the REM formations was fraced in the vertical well. “Those were big fracs with approximately 600,000 pounds of proppant. They are probably the largest fracs pumped in Australia. We had 32,000 hp on location. It was the largest for us for sure. Halliburton pumped it,” Hoff said.

      “That is the first test in which we have been focused on amping up the shale plays,” Ovenden continued. “We’re looking at repeating that outcome and bulking up on some other plays we have identified out there.”

      Santos is drilling a horizontal well near the Moomba-191 and will frac the REM section to see what a horizontal section will flow, he said. “This year we are drilling three vertical-horizontal pairs close to infrastructure to try to replicate the Moomba-191 result and test [to see if we get the desired result]. We will vary the horizontal lengths and number of frac stages,” he added.

      “We’re also drilling three vertical wells in another part of the basin in the Nappamerri Trough to get some core control on the shales there. We will also test the basin-centered gas play that we feel has a lot of merit,” Ovenden said.

      Another company heavily involved in the Cooper basin is Senex, with close to 73,000 sq km (28,185 sq miles) of exploration permits. “Even in the Cooper basin, which contains 130,000 sq km [50,193 sq miles], only about 3,000 wells have been drilled. If this were Canada or the US, you would have 100,000 wells. It is very immature in terms of what you are used to in North America. As a result, you have this big opportunity,” Davies said.

      Steven Scott, general manager, exploration, Senex, noted that in the Cooper basin there are two shales with sandstone sandwiched in between. “It is like the Piceance basin. The shales are not deep, black shales. These are not marine shales like the Haynesville or Barnett. These are fluvial lacustrine shales, which is more like the Piceance.”

      The top of the Permian sequence is the Toolachee formation. At the bottom of the sequence are the Patchawarra and Tirrawarra sandstones. In between is the REM group. In early February Senex started a large-scale fracture stimulation program on its unconventional gas wells in the South Australian Cooper basin.

      The five-well program involves three wells in its southern permit (Skipton-1, Kingston Rule-1, and Talaq-1), one well in its northern permit (Paning-2), and the existing Hornet-1 well. Senex expects the program to provide information on production rates after fracing.

      On March 11, Senex announced the completion of a multizone fracture stimulation of the Kingston Rule-1 well with gas flowing to the surface at a constrained rate of 1.2 MMcf/d. The Kingston Rule-1 targeted the tight gas sands of the Patchawarra Formation with a vertical well drilled to 2,872 m (9,478 ft). Davies was enthusiastic about the preliminary flows during cleanup and flowback. “Initial gas flow rates from Kingston Rule-1 have met and exceeded the prime objective of mobilizing significant gas to the surface from a tight sand reservoir. The result confirms our confidence in the Cooper basin as a world-class energy precinct,” he said.

      “Unconventional gas in Australia is in its infancy. We’re probably 10 years behind the US. Given that we don’t have an integrated spot market, it is just a step harder,” Davies told E&P.

      “We’re at the beginning. We have drilled five wells out of a 16-well program. We have another 11 wells to go in the current budgeted program. These are vertical wells since they are exploration wells, which we will fully fracture-stimulate and flow-test.”

      One of the most active companies in the unconventional play in the Cooper basin is Beach Energy. “The Cooper basin is a great place to work as it is strategically located within reach of the East Coast Australian gas markets with infrastructure on our doorstep. An added bonus is we have strong working relationships with both the South Australian and Queensland governments,” said Chris Jamieson, general manager, investor relations, Beach Energy.

      “The work we are undertaking in terms of fracture stimulation has been ongoing in the Cooper basin for 30 years, with around 700 wells fracture-stimulated in the Cooper basin to date. So what we are doing is nothing new.”

      Neal Gibbins, Beach COO, said, “From our point of view there are two components to our unconventional play. The first component and initial target was shale gas, and the second is basin-centered gas, which is focused mainly on tight sandstones. The Cooper basin has two troughs: the Patchawarra Trough and Nappamerri Trough.

      “From the work we have undertaken to date in the Nappamerri Trough, we have discovered there is gas saturation through the Permian target zone. The exciting thing from Beach’s perspective is that we have more than 1 km (0.6 miles) of gas saturation in this zone, which we believe extends under our two permits, which has an areal extent in excess of 3,200 sq km (1,235.5 sq miles),” he continued.

      So far the company has drilled eight out of 12 vertical appraisal wells in its current program. All of these wells will be fracture-stimulated. The company also will drill two horizontal wells – Holdfast-2 and Encounter-2 – for a total of 14 wells.

      In February 2013 one of the wells – the Halifax-1 on ATP 855P in Queensland – flowed 4.2 MMcf/d during flowback. The well was drilled to a total depth of 4,267 m (14,081 ft). Fracture stimulation over 14 stages was performed over the entire gas-saturated Permian target zone. Seven stages were completed in the Patchawarra sandstone, one in the Murturee shale, two in the Epsilon sandstone, two in the Roseneath shale, one in the Daralingie formation, and one in the Toolachee formation.

      “We have started our first horizontal well,” Gibbins continued. “We have drilled eight vertical wells to date, all of which have been cored with a substantial amount of data acquired. The approach to this unconventional play has been very methodical. We are moving up the learning curve and seeing improvement in each well drilled and fracture-stimulated along the way.

      “This is the most aggressive program Beach has undertaken,” Gibbins added. “Our operations also deliver production and cash flow, which means we are comfortably funded from a capital expenditure program perspective over the coming years.”

      The company is evaluating the unconventional play and getting Beach into a position to tap either the domestic gas market or international LNG exports by 2015 to 2016. With the infusion of capital from Chevron, the company should be able to accelerate its unconventional program.

      Exploring western, southern basin flanks

      As the third largest leaseholder in the Cooper basin behind Santos and Senex, Drillsearch recognizes robust opportunities for conventional and unconventional resources. “In looking at the Cooper basin, what you see is a cornucopia of opportunity,” said Brad Lingo, managing director, Drillsearch. “There are clear indications that the geoscientists have realized that there are large parts of the basin where there are significant unconventional resources.

      “First and foremost, the Cooper basin has been historically underexplored and underexploited. Looking at the South Australian part of the basin around 2010, only 850 exploration wells had been drilled over 25,000 sq km [9,652 sq miles]. That is basically one exploration well per 20 sq km [7.7 sq miles], and that is clearly not dense activity,” he continued.

      “We realized that our acreage position represented significant holdings within the core of the Cooper basin. Various components of our acreage represented oil-prone and wet gas-prone areas. Then there are areas that are likely to be purely unconventional plays,” Lingo said.

      Technology is important to the company. Drillsearch was one of the first companies to use 3-D seismic as a regional exploration tool in Australia. The company utilized the proprietary WesternGeco UniQ 3-D seismic acquisition system with the survey incorporating some of the most advanced technology currently available to the onshore seismic industry. Drillsearch’s Winnie seismic program was the largest 3-D seismic survey ever acquired onshore Australia – 1,054 sq km (407 sq miles).

      “We’ve redeployed the team to another part of the Cooper basin. It has already completed two surveys for us – one in the shale gas fairway and another in one of our oil project areas,” he said.

      Lingo explained that the company built a three-legged business model. Drillsearch focuses its business around conventional oil in the Western Flank Oil Fairway, conventional wet gas, and tight sandstones.

      “Our unconventional activities are largely focused on tackling the Permian-aged sequences. These include the shale sequences associated with the REM package, the tight sands associated with the Patchawarra formation, and the tight oil associated with the Tirrawarra formation,” Lingo explained.

      On the conventional side, Drillsearch is going back into its oil fairway on the Western Flank of the basin. “One of the first wells we drilled with Beach was based on 3-D seismic. We believe there was an oil discovery that was made on the Western Flank in our permit in the mid-1980s. We recently acquired 3-D over the area, looked at the well log, and what we interpreted was that it looked as though it was a missed oil discovery,” Lingo said.

      Strike Energy is focused on the southern flanks of the Cooper Basin in South Australia. “We have three main permits relevant to the unconventional play. The biggest hydrocarbon source rocks in the Cooper basin are the coals. Where there are coals, there is gas,” Wrench told E&P.

      The company has a play in the Eagle Ford in the US. “We’ve learned very quickly, as we’ve developed that play, of the importance of understanding precisely which generation window you are in. The gas-condensate window is really where your dollars are, but you’ve got the liquids that are driving your revenue,” he continued.

      Strike has drilled two wells in the southern part of the basin. The company was looking for shales and coals and was trying to understand thermal maturities. In the Permian section Strike found both shales and coals.

      “We got gas shows and heavy hydrocarbons. We know we’re in a hydrocarbon-generating window. With the second well drilled (Davenport 1), we really were surprised. We got massively thick coals, way thicker than we expected. In that well we found more than 100 m [330 ft] of net coal in three or four seams. In the rest of the Cooper basin you are getting maybe 30 m to 50 m [100 ft to 165 ft] of coal in that same interval,” Wrench said. “We now have a play, net to Strike, in the coals alone of 6 Tcf to 16 Tcf. We believe this is a big discovery, but we have not fully grasped it yet.”

      In 2013 the company plans to do more targeted evaluation work in Block PEL 96 and also is planning a three-well drilling program. Strike is proposing to go back into the Davenport-1 to frac and flow-test the well. This is not an exploration plan any longer. There is a huge resource there, and now it is about finding a way to produce it economically, he added.

      Like other companies, Strike faces challenges. “We have almost a million net acres – it is massive by US standards. No small company like Strike could get anywhere near this in the US.

      “The more difficult part is commercialization and development,” Wrench continued. “We don’t have the same infrastructure and service providers. Things that are taken for granted in the US are not available in Australia. That is the biggest challenge. We’ve got the resource, lease packages, land, and very interesting market dynamics. We don’t have the capacity within the industry in Australia currently to do all the work that needs to be done.”


      Surat, Bowen basins

      CSG has been produced from the Surat and Bowen basins in Queensland for decades for the domestic market. Now there is impetus for developing these reserves – the export of LNG from the Queensland Curtis LNG, Gladstone LNG, and Australia-Pacific LNG plants on Curtis Island near Gladstone.

      A huge number of wells will be drilled, up to 32,000 total. Queensland Gas Co. (QGC) has drilled about 1,100 wells and expects to drill a total of 6,000 wells over more than 4,500 sq km (1,737 sq miles) by 2030 to supply the Queensland Curtis LNG project. Each well costs a little more than $1 million to drill, according to BG, QGC’s owner. The company expects to have drilled a total of 2,000 wells by 2014 when the plant begins exporting.

      Arrow Energy, a joint venture (JV) of Shell Australia and PetroChina, has not made a final investment decision on its LNG plant. The company has drilled about 1,000 wells so far and expects to drill a total of 15,000 wells to support its planned two-train plant with a capacity of 8 MMmt/year.

      Australia-Pacific LNG has more than 17,000 sq km (6,564 sq miles) of CSG acreage in the Surat and Bowen basins and 18,000 sq km (6,950 sq miles) in the Galilee basin, which “will provide the potential CSG production capacity required to feed the LNG facility for decades,” according to the company’s executive summary. “A total of 10,000 wells are anticipated over the life of the project.”

      Hoff said that Santos’ first environmental impact statement had 2,500 wells. “Now we’ve applied for more wells, and we’ll be drilling 300 wells per year over the next several years,” she added.

      “The Bowen basin has Paleozoic coals with Permian coals associated with that,” said Ovenden. “Those are high-quality coals. The Surat basin sequence is Mesozoic and Tertiary. At the base of that sequence is a series of well-developed Jurassic coals, which don’t have the same quality.”

      To drill the coals, Santos has to determine whether to go with fluids or underbalanced drilling. “If we go with fluids and we are overbalanced, we tend to frac those wells. Some of the coals are so permeable that you can’t even hold a column of fluid in them. We tend to drill them underbalanced so that we don’t frac them,” Hoff said. “We stimulate less than 10% of our CSG wells.”

      Senex also has a legacy CSG position in Queensland. The company has four CSG permits – two in the eastern Surat basin and two in the western Surat basin. Total recoverable reserves are expected to be about 500 Bcf, according to Davies.

      “We’re still in a quite early stage with those permits. We are doing exploration in terms of core holes and early-stage appraisal. We are working to come up with a development plan in the next 12 to 18 months,” he said.

      In late February, Senex increased it CSG asset base by 15% with net reserves and resources increased to 570 Bcf as a result of exploration and appraisal success.

      Perth basin

      There is a huge potential for unconventional gas onshore Western Australia, according to Jeff Haworth, director of technology, petroleum division, Western Australia Department of Mines and Petroleum. With 3.5 times the land area of Texas, the Australian state contains an estimated 300 Tcf of unconventional gas resources.

      The shale in the Goldwyer formation in the Canning basin has estimated shale gas resources of 229 Tcf, while the Carynginia and Kockatea shales in the Perth basin have an estimated 59 Tcf of gas resources.

      Currently, there is a lack of modern drilling rigs capable of drilling deep horizontal holes 1 km to 2 km (0.6 miles to 1.2 miles), he said. Other service units such as wireline equipment are old. There is a need for training or for importing foreign-trained workers.

      “Unconventional gas development is in the exploratory stage in Western Australia,” he said. “Opportunities exist for both explorers and service providers to invest in Western Australia.”

      Of all the active basins with unconventional plays, the Perth basin in Western Australia faces challenges in terms of rig and frac spread availability but is well served by existing infrastructure. AWE Ltd. did fracing in three proof-of-concept wells between July 2012 and September 2012. However, to do that the company had to have one of the two frac crews in eastern Australia at that time move the men and equipment all the way across the continent.

      The fracing of the three vertical wells – Senecio-2, Woodada Deep-1, and Arrowsmith-2 – was successful. Eight separate zones in tight sands and shales were stimulated, with hydrocarbons flowing from each zone. “The Arrowsmith well was drilled specifically to test shale and tight gas opportunities in the northern Perth basin,” Bruce Clement, AWE CEO, told E&P. “The Woodada Deep was an existing gas production well that was deepened to test the underlying shale.”

      Norwest Energy is the operator for the Arrowsmith well with a 27.95% interest. AWE has a 44.25% interest, and Bharat PetroResources Ltd. has a 27.8% interest. The Arrowsmith well was a pure exploration well for the company. “We’re continuing the flowback testing from that well. We fraced five zones and isolated each zone with cement plugs. We are progressively going down and testing the individual zones, but we won’t have the results for a few more months,” Clement said.

      “We had some promising results from the top shale, the Kockatea shale, which produced some gas and liquids. We’re now in the second zone, the Carynginia shale, where we’ve seen some initial flowback rates of a few hundred thousand cubic feet. There are a couple of deeper zones – the Irwin River Coal Measures (a sequence of coals, tight sands, and shales) and the High Cliff sandstone,” he said.

      The High Cliff is the deepest zone. During the initial testing, AWE was able to flow 750,000 cf/d. “That looks very promising for a tight gas development,” he added.

      “The plan going forward is to finish the work on Arrowsmith. If we are satisfied with the potential there – and at this stage it looks like there is potential – the next logical step is to drill a horizontal proof-of-concept development well and a multistage frac into one of the shales to see if it can deliver sustainable commercial production,” Clement said. “That’s a decision that we have not made yet. We will consider opportunities elsewhere in the basin because we have a very large acreage position, and it is a very large opportunity.”

      The next stage for the company is to go forward with a development feasibility study at the Senecio tight gas field. The Wagina and Dongara sandstones were perforated and stimulated over a 5-m (16.5-ft) interval. The latest flow test in September 2012 achieved a stabilized flow rate of 1.35 MMcf/d. Data from the flow test will be combined with 3-D seismic to build the reservoir model to evaluate potential development.

      Northern Territory basins

      Willem Westra van Holthe, minister for Mines and Energy, Northern Territory, is squarely behind the shale oil and gas industry. “I think we’ve attracted an enormous amount of interest in unconventional gas in the Northern Territory,” he said. “PetroFrontier is the first company to actually do horizontal stimulations in the territory. Emphasis on unconventional oil and gas in the territory is fairly new. We’ve only got two horizontally fraced wells done by PetroFrontier.

      “Interest is probably a little more prominent now for two reasons: Technology is more readily available, and evidence is now mounting to suggest the Northern Territory is highly prospective for unconventional oil and gas. Only in the past few years interest has started to peak up,” he said.

      “An ABARE report dated Oct. 2012 notes gas projects are the main contributor to the value of the Northern Territory potential investment pipeline. The Northern Territory is ideally placed to provide a full range of onshore conventional oil and gas and onshore unconventional gas services,” he told participants at the Australian-American Chamber of Commerce meeting Feb. 18 in Houston.

      When it comes to investment in the territory, Westra Van Holthe pointed to the $34 billion being invested by Total and Inpex in the offshore Icthys project and new LNG plant in Darwin. “There are companies like Santos and Hess talking about hundreds of millions of dollars in investment over the next couple of years.”

      Added Ovenden, “[Santos has] taken a 23,000-sq-km [8,880-sq-mile] position in the McArthur basin in the Northern Territory. That is oil shale. Our acreage footprint has gone from 117,000 sq km [45,174 sq miles] at the end of 2011 to 230,000 sq km [88,803 sq miles] onshore Australian unconventional exposure in net acreage position.”

      Westra Van Holthe explained that a Country Liberal government was elected in August 2012, replacing the Labor government. For companies looking to invest, there is a new paradigm. “If a proposal stacks up on its ability to meet all the requirements, then it should go ahead,” he said. “I think we’re able to provide a stable political climate that helps companies focus their interest on the reserves we have. My mantra is to be very supportive of responsible exploitation of our resources.”

      About 50% of the land area in the territory is owned by aboriginal land trusts. “Without a doubt, the aboriginal aspect is encapsulated under the need to obtain cultural licenses as well as social licenses,” Westra Van Holthe said. “For companies to operate on those lands

      there are additional regulatory hurdles the companies have to get through. The process can be quite slow at times. The government works with the land councils to expedite the process. I think it is one of the biggest nonfinancial impediments to developing resources in the territory.

      “We are a stable government that is concerned more about the process than politics. The mining and energy sector fits into what we have termed our three-hub economy. The three hubs for us are mining and energy, food production and export, and tourism and education. With the new government and a new paradigm, no doubt we consider ourselves open for business,” he added.

      Galilee basin

      One of the most underexplored basins in Australia is the Galilee basin in Queensland. Exoma Energy and Galilee Energy Ltd. are two small companies tackling the great expanses of the basin, which is in the middle of central Queensland. In this area the Galilee basin (Permian/ Triassic) is under both the Great Artesian basin and the Eromanga basin (Jurassic/Cretaceous).

      “Coal mines have been proposed on the eastern periphery of the basin – 30-million-metric-ton scale mines,” Haworth said. “It’s a region receiving significant investment, and some serious players are in that region.”

      The unconventional oil and gas prospecting is not moving nearly as fast as coal mining. Galilee Energy has about 7,000 sq km (2,703 sq miles) in the underexplored basin. The founding of the company is tied to former Houston company Enron. “When Enron Northern Gas came to Australia in the early 1990s, the company reviewed CSG across Queensland. Enron thought the Galilee basin offered the greatest value. The origin of our company is a JV with Enron,” he said.

      Some of the legacy assets include the Rodney Creek gas field. One of the tenements the company has is a 50:50 JV with Australia Gas and Light (AGL) on ATP 529P with AGL as the operator. The company’s midterm strategy is to deliver CSG. Short term, Galilee wants to acquire oil and gas projects to provide positive cash flow. Cash on hand as of Sept. 30, 2012, was $33.1 million.

      The CSG potential is in the Betts Creek beds (Permian) with coal intervals up to 35 m (115 ft) net. In drilling the basin, “we go all the way through the Eromanga. We get into the top of the Galilee and keep going until we hit what is called the Betts Creek beds. We then enter what is called the Aramac coal measure or the early Permian sequence. In our tenement depths range from 900 m to 1,400 m [2,970 ft to 4,620 ft],” Haworth continued.

      The company is tapping into different seams to learn about those formations. The Glenaras anticline is a “sweet spot” with good to moderate permeability from natural coal fractures. “Part of the Glenaras pilot project is to see the interconnectivity between the wells. We wish to demonstrate gas flow,” he added.

      The company was using a UDL1200 trailer-mounted drilling rig. Simon Brodie, CFO, Galilee, said, “We’re a long way inland with no real infrastructure to support us. The planning and organizing of a drilling campaign [and] management of water treatment is a skill base of itself, which has to develop and is developing. We still struggle to get the people with the equipment that is reliable.”

      Exoma Energy has a different strategy for working in the basin. “For a junior [company] we are quite unusual in our strategy,” said Rob Crook, CEO, Exoma. “We’re in the Galilee basin doing solely exploration at the moment. We have a JV partnership with the gas and energy division of China National Offshore Oil Corp. [CNOOC]. It is a frontier basin. CNOOC has funded two years of pretty extensive exploration.

      “In two years we’ve drilled 19 wells, mostly CSG wells. The Galilee basin has been explored for conventional oil for 40 some odd years. That has given us some seismic and stratigraphic hole information, but none of those were looking for CSG or shale plays,” he said. “It is fair to say CSG has not been successful. Coals in the Galilee basin are unstaturated with very low gas content.

      “We’re in the process with our JV partner to work out whether to continue to identify sweet spots that are favorably endowed geologically. For CNOOC it might make perfect sense to throw a lot of money at it. For a small company that is probably too risky. We’re also looking at shales. The Toolebuc overlays the CSG, and it is a highly organic shale. We’ve done a lot of geochemical work in the US, and obviously the US demand for shale laboratory work displaces us. We’re back down the queue a little bit,” Crook continued.

      “The Toolebuc is at the oil window. In some places we’re getting generation and then expulsion. We’re waiting for data. We’ve drilled 11 shale core wells. We have cuttings from a further seven wells. We’ve got 18 datapoints. That’s a work in progress, but I suspect it is going to give us a direction in which to go. We have recovered oil in the core barrel from one of them,” he added.
      Avatar
      schrieb am 13.06.13 16:49:10
      Beitrag Nr. 3.123 ()
      Wednesday, June 12, 2013 by Bevis Yeo

      Strike Energy spuds Texas gas and condensate well

      Strike Energy (ASX: STX) has spudded its Wolters-1H well in Texas that targets the gas and condensate in the highly prospective Eagle Ford Shale.

      Wolters-1H in the Cypress Eagle Ford Shale Joint Venture in Lavaca and Fayette Counties will be drilled to a vertical depth of about 12,850 feet before a 6,000 foot lateral is drilled and cased in the Lower Eagle Ford Shale.

      A multi-stage fracture stimulation program will then be undertaken and the well will be completed for production testing.

      Wolters-1H is the third well the company is currently participating in. The second is also located in the Eagle Ford while the last is Shell’s Palta-1 well in the Carnarvon Basin offshore Australia.

      Its share of costs for Wolters-1H is funded by the non-recourse production payment funding facility provided by BlueRock Energy Capital announced on 23 May 2013.

      The facility is available to fund drilling and completion costs of the Eagle Ford Shale and Permian Basin wells planned for 2013 up to an initial limit of US$6 million with an option to increase the facility to US$8 million.

      The facility will be repaid via a revenue interest in the company’s producing wells.

      Strike has 10,680 net acres in the Eagle Ford where recent on-trend results from offset operators are de-risking the play.

      With the next phase of evaluation of the US assets underway, the company’s resources are now fully directed to progressing the Southern Cooper Basin Gas project.

      This covers 927,037 net acres and has estimated recoverable prospective gas resource of between 6 trillion and 16 trillion cubic feet of gas net to Strike.

      The project also has direct pipeline access and in the event of an exploration success, has a rapid appraisal and development timeline.


      Die erste gute Nachricht seit Wochen macht mir aufjedenfall wieder sehr viel Hoffnung auf höhere Kurse! Viel Glück uns allen wir hätten es auf jedenfall mal verdient!
      Avatar
      schrieb am 19.06.13 17:24:15
      Beitrag Nr. 3.124 ()
      Wann wird's der Kurs zeigen?
      Avatar
      schrieb am 20.06.13 14:12:24
      Beitrag Nr. 3.125 ()
      Zur Zeit haben wir drei Projekte am laufen Palta seitens Shell Ergebniss is ja eigentlich schon lange überfällig! Permbecken wird ja auch derzeit gedrillt erwarte ich im Juli Ergebnisse.
      EFS ist natürlich mein Hauptfavorit wir sind ja auch schon in der horizontalen Bohrung bis zu den ersten IPs könntes aber schon noch 8 Wochen dauern. Auf jedenfall erwarte ich nicht das gleiche Desaster wie bei Bigham1!
      Avatar
      schrieb am 25.06.13 14:19:23
      Beitrag Nr. 3.126 ()
      Z.Zt. sehe ich eine abfallende Tendenz.
      Avatar
      schrieb am 25.06.13 14:22:40
      Beitrag Nr. 3.127 ()
      Die neative Kursentwicklung gefällt mir gar nicht.
      Avatar
      schrieb am 25.06.13 14:23:53
      Beitrag Nr. 3.128 ()
      neative = negative
      Avatar
      schrieb am 29.06.13 09:14:24
      Beitrag Nr. 3.129 ()
      Schwierig zu beurteilen warum der Kurs so weit fällt Börse ist oft nicht logisch!
      Ich kann nur sagen an den fundamentalen Daten hat sich nichts geändert!
      Zwei EFS-Bohrungen finanziert anliegende Gebiete heiß umkämpft
      Permbecken erste Bohrung Ergebnisse Juli
      Probleme bei Palta angeblich bis Mitte Juli behoben
      PEL96 wahrscheinlich auch im zweiten Halbjahr Bohrarbeiten

      Ich denke nicht das STX an allen Fronten Schiffbruch erleiden wird!

      Und so schlecht die Stimmung jetzt auch ist kanns nur Aufwährts gehn!
      Avatar
      schrieb am 04.07.13 09:05:45
      Beitrag Nr. 3.130 ()
      ... Man darf das sogenannte tax loss selling im Juni in Australien nicht unterschätzen; das hat für STX leider ein zusätzlich negatives Momentum... Aber nun ist es vorbei....


      Im Juli stehen wichtige Ergebnisse an: Wolters im lower eagle ford shale; Permian Basin und Palta...

      Zudem gibt es ziemlich ernsthafte Diskussionen um eine Konsolidierung im Cooper Basin. STX ist natürlich ein interessanter t/o Kandidat.

      Heute plus 21% mit hohem Volumen...

      Mal sehen, wie es weiter geht...
      Avatar
      schrieb am 16.07.13 07:05:24
      Beitrag Nr. 3.131 ()
      Heute ist ein erster großer Milestone für STX genommen....

      STX hat den erste grossen funding deal für das South Cooper Programm geschlossen; das ist wirklich eine besondere Nachricht und ein massives de-risking einer Investition in STX... Diejenigen, die lange dabei sind, dürfen sich nun zu recht ein wenig freuen...

      Faktisch ist es so, dass man eine Art "Option" für rund 150 bcf Gas aus PEL 96 auf einen 20 Jahre laufenden "Vorwärtsverkauf" an einen der größten Australischen Düngemittel-Hersteller (Orica) abgibt. Für den ist das billiges Gas (etwa 35c per mcf), wenn alles wie erwartet läuft. Dafür zahlt Orica zunächst $2,5 Mio., womit STX die ersten drei Wells in PEL 96 finanzieren wird. Bei Erfolg finanziert Orica dannach das Development mit bis zu $52,5 Mio., sollte alles nach Plan gehen...

      Für STX bedeutet das zunächst, dass die ersten drei PEL 96 finanziert sind (für uns Shareholder somit ohne jede KE resp. Verwässerung...). Läuft alles wie erwartet (erfolgreiche CBM-Produktion), dann ist auch die darauffolgenden Entwicklungsphase ohne Dilution finanziert. Oder mit anderen Worten: PEL 96 läuft nun - das ist ein wesentlicher Milestone und de-risk... :cool:

      Jetzt warten wir weiter auf EFS Flowrates, Permian-Basin Shale results und Palta...
      Alles in den nächsten vier Wochen... wäre schön, wenn es weitere Erfolge gäbe....


      Hier die News von heute:

      http://strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20130716_1%20S…
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 16.07.13 07:14:17
      Beitrag Nr. 3.132 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 45.050.811 von gimo211 am 16.07.13 07:05:24... Und hier die South Cooper Inverstors Presentation von heute...

      http://strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20130716_2%20S…
      Avatar
      schrieb am 16.07.13 17:19:06
      Beitrag Nr. 3.133 ()
      Presse: The Australian

      http://www.theaustralian.com.au/business/opinion/mcmillan-sh…



      Strike Energy (STX) 11.5c; Orica (ORI) $21; Energy World Corp (EWC) 45.5c

      WHEN oil and gas explorers are screaming for funds to prod and probe their speculative dirt, Strike has done well to attract the deep-pocketed support of gas-dependent explosives and fertiliser giant Orica.

      Unloved Strike shares duly saluted 15 per cent on the news of the "innovative risk-sharing arrangement", but like most of these deals a fat wallet doesn't amount to an unconditional flow of funds to the Cooper Basin junior.

      In essence, Strike gets backing to develop the tenement without diluting its equity and Orica gets cheap gas.

      The deal involves Orica committing $2.5m to fund a three-well appraisal program in permit PEL96, held by operator Strike (66.67 per cent) and Energy World (33.33 per cent).

      If Orica likes what it sees, it then "elects" to make up to $52.5m of gas pre-payments, should Strike strike "appraisal and development milestones".

      Rather like FBT, confusion abounded yesterday in terms of the price Orica will pay for the prized methane. A Strike spokesman said while pricing remained commercial in confidence, it was likely to be "north of the company's targeted ex-field cost base which comes in around $3 per gigajoule excluding royalties".

      Be nice: unlike McMillan, at least they were saying something.

      While 150PJ (around 140 billion cubic feet) is a lot of gas it's only a fraction of the 2.7-6.3 trillion feet (attributable) Strike hopes to prove up.

      Criterion had Strike as a spec buy at 20.5c in April last year, when unconventional Cooper shale was hotter than a One Direction dance party. (Like K. Rudd, we like to pretend we're in the groove of the younger set.)

      Regrettably, the lofty multiples for Cooper acreage paid by the likes of Beach Petroleum and Drillsearch did little to enhance Strike's valuation.

      Nor did its ongoing (and funded) presence on the Eagle Ford in the US, the spiritual home of unconventional hydrocarbons.

      We'll retain a spec buy.

      As for Orica, the deal is merely part insurance against a tightening domestic market and presumably it's eyeing similar arrangements with other juniors.

      We have Orica as a long-term buy.

      We haven't visited the much bigger Energy World recently and frankly our knowledge base on this one is too depleted to punt a call.

      But like an inebriated passenger steered home by the designated driver, it's in for a nice ride as far as the Cooper goes.
      2 Antworten?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 16.07.13 17:28:21
      Beitrag Nr. 3.134 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 45.056.073 von gimo211 am 16.07.13 17:19:06Presse: Sydney Morning Herald

      http://news.smh.com.au/breaking-news-business/strike-energy-…


      Strike Energy in $52.5m deal with Orica
      July 16, 2013 - 3:54PM
      AAP


      Strike Energy has taken advantage of the panic about a gas supply shortage through a $52.5 million offtake deal with Orica to fast-track its development.

      Orica has agreed to buy up to 150 petajoules of natural gas over 20 years.

      To secure that gas, Orica can elect to make up to $52.5 million of pre-payments to fast-track its southern Cooper Basin project if Strike achieves development milestones.

      Orica, an explosives and chemicals maker dependent on gas for energy, is one of many Australian manufacturers worried about the suite of mega-projects set to come online in Queensland that will export Australia's gas.

      Such domestic companies have been unable to renegotiate contracts for beyond 2016-17 when the liquefied natural gas projects start.

      Orica is one of Australia's 50 largest listed companies employing more than 15,000 people and will benefit by getting the gas at a cheaper price than it otherwise would have, as pay-off for the early payments.

      Strike's managing director David Wrench said large gas users like Orica had been forced to use innovative methods to secure competitive priced gas supplies.

      "It's a win-win arrangement because we offer them competitive pricing they couldn't get from other players in the market, because we get their funding assistance on the way through," he told AAP.

      "A struggle we have as a small company is access to capital to develop this large resource ... this deal for us really does help us to solve part of that dilemma.

      "In discussions with top 20 gas customers in eastern Australia in the last six months - of this deal was a part - these guys are really concerned about where they source their gas over the next few years."

      Orica managing director Ian Smith said the agreement had the potential to provide a future new source of gas supply to its Australian east coast manufacturing plants at an affordable price.

      Strike's shares were up one cent, or 10 per cent, to 11 cents at 1430 AEST.

      © 2013 AAP
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 16.07.13 17:37:42
      Beitrag Nr. 3.135 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 45.056.127 von gimo211 am 16.07.13 17:28:21Presse: The West Australian

      http://au.news.yahoo.com/thewest/business/a/-/national/18016…



      July 16, 2013, 10:53 am

      Strike heralds $53m deal with Orica

      UPDATE 2.40pm: Strike Energy has struck a gas supply agreement with Orica, which could deliver the oil and gas explorer up to $52.5 million to help it bring it Southern Cooper Basin Gas Project in South Australia into production.

      Orica has entered into a binding term sheet for the supply of up to 150 Petajoules of gas to be produced by Strike from it PEL 96 joint venture project with Energy World Corporation.

      The two companies described the arrangement as an innovative risk-sharing arrangement designed to facilitate the evaluation and commercialisation of a large prospective gas resource.

      PEL 96 is part of Strike's wider Southern Cooper Basin Gas Project in South Australia, which also includes PEL 94 and 95.

      To secure its gas offtake, Orica can elect to make up to $52.5 million of gas pre-payments as Strike achieves appraisal and development milestones with the project.

      Strike's managing director David Wrench described the deal as a break-out transaction for the company.

      "Today's announcement is a win-win for both parties, providing potential gas supply at an acceptable price for Orica while delivering to Strike a material contribution towards the appraisal and development of the project," he said.

      Strike said, as project operator, it would begin field activities this quarter.

      Orica managing director and chief executive Ian Smith said the agreement had the potential to provide a future new source of gas supply to the company's east coast manufacturing plants at an affordable price.

      Strike shares closed up 1.5 cents, or 15 per cent, at 11.5 cents while Orica shares were off 46 cents, or 2.14 per cent, to $21.
      Avatar
      schrieb am 22.07.13 08:57:09
      Beitrag Nr. 3.136 ()
      Hier die neue Corporate Präsentation von heute:

      http://strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20130722_Compa…


      ... Erstaunlich, dass dort Permian Basin keine Erwähnung findet; immerhin drillen sie dort gerade und testen das Shale-Potential dort...

      Bei Palta gibt es nun (leider ernstzunehmende) Gerüchte in Australien, es sei ein Duster...
      Dann hätte Shell sicher einen der teuersten Duster der letzten Jahre gedrillt... Mal abwarten....

      Liest hier eigentlich noch irgendwer mit? Keinerlei Responses zum Orica-Deal bislang (und das ist nun wirklich eine große Nummer für STX...)??
      Avatar
      schrieb am 22.07.13 09:14:21
      Beitrag Nr. 3.137 ()
      Hi gimo

      ich find den Orica-Deal wirklich super Stx wird jetzt mit Sicherheit seinen Weg gehn und das allerbeste es werden bestimmt noch weitere Deals dieser Art kommen ich denk aber zu besseren Kontitonen.

      Bei Palta habe ich schon die längere Zeit keine große Hoffnung mehr aber vielleicht werden wir doch positiv überrascht.
      Avatar
      schrieb am 22.07.13 10:26:47
      Beitrag Nr. 3.138 ()
      Ich bin noch dabei, seit ca. 7 Jahren!! und hoffe immernoch positiv überrascht zu werden!
      Avatar
      schrieb am 22.07.13 11:30:57
      Beitrag Nr. 3.139 ()
      Auch ich gehöre noch zu denen, die schon seit 7Jahren dabei sind.
      Leb immer noch mit der Hoffnung, dass Strike in naher Zukunft mal
      etwas wirklich kurssteigerndes vermeldet. Solang die Einnahmen für
      weitere Ausgaben wiederverwendet werden bzw. diese nicht übersteigen,
      hab ich allerdings nur wenig Hoffnung auf wirklich steigende Kurse.
      Die ganzen bisherigen Meldungen der Vergangenheit, dienen eigentlich
      mehr oder weniger den Zweck: "Jungs bleibt bei der Stange" oder "Trader aufgepasst".

      Trotzdem finde ich besonders Gimo's Beiträge immer wieder sehr informativ. Mit meinem Wissen kann ich jedoch in keinster Weise mithalten.
      Gimo bleib dabei und herzlichen Dank für die bisher geleistete Arbeit.
      Auch ich bin noch engagiert und werde dabeibleiben. Werde aber, wenn sich's rechnet, selbstverständlich auch mal traden.
      Avatar
      schrieb am 23.07.13 10:48:03
      Beitrag Nr. 3.140 ()
      ... Inzwischen rückt unsere STX auch wieder auf die Empfehlungs-Listen diverser Ausi-Stockmarket-Gurus... In diesem Fall der Fools...

      http://www.fool.com.au/2013/07/23/three-ways-to-profit-from-…


      "[...]The growth chasers

      Then there are the smaller companies focusing on exploration and fast growth. These companies often have active drilling and exploration programs on the hunt for energy. An ongoing rise in oil prices will produce higher revenues from their production to fund exploration.

      Companies like Drillsearch (ASX: DLS) and Strike Energy (ASX: STX) operating in the Cooper Basin are likely to benefit from the rise. The region boasts big potential and is supported by pipeline infrastructure running towards the east coast."
      Avatar
      schrieb am 23.07.13 20:28:37
      Beitrag Nr. 3.141 ()
      Zitat von gimo211: Bei Palta gibt es nun (leider ernstzunehmende) Gerüchte in Australien, es sei ein Duster...
      Dann hätte Shell sicher einen der teuersten Duster der letzten Jahre gedrillt... Mal abwarten....

      Hallo gimo,

      kann man diese Gerüchte irgendwo nachlesen oder hast du einen Kontakt in Australien?
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 24.07.13 08:50:58
      Beitrag Nr. 3.142 ()
      Sehr lesenswerter Artikel zum STX/Orica-Deal in EnergyNews Bulletin!

      Er zeigt in meinen Augen, dass der Deal etwas sehr besonderes und innovatives ist und eine Art "Blaupause" für zukünftige direkte Kooperationen zwischen Explorer/Producer und Customer sein könnte. Eine völlig neue Variante im "Funding" aussichtsreicher Projekte...


      http://www.energynewspremium.net//storyview.asp?storyid=798…


      Going off the grid


      Wednesday, 24 July 2013
      James McGrath



      THE recent deal between Orica and Strike Energy is certainly an interesting one, but one EnergyNews essentially predicted in April.

      We cannot take credit for predicting the exact players in the deal, more the trend of major gas buyers dealing directly with gas producers to source their product.

      Back in we wrote that manufacturers and producers would start to swing more separate deals as gas supply on the east coast started to dry up in the wake of the Gladstone projects starting up.

      We pointed to Santos’ east coast president James Baulderstone confirming to a conference that the gas from its Pilliga project would go to the NSW market.

      It then let loose an interesting tweet, including a link to a press report on the project:

      “Industrial gas customers should consider joint investment in gas projects to help avoid shortages.”

      Santos later confirmed to EnergyNews that it was in the process of talking to an industrial customer about potential offtake agreements from the project.

      Intriguing details to consider are whether any potential equity stake in the project will include an offtake deal, a la LNG arrangements.

      What a potential deal might look like was given a touch of clarity last week with the announcement of a supply deal between Cooper Basin hopeful Strike Energy penning a side-deal with industrial customer Orica.

      Normally, gas would go to a retailer or an LNG project rather than an individual industrial customer.

      While the deal for 150PJ over 20 years could be worth about $900 million based on $6/GJ pricing, Orica will receive a discount as a result of it agreeing to give up-front money for development.

      Orica has agreed to make payments of up to $52.5 million upon certain developmental milestones to help Strike put the gas from PEL 96 in the pipeline as soon as possible.

      The 150PJ equates to roughly 142 billion cubic feet of gas, which barely scrapes the potential 2.6 trillion cubic feet to 6.3Tcf potential resource at the permit.

      But the potential outlet for gas and possible up-front cash does provide Strike with the momentum to start on its program at the permit, and the impetus for exploration activities on neighbouring permits.

      Of course, the deal between a gas producer and industrial customer runs somewhat counter to the rhetoric being presented in the domestic gas reservation debate.

      For those of you who have been living – blissfully or otherwise – under a rock for the best part of two years manufacturers have been complaining that not only has the impending supply crunch made gas costly, but also hard to source.

      The likes of Dow Chemical chief Andrew Liveris have been telling everybody that would listen that it is simply madness that the east coast does not have a domestic gas reservation policy, as the west coast does.

      However, a more conciliatory tone has been struck by the Australian Worker’s Union, which has argued that New South Wales should free up its gas supplies in order to get more gas to market.

      This would in turn create more jobs in the gas production sector while providing a valuable feedstock for manufacturers in the state, which would conceivably hire some workers affiliated with the AWU.

      While some manufacturers and producers continue to argue for the expansion of production from NSW, it appears more and more unlikely that much more volume will be wrung from the state’s rocks as the political pressure against CSG continues to rise.

      No matter how many dire warnings the likes of the Association of Petroleum Production and Exploration Association out explaining in fine detail exactly what’s going to happen when the LNG plants at Gladstone start accepting gas, industrial customers have largely sat back and complained about the situation rather than being proactive about it.

      Speaking to Strike Energy David Wrench last week, he told EnergyNewsPremium that Strike had been networking the idea of a manufacturer playing a role in the Cooper since the start of the year.

      We started to approach the larger gas customers to talk about what we were doing in the Cooper Basin,” he said.

      We approached them with the concept of doing a deal like the one we’ve done now, in that we needed some help in developing the resource but we were prepared to provide the offtake to the customers who were finding it really hard to re-contract for gas supplies through their current volumes.”

      It is believed that the deal is one of the more unique ones to be done in the eastern states, but it is not without precedent on the west coast.

      US aluminium company Alcoa has joint ventured with Transerv Energy at the Warro gas field after providing a $3.6 million seed loan back in 2007 with it later bumping up its stage to 65% in retrun for drilling, seismic, and production facilities.

      It has also notably done a deal with Empire Oil & Gas covering the Gingin gas field.

      Empire signed a gas supply agreement Empire and its partners, ERM Energy and Wharf Resources, for the supply of 15,000 terajoules of gas in two tranches from the Gingin West and Red Gully gas fields.

      An initial payment of $25 million was made to the upstream joint venture, with funds from the payment being used to build the Red Gully gas and condensate plant.

      To the north, Alcoa has signed a 500PJ gas sales agreement with tight gas and shale hopeful Buru Energy, making a $40 million pre-payment to Buru to help with its development.

      Whereas once upon a time comparing deals done in the west and deals done in the east would have been folly due to the differing nature of the gas markets, today and into the future they could be apt.

      Alcoa made the deals with the independent onshore players as it tried to solve the problems of higher gas prices in WA.

      Thanks to the LNG plants in the state’s north and joint marketing arrangements, gas in the state has been at a comparatively high level. Instead of waiting for the upstream market to “sort it out”, Alcoa jumped into the game.

      Now, Orica has done much the same faced with the prospect of higher-priced gas.

      Wrench had told ENP that apart from Orica, it had talked to dozens of manufacturers and industrial users about swinging a deal, with plenty of interest shown.

      It may be just a bit premature to declare that east coast manufacturers are about to throw the kitchen sink at the upstream side, one could argue that the Orica deal is a sign of things to come with the major winners junior players.

      Despite being in the prospective Cooper Basin, Strike Energy at the end of the March quarter had just $3.045 cash on hand.

      Having failed to offload its stake in the Carnarvon Basin when Torrens Energy decided to not go ahead with a deal, Strike was left in the position of having to raise cash in order to develop its Cooper Energy assets while its US and Carnarvon assets still demanded cash.

      So it was either take on debt or raise equity, but the deal with Orica was a third option.

      Importantly for Strike, while Orica has decided to stump up cash for the development of PEL 96, it did not take an equity stake in the permit. This essentially means that Strike either has maximum exposure to upside, or it has more equity to play with in any farm-out discussions.

      Another important factor was to avoid dilution at a corporate level as we go through this development phase, which is important for us,” Wrench said.

      I don’t think people have quite picked up on the uniqueness of this deal yet, but we’re confident it’s a really good one for us and Orica.”

      With the Strike-Orica deal demonstrating a (semi) new way of swinging a deal and getting junior assets into gear, we could be about to see a few more as manufacturers and producers come together in the spirit of cooperation and lower gas prices.
      Avatar
      schrieb am 24.07.13 09:07:54
      Beitrag Nr. 3.143 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 45.100.463 von REO-Investor am 23.07.13 20:28:37Hi REO-Investor,

      Wg. Palta - Duster Rumour:

      Es ist in diesem Fall kein spezifischer Kontakt nach Australien sondern tatsächlich nur ein Rumour... Es handelt sich um den User "leroybrown43" auf Hotcopper, der sich im WHN-Thread entsprechend geäußert hat. Der User hat jedoch schon einmal richtig "vorhergesagt"... Er nannte rund 6 Wochen vor dem offiziellen Announcement als Grund für das lange Drilling "einen Failture mit den BOPs". Genau das war dann auch tatsächlich das Problem...

      Dennoch muss man natürlich erstmals abwarten. Der User ist jedenfalls selbst sicher kein "Experte". ... Wer weiß, was er geflüstert bekommen hat...

      Cheers
      Avatar
      schrieb am 29.07.13 12:28:23
      Beitrag Nr. 3.144 ()
      Aus dem heutigen WHL Energy Quarterly zu Palta...

      Western Australia – WA-460-P Permit (WHN: 33.3% Non-Operator)

      The Company continues to closely monitor the drilling of the Palta-1 well which is being undertaken by a Shell led Joint Venture in the adjacent WA-384-P permit.

      Industry intelligence suggest that Palta-1 is close to completion and there have been unconfirmed reports that the WA-384-P joint venture has applied for an extension to the permit terms to allow it further time to fully evaluate the results achieved to date.

      WHL Energy will continue to monitor for further information on the results of Palta-1, which is targeting the very large Palta prospect – estimated to contain upwards of 13.5 trillion cubic feet (tcf) of gas if hydrocarbons are in place. An estimated 2.5 tcf of the potential Palta gas is mapped to be located within the WA‐460‐P Permit.



      "Fully Evaluate Results Achieved To Date"... Das spricht nicht für eine klare Discovery; aber auch nicht für einem eindeutigen Duster... Könnte demnach noch dauern, bis wir wissen, was unser WA-460 Lizenz wert sein könnte...
      Avatar
      schrieb am 09.09.13 15:36:03
      Beitrag Nr. 3.145 ()
      Hier ist es arg ruhig geworden.
      Unsere Informationsbeschaffer halten sich zurück, genau wie der Kurs.
      Avatar
      schrieb am 19.09.13 11:08:13
      Beitrag Nr. 3.146 ()
      Hi Engerl ja leider der Kurs bewegt sich mau!
      Aber wir hattten auch paar Rückschläge Palta war leider nix
      Permbecken auch noch nicht das gewünschte aber noch alles offen.
      Der grösste Kurstreiber sollte Wolters 1 ermöglichen sind aber leider auch kleine Verzögerungen vorhanden.

      Bin trotzdem noch positiv das grösste Ding komt jma noch Southcooper!
      Avatar
      schrieb am 25.11.13 09:13:36
      Beitrag Nr. 3.147 ()
      Moin,
      leider keine Bewegung.
      Aber der langfristchart sieht gar nicht so schlecht aus,wir sind am Boden und können jetzt wieder starten. So zumindest meine Hoffnung:confused::cry:

      fool
      Avatar
      schrieb am 01.01.14 15:15:17
      Beitrag Nr. 3.148 ()
      Leute.
      Ich wuensche Euch ein GUTES NEUES!

      Moege dieses Jahr wieder bessere Ergebnisse und Kurse bringen.

      Engerl
      Avatar
      schrieb am 25.02.14 17:41:07
      Beitrag Nr. 3.149 ()
      Hallo...
      ...bin ich hier alleine?
      Avatar
      schrieb am 27.02.14 11:48:46
      Beitrag Nr. 3.150 ()
      Strike Energy signs new gas supply option agreement
      Thursday, February 27, 2014

      Tags
      Australia
      Australasia

      Strike Energy and Austral Bricks sign a gas supply option agreement for 12.5PJ of gas.
      Innovative commercial arrangement to facilitate rapid commercialisation of Strike's Southern Cooper Basin Gas Project.

      Strike Energy Limited (ASX:STX) advise that the Company has entered into a Gas Supply Option Agreement for 12.5PJ of gas with Austral Bricks, a subsidiary of Brickworks Limited (ASX:BKW) ('Austral Bricks'). The gas is to be produced by Strike from its Southern Cooper Basin Gas Project (the 'Project') to be developed on the substantial gas resource identified within the PEL 96 permit area.

      The Option Agreement complements the gas supply option agreement signed by the Company with Orora Limited for 30PJ of gas, as announced to the market on 15 January 2014 with the same key terms:

      The grant of an option to Austral Bricks for the supply of 12.5PJ of gas by Strike, to be delivered at 1.25PJ per annum, at a fixed price over a 10 year term from 2017, the expected commencement date of production from the Project.
      The payment of an option fee to Strike by Austral Bricks as a gas pre-payment, conditional only upon the PEL 96 joint venture proceeding with a pilot production test project.
      Austral Bricks can then exercise the option when a decision is made by the PEL 96 joint venture to proceed with development of the Project.
      Strike will use the option fee to accelerate the PEL 96 work program following the recent confirmation of a substantial, continuous gas resource directly under the Moomba to Adelaide gas pipeline.

      The option agreements with Orora and now Austral Bricks for a total of 42.5PJ of gas follow the announcement in July 2013 of a binding term sheet with Orica for the supply of up to 150PJ of gas over a 20 year period.

      MANAGING DIRECTOR QUOTE

      'Strike has once again used an innovative commercial arrangement to source additional funding for the rapid commercialisation of our substantial gas resource in the Southern Cooper Basin.

      The portfolio of gas supply arrangements we now have in place represent win-win outcomes for Strike and our customers.

      As previously announced, our next goal is to demonstrate sustained gas flows to surface within the PEL 96 permit areas, with work planned to commence next quarter. This initial production testing program will be funded by gas supply prepayments and option agreement payments and is the first stage of a drilling, completion and production optimisation program designed to establish commercial well productivity.

      With the delineation of a very substantial gas resource and established gas supply arrangements, further demonstration of the commercial potential of the gas resource is now our key focus.'
      Avatar
      schrieb am 02.03.14 14:33:58
      Beitrag Nr. 3.151 ()
      Nach Jahren des auf und ab, steht nun STX vor vielleicht der letzten großen Chance auf den Durchbruch...

      Sollten die Flowtest in PEL 96 "commercial rates" erreichen, werden die Karten im non-conventional business im Cooper Basin und damit auch für STX vollkommen neu gemischt...

      Ein Erfolg bei den anstehenden Flowtests und alles was Beach, Senex und Santos bislang im Cooper Basin hatten, wird an Priorität und Bedeutung verlieren...

      folgende aktuelle Infos:

      * STX stellt die knapp 11,000 acres EFS zum Verkauf (das gesamt JV verkauft) - ich hoffe auf einen Erlös von mindestens 30-35 Mio. Dollar für STX:

      http://www.strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20140225_U…

      * STX hat einen weiteren exploration funding deal abgeschlossen; das zeigt, welches Vertrauen die Ausi-Industrie in das STX-Projekt hat - andere Cooper Basin Operators werden das mit Argusaugen beobachten...:

      http://www.strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20140227_S…


      * Die neue Corporate PEL 96 Präsentation dokumentiert das gesamte PEL 96 Projekt; im zweiten Quartal 2014 wird es sich zeigen, ob STX tatsächlich noch einmal "abgeht"... wie der Thread Titel seit vielen geduldigen Jahren ankündigt...

      http://www.strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20140227_I…


      Die hier seit Jahren durchhalten, haben es wahrlich verdient...
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 10.03.14 01:55:23
      Beitrag Nr. 3.152 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 46.550.121 von gimo211 am 02.03.14 14:33:58 Die hier seit Jahren durchhalten, haben es wahrlich verdient...

      Ja gimo das wäre fein.


      Gruß an alle noch verbliebenen Striker.
      Avatar
      schrieb am 10.03.14 09:20:39
      Beitrag Nr. 3.153 ()
      Naja, bin ja der Meinung, dass 15€cent wünschenswert wären.
      Hier mal ein 10jahres Chart Frankfurt.

      Einfaches Einfügen von wallstreetONLINE Charts: So funktionierts.
      Avatar
      schrieb am 11.03.14 17:32:10
      Beitrag Nr. 3.154 ()
      Kennt jemand den Grund dafür?

      DIE FOLGENDE AKTIE IST AB SOFORT AUSGESETZT:
      THE FOLLOWING SHARE IS SUSPENDED WITH IMMEDIATE EFFECT:

      INSTRUMENT NAME KUERZEL/SHORTCODE ISIN BIS/UNTIL

      Strike Energy LTD. RJN AU000000STX7 BAW/UFN


      Hab ich gerade in Frankfurt entdeckt.
      Avatar
      schrieb am 11.03.14 17:33:15
      Beitrag Nr. 3.155 ()
      Nachlieferung XETRA-News

      11.03.2014 08:20
      XFRA RJN: AUSSETZUNG/SUSPENSION
      Avatar
      schrieb am 11.03.14 18:43:18
      Beitrag Nr. 3.156 ()
      Hi Engerl

      Wieder mal eine Kapitalerhöhung ist ja nix neues bei STX. Ich hoffe jetzt mal auf gute Flowtests in Southcooper PEL 96 dann sollte es endgültig vorbei sein mit Kapitalerhöhungen und wir spielen in einer anderen Liga

      Am Donnerstag gehts wieder weiter

      Also Daumem drücken
      Avatar
      schrieb am 13.03.14 17:29:44
      Beitrag Nr. 3.157 ()
      Es geht weiter.

      13.03.2014 07:47
      XFRA RJN: WIEDERAUFNAHME/RESTART

      Von Börse Frankfurt
      Avatar
      schrieb am 13.03.14 17:33:52
      Beitrag Nr. 3.158 ()
      DIE FOLGENDE AKTIE WIRD MIT SOFORTIGER WIRKUNG WIEDER IN DEN HANDEL
      AUFGENOMMEN:
      THE FOLLOWING SHARE IS RESUMED TRADING WITH IMMEDIATE EFFECT:

      INSTRUMENT NAME KUERZEL/SHORTCODE ISIN

      Strike Energy Ltd. RJN AU000000STX7
      Avatar
      schrieb am 31.03.14 13:21:54
      Beitrag Nr. 3.159 ()
      ... Fetter Insider-Kauf...

      http://www.strikeenergy.com.au/images/stories/pdf/20143103_A…



      Zudem neue Analysten Aufnahme (BSE):


      Strike Energy Ltd (STX) – $0.13 / share
      Recommendation: BUY
      Price Target: $0.23/ share

      EVENT
      • BSE initiate coverage of Strike Energy.
      ANALYSIS
      • Landholding and Geology: STX has one of the largest landholdings in the Cooper Basin and with a potential 4.5TCF of prospective resources in its core unconventional coal play.

      • Domestic Gas Market: The east coast gas market is tightening due to the increase in LNG exports and STX is well positioned to take advantage of this with its near term production potential and proximity to infrastructure.

      • Targeting Gas Saturated Coal Seams: STX’s play is different compared to other Cooper Basin unconventional shale plays in that it is targeting dry thick gas saturated coal seams. Other operators in the basin are also investigating the potential of coal seam gas and both Senex (ASX:SXY) and Santos (ASX:STO) have flowed gas to surface from hydraulically fractured coal seams.

      • Potentially Attractive Well Economics: Due to the fact the coal seams STX are targeting are shallower than the deep shale and tight gas being targeted elsewhere in the Cooper Basin, STX’s expected drilling and completion costs will be lower relative to other operators which will enhance well economics.

      • Innovative Funding: STX has already inked 3 gas agreements to supply up to 292.5PJ of gas over 20 years. STX will use the prepayments to fund its portion of the PEL 96 pilot production test program and future development.

      CATALYSTS
      • Fracture and flow testing the deep coals: STX are planning to fracture stimulate the coal seams in PEL 96 in Q2CY14. A sustained flow of a reasonable amount of gas to the surface will be positive.

      • Signing up further foundation customers: The east coast is short gas and gas users are struggling to secure long term contracts and therefore STX is well positioned to negotiate further supply agreements to meet this future demand.

      • Pilot Production: Once commerciality has been proven it is likely that STX will move to the next stage of pilot production which will require the development of a pilot production plant to enable saleable gas to be put into the nearby Moomba to Adelaide sales gas pipeline.

      • FID on full field development: If the planned testing and optimisation phase is successful then a decision will be made to undertake a full field development.

      • Sale of US Assets: STX has announced that they intend to monetise its US assets. This will free up capital that can be devoted to unlocking the Cooper Basin play.

      BSE RECOMMENDATION
      • BUY recommendation and price target of $0.23 / share. (12 month target)

      Note - Risked valuation like $1.56 per share
      Avatar
      schrieb am 07.04.14 06:38:15
      Beitrag Nr. 3.160 ()
      Interessante Entwicklung heute....


      STX wirft dem PEL 96 JV-Partner EWC vor, gegen die Joint Venture Vereinbarungen verstoßen zu haben, da sie Zahlungen (Cash call von knapp 1,5 Mio. $) nicht fristgerecht beglichen haben...

      Als Konsequenz daraus fällt laut STX nun die 33,3% Interest von EWC an STX, so dass wir nun 100% an PEL 96 halten.

      Das wäre natürlich ein Hammer (angesichts des Fortschritts in PEL 96)... Hier die News:

      http://www.asx.com.au/asxpdf/20140407/pdf/42nvmfqtyxc258.pdf


      EWC wird das jedoch anfechten.... Hier die response von EWC:

      http://www.asx.com.au/asxpdf/20140407/pdf/42nvqpnhw0fdmf.pdf

      Sollte STX in dieser Sache Recht zugesprochen werden, wäre das eine großartige Entwicklung...



      Das verspricht Spannung...
      Avatar
      schrieb am 16.04.14 09:00:51
      Beitrag Nr. 3.161 ()
      ECW hat nun doch die ausstehenden Zahlungen geleistet und behält seinen Anteil. Schade für STX, aber wenigstens kommt es nicht zu einem Rechtsstreit.
      Avatar
      schrieb am 02.07.14 08:43:01
      Beitrag Nr. 3.162 ()
      Ich glaub ich hab ein Deja-vu!

      Die heutige Mittelung von STX erinnert mich irgendwie an Bigham 1

      Jetzt heists erst mal abwarten!
      Avatar
      schrieb am 28.10.14 10:18:30
      Beitrag Nr. 3.163 ()
      Strike Energy (ASX:STX) has received a $5.8 million research and development tax rebate as it progresses towards the next stage of production testing at the Southern Cooper Basin Gas Project in South Australia.

      The company is already fully funded for its five well production testing program with $9.6 million in cash as at 30 September 2014.


      Southern Cooper Basin Gas Project

      While it has received indicative approaches from a range of commercial and industrial gas users regarding further gas offtake contracts, the company does not intend to commit to additional gas sales until the project is further de-risked or a larger resource base is delineated.

      Planning for the surface infrastructure required to support an initial project development in PEL 96 has commenced.

      The feasibility of early construction and operation of a small scale gas processing facility designed to process, compress and deliver sales gas produced from the multi-well testing program into the Moomba to Adelaide Pipeline is being advanced.

      Discussions with engineering and infrastructure suppliers are progressing with significant interest in supporting the development of an independent gas processing facility in the Southern Cooper Basin.

      Initial production testing had confirmed the target coal formations are highly productive.


      Sieht doch alles sehr positiv aus!
      Avatar
      schrieb am 10.11.14 20:34:38
      Beitrag Nr. 3.164 ()
      Strike Energy (ASX:STX) has provided an update on production testing and drilling operations at the Southern Cooper Basin Gas Project in South Australia.

      Operations in PEL 96 are continuing to schedule with production testing operations at Klebb 1 and Le Chiffre 1 underway.

      Pumping operations at Klebb 1 commenced on Friday, 31 October with water production rates of up to 600 bbls of water per day being achieved during initial commissioning.

      Water flow rates have steadily declined and a reduction in reservoir pressure has also been observed with increasing gas shows noted at surface.

      As at 6am on 10 November, Klebb 2 had reached total depth of 2,115 metres and production casing has been run and cemented.
      The well will now be completed for production testing.

      Pumping operations at Le Chiffre 1 commenced on November 8 with commissioning ongoing. Gas shows have already been observed at surface.

      Production testing will continue with water and gas flow rates and pressures observed.

      Flow rates and pressure drawdown will continue to be conservatively managed to minimise potential for reservoir damage and ensure steady progress towards sustained gas flow at surface.

      The early results are positive as STX has experienced lower volumes of formation water than anticipated and have already observed good gas shows at surface.

      The next objective is to demonstrate sustained gas flows at surface over coming months.

      Last month the company received a $5.8 million research and development tax rebate as it progresses towards the next stage of production testing at the Southern Cooper Basin Gas Project.

      The company is already fully funded for its five well production testing program with $9.6 million in cash as at 30 September 2014.


      Sieht immer noch positiv aus warten wir auf die nächsten Neuigkeiten
      Avatar
      schrieb am 12.11.14 09:19:37
      Beitrag Nr. 3.165 ()
      Und schon wieder ein Insiderkauf von den drei Herrn Wrensch,Baker und Ostwald 1,3 Mio Stück. Super Vertrauensbeweiss!
      Avatar
      schrieb am 12.11.14 13:27:20
      Beitrag Nr. 3.166 ()
      Hallo und Danke!

      Liest sich sehr positiv.
      Hoffentlich wirkt sichs auch entsprechend auf den Kurs aus.
      Avatar
      schrieb am 13.11.14 09:26:46
      Beitrag Nr. 3.167 ()
      Ja super jetzt hat sich Frau Jody Rowe auch nochmals 441000 Aktien gegönnt
      Freu mich schon auf die nächsten updats
      Avatar
      schrieb am 01.01.15 17:12:28
      Beitrag Nr. 3.168 ()
      Happy New Year allen (verbliebenen) Strikers!!

      Nach den vielen Rückschlägen und Fehlentwicklungen der letzten Jahre, hoffe ich auf ein sehr gutes Jahr 2015 ff. für STX.

      Das Management hat nach den operativen Fehlschlägen in der EFS seinen Fokus seit Mitte 2013 auf South Cooper Basin gerichtet. Das Programm kommt nun in eine Phase, welche die kommerziellen Chancen zeigen wird. Sollten diesmal die Erwartungen einigermaßen erfüllt werden können, ist STX zumindest kurzfristig ein sehr interessanter Wert.

      Das Management hat seit dem re-fokus auf das South Cooper Basin selbst erhebliche Insider-Käufe vorgenommen: Knapp 12 Mio. Aktien im Werte von mehr als 1,3 Mio. A$ wurden vom Management zuletzt erworben. Das ist zumindest sehr beeindruckend...

      Hier die Liste der Käufe seit Sept/2013 (eigene Recherche aus den 3Y-Reports - Fehler nicht ausgeschlossen). In den Anmerkungen habe ich jeweils "zeitnahe" News zu den South Cooper - Entwicklungen dokumentiert.


      Director date #acquired value p/s remarks

      T. Clifton 17/9/13 1.000.000 $100.000,00 $0,10 partizipation in placement; 16/7/ Orica gas supply term sheet

      T. Goyder 17/9/13 1.000.000 $100.000,00 $0,10 partizipation in placement; 16/7/ Orica gas supply term sheet

      D. Baker 4/10/13 750.000 $68.444,00 $0,09 market trade; 29/10 commencement SC drilling

      T. Goyder 31/10/13 1.000.000 $99.560,00 $0,10 market trade; 14/11/ Le Chiffre at 1,209m

      D. Baker 4/11/13 500.000 $50.991,00 $0,10 market trade; 14/11/ Le Chiffre at 1,209m

      D. Baker 31/3/14 750.000 $96.316,80 $0,13 market trade; 25/03/ Orica Gas Sales Agreement

      D. Baker 12/5/14 500.000 $55.181,15 $0,11 market trade; 17/06/ commencement frac at Le Chiffre

      D. Baker 6/6/14 1.000.000 $118.610,01 $0,12 market trade; 17/06/ commencement frac at Le Chiffre

      D. Wrench 17/6/14 1.000.000 $130.752,00 $0,13 market trade; 20/06/ frac at Le Chiffre

      D. Wrench 25/8/14 500.000 $53.000,00 $0,11 market trade; 27/08/ new acreage: western extension of PEL 96

      D. Baker 25/8/14 750.000 $79.501,27 $0,11 market trade; 27/08/ new acreage: western extension of PEL 96

      J. Rowe 25/8/14 200.000 $22.030,00 $0,11 market trade; 27/08/ new acreage: western extension of PEL 96

      D. Wrench 7/10/14 500.000 $50.167,00 $0,10 market trade

      D. Wrench 11/11/14 500.000 $50.220,00 $0,10 market trade; 10/11/ gas shows at surface

      D. Baker 11/11/14 500.000 $50.967,64 $0,10 market trade; 10/11/ gas shows at surface

      B. Ostwald 11/11/14 300.000 $31.844,00 $0,11 market trade; 10/11/ gas shows at surface

      J. Rowe 13/11/14 441.000 $48.232,00 $0,11 market trade; 10/11/ gas shows at surface

      J. Rowe 23/12/14 151.913 $17.490,00 $0,12 market trade; 18/12/ principal objectives already achieved

      D. Baker 23/12/14 750.000 $88.055,00 $0,12 market trade; 18/12/ principal objectives already achieved
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 17.01.15 16:49:36
      Beitrag Nr. 3.169 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 48.676.304 von gimo211 am 01.01.15 17:12:28Strike Energy Limited (ASX:STX) provides an update on its continuing production testing program at its Southern Cooper Basin Gas Project in PEL 96 (Strike 66.7% and Operator, Energy World Corporation (ASX:EWC) 33.3%).

      Production Update

      Production testing operations have continued to progress over the Christmas and New Year period with steady increases in gas production observed.

      The principal objectives of this program have been achieved, with sustained gas flows to surface at both locations and gas flows from Le Chiffre 1 being sufficient to flare.

      In particular, analysis of Le Chiffre 1 downhole pressure, gas production and gas sample data has confirmed that gas saturation is in excess of 90% at this location.

      Klebb Wells

      To date, 45 days of cumulative testing has been completed at Klebb 1 with 12,000 bbls of water produced with sustained gas flow to surface established over this period.

      Klebb 2 was commissioned just prior to year end with limited production time achieved before being shut in. Final commissioning of Klebb 3 has been delayed and will be completed upon recommencement ofoperations.

      Le Chiffre 1

      To date, 31 days of cumulative production data has been obtained from Le Chiffre 1 with 32,500 bbls of water produced. Sustained gas flows to surface have been established with gas flowing to the flare stack.

      Current Operational Status

      Operations at both the Le Chiffre and Klebb well sites have been temporarily suspended as a result of localised flooding in the Cooper Basin. The main access road, the Strezlecki track, has been closed which affects access for the re-supply of the operations camp.

      As a precautionary measure, each of the wells have been shut-in and secured with production testing to recommence as soon as road access is re-established. There has been no material impact upon surface facilities.

      Weather conditions in the Cooper Basin have improved and dry conditions are forecast over the next week which should allow operations to resume as planned in the near term.


      Managing Director's Comment:

      'The maintenance of sustained gas flows from both the Le Chiffre 1 and Klebb 1 wells along with the flaring of gas at the Le Chiffre location are further milestones for Strike. We are particularly encouraged by the very high gas saturations at Le Chiffre, which has a number of extremely positive implications for the play.

      While the current rain delay is frustrating, we are still well ahead of our expectations and on track to continue to build production once we are able re-commence operations. We expect to be able to get back into production quickly and we will use this time to refine our production testing program.'

      Article Tags
      Avatar
      schrieb am 20.01.15 12:45:37
      Beitrag Nr. 3.170 ()
      Hi,

      es wäre schön, wenn von euch Experten jemand seine Einschätzung zu den aktuell vorliegenden Daten geben könnte.

      Danke.

      Gruß
      1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
      Avatar
      schrieb am 28.05.15 09:12:19
      Beitrag Nr. 3.171 ()
      Antwort auf Beitrag Nr.: 48.826.094 von Forsys am 20.01.15 12:45:37Hier ist wieder Musik drin - sehr gute News gestern und der Kurs beginnt zu reagieren...
      Avatar
      schrieb am 01.08.15 12:45:11
      Beitrag Nr. 3.172 ()
      Muss so etwas wie ein Schlaflied gewesen sein.
      Gibts hier überhaupt noch Striker?
      Avatar
      schrieb am 14.01.16 11:51:10
      Beitrag Nr. 3.173 ()
      Dunkeltuten?
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