öl und gas

Zitat von chaggh1:

pending delisting

Hier die Antwort der Google KI:

Betroffenes Symbol: An der kanadischen Heimatbörse TSX Venture betrifft dies das Kürzel RECO.WT.Der Grund: Diese im Jahr 2024 ausgegebenen Optionsscheine (mit einem Ausübungspreis von 1,75 CAD) liefen am 31. Juli 2026 regulär ab.Die Folge: Die kanadische Marktaufsichtsbehörde CIRO hat den Handel dieser Optionsscheine am Mittag des 31. Juli gestoppt (Trading Halt). Nach Handelsschluss wurden sie planmäßig und regelkonform delistet. Die normale Stammaktie (Kürzel: RECO bzw. WKN: A2PRKY) ist davon nicht betroffen und läuft ganz normal weiter.

pending delisting

leider spielt der Kurs aktuell eher wieder die Nichts Variante

Ich finde diese Einschätzung trifft es ganz gut.

Es ist nach wie vor eine alles-oder-nichts-Wette.

Die Chancen (Das Upside-Potenzial)

1. Historischer Erfolg in Namibia: https://www.reconafrica.com/investors/news-releases/ vermeldete https://www.globenewswire.com/news-release/2026/07/16/3328387/0/en/ReconAfrica-Announces-Hydrocarbon-Flow-from-the-Elandshoek-Formation-at-Kavango-West-1X-Proceeding-to-Test-the-Huttenberg-Formation-with-Net-Pay-Identified.html in der Geschichte Namibias. Aus der Testbohrung Kavango West 1X (KW1X)trat bei drei separaten Tests in der Elandshoek-Formation Erdgas an die Oberfläche und wurde kontrolliert abgefackelt (Flaring). [https://www.boerse-express.com/news/articles/reconafrica-aktie-erdgas-aus-kavango-west-1x-928816]
2. Bestätigtes Ölvorkommen: Damit ist der endgültige Beweis erbracht, dass im Kavango-Becken ein aktives und förderbares Kohlenwasserstoffsystem existiert. Das entkräftet jahrelange Zweifel von Kritikern, die das Projekt als "Luftnummer" bezeichneten. [https://www.ad-hoc-news.de/boerse/news/ueberblick/reconnaissance-energy-africa-spekulative-wette-zwischen-geologischer/68563109]
3. Nächste Katalysatoren stehen kurz bevor: Das Unternehmen schickt derzeit Proben zur genauen Laboranalyse in die USA, um die exakte Zusammensetzung von Gas und Flüssigkeiten zu bestimmen. Parallel dazu laufen bereits die Tests in der noch tieferen, vielversprechenden Huttenberg-Formation, die eine massive Netto-Ölschicht aufweist. Positive Ergebnisse hieraus könnten den Kurs in den kommenden Wochen massiv antreiben. [https://www.wallstreet-online.de/aktien/reconnaissance-energy-africa-aktie, https://www.globenewswire.com/news-release/2026/07/16/3328387/0/en/ReconAfrica-Announces-Hydrocarbon-Flow-from-the-Elandshoek-Formation-at-Kavango-West-1X-Proceeding-to-Test-the-Huttenberg-Formation-with-Net-Pay-Identified.html, https://www.wallstreet-online.de/forum/reconnaissance-energy-africa-diskussionen]

⚠️ Die Risiken (Das Downside-Potenzial)

1. Technische Limitationen & Verwirrung am Markt: Obwohl die Nachricht vom Gasfluss historisch ist, reagierte der Aktienkurs paradoxerweise mit einem plötzlichen, deutlichen Rücksetzer. Der Grund: Aufgrund von temporären Ausrüstungsproblemen vor Ort konnte ReconAfrica bei den ersten Tests keine exakten Durchflussraten messen. Der Markt mag diese Unsicherheit nicht. [https://www.globenewswire.com/news-release/2026/07/16/3328387/0/en/ReconAfrica-Announces-Hydrocarbon-Flow-from-the-Elandshoek-Formation-at-Kavango-West-1X-Proceeding-to-Test-the-Huttenberg-Formation-with-Net-Pay-Identified.html, https://www.upstreamonline.com/exploration/reconafrica-stock-price-drops-as-namibia-well-flows-gas/2-1-2017739]
2. Noch keine kommerzielle Förderung: Ein Gasfluss beweist, dass Rohstoffe da sind – aber noch nicht, ob sich das Projekt wirtschaftlich rechnet. Bis zur echten, gewinnbringenden Förderung vergehen Jahre und es müssen Hunderte Millionen Dollar investiert werden.
3. Anhaltende Geldverbrennung: Als reiner Explorer erzielt ReconAfrica keinen Umsatz. Der Nettoverlust im ersten Quartal 2026 belief sich auf 3,66 Millionen CAD. Das Unternehmen ist auf strategische Partner wie BW Energy (hält 20 % Projektanteil) angewiesen, um nicht fortlaufend neue Aktien auszugeben und den Verwässerungsdruck für Altaktionäre zu erhöhen. [https://www.reconafrica.com/investors/news-releases/, https://www.tradingview.com/symbols/TSXV-RECO/forecast-price-target/, https://www.reconafrica.com/investors/news-releases/reconafrica-announces-closing-of-c39-million-underwritten-public-offering-led-by-c22-million-strategic-investment-from-bw-energy]

Ich halte SLB und Halliburton eigentlich für sehr erfahrene Dienstleister. Deshalb glaube ich nicht, dass dort einfach "vergessen wurde", einen Durchflussmesser mitzubringen.

Ich vermute eher, dass der tatsächliche Testverlauf nicht dem Standardfall entsprach – etwa weil Gas und Flüssigkeiten stoßweise austraten oder der Testaufbau zunächst auf den Nachweis der Förderbarkeit und die Probengewinnung ausgelegt war.

Das erklärt allerdings nicht vollständig, warum keine brauchbare Rate kommuniziert werden konnte.

Bin sehr gespannt, wie das hier weitergeht.

Kann das hier jemand bestätigen?

“Technische Details zur 76-Meter-Netto-Lagerstätte (Net Pay)

Die Erwähnung von 76 Metern „Net Pay“ in der Huttenberg-Formation ist geologisch die wichtigste Kennzahl des gesamten Berichts. In der Öl- und Gasexploration bedeuten diese Daten Folgendes:

1. Unterschied Brutto vs. Netto: Die gesamte Huttenberg-Formation, die ReconAfrica untersucht, erstreckt sich über einen vertikalen Abschnitt von 182 Metern. Davon wurden 76 Meter als echtes „Net Pay“ identifiziert. Das bedeutet, dass über eine Gesamtlänge von 76 Metern das Gestein porös und durchlässig genug ist, um fließfähiges Öl oder Gas in nennenswerten Mengen zu enthalten. [https://www.stocktitan.net/news/RECAF/recon-africa-announces-hydrocarbon-flow-from-the-elandshoek-zsoonga11u7v.html, https://africaoilgasreport.com/2026/04/oil-patch-sub-sahara/reconafrica-starts-testing-75metre-net-hydrocarbon-pay-in-kavango-west-1-now-calls-it-a-discovery/]
2. Erhöhung der Schätzungen: Die 76 Meter stellen eine Steigerung gegenüber früheren petrophysikalischen Analysen dar, die zuvor von etwa 64 bis 75 Metern Netto-Lagerstätten ausgegangen waren. [https://africaoilgasreport.com/2026/04/oil-patch-sub-sahara/reconafrica-starts-testing-75metre-net-hydrocarbon-pay-in-kavango-west-1-now-calls-it-a-discovery/]
3. Hoher Lagerstättendruck: In der tieferen Elandshoek-Formation wurde vor den Tests ein steigender Steigrohrdruck von bis zu 2.300 psi gemessen. Dieser starke Eigendruck ist ein hervorragendes Zeichen für die Huttenberg-Formation. Er zeigt, dass das Reservoir unter natürlichem Druck steht, was Kohlenwasserstoffe eigenständig an die Oberfläche drücken kann. [https://markets.businessinsider.com/news/stocks/reconafrica-announces-hydrocarbon-flow-from-the-elandshoek-formation-at-kavango-west-1x-proceeding-to-test-the-huttenberg-formation-with-net-pay-identified-1036332232]
4. Nächste Schritte: Das Unternehmen führt nun isolierte Produktionstests in drei optimierten Zonen innerhalb dieser 76 Meter durch. Die Tests pro Zone werden jeweils ca. 10 Tage in Anspruch nehmen. Erst danach stehen genaue Durchflussraten fest. [https://markets.businessinsider.com/news/stocks/reconafrica-announces-hydrocarbon-flow-from-the-elandshoek-formation-at-kavango-west-1x-proceeding-to-test-the-huttenberg-formation-with-net-pay-identified-1036332232, https://africaoilgasreport.com/2026/04/oil-patch-sub-sahara/reconafrica-starts-testing-75metre-net-hydrocarbon-pay-in-kavango-west-1-now-calls-it-a-discovery/, https://www.stocktitan.net/news/RECAF/recon-africa-announces-hydrocarbon-flow-from-the-elandshoek-zsoonga11u7v.html] “

Gemini sieht die News positiv und sagt es sei Sell on good news. Solange es nicht förderbar ist bleibt die Aktie auch bei guten News extrem volatil.

Antwort auf Kelte3005 16.07.26 18:01:16 Uhr

Ich habe mich auch gewundert…

DAS ist ja einer der wichtigen Punkte bei einem flow test…. Ich nehme an, dass das der eigentlich Grund für den Kursrutsch ist…

Gruß Asemi

Antwort auf Asemi 16.07.26 17:46:31 Uhr

Auf Grund von Gerätebeschränkungen konnte die genaue Fließrate nicht ermittelt werden.... ungewöhnlich das sind doch Vollprofis vor Ort

Antwort auf Kelte3005 16.07.26 16:39:26 Uhr

Aus der Meldung

„However, due to equipment limitations it was not possible to collect accurate measurements of flow test rates“.


Gruß Asemi

Zitat von plazaya:

Ja, total. So schlecht ist die News jetzt auch nicht.. aber bei so wenig Liquidität reichen halt auch kleine Beträge, um den Kurs zu drücken

Na ja, in Übersee Volumen hoch , Deutschland setzt das ja nur um

Antwort auf marvessa 16.07.26 17:03:10 Uhr

Ja, total. So schlecht ist die News jetzt auch nicht.. aber bei so wenig Liquidität reichen halt auch kleine Beträge, um den Kurs zu drücken

Da wird mal wieder übertrieben

Antwort auf Asemi 16.07.26 16:34:48 Uhr

Keine Fließrate weil Huttenberg jetzt erst getestet wird und danach die kumulierte Rate errechnet und bekannt gegeben wird

Leider sind keine flowrates genannt.
Ärgerlich. Dann wohl warten bis Ende August.

Gruß Asemi

Flowed hydrocarbons to surface for sample collection and flaring“ (Kohlenwasserstoffe flossen zur Probenentnahme und zum Abfackeln an die Oberfläche).

Also beides vorhanden für mein Verständnis

Antwort auf syrus2905 16.07.26 16:24:06 Uhr

Naja, die News ist keine Katastrophe, aber es fließt kein Öl, wenn dann nur Gas, so wie ich es verstehe. Zumindest in den bisher getesteten Zonen. Also auf jeden Fall eine dicke Enttäuschung für mich.

Na die News schlägt ja ein wie eine Bombe😂😂😂😂

Moin.

News, muss ich später mal in Ruhe lesen.


https://www.globenewswire.com/news-release/2026/07/16/332838…


Gruß Asemi

ReconAfrica Announces Hydrocarbon Flow from the Elandshoek Formation at Kavango West 1X, Proceeding to Test the Huttenberg Formation with Net Pay Identified

CALGARY, Alberta, July 16, 2026 (GLOBE NEWSWIRE) -- Reconnaissance Energy Africa Ltd. (the “Company”, “ReconAfrica”) (TSXV: RECO) (OTCQX: RECAF) (Frankfurt: 0XD) (NSX: REC), along with its partners BW Energy (20% WI) and the National Petroleum Corporation of Namibia (“NAMCOR”, 10% carried WI), are pleased to announce preliminary production testing results from the three lowest zones in the Elandshoek formation on the Kavango West 1X discovery well, which began testing operations on June 8, 2026.

ReconAfrica has completed production testing the lowest three zones located in the Elandshoek formation. Testing in the uppermost zone in the Elandshoek successfully produced natural gas to surface on three separate flow tests. Production samples have been collected for lab analysis with the rest of the produced hydrocarbons flared at surface. The results of the compositional analysis are expected in the coming weeks from samples to be sent to laboratories in the United States.

Testing equipment is currently being moved up hole to continue production testing the three identified zones in the shallower Huttenberg formation. The three Huttenberg zones will test 182 metres of reservoir section, including 76 net metres of hydrocarbon pay identified on well log tests. It is estimated that testing may take up to approximately 10 days per zone and therefore management estimates providing the next production test update by approximately late August.

Brian Reinsborough, President and CEO, commented: “We are very excited to have produced hydrocarbons to surface on the Kavango West production test, which are the first hydrocarbons ever produced to surface onshore Namibia. Knowing that the Elandshoek formation had naturally fractured carbonate rocks, we are pleased to learn that those fractures support production. Our operations team is working on a possible open hole horizontal or deviated sidetrack from this wellbore to intersect a larger reservoir interval and the natural fracture network across the structure. Based on global analogue reservoirs, we believe a significant uplift in productivity rates could be realized by this operation. Our operational team is now focused on production testing the significant net hydrocarbon column in the Huttenburg formation.”

Production Test Highlights:

The entire Otavi section (1,657 metres), inclusive of the Huttenberg and Elandshoek formations, were cased and cemented with production casing. This wellbore configuration allows the Company to individually test the six optimized zones, which were identified by well log analysis. Although the production casing configuration is necessary for this first stage of production testing, production casings can restrict optimal access to natural reservoir factures. After proving the natural flow of hydrocarbons encountered from this zone, the next step following the completion of the remaining perforated zone tests would be to potentially drill a horizontal or deviated (i.e. slanted) sidetrack extension through the upper Elandshoek formation to better encounter the natural fractures across the Kavango structure to obtain higher flow rates. By analogue to similarly naturally fractured carbonate reservoirs globally, data shows significant production rate uplift from horizontal, or deviated, wells compared against vertical wells. Management believes the Huttenberg formation, where pay has been calculated from well log analysis, has substantial matrix porosity which should be able to produce with the current wellbore configuration.

Three separate zones across a total of 163 metres of the Elandshoek formation were perforated, acid soaked and production tested. The upper most zone of the Elandshoek formation flowed hydrocarbons to surface for sample collection and flaring.

The uppermost zone of the Elandshoek formation (47 metres) was production tested and flared on three separate occasions. The well was open for flow for a total of approximately 24 hours during which natural gas and liquids were produced at intermittent levels. However, due to equipment limitations it was not possible to collect accurate measurements of flow test rates. Tubing pressures increased between each of the production tests, increasing to a measured 2,300 psi through the 5-inch production casing prior to the second flow test, which indicates hydrocarbon deliverability.

ReconAfrica recovered several IsoTubes from approximately eight litres of hydrocarbon samples collected at surface, which will be sent to the United States for compositional analysis. All other production of hydrocarbons was flared at surface. The laboratory tests of the collected samples will provide a compositional analysis to discern between the presence of natural gas and any associated natural gas liquids from the reservoir from possible load fluid recovery.