Öl-Projekt 88 Energy Project in der heißen Phase

Regel ist der Umsatz an der LSE 3 mal so hoch wie in der Nacht zuvor an der ASX. (war jedenfalls die letzten Wochen so)

US ist echt völlig uninteressant bei 88 (noch).

Leider hat die LSE echt überreagiert.  

haben  heute deutlich angezogen  im BRIEF / GELD ....selten so hohe Stückzahlen gesehen die gestellt werden.

Etwas " undurchsichtig " ist das schon alles mit dem Handel / Kursstellung ....  

Also für mich ist der Wert ein klarer Kauf, wenn nicht jetzt wann dann ?
Hab mich gestern nach dem Kursrutsch schön eingedeckt, meiner Meinung kann's jetzt nur noch bergauf gehen, aber...
Who knows...

Gruß    

man muss ja mal ganz klar festhalten, dass sich am Chance-/Risiko-Verhältnis ja nix geändert hat. Das Risiko des Misserfolgs ist nicht größer geworden. In anderen Shale Plays laufen solche shut-in Perioden mehrere Monate, wir reden hier bei 88E über 6 Wochen.

Lediglich die Zeitschiene wurde nun angepasst. Klarheit haben wir nun eben nicht Mitte / Ende Juli, sondern Ende August / Anfang September.

Und selbst WENN aus dem Well Icewine #2 nicht zu gewinnbringenden Kosten gefördert werden kann, haben wir ja immer noch die konventionelle Ölresource. Die wird ja aktuell gar nicht betrachtet. Also auch für mich ist der Wert aktuell völlig ohne substantiellen Background ausgebombt worden.  

hier und bei bn! :-)  

Siehe nachfolgenden Artikel aus 2013. Die äußerst erfolgreichen Ölfelder Marcellus und Eagle Ford haben bei mind. 2 Operator shut-in Perioden zwischen 30 und 90 Tgaen gehabt!  

 

 

endlich hast du es kapiert! Daumen hoch. Aber setz entweder die Tabletten ab oder nimm mehr davon....

 

 

LSE heute rd. 1,5 Eurocent hinter der ASX hinterher ?

Eigentlich müßten wir in London leicht grün sein (wie mir gestern nach Blick auf den Kurs)  

ist nun leicht grün ;-)  

auf 1,75GBX und damit pari zu 0,029AUD Schlusskurs an der ASX.  

die in London meine Beiträge zu lesen  :-)))

Unheimlich, ein Fall für Akte X.  

Germany aber jemand ordentlich eingedeckt.

Wer gestern bzw vorgestern verkauft hat dürfte sich wieder mal in den A.... beißen....  

einfach ignorieren, auch wenn es schwer fällt (ist ja bei Explorern nichts ungewöhnliches).

Solange von Unternehmen offiziell nichts negatives kommt, ist das Invest für mich immer noch ok.

Ich hab vorgestern jedenfalls nochmal zugekauft.  

dass die Volatilität bei 88E weiter zunimmt je näher wir den Ergebnissen kommen.
Eigentlich bzw. leider aktuell perfekt für Trader. Es wird 2-stellige prozentuale Upmoves geben (wie heute) und auch downmoves. Ich ignoriere das Ganze (wie du schon schreibst).  

ich denke auch, dass man diese "Ausschläge" ignorieren und harte Eier zeigen muss bei diesem Wert, in dieser Phase.

Ich wollte auch bei 0,018 nochmals zuschlagen / nachlegen...aber da ist der Kurs schon wieder nach oben gedreht.

Derartige Werte sind nichtsdestotrotz immer Zockerwerte mit höherem Manipulationsgehalt = Risiko.

Dennoch,- derartige Investments gehört auch in ein Depot finde ich, wenn man auch mal überdurchschnittlich zulangen möchte.

Ich arbeite nach dem Prinzip = Mischkalkulation mit den Chance-Risiko-Werten im Depot.  

Edmonton - Ask an oil company to use water to recover oil and they might laugh it off as nothing but a joke. But a new research-backed concept by petroleum engineering professor Hassan Dehghanpour has companies rethinking procedures.

Soaking – a concept in which oil wells in unconventional reservoirs are shut down for a short time after fracturing operations– actually improves the flow of oil and gas and leads to higher oil and gas production explained Dehghanpour.

“This is relatively new,” said Dehghanpour. “Initially, oil companies didn’t want the water to react with shale because in conventional oil reservoirs the reaction of water with clay minerals can be damaging, but, in unconventional reservoirs such reactions can act as a driving force for extracting oil or gas from the tight rock matrix.”

Dehghanpour was recently awarded the Regional Young Member Outstanding Service Award from the Society of Petroleum Engineers of Canada. This award recognizes his contributions to industry for providing practical solutions, specifically for the responsible development of unconventional oil and gas resources.

His first phase of the project required him to extensively research hydraulic fracturing and help the shale gas and tight oil industry design environmentally friendly fracturing techniques that would optimize operations in Canada. When fracturing takes place, fresh water is used to create pathways (fractures) and penetrate the shale reserves so oil and gas can be produced.

With only 20 per cent of the fresh water being recovered from fracturing, Dehghanpour says it was important to understand where the rest of the unrecovered water went. He found that while a majority of the fracturing water leaks off into the rocks, some of the fracturing water remains trapped inside hydraulic fractures.

“This was an important find because the industry wants to recover the highest amount of water possible and reuse it for future operations and fracturing. We also developed new techniques to characterize the created fracture network by interpreting the chemistry and flow rate of the produced water,” he said. “This helped the industry to evaluate their fracturing operations and the lessons we learned can be applied to future oil and gas development plans.”

After extensive laboratory and field studies, Deghanpour introduced the concept of soaking the fractured oil and shale gas wells. Experiments conducted by him and his graduate students showed that soaking unconventional wells can improve oil and gas recovery by a mechanism called counter-current imbibition.

“During the soaking time, the rock imbibes the fracturing fluid and in turn the oil and gas are expelled out more efficiently,” he explained. “The soaking period provides enough time for the transport of the oil and gas from the matrix to the fracture. The industry didn’t know this mechanism was effective and they are now putting a soaking period into their operational practices. Economically, you want to quickly produce the oil but if you wait, the oil production will be more efficient."  

ja, sehr interessant. Dank für`s Einstellen.

Denke 88 kennt diese Verfahrensweise bzw. wendet diese event. ja auch gerade an.  

18
July
2017
88 Energy Limited
Icewine#2
Operations Update
88 Energy Limited (“88 Energy”, “the Company”, “Operator”) (ASX, AIM: 88E) is pleased to provide
an update on Project
Icewine, located onshore North Slope of Alaska.
Highlights
•
Icewine#2 well shut
-in on 10
th
July to allow for imbibition and pressure build-
up
•
Analyses of flowback results to date ongoing
Icewine#2
Operations Update
The  Icewine#2  well  was  shut
-in  on  the  
10
th
 July  for  a  six  week  period  to  allow  for  imbibition  and  
pressure build up to occur.
Prior to shut
-in, 16% of the stimulation fluid had been recovered from the
reservoir under natural flowback, with trace hydrocarbons returned at surface.
Imbibition,
or  “soaking”,  allows  for  absorption  of  frac  water  into  the  formation,  which  may  displace  
reservoir  water  molecules  that  are  restricting  hydrocarbon  molecules  from  flowing  into  the  created  
fractures.  The  pressure  build  up  data  will  provide  insights  into  the
permeability  created  by  the  
stimulation.  Ultimately,  the  post  shut
-in  well  performance  will  determine  the  next  steps  required,  
such as continuing to flowback naturally or the introduction of artificial lift (eg swabbing).
The  HRZ  shale  shares  several  characteristics  with  other  successful  shales  in  the  Lower  48;  
however, there is no blueprint or benchmark against which it is meaningful to measure performance
as  there  are  also  many  differences.  At  this  juncture,  the  Joint  Venture  is  of  t
he  view  that  further
analyses  are
required  to  determine  what  impact  the  performance  of  the  well  
to  date  
has  on  the  
probability of success for the play. These analyses include, but are not limited to;
•
comparison
of  the  flowback  rate  against  expected  the  expected  flowback  rate  based  on  
reservoir parameters and the successful execution of the fracture stimulation;
•
reconciliation  of  the  petrophysical  model
,  and  the  apparent  in
-situ  hydrocarbons
,  with  the  
hydrocarbons recovered to surface to date.
These analyses are ongoing and wi
ll be communicated once complete.
Further updates will be made as and when appropriate throughout the testing program.
Yours faithfully
Dave Wall
Managing Director
88 Energy Ltd  

Nichts ist verloren.
Am 21.08.2017 wird das Bohrloch wieder geöffnet und dann ist hoffentlich Druck auf der Leitung..
Das scheinen normale (nicht optimale) Verfahrensweisen zu sein.
Da sich die, die gerne nochmal billig einkaufen wollten, jetzt nicht mehr trauen, wird der Kurs wohl auch noch 5 Wochen dahindümpeln..
Ich bleibe dabei und werde nach Finanzlage evtl noch aufstocken.
Sollte Icewine 2 nichts Zutage fördern, mach ich auch noch Icewine 3 mit ;-)

Viel Erfolg!  

man sollte jetzt erstmal die Füße still halten und nichts machen...weder kaufen, noch verkaufen.

Zuvor kamen immer gute News und alles lief prima lt. Updates...aber der Kurs verhielt sich recht bescheiden,- bei der eigentlich guten Aussicht. Dann eine kleine, kleine negative Aussage und der Kurs fällt 45% .... und nun noch das eher "suboptimale Bohrergebnis". Infolgedessen weiter 6 Wochen "warten" ohne Gewißheit was dabei letztlich rauskommt.

Ich bin zwar optimistisch als Investierter, versuche aber die Sachlichkeit nicht zu verlieren in einem Wunschdenken / Glauben.

Mir ist die Situation insgesamt zu "komisch" ...auch das der Kurs vorher nicht wirklich gezündet hat bei den guten Aussichten und eher auf kleine Negative Dinge extrem reagiert.

So verlockend auch der Kurs erscheinen mag derzeit zum Nachlegen..... aber,- Vorsicht ist hier ein guter Ratgeber denke ich derzeit.  

Selbst wenn das mit Icewine 2 nicht klappt und neu gebohrt werden muß.

Die haben schließlich auch noch das konventionelle Vorkommen (über 1 Milliarden Barrel), das alleine schon einen Kurs von mind. 0,20 € rechtfertigen sollte.  

19
July
2017
QUARTERLY REPORT
Report on Act
ivities for the Quarter ended 30
June
2017
The Directors of 88 Energy Limited (“88 Energy” or the “Company”
, ASX & AIM:88E) provide the
following report for the quarter ended 30
June
201
7.  
Highlights
•
Spud of Icewine#2 Production Test well occurred on 24
th
April 2017,
with
the following
key project milestones;
o
   The
Arctic  Fox  drilling  rig  reached  
a  Total  Depth  of  11,450’  on  15
th
 May  2017,  on  
schedule and without incide
nt;    
o
   Wireline logging successfully completed throughout the production interval
;
o
   Stage 1 and Stage 2 stimulation operations completed successful
ly, with over 98% of
the intended proppant volume placed
in the HRZ rese
rvoir
;
o
   Flowback commenced
on
19
th
June 2017
with
~16
% of stimulation fluid recovered
prior
to shut in on 10
th
July 2017, with trace hydrocarbons encountered
during flowback
; and
o
   Drill
ing and production testing expenditure anticipated to be within
budget.
Key Events Subsequent to the Quarter End
The well was shut in on 10
th July 2017 for an anticipated period of 6 weeks to allow for pressure
build up and imbibition to occur.
Icewine#2 Operations
On
6
th
 April
2017,
approval  of  the  Permit  to  Drill  was  granted  by  the  Al
askan  Oil  and  Gas  
Conservation Commission (‘AOGCC’) and shortly thereafter
on 24
th
April the Icewine#2 well was
spudded with the A
rctic Fox rig.
The  well  reached  a  Total  Depth  (‘TD’)  of  11,450’  on  the  15
th
 of  May,  on  schedule  and  without  
incident.  Wireline logging, cementing the 4.5” production liner and demobilisation of the Artic Fox
rig was completed by the end of May.
Log interpretation
to  finalis
e the stimulation design was completed in early June, and the two stage
artificial stimula
tion of the HRZ
reservoir
was
successfully
completed on
19
th
June, with over 98%
of the intended proppant volume
placed
into the HRZ
reservoir
.
Flow  back  from  the  upper  zone  commenced  on  19
th
 June,  with  approximately  8%  of  the  total  
stimulation  fluid  recovered  before  it  became  apparent  that  the  upper  and  lower  zones  were  in  
communication,  which  consequently
 resulted  in  the  drill  out  of  the  plug  between  the  upper  and  
lower zones.  
Subsequent
 to  period  end
the  well  was  shut  in  on  10
th
 July  2017  for  an  anticipated  period  of  6  
weeks, with ~16% of stimulation fluid recovered
prior to shut in
.