MegaWest Energy, Ölsand - 500 Beiträge pro Seite

[Popeye82]

//www.megawestenergy.com/

Market Data
Symbol / Exchange OTC BB: MGWSF
Current Price 0,90$
Outstanding Shares 150 Mio


"MegaWest Energy Corporation (OTCBB: MGWSF) is a non-conventional oil and gas company focusing on the North American heavy oil industry. The Company’s
core business involves acquisition, exploration and development of large North American heavy oil projects slated for early production. It has already acquired majority interests in five projects totaling approximately 105,000 acres in Missouri, Kansas, Kentucky, Texas and Montana.

The Company has acquired majority interests in four promising heavy oil projects in Missouri, Kansas, Texas and Kentucky.
MegaWest has raised initial funding of approximately $34 million for its development programs and has initiated exploration drilling programs at all of these projects, with the goal of establishing and producing significant resources

Project in Missouri and the Kentucky Reserves Project in Kentucky indicate estimated reserves worth 28,000 and 35,000 barrels of oil per acre, respectively and a significant opportunity for commercial production.
On October 24, 2007, the Company acquired the Big Sky Project in Montana, which covers a total area of over 33,000 acres.
MegaWest Energy was incorporated in February of 2000 as Brockton Capital Corp. and changed its name to MegaWest Energy Corp in February 2007. MegaWest is headquartered in the city of Calgary in Alberta, Canada and trades on the OTC Bulletin Board as MGWSF.

Investment Highlights
Rising demand for heavy oil reserves
Large scale industrial growth and technological development are increasing demand for energy resources, particularly
oil and gas, at the same time that production from major existing oil fields, most of which are already mature, is declining. There is an urgent need for new technologies that can tap North America’s heavy oil and bitumen deposits, which are estimated to contain more than 3 trillion barrels of resource. According to the US Energy Information Administration, the market share of non-conventional heavy oil in global oil production is expected to climb to 9.7% by 2030. Companies such as MegaWest with significant heavy oil resources, are well-positioned to benefit from this rising demand.

Resource estimate of 2 billion barrels
MegaWest has acquired majority interests in five projects totaling approximately 105,000 acres. These include the Deerfield Project in Missouri, the Chetopa Project in Kansas, the Kentucky Reserves Project in Kentucky and the Trinity Sands Project in West Texas. In October, 2007, MegaWest acquired a majority interest in the Big Sky Project in Montana. Estimated heavy oil resources associated with these five properties total approximately 2 billion barrels of oil. The Company may recover between 800 million and 900 million barrels using advanced recovery techniques. The close proximity of these properties to refineries with excess heavy oil capacity may enable the Company to obtain prices as high as 85% of benchmark West Texas Intermediate, which currently trades at over $90 per barrel.

Strong management team with demonstrated heavy oil expertise
The Company has assembled a world class team of technical and operational experts headed by George Stapleton
and Bill Thornton. CEO George Stapleton has over 30 years of energy infrastructure and project development
experience and held senior management positions, including 20 years in the Middle East, the North Sea and Southeast Asia, with J. Ray McDermott. COO Bill Thornton has 30 years experience in various advanced recovery
technologies, was formerly General Manager of Petroleum Engineering for Western Oilsands and served as VP of Engineering for Petrovera Resources and Director, Primary Heavy Oil for Gulf Canada.

$34 million raised for exploratory drilling and demonstration projects
Institutional investors comprise 32% of the Company’s financial resources. MegaWest has already raised initialfunding of $34 million for its development program and recently created an internal project team to review the benefits of listing on a national exchange, a strategy likely to further enhance its access to capital.

Rapid resource development progress
MegaWest has completed a first round of exploration drilling, with 14 wells drilled, at the Deerfield Project in Missouri. It has completed a first round drilling program at the Kentucky Reserves Project on eight initial core holes and will soon start a second round of 11 additional exploration/delineation wells to finalize the site for the initial demonstration project. MegaWest is already producing small quantities of oil from the Chetopa Project in Kansas. MegaWest has initiated pilot production facility designs for its Missouri and Kentucky projects and has purchased long lead time equipment to develop these properties. Facilities construction has commenced at the Deerfield project with startup planned by March 2008 and a six well drilling program has begun at the Trinity Sands Project in West Texas. An initial exploration drilling program for the Big Sky Project is planned for mid-2008.

Deerfield Project, Missouri
The Company’s existing land position exceeds 7,000 acres and will support multiple projects in the Deerfield Project area. MegaWest has begun implementation of a demonstration project, referred to as the Marmaton River Project- Phase I.
MegaWest’s enhanced oil recovery specialists have completed a detailed technical review of the property’s Warner
reservoir, including numerical reservoir simulation, and have updated the Company’s geological model with information obtained from recent drilling operations. A steam-flood with thirteen inverted 7-spot patterns on a total area of 10 acres has been chosen as the production method for this initial development. This steam-flood process has proven very successful on numerous projects with similar types of deposits throughout Canada and the US.
The completion of commissioning and start-up of Phase I of the Marmaton River project is expected in the first quarter of 2008. A 50 million BTU/hr steam generator will be installed along with production treating vessels and tanks. As part of the project implementation, MegaWest is drilling and completing 42 production wells, 13injection wells, 1-2 source water wells, and 1-2 water disposal wells. The total estimated capital expenditure to construct and commission the facility and wells is $3.3 million.
MegaWest expects to recover up to 45% of the oil in place on the Marmaton River Project. This project is expected
to produce up to 100,000 barrels of oil over an 18-24 month period. The average production rate over this period is forecast to be 220 barrels of oil per day with a peak rate of 400 barrels of oil per day achieved after 12 months of operation. The produced oil will be sold at the plant gate to a local refinery and is expected to fetch over 80% of the WTI posted price.
Fifteen exploration wells have been drilled by MegaWest to date at its Deerfield Project. The objectives of this drilling program are to further define the commercial prospectivity of the Upper Warner sand formation, analyze
the secondary Blue Jacket sand formation, and validate the Roubidoux formation as a source water zone. All these formations are found at expected depths. Initial results show that the Upper Warner formation has an average reservoir porosity of 20%, average net pay of 30 feet, and average oil saturation exceeding 60%, resulting in approximately 28,000 barrels of oil in place per acre. These initial drilling results confirm MegaWest’s geological
model and provide further confirmation of the Project’s significant potential for commercial production.

Chetopa Project, Kansas
MegaWest owns a 100% interest in the Chetopa Project, a small heavy oil project encompassing 392 net acres in Deerfield, Kansas. A 15 acre demonstration project, which includes 20 steam injectors and 33 producer wells in operation, is in-place. The Company expects to recover about 150,000 barrels from this demonstration project.
The demonstration project first produced and shipped oil on June 13th 2007. Peak rates are expected to be over 300 barrels of oil per day. The oil is trucked to the Coffeyville refinery, located twenty miles west of Chetopa. The Company expects the Chetopa Project’s crude oil production to sell at around 80-85% of benchmark WTI prices.

Kentucky Reserves Project, Kentucky
MegaWest owns a 62.5% working interest in 35,000 acres for heavy oil and 37.5% working interest in deep rights for natural gas. This property extends across Edmonson, Warren and Butler Counties in Kentucky. According to a Kentucky Geological Survey, the Big Clifty sandstone region contains approximately 2.1 billion barrels of measured and speculative oil, while heavy oil deposits of 1.3 billion barrels are estimated in the Hardinsburg, Tar Springs and the Early Pennsylvanian Bee Springs sandstones.
The Company has completed the first round of its drilling program on eight initial core holes which confirm its geological model. Drilling results indicate that the Project has an average reservoir porosity of 18%, average net pay at 46 feet, and an average oil saturation of 55%, resulting in roughly 35,000 barrels of oil in place per acre. Based on the positive drilling results, the Company is undertaking its second delineation drilling program which will establish a demonstration project location. Spending on the next stage of drilling and development is projected at approximately $15 million over the next 30 months.

Trinity Sands Project, West Texas
MegaWest Energy USA Corp, a wholly-owned subsidiary of MegaWest, acquired all the units of Trinity Sands Energy LLC. Through this acquisition, the Company acquired 50% ownership in 20,578 mineral acres in Edwards
County, Texas. The Company has also entered into an earn-in agreement whereby it can increase its working
interest stake to 66.67% and 33,963 acres.The areas of Lula, Rocksprings, and NW Edwards, which together make up the Trinity Sands Project, are known to be highly rich in resources for the production of heavy oil. The Paluxy Lime area and the Trinity Sands area are believed to be oil-bearing. The reservoir characteristics of the Trinity Sands area indicate a rich deposit of up to 1,600 barrels per foot, which represents a significant opportunity for commercial production. The Company has completed geological studies of the Trinity Sands Project and it has commenced drilling operations on a six to eight well exploration program. After completing the core, log and fluid analysis, a thermal pilot project may be designed and implemented consisting of two development wells to prove the recovery concept. The construction
and commencement of thermal pilot operations is planned for the first quarter of 2008.

Big Sky Project, Montana
On October 24, 2007, MegaWest acquired the Big Sky Project in Montana from a group of private companies. The Project includes 40% ownership in two prospects, totaling 33,000 acres. The Company also has the right to earn 60% of these plays.
Historic mapping and volumetric calculations indicate about 250 million barrels of speculative oil resource on the Teton River Prospect and about 160 million barrels of speculative oil resource plus about 7.5 BCF of speculative
gas resource on the Loma Prospect. Further geologic review and a planning of delineation program are underway.
MegaWest has established a regional Area of Mutual Interest covering approximately 1,000,000 acres that shall remain active for the next two years. The interest in the AMI shall be divided 65% to MegaWest and 35% to the Big Sky partners. MegaWest shall pay for 100% of the lease acquisition, initial geological and geophysical activity,
drilling and completing of all wells, if any, comprising an agreed upon initial work program for each new prospect within the AMI and shall receive 100% payout of all such costs and expenses incurred for each such prospect prior to the partners receiving their respective shares.

Business Strategy
MegaWest has established a successful track record of acquiring large blocks of highly prospective leases, as evidenced by its recent addition of over 33,000 acres of leases in Montana. The Company has shown a “Get it done” attitude, aggressively acquiring leases then quickly commencing exploration and development drilling programs to quantify the resource and prove commercial potential. These development efforts are enhanced by the skills of the highly experienced technical team the Company has assembled. These experts have a deep understanding
of heavy oil and tar sands geological opportunities in the US. MegaWest is actively pursuing new non-conventional oil and gas opportunities and sees significant potential for value creation through the cost-effective implementation of Advanced Secondary Recovery technology on its five core projects.

MegaWest Cost Advantage
MegaWest is a trailblazer in the largely overlooked heavy oil and tar sand resources in the mid-continent US. As a result, its lease acquisition costs are much lower than what other companies are paying for lease acquisitions in the Alberta oil sands. The location of MegaWest’s projects, close to transportation infrastructure and refineries,
creates another advantage which should enable premium pricing for its oil production. In addition, the Company is deploying scalable technology in the recovery of its resources which can be implemented in manageable
stages to create sustainable cash flow. MegaWest will not be required to invest billions in infrastructure and upgrades to implement its projects. Another advantage is that the Company may be eligible for heavy oil production tax credits of $5.00 per barrel being proposed by the Task Force on Strategic Unconventional Fuels. In contrast, oil companies operating in the Alberta tar sands could be hit by new royalty increases proposed by the Alberta government. All of these factors suggest a higher value for MegaWest’s production versus heavy oil production from Alberta’s heavy sands areas.

Superior Oil Quality
The heavy oil that MegaWest will produce is of better quality than the bitumen produced from Alberta’s heavy oil sands. As such, it will command a higher price, enabling the Company to recover oil from zones that would be uneconomic in Alberta. API measures how heavy or light oil is. Higher API numbers are better since the oil is easier to refine into usable products. The API gravity ranking for MegaWest’s heavy oil ranges between 18 and 20 degrees, whereas the API gravity for Alberta’s oil sands oil is around 10 degrees.

Outlook
Within six to eight months, the Company intends to have production established from demonstration projects in Kansas, Missouri and Kentucky, three of its core areas. These projects will prove the commercial application of the technology being tested. Each project is expected to recover in excess of 100,000 barrels of oil from 10 to 15 acres at an average production rate of over 200 barrels per day. Success in the demonstration projects should facilitate project financing which will fund the implementation of larger scale projects in a matter of months. MegaWest holds over 100,000 acres of leases which will easily support the production of 5,000 to 10,000 barrels of oil per day in each successful core area.
We expect the Company to commence production at approximately 500 barrels per day in 2008 with production ramping up to 5,000 barrels per day in 2010 as additional commercial projects come on line. Conservatively assuming
$70 per barrel oil prices going forward and estimating MegaWest’s production costs at around $25 per barrel, the Company could be generating cash flow of approximately $30 per barrel after adjusting for price differentials
and royalties. Assuming 180,000 barrels of production next year (500 barrels per day X 360 days) and cash flow of $30 per barrel, MegaWest’s annual cash flow could exceed $5.4 million or approximately $0.04 per share next year. In 2009, we anticipate production of 3,000 barrels per day, resulting in cash flow of $32.4 million or $0.22 per share, with production rising to 5,000 barrels per day and cash flow increasing to $54 million or $0.36 per share in 2010."


Ich hab mal fast alles aus einem Report geklaut,
der ist allerdings von Mitte November.
Was danach noch passiert, stell ich noch rein.

Also rein den Plänen zufolge soll es ab diesem Jahr zu
einem kleinen Cashflow kommen, der dann sukzessive gesteigert
werden soll +wobei es dann ab 2009/10 richtig interessant werden
würde.

Wann dann immer theoretisch ein günstiger Einstiegszeitpunkt
sein sollte, ist ja immer so eine Sache.
Ich könnte es mir jetzt schon vorstellen,
hab damit bisher aber auch nicht wirklich immer gut gelegen.

letzte Researchs
//www.megawestenergy.com/investor/research.html

[plotz]

Antwort auf Beitrag Nr.: 33.186.003 von Popeye82 am 27.01.08 22:28:44

Das sieht ja echt gut aus, besonders der 2 jahreschart macht mut.

Aber für short ist es eigentlich schon etwas spät.

[Popeye82]

hätte ich ja auch nicht im Sinn.

[HuskyEnergy]

Ölsand=Interessant

Siehe auch hier:
Thread: Ölsand- Der neue Megatrend?!

Mega West ist noch eher jung und klein, kann sich aber auch jederzeit ändern

[Popeye82]

aus den letzten 2 Rohstoff-Dailys
(gefällt mir jedenfalls meist sehr gut):

"Ölsand-mehr als eine Alternative!
Rohstoff-Daily

Ausgabe vom 30. Januar 2008

* Was die OPEC aus der Asienkrise lernte!
* Ein Blick auf Kanadas Ölsand
* E-Mail an Redaktion und Verlag
* Empfehlen Sie "Rohstoff-Daily" weiter
* Besuchen Sie uns im Internet

Was die OPEC aus der Asienkrise lernte!

von Miriam Kraus

Liebe Leser,

hohe Ölpreise bestimmen nach wie vor den Markt. Zwar ist nach wie vor ein massiv starker spekulativer Faktor für die Preisentwicklung mit ausschlaggebend, dennoch zeichnet sich langfristig kein Bild extrem stark fallender Rohölpreise ab.

Die Internationale Energie Agentur beharrt nach wie vor auf einer Ölverknappung, wohingegen sich die OPEC nach wie vor weigert ihre Produktion auszuweiten.

Denn im Gegensatz zur IEA sieht die OPEC über ihren Häuptern das Damoklesschwert einer Abschwächung des Weltwirtschaftswachstums schweben, welches die Nachfrage nach Rohöl schwächen dürfte. Vor allem auch im Hinblick auf den kommenden Frühling, wo natürliche Temperatur bedingt die Heizölnachfrage in den Industrienationen der nördlichen Hemisphäre absinkt.

Katar spricht sogar bereits von Förderkürzungen

Katars Ölminister malt sich sogar gänzlich das Worst Case Szenario aus und spricht inzwischen schon von Produktionskürzungen wenn die Weltwirtschaft in eine Rezession schlittert.

Auch wenn es gegenwärtig eher unwahrscheinlich ist, dass die OPEC tatsächlich Förderkürzungen beschließen und vor allem wirklich einhalten sollte, ist die Haltung der OPEC meiner Meinung nach gegenwärtig durchaus vernünftig.

OPEC lernt aus der Asienkrise

Denn die OPEC beweist damit, dass sie offensichtlich ihre Lehren aus der Vergangenheit gezogen hat. Mit Vergangenheit ist ganz konkret das Jahr 1997 gemeint. Damals erhöhte die OPEC die Produktion um ein paar Wochen später die Asienkrise und den Rückgang der Rohölpreise von 19 USD auf 7 USD pro Barrel zu erleben. Noch heute liegt der OPEC ihre Entscheidung von damals schwer im Magen. Dass die verantwortlichen Minister ihre Entscheidung von damals schwer bereut haben, muss nun nicht extra noch erwähnt werden.

Diesmal ist es wohl weniger Asien, dass die Ölminister beunruhigt, sondern wie wir ja alle wissen die US-Wirtschaft - die im Übrigen im letzten Quartal neuesten Meldungen zufolge nur noch um 0,6 % gewachsen ist- und die Auswirkungen einer Abschwächung des US-Wirtschaftswachstums auf die anderen, wohl vornehmlich etablierten Volkswirtschaften.

OPEC Entscheidungen könnten Schutz vor Rohölpreiscrash bieten

Obgleich die Rohölpreise in diesem Monat in Korrelation zur abschwächenden US-Konjunktur bereits 5 % abgeben mussten, notieren die Preise doch immer noch auf einem hohen Preisniveau um die 90 US-Dollar-Marke herum.

Das gegenwärtige Wirtschaftsklima dürfte die Rohölpreise zumindest für das kommende halbe Jahr weiterhin volatil halten, schwache Wirtschaftsdaten weiterhin Druck auf die Preise ausüben, doch die harte Linie der OPEC bietet den Preisen Schutz vor einem zu massiven Verfall. Obgleich ich eine Preiskorrektur auf 80 USD pro Barrel nicht ausschließen möchte, dürfte sich die zweite Jahreshälfte doch wesentlich positiver entwickeln.

Denn Preise unter der 80 USD-Marke dürften für Viele ein klares Kaufsignal bedeuten und haben überdies im Vorfeld einen Großteil des gegenwärtigen massiven spekulativen Faktors eliminiert.

Alles in allem halte ich es mit der OPEC und sage nur: Liebe Ölminister, bleibt bei eurer Entscheidung!


Ein Blick auf Kanadas Ölsand

Alberta, Kanada

In Alberta lagern nachweislich die zweitgrößten Ölreservoirs der Welt.Gemäß einer Studie der Energy Information Administration vom letzten Jahr hält Saudi Arabien mit 260 Milliarden Barrel die größten bekannten Erdölreserven der Welt. Eigentlich käme jetzt der Iran an zweiter Stelle, mit seinen Ölreservoirs. Doch da hatte man die Rechnung noch ohne den Ölsand gemacht.Denn aufgrund der immensen Vorkommen an Ölsand, die nun in die Rechung mit einbezogen werden, ist Kanada auf Platz Zwei gerutscht. Kanada hält dank des Ölsands bekannte Ölreserven in Höhe von 180 Milliarden Barrel.

Abbau von Ölsand durch hohe Ölpreise rentabel

Eigentlich liegt der Ölsand ja nicht erst seit vorgestern im kanadischen Boden. Doch lange Zeit hatte man sich nicht sonderlich für den Sand interessiert.

Aus einem einfachen Grund: Bis zum Jahr 2005 galt der Ölsand mit seinen relativ hohen Förder- und Raffinierungskosten in Höhe von bis zu 25 US Dollar pro Barrel als wenig rentabel.

Doch dann veränderte sich das Bild. Die Rohölpreise sind inzwischen massiv gestiegen und erreichten sogar ein Rekordhoch bei über 100 USD pro Barrel Anfang Januar.

Und mit den steigenden Erdölpreisen erinnerte man sich plötzlich der vernachlässigten Ölsandreserven. Denn der Abbau derselbigen ist dadurch nun rentabel geworden. Und mehr noch, inzwischen rechnen manche Geologen sogar damit, dass in Alberta mehr als 300 Milliarden Sand mit Bitumen gemischt im Boden lagern.

Wenn das tatsächlich zutrifft und das Produktionswachstum so weiter geht – Kanadas Produktion an Ölsand hat sich seit dem Jahr 2001 auf 1,5 Millionen Barrel pro Tag verdoppelt – dann haben wir mit Kanada nicht nur den am schnellsten wachsenden Ölproduzenten der Welt vor uns, sondern möglicherweise auch den baldigen größten Erdölproduzenten der Welt.

So long liebe Leser…wenn Sie die Alternative Ölsand auch so fasziniert wie mich, dann lesen Sie morgen doch weiter von Fakten der Ölsandgewinnung bis zu den Gründen dafür weshalb Ölsandproduzenten den großen Erdölkonzernen gegenüber einen großen Vorteil aufweisen…bis morgen

Ihre Miriam Kraus"

...

[Popeye82]

"Ölsand - mehr als eine Alternative! Teil 2
Rohstoff-Daily

Ausgabe vom 31. Januar 2008

* Der Vorteil der Ölsandförderer
* Wissenswertes zu Ölsand
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Der Vorteil der Ölsandförderer

von Miriam Kraus

Liebe Leser,

hohe Rohölpreise und ein langfristig steigendes Verbrauchswachstum weltweit, gekoppelt mit einer am Verbrauchswachstum gemessenen eher langsamen Ausweitung der Entwicklung neuer Vorkommen, bei zudem steigenden Entwicklungskosten rücken nicht erst seit gestern den Fokus auf alternative Öllagerstätten. Wie zum Beispiel eben den Ölsand.

Langsam beginnen dies sogar die großen Ölkonzerne zu merken. Während US-Riese Exxon Mobil zwar bislang die Investitionen in die Entwicklung neuer Projekte unkonventioneller Lagerstätten scheut, um die Gewinnerwartungen nicht zu schmälern, damit aber bei fortgesetzter Strategie spätestens in 40 Jahren auf dem Trockenen sitzt, haben andere große Ölkonzerne bereits reagiert. Zum Beispiel Royal Dutch Shell, die seit letztem Jahr über eine Tochterfirma einen Majoritätsanteil an einem Ölsandprojekt in Kanada hält. Zusammen übrigens mit Chevron.

Denn Ölsandprojekte sind nicht nur aufgrund der gegenwärtig hohen Rohölpreise – wohlgemerkt mit kurzfristig zu erwartender Preiskorrektur- eine echte Alternative zu den konventionellen Lagerstätten geworden.

Obgleich der Markt gegenwärtig noch immer vom Bangen um die US-Wirtschaft und die möglichen Auswirkungen auf das Weltwirtschaftswachstum geprägt ist, hat sich das Langfristszenario doch nicht verändert. Die steigende Nachfrage aus den wachsenden Nationen, vor allem Asiens ist ein Faktor mit langfristigem Bestand. Die Internationale Energie Agentur geht inzwischen bereits davon aus, dass China, gegenwärtig Erdölverbraucher Nummer 2 weltweit, bis zum Jahr 2030 die USA von ihrem ersten Platz ablösen dürfte.

Nun, eines ist klar, trotz Raps-und Palmöl oder Mais, die Welt braucht Erdöl auch weiterhin in großen Mengen. Vielerorts aber haben die konventionellen Lagerstätten bereits ihr Fördermaximum erreicht, andernorts wird zu wenig in die Entwicklung neuer Ölfelder gesteckt wie im Irak oder in Saudi-Arabien. Andere Möglichkeiten müssen her, wie der inzwischen attraktiv gewordene Ölsand.

Ein entscheidender Vorteil der Ölsandförderer

Die größten bekannten konventionellen Ölreserven befinden sich in Ländern wie Saudi-Arabien, Iran oder Irak.

Dieser Umstand aber führt zu Problemen für einen potenziellen Investor.

Nehmen wir zum Beispiel Saudi-Arabien. Die staatliche Saudi-Aramco ist der größte Ölkonzern der Welt, aber leider eben nicht einmal börsennotiert und somit von eher geringem Interesse für einen Anleger.

Im Iran oder Irak, aber auch bei Konzernen die beispielsweise in Nigeria tätig sind oder auch in Ländern wie Venezuela wo gerne einmal Verstaatlichungswellen herrschen, gesellt sich ein wesentlich höheres politisches Risiko hinzu.

Für die großen an der Börse handelbaren Ölkonzerne, wie BP, Shell oder Exxon gilt es zudem noch andere belastende Faktoren zu bedenken. Diese weltweit tätigen Ölkonzerne – im Übrigen stehen diese drei nur für 15 % des weltweit geförderten Rohöls- stehen in Ermangelung der großen noch auszubeutenden Vorkommen vor der heimischen Haustür vor dem Problem das in anderen rohstoffreicheren Gegenden der Welt geförderte Rohöl zunächst einmal von den dort ansässigen Staatsbetrieben abkaufen zu müssen. Mit anderen Worten profitieren gerade die großen Ölkonzerne eigentlich nur unterdurchschnittlich von hohen Rohölpreisen, denn ein steigender Ölpreis verteuert dementsprechend auch deren Einkaufskosten.

Mit anderen Worten setze man also lieber auf in rohstoffreichen Gegenden heimische Konzerne, die tatsächlich über die Förderrechte verfügen, oder sogar noch von ihrer Heimatregierung bevorzugt und unterstützt werden, dabei frei handelbar sind und das politische Risiko gering ist. Wie in Asien, Russland oder Brasilien…

Oder man setze eben auf Ölsandförderer. Denn die größten bislang bekannten Ölsandvorkommen befinden sich in Kanada. Die dort tätigen Unternehmen sind im Besitz der Förderrechte und profitieren damit natürlich auch von steigenden Rohölpreisen. Auch ist hier die Investitionsbereitschaft hoch und nicht erst seitdem Shell Gefallen an den Ölsandvorkommen gefunden hat. Zur Zeit sind Investitionsvorhaben in Höhe von 80 Milliarden US-Dollar in kanadische Ölsandprojekte geplant.Wissenswertes zu Ölsand


Ölsand ist im Wesentlichen eine Mischung aus Quarzsand, Lehm, Schlick, Wasser und Bitumen.Bitumen, oder auch natürlicher Teer, ist eines der komplexesten Moleküle in der Natur.Es besteht aus langkettigen Kohlenwasserstoffen, mit vielen Tausend unterschiedlichen Kohlenstoffatomen.Und diese Kohlenstoffe können praktisch in Erdöl umgewandelt werden, denn auch Erdöl ist ein Stoffgemisch, welches hauptsächlich aus Kohlenwasserstoffatomen besteht.In Kanada beträgt der Bitumenanteil in den Sanden zwischen 1 und 18 %. Wirtschaftlich rentabel wird der Abbau bei einem Bitumengehalt von über 6 %.

Vorkommen

Obwohl es auch Ölsande in tieferen Bodenschichten gibt, werden die meisten Ölsandlagerstätten im Tagebau ausgebeutet.An sich findet man Ölsand auf der ganzen Welt. Die größten Lagerstätten befinden sich allerdings in Kanada und Venezuela.Zwei Drittel der gesamten weltweiten Erdölvorkommen, beziehen sich eigentlich auf Ölsandvorkommen.Wovon ein Drittel auf die kanadischen Lagerstätten im Athabasca Becken entfällt und ein weiteres Drittel auf die Gegend um den Orinoco Fluss in Venezuela.

Abbau

Obgleich gegenwärtig noch der Löwenanteil der Ölsande im Tagebau gefördert wird, zeigen Schätzungen, dass in Kanada etwa 80 % der Ölsande in tieferen Erdschichten liegen und damit in einem anderen Verfahren abgebaut werden müssen.Dafür hat man das so genannte „In situ“ Verfahren entwickelt. Bei diesem Verfahren leitet man heißen Dampf in die Lagerstätten ein um die Kohlenwasserstoffe zu verflüssigen. Das flüssig gewordenen Bitumen kann dann durch Bohrstellen zu tage gefördert, also hoch gepumpt werden.Es gibt grundsätzlich vier verschiedene In situ Verfahren, die allerdings alle nach dem genannten Prinzip verfahren.Nach den Verarbeitungsprozessen (Extraction, Separation und Upgrading) entsteht schließlich ein Süßes (also schwefelarmes ) Rohöl.

Ohne Kritik geht nichts

Das in situ Verfahren hat aber auch einige Nachteile zu bedenken. Nämlich den hohen Wasserverbrauch, den hohen Energieverbrauch, Probleme mit der Wasserentsorgung und die entstehenden Umweltschäden.Doch wir wissen alle, so lange der Abbau auch mittels in situ finanziell rentabel ist, wird er mit Sicherheit verfolgt.

Und Ölsand im Tagebau hat sich nun wirklich inzwischen bezahlt gemacht.

So long liebe Leser…machen Sie doch einmal Urlaub am Orinoco Fluss …vielleicht begegnen Sie Hugo Chavez und können ihn davon überzeugen mit ihnen zusammen Ölsand abzubauen…lassen Sie mich wissen, wenn Sie das geschafft haben…;-)

Ihre Miriam Kraus"

[Popeye82]

Also sollten die angestrebten Förderzahlen umgesetzt werden,
dürfte für die nächsten Jahre einige Phantasie bestehen.

Ich würde allerdings eher auf die "estimated 2Mrd. Barrel"
schielen Denen ja gut 2/5tel als 'recoverable' angenommen
werden (würden).

-Mit solchen Resourcen würde man -dann- ganz sicher nicht
bei den geplanten Produktionskapazitäten für 2010/11 bleiben!!

Wenn man dan noch berücksichtigt, daß hier sehr preiswert
produziert werden soll +man noch positive Erwartungen an den
Ölpreis hat, was ich habe(m. Meinung nach werden wir irgendwann
über den 200$ stehen, wahrsch. dauerhaft),
dann ist das schon ein interessanter Mix.

Allerdings sind da noch einige 'wenns' dabei,
speziell im Hinblick auf die Resourcen.

Für mich eine Beobachtung mit möglicher Option auf was
langfristiges, richtig großes.

In Sachen Ölsand, das vergeissungsvollste was mir bis jetzt
unter de Augen gekommen ist:

Alberta Oilsands.

[Popeye82]

Pinetree hält übrigens ein paar Anteile,
hab ich eben grad noch gesehen.

Dürfte allerdings nicht allzu stark sein,
mit 4,15Mio Shares und 1,45Mio Warrants müssten das etwa
gut 2,7 und plus Warrants um die 3,7%% f.d. sein.