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Interview mit dem Deltic-CEO am 3. Februar Deltic behält seine Explorationsfreude bei Das unabhängige britische Unternehmen hat erfolgreich Partner ins Boot geholt und bereitet sich auf Bohrungen vor Exploration war in den letzten Jahren auf dem britischen Kontinentalschelf (UKCS) so etwas wie ein Schimpfwort. Das an der AIM notierte Explorationsunternehmen Deltic Energy ist jedoch zuversichtlich, dass es in diesem Becken noch wirtschaftliche Öl- und Gasvorkommen gibt. Und das Unternehmen kann auf die Überzeugungskraft seiner Argumente verweisen, nachdem es im vergangenen Jahr erfolgreich Farm-Out-Vereinbarungen mit Shell im Jahr 2019 und mit der unabhängigen britischen Capricorn Energy - damals noch Cairn - abgeschlossen hat. Petroleum Economist sprach mit dem CEO von Deltic, Graham Swindells, um mehr über die Attraktivität und die Herausforderungen des Wachstums mit dem Bohrer zu erfahren. Was war der Grund für den Erfolg des Capricorn-Farmouts? Swindells: Wir haben eine Gruppe von fünf zusammenhängenden Lizenzen, die sich über den größten Teil von 3.000 km² des mittleren Nordseehochs am nördlichen Rand der südlichen Nordsee (SNS) erstrecken. In den letzten Lizenzvergaberunden haben wir dieses wirklich starke strategische Fundament aufgebaut. Das Herzstück des Portfolios ist die Lizenz P2428, die wir als Cupertino-Lizenz bezeichnen, obwohl das Cupertino-Kohlenstoffvorkommen nur eines von drei Vorkommen in dieser Lizenz ist - die anderen sind das Zechstein-Riff-Vorkommen in Plymouth, das erste oder primäre Ziel, und Richmond, ein klassisches Leman-Vorkommen. Das Schöne an dieser besonderen Lizenz und der Grund, warum sie uns so gut gefällt, ist, dass sie praktisch am Schnittpunkt einer Reihe von wichtigen Spielwegen liegt und auf mehreren geologischen Ebenen aussichtsreich ist. Für das Farm-Out gab es ein erhebliches Interesse, und wir waren glücklicherweise in der Lage, ein wettbewerbsorientiertes Verfahren durchzuführen. Warum haben wir uns letztendlich für Capricorn entschieden? Als ein Unternehmen, das derzeit nicht in der SNS (Süd-Nordsee) tätig ist, war Capricorn sehr daran interessiert, sich in diesem Becken niederzulassen. Und es wurde sehr früh klar, dass Capricorn sein Interesse über die Cupertino-Lizenz hinaus ausweiten wollte, was uns dazu veranlasste, über den Rest unseres Portfolios in diesem Gebiet zu sprechen. Letztendlich haben wir das Farm-Out auf die Cadence-Lizenz und eine Gruppe von drei Lizenzen zwischen Tolmount und Breagh - die wir South Breagh nennen - ausgedehnt, wo es erhebliche zusätzliche Möglichkeiten gibt. Wir waren aus mehreren Gründen erfreut, mit Capricorn zusammenzuarbeiten. Wir hätten auch mit anderen Unternehmen zusammenarbeiten können, aber letztendlich gefällt uns die Tatsache, dass wir einen neuen Marktteilnehmer ins Boot holen, bei dem es sich eindeutig um ein Unternehmen handelt, das sich in der Vergangenheit stark für die Exploration engagiert hat. Auch wenn Capricorn bisher keine SNS-Fußabdrücke hatte, so hat es doch in der Vergangenheit immer wieder neue Becken erschlossen und erschlossen.

Das Geschäftsmodell ist genial: Als Prospect Generator besorgt sich Deltic Lizenzgebiete, erkundet diese durch seismische Messungen und holt sich JV-Partner mit „dicken Brieftaschen“ ins Boot, die dann die Bohrungen (ganz oder zum größten Teil) bezahlen. Die JV-Partner sind dann auch Operator und tragen mit ihren Erfahrungen und know-how dazu bei, dass – bei erfolgreichen Testbohrungen – die Lagerstätten professionell ausgebeutet werden. Für Deltic geringe CapEx, weniger Risiko. Q2/2022 werden wir dann die 1. Bohrung durch Shell im „Pesacola“-Feld sehen. Gefolgt von „Selene“ in Q1/2023 (auch Shell). In 2023 kommt dann auch Capricorn hinzu mit „Cupertino“ und „Cadance“. Wobei ich davon ausgehen, dass Capricorn schon in 2022 die Entscheidung für Testbohrungen treffen wird. Da kommen somit im Laufe der nächsten Monate bis 1 ½ Jahre viele potenzielle game changer.

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Gestern auf Linkedin Deltic Energy Plc is confident there is still economic oil and gas to find on the UK continental shelf. And it can point to the persuasive power of its argument, having completed farm-out deals with Shell in 2019 and Capricorn Energy PLC last year.  Petroleum Economist spoke to Deltic CEO Graham Swindells to find out more about the attractions and challenges of growth via the drill bit. https://lnkd.in/gkc9JBcw Deltic Energy Plc ist zuversichtlich, dass es auf dem britischen Festlandsockel noch wirtschaftliche Öl- und Gasvorkommen gibt. Und sie kann Und das Unternehmen kann auf die Überzeugungskraft seiner Argumente verweisen, nachdem es im Jahr 2019 Farm-Out-Geschäfte mit Shell und im vergangenen Jahr mit Capricorn Energy PLC abgeschlossen hat. Petroleum Economist sprach mit dem CEO von Deltic, Graham Swindells, um mehr über die Attraktivität und die Herausforderungen des Wachstums mit dem Bohrer zu erfahren.

Das Erdöl- und Gasunternehmen Deltic Energy hat eine verbindliche, bedingte Betriebsvereinbarung über fünf seiner südlichen Nordsee-Gaslizenzen mit Deltic und Capricorn Capricorn Energy abgeschlossen, deshalb habe ich gekauft. Deltic Energy Plc gab bekannt, dass es eine verbindliche, bedingte Farm-out-Vereinbarung ("Farm-out-Vereinbarung") in Bezug auf fünf seiner Gaslizenzen in der südlichen Nordsee mit Cairn Energy PLC ("Cairn") durch Cairn's vollständig abgeschlossen hat Tochtergesellschaft Nautical Petroleum Limited. Gemäß den Bedingungen der Farm-out-Vereinbarung erwirbt Cairn eine 60 %-Beteiligung an jeder der Lizenzen P2428 (Gebiet Cupertino) und P2567 (Cadence) und eine 70 %-Beteiligung an jeder der Lizenzen P2560, P2561 und P2562, die sich zwischen Breagh befinden und Tolmount-Gasfelder. Deltic wird einen Anteil von 40 % an den Lizenzen P2428 und P2567 und einen Anteil von 30 % an den Lizenzen P2560, P2561 und P2562 behalten. Cairn wird 100 % eines vereinbarten Arbeitsprogramms für jede der fünf Lizenzen finanzieren, bis zu dem Punkt, an dem für jede Lizenz eine Bohr- oder Fallentscheidung getroffen wird, was die Aufnahme neuer seismischer Daten über Lizenz P2428 beinhalten wird. Nachdem die Farm-Out-Vereinbarung bedingungslos geworden ist, wird Cairn Deltic eine Vorauszahlung in Höhe von 1 Mio. USD als Beitrag zu den historischen Kosten leisten, die Deltic in den Lizenzgebieten entstanden sind. Für den Fall, dass eine Bohrentscheidung auf P2428 und P2567 getroffen wird, die die am weitesten fortgeschrittenen Prospektionsgebiete enthalten, wird Cairn 70 % der Kosten des zuerst gebohrten Bohrlochs übernehmen, vorbehaltlich einer Brutto-Bohrlochkostenobergrenze von 25 Millionen USD. Der Abschluss des Farm-Outs ist abhängig vom Abschluss einer gemeinsamen Betriebsvereinbarung und der Einholung von standardmäßigen behördlichen Genehmigungen der Öl- und Gasbehörde, vorbehaltlich einer dreimonatigen Rücklaufsperre. Cairn wird nach Abschluss Betreiber aller fünf Lizenzen. P2428 (Cupertino-Gebiet) und P2567 (Cadence-Gebiet): Das Lizenzgebiet P2428 wurde in der 30. Offshore-Lizenzierungsrunde zuerkannt und enthält Schürfgebiete und Vorkommen auf mehreren geologischen Ebenen. Das von Deltic identifizierte Schlüsselprojekt ist das Plymouth-Projekt, eine große Zechstein-Karbonat-Anhäufung, die mit Deltics Pensacola-Projekt und der Entdeckung Crosgan vergleichbar ist. Andere Spuren wurden in den Abschnitten Leman Sandstone und Karbon identifiziert. Das Gebiet wird derzeit auf alten seismischen 2D-Daten abgebildet, die bis in die frühen 1990er Jahre zurückreichen, und es werden neue seismische 3D-Daten erworben, um eine Bohrlochinvestitionsentscheidung für diese Lizenz zu unterstützen; Die Lizenz P2567 wurde in der 32. Offshore-Lizenzierungsrunde vergeben und enthält Prospektionsgebiete im Buntsandstein der Trias und im Karbon.

Lizenz P2437 – Selene (50%-Anteil) Lizenz P2437 liegt in der Nachbarschaft einiger anderer Gasfelder, wie z.B. „West Sole“. West Sole wurde von British Petroleum (BP) entdeckt. Es befindet sich im Sole Pit-Gebiet des Permischen Beckens der südlichen Nordsee im britischen Block 48/6. BP hatte Gasproduktion in 1967 aufgenommen. Die ursprünglichen Reserven belaufen sich auf 1.873 TCF, von denen 1.335 TCF gefördert wurden. In der Nähe von P2437 liegt auch das Barque Field, das von Shell und Esso betrieben wurde und nicht mehr aktiv ist. Das Gasfeld wurde früher übersehen Deltic hatte das Glück, dass frühere seismische Messungen die Gasfelder in P2437 übersehen hatten. Die Technologie damals war noch zu ungenau. Die heutigen Spezialisten für geotechnische Bodenuntersuchung bzw. geologische und geophysikalische Untersuchungen - wie z.B. Fugro - setzen 3D-Verfahren sowie Technologien zur Tiefenumrechnung (Tiefenkonvertierung) ein, die den früheren Betreibern nicht zur Verfügung standen. Die Tiefenkonvertierung ist eine Methode, eine notwendige Bewegung in der seismischen Reflexionsmethode zu erzeugen, die im Allgemeinen die Messung der akustischen Wellenausbreitung in der tatsächlichen Tiefe des großen Objekts darstellt. Es scheint kompliziert zu sein, wie es auch hin und wieder ist, denn im Grunde genommen ist die Erde kein flacher homogener Felsbrocken. Die Erde besteht aus zahlreichen Elementen und unzähligen Schichten aus mehr als nur ein paar Gesteinsarten, die sowohl unterschiedlich dick als auch verschiedenartig sein können. Einige Gesteinsschichten sind durchlässiger als andere, während andere sehr dick und stark sind. Das liegt daran, dass es sich um verschiedene Arten von Gestein handelt. Mit der modernen Tiefenkonvertierungs-Technologie konnte die Wahrscheinlichkeit von Gasvorkommen in P2437 nachgewiesen werden. Shell als großer Partner Im April 2019 wurde bekannt gegeben, dass Shell U.K. Ltd. seine Option auf die Lizenz P2437 und insbesondere auf das Selene-Prospekt ausgeübt hat. Nach Abschluss der Transaktion im August 2019 hat Deltic eine 50 %ige Arbeitsbeteiligung an der Lizenz P2437 an Shell übertragen. Im Gegenzug zahlte das Unternehmen 600.000 USD in bar und Shell übernimmt 75 % der Kosten für die erste Explorationsbohrung auf der Lizenz bis zu einem Bruttobohrpreis von 25 Mio. USD. Ressorcen 271 BCF mit GCoS 70% Die seismischen Messungen ergaben eine Ressourcenschätzung (P50) von 271 BCF. Die Chance (GCoS) wurde auf zuletzt 70% erhöht. Die endgültige Investitionsentscheidung für die Bohrung steht noch aus. Die Budget-Genehmigung bei Shell soll im 2. Hj 2022 erfolgen. Der Plan sieht dann die Bohrung für Anf. 2023 vor. Weiter Nordsee-Projekte sind vorhanden, werde ich später zu kommen.

Die Bohrung dieser Schlüsselbohrung auf Pensacola hat das Potenzial, für Deltic einen Wandel herbeizuführen, und ist ein entscheidender Schritt bei der Evaluierung des äußerst aussichtsreichen Zechstein-Riffs, das wiederum das Potenzial hat, die Exploration in der südlichen Nordsee neu zu beleben", so Deltic. Geschätzte Ressourcen 309 BCF (P50) "Nach der Neuinterpretation der neuen seismischen 3D-Daten von Fugro GB North Marine Limited, die über dem Prospektionsgebiet gewonnen wurden, schätzt Deltic, dass das Pensacola-Prospekt potenzielle Bruttoressourcen von 309 BCF enthält (mit einer Spanne P90 mit 39 BCF bis P10 mit 1.181 BCF), was Pensacola zu einem der wirkungsvollsten Explorationsziele macht, die in den letzten Jahren im Gasbecken gebohrt wurden", so der CEO von Deltic. "Die neue Interpretation der seismischen 3D-Daten durch das Shell/Deltic-Joint-Venture hat zu einer deutlich verbesserten Einschätzung der GCoS (geologischen Erfolgschancen) des Projekts geführt, die sich von 20 % auf 55 % erhöht haben", so Deltic. "Shell erwartet, dass die Bohrung im Mai 2022 abgeteuft wird, und dieser Zeitpunkt ermöglicht es dem Joint Venture, eine Bohreinheit zu nutzen, die von Shell im Rahmen einer Bohrkampagne mit mehreren Bohrlöchern unter Vertrag genommen wird, was wiederum vorteilhafte Tagessätze und betriebliche Effizienz für das Joint Venture mit sich bringt. Deltic ist für seine 30 %ige Beteiligung an der Bohrung weiterhin voll finanziert", so Deltic. Mit dem Beginn der Bohrvorbereitungen für Lizenz P2252 – Pensacola in Q2/2022 können erste Ergebnisse in Q3/2022 erwartet werden. Unabhängig davon wird in Lizenz P2437 – Selene (50%-Anteil) die erste Bohrung Anf. 2023 geplant. Endgültige Investitionsentscheidung für diese Bohrung steht noch aus, ist aber in H2/2022 zu erwarten. Bei positiven Bohrergebnissen mit anschl. Entscheidung für eine Produktion - entweder in P2252 – Pensacola oder in P2437 – Selene müsste es m. E. zu einer Neubewertung von Deltic kommen. Ich gehe dann von 2stelligen Kursen in GBp aus (aktuell einstellig). Trotz der Risiken einer Trockenbohrung, haben wir hier 2 verschiedene Projekte mit relativ kurzfristigen Bohrungen (Q2/2022 und Q1/2023), und es besteht die reelle Chance für mind. 1 Hauptgewinn. Die weiteren Projekte habe ich dabei noch nicht erwähnt ...

Deltic Energy vom Explorer zum baldigen Gasproduzenten AIM: DELT WKN: A1JYS0 ISIN: GB00B6SYKF01 Aktienkurs: 2,35 GBp = 0,0285 € oder $ 0,0315 Aktien/Optionen ca. 1,5 Mrd. MK: GBP 35 Mio. = € 42 Mio. oder $ 47 Mio. Web: https://www.delticenergy.com/ -------------------------------------------------------------------- Deltic Energy, mit Öl- und Gas-Lizenzgebieten in der Nordsee, gehört m.E. zu den erfolgversprechendsten Gas-Explorern mit Aussicht, bald zu den Gasproduzenten zu gehören. Befasst man sich mit Deltic´s Beteiligungen an den diversen Nordsee-Lizenzgebieten, ergibt sich ein Potenzial, dass die derzeitige Aktienbewertung lächerlich erscheinen lässt. Wir sprechen hier nicht von irgendeinem Wildwest-Explorer der viel verspricht und wenig hält, sondern einem Explorer mit Partnern wie Shell und Capricorn Energy (früher Cairn Energy). Ich werde zunächst nur das Projekt „Pensacola“ im Lizenzgebiet P2252 vorstellen. Die anderen Projekte bzw. Lizenzgebiete kommen als weiteres Potenzial hinzu. Lizenz P2252 – Pensacola (30%-Anteil) Das britische Gasunternehmen Deltic Energy (früherer Name: Cluff Natural Resources) und der Ölmulti Shell haben beschlossen, im Jahr 2022 in der Nordsee vor Großbritannien eine Bohrung im Pensacola-Gebiet durchzuführen, an dem Deltic als Mit-Betreiber mit 30% Anteil beteiligt ist. Anfang 2019 hatte Shell von Deltic (damals noch Cluff Natural Resources) einen 70%igen Anteil an dem Lizenzgebiet P2252 abgekauft. Für Deltic ergeben sich daraus die Vorteile, dass Shell mit seiner großen Erfahrung und seinen Experten zum einen als Betreiber fungiert, und zum anderen die kompletten Kosten der Bohrung übernehmen wird. Das Pensacola-Gebiet in der Nordsee liegt nordwestlich vom Breagh Gasfeld Das Breagh-Gasfeld wurde ursprünglich von RWE Dea (70 % Beteiligung) betrieben, bis das Eigentum 2015 an INEOS übertragen wurde. INEOS betreibt das Feld mit einem Anteil von 70 %, während Sterling Resources die restlichen 30 % besitzt. Das erste Gas aus dem Feld wurde im Oktober 2013 mit einer Gesamt-Durchflussrate von 2,75 Millionen Kubikmetern Gas pro Tag gewonnen. In der ersten Phase produzierte das Feld jährlich ca. 1 Milliarden Kubikmeter Gas (ca. 30.000 bis 35.000 MMSCF = million standard cubic feet). In den Folgejahren wurden durchschnittlich 20.000 bis 25.000 MMSCF gefördert. Das sind Jahresumsätze von $ 600 Mio. bis $ 800 Mio. Das förderbare Gasvorkommen des Breagh Gasfelds wurde damals auf 600 BCF geschätzt. Shell als Betreiber und Deltic als Partner in der Lizenz P2252 in der Nordsee haben inzwischen eine positive Investitionsentscheidung für die Bohrung des hochinteressanten Pensacola-Prospekts getroffen.

Moin Moin Leute✌🏼, ist hier auch jemand investiert?