Enhanced Oil Resources Inc. - 500 Beiträge pro Seite

[snafur]

Homepage: http://www.enhancedoilres.com

Hauptbörse Kanada TSX-Venture, Symbol: EOR
ISIN: CA29333E1060

Enhanced Oil Resources Inc. (EOR), vormals Ridgeway Petroleum, hat seit kurzem ein interessantes neues Geschäftsmodell.
Seit 1980 ist Ridgeway in Nordamerika im Öl und Gas Geschäft tätig. 1994 hat ein Fund in Arizona die zukünftige Strategie der Firma in eine andere Richtung gelenkt.
Nahe St. Johns, an der Grenze zu Neumexiko, wurde das wahrscheinlich größte CO2 und Helium Vorkommen Nordamerikas entdeckt.
Ein Gutachten von 1999 ergab ein Vorkommen von 15 Billionen Kubikfuß CO2 und Helium, von denen 5 Billionen Kubikfuß CO2 und 30 Milliarden Kubikfuß Helium produziert werden könnten.
Bei einer Produktionsrate von 500 Millionen Kubikfuß täglich würde das Feld 25 Jahre produzieren können.

Unter dem alten Management kamen die Dinge aber nie so ins Rollen, im Juli 2003 wurden zwar für 12 Monate täglich ca. 1,5 Millionen Kubikfuß CO2 an eine eigens errichtete Trockeneisfabrik verkauft, aber die Produktion wurde nach einigen Streiterein eingestellt.
Trotzdem ergab die Produktion über 12 Monate gute Informationen über das Reservoir. Es wurde über die gesamte Zeit kein absinken der Produktionsraten beobachtet und der Druck nahm sogar zu.
2003 wurde zudem ein Vertrag über 15 Jahre mit Air Liquide zur Abnahme des Heliums geschlossen, aber bisher fehlt die entsprechende Anlage zur Gewinnung.

Im Dezember 2004 gab Gründer und Chef Walter B. Ruck seinen geplanten Rückzug aus dem Geschäft bekannt, er verstarb nur ein halbes Jahr später.
Seit Februar 2005 ist Barry D. Lasker neuer Chef und operiert von Houston, Texas, wo sich inzwischen die operative Zentrale von EOR befindet.

Soweit zur Geschichte, aber was hat das alles mit Öl zu tun?

CO2 ist heutzutage vor allem in der Diskusion über den Klimawandel in aller Munde, ist jedoch aber auch eine Resource mit erheblichen Wert.
Als Trockeneis, "Kohlensäure" in Getränken, Lebensmittelzusatz E290, Dünger, Löschmittel, Chemische Reinigung, Schutzmittel beim Schweissen, Kühlmittel (gerade jetzt neu in der Diskusion als Kältemittel in Klimaanlagen) etc. etc. findet es einen regen Absatz.

Eine weitere Anwendung ist der Einsatz von CO2 zur "Enhanced Oil Recovery", kurz EOR.
Deshalb hat sich Ridgeway vor einigen Monaten umbenannt, um diesem neuen Geschäftsmodell auch im Namen Ausdruck zu geben.

Enhanced Oil Recovery mittels CO2 Flutung

Mit herkömmlichen Mitteln lassen sich (je nach Feld) nur etwa 15-20% eines Ölvorkommens ausbeuten, der Großteil des Öls bleibt im Boden.
Enhanced Oil Recovery umfasst eine Reihe von Techniken, um diese Rate in einer zweiten und eventuell dritten Produktionsphase aus einem Feld zu erhöhen.
Am weitesten verbreitet ist das "Water Flooding", bei dem von einem Injection Well Wasser in das Reservoir gepumpt wird. Dieses erhöht den Druck im Reservoir und löst das restliche Öl, das dann aus den vorhandenen Brunnen gefördert wird.

Aber auch mit dieser und anderer Sekundär-Techniken lassen sich nur 20-40% des vorhandenen Öls fördern. Natürlich steigen dabei auch die Produktionskosten, abgesehen vom Problem der Wasser Ver- und Entsorgung.

Ein CO2 Flooding arbeitet ähnlich, nur das hier abwechselnd Wasser und CO2 ins Reservoir gepumpt wird. Das CO2 erzielt hier weitaus bessere Resultate als Wasser allein. Es können hier weitere 10-15% oder mehr erreicht werden.

Das eingeflutete CO2 kann dabei zudem aus dem produzierten Öl einfach getrennt und wieder in den Kreislauf zugeführt werden.

Siehe auch: http://www.enhancedoilres.com/updates/CO2EOR.pdf

Die Strategie von Enhanced Oil Resources

EOR hat in diesem Jahr schon zwei "alte" Ölfelder aufgekauft, deren Primärproduktion sich dem Ende zuneigt. Diese Felder sind für wenig Geld zu bekommen, denn die Besitzer verkaufen lieber billig um die anfallenden hohen Kosten einer nahen Stilllegung zu vermeiden.
Diese befinden sich in einem großen Ölgebiet (Permian Base Basin) in Neumexiko.
Der Plan ist nun, eine Pipeline von Arizona zu diesem Gebiet zu legen (ca 300 Meilen) und das eigene CO2 zur Flutung zu verwenden, um damit die Poduktion und den Wert der Felder zu steigern.

Feld 1 umfaßt 15.000 acres in einem 19000 acre Ölfeld, das bisher schon 24 Millionen Barrels produziert hat, was etwa 14% der vorhandenen 180 Millionen Barrels entspricht.
Ein unabhängiges Gutachten ergab, das mit CO2 Flooding weitere 34 Millionen Barrels gefördert werden können.
Dabei könnte eine Produktionsrate von 10.000 Barrels pro Tag erreicht werden.

Feld 2 umfaßt 5.000 acres in einem 5.500 acre Ölfeld, daß derzeit 75 Barrel pro Tag produziert. Insgesamt wurden dort schon 12 Millionen Barrels produziert, was etwa 13% der vorhandenen 95 Millionen Barrels entspricht.
Ein unabhängiges Gutachten ergab, das mit CO2 Flooding weitere 18 Millionen Barrels gefördert werden können.
Dabei könnte eine Produktionsrate von über 5.000 Barrels pro Tag erreicht werden.

Diese Resourcen sind als "Contigent Resources under NI51-101" kategorisiert.
Dies sind Resourcen, die zwar potentiell förderbar sind, aber derzeit nicht ökonomisch.

EOR plant dieses Jahr bis zu 100 Millionen Barrels solcher Contigent Resources durch weitere Ölfeldaquise zu erwerben.
Wie gesagt, werden diese fast geschenkt, da durch herkömmliche Methoden das restliche Öl nicht zu fördern ist.

Sprechen diese Felder wie im Gutachten erwartet auf die CO2 Stimulation an, können diese "Contigent Resources" in echte Resourcen in der Bilanz aufsteigen, was den Buchwert dann extrem erhöht.
Dazu kommt natürlich auch die enorme Steigerung der Produktion (maximal 15.000 Barrels pro Tag nur von diesen beiden ersten Feldern)
mit entsprechendem Gewinn bei 60-70-? Dollar pro Barrel Rohölpreis.

EOR hat Ende Juli über ein Private Placement $35 Millionen Cash eingesammelt, die für die weiteren Schritte des neuen Geschäftsplans eingesetzt werden.
Die einzelnen Schritte sind im einzelnen:

1) Die dominante Position im St. Johns Helium und CO2 Feld zu kontrollieren und weiter zu entwickeln.
EOR fährt ein aktives Bohrprogramm in dem Gebiet und ist ständig dabei seine Landpositionen weiter auszubauen.

2) Eine dominante und kontrollierende Rolle bei der geplanten Pipeline nach Neumexiko aufzubauen.
EOR ist in konkreten Gesprächen mit führenden Pipelinebetreibern, die sehr an dieser Idee interessiert sind.
Da solch eine Pipeline um die $350 Millionen kosten wird und es nicht zu EORs Kerngeschäft gehört, wird hier eine Lösung mit einem externen Pipelinespezialisten angestrebt.
Die Verhandlungen sind fortgeschritten, es wird in den nächsten Monaten mit einem positiven Abschluß gerechnet.

3) Aquirierung weiterer Ölquellen in Neumexiko, die sich zur CO2 Stimulation eignen. Die Betreiber verkaufen sie billig, da sie ansonsten die Stillegungskosten tragen müssten.

4) Aquirierung weiterer Landpositionen zur Ausbeutung, Entwicklung, Erforschung
und Vermarkung.

5) Aquirierung weiterer Landpositionen mit Mehrheitsanteil und operativer Kontrolle.

6) Den Wert der Aquirierungen maximieren durch die Steigerung der Produktion und buchbaren Reserven, gleichzeitig senken der Produktionskosten.

7) Erweiterung der Pipeline Infrastruktur in weitere Gebiete mit ähnlichem Wachstumspotenzial.

Der große Vorteil von EOR ist, daß sie auf dem wohl größtem Vorrat an CO2 in Noramerika sitzen und damit kontrollieren können, wo dieses eingesetzt wird.
Das anvisierte Ölgebiet in Neumexiko ist riesig, selbst die Billionen Kubikfuß CO2 von EOR reichen nicht für eine komplette Flutung des gesamten Gebietes.
Insgesamt könnten dort mit CO2 Stimulation zusätzliche 600 Millionen Barrels gefördert werden.
EOR hat die Möglichkeit hier zu einem bestimmenden Faktor zu werden, sie können entscheiden welches Feld mit welchem Betreiber das CO2 bekommt und wer nicht.
Die benötigten Mengen an CO2 aus Industrieller Fertigung zu beziehen würde derzeit die Kosten sprengen, das natürlich vorhandene CO2 aus Arizona ist hier wohl die einzig wirtschaftliche Lösung um an die 600 Millionen Barrels zu kommen.

Und dann war da noch ...

Das Helium. 1000 Kubikfuß Helium kosten so um die $60. Erdgas, zum Vergleich, dümpelt derzeit um die $5 pro 1000 Kubikfuß.
Gucken wir nochmal nach oben im Artikel: 30 Milliarden Kubikfuß Helium können in Arizona produziert werden.
EOR ist auch in fortgeschrittenen Verhandlungen mit einem Partner über die Errichtung einer Anlage, die das Helium produziert (Air Liquide ist ja schon als Abnehmer fix).

Ausblick

EOR plant hier nicht kurzfristig, allein die Erstellung der Pipeline wird wohl mehr als zwei Jahre benötigen.
Trotzdem ist bis dahin eine Menge an News zu erwarten. Sei es nun aus Arizona mit neuen Bohrungen, der Heliumfabrik, neuer Aquirierungen. Oder aus Neumexiko mit neuen Aquirierungen und ersten CO2 Tests, die bald beginnen sollen.
Institutionelle Investoren haben einen Großteil der letzten Finanzierung über $35 Millionen getragen und sind anscheinend sehr überzeugt vom Geschäftsplan.
Sollte der Plan aufgehen, was ich als sehr wahrscheinlich einschätze, wird ein Marktwert von EOR von über $1,5 Milliarden prognostiziert.
Heutiger Marktwert knapp $100 Millionen.
EOR ist im Gegensatz zu vielen anderen eine sehr kommunikative und anlegerfreundliche Firma, die sehr offen und ehrlich agiert.
Die kürzliche Kapitalerhöhung von $35 Millionen wird nicht die letzte sein, das Projekt ist langfristig geplant und wird im Laufe der nächsten 3 Jahre weitere Mittel benötigen.
Es sind zwar nur 62 Millionen Aktien am Markt, aber demnächst werden einige Warrants und Optionen fällig - nicht zu viele, aber ich denke einer der Gründe warum der Kurs zur Zeit etwas schwächelt.
Ich sehe einige Institutionelle auf der Verkäuferseite, da wurden die Warrants wohl schon umgewandelt und verkauft.
Für einen Kauf kann man wohl getrost noch 1-2 Wochen warten, obwohl ich den derzeitigen Preis um die $1,50 recht stabil und als guten Kaufpreis empfinde, wenn man die Geduld hat und ein, zwei oder gar drei Jahre investieren will.

Ich sehe EOR als Story, die sich langsam entwickeln muß.
Die USA muß ihre sekundären und tertiären Ölreserven entwickeln, wenn die Abhängigkeit vom ausländischen Öl nicht vollständig werden soll.

Kein Top-Oder-Hop Explorer im herkömmlichen Sinn.
Aber auch kein etablierter Produzent, der seinen schwindenen Reserven und steigenden Decline-Rates hinterher hechelt.

Alle Financials und News (die letzten Quartalsberichte sind noch nicht auf der Homepage) wie immer über www.sedar.com.

[snafur]

EOR hat soeben eine neue Firmenpräsentation online gestellt.

http://www.enhancedoilres.com/presentations/eorppt0807_files…

Bei einigen Zahlen habe ich mich auf die offiziellen Angaben der Toronto Stock Exchange verlassen, aber die ist nicht so aktuell wie die Präsentation und hat noch nicht das PP vom Juli berücksichtigt.

Hier die aktuellen Zahlen zur Aktienstruktur nach dem PP:

93 Millionen Aktien draußen
130 Millionen Aktien voll verwässert
Bargeld auf der Hand: $17 Millionen
Marktwert: $150 Millionen

[dh84]

Antwort auf Beitrag Nr.: 31.426.637 von snafur am 07.09.07 00:46:02

klingt alles sehr interessant - kommt vorerst mal auf
meine watchlist

[snafur]

Enhanced Oil acquires 34,300 more acres at St. Johns

2007-09-10 09:07 ET - News Release

Mr. Barry Lasker reports

ENHANCED OIL RESOURCES ANNOUNCES LEASE ACQUISITION

The board of directors of Enhanced Oil Resources Inc. has acquired an additional 34,300 acres of new leases within the St. Johns helium/carbon dioxide field located in Apache county, Arizona. The award of these leases is subject to final Arizona State Land Office approval of the assignment from the five current leaseholders to the company\'s wholly owned subsidiary, Ridgeway Arizona Oil Corp.

Included within this acquisition are 30,700 acres of new Arizona state leases and 3,600 acres of existing federal leases located within the proposed unit outline for the St. Johns helium/CO2 field. All leases delivered under this agreement will contain an 83-per-cent net revenue interest. In addition, the company is pleased to report that the parties to this agreement have signed a five-year non-compete with the company and have agreed not to compete with the company on any future lease acquisitions within an area of mutual interest that includes the entire St. Johns field limits.

Enhanced Oil\'s president and chief executive officer, Barry Lasker, reports: \"The company is very pleased to have consolidated the acreage position at St. Johns. With the added interest in CO2 flooding and enhanced oil recovery in general, we have seen increased competition for leases within the St. Johns field area. The recapture of these leases confirms the company\'s dominant position in the area and will allow the company to proceed with orderly development in a timely manner. Together with our ownership of the Cottonwood Canyon unit area in New Mexico, the company will control approximately 235,000 acres within the St. Johns helium and CO2 gas field.\"

[Lunarmaiden]

Hier wird dir nicht übel?

[snafur]

Antwort auf Beitrag Nr.: 31.541.221 von Lunarmaiden am 12.09.07 01:31:04

Schnurzel, hier wird bestimmt nicht übel.

Das ist echtes Business, keine Abzocke wie bei "Park Place Energy".

Geduldig Du sein musst, wenn erhalten Du wollen Geld.
Schnell brennt die Taube auf dem Dach und stürzt ab, der Spatz in der Hand entpuppt sich dann als fetter Schwan.

Vergiss die Klitschen, die in DE mehr Umsatz haben als in CA.
Alles Abzocke. Come to the real value. Join the wealth.

[snafur]

Hui, das ging ja früher los als erwartet.

Aktuell bei $2,05 - schöne Rally mit guten Umsätzen in den letzten Tagen.
Und sogar erste Umsätze in Frankfurt.

[snafur]

2007-09-19 09:15 ET - News Release

Mr. Barry Lasker reports

ENHANCED OIL RESOURCES ANNOUNCES FURTHER ACQUISITION AT CHAVEROO

The board of directors of Enhanced Oil Resources Inc. has exercised its option to acquire an additional plus/minus 3,100 acres of leases within the Chaveroo oil field located in Roosevelt county, New Mexico. The acquisition of these leases increases the company's ownership of the Chaveroo field to approximately 18,000 acres within the plus/minus-19,000-acre field. The acquisition is expected to add approximately 18 barrels of oil per day (bopd) to the current daily production at Chaveroo of approximately 42 bopd. A continuing workover program will be expanded in the short term to include wells purchased in this transaction. Total compensation paid was $650,000 (U.S.).

The Chaveroo oil field produces from the San Andres formation at a depth of approximately 3,500 feet and has produced approximately 24 million barrels of oil to date, leading to only 14-per-cent recovery of the original 180 million barrels of oil in place. The company's independent EOR consultants, Advanced Resources International (ARI), completed a proprietary review of the field for EOR, and in a report dated Jan. 3, 2007, has estimated that the field could recover an additional 34 million barrels of oil using state-of-the-art carbon dioxide injection processes. These are categorized as contingent resources under National Instrument 51-101. ARI also estimates that the field has the potential, once fully flooded, to reach an EOR peak production rate of over 10,000 barrels of oil per day. The company intends to initiate a pilot CO2 flood of the property within the next few months. Under NI 51-101, contingent resources are those quantities of oil and gas estimated on a given date to be potentially recoverable from known accumulations but are currently not economic.

EOR's president and chief executive officer Barry Lasker reports: "The acquisition of this portion of the field prior to initiating a pilot CO2 flood will allow the company to add contingent resources at a very reasonable price, a price that would be considerably higher should a positive CO2 pilot flood response be achieved. The consolidation of ownership within the field will significantly simplify future development activity and potentially allow for an expansion of the proposed CO2 pilot flood."

The company also announces the grant of 850,000 incentive stock options entitling the purchase, for a period of five years, of 850,000 shares pursuant to the terms of the company's stock option plan approved by shareholders on Sept. 13, 2007.

[Popeye82]

Lesezeichen.

[geldspender]

!

Dieser Beitrag wurde moderiert.

[snafur]

Die nächste Finanzierung läuft nun, wie angekündigt.
Zu sehr guten Konditionen, was die schon investierten betrifft.
Die Kombination von $1,80 und $2,50 für die neuen Aktien bestätigt das, was im letzten Conference Call angekündigt wurde.
Die nächsten Finanzierungen werden keinen Schaden für die bereits Investierten bedeuten.

Als Erinnerung, mit Enhanced Oil haben wir einen mindestens 3-Jahres Plan für die Entwicklung der Geschäftsidee vor uns, der Schritt für Schritt durchgeführt wird.
Das derzeitige Kapital reicht zwar noch lange, aber Barry D. Lasker hatte schon im CC gesagt, das er bei einem guten Angebot von Seiten interessierter Investoren zuschlagen will.

Den Conference-Call kann man sich übrigens über Web anhören:

http://www.enhancedoilres.com/shareholders/DON_CURRIE_511021…

HOUSTON, Oct. 2 /CNW/ - Enhanced Oil Resources Inc. (the "Company") is pleased to announce that it has engaged Union Securities Ltd. (the "Agent") as agent in connection with a private placement of up to $25,000,000 (CDN), comprised of Units (up to 13,900,000 Units) at $1.80 per Unit (the "Offering"). Each Unit is comprised of 1 common share and one-half of one non-transferable common share purchase warrant, each whole warrant entitling the holder to purchase an additional common share at $2.50 per Warrant for a period of 24 months from Closing. The Company also proposes to grant the Agent the option (the "Over-Allotment Option") to purchase up to $10,000,000 (CDN) in additional Units.

The Agent with regard to its services is entitled to receive (a) a cash commission equal to 7% of the aggregate gross proceeds of the Units sold pursuant to the Offering and the Over-Allotment Option including in respect of any Units purchased by the Agent as principal; and (b) Agent's Compensation Options equal to 8% of the aggregate number of Units sold pursuant to the Offering and the Over-Allotment Option, where each Agent's Compensation Option entitles the Agent to purchase one Unit of the Company at $1.80 (CDN) per Unit for a period of 24 months from the applicable Closing Date.

It is anticipated that the proceeds from this placement will be used for additional oil field acquisitions, development activity at the Milnesand and Chaveroo oilfields, development of the St. Johns Helium and CO2 gas field and for general working capital.

[snafur]

News

Es wird derzeit eine neue CO2 Zone in St John getestet, die bisher noch nicht erforscht war.
Eine erste Analyse lässt vermuten, das diese Zone recht groß sein könnte und damit weitere Reserven zu den bereits bestehenden 15 tcf an Resourcen hinzufügen kann.
Die Tests sollten in den nächsten Tagen abgeschlossen sein.


HOUSTON, Oct. 9 /CNW/ - Enhanced Oil Resources Inc. (the "Company") is pleased to announce that it has initiated testing of an additional prospective interval within the St Johns Helium and CO2 field located in Apache County, Arizona and Catron County, New Mexico.

As previously reported the Company recently encountered excellent CO2 gas shows while drilling the Cottonwood Canyon No. 7X (CC-7X) well, located within the Cottonwood Canyon Unit area in Catron County, New Mexico. Well logs recently completed throughout the well indicates that the gas shows encountered while drilling are believed to be from an Abo Reef interval found to be present elsewhere in many areas of the Permian Basin. At the CC-7X well the Abo Reef zone is located over the interval 2,008 ft to 2,060 ft with porosities up to 18%. The Abo Reef was perforated and acidized over the weekend and is currently flowing CO2 gas and drilling fluid to surface. The interval will be tested over the next several days in an attempt to clean up the well and allow for a stabilized rate.

EOR Inc.'s President and CEO Mr. Barry Lasker reports, "While it is still very early in the evaluation of this additional gas bearing zone, the Company is excited about the potential that this zone could bring to the overall development of the St Johns gas resource. A quick review of surrounding wells indicates that this new zone could cover an extensive area and that considerable potential pay may be located up dip from the CC-7x well. Additional data needs to be collected to understand more about this new zone."

Enhanced Oil Resources Inc. is a development stage, enhanced oil recovery (EOR), company that controls approximately 235,000 acres of land within the St Johns Helium/CO2 field in Arizona and New Mexico where the Company is developing what is thought to be the largest undeveloped resource of helium and carbon dioxide gases in North America. Independent engineering firms have estimated that the St Johns field contains approximately 15 trillion cubic feet of in place resources, with a potential recoverable resource of 5 trillion cubic feet. Development of the project could result in the Company becoming one of North America's largest CO2 suppliers and EOR producers. The Company's strategic focus for CO2 delivery and EOR production is the Permian Basin where significant potential exists for enhanced oil recovery from mature, depleted oil fields.

[Zelot]

Heute bringe ich Ihnen außerdem eine Vorstellung aus dem Betafaktor-Newsletter mit, die Enhanced Oil Resources:

Enhanced Oil Resources: Kapitalerhöhung fast durch

Barry D. Lasker, President & CEO des US-Unternehmens Enhanced Oil Resources Inc. (EOR), ist zur Zeit auf Roadshow in Europa. Dabei erfuhren wir einen interessanten Aspekt: Eine größere Finanzierungsrunde ist praktisch durch, Vollzug will Lasker nächste oder übernächste Woche melden. Eingenommen werden voraussichtlich 25 Mio. CAD plus 10 Mio. CAD Greenshoe. Preis je Aktie: 1,80 CAD plus ein Warrant, der mit 2,50 CAD ausübbar ist. Für EOR besonders interessant: Nachdem große Teile des Aktienkapitals im Freiverkehr bzw. in Händen des Managements liegen (rund 18%), soll sich nun auch der erste große Institutionelle an EOR beteiligen. Lasker konnte noch so viel durchblicken lassen, dass es eine »große US-Bank« sei, die nach der KE rund 6% des Aktienkapitals halten werde. Wir haben uns bei Instis umgehört, und wir sind fündig geworden: Geflüstert wurde uns der Name J.P. Morgan.

Das wäre in der Tat eine Art Ritterschlag für EOR und ihr Business-Modell. EOR besitzt an der Grenze zu Neumexiko ein Gasfeld, das wahrscheinlich das größte CO2- und Helium-Vorkommen Nordamerikas darstellt. Ein seit rund zwei Jahres neues Management versucht nun, mit den Gasvorkommen stillgelegte US-Erdölfelder nochmals auszubeuten. Mit den eingenommenen Gelder sichert man sich jetzt Konzessionen, außerdem muss ein Pipeline-Projekt von dem CO2-Gasfeld zu den Erdölfeldern angeschoben werden. Bis jetzt gibt es nur Testbohrungen, die zeigen sollen, dass sich die konzessionierten Felder auch wirklich für eine Zweitausbeute mit CO2 eignen.

Das CO2 ist nämlich der Schlüssel zum Wiederanwerfen der prinzipiell geschlossenen Ölfelder. Mit CO2 geflutete Felder sind auf einmal wieder ökonomisch ausbeutbar. Es ist vor allem umweltfreundlich, da das Gas von dem Öl einfach getrennt werden kann. Branchenschätzungen zufol-ge befinden sich einem stillgelegten Erdölfeld immer noch bis zu 25% des ursprünglich vorhandenen Öls. Im Chaveroo-Feld, an dem sich EOR ein Gebiet nach dem anderen sichert, wurden mal 178 MIo. Barrels Erdöl taxiert, aber insgesamt wurden nur 25 Mio. Barrels gefördert, weil dann der Druck nachließ.

EOR hat zwei prominente und höchst erfolgreiche Vorbilder in den USA: Denbury Resources (Nyse: DNR) und Kinder Morgan Energy Partners (Nyse: KMP). Schauen Sie sich bitte mal die 5-Jahres- bzw. Allzeitcharts an: volatil, aber ein enormer Aufwärtstrend! Denbury hatte vor rund sieben Jahren einen ähnlichen Status wie EOR heute: Geld in der Tasche, einen Business-Plan – und Zugriff auf ein CO2-Gasfeld. Marktkapitalisierung damals ebenfalls wie EOR rund 150 Mio. USD. Heute wiegt Denbury 5,5 Mrd. USD. Das ist die enorme Langfristfantasie für EOR. Ontopp kommt dazu, dass das CO2-Feld von EOR größer als das von Denbury und Kinder Morgan ist. Mittelfristig ist das also auch eine interessante Übernahmespekulation.
Kurzfristig bewegen den Kurs aber News über Kapitalmaßnahmen und weitere Erdöl-Konzessionen. Bis Ende 2009 sieht der Business-Plan Investitionen von rund 225 Mio. USD vor. Die Pipeline will EOR übrigens nicht selbst bauen, sondern im Rahmen einer Master Limited Partnership (MLP) mit einem Pipelinebauer betreiben. »Wir haben etliche Absichtserklärungen (LOIs) im Haus, die wir jetzt prüfen«, sagt Lasker.

Aktuell ist man schuldenfrei, und durchfinanziert bis Mitte des nächsten Jahres. Die derzeitige Marktkapitalisierung dürfte nach der derzeit laufenden Finanzrunde von 230 Mio. CAD auf über 270 Mio. CAD ansteigen. (Bitte nicht irritieren lassen: Operative Tätigkeit ist nur USA, Notiz ist in Vancouver, Kanada.) wir vergeben ein erstes Kursziel von 2 EUR auf Sicht von sechs Monate.

Dieser Artikel ist ein Auszug aus dem zweimal wöchentlich erscheinenden Betafaktor-Newsletter.

Viele Grüße

Ihr Engelbert Hörrmansdorfer
Chefredakteur Betafaktor.de

[snafur]

Das ging schnell, die ersten 9 Millionen Aktien zu $1,80 sind schon nach nur einer Woche verkauft worden.
Bin mal gespannt ob wir demnächst neue Ölfeldaquise sehen werden.

2007-10-11 10:20 ET - News Release

Mr. Barry Lasker reports

ENHANCED OIL RESOURCES PROVIDES PRIVATE PLACEMENT UPDATE

Enhanced Oil Resources Inc. has closed on a first tranche of financing related to the brokered private placement announced in Stockwatch on Oct. 2, 2007. The first tranche contained 9,285,600 units for total proceeds of $16,714,080 and these proceeds, net of costs, have been delivered to the company.

Previously, the company announced that it had engaged Union Securities Ltd. as agent in connection with a private placement of up to $25.02-million consisting of units (13.9 million units) at $1.80 per unit. Each unit consists of one common share and one-half of one non-transferable common share purchase warrant, each whole warrant entitling the holder to purchase an additional common share at $2.50 per share for a period of 24 months from closing. The company also proposed to grant the agent the overallotment option to sell up to $10-million in additional units.

The agent, with regard to its services, is entitled to receive (a) a cash commission equal to 7 per cent of the gross proceeds of the units sold pursuant to the offering and the overallotment option including in respect of any units purchased by the agent as principal; and (b) agent's compensation options equal to 8 per cent of the total number of units sold pursuant to the offering and the overallotment option, where each agent's compensation option entitles the agent to purchase one unit of the company at $1.80 per unit for a period of 24 months from the applicable closing date.

The first tranche (9,285,600 units) of the offering closed in Toronto on Oct. 10, 2007. All securities issued in connection with the first tranche closing are subject to a hold period expiring Feb. 11, 2008.

It is anticipated that the proceeds from this placement will be used for additional oil field acquisitions, development activity at the Milnesand and Chaveroo oil fields, development of the St. Johns helium and CO2 gas field, and for general working capital.

[snafur]

Antwort auf Beitrag Nr.: 31.943.182 von Zelot am 11.10.07 18:07:29

Danke für den Text, das mit J.P. Morgan scheint zu stimmen.
Enhanced Oil hat wohl bestätigt, das J.P. Morgan London den größten Teil der neuen Aktien gekauft hat.

[Zelot]

Antwort auf Beitrag Nr.: 31.946.283 von snafur am 11.10.07 20:57:45

klingt spannend & keiner in D ist dabei

viele grüße und steigende kurse

[Sylvanitus]

Antwort auf Beitrag Nr.: 31.946.449 von Zelot am 11.10.07 21:09:25

Ja, der Wert sieht wirklich gut aus. Nicht zu vergessen ist das Helium Bonbon, die Firma sitzt auf den wohl größten Helium Vorkommen der USA, und Helium ist knapp und teuer (wird z.B in der Medizintechnik verwendet).

[snafur]

Antwort auf Beitrag Nr.: 31.982.272 von Sylvanitus am 14.10.07 13:12:06

Ja, das Helium ist aber nicht "nur" ein Bonbon.
Wir reden hier von 30 Milliarden Kubikfuß förderbares Helium, wobei die Resourcenschätzung niedrig angesetzt ist, sie geht von einer Produktion von nur 40 Jahren aus. (Es kann aber länger produziert werden).

Hier ein Auszug aus einem Commodity Report vom 9. Oktober:

A typical 300 cubic feet tank of helium that formerly sold for between $45 and $50 now costs as much as $90. That makes helium the most expensive gas that Baker sells. "We believe it will probably get worse before it gets better," he said.

Ganzer Artikel unter: http://news.tradingcharts.com/futures/3/8/98957483.html

300 Kubikfuß kosten 90 Dollar. Wieviel kosten 30 Milliarden Kubikfuß?

Ziemlich dickes Bonbon.

Wenn EOR hier definitiv bestimmte Fördermengen über einen langen Zeitraum garantieren kann, was durch die derzeit laufenden Bohrungen im Feld belegt werden soll, baut Air Liquide wohl eine Verarbeitungsanlage.
Einen fixen Abnahmevertrag haben sie ja schon.

[snafur]

Zwei weitere Artikel der letzten tage über Heliumpreise:

U.S. helium price increase announced
09/13/2006

BOC Gases and Linde Gas, each a member of The Linde Group, announced that they will increase U.S. helium prices 10-15 percent, effective October 15, 2006, or as contracts allow. Larger price increases may apply to customers who are not currently paying fuel surcharges.

"This price increase is necessary to offset the higher cost of purchasing and producing refined helium," said Kevin Baudhuin, president, BOC Industrial and Special Products, North America.

"The increased helium costs,” continued Baudhuin, “are the result of a growing reliance on purchases of high cost crude helium from the U.S. Bureau of Land Management (BLM), government restrictions on the flow of crude helium feedgas through the BLM pipeline, and the higher cost of refined helium purchased from third parties. Crude helium from the BLM's stockpile is playing an increasingly important role in the helium supply chain as crude helium production from lower cost private sources declines due to depletion of some of the key natural gas fields that contain helium.”

The increase will affect customers purchasing helium in liquid dewars, gaseous tube trailers, high-pressure cylinders and bulk liquid containers.



Global Helium Shortage Causes Prices to Rise
October 12, 2007

Though it's the second most abundant element in the universe, helium is hard to come by on Earth. In the United States, a long-held "strategic reserve" of helium is being eliminated, with all but 2,900 tons of the gas slated to be sold by 2015.
In 2006, approximately 170 million cubic meters of helium were extracted from natural gas or withdrawn from helium reserves worldwide. That gas was used for everything from cooling the superconducting magnets inside MRI machines, to inflating party balloons. But a worldwide shortage of helium has prices on the rise. Some party goods stores are even limiting sales of balloons due to the shortage.

Purified helium is mostly extracted from natural gas — it makes up about 7 percent of natural gas extracted from the ground. Only a few plants worldwide perform the fractional distillation processes needed to separate the helium from other gases and purify it, but worldwide demand continues to grow. Several helium production plants are currently shut down for maintenance. Equipment failures and bad weather have hampered others.

[snafur]

Antwort auf Beitrag Nr.: 32.013.187 von snafur am 15.10.07 23:46:01

den ersten zitierten Artikel bitte ignorieren, der ist vom Oktober 2006. Nicht 2007.

[snafur]

Mit den CO2 Tests im eigenen Ölfeld in New Mexico wird es jetzt ernst. Eine Beraterfirma, die schon Erfahrung mit solchen Projekten hat, erstellt eine Design Studie für die geplante CO2 Flutung. Parallel werden die entsprechenden Vorbereitungen getroffen und Analysen für den Test durch EOR durchgeführt.
Nebenbei wurde die tägliche Ölproduktion durch die notwendige Überarbeitung der Brunnen auf ca 130 Barrels/Tag erhöht. Weitere Brunnen werden noch in diesem Jahr folgen. Ein nettes Zubrot bei den derzeitigen Ölpreisen.
Wichtig sind aber die Ergebnisse der CO2 Tests, hier ist jedoch nicht mit einem Ergebnis noch in diesem Jahr zu rechnen.
Ich rechne mit März/April/Mai als mögliche Zeitrahmen.

2007-10-22 11:25 ET - News Release

Mr. Barry Lasker reports

ENHANCED OIL RESOURCES PROVIDES CO2 PILOT PROJECT/OILFIELD UPDATE

Enhanced Oil Resources Inc. has contracted with the Nicholas Consulting Group, Texas, to initiate a pilot project design study for the injection of carbon dioxide into the Milnesand San Andres oil field, located in Chavez county, New Mexico.

The front-end engineering and design study will include cost estimates for the installation and operation of surface facilities to support the proposed pilot carbon dioxide flood and processes required for the implementation and operation of the pilot. The pilot flood design will include components for the reinjection of any produced carbon dioxide and will maintain a closed loop system of operation.

On a parallel course, the company is conducting an in-house reservoir study to determine the location of, and injection parameters for, the pilot project. At the same time, the company is communicating with the New Mexico state Land Office and the New Mexico Oil Conservation division to ensure that all required permits will be filed in a timely manner.

Over the past two months the company has been conducting a workover program at the Milnesand and Chaveroo fields with current production increasing to approximately 130 barrels of oil equivalent per day. Several additional wells are expected to be brought back on-line in the near term.

Enhanced Oil Resources' president and chief executive officer, Barry Lasker, reports: "The Nicholas Consulting Group is a well-known engineering firm in the Permian basin and has considerable experience with the design and implementation of CO2 floods. We are pleased to be working with the Nicholas Group to get the ball rolling on our CO2 pilot floods and we look forward to reporting ongoing milestones. We are also pleased that production from our workover program has increased as expected and that additional production enhancements can be anticipated down the road. With current oil prices in the $80-per-barrel range it behooves us to accelerate the workover program wherever possible."

[Zocker_Freak]

Scheint ja ein ganz interessanter Wert zu sein ---

Hier mal der aktuelle Chart.




In den letzten 2 Monaten gings von 2.10 $ auf aktuell nur noch 1.40$

GRÜNDE?

[snafur]

17 Millionen Warrants zu $1, fällig im Januar, sind nicht verlängert worden. Das hat den Wert unter Druck gebracht, da anzunehmen ist das die Halter der Warrants ihre Aktien mit Gewinn verkaufen, um die Warrants zu kaufen.
Fundamental hat sich nichts geändert, IMHO immer noch ein interessanter Wert, wenn man einige Jahre Geduld hat.

Der Business Plan ist ambitioniert, aber auch kostenintensiv, zeitaufwändig und mit dem ein oder anderen Risiko verbunden.

Der Plan sieht nichts geringeres vor, als in einigen Jahren in einer Liga mit Denbury (http://www.denbury.com/, Marktwert $7 Milliarden) zu spielen.
Wobei die CO2 Resourcen von EOR wohl größer sind.

Wer sich überlegt zu investieren, sollte wohl noch abwarten bis sich ein Boden gebildet hat.

EOR ist übrigens eine der vier eingeladenen Petro-Firmen auf einer Investorenkonferenz in Genf und Zürich.
Wer teilnehmen will (Teilnahme kostet 620 Euro +7,6% MwSt), hier die Infos:

HOUSTON, TX, Nov. 9 /PRNewswire-FirstCall/ - Enhanced Oil Resources Inc. (the "Company") is pleased to announce that it will be presenting at the Academy & Finance Energy Conferences on Tuesday, November 13th in Geneva and Friday, November 16th in Zurich, Switzerland.
The conferences are focused on different types of energy and how today's world-wide energy dynamics are changing.
EOR Inc.'s President and CEO Mr. Barry Lasker will start his presentation at 9:50 am on both the Tuesday and Friday. If you reside in or near Geneva or Zurich, or are planning to attend the conference, we invite you to listen to the presentations. For further information or to register for the conferences please visit: http://www.academyfinance.ch

Enhanced Oil Resources Inc. is a development stage, enhanced oil recovery (EOR), company that controls approximately 235,000 acres of land within the St Johns Helium/CO2 field in Arizona and New Mexico where the Company is developing what is thought to be the largest undeveloped resource of helium and carbon dioxide gases in North America. Independent engineering firms have estimated that the St Johns field contains approximately 15 trillion cubic feet of in place resources, with a potential recoverable resource of 5 trillion cubic feet. Development of the project could result in the Company becoming one of North America's largest CO2 suppliers and EOR producers. The Company's strategic focus for CO2 delivery and EOR production is the Permian Basin where significant potential exists for enhanced oil recovery from mature, depleted oil fields.

[snafur]

EOR ist es gelungen, einen weiteren wichtigen Mann von Kinder Morgan, neben Denbury der andere große im CO2/EOR Geschäft, abzuwerben.
Barry Portman war bei Kinder Morgan CO2 Produktionsmanager und zuletzt Manager für die Bohrungen und den Betrieb der Ölquellen.

Ende August konnte mit Jim Skurner ein anderer wichtiger Mitarbeiter von Kinder Morgan abgeworben werden.

2007-11-12 09:31 ET - News Release

Mr. Barry Lasker reports

ENHANCED OIL RESOURCES ANNOUNCES ADDITIONS TO STAFF

Enhanced Oil Resources Inc. has appointed Barry Portman as manager drilling and well operations. Mr. Portman will join the company on Nov. 21, 2007.

Mr. Portman holds a bachelor of science degree in mechanical engineering from Rose-Hulman Institute of Technology and has 10 years of experience in the oil industry. Mr. Portman has spent most of his career with Marathon Oil and Kinder Morgan CO2, where he was production manager, and most recently, drilling and well operations manager responsible for drilling and production operations in Kinder Morgan's enhanced oil recovery fields.

Enhanced Oil Resources' president and chief executive officer, Barry Lasker, reports: "The company is very pleased to have Barry join the team at EOR. Barry's experience in the oil and gas industry and his knowledge of CO2 drilling and enhanced oil recovery (EOR) operations will greatly help the company as it executes its plan to become one of the largest EOR resource companies in the country."

[Smallcappicker]

So jetzt hat auf meine Bitte hin Wallstreet-Online auch den Thread unter der richtigen WKN A0MUUL drinnen und nicht unter der falschen WKN 87.... wie bisher.

[snafur]

Quartalsbereicht ist draußen, siehe www.sedar.com.
Dazu gibt es heute einen Conference Call, müßte so um 19:00 Uhr MEZ sein:

Houston, November 26, 2007— Enhanced Oil Resources (the “Company”) will conduct a teleconference to update shareholders on Friday, November 30 th at 1 pm Eastern Standard Time.
Interested shareholders may listen to the update by dialing in toll free at 18884581598 using pass code 52463 followed by the number sign. Following the update there will be a brief question and answer period.

Außerdem hat man eine Firma beauftragt, weitere 10 Brunnen bei St. John zu Bohren. Die Arbeiten sollen noch im Dezember beginnen.
Mit der EOR eigenen Rig sind dann zwei Rigs dort im einsatz.

Enhanced Oil Resources Inc. has entered into a multiwell contract with Forster Drilling Corp. to drill an additional 10 wells in the company's St. Johns helium/carbon dioxide (CO2) field located in Apache county, Arizona, and Catron county, New Mexico.

The drilling of these additional wells will focus on finalizing reserves quantification and production characteristics at St. Johns, and will enable the company to proceed with detailed discussions with pipeline operators and third party gas purchasers. This well program is an extension to the earlier drilling program that focused on proving up additional flank production and lease protection.

It is anticipated that the Forster rig will be on location around the middle of December, 2007. The Forster drilling program will be operated under the direction of the company's newly hired drilling team and will focus on drilling information gained earlier this year.

[Smallcappicker]

Ich hoffe, dass der Druck jetzt langsam raus ist aus der Aktie. Wenn ich es noch richtig weiss stehen hier im Hintergrund Optionsscheine zur Ausübung an bei 1 CAD und bisher hatten einige Aktionäre die Aktien zu höheren Kursen verkauft und wollen/wollten damit die Optionsscheine ausüben. Ich glaube es war Februar, bis wann die Optionsscheine ausgeübt werden können. Das würde wieder neuen Cash in die Firma bringen.....

Je näher also man an die 1 CAD Marke kommt, umso weniger interessant ist dieses Spiel die gehaltenen Aktien zu verkaufen (damit kommt der Markt natürlich unter Druck) und die Warrants auszuüben mit dem dann freien Geld.

[snafur]

Ein Mitschnitt der Telefonkonferenz vom letzten Freitag ist jetzt auf der EOR Homepage verfügbar, unter http://www.enhancedoilres.com/shareholders/519566.wav.

Läuft eine knappe Stunde und ist voll interessanter Informationen.

Insbesondere sehr nett, das Barry sogar die Liste der Fragen aus dem IV Forum (http://www.investorvillage.com/smbd.asp?mb=6738&pt=m) zur Hand hatte und alle beantwortet hat.

Alle Informationen, die dort gebracht wurden, kann ich hier nicht wiedergeben, aber zumindest einige Kernpunkte:

- Die Promotion in Europa wird als sehr erfolgreich angesehen.
JP Morgan hält 7% Anteil an EOR, sie haben zu $1,80 gekauft.
Insgesamt werden derzeit ca 10-12% der Aktien durch europäische (primär institutionelle Investoren) gehalten. Im Februar ist die nächste PR Tour in Europa geplant.
Das Handelsvolumen in Frankfurt ist derzeit noch gering, eben weil das Hauptaugenmerk bei den institutionellen liegt, die über Toronto handeln. Daran will man aber arbeiten.

- Derzeit wird eine neue IR Firma gesucht, zwei sind in der engeren Auswahl. Damit sollte sich die kritisierte Öffentlicharbeit verbessern - in der Zwischenzeit hatte Don das nebenbei gemacht.

- Die Warrants zu $1,00 (Fällig 19. Januar) wurden nicht verlängert, weil die TSX das zu dem Zeitpunkt des Antrags nicht gestattet hat, da der Aktienkurs noch weit drüber lag.
Barry hat zugegeben, hier Fehler gemacht zu haben, die er in Zukunft vermeiden wird.

- Die Arbeiten an den Ölfeldern gehen zügig voran, mit dem CO2 Teststart in Milnesands wird Ende Quartal I/08 gerechnet. Bis dahin ist noch einiges zu tun, insbesondere muß das Feld zuerst mit Wasser geflutet werden um genügend Druck aufzubauen. Das wird einiges an Zeit dauern.
Ob Chavero danach auch getestet wird, steht noch nicht fest.
Unter Umständen ist das nicht nötig, da es sich um einen "Zwilling" zu Milnesands handelt. Eine Erhöhung der buchbaren Reserven könnte deshalb eventuell auch ohne Test erfolgen.
Das CO2 für die Tests kann per LKW an die Felder gebracht werden.
In der Hinsicht sieht man kein Problem.

- Man hofft in den nächsten Wochen einen Reserve-Report zu den neu aquirierten Ölfeldern fertig zu haben (ist in Arbeit).
Das ist eine Voraussetzung um von der TSX-Venture zum Hauptmarkt in Toronto zu wechseln. Mit dem Aufstieg rechnet man im nächsten Quartal. Dadurch wird die Aktie natürlich weitaus Attraktiver für Investoren.

- Man hat einige Gespräche zum Kauf weiterer Ölfelder in New Mexico, die sich für CO2 Flutungen eignen, geführt.
Aber durch den hohen Ölpreis seien die Forderungen der Besitzer dieser Felder im Moment lächerlich hoch.
Man will hier nicht zu teuer kaufen und wartet noch lieber ab, bis sich gute Schnäppchen ergeben. Kein Grund zur Eile hier, mit dem CO2 hat man eh das nötige Argument für Geschäfte, die die Ölfeldbesitzer "nicht ablehnen können".

- Die neu gebohrte CO2 Zone bei St. John (Abo Reef) wurde 30 Tage getestet und produzierte dann immer noch Gas mit Wasser.
Höchstwahrscheinlich kommt das Wasser aus einer oberen anderen Zone, eingesickert durch eine schlechte Zementierung der Bohrlochverschalung.
Das ist ein Problem bei St. John, man muß die Verschalung sehr genau plazieren und sehr sorgfältig mit dem Zement sein.
Air Drilling ist der richtige Weg, zusammen mit Real-Time Logs um die Verschalungszonen richtig zu setzen.
Derzeit prüft man die Resultate, plant aber derzeit keine weitere Erforschung der neuen Zone.

- Weitere Arbeiten bei St. John an den Brunnen haben die Frage aufgeworfen, wo denn nun wirklich der Gas/Wasserkontakt ist.
Bisherige Produktion von Wasser scheint überall eine Folge von Wasser zu sein, das aus den Seiten ins Bohrloch kommt.
Bisher hat man noch keine definitive Tiefe (und damit Größe) der Gaszone ermitteln können. Auf jeden Fall ist sie jetzt schon größer als bisher immer vermutet. Zudem scheint das Helium mit der Tiefe zuzunehmen. In der Granite Wash Zone wurde ein Anteil von bis zu 0,9% Helium gemessen.

- Das angekündigte Bohrprogramm für 10 Infield Brunnen bei St. John durch eine externe Firma hat einen bestimmten Hintergrund.
Mit diesem Programm plant man mindestens 2 TCF an CO2/Helium als Reserven verbuchen zu können.
Mit diesem Nachweis können dann erste Abnahmeverträge und ein Pipelinevetrag abgeschlossen werden. Wahrscheinlich auch der Bau der Heliumanlage durch Air Liquide.
St. John hat weitaus mehr als 2 TCF an Gas, aber es würde zu lange dauern um das ganze Potenzial zu untermauern.
Barry geht davon aus, das mit den zusätzlichen 10 Brunnen im Quartal I/II 08 der Nachweis von ersten 2 TCF proven erbracht werden kann, sodaß dann Verträge geschlossen werden können.
Das ist natürlich der Dreh- und Angelpunkt der ganzen Geschichte.
Wenn das gelingt, dann ist die Tür in Richtung einer Marktbewertung a la Denbury oder Kinder Morgan (meherer Milliarden) schonmal auf.

Ich habe die Telekonferenz sehr positiv aufgenommen, Barry macht einen guten Job und mit der Abwerbung von zwei Experten von Kinder Morgan sowie einer neuen IR Firma wird er in Zukunft mehr Zeit haben, sich um die strategischen Ziele der Firma zu kümmern.
Im letzten Jahr hatte er einfach zuviele Hüte auf.
Außerdem sehr interessant, wie er als ausgebildeter Geologe über St. John redet, ohne zu beschönigen. Es ist kein einfaches Feld und die Bohrungen dort erforden viel Erfahrung und man lernt immer noch dazu. Trotzdem kann man das Glitzern in seinen Augen selbst über Telefon erkennen. Ich glaube, er ist sich sehr sicher hier die weitaus größte CO2/Helium Reserve der USA in der Hand zu haben.
Alle Aspekte der Firma wurden offen und ehrlich besprochen, ohne zu beschönigen.
Wurde in 07 noch die Bühne geschaffen, wird sich 08 zeigen wie das Stück ankommt. Ich denke nächstes Jahr wird sehr interessant werden.

[Smallcappicker]

Antwort auf Beitrag Nr.: 32.678.451 von snafur am 05.12.07 22:57:09

@snafur

Danke für Deine interessante Zusammenstellung und alles in Deutsch Da macht es gleich viel mehr Spass sowas zu lesen.

[lumonos]

zurzeit ist es ziemlich schwierig zu sagen wie es mit dieser Aktie weitergeht, aber kurzfristig scheint es doch so ,das sie nochmals auf die Tiefsstände von o.50 kan.dollar fällt,oder sehe ich das falsch...........?

[Smallcappicker]

Antwort auf Beitrag Nr.: 32.704.185 von lumonos am 08.12.07 17:09:39

U.a. gibt es 2 belastende Faktoren. Als ich mit dem CEO vor einigen Wochen gesprochen habe, wurde u.a. auf Warrants hingewiesen, die ca. im Februar 2008 auslaufen bei einem Bezugskurs von 1 CAD. Da würde natürlich einiges an Geld reinkommen. In der Vergangenheit haben da evtl. einige ihre Aktien verkauft, die diese Warrants haben und wollen die Aktien wieder über den Bezug billig zurückhaben. Etwas problematischer könnte es ggf. werden, wenn die Warrants nicht ausgeübt werden und evtl. der Erlös aus den Warrants dringend benötigt wird. Leider habe ich die Zahlen gerade nicht mehr im Kopf, wie lange die auch ohne dieses Geld auskommen.

Den 2. Sachverhalt habe ich heute von einem anderen WO-User gefunden und gebe ihn kommentarlos weiter:

Quell: Smallcap Investor!

Tax-Selling - Noch gut eine Woche, dann ist es geschafft!!! -


Viele Investoren fragen sich warum gerade jetzt die Rohstoffwerte so massiv unter Druck stehen, obwohl doch die Rahmenbedingungen sehr gut sind.

Nun, ein Grund für diesen Zustand, ist die alljährliche „Tax-Selling“ Saison.

Was ist „Tax-Selling“?

Wir haben dies bereits letzte Woche beim Panoro Bericht kurz beschrieben. Es werden aus steuerlichen Gründen Aktien verkauft, um Gewinne aus einer Position, gegen Verluste aus anderen Positionen gegen zurechnen.

Im Gegensatz zu Europa (Österreich und derzeit noch Deutschland), sind in Nordamerika die Gewinne aus Aktienpositionen immer steuerpflichtig. Daher werden nicht nur Verlustpositionen verkauft, sondern auch gleichzeitig noch Gewinnpositionen liquidiert um die Gewinne daraus steuerfrei zu lukrieren.


Warum trifft es uns heuer besonders hart?!

Das liegt vor allem an dem sehr guten ersten Halbjahr. Hier sind die Aktienkurse ja massiv angestiegen. Viele Investoren und Anleger haben daher Positionen verkauft bzw. teilverkauft und saßen auf Kursgewinnen, die sie jetzt durch Verkäufe von Verlustpositionen wieder ausgeglichen haben.

Positive Effekte im Jänner!

Der jetzt negative Effekt, kehrt sich jedoch im Jänner wieder um, denn in Kanada zum Beispiel müssen die Anleger 30 Tage warten, bevor sie, die zuvor verkauften Aktien wieder rückkaufen können.

Es stellt sich aber die Frage, ob jeder Anleger oder Investor wieder die gleichen Aktien zurückkauft, oder ob er doch andere Aktien erwirbt, die zuvor durch das „Tax-Selling“ auf ein sehr tiefes Niveau gedrückt wurden.

Derzeit finden Sie sehr viele Aktien, die deutlich unterbewertet sind.

Auf welche Aktien sollten Sie sich daher konzentrieren:

- Mehrprojektcompanys
- Near–Term Produzenten (wenn möglich bis ) oder Small-/Mid-Size Produzenten
- Unternehmen, mit bereits einer Ressourcenschätzung
- Aktien-Kurs sollte unter dem Kurs der letzten Finanzierungsrunde sein

Das gute an diesem „Tax-Selling“ sind vor allem zwei Dinge:

Es läuft diese Woche aus!!!

Es gab selten so viele gute Explorationsunternehmen so billig wie jetzt

Jeder, der daher noch nach guten Rohstoffunternehmen sucht, findet diese derzeit zu wahren Schnäppchenpreisen.

[snafur]

HOUSTON, TX, Jan. 10 /CNW/ - Enhanced Oil Resources Inc. (the "Company") is pleased to provide the following operations and corporate update.

Since our last report to shareholders in December the Company has progressed on several fronts. At the Company's St Johns Helium and CO2 field in Arizona and New Mexico drilling operations are underway after initializing drilling on December 28th, 2007. The Forster drilling rig is currently on the 11-29-31 well location. Operations are currently working on the drilling rig to upgrade pumps. Following completion of this task the well will be drilled to test the Amos Wash reservoir found productive in offsetting wells. The Company is also finalizing a contract for a 2nd rig that is expected to be on location within a week to accelerate the 2008 drilling program. The Company expects that one or two of these wells will be horizontal wells and will target the granite wash reservoir, a major productive interval in the field. Planning for these vertical and horizontal wells is ongoing.

On the testing front the Company has completed a low rate fracture treatment of the fractured basement section that was found productive in the 11-6-31 well drilled earlier last year. This well had previously tested water free CO2 with 1% helium at a constant rate of approximately 260mcfpd for 30 days. The lack of water during the initial production period had indicated that the lowest known gas (LKG) in the field could be lowered by approximately 50ft. During December, the Company perforated the upper Granite Wash interval that was behind pipe in this well to confirm that the well would produce water free gas and therefore confirm the potential increase in LKG. The natural production increase that was obtained from these perforations was nominal, however the well continued to produce water free gas. The low rate frac treatment performed on this well was designed to see if production could be enhanced without water production. The well is currently producing gas and frac fluid and is slowly cleaning up. We will bring you results of this well when available.

At our Chaveroo and Milnesand oil fields work continues to optimize production. The Company continues to work over shut-in wells, upgrade the surface facilities and prepare for the increase in water flooding as a precursor to the CO2 pilot flood. In conjunction with the field work we have contracted with FloCO2 Ltd. to provide liquid CO2 and all necessary surface facilities for the pilot flood. The Company is currently sourcing compressors to re-inject any produced CO2. All necessary permits are being prepared.

As discussed at the last teleconference call to shareholders the Company continues with the preparation of documentation for a potential Toronto Stock Exchange listing. The draft of the NI-51-101 reserve report from Sproule Engineers has been received and is currently being reviewed in house.

The Company is also pleased to report that it has engaged the services of Cawley Gillespie and Associates, a respected oil and gas engineering firm to complete a reserve study on the St. Johns gas field. As part of this process, Cobb Engineering has been retained to provide an update to the 1999 and 2005 resource studies. Data from the 2007 drilling program is being gathered and will be sent to Cobb for input into the update.

On the Corporate front the Company has been in discussions with several Investor Relations firms regarding the preparation of this year's program. An IR firm has been chosen and we expect a contract to be signed shortly and work to start in earnest later this month.

Enhanced Oil Resources Inc. is a development stage, enhanced oil recovery (EOR), company that controls approximately 235,000 acres of land within the St. Johns Helium/CO2 field in Arizona and New Mexico where the Company is developing what is thought to be the largest undeveloped resource of helium and carbon dioxide gases in North America. Independent engineering firms have estimated that the St. Johns field contains approximately 15 trillion cubic feet of in place resources, with a potential recoverable resource of 5 trillion cubic feet. Development of the project could result in the Company becoming one of North America's largest CO2 suppliers and EOR producers. The Company's strategic focus for CO2 delivery and EOR production is the Permian Basin where significant potential exists for enhanced oil recovery from mature, depleted oil fields.

[lumonos]

Antwort auf Beitrag Nr.: 32.789.986 von Smallcappicker am 17.12.07 12:44:35

wann denkst du das wir hier denn tiefpunkt erreicht haben und wie siehst du eigentlich die weiter zukunft für diesen wert?

[snafur]

Über den Wert kann man am besten auf Investor Village diskutieren, reges Forum mit exzellenten Fachleuten (und von der Technik/Layout 1000% mal besser als Stockhouse):

http://www.investorvillage.com/smbd.asp?mb=6738&pt=m

Von einem der Experten dort, ein Link zu seiner ständig aktualisierten Faktenseite (Google Spreadsheet):

http://spreadsheets.google.com/pub?key=po2SljPRQ2JmYfTKIW4pk…

Spannend wird es spätestens ab dem 19 Januar, an dem Tag läuft die Frist für die 17 Millionen $1.00 Warrants aus.

[lumonos]

die frage ist doch ob die 1 dollar halten oder nicht.Es scheint so als ob zurzeit keine positiven nachrichten zu erwarten sind,was dem kurs helfen könnte.

[Smallcappicker]

Antwort auf Beitrag Nr.: 33.317.735 von lumonos am 09.02.08 09:55:28

Eine Investmentbank ist damals sogar zu 1,80 CAD eingestiegen - ich denke viel tiefer wirds nicht fallen. Wenn ich freies Geld habe würde ich selbst investieren. Das Management habe ich kennengelernt, als der Kurs bei 1,30 CAD war. Die Idee ist gut und andere haben schon bewiesen, dass es funktioniert, d.h. es wird kein Neuland beschritten.

[snafur]

Das wird eine langwierige Sache, könnte sich aber wirklich lohnen.
Wirkliche Hammernews sind in den nächsten Wochen nicht zu erwarten, eher im Frühjahr:
- Ergebnisse der Bohrungen bei St. John
- CO2 Tests in New Mexico
- Pipeline Vertrag

Mit der neuen PR Firma gibt es hoffentlich auch etwas breiteres Interesse, nicht nur von den Institutionellen.

Mein Anlagehorizont sind 3-4 Jahre hier, wenn es gut läuft auch länger. Ich bin von der Idee überzeugt, ein Restrisiko bleibt allerdings.

[snafur]

Ein interessanter Artikel gibt einen guten Überblick:

Friday, February 1, 2008
C02 field could unlock Permian oil
New Mexico Business Weekly - by Kevin Robinson-Avila NMBW Staff

A massive carbon dioxide and helium field in western New Mexico soon could shore up oil production in southeastern New Mexico.

Texas-based Enhanced Oil Resources Inc. (EOR) is accelerating development of the St. Johns Field -- a huge reserve on the Arizona-New Mexico border estimated to contain more than 5 trillion cubic feet of recoverable CO2 and 30 billion cubic feet of helium.

The company has been exploring the field since 1994, but CEO Barry Lasker said it is finally getting close to production.

"The company has been working on this for quite a while," Lasker said. "But now we have a new management team and board in place, and we've drawn up a new business plan that has put the project back on the map."

The company, which changed its name from Ridgeway Petroleum Corp. last year, expects to invest upwards of $600 million in the next four years to develop the St. Johns field.
It will build a 350-mile-long pipeline that will pump about 500 million cubic feet per day of CO2 to the New Mexico side of the Permian Basin to increase production at aging oil wells.

Oil companies on the West Texas side have been flooding aging fields with CO2 for nearly 30 years, but the practice has yet to gain hold in New Mexico.

When pumped into old wells, CO2 helps push crude out of hard-to-get-to crevices, said John Bemis, assistant commissioner for oil, gas and minerals at the State Land Office.

"It sweeps through the reservoir much more efficiently than any other product," Bemis said. "It's been very successful in increasing production on the Texas side of the basin, so we're charged up about its potential in New Mexico."

Bob Gallagher, president of the New Mexico Oil and Gas Association, said CO2 flooding could greatly extend the life of the basin.

"I think it will grow a lot on the New Mexico side now because it's proved to be a very effective recovery tool in Texas," Gallagher said. "We have a large number of 40- and 50-year-old fields where producers are having difficulty recovering resources."

Occidental Petroleum Corp. is the only company doing CO2 recovery on a significant scale in the Land of Enchantment. That firm began injecting carbon dioxide into its Hobbs Field in 2003, leading to a substantial increase in production, said Oxy public affairs specialist Stacey Crews.

"When injection began, the field was producing around 4,500 barrels of oil per day," Crews said. "That has increased to approximately 10,000 barrels per day."

For CO2 recovery to spread in New Mexico, a lot more carbon dioxide is needed. Kinder Morgan Energy Partners pumps about 1.2 billion cubic feet of carbon dioxide per day to West Texas from fields in southern Colorado and northwestern New Mexico.

That company invested about $200 million to increase delivery to 1.5 billion cubic feet per day because of rising demand, said Tim Bradley, head of CO2 operations.

"The Permian Basin has been supply limited for a couple of years," Bradley said. "A lot of companies are coming out of the woodwork now that want to do CO2 flooding, so additional sources are needed."

Indeed, Oklahoma-based Chaparral Energy Inc. -- one of the leaders in CO2 recovery in West Texas -- is now exploring for CO2 reserves in Socorro County because of the carbon dioxide shortage, said President and CEO Mark Fischer.

"We've had difficulties getting CO2, so we're looking to develop some additional resources of our own," he said.

Lasker estimates that as CO2 flooding spreads, Permian Basin producers could consume up to 1 billion mcf (thousand cubic feet) per day in additional CO2.

"The demand far outweighs supply," Lasker said. "We think there is tremendous opportunity to bring CO2 into the basin."

The St. Johns Field straddles 235,000 acres along the border in Catron County, with about 60 percent of reserves in Arizona and the rest in New Mexico, Lasker said.

The company has drilled 26 exploratory wells to date, with another 20 wells under development.

"We have two drilling rigs out there now," Lasker said. "We want to get a proven reserve number of at least 2 trillion cubic feet to underpin financing and construction of the pipeline."

When St. Johns starts producing, EOR will first supply its own oil operations in Chaves County, where it recently purchased two fields with a projected 50 million barrels of recoverable reserves.

The company will sell all helium to Houston-based Air Liquide America Corp.

New Mexico will earn royalties on helium and CO2 extracted in Catron County, Bemis said. Helium currently earns about $100 per mcf, and carbon dioxide about $1.30 per mcf, he said.

[Smallcappicker]

Der Kurs der Aktie ist ja wieder schön in die richtige Richtung für die Aktionäre gegangen leider bevor ich das Geld flüssig hatte für mein Investment

Mal sehen, ob es noch mal runtergeht und ich dann vielleicht mal zur richtigen Zeit die Liqui habe und auch investiere...

[snafur]

Antwort auf Beitrag Nr.: 33.407.156 von Smallcappicker am 19.02.08 08:07:52

Ja, hat sich schön erholt. Im Moment bei $1,45 (0,99 Euro).
Woran's liegt? Keine Ahnung. Eindecken der Tax Loss Verkäufe vom letzten Jahr, gute Arbeit der neu angeheuerten PR Firma, die letzte Investorenkonferenz oder irgendwelche Insiderinformationen.

Sollte die Firmenstrategie aufgehen ist es in ein paar Jahren jedoch Wurscht, ob man für $1 oder $1,50 gekauft hat.

[Smallcappicker]

Antwort auf Beitrag Nr.: 33.413.265 von snafur am 19.02.08 16:57:12

Da hast Du recht - ich könnte mir auch vorstellen, dass zusätzlich zu den von Dir genannten Gründen es auch eine Rolle gespielt hat, dass sie die im Februar fälligen Warrants ausgeübt bekommen haben (war vielleicht nicht klar, da der Aktienkurs oft unter dem Bezugspreis von 1 CAD lag) und dadurch genug Geld für die nächste Zeit in der Kasse haben.

[snafur]

Antwort auf Beitrag Nr.: 33.418.753 von Smallcappicker am 20.02.08 07:05:58

Die Warrants waren am 19. Januar fällig.

Wie im Newsrelease vom 30. Januar bestätigt, hat das $10 Millionen in die Kasse gespült:

On Jan. 19, 2008, existing shareholders who purchased approximately 17 million units, in a private placement that closed Jan. 19, 2007, have exercised their right to purchase approximately 9.98 million additional shares in the company, at a cost of $9.98-million. Following the closing of this financing, the company now has available cash, notes receivable and restricted cash of approximately $32-million (U.S.).

[Smallcappicker]

Antwort auf Beitrag Nr.: 33.419.897 von snafur am 20.02.08 09:51:11

Danke, ich wusste es nur noch so ungefähr aus dem Gespräch mit dem CEO dass es in Februar klar ist was aus den Warrants geworden ist (Bei Gesprächstermin sah das aber auch besser aus bei Kursen von 1,30 CAD dass die Warrants ausgeübt werden - später wurde es dann sicher etwas eng...)

[snafur]

Die Sache kommt wieder so richtig ans laufen, man ist jetzt mit 3 Rigs im St. John Feld unterwegs.
Und das mehr als erfolgreich.
Hervorzuheben sind die konstanten 3,1 Millionen Kubikfuß, ein Wert der für diese Zone bisher noch nie erreicht wurde.
Und die Menge war auch noch durch das Testequipment begrenzt, man prüft jetzt mit anderen Testequipment ob noch mehr geht.
Zudem wurde eine neue, bisher unbekannte, Zone nahe der Oberfläche entdeckt.

Vermutlich kommen da jetzt öfters Updates. Wenn die in der Geschwindigkeit so weiter machen, haben sie bald den Nachweis der Produktivität und entsprechende Verträge mit Abnehmern und Pipelinebetreibern schließen zu können.

Die eigenen und fremden Ölfelder im Permian Base lechzen nach CO2.

Air Liquide wird wegen dem helium sicher auch hellhörig.
Die Heliumpreise sind durch die Decke gegangen, es wird dringend benötigt.


HOUSTON, Feb. 26 /CNW/ - Enhanced Oil Resources Inc. (the "Company") is pleased to provide the following drilling update to shareholders.

Further to our last report to shareholders earlier this month the Company now has three drilling rigs and one completion rig operating at the Company's St Johns Helium and CO(2) Field located in Apache County, Arizona and Catron County, New Mexico.

As previously reported the Company had been drilling the 10-2-30 well approximately 3 miles to the south west of the 11-29-31 well to evaluate the potential of the Amos Wash and Granite Wash intervals found productive elsewhere in the field. The 10-2-30 well has now been drilled to a total depth of 2,650 ft and has encountered both the Amos Wash and the deeper Granite Wash pay zones as expected. Analysis of wire line logs run over the Amos Wash zone indicates approximately 120 ft of potential gas pay. Casing was then set at a depth of 2,450 ft and the well was deepened to evaluate the Granite Wash and fractured basement reservoirs seen elsewhere. The Granite Wash/fractured basement zone has now been tested over a period of 6 days and during this test period the well averaged a consistent 3.1 million cubic feet per day of dry CO(2) gas, with no water and a flowing tubing pressure that was consistently above 390 psi. The production from this test period was restricted by the size of the test unit. A larger test unit is now in place and flow testing will now continue to determine if the well can be produced at a higher rate. The flow rate achieved on this test is the highest encountered in the field to date and confirms that air drilling this pay zone offers substantial improvements over traditional fluid drilling. The larger hole size design of this well appears to be of considerable benefit in producing the Granite Wash at higher levels than has been achieved in the past. The 10-2-30 well is located approximately 5 miles north of the productive 10-22-30 well that had previously produced gas at rates of 1 million to 1.7 million cubic feet per day for a period of 12 months before that well was shut in.

Following the drilling and casing of the 10-2-30 well the Forster rig was then moved 50ft to drill the Amos Wash twin well (10-2-30 No. 2) to test the potential pay seen in the original well. That well has now commenced.

As also reported in our last update the Animas Rig 504 was moving to drill the 12-34-29 well to evaluate the Amos Wash and Granite Wash intervals in the northwest end of the field. The well was drilled to a depth of 1,120ft and encountered a high pressure gas zone above the regional seal that required the well to be re-drilled. The rig has now set casing at a depth of 965 ft and is currently drilling ahead at a depth of 1,015 ft to evaluate this high pressure gas zone previously intersected in the original well before drilling on to evaluate the Amos Wash and Granite Wash intervals. The significance of this new potential pay zone is uncertain at this stage.

As previously mentioned the Company had been looking for a third drilling rig to accelerate the drilling campaign. The Company is pleased to report that a Patterson Drilling rig is now on location and has recently began drilling the 12-31-30 well located approximately 3 miles to the east of the 12-34-29 well. The well will be drilled to evaluate both the Amos Wash and Granite Wash zones.

Enhanced Oil Resources Inc. is a development stage, enhanced oil recovery (EOR), company that controls approximately 235,000 acres of land within the St Johns Helium/CO(2) field in Arizona and New Mexico where the Company is developing what is thought to be the largest undeveloped resource of helium and carbon dioxide gases in North America. Independent engineering firms have estimated that the St Johns field contains approximately 15 trillion cubic feet of in place resources, with a potential recoverable resource of 5 trillion cubic feet. Development of the project could result in the Company becoming one of North America's largest CO(2) suppliers and EOR producers. The Company's strategic focus for CO(2) delivery and EOR production is the Permian Basin where significant potential exists for enhanced oil recovery from mature, depleted oil fields.

[Popeye82]

Langsam machts wieder Spaß,
Danke für Deine informative +kompetente Begleitung hier, snafur!

[snafur]

Und weiter geht es mit den guten News. Das sind zwar noch nicht die "Big News", die den Wert erst richtig in Schwung bringen werden, aber schon wichtige positive Informationen.

In den letzten News wurden ja schon Rekordwerte von 3,1 Millionen Kubikfuß pro Tag für den 10-2-30 Brunnen berichtet.
Die Testergebnisse waren jedoch durch das Testequipment begrenzt.
Jetzt hat man neues Equipment installiert und die neuen Tests ziehen einem schon die Socken aus.

6 Millionen Kubikfuß pro Tag, aus nur einem Brunnen.

Und das stabil, die Testergebnisse machen es wahrscheinlich, das sogar mit noch höheren Flußraten produziert werden kann.

Das hat immense Auswirkungen auf den weiteren Projektverlauf.

Man plant ja einen Pipelinevertrag, wenn man mindestens 350 Millionen Kubikfuß stabil produzieren kann.

Mit diesen neuen Aussichten auf Produktionsraten pro Brunnen reduziert sich natürlich die Anzahl der benötigten Brunnen und damit die Kosten und Zeit dramatisch.

Das gleiche gilt für die Heliumproduktion.

Des weiteren geht es mit den 4 Rigs zügig voran im Feld, da werden wohl noch öfter News kommen.

Danke an das neue Bohr- und Ingenieur Team, das von Kinder Morgan abgeworben wurde. Die Leute verstehen es anscheinend sehr gut, solch ein CO2/He Reservoir zu behandeln.

Ein weiteres kleines Rädchen hat damit "Klick" gemacht, um EOR zu einem wirklich großen Player in dem Geschäft zu machen.
Denbury, Kinder Morgan: Aufgepasst, wir kommen.


Enhanced Oil Resources Inc. provides drilling update. Tests 6 mmcfpd from granite wash zone

HOUSTON, March 4, 2008 PRNewswire-FirstCall via COMTEX News Network

Enhanced Oil Resources Inc. (the "Company") is pleased to provide the following drilling update to shareholders.

Further to our last report to shareholders dated February 26th, 2008 the Company has now completed testing of the Granite Wash/fractured basement interval at the 10-2-30 well located within the Company's St Johns Helium and CO(2) Field located in Apache County, Arizona and Catron County, New Mexico.

As previously reported the Company had been testing the 10-2-30 well at a stabilized rate of 3.1 million cubic feet per day of dry CO(2) gas, with no water and a flowing tubing pressure that was consistently above 390 psi. The production during the initial test period was restricted by the size of the test unit and a larger test unit was brought in to determine if the well could be produced at a higher rate. The well has now been tested at various increasing rates and achieved a stabilized rate of 6 million cubic feet per day (mmcfpd) with a flowing tubing pressure of 171 psi. The data achieved from this latest test period indicates that the well could produce at even higher rates if the flowing tubing pressure was further reduced. The Company will model the test data to determine the optimal rate at which this well could be produced.

Following the drilling and casing of the 10-2-30 well the Forster rig was then moved 50ft to drill the Amos Wash twin well (10-2-30 #2) to test the potential pay seen in the original well. That well is now at a depth of 1,150ft and is drilling towards the next casing point expected at 1,700ft.

As also reported in our last update the Animas Rig 504 was re-drilling the 12-34-29X well to evaluate the Amos Wash and Granite Wash intervals in the northwest end of the field. The well has now been drilled to a depth of 2,150ft and casing has been run to the top of the Granite Wash reservoir. The rig has now been switched over to air drilling and is currently drilling towards a total depth of 2,217 ft to evaluate the Granite Wash and fractured basement zones found productive elsewhere in the field. Electric logs run through the Amos Wash interval have indicated net potential pay of 96ft (162ft gross pay) and this is consistent with pay counts seen in offsetting wells.

The Company also reports that the Patterson rig is on location at the 12-31-30 well and has reached the casing point of 2,091 ft at the top of the Granite Wash interval. Following the completion of electric logs the well will be cased at the top of the Granite Wash and the rig will be switched over to air drilling to drill out and evaluate the Granite Wash and fractured basement reservoirs.

EOR Inc.'s President and CEO Mr. Barry Lasker reports "The Company is very pleased with the latest results from the 10-2-30 Granite Wash well. The increase in production, if repeatable, will have a profound effect on the number of wells required to get the field to its initial planned pipeline capacity of 350 mmcfpd and may lead to a substantial decrease on capital required to develop the field. The results also confirm that we are on the right track to improving the well performance by drilling with air and using a bigger casing design than has previously been used in the field. My congratulations go to our drilling team for a great result."

[snafur]

Ein Mitschnitt der letzten Telefonkonferenz (vom Dienstag) ist seit gestern auf der Webseite von EOR verfügbar. Geht etwa eine Stunde und ist ca 20 MB groß:

http://www.enhancedoilres.com/shareholders/Don%20Currie_2008…

Barry gibt darin ein Update zu allen Fronten, an denen im Moment gearbeitet wird.

1) St. Johns: Sehr zufrieden mit den Ergebnissen und der neuen Bohrtechnik (größerer Bohrdurchmesser). Durch schlechtes Wetter und andere kleinere Probleme wird die aktuelle Kampangne dort aber nicht wie geplant Ende März, sondern erst Ende April fertig.
Die Daten werden dann in einen Resourcenreport fließen.

2) Pipeline: Dieser Report ist der Kernpunkt des Pipelinevertrags. Nachdem SunCoast den Report erhalten hat, tickt die Uhr. Die haben dann noch maximal 6 Monate Zeit, um einen endgültigen bindenden Vertrag abzuschließen.
SunCoast wurde extra für diesen Deal von einigen sehr erfahrenen Pipeline Experten gegründet. Die sind an der Geschichte sehr interessiert und Barry glaubt, das sie das Projekt schneller und kostengünstiger abwickeln können, als ein großer Betreiber.

3) CO2 Testflutung: Derzeit wird noch mit Wasser geflutet, um den erforderlichen Druck für eine CO2 Flutung im Reservoir zu erhöhen. Das wird auch noch eine Weile dauern. Parallel werden die Felder modernisiert. Das betrifft alle Komponenten, die ja teilweise schon 50 Jahre alt sind. Alles was an Equipment, Verträgen und Erlaubnissen nötig ist, ist unter Dach und Fach. Endgültige Ergebnisse des Tests werden Mitte des Jahres erwartet.

4) TSX Listing: Sehr viel Papierkram, Barry hofft das EOR bis zum Sommer von der TSX-Venture zur Hauptbörse in Toronto gewechselt ist.

5) Finanzen/Aquise: Der derzeitige Cash reicht ohne Probleme noch für dieses Jahr. Sollte sich jedoch die Möglichkeit ergeben, weitere Ölfelder zu kaufen, dann ist eine weitere Kapitalmaßnahme nötig. Bei den derzeitigen Ölpreisen hocken die Leute aber sehr stolz auf ihren alten Feldern und verlangen zu hohe Summen.
EOR setzt daher mehr auf Joint-Ventures, da ist man schon in Gesprächen. Vorgehen hierbei: EOR liefert Equipment, Know-How und CO2 für die Flutung und bekommt anschließend einen Teil (>50%) der erhöhten Ölproduktion.

6) Promotion: Läuft mit der neuen IR Firma jetzt an, Teilnahme an einigen Konferenzen und Roadshows um noch mehr Institutionelle Investoren zu werben. Im Mai ist Barry wieder in Europa.

7) Personal: Es wird ein COO gesucht, der Barry in Bereich Operations entlastet, damit Barry sich vermehrt auf die Promotion konzentrieren kann. Weiter werden noch mehr Techniker gesucht.

Als nächstes stehen wohl weitere Bohrergebnisse aus St. Johns an. Am nördlichen Ende des Feldes wird derzeit mit horizontalen Bohrungen getestet. Erste Ergebnisse sehen vielversprechend aus.

Man geht davon aus, das man etwa 200 Brunnen benötigen wird, um die gewünschten 350 Millionen Kubikfuß pro Tag produzieren zu können. Kosten dafür: 100 Millionen Dollar.

Ich bleib auf jeden Fall dabei, auch wenn es ein holpriger Weg wird. Das ist nunmal keine kurzfristige Spekulation, das Projekt wird einige Jahre und viel Geld benötigen.
Mit den letzten Ergebnissen und News hat sich aber meiner Meinung nach das Risiko weiter vermindert.

[snafur]

Ein Mitschnitt der Präsentation auf der IPAA 2008 OGIS von Barry Lasker vom letzten Mittwoch ist zum Download verfügbar, als MP3 Podcast oder WMF Präsentation.

http://www.vcall.com/IC/ClientPage.asp?ID=126978&CID

Bei der Frage nach Namen und Mailadresse kann man irgendwas eingeben, wird nicht geprüft.

Recht Interessant, mit Informationen, die bei der letzten Telefonkonferenz nicht zur Sprache kamen.

[Smallcappicker]

Leider hatte ich damals nach dem Treffen mit dem CEO kein Geld gleich zu investieren - es ging dann zwar erst noch runter auf rund 1 CAD aber jetzt schaut es schon erheblich besser aus. Aber vielleicht kommt ja noch eine gute Gelegenheit und man hat die erforderliche Liqui und traut sich dann auch.

[Smallcappicker]

Bei dem aktuellen Ölpreis ist die Aktie auf Sicht von 2 oder 3 Jahren sehr interessant. Wann soll nochmal die Pipeline fertig sein und mit der Produktion begonnen werden?

[snafur]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.126.614 von Smallcappicker am 19.05.08 17:42:01

Nach Plan soll mit dem Bau der Pipeline Anfang 2009 begonnen werden, Fertigstellung und Produktionsbeginn Ende 2010.

Siehe auch:

http://www.enhancedoilres.com/presentations/Europe_May2008.p…

[snafur]

Kurs ist nach den folgenden News soeben von $1,17 auf $1,27 gehüpft.
Die erhöhten Produktionsraten sind sehr gut, da sie die Anzahl der erforderlichen Produktionsbrunnen verringern.

Enhanced Oil Resources, Inc. Re-Enters Well to Increase CO2 Production Rate by 244%

HOUSTON, May 20 /PRNewswire-FirstCall/ - Enhanced Oil Resources, Inc. (TSX-V: EOR) today announced that it re-entered the 10-22-30 well increasing carbon dioxide (CO2) production to 6.2 million cubic feet per day (MMcf/d) gross from the Granite Wash interval, an increase of 244% from the previous production rate of 1.8 MMcf/d gross.
As a result of the increased productivity achieved in several of the recently drilled Granite Wash wells the Company recently decided to re-enter the 10-22-30 well that had been produced at approximately 1.8 MMcf/d for approximately 6 months into a third-party operated dry ice plant. Following adjustments to the downhole configuration the Company achieved the higher sustained rate of 6.2 MMcf/d with no water and a flowing tubing pressure that was consistently above 380 pounds per square inch (PSI). The production during the initial test period was restricted by the size of the test unit and a larger test unit is being brought in to determine if the well could be produced at an even higher rate.

As previously reported, the Company had recently tested the 10-2-30 well, located approximately 3.5 miles to the northeast of the 10-22-30 well at a stabilized rate of 6.0 MMcf/d with a flowing tubing pressure of 171 PSI. This latest test of the 10-22-30 well is the highest flow rate achieved in the Field to date and confirms the exceptional potential of the Granite Wash zone within the St. Johns Field "sweet spot."

The Company is reviewing test data from additional earlier wells in the Field to determine if higher rates could be achieved by redesigning the down-hole configuration of those wells.

Barry Lasker , EOR President and CEO said: "The Company is very pleased with the latest test results from the 10-22-30 Granite Wash well. The increase in production has confirmed that the Granite Wash interval can deliver at substantially higher rates than previously thought and also confirms that we are on the right track to improving the overall well performance within the Field. Since discovering the St. Johns Field in 1994, the Company has drilled more than 36 wells and has long term tested 14 of these wells. In aggregate the field has tested over 30 MMcf/d gross of CO2 at an average rate of 2.2 MMcf/d per well. This is a substantial increase from the earlier estimates of 1.3 MMcf/d. per well."

[snafur]

Das sind mal wieder positive News.

Enhanced Oil Resources, Inc. Announces 37% Increase in Potential CO2 Reserves at St. Johns Helium/Carbon Dioxide Field.
Thursday June 5, 9:00 am ET


HOUSTON, TX, June 5 /CNW/ - Enhanced Oil Resources, Inc. (TSX-V: EOR - News) today announced the results of the 2008 Cobb Report, a resource evaluation report of the Helium (He) and Carbon Dioxide (CO2) reserves within the Company controlled St. Johns He/CO2 field located in Apache County, Arizona and Catron County, New Mexico.
W.M. Cobb and Associates was commissioned by the Company to update the previous reports completed by Cobb in 1999 and most recently in 2005 and has incorporated all new information gathered in the Field since 2005. To date, there have been 36 wells drilled within the St Johns field with 15 wells completed for long term testing. Recent gas flow rates in the Field have been as high as 6.5 million cubic feet per day (mmcfpd) and have confirmed that the resource has considerable deliverability potential.

The latest results have indicated that the St Johns resource is potentially significantly larger than earlier estimates had suggested with potentially recoverable reserves increasing to 8 trillion cubic feet (TCF) of CO2 and 33 billion cubic feet (BCF) of Helium over a 40 year life. With the higher deliverability of in excess of 6 mmcfpd per well achieved from the most recent wells the 20 year production outlook has increased to 6.6 TCF of CO2 and 26 BCF of Helium.

The latest results have been summarized into the following table:

-------------------------------------------------------------------------

___________________20-Year____40-Year_______________20-Year____40-Year

___________CO2_____Recover-___Recover-____Helium____Recover-___Recover-

Case____in_Place_____able_______able_____in_Place_____able_	_able

(TCF)______(TCF)______(TCF)______(BCF)______(BCF)______(BCF)

-------------------------------------------------------------------------

1999_______13.9_______----________6.0_________64_______----_________33

-------------------------------------------------------------------------

2008_-

Mid________13.4________5.9________7.4_________56_________24_________30

-------------------------------------------------------------------------

2008_-

Upside_____15.0________6.6________8.2_________62_________26_________33

-------------------------------------------------------------------------

The results and data incorporated into this study have now been provided to the Cawley, Gillespie & Associates consultant engineering company who will now prepare a Reserve Report along the Society of Petroleum Engineers (SPE) guidelines to determine the current distribution of proven, probable and possible recoverable reserves at St. Johns.
Barry Lasker, President and Chief Executive Officer of Enhanced Oil Resources said: "The results from the latest resource evaluation report from W.M. Cobb and Associates has confirmed that the St. Johns gas field is potentially considerably larger than earlier estimates had suggested and the higher production rates achieved this year from our most recent drilling indicates that significant reserves may be produced over a 20 year period. In this age of high oil prices there is considerable interest in carbon dioxide flooding to enhance oil production from mature, depleted oil fields. The Company stands ready to develop the St. Johns field as soon as possible in order to capture value associated with CO2 flooding its own oil fields in the Permian basin and to supply additional CO2 to other producers in the area."

[mao_1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.246.417 von snafur am 05.06.08 16:26:51

Das sind phantastische News. Bin mal gespannt was die restlichen Löcher und das Reservenupdate bringen wird. CO2-Förderung ist sicherlich kein Thema was grosses Aufsehen verursachen wird. Die Aktie hat jedoch echt Potenzial...

Mao

[Smallcappicker]

Im Moment soll es mal wieder ein PP geben - bin leider nicht flüssig, sonst würde ich da gerne mitmachen, denn ich denke es ist eine sehr interessante Sache.

[snafur]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.321.777 von Smallcappicker am 18.06.08 09:41:10

Hattest Recht mit dem PP, es scheint aber auch schon wieder ausgebucht zu sein für die Institutionellen.
Ich finde den Preis etwas niedrig, aber so läuft nunmal die Chose, wenn man von denen große Mengen Geld will.
Im Retailsektor ist die Aktie ja leider kaum bekannt.

Soeben kam ein Corporate Update über die Ticker, wird sicher ein interessantes Jahr:

6/24/2008 3:06:00 PM (PR Newswire)

Press Release Source: Enhanced Oil Resources Inc.

Enhanced Oil Resources provides corporate updateTuesday June 24, 4:06 pm ET

HOUSTON, June 24 /PRNewswire-FirstCall/ - Enhanced Oil Resources, Inc. (TSX-V: EOR - News; the "Company") today provides the following corporate and operational update.

The Company has been working on a number of initiatives in recent months, including development drilling and testing at the St. Johns CO(2) field, implementing a CO(2) pilot project at the Milnesand oil field, extending the work-over programs at Milnesand and Chaveroo, acquiring additional oilfields within the Permian Basin, finalizing our TSX listing application, making key corporate hires and securing additional financing to ensure we can reach our goals for 2008.

We have completed the drilling and testing of 15 wells at the St. Johns field as part of our 2008 program. Data from these wells were provided to W. M. Cobb and Associates ("Cobb") in order to update a resource study completed in 1999 and revised in 2005. The recent testing of both the Granite Wash and the Amos Wash intervals at rates of up to 6.5 million cubic feet per day (mmcfpd) and 5.4 mmcfpd respectively have dramatically improved the deliverability potential of the field and will potentially reduce the overall capital requirements for the field's development. More importantly, this year's improved test results have accelerated the overall production capabilities of the field, with approximately 75% of the production now possible over a 20 year period rather than the previously anticipated 40 year period. All drilling data, as well as the 2008 Cobb report have now been provided to the independent engineering firm of Cawley, Gillespie and Associates who are in the process of completing a reserve report that will quantify the Proven, Probable and Possible reserves at St. Johns. We expect to receive the final reserve report within 30 to 45 days.

All surface facilities are now in place on the Milnesand CO(2) pilot flood. We are currently completing a down-hole work over of the CO(2) injection well and we hope to have CO(2) injection commencing within the next two weeks. The water injector wells on the outside of the pilot area are all injecting and the pilot area is pressuring up as expected. Total daily injection is averaging approximately 1,000 barrels of water per day.

The Company has been continuing a work-over program at the Milnesand and Chaveroo fields causing current production to increase to approximately 140 barrels oil per day (bopd). With the acquisition announced earlier this month, our daily production has increased to approximately 180 bopd. We are currently reviewing additional work-over potential at our oilfields and expect to start a 40-well work-over program later this summer. As a result of our activity, we hope to have total production of 220 to 250 bopd by the end of the year.

On the pipeline front, SunCoast Energy has recently executed a partnership agreement with Estrella Energy, LP ("Estrella") to jointly develop the Permian CO(2) pipeline project. As previously announced, the proposed pipeline will run approximately 350 miles from the Company's St. Johns Helium/CO(2) field located on the border of Arizona and New Mexico, to the Permian Basin of New Mexico and West Texas. The founders of Estrella, David Biegler and Mike Hunter, have a strong track record in the pipeline, processing and midstream business segments. They were part of the management team responsible for creating Regency Gas Services through the acquisition and development of various gathering, processing and pipeline businesses, that was sold to Hicks, Muse (a private equity fund). Estrella brings extensive management talent, knowledge and experience in the pipeline business to complement the existing management team at SunCoast. The combined partnership team will create a new special purpose entity that will build, own and operate the new pipeline project. The SunCoast-Estrella partnership creates a world class team of executives that will develop the pipeline project that will enable the Company to achieve our business plan objectives.

We are currently reviewing the final application documents for our Toronto Stock Exchange (TSX) listing. As part of the listing process we are awaiting an update from Sproule and Associates on the Milnesand reserve report. Our initial report received earlier this year did not meet the minimum reserves value of $3mm CDN (PV20%) required under the TSX rules. The aforementioned work-over activity completed during the first quarter of 2008 that increased daily production from approximately 60 bopd to 75 bopd was subsequently added to the reserve report. We expect the new report to meet the minimum reserve requirements and be available within the next two weeks. We hope to have the completed application into the Exchange shortly thereafter.

We have recently hired several new oil and gas professionals. On July 1, a new Chief Accounting Officer joins the Company and will be responsible for the completion and timely filing of our quarterly and annual financials. In addition, we have hired a senior landman to assist in the land management of our assets in New Mexico and Arizona. We continue to search for a Chief Operations Officer to manage the day-to-day operations of the Company, allowing other senior management to allocate more time to overall business strategy and meeting the needs of the Company's shareholders and other stakeholders.

The Company recently announced a financing of up to $35 million in both a brokered and non-brokered structure targeting the institutional investor in North America and Europe. Financing is required to ensure that the Company is positioned to take advantage of available oilfield acquisitions. While there is no guarantee that a large acquisition can be made, access to additional capital make such an opportunity more likely. This financing provides the Company with the ability to move diligently should an appropriate opportunity arise.

Finally, we have been busy with our marketing efforts by presenting at the IPAA conference in New York, the Finance and Energy conference in Geneva and Zurich and completing road shows in Europe and much of the US. We intend to present at several conferences in the coming months as we continue to introduce new investors to the EOR story.

[Popeye82]

Hallo Snafur,

mich würde mal interessieren, was Du zu der letzten
Meldung von diesem Unternehmen sagst? ...

http://clients.weblink.com.au/clients/uranium/article.asp?vi…

Popeye

[snafur]

Zur Erinnerung:

Heute gibt es einen neuen Conference Call.
Jeder kann teilnehmen, hier die Infos:

News release via Canada NewsWire, Calgary 403-269-7605
Attention Business Editors:

Enhanced Oil Resources, Inc. announces conference call to provide operations update

HOUSTON, July 23 /CNW/ - Enhanced Oil Resources, Inc. (TSX-V: EOR) today announced a conference call with investors, analysts, and other interested parties scheduled for 11:00 a.m. ET on Tuesday, July 29, 2008, to provide an operations update.

<<
Date: Tuesday, July 29, 2008 at 11:00 a.m. ET
Time: 11:00 a.m. EST
10:00 a.m. CST
9:00 a.m. MST
8:00 a.m. PST
Call: 888-205-4499 (US/Canada) and 403-269-4703 (International)
Passcode: 28482 followed by the number sign.
>>

Replay: Available from Thursday, July 31st, 2008, for 60 days at www.enhancedoilres.com

[snafur]

Webcast von Barry Lasers Präsentation bei der 2008 Oil & Gas Conference gestern in Denver:

http://www.vcall.com/newCoLocated.asp?ID=132236

Einige interessante Statements dabei.

[snafur]

Mannometer, der Öl/Gas Sektor macht keinen Spaß im Moment.
Nachdem die Aktien kaum mit dem Preisanstieg vom Rohöl mitgezogen sind, nehmen leiden sie fast alle jetzt doppelt.
Im Schnitt werden die Aktien der Ölexplorer/Produzenten im Moment so gehandelt wie zuletzt bei einem Ölpreis von ca. $70.
Und das, obwohl inzwischen dort teilweise neue Resourcen entdeckt wurden.
Verglichen mit dem Sektor insgesamt hält sich EOR noch halbwegs passabel.
Neue News heute, der CO2 Pilot läuft. Mit Ergebnissen ist aber nicht vor einigen Monaten zu rechnen, wenn man vorsichtig schätzt.
Auf jeden Fall ist dies einer der wichtigsten Meilensteine. Je besser die Ergebnisse, desto steiler das Aufwärtspotenzial.

2008-09-02 10:28 ET - News Release

Mr. Barry Lasker reports

ENHANCED OIL RESOURCES, INC. ANNOUNCES START-UP OF CO(2) INJECTION AT MILNESAND (SAN ANDRES) UNIT, ROOSEVELT COUNTY, NEW MEXICO

Carbon dioxide (CO2) injection at Enhanced Oil Resources Inc.'s wholly owned Milnesand (San Andres) unit oil field located in Roosevelt county, New Mexico, commenced on Aug. 25, 2008, and over the last seven days injection has stabilized at a daily rate of approximately 0.4 million cubic feet per day.

As previously announced, the Milnesand (San Andres) unit covers 5,000 acres in a 5,500-acre mature oil field that is currently producing approximately 70 barrels of oil per day and has produced approximately 12 million barrels of oil to date, leading to only 13-per-cent recovery of the original 95 million barrels of oil in place. The company's independent EOR consultant, Advanced Resources International (ARI), completed a proprietary screening study of the field for the company and in a report dated March 19, 2007, has estimated that the field could recover an additional 18 million barrels of oil using state-of-the-art CO2 injection processes. These are categorized as contingent resources under National Instrument (NI) 51-101. ARI also estimates that the field has the potential, once fully flooded, to reach an EOR peak production rate of over 5,000 barrels of oil per day. Under NI 51-101 contingent resources are those quantities of oil and gas estimated on a given date to be potentially recoverable from known accumulations but are currently not economic.

Barry Lasker reports: "The start-up of CO2 injection at Milnesand is a milestone event for the company. The anticipated positive response from the pilot project will allow significant value to be added to the company and will enable the company to proceed with full-field CO2 flood development as soon as our St. Johns pipeline is in operation. As we have previously stated, our mission is to build a reserve base in New Mexico where significant EOR potential exists and to leverage our vast CO2 resource into opportunities that will add significant value to the company. We will provide updates over the coming months as we await a positive flooding response."

[mao_1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.953.522 von snafur am 02.09.08 22:22:09

Man kann der momentanen Rückgang beim Ölpreis durchaus auch gute Seiten abgewinnen, vielleicht lassen sich so noch einige gute Ölfelder von EOR akquirieren. Diese Strategie wird langfristig einen enormen Mehrwert für das Unternehmen bringen.

[Popeye82]

Enhanced Oil Resources Inc. – More acquisitions, more growth, more success - Proactive Investors - Nov 7, 2008

- Sam Kiri -
www.proactiveinvestors.com/companies/news/570/enhanced-oil-r…

[snafur]

Ich habe am Freitag meine letzte Position in EOR verkauft.
Meiner Meinung nach ist das immer noch eine interessante Geschichte, aber im Moment sehe ich nach der leichten Erholung mehr Abwärtspotenzial, als Aufwärtspotenzial.
Die Finanzierung des gesamten Projekts mit all seinen Aspekten sehe ich im Moment als sehr kritisch an.
Wie ich das letzte News Release lese, denkt man nun darüber nach, Anteile am CO2 Feld zu veräußern.
Im derzeitigen Marktumfeld wird es da wohl kaum für EOR ideale Abschlüsse geben.
Die Finanzierung der Pipeline ist auch noch so ein Ding, da gab es kein Update ob die Pipeline Firma das überhaupt will bzw. hinbekommt.
Solange die Dinge nicht klip und klar auf dem Tisch liegen, warte ich mit einem eventuellen Neueinstieg noch ab.
Hab' das Geld stattdessen in Gran Tierra gesteckt, hat mehr Potenzial im Moment, wie ich hoffe.
Viel Glück allen noch investierten, ich hoffe für euch, ich liege falsch.