Europa Oil & Gas - 500 Beiträge pro Seite

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Europa Oil & Gas ist ein kleines britisches Unternehmen im Bereich der Onshore-Öl- und Gas-Produktion, -Entwicklung und -Exploration in England, Rumänien und Frankreich. Da die Jahre 2011 und 2012 für EOG explorationstechnisch recht interessant werden könnten, möchte ich den Wert mit diesem Thread ein wenig begleiten.

Zu den Fundamentaldaten:
Aktien: 113,9 Mio.
Kurs: 0,31 GBP
Marktwert: 35,3 Mio. GBP
Umsatz 2010: 3,1 mio. GBP
Verlust 2010: 1,9 Mio. GBP
Davon Impairments und Exploration Write-offs: 2,0 Mio. GBP
Aktienanteil des Managements: 37,9%

Link zur Homepage:
http://www.europaoil.com/

Link zum letzten Geschäftsbericht (2010):
http://www.europaoil.com/media/5391/annualreport2010.pdf" target="_blank" rel="nofollow ugc noopener">http://www.europaoil.com/media/5391/annualreport2010.pdf


Link zur letzten Unternehmenspräsenation (AGM 2010):
http://www.europaoil.com/media/5705/agm%20slides.pdf

Die Öl-Produktion findet zur Zeit ausschließlich in England auf mehreren kleinen Feldern nahe Lincoln statt und beträgt aktuell runde 200bopd, sie ist somit noch recht winzig. Eine von drei geplanten Erweiterungsbohrungen soll die Produktion jedoch kurzfristig auf 500bopd erweitern. Die entsprechende Bohrung ist unterwegs und soll im Erfolgsfalle bereits im Feburuar zusätzliche Umsätze generieren. Mit diesen Geldern sollen in 2011 und 2012 weitere Appraisal- und Explorationsbohrungen auf (möglichen) Öl- und Gas-Liegenschaften in Rumänien und Frankreich finanziert werden.

Zu nennen sind hier auf jeden Fall die Projekte

Voitinel-Solca (Rumänien, Gas, 415bcf Gross GIIP, Appraisalbohrung in 2011, EOG-Anteil 28,75%)

und Berenx (Frankreich, Gas, 1,5tcf Gross GIIP, Appraisalbohrung frühestens in 2012 (?), EOG-Anteil zur Zeit 100%, aber Farm-Out angesichts der schieren Projektgröße unumgänglich).

Das Unternehmen ist für sein 2011er-Programm durchfinziert, sofern die aktuelle Bohrung erfolgreich verläuft und ein Producer wird. Da das Feld (West Firsby) jedoch seit langem ausgebeutet und geologisch (hoffentlich) gut verstanden wird, sehe ich das Risiko eines Fehlschlags aber als gering an.

Der Kurs ist extrem volatil und in letzter Zeit abgesichts der Bohrfortschritte auf West Firsby recht gut gelaufen. Rücksetzer sind jederzeit möglich. Trotz der bestehenden Produktion und ihrer möglichen Erweiterungen ist der Wert auf jeden Fall als hoch spekulativ einzuschätzen. Er bietet jedoch großes Explorations-Potential bei - angesichts sicherer Cashflows - hoffentlich(!) geringer Verwässerungsgefahr in der Zukunft. Man soll den Tag jedoch bekanntlich nicht vor dem Abend loben.

In Deutschland ist die Aktie leider so gut wie nicht handelbar, von daher gehe ich davon aus, dass ich höchstwahrscheinlich der einzige deutsche Aktionär bin und dies hier deshalb wohl eher eine One-Man-Show wird.

Hier noch ein Link zu einem recht aktuellen Artikel über das Unternehmen. Bei dem von den Autoren genannten unrisked NAV von über 5 GBP handelt es sich zwar um einen offensichtlichen Mondpreis, der Bericht gibt aber in Kürze einen guten Überblick über die Projekte und die in nächster Zeit anstehenden Ereignisse:

http://www.proactiveinvestors.com/companies/news/11436/europ…

Gruß
BReal

[BReal]

Die Bohrung auf West Firsby hat sich zwischenzeitlich um 10 Tage verzögert. Somit sei die Produktionsaufnahme nicht vor Mitte/Ende Februar zu erwarten.

Einem Beitrag in einem britischen Forum (iii) ist ferner zu entnehmen, dass laut einem Telefonanruf bei EOG die geplanten Stimulierungsmaßnahmen auf dem Crosby Warren-Feld (Öl, England) im April starten sollen, während eine Sidetrack-Bohrung auf der Barchiz-Lizenz (Öl, Rumänien, die ursprünglichen Bohrungsarbeiten wurden bei Wintereinbruch witterungsbedingt abgebrochen) nicht vor Ende Mai zu erwarten ist.


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Company Europa Oil & Gas (Holdings) PLC
TIDM EOG
Headline Drilling Report
Released 12:49 26-Jan-2011
Number 11248-4D66



West Firsby-9 Drilling Update

The Directors of Europa Oil & Gas (Holdings) plc are pleased to provide an
update of operations on West Firsby-9. The well has today reached section TD of
5,522 ft in the 8 ½" hole at an inclination of 74 degrees, just above the top
of the reservoir zones. The well will now be cased ahead of drilling the
reservoir section.

Operational problems with the drilling equipment have led to a total of
approximately 10 days of delay. The revised estimate for the anticipated
commencement of production from the well is mid-late February.

For further information, please contact:

Europa Oil & Gas Paul Barrett 01235 553266
finnCap Sarah Wharry 0207 600 1658

[BReal]

Die Erweiterungsbohrung auf West Firsby wurde erfolgreich abgeschlossen. Nun gilt es, diese in Produktion zu bringen und die Flowrates abzuwarten. Prognostiziert werden kurzfristig über 500bopd, welche sich dann rasch bei stabilen 300bopd einpendeln sollen.


Europa Oil & Gas (Holdings) plc

7 February 2011

West Firsby-9 reaches TD

The Directors of Europa Oil & Gas (Holdings) plc are pleased to report that the
West Firsby-9 well has today reached a final TD of 7,633 ft MD (5,528ft TVD) in
the lower part of the West Firsby reservoir.

The well encountered a gross section of 1,973 ft measured section (371 ft
vertical thickness) of West Firsby reservoir. Drilling data indicates a net
sand penetration of 270ft of Zone 1 and 330ft of Zone 2. The well TD'd in Zone
3.

A full suite of logs will be acquired over the next 24 hours and used to design
the selective completion for producing the zones in the most efficient manner.
The well will then be completed with a beam pump.

Paul Barrett, Managing Director of Europa, said `This is a pleasing result, in
line with expectations and provides an excellent reservoir penetration. The
well will be engineered to incorporate selective zonal production with an
open-hole completion designed to avoid any cement-related formation damage.'

Further information:

Europa Oil & Gas

Paul Barrett / Phil Greenhalgh Tel: [phone]

finnCap

Sarah Wharry / Henrik Persson, Corporate Finance Tel: [phone]
Joanna Weaving, Corporate Broking Tel: [phone]

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Heute wurde von EOG eine recht umfängliche Zwischenstandsmeldung zu den laufenden Development- und Appraisal-Projekten (West-Firsby, Berenx, Barchiz) veröffentlicht.

Leider verzögert sich die Inbetriebnahme der Produktion beim WF-9-Bohrloch nochmals. Angesichts des haussierenden Ölpreises wäre es natürlich schön, die Produktion hier nun recht zügig aufnehmen zu können. Zudem liegt die aktuelle Fördermenge aus bestehenden Quellen zur Zeit nur bei etwa 150bopd. Aber der RNS entnehme ich, dass auf kurz- bis mittelfristige Sicht hier alles seinen guten Gang gehen sollte.

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Europa Oil & Gas (Holdings) plc

1 March 2011

Operations and Project Update

West Firsby, UK

Drilling of new production well WF-9 was completed on 17th February 2011. Since
completing WF-9, the HH102 rig has moved over the WF-3 well to re-perforate
this well for use as a water injector. These operations, in close proximity to
the WF-9 wellhead, have prevented the surface beam pump from being commissioned
until WF-3 operations are complete. Perforating has now taken place on WF-3 and
the rig will move away over the coming days to allow full access to the WF-9
wellhead to complete the beam pump installation. The well will test the flow
rates from Zone 1 and Zone 2 individually, initially producing from Zone 2
before moving on to Zone 1. Currently, associated gas from Zone 2 is building
up in the shut-in well, an encouraging indication.

With regard to the existing producers in the field, a change in the WF-7 bottom
hole assembly (BHA) is required and a plan has been submitted to the HSE to
undertake a workover to replace the BHA to bring the well back up to full
production capacity. This work will take place around mid-March.

Overall, production since early December has been low, due to a combination of
weather-related and operational issues. This has brought the average production
for the 6 months to 31 January 2011 down to 151bopd. It is anticipated that,
with WF-9 coming onstream and the forthcoming WF-7 repairs, production will
soon be back on-track.

Berenx, France

The technical work has indicated that there is ample evidence on the
reprocessed 3D seismic data for the development of faulted structures developed
all along the front of the Berenx fault-block system to the east of the
existing wells. Data appertaining to a short interval drill stem test in the
Berenx-2 well conducted in 1974 has recently been obtained from legacy archives
and these data demonstrate that the well produced dry gas to surface but did
not adequately test the fracture system in the reservoir.

Maintaining open fractures in the wellbore is critical for a successful test
and can be achieved principally by two methods: managed pressure drilling and
non-cemented completion techniques. In order to properly plan this challenging
well, the Directors are currently in the final stages of selecting the drilling
engineering team from a short-list to plan and manage the Berenx-3 well.

Planning for the deep HPHT Berenx-3 well will take over 12 months, with long
lead items with specialist steel fabrication needing to be committed to in
mid-2011. There is a strong technical case for acquiring additional 3D seismic
coverage over the western part of the Berenx structure prior to drilling and we
are currently looking at the possibility of 3D seismic acquisition during the
well planning period.

Barchiz, Romania

The JV partners have reviewed the results of the Barchiz-1 well. The partners
are discussing the forward programme for both Barchiz and the block as a whole.
The option favoured by Europa is to penetrate a thicker section of the
oil-bearing Oligocene sandstone and to test the main prospect target, which
remains untested by the original wellbore. The course of action will be
determined following a technical meeting on the 25th of March and the Company
will provide an update on the Barchiz forward programme soon after this
meeting.

Paul Barrett, Managing Director, said `We are aware that shareholders, like
ourselves, are anxious to quantify the fruits of our labours at West Firsby,
especially considering the current oil price. We expect the WF-9 well to
perform in line with expectations and we will inform shareholders as soon as we
know the results.

With regard to Berenx and Barchiz, we have made significant progress in
understanding both the challenges and potential of both of these projects and
again, will be looking to update the market as developments progress.'

Further information:

Europa Oil & Gas

Paul Barrett / Phil Greenhalgh Tel: [phone]

finnCap

Sarah Wharry / Henrik Persson, Corporate Finance Tel: [phone]
Joanna Weaving, Corporate Broking Tel: [phone]

[BReal]

Erste Flowtest aus einer der beiden Produktionszonen liegen vor (80bopd über 5 Tage). Nun soll die zweite Zone getestet werden und dann ein Gesamtförderungskonzept erstellt werden. Beabsichtigt war, kurzfristig insgesamt etwa 300bopd aus dem Bohrloch zu fördern.

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Europa Oil & Gas (Holdings) plc

14 March 2011

Initial results from WF-9 Zone 2 test production

The Directors of Europa Oil & Gas (Holdings) plc are pleased to provide an
update on operations at West Firsby. The lower reservoir zone, Zone 2, of new
well WF-9 has been tested for 5 days using a beam pump and has produced at an
average pumped rate of 80 bopd with only 5% water and high volumes of
associated gas. This compares extremely favourably with WF-7's Zone 2
production which initially produced with high water cut and lower gas volumes
indicating the new well has been placed in a part of this reservoir zone with
higher oil saturations.

The well will be reconfigured this week to separately test the productivity of
reservoir Zone 1 and a decision then made on pumping strategy for the well. An
optimised jet pump system, better at handling associated gas, is currently the
planned permanent production regime.

An announcement on the aggregate production rate from both zones and the
production strategy for the well will be made in due course.

Elsewhere on the site, the WF-3 water injection well is now complete and has
performed well under injectivity tests.

Paul Barrett, Managing Director of Europa, said `It is especially encouraging
to see both dry oil and significant gas from the test production for Zone 2. We
look forward to the results of producing Zone 1 and optimising the production
going forward. We anticipate that with an optimised WF-9 pumping regime and
with WF-7 back on full production soon, we should be very close to meeting our
production targets.'

[BReal]

EOG scheint seit neuestem nun auch in Frankfurt und Stuttgart gehandelt zu werden.

Die Bid/Ask-Spanne ist mit etwa 15% jedoch recht hoch, um nicht zu sagen unverschämt hoch.

[BReal]

Wie nach dem letzten Update schon absehbar war, lieferte auch die Zone 1 der WF-9-Bohrung keine berauschenden Förderraten ab. EOG ist jedoch der Meinung, dass ein Wechsel des Equipments (jet pump statt beam pump) die Flowrates kurzfristig erheblich steigern könnte. Die neue Pumpe soll bereits in der Kommissionierungsphase sein.

Problem: Das Geschäftsjahr von EOG endet bereits zum 31. Juli, weshalb man das heutige Update zur Veröffentlichung einer Umsatz- und Gewinnwarnung genutzt hat - schließlich sollte WF-9 die Gesamtproduktion bereits seit Februar auf 500bopd erhöht haben. Das wird jetzt natürlich erst frühestens in ein paar Wochen was. Wenigstens liegt die aktuelle Förderung zur Zeit bei 300bopd (vorher 150 bopd), so dass immerhin etwas Nutzen aus den hohen Ölpreisen gezogen werden kann (die Förderung wird "with a small discount to brent" an eine Raffinerie in der Nähe der Förderstätte verkauft).

Auf Barchiz-1 (Öl, Rumänien) scheint man nun alleiniger Operator zu sein - schön im Erfolgsfalle, allerdings schlecht wenn`s schlief läuft - zumal man nun die gesamten Kosten tragen darf. Es riecht so ein bißchen nach Kapitalerhöhung.

Morgen soll vom Vorstand eine Präsentation bei den Proactive Investors gehalten werden, vielleicht gibt es dort noch ein paar weitere Informationen.

Auf jeden Fall zeigt der heutige Kursabsturz einmal mehr, dass hier ziemlich viel kurzfristiges Geld investiert ist bzw. war.


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Europa Oil & Gas (Holdings) plc

29/03/11

Operational Update

The Directors of Europa Oil & Gas (Holdings) plc are pleased to provide an
update on several active projects.

Highlights

UK Production tested oil from two zones in the new onshore West Firsby well
WF-9
Installation of jet pump is key to maximising rates
Well stimulation work being planned for Crosby Warren

Romania Barchiz-1 sidetrack to deepen the well to the primary target

France 3D reprocessing complete at Berenx, new 3D and engineering work planned

West Firsby

Two zonal pumping tests have been conducted on the new WF-9 well. As previously
reported, the well encountered oil in two reservoir zones.

The lower of these, Zone 2, produced oil at rates of around 80bopd with strong
associated gas but very little water. Heavy wax build-up in the well and the
high gas rates are thought to have impaired flow through the beam pump.

Zone 1 produces much higher volumes of fluid, but with a high water cut. Net
oil production from this zone under a beam pump regime is 40bopd. The beam
pump, however, is only able to drawdown the well some 300psi, indicating that
there is significant production upside with a properly configured pump. It
should be possible with a jet pump to produce drawdown in the region of
1,500psi or more and the main constraint will be fluid handling capacity. The
recent successful re-completion of WF-3 as a water disposal well is key tool in
managing this issue long term.

A jet pump system has been sourced and will be commissioned to undertake
further tests on both zones. Following the results of these new tests, a longer
term zonal production strategy will be decided.

The workover of WF-7, which required a new bottom hole assembly, is due to
commence this week and it is hoped the well will be back onstream within the
next 2 weeks. Once WF-7 is back onstream, it is expected that Group production
should be approximately 300bopd with further upside expected following
installation of the jet pump on WF-9 and well stimulation work at Crosby
Warren.

Crosby Warren

Engineering studies are complete on the question of undertaking a new hydraulic
frac stimulation of the CW-1 reservoir. The study has shown that the historical
frac has become ineffective over time. Consequently, a repeat frac stimulation
presents an opportunity to significantly increase field production. The
original frac was highly successful and led to a 15 fold increase in production
rate. It is hoped that this work can be carried out in the next 2-4 months.

Discussions are ongoing with regard to the acquisition of a new 3D seismic
survey jointly with neighbouring licence holders later this year which would
lead to a much more robust subsurface model for both the Crosby Warren field
and the Company's nearby Wressle exploration prospect.

Barchiz

Barchiz-1, drilled late last year, recovered oil on DST from a shallow
sandstone reservoir with approximately 35 feet of net pay. The main exploration
target of the well was not reached due to technical constraints. Following
partner meetings last week, Europa has declared an intention to deepen the
Barchiz-1 well to the primary objective as a sole-risk operation, subject to
financing. The Operator proposed acquiring further seismic data along trend
from Barchiz to identify a new exploration well location in the play. However,
the Directors' view is that this an opportunity to test whether the Oligocene
reservoir is present beneath the current well TD, a concept supported by nearby
well control.

The joint venture group has applied for a licence extension in order to pursue
the remaining undrilled prospectivity on the licence and the associated work
programme is currently being agreed with the authorities. Barchiz-1 sidetrack
is expected to be drilled in the second half of 2011.

Berenx

Planning the appraisal of this potentially multi-TCF gas project has taken a
step forward with the completion of 3D seismic reprocessing by CGG, which has
greatly improved the seismic image. NRG, the Aberdeen-based well engineering
company, have been retained to undertake detailed well engineering for the
planned Berenx-3 appraisal well.

In the meantime and following the success of the CGG work, further 3D seismic
data is planned for later this year. This survey, which could be acquired in Q4
2011, will quantify the western extent of the Berenx structure, which tested
dry gas in the 1970's.

Acquiring this survey will fulfil the work commitment of the first phase of the
permit and allow for automatic renewal in early 2012.

General

It should be noted that achieving optimum rates on the new West Firsby well
will take some weeks and that, in conjunction with the earlier drilling delays
this will generate full year (to 31 July 2011) projected revenue and profits
below market expectations.

The Company is actively engaged in new venture activity, including current and
near-term licensing rounds in its core area of NW and Continental Europe. The
aim is to add significant high impact exploration acreage into the asset
portfolio for drilling in 2012 onwards.

Paul Barrett, Managing Director, said `There has been significant progress in a
number of value-enhancing projects and we look forward to a sustained newsflow
from seismic, drilling and new venture activity through the coming 12 months.
Production growth over the coming months is expected to support this activity'.

Further information:

Europa Oil & Gas

Paul Barrett / Phil Greenhalgh Tel: [phone]

finnCap

Sarah Wharry / Henrik Persson, Corporate Finance Tel: [phone]
Joanna Weaving, Corporate Broking Tel: [phone]

[BReal]

Die angekündigte Investoren-Präsentation wurde veröffentlicht. Und ich muss sagen: Sie gefällt mir außerordentlich gut. So muss eine Präsentation aussehen. Man hat einiges vor, bloß vermutlich wird man das alles ohne weitere Kapitalerhöhung(en) nicht finanzieren können.

Was mir nicht so gut gefällt: Man ist auf der Suche nach neuen Projekten und Farm-ins (eventuell auch M&A), und hier werden als geographische Ziele explizit Atlantic Margin und Mediterranean genannt. Für mich jedoch war EOG bislang der klassiche Onshore-Play mit vergleichsweise billigen Bohrungen. Wenn man jetzt auch Offshore gehen will, so bedeutet dies, dass in Zukunft bedeutend höhere Bohrkosten anfallen werden. Mir persönlich wäre eine Erweiterung des europäischen Onshore-Portfolios lieber. Die Deutsche Rohstoff AG macht hier schließlich gerade vor, dass man dafür gar nicht allzu weit in die Ferne schweifen müsste (aus deutscher Sicht der Dinge) ...


http://www.proactiveinvestors.co.uk/genera//files/companies/…

[BReal]

Der Halbjahresbericht per Ende Januar ist veröffentlicht. Obwohl nichts neues darin zu finden ist, schmiert der Kurs jedoch erstmal ordentlich ab.

http://www.europaoil.com/media/6008/11%20group%20interims.pd…

Vielleicht können wenigstens die Förderraten der Jetpump in ein paar Wochen überzeugen ...