Aus WO geklaut!
News vom Limit-Investor:
Freitag, 22. Oktober 2010
Audax-Energy AU:ADX - Fragen an Paul Fink
Sehr geehrter Herr Fink,
in unserer Investorengruppe sind Fragen zu Gaskondensat aufgetaucht:
1. Gaskondensat - Ist das identisch mit Kohlenwasserstoff-Hydrat?
NEIN. Als Gas Kondensat Vorkommen bezeichnet man eine Erdgaslagerstaette, die auch fluessige Kohlenwasserstoffe enthaelt. Diese werden aber erst an der Oberflaeche fluessig, da sie bei dem hohen Druck und der Temperatur in der Lagerstaette zu Beginn gasfoermig sind. Diese fluessigen Anteile sind sehr wertvoll und verbessern z. B. die Wirtschaftlichkeit einer Gasfeldentwicklung in den meisten Faellen erheblich.
2. Aufgrund der bisherigen Untersuchungen, weiss man um was für einen Kohlenwasserstoff es sich handelt? Methan ?
Wir wissen es nicht mit hoher Genauigkeit, da wir aus Sicherheitsgruenden leider keinen Test durchfuehren konnten und keine Proben entnehmen konnten. Wir koennen aber aufgrund der Gas Chromatographie, den wireline logs von Baker und Schlumberger und in Analogie zu Dougga mit gutem Grund davon ausgehen, dass es sich um Erdgas mit Kondensat und LPG handelt. Im Gegensatz zu Dougga konnten unsere Gas Detektoren aber kein CO2 (Kohlendioxid) feststellen. Das heisst nicht, dass ueberhaupt kein CO2 vorhanden ist, aber im Umkehrschluss koennen wir jetzt mit gutem Grund davon ausgehen, dass der Anteil gering sein sollte.
3. Gaskondensate sollen ein bis zu 164 faches Volumen gegenüber
normalem Gas haben? (1 m³ Kondensat soll 164 vm³ normalem Gas
entsprechen?)
Das kann man so nicht sagen. Was aber korrekt ist, ist dass bei der Expansion des Gases (das auch Kondensat enthaelt) wenn es von der in 2400 Meter tiefen Lagerstaette an die Oberflaeche kommt, eine starke Expansion gibt. Im Falle von Lambouka ist das Verhaeltnis zwischen Lagerstattenvolumen und Volumen an der Oberflaeche etwa 220 (Ihre 164 fache Volumenzunahme wuerde da fast hineinpassen). Damit geht auch eine dementsprechende Volumenzunahme des Kondensats einher, obwohl der Vergleich zu stark vereinfacht, da es bei Kondensat ja auch einen Phasenuebergang von gasfoermig zu fluessig gibt (deshalb wird Kondensat so wie Erdoel in Fass (barrels) angegeben.
4. Ist das Kondensat unter Druck und Temperatur eingeschlossen im Wasser
oder in Gestein?
Siehe oben. Kondensat ist ein Teil des Erdgas. Erdgas un das darin enthaltene Kondensat (hoeherwertige Kohlenwasserstoffe) sind im Porenraum des Gesteins enthalten.
5. So es in Gestein eingeschlossen ist, gibt es technische,
wirtschaftliche Lösungen der Förderung?
Selbstverstaendlich! Das groesste Gas Kondensat Feld der Welt liegt in Quatar und Iran und ist deshalb so attraktiv, weil es 50 Millarden Fass und fluessigem Kondensat enthaelt. ENI (AGIP), TOTAL, STATOIL etc, haben sich schon an der Entwicklung beteiligt. Im deutschen Sprachraum wird es manchmal noch als Gasöl bezeichnet. http://en.wikipedia.org/wiki/South_Pars_/...Dome_Gas-Condensate_field
6. Wann rechnen Sie mit weiteren Auswertungen?
Sie laufen zur Zeit und sollten bis Ende dieses Jahres für Lambouka abgeschlossen sein. Um aber keine Illusionen zu wecken: Absolute Gewissheit haben wir erst nach einem erfolgreichen Test der Bohrung. Und noch eine Klarstellung: In jedem Projekt dieser Groessenordnung ist es ganz normale Praxis in der Industrie dass man vor der Feldesentwicklung noch mindestens ein bis zwei sogenannte Appraisal Bohrungen durchfuehrt, falls die Explorationsbohrung gute Indizien fuer ein Vorkommen angezeigt hat (wie es bei der Explorationsbohrung Lambouka-1 der Fall ist). Ausserdem arbeiten wir mit einer renommierten internationalen Erdoel Ingenieur- und Reserven Zertifizierungs Firma (Tracs - AGR) an einem Konzept fuer die gemeinsame Entwicklung von Dougga, Lambouka und optional einem dritten Gas Kondensat Feld 12 km von Dougga, das wir auf der neuen 3D Seismik sehen, das aber natuerlich erst einmal mit einer Bohrung nachgewiesen werden muss.
7. Kann man schon Vermutungen über die Quantitäten anstellen, oder ist das
erst nach der weiteren geplanten Explorationsbohrung möglich?
Ja, und es sind mehr als nur Vermutungen. Wir haben die zu erwartenden Mengen bereits veroeffentlicht. Darf ich Sie in diesem Zusammenhang auf Folie 17 (von 27) auf unserer neuesten Firmenpraesentation verweisen (auf unserer Website) ? Da wir eine exzellente 3D Seismik haben besteht, was die geometrische Groesse des Fundes betrifft relativ wenig Unsicherheit. Die Unsicherheiten haben vor allem mit der internen Architektur von Lambouka zu tun. Damit meine ich zum Beispiel Porenvolumen im Abiod, das genaue Verhaeltnis von Gas zu Kondensat und ? am Allerwichtigsten ? die Produktivitaet der Lagerstaette. Dies kann nur durch einen sogenannten Test nachgewiesen werden, was uns leider nicht moeglich war. Die starken Spuelungsverluste waehrend des Bohrens und Speziallogs (FMI Log) deuten aber darauf hin, dass gute Fliesseigenschaften (hohe Produktivitaet) zu erwarten sind.
8. Warum ist die zu erwartende Menge - angegeben in der letzen Vorabschätzung - mit "mean" nur als P20 Wert angegeben und somit laut Peter Strachan mit einem Risiko von 80 % versehen? Selbst Birsa und Aingrab hatten ein geringeres Risiko!
Hier liegt eine Verwechslung von voellig unterschiedlichen Zahlen vor. Mit Risiko in ihrem Sinn meint man die Chance mit einer Explorationsbohrung ueberhaupt etwas zu finden. Fuer die Abiod Lagerstaette in Lambouka war das vor der Bohrung in der Groessenordnung von knapp unter 30% (Also 70% Risiko dass wir gar nichts finden). Jetzt haben wir etwas gefunden, damit ist dieses Risiko gleich Null. Es besteht aber nach wie vor die UNSICHERHEIT in Bezug auf die Groesse des Fundes. Deshalb gibt es in unserer Industrie den Begriff der "Appraisal Bohrung" (Untersuchungsbohrung). Ziel dieser "Appraisal Bohrungen" ist es, die Unsicherheiten in Bezug auf Reserven zu minimieren. Danach kann man gruenes Licht fuer die Entwicklung geben, und dann erst dann werden die sogenannten Development Bohrungen (Produktionsbohrungen) durchgefuehrt, aus denen dann endlich das Gas und Oel fliesst (http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=development). Ein ganz normaler Vorgang! (Leider stellt sich mancher Laie immer vor, dass nach der ersten Explorationsbohrung das Oel und damit das Geld sofort sprudelt). Der MEAN Wert der Lambouka Reserven gibt nichts anderes als den statistischen Mittelwert zwischen dem sehr konservativen und dem optimistischen Reservenszenario an. Wenn Sie mich also fragen welches Szenario letztendlich das wahrscheinlichste ist, wuerde ich Ihnen den Mean Wert mitteilen. Der P90 Wert bedeutet, dass es eine 90 prozentige Wahrscheinlichkeut gibt, dass die Reserven groesser als (in unserem Fall) 35 mmboe sind und der P10 Wert bedeutet, dass es eine 10 prozentige Wahrscheinlichkeit gibt, dass der Reservenwert groesser als (in unserem Fall) 129 mmboe ist. Ziel von Appraisal Bohrungen ist es die Differenz zwischen dem P10 und P90 Reserven Werten zu vekleinern und die technischen Details der Entwicklung zu optimieren.
Zuletzt noch eine Antwort auf eine ungestellte Frage. Der Grund warum wir mmboe (Million Barrels of oil Equivalent) verwenden, ist dass es sich sowohl um Gas als auch um Fluessigkeit (Kondensat) handelt und der Gasanteil auf Equivalent Barrels umgerechnet wird, um eine einzige repraesentative Zahl anzugeben. (Wir geben aber in detaillierten Praesentationen auch den Gasanteil in bcf (Milliarden Kubikfuss) und den Kondensatanteil in barrels (Fass) an).
Herr Fink, wir bedanken uns für diese Ausführungen.
LimesInvestor - immer ein Schritt voraus!
http://linshareholder.blogspot.com/2010/10/audax-energy-auad? -----------
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