An Informationen mangelts bei Lexington einmal nicht. Das die Aktie derzeit
kaum gehandelt wird (angeblich sind von insgesamt 40 Mio. Shares immerhin
ca. 18 Mio. in Streubesitz) werte ich einmal positiv.

Ich danke Pate100 bereits im voraus für seine, wie immer, informative Einschätzung
der News.

Lexington Resources Announces South Lamar Prospect Drilling Update
Thursday September 7, 9:20 am ET


LAS VEGAS, Sept. 7 /PRNewswire-FirstCall/ -- Lexington Resources, Inc.'s (OTC Bulletin Board: LXRS, Frankfurt, Berlin: LXR) (the "Company"), announces the early production of 310-350 MCF/Day from the Peyton 1-25 vertical gas well, 100-110 MCF/Day gas from the Company's Nicole 1-23H horizontal coal bed methane ("CBM") well, and 40 MCF/Day gas from the Company's Dylan1-24H horizontal CBM well. The Dylan 1-24H is set to be fracture stimulated in the near term to enhance production. All the wells are located on the Company's South Lamar leases and utilize area developed pipeline and compressor infrastructure. The Company and Dylan Peyton, LLC are 50% working interest partners in the development of South Lamar Prospect.
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The Company and Dylan Peyton, LLC have deep rights to the approximate 900+ acres in the South Lamar Prospect with possible Woodford and Caney Shale unconventional gas zones as well as other traditional deep and shallow gas sands. There are successful Woodford Shale completions in close proximity to the north-east, north-west, and southerly directions from the South Lamar Prospect acreage. As the South Lamar Prospect acreage is now held by production, the Company will continue to monitor data evolving Woodford Shale development in the area to aid future possible Woodford Shale development on the Company's South Lamar Prospect.


 

hat sich leider überschnitten!  

Peyton ist ja noch ok und konnte etwas erhöht werden seit bekanntgabe der
ersten Messungen. umsatz im Jahr bei 6 $ ca 356.400 USD(50%) Die Bohrkosten dürften
dann nach nem Jahr wenigsten schon rein sein.
Aber 100 Mcf bei Nicole ist mies und die 40mcf von Dylan können
hoffentlich ausgebaut werden.
Mal schauen wies da im Lease weitergeht.

Sehr gespannt bin ich auf die Ergebnisse im Gilbert Lease!
Kann man vom wetter her in Texas eigentlich das ganze Jahr bohren?  

Jahresproduktionschätzung reinstellen. Die alte ist ja nicht mehr so aktuell.  

oder auch midas an! Wie rechnen die eigentlich? Die sind ja Lichtjahre entfernt.
Ich sags ja wenn man nicht alles selber macht!
Und damit verdienen die ihr Geld... tz  

Wie man der Grafik entnehmen kann, sollten wir momentan ca.3224 Mcf Gas
am Tag fördern.
Das würde aufs Jahr gerechnet bei einen Gas Preis von 6 $ ca. 8.760.000 Umsatz
bringen. Bis Ende des Jahres denke ich kann Lexington die Förderung
auf ca. 4000 - 5000 MCF bringen. Dies ist aber schwierig zu prognostizieren, da die
neuen Quellen jeweils die ersten in ihren Bezirk sind und somit keine
Vergleichswerte bieten.

Bei Annnahme von einer Fördererweiterung von 5000 Mcf in 2007 auf dann
10000 Mcf bis Ende 2007 und einen Gaspreis von 6USD/Mcf kann man von
einen Jahresumsatz von 21 Mio. ausgehen.
Dies ist natürlich sehr spekulativ da sowohl Gaspreis und Fördermenge
momentan noch schwer vorherzusagen sind.

Wenn ich von 4.00 USD Förderkosten und administrative Kosten pro MCF
ausgehe dann bleiben 2 USD Gewinn pro Mcf.

Bei 5000 Mcf wären das 3.600.000 Gewinn vor Steuern.

Aber davon sind wir noch ein Stückchen entfernt und einer seriöse Gewinnschätzung
ist meiner Meinung nach für 2007 noch nicht möglich.


Meinungen dazu?  

Bin jetzt ca. 4 Monate hier auf ARIVA, habe aber noch keinen
Thread gesehen, in dem einer eine derart konstruktive Informationen
postet. Du machst hier wirklich Knochenarbeit.

Die Förderungen nehmen langsam ein interessanes Volumen an. Mit steigenden Einnahmen
wird man auch die Explorations-Arbeiten noch schneller hochfahren können.

Ich hoffe man verzichtet auf eine weitere Aktienverwässerung durch KE´s. Dann
wäre Lexington zur Zeit wohl eines der riskoärmsten Investments unter den OTC-Werten
mit ausgezeichneten Wachstums-Persepktiven.

Ein Wechesel an die AMEX wäre natürlich wünschenswert und würde noch
wesentlich mehr Transparenz bringen!  

Und endlich gibt´s auch wieder etwas Volumen auf OTC!

Last Trade: 0.99
Trade Time: 9:52AM ET
Change:  0.14 (16.47%)
Prev Close: 0.85
Open: 0.85
Bid: 0.86 x 2500
Ask: 0.99 x 2500
1y Target Est: N/A

Day's Range: 0.85 - 0.99
52wk Range: 0.60 - 1.75
Volume: 49,349
Avg Vol (3m): 16,813.8
Market Cap: 38.38M
P/E (ttm): N/A
EPS (ttm): -0.55

 

endlich mal ein bißchen fahrt drin. jetzt bitte dabeibleiben....

@Pate: Kann mich nur charlys worten anschließen und dir für deine tollen analysen danken! inhaltlich stecke ich leider nicht tief genug in der materie um da noch konstruktive impulse zu geben....  

vor ein oder zwei Jahren ging mir der Stuss der in 90% der so genannten
Analysen drin steht so auf den Geist, das ich seit dem nix mehr von den Schrott
lese(oder gar kaufe) und mir alles selber erarbeite.
Klar kostet es einiges an Zeit und es ist ne Menge arbeit aber am Ende
lohnt sich's meistens.
Aber es ist wirklich erschreckend was für einen Müll die meisten Blätter
schreiben! Werden wohl alle dafür bezahlt anders kann ich mir das nicht erklären.
Von zehn Werten die ich mir tiefer anschaue, kann ich vielleicht einen zum Kauf
empfehlen und drei auf die Watch nehmen, der Rest ist meisten vergeudete Zeit.

Ist teilweise sehr frustrierend.



Umsatz ist heut etwas höher. Denke hier geht bald was...:-)


Grüsse
Pate
 

Unter einem Dollar dürfte nur mehr verkaufen wer dringend
"Bares" brauch. Früher oder später wird man die Shares wieder
direkt aus dem ASK kaufen müssen.

Bid: 0.86 x 2500
Ask: 1.03 x 500
 

Erdgas und das Barnett Shale Vorkommen in den USA

Erdgas wird neben Kohle und der Nuklearenergie eine immer wichtigere Rolle in der weltweiten Energieversorgung einnehmen. Die durchschnittliche Nachfragesteigerung für Erdgas der letzten Jahrzehnte betrug cirka 2,6% jährlich, wobei davon auszugehen ist, dass diese Dynamik in den kommenden Jahren aufgrund neuer Transporttechnologien, eines enormen Nachholbedarfs der asiatischen Länder sowie der höheren Umweltverträglichkeit von Erdgas im Vergleich zu Erdöl oder Kohle weiter zunimmt.

Bisher war die eingeschränkte Transportfähigkeit von Erdgas ein limitierender Faktor für eine zunehmende Nachfragedynamik. Durch die mittlerweile ausgereifte Technologie der Verflüssigung von Erdgas zu Liquefied Natural Gas (LNG) kann das Transportvolumen um das 600fache reduziert werden, was unseres Erachtens zu einer deutlichen Zunahme der Erdgasnachfrage führen sollte, da so der in der Reichweite begrenzte Transport über Pipelines umgegangen werden kann. Langfristig sollte die Bedeutung von Erdgas im Vergleich zu Erdöl deutlich zunehmen.

Das Barnett Shale Vorkommen befindet sich im nördlichen Teil des Staates Texas und ist das größte Erdgasvorkommen in den USA. Es verfügt insgesamt über schätzungsweise 40 Billionen Kubikfuß unkonventioneller Erdgasreserven und deckt bereits 58% der täglichen amerikanischen Produktion aus unkonventionellen Gasschiefern ab. Die Bohraktivitäten haben sich gemessen an den aktiven Quellen seit 2000 mehr als versechsfacht. Die für die Versorgung wichtigere Kennzahl der täglichen Erdgasproduktion hat sich in der Barnett Shale Region im selben Zeitraum verfünffacht, was im Wesentlichen von dem technologischen Fortschritt der horizontalen Bohrung, der seismischen 3-D Analyse und zuletzt auch durch den steigenden Gaspreis beflügelt wurde.

Neben der Größe des Vorkommens und der Erschließung über neue Bohrtechnologien ist das als sehr gering einzustufende politische Risiko ein positiver Faktor. Der Zugriff auf die Reserven ist für international operierende Konzerne seitens der amerikanischen Regierung nicht reglementiert.

Die vorliegende Kurzstudie verfolgt die Intention, dem Investor sowohl aufzuzeigen, inwieweit sich der weltweite Mix der Energieversorgung zu Gunsten von Erdgas verschiebt, als auch die Bedeutung der Barnett Shale Vorkommens herauszuarbeiten.


Erdgas bald wichtiger als Erdöl

Erdgas deckt nach Angaben des Statistical Reviews 2006 von BP bereits heute 23% des weltweiten Energiebedarfes ab. Zwar liegt Erdöl mit einem Anteil von 37% noch weit davor, jedoch ist die Nachfragedynamik bei Erdgas wesentlich ausgeprägter. Die durchschnittliche Wachstumsrate des Erdgasverbrauchs der letzten 20 Jahre liegt mit 2,6% p.a. deutlich über der Steigerungsrate beim Erdölverbrauch von 1,5%. Erdgas wird vor allem als Energieträger zunehmend interessanter, da sowohl steigende Erdölpreise als auch die begrenzte Verfügbarkeit von Erdölreserven, die wirtschaftlich gefördert werden können eine Umorientierung auslösen. Die statische Reichweite bzw. die Lebensdauer der Ölreserven liegt aktuell bei 40 Jahren, während die Lebensdauer von Erdgas mehr als Doppelte beträgt.



Hauptverantwortlich für diese überdurchschnittliche Steigerung des Erdgasverbrauchs ist die Entwicklung neuer Transportmöglichkeiten, die den Transportradius erhöhen und gleichzeitig die Kosten reduzieren. Bisher wird der Löwenanteil des weltweiten Erdgastransportes über Pipelines abgedeckt. Hauptproblematik ist dabei jedoch die eingeschränkte Reichweite, der kapitalintensive Bau einer Pipeline und die erhöhte Störanfälligkeit. Um einen Transport ohne Pipelines beispielsweise mit einem Tanker zu ermöglichen, muss Erdgas in einen flüssigen Aggregatzustand versetzt werden. Die bekanntesten Verfahren sind hierbei Komprimiertes Erdgas (CNG - Komprimierung, Druckbehälter), Flüssiggas (LNG - Gasverflüssigung durch Kompression und/oder Kühlung) und Gas-to-Liquids (GTL - Umwandlung in flüssige Kohlenwasserstoffe), die eine bis zu 600-fache Verringerung des Volumens erlauben.



Der Transport für kurze Entfernungen wird aufgrund der höheren Effizienz weiterhin über Pipelines stattfinden, jedoch sollte die Versorgung der rohstoffarmen Länder Japan und Südkorea langfristig zunehmend über LNG- Importe sichergestellt werden. Auch die USA (wie obige Grafik verdeutlicht) setzt zunehmend auf LNG. So haben sich die Importe seit 2000 mehr als verdreifacht. Wir gehen davon aus, dass sich dieser Trend fortsetzt, zumal Erdgas auch als Treibstoff für Kraftfahrzeuge eingesetzt werden kann. Mittlerweile hat sich Flüssiggas sogar als eine eigene Erdgasgattung etabliert, was wiederum langfristig eine positive Wirkung auf den Erdgaspreis haben sollte.

Neben der für den Transport notwendigen Technologien zur Verflüssigung von Erdgas ist auch die erhöhte Nachfrage der asiatischen Länder, allen voran China für die Bedeutungszunahme von Erdgas verantwortlich. Der Nachholbedarf der asiatischen Länder ist gemessen am Pro-Kopf-Verbrauch enorm, so dass wir langfristig weiterhin von einer starken Nachfragesteigerung dieser Länder ausgehen. Im Vergleich zu anderen Energieträgern wie Erdöl oder Kohle ist die Energiegewinnung durch Erdgasverbrennung unter ökologischen Gesichtspunkten günstiger, da der CO2 -Ausstoß spürbar geringer ist. Auch hier erwarten wir gerade im Hinblick auf die Einhaltung der CO2-Reduktionsbestimmungen des Kyoto-Protokolls eine weitere Intensivierung der Energiegewinnung aus Erdgas.

Die Bedeutung von Barnett Shale für die Energieversorgung der USA

Barnett Shale ist das größte US-amerikanische unkonventionelle Erdgasvorkommen. Es befindet sich im nördlichen Texas und erstreckt sich über 13 Tausend km² bzw. 17 "Counties" und wird in ein Kerngebiet und ein Tier 1- und ein Tier 2-Gebiet eingeteilt. Charakteristisch für die Formation ist die "enge" flach verlaufende erdgashaltige organische Schicht, die sich unter einer festen Schiefergesteinsschicht befindet und deren Erschließung mit herkömmlichen Bohrmethoden, abgesehen vom Kerngebiet, nur begrenzt möglich ist. Das Kerngebiet liefert nachhaltige Produktionszahlen und ist mit seinen nahezu konventionellen Reserven weitestgehend erschlossen, da ein sehr hoher Kenntnisstand über die verfügbaren Reserven als auch deren profitable Förderung bereits besteht. Tier 1 besteht größtenteils aus unkonventionellen Reserven, die mit der horizontalen Bohrung weitestgehend wirtschaftlich abbaubar sind. Die Reserven des Außengebiets 2 sind dagegen vollständig unkonventionell und es besteht noch Ungewissheit darüber, welcher Anteil der Reserven förderbar und mit welchem finanziellen Aufwand dies verbunden ist.

Ihren Namen verdankt die Formation John W. Barnett, in der Nähe dessen Grundbesitzes, Barnett Springs Bachs, Geologen am Anfang des 20. Jahrhunderts erste Aufschlüsse eines bituminöse Schiefers entdeckt haben. Noch vor zehn Jahren stellte Barnett Shale für Geologen ein ungelöstes Rätsel dar, da zwar bituminöse Schieferstrukturen auch in den USA relativ stark verbreitet sind, diese jedoch meistens keine thermogenische Gasproduktion erlauben. Im Gegensatz zu anderen Schieferformationen, wie z.B. der Monterey Formation in Kalifornien, der Akken Formation im Willston Becken oder der Bazhenov Formation in Sibirien, die große Ölvorräte umschließen, verfügt Barnett Shale über die für die Gasförderung notwendigen Permeabilität und Porosität.

Die organische Materie in den "engen" flach verlaufenden Schieferschichten mit geringer Gasdurchlässigkeit auf Barnett Shale bildet eine abgeschlossene Gasspeichergesteinsformation, die alle Komponenten eines Fossilenergiesystems bis auf das Deckgebirge aufweist. Gleichzeitig übernimmt das Speichergestein alle notwendigen Produktionsprozesse wie die Erzeugung und die Absorbierung des Kohlenstoffs sowie dessen Spaltung. Die im Speichergestein enthaltenen Erdgasvorkommen sind unkonventionell, da für ihren wirtschaftlichen Abbau der Einsatz von moderner Fördertechnologie, wie z.B. horizontales Bohren, benötigt wird. Die amerikanische Gasproduktionsmatrix zeigt aber auf, dass der Abbau von unkonventionellen Vorkommen in den letzten Jahren stetig zugenommen hat. Nach Prognosen des Departmens of Energy (DOE) in den USA soll sich dieser Trend noch weiter intensivieren. Dabei verfügt Barnett Shale von allen unkonventionellen Gasfeldern auch über die größten Reserven und deren Erschließung wird unter dem Aspekt der neuen Energiepolitik der USA, die vor allem nach Versorgungssicherheit und Unabhängigkeit strebt, große energiepolitische Bedeutung beigemessen.



Gemessen an der Größe geschätzter Ressourcen gehört Barnett Shale mittlerweile sogar zu den Top 10 der größten Gasfelder weltweit. Die vermuteten Erdgasreserven von Barnett Shale werden von Experten auf bis zu 40 Billionen Kubikfuß geschätzt (Advanced Resources, 2005) und mit verbesserter 3D-Messtechnik und verbesserten Abbautechnologien könnte man sogar mit weiteren Steigerungen rechnen. Die Monatsproduktion auf Barnett Shale beläuft sich mittlerweile auf über 100 Millionen Kubikfuß, somit deckt die Formation über die Hälfte der gesamten amerikanischen unkonventionellen Erdgasproduktion aus Schiefergestein ab. Das im Fort Worth Becken gelegene Barnett Shale wird von den Amerikanern auch als "Hottest New Gas Play" bezeichnet, was nicht nur die gegenwärtige Bedeutung unterstreocht, sondern vielmehr auf die Chance für eine unabhängige USamerikanische Energieversorgung hindeutet.

Im Vergleich zu den Gas-Produktionsanlagen im Golf von Mexiko, die aktuell für den Großteil der US-Gasproduktion verantwortlich sind, die aber von Jahr zu Jahr durch immer heftigere Hurrikans bedroht werden, sind auflandige Gasvorkommen zu bevorzugen. Neben der immensen Größe der geschätzten Ressourcen und der immer wichtiger werdenden Bedeutung der unkonventionellen Vorkommen, weist Barnett Shale auch gegenüber anderen auflandigen US-Gasvorkommen weitere Vorteile auf. Einerseits sind die Entwicklungskosten aufgrund einer stark ausgebauten Infrastruktur, vor allem ist hier die Stadtnähe und das angeschlossene Pipelinesystem zu nennen, sehr moderat. Andererseits ist die Trefferquote bei Bohrungen auf Barnett Shale aufgrund geologischer Spezifikationen sehr hoch. Darüber hinaus sollten die Produktionsrückgänge nach Erreichen der Spitzenproduktion sehr langsam und die Projekte dementsprechend langlebig und stabil sein.

Es ist zu erwarten, dass der so genannte "Sweet Spot" der Barnett Shale Formation, das Newark East Gasfeld, in Zukunft gemessen nach Produktionsvolumen das Gasfeld Hugoton in Alaska sogar als größtes auflandiges Fördergebiet ablösen wird. Die Technik, die diesen Boom erst erlaubt hat, nennt sich horizontales Bohren. Bei der vertikalen Bohrung wird senkrecht zum horizontal liegenden Spannungsfeld gebohrt, wodurch nur Erdgasvorkommen gefördert werden können, die unterhalb des Bohrturms liegen. Bei der Horizontalbohrung hingegen ist es möglich, den Bohrkopf seitwärts parallel zu Oberfläche zu steuern. Da die organischen Erdgasvorkommen auf Barnett Shale von einer Schiefergesteinschicht umschlossen sind und als flache Schicht parallel zur Oberfläche verlaufen, erlaubt diese Technologie gegenüber dem vertikalen Bohren einen größeren Kontakt zum Gasreservoir, was einen höheren Ausbeutungsgrad erwarten lässt und kann darüber hinaus auf einer sehr kleinen Fläche betrieben werden. So können beispielsweise sogar große Gasvorräte unter der Stadt Fort Worth liegend gefördert werden.

 

Die bemerkenswerten Produktionssteigerungen (Verdreifachung seit 2001) und die starke Zunahme an aktiven Quellen lässt sich neben der Horizontalbohrung noch durch die Entwicklung der seismischen 3D-Analyse erklären. Mit Hilfe der 3D-Analyse ist es nicht nur möglich, die Lage des Vorkommens genauer zu erkunden, sondern auch dessen Volumen und Ausdehnungsrichtung. Neben den großen Unternehmen wie Devon, die überwiegend im Kerngebiet operieren, operieren auf Barnett Shale auch viele kleinere Unternehmen, die aufgrund ihrer schlanken Kostenstruktur, eine aggressive Expansionspolitik betreiben und Projekte schneller erschließen können. Für die großen Energiekonzerne sind die Personalkosten oft zu hoch, um sich in den Randgebieten von Barnett Shale, die aus einer Vielzahl kleiner Produktionsgebiete bestehen, niederzulassen.

Die Förderung unkonventioneller Erdgasvorkommen ist aufgrund des Einsatzes der Horizontalbohrung teurer als die konventionelle Förderung. Wir rechnen aber damit, dass sich Erdgas in den kommenden Jahren zunehmend als kostengünstige Alternative zum Rohöl und aussichtsreicher umweltfreundlicher Energieträger etabliert. Das sollte unter anderem zur erhöhten Gasnachfrage und einem höheren Gaspreis führen, wodurch sich die Wirtschaftlichkeit der unkonventionellen Gasförderung signifikant erhöhen würde. Noch vor zehn Jahren, bei einem Erdgaspreis von 3 USD/MMBtu, wäre eine Gasförderung auf Barnett Shale unter ökonomischen Gesichtspunkten nicht sinnvoll gewesen. Allerdings gehen wir davon aus, dass der Jahresdurchschnitt beim Gaspreis künftig bis zu 10 USD/MMBTu betragen wird und sich die Produktion auf Barnett Shale kontinuierlich ausdehnt. Die Gasexperten von Pickering Energy Partners erachten einen Erdgaspreis zwischen 5 und 6 USD/MMBtu als Rentabilitätstrennlinie - bei einem Gaspreis von 6 USD/MMBtu ist die horizontale Förderung rentabel, vertikale Bohrungen sind bereits ab einem Preis von 5 USD/MMBtu attraktiv.

Die neuen "Energieinitiativen" und die Gesetze zur Energiepolitik in den USA machen das Streben der US-Regierung nach einer verringerten Abhängigkeit von Einfuhren der Energieträger deutlich. Da rund 20% der weltweiten Gasnachfrage aus den USA stammt, gewinnt in dieser Situation die Gasproduktion in den USA extrem an Bedeutung. Insbesondere sollten sich dabei voraussichtlich unkonventionelle Gasvorkommen, wie Gassandbanken (tight gas sands), Kohlenflözmethan (coalbed methane) und Gasschiefer (shale gas), als die aussichtsreichsten Energielieferanten der Zukunft erweisen. Dabei sind auflandige Vorkommen zu bevorzugen, da diese einfacher erschlossen und in bestehende Versorgungsnetzwerke integriert werden können und nicht von den Klimakapriolen im Golf von Mexiko abhängig sind.

Die unkonventionellen Gasquellen sind bereits für über 40% der US-Gasproduktion verantwortlich und acht der zehn größten Gasfunde der letzten Jahre sind unkonventionell. Bedingt durch den technologischen Fortschritt und einen steigenden Gaspreis wird zudem die Förderung unkonventioneller Erdgasreserven wie Barnett Shale zunehmend wirtschaftlich attraktiver, so dass die unkonventionellen Vorkommen den Großteil des Produktionswachstums ausmachen. Außerdem bleibt der Widerstand gegen andere viel versprechende Produktionsgebiete, wie z.B. Alaska Arctic National Wildlife Refuge (ANWR) oder Outer Continetal Shelf (OCS), wo die Umweltschutzüberlegungen einer Förderung entgegenstehen, weiterhin sehr stark, was die Rolle produzierender unkonventioneller Vorkommen wie Barnett Shale deutlich unterstreicht. Barnett Shale ist das mit Abstand größte und aussichtsreichste Gasprojekt der letzten Jahre, wobei seinem Entwicklungspotenzial eine strategische Bedeutung in der künftigen Energieversorgung der USA zukommt.



Bei der Gesamtbetrachtung der Formation ist festzuhalten, dass die Attraktivität des Kerngebietes am höchsten ist und sich nur in sehr geringem Umfang Produktionserweiterungsmöglichkeiten ergeben. Die Erschließung des Tier 1-Gebietes offeriert ein ausgewogenes Chance/Risikoverhältnis, wohingegen das Tier 2-Gebiet sowohl das höchste Risiko als auch die höchste Chance aufweist. In Tier 2 stehen dabei noch eine Reihe von Testbohrungen aus, die einen besseren Überblick über die Reservengröße geben sollten. Da wir mit einem nachhaltigen Erdgaspreis oberhalb von 6 USD/MMBtu rechnen, ist mit stark steigenden Produktionsausdehnungen in dieser Region zu rechen, wobei die verbesserten Fördertechnologien und die 3D-Analyse dazu erheblich beitragen. Die Unternehmen, die auf Barnett Shale aktiv sind, sollten aus unserer Sicht aufgrund geringer politischer Risiken, eines permanent steigenden Bedarfs, des hohen Entwicklungspotenzials und der Nähe zum Verbraucher mit einem gewissen Aufschlag gegenüber anderen Gasproduzenten bewertet werden.


© Eugen Weinberg


(Quelle: Die Studie wurde im August 2005 von der DZ Bank AG Frankfurt/Main für ihre Kunden publiziert.)

 

 

da sagt Frick einmal "morgan creek" und die Lemminge kaufen sich doof und dusselig, aber eine Lexington nimmt keiner wahr. Naja, so ist wohl der Welten Lauf.....  

Lexington Resources Announces New CBM Drilling on H-9 Prospect
Wednesday September 13, 9:15 am ET


LAS VEGAS, Sept. 13 /PRNewswire-FirstCall/ -- Lexington Resources, Inc.'s (OTC Bulletin Board: LXRS, Frankfurt, Berlin: LXR) (the "Company"), announces the drilling of a new Coal Bed Methane ("CBM") gas well on its H-9 Prospect. The well was drilled by the Company's Arkoma Basin exploration partner, Dylan Peyton, LLC. The Company and Dylan Peyton, LLC are partners in the new Grey 1-22H horizontal CBM gas targeted well drilled in Hughes County, Oklahoma. The Company's Arkoma Basin exploration partner Dylan Peyton, LLC has completed the drilling portion of the Grey 1-22H well. The well will be scheduled for fracture stimulation in the near term.
The Grey 1-23H well represents the Company and Dylan Peyton's first Company operated interests in exploration and development of the approximate 4,650 acre H-9 Prospect. To date, all of the Company and Dylan Peyton's CBM targeted prospects in Oklahoma have received initial exploration and development with the exception of their 320 acre Middle Creek Prospect.

The Company has interests in a total of 12 CBM gas targeted wells to date with production resultant on all prospect acreage; 2 of these wells are pending final completion. A 13th well is still pending final development on the Company's Coal Creek Prospect. A list of the Company's Oklahoma based well interests follows.



   Well            Well Type          Prospect/County      WI        NRI

   Bryce 3-2       Hartshorne Coal,   Wagnon/Hughs        53.2000   40.2741
                   Horizontal

   Caleigh 4-2     Hartshorne Coal,   Wagnon/Hughs        53.2000   40.2741
                   Horizontal

   Kellster #1     Hartshorne Coal,   Wagnon/Hughs        53.2000   40.2741
                   Horizontal

   Kyndall 2-2     Hartshorne Coal,   Wagnon/Hughs        53.2000   40.2741
                   Horizontal

   Lex 1-34        Hartshorne Coal,   Coal Creek/Hughs    43.5625   34.4383
                   Horizontal

   Brumbaugh 1-10  Hartshorne Coal,   Coal Creek/Hughs    18.8889   14.9222
                   Horizontal

   Peyton 1-25     Red Forks Sand,    South Lamar/Hughs   45.0000   35.9912
                   Vertical

   Nicole 2-23H    Hartshorne Coal,   South Lamar/Hughs   45.0000   35.9912
                   Horizontal

   Dylan 1-24H     Hartshorne Coal,   South Lamar/Hughs   45.0000   36.2109
                   Horizontal

   Gates 1-19      Hartshorne Coal,   H-9 Non Op interest 5.0972    4.5309
                   Horizontal         /MacIntosh

   Gates 2-19      Hartshorne Coal,   H-9 Non Op interest 5.0972    4.0396
                   Horizontal         /MacIntosh

   Gray 1-22       Hartshorne Coal,   H-9/Hughs           45.7300   35.6694
                                      Horizontal

   About Lexington Resources, Inc.:
Lexington Resources, Inc. is a junior integrated natural resource exploration company engaged in the acquisition and development of oil and natural gas properties in the United States. Its current operational focus is on gas development initiatives in the Arkoma Basin, Oklahoma and the Dallas Fort Worth Basin in Texas. For further information see: www.lexingtonresources.com
 

Lexington ist wahrlich ein interessanter Wert. In Amerika kann manchmal
über eine Woche  vergehen bis in Summe 100.000 Stück gehandelt werden!

Times & Sales - Frankfurt

Zeit Kurs  Stück  
11:23:17 0,65  3.000  
11:23:00 0,65  1.000  
11:12:58 0,70  100.000  
10:58:33 0,72  2.000  
10:42:35 0,67  7.000  
09:08:07 0,68  925  
 

HANDELSBLATT, Freitag, 15. September 2006, 07:00 Uhr
Verbrauch steigt weiter an

Flüssigem Erdgas gehört die Zukunft
Gerhard L. Single

Neben Öl wird Gas immer wichtiger. Duruch die Verflüssigung wird der Transport per Schiff erleichtert, was den weltweiten Handel ankurbelt. Der Verbrauch steigt weiter an.


HB FRANKFURT. Öl war im vergangenen Jahrhundert der bedeutendste Energieträger - sowohl für das Transportwesen und die Stromerzeugung als auch für den Einsatz als Heizmittel. Nicht zuletzt durch seine fast monopolistische Stellung und der teilweise knappen Verfügbarkeit gilt Öl auch als "politischer Rohstoff". Doch infolge der gestiegenen Rohölpreise sowie eines wachsenden Umweltbewusstseins vieler Staaten und Unternehmen spielt Erdgas als Energieträger eine immer bedeutendere Rolle. Im Schatten des Rohstoffbooms wurden insbesondere im Bereich der Erdgasverwendung und des Erdgastransportes bedeutende Entwicklungen vollzogen, um einen flexiblen Zugang zu den weltweiten Gasreserven zu ermöglichen.

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Im Gegensatz zu Erdöl, das relativ einfach auf dem Schiffs- und Landweg transportiert werden kann, ist der Transport der nicht-flüssigen Form des Erdgases schwieriger. Pipelines können nicht jeden potenziellen Empfänger erreichen und machen denjenigen, der tatsächlich Erdgas über eine Pipeline erhält, in hohem Maße abhängig vom Erdgaslieferanten. So hat beispielsweise Deutschland durch die sich immer weiter verbreitende Nutzung von Erdgas - Deutschland ist der viertgrößte Erdgasverbraucher der Welt - eine hohe Abhängigkeit von den Förderländern Russland, Norwegen und den Niederlanden. Diese drei Länder erbringen nahezu 80 Prozent der Gasversorgung Deutschlands. Andere bedeutende Länder in der Gasförderung sind die USA, Kanada, Großbritannien und der Iran. Sie versorgen derzeit vor allem regionale Märkte. Darüber hinaus werden zunehmend neue Erdgasvorkommen in immer entlegeneren Gebieten der Welt entdeckt.

Um auch diese Gasvorkommen weltweit zugänglich zu machen, erfolgt der Transport zunehmend als flüssiges Erdgas. Das Kürzel LNG (Liquified Natural Gas) bezeichnet die liquide Form des Erdgases durch Abkühlung auf minus 161 Grad Celsius. Spezialschiffe können diese flüssige Form des Erdgases transportieren. Zur Nutzung wird das Flüssiggas schließlich wieder in den ursprünglichen Aggregatzustand umgewandelt. Das Potenzial von Erdgas und vor allem LNG wird deutlich, wenn man die Pläne verschiedener Staaten, den Erdgasverbrauch auszubauen, mit den verfügbaren Vorkommen in Reichweite des Verbrauchers in Verbindung bringt.

Die Förderung von Erdgas als Energieträger resultiert aus der Tatsache, dass die Verbrennung als wirtschaftlich und umweltschonend gilt. Hinzu kommt die universelle Einsetzbarkeit als Heizmittel, zur Erzeugung elektrischen Stroms und in der petrochemischen Industrie. Die Nachfrage nach Erdgas steigt daher seit Jahren schneller als die Ölnachfrage. Um an der Entwicklung des Erdgas- und LNG-Marktes zu partizipieren, sollten Anleger auf Unternehmen setzen, die in diesem Bereich spezialisiert sind. Dazu gehören Aktiengesellschaften, die sich auf die Erdgasförderung oder die Zulieferindustrie konzentrieren oder auch im Spezialsegment der Erdgas-Verflüssigung und LNG-Verschiffung tätig sind. Bei der Auswahl eines entsprechenden Fonds sollten Anleger darauf achten, dass der Fonds in kleinere, mittlere und große Erdgas- und LNG-orientierte Titel investiert.

Gerhard L. Single arbeitet als Investment-Spezialist für die American Express Bank.



 

Man ist auch auf geringe Mengen Öl gestossen:

Lexington Resources, Inc. berichtet über den Bohrfortschritt sowie Fertigstellungen von Quellen auf dem Barnett-Schiefer-Gebiet in Texas

Lexington Resources, Inc. / Research Update

25.09.2006

Corporate News übermittelt durch die DGAP - ein Unternehmen der EquityStory AG. Für den Inhalt der Mitteilung ist der Emittent verantwortlich. -------------------------------------------------- -------

LEXINGTON RESOURCES, INC. Kürzel an der OTCBB: LXRS Kürzel in Frankfurt und Berlin: LXR WKN: AØBKLP,ISIN: US5295611Ø25

ZUR SOFORTIGEN VERÖFFENTLICHUNG Las Vegas, Nevada 25. September 2006

Lexington Resources Inc. berichtet über den Bohrfortschritt sowie Fertigstellungen von Quellen auf dem Barnett-Schiefer-Gebiet in Texas

Las Vegas, Nevada, USA - 25. September 2006 - Lexington Resources Inc. (Frankfurt, Berlin: AØBKLP, OTCBB: LXRS) berichtet, dass seine horizontale Gasquelle Martin Nr. 1H auf dem Barnett-Schiefer im Bezirk Parker County im US-Staat Texas 3,3 Mio. Kubikfuß (85 Mio. Liter) Gas innerhalb von 3 Stunden während der Fertigstellungs und Prüfungsphase der Quelle gefördert hat. Die Quelle wurde dann an die nahe gelegene Pipeline von Devon Energy angeschlossen. Da diese Pipeline mit einem Gegendruck von mehr als 300 Pounds (21 bar) betrieben wird, hat das technische Team von Lexington ein Unternehmen beauftragt, einen Kompressor zu installieren, sodass das Gas freier strömen kann. Die gesamte Förderung der Quelle liegt derzeit zwischen 600 und 800 Tsd. Kubikfuß (17 und 23 Mio. Liter) pro Tag. Das Management erwartet, dass sich die Förderung erhöht oder stabilisiert nach der Installation der Ausrüstung.

Im Bezirk Palo Pinto in Texas hat Lexington die horizontale Quelle Gilbert Nr. 1H auf dem Barnett-Schiefer fertig gestellt und an eine kleine Pipeline mit hohem Gegendruck angeschlossen. Punktweise Messungen zeigten eine Gasförderung von mehr als 1,0 Mio. Kubikfuß (28 Mio. Liter) pro Tag. Die Quelle befindet sich noch in der 'Aufräumphase" nach ihrer Stimulierung und benötigt ebenfalls Kompressionsanlagen zur Stabilisierung und Erhöhung der Förderung. Sie produziert derzeit ca. 400 bis 600 Tsd. Kubikfuß (11 bis 17 Mio. Liter) Gas pro Tag. Auch Öl ist in geringeren Mengen vorhanden, wobei noch keine stabile Förderung erreicht wurde. Diese Quelle ist besonders wichtig für Lexington, weil das Pachtgebiet 1.211 Acre (5 Quadratkilometer) umfasst und groß genug ist, um mindestens 7 weiteren Gasquellen Platz zu bieten, die auf den Barnett-Schiefer abzielen, und damit die Reserven erhöhen können. Die neue fördernde Quelle ist eine der am weitesten westlich liegenden Quellen in der südlichen Hälfte des Barnett-Schiefer-Gasfeldes, die jemals gebohrt wurden, und ermöglicht daher, die Erweiterbarkeit der Grenzen des Gasfeldes besser zu definieren.

Außerdem traf man während der Bohrung der Quelle Gilbert Nr. 1H auf eine neue, bereits durch seismische Untersuchungen identifizierte Zone über dem Barnett-Schiefer, bei der es sich offensichtlich um eine Marble-Falls-Formation handelt. Die Aufzeichnungen von 5.800 Einheiten Gas während der Bohrung lassen es ratsam erscheinen, diesen Abschnitt weiter zu analysieren mit dem Ziel einer Entscheidung darüber, ob ggf. eine weitere Quelle parallel gebohrt oder von der bestehenden Bohrung aus direkt aus der Marble-Falls-Schicht heraus gefördert werden sollte.

Die erste Quelle des Unternehmens auf dem Barnett-Schiefer, die horizontale Quelle Oliver Nr. 1H im Bezirk Tarrant County in Texas wird derzeit daraufhin untersucht, woher der Wassereindrang in der Quelle kommt und so die Förderung vermindert. Anschließend sollen geeignete Schritte unternommen werden, um den Wassereindrang zu stoppen. Falls dies erfolgreich ist, erwartet das Management eine Erhöhung der derzeitigen Förderung von 100 bis 250 Tsd. Kubikfuß (3 bis 7 Mio. Liter) Gas pro Tag.

Über Lexington Resources, Inc.: Lexington Resources, Inc. ist ein junges Explorations- und Bohrunternehmen, das sich auf die Akquisition und Entwicklung von Erdöl- und Erdgas-Lagerstätten in den USA spezialisiert hat. Aktuell konzentriert sich das Unternehmen auf die Entwicklung von Lagerstätten im Arkoma Basin in Oklahoma und im Dallas Fort Worth Basin in Texas. Weitere Informationen finden Sie auf www.lexingtonresources.com

 

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Charly  

LEXINGTON RESOURCES, INC. Kürzel an der OTCBB: LXRS Kürzel in Frankfurt und Berlin: LXR WKN: A0BKLP, ISIN: US5295611025

ZUR SOFORTIGEN VERÖFFENTLICHUNG Las Vegas, Nevada 28. September 2006

Lexington Resources, Inc. schreitet mit der Fertigstellung der Quelle Paradise Park No. 1H auf dem Barnett-Schiefer in Texas voran

Las Vegas, Nevada, USA - 28. September 2006 - Lexington Resources Inc. (Frankfurt, Berlin: A0BKLP, OTCBB: LXRS) gibt bekannt, dass die horizontal gebohrte Gasquelle Paradise Park No.1H, die von Ray Richey Management Company, Inc. betrieben wird und an der Lexington einen Anteil von 10% als Working Interest besitzt, sich der endgültigen Fertigstellung nähert. Die Quelle ist stimuliert (Fracturing) und die endgültigen Fördereinrichtungen und ein Kompressor sind installiert worden in Erwartung unmittelbar bevorstehender Produktion. Aus der Quelle findet der Rückfluss der Stimulierungsflüssigkeit statt und die Quelle zeigt einen Druck an, der auf die zukünftige Förderrate hindeutet.

Die Quelle Paradise Park No.1H verläuft versetzt zu der horizontalen Quelle HHV Land No.1H auf dem Barnett-Schiefer, die von dem Bohrunternehmen Oak Hills Drilling and Operating, LLC im April 2005 gebohrt wurde. Die Quelle HHV Land No.1H hatte eine erste Förderung von ca. 3,6 Mio. Kubikfuß (102 Mio. Liter) pro Tag. Oak Hills wurde auch für die Bohrung der Quelle Paradise Park No.1H engagiert.

Über Lexington Resources, Inc.: Lexington Resources, Inc. ist ein junges Explorations-Unternehmen, das sich auf die Akquise und Entwicklung von Erdöl- und Erdgas-Lagerstätten in den USA spezialisiert hat. Aktuell konzentriert sich das Unternehmen auf die Entwicklung von Lagerstätten im Arkoma Basin in Oklahoma und im Dallas Fort Worth Basin in Texas. Weitere Informationen finden Sie auf www.lexingtonresources.com
 

ok, ok, ich weiß: Hotstocks und Charts sind ein Thema für sich. Aber erstens ähnelt der derzeitige Kursverlauf dem von Anfang Januar diesen Jahres (doppelter Boden) und das auch noch auf gleichem Niveau (ca. 60 cent). Und jetzt auch noch ein paar gute news (Förderbeginn). Also langsam könnte hier mal wieder Fahrt aufegnommen werden. Mich wundert übrigens immernoch, daß bei dem ganzen Hype um Morgan Creek noch kein Seitenblick auf Lexington geworfen wurde. Sind ja schließlich "Nachbarn"!  

heute kam ein interessantes Sec Fillung raus.
" Mid-Year 2006 Reserves and Economic Evaluation"
Ich bin grad am durcharbeiten was ziemlich aufwendig ist.
wenn ich fertig bin schreib ich was dazu.


http://yahoo.brand.edgar-online.com/...spx?FilingID=4676187&Type=HTML
 

Quartalsumsatz April - Juni 06

USD 0,00/USD 645.000

Marktkapitalisierung

USD 207,42 Mio./USD 31,79 Mio.

Die bohren teilweise in benachbarten Gebieten. Ob die Projektpipeline
diese Bewertungsunterschiede rechtfertigt, wage ich zu bezweifeln. Auf
alle Fälle sehr wir bei Morgan Creek wieder einmal einen gelungenen Push-Versuch
mit Frick-Beteiligung.
Vielleicht kommt ja auch einmal Lexington dran?  

das mach ich bei fast allen werten so wo sich die dämliche Meute draufstürzt.

würde so einen gepushten wert auch niemals anfassen.
Und auf dieses Arschloch von Frick und die ganzen anderen Aasgeier kann
ich gut verzichten. widerliches Gesocks...


Viel mehr sorgen macht mir der Gas Preis. sieht überhaupt nicht gut aus!
Hier könnte ernsthaft Gefahr drohen...
 

die auflistungen hier spielen die die jährliche oder monatliche Produktion wieder?

Das ist jetzt z.B die Quelle Martin 1h.

In der ersten Spalte steht -END- MO-YR. Die Zeile darunter fängt dann z.B mit
"12-06" an. Dahinter kommen dann die Produktionsdaten.

Meine FRage ist jetzt sind das die monatlichen Prod. Daten oder die Jährlichen?
Wenn das die jährlichen Prod. daten wären dann würde die Quelle nur 98MCF/Tag
produzieren was ja nicht sein kann!?

Ich seh da nicht durch. Kann jemand weiterhelfen?